酒泉盆地青西凹陷下沟组混积层系致密油成藏机理与富集影响因素

郭迎春，宋 岩，方欣欣，姜振学，陈建军，郭继刚

[1. 中国地质科学院 地质力学研究所，北京 100081； 2. 中国地质科学院 页岩油气调查评价重点实验室，北京 100081；3. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 4. 中国石油大学(北京) 非常规天然气研究院，北京 102249； 5. 中国石油 玉门油田分公司，甘肃 酒泉 735200； 6. 自然资源部 油气资源战略研究中心，北京 100034]

致密油是非常规油气中最现实的领域之一[1-4]，根据储集岩性可分为致密砂岩油、致密灰岩油、致密混积岩油3种基本类型[5]。实际上，混积层系中有些岩层是源储一体，有些呈烃源岩和储层的互层结构。在典型的混积层系中，致密混积岩油系统甚至包括了广义页岩油分类中的混合系统和页岩油系统[2]。世界范围内，致密混积岩油分布广泛，如北美地区的Bakken,Eagle Ford,Woodford,Marcellus等多套典型致密油产层及中国准噶尔、柴达木、四川、酒泉、三塘湖、渤海湾等盆地发现的分布广泛的混积型致密油[1-2,6-11]。目前，国内外针对致密油的地质研究尚不深入，亟待解决的问题有：①致密油储层微-纳米尺度孔-缝-喉网络系统及其非均质性特征、成因及对致密油成藏的控制作用；②致密油赋存状态、影响因素、转化条件及不同赋存状态的相对贡献；③致密油的充注机理、渗流机理、赋存和聚集机理[12-14]。

从老君庙油田(1939年)和石油沟油田(1951年)发现后，青西凹陷青南次凹被简单认为是供油中心[15-17]。后来青南次凹柳沟庄地区发现青西油田，部分专家将其定为裂缝性油藏[18-19]，并对裂缝特征开展了大量研究[20-23]。青南次凹下沟组储层致密，孔隙度主要分布于1%～8%，渗透率主要分布在0.1×10-3～2×10-3μm2[24-25]，通过对比北美典型致密油(如美国Eagle Ford、Niobrara的Hybrid Shale Oil和加拿大Cardium、Viking的Halo Oil)，笔者认为青南次凹下沟组混积型储层可能属于国内较为典型的致密油勘探领域。本文以青南次凹下沟组为例，研究其生烃史、源储压差的形成演化过程、油气在源储压差驱动过程中能够有效充注的孔喉下限的变化以及致密油渗流及聚集机理，并探讨混积层系中致密油的源储组合构成特征(烃源岩与储集岩之间的接触关系、岩性组合、厚度差异、有机质丰度差异、物性差异)对致密油运移和聚集的影响。

1 地质特征

酒泉盆地位于北祁连与阿尔金两巨型构造带交汇处，是在古生界褶皱基底之上，于中、新生代通过北东向基底构造伸展断陷作用而发育起来的陆相断陷盆地[26-29]，盆地由西向东分为酒西坳陷、嘉峪关隆起及酒东坳陷。青西凹陷位于酒西坳陷东南部，为酒西坳陷的沉降—沉积中心，面积约800 km2，由红南次凹、青西低凸起和青南次凹3个次级构造单元组成(图1)。

青南次凹沉积地层自下而上分别为下白垩统赤金堡组(K1c)、下沟组(K1g)、中沟组(K1z)、始新统柳沟庄组(E2l)、渐新统白杨河组(E3b)、中新统弓性山组(N1g)、上新统牛胳套组(N2n)及更新统玉门酒泉组(Q1y)。下沟组自下而上划分为K1g0，K1g1，K1g2和K1g34段，均以扇三角洲-湖泊体系组合为主要沉积类型，在南西、南东、北东方向发育扇三角洲平原和扇三角洲前缘相，青南次凹主体(柳沟庄地区)为半深湖-深湖相，偶有浊积体发育[30](图2)。青南次凹下沟组发育广泛的混合沉积，包括混合沉积岩和混合沉积层系，如白云质泥岩、泥质白云岩、砂质白云岩、白云质粉砂岩、泥质灰岩等混积岩，及由这些混积岩组成的多种混合沉积层系[31-32]，最厚达1 600 m。混积岩/层系形成于封闭-半封闭的强还原-还原环境，水体呈咸化-半咸化，是由机械作用、化学沉积作用及热液作用形成的[31,33]。青西凹陷下沟组是一套高度混合的混积岩/层系(图2)，除少量砾岩和砂岩夹层外，其余岩性均是良好的烃源岩，同时又是重要的储集层，形成了特殊的致密混积岩油系统。

图1 酒西坳陷构造单元划分及研究区K1g3顶面构造Fig.1 Structural unit division of Jiuxi Depression and top structure of K1g3 in the study areaa.酒西坳陷构造单元划分；b.研究区K1g3顶面构造

图2 青西凹陷下白垩统地层综合柱状图及Q2-4井下沟组一段岩性柱状图Fig.2 Composite columnar section of the Lower Cretaceous in the Qingxi Sag and lithological column of K1g1 in Well Q2-4a.青西凹陷下白垩统地层柱状图；b.Q2-4井下沟组一段岩性柱状图

2 生烃过程

2.1 盆地模拟所需参数的确定

2.1.1 地层年代、岩性

地层年代主要参考最新的地质年代表，更精细的划分则采用均分原则。地质模型中的地层岩性设置主要依据钻井的综合录井资料，通过多种岩性的纯岩性统计，由Petromod软件岩性编辑模块生成混合岩性，混合岩性的物性参数如密度、孔隙度、热导率、热容等由Petromod软件通过对纯岩性参数的几何平均计算生成，同时以研究区实测资料加以校正。

2.1.2 剥蚀量

恢复埋藏史的前提是对该地区的地层剥蚀量做出准确估算。青西凹陷中沟组遭受了较为明显的抬升剥蚀，测井声波时差(AC)数据的明显转折处即为剥蚀面，对应着中沟组顶部(图3)。可见剥蚀面上、下两套地层压实趋势线具有明显差异的两段式分布特征，表明下地层压实趋势并没有被补偿沉积所改造，因此可以利用声波时差法来恢复剥蚀量(原理参见文献[34])。

2.1.3 生烃动力学模型

成熟史模拟采用Burnham & Sweeney(1990)_EASY%Ro化学动力学一级反应模型。确定生烃动力学模型时，在软件提供的Pepper & Corvi(1995)_TII-S(A)基础上，用马素萍等(2011)的热解模拟实验结果加以校正[35]。

图3 青西凹陷柳9井剥蚀量恢复示意图Fig.3 Denuded stratum recovery of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

2.1.4 古水深、沉积水界面温度、古热流

研究区各个沉积时期的古水深主要依据该时期的沉积相并结合现代沉积水深综合预测。沉积水界面温度主要利用软件提供的全球统一的沉积水界面温度—时间模板，结合青西地区现今区域地理位置，通过软件综合预测获得。古热流采用软件提供的“Create heatflow trend from McKenzie model”，通过该地区构造演化史的认识设置相应参数，并结合本研究区相关研究成果初步设定[36]，进而在单井模拟时通过模拟Ro和实测Ro的比较，微调热流变化，最终确定较为准确的热流史。图4给出了上述3个边界条件具体演化过程。

2.2 埋藏史、热史与生烃史

盆地模拟结果显示，青南次凹经历了早期的深埋(早白垩世末至96 Ma)，中期发生了抬升剥蚀(96～53 Ma)及随后的沉积间断(53～31 Ma)，晚期发生了快速深埋(31 Ma以来)，且沉积速率越来越大(图5)。

K1c和K1g0在早白垩世末地层温度达到90～130 ℃，Ro达到0.7%～1.0%，已进入生油窗。之后由于发生抬升剥蚀，生油过程中止。至新近纪以来，青西凹陷发生持续快速沉降，地温升高，热演化程度不断升高，K1g2及K1g3现今地层温度在120～135 ℃，K1g1和K1g0在135～150 ℃，目前下沟组Ro大约在0.9%～1.3%，模拟结果与实测地温和实测Ro符合(图5)。

模拟结果显示不能简单地将青西凹陷下沟组当作一套烃源岩来研究其生烃过程。K1g0烃源岩基本上属早期生烃(早白垩世末)，K1g2及K1g3基本上属晚期生烃(新近纪以来)(图6)，而K1g1则存在两期生烃过程。高热流造成的高古地温梯度是K1g0及K1g1烃源岩早期生烃的主要原因。

图4 青西凹陷古水深、沉积水界面温度及古热流变化Fig.4 Change of paleo-water depth,sediment-water interface temperature,and paleo-heat flow of the Qingxi Sag

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

图6 青西凹陷柳9井下沟组各层段生烃速率Fig.6 Hydrocarbon generation rates for every member of the Xiagou Formation of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

3 剩余压力演化过程与孔喉充注下限的变化

3.1 剩余压力演化过程

近年来很多研究结果表明，致密储层以超压充注为主，源储压差为致密储层油气充注的主要动力，是致密储层油气成藏的决定性因素之一[37-39]。模拟结果显示，下白垩统剩余压力在20～30 MPa，压力系数大约在1.2～1.5(图7)，结果可信。以此获得孔隙压力演化史(图8)，可见早白垩世末开始发育超压，但超压幅度很小。新近纪以来，剩余压力逐渐增大，认为超压的发育主要是因为该阶段的大量生油造成的，剩余压力是排烃及向致密储层充注的动力。

3.2 孔喉充注下限变化

基于充注过程中的动力与阻力的关系，当剩余压力(pS-R)与毛细管力(pc)相等时，则达到充注下限[39-40]。即为公式(1)：

(1)

式中：pS—R为剩余压力，MPa；pc为毛细管力，MPa；σ为界面张力，N/m；θ为接触角，(°)；r为毛细管半径，nm。

本次研究只针对源储界面的孔喉充注下限(未考虑储层内部的情况)，源储界面的剩余压力演化由盆地模拟获得(图8中黄色部分，随着时间逐渐变大)，并将其定量化[公式(2)]：

(2)

图7 青西凹陷柳9井地层压力模拟结果Fig.7 Formation pressure simulation of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

图8 青西凹陷柳9井K1g2地层压力演化过程Fig.8 Formation pressure evolution of K1g3in Well Liu-9,Qingxi Sag

图9 青西凹陷下沟组烃源岩热演化过程中剩余压力变化与相应的孔喉充注下限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为地质时间，Ma。

由此，可以通过公式(3)计算得到孔喉充注直径下限(dmin)为：

(3)

式中：dmin为孔喉充注直径下限，nm；rmin为孔喉充注半径下限，nm；σ为界面张力，N/m，通过公式(4)计算得到；θ为接触角，(°)，取值0°。

σ=0.172ρoil-113.55

(4)

式中：σ为界面张力，N/m；ρoil为原油密度，kg/m3，取值916 kg/m3。

通过上述公式计算得到演化过程中的剩余压力与相应的孔喉充注下限的变化。就青西凹陷柳9井K1g2来说，大量生油造成出现明显的剩余压力大概始于20 Ma，20 Ma以来源储界面的剩余压力从2 MPa左右逐渐增大到32 MPa，相应的孔喉充注直径下限从120 nm减小至6 nm左右(图9)。

4 致密油充注渗流样式

青西凹陷下沟组储层致密化应该发生在早期(大量生油之前)，因为沉积条件(混合沉积+细粒沉积)决定了储层在成岩早-中期就已经变得很致密。盆地模拟结果也显示这种沉积条件下，孔隙度早期骤减，早白垩世末已经减小至7%，而到了大量生油时，孔隙度已经减小到4%～5%，对比现今孔隙度，模拟结果可信(图10)。

为研究致密油运聚以何种方式发生渗流的，进行了二维盆地模拟。地层格架采用过窟窿山构造—柳沟庄构造—柳北构造的剖面(过窿5—柳103—柳4—柳北1井)。应用入侵逾渗法进行模拟时，得到较为合理的模拟结果，说明研究区下沟组的致密油的充注及短距离运移是符合入侵逾渗渗流方式的，由此得到了剖面上的石油聚集过程(图11)。

图10 青西凹陷柳9井孔隙度演化过程Fig.10 Porosity evolution of Well Liu-9 in the Qingxi Sag

图11 青西凹陷窟窿山构造—柳沟庄构造—柳北构造剖面下沟组致密油生-运-聚过程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开始，下沟组开始生油，由于抬升剥蚀，至53.7 Ma时生油强度没有明显增大。新近纪以来，生油强度明显增大。油运移距离非常短，整个下沟组表现为自生自储，表现为近源聚集甚至是源内聚集，这与油源对比研究得出的“青西凹陷主体原油来源于下沟组泥云岩”认识一致[41]。此外，模拟的聚集结果与钻井试油结果吻合较好，如柳103、柳4、柳北1三口井的试油产出层段均位于模拟含油饱和度较高的层段。从含油饱和度模拟结果可以推断，青南次凹柳沟庄—柳北地区过渡区(柳4—柳北1之间)下沟组混积层系致密油成藏潜力较大(图11)。

5 源-储组合构成特征对致密油充注富集的影响

通过以上分析发现，源储组合对致密油的分布和富集有着很重要的影响，究其原因，除了简单的源储配置关系，源储组合内部构成特征更是起到了控制作用。为揭示不同源储结构致密油具有不同富集程度的机理，参考地震反演结果在数值模拟模型中添加了21个Polygon，建立了如图12的模拟模型，组成了多种类型的源储结构。其中考虑了储集岩与烃源岩之间的接触关系、岩性组合、厚度组合差异、有机质丰度差异及储集物性差异。

首先设置的Polygon物性较好，孔隙度在7%～8%，模拟结果显示较厚层的泥质白云岩和白云质泥岩含油饱和度大，富集程度高(图13a)。改变e和l的孔渗性后(孔隙度调低至3%)，重新模拟，结果显示e和l不再发生油的充注，而在与之相邻的白云质泥岩Polygon中含油饱和度较高(图13b)。在上一步基础上，参考地震反演结果调低c的孔隙度至3%，模拟结果显示c的上部不再发生油的聚集，而是在c的下部和d中含油饱和度高(图13c)，得到与实际情况较为相符的结果。

图12 Petromod软件系统中建立的多个Polygon数值模拟模型Fig.12 Multiple Polygons’ numerical simulation models built within Petromod software system(K1g背景均为白云质泥岩,TOC为1%；a—e,g,i—l,p,q为泥质白云岩；f,h,r,s,u为泥质粉砂岩；m,n,u,t为白云质泥岩。a,b的物性有差异，a稍好 于b；j,k的物性有差异，j稍好于k。m,n,o,t的TOC有差异，分别为1.5%,1.2%,1.5%和1.8%。)

通过改变源储结构的特征，重复模拟，对比模拟结果，可以总结得出影响不同源储结构致密油富集的影响因素。首先是源储一体、较厚互层型油气富集程度较下生上储型和薄互层型高，这与统计的不同源储组合的试油产量结果一致[32]。分析认为，烃源岩生成的油气在满足自身残留之外，能否排出至临近储层之中及其富集程度是排烃动力和阻力的比较。通过m,n,o,t 4个Polygon油气富集程度的比较，认为n生成油气有限，其中聚集的油气应该是临近运移至此聚集所致；m和t更够生成大量油气，自身能够残留较多并能排出至临近储层之中；而o可能是由于和n广泛接触，能够大量排出至n中。如果普遍致密背景上如果发育有明显的相对优质储层，则一般会形成油的富集，如粉砂岩及物性较好的泥质白云岩，且油主要富集在厚度较大的储集层上部；反之，如储集层非常致密，超过了油的充注物性下限，则这些储集层是无效的，并且会在这些无效储集层的周围形成较为广泛的油气聚集，甚至在烃源岩内部形成自生自储。如果优质烃源岩与相对优质储层配置较好(如相对优质储层上下发育优质烃源岩)，则此时的相对优质储层富集程度最高。

6 结论

1) 青西凹陷青南次凹下沟组经历早期深埋(96 Ma前)—中期抬升剥蚀(96～53 Ma，凹陷中心剥蚀量150～400 m)及沉积间断(53～31 Ma)—晚期快速深埋(31 Ma以来，尤其是新近纪以来)。热流在中新世初达到最高，之后减弱。下沟组不同层段具有不同的生烃过程，早期高热流造成K1g0烃源岩早期生烃(早白垩世末)，K1g2及K1g3属晚期生烃(新近纪以来)，K1g1则有早晚两期生烃过程。

2) 生油增压是青南次凹下沟组异常高压的主要因素。20 Ma以来，下沟组大量生油，源-储界面的剩余压力由2 MPa逐渐增大至现今的32 MPa。基于充注过程的力学平衡关系，计算得到源-储界面充注孔喉直径最小可达6 nm。

3) 青南次凹下沟组混积层系致密油充注及短距离运移符合入侵逾渗方式，导致形成近源聚集和源内聚集的广泛分布的致密油。源-储组合配置方式和构成特征是影响致密油富集程度的主要因素。源储一体、三明治型油气富集程度较下生上储型和薄互层型高，过于致密的储集层充注效率低，石油聚集在周围或者在烃源岩内部形成自生自储。青南次凹柳沟庄—柳北地区过渡区下沟组混积层系致密油成藏潜力大，应加大勘探力度。