仝志剛 賀 清 趙志剛 楊樹春 郝建榮

(1.中海油研究總院; 2.中海油新能源研究院)

圈閉油氣充注研究是勘探目標評價中的必要內容,油氣充注量大小是圈閉能否形成油氣藏的重要因素,也是勘探成敗的主要因素之一[1-2]。但是,長期以來由于受地質模型和研究方法的制約,油氣充注定量研究的難度非常大,通常是以烴源條件、油氣運移條件和成藏匹配條件的結合對油氣充注能力進行定性評價。近年來,通過尋找圈閉的油氣匯聚單元,在匯聚單元內綜合考慮烴源條件、油氣運移條件和成藏匹配條件來定量評價圈閉的油氣充注風險[3],為鉆前目標評價提供了一種實用的油氣充注量分析的方法和手段。通過已鉆井資料能夠分析油氣藏的成藏歷史,但多數(shù)研究主要集中在油氣成藏期次方面[4-9],幾乎沒有涉及油氣充注能力。本文綜合已鉆井資料,以平湖油氣田為例,通過分析現(xiàn)今油氣賦存狀態(tài)來分析油氣充注能力。研究結果有助于重新認識平湖構造區(qū)的烴源條件、油氣運移條件和成藏條件,以使對該區(qū)及其相鄰區(qū)域的鉆前圈閉評價更為客觀;同時,這種從鉆井資料出發(fā)的“反演”方法,對研究油氣成藏歷史,進而指導勘探亦不無裨益。

1 油氣充注量與油氣賦存狀態(tài)

油氣運移進入圈閉的過程稱作油氣充注,油氣向圈閉運移的量稱為油氣充注量。在一定的儲蓋條件下,油氣充注量與圈閉體積及溫壓條件決定了圈閉中油氣的賦存狀態(tài)。

如圖1所示,從烴源巖排出具有一定氣油比的油氣,在烴源巖附近的圈閉中可能形成液相油氣藏A;隨著油氣逐漸由深部向淺部運移,溫度和壓力降低,先前液相油氣中的氣體從油中析出,進入圈閉B中,形成了氣液兩相的油氣藏,此時的油藏為飽和油藏。如果充注量比較大,圈閉B的體積又比較小,液相油氣溢出,在附近的圈閉中形成了液相油氣藏C,此時的油藏C可能為飽和油藏;如果在后期的埋藏過程中沒有更多的油氣充注,油藏C最后將成為不飽和油藏。如果后期還有更多的油氣進入,且從油藏C溢出的流體繼續(xù)往淺部運移,壓力、溫度繼續(xù)降低,液相油氣中的溶解氣繼續(xù)析出,在體積比較大的圈閉D中聚集,形成帶氣頂?shù)挠蜌獠亍Ｈ绻蜌獠谼頂部封蓋不良,那么氣頂氣向上泄漏,在其上部體積較小的圈閉中則形成氣藏 E。另外,從烴源巖排出的油氣直接運移到淺部體積比較小的圈閉(相對于油氣充注量來說)中,析出的氣體可以完全充滿圈閉,液相油氣溢出,圈閉中留下的全部是氣體,形成氣藏 F。

圖1 油氣分布狀態(tài)變化示意圖1)

圈閉的油氣相態(tài)及氣油比不僅受圈閉的溫壓條件、體積和蓋層質量的影響,而且還與油氣充注量密切相關。溫度和壓力決定油氣的溶解和析出,而在一定的溫壓條件和蓋層條件下,油氣充注量和圈閉體積最終決定了圈閉中油氣的賦存狀態(tài)。

2 平湖油氣田油氣賦存狀態(tài)及油氣充注能力分析

2.1 油氣賦存狀態(tài)

平湖油氣田位于東海浙東坳陷西湖凹陷西側的平湖構造帶,油氣主要分布在花港組和平湖組(圖2)?；ǜ劢M儲層以中砂巖為主,其次為細砂巖,孔隙度一般為20%左右,滲透率一般為100 mD,最高可達1000 mD;平湖組儲層以細砂巖為主,其次為中砂巖和粗粉砂巖,其中、上段孔隙度為14%～19%、滲透率為35～240 mD,下段孔隙度為10%～13%、滲透率為1～10 mD?；ǜ劢M主要含輕質油,平湖組主要含凝析氣,總體上為“上油下氣”的分布狀態(tài)[10]。

圖2 平湖油氣田油氣藏剖面示意圖1)

花港組油藏充滿度不高,主油區(qū)放鶴亭構造內油柱高度僅占儲層厚度的1/3或1/5,為底水油藏;原油飽和壓力低,為2.43～13.24 MPa[10],地飽壓差約為20 MPa[11];溶解氣油比為12～217 m3/m3[10-11],平均為55 m3/m3,且隨著深度的增加而逐漸增大[12]。

平湖組凝析氣藏充滿度相對較高,形成層狀氣藏,水體位于儲層邊部,為邊水凝析氣藏[11];凝析油含量為106.68～190.29 g/m3,為中低凝析油含量凝析氣藏[13];原始氣油比為4100～5500 m3/m3,且隨著深度的增加而逐漸增大。

2.2 油氣充注能力

平湖油氣田放鶴亭構造油藏面積充滿度為8%～33%,氣藏面積充滿度為52%～69%;八角亭構造區(qū)油藏面積充滿度14%～56%,氣藏面積充滿度22%～81%。分析認為,造成這種“大構造、小油氣藏”現(xiàn)象的原因可能有2個:一個是油氣充注量不足,另一個是蓋層質量差造成圈閉范圍小2)。前人研究也認為,西湖凹陷平湖組烴源巖厚度大、分布廣、成熟度高、生烴量大,因此造成這種“大構造、小油氣藏”現(xiàn)象的原因主要是蓋層質量在橫向上的變化引起的[14]。但是,如果是因為蓋層質量在橫向上變差才使得局部構造內圈閉范圍縮小,那么在含油氣范圍內蓋層的條件仍然是好的,圈閉應該是存在的。從這個角度看,平湖油氣田油氣藏的油氣充滿度應該比較高。因此,不妨先假定平湖油氣田的油源條件是好的,油氣充注量是充足的,但這一假定與現(xiàn)今平湖油氣田的油氣賦存狀態(tài)卻是矛盾的。

從平湖油氣田供烴區(qū)平湖組煤系烴源巖的排油氣歷史(圖3)來看,排烴氣油比由低到高變化,大約在19 Ma時排烴氣油比就達到1000 m3/m3,到龍井組沉積末期(16.2 M a)排烴氣油比可達到3500 m3/m3;之后迅速增大,最大超過10000 m3/m3;然后又略有減小,但都大于6500 m3/m3。這說明,平湖油氣田供烴區(qū)平湖組煤系烴源巖在晚期是以排氣為主。

如果圈閉的油氣充注量充足,那么平湖油氣田花港組儲層中就不會形成油藏,而是形成氣藏或帶氣頂?shù)挠蜌獠?即使是油藏,也應該是飽和油藏);但是從現(xiàn)今油藏特征來看,其溶解氣油比從上到下為12～217 m3/m3,平均約為55 m3/m3。如果以花港組頂界為油藏的深度參照面,那么花港組上部油藏現(xiàn)今的飽和溶解度應該是138 m3/m3,遠大于12 m3/m3,這說明現(xiàn)今花港組油藏在整體上未達到飽和狀態(tài)。

圖3 平湖油氣田供烴區(qū)烴源巖排烴史圖

閃蒸模擬分析結果表明,平均溶解氣油比約為55 m3/m3的花港組油藏于16.2 M a(龍井組沉積末期)時為飽和油藏(溫度為 64℃,壓力為 10.5 M Pa)1)。由此可以推測,大概自16.2 Ma以來花港組油藏一直沒有發(fā)生油氣充注。否則,花港組應該形成氣藏或帶氣頂?shù)挠蜌獠?至少現(xiàn)今的油藏應該處于飽和狀態(tài)。

另外,平湖油氣田平湖組凝析氣藏現(xiàn)今為中低飽和凝析氣藏,原始氣油比為4100～5500 m3/m3,而15 Ma以后平湖油氣田供烴區(qū)平湖組煤系烴源巖排烴氣油比最大超過10000 m3/m3,后來略有減小,但都大于6500 m3/m3,這說明平湖油氣田形成后期天然氣充注量很少。

因此,從油氣賦存狀態(tài)分析結果來看,平湖油氣田在龍井組沉積末期以來油氣充注量就很小。筆者不否認西湖凹陷平湖組煤系烴源巖排烴量大,但是圈閉的烴源條件不等同于凹陷的烴源條件,凹陷的烴源條件好并不能說明圈閉的烴源條件就沒有問題,在油氣成藏過程中很可能因為構造運動或成巖作用等因素的影響造成油氣運移通道的改變或阻塞,導致油氣充注能力不足,從而影響到油氣藏的儲量規(guī)模。

2.3 成藏過程

通過上述油氣充注能力分析,平湖油氣田的成藏過程可以總結為:

(1)大約在20 M a(中新世早期)之前,平湖組烴源巖排烴氣油比較低,以油為主。油氣自下而上運移進入平湖組和花港組,形成油藏。

(2)其后,由于平湖組烴源巖的排氣量越來越大,排油量相對減小,排烴氣油比迅速增大。到19 Ma時,排烴氣油比已經(jīng)超過1000 m3/m3,以氣為主的烴類進入先前形成的油藏中,致使油藏中的溶解氣達到飽和,甚至過飽和,出現(xiàn)氣頂。此后,由于成巖作用的加強,蓋層的封蓋能力變好,特別是平湖組蓋層的封蓋能力變得更好,以氣為主的烴類運移進入花港組的量減小,大部分充注到平湖組,形成了花港組油藏與平湖組氣藏。這種先油后氣、垂向運移的成藏過程也得到了地球化學研究結果的證實[15]。包裹體的研究結果也表明,花港組油藏以1期成藏作用為主,為液態(tài)烴充注;而平湖組氣藏具有2期成藏作用,第1期主要充注液態(tài)烴,第2期主要充注氣態(tài)烴[16]。

(3)大概到龍井組沉積末期(16 M a左右),花港組蓋層埋深已達1000 m以上,具備了比較好的封蓋條件[17],其下伏的平湖組蓋層封蓋能力則更好。此時的花港組油藏為飽和油藏,之后由于天然氣的注入量很小,現(xiàn)今為未飽和油藏;而平湖組凝析氣藏約在16 M a之后(中中新世之后)則很少有油氣充注,氣油比沒有明顯的變化。

3 結論及認識

(1)油氣賦存狀態(tài)可為分析油氣充注能力提供直接證據(jù),分析結果有助于重新認識和評價油氣田及其相鄰區(qū)域的烴源條件、運移條件和成藏匹配條件。

(2)平湖油氣田的油氣藏為上油下氣的分布狀態(tài),油藏為低飽和,氣藏為中低飽和,但其供烴區(qū)烴源巖16M a以后以排氣為主,推測早期(中中新世之前)油氣充注量較大,晚期(中中新世之后)油氣充注量較小,油氣充注以垂向為主,為早期(中中新世之前)成藏。

(3)圈閉的烴源條件與盆地或凹陷的烴源條件是2個完全不同的概念。凹陷的烴源條件好并不能說明圈閉的烴源沒有問題。在油氣成藏過程中,很可能因為構造運動或成巖作用等的影響造成油氣運移通道的改變或阻塞,導致目標區(qū)圈閉的油氣充注量不足,從而影響油氣藏的儲量規(guī)模。

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