酒泉盆地青西凹陷下溝組混積層系致密油成藏機理與富集影響因素

郭迎春，宋 巖，方欣欣，姜振學(xué)，陳建軍，郭繼剛

[1. 中國地質(zhì)科學(xué)院 地質(zhì)力學(xué)研究所，北京 100081； 2. 中國地質(zhì)科學(xué)院 頁巖油氣調(diào)查評價重點實驗室，北京 100081；3. 中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 4. 中國石油大學(xué)(北京) 非常規(guī)天然氣研究院，北京 102249； 5. 中國石油 玉門油田分公司，甘肅 酒泉 735200； 6. 自然資源部 油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京 100034]

致密油是非常規(guī)油氣中最現(xiàn)實的領(lǐng)域之一[1-4]，根據(jù)儲集巖性可分為致密砂巖油、致密灰?guī)r油、致密混積巖油3種基本類型[5]。實際上，混積層系中有些巖層是源儲一體，有些呈烴源巖和儲層的互層結(jié)構(gòu)。在典型的混積層系中，致密混積巖油系統(tǒng)甚至包括了廣義頁巖油分類中的混合系統(tǒng)和頁巖油系統(tǒng)[2]。世界范圍內(nèi)，致密混積巖油分布廣泛，如北美地區(qū)的Bakken,Eagle Ford,Woodford,Marcellus等多套典型致密油產(chǎn)層及中國準噶爾、柴達木、四川、酒泉、三塘湖、渤海灣等盆地發(fā)現(xiàn)的分布廣泛的混積型致密油[1-2,6-11]。目前，國內(nèi)外針對致密油的地質(zhì)研究尚不深入，亟待解決的問題有：①致密油儲層微-納米尺度孔-縫-喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)及其非均質(zhì)性特征、成因及對致密油成藏的控制作用；②致密油賦存狀態(tài)、影響因素、轉(zhuǎn)化條件及不同賦存狀態(tài)的相對貢獻；③致密油的充注機理、滲流機理、賦存和聚集機理[12-14]。

從老君廟油田(1939年)和石油溝油田(1951年)發(fā)現(xiàn)后，青西凹陷青南次凹被簡單認為是供油中心[15-17]。后來青南次凹柳溝莊地區(qū)發(fā)現(xiàn)青西油田，部分專家將其定為裂縫性油藏[18-19]，并對裂縫特征開展了大量研究[20-23]。青南次凹下溝組儲層致密，孔隙度主要分布于1%～8%，滲透率主要分布在0.1×10-3～2×10-3μm2[24-25]，通過對比北美典型致密油(如美國Eagle Ford、Niobrara的Hybrid Shale Oil和加拿大Cardium、Viking的Halo Oil)，筆者認為青南次凹下溝組混積型儲層可能屬于國內(nèi)較為典型的致密油勘探領(lǐng)域。本文以青南次凹下溝組為例，研究其生烴史、源儲壓差的形成演化過程、油氣在源儲壓差驅(qū)動過程中能夠有效充注的孔喉下限的變化以及致密油滲流及聚集機理，并探討混積層系中致密油的源儲組合構(gòu)成特征(烴源巖與儲集巖之間的接觸關(guān)系、巖性組合、厚度差異、有機質(zhì)豐度差異、物性差異)對致密油運移和聚集的影響。

1 地質(zhì)特征

酒泉盆地位于北祁連與阿爾金兩巨型構(gòu)造帶交匯處，是在古生界褶皺基底之上，于中、新生代通過北東向基底構(gòu)造伸展斷陷作用而發(fā)育起來的陸相斷陷盆地[26-29]，盆地由西向東分為酒西坳陷、嘉峪關(guān)隆起及酒東坳陷。青西凹陷位于酒西坳陷東南部，為酒西坳陷的沉降—沉積中心，面積約800 km2，由紅南次凹、青西低凸起和青南次凹3個次級構(gòu)造單元組成(圖1)。

青南次凹沉積地層自下而上分別為下白堊統(tǒng)赤金堡組(K1c)、下溝組(K1g)、中溝組(K1z)、始新統(tǒng)柳溝莊組(E2l)、漸新統(tǒng)白楊河組(E3b)、中新統(tǒng)弓性山組(N1g)、上新統(tǒng)牛胳套組(N2n)及更新統(tǒng)玉門酒泉組(Q1y)。下溝組自下而上劃分為K1g0，K1g1，K1g2和K1g34段，均以扇三角洲-湖泊體系組合為主要沉積類型，在南西、南東、北東方向發(fā)育扇三角洲平原和扇三角洲前緣相，青南次凹主體(柳溝莊地區(qū))為半深湖-深湖相，偶有濁積體發(fā)育[30](圖2)。青南次凹下溝組發(fā)育廣泛的混合沉積，包括混合沉積巖和混合沉積層系，如白云質(zhì)泥巖、泥質(zhì)白云巖、砂質(zhì)白云巖、白云質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)灰?guī)r等混積巖，及由這些混積巖組成的多種混合沉積層系[31-32]，最厚達1 600 m?；旆e巖/層系形成于封閉-半封閉的強還原-還原環(huán)境，水體呈咸化-半咸化，是由機械作用、化學(xué)沉積作用及熱液作用形成的[31,33]。青西凹陷下溝組是一套高度混合的混積巖/層系(圖2)，除少量礫巖和砂巖夾層外，其余巖性均是良好的烴源巖，同時又是重要的儲集層，形成了特殊的致密混積巖油系統(tǒng)。

圖1 酒西坳陷構(gòu)造單元劃分及研究區(qū)K1g3頂面構(gòu)造Fig.1 Structural unit division of Jiuxi Depression and top structure of K1g3 in the study areaa.酒西坳陷構(gòu)造單元劃分；b.研究區(qū)K1g3頂面構(gòu)造

圖2 青西凹陷下白堊統(tǒng)地層綜合柱狀圖及Q2-4井下溝組一段巖性柱狀圖Fig.2 Composite columnar section of the Lower Cretaceous in the Qingxi Sag and lithological column of K1g1 in Well Q2-4a.青西凹陷下白堊統(tǒng)地層柱狀圖；b.Q2-4井下溝組一段巖性柱狀圖

2 生烴過程

2.1 盆地模擬所需參數(shù)的確定

2.1.1 地層年代、巖性

地層年代主要參考最新的地質(zhì)年代表，更精細的劃分則采用均分原則。地質(zhì)模型中的地層巖性設(shè)置主要依據(jù)鉆井的綜合錄井資料，通過多種巖性的純巖性統(tǒng)計，由Petromod軟件巖性編輯模塊生成混合巖性，混合巖性的物性參數(shù)如密度、孔隙度、熱導(dǎo)率、熱容等由Petromod軟件通過對純巖性參數(shù)的幾何平均計算生成，同時以研究區(qū)實測資料加以校正。

2.1.2 剝蝕量

恢復(fù)埋藏史的前提是對該地區(qū)的地層剝蝕量做出準確估算。青西凹陷中溝組遭受了較為明顯的抬升剝蝕，測井聲波時差(AC)數(shù)據(jù)的明顯轉(zhuǎn)折處即為剝蝕面，對應(yīng)著中溝組頂部(圖3)?？梢妱兾g面上、下兩套地層壓實趨勢線具有明顯差異的兩段式分布特征，表明下地層壓實趨勢并沒有被補償沉積所改造，因此可以利用聲波時差法來恢復(fù)剝蝕量(原理參見文獻[34])。

2.1.3 生烴動力學(xué)模型

成熟史模擬采用Burnham & Sweeney(1990)_EASY%Ro化學(xué)動力學(xué)一級反應(yīng)模型。確定生烴動力學(xué)模型時，在軟件提供的Pepper & Corvi(1995)_TII-S(A)基礎(chǔ)上，用馬素萍等(2011)的熱解模擬實驗結(jié)果加以校正[35]。

圖3 青西凹陷柳9井剝蝕量恢復(fù)示意圖Fig.3 Denuded stratum recovery of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

2.1.4 古水深、沉積水界面溫度、古熱流

研究區(qū)各個沉積時期的古水深主要依據(jù)該時期的沉積相并結(jié)合現(xiàn)代沉積水深綜合預(yù)測。沉積水界面溫度主要利用軟件提供的全球統(tǒng)一的沉積水界面溫度—時間模板，結(jié)合青西地區(qū)現(xiàn)今區(qū)域地理位置，通過軟件綜合預(yù)測獲得。古熱流采用軟件提供的“Create heatflow trend from McKenzie model”，通過該地區(qū)構(gòu)造演化史的認識設(shè)置相應(yīng)參數(shù)，并結(jié)合本研究區(qū)相關(guān)研究成果初步設(shè)定[36]，進而在單井模擬時通過模擬Ro和實測Ro的比較，微調(diào)熱流變化，最終確定較為準確的熱流史。圖4給出了上述3個邊界條件具體演化過程。

2.2 埋藏史、熱史與生烴史

盆地模擬結(jié)果顯示，青南次凹經(jīng)歷了早期的深埋(早白堊世末至96 Ma)，中期發(fā)生了抬升剝蝕(96～53 Ma)及隨后的沉積間斷(53～31 Ma)，晚期發(fā)生了快速深埋(31 Ma以來)，且沉積速率越來越大(圖5)。

K1c和K1g0在早白堊世末地層溫度達到90～130 ℃，Ro達到0.7%～1.0%，已進入生油窗。之后由于發(fā)生抬升剝蝕，生油過程中止。至新近紀以來，青西凹陷發(fā)生持續(xù)快速沉降，地溫升高，熱演化程度不斷升高，K1g2及K1g3現(xiàn)今地層溫度在120～135 ℃，K1g1和K1g0在135～150 ℃，目前下溝組Ro大約在0.9%～1.3%，模擬結(jié)果與實測地溫和實測Ro符合(圖5)。

模擬結(jié)果顯示不能簡單地將青西凹陷下溝組當(dāng)作一套烴源巖來研究其生烴過程。K1g0烴源巖基本上屬早期生烴(早白堊世末)，K1g2及K1g3基本上屬晚期生烴(新近紀以來)(圖6)，而K1g1則存在兩期生烴過程。高熱流造成的高古地溫梯度是K1g0及K1g1烴源巖早期生烴的主要原因。

圖4 青西凹陷古水深、沉積水界面溫度及古熱流變化Fig.4 Change of paleo-water depth,sediment-water interface temperature,and paleo-heat flow of the Qingxi Sag

圖5 青西凹陷柳9井埋藏史與Ro演化模擬Fig.5 Burial history and Ro evolution simulation of Well Liu-9 in the Qingxi Saga.埋藏史；b.Ro演化史

圖6 青西凹陷柳9井下溝組各層段生烴速率Fig.6 Hydrocarbon generation rates for every member of the Xiagou Formation of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

3 剩余壓力演化過程與孔喉充注下限的變化

3.1 剩余壓力演化過程

近年來很多研究結(jié)果表明，致密儲層以超壓充注為主，源儲壓差為致密儲層油氣充注的主要動力，是致密儲層油氣成藏的決定性因素之一[37-39]。模擬結(jié)果顯示，下白堊統(tǒng)剩余壓力在20～30 MPa，壓力系數(shù)大約在1.2～1.5(圖7)，結(jié)果可信。以此獲得孔隙壓力演化史(圖8)，可見早白堊世末開始發(fā)育超壓，但超壓幅度很小。新近紀以來，剩余壓力逐漸增大，認為超壓的發(fā)育主要是因為該階段的大量生油造成的，剩余壓力是排烴及向致密儲層充注的動力。

3.2 孔喉充注下限變化

基于充注過程中的動力與阻力的關(guān)系，當(dāng)剩余壓力(pS-R)與毛細管力(pc)相等時，則達到充注下限[39-40]。即為公式(1)：

(1)

式中：pS—R為剩余壓力，MPa；pc為毛細管力，MPa；σ為界面張力，N/m；θ為接觸角，(°)；r為毛細管半徑，nm。

本次研究只針對源儲界面的孔喉充注下限(未考慮儲層內(nèi)部的情況)，源儲界面的剩余壓力演化由盆地模擬獲得(圖8中黃色部分，隨著時間逐漸變大)，并將其定量化[公式(2)]：

(2)

圖7 青西凹陷柳9井地層壓力模擬結(jié)果Fig.7 Formation pressure simulation of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

圖8 青西凹陷柳9井K1g2地層壓力演化過程Fig.8 Formation pressure evolution of K1g3in Well Liu-9,Qingxi Sag

圖9 青西凹陷下溝組烴源巖熱演化過程中剩余壓力變化與相應(yīng)的孔喉充注下限Fig.9 Residual pressure variation in the thermal evolution process of source rocks in the Xiagou Formation and the corresponding oil-charging threshold of throat

式中：t為地質(zhì)時間，Ma。

由此，可以通過公式(3)計算得到孔喉充注直徑下限(dmin)為：

(3)

式中：dmin為孔喉充注直徑下限，nm；rmin為孔喉充注半徑下限，nm；σ為界面張力，N/m，通過公式(4)計算得到；θ為接觸角，(°)，取值0°。

σ=0.172ρoil-113.55

(4)

式中：σ為界面張力，N/m；ρoil為原油密度，kg/m3，取值916 kg/m3。

通過上述公式計算得到演化過程中的剩余壓力與相應(yīng)的孔喉充注下限的變化。就青西凹陷柳9井K1g2來說，大量生油造成出現(xiàn)明顯的剩余壓力大概始于20 Ma，20 Ma以來源儲界面的剩余壓力從2 MPa左右逐漸增大到32 MPa，相應(yīng)的孔喉充注直徑下限從120 nm減小至6 nm左右(圖9)。

4 致密油充注滲流樣式

青西凹陷下溝組儲層致密化應(yīng)該發(fā)生在早期(大量生油之前)，因為沉積條件(混合沉積+細粒沉積)決定了儲層在成巖早-中期就已經(jīng)變得很致密。盆地模擬結(jié)果也顯示這種沉積條件下，孔隙度早期驟減，早白堊世末已經(jīng)減小至7%，而到了大量生油時，孔隙度已經(jīng)減小到4%～5%，對比現(xiàn)今孔隙度，模擬結(jié)果可信(圖10)。

為研究致密油運聚以何種方式發(fā)生滲流的，進行了二維盆地模擬。地層格架采用過窟窿山構(gòu)造—柳溝莊構(gòu)造—柳北構(gòu)造的剖面(過窿5—柳103—柳4—柳北1井)。應(yīng)用入侵逾滲法進行模擬時，得到較為合理的模擬結(jié)果，說明研究區(qū)下溝組的致密油的充注及短距離運移是符合入侵逾滲滲流方式的，由此得到了剖面上的石油聚集過程(圖11)。

圖10 青西凹陷柳9井孔隙度演化過程Fig.10 Porosity evolution of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

圖11 青西凹陷窟窿山構(gòu)造—柳溝莊構(gòu)造—柳北構(gòu)造剖面下溝組致密油生-運-聚過程Fig.11 Tight oil generation,migration and accumulation in the Xiagou Formation of Kulongshan-Liuzhuang-Liubei structural zones,Qingxi Saga.119 Ma；b.96 Ma；c.53.7 Ma；d.32 Ma；e.29 Ma；f.26 Ma；g.23.3 Ma；h.5.3 Ma；i.2.6 Ma；j.0 Ma

96 Ma開始，下溝組開始生油，由于抬升剝蝕，至53.7 Ma時生油強度沒有明顯增大。新近紀以來，生油強度明顯增大。油運移距離非常短，整個下溝組表現(xiàn)為自生自儲，表現(xiàn)為近源聚集甚至是源內(nèi)聚集，這與油源對比研究得出的“青西凹陷主體原油來源于下溝組泥云巖”認識一致[41]。此外，模擬的聚集結(jié)果與鉆井試油結(jié)果吻合較好，如柳103、柳4、柳北1三口井的試油產(chǎn)出層段均位于模擬含油飽和度較高的層段。從含油飽和度模擬結(jié)果可以推斷，青南次凹柳溝莊—柳北地區(qū)過渡區(qū)(柳4—柳北1之間)下溝組混積層系致密油成藏潛力較大(圖11)。

5 源-儲組合構(gòu)成特征對致密油充注富集的影響

通過以上分析發(fā)現(xiàn)，源儲組合對致密油的分布和富集有著很重要的影響，究其原因，除了簡單的源儲配置關(guān)系，源儲組合內(nèi)部構(gòu)成特征更是起到了控制作用。為揭示不同源儲結(jié)構(gòu)致密油具有不同富集程度的機理，參考地震反演結(jié)果在數(shù)值模擬模型中添加了21個Polygon，建立了如圖12的模擬模型，組成了多種類型的源儲結(jié)構(gòu)。其中考慮了儲集巖與烴源巖之間的接觸關(guān)系、巖性組合、厚度組合差異、有機質(zhì)豐度差異及儲集物性差異。

首先設(shè)置的Polygon物性較好，孔隙度在7%～8%，模擬結(jié)果顯示較厚層的泥質(zhì)白云巖和白云質(zhì)泥巖含油飽和度大，富集程度高(圖13a)。改變e和l的孔滲性后(孔隙度調(diào)低至3%)，重新模擬，結(jié)果顯示e和l不再發(fā)生油的充注，而在與之相鄰的白云質(zhì)泥巖Polygon中含油飽和度較高(圖13b)。在上一步基礎(chǔ)上，參考地震反演結(jié)果調(diào)低c的孔隙度至3%，模擬結(jié)果顯示c的上部不再發(fā)生油的聚集，而是在c的下部和d中含油飽和度高(圖13c)，得到與實際情況較為相符的結(jié)果。

圖12 Petromod軟件系統(tǒng)中建立的多個Polygon數(shù)值模擬模型Fig.12 Multiple Polygons’ numerical simulation models built within Petromod software system(K1g背景均為白云質(zhì)泥巖,TOC為1%；a—e,g,i—l,p,q為泥質(zhì)白云巖；f,h,r,s,u為泥質(zhì)粉砂巖；m,n,u,t為白云質(zhì)泥巖。a,b的物性有差異，a稍好 于b；j,k的物性有差異，j稍好于k。m,n,o,t的TOC有差異，分別為1.5%,1.2%,1.5%和1.8%。)

通過改變源儲結(jié)構(gòu)的特征，重復(fù)模擬，對比模擬結(jié)果，可以總結(jié)得出影響不同源儲結(jié)構(gòu)致密油富集的影響因素。首先是源儲一體、較厚互層型油氣富集程度較下生上儲型和薄互層型高，這與統(tǒng)計的不同源儲組合的試油產(chǎn)量結(jié)果一致[32]。分析認為，烴源巖生成的油氣在滿足自身殘留之外，能否排出至臨近儲層之中及其富集程度是排烴動力和阻力的比較。通過m,n,o,t 4個Polygon油氣富集程度的比較，認為n生成油氣有限，其中聚集的油氣應(yīng)該是臨近運移至此聚集所致；m和t更夠生成大量油氣，自身能夠殘留較多并能排出至臨近儲層之中；而o可能是由于和n廣泛接觸，能夠大量排出至n中。如果普遍致密背景上如果發(fā)育有明顯的相對優(yōu)質(zhì)儲層，則一般會形成油的富集，如粉砂巖及物性較好的泥質(zhì)白云巖，且油主要富集在厚度較大的儲集層上部；反之，如儲集層非常致密，超過了油的充注物性下限，則這些儲集層是無效的，并且會在這些無效儲集層的周圍形成較為廣泛的油氣聚集，甚至在烴源巖內(nèi)部形成自生自儲。如果優(yōu)質(zhì)烴源巖與相對優(yōu)質(zhì)儲層配置較好(如相對優(yōu)質(zhì)儲層上下發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖)，則此時的相對優(yōu)質(zhì)儲層富集程度最高。

6 結(jié)論

1) 青西凹陷青南次凹下溝組經(jīng)歷早期深埋(96 Ma前)—中期抬升剝蝕(96～53 Ma，凹陷中心剝蝕量150～400 m)及沉積間斷(53～31 Ma)—晚期快速深埋(31 Ma以來，尤其是新近紀以來)。熱流在中新世初達到最高，之后減弱。下溝組不同層段具有不同的生烴過程，早期高熱流造成K1g0烴源巖早期生烴(早白堊世末)，K1g2及K1g3屬晚期生烴(新近紀以來)，K1g1則有早晚兩期生烴過程。

2) 生油增壓是青南次凹下溝組異常高壓的主要因素。20 Ma以來，下溝組大量生油，源-儲界面的剩余壓力由2 MPa逐漸增大至現(xiàn)今的32 MPa。基于充注過程的力學(xué)平衡關(guān)系，計算得到源-儲界面充注孔喉直徑最小可達6 nm。

3) 青南次凹下溝組混積層系致密油充注及短距離運移符合入侵逾滲方式，導(dǎo)致形成近源聚集和源內(nèi)聚集的廣泛分布的致密油。源-儲組合配置方式和構(gòu)成特征是影響致密油富集程度的主要因素。源儲一體、三明治型油氣富集程度較下生上儲型和薄互層型高，過于致密的儲集層充注效率低，石油聚集在周圍或者在烴源巖內(nèi)部形成自生自儲。青南次凹柳溝莊—柳北地區(qū)過渡區(qū)下溝組混積層系致密油成藏潛力大，應(yīng)加大勘探力度。