付 廣, 王 超, 歷 娜, 王浩然

(東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,黑龍江大慶 163318)

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一斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法及其應(yīng)用

付 廣, 王 超, 歷 娜, 王浩然

(東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,黑龍江大慶 163318)

為了研究含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合中油氣分布規(guī)律,在油氣沿斷裂垂向運移和沿砂體側(cè)向運移機制及所需條件研究的基礎(chǔ)上,通過比較利用模擬實驗結(jié)果確定出的斷裂填充物排替壓力和砂體排替壓力的相對大小,建立一套斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法,并將其應(yīng)用于南堡凹陷5個典型區(qū)塊7條輸導(dǎo)斷裂與東營組53個砂層配置中油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移的判別中。結(jié)果表明:東營組53個砂層中有35個砂層的排替壓力小于斷裂填充物的排替壓力,油氣沿砂層側(cè)向運移,油氣鉆探為油層或油水同層;有18個砂層的排替壓力大于斷裂填充物的排替壓力,油氣沿斷裂垂向運移,油氣鉆探為水層或干層,這一研究結(jié)果與目前油氣鉆探所揭示的油氣分布相吻合;該方法用于判別斷-砂配置中油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移是可行的。

斷-砂配置; 油氣; 側(cè)向運移; 垂向運移; 判別方法; 南堡凹陷; 東營組

在含油氣盆地下生上儲式的生儲蓋組合中,油氣成藏過程及模式通常應(yīng)為下伏源巖生成的油氣在地層剩余壓差或浮力的作用下沿斷裂垂向運移,再向兩側(cè)砂體中發(fā)生側(cè)向運移,最后在斷裂附近發(fā)育的圈閉中聚集成藏[1-4]。然而油氣勘探的實踐表明,并非斷裂附近兩側(cè)的砂體均有油氣聚集分布,只有部分砂體中才有油氣聚集分布。無油氣聚集分布的砂體,一種可能是沒有油氣從斷裂向其發(fā)生側(cè)向運移造成的;另一種可能是有油氣從斷裂向其發(fā)生側(cè)向運移,但其附近無圈閉發(fā)育造成的。對陸相含油氣盆地來說由于地層相變快,砂體橫向分布連續(xù)性差,油氣難以進行長距離的側(cè)向運移,斷裂附近即使沒有構(gòu)造圈閉發(fā)育,也會有巖性或地層圈閉發(fā)育,只要有油氣向砂體側(cè)向運移,便可有油氣聚集。由此可以看出,斷裂附近砂體能否形成油氣聚集關(guān)鍵取決于油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移,而油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移受到各種地質(zhì)因素的影響,既有油氣沿斷裂和砂體運移動力和阻力相對大小的影響,又有斷裂和砂體本身輸導(dǎo)通道特征差異的影響。能否正確認(rèn)識這一問題,是下生上儲式生儲蓋組合油氣勘探的關(guān)鍵。盡管前人曾對斷-砂配置中油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移做過研究和探討,但主要利用斷裂和砂體的孔滲性相對好壞進行判別[1-9],如果斷裂的孔滲性好于砂體的孔滲性,油氣沿斷裂垂向運移;反之油氣則沿砂體側(cè)向運移。這種方法可以較準(zhǔn)確地確定斷-砂配置中油氣運移方向,但缺點是斷裂的孔滲性因巖心難以獲取而無法確定,無疑使這種方法的廣泛應(yīng)用受到了限制。文獻[10]～[16]中從區(qū)域性蓋層、斷-砂配置類型、地層砂地比、砂層厚度、砂體與斷層的傾角等方面對渤海灣盆地南堡凹陷斷-砂配置中油氣沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移所需的條件及其與油氣分布之間的關(guān)系進行過探討,所取得的研究成果對認(rèn)識該凹陷油氣分布規(guī)律起到了重要作用,但該方法只是定性研究,還不能定量給出斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法。以上研究的局限性無疑影響了下生上儲式生儲蓋組合油氣勘探的深入。筆者開展斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法研究,對于正確認(rèn)識含油氣盆地下生上儲式生儲蓋組合油氣成藏規(guī)律和指導(dǎo)油氣勘探均具重要意義。

1 斷-砂配置中油氣運移機制及所需條件

油氣之所以能沿斷裂發(fā)生垂向運移除了誘導(dǎo)裂縫為油氣運移提供了輸導(dǎo)通道[7]外,還因為其油氣運移動力(地層剩余壓差和浮力)大于沿斷裂運移時遇到的阻力(斷裂填充物的排替壓力);否則油氣不能沿斷裂垂向運移[18]。同理,油氣要發(fā)生沿砂體的側(cè)向運移,除了砂體連續(xù)可為油氣運移提供通道和反向傾斜外,其動力(浮力)也應(yīng)大于沿砂體側(cè)向運移所遇到的阻力(砂體的排替壓力);否則油氣不能沿砂體側(cè)向運移。然而,當(dāng)斷裂和砂體均可作為油氣運移輸導(dǎo)通道且油氣運移動力一定的條件下,油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移,主要取決于斷裂填充物和砂體排替壓力的相對大小(圖1)。斷裂填充物排替壓力大于砂體排替壓力,油氣沿砂體側(cè)向運移;相反,如果斷裂填充物排替壓力小于砂體排替壓力,油氣沿斷裂垂向運移。由此看出,斷裂填充物排替壓力是否大于砂體排替壓力是決定斷-砂配置中油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移的根本條件。

圖1 斷-砂配置中油氣沿斷裂垂向運移與沿砂體側(cè)向運移機制示意圖

2 斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法

由上可知,要判斷斷-砂配置中油氣沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移,就必須首先確定出斷裂填充物和砂體的排替壓力。

2.1 斷裂填充物排替壓力的確定

如果將已壓實成巖的斷裂填充物(斷層巖)視為傾置于圍巖地層的巖層,那么其排替壓力應(yīng)與圍巖一樣,也應(yīng)受到其壓實成巖埋深和泥質(zhì)含量的影響[19-21],應(yīng)符合下式中的函數(shù)關(guān)系:

Pf=aexp(bZfRf).

(1)

式中,Pf為斷層巖排替壓力,MPa;Zf為斷層巖壓實成巖埋深,m;Rf為斷層巖泥質(zhì)含量;a和b為與研究區(qū)相關(guān)的常數(shù)。

由于油氣沿斷裂垂向運移時斷裂呈開啟狀態(tài),所以斷裂填充物此時并未壓實成巖,相當(dāng)于沉積物,其對油氣運移的阻力明顯較已壓實成巖的斷層巖要弱,其排替壓力應(yīng)主要受其泥質(zhì)含量大小的影響,而無壓實成巖埋深的影響。斷裂填充物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間應(yīng)為正相關(guān)關(guān)系具體表達式為:

Pdf=cexp(dRf).

(2)

式中,Pdf為斷裂填充物排替壓力,MPa;c和d為與地區(qū)有關(guān)的常數(shù)。

由于受鉆井、取心等因素的影響,至今在實驗室內(nèi)無法測試得到斷層巖的排替壓力,更無法測試得到未壓實成巖斷裂填充物的排替壓力。只能利用實測沉積物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間關(guān)系代替斷裂填充物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間關(guān)系,預(yù)測得到的斷裂填充物泥質(zhì)含量來求取斷裂填充物排替壓力：

(3)

式中,Hi為被斷裂錯斷的第i個巖層厚度,m;Ri為被斷裂錯斷的第i個巖層泥質(zhì)含量;n為被斷裂錯斷的巖層數(shù);L為斷裂斷距,m。

為了獲得實測沉積物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間關(guān)系,本文中將黏土和粉砂按照100∶0、80∶20、60∶40、40∶60、80∶20、0∶100比例分別進行混合形成沉積物,倒入適當(dāng)?shù)臄嚢杵髦?設(shè)置攪拌速度,啟動攪拌器,將不同比例的黏土和粉砂混合攪拌后,用霧化器對其進行濕潤,達到一定濕度后停止攪拌。然后將黏土和粉砂混合物填入模具中,加上壓力棒,用手動壓力泵按設(shè)計要求加壓(1、5、10、15 MPa),以模擬100、500、1 000和1 500 m埋深條件下的斷裂填充物。對每個樣品壓力保持4 h不變,最后取出經(jīng)壓實得到的直徑為2.5 cm的20塊不同泥質(zhì)含量的沉積物樣品,放入恒溫箱中控制溫度40 ℃,直至將巖心烘干為止,便得到不同泥質(zhì)含量沉積物排替壓力測試樣品。

將制作成的不同泥質(zhì)含量的沉積物樣品抽真空,再進行飽和煤油處理,數(shù)天后取出,最后利用排替壓力測試裝置[23]對其飽和煤油排替壓力測試,其結(jié)果如表1所示。由表1中數(shù)據(jù)便可得到不同埋深條件下沉積物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間的函數(shù)關(guān)系式:

Pd=0.040 1exp(1.812 9Rc),Z<500 m.

(4)

Pd=0.052 9exp(2.057 8Rc),Z=500～1 000 m.

(5)

Pd=0.070 1exp(2.480 3Rc),Z=1 000～1 500 m.

(6)

Pd=0.097 3exp(3.024 8Rc),Z>1 500 m.

(7)

式中,Pd為不同泥質(zhì)含量沉積物的排替壓力,MPa;Rc為沉積物中的泥質(zhì)含量。

表1 沉積物實測排替壓力與其泥質(zhì)含量和圍壓關(guān)系

2.2 砂體排替壓力的確定

砂體排替壓力利用其壓實成巖埋深(如果上覆地層無明顯地層抬升剝蝕,可用現(xiàn)今埋深代替)和泥質(zhì)含量代入沉積巖排替壓力與其壓實成巖埋深、泥質(zhì)含量之間關(guān)系式(式1)中,便可以獲取砂體排替壓力。泥質(zhì)含量可用其自然伽馬資料,由文獻[24]中泥質(zhì)含量預(yù)測方法計算求得：

(8)

其中

式中,GR為目的層自然伽馬測井值;GRmin為砂巖層自然伽馬測井值;GRmax為泥巖層自然伽馬測井值;IGR為自然伽馬相對值;GCUR為與地層年代有關(guān)的經(jīng)驗系數(shù),新地層為3.7,老地層為2.0。

2.3 斷-砂配置中油氣運移方向的研究方法

由上述確定出的斷裂帶填充物排替壓力值和砂體排替壓力值,根據(jù)其相對大小便可以對斷-砂配置中油氣運移方向進行研究。如果斷裂帶填充物排替壓力大于砂體排替壓力,那么油氣沿砂體側(cè)向運移;否則,油氣沿斷裂垂向運移。

3 實例應(yīng)用

選取渤海灣盆地南堡凹陷5個典型區(qū)塊7條輸導(dǎo)斷裂,利用上述方法判別該7條輸導(dǎo)斷裂與東營組53個砂層配置中油氣是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移,并通過判別結(jié)果與油氣分布之間關(guān)系的分析,闡明該方法用于判別斷-砂配置中油氣運移方向的可行性。

南堡凹陷從下至上發(fā)育有古近系的孔店組、沙河街組、東營組,新近系的館陶組和明化鎮(zhèn)組及第四系,東營組是南堡凹陷油氣分布與勘探的主要層位,目前已找到了大量油氣,如南堡1號、2號、3號、4號、5號、高尚堡、老爺廟和柳贊等油田(圖2)。油氣源對比結(jié)果[20]表明,東營組油氣主要來自下伏沙三段或沙一段—東三段源巖,由于東營組與沙三段或沙一段—東三段源巖之間被多套泥巖層相隔,沙三段或沙一段—東三段源巖生成的油氣不能通過地層孔隙直接向上覆東營組運移,只有通過斷裂才能使沙三段或沙一段—東三段源巖生成的油氣運移至上覆東營組。三維地震資料解釋結(jié)果表明,南堡凹陷東營組發(fā)育不同類型的斷裂,但并不是所有斷裂均可成為沙三段或沙一段—東三段源巖生成的油氣向上覆東營組運移的輸導(dǎo)斷裂,只有連接沙三段或沙一段—東三段源巖和東營組,且在沙三段或沙一段—東三段源巖大量排烴期—東營組沉積末期或明化鎮(zhèn)組沉積中晚期[22]活動的斷裂才能成為沙三段或沙一段—東三段源巖生成的油氣向上覆東營組運移的輸導(dǎo)斷裂。由圖3中可以看出,南堡凹陷能夠成為沙三段或沙一段—東三段源巖生成的油氣向上覆東營組運移的輸導(dǎo)斷裂主要為Ⅴ型和Ⅵ型斷裂,由圖2中可以看出,南堡凹陷南堡1號和南堡2號油田與這7條輸導(dǎo)斷裂密切相關(guān),下伏沙三段或沙一段—東三段源巖生成的油氣沿7條輸導(dǎo)斷裂運移至東營組后,是沿斷裂垂向運移還是沿砂體側(cè)向運移,對南堡1號和南堡2號油田的形成至關(guān)重要。

圖2 南堡凹陷東營組7條輸導(dǎo)斷裂與油藏分布關(guān)系

為了研究南堡凹陷輸導(dǎo)斷裂與東營組砂體配置中油氣運移方向,選取5個典型區(qū)塊的7條輸導(dǎo)斷裂,對其與東營組16口井53個砂層配置中油氣運移方向進行研究。首先根據(jù)南堡凹陷56塊實測沉積巖排替壓力與其埋深、泥質(zhì)含量數(shù)據(jù)(表2),建立其沉積巖排替壓力與其埋深、泥質(zhì)含量之間的函數(shù)關(guān)系式:

Pds=0.218exp(0.167ZR/100).

(9)

式中,Pds為南堡凹陷沉積巖排替壓力,MPa;Z為南堡凹陷沉積巖埋深,m;R為南堡凹陷沉積巖泥質(zhì)含量; 公式相關(guān)系數(shù)為0.89。

圖3 南堡凹陷典型剖面斷裂系統(tǒng)劃分

表2 南堡凹陷泥質(zhì)巖樣品排替壓力與其埋深及泥質(zhì)含量

利用7條輸導(dǎo)斷裂在東營組內(nèi)斷距、被錯斷東營組斷層厚度和泥質(zhì)含量,由式(3)計算7條輸導(dǎo)斷裂在東營組內(nèi)斷裂填充物泥質(zhì)含量,然后將其代入式(7)(因南堡凹陷7條斷裂在東營組的埋深均大于1 500 m,選式(7))中便可計算得到7條輸導(dǎo)斷裂在東營組53個砂層內(nèi)斷裂填充物的排替壓力為0.26～1.17 MPa。再次,利用東營組53個砂層埋深和泥質(zhì)含量(利用自然伽馬資料,由式(8)計算求得),由式(9)便可計算得到東營組53個砂層排替壓力為0.29～5.05 MPa。最后,根據(jù)上述計算得到7條輸導(dǎo)斷裂在東營組53個砂層內(nèi)斷裂填充物排替壓力和砂層排替壓力的相對大小,對7條輸導(dǎo)斷裂與東營組53個砂層配置中油氣運移方向進行研究,得到在東營組53個砂層中有35個砂層的排替壓力小于斷裂填充物的排替壓力,油氣沿砂體側(cè)向運移,并在輸導(dǎo)斷裂附近聚集成藏,油氣鉆探時這些砂層皆為油層或油水同層。有18個砂層的排替壓力大于斷裂填充物的排替壓力,油氣沿斷裂垂向運移,無油氣在輸導(dǎo)斷裂附近聚集成藏,油氣鉆探時18個砂層皆為水層或干層。

4 結(jié) 論

(1)利用物理模擬實驗結(jié)果,可以建立一套預(yù)測斷裂填充物排替壓力的方法。

(2)通過比較斷裂填充物排替壓力與砂體排替壓力,建立一套斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法,并將其應(yīng)用于南堡凹陷5個典型區(qū)塊7條輸導(dǎo)斷裂與東營組53個砂體配置中油氣運移方向的判別中。其中有35個砂層的排替壓力小于斷裂填充物的排替壓力,油氣沿砂體發(fā)生側(cè)向運移,油氣鉆探為油層或油水同層。有18個砂層的排替壓力大于斷裂填充物的排替壓力,油氣沿斷裂垂向運移,油氣鉆探為水層或干層。這一研究結(jié)果與油氣鉆探所揭示的油氣分布相符合,表明本文中建立的方法用于判別斷-砂配置中油氣運移方向可行。

(3)本文中研究方法屬于初步嘗試,還存在著許多不足,如利用實測沉積物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間關(guān)系代替斷裂填充物排替壓力與其泥質(zhì)含量之間關(guān)系來求取斷裂填充物排替壓力,由于受到實驗條件與斷裂填充物實際條件之間差異的影響,必然會給斷裂填充物排替壓力計算結(jié)果帶來誤差,影響斷-砂配置中油氣運移方向判別的準(zhǔn)確性。再如當(dāng)斷裂填充物排替壓力小于砂體排替壓力,但油氣運移動力仍大于砂體排替壓力時,油氣仍可以沿砂體側(cè)向運移,只是油氣量相對較少而已,此情況下也可能在輸導(dǎo)斷裂附近會形成一定的油氣聚集,如何與上述斷裂填充物排替壓力大于砂體排替壓力情況下形成的油氣聚集進行區(qū)分,目前尚無有效方法,這也會影響該方法判別的準(zhǔn)確性。該方法還需今后在應(yīng)用中不斷完善和提高。

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(編輯 徐會永)

Discriminatory method and its application of oil-gas migrating direction in fault-sand-body configuration

FU Guang, WANG Chao, LI Na, WANG Haoran

(CollegeofEarthScience,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China)

In order to study the oil-gas distribution patterns in lower generation-upper accumulation source rock-reservoir-cap rocks in oil-gas bearing basins, a set of discriminating methods for oi-gas migrating direction in fault-sand-body configuration were established. The methods were derived based on necessary conditions and mechanisms of oil-gas migrating both vertically along faults and laterally along sand bodies, and by comparison of relative sizes of displacement pressures in fault filler and sand bodies. The new methods were then used to determine the vertical and horizontal directions of oil-gas migration in 7 transport faults of 5 typical blocks in Nanpu Depression, and 53 sand layers in Dongying Formation. The result show that in 53 sand layers of Dongying formation,the displacement pressure of 35 sand layers is less than that of fault filler, where oil-gas migrates laterally along sand layers; oil-gas drilling is oil layer or oil-water layer. The displacement pressure of the rest 18 sand layers is larger than that of fault filler,where oil-gas migrates vertically along fault and oil-gas drilling is water layer or dry layer. The results are coincident with known well logs, and suggest that the method is feasible to be applied in discrimination of oil-gas migrating vertically along fault or laterally along sand-bodies in fault-sand-body configuration.

fault-sand-body configuration; oil-gas; lateral migration; vertical migration; discriminatory method; Nanpu Depression; Dongying Formation

2016-03-15

國家自然科學(xué)基金項目(41372153);東北石油大學(xué)研究生創(chuàng)新科研項目(YHSCX2015-002NEPU)

付廣(1962-),男,教授,博士,研究方向為油氣藏形成與保存。E-mail: fuguang2008@126.com。

1673-5005(2016)05-0051-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.05.006

TE 122.1

:A

付廣,王超,歷娜,等. 斷-砂配置中油氣運移方向的判別方法及其應(yīng)用[J]. 中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2016,40(5):51-58.

FU Guang, WANG Chao, LI Na, et al. Discriminatory method and its application of oil-gas migrating direction in fault-sand-body configuration[J].Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2016,40(5):51-58.