付 广, 王 超, 历 娜, 王浩然

(东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318)



一断-砂配置中油气运移方向的判别方法及其应用

付 广, 王 超, 历 娜, 王浩然

(东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318)

为了研究含油气盆地下生上储式生储盖组合中油气分布规律,在油气沿断裂垂向运移和沿砂体侧向运移机制及所需条件研究的基础上,通过比较利用模拟实验结果确定出的断裂填充物排替压力和砂体排替压力的相对大小,建立一套断-砂配置中油气运移方向的判别方法,并将其应用于南堡凹陷5个典型区块7条输导断裂与东营组53个砂层配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移的判别中。结果表明:东营组53个砂层中有35个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力,油气沿砂层侧向运移,油气钻探为油层或油水同层;有18个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力,油气沿断裂垂向运移,油气钻探为水层或干层,这一研究结果与目前油气钻探所揭示的油气分布相吻合;该方法用于判别断-砂配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移是可行的。

断-砂配置; 油气; 侧向运移; 垂向运移; 判别方法; 南堡凹陷; 东营组

在含油气盆地下生上储式的生储盖组合中,油气成藏过程及模式通常应为下伏源岩生成的油气在地层剩余压差或浮力的作用下沿断裂垂向运移,再向两侧砂体中发生侧向运移,最后在断裂附近发育的圈闭中聚集成藏[1-4]。然而油气勘探的实践表明,并非断裂附近两侧的砂体均有油气聚集分布,只有部分砂体中才有油气聚集分布。无油气聚集分布的砂体,一种可能是没有油气从断裂向其发生侧向运移造成的;另一种可能是有油气从断裂向其发生侧向运移,但其附近无圈闭发育造成的。对陆相含油气盆地来说由于地层相变快,砂体横向分布连续性差,油气难以进行长距离的侧向运移,断裂附近即使没有构造圈闭发育,也会有岩性或地层圈闭发育,只要有油气向砂体侧向运移,便可有油气聚集。由此可以看出,断裂附近砂体能否形成油气聚集关键取决于油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移,而油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移受到各种地质因素的影响,既有油气沿断裂和砂体运移动力和阻力相对大小的影响,又有断裂和砂体本身输导通道特征差异的影响。能否正确认识这一问题,是下生上储式生储盖组合油气勘探的关键。尽管前人曾对断-砂配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移做过研究和探讨,但主要利用断裂和砂体的孔渗性相对好坏进行判别[1-9],如果断裂的孔渗性好于砂体的孔渗性,油气沿断裂垂向运移;反之油气则沿砂体侧向运移。这种方法可以较准确地确定断-砂配置中油气运移方向,但缺点是断裂的孔渗性因岩心难以获取而无法确定,无疑使这种方法的广泛应用受到了限制。文献[10]～[16]中从区域性盖层、断-砂配置类型、地层砂地比、砂层厚度、砂体与断层的倾角等方面对渤海湾盆地南堡凹陷断-砂配置中油气沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移所需的条件及其与油气分布之间的关系进行过探讨,所取得的研究成果对认识该凹陷油气分布规律起到了重要作用,但该方法只是定性研究,还不能定量给出断-砂配置中油气运移方向的判别方法。以上研究的局限性无疑影响了下生上储式生储盖组合油气勘探的深入。笔者开展断-砂配置中油气运移方向的判别方法研究,对于正确认识含油气盆地下生上储式生储盖组合油气成藏规律和指导油气勘探均具重要意义。

1 断-砂配置中油气运移机制及所需条件

油气之所以能沿断裂发生垂向运移除了诱导裂缝为油气运移提供了输导通道[7]外,还因为其油气运移动力(地层剩余压差和浮力)大于沿断裂运移时遇到的阻力(断裂填充物的排替压力);否则油气不能沿断裂垂向运移[18]。同理,油气要发生沿砂体的侧向运移,除了砂体连续可为油气运移提供通道和反向倾斜外,其动力(浮力)也应大于沿砂体侧向运移所遇到的阻力(砂体的排替压力);否则油气不能沿砂体侧向运移。然而,当断裂和砂体均可作为油气运移输导通道且油气运移动力一定的条件下,油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移,主要取决于断裂填充物和砂体排替压力的相对大小(图1)。断裂填充物排替压力大于砂体排替压力,油气沿砂体侧向运移;相反,如果断裂填充物排替压力小于砂体排替压力,油气沿断裂垂向运移。由此看出,断裂填充物排替压力是否大于砂体排替压力是决定断-砂配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移的根本条件。

图1 断-砂配置中油气沿断裂垂向运移与沿砂体侧向运移机制示意图

2 断-砂配置中油气运移方向的判别方法

由上可知,要判断断-砂配置中油气沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移,就必须首先确定出断裂填充物和砂体的排替压力。

2.1 断裂填充物排替压力的确定

如果将已压实成岩的断裂填充物(断层岩)视为倾置于围岩地层的岩层,那么其排替压力应与围岩一样,也应受到其压实成岩埋深和泥质含量的影响[19-21],应符合下式中的函数关系:

Pf=aexp(bZfRf).

(1)

式中,Pf为断层岩排替压力,MPa;Zf为断层岩压实成岩埋深,m;Rf为断层岩泥质含量;a和b为与研究区相关的常数。

由于油气沿断裂垂向运移时断裂呈开启状态,所以断裂填充物此时并未压实成岩,相当于沉积物,其对油气运移的阻力明显较已压实成岩的断层岩要弱,其排替压力应主要受其泥质含量大小的影响,而无压实成岩埋深的影响。断裂填充物排替压力与其泥质含量之间应为正相关关系具体表达式为:

Pdf=cexp(dRf).

(2)

式中,Pdf为断裂填充物排替压力,MPa;c和d为与地区有关的常数。

由于受钻井、取心等因素的影响,至今在实验室内无法测试得到断层岩的排替压力,更无法测试得到未压实成岩断裂填充物的排替压力。只能利用实测沉积物排替压力与其泥质含量之间关系代替断裂填充物排替压力与其泥质含量之间关系,预测得到的断裂填充物泥质含量来求取断裂填充物排替压力：

(3)

式中,Hi为被断裂错断的第i个岩层厚度,m;Ri为被断裂错断的第i个岩层泥质含量;n为被断裂错断的岩层数;L为断裂断距,m。

为了获得实测沉积物排替压力与其泥质含量之间关系,本文中将黏土和粉砂按照100∶0、80∶20、60∶40、40∶60、80∶20、0∶100比例分别进行混合形成沉积物,倒入适当的搅拌器中,设置搅拌速度,启动搅拌器,将不同比例的黏土和粉砂混合搅拌后,用雾化器对其进行湿润,达到一定湿度后停止搅拌。然后将黏土和粉砂混合物填入模具中,加上压力棒,用手动压力泵按设计要求加压(1、5、10、15 MPa),以模拟100、500、1 000和1 500 m埋深条件下的断裂填充物。对每个样品压力保持4 h不变,最后取出经压实得到的直径为2.5 cm的20块不同泥质含量的沉积物样品,放入恒温箱中控制温度40 ℃,直至将岩心烘干为止,便得到不同泥质含量沉积物排替压力测试样品。

将制作成的不同泥质含量的沉积物样品抽真空,再进行饱和煤油处理,数天后取出,最后利用排替压力测试装置[23]对其饱和煤油排替压力测试,其结果如表1所示。由表1中数据便可得到不同埋深条件下沉积物排替压力与其泥质含量之间的函数关系式:

Pd=0.040 1exp(1.812 9Rc),Z<500 m.

(4)

Pd=0.052 9exp(2.057 8Rc),Z=500～1 000 m.

(5)

Pd=0.070 1exp(2.480 3Rc),Z=1 000～1 500 m.

(6)

Pd=0.097 3exp(3.024 8Rc),Z>1 500 m.

(7)

式中,Pd为不同泥质含量沉积物的排替压力,MPa;Rc为沉积物中的泥质含量。

表1 沉积物实测排替压力与其泥质含量和围压关系

2.2 砂体排替压力的确定

砂体排替压力利用其压实成岩埋深(如果上覆地层无明显地层抬升剥蚀,可用现今埋深代替)和泥质含量代入沉积岩排替压力与其压实成岩埋深、泥质含量之间关系式(式1)中,便可以获取砂体排替压力。泥质含量可用其自然伽马资料,由文献[24]中泥质含量预测方法计算求得：

(8)

其中

式中,GR为目的层自然伽马测井值;GRmin为砂岩层自然伽马测井值;GRmax为泥岩层自然伽马测井值;IGR为自然伽马相对值;GCUR为与地层年代有关的经验系数,新地层为3.7,老地层为2.0。

2.3 断-砂配置中油气运移方向的研究方法

由上述确定出的断裂带填充物排替压力值和砂体排替压力值,根据其相对大小便可以对断-砂配置中油气运移方向进行研究。如果断裂带填充物排替压力大于砂体排替压力,那么油气沿砂体侧向运移;否则,油气沿断裂垂向运移。

3 实例应用

选取渤海湾盆地南堡凹陷5个典型区块7条输导断裂,利用上述方法判别该7条输导断裂与东营组53个砂层配置中油气是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移,并通过判别结果与油气分布之间关系的分析,阐明该方法用于判别断-砂配置中油气运移方向的可行性。

南堡凹陷从下至上发育有古近系的孔店组、沙河街组、东营组,新近系的馆陶组和明化镇组及第四系,东营组是南堡凹陷油气分布与勘探的主要层位,目前已找到了大量油气,如南堡1号、2号、3号、4号、5号、高尚堡、老爷庙和柳赞等油田(图2)。油气源对比结果[20]表明,东营组油气主要来自下伏沙三段或沙一段—东三段源岩,由于东营组与沙三段或沙一段—东三段源岩之间被多套泥岩层相隔,沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气不能通过地层孔隙直接向上覆东营组运移,只有通过断裂才能使沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气运移至上覆东营组。三维地震资料解释结果表明,南堡凹陷东营组发育不同类型的断裂,但并不是所有断裂均可成为沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气向上覆东营组运移的输导断裂,只有连接沙三段或沙一段—东三段源岩和东营组,且在沙三段或沙一段—东三段源岩大量排烃期—东营组沉积末期或明化镇组沉积中晚期[22]活动的断裂才能成为沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气向上覆东营组运移的输导断裂。由图3中可以看出,南堡凹陷能够成为沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气向上覆东营组运移的输导断裂主要为Ⅴ型和Ⅵ型断裂,由图2中可以看出,南堡凹陷南堡1号和南堡2号油田与这7条输导断裂密切相关,下伏沙三段或沙一段—东三段源岩生成的油气沿7条输导断裂运移至东营组后,是沿断裂垂向运移还是沿砂体侧向运移,对南堡1号和南堡2号油田的形成至关重要。

图2 南堡凹陷东营组7条输导断裂与油藏分布关系

为了研究南堡凹陷输导断裂与东营组砂体配置中油气运移方向,选取5个典型区块的7条输导断裂,对其与东营组16口井53个砂层配置中油气运移方向进行研究。首先根据南堡凹陷56块实测沉积岩排替压力与其埋深、泥质含量数据(表2),建立其沉积岩排替压力与其埋深、泥质含量之间的函数关系式:

Pds=0.218exp(0.167ZR/100).

(9)

式中,Pds为南堡凹陷沉积岩排替压力,MPa;Z为南堡凹陷沉积岩埋深,m;R为南堡凹陷沉积岩泥质含量; 公式相关系数为0.89。

图3 南堡凹陷典型剖面断裂系统划分

表2 南堡凹陷泥质岩样品排替压力与其埋深及泥质含量

利用7条输导断裂在东营组内断距、被错断东营组断层厚度和泥质含量,由式(3)计算7条输导断裂在东营组内断裂填充物泥质含量,然后将其代入式(7)(因南堡凹陷7条断裂在东营组的埋深均大于1 500 m,选式(7))中便可计算得到7条输导断裂在东营组53个砂层内断裂填充物的排替压力为0.26～1.17 MPa。再次,利用东营组53个砂层埋深和泥质含量(利用自然伽马资料,由式(8)计算求得),由式(9)便可计算得到东营组53个砂层排替压力为0.29～5.05 MPa。最后,根据上述计算得到7条输导断裂在东营组53个砂层内断裂填充物排替压力和砂层排替压力的相对大小,对7条输导断裂与东营组53个砂层配置中油气运移方向进行研究,得到在东营组53个砂层中有35个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力,油气沿砂体侧向运移,并在输导断裂附近聚集成藏,油气钻探时这些砂层皆为油层或油水同层。有18个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力,油气沿断裂垂向运移,无油气在输导断裂附近聚集成藏,油气钻探时18个砂层皆为水层或干层。

4 结 论

(1)利用物理模拟实验结果,可以建立一套预测断裂填充物排替压力的方法。

(2)通过比较断裂填充物排替压力与砂体排替压力,建立一套断-砂配置中油气运移方向的判别方法,并将其应用于南堡凹陷5个典型区块7条输导断裂与东营组53个砂体配置中油气运移方向的判别中。其中有35个砂层的排替压力小于断裂填充物的排替压力,油气沿砂体发生侧向运移,油气钻探为油层或油水同层。有18个砂层的排替压力大于断裂填充物的排替压力,油气沿断裂垂向运移,油气钻探为水层或干层。这一研究结果与油气钻探所揭示的油气分布相符合,表明本文中建立的方法用于判别断-砂配置中油气运移方向可行。

(3)本文中研究方法属于初步尝试,还存在着许多不足,如利用实测沉积物排替压力与其泥质含量之间关系代替断裂填充物排替压力与其泥质含量之间关系来求取断裂填充物排替压力,由于受到实验条件与断裂填充物实际条件之间差异的影响,必然会给断裂填充物排替压力计算结果带来误差,影响断-砂配置中油气运移方向判别的准确性。再如当断裂填充物排替压力小于砂体排替压力,但油气运移动力仍大于砂体排替压力时,油气仍可以沿砂体侧向运移,只是油气量相对较少而已,此情况下也可能在输导断裂附近会形成一定的油气聚集,如何与上述断裂填充物排替压力大于砂体排替压力情况下形成的油气聚集进行区分,目前尚无有效方法,这也会影响该方法判别的准确性。该方法还需今后在应用中不断完善和提高。

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(编辑 徐会永)

Discriminatory method and its application of oil-gas migrating direction in fault-sand-body configuration

FU Guang, WANG Chao, LI Na, WANG Haoran

(CollegeofEarthScience,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China)

In order to study the oil-gas distribution patterns in lower generation-upper accumulation source rock-reservoir-cap rocks in oil-gas bearing basins, a set of discriminating methods for oi-gas migrating direction in fault-sand-body configuration were established. The methods were derived based on necessary conditions and mechanisms of oil-gas migrating both vertically along faults and laterally along sand bodies, and by comparison of relative sizes of displacement pressures in fault filler and sand bodies. The new methods were then used to determine the vertical and horizontal directions of oil-gas migration in 7 transport faults of 5 typical blocks in Nanpu Depression, and 53 sand layers in Dongying Formation. The result show that in 53 sand layers of Dongying formation,the displacement pressure of 35 sand layers is less than that of fault filler, where oil-gas migrates laterally along sand layers; oil-gas drilling is oil layer or oil-water layer. The displacement pressure of the rest 18 sand layers is larger than that of fault filler,where oil-gas migrates vertically along fault and oil-gas drilling is water layer or dry layer. The results are coincident with known well logs, and suggest that the method is feasible to be applied in discrimination of oil-gas migrating vertically along fault or laterally along sand-bodies in fault-sand-body configuration.

fault-sand-body configuration; oil-gas; lateral migration; vertical migration; discriminatory method; Nanpu Depression; Dongying Formation

2016-03-15

国家自然科学基金项目(41372153);东北石油大学研究生创新科研项目(YHSCX2015-002NEPU)

付广(1962-),男,教授,博士,研究方向为油气藏形成与保存。E-mail: fuguang2008@126.com。

1673-5005(2016)05-0051-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.05.006

TE 122.1

:A

付广,王超,历娜,等. 断-砂配置中油气运移方向的判别方法及其应用[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(5):51-58.

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