李　超, 張立寬, 羅曉容, 張立強, 胡才志, 楊　鵬,邱桂強, 馬立元, 雷裕紅, 程　明

(1.中國科學院地質與地球物理研究所油氣資源研究重點實驗室,北京 100029; 2.中國科學院大學,北京 100049;3.中國石油大學地球科學與技術學院,山東青島 266580; 4.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

?

泥巖壓實研究中有機質導致聲波時差異常的定量校正方法

李超1,2, 張立寬1, 羅曉容1, 張立強3, 胡才志4, 楊鵬1,2,邱桂強4, 馬立元4, 雷裕紅1, 程明1,2

(1.中國科學院地質與地球物理研究所油氣資源研究重點實驗室,北京 100029; 2.中國科學院大學,北京 100049;3.中國石油大學地球科學與技術學院,山東青島 266580; 4.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

高豐度有機質導致的聲波時差異常高值不能客觀反映地層孔隙度的變化,定量研究有機質對壓實曲線的影響才能減小壓實研究結果的不確定性。從泥巖壓實研究的原理出發(fā),構建考慮干酪根的巖石等效體積模型,提出有機質引起聲波時差增量的校正公式;以鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)為例,討論壓實曲線有機質校正方法的實用性及可靠性。結果表明:烴源巖層段高豐度有機質往往造成壓實規(guī)律的較大誤差,壓實研究中應當消除有機質對聲波時差的影響;鎮(zhèn)涇地區(qū)泥巖壓實曲線經過校正后,正常壓實趨勢線斜率減小約30%～55%;長7段底部頁巖欠壓實幅度顯著降低,最大埋深時期的剩余壓力約為3～5 MPa,相比于校正前降低5～8 MPa,反映出以往研究可能過高地估計了長7段古超壓的幅度;利用校正后聲波時差計算的泥巖孔隙度與實測孔隙度吻合性較好,且計算的流體壓力與數值模擬結果一致,證實提出的定量校正方法能夠有效地消除研究區(qū)有機質造成的聲波時差異常,可作為鄂爾多斯盆地及其他地區(qū)壓實研究的借鑒。

聲波時差; 壓實曲線; 有機質含量; 頁巖; 鎮(zhèn)涇地區(qū)

引用格式:李超,張立寬,羅曉容,等.泥巖壓實研究中有機質導致聲波時差異常的定量校正方法[J].中國石油大學學報(自然科學版),2016,40(3):77-87.LI Chao, ZHANG Likuan, LUO Xiaorong, et al. A quantitative method for revising abnormally high sonic data in rich-organic rock during compaction study[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(3):77-87.

利用聲波時差測井資料進行壓實研究是盆地埋藏史分析和油氣初次運移研究的重要手段[1-9]。能否客觀、準確地制作泥巖壓實曲線決定了壓實研究成果的可靠性,泥巖聲波時差測井受到泥巖成分、地層流體性質、井壁擴徑等多種因素的影響,使得聲波時差難以真實反映沉積物的壓實狀態(tài),前人提出不同方法避免或減少這些復雜因素的影響[10-11]。由于干酪根具有高聲波時差的物理特性[12],造成富含有機質的層段聲波時差異常高值往往不完全反映地層孔隙度的變化。然而,前人的定性校正方法無法確定烴源巖中有機質對聲波時差測井數據的影響是否足以導致壓實規(guī)律產生較大誤差等問題。前人在壓實研究中普遍未考慮有機質的影響,而將這種高聲波時差異常全部歸結為欠壓實成因,使得壓實研究的相關研究成果存在較大的不確定性。因此,有必要深入研究有機質導致聲波時差異常的定量分析方法。筆者從泥巖壓實的原理出發(fā),通過構建考慮烴源巖有機質的等效巖石體積模型,推導有機質引起聲波時差增量的校正公式,并以鎮(zhèn)涇地區(qū)為例,定量分析有機質校正前、后壓實系數與欠壓實的幅度變化。

1　泥巖壓實研究的基礎

泥巖成巖過程主要受機械壓實作用控制,一般隨著上覆載荷的增加孔隙度逐漸減小,孔隙度與埋深之間往往呈指數遞減關系,這種規(guī)律可以用Athy公式[13]表示:

φ=φ0exp(-CZ).

(1)

式中,Z為埋深,m;φ為泥巖埋深Z處孔隙度;φ0為泥質沉積物地表孔隙度;C為常數。泥巖孔隙度自然對數與深度的關系曲線通常表現為具有一定斜率(C)的直線。

由于泥巖壓實作用具有不可逆性,假定現今泥巖孔隙度-深度關系反映了地層處于最大埋深時期的壓實狀態(tài),在沉積條件相近的情況下,孔隙度-深度的統(tǒng)計關系曲線可以近似代表該地區(qū)泥巖的壓實歷史[3]。但是,在實際地質工作中受泥巖取心數量的限制,通常不具備系統(tǒng)的泥巖孔隙度測試數據,因此壓實研究必須借助能夠反映泥巖孔隙度的地球物理資料間接實現。

大量研究證實,聲波時差能夠更加有效地反映地層孔隙度信息,碎屑巖固結地層的孔隙度與聲波時差存在良好的線性關系[14]。在水飽和、連續(xù)沉積的砂泥巖地層中,通常一定深度范圍內表現為正常壓實狀態(tài),聲波時差值與深度的關系也可以表示為類似于式(1)的形式:

Δt=Δt0exp(-CZ).

(2)

式中,Δt為深度為Z處聲波時差,μs/m;Δt0為地表聲波時差,μs/m。

同時,由于聲波時差是油氣勘探中易于獲取的地球物理資料,影響因素相對較少。利用聲波時差測井數據制作聲波時差與深度關系曲線-泥巖壓實曲線成為目前泥巖壓實研究最常用的手段[1]。

2　烴源巖有機質對聲波時差的影響

烴源巖中的干酪根具有特殊的巖石物理性質,一般固相有機質的理論聲波時差值(550 μs/m)較巖石骨架時差(182 μs/m)大得多[15],因而當泥巖內含有機質時,將對泥巖聲波時差值產生不同程度的影響。鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組長7段相近深度泥頁巖實測有機碳含量和聲波時差的統(tǒng)計結果關系(表1、圖1)表明,在具有相近壓實程度和類似礦物成分的巖石中,隨著有機質含量增大,對應的聲波時差值也增加。當烴源巖中的有機碳含量超過30%～35%時,巖石聲波時差即表現為有機巖類的特征[15]。

表1　鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)長7段泥頁巖有機碳含量與聲波時差統(tǒng)計

圖1　鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)泥頁巖聲波時差與有機碳含量關系Fig.1　TOC and sonic data of source rock of Zhenjing area

然而,泥巖聲波時差與有機碳含量之間的關系非常復雜,可能并不是簡單的線性關系。原因在于:①有機質(干酪根)在烴源巖內的賦存形態(tài)特殊,在以層狀黏土礦物為主的泥頁巖內,有機質與黏土礦物緊密共生,是一個有機整體(黏土礦物-有機質復合體),并不是充填于黏土礦物之間的孔隙中[16],因而有機質對泥頁巖聲波時差的影響,可能還取決于其分布形態(tài)。②絕大多數盆地的烴源巖層段厚度大,沉積速率快,存在排水不平衡導致的欠壓實作用[17],泥巖欠壓實導致的聲波時差異常往往與有機質引起的高聲波時差值共存。

在利用聲波時差數據進行泥巖壓實研究過程中,當富含有機質的烴源巖段在壓實曲線上表現為高聲波時差異常時,定性的分析無法判斷多少增量是烴源巖有機質的貢獻。前人研究一般不考慮有機質的影響,全部歸結為泥巖欠壓實作用[18]。實際上,相當多的聲波時差異常可能是有機質引起的欠壓實異常假象,或有機質導致的欠壓實幅度增大。

3　有機質對聲波時差影響的校正方法

通過修正Wyllie方程的巖石體積模型,將有機質引入烴源巖體積模型。依據Wyllie公式,在對烴源巖聲波時差進行理論推導的基礎上提出有機質引起的聲波時差增量的校正公式。

3.1考慮有機質的等效巖石體積模型

圖2　巖石等效體積模型Fig.2　Equivalent volume model of rock

不同巖石的物質組成、孔隙度大小和流體成分是造成測井響應差異的根本原因[19],因而經典Wyllie方程提出的假定條件是,將巖石體積模型簡化為巖石骨架、孔隙及孔隙流體3部分。為了考慮烴源巖有機質對聲波時差的影響,將泥巖分為非烴源巖與烴源巖,將固體有機質引入烴源巖體積模型,對Wyllie方程的巖石體積模型進行了修正(圖2)。非烴源巖的巖石體積模型主要由巖石骨架、孔隙和孔隙流體3部分組成。富含有機質的烴源巖由巖石骨架、固體有機質、孔隙和孔隙流體4部分組成。根據烴源巖是否進入了生烴門限,孔隙中的流體成分有所區(qū)別:未成熟烴源巖孔隙空間中充填地層水;而成熟的烴源巖中,由于部分有機質轉化為烴類,孔隙空間中的流體由烴類和地層水共同構成,即富烴流體。與常用的巖石體積模型相比,修改后的烴源巖體積模型的骨架增加了固體有機質(干酪根)組分。

3.2有機質導致聲波時差增量公式的推導

根據Wyllie公式,孔隙度為φ的巖石聲波時差[14]可以表示為

Δt=(1-φ)Δtfm+φΔtf.

(3)

式中,Δtfm為骨架聲波時差,μs/m;Δtf為孔隙流體聲波時差,μs/m。

基于前述構建的烴源巖等效體積模型,烴源巖骨架包含巖石骨架和固體有機質兩部分,假定有機質含量(體積分數)為φT,則烴源巖骨架聲波時差Δtfm可以修改為

Δtfm=(1-φT)Δtma+φTΔtom.

(4)

式中,φT為有機質含量;Δtma為巖石骨架聲波時差,μs/m;Δtom為有機質聲波時差,μs/m。其中,有機質含量φT和實驗室實測有機碳含量ωTOC之間關系由下式計算:

(5)

式中,ρrock為泥頁巖骨架密度,g/cm3;ρom為有機質密度,g/cm3;k為有機質轉換系數,一般取值為1.25[20]。

由式(3)和(4),可以得到富含有機質的烴源巖聲波時差計算公式:

Δt=(1-φ)[(1-φT)Δtma+φTΔtom]+φΔtf.

(6)

由此,烴源巖聲波時差為Δt時地層孔隙度φ為

(7)

假定式(6)中有機質含量等于0,即在聲波時差值完全不受有機質影響的情況下,與烴源巖具有相同孔隙度和相似孔隙流體的等當泥巖的聲波時差Δt′應為

Δt′=(1-φ)Δtma+φΔtf.

(8)

對于有機質含量φT的烴源巖,有機質造成的聲波時差增加量ΔtTOC為

ΔtTOC=Δt-Δt′.

(9)

將式(7)代入式(8),消掉孔隙度項后,再代入式(9),最后經過整理得到ΔtTOC的計算公式為

ΔtTOC=Δt-Δtma+

(10)

將式(5)代入式(10),整理可得ΔtTOC與實測有機碳含量ωTOC之間關系:

ΔtTOC=Δt+

(11)

4　應用實例

為檢驗有機質定量校正方法的實用性及可靠性,以鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)的壓實研究為實例,應用本文中提出的校正公式,對烴源巖層段有機質引起的聲波時差異常進行校正。分析壓實曲線校正后正常壓實段斜率、欠壓實幅度的變化,通過對比校正前、后泥巖剩余壓力與數值模擬結果,以及計算孔隙度與實測孔隙度之間的吻合性,對該方法進行有效驗證。

4.1地質概況

鎮(zhèn)涇地區(qū)位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷西南緣,隸屬于中石化華北分公司探區(qū),區(qū)內構造平緩,總體表現為近西傾的單斜。中生界三疊系延長組是該區(qū)主要勘探目的層系,油藏類型以巖性油藏為主。根據巖性組合特征,延長組自下而上可劃分為長10段～長1段共10 個油層組。由于印支晚期區(qū)域性的構造抬升和剝蝕,研究區(qū)延長組普遍缺失長5段～長1段,局部地區(qū)缺失長6段。

圖3　鎮(zhèn)涇地區(qū)長7底部張家灘頁巖厚度等值線Fig.3　Thickness isopach map of Zhangjiatan oil shale

鎮(zhèn)涇地區(qū)烴源巖主要為延長組暗色泥巖和頁巖,其中長7段烴源巖屬于優(yōu)質烴源巖[21],長7段底部發(fā)育穩(wěn)定分布的頁巖(圖3、4),平均厚度約10m,平均有機碳含量約為10%,被認為是研究區(qū)主要的油源[22]。長8段及長6段為主要產油層,砂巖儲層物性差,屬于超低滲致密儲層。前人研究認為,長7段烴源巖的異常高壓是油氣從烴源巖進入致密儲層運移的主要動力[23-24],因而泥巖壓實研究及剩余流體壓力的準確估算尤為重要。

圖4　鎮(zhèn)涇地區(qū)長7底部張家灘頁巖電性特征Fig.4　Response of logging of Zhangjiatan oil shale

4.2泥巖壓實曲線初步分析

選取鎮(zhèn)涇地區(qū)測井、錄井、分層及分析測試等資料較為完整的67口鉆井,首先直接利用聲波時差測井數據編制了泥巖壓實曲線。為了盡可能地避免多種地質因素對壓實曲線的影響,讀取聲波時差時采取的原則為:考慮到薄層泥巖時差值受圍巖影響較大,選擇單層厚度大于2 m的純泥頁巖讀值;粉砂質泥巖和含鈣質、碳質泥巖段不讀值;避免擴徑對聲波時差的影響,泥巖段井徑讀值要求相對穩(wěn)定;讀值點選取曲線平穩(wěn)段,對于波動幅度較大曲線段,讀取時差的半幅點處。

通過對編制單井泥巖壓實曲線的初步分析(圖5),研究區(qū)壓實曲線在長6段及以上地層聲波時差隨深度線性降低,反映泥巖處于正常壓實狀態(tài),不發(fā)育欠壓實作用。前人提出直羅組和延安組存在的欠壓實段[25-26]實際上是受到泥巖擴徑及煤層的影響而產生的高聲波時差異常。欠壓實段主要發(fā)育在長7段中下部,長7段底部欠壓實達到最大幅度,至長8段幅度減小逐漸消失,壓實曲線趨向于正常壓實趨勢線。

圖5　鎮(zhèn)涇地區(qū)中生界泥巖壓實曲線對比剖面Fig.5　Well section of compaction curve of Zhenjing area

烴源巖地化測試結果(表1)顯示,長7段烴源巖,尤其是底部頁巖段有機質豐度高,聲波時差曲線高值不完全反映地層孔隙度信息,可能導致壓實研究認識的不準確,需對有機質引起的聲波時差進行定量校正,才能獲得客觀反映地質實際的壓實曲線。

4.3泥巖壓實曲線的有機質校正

利用本文中提出的有機質導致聲波時差增量校正公式,根據實際鉆井、烴源巖地化和物性實測資料,獲取了計算中涉及的各種關鍵參數,對烴源巖段的聲波時差數據及壓實曲線進行了校正。

計算過程中具體的參數獲取方法如下:

(1)通過系統(tǒng)采集延安組及延長組泥巖、炭質泥巖和頁巖巖石樣品,利用巖石熱解法測定有機碳含量,獲得烴源巖有機碳含量(ωTOC)數據。

(2)有機質密度(ρom)取理論值,為1.1 g/cm3[15];泥頁巖密度(ρrock)取鄂爾多斯盆地延長組泥頁巖骨架密度經驗值,約2.6 g/cm3[27]。

(3)有機質聲波時差(Δtom)、地層水聲波時差(Δtw)、石油聲波時差(Δtoil)均取其理論值,分別約為550、620、980 μs/m[28]。

(4)泥頁巖孔隙內包含油、水兩相流體,已知含油飽和度(So)條件下,孔隙流體聲波時差可據下式計算:

Δtf=ΔtoilSo+Δtw(1-So).

(12)

但若要大量地準確獲得泥頁巖含油飽和度數據是非常困難的,一方面原因在于油田往往缺少密閉取心的泥頁巖巖心,同時泥頁巖含油飽和度測定的成本較高[29],本文中利用了Noble[30]提出的根據巖石可抽提有機質(EOM)計算頁巖含油飽和度So的方法:

(13)

式中,EOM校正為經過輕烴損失校正的可抽提有機質,mg/g;ρoil為原油密度,取鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組原油密度平均值為0.86 g/cm3;ρrock為泥頁巖密度,g/cm3;KSC為干酪根吸油能力,mg/g,一般生油窗內Ⅰ型、Ⅱ型干酪根吸油能力約40～80 mg/g,Ⅲ型干酪根吸油能力為60～130 mg/g[30];φ為泥頁巖孔隙度,%。

考慮到該方法中可抽提有機質不是實際研究中易于獲取的常用數據,而烴源巖巖石熱解參數S1獲取相對容易得多,研究表明,EOM校正與S1之間具有良好的線性關系[30],因此可由巖石熱解數據計算獲得EOM校正。根據Noble(1997)的研究數據,二者關系式如下:

EOM校正=2.214S1+1.246.

(14)

擬合關系相關系數R=0.917,EOM校正與S1相關性較為明顯。

利用研究區(qū)13個泥頁巖樣品(其中頁巖樣品5個,暗色泥巖樣品8個)的巖石熱解參數及洗油后壓汞實測孔隙度[31],根據式(14)和式(13)計算鎮(zhèn)涇地區(qū)泥頁巖的含油飽和度。結果表明,成熟頁巖內含油飽和度為11.58%～88.27%,平均值為59.54%;普通泥巖孔隙內含油飽和度為1.83%～17.47%,平均值為6.85%。

在含油飽和度計算結果此基礎上,根據式(12)求得泥巖、頁巖內孔隙流體聲波時差分別為645、835 μs/m,并以此作為單井有機質校正中成熟泥頁巖的流體時差數據。未成熟泥巖內孔隙流體全部為地層水,孔隙流體聲波時差取620 μs/m。

(5)泥頁巖巖石骨架聲波時差(Δtma)根據研究區(qū)內泥巖壓實曲線中最小聲波時差值統(tǒng)計確定,約為200 μs/m。

以紅河21井為例,表2列出了計算過程中涉及的部分參數值以及有機質校正后的泥巖聲波時差。

表2　紅河21井聲波時差校正部分參數

4.4壓實曲線校正結果及討論

4.4.1泥巖壓實規(guī)律的變化

通過對比有機質校正前、后的泥巖壓實曲線發(fā)現,正常壓實段和欠壓實段的壓實特征均發(fā)生了較大變化(表3)。在扣除有機質造成的聲波時差增量之后,反映泥巖壓實系數的正常壓實趨勢線斜率顯著變小。如紅河21井(圖6),校正前的泥巖壓實趨勢線斜率為-1.84×10-4,校正后為-2.61×10-4,減小了41.83%,研究區(qū)30余口井有機質校正前后相關地質參數統(tǒng)計結果表明,校正前、后泥巖壓實趨勢線斜率約減小30%～55%。

同時,有機質校正后的壓實曲線在長7段仍偏離正常壓實趨勢線,表現為聲波時差異常高的特點,但是異常幅度顯著降低。如紅河21井,欠壓實幅度降低了29.86%;30余口井統(tǒng)計結果表明,異常壓實降低幅度約25%～40%,這表明觀察到的聲波時差異常中大約60%是因欠壓實作用導致的。因而,前人過高地估計了泥巖欠壓實作用,這必然引起異常流體壓力相關認識的錯誤。

表3　鎮(zhèn)涇地區(qū)有機質校正前后泥巖壓實系數、泥巖古壓力及壓力系數

圖6　鎮(zhèn)涇地區(qū)紅河21井綜合泥巖壓實剖面Fig.6　Comprehensive mudstone compaction section of well HH21 of Zhenjing area

4.4.2泥巖流體壓力的估算結果

基于泥巖壓實曲線的等效深度法是獲得泥巖流體壓力的常用方法,考慮到泥巖壓實的不可逆性,等效深度法計算的壓力代表了最大埋深時期的古壓力[32]。

利用研究區(qū)未校正的泥巖壓實曲線計算了最大埋深時期(早白堊世末期)延長組泥巖壓力,計算結果表明(圖7),長6段以上地層均為常壓,長7段中下部出現超壓,底部頁巖段過剩壓力最大,向上、向下遞減。頁巖段過剩壓力均大于8 MPa,最高達13.12 MPa,壓力系數超過1.5。在進行有機質含量校正之后,重新計算了鎮(zhèn)涇地區(qū)泥巖壓力,盡管具有類似的壓力結構特征,但是長7段過剩壓力明顯減小,頁巖段過剩壓力約減小到3～5 MPa,比校正前壓力減小5～8 MPa。通過耦合欠壓實作用和烴源巖生烴兩種增壓效應,采用數值模擬方法研究了鄂爾多斯盆地南部地區(qū)延長組古壓力形成與演化過程,發(fā)現長7段烴源巖在早白堊世末期的過剩壓力一般在6～10 MPa,鎮(zhèn)涇地區(qū)由于泥頁巖厚度較隴東地區(qū)薄,泥巖欠壓實幅度小,過剩壓力介于3～6 MPa①。將數值模擬結果與壓實曲線換算的古壓力進行對比,顯然,壓實曲線校正前的計算壓力與數值模擬結果相差較大,而利用有機質校正后壓實曲線獲得的泥巖古壓力與數值模擬結果相吻合。因而,前人利用平衡深度法計算鄂爾多斯盆地泥巖異常壓力時,由于未考慮有機質的影響,可能過高地估計了長7段古超壓的幅度。

圖7　鎮(zhèn)涇地區(qū)紅河21井泥巖壓力綜合剖面Fig.7　Comprehensive pressure section of well HH21 of Zhenjing area

① 羅曉容.隴東地區(qū)延長組6～8段石油運聚規(guī)律及成藏特征研究.中國科學院地質與地球物理研究所研究報告,2006.

4.4.3泥巖孔隙度的估算

依據泥巖聲波時差資料獲得的壓實曲線,利用Wyllie公式可以間接計算泥巖孔隙度[33]。如前所述,有機質對聲波時差的影響同樣可能造成泥巖孔隙度的計算誤差。

泥頁巖屬于非常規(guī)儲層,巖心取樣及孔隙度測試數據非常少,受樣品條件的限制,只獲得了13個泥頁巖樣品的洗油后壓汞法孔隙度實測數據[33],并讀取了對應的聲波時差值。利用式(7)計算校正前后孔隙度的大小,對有機質校正前后的泥巖孔隙度估算結果進行對比分析。研究(圖8)發(fā)現,有機質校正前壓實曲線的計算孔隙度與實測值存在較大偏差,數據點偏離了45o等軸線,這些估算的孔隙度顯然難以代表實際地質情況;而根據有機質校正之后聲波時差計算的孔隙度顯然與實測數據具有較高的吻合度(圖8),表現為計算孔隙度與實測數據的交匯點均勻分布在45°等軸線兩側。由此,也進一步證實本文中提出的有機質定量校正方法具有較高的可靠性與實用性。

圖8　鎮(zhèn)涇地區(qū)實測孔隙度與校正前后計算孔隙度相關關系Fig.8　Relationship between measured porosity and calculated porosity

5　結　論

(1)泥頁巖中的有機質本身具有高聲波時差的特性,烴源巖層系內,特別是頁巖內高豐度有機質導致的聲波時差異常高值往往不能客觀反映孔隙度的變化,必然造成壓實規(guī)律及相關地質認識的誤差甚至錯誤,定量研究有機質對聲波時差數據的影響才能減小泥巖壓實研究結果的不確定性。

(2)通過修正的Wyllie巖石體積模型,構建巖石骨架、固體有機質、孔隙及孔隙流體4部分組成的烴源巖體積模型,根據Wyllie公式對烴源巖聲波時差進行理論推導,提出了有機質引起聲波時差增量的校正公式;該定量校正方法在鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)的泥巖壓實研究中取得了良好的應用,證實該方法能夠有效地消除烴源巖有機質造成的聲波時差異常。

(3)鎮(zhèn)涇地區(qū)壓實曲線經過有機質校正后,正常壓實段的壓實系數約減小了30%～55%,長7底部頁巖段欠壓實幅度降低25%～40%,利用等效深度法求得長7段泥頁巖在最大埋深時期的剩余壓力約為3～5 MPa,比校正前降低5～8 MPa,反映出以往研究可能過高地估計了長7段古超壓的幅度。

[1]陳荷立,湯錫元.論泥巖壓實作用與油氣初次運移[J].石油與天然氣地質,1981,2(2):114-122.

CHEN Heli,TANG Xiyuan.A study of clay compaction and primary migration of oil and gas[J].Oil and Gas Geology,1981,2(2):114-122.

[2]李明誠.在油氣初次運移研究中壓實曲線的應用[J].地球科學,1986,11(3):309-314.

LI Mingcheng.Application of compaction curve in researching primary migration[J].Earth Science,1986,11(3):309-314.

[3]MAGARA K.Compaction and fluid migration practical petroleum geology[M].Amsterdam:Elsevier Scientific Publishing Company,1978.

[4]羅群.泥巖壓實動態(tài)分析法定量評價石油初次運移[J].石油勘探與開發(fā),2002,29(2):71-74.

LUO Qun. Quantitatively evaluating hydrocarbon primary migration by mudstone compaction dynamic analysis[J].Petroleum Exploration and Development,2002,29(2):71-74.

[5]付廣,薛永超,楊勉.用聲波時差資料確定欠壓實泥巖蓋層壓力封閉形成時期及其意義[J].石油地球物理勘探,2000,35(5):634-640.

FU Guang,XUE Yongchao,YANG Mian.Determine forming period of pressure seal for undercompacted shale cap and its meaning by using interval transit time data[J].Oil Geophysical Prospecting,2000,35(5):634-640.

[6]陳瑞銀,羅曉容,陳占坤,等.鄂爾多斯盆地埋藏演化史恢復[J].石油學報,2006,27(2):43-47.

CHEN Ruiyin,LUO Xiaorong,CHEN Zhankun,et al. Restoration of burial history of four periods in Ordos Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2006,27(2):43-47.

[7]趙健.松遼盆地西斜坡泥巖地層壓實規(guī)律[J].石油與天然氣地質,2010,31(4):486-492.

ZHAO Jian.Laws of mudstone compaction on the west slope of the Songliao Basin[J].Oil and Gas Geology,2010,31(4):486-492.

[8]彭波,鄒華耀,滕長宇,等.大民屯凹陷超壓的發(fā)育演化及油氣運聚的動力學機制[J].中國石油大學學報(自然科學版),2013,37(6):10-16.

PENG Bo,ZOU Huayao,TENG Changyu,et al. Evolution of overpressure and dynamic mechanism of hydrocarbon migration and accumulation in Damintun depression[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2013,37(6):10-16.

[9]LUO Xiaorong,WANG Zhaoming,ZHANG Liqiang,et al.Overpressure generation and evolution in a compressional tectonic setting,the southern margin of Junggar Basin,northwestern China[J].AAPG Bulletin,2007,91(8):1123-1139.

[10]張發(fā)強,王震亮,吳亞生,等.消除影響壓實趨勢線地質因素的方法[J].沉積學報,2002,20(2):326-331.

ZHANG Faqiang,WANG Zhenliang,WU Yashen,et al.A method for eliminating geology factors of affecting compaction trend line:an example from Yinggehai Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2002,20(2):326-331.

[11]范昌育,王震亮,張鳳奇.庫車坳陷克拉蘇沖斷帶傳遞型超壓的識別、計算及其主控因素[J].中國石油大學學報(自然科學版),2014,38(3):32-37.

FAN Changyu,WANG Zhenliang,ZHANG Fengqi.Identification calculation and main controlling factors of overpressure transferred by fault in Kelasu thrust belt of Kuqa depression[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2014,38(3):32-37.

[12]MEYER B L,NEDERLOF M H. Identifaction of source rocks on wireline logs by density/resistivity and sonic transit time/resistivity cross plots[J].AAPG Bulletin,1984,68(2):121-129.

[13]ATHY L F.Density porosity and compaction of sedimentary rocks[J].AAPG Bulletin,1930,14(1):1-21.

[14]WYLLIE M R,GREGORY A R,GARDER G H. An experimental investigation of factors affecting elastic wave velocities in porous media[J].Geophysics,1958,23:459-493.

[15]陳曜岑.利用測井資料研究和評價生油巖[J].石油物探,1996,35(1):100-106.

CHEN Yaocen. Study and evaluation of oil source using log data[J].Geophysical Prospecting for Petroleum,1996,35(1):100-106.

[16]盧龍飛,蔡進功,劉文匯,等.泥巖與沉積物中粘土礦物吸附有機質的三種賦存狀態(tài)及其熱穩(wěn)定性[J].石油與天然氣地質,2013,34(1):16-27.

LU Longfei,CAI Jingong,LIU Wenhui,et al. Occurrence and thermostability of absorbed organic matter on clay minerals in mudstones and muddy sediments [J].Oil and Gas Geolgey,2013,34(1):16-27.

[17]孫波,蔣有錄,石小虎,等.渤海灣盆地東濮凹陷壓力演化與超壓形成機制[J].中國石油大學學報(自然科學版),2013,27(2):28-35.

SUN Bo,JIANG Youlu,SHI Xiaohu,et al. Pressure evolution and formation mechanism of overpressure in Dongpu depression,Bohaiwan Basin[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2013,27(2):28-35.

[18]賀君玲,鄧守偉,陳文龍,等.利用測井技術評價松遼盆地南部油頁巖[J].吉林大學學報,2006,36(6):909-913.

HE Junling,DENG Shouwei,CHEN Wenlong,et al.Evaluation of oil shale in the southern Songliao Basin using logging techniques[J].Journal of Jilin University,2006,36(6):909-913.

[19]PASSEY Q R,CREANEY S,KULLA J B.A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs[J].AAPG Bulletin,1990,74(12):1777-1794.

[20]TISSOT B P,WELTE D H. Petroleum formation and occurrence[M].New York:Springer-Vevlag Berlin Heidelberg,1984:131-159.

[21]張文正,楊華,李劍鋒,等.論鄂爾多斯盆地長7段優(yōu)質油源巖在低滲透油氣成藏富集中的主導作用-強生排烴特征及機理分析[J].石油勘探與開發(fā),2006,33(3):289-294.

ZHANG Wenzheng,YANG Hua,LI Jianfeng,et al. Leading effect of high class source rock of Chang 7 in Ordos Basin on enrichment of low permeability oil gas accumulation[J].Petroleum Exploration and Development,2006,33(3):289-294.

[22]鄧南濤,張枝煥,王付斌,等.鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)中生界原油地球化學特征及油源分析[J].天然氣地球科學,2013,24(3):604-611.

DENG Nantao,ZHANG Zhihuan,WANG Fubin,et al.Geochemical characteristics and oil source correlation of crude oils in Zhenjing area,southern Ordos Basin[J].Natural Gas Geoscience,2013,24(3):604-611.

[23]劉新社,席勝利,黃道軍,等.鄂爾多斯盆地中生界石油二次運移動力條件[J].石油勘探與開發(fā),2008,35(2):143-147.

LIU Xinshe,XI Shenli,HUANG Daojun,et al.Dynamic conditions of Mesozoic petroleum secondary migration,Ordos Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(2):143-147.

[24]丁曉琪,張哨楠,易超,等.鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)中生界油氣二次運移動力研究[J].天然氣地球科學,2011,22(1):66-72.

DING Xiaoqi,ZHANG Shaonan,YI Chao, et al. Dynamic of Mesozoic hydrocarbon secondary migration in Zhenjing Oilfield,south western Ordos Basin[J].Natural Gas Geoscience,2011,22(1):66-72.

[25]鄧虎成,周文.鎮(zhèn)涇地區(qū)三疊系延長組油氣成藏條件研究[J].石油天然氣學報,2008,30(5):11-17.

DENG Hucheng,ZHOU Wen. Research on Hydrocarbon accumulation conditions of Triassic Yanchang formation in Zhenjing Area[J].Journal of Oil and Gas Technology,2008,30(5):11-17.

[26]吳永平,王允誠,李仲東,等.鎮(zhèn)涇地區(qū)地層異常壓力與油氣運聚關系[J].西南石油大學學報(自然科學版),2008,30(1):47-50.

WU Yongping,WANG Yuncheng,LI Zhongdong,et al. The relation between abnormal pressure and migration in Zhenjing Region[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science and Technology Edition),2008,30(1):47-50.

[27]張潤合,鄭興平,徐獻高,等.鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組四、五段泥巖生烴潛力評價[J].西安石油大學學報(自然科學版),2003,18(2):9-14.ZHANG Runhe,ZHENG Xingping,XU Xiangao,et al. Evaluation of hydrocarbon generating potential of the fourth and fifth member mudstone of Yanchang Formation of Upper Triassic series in Ordos Basin[J].Journal of Xian Petroleum Institute(Edition of Natural Science),2003,18(2):9-14.[28]王貴文,郭榮坤.測井地質學[M].北京:石油工業(yè)出版社,2001:10-30.

[29]郭小波,黃志龍,陳旋,等.馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖儲層含油性特征與評價[J].沉積學報,2014,32(1):166-174.

GUO Xiaobo,HUANG Zhilong,CHEN Xuan,et al.The oil bearing property characteristics and evaluation of Lucaogou Formation shale reservoirs in Malang Sag[J].Acta Sedimentology Sinica,2014,32(1):166-174.

[30]NOBLE R A.Oil saturation in shales:application in seal evalution[C]//SURDAM R C. Seals traps and the petroleum system.Colorado:American Association of Petroleum Geologists,c1997.

[31]董國良.鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組長7頁巖儲層評價[D].成都：成都理工大學，2012.

DONG Guoliang. The evaluation of Chang7 shale gas reservoir characteristics of Yanchang Formation in Zhenyuan and Jingchuan Area, Ordos Basin[D].Chengdu: Chengdu University of Technology,2012.

[32]LUO Xiaorong,DONG Weiliang,YANG Jihai,et al. Overpressuring mechanisms in the Yinggehai Basin, South China Sea[J].AAPG Bulletin,2003,87(4):629-645.

[33]郭秋麟,陳曉明,宋煥琪,等.泥頁巖埋藏過程孔隙度演化與預測模型探討[J].天然氣地球科學,2013,24(3):439-449.

GUO Qiulin,CHEN Xiaoming,SONG Huanqi,et al.Evolution and models of the porosity during burial process[J].Natural Gas Geoscience,2013,24(3):439-449.

(編輯修榮榮)

A quantitative method for revising abnormally high sonic data in rich-organic rock during compaction study

LI Chao1,2, ZHANG Likuan1, LUO Xiaorong1, ZHANG Liqiang3, HU Caizhi4,YANG Peng1,2, QIU Guiqiang4, MA Liyuan4, LEI Yuhong1, CHENG Ming1,2

(1.Institute of Geology and Geophysic Chinese Academy of Science Key Laboratory of Petroleum ResourceResearch,Beijing100029,China;2.UniversityofChineseAcademyofScience,Beijing100049,China;3.SchoolofGeosciencesinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China;4.SINOPECExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

Abnormally high values in the sonic data of the source rocks cannot objectively reflect normal variations in porosity of the study of mudstone compaction. In order to eliminate the uncertainty of compaction measurements, quantitative corrections need to be introduced. In this paper, by using the principle of mudstone compaction, the organic rich rocks are divided into four parts by modifying the rock volume model of Wyllie equation: rock matrix, kerogen, pore and pore fluid. A correction formula for acoustic time increment caused by organic matter is derived. Taking Zhenjing area as an example, using theωTOCand measured porosity data in Zhenjing area, the practicability and reliability of compaction correction method for organic matter are discussed. The results show that the high content kerogen leads to markedly large errors in the compaction results, therefore reducing these errors in the sonic data becomes very important. After applying the correction, the compaction coefficient decreases by 30%-55%, and the uncompacted belt amplitude drops significantly. The mud overpressure of C7 shale calculated based on the equilibrium depth method is 3-5 MPa, comparable to the results of numerical basin modeling. The pressure values are 5-8 MPa smaller than that of without correction, indicate that previous studies may have overestimated the abnormal pressure of Yanchang Formation. Based on the Wyllie equation, the calculated porosity using the corrected sonic data is consistent with the measured porosity. The results suggest that the quantitative correction method can eliminate the abnormal sonic data due to the presence of organic matter, and can be effectively applied to other area of Ordos Basin and other basins.

sonic data; compaction curve; organic content; shale; Zhenjing area

2015-06-16

國家自然科學基金項目(41372151);國家科技重大專項(2011ZX05008-004);中國博士后科學基金項目(2015M570148)

李超(1989-),男,博士研究生,研究方向為石油與天然氣運移。E-mail:lichaocpu@126.com。

張立寬(1979-),男,副研究員,博士,研究方向為油氣成藏動力學。E-mail:zhanglikuan@mail.iggcas.ac.cn。

1673-5005(2016)03-0077-11doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.010

TE 122.2

A