含油气盆地流体压力特征及其演化一直是石油地质学界关注的热点，广大科技工作者在异常压力形成机制、演化特点^[1-2]、分布特征^[3]、古压力恢复及其与油气的关系^[4-5]等方面开展了卓有成效的工作，形成了大量成果认识，指导了油气勘探实践。目前，普遍认为含油气盆地流体压力演化具有幕式特点，一般以2~3期为主^[1-2]，压力场重建过程简单、间隔时间长，主要表现为高序级幕式建场过程，同时也认为压力场重建与构造活动密切相关^[3]。对于断陷盆地而言断裂活动具有期次多、强度大的特点，在断裂的多期次活动下，地层生烃增压作用持续进行。烃源岩层系在断裂的频繁活动下是否存在压力场重建期次多、间隔时间短的低序级幕式建场特点有待进一步研究；低序级幕式压力建场过程是否存在是需要解决的科学问题。

济阳坳陷属于渤海湾盆地的典型断陷型坳陷，学者们对其流体压力的研究结果主要为坳陷在古近系烃源岩生烃增压驱动下，经历了沙四上亚段烃源岩初始沉积期到东营组沉积期、馆陶组沉积早期到明化镇组沉积期2个压力建场过程^[6-7]，在地质历史上分别对应于初始沉积至24 Ma，16~5 Ma等2个沉积阶段，且压力建场过程均持续10 Ma以上。传统观点认为济阳坳陷压力建场次数少、建场过程持续时间长，油气成藏具有高序级幕式特点^[8-9]，属于高序级幕式建场过程。但是，根据东部陆相断陷盆地的特点，认为济阳坳陷经历了多期次构造运动^[10-11]，在频繁的构造运动下烃源岩层系的流体压力是否具有低序级幕式建场过程需要重新认识。基于近年在济阳坳陷渤南洼陷页岩油勘探热潮中取得的众多泥页岩层系岩心资料，开展泥页岩中重结晶方解石、夹杂的薄砂条以及近烃源岩的致密砂岩流体包裹体古压力的测试分析，研究页岩系统低序级幕式流体压力建场过程，以期丰富石油地质理论，并对该地区的油气勘探提供指导。

渤南洼陷属于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷中的一个三级构造单元，其北部紧邻埕东凸起，东、西两侧分别为孤岛潜山带和义和庄凸起，南部与陈家庄凸起相接，东南部与三合村洼陷毗邻（图 1）。渤南洼陷古近系自下而上沉积了孔店组、沙河街组及东营组，沙河街组是该区主要的烃源岩及油气聚集层系，包含沙河街组四段上亚段（沙四上亚段）、沙河街组三段（沙三段）以及沙河街组一段（沙一段）3套烃源岩。渤南洼陷沙河街组的3套烃源岩形成了3个相对独立的压力系统，其中沙四上亚段烃源岩形成于半深湖—盐湖沉积环境，沉积厚度为100~500 m，纵向上由砂砾岩、砂岩逐渐过渡到暗色泥岩、油页岩，并在沙四上亚段顶部沉积一套厚层石膏岩；沙三段烃源岩形成于半深湖—深湖沉积环境，为渤南洼陷最主要的烃源岩层系，其厚度为200~700 m，自下而上构成一套油页岩、灰岩到砂岩的反旋回沉积；上部沙一段烃源岩形成于半深湖沉积环境，但由于埋深较小、热演化程度低，目前整体尚处于未熟、低熟状态。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 济阳坳陷渤南洼陷区域位置（a）及古近系沙河街组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional location(a)and stratigraphic column of Paleogene Shahejie Formation(b)in Bonan sag, Jiyang Depression

近年来，随着渤南洼陷页岩油工作的开展^[12-13]，在其古近系烃源岩层系获取了大量岩心资料。对大量泥页岩中的重结晶方解石、夹杂的薄砂条以及近烃源岩的致密砂岩进行三十余块次的取样，开展流体包裹体古压力测试分析，获取了五百余项流体包裹体测试数据，为恢复泥页岩层系古压力演化过程奠定了资料基础。

古压力系数为流体包裹体古压力与古静水压力的比值。首先，流体包裹体古压力可以据流体包裹体测试分析得到，本次研究主要基于盐水包裹体获得的大量古压力数据（表 1）。在盐水包裹体的测试中可以获取均一温度、冰点等数据，通过盐水包裹体的冰点数据可计算得到盐度，从而构建包裹体的P-T相图，结合包裹体的均一温度构建等容线，然后根据人工合成包裹体建立的储层盐水包裹体均一温度校正曲线，可估算捕获温度，进而得到盐水包裹体的捕获压力，也即是包裹体古压力。

表 1(Table 1)

表 1 济阳坳陷渤南洼陷古近系泥页岩层系流体包裹体测试分析数据（部分数据） Table 1 Test and analysis data of fluid inclusions of Paleogene shale series in Bonan sag, Jiyang Depression 井名 深度/m 层位 均一温度/℃ 捕获时间/Ma 捕获时埋深/m 古静水压力/MPa 古流体压力/MPa 古压力系数 井名 深度/m 层位 均一温度/℃ 捕获时间/Ma 捕获时埋深/m 古静水压力/MPa 古流体压力/MPa 古压力系数 Bs5 5 136.66 Es41 196.0 2.0 4 700 46.06 86.13 1.87 Y170 3 231.50 Es32 114.3 4.1 2 660 26.07 25.67 0.98 Bs5 5 136.66 Es41 184.5 6.5 4 100 40.18 72.73 1.81 Y170 3 809.50 Es41 144.2 6.0 3 370 33.03 39.30 1.19 Bs5 5 136.66 Es41 176.2 9.0 3 850 37.73 60.37 1.60 Y170 3 809.50 Es41 136.2 9.0 3 084 30.22 33.55 1.11 Bs5 5 136.34 Es41 172.6 12.1 3 600 35.28 35.28 1.00 Y170 3 809.50 Es41 131.1 15.5 2 840 27.83 27.55 0.99 Bs5 5 136.34 Es41 171.8 23.0 3 550 34.79 52.90 1.52 Y170 3 807.30 Es41 124.1 25.8 2 540 24.89 25.14 1.01 Bs5 5 136.34 Es41 164.8 28.0 3 150 30.87 32.40 1.05 Y284 3 752.30 Es33 141.8 9.0 3 255 31.90 37.96 1.19 Xys9 3 559.50 Es41 146.5 1.0 3 500 34.30 59.00 1.72 Y284 3 752.30 Es33 127.6 15.1 2 640 25.87 25.61 0.99 Xys9 3 559.50 Es41 135.2 3.0 3 250 31.85 53.19 1.67 Y284 3 752.30 Es33 124.1 23.5 2 483 24.33 24.33 1.00 Xys9 3 559.50 Es41 119.8 8.5 2 500 24.50 29.50 1.20 Y284 3 752.30 Es33 120.2 27.5 2 327 22.80 23.94 1.05 Xys9 3 559.50 Es41 110.2 12.0 2 200 21.56 21.34 0.99 Y361 3 486.30 Es32 137.2 1.2 3 445 33.76 33.08 0.98 Xys9 3 559.50 Es41 109.8 24.5 2 070 20.29 25.56 1.26 Y361 3 486.30 Es32 128.4 3.0 3 140 30.77 29.91 0.97 Xys9 3 559.50 Es41 102.3 28.0 1 750 17.15 16.98 0.99 Yd341 3 701.00 Es31 144.4 6.0 3 090 30.28 38.53 1.27 Xys9 3 559.50 Es41 99.9 33.0 1 400 13.72 13.72 1.00 Yd341 3 701.00 Es31 124.2 24.8 2 210 21.66 21.36 0.99 Y118 3 236.40 Es32 123.4 2.6 2 905 28.47 29.61 1.04 Yd341 3 701.00 Es31 112.4 33.2 1 540 15.09 15.14 1.00 Y118 3 464.40 Es32 120.0 4.2 2 790 27.34 26.46 0.97 Ys3 3 170.30 Es33 116.3 2.4 2 825 27.69 26.83 0.97 Y170 3 233.20 Es32 130.6 0.6 3 225 31.61 33.27 1.05 Ys3 3 170.30 Es33 82.3 12.9 1 650 16.17 15.69 0.97 Y170 3 238.00 Es32 122.7 2.6 2 950 28.91 28.22 0.98

下载CSV 表 1 济阳坳陷渤南洼陷古近系泥页岩层系流体包裹体测试分析数据（部分数据） Table 1 Test and analysis data of fluid inclusions of Paleogene shale series in Bonan sag, Jiyang Depression

盐水包裹体捕获时的静水压力是通过样品点所属井的沉积埋藏史分析推算出来的。例如在Xys9井沙四段泥页岩夹杂的薄砂条样品中发现了大量盐水包裹体。通过对盐水包裹体均一温度的测定，结合该井沉积埋藏史的恢复，将均一温度投点到沉积埋藏史图上，可获得包裹体被捕获时的大概时间以及所对应的古埋深（图 2）。Xys9井均一温度为119.8 ℃的包裹体被捕获时大概在馆陶组沉积末期（8.5 Ma），对应的古埋深大约为2 500 m，古静水压力为24.5 MPa，结合其捕获时的压力值29.5 MPa，可推算出古压力系数大约为1.2。据此方法可推算出每一个流体包裹体的古静水压力和古压力系数，从而为分析古压力系数随捕获时间的演化规律提供数据支撑。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 济阳坳陷渤南洼陷Xys9井沉积埋藏史及包裹体捕获时的埋深推算 Fig. 2 Sedimentary burial history and burial depth recovery during inclusion capture of well Xys9 in Bonan sag, Jiyang Depression

据渤南洼陷Y284和Y170等井沙三段烃源岩流体包裹体古压力的分析可知，在24 Ma之前的东营组沉积期捕获了较少的流体包裹体。流体包裹体分析表明古压力系数为1左右（图 3a，3b），表现为常压，说明沙三段烃源岩在东营组沉积期并未发生明显的生烃增压，且未发生早期排烃；16 Ma馆陶组开始沉积，古压力系数逐渐升高并在13 Ma左右达到局部峰值后再降低，之后分别在9 Ma，5 Ma及现今3次达到局部峰值，表明进入馆陶组沉积期后，渤南洼陷沙三段烃源岩层系经历了4次生烃增压及压力场重建的演化过程，每次压力场重建的持续时间为3~4 Ma，压力场重建相对频繁，表现为低序级幕式特点。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组压力场演化特征 Fig. 3 Evolution characteristics of pressure field of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Jiyang Depression

渤南洼陷沙三段压力场在经历低序级幕式演化过程中，压力场重建所达到的压力系数上限不断升高，由早期的压力系数达到1.1即发生压力场重建，到中后期的压力系数达到1.2~1.3才发生重建。整体上压力系数随时间演化呈逐渐上升趋势，表明进入馆陶组沉积期后沙三段烃源岩的生烃增压逐渐变强，生烃能力稳步提高，其生排油气的主要时期为传统认识上的晚期成藏^[14-15]。由于沙三段烃源岩层系压力释放频繁，整体压力系数不高，现今压力系数峰值为1.3~1.4。

渤南洼陷沙三段烃源岩层系具有压力场低序级幕式重建的特点，压力场重建的过程伴随着生排烃与成藏作用的发生，但其与传统认识中的“幕式成藏”存在明显的差异，传统认识中渤南洼陷存在东营组沉积期的早期成藏与馆陶组—明化镇组沉积期的晚期成藏2次油气运聚过程^[16]，并伴随着24 Ma和5 Ma左右的2次压力场重建，压力场重建的持续时间均在10 Ma以上（图 3c，3d），为高序级幕式成藏。

传统观点认为渤南洼陷沙四上亚段烃源岩层系压力场主要为高序级幕式演化特征。本次研究通过对沙四上亚段烃源岩层系流体包裹体的古压力分析发现，研究区在24 Ma东营组沉积期及之前存在一期压力升高、压力场重建的过程，并伴随早期油气充注。早期生烃增压导致的古压力系数最大可达1.5，距今24 Ma的喜山运动导致东营组整体抬升剥蚀，到16 Ma时盆地再次沉降并接受馆陶组沉积，此时沙四上亚段烃源岩层系又一次生烃并开始重建压力场；随着生烃强度增大、压力逐渐升高，直至2 Ma左右达到峰值，古压力系数普遍大于1.6；现今该区的压力系数略小于古压力系数峰值，表明后期压力场发生了一定规模的卸压，预示着晚期成藏作用的发生。

渤南洼陷沙三段烃源岩层系流体压力场相对频繁的重建过程有别于沙四上亚段，究其原因在于沙四上亚段顶部为一套稳定分布的区域石膏岩沉积，石膏岩厚度相对较大（图 4），成为沙四上亚段流体压力封存箱的顶部盖层，使沙四上亚段成为独立的流体压力系统（图 5）。同时石膏岩得益于其本身的强塑性特点^[17]，有效降低了断裂活动对流体压力场的影响并对压力封存起到保护作用，在石膏岩的封盖下，沙四上亚段烃源岩需经历更长的生烃增压过程，流体压力需达到更高值，耦合幕式构造运动才可突破石膏岩的封盖，发生压力场的重建和油气成藏。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 济阳坳陷渤南洼陷古近系沙四上亚段石膏岩厚度分布 Fig. 4 Thickness contour map of gypsum rocks of Es41 in Bonan sag, Jiyang Depression

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 济阳坳陷渤南洼陷古近系沙河街组近东西向压力系统剖面（剖面位置见图 4） Fig. 5 Near east-west pressure system profile of Paleogene Shahejie Formation in Bonan sag, Jiyang Depression

基于低序级幕式压力场演化特点分析，认为渤南洼陷存在以沙四上亚段为代表的高序级幕式和以沙三段为代表的低序级幕式2种压力建场过程。首先，在渤南洼陷古近系东营组沉积早期，石膏岩之下的沙四上亚段烃源岩进入生烃门限并开始生排烃，生烃增压效应导致地层流体压力升高，而这一时期的沙三段烃源岩埋深普遍小于2 500 m，整体未进入生烃门限，地层流体仍处于常压状态（图 6a）。到东营组沉积中晚期，沙四上亚段烃源岩已经历了较长时间的生烃增压作用，在上覆石膏岩的屏蔽下，地层压力逐渐升高但未发生地层破裂，此时压力系数值高达1.5~1.6。同时，伴随着喜山期构造运动，研究区沙四上亚段产生了大量断层，不断升高的地层流体压力开始突破上覆石膏岩的屏蔽，使得油气向上排出，这一过程随着烃类的排出、压力的释放，排烃通道逐渐闭合，地层流体恢复到常压状态，早期排烃结束。总体而言，在东营组沉积早期到晚期，沙四上亚段在生排烃作用的驱动下，进行了一次压力建场过程，为高序级幕式建场过程的第1幕，而这一时期沙三段并未发生较大规模的生排烃作用，没有出现压力建场过程，其低序级幕式建场主要发生在馆陶组及之后的沉积期。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 济阳坳陷渤南洼陷古近系压力场建场模式 Fig. 6 Pressure field building model of Paleogene in Bonan sag, Jiyang Depression

到馆陶组沉积早期，渤南洼陷沙四上亚段在经历了东营组沉积期的流体压力场重建后，在烃源岩持续生烃作用下，地层流体压力又一次升高。同时，沙三段烃源岩持续埋藏，埋深普遍大于2 500 m，达到生烃门限，开始生烃增压，但由于沙四上亚段顶部为石膏岩，在石膏岩的屏蔽下，沙四上亚段地层流体压力的持续升高并没有造成地层破裂。沙三段由于缺少阻止压力释放的屏蔽层，其地层流体压力在经过3~4 Ma的持续升高后便可突破地层的压力场重建门限（图 6b），并伴随排烃作用，依次往复，每经过3~4 Ma即发生一次压力场重建过程。

到馆陶组沉积末期及明化镇组沉积期，研究区沙四上亚段烃源岩在经历了较长时间的生烃增压后，地层流体压力又达到了高值，突破石膏岩的屏蔽后发生压力场重建，为高序级幕式建场过程的第2幕。同时，这一时期的沙三段烃源岩持续地生烃增压使流体压力场经过了多个重建过程（图 6c），因此传统认识中渤南洼陷的晚期油气充注又可进一步划分为几个期次，每一次压力场重建便伴随着一次油气充注过程。

目前，研究区沙四上亚段烃源岩流体压力场又一次进入重建过程，持续的生烃增压效应使地层流体压力系数较高；而沙三段流体压力保存条件相对较弱，更易于突破压力门限，使其经历了多次压力场重建过程，并在各地质历史时期经历的古压力场比沙四上亚段高序级幕式压力场弱，而且现今的压力系数总体较沙四上亚段小（图 6d）。

渤南洼陷低序级幕式压力建场过程的研究表明断陷盆地在断裂活动幕式发育情况下^[18]，传统认识中的晚期成藏并非主要集中于馆陶组沉积末期到明化镇组沉积初期这一相对短暂的固定期，而是在此期间发生了多次低序级幕式排烃。据此建立了完整的地层流体压力演化模式和油气成藏序列，且低序级幕式压力建场过程可为目前渤南洼陷呈现的某些石油地质特点和油气勘探现状进行合理的解释。

流体压力场相对频繁的重建现象表明异常压力封存的地质条件相对薄弱时，地层流体压力升高到一定程度即可达到压力门限，发生压力传导作用，异常高压得到释放，而异常高压赋存在流体之中，压力的传导也预示着流体的传导^[19-20]，在压力的传导过程中必然伴随着流体的流动和交换。因此低序级幕式压力建场过程指示着相对开放的成岩流体环境，在压力场频繁重建过程中成岩流体发生流动，并将酸性流体溶蚀区内饱含K⁺，Al²⁺和SiO₂等大量溶蚀产物的流体带出^[21-22]（图 7a），一方面防止了溶蚀产物近原地沉淀堵塞喉道、降低渗透率（图 7b），另一方面降低了地层流体中溶蚀产物的饱和度，可有效促进溶蚀作用的持续发生，提高次生孔隙发育程度。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 开放-封闭流体环境下溶蚀产物迁移与分布模式 Fig. 7 Migration and distribution model of corrosion products in open-closed fluid environment

关于储集层成岩流体的大量研究表明烃源岩的生排烃作用往往伴随着有机酸的生成、排出^[23]。低序级幕式压力建场过程中发生压力场的重建次数越多，指示着排出有机酸的次数和数量越多，而有机酸的大量排出可形成酸性成岩流体环境，增强溶蚀作用。以低序级幕式压力建场为主的渤南洼陷沙三段储集层由于经历了多期次的酸性流体溶蚀作用，自馆陶组沉积期初次压力场重建以来，普遍经历了3~4期有机酸排出。多期次有机酸作用使得早期碳酸盐胶结物与长石被严重溶蚀（图 8a—8c），同时溶蚀产物被开放的流体环境及时带出溶蚀区，石英次生加大现象微弱（图 8d），总体上溶蚀增孔作用明显，形成了大量的次生溶蚀孔隙，其储层物性普遍较优（图 9）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 济阳坳陷渤南洼陷古近系沙三段与沙四上亚段储层典型成岩现象 （a）红色方解石胶结物（Cc）被强烈溶蚀，伴有少量长石溶蚀，形成大量次生孔隙，孔隙被黑色沥青质充填，Y901井，3 019.5 m，单偏光；（b）红色方解石胶结物（Cc）被溶蚀，出现次生溶蚀孔隙，孔隙被黑色沥青质所充填，Kx626井，2 653.7 m，单偏光；（c）红色方解石胶结物（Cc）被溶蚀，形成次生孔隙，孔隙被黑色沥青质充填，Y57井，2 391.5 m，单偏光；（d）可见石英出现次生加大现象，次生加大部分相对较小，Y944井，2 410.3 m，正交偏光；（e）整体溶蚀作用微弱，红色方解石胶结物未见明显溶蚀，Yd261井，4 087.7 m，单偏光；（f）方解石胶结物（Cc）未见明显溶蚀，L359井，2 021.7 m；（g）石英（Q）次生加大可达Ⅱ级，L355井，2 906.7 m，正交偏光；（h）酸性成岩环境下书页状高岭石胶结物（K）出现，Yd39井，3 155.9 m。 Fig. 8 Typical diagenetic phenomena of Es3 and Es41 in Bonan sag, Jiyang Depression

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 济阳坳陷渤南洼陷沙三段与沙四上亚段储集层埋深与孔隙度（a）、渗透率（b）的关系 Fig. 9 Relationships of depth with porosity (a) and permeability (b) of Es3 and Es41 in Bonan sag, Jiyang Depression

以高序级幕式建场为主的研究区沙四上亚段储集层由于只经历了东营组沉积期以及馆陶组沉积末期—明化镇组沉积期2期有机酸的溶蚀作用，且2期溶蚀作用间隔时间相对较长，但碳酸盐胶结物及长石的溶蚀程度低，溶蚀现象微弱（图 8e，8f）。同时，由于沙四上亚段长期处于封闭流体环境，酸性溶蚀的产物不能被及时有效地带出溶蚀区，造成石英次生加大现象明显（图 8g），此外长石溶蚀形成的高岭石沉淀于喉道中（图 8h），降低了储层物性。

总体而言，根据大量的物性数据分析表明，以低序级幕式压力建场为主的渤南洼陷沙三段储集层酸性溶蚀作用强烈，储集层物性整体优于高序级幕式建场的沙四上亚段储集层，表明低序级幕式压力建场过程促进了有机酸的排出，并加强了酸性溶蚀作用。

如前所述，低序级幕式压力建场指示着开放的流体环境，在此背景下，烃源岩生成的油气更易于排出，聚集成常规油气。据此估算研究区沙三段烃源岩排烃率可达58%，目前已发现由渤南洼陷沙三段烃源岩供烃的渤南、孤岛等亿吨级油田^[24]。同时，低序级幕式压力建场过程也指示着烃源岩生烃能力较强，与烃类生成伴随的异常高压促使压力场不断重建，因此烃源岩在排出大量烃类的同时，其自身的各类储集空间中也饱含烃类，形成页岩油富集区。目前济阳坳陷页岩油勘探已成为热点，其中针对渤南洼陷的页岩油勘探主要集中在沙三段烃源岩层系^[12]。渤南洼陷已完钻的Byp5井截至2021年底累产页岩油气当量超2×10⁴ t，预示着低序级幕式压力建场有利于形成页岩油与常规油共同富集区，是高勘探程度富油洼陷下一步开展页岩油与常规油协同勘探的有利目标区。

（1）渤南洼陷古近系沙三段烃源岩层系经历了4次生烃增压、压力场重建的演化过程，每次压力场重建的持续时间均为3~4 Ma，表现为低序级幕式特点；与沙三段不同的是，沙四上亚段烃源岩层系经历了2次压力场重建，且单次持续时间均超过10 Ma。

（2）在石膏岩的封盖下，渤南洼陷古近系沙四上亚段流体压力需经历长时间的生烃增压才可突破压力场重建门限，分别在东营组沉积期以及馆陶组沉积末期—明化镇组沉积期发生2次压力场重建，而渤南洼陷沙三段低序级幕式压力建场主要发生在馆陶组沉积期及以后。

（3）低序级幕式压力建场过程揭示了研究区为开放的成岩流体环境，促进了有机酸溶蚀作用的发生，有利于形成页岩油与常规油共同富集区。