柴西北地區(qū)油泉子油田淺層油藏異常低壓形成機制

喻廷旭，湯達禎，許 浩，汪 雷，王 凱

（1.中國地質(zhì)大學（北京）能源學院，北京100083；2.中國石油青海油田分公司，甘肅敦煌736202）

柴達木盆地西部北區(qū)（簡稱柴西北地區(qū)）主要包括咸水泉、南翼山、小梁山和油泉子等幾個構造，自20世紀50年代以來，經(jīng)過長期的勘探和開發(fā)，柴西北地區(qū)約有各種鉆井1 300口，在中淺層油藏生產(chǎn)取得了很好的經(jīng)濟效益。但淺層的多個油藏在開發(fā)中存在自然產(chǎn)能低、井漏頻發(fā)、鉆井液漏失量大、地層壓力系數(shù)偏低的特征，給實際的開發(fā)工作帶來一定的困難。目前，有關研究區(qū)內(nèi)淺層油藏地質(zhì)特征的研究較多［1-5］，但在其異常低壓形成機制方面鮮有研究。中外學者圍繞異常低壓成因機制開展了大量研究，分析了不同地區(qū)不同地質(zhì)條件下異常低壓形成的控制因素，認為構造抬升、地層溫度降低、溶蝕增孔和潛水面降低等是形成異常低壓的主要原因［6-10］。筆者基于前人研究成果，選取油泉子油田淺層油藏進行詳細解剖，研究以油氣成藏為核心的盆地演化過程中各種地質(zhì)因素對異常低壓演化的控制作用，明確異常低壓體系的形成演化機制及其與油氣成藏過程之間的耦合關系，以期為柴西北地區(qū)淺層油藏的勘探開發(fā)提供指導。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

油泉子油田位于柴達木盆地西北部，處于盆地西部茫崖凹陷亞區(qū)。構造長軸方向為110°（NWW），面積為1 000 km2。構造南北兩翼均被相向而傾的逆斷層切割，呈“兩斷夾一隆”的構造格局，東北翼地層傾角大于40°，西南翼地層傾角為5°～10°，為東北翼陡、西南翼緩、頂部寬平的半箱狀背斜。

研究區(qū)主要是以碳酸鹽巖沉積為主的內(nèi)陸咸水、半咸水湖泊混合沉積，巖性以灰色、灰黃色泥巖、灰質(zhì)泥巖、鈣質(zhì)泥巖為主。儲層有孔隙性砂巖和裂縫性泥巖、泥灰?guī)r2種類型，儲集空間包括次生粒間孔、鑄?？住⑷芏春透鞣N類型的裂縫。儲層非均質(zhì)性強，孔隙度和滲透率差別較大，孔隙度最大值為34.7%，最小值為0.1%，平均值為6.4%；滲透率最大值為458×10-3μm2，最小值小于0.01×10-3μm2，平均值為0.918×10-3μm2。儲層巖石排驅(qū)壓力高，為5.106 4～24.828 MPa，平均為10.798 MPa。油泉子油田儲層結構較差，顯示出低—特低滲透、小—微孔、微喉型的特點，絕大多數(shù)屬于非常規(guī)致密儲層。

2 壓力分布特征

據(jù)油泉子油田淺層28口井共32個實測地層壓力數(shù)據(jù)統(tǒng)計結果可知，地層壓力系數(shù)小于0.70的占12.5%，地層壓力系數(shù)為0.70～0.90的占62.5%，地層壓力系數(shù)為0.90～1.10的占25.0%；地層壓力系數(shù)為0.65～1.05，平均為0.86（圖1）。淺層油藏地層壓力為1.24～15.44 MPa，平均為5.29 MPa；地層壓力梯度為0.74～1.16 MPa/100 m，平均為0.92 MPa/100 m。地層壓力主要以超低壓和異常低壓為主，包含部分常壓。縱向上地層壓力與埋深關系密切，隨埋深的增加地層壓力逐漸增大，線性關系較為明顯，但是地層壓力系數(shù)和地層壓力梯度與埋深關系不明顯。對于不同類型的產(chǎn)層，油層的地層壓力一般都較大，油水層次之，水層最小，說明油氣充注強度對地層壓力具有一定的影響。

圖1 油泉子油田地層壓力與埋深的關系

3 異常低壓形成機制及演化

3.1 封閉機制

按蘇林的分類［11］，油泉子油田淺層油藏地層水基本為CaCl2型，表明大部分地區(qū)地層水處于停滯狀態(tài)，地層封閉條件較好。地層水礦化度總體偏高，總礦化度為104.277～310.348 g/L，平均為231.968 g/L，受表層大氣淡水影響較小。地層水變質(zhì)系數(shù)相對于礦化度及水型更具繼承性，能真實反映地層水的運移、變化及賦存狀態(tài)。一般認為，地層水封閉越好，其變質(zhì)系數(shù)越小，越有利于油氣保存［12］。研究區(qū)淺層地層水變質(zhì)系數(shù)為0.432～0.645，平均為0.523，小于0.87，基本上為封存水。原油的性質(zhì)與油氣藏保存條件存在一定關系，因此可利用原油性質(zhì)推測油氣藏的保存條件。油泉子油田淺層原油長期受地層環(huán)境的影響，不斷遭受細菌的分解和氧化作用以及地層水的沖刷作用，致使重組分增多；地面原油密度為0.811 4～0.877 7 g/cm3，平均為0.835 g/cm3，地面原油粘度為4.67～9.35 mPa·s，平均為7.86 mPa·s，屬于輕質(zhì)低粘度原油，說明其受氧化等破壞作用較弱。綜合地層水和原油特征可知，研究區(qū)淺層油藏具有良好的封閉條件，有利于異常低壓流體系統(tǒng)的保存。

油泉子地區(qū)在漸新統(tǒng)下干柴溝組（E32）—上新統(tǒng)上油砂山組（N22）沉積時期處于湖泊相，下干柴溝組沉積時期開始柴西大型湖泊形成并逐漸擴大，下干柴溝組沉積了大套泥質(zhì)巖，其對周圍兩側(cè)側(cè)向運移來的油氣形成了封蓋作用，為良好的區(qū)域蓋層；到獅子溝組沉積時期，湖水濃縮，鹽度提高，達到碳酸鹽—硫酸鹽沉積階段，沉積了厚層泥巖、鈣質(zhì)泥灰?guī)r夾鹽巖及石膏層，其中脆性較高的灰?guī)r及泥灰?guī)r形成裂縫型儲層，塑性較高的膏質(zhì)泥巖及泥巖常形成蓋層，研究區(qū)淺層油藏垂向封閉性較好。

油泉子油田淺層油藏儲層物性普遍較差，儲集體內(nèi)和儲集體間連通性不好，儲層質(zhì)量受裂縫發(fā)育程度控制明顯。曹海防等通過對南翼山裂縫油氣藏的研究，認為該區(qū)裂縫包括構造裂縫、成巖裂縫和孔隙流體異常壓力裂縫，其中構造裂縫占主導，斷裂帶及背斜軸部控制了裂縫的總體分布［13］。由于巖性對裂縫形成有一定的控制作用，導致縱向上裂縫型儲層及油藏主要分布在碳酸鹽巖較發(fā)育的層段。應力場和巖性對裂縫發(fā)育程度的控制必然導致裂縫發(fā)育程度的差異，進而影響儲層的非均質(zhì)性，儲層物性漸變帶和相變帶為淺層油藏側(cè)向封閉提供了重要條件（圖2）。

圖2 油泉子油田淺層油藏封閉機制模式

油泉子油田受斷層破壞嚴重，地表瀝青顯示分布廣泛，其分布主要受斷裂控制，多呈脈狀，充填在裂縫和層理之中，沿背斜軸部斷裂帶幾乎充滿了黑色瀝青與石蠟的混合脈體［14］。只要有足夠數(shù)量的油氣和足夠的逸散時間，斷裂帶終將被氧化的瀝青封堵，油氣藏只是部分被破壞而保存至今。柴達木盆地冷湖四號、五號油田都是由于瀝青封閉作用而被保存下來的［15］，瀝青封堵作用為油泉子油田淺層低壓油藏側(cè)向封閉性提供了重要保障（圖2）。

3.2 異常低壓成因分析

異常低壓形成的根本原因是孔隙流體的供排不平衡［16］。當孔隙相對減少而流體不能及時排出時，孔隙壓力會增大產(chǎn)生異常高壓；當孔隙相對增大而流體不能及時流入補給時，孔隙壓力就會減小而產(chǎn)生異常低壓。由地層水和原油物性可以看出油泉子油田淺層油藏保存條件良好，因此構造抬升造成的孔隙反彈和溫度降低是其低壓的主要成因。

柴達木盆地構造運動十分頻繁，尤其是上新世末的喜馬拉雅運動晚期。強烈的構造運動導致油泉子隆起遭受剝蝕，運用地層對比法對油泉子油田地層剝蝕厚度進行恢復，結果表明其古近系—新近系剝蝕厚度約為2 000 m，第四系七個泉組在剝蝕微弱地區(qū)現(xiàn)今保存厚度為600～700 m，因此油泉子油田地層剝蝕厚度至少為2 600～2 700 m。此外，運用EASY%Ro法對油6井剝蝕厚度進行恢復，當剝蝕厚度為2 800 m時理論計算的Ro值與實測值擬合較好，綜合地層對比法和EASY%Ro法計算結果可知油泉子油田剝蝕厚度約為2 700 m（圖3）。邱楠生等利用磷灰石裂變徑跡和鏡質(zhì)組反射率動力學模型對該區(qū)熱史模擬研究認為，上新世末期古地溫梯度為3.2 ℃/100 m［17］，假設地表平均溫度為5 ℃，油泉子油田淺層最大埋深時溫度達110～120℃，現(xiàn)今油泉子淺層地層溫度平均值為30～40℃，故其溫度變化量約為80℃。

圖3 油泉子油田剝蝕厚度恢復結果

構造抬升過程中孔隙體積和溫度將發(fā)生變化，從而影響孔隙流體壓力。隨著構造抬升，目的層因上覆地層遭受剝蝕，負載降低，導致其孔隙和地層流體卸載膨脹，孔隙膨脹時必然會使地層壓力降低；當然孔隙中流體也發(fā)生膨脹時，在一定程度上增加了地層壓力。Russell測定砂巖儲層彈性收縮壓縮模量為1×10-9Pa-1，而水的壓縮模量為3×10-10Pa-1［18］。假定在地層抬升過程中孔隙體積以相同速率膨脹，地層水膨脹后體積僅為孔隙膨脹后體積的不到1/2，將會產(chǎn)生孔隙體積的增加，稱為回彈作用下的孔隙增加。此外，伴隨著抬升剝蝕作用必然導致地層溫度降低，流體由于遇冷收縮，體積變小。流體的熱膨脹系數(shù)遠大于巖石，Hodgman測定巖石的膨脹系數(shù)為9×10-6℃-1，地層鹵水的膨脹系數(shù)為400×10-6℃-1［19］?？梢姕囟鹊慕档蜁е驴紫读黧w體積相對于孔隙容積而減小，事實上處于封閉狀態(tài)的地層，體積的很小變化將導致壓力的較大變化。

張君峰等定量分析了構造抬升對儲層壓力的影響［20］。針對油泉子油田的實際情況，取巖石泊松比為0.25，根據(jù)鄰區(qū)南翼山17塊灰?guī)r覆壓孔隙實驗數(shù)據(jù)，巖石孔隙體積壓縮系數(shù)取值為0.004 MPa-1，流體壓縮系數(shù)為0.000 3 MPa-1，巖石密度為2.4×103kg/m3，剝蝕厚度為2 700 m，液體膨脹系數(shù)為400×10-6℃-1，抬升前后溫度變化量為80℃。利用文獻［20］中公式計算得到由于構造抬升孔隙反彈和溫度降低所引起的地層孔隙流體壓力的變化量分別為14.1和7.4 MPa。構造抬升作用是油泉子油田淺層油藏異常地層壓力形成的重要機制，其中抬升造成的孔隙反彈是壓力降低的主要原因。

3.3 油氣成藏與壓力演化

劉震等綜合分析了柴西地區(qū)油氣藏的形成期次，認為盆地西部油氣具有晚期成藏的特征，主成藏期大致在新近紀末—第四紀［21］。在喜馬拉雅運動晚期前（下干柴溝組—獅子溝組沉積時期），油泉子油田地層持續(xù)埋藏到較大的深度（大于4 000 m），有機質(zhì)達到成熟、高成熟階段，此時溝通深淺層的斷層通道尚未形成，油氣主要以“自生自儲”形式儲集在烴源巖內(nèi)及其附近，隨著生烴量和埋深增加，生成的油氣受運移條件限制不能有效釋放壓力，壓力系統(tǒng)逐漸由常壓轉(zhuǎn)變?yōu)楦邏?，該時期處于深部沉降生烴增壓階段。喜馬拉雅運動晚期（獅子溝組沉積末期）由于構造活動強烈，產(chǎn)生了溝通深淺層的烴源斷層，斷裂帶的擴容作用以及剝蝕區(qū)的回彈卸壓作用，在斷裂帶及剝蝕區(qū)形成卸壓油氣運移區(qū)，深部原生油氣藏遭受破壞的同時，在深部異常高壓的作用下向上部快速充注，然后在淺部調(diào)整成藏。當斷層斷至地表時，在斷層附近圈閉中聚集的油氣由于與外界溝通為常壓系統(tǒng)；當斷層未斷至地表時，由于深部高壓傳遞效應則形成高壓油藏。斷層活動期后，封閉性逐漸增強，其后的新構造運動抬升剝蝕作用，一方面由于孔隙反彈和溫度降低使得淺層油藏壓力降低，另一方面烴源巖處于中淺埋深，生烴速率減緩或者進入無效受熱時間，生烴量降低，生烴增壓作用微弱，持續(xù)的抬升剝蝕演化至今形成油泉子淺層異常低壓油藏（圖4）。

圖4 油泉子油田壓力演化與埋藏史和生烴史關系

4 結論

柴西北地區(qū)油泉子油田淺層地層水以CaCl2型為主，礦化度平均值高達231.968 g/L，鈉氯系數(shù)均小于0.87；地面原油密度平均為0.835 g/cm3，粘度平均為7.86 mPa·s，屬于輕質(zhì)低粘度原油，流體特征反映出研究區(qū)淺層油藏具有良好的封閉條件。湖盆咸化沉積的塑性較高的含膏質(zhì)泥巖為淺層油藏垂向封閉性提供良好條件，儲層物性漸變帶、相變帶和瀝青封堵作用為淺層油藏側(cè)向封閉提供重要保障。

運用EASY%Ro法和地層對比法對油泉子構造抬升剝蝕量進行恢復，結果表明其剝蝕厚度達2 700 m，利用定量分析方法計算了研究區(qū)由于構造抬升孔隙反彈和溫度降低所引起的地層孔隙流體壓力的降低量分別為14.1和7.4 MPa。構造抬升作用是研究區(qū)淺層異常地層壓力形成的重要機制，其中抬升造成的孔隙反彈是壓力降低的主要原因。

油泉子油田淺層油藏雖然成藏晚，后期構造運動對淺層油藏破壞嚴重，但其仍具有較好的封閉和保存條件，淺層同樣可以形成原油性質(zhì)較好的油藏，研究區(qū)淺層優(yōu)質(zhì)原油的存在表明柴西北地區(qū)中淺層具有廣闊的探勘前景，在對中深層勘探過程中對其也應加以重視。

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