三肇凹陷青一段超压源岩生成油气向下“倒灌”运移控制因素分析

2016-09-20张艳会

西部探矿工程 2016年9期

关键词：明水源岩运移

张艳会

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

三肇凹陷青一段超压源岩生成油气向下“倒灌”运移控制因素分析

张艳会*

（大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆163411）

三肇凹陷青一段源岩超压流体在嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系沉积末期曾发生3期超压流体释放，均是由构造运动导致断裂活动开启引起的。结合青一段源岩的生排烃期，得到只有明水组沉积末期和古近系沉积末期的超压流体释放可以发生青一段源岩生成的油气通过活动开启断裂向扶杨油层的“倒灌”运移。断裂活动期古超压达到5MPa且进入排烃门限的青一段源岩区生成的油气可以向扶杨油层“倒灌”运移。

三肇凹陷；青一段；超压；源岩；倒灌；运移；控制因素

三肇凹陷位于松辽盆地北部中央坳陷区内，西部紧邻大庆长垣，东部紧邻朝阳沟阶地，北部与绥化凹陷、绥棱背斜带和安达向斜南部相邻，是一个长期继承性发育的凹陷。位于泉头组三、四段的扶余和杨大城子油层是该凹陷中部含油气组合的主要产油气层，目前已发现了宋芳屯、榆树林、肇州、升平、朝阳沟等油田，充分展示了该凹陷扶杨油层的含油气远景。通过前人的研究结果已经证实，该凹陷扶杨油层原油主要来自上覆的青一段源岩，油气成藏是源岩生成油气在超压的作用下沿油源断裂向下“倒灌”运移后再侧向短距离运移的结果［1-2］。而从实际的勘探开发工作也已证实扶杨油层油分布深度距上覆青一段源岩底部最大距离可达300m以上。但目前对于超压源岩的“倒灌”排烃机理研究及超压源岩“倒灌”运移控制因素的分析还不明确。因此，开展三肇凹陷青一段源岩生成油在超压背景下向下“倒灌”运移控制因素的分析对该区扶杨油层油气勘探具有重要指导意义。

1　超压源岩破裂油气“倒灌”运移方式探讨

根据地下流体的流动方式，可以将地下流体流动分为稳态和瞬态流体流动2类。稳态流体流动是指在地形差异、岩石作用和构造挤压等动力的驱动下，地下流体通过孔隙、裂隙等空间的连续渗流过程。瞬态流体流动是指由于地层的突然破裂或断层、先存裂隙的突然开启引起的地下流体突然快速流动并在短时间内终止的流动过程［3］。

超压破裂主要有两种方式：一方面，当其自身压力值超过泥岩破裂极限（静水压力的1.4～2.4倍时［4］）时，泥岩发生破裂超压释放，超压降低。当自身压力降低至静水压力的1.2～1.3倍［4］时，超压释放作用停止。之后随着埋深的增加，超压仍会在各种因素的作用下继续增大，再次发生破裂释放，再次停止，从而完成了泥岩自身破裂超压演化过程。另一方面，泥岩中的超压虽未达到破裂极限，但当断穿其内的断裂活动开启时，其内的高压流体沿着断裂向外运移，使其内部超压释放降低，当压力降至静水压力的1.2～1.3倍时，超压释放作用停止。当断裂停止活动后，在水热增压和流体增加承压的作用下泥岩中的超压又开始逐渐增大。当下一期断裂活动开启时，泥岩中的超压再次释放降低，当压力再次降至静水压力的1.2～1.3倍时，释放作用再次停止。如此下去，直至超压完全释放为止。但不论哪种超压破裂的机制，只要超压足够大就可以保证源岩生成的油气以涌流的方式向下“倒灌”运移。

2　油气向下“倒灌”运移的期次研究

2.1超压源岩体自身演化破裂油气“倒灌”排烃期次的确定

超压的形成与地层的不均衡压实、构造挤压、烃类生成、蒙脱石脱水、水热增压等作用有关。目前普遍利用声波时差测井资料采用等效深度法建立超压计算的理论模型［式（1）］［5］。依据此模型，基于泥岩中孔隙流体压力达到静水压力的1.8倍时，即发生超压释放；达到静水压力的1.3倍时，超压释放作用停止。便可以得到泥岩超压第1期破裂埋深为：

式中：ρr——沉积岩平均密度，g/cm3，计算时取2.31g/cm3；

ρw——地层水密度，g/cm3，计算时取1.0g/cm3；

c——泥岩正常压实趋势线斜率；

Δt1——第一演化阶段超压泥岩声波时差值，μs/m；

Δt0——外推的地表处泥岩声波时差值，μs/m；

Zm1——泥岩超压第一演化阶段释放时的深度，m。

根据三肇凹陷186口探井青一段源岩声波时差资料，对三肇凹陷青一段源岩超压形成深度进行计算可以得到，三肇凹陷青一段源岩超压形成深度最小为713m，大部分形成深度为1000～1200m之间，则由式（1）可以计算出三肇凹陷青一段超压源岩自身破裂的埋藏深度Zm1，结合实际探井现今青一段底界埋深Z1，可以判断青一段源岩超压是否发生破裂。如果Z1＞Zm1说明青一段源岩超压至少发生过一期自身演化破裂，反之则说明青一段源岩超压还未达到超压自身破裂的埋藏深度。通过计算可知（图1），三肇凹陷青一段源岩底界埋深均小于其超压自身演化破裂的深度值，说明三肇凹陷青一段超压源岩自身演化并没有发生破裂作用。

图1　三肇凹陷青一段源岩底界现今埋深与其自身超压演化破裂深度关系图

2.2源岩大量排烃期后的构造运动导致超压源岩破裂油气“倒灌”排烃期次的确定

由上可知，三肇凹陷青一段源岩超压至今尚未达到泥岩破裂极限，由此可以推测其内超压的释放应主要是由于构造活动引起的。

松辽盆地进入嫩江组沉积末期由于日本海的扩张和太平洋板块向欧亚大陆俯冲，北亚区剪切—挤压作用形成，整体上松辽盆地的反转构造至少可以分为3期：晚白垩世嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系依安组沉积末期，松辽盆地受到挤压应力的作用导致部分T2断裂曾复活开启或产生新的断裂（裂缝），成为油气“倒灌”运移的输导通道［2］。青一段源岩内的超压便可以通过这些T2断裂（裂缝）开启而发生释放。

选取徐18井为例（图2），利用上述断裂活动超压释放演化特征，对青一段源岩超压的演化过程进行了研究，可以得到徐18井青一段源岩超压最早开始形成约在嫩三段沉积时期，之后随着埋深增加，到嫩江组沉积末期可达到5.4MPa，此时由于构造运动断裂开启，使其内超压发生第一期释放，之后断裂活动停止，超压释放作用停止。随着埋深增加，超压再次增大，在明水组沉积末期超压又可达到7.7MPa左右，此时由于构造运动断裂再次活动开启，超压发生第二期释放。随后断裂活动再次停止，超压释放作用停止。随埋深继续增加，超压第三次增大，在古近系沉积末期超压又可达到5.5MPa，由于构造运动断裂再次活动开启，超压发生第三期释放。当断裂活动再次停止后，超压释放作用停止。随着埋深增加，超压再次增大，至今超压值可达到6.9MPa，故三肇凹陷青一段源岩超压释放共有3期：即嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和古近系沉积末期。

图2　徐18井青一段源岩超压演化规律

超压作用下，烃源岩能否发生向下“倒灌”运移，除了受超压释放作用的影响外，还要受到期油气本身的作用的制约，有机质演化只有达到了生排烃门限时，才能生成大量油气向外排出，换句话说，只有大量生排烃期后，超压在流体释放才可能保证油气向下“倒灌”的运移。因此通过超压释放时期（Ti）与烃源岩排烃期（t0）的比较来确定油气向下“倒灌”的运移时期，即Ti≥t0（i=1、2…）表示从i时期之后的超压释放期可能成为油气的向下“倒灌”运移时期。

由图3可以看出，三肇凹陷嫩江组沉积时期进入生烃期，到明水组沉积末期开始大量排烃。由此与上述确定出的3期释放时期比较可知，三肇凹陷青一段超压只有在明水组沉积末期及古近系沉积末期青一段源岩有大量的油气生成排出，在超压的作用下可以向下“倒灌”运移，虽然在嫩江组沉积末期青一段源岩超压流体释放，但该时期超压流体释放早于青一段源岩的大量排烃期，无大量油气在超压释放过程中向外排出，故在嫩江组沉积末期不是青山口组源岩生成油气向下“倒灌”运移的主要时期，综上所述，三肇凹陷青一段超压源岩生成油气向下“倒灌”运移的时期为明水组沉积末期和古近系沉积末期。

3　青一段源岩生成油气发生向下“倒灌”运移的控制因素分析

通过前人研究可知三肇坳陷青一段源岩的排烃门限为-1700m左右。目前三肇凹陷扶杨油层已发现的油田大部分分布在排烃门限范围内，而位于排烃门限范围之外的油藏，均位于构造高部位或是深入到源岩区内的鼻状构造上，其油气成藏为青一段排烃门限范围内超压源岩生成油气“倒灌”运移进入扶杨油层后再侧向运移聚集的结果［6］。

构造运动导致断裂活动开启或产生新的断裂（裂缝），成为油气“倒灌”运移的输导通道。但油能否向下发生“倒灌”运移，还应取决于油向下“倒灌”运移动力和阻力的相对大小。运移的动力主要是异常流体超压，而由上述分析可知，油向下“倒灌”运移是在断裂带内瞬态涌流的一种流体流动方式［7］，那么油向下“倒灌”运移的阻力只是油所受到的浮力和断裂带内的摩擦阻力，那么油能够向下发生“倒灌”运移，超压值必须克服浮力和断裂带内的摩擦力的大小即满足式（2），否则即使超压流体释放，但未克服浮力及断裂带内摩擦力的束缚，油也不会向下发生“倒灌”。由文献［5］可知，源岩内孔隙流体压力为静水压力的1.3倍时（此时，超压值大小为静水压力的0.3倍），超压释放过程停止，油向下“倒灌”运移的过程亦即停止，此时超压值为ΔP2满足式（3），那么ΔP2即为超压源岩发生“倒灌”运移的最小理论值。

式中：ΔP——超压值，MPa；

f——摩擦阻力，MPa；

h——排烃门限深度，取1700m；

L——油气向下“倒灌”运移距离，m；

g——重力加速度，取9.8N/kg；

ρo、ρw——油、水密度，分别为0.86g/cm3、1.0g/cm3。

通过计算可知，在三肇凹陷青一段源岩生成的油向下发生“倒灌”运移的所需的最小超压值应大于5MPa。

通过古超压恢复的研究方法［8］，对三肇凹陷青一段源岩在明水组末期和古近系末期的超压值进行了计算，可知三肇凹陷明水组沉积末期青一段源岩古超压最大可达到11MPa以上，主要分布在肇州油田范围内，大部分分布在7～10MPa的范围内。在古近系沉积末期古超压由于经历了明水组沉积末期超压源岩的破裂释放，超压值较明水组沉积末期古超压值有所减小，最大可到达6MPa以上，主要分布在榆树林油田北部及三肇凹陷东南部肇州油田的东部地区。其余大部分地区也达到5MPa以上。而目前该凹陷已发现的升平油田，宋芳屯、肇州油田、永乐油田及榆树林油田在源岩进入排烃门限的分布范围内的区域，明水组沉积末期及古近系沉积末期古超压值均大于5MPa，这些区域内青一段源岩生成的油均可向下发生“倒灌”运移，可以为扶杨油层提供充足的油源。