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?hào)|梅 徐昊清

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)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?hào)|梅1徐昊清1

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)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(shí)測壓力、泥巖聲波時(shí)差、流體包裹體古壓力恢復(fù),對(duì)東營凹陷民豐地區(qū)沙四下亞段地層壓力的演化特征進(jìn)行了分析。研究表明,民豐地區(qū)地層壓力縱向上存在“常壓-超壓-常壓”三段式結(jié)構(gòu);時(shí)間上,沙四下亞段地層壓力具有“二旋回波動(dòng)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(shí)間與中深層天然氣藏的兩期成藏時(shí)間相對(duì)應(yīng),為油氣藏的形成提供了動(dòng)力條件。研究區(qū)地層壓力的動(dòng)態(tài)演化過程是多因素作用的結(jié)果,第一次高壓的形成是地層快速沉積產(chǎn)生欠壓實(shí)的結(jié)果,生烴貢獻(xiàn)相對(duì)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(xiàn)今民豐地區(qū)沙四下儲(chǔ)層表現(xiàn)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(dòng)力 地層壓力演化

中深層天然氣作為富油盆地勘探的熱點(diǎn)之一,已經(jīng)在我國東部兩個(gè)最大的產(chǎn)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(xù)發(fā)現(xiàn)了多口井高產(chǎn)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(chǔ)層物性條件差,成藏動(dòng)力演變及成藏過程復(fù)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(dòng)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(qū)概況

東營凹陷已發(fā)現(xiàn)的中深層天然氣主要分布于凹陷北部的利津-民豐地區(qū),包括利津洼陷、民豐洼陷及勝坨地區(qū),重點(diǎn)產(chǎn)氣井分布于民豐洼陷沙四下亞段的碎屑巖儲(chǔ)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(xué)特征表明,該區(qū)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(chǎn)物。裂解氣儲(chǔ)集層主要分布在生氣中心周圍,以沙四下亞段發(fā)育的多種類型扇體作為天然氣有利的儲(chǔ)集體,儲(chǔ)集巖石類型主要以砂礫巖為主,受沉積相影響,物性非均質(zhì)性較強(qiáng)。

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(jī)質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型為主,邊緣地區(qū)有機(jī)質(zhì)類型變差,以Ⅱ2和Ⅲ型占優(yōu)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(xiàn)今壓力分布特征

根據(jù)東營凹陷不同層系砂巖儲(chǔ)層的實(shí)測地層壓力數(shù)據(jù)可知,沙二段及其以上地層為靜水壓力帶,屬于常壓系統(tǒng);沙三段開始出現(xiàn)異常流體壓力,并在不同層系出現(xiàn)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(shù)大于1.5)現(xiàn)象,有的壓力系數(shù)可達(dá)1.8;而到了沙四下亞段大部分儲(chǔ)層實(shí)測地層壓力以常壓為主,僅在部分井區(qū)存在超壓(如,豐深5井壓力系數(shù)為1.6)?？傮w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(jié)構(gòu)特征,其中,利津地區(qū)的地層超壓幅度明顯大于民豐地區(qū)。

圖1 東營凹陷實(shí)測壓力系數(shù)與深度關(guān)系圖Fig.1 The relationship ofmeasured pressure and depth in Dongying depression

結(jié)合豐深3井泥巖聲波時(shí)差資料分析表明,從地表到沙三下亞段,泥巖聲波數(shù)值隨埋藏深度的增大而逐漸變小,表現(xiàn)為正常壓實(shí)趨勢;沙四段地層存在被膏鹽層所分隔的兩套欠壓實(shí)帶(圖2),上部欠壓實(shí)帶發(fā)育于沙四上亞段地層中,欠壓實(shí)現(xiàn)象明顯,分布普遍,反映了泥巖中存在異常高壓;下部欠壓實(shí)段發(fā)育于沙四下亞段地層的中上部,欠壓實(shí)幅度較明顯,向下超壓幅度降低,接近常壓。泥巖聲波時(shí)差所表現(xiàn)出的特點(diǎn)與實(shí)測壓力數(shù)據(jù)相一致:4 753～4 784 m深度段實(shí)測壓力系數(shù)為1.11;4 826～4 851 m深度段實(shí)測壓力系數(shù)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(fù)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(shí)差法”[14]及“盆地模擬法”[15,16]等。根據(jù)研究區(qū)的地質(zhì)背景,系統(tǒng)選擇了6口井22塊沙四下亞段儲(chǔ)層流體包裹體樣品,進(jìn)行了熒光觀察、流體包裹體顯微測溫、測鹽等系統(tǒng)分析,綜合利用四史以及流體包裹體PVT等容法,恢復(fù)了研究區(qū)的油氣成藏時(shí)間和古地層壓力。整體來看,研究區(qū)的次生流體包裹體較發(fā)育,存在氣態(tài)烴、氣液態(tài)烴、液態(tài)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(tài)包裹體較小,為灰色,灰黑色;液態(tài)烴包裹體個(gè)體較大,發(fā)藍(lán)白色熒光或黃色熒光。

圖2 東營凹陷豐深3井泥巖聲波時(shí)差與深度關(guān)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(chǔ)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(xiàn)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(shí)期(表1)。對(duì)應(yīng)成藏期的古壓力恢復(fù)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(shù)介于1.1～1.2之間,剩余地層壓力為3～5 MPa,為弱超壓系統(tǒng),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(shí)沙四下亞段地層的壓力多為32～42 MPa,地層壓力系數(shù)介于1.0～1.1之間,剩余壓力多在2 MPa以下,表現(xiàn)為常壓環(huán)境至弱超壓環(huán)境;明化鎮(zhèn)末期即二次成藏的晚期是天然氣大規(guī)模成藏的時(shí)間,該時(shí)期生烴洼陷中心區(qū)對(duì)應(yīng)著較高的壓力系統(tǒng),地層壓力系數(shù)可達(dá)1.25～1.5左右,剩余壓力達(dá)到10 MPa以上,超壓明顯(表1),油氣成藏動(dòng)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(jì)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(chǔ)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(duì)于解剖中深層天然氣成藏機(jī)理具有重要的意義。以現(xiàn)今壓力特征作為最終約束,流體包裹體數(shù)據(jù)作為過程約束,恢復(fù)了研究區(qū)沙四下亞段儲(chǔ)層壓力隨時(shí)間的演化特征。研究認(rèn)為民豐地區(qū)沙四下亞段儲(chǔ)層壓力具有“二旋回波動(dòng)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(duì)應(yīng)的時(shí)期是沙四段沉積時(shí)期至東營沉積末期。沙四下亞段地層開始沉積時(shí),由于地層埋藏較淺,以壓實(shí)作用為主,流體排出暢通,地層多表現(xiàn)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(shù)達(dá)到1.2左右,剩余地層壓力為3～5 MPa,表現(xiàn)出弱超壓特征;到了東營沉積末期,由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)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(shí)烴源巖的生烴作用也趨于停滯,導(dǎo)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(gòu)造運(yùn)動(dòng)的停止,館陶組沉積時(shí)期伴隨著凹陷的又一次整體下沉,沙四下亞段地層進(jìn)一步被埋深,在館陶末期達(dá)到二次生烴,由于該時(shí)期沉積速率低,生烴量小,地層壓力增長緩慢,表現(xiàn)為常壓-弱超壓狀態(tài);進(jìn)入明化鎮(zhèn)沉積時(shí)期,地層沉降速度加快,洼陷中心的沙四下亞段烴源巖進(jìn)入了熱裂解生凝析氣階段,氣體的大量生成導(dǎo)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(shù)可達(dá)1.5(如坨762井),剩余地層壓力為22 MPa,明化鎮(zhèn)沉積后期儲(chǔ)層壓力達(dá)到最大值;第四紀(jì)平原組時(shí)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(xiàn)象逐漸變成以常壓為主,超壓相伴的分布特點(diǎn)。

2.4 地層異常壓力成因

綜上所述,民豐地區(qū)沙四下亞段在不同時(shí)期對(duì)應(yīng)著不同的壓力系統(tǒng),地層壓力存在著動(dòng)態(tài)的演化過程,不均衡壓實(shí)和生烴作用是超壓產(chǎn)生的兩種主要機(jī)制。其中,第一次弱超壓的產(chǎn)生主要取決于快速堆積形成的泥巖欠壓實(shí),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(qū)的地層還經(jīng)歷了兩次泄壓過程:第一次泄壓發(fā)生在東營末期,受東營運(yùn)動(dòng)的影響,地層抬升溫度下降,生烴作用停滯,導(dǎo)致壓力不斷下降變?yōu)槌?第二次泄壓發(fā)生在第四紀(jì)沉積時(shí)期,地層由超壓轉(zhuǎn)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(huán)境,并且往往與天然氣藏相伴生[17,18],本次結(jié)合負(fù)壓產(chǎn)生的主要原因[19,20]以及研究區(qū)的實(shí)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(zhèn)沉積時(shí)期至今,東營凹陷的地溫梯度逐漸降低,由明化鎮(zhèn)時(shí)期的4.2℃/100m變?yōu)楝F(xiàn)今的3.5℃/100m。根據(jù)PVT公式可知,當(dāng)氣藏體積不變時(shí),地溫的降低會(huì)導(dǎo)致壓力的相應(yīng)降低。例如,以地表溫度為15℃,埋深4 500 m的地層考慮,當(dāng)體積不變時(shí),由于地溫梯度從4.2℃/100m降低為3.5℃/ 100m,導(dǎo)致地層壓力變?yōu)樵瓉韷毫Φ?.846倍。因此,受地溫降低的影響,民豐地區(qū)的裂解氣藏壓力系數(shù)會(huì)有所降低,并且這一影響因素具有普遍性。

(2)斷-砂輸導(dǎo)泄壓

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

(3)飽和天然氣藏深埋

Barker指出,當(dāng)?shù)貙又袔r石被氣相飽和時(shí),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(duì)溫度增加與壓力增加之比為常數(shù)。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]?！帮柡吞烊粴獠厣盥瘛睂?dǎo)致壓力降低需要在封閉體系中[19]。由于民豐地區(qū)沙四下亞段烴源巖上覆巨厚的膏鹽層,而且在明化鎮(zhèn)中后期大量充注天然氣后,深部儲(chǔ)層已經(jīng)較致密,砂體的側(cè)向連通性變差,部分氣藏可以近似地看成封閉體系,導(dǎo)致壓力的降低。

綜上所述,封閉體系下儲(chǔ)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(chǔ)層連通泄壓造成的;而溫度降低導(dǎo)致的壓力下降具有普遍性,這些因素共同作用,導(dǎo)致了民豐地區(qū)沙四下亞段現(xiàn)今地層壓力的分布具有不均一的特點(diǎn),存在異常高壓與常壓相伴生的特點(diǎn)。

圖4 東營凹陷民豐地區(qū)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(guī)模較小;第二期為館陶末期-現(xiàn)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(guān)系。

地層壓力的第一次旋回,對(duì)應(yīng)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(shí),地層壓力以常壓-弱超壓為主,儲(chǔ)層埋深較淺、物性較好,石油可以在弱超壓系統(tǒng)內(nèi)運(yùn)移充注,形成近源的原生油藏。東營末期,受東營運(yùn)動(dòng)的影響,生烴作用停滯,油氣第一期成藏結(jié)束(圖5)。

新近紀(jì)館陶組沉積時(shí)期,伴隨著新地層的沉積作用,沙四下亞段烴源巖經(jīng)受的地溫增大,到館陶組沉積末期,民豐地區(qū)烴源巖再次達(dá)到生烴門限;明化鎮(zhèn)沉積末期至今,洼陷中心烴源巖已經(jīng)進(jìn)入生裂解氣階段。該時(shí)期埋藏深度加大,儲(chǔ)層致密,天然氣成藏所需的動(dòng)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(qū)動(dòng)下,沿著鄰近洼陷區(qū)的砂體和高角度裂縫進(jìn)入圈閉形成氣藏(圖5)。此外,由于地溫迅速增高,早期洼陷區(qū)形成的古油藏達(dá)到了裂解溫度,直接在原儲(chǔ)層內(nèi)形成了古油藏裂解氣藏。

圖5 東營凹陷民豐地區(qū)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(jié)論

通過現(xiàn)今地層壓力和流體包裹體恢復(fù)古壓力的研究表明,民豐地區(qū)沙四下亞段地層壓力的演化過程具有“二旋回波動(dòng)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(shí)間與天然氣藏的形成時(shí)間相對(duì)應(yīng):第一期成藏為沙二-東營末期,對(duì)應(yīng)著弱高壓系統(tǒng);第二期早期即館陶組沉積末期,油氣成藏環(huán)境為常壓,而明化鎮(zhèn)中后期洼陷中心區(qū)的裂解氣成藏主要對(duì)應(yīng)著高壓系統(tǒng),現(xiàn)今以常壓為主。

民豐地區(qū)地層壓力的動(dòng)態(tài)演化過程是多因素作用的結(jié)果:第一次高壓的形成是地層快速沉積產(chǎn)生欠壓實(shí)的結(jié)果,生烴作用的貢獻(xiàn)相對(duì)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(dǎo)泄壓、飽和氣藏深埋等作用的影響,使現(xiàn)今民豐大部分地區(qū)的氣藏表現(xiàn)為常壓。

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20 Barker C.Generation of anomalous internal pressures in source rocks [C]∥IFP,ed.Migration of hydrocarbon in Sedimentary Basin.Paris:IFP,1987:79-112

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(zhì) E-mail:liuhua_rjl@163.om

TE311+。1

A

1000-0550(2012)01-0197-07

①國家“十五”科技攻關(guān)項(xiàng)目(編號(hào):2001BA605A09)和中國石油大學(xué)(華東)自主創(chuàng)新項(xiàng)目資助。

2010-11-22;收修改稿日期:2011-03-26