鄂尔多斯盆地延长组长6鄂尔多斯盆地延长组超低渗透岩性油藏成藏流体动力系统特征及其意义

鄂尔多斯盆地延长组长6鄂尔多斯盆地延长组超低渗透岩性油藏成藏流体动力系统特征及其意义

近年来，许多科学家对流场运动条件进行了大量研究，揭示了西藏能源结构的复杂性、流场运动的动力、方向以及石油和天然气的西藏意义。田世澄等在总结中国东部陆相含油盆地石油富集规律的基础上,提出了成藏动力学系统的概念。大量的资料证明,不同性质的盆地及同一盆地不同演化阶段,其流体动力系统都存在较大差异,如在断陷盆地,断裂系统发育,断层在油气的运移、聚集成藏过程中发挥了重要的作用,运移动力常常与构造作用力有关;对于拗陷型盆地,尤其是致密砂岩岩性油藏,油气运移的主要通道为连通砂体、不整合面及微裂缝,浮力、构造力无法为油气的运聚提供足够的动力,运移动力主要来自过剩压力。中、新生代的鄂尔多斯盆地是在稳定的古老地块上发育的大型拗陷型盆地,其位于几大构造应力场的交汇部位,应力相互消减、均衡,内部构造相对稳定。另外,其油层孔隙度一般6%~16%,渗透率一般0.1×10-3~2×10-3μm2,属于特低渗透、超低渗透储层。在这种低渗透储层中发现了大油田,特别是近年来,延长组特低渗透、超低渗透岩性油藏的勘探取得了显著成果,发现了西峰、姬塬、华庆、合水等多个亿吨级大油田(大油区)。已有的研究表明,地层流体压力是这种油气田油气运移的主要动力。本文对该盆地延长组地层流体压力分布特征进行了研究,首次划分了研究区成藏流体动力子系统,探讨了低渗透条件下油气运移、聚集的规律,这对鄂尔多斯盆地中生界低渗透岩性油藏的勘探开发具有重要意义。1湖盆内部复合沉积相根据沉积旋回和凝灰岩等标志层的分布特征,延长组自上而下可划分长1—长10共10个油层组。该沉积期,盆地经历了多期水退水进旋回,延长组内部可以识别4个湖泛面,分别为长10中期、长9中晚期、长8末期及长4+5中期,其中长7油层组沉积期为最大湖泛期。长9油层组主要为湖泊相泥质沉积;长8油层组主要为浅水环境下的三角洲平原、前缘沉积,发育分流河道、水下分流河道和河口坝储集砂体,湖盆中心位于吴起—志丹—甘泉一带;受构造作用影响,长8油层组沉积末期延长期湖盆快速沉降,导致长7湖盆迅速扩张,水深加大,湖盆中心向西南迁移至华池—合水东一带,鄂尔多斯盆地半深湖—深湖亚相发育,沉积了一套有机质丰富的暗色泥岩、油页岩,为中生界主力烃源岩;长7沉积期后持续湖退,受湖盆底形、沉积相及火山活动等突发地质事件的控制,长6沉积期和长7沉积的中后期,在鄂尔多斯湖盆中部地区形成了NE—SW向宽几十km,NW—SE向长百余km,厚度分布稳定的、沿半深湖、深湖斜坡发育的、大型的复合重力流沉积砂带,而在东北沉积体系,长6三角洲建设作用显著,形成复合连片的三角洲群;长4+5油层组沉积期受物源供给及湖侵影响,三角洲建设作用减弱,以湖泊沉积为主,泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩厚度达40~80m,构成了延长组中下部油藏的区域盖层。湖盆的振荡发展构建了有利的生、储、盖组合,形成了长6—长8油层组三角洲砂体、重力流沉积砂体等几套不同成因类型的、砂岩纵向频繁叠加、横向复合交错、厚度大、分布稳定的大型复合储集体。该储集体无论纵向、横向都距离长7优质烃源岩层最近,具有优先捕获油气的得天独厚的位置优势。2流体过剩压力流体过剩压力是指地层流体压力高出正常静水压力的那部分压力。正常压实情况下,沉积物随着埋藏深度的逐渐增加孔隙度逐渐减小,伴随流体的排出,地层中保持了正常的静水压力状态。但是,在快速沉降、生烃增压、水热增压等作用的影响下,岩石孔隙中常常可形成高于静水压力的过剩压力,虽然地层埋藏深度增大,但过剩压力常常使得孔隙度保持不变或增大,形成了欠压实。目前,应用最为广泛和成熟的计算地层流体过剩压力的方法是平衡深度法。计算过程中,首先需要读取单井剖面中泥岩的声波时差(t)数据,在t-深度剖面上恢复泥岩正常压实曲线,并建立该井泥岩的正常压实曲线数学表达关系式。图1是H148井声波时差值与深度的关系图,图中,H148井500~1700m的地层深度范围可被视为正常压实段。A点和B点分别为正常压实曲线上和异常压实曲线上某一压力点。两深度点地层声波时差值相同,因此视A和B两点泥岩具有相同的孔隙度,岩石颗粒的骨架应力相同。A点对应的地层深度Ze即为平衡深度。计算异常压力采用Magara(1968)提出的计算地层异常压力的公式:P=γwZe+γbw(Z-Ze),其中,P为地层异常压力,MPa;γw为地层水静压梯度,MPa/m,通常为1.04×104Pa/m;γbw为上覆地层岩石平均压力梯度,MPa/m,通常为2.31×104Pa/m;Z为测点地层埋深,m;Ze为等效深度,m。地层异常压力减去静水压力的差值即为流体过剩压力。由于压实作用是一个不可逆的过程(尽管后期的地层抬升剥蚀可导致孔隙的反弹,但非常有限,可忽略不计),因此,用泥岩压实曲线求取平衡深度再计算过剩压力的方法反映的是地层最大埋深期的过剩压力。3不同油层组流体过剩压力分布特征延长组长6—长8油层组普遍存在欠压实现象,以长4+5或长3为界,上部为正常压实,而下部为欠压实。尽管现今鄂尔多斯盆地表现为低压盆地,但在地质历史时期曾为超压盆地,其中长7过剩压力异常高,压力系数一般为1.2~1.8(见图2),向上、向下过剩压力减少。生排烃高峰期超压在石油运移、聚集过程中起到重要作用。过剩压力在湖盆中部较高,边缘较低,过剩压力高值分布范围与沉积中心具有较好的匹配关系。长6油层组流体过剩压力主要出现在吴起—志丹以南的地区,过剩压力相对较低,一般2~10MPa(见图3A)。长7普遍存在过剩压力,具有北高南低的特征,一般4~20MPa,这两个油层组在姬塬—张岔一带均存在NW—SE向的压力分隔槽(见图3B);长8,长9流体过剩压力相对较低,一般4~10MPa,较高过剩压力区位于志丹—富县地区。长7期沉积中心位于姬塬—张岔一带,长8,长9期湖盆沉积中心位于志丹—富县一带,因此,过剩压力的分布于沉积中心基本一致。4盆地不同区域流体特征一般认为,鄂尔多斯盆地延长组长7油层组暗色泥岩、油页岩是延长组石油的主要油源。根据上述延长组流体压力分布特征可知,延长组形成了夹于长4+5,长9油层组之间的、以长7为主要油源的长6—长8油层组超压成藏流体动力系统。由于受沉积相带和后期差异成岩作用的影响,盆地不同地区流体超压的分布特征差别显著,以湖盆北西—南东向沉积中心为界,可划分为西南成藏流体动力子系统及东北成藏流体动力子系统。由于长6,长7油层组沉积期与下伏长8,长9油层组沉积期的湖盆中心位置的差异,导致不同层位两个子系统的界线也有一定的差异。长6,长7油层组,两个子系统的界限位于姬塬—张岔一带,长8,长9油层组两个子系统的界限位于志丹—富县一带。4.1盆地西南缘海相西南成藏流体动力子系统特征为(见图4):①长6—长8油层组过剩压力分布普遍,由西向东过剩压力逐渐增大,由西部的0~2MPa至正宁地区增大到4~20MPa;②纵向上,长4+5,长9油层组以湖侵背景下的泥质沉积为主,厚度均为80~100m,这两套地层形成了长6—长8油层组油藏的区域上、下遮挡层,局部地区(环县—西峰一带,以“西”字号井为代表)长6亦以泥质沉积为主,这使上遮挡层厚度可达150m左右;③平面上,由于向湖方向碎屑粒度逐渐变细(由中—细砂岩变为细砂岩和粉砂岩),而且在湖盆中心地区,晚期碳酸盐胶结强烈,导致盆地西南地区由西向东物性逐渐变差,在合水一带渗透率一般仅有0.1×10-3μm2左右,因此,在西倾单斜的构造背景下,向东部构造相对高部位形成了侧向致密遮挡。在岩性、物性的共同作用下,构建了盆地西南地区长6—长8大型的、独立的超压封闭系统。该子系统中,地层水矿化度一般15~60g/L,水型以CaCl2为主,其次为MgCl2,少量出现Na2SO4等。地层原油密度平均0.84g/mL,地层原油黏度平均4.7mPa·s,凝固点平均18.0℃,溶解气油比一般80~120m3/t。4.2油气藏储层精细分析东北成藏流体动力子系统特征为(见图5):①延长组长6—长8油层组由西向东过剩压力逐渐减小,由西部(湖盆中部)过剩压力一般4~20MPa至东部延安地区降至2~10MPa;②纵向上,长4+5,长9湖侵背景下的泥质沉积构成了有效的区域盖层或分隔层,长6—长8纵向上处于封闭状态;③从岩性上分析,自湖盆中部向盆地东缘,粒度逐渐变粗(由粉砂岩、细砂岩逐渐变成以细砂岩、中砂岩为主),渗透率也相应的从一般0.1×10-3~1.0×10-3μm2变为以1×10-3~10×10-3μm2为主,即向东部的构造高部位,储层物性逐渐变好。虽然向构造高部位物性变好,但该体系油藏保存仍较好,地层水矿化度一般50~120g/L,水型以CaCl2为主,其次为MgCl2,少量出现Na2SO4。其原因在于,长6—长8油层组总体上低渗透,而且河道的频繁摆动造成河道砂岩储层与三角洲分流间湾泥质沉积在空间上交替发育,因此侧向上亦可以形成有效的遮挡。长6油层组地层原油密度平均0.84g/mL,地层原油黏度平均6.0mPa·s,凝固点21.7℃,溶解气油比5~80m3/t。5成藏流动力系统和油气成藏规律5.1西南子系统油气运移特性由于盆地西南沉积体系长6—长8油层组储层物性总体较差,而且向构造上倾方向(东部)物性变得更加致密(见图4),因此,油气侧向运移难度较大,主要通过连通砂体及成岩作用过程中形成的微裂缝纵向上运移。卡西莫夫图版是根据石油中甲烷含量和气油比的相对增加或减少判断侧向或垂向运移的强弱。图6是将鄂尔多斯盆地延长组原油中甲烷含量和气油比搬到卡西莫夫图版上所形成的,图6显示,西南子系统原油气油比一般为80~125m3/t,甲烷含量为40%~60%,位于纵向运移线n=10和n=20之间,位于横向运移线m=20和m=30之间,这说明西南子系统延长组石油以纵向运移为主。地下油气总是按照沿阻力最小的路径、由相对高过剩压力区向相对低过剩压力区运移的总规律进行。由于油气主要来自长7油层组,并且长7油层组存在高过剩压力带,所以油气向上或向下运移,在长6和长8油层组聚集成藏。相邻油层组的过剩压力差的大小指示了上下邻层流体交换的难易程度。压差大,说明储层的非均质性较强或泥质夹层较发育,易于造成压力的积聚,不利于流体的交换和油气聚集成藏,压差小,则相反。在长7与长8油层组过剩压力差的平面分布图上(见图7),过剩压力差分布是不均匀的,西南沉积体系油气藏主要分布于过剩压力差低值区,或高压差区内相对低值区说明了这一点。5.2角洲群砂体运移特征受沉积和成岩作用影响,东北沉积体系储层物性相对较好。由于储层的孔吼连通性较好,而且向构造上倾方向储层粒度变粗,存在一定的侧向泻压。因此,在东北成藏动力子系统中,油气除了发生纵向运移外,还可通过层状输导体(复合连片的三角洲群砂体)发生侧向运移。在卡西莫夫图版中,东北子系统原油气油比一般为30~90m3/t,甲烷体积百分含量为30%~50%,位于纵向运移线n=17和n=30之间,位于横向运移线m=20和m=60之间(见图6),反映了东北子系统既有纵向运移的特征,又具有横向运移的特征。在东北成藏动力子系统中,由于油气主要来自长7油层组,同时长9油层组也存在较好的烃源岩,并且长7和长9油层组存在高过剩压力带,所以油气向上或向下运移,在长6和长8油层组聚集成藏,或者在长9油层组内部运移成藏。在长6油层组过剩压力平面分布图上(见图3A),过剩压力分布是不均匀