河套盆地临河坳陷流体势特征及油气运聚单元划分

2019-09-06杜晓宇丁文龙焦保程周志成薛明旺

特种油气藏 2019年4期

杜晓宇，丁文龙，焦保程，周志成，薛明旺

( 1.中国地质大学(北京)，北京 100083；2.非常规天然气地质评价与开发北京市重点实验室，北京 100083；3.页岩气勘查与评价国土资源部重点实验室，北京 100083)

0 引言

流体势是控制地下孔隙流体流动的基本动力，决定流体的流动方向，影响油气最终的富集与成藏。地下孔隙中的流体总是自发的从流体高势区向低势区方向运移，因此，通过研究流体势场的分布和演化特征，对明确沉积盆地内油气的运移、聚集过程和油气藏的分布规律具有重要意义[1-4]。

河套盆地的油气勘探工作始于20世纪70年代末期，受前期地震资料和钻井资料的限制，前人只对油气的运聚特征进行基础的研究，并未从流体势的角度开展过研究工作[5-10]。此次研究以Hubbert流体势计算公式为模型，恢复了河套盆地临河坳陷主要成藏期的流体势，以期对该区的油气勘探提供借鉴和指导。

1 地质背景

河套盆地构造位置上位于华北地台西北部，北临阴山山脉，南接鄂尔多斯盆地伊盟隆起。盆地东西长为600 km，南北宽约为30～90 km，面积约为40 000 km2。根据盆地的构造特征，自西向东可划分为为临河坳陷、乌拉山隆起、乌前坳陷、包头隆起及呼和坳陷5个一级构造单元，其中，临河坳陷、呼和坳陷是主要的沉积坳陷[5-10]。河套盆地整体轮廓呈现为弧形，是一个发育在前寒武系变质岩基底上的走滑拉分盆地[11-12]。从剖面上看，北深南浅，呈不对称箕状。研究工区是位于盆地西侧的临河坳陷，东北方向长约为320 km，西北方向宽约为70 km，面积约为22 400 km2，如图1所示(据付锁堂，2018年改)[7]。

图1 河套盆地区域位置

河套盆地地层自下而上发育下白垩统固阳组，上白垩统毕克齐组，古近系始新统乌拉特组、渐新统临河组，新近系中新统五原组、上新统乌兰图克组和第四系河套群地层(图2)。沉积岩厚度大多为3 000～6 000 m，最厚处可达14 000 m[6-8]。其中，下白垩统固阳组和渐新统临河组是主力的烃源岩层和含油层系，发育自生自储、上生下储、下生上储等多种生储盖油气组合[10]。此次研究流体势的目的层位为下白垩统固阳组烃源岩。

2 流体势计算方法

2.1 流体势模型

Hubbert认为流体势是单位质量流体相对于基准面具有的总机械能，由位能、动能和压能三部分组成，是质量势，由于地层中流体流动十分缓慢，动能常常忽略不计；England则认为流体势是单位体积流体相对于基准面具有的总机械能，表现为单位体积流体从基准点到研究点所做的功，是体积势[13-19]；二者相比较，England流体势多了一项毛细管压力，当地层的孔隙结构较大或孔隙中流体流速缓慢时，可以忽略毛细管压力的影响。此次研究采用Hubbert公式计算源自下白垩统烃源岩的油气在新近纪这一关键成藏期的流体势，其表达式为：

(1)

式中：Φ为流体势，J/kg；Z为古埋深，m；p为流体压力，Pa；ρ为地下流体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。

由式(1)可知，计算古流体势必须恢复成藏期的古埋深和古地层压力。

图2 河套盆地地层综合柱状图

2.2 古埋深恢复

地层的古埋深与流体势的计算紧密相关，在分析河套盆地的流体势之前，有必要先了解研究区下白垩统烃源岩在成藏期的古埋深特征。河套盆地下白垩统烃源岩在新近纪大规模供油，从白垩纪到新近纪主要形成2套不整合面：燕山运动晚期，盆地整体挤压抬升，剥蚀了上白垩统，因此，盆地大规模缺失上白垩统，形成了下白垩统顶面和始新统底面的不整合；喜山运动中期，古近纪末，盆地整体抬升剥蚀，古近系与新近系形成了区域性不整合，这个时期也是河套盆地的主要成藏期。2套不整合面中古近系剥蚀很少，基本可忽略不计，只需恢复下白垩统的剥蚀量即可。采用地层厚度对比法恢复了下白垩统的剥蚀量[20-21]，将下白垩统烃源岩的现今埋深加上剥蚀量，再减去新近系的现今埋深即可得到下白垩统烃源岩的古埋深。

2.3 古地层压力预测

关于恢复地层压力的方法有很多种，主要有地震速度法、等效深度法、泥岩声波时差法以及改进的Philippone法等[22-23]。此次研究采用刘震1993年提出的改进的Philippone公式来预测古地层压力[22]，公式如下：

(2)

式中：pf为古地层压力，MPa；Vm为岩石骨架颗粒速度，m/s；V为地层层速度，m/s；Vf为孔隙中的流体速度，m/s；pov为上覆地层压力，MPa。

式(2)中Vm和Vf可由测井数据求取。

地层层速度可由下式求得：

(3)

式中：φ为地层孔隙度，%。

上覆地层压力可由下式求得：

(4)

式中：pov为上覆地层压力，MPa；h为深度，m；a为上覆地层密度，kg/m3。

由于地层岩性、孔隙流体的差异，不同地区的上覆地层密度不能仅仅用平均值来代替，建立研究区对应的密度、深度函数关系，才能得到准确的上覆地层压力[24]。结合河套盆地有效的密度测井数据，拟合得到密度和深度的关系(图3)。

图3 河套盆地地层密度与深度拟合关系

由图3可得出密度与深度的具体关系式为：

a=-5.86×10-8h2+4.61×10-4h+1.757，R2=0.6002

(5)

将地层的密度和深度关系代入式(4)，先求出上覆地层压力，然后将其他参数代入式(2)，即可求出古地层压力。

3 流体势对油气运聚的影响

河套盆地大量生排烃期为新近纪，渐新统临河组烃源岩未达到生烃门限，故将研究目的层位确定为下白垩统固阳组暗色泥岩。根据式(1)恢复了下白垩统烃源岩在新近纪这一关键成藏期的流体势，以明确这个时期油气的运聚特征。

图4为河套盆地新近纪流体势分布特征及运聚单元划分。由图4可知：在新近纪，临河地区坳陷中心(西北方向)的流体势最高，可以达到8.25×104J/kg，在斜坡位置(东南方向)流体势相对较低，总体表现为由西北坳陷中心向东南斜坡带逐渐降低的扇形分布规律；而吉兰泰地区流体势呈现出由中心向四周降低的规律，在吉兰泰北部达到最低，为0.43×104J/kg。根据势能原理，临河坳陷中心为供流区，临河斜坡带为泄流区。

对于盆地整体而言，高势区分布范围较大，主体位于临河坳陷的西北方向，与下白垩统烃源岩分布位置相吻合，高势区正好处于生油中心，因此，在东南的斜坡位置只要存在封闭的圈闭，就可以形成油气藏。与临河地区的构造特征相结合发现，在斜坡位置发育多个断阶构造，成藏期油气在流体势能差的作用下，烃源岩层生成的油气通过多级次断裂和不整合面输导，从高势区的凹陷中心向低势区的斜坡位置运移，可以在斜坡位置的断阶位置形成断块、断鼻等多种类型的构造油气藏。

图4 河套盆地新近纪流体势特征及运聚单元划分

4 运聚单元划分

油气运聚单元是盆地中具有相似油气运移和聚集特征的独立和完整的三维石油地质单元[25]。按照势能分隔槽理论，流体势图上的高势面即为油气运移的分割槽，以此为界划分为吉兰泰和临河两大运聚区，在此基础上，又划分出吉兰泰地区Ⅰ、Ⅱ号共2个运聚单元和临河地区Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ号4个运聚单元(图4)。

4.1 吉兰泰地区2个运聚单元

(1) Ⅰ号运聚单元。主要位于吉兰泰地区西北部，该区处于吉兰泰坳陷的中心位置，下白垩统固一段发育深湖—半深湖相沉积，是有利烃源岩发育区带。白垩系砂岩储层物性较好，具备较好的储集能力。该运聚单元内断层发育，断层走向近北东向，以断裂和不整合型输导体系为主，圈闭类型主要为断鼻、断块和裂缝型圈闭。该区流体势整体处于较低值范围，位于油气的有利运移方向，油气成藏条件较好。

(2) Ⅱ号运聚单元。处于吉兰泰地区东南部，该区紧邻吉兰泰凹陷。储层受控于滨浅湖相—滩坝砂体，储层物性较好，具备较好的储集能力。该运聚单元内断层发育，断层走向近北东向，以断裂和不整合型输导体系为主，圈闭类型主要为断鼻、断块圈闭。但是该运聚单元偏离了油气运移的主流线，不利于油气运移，即便有少量油气运移，大部分油气也会在长距离的运移过程中逸散，不利于油气聚集成藏。

4.2 临河地区4个运聚单元

(1) Ⅲ号运聚单元。位于临河地区西南部，油气主要来源于临河深凹区。该运聚单元内断层发育，断层走向为北东向—北东东向，以断裂和连通砂体型输导体系为主，圈闭类型以断块和岩性圈闭为主。该区南部流体势处于较低值范围，位于油气的有利运移方向，油气成藏条件较好。

(2) Ⅳ号运聚单元。位于临河地区中心位置，油气主要来源于临河深凹区。该区发育深湖—半深湖相烃源岩，是全区烃源岩厚度最大的位置，具备较好的生烃条件，同时构成该区主要储层的三角洲—浅湖相砂体是其最大的砂体。该运聚单元内断层发育，以断裂、不整合和连通砂体型输导体系为主，圈闭类型以断鼻、断块和岩性油藏为主。该区南部流体势处于较低值范围，位于油气的有利运移方向，是6个运聚单元中油气成藏条件最好的单元。

(3) Ⅴ号运聚单元。位于临河地区北部，该运聚单元内构造相对有利，渐新统储层发育，物性好。临二段发育半深湖相有效烃源岩，生烃潜力强。该运聚单元内断层发育，以断裂和连通砂体型输导体系为主，圈闭类型以断鼻、断块和岩性油藏为主。该区东南部流体势处于较低值范围，位于油气的有利运移方向，油气成藏条件较好。

(4) Ⅵ号运聚单元。位于临河地区东北部，该运聚单元特征同Ⅱ号运聚单元，该运聚单元偏离了油气运移的主流线，不利于油气运移，即便有少量油气运移，大部分油气也会在长距离的运移过程中逸散，不利于油气聚集成藏。

综上所述，吉兰泰地区的Ⅰ号油气运聚单元和临河地区的Ⅲ、Ⅳ号和Ⅴ号运聚单元是较好的油气运聚单元，并且其中的Ⅰ、Ⅳ号和Ⅴ号运聚单元经钻井证实已有油气发现，位于Ⅰ号运聚单元的吉华2X井，日产油为10.26 m3/d，位于Ⅳ号运聚单元的松5井日产油为62.6 m3/d，位于Ⅴ号运聚单元临深3井经多次试油在下白垩统累计产油24.84 m3。