盆地流体（精选4篇）
盆地流体 篇1
研究能够有效剔除影响储层特性的因素,并找到适合该储层流体识别的方法,是储层流体性质识别的关键。我国东部地区大型地堑式断陷带中的许多新生代断陷盆地,普遍发育重力流性质的湖泊水下扇[1]。该沉积体系一般沿控盆断裂分布于深湖相泥岩中,良好的生储盖组合条件使该类砂体易于形成岩性或岩性-构造油气藏[[2],[2]]。但是该类沉积体系常造成砂岩相变快、岩性多样且混杂堆积,使测井上识别岩性相当困难。另外,储层物性变化大,多为中低-超低孔、中低-超低渗储层,具有高束缚水饱和度、低含油饱和度特征,垂向上电性特征难以区分、储层四性关系复杂导致四性下限较难确定,这类沉积体系的测井解释及评价难度相对比较大,以至于常造成测井解释结论与后期试油结果符合率较低。因此,深入认识该类储层及流体特征,进而正确建立油气层四性关系、对比不同方法找到合适的流体识别方法,对于测井识别油气层、提高油气层综合识别成功率[4[4]]、加深对油气层分布规律的认识及扩大勘探开发进程都具有重要的科学意义。
1 区域地质背景
伊通盆地位于长春与吉林市之间,西面与大黑山相邻,东面是那丹哈达岭,呈北东向狭长状展布的新生代含油气盆地[6]。长300 km,宽5~20 km不等,面积将近2 400 km2。构造位置位于佳伊盆地的南段,是郯庐断裂带的北延部分盆地,由北向南依次分为岔路河断陷、鹿乡断陷和莫里青断陷,主要发育了古近系的双阳组、奢岭组、永吉组、万昌组、齐家组和新近系的岔路河组[7]。岔路河断陷梁家构造带永二段是本次研究的主要层组,研究区位于岔路河断陷的西南部,相邻于被2号断层分开的五星构造带。由于受2号断层的影响,发育了一系列的断块、断鼻和断背,走向接近南北向,其砂体近东西向展布,形成了岩性-构造油气藏,总体发育扇三角洲、近岸水下扇及湖泊沉积体系[8]。
2 岩性识别
研究区岩性复杂多变,且混杂堆积,发育有泥岩、粉砂岩、砂岩、砂砾岩等。对于不同岩性,其储层的物性和产能差别较大,所以岩性识别,尤其是精细岩性识别是判别储层流体性质的基础。
2.1 交会图法
利用常规测井资料,通过对梁家构造带永二段2口取心井的岩心、电性资料进行分析,建立了R2.5与GR常规测井岩性识别图版。图版符合率达到92%。电性判别标准为:
细砂岩:R2.5≤-0.015GR+14.5;
粗砂岩:R2.5>-0.015GR+14.5,R2.5≤-0.035GR+23.2;
砂砾岩:R2.5>-0.035GR+23.2。
2.2 BP神经网络识别法
该算法是由Rumelhart等人于1985年提出的,是试图通过模拟大脑神经网络处理,记忆信息的方式设计一种新的机器使之具有人脑那样的信息处理能力的一种神经元模型[9]。其原理主要是在采用已知学习样本集基础上,利用误差反向传播原理进行训练,利用训练结果建成网络,在学习过程中,可以将学习过程分为两种,一个正向学习,另外一个反向传播。在前馈学习过程中,输入向量将从输入层经隐含单元层,被逐层处理,然后传向输出层,这里每一层神经元的状态仅影响下一层神经元的状态,一旦在输出层不能得到期望的结果,则再次转入反向传播,将误差信号沿原来的路径返回,如此往复,通过不断修改各层神经元的权值,将误差信号降到最小为止[10]。最终确定岩性,与岩心数据验证,符合率达到96%(图1)。
3 储层四性关系
通过统计分析取心井岩性与物性资料,其孔渗随粒径增大而增大,储层物性明显受岩性及其胶结物含量控制,即岩性越粗,分选越好、碳酸盐含量较低的储层物性相对较好,并且有随着碳酸盐含量增加物性有变差的趋势[11,12]。其中,砂砾岩孔隙度、渗透率最高;其次是细砂岩,孔隙度均大于12%,渗透率高于60 m D。统计岩心与含油岩性长度、含油岩性长度百分比资料发现:砂砾岩含油性最好,最高可见油浸级别,其次是粉砂岩,有油斑显示;砂砾岩含油以上级别接近82%,粉砂岩荧光以上含油级别大于60%。综合分析:将储层岩性下限定为粉砂岩,含油性下限定为荧光,该区物性与声波时差的相关性较好,呈正相关;随着泥质含量增加,物性降低,粒度中值与泥质体积分数成反比;含油饱和度与深、浅侧向电阻率相关性较好,整体上随着含油饱和度的增大,电阻率值有降低的趋势,油气水层电阻率大于35Ω·m,油水层电阻率大于45Ω·m,油气层电阻率一般大于25Ω·m。
4 测井解释模型
4.1 泥质含量计算模型
通过研究梁家构造带永二段资料,自然伽马测井对确定泥质含量效果较好,根据取心井昌41、昌29、昌30、昌12井的岩心分析资料,以及相对应井段的自然伽马相对值来计算泥质含量,其经验公式[13]如下:
式中,GCUR=2;GR为目的层GR的测量值,API;GRmax为目的层纯泥岩的GR值,API;GRmin为目的层纯砂岩的GR值,API。
4.2 孔隙度模型
统计研究区内取心井昌13、昌29、昌30、昌12井岩心物性,在已经对声波时差进行标准化后的情况下,用剔除异常数据后的70块岩心数据,建立岩心分析孔隙度φ与声波时差AC关系图版。声波时差与岩心分析孔隙度之间相关性较好,随着声波时差的增大,孔隙度有增大的趋势。回归后方程:
式(3)中:φ为孔隙度,%;AC为声波时差,μs/m;相关系数为0.846。
4.3 渗透率模型
通过研究工区内取心井物性分析结果,剔除异常值后的岩心分析孔、渗资料共131组数据,建立渗透率模型。孔隙度与渗透率数值之间有较好的相关性。相关关系为:
式(4)中,K为渗透率,m D;φ为孔隙度,%;相关系数为0.802。
4.4 束缚水饱和度模型
根据吉林油田开发后期的相渗资料建立孔隙度与束缚水饱和度图版,利用孔隙度进行束缚水饱和度解释,其相关性较好,随着孔隙度的增加,束缚水饱和度有减小趋势。解释模型为:
式(5)中,Swi为束缚水含油饱和度,%;相关系数为0.818。
5 储层流体识别方法
目前使用最为广泛的一种流体识别方法就是测井资料交汇图法,这能比较直观的看出单个参数对储层流体性质的区分效果[14]。研究区分别采用了常规测井和阵列感应测井资料对流体性质进行识别,效果良好。
5.1 地层水性质
通过统计分析研究区地层水矿化度,编制地层水矿化度分布直方图,研究发现其地层水矿化度较高且分布范围较大,基本都属于中-高等矿化度,但仍有少数矿化度低于2 000×10-6(ppm)水样,多数分布在(4 000~12 000)×10-6(ppm)之间。
根据矿化度数据资料,绘制出了地层水矿化度平面等值线图,研究区地层水矿化度整体分布在(4 000~12 000)×10-6(ppm)之间。但基本都属于中-高等矿化度,在昌古1和昌39等井区附近具有高于12 000×10-6(ppm)的高矿化度水样。
5.2 常规测井交会图识别法
5.2.1 电阻率-孔隙度交汇图法
该方法是基于电性资料和试油试采资料的一种常用的解释技术,是阿尔奇公式一种图解形式。应用它既能形象、直观区分油(气)、水层,又可半定量确定含水饱和度[15]。最大的优势是可以不用确定岩石骨架参数和地层水电阻率,且孔隙度采用多元回归的方法,利用多种测井曲线更能真实反映地下地质特征。
对梁家构造带永二段4口井106个样品点试油数据资料,建立自然电位与声波的交汇图版(图2)。在RLLD-POR交汇图上,油气水层分布非常复杂(图3),具体体现在:
(1)油气水层:岩性基本为砂砾岩和粗砂岩,为较高孔隙度、中高电阻率,孔隙度分布范围为8%~15%,电阻率为35~100Ω·m;
(2)油气层:岩性基本为不等粒砂岩,孔隙度一般为11%~23%,电阻率较高,一般为25~90Ω·m;
(3)油水层:岩性主要为细砂岩和不等粒砂岩,孔隙度主要为15%~17%,电阻率分布范围为40~55Ω·m。
5.2.2 自然电位-声波时差交汇图法
研究区块岩性复杂,地层水矿化度变化大,流体多相态产出,测井曲线SP反应灵敏,而且SP是岩性、流体性质与泥浆性能差异的综合体现,利用声波时差与自然电位对本区建立图版,本区块油水层与油气层相比具有电阻率高、自然电位低的特点(图2)。
对于永二段AC-SP交汇图,油气水层分布表现为:
(1)油水层:岩性为细砂岩和不等粒砂岩,声波主要分布范围为240~270μs/m,自然电位为44~54 m V;
(2)油气水层:岩性主要为粗砂岩和砂砾岩,声波在225~260μs/m之间,自然电位主要为40~55 m V;
(3)油气层:岩性为不等粒砂岩,声波中等偏高,为235~290μs/m,自然电位主要分布范围为54~60 m V。
5.3 阵列感应测井交会图识别法
对于复杂储层,用常规电阻率测井识别孔隙结构比较复杂的低孔、低渗储层流体难度较大,利用阵列感应测井对流体进行识别有较大优势[16]。在储集层中,由于泥浆侵入而使其径向电阻率发生变化,高分辨率阵列感应测井不同径向探测深度的电阻率曲线正好反映这一变化[[18]]。应用累积法建立不同径向探测深度电阻率曲线总差异参数DR。
式(6)中,M2R1~M2RX为阵列感应2 ft纵向分辨率的10~120 in不同径向探测深度电阻率曲线,反映原状地层电阻率,与储层流体性质有关。由于水层电阻率比油层低,电阻率综合识别参数DRM2RX与DR的交汇图能够突出油水层的区分效果。因此,可利用不同径向探测深度电阻率曲线变化差异来对流体性质进行识别。
对研究区2口井,84个阵列感应资料样品点数据进行分析,建立电阻率综合识别参数DRM2RX与DR的交汇图,储层流体之间存的差异比较明显(图4),其中,油气层DRM2RX界限值为8Ω·m,DR界限值为0.3;油气层和油气水层之间DRM2RX界限值为23Ω·m,DR界限值为1;油气水层和油水层之间DRM2RX界限值为40Ω·m,DR界限值为1.5。
5.4 饱和度图版法
研究区在进行油水层识别之前,都对曲线进行了标准化。通过分析研究区5口井试油资料,以由RA05和RLLD转化而来的地层真电阻率为纵轴,以多元回归方法和声波时差及所求取的孔隙度为横轴,建立流体识别图版(图5)。确定含油气饱和度下限为:油气水层:9%≤POR≤16%,35Ω·m≤RLLD≤120Ω·m,40%≤S0≤75%;油气层:11%≤POR≤22%,24Ω·m≤RLLD≤90Ω·m,30%≤S0≤75%;油水层:15%≤POR≤17%,45Ω·m≤RLLD≤55Ω·m,50%≤S0≤60%。
综合常规测井、阵列感应测井和饱和度图版法对梁家构造带双二段流体性质进行分析,最终得出研究区油气水层识别参数如表1所示。
6 结论
(1)研究区采用了岩性识别图版和BP神经网络法对岩性进行了精细识别,储层岩性以砂砾岩和细砂岩为主,符合率均在90%以上。总体属于中-特低孔,低-超低渗储层,孔隙结构复杂,录井和钻井都表现有较好的油气性显示。
(2)在四性关系研究的基础上,采用岩心试验分析结合试油资料刻度测井的方法,建立了研究区的泥质含量、孔隙度、渗透率和束缚水饱和度测井解释模型,与岩心分析数据进行验证,解释符合率高达91.3%。
(3)采用常规测井、阵列感应测井和饱和度图版法对研究区流体性质进行研究,发现储层具有低阻油气层、高阻水层的特点。最终确定油气层含油饱和度下限为30%,电阻率综合识别参数下限为8Ω·m,声波时差大于235μs/m;油气水层含油饱和度下限为40%,电阻率综合识别参数下限为23Ω·m,电阻率大于35Ω·m,声波时差大于229μs/m;油水层含油饱和度下限为50%,电阻率综合识别参数下限为40Ω·m,声波时差大于240μs/m。
盆地流体 篇2
塔里木盆地克拉2特大型气田流体包裹体特征及油气成藏作用
储层流体包裹体测试分析是研究油气运移、成藏时间和期次等问题的一种非常有效的`方法.克拉2气田储层流体包裹体类型及其丰度统计分析表明,烃类包裹体丰度与储层含油气性之间具有明显相关性.根据包裹体产状、均一温度和包裹体成分拉曼光谱分析结果发现,油气在成岩早期就开始注入,并一直保存在储层中,直到后期才裂解成干气.有机包裹体均一温度表现为一个主峰,盐水包裹体均一温度有三个区间(峰值),其中第一个峰值与有机包裹体均一温度主峰几乎一致.因此,60～120℃为油气注入成藏时的温度,130～160℃为油气藏埋藏深度最大时的温度,最大埋深在5800m左右,经后期构造作用抬升至3500～4000m;220～330℃这个温度段为高温热液改造时的温度,克拉2气田受这一高温的改造,形成了很纯的干气气藏.
作 者：张鼐 郭宏莉 高志勇 Zhang Nai Guo Hongli Gao Zhiyong 作者单位：中国石油勘探开发研究院CNPC油气储层重点实验室,北京,100083刊 名：岩石学报 ISTIC SCI PKU英文刊名：ACTA PETROLOGICA SINICA年，卷(期)：200016(4)分类号：P618.130.1关键词：流体包裹体 油气运移 成藏作用 克拉2特大型气田 塔里木盆地
盆地流体 篇3
三塘湖盆地位于新疆东部,毗邻蒙古,地处中亚造山带的东准格尔构造带上(赵泽辉等,2006),马朗凹陷可以划分出马中、马东、马北、西峡沟、牛圈湖、黑墩六个构造带和沉积凹陷区,它是位于三塘湖盆地中央拗陷带中东部的一个含油气凹陷。马朗凹陷在石炭系发育了一系列的大型鼻状构造带,自北向南发育了牛圈湖、牛东、马中和马东鼻状四个构造带,这些鼻状构造带总体表现为东高西低的构造格局。上石炭统发育卡拉岗组、哈尔加乌组、巴塔玛依内山组3套火山岩储集层,其中以卡拉岗组、哈尔加乌组火山岩储集层为主。
1 火山岩储集层的岩石学特征
马朗凹陷火山岩主要分布于卡拉岗组、哈尔加乌组底部,熔岩主要发育有基性玄武岩,中性安山岩次之,它们是研究区主要的储集岩类;存在部分中基性过渡岩性粗玄岩。火山碎屑岩在各井均有分布,但广泛发育有玄武质火山角砾岩、玄武质岩屑凝灰岩、火山角砾熔岩、玄武质自碎火山角砾岩、沉凝灰岩。
从地球化学的角度看,马朗凹陷石炭系火山岩以基性-中基性的碱性-钙碱性系列岩石组合类型为特征(图1)。其中暗色矿物含量高,稳定性差,容易蚀变。马朗凹陷火山岩钠长石化、钠铁闪石化以及局部的碳酸盐化强烈,留下了大量物质带出和带入的证据,其中烃碱流体作用对改善储集层的储渗能力具有重要意义。
2 火山岩储集空间类型
依靠岩心观察、岩性薄片、铸体薄片显微镜分析和成像测井(FMI)分析等手段,对三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩油气储层储集空间进行了研究,认为本区石炭系火山岩储集空间按成因可划分为3种类型:原生孔缝、次生孔缝和裂隙。原生孔缝包括气孔、杏仁体内残余孔、脱玻化微孔、粒间孔、微孔、收缩缝、炸裂缝、砾间贴砾缝、解理缝;次生孔缝包括溶蚀孔隙、粒内溶孔、铸模孔、基质内溶孔、构造缝、风化缝、溶蚀缝;裂隙包括构造裂隙、充填溶蚀构造缝和未充填满构造缝。本区烃碱流体对原生孔隙、次生孔隙、裂隙的种类及发育程度起着关键性作用,为良好的储集空间奠定了基础。
3 烃碱流体对火山岩储集层的作用
“烃碱流体”它突出了碳(C)、氢(H)、碱(A)为流体主控成分这一概念,其实这种流体中还有F、Cl、S、N、O等的存在,较全面的幔源流体的基本形式应当是 HACONS[1]。烃碱流体的广泛运移主要依靠于构造运动,原因有3点:①构造运动产生的大型断裂和处于活动期的断裂,为烃碱流体的运移提供通道作用;②构造运动使得火山岩岩体处于地表或近地表环境,经历各种风化淋滤作用,使岩石中原生孔缝进一步溶蚀扩大,孔缝间的连通性进一步提高,给烃碱流体的运移创造了条件;③构造运动可产生大量斜交的、水平的和高角度的构造缝,这些构造缝隙对烃碱流体的运移起到了重要作用。
三塘湖盆地石炭系火山岩储层基本上都分布在深大断裂附近[2],马朗凹陷主要发育北西、东西及北东向三组断裂,北西向断裂为盆地的主要断裂类型,烃碱流体从地幔中释放,在断裂活动期间沿深大断裂上涌,以断裂带的裂缝、连通的孔隙、不整合面及风化壳作为运移空间,对研究区火山岩储集层进行改造。
4 烃碱流体与火山岩次生孔隙、次生孔隙带的形成
4.1 碱交代作用
4.1.1 碱交代作用及其类型
碱交代作用就是指有碱金属带入带出的交代作用,有研究发现碱性成岩作用和深部的软流体上隆、地幔流体上涌有紧密联系[2,3]。软流体上隆变浅后,烃碱流体沿断裂上涌,此流体由超临界态经减压降温相变为亚临界态,热液作用才开始(杜乐天,1996;2001)热液作用开启了碱交代作用,造成了岩浆岩的多样性。
本区烃碱流体碱交代典型方式主要有6种类型:钠长石化、浊沸石化、钠铁闪石化、菱铁矿化、黄铁矿化和硅迁移。它们是烃碱流体作用最直接最有利的证据。
(1)钠长石化
铸体薄片鉴定发现,本区石炭系基性熔岩中的钾长石斑晶及火山碎屑岩中的钾长石晶屑部分或几乎全部被钠长石交代(图版a)。充分体现了钾-钠不相容性[4];碱交代过程中,钠长石化实质就是Na2O的带入,K2O的带出,它是碱交代的典型代表现象。
(2)浊沸石化
本区火山岩中的沸石以浊沸石为主(图版b),含有部分钠沸石、片沸石和少量丝光沸石。浊沸石的广泛发育是本区火山岩碱交代作用最为有利的证据之一,所形成的次生孔隙是本区火山岩主要的储集空间。
(3)钠铁闪石化
钠铁闪石化作用在本区深层基性火山岩中普遍发育(图版c)。表现在碱性闪石作为一种富钠的热液矿物常和其它热液矿物钠长石、菱铁矿、萤石等伴生一起,在研究区主要见于玄武岩的基质中和玄武质火山角砾岩中,钠铁闪石和钠长石有时充填于浆屑气孔及火山灰中。薄片中呈蓝色或绿色,多色性显著。用X荧光衍射仪分析,该矿物主要的特征元素为O、Si、Fe、Mg、Na,表明了这种蚀变作用实质上是一种钠质碱性交代作用。
(4)菱铁矿化
薄片鉴定为无色、浅黄褐色,呈菱形、半自形,晶体边缘、解理有暗褐色氧化铁,有时出现氧化铁环带(图版d),在本区中性火山岩中普遍发育。
(5)黄铁矿化
薄片中不透明,多呈正方形,侵染状产出,边部常因氧化形成褐铁矿等(图版e)。
(6)硅迁移
在碱交代热液中,不论增硅还是减硅,实际上都是硅极易带出带入变得异常活跃和易迁移,所以叫硅迁移[1,5]。热液的pH值,外界的温度、压力都是SiO2迁移的重要影响因素[4,6]。随着pH增大、温度上升、压力增大SiO2变得异常活跃和易迁移。碱交代热液一般都来自深源高压环境,在热液上升的过程中,SiO2活化最能大规模的迁移,当上升到浅处压力降低,SiO2立即沉淀,硅迁移停止。碱交代作用是向外排硅的,本区薄片鉴定及扫描电镜资料显示火山岩中次生石英集合体充填孔隙较为普遍(图版f,g),火山玻璃和石英晶屑的主要成分都是SiO2,也充分证明了这一点。
上述6种碱交代作用类型特征表明,研究区石炭系火山岩中的烃碱流体不仅存在,且类型多样、广泛分布。
4.1.2 碱交代作用成因机制探讨
大量的国内外研究资料表明:地幔流体或有地幔流体参与的混合流体与围岩相互作用的结果可引起碱交代蚀变作用[5]。三塘湖盆地经历了多期构造演化阶段[7],其中板内构造演化阶段持续时间最长,在这一漫长的地质历史时期形成种种减压易渗通道(板块、断裂、断层、火山颈、岩体接触带),这样就使烃碱流体不经过岩浆产生很快上涌,到一定深度爆炸,相变转化为热液,于此同时岩石与热液反应,开启碱交代作用。
4.2 溶解作用
溶解作用在本区分布范围广泛,主要发生在长石斑晶含量较高的玄武岩和火山碎屑岩中。马朗凹陷深部烃碱流体广泛存在,其溶解、运移能力较其它流体大大提高[3],溶解作用对火山岩储层储集物性改善具有重大的贡献作用,碱性流体是导致储层组分发生溶解的主要动力和介质,长石溶解在该区发育最为强烈且普遍,长石溶解主要沿其解理缝、边缘处发育,铸体薄片可观察到基质内溶孔、斑晶内溶孔(图版h )、晶屑内溶孔、玻屑内溶孔(图版i ),为油气聚集提供了良好的储集空间。
5 结论
(1)本区石炭系火山岩储集空间按成因可划分为3种类型:原生孔缝、次生孔缝和裂隙。烃碱流体对原生孔隙、次生孔隙、裂隙的种类及发育程度起着关键性作用。
(2)烃碱流体从地幔中释放,在断裂活动期间沿深大断裂上涌,以断裂带的裂缝、连通的孔隙、不整合面及风化壳作为运移空间,广泛作用于火山岩储层。研究区烃碱流体碱交代存在6种典型方式:钠长石化、浊沸石化、钠铁闪石化、菱铁矿化、黄铁矿化和硅迁移。它们是本区烃碱流体作用最直接最有利的证据。
(3)在烃碱流体作用下,碱交代、溶解现象所留下的次生孔隙广泛发育,形成的次生孔隙带与原生孔隙一起为改善储渗能力起到建设作用。
a—钠长石化,晶屑岩屑凝灰岩,铸体薄片,马43井,C2h,(1 546.37—1 546.46)m,10×10,(-);b—浊沸石胶结,玄武质火山角砾岩,普通薄片,马28井,C2k,413 m,10×10,(-);c—钠铁闪石化,玄武质火山角砾岩,铸体薄片,牛东9—10井,C2k,1 574 m,10×10,(+);d—角闪石发生菱铁矿化,粗面岩,铸体薄片,牛东201井,C2h,(3 189.39—3 189.53)m,10×10,(-);e—辉石发生黄铁矿化,安山岩,普通薄片,马20井,C2h,1 882.2 m,10×10,(-);f—次生石英和蛋白石充填气孔形成杏仁体,铸体薄片,nd9—10,C2k,1 505 m,(+);g—次生石英充填晶洞,m19,C2k,1 566.3 m,扫描电镜图像;h—基质内溶孔、长石斑晶内溶孔,杏仁玄武岩,铸体薄片,牛东9—10井,C2k,(1 479.44—1 479.51)m,10×10,(-);i—玻璃基质的溶解,安山岩,铸体薄片,牛东201,C2h,(3 171.56—3 171.67)m,10×10,(-)
参考文献
[1]杜乐天.烃碱流体地球化学原理——重论热液作用和岩浆作用.北京:科学出版社,1996
[2]索孝东,李凤霞.三塘湖盆地马朗凹陷石炭系地质结构与火山岩分布.新疆石油地质,2009;30(4):463—466
[3]杜乐天.碱交代作用地球化学原理.中国科学,1986;1(1):81—90
[4]碱型地幔流体与富碱热液成矿.矿床地质,2009;28(5):599—610
[5] LeMaitre R W.A classification of igneous rocks and glossary of terms,recommendation of the IUGS sub-commission on the systematic of ig-neous rocks.London:Black Well Scientific Publication,1989
[6]肖序常.新疆北部及邻区大地构造.北京:地质出版社,1992:6—121
盆地流体 篇4
1有效烃源岩生排烃历史
烃源岩的生排烃时间代表了油气藏形成的最早时间, 因此可以根据烃源岩热演化史的研究确定油气藏形成的时间下限。该方法同圈闭形成时间法一样, 只能给出大致的成藏时间范围或者成藏的最早时间, 无法确定具体的成藏年代。并且, 研究的对象也并不是储集层/油气藏本身, 而是基于烃源岩热演化史对成藏时间的外推。其确定成藏时间的准确性主要取决于埋藏史和热史恢复的客观性[4—7, 17]。研究区鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组油藏的油源主要为长7段和长6段生烃有机质[15,18], 基于Easy%Ro模型[4], 通过姬塬油田各区带钻穿长7段的多口代表性深探井 (如C53、A78、L38、H168、L36、Y180等) 埋藏史、热史、生烃史模拟, 结合实测镜质体反射率拟合校正分析, 可知研究区长7段和长6段暗色泥岩有机质热演化程度基本处于中等演化阶段 (Ro处在0.7%~1.2%) , 均已进入了生油门限, 深洼地区长7段和长6段有机质正处于生/排液态烃的高峰期 (图1) 。综合分析, 认为姬塬油田延长组长6油层组有效烃源岩于晚侏罗世晚期-早白垩世早期 (160 Ma~140 Ma) 开始进入生排烃门限 (此时地温接近75℃、Ro接近0.6%) , 并于早白垩世晚期 (120 Ma~100 Ma) 进入大量生/排液态烃阶段 (此时地温接近125℃、Ro接近1.1%) , 而后, 随着燕山-喜山期大幅度构造抬升运动和上覆地层的剥蚀, 有机质的生烃作用受到了一定延缓 (Ro一直处于1.1%左右) 。因此, 根据生排烃法确定的研究区油藏形成时间应在晚侏罗世晚期及其以后。
2 K-Ar同位素定年确定油气充注时间
储层中自生伊利石的形成总是与流动的富钾水介质条件有关, 油气注入储层导致自生矿物形成的抑制 (次生石英) 和终止。因此, 如果能够分离出油气注入之前最新形成的伊利石, 就可通过其年龄的测定来确定油气的注入时间。在实际应用中, 常把比较有意义的粒径<0.1μm伊利石同位素年龄作为最晚形成伊利石的地质时间。所以, 伊利石同位素年龄往往给出的是油气藏形成期的最大地质年龄, 一般来说油气成藏时间略滞后于伊利石同位素年龄或基本同步[11,12,16]。本次从长6油层组砂岩储层多块样品中成功分离出粒级小于0.1μm的黏土矿物, 进行了自生伊利石和伊/蒙混层矿物定年 (表1) , 结合前人研究成果[16], 结果表明, 研究区长6油层组砂岩样品K/Ar同位素年龄介于150 Ma~110 Ma, 按照样品自生伊利石同位素年龄略早于油气大量充注储集层的时间估算 (油气充注大约滞后10 Ma左右) , 认为研究区油藏充注时间为140 Ma和100 Ma左右。
3流体包裹体综合定年
利用含烃流体包裹体研究油气充注史已被证明是一种行之有效的方法, 其期次划分是确定油气成藏时期的关键;该方法主要根据油气包裹体的均一温度分布与成岩序列等, 结合储层埋藏史和热史分析, 利用与油气包裹体共生的同期盐水包裹体的均一温度, 推算油气运移、聚集时间[8—10, 16, 19]。本次主要根据含烃流体包裹体的产状、相态、成分、颜色、均一温度测试确定了姬塬油田延长组长6油层组原油充注的时间与期次 (图2) 。镜下透射光/荧光薄片观察结果表明, 长6油层组砂岩储层中石英和长石颗粒的次生微裂纹以及石英次生加大边中都可见流体包裹体发育 (以发育于颗粒内裂纹为主, 在充填长石溶孔的方解石胶结物中几乎不发育) ;其中, 有单个状、窜珠状和团状分布样式, 包括纯气相、盐水气液两相、油气两相及油气水三相四种相态类型。另外, 加大边中的含烃包裹体主要发黄色荧光 (图2B) , 而碎屑颗粒裂纹中的含烃包裹体发弱蓝白色荧光 (图2D) , 上述特征表明研究区砂岩储层至少存在两期原油充注过程。又据与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一温度分布出现两个主峰值, 分别在85℃和135℃附近 (图3) , 将各期与烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度“投影”到附有古地温演化的埋藏史图中, 得知相应的原油充注时间大致为早白垩世早期 (135 Ma左右) 和早白垩世晚期 (100 Ma左右) 的两期, 并且以晚期充注为主 (图4) , 这与生排烃法推算和伊利石定年结果比较吻合。值得关注的是, 在长6油层组矿物颗粒裂纹内见有大量直径大小不等、多相共存、气液比差异大、均一温度相近的沸腾包裹体群发育, 说明研究区储集层原油后期 (100 Ma左右) 成藏主要表现为瞬态快速充注、幕式成藏的非均一聚集过程 (图2E、2F) 。
4油气成藏过程
油气充注历史研究是成藏地质要素与地质作用配置关系研究的时间纽带, 亦是油气成藏过程研究的核心问题之一。从有效烃源岩生排烃史出发, 以原油充注历史为时间节点, 综合上述分析认为, 姬塬油田长6油层组存在早期和晚期两次源内或近源充注过程, 即早白垩世早期 (140 Ma~130 Ma) 和早白垩世晚期 (105 Ma~95 Ma) , 并以晚期充注为主。两次原油充注时期分别对应于成岩演化序列的早成岩B阶段~晚成岩A1阶段和晚成岩B阶段[13,15,19]。其中, 长7段和长6段有效烃源岩于晚侏罗世晚期-早白垩世早期 (160 Ma~140 Ma) 进入生/排烃门限时, 相当于低熟油阶段;长6油层组储集层压实/压溶作用尚未完全结束、胶结作用不强、次生溶蚀孔隙开始发育, 储集物性相对较好 (孔隙度>12%) , 此时强超压不发育, 早期低熟原油主要在浮力/毛细管力作用下, 以物性较好的连通砂体为输导通道, 呈现连续缓慢、小规模聚集的成藏模式。而后, 于早白垩世晚期 (120 Ma~100 Ma) 烃源岩进入大量生/排液态烃阶段, 但此时胶结作用相对早成岩阶段B期更为强烈, 储集物性迅速降低, 同时, 强超压发育[15,20,21], 油气主充注期强超压的发育打破了盆内流体在浮力作用下连续缓慢的原有流动机制与流动样式, 故成熟原油更多的是以强超压为驱动力, 以燕山中晚幕发育的超压-构造联控型微裂缝为“隐性”输导通道, 非稳态快速充注分散分布的优质砂体/岩性圈闭而聚集成藏的。
5结论
(1) 通过烃源岩生排烃期分析、伊利石K-Ar同位素年龄测定及流体包裹体均一温度等方法综合分析认为, 鄂尔多斯盆地姬塬油田长6油层组主要存在160 Ma~140 Ma和110 Ma~90 Ma的两期油气充注过程。
(2) 研究区早期油气充注以连续、缓慢小规模的低充注为主要特征;而晚期是长6油层组的主要充注期, 以瞬态、快速大规模的高充注特征为主。
(3) 流体定年技术为深入分析油气充注的期次和时间提供了定量手段。研究表明, 三种成藏年代的确定方法具有良好的互补性, 是目前研究油气藏成藏历史可行而有效的办法。当然, 由于地质条件的复杂性、流体演化的长期性和多样性以及实验室分析测试固有的系统和人为误差, 运用流体定年技术研究油气成藏史时还应结合具体的地质格架以及输导体系的展布和演化等综合分析, 才能去伪存真, 将流体演化真正建立在时空格架内, 从而服务于油气勘探。
摘要：成藏年代学是成藏动力学领域研究的重点和难点, 是揭示油气成藏过程、成藏机理的重要途径。通过烃源岩生排烃期分析、自生伊利石K-Ar同位素年龄测定及流体包裹体均一温度等方法定量地研究了鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长6油层组油气藏的充注历史。综合分析认为, 长7段和长6段有效烃源岩自晚侏罗世晚期-早白垩世早期进入生排烃门限以来, 长6油层组主要存在160 Ma～140 Ma和110 Ma～90 Ma的两期油气充注过程。其中, 早期以连续、缓慢、小规模的低充注为主要特征;晚期则以瞬态、快速、大规模的高充注特征为主, 是长6油层组的主要充注时期。