异常高压烃源层的储层形成机理

异常高压烃源层的储层形成机理

0异常高压对油气异常高压不仅是油气运输的重要动力来源，也是控制油气分布的重要因素。世界上有180多个沉积盆地的油气分布与异常高压有关,高压油气田约占全球油气田的30%,所以文献将异常高压列为形成大油气田的五大基本要素之一。我国东部和西部含油气盆地也发现了许多与异常高压有关的油气藏和有利勘探目标,证实油气藏的形成和分布与异常高压关系非常密切。异常高压对油气的作用是多方面的,例如有机质的成熟过程,油气形成及赋存相态,运移、聚集动力,对烃类的封存、破坏作用以及控制油气空间分布规律等。本文结合准噶尔盆地、东营凹陷的实际,重点讨论异常高压与上述诸过程或作用的关系、特征及作用结果,探讨异常高压对油气运移、聚集、成藏过程作用的某些机理。1不同层系的压力系统油气的形成过程与温度和时间关系密切,与压力的关系并不大。但压力对油气运聚及成藏影响较大,故研究盆地温度场和压力场的性质及二者关系,是成藏分析的关键之一。不同盆地具有不同的温-压关系,且地温和地压的关系也有显著差别。在异常高压系统地层剖面中,深层和浅层的温度与压力变化是连续的折线关系,而在低温地层剖面中则为非连续的错断直线关系。在高压型地层剖面的高压段内,温度增加的幅度变缓,压力增加的幅度变快(见图1),这种规律在东营凹陷、松辽盆地和准噶尔盆地等均存在,说明是一种较普遍的地质规律。压力系统的性质反映了地下流体的能量和系统内流体的封闭程度。存在异常高压系统,表明深部的地层流体动能较高,同时指示了盆地深、浅层流体的连通性差,不利于能量的交换,因此异常高压的存在更有利于油气的封存。相反,在低压系统中,深层流体动能较小,深、浅层连通性较好,有利于油气的垂向运移。在封闭的含水系统内,温度每变化0.56℃,压力可变化0.76～0.86MPa,含淡水地层的温度升高4.4℃即可产生6.9MPa过剩压力(Baker,1972;Magara,1978;Bradley,1975)。温度的增加促使有机质向油气转化,温度增高生成气态烃后,可使系统内压力剧增,而高压环境的形成使烃分子相互碰撞的概率大为增加,为克服压力作用而消耗的热能,转而使温度的增加率明显减缓,结果使高压段内有机质成熟度与埋藏深度不对应,相对产气率下降而产油率增加。因此,在高压系统内,温度和压力是相互影响和彼此制约的两个重要地质参数,它们对烃类作用的过程、机理和结果都是复杂的。2异常高压和油气的形成、运载和储存2.1不同高压段ro值的对比在深部油气富集和保存的特殊地质-地球化学条件中,最重要的是异常高压(鲍格达诺夫MM,1989)。研究显示,在相同温度条件下,较高的压力抑制了有机质的成熟作用,使烃源岩成熟度明显降低,正是这种高压抑制成熟度的作用扩大了液态窗的深度区间。在准噶尔盆地,盆参2井和盆4井高压段内的Ro值比正常压力段明显偏低。如盆4井4000～4514m正常压力井段Ro值按正常趋势线随深度呈线性增加,而4600m以下高压段的Ro值明显负偏离正常趋势线(见图2),4893～5256m井段为0.56%～0.60%,低于4484.5m的Ro值(0.66%～0.72%)。盆参2井与盆4井相似,4600m以下高压段内Ro值明显偏低,4904～5015m井段的Ro值仅为0.50%～0.61%。前人研究也表明,在相同温度下,较高的压力使产气率下降、产油率上升,如在模拟温度为300℃(相当于生油高峰阶段)时,异常高压层产油率比正常压力段要高39%～120%,在400℃时高53%～471%。在地层形成高压的过程中,与其相伴的高温使流体性质显著变化,如气态烃在液态烃中的溶解度增加、密度和黏度降低等;在高压动力作用下,烃以混溶相涌流或喷流方式向高压系统之外运移,液态烃大部分以多组分凝析气混合物的形式存在,通常形成以气和凝析油(气)为主的聚集。准噶尔盆地腹部莫北2井即是这种情况,根据异常高压成藏模式预测,该井4400m深度(高压段顶界)以上的正常压力段应是气和凝析气(油)聚集的有利场所,异常高压段内是液态烃聚集的有利部位,这已被油气测试结果所证实。然而,温度和压力并非在各种条件下都是深部烃类相态的决定性条件,其相态还与有机质类型、所生成液态烃与气态烃的比例、流体后生变化等因素有关。尽管如此,异常高压环境下能保存较多的液态烃,这不仅反映了压力对油气赋存状态的作用,突破了“石油窗”的传统概念,更重要的是扩大了在高压盆地深层勘探石油的前景。2.2“离心式”流体势场的作用异常高压对油气既起封堵作用而形成聚集,又促使油气再运移、聚集或逸散。在许多异常高压系统的顶部,都存在一种被称为封隔层(seal)的致密岩性带,来自封隔层之下和侧向的烃类可通过孔隙、断层和微裂缝等通道,向封隔层底部运移和聚集。随着烃类聚集量的增加,特别是气态烃量的增加,压力不断上升,当压力超过封隔层的破裂压力时,可产生大量微裂缝,使已聚集的高压流体再次运移至封隔层之上或周围地层中,或者逸散,或者形成新的聚集。一旦系统压力降到低于封隔层的破裂压力时,微裂缝即闭合,封隔层再次形成遮挡条件。这种积压—释压—积压的过程在地史中可反复出现。在准噶尔盆地腹部地区,这种封隔层由钙质、硅质和铁质的泥岩组成,其碳酸盐含量高达25%。研究盆参2井的岩心资料发现,在4400m深度的封隔层附近及其以下的高压层内,砂、泥岩均有大量的垂直和水平的微裂缝(见表1),有的已被充填,有的含油或无充填物。在东营凹陷沙三段、沙四段高压层(致密钙质层)的顶部附近也发育类似的微裂缝,成为油气由生油的沙三段、沙四段向上垂向运移的又一重要通道。异常高压对油气运聚更重要的作用,在于它是构成盆地区域流体势场的一种重要动力来源。在压实流盆地中,盆地、坳陷或凹陷中心往往是异常高压发育的主要区域,而剖面上异常高压又主要存在于厚层泥岩中。在压实过程中,高压泥岩可向与其相邻的砂岩传导压力,并在压力差(或势)的作用下向砂岩排水、排烃,这种水动力即是形成区域“离心式”流体势场的主要因素。正是在“离心式”流体势场的作用下,油气从生油(坳陷、凹陷)中心沿运载层、断层、不整合面等通道,向边缘地区进行以侧向为主的运移并聚集。东营凹陷沙三段、沙四段油气的区域运移、聚集就是受这种“离心式”流体势场的控制,最终形成油气藏围绕主要生油中心呈“环带状”分布的格局。我国许多含油气盆地都存在这一基本规律。2.3异常高压作用异常高压对储集性能的影响主要表现在以下方面:①异常高压形成之后,阻滞了高压系统内流体的运动和能量交换,减缓或抑制了成岩作用,结果是使储集层保留了较高的孔隙空间。例如盆参2井和盆4井4400～5200m深度的高压段内孔隙度明显增大,最高可达10.6%～15.2%。②异常高压支撑了部分上覆岩体的荷重,减小了地层的有效应力,从而也减缓了对超压层系的压实作用,储集空间因此得以保存。例如准噶尔盆地南缘下第三系安集海河组高压层的孔隙度高达30%以上。③异常高压作用下形成的微裂缝不仅增加了储集空间,更重要的是改善了高压系统内储集层的连通性,大大增强了储集层渗透性能。例如盆参2井、盆4井和莫2井高压层内,微裂缝泥岩孔隙度达18.1%～20.1%,且孔隙度与渗透率有较好的线性关系。2.4不同层系的高压泥岩在顶封滞排型和封闭型高压系统中,致密封隔层是一种理想的封盖层,它不仅是良好的物性边界,而且还是优良的“热性”界面,即正常条件下油气能通过的各类岩石,在高温高压条件下可能成为封盖层。因为高温高压条件下的含烃(尤其是气)储集层的热导率大大低于含水储集层,在其边界处会出现负热动力梯度,此时覆盖气藏的岩层就成为“热”盖层。在封隔层形成过程中,泥质岩中黏土矿物的转化和成岩化学作用可产生多方面效应:释放的Si、Ca、Fe、Mg等离子富集于泥岩层表面而形成封闭(如盆参2井封隔层的碳酸盐含量高达25%,富集硅质、铁质);自生矿物的晶出导致孔隙被堵塞;高岭石、蒙脱石向伊利石的转变可产生大量束缚孔隙喉道,大大降低渗透率,增加了阻止烃类逸散的能力。在滞排型超压系统中,饱含流体的高压泥岩本身就是一种理想的盖层,被称为“压力封闭”(pressuresealing),是加拿大西部盆地天然气藏形成的最关键条件。准噶尔盆地南缘的安集海河组高压泥岩即为典型的“压力封闭”理想封盖层,在呼图壁构造天然气聚集中起了非常关键的作用(见图3)。“压力封闭”的泥岩具有剩余压力或流体势边界这样的物理封闭能力,其高势面位于高压泥岩层的中部,将烃类阻止于泥岩层的下方而聚集,同时对储集层孔渗性的保存、增强抗构造变形的能力、增强断层封堵性和阻止烃类垂向流动都非常有效。与物性封闭不同,物理封闭无论对水溶相还是对游离相的烃类都是有效的。对于像准噶尔盆地南缘这样构造变形较强烈的地区,“压力封闭”的高压泥岩对形成天然气聚集的作用极为重要。3层位与油气运移期的关系异常高压不仅对油气的运移、聚集、保存有积极作用,而且控制着成藏过程和油气分布,其关键是高压系统分布的层位与烃源岩的配置关系、高压形成时间与油气运移期的配置关系等。研究表明,准噶尔盆地异常高压系统控制的油气分布有多种形式(见表2):油气突破封隔层在其上的砂岩储集层中成藏(如莫北2井);油气在超压层内部成藏(如莫索湾、石西、石南);油气紧邻“压力封闭”层之下成藏(如呼图壁)。4压力系数特征前文讨论的主要是异常高压对油气形成、运聚、封盖及成藏起积极作用的机理。然而,过高的异常压力并不利于油气成藏,因为油气藏是地层温-压动平衡条件下的产物,压力过高将会打破这种平衡状态而转向负面。根据世界范围油气藏形成与地层压力系数统计结果,压力系数大于1.94时基本不具备成藏条件。在大油气田形成过程中,局部存在的高压(压力系数一般不超过2)起着积极作用,而超高压将使区域范围内的水动力条件活跃起来,不利于油气藏的保存。正如前文所述,压力过高产生的微裂缝既有利于油气垂向运移、聚集,也可导致已聚集的油气逸散。呼图壁背斜钻穿安集海河组高压层进入紫泥泉子组,压力系数迅速由1.86降至1.25,具备成藏条件(钻探业已证明);而安集海构造钻穿安集海河组进入目的层紫泥泉子组、东沟组时,地层压力系数无明显降低,多保持在2.0以上,西湖构造西4井井底的深层紫泥泉子组地层压力系数也达2.1以上,笔者认为对油气成藏不利。5异常高压辅助成藏高温可加快烃类的生成、促进黏土矿物转化和成岩化学变化,为形成异常高压创造了条件;高压可抑制上述作用和过程,并对温度的增加起一定制约作用。二者相互影响、彼此制约的机理值得进一步探讨。在封闭的高温-高压系统内,异常高压对有机质的成熟有明显的减缓甚至抑制效应,并对油气赋存的状态有重要影响。这一认识有助于了解深层高温条件下仍存在大量液态烃的机理,同时也警示要慎用“液态窗”的概念。异常高压是油气运聚的一种重要动力来源,它可使封隔层与围岩产生裂缝或其它形式的运移通道,对导通烃源岩与运移通道系统、促进运移、形成油气聚集都非常有利;在压实流盆地中,异常高压形成的流体势能更是驱动油气区域性侧向运移的动力学机制。然而,异常高压也可导致成藏环境的失衡,使已聚集的油气再运移或逸散。与成藏基本要素配合,异常高压可控制油气的成藏和分布,而且不同异常高压系统对烃类的封闭效果和机理