伍英 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163712）

流體勢是單位質(zhì)量流體具有的機械能總和，為地下孔隙中的流體流動提供了基本動力，決定著流體的流動方向，能夠影響地下流體的富集與分散。地下油氣在流體勢的影響下，遵循由高勢區(qū)向低勢區(qū)方向運聚這一基本規(guī)律，油氣流體勢高、低勢區(qū)域勢場的特征為油氣藏分布規(guī)律的認(rèn)識提供了前提條件。因而，被廣泛地應(yīng)用于油氣二次運移的研究，指導(dǎo)油氣的勘探開發(fā)[1～6]。

受原始鉆井資料及研究手段的限制，前人對海拉爾盆地油氣的運聚有利條件、運移通道、油氣藏分布規(guī)律等進行過短暫研究[7～12]。迄今為止，海拉爾盆地貝西地區(qū)還沒有展開過流體勢的研究工作。為了闡明成藏期流體勢能分布及其對油氣運聚的控制作用，筆者收集了大量基礎(chǔ)資料，對海拉爾盆地貝西地區(qū)成藏期的流體勢進行了恢復(fù)。

1 地質(zhì)背景

貝西地處海拉爾盆地貝爾凹陷西部地區(qū)，東北接烏爾遜凹陷，西靠嵯崗隆起南部，南鄰塔木察格盆地。研究區(qū)內(nèi)的地層自下而上發(fā)育有侏羅系的布達特群基巖淺變質(zhì)巖系，下白堊統(tǒng)的銅缽廟組 （K1t）、南屯組 （K1n）、大磨拐河組 （K1d）、伊敏組 （K1y），上白堊統(tǒng)的青元崗組 （K2q），新近系呼查山組（Nh）及第四系，其中K1n是研究區(qū)內(nèi)油氣勘探的主要目的層位。暗色泥巖主要發(fā)育在貝西地區(qū)南屯組一段 （K1n1）、二段 （K1n2），以K1n1最為發(fā)育。K1n1以貝西北次凹、貝西南次凹為主，蘇德爾特構(gòu)造帶內(nèi)次之；K1n2則以貝西北次凹、貝東北次凹為主。

貝西地區(qū)的地層先后經(jīng)歷了 “斷陷－斷坳－坳陷”3期構(gòu)造。其中，斷陷期內(nèi)發(fā)育K1t、K1n2，斷坳轉(zhuǎn)換期發(fā)育K1d、K1y；坳陷期發(fā)育K2q。在斷陷期，NEE向、NE向斷層最為發(fā)育，這2組斷層控制了貝西地區(qū)構(gòu)造帶的形成與烴源巖的分布。早白堊世后，研究區(qū)經(jīng)歷了3次區(qū)域性的構(gòu)造運動，分別發(fā)生于K1n沉積末期、K1y沉積末期及K2q沉積時期[13]，形成了貝西斜坡、呼和諾仁、霍多莫爾、蘇德爾特等正向構(gòu)造帶以及貝西北次凹、貝西南次凹、貝東北次凹等負(fù)向構(gòu)造帶 （圖1）。貝西地區(qū)K1n沉積末期，由于受到區(qū)域擠壓應(yīng)力場的作用，區(qū)內(nèi)大部分地區(qū)抬升遭受剝蝕，尤其以霍多莫爾構(gòu)造帶和蘇德爾特構(gòu)造帶最為明顯。在K1y沉積末期，北東向斷層發(fā)生走滑，形成走滑斷裂帶，在貝西斜坡帶形成了北東向雁行式走滑斷層，其活動呈北強南弱之勢，使得斜坡北部在K1y沉積末期改造強烈，形成順向斷層，切割K1n地層。貝西地區(qū)曾發(fā)生過多次的生排烴，前人利用多種方法對貝西地區(qū)成藏期次進行過研究[14～16]，結(jié)果都表明貝西地區(qū)K1n油氣充注時期為120～80Ma，其中110～90Ma期間（相當(dāng)于伊敏組二段 （K1y2）、三段（K1y3）時期）為油氣大規(guī)模注入儲層時期，此時烴源巖大量生排烴，油氣運移動力充足，有利于油氣聚集成藏。因而，推斷該地區(qū)油氣成藏為K1y中－晚期，這與該區(qū)的沉積和構(gòu)造演化史一致。

圖1 貝西地區(qū)構(gòu)造單元與早期控陷斷層疊合圖

2 成藏期流體勢

石油和天然氣都是流體，具有流動的趨勢，并自發(fā)地總是從單位機械能較高的地方向單位機械能較低的地方滲流，最終達到勢能相對較小而動能接近于零的平衡狀態(tài)。油氣一生成即開始運移，從烴源巖運移到儲層、從儲層運移到圈閉中形成油氣藏。K1y末期，貝西地區(qū)在生、排大量油氣的同時，油氣伴隨高溫、高鹽度的地層水進入儲層，再通過不整合面、斷層與砂體等通道繼續(xù)運移，最終在保存條件較好的圈閉中聚集成藏。因此，控制油氣運聚成藏的決定性動力因素是成藏期流體動力，通過對油氣生成運移時期的古流體勢恢復(fù)，可以更可靠地辨識有利油氣聚集區(qū)。

2.1 流體勢原理

England[17]在Hubbert的研究基礎(chǔ)上對流體勢重新進行了描述，增加了毛細管壓力作用的內(nèi)容。他將流體勢定義為從基準(zhǔn)點 （面）傳遞單位體積流體到研究點所必須做的功，即：

式中：Φ為流體勢，J/m3；g為重力加速度，m/s2；Z為流體高程，m；ρ為流體密度，g/cm3；p為孔隙流體壓力，Pa；v為流體速度，m/s；σ為界面張力，N/m；θ為潤濕角，（°）；rp為孔隙半徑，mm。

因此，利用成藏期的古埋深、古壓力、流體密度資料，結(jié)合毛細管壓力即可對成藏期的流體勢進行研究。

2.2 地層埋深

流體勢與地層的埋深緊密相關(guān)，在分析貝西地區(qū)的流體勢之前，有必要先了解區(qū)內(nèi)目的層位的成藏期地層埋深背景。結(jié)合貝西地區(qū)的地質(zhì)背景分析得知，研究區(qū)在K1y末期受區(qū)域性擠壓應(yīng)力作用普遍抬升，遭受剝蝕，在恢復(fù)成藏期埋深時，應(yīng)對剝蝕掉的地層厚度進行恢復(fù)。由于在貝西地區(qū)完成了三維地震的全覆蓋，使得在宏觀層次上定量恢復(fù)剝蝕厚度成為了可能。采用地震地層趨勢法對貝西地區(qū)K1y2、K1y3進行剝蝕量恢復(fù)發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)成藏期埋深可表示為：

D＝Dx＋Da－Dy（2）式中：D為成藏期埋深，m；Dx為現(xiàn)今K1n地層埋深，m；Da為K1y末期的剝蝕厚度，m；Dy為K1y現(xiàn)今地層埋深，m。結(jié)果表明，貝西斜坡帶剝蝕程度最重，地層剝蝕厚度300～600m，由貝西斜坡向東地層剝蝕厚度逐漸減小。通過分析古埋深的平面分布特征 （圖2），由貝西北次凹往西向貝西斜坡帶方向，成藏期埋深逐漸變淺。其中，貝西北次凹成藏期埋藏深度最大，洼槽區(qū)內(nèi)北部較南部深約200m；貝西南次凹成藏期埋藏深度次之，而貝西斜坡帶、霍多莫爾、蘇德爾特和呼和諾仁等構(gòu)造帶成藏期埋藏深度最淺。

2.3 地層孔隙流體的異常壓力

圖2 貝西地區(qū)成藏期埋深平面分布圖

古流體壓力是油氣運移、聚集的源動力。成巖過程中，泥巖的壓實程度遠遠大于砂巖，因而能近似表征壓實作用的主過程。在泥巖壓實過程中，當(dāng)欠壓實泥巖埋深達到一定深度時，正常壓實作用停止，開始欠壓實形成異?？紫读黧w壓力。隨著埋深增加、壓實作用增強、蒙脫石脫水、有機質(zhì)生烴以及流體熱增壓等作用達到一定階段后，地層孔隙內(nèi)的大量流體在排出中所受的阻力也將逐漸增大，從而使得烴源巖出現(xiàn)一系列的微裂縫。油、氣、水通過裂縫－孔隙系統(tǒng)向外排出，降低烴源巖內(nèi)流體的壓力，待壓力恢復(fù)至平衡狀態(tài)時，微裂縫系統(tǒng)閉合。處于壓力平衡狀態(tài)的地層埋藏深度即為欠壓實泥巖內(nèi)孔隙流體異常壓力的終止深度。正是這種孔隙流體的異常壓力，使得油氣在盆地內(nèi)能夠得以運移、聚集[18]，或是阻止流體流動[19]。

根據(jù)異常壓力等效深度的原理，欠壓實段內(nèi)任一點的有效應(yīng)力與正常壓實段上孔隙度相同點的有效應(yīng)力相同，借用正常壓實情況下泥巖聲波時差與埋深之間的關(guān)系，可以求得地層現(xiàn)今的異?？紫读黧w壓力，進而探討其在不同地質(zhì)歷史時期中的古異?？紫读黧w壓力[20]。

式 （3）～ （5）中：ρw為地層水密度，g/cm3；ρr為沉積巖的平均密度，g/cm3；D為泥巖埋深，m；Dn為正常壓實曲線上平衡深度，m；Δt0為地表處聲波時差，μs/m；Δt為深度D處泥巖聲波時差，μs/m；Δp為欠壓實泥巖異常孔隙流體壓力，Pa；pw為靜水柱壓力，Pa；C為泥巖正常壓實趨勢線斜率，m－1。

對貝西地區(qū)125口井泥巖段聲波時差曲線進行統(tǒng)計，用聲波時差值與深度的關(guān)系式可計算出參數(shù)C、lnΔt0、lnΔt等，結(jié)合沉積巖和地層水密度等資料，即可求取研究區(qū)K1n地層每口井成藏期相應(yīng)深度的欠壓實泥巖異?？紫读黧w壓力。結(jié)果表明：成藏期孔隙流體異常壓力值在負(fù)向構(gòu)造帶貝西北和貝西南次凹的明顯高于各正向構(gòu)造帶；貝西北次凹的略高于貝西南次凹；蘇德爾特、霍多莫爾、呼和諾仁構(gòu)造帶的最低 （圖3）。

圖3 K1n1成藏期異?？紫读黧w壓力分布圖

2.4 毛細管壓力

毛細管壓力對油氣運移起阻止作用[21]，巖石越致密，孔喉半徑越小，毛細管壓力越大，封堵油氣的能力也就越強。根據(jù)李明誠[18]引進的計算諾模圖分析得出，研究區(qū)的毛細管半徑與孔隙度、滲透率之間的關(guān)系式為：

式中：rc為毛細管半徑，μm；K為滲透率，mD； 為孔隙度，%。

計算結(jié)果發(fā)現(xiàn)：毛細管壓力與孔隙流體異常壓力的比值很小，K1n2為0.009～0.19MPa，K1n1為0.004～0.18MPa（表1），這種微弱的毛細管壓力還不足以對整個流體勢場造成明顯的影響。

表1 貝西地區(qū)代表井毛細管壓力

3 流體勢對油氣的運聚影響

3.1 流體勢分布特征

根據(jù)成藏期古埋深、古壓力和毛細管壓力等參數(shù)，計算出海拉爾盆地貝西地區(qū)成藏期的流體勢值，與該區(qū)發(fā)育的油藏范圍疊合 （圖4）發(fā)現(xiàn)：負(fù)向構(gòu)造帶貝西北次凹為流體勢最高區(qū)，貝西南次凹次之；

正向構(gòu)造帶霍多莫爾、蘇德爾特和呼和諾仁構(gòu)造帶以及貝西斜坡帶K1n的流體勢最低。

3.2 流體勢分布特征與油氣運聚的關(guān)系

結(jié)合貝西地區(qū)已發(fā)育的油氣藏類型和成藏期流體勢在各構(gòu)造單元的分布特征 （圖4）可以看出：成藏期流體高勢區(qū)貝西北、貝西南次凹為貝西地區(qū)埋藏最深、烴源巖最發(fā)育的凹陷沉積中心，低勢區(qū)正向構(gòu)造帶為洼槽區(qū)周緣的構(gòu)造高部位；處于反向斷階高部位的各低勢區(qū)是油氣聚集的最有利地區(qū)，流體勢過渡區(qū)帶為油氣運移的相對活動區(qū)，油氣運移的總方向為凹陷至構(gòu)造高部位；油氣藏在流體勢場的分布特征與油氣藏類型有密切關(guān)系。

圖4 K1n1成藏期流體勢分布與油藏類型疊合圖

構(gòu)造油氣藏多為油氣在流體勢差的驅(qū)動下由高勢區(qū) （烴源巖區(qū)）向上運移至低勢區(qū)而形成的?；舳嗄獱枠?gòu)造帶與蘇德爾特構(gòu)造帶具有相似的構(gòu)造背景，早期北東向斷裂控制了其形成和演化，在構(gòu)造帶上升盤與NEE向斷層組合形成多個斷階。成藏期油氣在流體勢作用下，通過次級NE向斷裂和不整合面與源巖區(qū)連通，由高勢區(qū)貝西北次凹向低勢區(qū)霍多莫爾構(gòu)造帶和蘇德爾特構(gòu)造帶運移，在各斷階上的低勢區(qū)聚集形成構(gòu)造油藏。早期NEE向呼和諾仁斷裂控制了貝西南斜坡及貝西南次凹的形成和演化，在K1n末期形成貝西南斜坡及呼和諾仁構(gòu)造帶。在該斷裂的控制下，整個呼和諾仁構(gòu)造帶為一個大的斷鼻構(gòu)造帶，油氣通過NE向次級斷層，從高勢源巖區(qū)貝西南次凹向呼和諾仁構(gòu)造帶反向斷塊高部位和貝西南斜坡反向斷塊運移，形成構(gòu)造油藏。

巖性－構(gòu)造或構(gòu)造－巖性油藏多發(fā)育在高勢向低勢過渡的區(qū)帶。早期NE向反向正斷層控制而形成的洼槽區(qū)貝西南次凹，為高勢向低勢的過渡地帶，位于三角洲前緣相帶，砂體發(fā)育，油氣通過斷層和砂體運移形成巖性－構(gòu)造油藏；近洼槽區(qū)的西北次凹邊緣為霍多莫爾構(gòu)造帶的下降盤，構(gòu)造不發(fā)育，油氣在流體勢作用下，通過斷裂及沿斷裂分布的一系列砂體運移至較高勢區(qū)形成構(gòu)造－巖性油藏。

4 結(jié)論

1）貝西地區(qū)高流體勢區(qū)為凹陷沉積中心，低勢區(qū)多為洼槽區(qū)周緣的正向構(gòu)造帶。

2）流體低勢區(qū)和流體勢梯度較高的過渡區(qū)帶是油氣藏發(fā)育有利區(qū)帶。

3）成藏期油氣從流體高勢區(qū)通過斷層和不整合面向上運移至流體低勢區(qū)霍多莫爾、蘇德爾特、呼和諾仁構(gòu)造帶及貝西南斜坡等反向斷階高部位，形成構(gòu)造油藏；通過斷層和砂體在流體勢的作用下于貝西南次凹形成巖性－構(gòu)造油藏；在構(gòu)造欠發(fā)育的貝西北次凹邊緣流體勢梯度較高的過渡地帶發(fā)育構(gòu)造－巖性油藏。

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