碎屑岩疏导层内油气聚集非均一性.doc

1 引言油气自烃源岩排出后即进入二次运移阶段。二次运移的通道主要有断裂带、不整合面及输导层。对碎屑岩地层而言,输导层主要指侧向延伸性好,以孔隙为主要流体储、流空间的储集层。油气在输导层内运移的路线和方向主要取决于油气本身所受的动力及输导层的物理性质。按照当前较为普遍的认识,在孔隙介质中,驱动油气运移的动力主要是油气所受的浮力及水动力(Hubbert,1953;England et al.,1987)。而输导层对于油气运移的影响,主要表现为输导层渗透率的大小及其在空间上的变化和输导层孔隙结构对于毛细管力的影响(Dreyer et al.,1990;Rhea et al.,1994)。实验分析及实际地层测试资料都发现输导层内油气的运移具有明显的非均一性(Dreyer et al.,1990)。基于质量平衡所进行的油气长距离运移计算也表明油气的运移路线主要是沿输导层内渗透性最好、毛细管阻力最小的方向,而不是在整个输导层内均匀运移(England et al.,1987;Bethke et al.,1991)。近些年来所进行的油气运移数值模拟分析结果表明,输导层渗透率在空间上的变化是控制输导层非均一性的内在原因而促使油气运移的动力学特征是造成油气运移非均一性的外部因素(Person et al.,1993;Bekele et al.,1999)。以往对于输导层内油气运移非均一性的研究,无论是对均质输导层还是非均质输导层,大多是进行定性分析和对比(Hindle,1997,1999;Burrus et al.,1991),而对于输导层非均质性所造成的流体势、运移路线等的影响尚缺乏定量的研究和分析。因此,很有必要定量地分析由于渗透率、孔隙度等变化而造成的油气运移特征的变化。准噶尔盆地内侏罗系是重要的储集岩系,盆地腹部的石西、基东、陆南及准东的彩南、阜康等地均在侏罗系储集岩系中发现有工业性油流,侏罗系已成为盆地腹部及东部的重要勘探层系及重要的产层。在勘探开发的过程中,积累了大量的关于侏罗系储集层系的孔隙度、渗透率、成岩作用及沉积相等方面的资料。基于前面关于输导层内油气运移的认识,本文定量模拟在一些特殊条件下碎屑岩输导层内油气运移动力的非均质性特征及其影响因素,并结合对准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组的认识和研究成果对这种非均一性进行探讨,以加深对输导层内油气运移方向、效率等方面的认识。2油气运移非均一性分析油气运移,无论在均质输导层内还是在非均质输导层内,均具有显著的非均一性。2.1均质输导层内油气运移的非均一性在宏观上岩性、岩相变化不大的输导层可视为均质输导层。在早期的油气运移研究中,对于输导层多是采用均质处理的(Burrus et al.,1991;Ungerer et al.,1990;Garven,1989)。虽然这种处理只是近似地反映实际的地质情况,但对于深化油气运移机制的认识却起到了相当大的促进作用。油气在宏观上为均质的输导层内的运移所具有的非均一性,主要是由油气运移动力的非均质性所造成的。输导层内油气运移主要受浮力、水动力和毛细管力的影响,三者之间的关系可以用油势或气势表示(Hubbert,1953;England et al.,1991):p=w+(w-p)gz+2cos()r(1)g=w+(w-g)gz+2cos()r(2)其中p、w、g分别为油势、水势和气势(Pa);w、p分别为水和油的密度(kg/m3);-g为气的平均密度(kg/m3);z为研究点到参考点之间的垂直距离(m);为界面张力(N/m)；r为毛细管半径(m);为润湿角。在上面油(气)势的表达式中,第一项为水势,取决于观察点所处的位置及该点过剩流体压力的大小;第二项表示将单位体积的油或气从观察点搬运到基准面所做的功,取决于油(气)和水之间存在的密度差;第三项为毛细管力所做的功。在大多数盆地中,在埋藏较深的输导层内过剩流体压力基本上接近一致(England et al.,1991),在毛细管力无侧向变化或所起的作用不大的情况下,输导层内油气运移的动力主要由观察点所处的位置、输导层内油(气)柱的高度及油-气-水之间的密度差所决定。而这些因素又进一步取决于输导层顶面的构造起伏形态、输导层的厚度等因素。在油势或气势的作用下,油气将由高势区向低势区运移(李明诚,1994)。因为在盆地腹部深度较大的地区具有较大的油势或气势,在实际油气勘探中往往发生油气由生烃凹陷向盆地边缘的斜坡或隆起区运移的现象。2.2非均质介质中油气运移非均一性在实际的地质条件下,严格的均质输导层并不存在,非均质性才是输导层实际的本质特征。输导层的非均质性主要指其孔隙结构和渗透率在空间上的差异及变化,而造成这种非均质性的原因则有宏观上和微观上两个层次的因素。在宏观上,输导层的非均质性主要是由空间上的岩性、岩相变化及输导层的结构、构造不同所造成的(Dreyer et al.,1990;Goggin et al., 1992;Chandler et al., 1989;Tyler et al.,1991;Liu et al.,1996)。岩性、岩相对于输导层非均质性的控制在于不同的岩相对应于不同的物源、不同的物质组成、不同的成岩环境及不同的构造背景,从而造成粒径大小、分选性、矿物组成及胶结物含量、类型等微观控制因素上的差异;而不同的沉积构造、沉积岩碎屑颗粒的不同排列方式,相应地影响到其孔隙结构和渗透率的大小。另外,在有构造裂隙发育的地区,由于裂隙的连通作用,将会对输导层的局部孔渗特征产生显著影响。微观上输导层非均质性主要由碎屑颗粒的粒径大小、分选性、矿物组成、成岩程度及胶结物含量、类型等所控制(Dreyer et al.,1990;Linquist,1988;Doyle and Sweet,1995)。Doyleand Sweet(1995)对北奥克拉荷玛盆地内Gypsy河道砂体的研究表明,渗透率随着粒径的增加而增大。但Bloch and Helmold(1995)则认为,这种相关性是有其适用条件的:对胶结物含量小于10%的砂岩而言,渗透率与碎屑颗粒大小并没有直接关系;只有在碎屑含量相近的情况下,渗透率与粒径大小的这种相关性才能成立。分选性是影响渗透率的另外一个重要因素(Panda and Lake,1995),对于沉积环境相似的碎屑岩地层而言,渗透率随分选程度的增加而增加。胶结物由于改变孔隙的结构特征,也会对输导层非均质性产生显著影响(Dreyer et al.,1990;Panda and Lake, 1995)。在非均质的输导层中,油气运移的非均一性除受运移动力的控制之外,还受到输导层非均质性的影响。主要表现在运移动力和通道的渗透率性能两个方面。其对油气运移动力的影响主要指孔隙结构及孔隙度对毛细管力的影响上,毛细管力取决于流体的性质及输导层介质本身的特征,对油气而言,其计算公式为(Aziz and Settari, 1986):Pc= C10(1.0-Sw-Sm)(3)其中C是与流体性质有关的常量;Sw是残留水饱和度;Sm是油或气的相对饱和度；是孔隙度;为颗粒半径。输导层非均质性对于油气运移影响的第二个方面是对于油气运移量或运移速度的影响,可由多相渗流的达西定理反映出来：Vx=-kxogo ho x(4)Vy=-kyogo ho y(5)式中 ho/ x、 ho/ y为x、y方向上的油势梯度;kx和ky分别为x和y方向上的渗透率;为介质的孔隙度。由公式(4)、(5)可以看出,油气运移的速度除了与x和y方向上的油势梯度有关外,还受输导层的孔隙度、渗透率等岩石物性的影响。孔隙度、渗透率在空间上的变化势必影响到流体流动的速度,进一步影响到油气运移、聚集的效果。事