向斜成藏理论及其石油地质意义

刘萝卜锅 · 发表于 2019-10-28 11:26:03

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本帖最后由刘萝卜锅于 2019-10-28 11:56 编辑

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这是阿什卡微信公众号的第690篇原创文章

首发于2019年10月21日

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作者：吴河勇1, 王跃文1,梁晓东1,云建兵2

1.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆

2.大庆油田有限责任公司勘探事业部,黑龙江大庆

摘要:传统的石油成藏理论适用于中高渗透储层,流体的渗流特征是达西渗流,主要作用力是浮力,油气分布在构造高部位或砂体高部位,主要是寻找圈闭｡但是在低-超低渗透储层和致密储层中,流体的渗流特征是非达西渗流,传统理论不再适用,油水不能发生正常的重力分异,流体在超压作用下以幕式排烃方式发生初次运移,石油在储层中运移要以非达西渗流方式通过变形才能缓慢通过,这种运移必然降低流速产生滞留效应导致石油在低部位大量滞留并聚集成连续油藏｡这种滞留油藏的产生,可以形成背斜区圈闭含油､斜坡区相对高部位含水､而相对低部位却连续含油的油水倒置现象｡由于滞留油藏无需构造和岩性边界圈闭,无需统一压力系统和油水边界,改变了传统上的圈闭找油模式,拓展了油气藏的概念,形成了低-超低渗透储层､非常规､致密油等成藏研究的理论基础｡向斜成藏理论的提出,是对传统石油成藏理论的重要补充,拓展了油气勘探领域,使油气勘探从构造高部位转向构造低部位,增大了石油资源量,对勘探开发具有重要的指导作用｡

关键词:非达西渗流;滞留油藏;向斜成藏理论;低-超低渗透储层;非常规;致密油;成藏新理论

1 向斜成藏理论的概念提出

吴河勇等经过20多年的勘探实践和研究,2007年在《中国科学》上首次提出了“向斜成藏理论”[1]的初步概念,2009年完整地提出了“向斜成藏理论”体系[2]｡

经过不断完善,把向斜成藏理论定义为:在成熟烃源岩分布范围内,油､气､水经高压排烃进入低-超低渗透储层后,由于气､水以单个或几个分子结合的状态运移,能够自由通过喉道,而油珠的最小直径一般要大于喉道直径,油珠必须在高于静水压力梯度的流体压力差作用下,以非达西渗流方式通过变形才能通过,导致气､水优先运移,而油珠则在运移中滞留､聚集形成了大面积连续的油藏｡

对应传统被称为“背斜成藏”的浮力作用成藏,我们称其为“向斜成藏”｡“向斜成藏”这一创新理论的问世,使其成为低-超低渗透储层(包括现今研究热点:非常规､致密油等)研究的理论基础,迅速得到了大家的认可[3]｡

2 向斜成藏理论研究方法及适用范围

油藏分析方法大类可分为传统石油地质理论分析方法､含油气系统分析方法和成藏动力学分析方法3种｡最早的背斜成藏是亨特[4]在1861年提出的在背斜等构造高部位发生油气水重力分异的成藏模式,1954年Gussow发现了在一系列水力上连通的圈闭中,天然气占据低部位靠烃源近的圈闭并聚集成气藏,向上运移在高部位的圈闭中聚集成油气藏,在更高部位的圈闭中聚集成油藏,最终在远离烃源的圈闭中只含有水的现象,并由此提出了油气的差异聚集原理｡

背斜成藏圈闭找油模式一直为地质家们所遵循,并总结出“生､储､盖､圈､运､保”的六字分析方法;含油气系统是由成熟烃源岩､与其相关的油气以及这些油气从聚集到保存需要的所有基本要素和成藏作用共同组成的[5],简称“四图一表”分析研究方法;法国地质学家Perrodon在1980年提出成藏动力学“石油地质动力学”,1983年Bahlberg提出成藏动力学系统｡

综合利用地质､地球物理､地球化学手段和计算机模拟技术,在盆地演化历史中和输导格架下,通过能量场演化及其控制的化学动力学､流体动力学和运动学过程分析,研究沉积盆地油气形成､演化､运移过程和聚集规律的综合性学科,成藏动力学研究的基础是盆地演化历史和流体输导格架[6]｡

向斜成藏理论研究方法主要继承了成藏动力学研究方法,从源､岩､藏3方面进行分析和研究｡源的研究包括:有机物沉积､烃类转化过程､初次运移;岩的研究包括岩石的:成因相､成岩相､储集相(这里的储集相研究不但包括以往的储集类型､结构研究,特别强调研究在不同温度､压力条件下不同物理性质的流体在不同储层中的储集特征);藏的研究包括:温度场､化学场､压力场､(非达西渗流条件下)多相流速度差异运移和聚集｡

向斜成藏理论研究的是非达西渗流条件下的石油成藏机理,属于低-超低渗透储层,基本上对应于低渗透油气藏的范围(表1)｡但现在其研究已扩展到致密储层范围并发现少量的致密储层也有含油现象｡贾承造等[8]按空气渗透率1.0×10-3μm2(一般基质覆压渗透率0.1×10-3μm2)作为致密油储层渗透率上限,对中国主要致密油储层孔隙度进行概率统计｡依据统计结果基本可将致密油储层划分为3类来界定致密油,这一理论实际上也成了致密油研究的理论基础｡

按照Law[9]在2002年的浮力对油气成藏没有起到决定性控制作用的非常规油藏定义,这类油藏应属于非常规油藏｡

表1 储层空气渗透率分类标准对比

01-表一.jpg

刘萝卜锅 · 发表于 2019-10-28 11:31:02

本帖最后由刘萝卜锅于 2019-10-28 11:32 编辑

3 向斜成藏理论的几个特点

3.1 超压排烃与初次运移

烃源岩异常高压形成的原因主要有压实作用(包括黏土矿物脱水作用､次生矿物的形成等)､烃类生成､水热效应､构造隆升等,以松辽盆地为例研究生烃演化､成岩演化､流体场演化作用,发现泥岩欠压实和生烃作用是产生超压的主要原因｡松辽盆地现今生烃门限深度位于1 350m,与超压顶界面的深度一致,充分说明生烃作用是导致松辽盆地现今超压泥岩的主要原因｡

当油气大量生成开始排出时,与烃源岩直接接触的砂岩储层大部分已成岩,属于低-超低渗透储层[1,10],气､水及石油在地下低-超低渗透储层中赋存状态是不同的,气(主要是甲烷)的有效分子直径为0.38nm,主要以单分子状态存在;水的有效分子直径为0.32nm,但在地下以多聚体的形式存在,即(H2O)n的形式存在,n一般在60左右,这样,地层水的实际有效分子直径为19.2nm;而石油则是由多种有机高分子组成的混合物,其油珠的最小直径为n×(100~10 000)nm(图1)｡

图1 页岩的孔隙大小与烃､水和干酪根分子的比较

(据文献[2]修改)

由于气和水的有效直径还是远小于储层喉道直径,因此,比较容易通过狭窄的喉道进行运移,此时,除一部分溶解于水中与水一起运移外,大部分气还是在浮力作用下沿运载层顶面发生气水两相运移;另一方面,石油的有效直径由于接近于或大于喉道直径,因此,作为非润湿相的石油要想通过喉道必须克服毛细管力的阻碍作用｡也就是说,石油的运移阻力要远大于气和水,因此,气和水优先向上排替,最终,石油就落在后面,形成独立的油相｡

埋藏史分析和有机质热演化分析表明,烃源岩达到高成熟,油气大量生成过程中,可逐步形成超压现象,如果达到源岩破裂压力或在构造作用力配合下达到破裂压力,发生破裂,含烃流体就沿断层或裂隙向上部的油层或下部的油层发生幕式运移｡因此,这种排烃方式主要表现为幕式排烃｡

3.2 非达西渗流石油渗流特征

为了研究低-超低渗透储层中的石油在非达西渗流状态下的渗流特征,大庆油田在中国石油大学(北京)进行实际地层温压条件下,真实岩心石油运移模拟实验[2,11]｡

实验中发现3种类型的渗流曲线(见图2):(1)常规储层石油运移———达西渗流曲线,在该区间上渗流是一条直线,这条直线经过坐标原点,随着压力梯度的提高渗流速度迅速提高(图2a(1),图2a(2));(2)低-超低渗透储层石油运移———变性达西渗流曲线,在该区间上渗流是一条直线,但这条直线延长后不经过坐标原点,即在压力梯度轴上有一截距(启动压力),随着压力梯度的提高渗流速度迅速提高(图2b(1),图2b(2));(3)低-超低渗透储层石油运移———上凹型渗流曲线,除在压力梯度轴上有一截距(启动压力)外,渗流曲线段部分凹向流速轴,随着压力梯度的提高渗流速度缓慢提高(图2c(1),图2c(2))｡

图2 3种类型的渗流曲线(图中a(1)､b(1)和c(1))的理论曲线

(引自文献[12])

图3 不同渗透率(a)和不同孔隙度(b)岩心中油的渗流特征

石油在低-超低渗透储层中的非达西渗流特征主要受储层物性､流体黏度控制｡低-超低渗透砂岩孔隙喉道狭窄､连通性差和渗透性差的物性特征对石油的运移产生着重要的影响｡

由图3(a)可知,粘度为6.53mPa·s的石油在渗透率分别为6.19× 10-3μm2､1.71×10-3μm2 和0.84×10-3μm2 的砂岩中运移时,随砂岩渗透率的降低,渗流曲线逐渐向压力梯度轴靠近,曲线非线性段延伸变长,曲率变小,曲线的直线段在压力梯度轴的截距增大(截距分别为0.165､0.231和0.340MPa/cm),启动压力增大,渗流曲线的非达西渗流特征逐渐明显｡

由图(3b)可知,黏度为6.53mPa·s的石油在孔隙度分别为18.7%､16.7%和12.9%的砂岩中运移时,渗流曲线并未随其大小的变化发生有规律的变化,说明石油在低-超低渗透砂岩中的运移特征与砂岩孔隙度关系复杂｡

流体黏度不同,渗流曲线的类型､非线性段的曲线曲率､变化范围和直线段在压力梯度轴的截距不同｡从渗透率相同,由黏度不同的低-超低渗透砂岩石油运移渗流曲线(图4)可知,通过在相同储层条件下,不同黏度石油实验结果,黏度大的石油渗流速低,要求压力梯度大｡

图4 不同黏度石油的渗流特征

随着石油充注压差的增大,岩心中的含油饱和度不断增大,但增大的过程可划分为3个阶段,即快速增长阶段､缓慢增长阶段和稳定阶段,这3个阶段的压差和含油饱和度大小与岩心的物性密切相关｡图中岩心样品渗透率为0.44×10-3μm2,其快速增长阶段的含油饱和度可快速达到42.2%,对应的压差也达到4.76MPa,在缓慢增长阶段,即使压差再增加3倍,含油饱和度仅仅增加了17%,在稳定阶段,压差继续增加,含油饱和度几乎不变,维持在60%左右(图5)｡

研究表明,在低渗透或致密储层中,一般具有含油或含气饱和度低(大多<60%)､含水饱和度高(>40%)的特点｡一般来讲,当低渗透储层含油饱和度达到35%或40%时,就可认为油气已成藏｡当视流度(K/μ)小于1时,渗流曲线主要为上凹型非达西曲线(低-超低渗透储层),含油饱和度大多为35%~50%;当视流度(K/μ)在1~10时,油气运移的渗流曲线主要表现为变性达西渗流特征(低-超低渗透储层),含油饱和度大多为35%~60%;当视流度(K/μ)大于10时,油气运移的渗流曲线主要表现为线性达西渗流特征(常规储层),含油饱和度大多为60%~70%[2,13]｡

图5 超低渗透岩心油水两相含油饱和度与压差曲线

3.3 滞留成藏

石油在低-超低渗透储层中的运移是油驱替水的过程,当油运移的动力(盆地内部流体压力差)不足以克服其阻力(油珠形变通过小孔隙的阻力——— 毛细管阻力)时就发生滞留作用｡石油向上倾方向运移的动力条件是不断变化的:在向斜低部位,储层物性差,流体压力差不足以克服阻力,石油发生大规模滞留作用,而水在压力作用下被向上倾方向排出,由于储层中几乎没有了自由水,浮力也几乎不起作用｡

故此,一般产纯油或含少量乳化水,相当于图6(a)段的滞留区;当流体压力差大于阻力时,石油开始向上倾方向运移,但其运移速度要慢于水的运移速度｡随着石油向上倾方向运移,流体压力差逐渐变小,同时储层的孔渗条件变好,阻力逐渐减小｡在石油运移动力和阻力的这一复杂变化过程中,逐渐会过渡到动力与阻力相互平衡的状态,即滞留作用和非滞留作用的过渡带,相当于图6(b)､(c)段的半滞留区｡过渡带之下石油发生滞留作用,该带之上石油进一步向上倾方向运移,形成常规油气藏,相当于图6(d)段的自由流动区｡

3.4 油水倒置､油藏连续

传统石油成藏理论是建立在达西渗流的理论基础之上的,浮力和重力分异作用起决定性作用,而向斜成藏理论是建立在非达西渗流的理论基础之上的,滞留作用起决定性作用｡当流体压力差超过非达西渗流所要求的启动压力时,石油发生形变运移,由高势区向低势区运移､滞留､连续含油,从而形成了没有统一压力系统和油水边界的连续油藏(图7)｡

由于这种滞留作用形成的油藏是由压力梯度高的地区向正常压力梯度区运移,从油源排烃区沿运移方向一路滞留连续成藏,不需要传统的圈闭条件,其上部可以和油水层､水层直接相接形成油水倒置,在向斜区油水倒置成为普遍现象[14-16]｡

通过松辽盆地北部开发井解剖,已发现在青山口烃源岩之上的中部含油组合存在4种类型油水倒置类型现象｡(1)下油中油水上油型:下部纯油层往上过渡到油水层,再往上又出现纯油层;(2)下油上水型:下部为油层,上部为水层;(3)下油水上水型:下部为油水同层,往上倾方向变成水层;(4)下油上油水型:下部为油层,往上倾方向变化成油水同层｡而青山口烃源岩之下的下部含油组合,由于是向下排烃,储层埋藏深于中部组合数百m,排烃压力更大､物性更差,滞留油藏类型表现为纵向排烃范围内均为差油层和干层分布,没有中部组合的油水倒置现象,也没有明显的水层存在[2]｡

图6 不同孔喉油水动力学模式与向斜成藏关系图

(引自文献[1]修改)

图7 松辽盆地北部向斜葡萄花油层油藏剖面图

(引自文献[1]修改)

表2 向斜成藏理论与经典石油地质理论､深盆气对比表

3.5 与经典石油地质理论的对比

经过对石油向斜成藏理论与经典石油地质理论､深盆气[16-18]在适用范围､主要动力､渗流方式､流体势､源-藏关系､充注压力､油驱替原始水方式､成藏区域构造部位､聚集方式､圈闭方式､油藏状态､油水分异､驱动方式､开发注水方式等14个方面进行对比,发现其有明显的区别(见表2)｡

刘萝卜锅 · 发表于 2019-10-28 11:34:07

本帖最后由刘萝卜锅于 2019-10-28 11:56 编辑

4 向斜成藏理论研究的地质意义

传统的石油成藏理论适用于中高渗透储层,石油是以达西渗流为渗流特征的自由流动,是以浮力为主的重力分异成藏｡而石油向斜成藏理论适用于低-超低渗透储层和致密储层,石油是以非达西渗流为渗流特征的非自由流动,石油是以滞留为主的成藏,他们的适用条件和范围不同,向斜成藏理论是传统石油成藏理论的重要发展和补充,二者合一才能构成完整的石油成藏理论｡向斜成藏理论拓展了低渗透和致密油藏中传统油气成藏理论的概念:(1)拓展了圈闭的概念———无需构造和岩性边界

(2)拓展了油气藏的概念———无需统一的压力系统和油水边界

(3)改变含油饱和度及其与储层物性的线性关系———与孔隙度无线性关系,而与渗透率､原油物性和压力相关｡

随着勘探程度的增加,低渗透储量增加速度较快｡例如在2000年全国石油新增探明储量中,低渗透油藏占40.3%,而到了2006年中国石油新增探明石油储量中,低渗透油藏储量就占了63.9%｡近年来,松辽盆地和鄂尔多斯盆地这两个最重要的探明储量盆地中,低渗透油藏储量每年都占了70%~80%[2]｡

向斜成藏理论能进一步拓展油气勘探的范围,使整个成熟的生烃凹陷都成为油气勘探的现实领域｡传统的油气藏勘探理论计算圈闭资源量仅在传统理论的圈闭中计算可能的石油地质资源量｡向斜成藏的模拟结果表明,成熟的生烃凹陷区广泛发育的低-超低渗透储层中,出现大规模的石油滞留现象,在向斜区中滞留的资源量是运移出去的3~4倍,滞留油藏大面积连续含油,其资源量将不可同日而语｡随着油气勘探走向低渗透油藏和向斜成藏理论的进一步发展完善,伴随着油气勘探技术的进一步提高,这种滞留油藏的油气资源将成为下步勘探开发的主要接替领域[2]｡

参考文献

［１］Wu H Y,Liang X D,Xiang C F,et al.Characteristics of pe-troleum accumulation insyncline of the Songliao Basin and dis-cussion on its accumulation mechanism[J].Science in China Series D:Earth Sciences,2007,50(5):702-709.

［２］吴河勇.石油向斜成藏理论:松辽盆地低渗透油藏成藏机理[D].北京:中国科学院地质与地球物理研究所,2009.

［３］王宝剑,熊莹莹.浅议向斜找油[J].中学地理教学参考,2012(1/2):65-66.

［４］ North F K.石油地质学[M].高纪清,等译.北京:石油工业出版社,1994.

［５］Magoon L B,Dow W G.The petroleum system-from sourceto trap[J].AAPG Memoir,1994,60:3-24.

［６］郝芳,邹华耀,姜建群.油气成藏动力学及其研究进展[J].地学前缘,2000,7(3):11-21.

［７］李道品,罗迪强,刘雨芬.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997.

［８］贾承造,邹才能,李建忠.中国致密油评价标准､主要类型､基本特征及资源前景[J].石油学报,2012,33(3):343-350.

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［１１］朱志强,曾溅辉,吴河勇.低渗透砂岩石油运移及成藏特征的模拟实验[J].石油与天然气地质,2007,28(2):229-234.

［１２］李明诚.石油与天然气运移[M].3版.北京:石油工业出版社,2004.

［１３］朱志强,曾溅辉,王建君.油气成藏条件下低渗透砂岩石油运移的渗流特征实验研究[J].现代地质,2009,23(4):761-766.

［１４］周波,申银民,贾进华,等.巴什托普构造-岩性超高压油藏油水倒置成因[J].新疆石油地质,2012,33(4):436-439.

［１５］严科,任怀强.稠油油藏油水倒置现象探讨:以孤岛油田中一区馆陶组6-7砂层组为例[J].石油勘探与开发,2009,36(5):635-639.

［１６］张金亮,李恕军,秦承志.安塞油田长6油层深盆油初探[J].特种油气藏,1998,5(2):8-11.

［１７］庞雄奇,金之钧,姜振学,等.深盆气成藏门限及其物理模拟实验[J].天然气地球科学,2003,14(3):207-213.

［１８］张金川,金之钧,张一伟.深盆气藏的界定及地质特征研究[J].石油大学学报:自然科学版,2001,25(6):25-28.

本文经第一作者授权刊发。
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