浅谈鄂尔多斯盆地油气藏低压成因

侯霞林

在石油行业里,对于油气成藏的研究领域有一个十分重要的方面就是流体的压力变化,同时也是石油气勘探与开发的过程里最引人关注的一个问题。有国外学者对于流体的压力变化提出看法认为,如果其产生负压、正常的压力或者是高压现象的成因是受到众多的条件因素影响,并主要由储层和围岩连通的情况所决定。鄂尔多斯盆地的低压石油气藏在其被勘探之初,便被人们所注意。其低压型油气藏与常规气藏相比,主要呈现出的特点有:成藏早,形成于150至120MPa;紧密的气藏物性,属于低渗透与特低渗透类储层;无持续气体进行后期充注;其后期的构造变化使得气藏的埋深增大;产生的新沉积物对于下成岩的变化并无影响。

1埋深因素影响

1.1 流体压力

此盆地在上古生界的天然油气藏自东往西依次分布有神木-米脂、榆林、乌神旗、苏里格油气田共四个,其主要分布在太原、山西、下石盒子、上石盒子各组里。盆地储层的岩性主要是含烁粗砂、中砂以及细砂岩,受制于南北方向的河道砂坝与三角洲的前缘砂坝。其孔隙在盆地中东部主要是原生粒、残留粒间孔,而在盆地中西部则主要是原生粒、溶蚀粒间孔。

在盆地上古生界的气藏里地层的流体压力呈15.98至36.32MPa,其梯度呈每百米0.65至1.09MPa,梯度平均值每百米0.89MPa。在此区域的气藏绝大多数流体压力的梯度都小于每百米1.0MPa,显著呈现其低压特征。

流体的压力梯度表现出东高西低是该盆地上古生界的油气藏压力如今的特点。石盒子组的油气藏流体的压力梯度在东部偏大,基本处于每百米1.0MPa以上,往西则越小,基本处于每百米0.9MPa以下。如此的变化规律和该盆地如今的构造形态相吻合。

有两个方面影响着流体的压力梯度变化规律:

(1)构造形态东高西低导致盆地东部的地表水在自然作用之下沿着古生界、中生界的不整合面通道等渗透进入地层里;

(2)处于上古生界的砂体连通性能差、其储层岩性紧密、有限的地表水渗透范围只对盆地东部的较小区域产生影响,盆地中西部的广大区域里,流体的压力则受气层的充注作用,在它们中间为过渡带区域。

1.2 低压成因

油气藏中的天然气充注高度即气注高度,也可称含气高度。因为该盆地的上古生界的含气砂体孤立且较小,细粒岩石将其分隔开,于纵横方向上形成了叠置错落的气藏分布。所以在此所说的气柱高度只不过是数个叠置的砂体综合反映的结果。因岩性紧密与成岩的强烈作用,其流体的压力不全受围岩的流体动力控制,影响其的因素还有后期的构造变化。

理由如下:

(1)流体的压力剖面与平面变化和目前其形态构造大致相同,显示构造在变化后埋藏的深度对于计算压力梯度的影响巨大。

(2)在多数区域,燕山构造时期剥蚀的厚度都相比于后期的埋藏厚度要大,例如苏里格气田在中生代末,其剥蚀厚为800～900m,越往东剥蚀的厚度就越大,所以后期的埋藏作用对于下地层成岩作用影响不明显。

(3)处于气藏上伏位置的上石盒子组是相对较细的岩石种类,其一封闭流体在地层中的散失,其二使浅部流体对于深度流体的作用产生了阻碍。

(4)其天然气藏主体表现为岩性气藏,它的封闭以依靠纵横双向的岩性变化所引发的毛细管力改变现象为主。所以燕山时期后埋藏的厚度只使气藏的上覆厚增加,本质上对于流体的压力数值变化没有影响,进而让其埋深增大、相应流体的压力梯度降低。

2温度因素影响

2.1 温度

天然气藏在形成后,如果气藏的体积不发生变化,古流体的压力将会随古温度的下降而持续降低,古温度的降幅越大,相应的古压力降低得越大。如设定气藏的古温度最高是110至140摄氏度,则当温度降至20至50摄氏度,其古压力所降低的幅度是5.2%至19.4%。

2.2 天然气藏体积

在储层中聚集起来的天然气会由于各类原因造成其散失,诸如扩散、构造、隆升剥蚀等各类作用。所以从另一种程度上说稀释了天然气,就相当于其体积减小。如天然气藏处于相对封闭体系内,又没有气体进行持续充注的条件下,其体积的减小将会形成气藏内的天然气密度下降与气体的压力降低。经模拟计算显示,在140℃古地温的天然气藏内,温度降低70℃,天然气扩散达5%;当压力降低4.5%左右,则天然气扩散达10%;当压力降低9%左右,天然气的扩散达20%,可直观看出天然气的扩散量越大,其对应压力的下降就越是显著。

3例举苏里格气藏

苏里格天然气藏在鄂尔多斯盆地的西部偏北方,它的东面是乌审旗气田。此气田向南北方向延伸,它的特点有:

(1)其天然气藏受到南北方向分布的砂体所控制,气藏主要储于下石盒子组与山西组分流河道的砂体里。

(2)石英砂岩与岩屑石英砂岩为其储层岩性,填隙物里泥质岩屑的含量比较高,有个别能达到33%至37%。

(3)主要以原生粒、残留粒、溶蚀粒间孔形成其储集空间,其孔隙度5%至10%,其渗透率,显现物性不佳。

3.1 后期的埋深变化使压力降低

其天然气藏埋深3018～3800m,深度平均值3365m,其流体的压力约32.9至22.5MPa,均值27.99MPa,压力的梯度每百米0.92至0.65MPa,均值每百米0.83MPa,是非常典型的低压油气藏。

依据油气成藏后,因其成岩作用的停止,压力不再受制于后期埋藏因素影响,故对苏里格气田中部分井气藏的压力实行恢复原貌处理,其计算结果显示,在扣除了白垩系和它的上地层以后,经过对前白垩系残留的厚度换算所得出流体的压力梯度每百米0.9至1.14MPa,压力梯度的平均值每百米1.06MPa,相较目前,流体的压力梯度平均值高出21.4%。

3.2 温度下降使压力降低

苏里格的天然气藏古温度历经整个升、降温的过程。其在形成后,喜马拉雅的运动导致盆地隆升,使中生代的地层受到较多剥蚀。剥蚀过程中,气藏的温度也会持续降低,且这种状态将一直维持到剥蚀期结束后。如古温度的梯度保持不变,那么随着新的地层沉积,其气藏温度就会持续上升。总体而言,新沉积物的埋藏所形成的升温现象要比剥蚀所形成的降温更小,使得气藏的温度处于持续降低过程。古温度的这种变化必将导致气藏流体的压力改变。

按蘇里格天然气藏埋深平均值3365m,现今地温的梯度每百米2.46℃,地表12℃为参数进行计算,此气藏如今地温平均值95℃。假如其温度下降55℃,则模拟计算显示其压力降低14.9%。

除此之外,因次生孔隙的形成而导致的孔隙体积增加通常是2%至5%,使得气藏的储集空变化有限,所以孔隙的变化对于天然气藏流体的压力产生的影响较小,通常是5%至10%。有研究认为隆升剥蚀的作用也是使压力出现下降的成因,但实际上,隆升剥蚀对于天然气藏流体的压力改变有着双重的影响,其特点是:

(1)隆升剥蚀致使荷载的厚度减少,流体的压力梯度相应增大。再次埋藏,其流体的压力梯度则又将下降。

(2)隆升剥蚀将导致气藏的温度降低,从而形成压力的降低。

4结语

鄂尔多斯盆地的上古生界气藏流体的压力具备显著低压的特点,它的流体压力梯度呈现出东高西低的形态。在其盆地区域内,东部是正常的流体压力区,而西部则是较低的流体压力区,在两者之间是压力过渡带区域,与如今的地形构造形态大致相同,这就表示后期的构造变化与埋藏的作用对于压力梯度的分布有着相当重要的影响作用。处于构造位置较低部位的苏里格气田,其气藏低压的特点特别明显。经过模拟计算可以得出,剥蚀期温度的下降与后期埋藏深度的增加是形成该盆地的上古生界气藏的低压主因。

参考文献

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