能源中级工程师范例东营地层流体特点新发现运用

 　　正确认识现在东营地层流体特点，有关现在气藏形成的主要原因有哪些呢，本文是一篇能源工程论文。文章介绍了对于同样深度的烃源岩内油藏,低气油比油藏的油气组成应该与该深度烃源岩生烃组分接近,其气油比可近似代替该深度烃源岩生成并排出的烃类的气油比。而气油比较高的油藏,其油气可能为更深部、演化程度更高的烃源岩所生成的油气经断层或裂缝输导而来。

　　摘要：烃类流体在形成、运移、聚集及保存过程中,自始至终都有地层水的参与,而地层水地球化学特征除了具有烃类保存条件的信息以外,也具有其成因或来源方面的信息。根据油气和烃源岩的生物标志物特征进行油源对比,确定东营凹陷各层位油藏油气的主要来源,并与地层水矿化度及成因平面图叠合,可以发现东营凹陷油气运移与其烃源岩层的沉积-埋藏水运移规律一致。

　　关键词：东营地层,气藏形成,能源工程论文

　　1 东营凹陷概况

　　东营凹陷属于渤海湾盆地中的一个三级构造单元,其构造演化和地层发育经历了中生代以前的前断陷阶段、中生代和古近纪的断陷阶段以及新近纪的拗陷阶段,自下而上发育了寒武—奥陶系海相碳酸盐岩沉积、石炭-二叠系海陆交互相煤系及中生界—新生界陆相沉积。东营凹陷古近系—新近系以湖相碎屑岩沉积为主,夹碳酸盐岩、盐岩、石膏和基性火山岩,为盆地的主要含油层系。古近系自下而上依次为孔店组、沙河街组和东营组,新近系自下而上依次为馆陶组、明化镇组,其中沙河街组自下而上可分为沙四段、沙三段、沙二段和沙一段。经勘探证实,东营凹陷丰富的油气资源主要来自于沙四段和沙三段油页岩、页岩、钙质页岩和暗色泥岩等[4-6]。

　　2 地层水特征及成因类型划分

　　沉积盆地内的地层水按成因一般可分为溶滤-渗入水、沉积-埋藏水(也称封存水)和内生水。溶滤-渗入水成分受到气候、地貌和所渗入地层的岩性等因素影响,多发育在位置较浅或构造开启性好的地层中,由于其径流途径短,流动相对较快,溶滤作用发育,多形成低矿化度的碳酸氢钠型水,与地表水性质较为接近。沉积-埋藏水为同生沉积水,经历了深埋过程中的一系列物理化学作用,包括:泥岩排出水淡化、页岩压滤浓缩、黏土矿物脱水、矿物溶解沉淀、阳离子交换吸附和硫酸盐还原等。沉积-埋藏水性质受原始沉积水体性质和埋藏演化程度的双重影响,不同层位沉积水体性质和埋藏演化程度不同,其沉积-埋藏水性质差异较大。内生水为发生在地球深部的地质作用,如火山活动、地热泉、岩浆活动和变质作用等形成和参与的地层水,在东营凹陷发育较为局限,本文不作探讨。东营凹陷地层水可进一步细分为溶滤-渗入水、沉积-埋藏水、溶滤-渗入水与沉积-埋藏水混合水、沉积-埋藏水与深部层系混合水等。在同一地层的不同构造部位,地层水性质及来源差异较大,一般在盆地边缘或沟通浅部的断层附近,地层水一般为溶滤-渗入水,在洼陷中心且离断层较远的地层中,地层水容易保持沉积-埋藏水的特征,而在沟通深部地层的断层附近,沉积-埋藏水可能会与深部地层来源水混合。根据不同部位地层水常规地球化学参数特征,可以确定其主要成因类型和分布范围。

　　能源工程论文：《石油地质与工程》Petroleum Geology and Engineering(双月刊)曾用刊名：河南石油，1988年创刊，国内外公开发行，读者范围为石油天然气和地矿行业的科技人员、大专院校师生、石油企业管理人员。坚持为社会主义服务的方向，坚持以马克思列宁主义、毛泽东思想和邓小平理论为指导，贯彻“百花齐放、百家争鸣”和“古为今用、洋为中用”的方针，坚持实事求是、理论与实际相结合的严谨学风，传播先进的科学文化知识，弘扬民族优秀科学文化，促进国际科学文化交流，探索防灾科技教育、教学及管理诸方面的规律，活跃教学与科研的学术风气，为教学与科研服务。

　　2.1 沙四段地层水特征

　　沙四段沉积时期,气候干热少雨,湖水处于蒸发浓缩阶段,地层为一套以盐膏岩为主的盐湖相沉积。由于洼陷区埋藏水经历了较强的变质作用,故矿化度较高,洼陷边缘凸起区由于受到大气降水淋滤的影响矿化度较低,因而东营凹陷地层水矿化度分布范围很宽,在 1.29~335.55 g/L。由沙四段地层水矿化度-离子关系图(见图 1)可以看出,由洼陷带向斜坡带至边缘凸起带,地层水地化特征呈连续渐变趋势:矿化度逐渐减小,钠氯系数 N(Na+)∶ N(Cl )(N 为当量浓度)、脱硫系数 100N(SO42 )∶N(Cl )逐渐变大,变质系数(N(Cl ) N(Na+))∶N(Mg2+)逐渐减小。洼陷带沙四段正处于生烃阶段,高压流体向边缘或断层附近流动,且矿化度较高,因此洼陷带沙四段地层水受深部来源水影响较小,保持了其自身沉积-埋藏水的地化特征:矿化度和变质系数较高,钠氯系数、脱硫系数较低;盆地边缘带由于受溶滤-渗入水的影响较大,表现为溶滤-渗入水特征:矿化度和变质系数低,钠氯系数、脱硫系数较高;斜坡带地层水性质受溶滤-渗入水和沉积-埋藏水的双重影响,一些地区表现为溶滤-渗入水与沉积-埋藏水的混合水特征。根据地层水化学指标随构造部位变化特点,可确定沙四段地层水的成因类型划分标准(见表 1)。

　　2.2 沙三下—沙三中亚段地层水特征

　　沙三下—沙三中亚段沉积期,气候逐渐湿润,湖水逐渐变淡,沉积了一套半咸水—淡水湖相砂泥岩,虽也经历了一定的变质作用,但沙三下—沙三中亚段沉积-埋藏水矿化度远低于沙四段盐湖相沉积水的矿化度。沙三中—沙三下亚段同样表现出由洼陷中心向凹陷边缘矿化度和变质系数逐渐减小、钠氯系数和脱硫系数逐渐变大的趋势,表现为由沉积-埋藏水到地表渗滤水的渐变特征(见图 1)。但矿化度和变质系数的最大值,以及钠氯系数和脱硫系数的最小值并不是位于洼陷中心,而是分布在中央隆起带等构造部位沟通深部地层的断层附近,这些矿化度高于洼陷中心的地层水,应该是来源于下部地层(包括沙四段)的高矿化度混入水。据此确定沙三下—沙三中亚段不同成因地层水的划分标准(见表 1)。2.3 沙三上及以上层系地层水特征在沙三上亚段及以上层位中,由于埋藏较浅,地层水受到大气降水的溶滤-渗入影响较为强烈,矿化度值较低,大多小于 40 g/L,钠氯系数大于 0.5,变质系数以小于 2 为主,主要为溶滤-渗入水和混合水(见图1,表 1),局部地区矿化度大于 40 g/L 的地层水为沿断层运移上来的深层高矿化度地层水。

　　3 地层水特征与烃类运移

　　3.1 油气与其烃源岩层沉积-埋藏水运移规律

　　沙四段油气主要来自于沙四段烃源岩,多分布在沙四段沉积-埋藏水的运移指向区(沙四段地层水矿化度降低区域)(见图 2),较大规模的常规油藏均分布于沉积-埋藏水与溶滤-渗入水的混合区域。沙四段以上层位中的油气一般具有两种来源,即来源于沙四段或沙三下亚段,部分区域油气为沙四段与沙三下亚段混源。同样,各种类型油气与其各自烃源岩的沉积-埋藏水运移方向一致,如在沙三中亚段,来自沙三下亚段烃源岩的油气主要分布在沙三段沉积-埋藏水与溶滤-渗入水混合区,即沙三段沉积-埋藏水运移指向区,而在沙三段来自沙四段烃源岩的油气分布区,其地层水矿化度明显高于沙三段沉积-埋藏水,具有沙四段沉积-埋藏水的典型特征,为下部沙四段的高矿化度水经过断层穿层运移而来的混入水(见图 3)。油气与其烃源岩沉积-埋藏水运移规律一致表明:在富油凹陷中,油气与其烃源岩沉积-埋藏水具有相似的运移通道和路径,油气生成以后,随烃源岩沉积-埋藏水共同从烃源岩中排出,在二次运移过程中,尽管可能有其他水的混入,但油气与其烃源岩沉积-埋藏水仍保持共同运移的关系,尤其是在高压及幕式快速运移的情况下,高压及快速流动的特点会减弱运移过程中油水的分异作用,油水作为一个整体流动。东营凹陷大部分沙四段烃源岩及部分沙三下亚段烃源岩正处于大量生烃增压阶段,烃源岩幕式排出的高压流体会驱动油与烃源岩排出的沉积-埋藏水共同运移。当油水运移至浅层水动力开放带,油气与共同运移的沉积-埋藏水逐步分异,并且来自烃源岩的高矿化度地层水逐步被浅层低矿化度的地层水(或溶滤-渗入水)稀释,逐渐弱化其沉积-埋藏水特征。

　　3.2 地层水特征对油气运移的指示作用

　　由于油气与其烃源岩排出的沉积-埋藏水具有共同的运移规律,并且来自烃源岩的沉积-埋藏水会在一定运移范围内保持其烃源岩排出流体的特性,因此向外运移的来自烃源岩的沉积-埋藏水地化特征可以作为油气运移的辅助指标,如东营凹陷梁家楼油田地层水矿化度和水型特征即为油气来源的有效指标。东营凹陷沙三下亚段来源油气与沙四段来源油气具有明显的生物标志物特征差异,如沙三下亚段来源油 4-甲基甾烷含量较高,沙四段来源油 4-甲基甾烷含量较低,沙三下亚段和沙四段混源油的 4-甲基甾烷含量介于上述两者之间[5]。根据甾烷生物标志物特征可确定油气来源并划分不同来源油气分区图,油气来源分区图与地层水化学特征分区一致:以沙三下亚段为油源的油藏分布区,即梁家楼油田的北部偏西地区,地层水类型主要为 NaHCO3型,矿化度较低,为 20~40 g/L,表现为沙三下亚段烃源岩排出水的典型特征;而梁家楼油田北部偏东地区为沙三下亚段来源油气与沙四段来源油气混合区,地层水为 CaCl2-MgCl2型和 NaHCO3型混合分布,矿化度在 20~60 g/L,并且由北向南,即由深至浅,矿化度逐渐降低,其原因为来自洼陷的沙四段高矿化度沉积-埋藏水侧向运移过程中与原地层水混合,逐步被浅层低矿化度的地层水稀释,矿化度逐步降低;而在梁家楼油田南部沙四段来源油气分布区,水型主要为 CaCl2-MgCl2型,为典型沙四段地层水型特征,而且矿化度在 20 g/L 以下,和北部相比相对较低,属于沙四段沉积-埋藏水与溶滤-渗入水的混合水。

　　4 不同流体系统内成藏流体性质及运移特征差异

　　4.1 东营凹陷第三系及以上地层流体系统

　　根据地层水特征和压力场分布特点,将东营凹陷古近系地层流体划分为 3 个流体系统,即常压开放流体系统、超压封闭流体系统和过渡带流体系统。常压开放流体系统为溶滤-渗入水主导区;超压封闭流体系统为沉积-埋藏水主导区;过渡带流体系统中地层水兼有沉积-埋藏水与溶滤-渗入水的特征。东营凹陷地层流体超压一般发育在 2 200 m 以深,随着深度增加,钻井钻遇异常高压层的频率和超压强度均明显增加,尤其 2 900~3 800 m 异常高压发育最为普遍,且剩余压力较高,最高可达 36 MPa 以上,压力系数最大可高达 2.0。平面上,各洼陷内 2 900 m 以深的地层中,一般远离断裂的洼陷中心压力系数最大[7-9],压力系数由洼陷中心向洼陷边缘或断裂带处逐渐降低;而在 2 600 m 以浅钻遇的超压地层大多分布在断层附近,远离断层的地方基本上未发现超压地层,这表明 2 600 m 以浅的地层超压的形成与断裂发育具有一定联系,为深部超压流体通过断层传递至此而形成。各洼陷内 2 900 m 以深的地层超压为自源超压,是盆地的主要超压源。结合洼陷地层流体压力特征,认为常压流体系统一般发育在 2 200 m 以浅,2 900 m 以深为超压流体封闭系统,2 200~2 900 m 为过渡流体系统。

　　4.2 不同流体系统主要成藏流体特征

　　4.2.1 烃源岩排出流体的相态及含油饱和度变化

　　4.2.1.1 烃源岩生排烃相态变化特点

　　烃源岩生排烃产物气油比影响烃源岩排出流体的相态。本次研究中采用油藏统计、模拟实验和数值模拟相结合的方法研究生烃产物气油比。在模拟实验中,生成产物气油比受实验条件影响较大;而数值模拟结果受所选动力学参数的影响较大,因此两种方法都需要地下实际演化剖面即用油藏统计法校正。对于烃源岩母质以生油为主,且盆地内烃源岩整体未达到高成熟—过成熟的富油盆地或凹陷,可用油藏统计法来粗略研究烃源岩生烃产物的气油比,其基本原则为:烃源岩埋藏越深,演化程度越高,生成产物气油比越大。在发生明显油气分异的深度以下,油藏气油比与注入含烃流体的气油比近似相同。利用烃源岩生烃气油比,再根据生排烃模拟实验确定不同阶段排出油和气的组成;根据气体状态方程计算并绘制其压力-温度相图[10-13],根据相图和温压条件,即可确定烃源岩在该演化阶段生排烃的相态。东营凹陷沙四段烃源岩生排烃相态可总结为:4 200 m 以浅生成的油气呈油相排出;4 300 m 以深生成的烃类流体呈凝析气相排出;4 200~4 300 m 为生排油相和生排凝析气相的过渡阶段。沙三下亚段烃源岩在整个东营凹陷的埋深均小于 4 000 m,由于和沙四段烃源岩相比,其生烃时间短,埋藏浅,热演化程度低,其生成产物气油比小于 100 m3/m3,因此,在其整个热演化过程中,生成的天然气在烃源岩内溶解于油气中,呈单一油相排出。

　　4.2.1.2 烃源岩排出流体含油饱和度变化特点

　　在不同演化阶段,烃源岩排出流体含油饱和度(烃源岩排出流体中油所占比例)不同,烃源岩排出流体的含油饱和度影响油气的运移富集过程,尤其是烃源岩内部或附近的砂体,其油气的富集受烃源岩排出流体的含油饱和度特征影响更大。以往对烃源岩排烃的研究,大多偏重于排烃门限、排烃高峰期、排烃效率以及排烃量等方面,而从烃源岩进入排烃门限经排烃高峰至排烃枯竭的整个演化过程中,烃源岩排出流体性质差别较大。考虑到烃源岩排出流体的性质对近源油藏的成藏具有直接影响,有必要对烃源岩排出流体含油饱和度变化特点进行系统研究。烃源岩的含油特点决定烃源岩排出流体含油饱和度,烃源岩实际含油饱和度较难测定,可根据其氯仿沥青“A”含量分析测试数据,结合烃源岩孔隙度演化曲线,计算并绘制出沙三下亚段和沙四段烃源岩的现今残余含油(氯仿沥青“A”)饱和度变化剖面[14]。现今连续剖面可以近似代表烃源岩演化的连续过程:浅部参数代表烃源岩演化早期阶段特征,深部参数代表演化晚期阶段特征。东营凹陷沙三下亚段和沙四段烃源岩含油饱和度多在 0~80%,总体随埋深增加烃源岩含油饱和度逐渐增加,在 3 500 m 左右,烃源岩含油饱和度最高可高达70%~80%[15]。根据烃源岩含油饱和度变化剖面及烃源岩孔隙度演化剖面,利用石广仁油水两相渗流排油模型[16-17],计算出各个深度沙四段和沙三下亚段烃源岩排油饱和度,其变化特点为:在浅部,尽管烃源岩含油饱和度较高,平均含油饱和度接近 10%,但其束缚水饱和度较低,大部分水为自由水,水相相对渗透率远高于油相相对渗透率,排出液含油饱和度很低,远低于烃源岩含油饱和度,为主要排水阶段。随着烃源岩埋深增加,排出液含油饱和度逐步升高。当烃源岩达到一定埋深时,由于水的排出和含油饱和度的增加,含水饱和度逐渐接近于束缚水饱和度,为主要排油阶段。考虑到黏土矿物转化特征、烃源岩非均质性、烃源岩沉积有机相差异和泥岩压实及成岩程度差异等因素,认为:烃源岩排出流体最大含油饱和度一般达不到 100%,但排出高含油饱和度流体的最高含油饱和度一般在 60%以上。不同地区烃源岩排出液含油饱和度变化趋势可能存在一定差异,进入排高含油饱和度流体阶段的起始深度有所不同。结合以往研究成果认为:沙四上亚段烃源岩一般在 2 500 m 左右进入排烃门限,开始排出低饱和度含烃流体,一般在 2 900 m 以深进入排高含油饱和度流体阶段;沙三下亚段烃源岩一般在2 800 m 进入排烃门限,开始排出低含油饱和度流体,在 3 200 m 以深进入排高含油饱和度流体阶段(见图 4)。

　　4.2.2 不同流体系统主要成藏流体的含油饱和度特征

　　4.2.2.1 深部超压封闭流体系统成藏流体特征

　　在 2 900 m 以深的超压封闭流体系统中,烃源岩逐步进入生排烃高峰,生烃增压作用导致烃源岩内流体排出,烃源岩排出流体成为该流体系统内最主要的活动流体,由于烃源岩(尤其是沙四段烃源岩)逐步进入排高含油饱和度流体阶段,因此成藏流体一般具有较高的含油饱和度,最高可达 80%。在超压封闭流体系统内,流体的含油饱和度也存在较大差异,这与烃源岩有机质丰度、与烃源岩距离和沟通排高含油饱和度流体烃源岩的断层等输导体发育情况等有关,但总体上以高含油饱和度成藏流体为主。

　　4.2.2.2 浅层开放流体系统主要成藏流体特征

　　在 2 200 m 以浅的浅层流体开放带,地层压力一般为静水压力。地层流体性质较为复杂,流体来源包括溶滤-渗入水、较深部层位来源的流体(包含一定的含烃流体)和其地层自身压实排出水。由于距离烃源岩较远,加之地层本身压实排出水及地表水的混入,输导层中含烃流体的含油饱和度较低,以低含油饱和度流体方式运移,而低饱和含烃流体在圈闭内大量富集,可以逐步形成较高含油饱和度的油藏。虽然某些成藏流体自烃源岩排出时的最初含油饱和度很高,但随着在运移过程中沿途输导层中其他地层水的混入,运移至浅层流体开放带后也逐步变为低含油饱和度流体;随烃类一起运移的来自烃源岩的沉积-埋藏水矿化度也会大大降低,但某些地层水仍然保持着烃源岩沉积-埋藏水的水型特征,并且总体矿化度略大于该地层附近地层水的矿化度,可以作为油气运移的辅助指标。

　　4.2.2.3 过渡带流体系统成藏流体特征

　　在 2 200~2 900 m 的流体过渡带内,含烃流体的含油饱和度变化较大,既有高含油饱和度流体,又有低含油饱和度流体。对于初始排烃,排出低含油饱和度流体的烃源岩内及附近,活动的流体一般为低饱和度含烃流体;在与深部排高含油饱和度流体烃源岩沟通的断层和不整合面等输导体系附近,若来源于烃源岩的高含油饱和度含烃流体的高压持续充注排挤出大量地层水和较低饱和度的早期含烃流体,后期运移流体一般也具有较高的含油饱和度;而随着与排高含油饱和度流体的烃源岩的距离增加,断层和不整合面等输导体内含烃流体受到围岩排出的非含烃流体的稀释,稳态流动的主要为低饱和度含烃流体。

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