三肇凹陷青一段油气向扶杨油层“倒灌”运移的最小超压及其研究意义

于润涛

(大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 166405)

三肇凹陷青一段油气向扶杨油层“倒灌”运移的最小超压及其研究意义

于润涛

(大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 166405)

分析三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移条件,表明青一段源岩因具超压和油源断裂发育,其生成排出的油气可以向扶杨油层“倒灌”运移.分析油向下“倒灌”运移所受压力,表明油向下“倒灌”运移所需的最小压力应为断裂带毛细管阻力.统计三肇凹陷扶杨油层目前油底深度与青一段源岩在明水组沉积末期古超压之间的关系,表明三肇凹陷断裂带毛细管阻力约为5 MPa,即青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移最小古超压约为5 MPa.利用最小古超压可以预测青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移深度、层位和范围,以及扶扬油层油成藏与分布的有利区域.

三肇凹陷;青一段源岩;“倒灌”运移;最小古超压;断裂

三肇凹陷是位于松辽盆地北部中央拗陷区内的一个长期继承性发育的凹陷.该凹陷内自下而上发育有下白垩统的火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组,上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组和古近系、第四系地层位于泉头组三、四段的扶余和杨大城子油层是该凹陷主要产油层.目前已发现宋芳屯、榆树林、肇州、升平、朝阳沟油田,充分展示了该凹陷扶杨油层的含油远景.然而,扶杨油层油底距上覆青一段源岩底部可达400 m以上,对青一段源岩生成排出的油气向下如此大深度“倒灌”运移的正确认识是该区扶杨油层油勘探的关键.前人[1-11]对油气向下“倒灌”所需的动力条件做过研究和探讨,但针对油气向下“倒灌”运移所需的动力条件主要是定性分析,缺少定量研究.为此,研究三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移所需的最小超压,对于正确认识该区扶杨油层油成藏规律和指导油勘探具有重要意义.

1 “倒灌”运移条件

由文献[1-4]可知,油气发生向下“倒灌”运移,要求源岩具备足够大的超压和存在连通源岩和储层的断裂输导通道,源岩生成排出的油气可在其内超压的作用下,通过断裂向下伏储层“倒灌”运移.三肇凹陷青一段源岩目前普遍具有超压,最大超压为20 M Pa,主要分布在三肇凹陷中心处,由凹陷中心向其四周青一段源岩超压逐渐减小,在凹陷边部超压减小至8 M Pa以下[4].

三肇凹陷青一段源岩超压主要在嫩四段沉积时期形成[4],而青一段源岩在明水组沉积末期开始向外大量排烃[4].由此看出,青一段源岩超压形成时期早于油大量排烃期,可以成为油向下“倒灌”运移的动力.

三肇凹陷青一段底界面上发育大量 T2断裂,T2断裂主要由拗陷期形成的断裂、断陷期形成拗陷期活动的断裂、拗陷期形成反转期活动的断裂和断陷期形成拗陷期及反转期活动的断裂构成,它们在剖面上呈垒堑组合,平面上呈密集带分布.4种断裂并非均可成为青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的输导通道,只有连接青一段源岩和扶杨油层,且在青一段源岩大量排烃期(明水组沉积末期)活动的断裂才能成为青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的油源断裂.4种断裂只有拗陷期形成反转期活动的断裂,以及断陷期形成拗陷期和反转期活动的断裂,才能成为青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的油源断裂.该区油源断裂有348条,分布于整个三肇凹陷区内,见图1.因此,三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气具备了向扶杨油层“倒灌”运移的条件.

2 “倒灌”运移最小古超压

三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气已具备在超压作用下通过油源断裂向扶杨油层“倒灌”运移的条件.然而,青一段源岩生成排出的油气能否向扶杨油层“倒灌”运移及向扶杨油层运移多远距离,还应取决于青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的动力和阻力之间的相对大小.青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的动力,主要是青一段源岩在明水组沉积末期的古超压,而其生成排出的油气沿着油源断裂向扶杨油层“倒灌”运移所遇到的阻力,应为断裂带的毛细管阻力、油本身的浮力和地层压力.青一段源岩生成排出的油气能否发生向扶杨油层“倒灌”运移和运移距离应是这4个力相互作用和平衡的结果.

图1 三肇凹陷青一段源岩明水组沉积末期超压与油源断裂分布关系

青一段源岩生成排出的油气要向扶杨油层“倒灌”运移,其内古超压必须大于断裂带的毛细管阻力、油本身浮力和地层压力增大形成的阻力的和,可发生向下“倒灌”运移.由于地层压力形成的阻力是一个随油向下“倒灌”运移增大而增大的变量,在油刚好要开始向下“倒灌”运移时,地层压力形成的阻力为0 M Pa.同理,油在未向扶杨油层“倒灌”运移时,其油浮力也可视为0 M Pa.此时,只要青一段源岩古超压大于断裂带毛细管阻力,油便开始向扶杨油层“倒灌”运移.由此看出,断裂带毛细管阻力应是青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移所需的最小压力.由于受钻遇断裂带井少,不易取心,以及断裂活动时期因裂缝活动开启难以获取毛细管阻力等因素的影响,很难直接获取断裂带的毛细管阻力.为此,首先统计目前三肇凹陷100余口探井扶杨油层油底距青一段源岩底部的深度.因为这一深度通常情况下可以视为油向扶杨油层“倒灌”运移的最大深度,但有2种情况例外,一种是油在向扶杨油层“倒灌”运移过程中尚未达到最大深度时,就发生侧向运移,这种油底深度较最大深度要小;另一种是油达到最大运移深度后又向高断块一侧发生侧向运移,这种油底深度较最大深度要大.因此,利用现今油底深度代替其最大油“倒灌”运移深度时,不应看个别点,应看总的趋势,才能符合实际的油底深度.然后利用文献[4]中明水组沉积末期青一段源岩的古超压(见图1)与青一段源岩生成排出的油气“倒灌”运移最大深度关系(见图2),可以得到二者之间为正相关关系,当青一段源岩古超压大于5 M Pa之后,随着青一段源岩古超压增大,其生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的深度迅速增大;当深度达到300 m后,随着青一段源岩古超压的增大,油气“倒灌”运移的深度增大幅度变缓.这是因为油气向扶杨油层“倒灌”运移的毛细管阻力一旦被突破后,毛细管阻力消失,只剩下地层压力和油本身浮力作用,阻力变小,动力相对增大,必然造成油气向扶杨油层“倒灌”运移的距离迅速增大.当达到一定深度后地层压力和油本身浮力迅速增大,阻力增大,动力相对减小,其生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的深度增大幅度变缓.当青一段泥岩古超压小于5 M Pa时,由于其超压不能克服断裂带中毛细管阻力,其生成排出的油气不能向下“倒灌”运移.这表明5 M Pa应是三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气沿 T2断裂输导通道向扶杨油层“倒灌”运移所需的最小古超压.只有古超压大于此值后,才能克服断裂带中毛细管阻力,油气在古超压的作用下才能向下“倒灌”运移.

图2 三肇凹陷青一段源岩古超压与扶杨油层油底深度之间关系

3 研究意义

确定三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的最小超压,对于该区扶扬油层油成藏与分布研究具有意义.

3.1 预测“倒灌”运移深度、层位和范围

由图2,利用明水组沉积末期青一段源岩古超压(见图1)对其生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移深度和范围进行研究,结果见图3.由图3可以看出,三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移范围主要分布在三肇凹陷中心区内,向扶杨油层“倒灌”运移的最大深度为400 m以上.主要分布在凹陷中部和东部,大部分地区青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移深度为150～300 m,在凹陷中部和西部边部出现青一段源岩生成排出的油气不能向扶杨油层“倒灌”运移的区域.

比较三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移深度及与其对应点扶杨油层各油层组厚度,青一段源岩生成排出的油气不仅可以“倒灌”运移至扶Ⅱ油层组和扶Ⅲ油层组,而且还可以“倒灌”运移至杨Ⅰ油层组.从扶Ⅱ油层组—扶Ⅲ油层组—杨Ⅰ油层组,青一段源岩生成排出的油气“倒灌”运移区域逐渐减小,凹陷中心3个油层组存在局部青一段源岩生成排出的油气不能向扶杨油层“倒灌”运移的区域.

3.2 预测成藏与分布区域

图3 三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移距离与扶杨油层油藏分布关系

由青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移区域,与目前该区已找到的扶杨油层油藏分布关系(见图3),扶扬油层油藏不是分布在青一段生成排出的油气“倒灌”运移区内就是分布在其边部.这是因为扶杨油层只有位于青一段生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移区内或附近,才能从上覆青一段源岩获得油进行运聚成藏;否则,其他成藏条件再好也无法形成油藏.因此,青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的范围及其附近,应是三肇凹陷扶杨油层成藏与分布的有利区域.

4 结论

(1)三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气具备向扶杨油层“倒灌”运移的条件,即具有超压和 T2断裂输导通道发育.

(2)三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移所需的最小古超压(断裂带毛细管阻力)约为5 M Pa.

(3)三肇凹陷青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移的最小超压的确定,有利于预测青一段源岩生成排出的油气向扶杨油层“倒灌”运移深度、层位和范围,以及扶扬油层油成藏与分布的有利区域.

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Fuyang oil layer in Sanzhao depression m in imum overpressure value required for oil-gas m igration downward/2010,34(3):11-13

YU Run-tao
(Oil Recovery Plant N o.1,Daqing Oilf ield Corp.L td.,Daqing,Heilongjiang 166405,China)

By the analysisof geological conditionsof m igration dow nw ard of oil from K1qn1source rock in Sanzhao dep ression,it w as considered that there w as overp ressure and T2source faults developed.Oil generated from K1qn1 source rock could m igrate dow nw ard.Acco rding to p ressure analysisof oilm igration dow nward,minimum p ressure required in oilmigration dow nward should be capillary force of fault zone.Because the value can not be obtained directly,by the statistical relation between current dep thsof oil bottom in F,Y oil layers and ancient overp ressure value ofsource rock in the end of K2m deposition period in Sanzhao dep ression,capillary force of fault zone in Sanzhao dep ression is about 5 M Pa,or the minimum ancient overp ressure value for migration dow nward of oil formsource rock in Sanzhao dep ression was about 5 M Pa.Obtaining of minimum ancient overp ressure value for migration dow nward of oil fromsource rock has two significances for oil accumulation and distribution of Fuyang oil layer in Sanzhao dep ression:it can fo recast area,dep th and ho rizons of m igration dow nw ard of oil fromsource rock and fo recast favo rable areas fo r oil accum ulation and distribution of Fuyang oil layer in Sanzhao dep ression.

Sanzhao dep ression;K1qn1source rock;m igration dow nw ard;minim um ancient overp ressure value;fault

TE122.1

A

1000-1891(2010)03-0011-03

2009-12-23;审稿人:王朋岩;编辑:陆雅玲

国家“973”重点基础研究项目(2001CB209104)

于润涛(1964-),男,高级工程师,主要从事油田开发与管理方面的研究.