渤海灣盆地東營凹陷沙四下亞段地層壓力演化與天然氣成藏①

劉 華 蔣有錄 宋國奇 蔡東梅 徐昊清

(1.中國石油大學地球科學與技術學院 山東青島 266555;2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司 山東東營 257001)

渤海灣盆地東營凹陷沙四下亞段地層壓力演化與天然氣成藏①

劉 華1蔣有錄1宋國奇2蔡東梅1徐昊清1

(1.中國石油大學地球科學與技術學院 山東青島 266555;2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司 山東東營 257001)

通過實測壓力、泥巖聲波時差、流體包裹體古壓力恢復,對東營凹陷民豐地區沙四下亞段地層壓力的演化特征進行了分析。研究表明,民豐地區地層壓力縱向上存在“常壓-超壓-常壓”三段式結構;時間上,沙四下亞段地層壓力具有“二旋回波動模式”,即存在“常壓-弱超壓-常壓”和“常壓-超高壓-常壓(弱超壓)”的演化過程,其中兩次地層超壓的形成時間與中深層天然氣藏的兩期成藏時間相對應,為油氣藏的形成提供了動力條件。研究區地層壓力的動態演化過程是多因素作用的結果,第一次高壓的形成是地層快速沉積產生欠壓實的結果,生烴貢獻相對較小;第二次超壓的形成是烴源巖大量生烴和原油裂解成天然氣造成的,沉積作用為輔。由于地溫梯度降低、斷裂-砂體泄壓、飽和氣藏深埋等作用的影響,現今民豐地區沙四下儲層表現為以常壓為主,伴生部分超壓的分布特征。

渤海灣盆地 東營凹陷 裂解氣 成藏動力 地層壓力演化

中深層天然氣作為富油盆地勘探的熱點之一,已經在我國東部兩個最大的產油盆地-松遼盆地和渤海灣盆地取得了重大突破[1,2]。其中,渤海灣盆地已在東營凹陷的沙四下亞段地層中陸續發現了多口井高產天然氣和凝析油[3,4],展示了中深層具有良好的天然氣勘探前景。然而,由于中深層天然氣埋深大(大于3 500 m),儲層物性條件差,成藏動力演變及成藏過程復雜,從而制約了中深層天然氣的勘探成效[5,6]。因此,開展東營凹陷沙四下亞段地層的壓力演化特征及天然氣成藏過程研究,不僅能夠闡明中深層天然氣的成藏動力和成藏模式,也有助于指明天然氣的勘探潛力及方向。

1 研究區概況

東營凹陷已發現的中深層天然氣主要分布于凹陷北部的利津-民豐地區,包括利津洼陷、民豐洼陷及勝坨地區,重點產氣井分布于民豐洼陷沙四下亞段的碎屑巖儲層中,包括豐深1井、豐深2井、豐深3井及豐8井等[7]。地球化學特征表明,該區中深層天然氣主要來源于民豐洼陷沙四下亞段的成熟烴源巖,由腐泥型干酪根裂解氣和原油裂解氣組成,且以原油裂解氣為主[3,4],為高-過成熟階段的產物。裂解氣儲集層主要分布在生氣中心周圍,以沙四下亞段發育的多種類型扇體作為天然氣有利的儲集體,儲集巖石類型主要以砂礫巖為主,受沉積相影響,物性非均質性較強。

東營凹陷具有良好的深層天然氣成藏條件,其中含氣層系的沙四下亞段為間歇性鹽湖-鹽湖相沉積,以凹陷北坡的沖積扇-干鹽湖體系及湖盆中心大面積分布的膏鹽沉積為特征,其中暗色泥巖一般集中在本段地層中上部,厚度在50～200 m;凹陷中心有機質類型以Ⅰ、Ⅱ1型為主,邊緣地區有機質類型變差,以Ⅱ2和Ⅲ型占優勢,埋深大于4 000 m以生氣為主。

2 地層壓力演化特征及成因

2.1 現今壓力分布特征

根據東營凹陷不同層系砂巖儲層的實測地層壓力數據可知,沙二段及其以上地層為靜水壓力帶,屬于常壓系統;沙三段開始出現異常流體壓力,并在不同層系出現不同的超壓幅度(圖1),其中埋深大于2 500 m之下的沙三中、下地層和沙四上亞段地層均存在超高壓(壓力系數大于1.5)現象,有的壓力系數可達1.8;而到了沙四下亞段大部分儲層實測地層壓力以常壓為主,僅在部分井區存在超壓(如,豐深5井壓力系數為1.6)。總體上,東營凹陷地層壓力在縱向上具有“常壓-超壓-常壓”三段式結構特征,其中,利津地區的地層超壓幅度明顯大于民豐地區。

圖1 東營凹陷實測壓力系數與深度關系圖Fig.1 The relationship ofmeasured pressure and depth in Dongying depression

結合豐深3井泥巖聲波時差資料分析表明,從地表到沙三下亞段,泥巖聲波數值隨埋藏深度的增大而逐漸變小,表現為正常壓實趨勢;沙四段地層存在被膏鹽層所分隔的兩套欠壓實帶(圖2),上部欠壓實帶發育于沙四上亞段地層中,欠壓實現象明顯,分布普遍,反映了泥巖中存在異常高壓;下部欠壓實段發育于沙四下亞段地層的中上部,欠壓實幅度較明顯,向下超壓幅度降低,接近常壓。泥巖聲波時差所表現出的特點與實測壓力數據相一致:4 753～4 784 m深度段實測壓力系數為1.11;4 826～4 851 m深度段實測壓力系數為1.06,隨著沙四下亞段地層埋藏深度的增加,地層壓力逐漸降低至常壓。

2.2 主要成藏期地層壓力分布特征

目前,可用于恢復地層壓力的方法有很多,如 Fillippone法[8,9]、“流體包裹體法”[10～12]、“黏土礦物法”[13]、“聲波時差法”[14]及“盆地模擬法”[15,16]等。根據研究區的地質背景,系統選擇了6口井22塊沙四下亞段儲層流體包裹體樣品,進行了熒光觀察、流體包裹體顯微測溫、測鹽等系統分析,綜合利用四史以及流體包裹體PVT等容法,恢復了研究區的油氣成藏時間和古地層壓力。整體來看,研究區的次生流體包裹體較發育,存在氣態烴、氣液態烴、液態烴以及鹽水包裹體,廣泛分布于石英次生加大邊、穿石英顆粒裂縫以及長石表面溶蝕孔洞中;其中氣態包裹體較小,為灰色,灰黑色;液態烴包裹體個體較大,發藍白色熒光或黃色熒光。

圖2 東營凹陷豐深3井泥巖聲波時差與深度關系圖Fig.2 The relationship ofmudstone AC time and depth ofWell Fengshen 3,Dongying depression

流體包裹體均一溫度及熒光顏色分析表明,沙四下亞段儲層存在兩期成藏過程:沙二-東營末期,以充注原油為主,成藏范圍較小;館陶末期-現今,以充注干酪根裂解氣和古油藏裂解氣為主,是中深層天然氣藏形成的主要時期(表1)。對應成藏期的古壓力恢復表明:沙二-東營末期沙四下亞段地層的古壓力在20 MPa左右,壓力系數介于1.1～1.2之間,剩余地層壓力為3～5 MPa,為弱超壓系統,超壓幅度較低;館陶組沉積末期是第二次油氣藏形成的早期,此時沙四下亞段地層的壓力多為32～42 MPa,地層壓力系數介于1.0～1.1之間,剩余壓力多在2 MPa以下,表現為常壓環境至弱超壓環境;明化鎮末期即二次成藏的晚期是天然氣大規模成藏的時間,該時期生烴洼陷中心區對應著較高的壓力系統,地層壓力系數可達1.25～1.5左右,剩余壓力達到10 MPa以上,超壓明顯(表1),油氣成藏動力條件較好。

表1 東營凹陷沙四下亞段部分鹽水包裹體古壓力計算Table1 Data of paleo-pressure calculated from brine inclusions of lower E s4 reservoirs in Dongying depression

圖3 東營凹陷豐深1井沙四下亞段儲層壓力演化模式圖Fig.3 Evolution pattern of the stress with lower E s4 reservoirs in Well Fengshen 1,Dongying Depression

2.3 壓力演化旋回性特征

沙四下亞段地層壓力的演化特征對于解剖中深層天然氣成藏機理具有重要的意義。以現今壓力特征作為最終約束,流體包裹體數據作為過程約束,恢復了研究區沙四下亞段儲層壓力隨時間的演化特征。研究認為民豐地區沙四下亞段儲層壓力具有“二旋回波動模式”,即存在“常壓-弱超壓-常壓-超高壓-常壓”的演化模式,存在兩次超壓形成過程以及兩次降壓過程(圖3)。

(1)第一次“常壓-弱超壓-常壓”演化模式

該演化模式對應的時期是沙四段沉積時期至東營沉積末期。沙四下亞段地層開始沉積時,由于地層埋藏較淺,以壓實作用為主,流體排出暢通,地層多表現為常壓;沙二段沉積期開始,沙四下亞段烴源巖開始生油,加上上覆新沉積地層的不斷形成以及沉積物的快速堆積,地層壓力逐漸增大,積聚了越來越多的剩余壓力;在東營沉積末期之前,沙四下亞段地層壓力系數達到1.2左右,剩余地層壓力為3～5 MPa,表現出弱超壓特征;到了東營沉積末期,由于構造運動的影響,地層抬升并遭受不同程度的剝蝕、地溫逐漸降低,此時烴源巖的生烴作用也趨于停滯,導致沙四下亞段地層的壓力迅速釋放,變成常壓地層,完成了壓力的第一次演化過程。

(2)第二次“常壓-超高壓-常壓”演化模式

隨著東營構造運動的停止,館陶組沉積時期伴隨著凹陷的又一次整體下沉,沙四下亞段地層進一步被埋深,在館陶末期達到二次生烴,由于該時期沉積速率低,生烴量小,地層壓力增長緩慢,表現為常壓-弱超壓狀態;進入明化鎮沉積時期,地層沉降速度加快,洼陷中心的沙四下亞段烴源巖進入了熱裂解生凝析氣階段,氣體的大量生成導致流體體積的迅速膨脹,致使地層壓力迅速升高,地層壓力系數可達1.5(如坨762井),剩余地層壓力為22 MPa,明化鎮沉積后期儲層壓力達到最大值;第四紀平原組時期,由于地溫降低等因素影響,部分沙四下亞段地層壓力迅速減小,超壓現象逐漸變成以常壓為主,超壓相伴的分布特點。

2.4 地層異常壓力成因

綜上所述,民豐地區沙四下亞段在不同時期對應著不同的壓力系統,地層壓力存在著動態的演化過程,不均衡壓實和生烴作用是超壓產生的兩種主要機制。其中,第一次弱超壓的產生主要取決于快速堆積形成的泥巖欠壓實,而烴源巖的生烴作用為輔;第二次超壓是烴源巖大量生烴以及古油藏原油裂解造成的體積膨脹,沉積作用為輔。

此外,研究區的地層還經歷了兩次泄壓過程:第一次泄壓發生在東營末期,受東營運動的影響,地層抬升溫度下降,生烴作用停滯,導致壓力不斷下降變為常壓;第二次泄壓發生在第四紀沉積時期,地層由超壓轉為常壓,泄壓幅度較明顯。前人研究表明,沉積盆地中存在大量泄壓環境,并且往往與天然氣藏相伴生[17,18],本次結合負壓產生的主要原因[19,20]以及研究區的實際情況,分析了第二次泄壓的具體影響因素。

(1)地溫降低

明化鎮沉積時期至今,東營凹陷的地溫梯度逐漸降低,由明化鎮時期的4.2℃/100m變為現今的3.5℃/100m。根據PVT公式可知,當氣藏體積不變時,地溫的降低會導致壓力的相應降低。例如,以地表溫度為15℃,埋深4 500 m的地層考慮,當體積不變時,由于地溫梯度從4.2℃/100m降低為3.5℃/ 100m,導致地層壓力變為原來壓力的0.846倍。因此,受地溫降低的影響,民豐地區的裂解氣藏壓力系數會有所降低,并且這一影響因素具有普遍性。

(2)斷-砂輸導泄壓

由于深部地層地質體致密,導致地應力大部分轉化為作用于骨架顆粒上的有效應力、油氣的運移也對壓力的釋放具有一定的貢獻。雖然民豐地區沙四下亞段地層之上存在巨厚的膏鹽層,而且儲層已經較致密,遭受壓實程度較高,形成了近似于封閉的體系,但是在洼陷邊緣發育的砂礫巖體具有層層疊加、互相連通的現象(圖4);此外,民豐洼陷較小,斷裂系統發育,雖然后期活動性不強,但大量氣體的生成和超壓的作用,可以導致裂縫[4]和小斷層的重新開啟,為裂解氣的進一步運移提供了通道,導致了地層壓力的降低。現今,民豐地區斷-砂輸導體系發育的地方以常壓為主,超壓在洼陷區輸導體系發育較差的局部地區存在,這種不平衡的分布特征表明了斷-砂輸導泄壓的重要性。

(3)飽和天然氣藏深埋

Barker指出,當地層中巖石被氣相飽和時,其壓力分布與充滿液體的地層有很大差異[20]。充滿液體的地層,隨著埋深的增加和溫度的升高,受到烴類生成、水熱增壓等作用,常常形成異常高壓;而在充滿氣體的地層中,流體壓力理論上滿足理想氣體方程,即隨埋深增加,在封閉的情況下氣體體積不變,絕對溫度增加與壓力增加之比為常數。然而,隨埋深增加,壓力增量常常低于正常靜水壓力梯度下的壓力增量,最終易形成低壓[15]。“飽和天然氣藏深埋”導致壓力降低需要在封閉體系中[19]。由于民豐地區沙四下亞段烴源巖上覆巨厚的膏鹽層,而且在明化鎮中后期大量充注天然氣后,深部儲層已經較致密,砂體的側向連通性變差,部分氣藏可以近似地看成封閉體系,導致壓力的降低。

綜上所述,封閉體系下儲層壓力的變低主要是飽和天然氣藏的深埋作用引起的;非封閉體系下天然氣藏壓力的降低主要是斷層泄壓或儲層連通泄壓造成的;而溫度降低導致的壓力下降具有普遍性,這些因素共同作用,導致了民豐地區沙四下亞段現今地層壓力的分布具有不均一的特點,存在異常高壓與常壓相伴生的特點。

圖4 東營凹陷民豐地區砂體與油氣藏剖面圖Fig.4 Cross section of sand body and reservoir in Minfeng area,Dongying Depression

3 地層壓力特征與天然氣成藏

東營凹陷中深層天然氣由腐泥型干酪根裂解氣和原油裂解氣組成,具有兩期油氣充注過程:第一期為沙二-東營末期,以充注原油為主,規模較小;第二期為館陶末期-現今,以充注干酪根裂解氣和古油藏裂解氣為主,其成藏過程與地層壓力的兩次旋回存在密切關系。

地層壓力的第一次旋回,對應著油氣成藏的第一期。該階段洼陷中心的沙四下亞段烴源巖以生成石油和伴生氣為主,生烴量有限。此時,地層壓力以常壓-弱超壓為主,儲層埋深較淺、物性較好,石油可以在弱超壓系統內運移充注,形成近源的原生油藏。東營末期,受東營運動的影響,生烴作用停滯,油氣第一期成藏結束(圖5)。

新近紀館陶組沉積時期,伴隨著新地層的沉積作用,沙四下亞段烴源巖經受的地溫增大,到館陶組沉積末期,民豐地區烴源巖再次達到生烴門限;明化鎮沉積末期至今,洼陷中心烴源巖已經進入生裂解氣階段。該時期埋藏深度加大,儲層致密,天然氣成藏所需的動力條件較高,因此,后期形成的干酪根裂解氣在異常高壓的驅動下,沿著鄰近洼陷區的砂體和高角度裂縫進入圈閉形成氣藏(圖5)。此外,由于地溫迅速增高,早期洼陷區形成的古油藏達到了裂解溫度,直接在原儲層內形成了古油藏裂解氣藏。

圖5 東營凹陷民豐地區成藏期壓力特征與油氣成藏模式圖Fig.5 Hydrocarbon accumulation model and pressure characteristics in Minfeng area,Dongying Depression

4 主要結論

通過現今地層壓力和流體包裹體恢復古壓力的研究表明,民豐地區沙四下亞段地層壓力的演化過程具有“二旋回波動模式”,即存在“常壓-弱超壓-常壓-超高壓-常壓”的演化過程,兩次超壓的形成時間與天然氣藏的形成時間相對應:第一期成藏為沙二-東營末期,對應著弱高壓系統;第二期早期即館陶組沉積末期,油氣成藏環境為常壓,而明化鎮中后期洼陷中心區的裂解氣成藏主要對應著高壓系統,現今以常壓為主。

民豐地區地層壓力的動態演化過程是多因素作用的結果:第一次高壓的形成是地層快速沉積產生欠壓實的結果,生烴作用的貢獻相對較小;第二次超壓的形成是大量生烴造成的,沉積作用為輔;由于地溫梯度的降低、斷裂-砂體的輸導泄壓、飽和氣藏深埋等作用的影響,使現今民豐大部分地區的氣藏表現為常壓。

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Pressure Evolution and Gas Accumulation of the Fourth M ember of the Shahejie Formation in Dongying Depression,Bohai Bay Basin

LIU Hua1JIANG You-lu1SONG Guo-qi2CAIDong-mei1XU Hao-qing1
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao,Shandong 266555; 2.Shengli Oilfield,SINOPEC,Dongying,Shandong 257001)

After the paleo-pressure build-up bymeans ofmeasured pressure,mudstone sonic log interval and fluid inclusions,the pressure evolution model of the fourth member of the Shahejie Formation is analyzed in Minfeng area, Dongying depression.The results show that,different periods of reservoir formation correspond to different pressure system in E s4reservoir,Minfeng area:the hydrocarbon accumulation of Sha 2-last stage of Dongying was accomplished in a higher pressure system;the hydrocarbon accumulation environment of the last stage of N g was normal pressure;and after themiddle and late period of N m the cracking gas in the central area of sub sag was formed in a high pressure system.The dynamic evolution process of formation pressure is the results of integrated effectofmultiple factors,the firsthigh pressure was due to uncompaction of the high-rate deposition of the formation,and the hydrocarbon-generation made a little contribution;a large amount of hydrocarbon played an important part in the form of the second high pressure,in addition,the sedimentation acted as the auxiliary role.Under the influence of the decrease of geothermal gradient,fracture,sand body-pressure discharge and the deep-burial of gas reservoir,the gas reservoir founded in Sha 4 reservoir,Minfeng area ismainly normal pressure.

Dongying depression;cracking gas;dynamic hydrocarbon accumulation;paleo-pressure

劉華 女 1977年出生 副教授 石油地質 E-mail:liuhua_rjl@163.om

TE311+。1

A

1000-0550(2012)01-0197-07

①國家“十五”科技攻關項目(編號:2001BA605A09)和中國石油大學(華東)自主創新項目資助。

2010-11-22;收修改稿日期:2011-03-26