鄂尔多斯盆地中生界石油运移动力分析

鄂尔多斯盆地中生界石油运移动力分析

0盆地构造应力对油气运聚的影响分析油气运移动力是研究油气运移、收集和形成的有效路径。现有研究表明,油气运移的主要动力有浮力、异常压力和构造应力。由于盆地构造演化史的差异,不同盆地或同一盆地不同地质时期各驱动力的作用不同。对于构造活动强的盆地,特别是挤压型盆地,构造活动期的构造应力对油气运聚的影响一般较明显;对于构造稳定型的盆地,运移动力以浮力和异常压力为主。鄂尔多斯盆地中生界石油源于三叠系延长组湖相泥岩,主要富集于盆地中南部的三叠系延长组和侏罗系延安组。延长组自上而下划分为10个油层组,即长1油层组至长10油层组,其中长2、长3、长6、长8油层组为主要油层组。延安组亦划分为10个油层组,自上而下为延1油层组至延10油层组,其中延9、延10油层组为主要油层组。鄂尔多斯盆地构造运动以整体升降为特征,相对而言,构造应力对油气二次运移的影响微弱,浮力和异常压力是油气运移的主要动力。本文以鄂尔多斯盆地中生界主要含油层系地质资料为基础,从浮力、毛细管压力、异常压力分析入手,探讨中生界石油运移的主要动力及其临界条件。1运输能力分析1.1储集层及润湿性若不考虑水动力因素,油气在浮力作用下运移,毛细管压力为阻力,浮力必须大于毛细管压力,即有:L>Δpo/[(ρw−ρo)g](1)L>Δpo/[(ρw-ρo)g](1)其中Δpo=2σow(1/rt-1/rp)cosθ式中L——克服毛细管压力所需的油柱高度,m;ρw——地层水密度,kg/m3;ρo——地层原油密度,kg/m3;g——重力加速度,9.8m/s2;Δpo——毛细管压力,Pa;σow——油水界面张力,mN/m;rt——喉道半径,μm;rp——孔隙半径,μm;θ——润湿角,(°)。研究区延安组油层主要为河流相砂岩,孔隙度为16%~20%,平均渗透率为30×10-3~108×10-3μm2,非均质性较强,为中孔、中—低渗储集层,发育不均匀孔喉和混杂孔喉。根据563个样品的毛细管压力曲线,将延安组储集层划分为3类,其中Ⅰ类占1.2%,Ⅱ类占91.5%,Ⅲ类占7.3%。用(1)式计算鄂尔多斯盆地延安组储集层毛细管压力及克服毛细管压力的油柱高度,参数选取如下:油水界面张力取研究区实测油水界面张力平均值(20mN/m);喉道半径利用铸体薄片、压汞分析资料进行分类统计;孔隙半径资料较少,采用52块样品的平均值(25μm);研究区润湿性实验结果表明,绝大部分输导层砂岩为水湿,故润湿角采用水在石英颗粒表面的稳定润湿角(30°);地层原油密度采用268个原油样品的平均值(0.8398×103kg/m3),地层水密度采用1.03×103kg/m3。计算结果见表1,可见延安组各类储集层油柱连续高度与计算的该类储集层克服毛细管压力所需油柱高度较为接近,说明浮力在延安组油气运移中起了重要的作用。侏罗系油藏具有明显的边水、底水也可进一步佐证该结果。延长组油层主要为三角洲—河流相砂岩储集层,物性普遍变差,孔隙度8%~16%,渗透率0.1×10-3~5.0×10-3μm2,具有低孔、低渗和低含油饱和度的特征。按孔隙结构将延长组储集层划分为5类,Ⅰ类最好,其余依次变差,各区块各类储集层主要分布层系见表2。利用毛细管压力曲线计算的不同地区延长组各类储集层克服毛细管压力所需的理论油柱高度见图1。Ⅰ类和Ⅱ类储集层多分布于延长组上部长2、长3油层组,油藏底水较明显,若以含油饱和度50%作为油层出现的下限条件,克服毛细管压力所需油柱高度一般小于40m,接近实际油柱高度,说明在长2、长3油层组中浮力对油气运移具有重要的作用。延长组下部(长4+5油层组以下)储集层以Ⅲ类、Ⅳ类及Ⅴ类储集层为主,油藏基本无边水、底水,实际油柱统计困难,计算得到的克服毛细管压力所需油柱高度多大于100m,普遍大于单砂体厚度(10~30m)。若早白垩世末(油气主要运移期)地层倾角按0.5°计算,则克服毛细管压力所需油相的连续长度最小为11.5km,即只有在连续油相长度超过11.5km时,石油才能在浮力作用下运移。该油相长度远大于目前延长组下部(以长6油层组为主)已发现油藏含油带宽度,说明在延长组特低渗储集层形成后,浮力已不是运移的主要动力。1.2当期储层孔隙度损失研究区延长组沉积期主要发育大面积湖泊三角洲沉积(厚1000~1400m),其中长4+5段至长8段为主要烃源岩,尤以长7段高有机碳含量泥岩为佳。延长组之上主要沉积了中、下侏罗统及下白垩统,用盆地模拟技术恢复的埋藏史见图2。中、下侏罗统为厚200~1200m的河流—沼泽相沉积,下白垩统为厚1100~1500m的志丹群沉积。延长组沉积后,盆地经历了三叠纪末、中侏罗世—晚侏罗世及早白垩世后3次抬升剥蚀,前2次剥蚀规模较小,盆地内部剥蚀厚度多小于100m,而早白垩世之后的剥蚀规模较大,剥蚀厚度可达到300~2000m。结合沉积埋藏史,恢复不同时期地层压实情况(见表3)。表3中,“当期孔隙度损失”通过不同时期孔隙度的差值求取。其中,砂岩不同时期孔隙度恢复通过研究区实际数据统计的“孔隙度-深度”关系式计算;泥岩由于缺少大量实际数据,其不同时期孔隙度的求取采用Stetyukha(1964)的公式ϕ=ϕ0e-CD计算(其中ϕ为深度D处的孔隙度;ϕ0为原始地表孔隙度,取60%;C为压实系数,采用6×10-4)。由表3可见,侏罗系沉积后,延长组在早期的快速压实作用下,泥岩孔隙度总损失达到54.81%,砂岩孔隙度总损失为40.80%。孔隙的急剧减小使大量自由水排出。早白垩世志丹群的沉积使延长组遭受最后一次压实和流体损失,延长组泥岩总孔隙度损失累计达到73.31%,当期损失18.50%;砂岩孔隙度损失累计达到65.60%,当期损失24.80%。通过对比可见,延长组泥岩和砂岩在早白垩世仍经历了一定的压实作用,但孔隙度减小幅度已远不如白垩纪之前。特别是长3油层组以下地层,压实过程中砂岩和泥岩的排水量已经大大降低,大约只有侏罗纪之前排水量的1/5,说明早白垩世地层水已基本丧失水交替能力,封闭体系相对发育,加之早白垩世的快速沉积作用,地层欠压实形成异常高压。异常高压的产生可从延长组广泛发育泥岩欠压实现象得以证实,泥岩压实曲线反映的地层压力代表了最大古埋深时(早白垩世末)的流体压力。受晚侏罗世—早白垩世构造热事件的影响,中生界烃源岩生烃始于晚侏罗世末期,早白垩世晚期达到最大生、排烃时期(见图2),大量生、排烃与早白垩世延长组形成异常高压同期。根据前面分析,早白垩世晚期,延长组砂岩、泥岩压实作用已很强,浮力作用已不明显,特别是延长组中下部地层,因而异常高压成为延长组油气运移成藏的主要动力。另外,延长组长7段是研究区优质烃源岩,有机碳含量为6%~14%(局部可达30%),这些优质烃源岩内丰富的有机质在早白垩世晚期由固态干酪根转化为液态烃时起增压作用,成为异常高压产生的另一因素。但考虑到高有机碳含量烃源岩厚度小(15~40m)、当时有机质成熟程度较低(Ro值小于1.0%)等因素,推测中生界烃源岩有机质热解增压对二次运移动力的贡献较小。2移动能源对石油丰富的控制2.1地台提出了油气运移规律和岩性储早白垩世是研究区石油生成、运移、聚集成藏的主要时期。该时期延长组水交替强度已很小,封闭体系相对发育,加之该期石油大量生成,异常高压普遍形成,为石油二次运移提供了动力。压实过程中产生的异常压力可用等效深度法求取。根据对100多口井泥岩压实曲线的分析研究,盆地南部地区延长组泥岩均存在异常压力,尤以延长组中部主力油层段最为明显。在姬塬—城壕—黄陵一带存在北西向异常压力带,图3清楚地反映石油由该带向东北和西南两侧运移,在其东北地区形成安塞、志靖等大油田,在其西南地区形成西峰、镇北等大油田。早白垩世之后,地层抬升剥蚀,温度下降,流体压力降低,异常压力消失。延长组泥岩渗透能力基本丧失,砂岩渗透能力降低,普遍发育封闭体系,从而导致延长组各油藏封闭,不易形成大气水下渗的向心流水动力场,有利于油藏的保存。现今延长组地层水矿化度的垂向变化符合地台坳陷型盆地地层水纵向分带性规律,即由老到新地层水矿化度逐渐降低。地层水矿化度横向变化较为复杂,除盆地边缘和露头区受大气水下渗的影响外,盆地主体部分地层水矿化度基本上呈变化区间很大的块状分布(见图4)。侧向水交替所发生的由高向低变化趋势不明显,说明后期的构造运动和剥蚀作用虽使延长组流体压力体系有了调整,但全盆地的流体压力都低于早白垩世末期的流体压力,异常高压消失,在致密的低渗透条件下,水动力活动仍十分微弱。2.2侏罗系延长组油气运移规律延安组主要以浮力作为油气运移的动力。随着下白垩统志丹群的沉积,延安组强烈压实,除西部深凹陷区局部水交替较弱的地区可能产生异常压力外,盆地大部分地区基本处于正常的水动力场中,地下水交替强烈。盆地南部侏罗纪古河道发育,由于河流的切割作用,延长组遭受了不同程度的剥蚀,侏罗系古河道充填了河道砂而嵌入延长组。侏罗系河道砂岩物性远较延长组砂岩物性要好,因而在一定程度上破坏了延长组的压力保存条件,古河道下伏及邻近的延长组高过剩压力不可避免地沿河道纵向释放,促使油气向上穿层运移。进入侏罗系底部后,在浮力的作用下向谷间高地运移,遇到潜丘披盖、差异压实、坡嘴、鼻褶、超覆尖灭、边滩砂体等圈闭则聚集成藏(见图5)。早白垩世之后,鄂尔多斯盆地经过抬升剥蚀、流体压力调整、大气水下渗,延安组水动力场与延长组明显不同,存在大气水下渗向心流水动力场。西部延安组露头区为供水区,地层水矿化度一般小于10g/L,以Na2SO4水型为主,地下水交替强烈,保存条件不好。东部延安组大面积出露区为泄水区,地层水矿化度多在30g/L以下,以Na2SO4和NaHCO3水型为主,保存条件也变差。介于供水区和泄水区的中部承压区地层水矿化度一般在40g/L以上,见有