海拉爾盆地貝西地區(qū)古流體勢及油氣運聚特征研究

伍英 （中石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163712）

流體勢是單位質量流體具有的機械能總和，為地下孔隙中的流體流動提供了基本動力，決定著流體的流動方向，能夠影響地下流體的富集與分散。地下油氣在流體勢的影響下，遵循由高勢區(qū)向低勢區(qū)方向運聚這一基本規(guī)律，油氣流體勢高、低勢區(qū)域勢場的特征為油氣藏分布規(guī)律的認識提供了前提條件。因而，被廣泛地應用于油氣二次運移的研究，指導油氣的勘探開發(fā)[1～6]。

受原始鉆井資料及研究手段的限制，前人對海拉爾盆地油氣的運聚有利條件、運移通道、油氣藏分布規(guī)律等進行過短暫研究[7～12]。迄今為止，海拉爾盆地貝西地區(qū)還沒有展開過流體勢的研究工作。為了闡明成藏期流體勢能分布及其對油氣運聚的控制作用，筆者收集了大量基礎資料，對海拉爾盆地貝西地區(qū)成藏期的流體勢進行了恢復。

1 地質背景

貝西地處海拉爾盆地貝爾凹陷西部地區(qū)，東北接烏爾遜凹陷，西靠嵯崗隆起南部，南鄰塔木察格盆地。研究區(qū)內的地層自下而上發(fā)育有侏羅系的布達特群基巖淺變質巖系，下白堊統(tǒng)的銅缽廟組 （K1t）、南屯組 （K1n）、大磨拐河組 （K1d）、伊敏組 （K1y），上白堊統(tǒng)的青元崗組 （K2q），新近系呼查山組（Nh）及第四系，其中K1n是研究區(qū)內油氣勘探的主要目的層位。暗色泥巖主要發(fā)育在貝西地區(qū)南屯組一段 （K1n1）、二段 （K1n2），以K1n1最為發(fā)育。K1n1以貝西北次凹、貝西南次凹為主，蘇德爾特構造帶內次之；K1n2則以貝西北次凹、貝東北次凹為主。

貝西地區(qū)的地層先后經歷了 “斷陷－斷坳－坳陷”3期構造。其中，斷陷期內發(fā)育K1t、K1n2，斷坳轉換期發(fā)育K1d、K1y；坳陷期發(fā)育K2q。在斷陷期，NEE向、NE向斷層最為發(fā)育，這2組斷層控制了貝西地區(qū)構造帶的形成與烴源巖的分布。早白堊世后，研究區(qū)經歷了3次區(qū)域性的構造運動，分別發(fā)生于K1n沉積末期、K1y沉積末期及K2q沉積時期[13]，形成了貝西斜坡、呼和諾仁、霍多莫爾、蘇德爾特等正向構造帶以及貝西北次凹、貝西南次凹、貝東北次凹等負向構造帶 （圖1）。貝西地區(qū)K1n沉積末期，由于受到區(qū)域擠壓應力場的作用，區(qū)內大部分地區(qū)抬升遭受剝蝕，尤其以霍多莫爾構造帶和蘇德爾特構造帶最為明顯。在K1y沉積末期，北東向斷層發(fā)生走滑，形成走滑斷裂帶，在貝西斜坡帶形成了北東向雁行式走滑斷層，其活動呈北強南弱之勢，使得斜坡北部在K1y沉積末期改造強烈，形成順向斷層，切割K1n地層。貝西地區(qū)曾發(fā)生過多次的生排烴，前人利用多種方法對貝西地區(qū)成藏期次進行過研究[14～16]，結果都表明貝西地區(qū)K1n油氣充注時期為120～80Ma，其中110～90Ma期間（相當于伊敏組二段 （K1y2）、三段（K1y3）時期）為油氣大規(guī)模注入儲層時期，此時烴源巖大量生排烴，油氣運移動力充足，有利于油氣聚集成藏。因而，推斷該地區(qū)油氣成藏為K1y中－晚期，這與該區(qū)的沉積和構造演化史一致。

圖1 貝西地區(qū)構造單元與早期控陷斷層疊合圖

2 成藏期流體勢

石油和天然氣都是流體，具有流動的趨勢，并自發(fā)地總是從單位機械能較高的地方向單位機械能較低的地方滲流，最終達到勢能相對較小而動能接近于零的平衡狀態(tài)。油氣一生成即開始運移，從烴源巖運移到儲層、從儲層運移到圈閉中形成油氣藏。K1y末期，貝西地區(qū)在生、排大量油氣的同時，油氣伴隨高溫、高鹽度的地層水進入儲層，再通過不整合面、斷層與砂體等通道繼續(xù)運移，最終在保存條件較好的圈閉中聚集成藏。因此，控制油氣運聚成藏的決定性動力因素是成藏期流體動力，通過對油氣生成運移時期的古流體勢恢復，可以更可靠地辨識有利油氣聚集區(qū)。

2.1 流體勢原理

England[17]在Hubbert的研究基礎上對流體勢重新進行了描述，增加了毛細管壓力作用的內容。他將流體勢定義為從基準點 （面）傳遞單位體積流體到研究點所必須做的功，即：

式中：Φ為流體勢，J/m3；g為重力加速度，m/s2；Z為流體高程，m；ρ為流體密度，g/cm3；p為孔隙流體壓力，Pa；v為流體速度，m/s；σ為界面張力，N/m；θ為潤濕角，（°）；rp為孔隙半徑，mm。

因此，利用成藏期的古埋深、古壓力、流體密度資料，結合毛細管壓力即可對成藏期的流體勢進行研究。

2.2 地層埋深

流體勢與地層的埋深緊密相關，在分析貝西地區(qū)的流體勢之前，有必要先了解區(qū)內目的層位的成藏期地層埋深背景。結合貝西地區(qū)的地質背景分析得知，研究區(qū)在K1y末期受區(qū)域性擠壓應力作用普遍抬升，遭受剝蝕，在恢復成藏期埋深時，應對剝蝕掉的地層厚度進行恢復。由于在貝西地區(qū)完成了三維地震的全覆蓋，使得在宏觀層次上定量恢復剝蝕厚度成為了可能。采用地震地層趨勢法對貝西地區(qū)K1y2、K1y3進行剝蝕量恢復發(fā)現，研究區(qū)成藏期埋深可表示為：

D＝Dx＋Da－Dy（2）式中：D為成藏期埋深，m；Dx為現今K1n地層埋深，m；Da為K1y末期的剝蝕厚度，m；Dy為K1y現今地層埋深，m。結果表明，貝西斜坡帶剝蝕程度最重，地層剝蝕厚度300～600m，由貝西斜坡向東地層剝蝕厚度逐漸減小。通過分析古埋深的平面分布特征 （圖2），由貝西北次凹往西向貝西斜坡帶方向，成藏期埋深逐漸變淺。其中，貝西北次凹成藏期埋藏深度最大，洼槽區(qū)內北部較南部深約200m；貝西南次凹成藏期埋藏深度次之，而貝西斜坡帶、霍多莫爾、蘇德爾特和呼和諾仁等構造帶成藏期埋藏深度最淺。

2.3 地層孔隙流體的異常壓力

圖2 貝西地區(qū)成藏期埋深平面分布圖

古流體壓力是油氣運移、聚集的源動力。成巖過程中，泥巖的壓實程度遠遠大于砂巖，因而能近似表征壓實作用的主過程。在泥巖壓實過程中，當欠壓實泥巖埋深達到一定深度時，正常壓實作用停止，開始欠壓實形成異?？紫读黧w壓力。隨著埋深增加、壓實作用增強、蒙脫石脫水、有機質生烴以及流體熱增壓等作用達到一定階段后，地層孔隙內的大量流體在排出中所受的阻力也將逐漸增大，從而使得烴源巖出現一系列的微裂縫。油、氣、水通過裂縫－孔隙系統(tǒng)向外排出，降低烴源巖內流體的壓力，待壓力恢復至平衡狀態(tài)時，微裂縫系統(tǒng)閉合。處于壓力平衡狀態(tài)的地層埋藏深度即為欠壓實泥巖內孔隙流體異常壓力的終止深度。正是這種孔隙流體的異常壓力，使得油氣在盆地內能夠得以運移、聚集[18]，或是阻止流體流動[19]。

根據異常壓力等效深度的原理，欠壓實段內任一點的有效應力與正常壓實段上孔隙度相同點的有效應力相同，借用正常壓實情況下泥巖聲波時差與埋深之間的關系，可以求得地層現今的異?？紫读黧w壓力，進而探討其在不同地質歷史時期中的古異?？紫读黧w壓力[20]。

式 （3）～ （5）中：ρw為地層水密度，g/cm3；ρr為沉積巖的平均密度，g/cm3；D為泥巖埋深，m；Dn為正常壓實曲線上平衡深度，m；Δt0為地表處聲波時差，μs/m；Δt為深度D處泥巖聲波時差，μs/m；Δp為欠壓實泥巖異?？紫读黧w壓力，Pa；pw為靜水柱壓力，Pa；C為泥巖正常壓實趨勢線斜率，m－1。

對貝西地區(qū)125口井泥巖段聲波時差曲線進行統(tǒng)計，用聲波時差值與深度的關系式可計算出參數C、lnΔt0、lnΔt等，結合沉積巖和地層水密度等資料，即可求取研究區(qū)K1n地層每口井成藏期相應深度的欠壓實泥巖異?？紫读黧w壓力。結果表明：成藏期孔隙流體異常壓力值在負向構造帶貝西北和貝西南次凹的明顯高于各正向構造帶；貝西北次凹的略高于貝西南次凹；蘇德爾特、霍多莫爾、呼和諾仁構造帶的最低 （圖3）。

圖3 K1n1成藏期異?？紫读黧w壓力分布圖

2.4 毛細管壓力

毛細管壓力對油氣運移起阻止作用[21]，巖石越致密，孔喉半徑越小，毛細管壓力越大，封堵油氣的能力也就越強。根據李明誠[18]引進的計算諾模圖分析得出，研究區(qū)的毛細管半徑與孔隙度、滲透率之間的關系式為：

式中：rc為毛細管半徑，μm；K為滲透率，mD； 為孔隙度，%。

計算結果發(fā)現：毛細管壓力與孔隙流體異常壓力的比值很小，K1n2為0.009～0.19MPa，K1n1為0.004～0.18MPa（表1），這種微弱的毛細管壓力還不足以對整個流體勢場造成明顯的影響。

表1 貝西地區(qū)代表井毛細管壓力

3 流體勢對油氣的運聚影響

3.1 流體勢分布特征

根據成藏期古埋深、古壓力和毛細管壓力等參數，計算出海拉爾盆地貝西地區(qū)成藏期的流體勢值，與該區(qū)發(fā)育的油藏范圍疊合 （圖4）發(fā)現：負向構造帶貝西北次凹為流體勢最高區(qū)，貝西南次凹次之；

正向構造帶霍多莫爾、蘇德爾特和呼和諾仁構造帶以及貝西斜坡帶K1n的流體勢最低。

3.2 流體勢分布特征與油氣運聚的關系

結合貝西地區(qū)已發(fā)育的油氣藏類型和成藏期流體勢在各構造單元的分布特征 （圖4）可以看出：成藏期流體高勢區(qū)貝西北、貝西南次凹為貝西地區(qū)埋藏最深、烴源巖最發(fā)育的凹陷沉積中心，低勢區(qū)正向構造帶為洼槽區(qū)周緣的構造高部位；處于反向斷階高部位的各低勢區(qū)是油氣聚集的最有利地區(qū)，流體勢過渡區(qū)帶為油氣運移的相對活動區(qū)，油氣運移的總方向為凹陷至構造高部位；油氣藏在流體勢場的分布特征與油氣藏類型有密切關系。

圖4 K1n1成藏期流體勢分布與油藏類型疊合圖

構造油氣藏多為油氣在流體勢差的驅動下由高勢區(qū) （烴源巖區(qū)）向上運移至低勢區(qū)而形成的?；舳嗄獱枠嬙鞄c蘇德爾特構造帶具有相似的構造背景，早期北東向斷裂控制了其形成和演化，在構造帶上升盤與NEE向斷層組合形成多個斷階。成藏期油氣在流體勢作用下，通過次級NE向斷裂和不整合面與源巖區(qū)連通，由高勢區(qū)貝西北次凹向低勢區(qū)霍多莫爾構造帶和蘇德爾特構造帶運移，在各斷階上的低勢區(qū)聚集形成構造油藏。早期NEE向呼和諾仁斷裂控制了貝西南斜坡及貝西南次凹的形成和演化，在K1n末期形成貝西南斜坡及呼和諾仁構造帶。在該斷裂的控制下，整個呼和諾仁構造帶為一個大的斷鼻構造帶，油氣通過NE向次級斷層，從高勢源巖區(qū)貝西南次凹向呼和諾仁構造帶反向斷塊高部位和貝西南斜坡反向斷塊運移，形成構造油藏。

巖性－構造或構造－巖性油藏多發(fā)育在高勢向低勢過渡的區(qū)帶。早期NE向反向正斷層控制而形成的洼槽區(qū)貝西南次凹，為高勢向低勢的過渡地帶，位于三角洲前緣相帶，砂體發(fā)育，油氣通過斷層和砂體運移形成巖性－構造油藏；近洼槽區(qū)的西北次凹邊緣為霍多莫爾構造帶的下降盤，構造不發(fā)育，油氣在流體勢作用下，通過斷裂及沿斷裂分布的一系列砂體運移至較高勢區(qū)形成構造－巖性油藏。

4 結論

1）貝西地區(qū)高流體勢區(qū)為凹陷沉積中心，低勢區(qū)多為洼槽區(qū)周緣的正向構造帶。

2）流體低勢區(qū)和流體勢梯度較高的過渡區(qū)帶是油氣藏發(fā)育有利區(qū)帶。

3）成藏期油氣從流體高勢區(qū)通過斷層和不整合面向上運移至流體低勢區(qū)霍多莫爾、蘇德爾特、呼和諾仁構造帶及貝西南斜坡等反向斷階高部位，形成構造油藏；通過斷層和砂體在流體勢的作用下于貝西南次凹形成巖性－構造油藏；在構造欠發(fā)育的貝西北次凹邊緣流體勢梯度較高的過渡地帶發(fā)育構造－巖性油藏。

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