程付啟，王永詩，宋國奇，林會(huì)喜，劉雅利

斷陷盆地壓力系統(tǒng)及其成藏特征
——以沾化凹陷孤南洼陷古近系為例

程付啟1，王永詩2，宋國奇3，林會(huì)喜4，劉雅利2

（1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營257015；3.中國石化勝利油田分公司，山東東營257001；4.中國石化勝利油田分公司西部新區(qū)研究院，山東東營257015）

受構(gòu)造演化與沉積過程的控制，斷陷盆地在縱向上會(huì)發(fā)育不同的壓力系統(tǒng)，不同壓力系統(tǒng)的成藏條件、成藏模式及油氣分布規(guī)律等方面都存在差異。為了明確該類盆地的壓力分布與油氣成藏特征，對(duì)沾化凹陷孤南洼陷進(jìn)行剖析。根據(jù)實(shí)測(cè)及測(cè)井計(jì)算數(shù)據(jù)可知，孤南洼陷埋深3000m之上（Es2及其以上地層）古近系的壓力系數(shù)主要為1.0～1.2，為常壓系統(tǒng)；3000m之下（Es3以下地層）壓力系數(shù)大于1.2，為高壓系統(tǒng)。根據(jù)地層壓力及油氣分布，將研究區(qū)古近系劃分為源外常壓和源內(nèi)高壓2個(gè)油氣成藏體系，前者位于烴源巖之上，以斷塊等構(gòu)造圈閉為主，其油氣成藏模式為源外斷裂輸導(dǎo)成藏，即沙三段中、下亞段油氣沿?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)移至沙二段及其以上地層，或直接在斷塊、滾動(dòng)背斜等圈閉中成藏，或改為橫向運(yùn)移在合適圈閉中成藏，油氣主要分布在油源斷裂附近；后者位于烴源巖之內(nèi)，以巖性、構(gòu)造-巖性圈閉為主，油氣成藏模式是源內(nèi)高壓充注成藏，即沙三段中、下亞段烴源巖生成的油氣，在異常高壓的驅(qū)動(dòng)下直接向緊鄰的砂巖體、構(gòu)造-巖性圈閉側(cè)向運(yùn)移成藏，油氣在高壓區(qū)巖性體內(nèi)聚集成藏，油藏分布受壓力及巖性體的控制。

斷陷盆地 壓力系統(tǒng) 源外常壓 源內(nèi)高壓 油氣成藏特征 孤南洼陷

斷陷盆地的形成往往經(jīng)歷斷陷發(fā)育、伸展、收斂及拗陷等過程［1］，斷陷發(fā)育與伸展階段快速沉積的地層因欠壓實(shí)及后期生烴作用，會(huì)發(fā)育異常高的地層壓力［2］；而斷陷收斂及拗陷階段，因地層沉積速率低、埋藏淺、生烴作用弱等原因，多為常壓系統(tǒng)。中國東部多個(gè)盆地具有這種常壓—高壓組成的壓力結(jié)構(gòu)［3-6］。受構(gòu)造、沉積背景的控制，2個(gè)壓力系統(tǒng)往往具有不同的圈閉類型、儲(chǔ)集類型、輸導(dǎo)條件及成藏動(dòng)力機(jī)制，油氣成藏模式及油氣分布規(guī)律也存在明顯差異。深入分析斷陷盆地壓力系統(tǒng)及其油氣成藏特征，是準(zhǔn)確把握油氣分布規(guī)律的基礎(chǔ)，對(duì)指導(dǎo)油氣勘探具有重要意義。為此，以沾化凹陷孤南洼陷為例進(jìn)行研究，揭示該類盆地壓力系統(tǒng)及其油氣成藏特征。

1　古近系壓力結(jié)構(gòu)

孤南洼陷位于沾化凹陷東南部，為典型的北斷南超箕狀斷陷盆地，古近紀(jì)沉積先后經(jīng)歷了裂陷發(fā)育、裂陷伸展、裂陷收斂等過程［7］，構(gòu)造上屬于沾化凹陷與墾東—孤東—長堤披覆構(gòu)造結(jié)合部。受區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)控制［7-8］，相對(duì)于緊鄰的東營凹陷、渤南洼陷，研究區(qū)古新世至始新世末期（斷陷初始發(fā)育幕）一直處于局部構(gòu)造高部位，導(dǎo)致沙四段缺失；沙三段沉積時(shí)期（斷陷伸展幕）周邊斷裂強(qiáng)烈活動(dòng)并控制沉積，在洼陷中心快速沉積了巨厚的地層；沙二段上亞段—沙一段沉積時(shí)期（斷陷收斂幕）開始，斷裂活動(dòng)減弱，沉積充填逐漸為拗陷構(gòu)造背景所控制。古近紀(jì)構(gòu)造演化與沉積過程，導(dǎo)致了常壓—高壓壓力系統(tǒng)的形成。對(duì)于孤南洼陷地層壓力特征，樊洪海等曾用地層測(cè)試數(shù)據(jù)開展過相關(guān)研究［9］，但是因可用數(shù)據(jù)較少且分布局限，未能揭示異常高壓的存在。筆者根據(jù)最新的壓力測(cè)試及聲波等測(cè)井響應(yīng)特征，認(rèn)為洼陷中心部位發(fā)育異常高壓。例如孤南133井和孤深2井沙三段中亞段實(shí)測(cè)壓力系數(shù)均在1.2以上，分別為1.28和1.23（圖1a）；孤南133井聲波時(shí)差在埋深2500m以下出現(xiàn)異常，也反映出異常高壓的特征（圖1b）?？紤]砂巖儲(chǔ)層射開后的卸壓作用，以及砂、泥巖壓實(shí)過程的差異，認(rèn)為研究區(qū)深部泥巖段應(yīng)具有更高的地層壓力。

圖1　孤南洼陷異常壓力與聲波時(shí)差分布特征Fig.1　Distributioncharacteristicsofabnormalpressureand acoustictimeinGunansubsag

為了明確研究區(qū)壓力結(jié)構(gòu)，在測(cè)試資料分析的基礎(chǔ)上，參考前人的研究方法［10-11］，建立孤南洼陷地層壓力測(cè)井計(jì)算模型

式中：pA為A點(diǎn)的地層壓力，MPa；ρw為地層水的密度，g/cm3；g為重力加速度，m/s2，取值為9.8；HB為A點(diǎn)的等效深度，m，可利用聲波時(shí)差正常趨勢(shì)線求?。沪裺為上覆巖層的密度，g/cm3；HA為A點(diǎn)的深度，m。

利用式（1）并結(jié)合聲波測(cè)井正常趨勢(shì)線，可以求取任一點(diǎn)的地層壓力。計(jì)算孤深2等40余口井的地層壓力，并繪制壓力分布圖。從墾東6井—孤東82井地層壓力剖面分布（圖2）可以看出，孤南洼陷縱向上可以劃分出2個(gè)獨(dú)立的壓力系統(tǒng)：上部壓力系統(tǒng)主要分布在沙二段上亞段及其以上地層，埋深小于3000m，壓力系數(shù)小于1.2，為常壓系統(tǒng)；下部壓力系統(tǒng)主要分布在沙三段及其以下地層，埋深大于3000m，局部存在異常高壓，壓力系數(shù)可達(dá)1.4以上。從鉆井所處的構(gòu)造位置可知，2個(gè)壓力系統(tǒng)往往被大規(guī)模斷層切割，且相對(duì)高壓區(qū)與沉積中心（生烴中心）一致，說明異常壓力的產(chǎn)生與有機(jī)質(zhì)生烴作用有關(guān)。

圖2　墾東6井—孤東82井地層壓力剖面分布Fig.2　Aprofileofformationpressuredistributionfrom WellKendong6toWellGudong82

由于不同壓力系統(tǒng)發(fā)育的層位及構(gòu)造位置不同，其油源條件、圈閉類型、輸導(dǎo)方式和成藏動(dòng)力等也不相同，導(dǎo)致油氣成藏模式、油藏類型及分布規(guī)律的差異，在對(duì)比分析研究區(qū)2個(gè)壓力體系成藏特征的基礎(chǔ)上，建立相應(yīng)的油氣成藏模式，對(duì)預(yù)測(cè)油氣分布及勘探部署具有重要指導(dǎo)意義。

2　油氣成藏特征

2.1油氣成藏體系

據(jù)已發(fā)現(xiàn)的油氣與地層壓力分布特征及兩者的對(duì)應(yīng)關(guān)系，將孤南洼陷古近系劃分出2個(gè)成藏體系：源外常壓成藏體系與源內(nèi)高壓成藏體系（圖3）。

源外常壓成藏體系該體系分布于源內(nèi)高壓成藏體系之外，縱向上分布在埋深3000m以上的沙二段及其以上地層，平面上處于烴源巖熱演化中心之外。該油氣成藏體系是前期勘探的重點(diǎn)，也是目前已發(fā)現(xiàn)油氣的主要分布區(qū)，如孤南24油藏。

圖3　孤南洼陷油氣成藏體系分布Fig.3　DistributionofreservoiringsystemsinGunansubsag

源內(nèi)高壓成藏體系該體系主要為下部壓力系統(tǒng)的異常高壓，縱向上位于埋深3000m以下的沙三段及其以下古近系，構(gòu)造上主要分布在孤南32井—孤深2井一帶的深洼區(qū)，如孤南133油藏。該體系與古近系沉積中心及沙三段下亞段烴源巖演化、生烴中心一致。由于該體系埋藏深、油藏隱蔽性強(qiáng)、勘探難度大，因此目前油氣勘探程度還較低。

2.2油氣成藏條件

孤南洼陷具有豐富的油源、有效的運(yùn)移通道、良好的儲(chǔ)蓋及圈閉條件［12］。但是，不同油氣成藏體系的成藏條件存在差異，油氣成藏主控因素及油氣成藏模式也不同。以孤南133油藏、孤南24油藏為解剖對(duì)象，通過其成藏要素的對(duì)比，分析2個(gè)體系油氣成藏條件存在的差異，確定各體系油氣成藏主控因素并建立相應(yīng)的成藏模式。

2.2.1油源條件

孤南洼陷發(fā)育沙三段、沙一段2套烴源巖［13-14］，其中沙三段烴源巖演化程度高（鏡質(zhì)組反射率為0.65%），為主要油源；沙一段埋藏淺、演化程度低，僅能提供少量低熟油［15］。從孤南133油藏（圖4）和孤南24油藏（圖5）分布的層位來看，源外常壓成藏體系（孤南24油藏）處于有效烴源巖之外，油氣需經(jīng)過二次運(yùn)移才能聚集，油源條件相對(duì)較差；源內(nèi)高壓成藏體系（孤南133油藏）處于或緊鄰沙三段有效烴源巖，油氣可優(yōu)先向該體系運(yùn)移，油源條件優(yōu)越。

2.2.2儲(chǔ)、蓋層及組合條件

由已有的鉆井資料可知，孤南洼陷中心部位主要發(fā)育深湖—半深湖以及規(guī)模較小的湖底扇、濁積扇沉積，儲(chǔ)地比較低。以孤南133井為例，沙三段中下亞段儲(chǔ)地比不到20%。而位于淺部的源外常壓成藏體系，主要是濱淺湖和三角洲沉積，碎屑巖儲(chǔ)層普遍發(fā)育，如孤南24井沙二段儲(chǔ)地比超過50%。就蓋層而言，沙三段中、下亞段油頁巖、鈣質(zhì)泥巖和沙一段—東營組巨厚暗色泥巖分別構(gòu)成下、上2個(gè)油氣成藏體系的區(qū)域蓋層，2個(gè)體系蓋層條件均較好。綜合來看，源外常壓成藏體系儲(chǔ)層及其組合條件好；源內(nèi)高壓成藏體系的儲(chǔ)層多以獨(dú)立砂體存在，物性較差。

圖4　孤南洼陷過孤南133井油藏剖面Fig.4　ProfilesshowingHydrocarbonmigrationand accumulationinWellGunan133

圖5　孤南洼陷過孤南24井油藏剖面Fig.5　ProfilesshowingHydrocarbonmigrationand accumulationinWellGunan24

2.2.3輸導(dǎo)條件

受構(gòu)造應(yīng)力控制，孤南洼陷斷層較發(fā)育，油氣縱向運(yùn)移條件好；沙三段中、上亞段及沙二段—沙一段下亞段發(fā)育的連通砂體，以及前古近系—古近系、沙二段—沙一段不整合面，構(gòu)成油氣的橫向運(yùn)移通道。斷裂或斷裂—不整合構(gòu)成源外常壓成藏體系的輸導(dǎo)通道，孤南24油藏的油氣正是從深部烴源巖排出之后，沿不整合—斷層構(gòu)成的輸導(dǎo)通道運(yùn)聚成藏的。而以孤南133油藏為代表的源內(nèi)高壓成藏體系，因體系內(nèi)斷層少、斷裂輸導(dǎo)條件較差，油氣需要較高動(dòng)力驅(qū)動(dòng)才能向鄰近砂體充注成藏。

2.2.4圈閉發(fā)育特征

根據(jù)已有的勘探成果，孤南洼陷古近系主要發(fā)育構(gòu)造、巖性和構(gòu)造-巖性圈閉，其中源外常壓成藏體系主要發(fā)育斷塊、滾動(dòng)背斜等與斷層有關(guān)的構(gòu)造圈閉類型，如孤南24油藏即為斷層遮擋的構(gòu)造圈閉；源內(nèi)高壓成藏體系以小規(guī)模巖性、構(gòu)造-巖性等隱蔽圈閉為主，如孤南133油藏。根據(jù)研究區(qū)沉積埋藏史可知，早在距今30Ma前（沙一段沉積末期），沙三段中、下亞段埋深就已超過2000m，巖性圈閉已經(jīng)形成。由于研究區(qū)大部分?jǐn)鄬釉诠沤o(jì)末期停止活動(dòng)，主要排烴期與館陶組沉積末期相比，在形成時(shí)間上是有效的。

2.2.5成藏動(dòng)力機(jī)制

根據(jù)2種成藏體系的圈閉類型、輸導(dǎo)條件及所處的壓力環(huán)境發(fā)現(xiàn)，兩者油氣成藏的動(dòng)力機(jī)制不同。源外常壓成藏體系多屬于油氣二次運(yùn)移成藏，該過程發(fā)生在常壓系統(tǒng)之中，油水密度差造成的浮力是油氣成藏的主要?jiǎng)恿C(jī)制；而對(duì)比源內(nèi)高壓成藏體系，成巖、成烴作用產(chǎn)生的異常高壓，能促使油氣向緊鄰的儲(chǔ)層充注，異常高壓是油氣成藏的主要?jiǎng)恿C(jī)制。

3　油氣主控因素與油氣成藏模式

由上述油氣成藏條件分析可知，不同成藏體系的油氣成藏條件不同，油氣藏形成的主控因素也存在差異，導(dǎo)致油氣成藏模式及分布規(guī)律不同。

3.1油氣主控因素

源外常壓成藏體系該體系儲(chǔ)層類型好，儲(chǔ)蓋組合條件有效，但是距離生烴中心較遠(yuǎn)。因此，溝通烴源巖的輸導(dǎo)通道是油氣成藏的關(guān)鍵。從該體系已發(fā)現(xiàn)的油氣分布來看，油氣主要在油源斷裂附近富集，如在孤南、孤東等油源斷裂的下降盤已發(fā)現(xiàn)孤東油田、孤島油田，而洼陷內(nèi)部由于輸導(dǎo)條件差，油氣聚集程度低。

源內(nèi)高壓成藏體系該體系具有豐富的油源和良好的圈閉條件，但是油氣輸導(dǎo)條件較差，需要較高的驅(qū)動(dòng)力彌補(bǔ)輸導(dǎo)條件的不足。因此，成藏動(dòng)力是決定該體系油氣能否成藏的主控因素。油氣在高壓驅(qū)動(dòng)下排驅(qū)巖性圈閉中的地層水而成藏，如果成藏動(dòng)力不足，圈閉不能有效成藏，而油氣的空間分布取決于巖性體（圈閉）的發(fā)育位置。

3.2油氣成藏模式

通過油氣成藏條件對(duì)比及主控因素分析，可以將孤南洼陷古近系成藏模式分為源外斷裂輸導(dǎo)成藏和源內(nèi)高壓充注成藏2種，分別對(duì)應(yīng)源外常壓成藏體系和源內(nèi)高壓成藏體系（圖6）。

圖6　孤南洼陷隱蔽油氣藏成藏模式Fig.6　AformationmodelofsubtlereservoirsinGunansubsag

源外斷裂輸導(dǎo)成藏模式該成藏模式為源外常壓成藏體系的主要成藏模式，沙三段中、下亞段烴源巖生成的油氣沿?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)移，到達(dá)沙二段及其上部地層，可直接在斷塊、滾動(dòng)背斜等構(gòu)造圈閉中聚集，或再橫向運(yùn)移到淺部構(gòu)造圈閉中成藏。油源斷層是油氣成藏的主控因素，油氣也多在油源斷層附近分布。在油源斷層分析的基礎(chǔ)上，通過精細(xì)的構(gòu)造解釋，可以確定源外常壓成藏體系油氣勘探目標(biāo)，進(jìn)一步擴(kuò)大古近系淺部油氣儲(chǔ)量規(guī)模。

源內(nèi)高壓充注成藏模式該成藏模式主要發(fā)生在源內(nèi)高壓成藏體系，沙三段中、下亞段烴源巖生成的油氣，在異常壓力的驅(qū)動(dòng)下直接向與烴源巖相鄰的砂巖體、構(gòu)造-巖性圈閉中充注成藏。異常高壓的存在是油氣成藏的關(guān)鍵。研究區(qū)沙三段中亞段及其以下地層發(fā)育的三角洲、扇三角洲前緣砂體、湖底濁積砂體等與上覆泥巖構(gòu)成良好的儲(chǔ)蓋組合，形成巖性、斷層-巖性等小規(guī)模隱蔽圈閉。這些圈閉的分布多與沉積、生烴中心一致，臨近或直接分布在烴源灶內(nèi)，進(jìn)入生烴高峰的沙三段烴源巖能夠提供充足的油源；欠壓實(shí)及生烴作用產(chǎn)生的異常高壓，為油氣運(yùn)移提供了充足的動(dòng)力，彌補(bǔ)了運(yùn)移通道的不足，使得處于高壓區(qū)的隱蔽圈閉有效成藏，而遠(yuǎn)離高壓區(qū)則難以成藏。

4　結(jié)論

孤南洼陷古近系發(fā)育常壓、高壓2個(gè)壓力系統(tǒng)，常壓系統(tǒng)主要分布在埋深3000m以上的沙二段及其以上地層，壓力系數(shù)小于1.2；高壓系統(tǒng)主要分布在埋深3000m以下的沙三段上亞段及其以下層段，地層壓力大于1.2，最高可達(dá)1.4。2個(gè)壓力系統(tǒng)往往為大規(guī)模斷層切割，且相對(duì)高壓區(qū)與生烴中心一致。

根據(jù)地層壓力及油氣分布，可將古近系劃分為源外常壓和源內(nèi)高壓2個(gè)成藏體系，前者主要包括沙二段及其以上地層，圈閉類型多為與斷裂有關(guān)的構(gòu)造圈閉，具有良好的儲(chǔ)層、圈閉條件，油源條件較差，油源斷層是油氣成藏的關(guān)鍵；后者主要包括沙三段及其以下地層，發(fā)育巖性、構(gòu)造-巖性等隱蔽圈閉，油源條件好但輸導(dǎo)條件差。

源外常壓成藏體系的油氣成藏模式為源外斷裂輸導(dǎo)成藏，即沙三段中、下亞段油氣沿?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)移至沙二段及其以上地層，或直接在斷塊、滾動(dòng)背斜等圈閉中成藏，或改為橫向運(yùn)移在合適圈閉中成藏，油氣主要分布在油源斷裂附近；源內(nèi)高壓成藏體系的油氣成藏模式為源內(nèi)高壓充注成藏，即沙三段中、下亞段烴源巖生成的油氣，在異常高壓的驅(qū)動(dòng)下直接向緊鄰的砂巖體、構(gòu)造-巖性圈閉側(cè)向運(yùn)移成藏，油氣在高壓區(qū)巖性體內(nèi)聚集成藏。

［1］ 李丕龍，張善文，曲壽利，等.陸相斷陷盆地油氣地質(zhì)與勘探（卷一）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003：36-60. LiPilong，ZhangShanwen，QuShouli.Petroleumgeologyandexplorationofcontinentalfaultbasin（volumeone）［M］.Beijing：PetroleumIndustryPress，2003：36-60.

［2］ 劉震，許曉明，謝啟超，等.渤海灣盆地異常高壓晚期形成特征分析［J］.現(xiàn)代地質(zhì)，2006，20（2）：259-267. LiuZhen，XuXiaoming，XieQichao，etal.Analysisonlateorigin ofoverpressureinBohaiBayBasin［J］.Geoscience，2006，20（2）：259-267.

［3］ 李純?nèi)惣t漢，張樹林.瓊東南盆地壓力場(chǎng)及其演化特征［J］.新疆石油地質(zhì)，2002，23（5）：389-391. LiChunquan，ChenHonghan，ZhangShulin.Pressurefieldandits evolutionalcharacteristicsinQongdongnanBasin［J］.XinjiangPetroleumGeology，2002，23（5）：389-391.

［4］ 謝啟超，劉震.渤南洼陷地溫—地壓場(chǎng)特征及其石油地質(zhì)意義［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2004，11（2）：29-30. XieQichao，LiuZhen.Characteristicsongeothermal-formation pressurefieldinBonansubsaganditspetroleumgeologicsignificance［J］.PetroleumGeologyandRecoveryEfficiency，2004，11 （2）：29-30.

［5］ 姜建群，張占文，史建南.大民屯凹陷壓力場(chǎng)特征及其成因機(jī)制探討［J］.地球?qū)W報(bào)，2006，27（2）：157-161. JiangJianqun，ZhangZhanwen，ShiJiannan.Characteristicsand geneticmechanismofthepressurefieldoftheDamintunDepression［J］.ActaGeoscienticaSinica，2006，27（2）：157-161.

［6］ 楊曉敏.沾化凹陷古近系地層壓力分布特征及其控制因素［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2012，36（4）：25-31. YangXiaomin.DistributioncharacteristicsanditscontrollingfactorsofPaleogeneformationpressureinZhanhuasag，Jiyang［J］. JournalofChinaUniversityofPetroleum：EditionofNaturalSci-ence，2012，36（4）：25-31.

［7］ 宋國奇，王永詩，程付啟，等.濟(jì)陽坳陷古近系二級(jí)層序界面厘定及其石油地質(zhì)意義［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（5）：1-7. SongGuoqi，WangYongshi，ChengFuqi，etal.Ascertainingsecondary-ordersequenceofPalaeogeneinJiyangdepressionand itspetroleumgeologicalsignificance［J］.PetroleumGeologyand RecoveryEfficiency，2014，21（5）：1-7.

［8］ 蔡希源.陸相斷陷盆地成熟探區(qū)油氣精細(xì)勘探理論與實(shí)踐［M］.北京：地質(zhì)出版社，2013. CaiXiyuan.Theoryandpracticeoffinepetroleumexplorationin matureexplorationareasincontinentalfaultbasin［M］.Beijing：GeologicalPublishingHouse，2013.

［9］ 樊洪海.濟(jì)陽坳陷下第三系生油凹陷超壓分布與成因［R］.石油大學(xué)（北京），2003. FanHonghai.Distributionandgeneticmechanismofoverpressure inpaleogene，Jiyangdepression［R］.PetroleumUniversityofChina（Beijing），2003.

［10］邵新軍，許昀，呂中鋒，等.地層流體壓力預(yù)測(cè)方的討論［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27（3）：100-104. ShaoXinjun，XuJun，LüZhongfeng，etal.Adiscussionaboutthe methodsforpredictingporepressure［J］.PetroleumExploration andDevelopment，2000，27（3）：100-104.

［11］郭齊軍，瞿輝.測(cè)井聲波時(shí)差在地層壓力預(yù)測(cè)中的應(yīng)用［J］.中國海上油氣：地質(zhì)，1997，11（1）：66-69. GuoQijun，QuHui.Applicationofintervaltransittimetopredictingformationpressure［J］.ChinaOffshoreOilandGas：Geology，1997，11（1）：66-69.

［12］伍濤，陳建渝，田世澄.濟(jì)陽坳陷孤南洼陷油氣成藏系統(tǒng)［J］.石油與天然氣地質(zhì)，1999，20（4）：326-329. WuTao，ChenJianyu，TianShicheng.PetroleumaccumulationsystemsinGunansag，Jiyangdepression［J］.OilandGasGeology，1999，20（4）：326-329.

［13］ 張春榮.濟(jì)陽坳陷下第三系生油洼陷［R］.復(fù)式油氣田，1996，1 （3）：37-41. ZhangChunrong.Sourcesub-sagofEogeneinJiyangDepression ［R］.MultipleOil-GasField，1996，1（3）：37-41.

［14］ 朱光有，金強(qiáng)，丁浩，等.濟(jì)陽坳陷沾化斷陷湖盆沙河街組生烴系統(tǒng)特征［J］.天然氣工業(yè)，2003，23（增刊）：10-12. ZhuGuangyou，JinQiang，DingHao，etal.Hydrocarbon-generationsystemcharacteristicsofShanhejieformationinZhanhuasag ofJiyangdepression［J］.NaturalGasIndustry，2003，23（Supplement）：10-12.

［15］陳建渝，牛瑞卿，李水福，等.濟(jì)陽坳陷孤南洼陷低熟油成藏特征［J］.地球科學(xué)——中國地質(zhì)大學(xué)學(xué)報(bào)，2002，27（40）：435-440. ChenJianyu，NiuRuiqing，LiShuifu，etal.Characteristicsofoil reservoiroflow-matureoilinGunansag，Jiyangdepression［J］. EarthScience-JournalofChinaUniversityofGeosciences，2002，27（40）：435-440.

編輯單體珍

Pressuresystemsandtheirhydrocarbonaccumulation characteristicsinfaultedbasins：acasestudyof thePalaeogeneinGunansubsagofZhanhuasag

ChengFuqi1，WangYongshi2，SongGuoqi3，LinHuixi4，LiuYali2

（1.SchoolofGeosciences，ChinaUniversityofPetroleum（EastChina），QingdaoCity，ShandongProvince，266580，China；2.GeoscienceResearchInstituteofShengliOilfieldCompany，SINOPEC，DongyingCity，ShandongProvince，257015，China；3.ShengliOilfieldCompany，SINOPEC，DongyingCity，ShandongProvince，257001，China；4.ResearchCenterofNew DistrictinWestChina，ShengliOilfieldCompany，SINOPEC，DongyingCity，ShandongProvince，257015，China）

Controlledbydepositionprocessandtectonicevolution，differentpressuresystemsgeneratedverticallyinthe faultedbasins.Hydrocarbonaccumulationconditionsinnormalandinabnormalpressuresystemsaredifferent，resultingin differentoilandgasaccumulationmodelsanddistributions.Inordertoascertainthepressuredistributionandreservoir formingcharacteristicsinfaultedbasins，thePalaeogeneseriesinGunansubsagwasstudiedindetailasanexample.Accordingtothemeasuredandcalculateddata，itisknownthatnormalpressuresystemwithpressurecoefficientlessthan1.2 existsinPalaeogeneformationsshallowerthan3000meter（includingEs2andthestrataabove）inGunansubsag，andhigh pressuresystemwithpressurecoefficientmorethan1.2inexistsintheformationsdeeperthan3000meter（stratabelow Es3）.Accordingtoformationpressureandhydrocarbondistribution，twohydrocarbonaccumulationsystems，onewithnormalpressureoutsidethesourcerockandtheotherwithabnormalpressureinsidethesourcerock，wereidentifiedinthePalaeogeneinGunansubsag.Thehydrocarbonaccumulationsystemwithnormalpressureoutsidethesourcerockisabovethesourcerocksmainlydevelopingtectonictrapsinfaultedblocks，wherehydrocarbonsgeneratedfromthemiddleandthelowersegmentsofEs3migratedverticallyintoEs2andtheformationsabovethroughfaultsoutsidethesourcerocks，ordirectly migratedintothefaultedblocksandrolloveranticlinestoaccumulate，orlaterallymigratedintoappropriatetrapstoaccumulate.Thehydrocarbonsareentrappedinthefaultzonesnearthesource.Thehydrocarbonaccumulationsystemwithabnormalpressureexistsinthesourcerockswithdominantlithologicorstructural-lithologictraps，wherehydrocarbonswere drivenbythehighpressureinthesourcerockandmigratedlaterallyintotheadjacentsandbodiesorstructural-lithologic trapstoaccumulate.Theoil-bearingreservoirdistributioniscontrolledbypressureandlithologicbodies.

faultedbasin；formationpressuresystem；normalpressureoutsidesourcerocks；highpressureinsidesource rocks；hydrocarbonaccumulationcharacteristics；Gunansubsag

TE112.3

A

1009-9603（2015）01-0020-06

2014-11-05。

程付啟（1978—），男，河南開封人，高級(jí)工程師，博士，從事油氣地質(zhì)與地球化學(xué)研究。聯(lián)系電話：13561056211，E-mail：chengfq9804@163.com。

國家科技重大專項(xiàng)“渤海灣盆地精細(xì)勘探關(guān)鍵技術(shù)”（2011ZX05006-003）。