大庆油田长垣东地区扶余油层油气运聚过程及富集特征

大庆油田长垣东地区扶余油层油气运聚过程及富集特征

大庆东道油层是松辽盆地北部的主要勘探领域。到目前为止，已经发现了许多大型和中型油田，如升平、宋芳屯、昭州、榆林、朝阳沟等，具有良好的油气勘探潜力和前景。目前，主要研究对象为三轴塌陷等二级或单体油田。这项研究的重点是分散在分散区域的油气储存条件和贮藏方式，而不是系统的油气储存过程。随着近年来油气勘探的不断深入,不仅在构造高部位的朝阳沟阶地和三肇凹陷内局部隆起带上发现了油气藏,在三肇凹陷向斜中心部位也发现有油气显示,体现出“满凹含油”的特征,使得认识本区整体的油气运聚过程和富集特征成为当前亟待解决的问题。本文从油气运移的基本条件出发,详细划分油气运移的类型,并重点论证油气侧向长距离向朝阳沟阶地运移的优势通道问题,在此基础上通过油田开发动态数据验证,总结油气富集的主要特征,以期为下一步勘探与开发提供指导。1地质背景和构造大庆长垣以东地区位于黑龙江省安达市和肇州、肇源及肇东3县境内,主要包括松辽盆地北部中央坳陷区三肇凹陷和朝阳沟阶地2个二级构造单元,面积约为9500km2(见图1)。松辽盆地构造演化主要经历了断陷前、断陷、拗陷和反转4个阶段,沉积盖层纵向具有“断陷层、拗陷层和反转构造层”3层结构(见图2)。晚侏罗世晚期至早白垩世早期,大庆长垣以东地区为深断陷区,沉积了厚达5000m的下部断陷层;早白垩世登娄库组(K1d)至晚白垩世嫩江组(K2n)沉积时期,为统一的拗陷区,在深部热收缩沉降和区域性伸展作用下整体持续沉降,下部登娄库组和泉头组(K1q)以砂质沉积为主,上部青山口组(K2qn)、姚家组(K2y)至嫩江组一、二段(K2n1—2)均以泥质沉积为主,厚层泥岩覆盖砂岩,构成了有利油气保存的地层序列。晚白垩世末—古近纪,盆地发生反转,三肇凹陷周围褶皱隆起,东南侧朝阳沟地区在嫩江组沉积期末隆起并遭受700m左右剥蚀,形成构造雏形,明水组沉积期末持续隆升,到古近纪末构造定型,形成三肇凹陷和长春岭背斜带之间过渡的正向阶地构造。大庆长垣以东地区扶余油层断裂(T2断层系)非常发育,据不完全统计,共4867条,均为正断层,主要为近南北走向。平均断裂密度为0.81条/km2,最大断裂密度为5.0条/km2,延伸长度一般小于4km。平面上小规模断层以“平行带状”、“发辫状”、“雁行式”紧密排列组成断裂密集带,根据划分标准(见表1)大体上可以分为Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类断裂密集带(见图1)。依据演化历史可将研究区断裂分为4类(见图2):(1)断陷期形成、拗陷期和构造反转期继续活动的断裂(T5、T4断到T06以上);(2)断陷期形成、拗陷期继续活动的断裂(T5、T4断至T2、T1);(3)拗陷期形成的断裂(T3断至T2、仅断T2、T2断至T1);(4)拗陷期形成、构造反转期继续活动的断裂(T3、T2断至T06以上)。断层以平直型为主,倾角60°~80°。在剖面上普遍具有以“地堑”式、“似花状”组合方式密集发育的特征(见图2)。2油气运移通道和路径油气输导系统是连接烃源灶和油气藏的桥梁,油气的运移通道和路径直接影响油气聚集部位,决定着油气的散失量和运聚效率。研究表明,大庆长垣以东地区扶余油层具有垂向-侧向双重油气运移方式。2.1砂体与上覆烃源层的流体异常压力和压力关系邹才能等研究认为,油气要发生“倒灌”运移必须满足以下条件:(1)充足的油源;(2)足够高的流体异常压力;(3)沟通砂体与其上覆烃源层的断层。只有同时具备这3个条件,上覆烃源岩排出的油气才能在超压的作用下,形成绝对优势的源储压差,克服浮力、毛细管力和黏滞力等的阻碍作用,向下伏储集层中“倒灌”运移。2.1.1肇凹陷青一部分沉积相霍秋立等、冯子辉等和高瑞琪等通过原油与烃源岩生物标志化合物对比、原油成熟度及芳烃组分核磁共振氢谱对比等多种资料分析,确认三肇凹陷扶余油层原油来自上覆青一段,而朝阳沟地区在松辽盆地生烃时期褶皱隆起,烃源岩未进入生烃门限,原油亦是由三肇凹陷中心侧向运移而来,即大庆长垣以东地区扶余油层的油气均来自于三肇凹陷青一段泥岩。烃源岩有机碳含量平均为3.13%,氯仿沥青“A”平均为0.50%,生烃潜力S1+S2一般大于6mg/g,有机质以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主,只有少部分属于ⅡB型。镜质体反射率Ro值为0.58%~1.20%,大部分为0.75%~1.00%,属于成熟烃源岩,油源充足。有机质热演化史表明,三肇凹陷青山口组泥岩在嫩江组沉积末期开始生烃,生烃高峰和大量排烃在明水组沉积末期—第三纪末期。2.1.2对比三肇凹陷处超压与排烃门限青一段泥岩足够高的超压是油气向下排烃的动力。三肇凹陷青山口组烃源岩由于厚度大、沉积速率快,目前普遍欠压实,发育超压。由等效深度法计算得到三肇凹陷青一段烃源岩超压值最大可达20MPa,主要分布在三肇凹陷中心的徐8井和徐9井处;次极值点分布于芳2l井、芳16井和肇18井处,超压值可达16MPa;向其四周青一段烃源岩泥岩超压值逐渐减小,在凹陷边部减小至8MPa以下(见图3)。地层厚度和沉积速率研究表明超压形成于嫩江组沉积末期,在明水组沉积末期达到高峰释放。青一段泥岩应力破裂实验显示,当超压大于青一段泥岩围压10MPa时开始排放异常高压流体;同时,通过有机质热演化史及有效排烃强度等资料确定出的排烃门限约为-1750m,位于三肇凹陷中央。从图3可以看出,超压大于10MPa的区域基本分布于排烃门限以内,两者吻合很好。因此,在三肇凹陷排烃门限范围内,超压为油气初次运移的动力,而朝阳沟地区超压基本小于6MPa,未达到超压排烃界限值(见图3)。2.1.3断裂体系内的油气T2反射层油源断层是油气向下排烃的主输导通道。吕延防等研究证明,青一段泥岩孔隙、干酪根网络和微裂缝等均不是油气下排的主输导通道,只有沟通储集层和烃源岩且在成藏期频繁开启的断层才是油气下排的主要输导通道。研究后发现,在大庆长垣以东地区断裂系统中,只有断陷期形成、拗陷期和构造反转期均持续活动的断层和拗陷期形成、构造反转期持续活动的断层可作为油源断层(见图2),此类断层共有417条,多数为继承性活动的断裂密集带边界断层,主要分布于三肇凹陷青一段烃源岩垂向排烃范围以内(见图4)。构造发育史剖面表明,在嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和大安组沉积期的构造反转中,这部分油源断层都曾活动开启,为青一段油气向下“倒灌”运移提供了通道。综合以上油气“倒灌”运移条件可以看出,排烃门限、达到排烃界限的超压及油源断层三者时空分布具有一致性,共同限定了油气“倒灌”下排的范围(见图3、图4);并且,目前已发现油田主要分布在排烃范围内部或在其周围呈环状分布(见图4)。由此可以确定,大庆长垣以东地区扶余油层油气“倒灌”运移主要发生在烃源岩垂向排烃范围以内。2.2垂向排烃优势通道物理模拟实验和数值模拟表明,油气在浮力驱动下,只通过局限的优势通道进行侧向运移,油气运移空间可能只占据整个输导层的1%~10%,物性级差、构造脊和断层是约束油气宏观运移路径的主要因素。依据油源位置、运移通道及侧向运移距离之间的关系分析,大庆长垣以东地区扶余油层油气侧向运移主要有3种类型。(1)源内沿砂体向油源断层上升盘短距离侧向运移:指青一段油气沿油源断层“倒灌”进入扶余油层后,在浮力作用下发生侧向充注,向着阻力最小的方向运移。油源断层上升盘一侧为相对高部位,阻力小,为油气运移的有利指向部位。油气进入上升盘储集层后,若储集层砂体侧向连通性差,则在该储集层内形成聚集;如果储集层侧向连通性较好,则沿上倾方向继续运移,途经侧向开启的断层发生穿越,直至遇到侧向封闭的断层,油气被遮挡形成聚集。此类油气运移发生在油源断层附近,方向近于垂直T2断层走向,一般运移距离较短,不超过烃源岩垂向排烃范围。(2)近源沿构造轴向向继承性局部隆起带短距离侧向运移:指“倒灌”进入垂向排烃范围内的油气,在浮力作用下向其附近的继承性局部隆起带发生的侧向运移。大庆长垣以东地区三肇凹陷扶余油层顶面具有“三鼻四凹”的总体构造面貌,即尚家、升平和肇州3个鼻状构造,徐家围子、升平西、安达和永乐4个次级凹陷。烃源岩垂向排烃范围内的油气以徐家围子等次级凹陷为中心,向周围“放射状”运移。升平、肇州等鼻状构造为继承性局部隆起带,其倾没端紧邻垂向排烃范围,具有“近水楼台”的优势,能够最先捕获油气(见图5)。鼻状构造轴线及近轴两侧构造弯曲度最大,张应力最强,裂隙发育,是油气运移的主要路径。(3)远源沿砂体沟通的Ⅱ类断裂密集带向朝阳沟阶地长距离侧向运移:指油气由垂向排烃范围沿一定的优势运移通道跨越凹陷边缘斜坡区向东南部朝阳沟阶地发生的长距离侧向运移。三肇凹陷东南端朝阳沟阶地在嫩江组沉积末期(大量排烃期之前)即已褶皱隆起,成为相对低势区,控制了扶余油层油气长距离运移的方向(见图5)。根据李明诚等的研究结果,优势通道是指油气在地下运移的主要方向和路径,体现为油气沿垂直等势线方向(大体为垂直于地层构造等高线方向)运移;优势通道主要为断层、砂体、不整合面或其空间上的组合,是非均质体中孔渗能力相对较好的运移通道。研究表明,大庆长垣以东地区扶余油层断层和砂体均不能独立作为油气向朝阳沟阶地长距离侧向运移的有效通道,原因在于:(1)断层延伸长度一般不超过4km,而朝阳沟阶地扶余油层的油气运移距离一般大于8km;(2)扶余油层砂体单层厚度小,砂地比值低(0.01~0.28),砂体横向分布连续性差、连通率低。结合优势运移通道特征和研究区断裂及砂体发育情况分析发现,砂体沟通的Ⅱ类断裂密集带是源外油气长距离侧向运移的优势通道。证据如下:(1)Ⅱ类断裂密集带呈近南东—南南东向延伸,近于垂直地层构造等高线方向,并且延伸较远,长16~42km,跨越三肇凹陷和朝阳沟阶地,具有侧向沟通油源和储集层的优势(见图1);(2)大庆长垣以东地区扶余油层砂体总体呈北东向展布,与断层近45°相交(见图6a),能够横向沟通延伸短的断层,而且断裂密集带内断层多呈“发辫状”或“雁行式”密集排列,密度大,与其他断层相比更容易被砂体沟通;(3)沿断裂密集带方向流体势逐渐降低,具备流体势梯度,而且密集带内断层基本不断穿上覆巨厚的优质盖层(见图6b),断层走向与油气运移方向(南东—南南东)近一致,受上覆盖层限制,油气可沿断层面侧向运移;(4)对Ⅱ类断裂密集带内原油物理性质变化的分析结果显示,断裂密集带内沿油气运移方向原油相对密度值均有逐渐变小的趋势(以其中延伸最长的Ⅱ1、Ⅱ8和Ⅱ9密集带为例,由北向南选取钻遇断裂密集带的见油气井样点,见图7),证实油气曾沿此类断裂密集带发生运移。3原油丰富性3.1无油源断层控制的区块产能油源断层主要发育于三肇凹陷,其对研究区扶余油层油气富集的控制主要表现在以下几个方面:(1)三肇凹陷39个已钻探的区块中有33个均发育油源断层,只有卫9、芳36等6个区块不发育油源断层;(2)受油源断层控制的区块油井产能均在2t/d以上,并且只受油源断层控制的区块在砂体厚度接近的情况下原油最富集,如芳32及州703区块,最高产能达19.37t/d(见表1);(3)无油源断层发育区块产能一般小于2t/d,其中肇401和芳12区块尽管砂体发育,但却主要富集水;(4)至油源断层的距离越大,单井产能越低(见表2);(5)发育油源断层的33个区块中有26个区块的原油富集在油源断层上升盘砂体中。3.2鼻状构造轴线与扶余油层断裂垂直时责任划分不清大庆长垣以东地区三肇凹陷扶余油层发育升平、肇州和尚家3个鼻状构造,升平、肇州鼻状构造倾没端紧邻垂向排烃范围,尚家鼻状构造稍远(见图5),鼻状构造轴线及近轴两侧是油气运移的主要路径。当鼻状构造轴线与扶余油层断裂走向近一致或小角度相交时,油气容易沿断层面运移至鼻状构造倾没端轴线部位;而当鼻状构造轴线与扶余油层断裂接近垂直(近东西向)时,油气首先要侧向穿越断层,然后再向鼻状构造运移,若断层侧向封闭则油气被遮挡,导致此类鼻状构造内几乎没有油气聚集。这一现象已被目前勘探结果所证实:升平和肇州鼻状构造轴线与断裂走向近一致,目前已经形成升平和肇州2个大、中型油田,而尚家鼻状构造轴线与扶余油层断裂接近垂直,几乎没有油气发现(见图4、图5)。需要指出的是,油藏精细解剖结果表明鼻状构造整体并没有统一的油水界面,其内部单一局部圈闭形成各自独立的油水系统,具有单一局部圈闭控油的特征,主要形成断层(断层-岩性)油藏。3.3肇凹陷扶余油层采出导向区大庆长垣以东地区扶余油层油气富集与断裂密集带有着密切的关系,但三肇凹陷和朝阳沟阶地断裂密集带特征有所不同(见表3),其油井产能差别较大,具体表现为2种情况。(1)三肇凹陷断裂密集带不是主要油气富集区,油气主要分布在密集带之间的有利圈闭内。三肇凹陷扶余油层主要发育43条断裂密集带,呈南南东—南东向延伸(见图1),其内部为地堑式组合,处于构造低部位(见图2、表3),不是油气运移有利指向区。经统计,在三肇凹陷扶余油层210口油井中有30口钻遇断裂密集带,其中13口井报废(3口地质报废、4口干层、6口水层),未报废油井中最大产能不超过2.7t/d。相比之下,断裂密集带之间、未钻遇断裂密集带的油井产能明显较高(见图8a),主要形成断层或断层-岩性油藏。(2)朝阳沟阶地断裂密集带内油气更为富集。嫩江组沉积末期发生强烈构造反转,构造应力场由早期北西西—南东东向拉张转变为北西西向挤