源储组合特征对花海凹陷致密油成藏的影响

高雄雄，罗 群，姚立邈，袁 青，王葡萄

(1.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2. 中国石油大学，北京 102249)



源储组合特征对花海凹陷致密油成藏的影响

高雄雄1，2，罗 群1，2，姚立邈1，2，袁 青1，2，王葡萄1，2

(1.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2. 中国石油大学，北京 102249)

为研究不同源储组合对致密油成藏富集的影响，通过分析花海凹陷内的源储组合特征，并针对下源上储型、上源下储型、三明治型3种源储组合类型设计了3组物理模型进行模拟实验，对比不同模型的充注效率与含油性差异，分析不同源储组合的充注机制及其对致密油成藏富集的影响。结果表明，储层含油性和充注效率与源储组合类型有较大相关性。源储配置关系、源储压差及储层非均质性共同决定了致密油运移和聚集的差异性，制约了含油饱和度的大小。从充注效率和含油性来看，三明治型好于上源下储型和下源上储型。深化源储组合特征研究对于致密油勘探开发具有指导意义。

致密油；下白垩统；源储组合；成藏；花海凹陷

0 引 言

致密油具有低孔、低渗和低含油饱和度的特点，其成藏特征和富集机理与常规油气藏差异较大，尤其是致密油的源储组合关系，不同的源储组合具有不同的成藏富集机理，目前尚处于研究阶段[1-7]。国内一些学者将其概述为纳米孔喉含油、压差驱替、非达西渗流和连续型聚集[1-2，7-8]。研究区花海凹陷下白垩统存在多种源储组合类型，源储特征及成藏富集规律不明，制约其致密油的勘探开发进程。通过研究该区发育的源储特征，对不同源储组合原油充注进行实验模拟，对比不同模型的充注效率与含油性的差异，分析不同源储组合的充注机制和对致密油成藏富集的影响，明确油气聚集和源储组合特征之间的关系，指导致密油的勘探开发。

1 区域地质概况

花海凹陷是酒泉盆地的一个次级凹陷，位于河西走廊中段，在加里东、海西运动的基础上经历了燕山、喜马拉雅2期构造运动而形成的中、新生代断拗叠置的沉积凹陷。盆地面积为906 km2，有效勘探面积约为500 km2，主要勘探目的层为下白垩统，细分为赤金堡组(K1c)、下沟组(K1g)和中沟组(K1z)。凹陷主要经历了前侏罗纪陆块稳定发展、早侏罗世断陷形成、早白垩世断陷发育、新近纪拗陷褶皱冲断和第四纪持续拗陷沉降5个时期的构造演化，形成如今凹陷“三坡两带”的构造格局。中沟组上段在早白垩世末受燕山运动的影响，湖盆整体抬升，遭受剥蚀，部分地层缺失，与上覆的第三系地层广泛发育角度不整合。下白垩统主要处于断陷坳陷发育期，构造相对稳定，沉积相以三角洲前缘及湖相沉积为主，最大沉积厚度约为5 000 m。凹陷中南部是研究区烃源岩主要发育区，面积为360 km2，烃源岩最大厚度为800 m，区内有效烃源岩储层致密，致密砂岩层见油气显示或低产油流，具有形成致密油的良好地质条件，勘探潜力较大。

2 研究区源储组合特征

2.1 烃源岩特征

研究区烃源岩主要分布在凹陷中南部。下沟组和中沟组广泛发育深湖—半深湖相泥质烃源岩，是凹陷的主要烃源岩层。烃源岩的发育和分布受沉积相的控制，从岩性井柱上可以看出，深湖—半深湖相处发育大段连续优质烃源岩，而在河流—三角洲相，水体较浅且动荡，砂泥岩频繁交替，泥岩单层厚度小，层数较多。花海凹陷目的层TOC总体较高，取样分析表明，大部分样品TOC大于2.00%，氯仿沥青“A”为0.04%～0.79%，平均为0.21%；其中，下沟组有机质丰度总体较高，TOC主体分布为2.00%～4.00%，最大可达到7.26%，平均为2.90%，氯仿沥青“A”平均为0.17%，随着埋深的增加而减小；中沟组有机质丰度最高，TOC最大可达12.00%，氯仿沥青“A”平均为0.22%(表1)。研究区下沟组和中沟组有机质类型以Ⅱ1型为主，同时发育I型和Ⅱ2型，均有利于生油。实验统计，花海凹陷的84个不同深度、不同位置样品的Ro与深度之间总体上具有良好的线性关系，拟合度较高。Ro多为0.5%～1.5%，总体处于生油窗内。主力烃源岩的Tmax为430～460 ℃，处于大量生油阶段。生烃潜量随深度增加而减小，中沟组生烃潜量最大，S1+S2主体为6.0～44.7 mg/g，平均为20.8 mg/g，最高达到80.0 mg/g；下沟组生烃潜量较大，主体为2.0～20.0 mg/g，平均为8.8 mg/g。

表1 花海凹陷烃源岩有机质丰度

从表1烃源岩的各项参数可以看出，花海凹陷具有良好的烃源岩条件。TOC与Ro数据统计表明，花海地区有机质丰度高的样品(占样品总数的75%以上)进入生油门限，烃源岩成熟度较高，具有良好的勘探前景。

2.2 储层特征

花海凹陷北部、东北部沉积相主要以洪积扇—河流三角洲相为主，发育河口坝、三角洲水下分流河道和前缘席状砂等沉积，储层物性较好。而在凹陷中南部主要发育三角洲前缘和湖相沉积。研究区下白垩统中、下沟组主要的储集岩类型为岩屑长石砂岩和岩屑质长石砂岩，其组分特征以长石类为主，砂岩粒度普遍较细，主要粒径为0.01～0.02 mm。孔隙中胶结物占1%～7%，平均为4%，主要由黏土矿物和碳酸盐岩矿物组成。杂基含量约占总体积的7%～15%。沉积物后期经历压实、压溶、胶结交代、黏土矿物转化和重结晶等多种成岩作用的改造，储层变得致密，孔隙度主要分布为2%～10%，基质渗透率为0.001×10-3～1.000×10-3μm2。储层孔喉结构以中喉细孔和细喉细孔为主，非均质性强，发育多种孔隙类型，以微纳米孔为主。岩心观察及薄片鉴定可以看出，区内主要发育原生粒间孔、基质微孔、粒间粒内溶孔和晶间孔。同时，存在各种微裂缝，如层间缝、构造缝和颗粒微裂缝等。孔隙受粒度和成岩作用的影响，孔喉半径小，结构复杂，胶结类型以钙质胶结和泥质胶结为主。压实、压溶作用强烈，储层孔渗性随着深度的增加逐渐降低，属于低孔、特低渗储层[1-2]。

2.3 源储组合划分

通过对花海凹陷烃源岩和储层特征分析，优选地质参数，并参考赵政璋[8]致密油评价要素及参数标准，建立花海凹陷致密油发育的优质源岩和优质储层划分标准。认为研究区暗色泥岩累计厚度大于10 m，而夹层厚度小于10 m，泥地比大于60%，且有机碳含量大于2%，有机质成熟度在生油门限之内(Ro为0.7%～1.3%)，则认为是优质烃源岩发育区。优质储层则是指砂岩累计厚度大于10 m，而夹层厚度小于10 m，泥地比小于60%，孔渗性较高。结合建立的评价标准，对花海凹陷主要探井进行了源储单元识别。利用过典型井的连井剖面对比，将优质储层和优质源岩在空间上进行匹配，确定凹陷内存在的源储组合类型。统计该区主要的油气显示井和3口低产油流井与源储组合之间的关系，最终确定优质源储组合。研究表明：花海凹陷主要存在3种源储组合关系，分别是上源下储型、下源上储型及三明治型，而油气显示良好的井段源储组合主要以三明治型为主，少量为上源下储型和下源上储型。由于致密油具有原地成藏和短距离运移的成藏特征[1-2]，而三明治型组合与源岩紧密接触且多向供油，因而可能是致密油成藏的最优源储组合。

3 不同源储组合对致密油成藏的影响

3.1 不同源储组合成藏模拟实验

为了研究不同源储组合对致密油成藏富集的影响，根据研究区发育的源储组合关系，针对下源上储型、上源下储型、三明治型3种源储组合类型设计了3组物理模型进行模拟实验，对比不同模型的充注效率与含油性的差异，进而分析不同源储组合的充注机制和对致密油成藏富集的影响。

3.1.1 实验模型及步骤

实验采用中国石油勘探开发研究院二维可视化油驱水物理模拟实验装置，主要由4部分组成，即砂体模型主体、流体注入系统、测量系统和数据采集处理系统。砂体模型是模拟实验装置的核心；实验所用砂体由不同目大小的玻璃珠代替，具有良好的亲水性；实验用油为中性煤油，为了便于观察煤油在砂体中的渗流过程，用微量天然色素将煤油染成红色。实验过程中将不同粒度的玻璃珠分层装入模型并饱含水，密封后用高压电动泵向装置后盖活塞内注入蒸馏水，将模型中的气体驱出并压实，之后继续注水至模型内压力稳定在0.8 MPa。用煤油泵以15 mL/min向模型内注入煤油，观察煤油在模型内的运移聚集过程，并记录不同注入时间对应的注入量、流出量和注口压力(表2)，整体注油时间约为120 min。

表2 模型实验记录数据

3.1.2 实验结果分析

通过对3组源储组合模型实验数据分析表明：设定注油速率相同(即源岩生烃速率和生烃量相同)，排除浮力影响，充注动力主要为源储压差，而阻力主要为毛细管力。从原油充注时间和储层含油饱和度变化速率上看，三明治型由于双向供烃，含油饱和度随时间变化最快，充注效率最高，上源下储型次之，下源上储最低，最终含油饱和度So三明治型>So上源下储型>So下源上储型，而So上源下储型>So下源上储型主要与下源上储型上覆地层缺少封盖层和油气散逸有关(图1)。在设定3种模型注油速率相同的情况下，不同模型注口的充注压力也不同。从注口压力变化范围来看，下源上储型注口压力变化较小，压力上升也相对缓慢，说明其源岩排烃进入储层所需的突破压力较小，油由源岩进入储层相对容易；上源下储型压力变化则相对较大，表明原油由源岩进入储层所受阻力大，原油进入储层较难。虽然三明治型源储界面面积大，但考虑其源储配置关系，上层源岩排烃进入储层较为困难，压力变化介于二者之间。从注口压力与储层含油饱和度关系看，随着注口压力变化，三明治型储层的含油饱和度上升明显，证明在源储压差驱动下，三明治型的充注效率最高；下源上储型虽然最终含油饱和度低，但在源储压差不断提高的条件下，其储层含油饱和度上升速率也较快；而上源下储型需要的压差最大，其含油饱和度随压差变化的速率最低，证明其即使在较大压差下，其充注效率也不高(图2)。综合以上实验结果可知，在含油性和充注效率方面，三明治型要好于其他2种源储组合。

3.2 不同类型源储组合致密油成藏富集机理

虽然实验所用砂体和原油不是研究区真实砂体和原油，玻璃珠和真实地层砂体在油气充注、运移和聚集成藏方面都有较大区别，但实验现象和实验结果仍然较好地证明了储层含油性和充注效率与源储组合类型有较大相关性。在排烃量一定的情况下，3种源储组合类型在源储界面上的源储压差差异较大，而这种源储压差的大小对油气充注的效率影响极大。另外充注效率高，其含油性并不一定就好，充注之后能否在储层中聚集也是十分关键的。下源上储型由于储层置于烃源岩上方，其物性要好于烃源岩，在保存条件不好的情况下，油气从源岩进入储层后容易逸散，不易成藏；而三明治型由于2层源岩夹1层储层，源储界面面积大，使得中间的储层容易使油气聚集成藏，无论是实验还是实际地质条件下，其含油性均为最好。总体来说，三明治型好于上源下储型和下源上储型。这与试油资料统计结果相吻合，可以预知凹陷内大范围发育三明治型源储组合的层段和区带是今后研究区致密油勘探的有利目标区。

从实验现象来看，致密油的充注过程和常规油气具有较大区别。致密油成藏呈现出非达西渗流特征，表现为面状充注、随压差变化、阶段性跳跃式推进、多尺度微孔缝输导、非均匀大面积弥漫式短距离运聚、有序连续的差异性富集和供烃与散失的动态平衡成藏运聚。源储压差与储层非均质性共同决定致密油运移和聚集的差异性，制约含油饱和度的大小。

图1 3种模型含油饱和度与充注时间交会图

图2 3种模型含油饱和度与注口压力交会图

4 结 论

(1) 花海凹陷源岩分布受沉积相控制，主要分布在研究区中南部湖相发育区。下白垩统的中沟、下沟组，其暗色泥岩厚度大，有机质丰度高，类型好，成熟度适中。储层致密，且与烃源岩紧邻共生，大范围分布，储层孔喉结构以中喉细孔和细喉细孔为主，非均质性强，发育多种孔隙类型，以微纳米孔为主，属于特低孔、特低渗储层，具有致密油形成的良好条件。

(2) 研究区主要发育3种类型的源储组合，分别是上源下储型、下源上储型及三明治型。而三明治型与源岩紧密接触且多向供油，可能是致密油成藏的最优源储组合。

(3) 储层含油性和充注效率与源储组合类型有较大相关性。源储配置关系、源储压差及储层非均质性共同决定致密油运移和聚集的差异性，制约含油饱和度的大小。从充注效率和含油性来看，三明治型明显好于上源下储型和下源上储型。源储组合特征对致密油聚集成藏具有较大影响，凹陷内大范围发育三明治型源储组合的层段和区带可能是今后研究区致密油勘探的有利目标区。

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编辑 黄华彪

20151106；改回日期：20160110

国家自然科学基金项目“云质岩致密油储层微米—纳米孔喉网络体系及其流体耦合流动机理与流动下限”(41372145)；中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“酒泉盆地青西、花海地区致密油研究及目标优选”(2012E-3303)

高雄雄(1987-)，男， 2010年毕业于中国石油大学(华东)勘查技术与工程专业，现为中国石油大学(北京)地质资源与地质工程专业在读硕士研究生，主要从事油气成藏与分布规律研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.013

TE123.2

A

1006-6535(2016)02-0055-04