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]｡
(引自文献[1]修改)
(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)｡
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发表于 2019-10-28 11:26:03
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