松辽盆地北部泥岩超压分布特征

松辽盆地北部泥岩超压分布特征

根据油气勘探的实践，松辽盆地北部中上部的软湖相泥岩不仅是松辽盆地北部中上部油气泉岩的主要泉岩，也是包括萨哈林地区油气泉、葡萄牙语和高山油层的区域覆盖。它在松辽盆地北部中上部油气的联合、油气的集中和分布方面发挥了重要作用。嫩一段泥岩之所以对松辽盆地北部中上部含油气组合、油气聚集与分布起着重要的控制作用,很大程度是由于其内超压的存在,使其较正常压实泥岩在排烃和封闭油气上具有特殊作用。虽然前人曾对松辽盆地北部嫩一段泥岩的超压做过大量研究和探讨,但这些工作主要集中在超压形成条件、大小及空间分布和对油气成藏所起作用的研究上,而对超压形成机制,尤其是演化机制和超压释放排烃研究上至今仍是一个薄弱环节。为此,本文开展松辽盆地北部嫩一段泥岩超压形成与演化研究,不仅可以阐明其在油气排出和封闭中的作用,而且还可以丰富和完善油气成藏理论。1等效深度法研究油气钻探结果表明,松辽盆地北部嫩一段泥岩由于厚度大(最大可达到110m),沉积速率快(平均112m/Ma),目前普遍欠压实,具有超压。由等效深度法,利用声波时差资料对其超压值大小及分布进行了研究,结果如图1所示。由图1可见,松辽盆地北部嫩一段泥岩目前超压值最高可达9MPa以上,主要分布在齐家—古龙凹陷。由此高值区向凹陷四周嫩一段泥岩超压值逐渐减小,在凹陷边部超压值减小至零。2松辽盆地北部嫩一部分泥岩超压开始形成时期松辽盆地北部嫩一段泥岩超压并非一经沉积就开始形成,而是随着埋深增加,压实成岩作用达到一定阶段后,在粘土矿物转化脱水、油气生成和水热增压等因素的作用下开始形成的。由式(1)可以计算出松辽盆地北部嫩一段泥岩超压开始形成时的深度,再由地层厚度和沉积速率便可以确定其开始形成的时期,结果如图2所示。由图中可以看出,松辽盆地北部嫩一段泥岩超压大部分开始形成于明二段沉积时期,其次是四方台组、明一段、泰康组、嫩四段和嫩五段沉积时期,最少为嫩三段、依安组、大安组和第四系沉积时期。Z0=−1clnΔtΔt0。(1)Ζ0=-1clnΔtΔt0。(1)式中:Z0为超压开始形成深度,m;c为泥岩正常压实趋势线斜率;Δt为深度Z处的声波时差值,μs/m;Δt0为外推地表处泥岩声波时差值,μs/m。3超压建模过程的分析3.1埋深对泥岩超压释放的影响泥岩中超压形成后并不是不变的,除随着埋深增加,压实成岩作用增强,超压值逐渐增大外,还会因泥岩本身破裂和断裂活动而发生超压释放。泥岩自身破裂超压释放泥岩中超压形成后,随着埋深增加,压实成岩作用增强,粘土矿物转化脱出的结合水及有机质转化生成的油气量越来越多,在上下排出受阻及孔隙体积不变的情况下,滞留在孔隙中的大量流体在水热增压和流体增加承压的作用下体积膨胀,使其内部压力逐渐升高。然而,并非随着埋深的增加,泥岩中超压可无限制地增大。根据Snarsky的研究,当局部压力达到静水压力的1.4～2.4倍时,岩石便发生破裂。由此当超压增大到泥岩破裂极限时,便产生裂缝,其内大量孔隙流体排出,超压释放,压力降低。当压力下降至静水压力的1.2～1.3倍时,超压释放作用停止(图3)。之后随着埋深增加超压仍会在上述各种因素的作用下继续增大,当其再次达到泥岩破裂极限时,泥岩再次发生破裂,释放超压,压力再次下降,至静水压力的1.2～1.3倍时,超压释放作用再次停止。如此周而复始,直至泥岩中的超压完全释放为止,如图3所示。断裂活动超压释放泥岩中的超压除了上述因自身破裂使超压发生释放外,还可以是由于断穿其内的断裂活动开启,使其内的高压流体沿着断裂向外运移,造成内部超压释放降低,当超压降至静水压力的1.2～1.3倍时,超压释放作用停止。当断裂停止活动后,在水热增压和流体增加承压的作用下泥岩中的超压又开始逐渐增大。当下一次断裂活动开启时,泥岩中的超压再次释放降低,当超压再次降至静水压力的1.2～1.3倍时,释放作用再次停止。如此下去,直至超压完全释放为止。3.2断裂活动引起的超压释放按图3中泥岩超压演化模式,利用文献中超压因自身破裂释放演化的研究方法,对松辽盆地北部嫩一段泥岩超压演化过程进行了研究。结果表明,松辽盆地北部嫩一段泥岩超压至今尚未达到泥岩破裂极限,不能通过自身发生破裂而释放超压。由此可以推测其内超压的释放应主要是由于断裂活动引起的。松辽盆地北部T1断裂发育,断裂走向以北北东向和北北西向为主,呈密集带分布。断层延伸长度以0～5km为主,其次为5～10km,最大可达到40km以上;断距较小,一般为20～40m;断层密度一般为1～4条/km,最大可达到8条/km。由断层生长指数统计结果可以看出,T1断裂形成后主要在嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系沉积末期反转活动。3.3英美法上超压释放的形成过程选取松辽盆地北部英252井为代表(图4),利用上述断裂活动超压释放演化的研究方法,对嫩一段泥岩超压的演化过程进行了研究,结果如图5所示。由图5可以看出,松辽盆地北部英252井嫩一段泥岩超压最早开始形成于明一段沉积时期,之后随着埋深增加,在水热增压和流体增加承压等作用下其超压值不断增大,到明水组沉积末期可达到6MPa左右。此时由于T1断裂反转活动开启,使其内超压发生第一次释放,之后断裂活动停止,超压释放作用停止。随着埋深增加,超压再次增大,在古近系沉积末期超压又可达到6MPa左右,此时T1断裂再次反转活动开启,超压发生第二次释放。随后断裂活动再次停止,超压释放作用停止。随埋深增加,超压再次增大,至今超压值可达到8.6MPa。4超压形成和发展的研究研究松辽盆地北部嫩一段泥岩超压形成与演化过程,具有以下意义。4.1超压源岩主要排烃期超压源岩的排烃期明显不同于正常压实源岩的压实排烃。由于超压源岩四周致密层的形成,其内有机质演化生成的油气不能及时排出源岩,而被滞留在超压源岩内部,只能通过超压释放向外排烃。然而,超压源岩能否发生排烃作用,除受超压释放作用的影响外,还要受其油气本身生成作用的制约。有机质只有达到了生烃门限后,才能生成大量油气向外排出。因此,超压源岩的主要排烃期应是达到生烃门限之后的超压释放时期。由源岩排烃史研究可知,松辽盆地北部嫩一段泥岩在明水组沉积末期开始进入生烃门限,目前尚未达到生烃高峰期。由上可知,嫩一段泥岩在明水组沉积末期和古近系沉积末期因T1断裂反转活动超压发生了释放,因此可以认为古近系沉积末期应是松辽盆地北部嫩一段源岩生成油气向萨、葡油层排出的主要时期。4.2下排烃期沉积期油气运移距离由文献的研究方法,在古超压恢复的基础上,对松辽盆地北部嫩一段源岩生成油气向下“倒灌”运移的距离和层位进行了研究,结果如图6和图7所示。由图6可以看出,松辽盆地北部嫩一段泥岩排出的油气向下“倒灌”运移距离在主要排烃期古近系沉积末期最大可达150m左右,高值区分布在英10井处;由此高值区向凹陷四周嫩一段源岩排出油气向下“倒灌”运移距离逐渐减小,在凹陷边部油减小至零。由图7可以看出,松辽盆地北部嫩一段源岩排出的油气在大庆长垣、齐家—古龙凹陷、三肇凹陷、龙虎泡阶地和明水阶地等大部分地区均可向下“倒灌”运移进入萨尔图油层,仅在局部地区可“倒灌”运移进入葡萄花油层。4.3超压形成时期与源岩大量排烃期的关系由文献可知,虽然超压不能对油气起到直接的封闭作用,但其存在对增强毛细管封闭作用和吸附封闭能力起着重要作用。然而,超压能否对油气起到有效封闭作用,关键取决于其形成时期与源岩大量排烃期的相对早晚。如果超压形成时期早于源岩大量排烃期,对于封闭源岩排出的大量油气则是有利的。二者时间差越小,越有利于封闭源岩排出的油气,反之则越不利。由上可知,松辽盆地北部嫩一段泥岩超压形成时期(主要为明二段沉积时期)明显早于嫩一段泥岩本身的油气大量排出时期(至今尚未达到)。因此,封闭其自身生成排出进入萨、葡油层中的油气是有利的。4.4松辽盆地北部随立地梯度变化的超压封闭能力超压开始形成后其封闭油气能力便开始形成。随着埋深增加,压实成岩作用增强,在水热增压、粘土矿物转化脱水和油气生成等因素的作用下,超压值逐渐增大,封闭能力逐渐增强。由于断裂活动或泥岩自身破裂超压释放压力降低等因素的影响,其对油气封闭能力也将受到影响。超压每次释放,都使得其值降低,封闭油气能力降低。超压释放之后,随着超压的再次增大,其封闭油气能力也将逐渐增强,直至下一次超压释放。由此循环下去直至超压完全释放封闭能力消失。由图6看出,松辽盆地北部嫩一段泥岩超压封闭从明一段沉积时期开始形成,在明水组沉积末期和古近系沉积末期因断裂活动超压释放,封闭能力曾发生降低,但仍较正常压实泥岩具有较强的封闭能力(因超压只能降至静水压力的1.2～1.3倍),目前仍具有8.6MPa的超压封闭能力。随着埋深增加,压实成岩作用增强,嫩一段泥岩的超压将继续增大,对油气的封闭能力将逐渐增强。这些条件可能是造成现今松辽盆地北部萨、葡油层油气大面积聚集与分布的重要原因。5嫩一部分泥岩超压释放的期次(1)松辽盆地北部嫩一段泥岩普遍具有的超压、高值区主要分布在齐家—古龙凹陷,主要形成于明二段沉积时期。(2)T1断裂的活动开启是造成松辽盆地北部嫩一段泥岩超压释放的主要因素,在明水组沉