庞雄奇, 陈冬霞, 张俊, 郭继刚, 郭丰涛. (2013)相—势—源复合控油气成藏机制物理模拟实验研究* [J]. 古地理学报, 15(5): 575-592
Pang Xiongqi, Chen Dongxia, Zhang Jun, Guo Jigang, Guo Fengtao. (2013)Physical simulation experimental study on mechanism for hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling[J]. Journal Of Palaeogeography, 15(5): 575-592. DOI:10.7605/gdlxb.2013.05.046  
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相—势—源复合控油气成藏机制物理模拟实验研究*
庞雄奇1,2, 陈冬霞1, 张俊1, 郭继刚1,2, 郭丰涛1,2
1 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
2 中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京 102249

第一作者简介: 庞雄奇,男,1961年生,中国石油大学(北京)教授、博士生导师,主要研究方向为油气成藏机理和油气资源评价。E-mail:pangxq@cup.edu.cn。

收稿日期:2013-07-29
基金:*国家重点基础研究发展规划(973)项目(编号:2011CB201106)和国家自然科学基金项目(编号:41072100,U1262205)联合资助
摘要

含油气盆地的地质相、流体势、烃源灶是影响圈闭含油气性的决定性因素,三者缺一不可。在各要素满足控藏临界条件下,优相—低势—近源复合指数( FPSI)越高,圈闭含油气性越好。基于相—势—源复合控油气成藏机制开展物理模拟实验研究,结果表明:“源”控制着油气成藏的物质来源,“相”控制着油气成藏的孔隙空间、“势”控制着油气成藏的运移动力,当三者联合作用时能够形成油气藏。实验结果还表明,圈闭外部(盖层)岩相和圈闭内部(储集层)岩相粒径差别越大,越有利于油气在毛细管力作用下从细粒低孔渗的围岩之中进入到粗粒高孔渗的储集层之内聚集成藏,临界条件是:圈闭外部围岩颗粒粒径较圈闭内部储集层颗粒粒径小2倍以上,或外部毛细管力较之内部大2倍以上,也即外部界面势能较内部高2倍以上;圈闭外部烃源岩含油气饱和度越高,越有利油气进入圈闭内部储集层中聚集成藏,临界条件是外部源岩的含油气饱和度达到和超过 5%。

关键词: 含油气盆地; 相—势—源复合控藏; 油气成藏; 物理模拟实验; 成藏动力学
中图分类号:TE122.3 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2013)05-0575-18
Physical simulation experimental study on mechanism for hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling
Pang Xiongqi1,2, Chen Dongxia1, Zhang Jun1, Guo Jigang1,2, Guo Fengtao1,2
1 State Key Laboratory for Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249
2 Basin and Reservoir Research Center,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249;

About the first author:Pang Xiongqi,born in 1961,is a professor in China University of Petroleum(Beijing).Now he is mainly engaged in hydrocarbon accumulation mechanisms and resource evaluation.E-mail:pangxq@cup.edu.cn.

Abstract

Facies,potential and source rocks of petroliferous basins are three factors controlling the trap's petroliferous property,they are necessary for reservoirs to trap hydrocarbons. Under the condition that they all met their own critical conditions of controlling reservoirs,the larger the facies-potential-sources coupling index,the higher the petroliferous property of the trap. Based on the mechanism for hydrocarbon accurnulation controlled by facies-potential-source coupling,physical simulation experiment was conducted.Studies showed that sources controlled the material origin of hydrocarbons, facies controlled the pore space to store hydrocarbons,and potential was the driving force for hydrocarbons to accumulate in traps.Only when they combined with each other,could hydrocarbon reservoirs form in basins.Furthermore,the larger the grain size difference between cap rocks outside the trap and the reservoirs inside the trap was,the easier it was for hydrocarbons to migrate from wall rocks of fine grains and low porosity to reservoir of coarse grains with high porosity.Meanwhile,its critical condition was that the ratio of grain size of reservoir to that of wall rocks was larger than 2 times,or the outside capillary force was more than 2 times larger than that inside the traps.At the same time,high petroliferous property of source rocks was better for hydrocarbons to accumulate in the traps,with hydrocarbon saturation of outer source rock reached or more than 5% as the critical condition.

Key words: petroliferous basin; hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling; hydrocarbon accumulation; physical simulation experiment; hydrocarbon accumulation dynamics

含油气盆地内油气富集的形式多种多样, 变化规律十分复杂(图 1), 揭示盆地内油气分布规律以及圈闭内储集层的含油气性变化机制, 对于提高复杂地质条件下的油气勘探成效具有十分现实的意义。勘探实践表明, 含油气盆地的任何部位在合适的条件下都有可能形成大油气田(李德生, 1980; 池英柳和赵文智, 2002; 冯有良等, 2004), 且多种要素控制着盆地油气的成藏和分布。胡朝元(1982)、李春光(1995)认识到生油区对油气分布的控制作用, 提出“ 源控论” 和“ 场环分布理论” 。邹才能等(2005)提出油气的分布和富集受有利沉积相带控制的“ 相控论” 。不少学者研究了油气运聚动力, 提出了流体势对油气成藏的控制作用(查明, 1997; 田世澄等, 2001; 叶加仁和顾惠荣, 2001)。20世纪90年代中期以后, 中国以陆相断陷盆地的时空演化为背景, 开展了隐蔽油气藏成因机制和分布规律的研究, 李丕龙和庞雄奇(2004)初步提出了以“ 断坡控砂” 、“ 复式输导” 和“ 相势控藏” 为核心内容的隐蔽油气藏勘探理论。庞雄奇等(2007)、王永诗(2007)又对相势耦合控藏作用进行了补充和完善。认识到在众多要素中, 源、相、势是3个至关重要的成藏要素, 勘探实践也证实了近源优相低势叠合区是有利勘探区带, 相— 势— 源复合控制着油气藏的形成、分布和含油气性; 并对相— 势— 源控油气地质特征、相— 势— 源复合控藏作用基本模式进行了系统的研究。尽管前人对相、势、源单要素控藏作用特征及三要素的复合控藏作用特征和机制进行了研究, 但是还没有开展相— 势— 源复合控油气作用方面的物理模拟实验研究。开展相— 势— 源复合控油气作用的物理模拟实验研究可以更好地揭示相— 势— 源复合控藏机制, 对于丰富油气成藏理论和指导复杂条件下的油气勘探具有重要的现实意义。

图1 陆相断陷盆地油气藏分布特征与圈闭内含油气性变化特征
A— 济阳坳陷东营凹陷同一层系含油气性平面变化特征; B— 陆相断陷盆地陡坡带圈闭含油气性变化特征; C— 鄂尔多斯盆地致密气藏内含油气性变化特征Fig.1 Reservoir distribution and trap petroliferous property of continental faulted basin

1 相— 势— 源复合控藏的基本概念与地质模式

油气藏的形成和分布受“ 烃源灶(S)” 、“ 地质相(F)” 和“ 流体势(P)” 3大要素的联合控制, 这3要素在宏观上控制着油气藏的时空分布, 在微观上控制着油气藏含油气性的变化, 简称相— 势— 源复合控藏(庞雄奇等, 2012)。研究表明, 近源、优相和低势复合控制圈闭的含油气性可以用一个量化了的相— 势— 源复合指数(FPSI)来表征, 复合指数(FPSI)越高, 圈闭含油气性越大(庞雄奇等, 2007, 2012; Chen et al., 2010)。

“ 地质相” 控油气作用分为4个层次(庞雄奇等, 2011):构造相控油气作用、沉积相控油气作用、岩石相控油气作用和岩石物理相控油气作用。它们的关联性表现为, 不同的构造单元控制着不同的沉积相带发育, 不同的沉积相带又控制了不同类型的岩石分布, 不同类型的岩石内部发育不同的孔渗特征。构造相和沉积相是宏观尺度的地质相概念, 控制着宏观上油气藏的分布规律; 岩相和岩石物理相是微观尺度的地质相概念, 控制着微观上油气藏内部的非均质性和含油气性。不同的地质相对油气藏形成和分布的控制作用可以通过统计分析获得, 图2是渤海湾盆地济阳坳陷地质相控油气作用统计分析结果。

图2 陆相断陷盆地优势相控油气藏分布地质特征与基本模式(庞雄奇等, 2011)
A— 相控油气分布模式; B— 构造相控油气分布模式; C— 沉积相控油气分布; D— 岩石相控油气分布模式; E— 岩石物理相控油气分布模式Fig.2 Geological features of favorable facies control on hydrocarbons and its basic model in continental faulted basin(Pang et al., 2011)

图3 含油气盆地流体势控油气成藏地质特征与基本模式(Pang et al., 2012a)
A— 低位能控油气成藏模式; B— 低压能控油气成藏模式; C— 低动能控油气成藏模式; D— 低界面势能控油气成藏模式Fig.3 Geological features of fluid potential control on hydrocarbons and its basic model in petroliferous basin(Pang et al., 2012a)

“ 流体势” 控油气作用可以分为4种类型(Pang et al., 2012a)。它们分别是:浮力运聚油气成藏作用(Toth, 1978; England et al., 1987; Hindle, 1997)、流体压力运聚油气成藏作用(Law and Dickison, 1985; Hunt, 1990; Roberts and Nunn, 1996; Hindle, 1997; 解习农和刘晓峰, 2000; 罗晓容, 2004; 郝芳, 2005)、流体动力运聚油气成藏作用(Toth, 1978; Garven, 1989; Bachu, 1995; 楼章华等, 1997, 2005; 查明, 1997; 田世澄等, 2001; 王震亮和陈荷立, 2002)、毛细管压力运聚油气成藏作用(Berg, 1975; Magara, 1978; Stainforth and Reinders, 1990; 陈章明等, 1995; 李明诚等, 2007; 庞雄奇等, 2007; 赵文智等, 2007; Pang et al., 2012a)。从流体势与油气成藏的关系的角度分析, 上列4种动力的控油气作用分别与低位能、低压能、低动能和低界面势能控油气作用相对应(图 3)。油气的运聚成藏是在多种动力的联合控制下进行的, 统一表现为低势区控藏的基本特点。在实际地质条件下, 由于构造演化和沉积演化的差异性, 油气藏的形成和分布十分复杂, 它们往往都是在多种动力联合作用下形成的, 只是由于当地条件的特殊性, 它们在某一时期或某一场合下表现出某一种动力为主、其他动力为辅的不同特征。大量的统计分析表明, 各类油气藏储集层内部的含油气性均受到圈闭外部盖层的毛细管力(Pc外)与圈闭内部储集层的毛细管力(Pc内)之差的大小控制, 二者内外界面势差越大或二者比率(Pc外/Pc内)越高, 圈闭内聚集油气越多, 储集层内含油气性越好。图4是济阳坳陷两万多个实测点含油气储集层内外势差之比统计结果。可以看出, 在地表500, m附近要求圈闭外盖层与圈闭内储集层的界面势比值为2, 在2000, m附近为4倍、在4000, m附近为20倍才能成藏, 在5500, m附近势差超过30倍也不能形成油气藏, 因为它们不足以克服储集层内部强大的毛细管力。

图4 济阳坳陷含油气圈闭内外界面势差变化特征与基本模式
a— 地表条件下成藏临界条件; b— 临界条件随埋深变化Fig.4 Interfacial potential difference between outside and inside traps and its basic model, Jiyang Depression

“ 烃源灶” 的控油气作用也表现出多种形式(Pang et al., 2012b)。宏观上表现为含油气盆地的有效生油岩区与周边控制着油气藏的形成和分布, 离烃源灶中心越远油气成藏的概率越小; 微观上表现为油气优势运移通道控制着油气藏的形成和分布, 离油气源断裂或其他油气运移优势通道越近圈闭含油气性越好。勘探实践表明, 油气侧向运移距离较短, 一般30, km左右, 最大不超过80 km。地质分析和统计结果都表明, 油气运移距离与烃源岩之间存在着某些必然的联系, 即油气的分布受烃源灶控制。大量油气藏分布的统计结果都表现出这一特征, 以济阳坳陷为例, 已发现的油气藏及油气储量主要分布在离烃源灶中心距离15, km的范围之内, 超过这一范围, 几乎很难有油气藏的发现, 且表现出当圈闭与烃源灶中心的距离超过7, km后, 发现的油气藏及油气储量呈明显的递减趋势, 说明远离烃源灶, 油气成藏的概率减小。图5中目前发现的油气藏个数及储量主要分布在离源灶中心7~9, km处, 它一方面说明距离烃源灶太远不利于油气藏的形成, 另一方面也说明目前在烃源灶中心0~7, km内油气勘探程度太低。近几年来, 济阳坳陷内洼陷中心或源灶中心隐蔽油气藏勘探不断有重大突破就说明了这一点。

图5 济阳坳陷烃源岩控油气藏分布特征与基本模式Fig.5 Features of sources control on reservoir distribution and its basic model, Jiyang Depression

前面分别讨论了相、势、源对油气藏形成和分布的控制作用, 在实际地质条件下, 只有当这3个条件都具备并且同时有效复合时才能真正决定油气藏的形成和分布。基本模式如图6所示, “ 源” 为油气成藏提供物质来源、“ 相” 为油气富集提供储集空间、“ 势” 为油气从“ 源” 运移进入有利岩“ 相” 中提供动力。三者相辅相成, 缺一不可。“ 近源— 优相— 低势复合” 是油气富集成藏的基本模式(庞雄奇等, 2012)。

图6 相— 势— 源复合控油气运聚成藏地质概念模型Fig.6 Geological conceptual model for hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling

2 相— 势— 源复合控油气成藏机制物理模拟实验

为了更好地理解相— 势— 源复合控油气作用, 首先分别开展相、势、源控油气成藏机制物理模拟实验研究。

2.1 源控油气成藏机制物理模拟实验研究

在其他条件相同的情况下, 油气来源越充足, 圈闭内聚集的油气量越多。陈冬霞等(2004)在已有的研究中, 利用物理模拟实验揭示了砂岩透镜体被不同含油饱和度的低渗透围岩包裹条件下的含油气性变化(图 7), 反映了烃源岩含油气饱和度越高砂岩储集层聚集油气量越多的基本规律。实验模型中, 以圆柱直径5 cm、高4 cm, 制作渗透率K=203× 10-3 μ m2的人工胶结砂岩岩心作为储集层, 将其放在T=30 ℃、P=30 MPa的泥质围岩中开展成藏物理模拟实验, 每次实验都改变围岩的含油饱和度, 每次实验进行96 h。结果表明, 当泥质围岩中的含油饱和度分别为SO=60%、50%、30%、20%、10%和5%时, 各条件下经过96 h后利用核磁共振扫描图像和处理并检测砂岩储集层内的含油气性, 结果发现人工砂岩岩心的含油饱和度分别为26.02%、19.73%、14.84%、13.78%、12.06%和0。这说明, 砂岩内聚集的油气量随围岩含油饱和度的增大而不断增加, 当围岩含油饱和度小于10%之后, 到达5%这一临界值之后, 砂岩体内没有油气聚集, 临界条件是源控油气的另一个基本地质特征。

图7 围岩包裹砂岩透镜体实验模型(A)及围岩与岩心含油饱和度关系曲线(B)Fig.7 Experimental model of wall rock wrapping up lenticular sandstones (A) and relationship between oil saturation of wall rocks and core rocks(B)

图8 不同岩相条件下油气成藏机制物理模拟实验结果Fig.8 Physical simulation experimental result of mechanism for hydrocarbon accumulation in different lithofacies

2.2 相控油气成藏机制物理模拟实验研究

不同岩相颗粒粒径不同, 它们在同样条件下的含油气性也不同。物理模拟实验结果表明, 相对粒径较大的砂岩在相同条件下聚集的油气量更多。庞雄奇等(2003)利用二维成藏物理模拟实验模拟了高渗透粗粒砂岩(D=0.5 mm)和低渗透细粒砂岩(D=0.01 mm)被饱和油气的中粒砂岩(D=0.05 mm)包裹条件下的含油气性变化特征(图 8)。实验结果表明, 进行0.5 h后, 细粒砂岩透镜体边界发生变化, 边界之外出现宽3~5, mm白色环带, 而且上边较窄, 下边较宽, 表明细粒砂岩透镜体中的水开始向外排出并进入饱含油的中粒围岩中。进行0.5 h后, 粗粒砂岩透镜体边界发生变化, 边界周边出现宽1~2, mm黑色环带, 而且上边较窄, 下边较宽, 表明中粒围岩砂岩透镜体中的油开始向粗粒砂岩透镜体内运移聚集。随着时间的延长, 细粒砂岩透镜体中的水向外排的现象更为明显, 8 h后, 细粒砂岩透镜体边界之外的白色环带变宽至一定程度后不变; 粗粒砂岩透镜体边界之内的暗色油带也在不断变宽, 而且越来越宽, 直到整个透镜体全部变暗或被油充满为止。这说明, 在同样的油气源等条件下, 沉积物的颗粒不同, 它们的聚油气能力不同, 最终的含油气性也不同。

2.3 势控油气成藏机制物理模拟实验研究

2.3.1 低位能控制下的油气成藏物理模拟实验

低位能区对油气藏分布的控制揭示了浮力作用下的油气成藏机制。

实验采用一维透明有机玻璃管模型, 模型尺寸为10 cm(外径)× 100 cm(高度)× 0.5 cm(壁厚), 其为底端封闭而上端开口的开放系统。模型内石英砂共两层, 下层为粗粒石英砂, 高度为50 cm; 上层为细粒石英砂, 高度为15 cm, 实验初始状态时模型内充满水。注油口距底端高度为20 cm, 排水口距底端100 cm, 实验在常温常压条件下进行。实验分为4组, 分别采用4种不同粒径的石英砂作为上层与下层的石英砂进行组合, 上层石英砂的粒径分别为0.2~0.25, mm、0.15~0.2, mm、0.1~0.15, mm、0.05~0.1 mm, 下层石英砂的粒径均为0.25~0.3, mm。4组实验过程和结果如图9-A至9-D所示。

图9 浮力作用下油气成藏特征物理模拟实验结果
A— 第1组, 上层石英砂的粒径为0.2~0.25 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3 mm; B— 第2组, 上层石英砂的粒径为0.15~0.2 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3 mm; C— 第3组, 上层石英砂的粒径为0.1~0.15 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3 mm; D— 第4组, 上层石英砂的粒径为0.05~0.1 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3, mm。浅色为砂, 深色为油Fig.9 Physical simulation experimental result of hydrocarbon accumulation under effect of buoyancy

对比上述浮力运移油聚集模拟实验的4组结果(图 9), 不难发现, 随着上层砂体物性逐渐变差, 穿过砂体所需油量呈增大趋势, 且尽管用油量不断增大, 油在两砂层界面处停留的时间却越来越长, 4组实验的时间分别为2.43、18.03、68.98和89.43 h。且只有油在界面下聚集到一定量的时候才能穿越界面继续向上运移, 4组实验的用油量分别为12.5 mL、15 mL、23 mL和80 mL。

通过浮力运移油气成藏物理模拟实验得到的基本认识有3点:一是浮力只有在毛细管力小的高孔渗储集层内才能充分发挥作用, 浮力在储集层内运聚油气成藏的前提条件是它们能够克服途中的毛细管力; 二是浮力运移油气聚集成藏主要在顶部和周边具有封盖条件的背斜或其他构造圈闭中发生, 前提条件是构造圈闭之上的盖层的毛细管力大于油柱高度产生的浮力; 三是浮力不能在毛细管力非常巨大的致密储集层内, 尤其是薄互层储集层内运移油气, 油气的聚集成藏完全是毛细管力封堵的结果。致密储集层大规模聚集油气成藏的前提条件是紧临烃源灶分布。

2.3.2 低压能控制下的油气成藏物理模拟实验

低压能区对油气藏分布的控制揭示了流体异常压力作用下的油气成藏机制。

实验时主要考虑压力作用下油气沿断层泄压通道运移, 并在断层两侧的砂体内聚集成藏, 实验模型设计时考虑在模型的下方设置渗透率差的泥岩段模拟超压封存箱, 在模型的下方设置注水口和注油口, 在封存箱的泥岩段的中间设置一个渗透性高的窄砂体段, 模拟断层的输导油气作用, 泥岩段顶端用渗透性更差的泥质封盖。模型的上部设置了3套砂体, 实验时对这3套砂体充填不同粒度的砂层1、2、3, 模拟不同渗透率砂体的组合对油气藏形成的控制作用, 其中砂层2为向两侧尖灭的砂体, 在砂层1和砂层2的两端有出口, 模拟出口在开和关时油气充注的情况, 在模型中不同的位置均设置了测压点, 检测不同时间不同位置的压力特征和变化规律(图 10)。实验时上方出口2、4开、下方出口1、3关闭, 首先从注入口以0.1 mL/min的速度向模型内连续注水, 直至模型内饱和水。再以0.05 mL/min的速度向模型内连续注油, 模拟连续充注条件下, 超压流体沿断层运移时油气的聚集方式和压力分布特点。实验结果如图11所示。实验进行4 h, 底部入口附近有油显示, 随着充注的进行, 油的面积不断扩大。实验进行7 h断层中开始有油出现, 油沿断层向上运移。充注进行10 h, 断层内充满油。油依次进入右侧上部砂体, 左侧上部砂体, 右侧中部砂体, 左侧中部砂体, 至实验结束, 下部砂体几乎没有油进入。实验进行至24 h, 上部右侧出口出水, 右侧上部砂体充满油, 进行至30.5 h, 左侧上部砂体充满油。37 h, 上部右侧出口出油, 左侧出口开始出水。44.4 h, 两侧出口均出油, 实验结束。在油气持续充注过程中, 有泄压点的实验, 连续充注的过程中, 油先充满断层, 随后向上方砂层运移, 直至充满整个砂层。

通过流体压力运移油气成藏物理模拟实验研究得到的基本认识有3点:一是它们主要发生在流体泄压的通道之内或周边, 如断裂带等; 二是在有多条泄压通道的情况下, 油气主要顺流体压力梯度最大、流体压力最低的方向运移; 三是油气随流体压力降低方向进入到最低的压力区后, 它们的继续运移或内部调整仍然受到浮力控制。

图10 压能控制下的油气成藏物理模拟实验模型Fig.10 Experimental model for physical simulation of hydrocarbon accumulation under control of compressive energy

图11 压能控制下的油气成藏物理模拟实验图像
A— 连续注油5 h 35 min; B— 连续注油10 h 30 min; C— 连续注油24 h; D— 连续注油30 h 30 min; E— 连续注油37 h; F— 连续注油44 h 30 minFig.11 Physical simulation experimental image of hydrocarbon accumulation under control of compressive energy

2.3.3 低动能控制下的油气成藏物理模拟实验

低动能区对油气藏分布的控制揭示了水动力作用下的油气成藏机制。

实验采用的装置和浮力作用下油气运移成藏实验相似, 主体是一维透明有机玻璃管模型, 模型内石英砂也分为两层, 下层高50, cm为粗粒石英砂, 上层高15, cm为细粒石英砂。不同的是在注油口下方两侧分别有2个注水口, 在上方注油的同时, 下方可以用微量泵向模型内注水以模拟水动力带动油运移的情况。实验前模型内充满水, 注油口距底端高度为20 cm, 注水口距底端10 cm, 排水口距底端100 cm, 实验在常温常压条件下进行。实验同样分4组进行, 分别采用4种不同粒径的石英砂作为上层与下层石英砂进行组合, 上层石英砂的粒径分别为0.2~0.25, mm、0.15~0.2, mm、0.1~0.15, mm和0.05~0.1 mm, 下层石英砂的粒径均为0.25~0.3, mm。4组实验过程如图12-A至12-D所示。4组实验过程中, 注油速度均为0.2 mL/min, 但注水速度存在较大差异, 4个模型分别为0.1 mL/min、0.2 mL/min、0.5 mL/min和2 mL/min。

对比上述4组水动力条件下油气运移成藏的实验结果, 发现随着上层砂体物性逐渐变差, 穿过砂体所需油量呈增大趋势, 4组实验分别为5 mL、10 mL、15 mL 和15 mL。且油在两砂层界面处停留的时间也越来越长, 4组实验分别为16.67、60.85、67.63和62.55 h。同时, 对比浮力实验发现由于有水动力作用, 这4组实验比浮力实验用油量减少, 油的运移路径更集中, 而且油在界面处停留时间缩短, 可见水动力作用下油在均质砂体中运移更快和更高效, 也更容易突破两相砂体界面之间存在的毛细管力的阻碍 (图 12)。此外, 由于上层物性变差, 在油量不足, 即浮力不够的情况下要使油继续运移必须增大水动力, 在浮力和水动力的合力下克服毛细管力才能实现油的继续运移(图 12)。

图12 水动力作用下油气运聚特征物理模拟实验结果
A— 第1组, 上层石英砂的粒径为0.2~0.25 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3 mm; B— 第2组, 上层石英砂的粒径为0.15~0.2 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3 mm; C— 第3组, 上层石英砂的粒径为0.1~0.15 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3 mm; D— 第4组, 上层石英砂的粒径为0.05~0.1 mm, 下层石英砂的粒径为0.25~0.3, mm。浅色为砂, 深色为油Fig.12 Physical simulation experimental result of hydrocarbon accumulation under effect of water erengy

通过水动力运移油气成藏物理模拟实验研究得到3点基本认识:一是在水动力作用方向和浮力作用方向相同的情况下, 油气运移效率更高, 速度更快, 它们能够进入毛细管力较大的储集层内聚集成藏; 二是在水动力作用的情况下, 油气运移后主要在水动力减弱或停止的地区聚集成藏, 如盆地顶部或边缘; 三是在没有水动力作用下, 油气运移主要受浮力和运移过程中遇到的毛细管力的联合控制。

2.4 相— 势— 源复合控油气成藏物理模拟实验

相— 势— 源复合控油气藏分布揭示了实际地质条件下多动力作用的油气成藏机制。

2.4.1 实验原理与装置

1)基于流体势控油气成藏与分布理论开展油气成藏物理模拟实验。

根据流体势理论, 在微观条件下当油气在运移通道中处于与储集层近似深度时, 砂岩储集层中两点基本处于同一深度、同一压力系统内, 因此在计算两点的相对流体势时, 其相对位能、弹性势能和动能均近似为零, 此时两点之间的相对流体势大小取决于毛细管压力产生的界面势能Ф (England et al., 1987; 李明诚, 1994; Magoon and Dow, 1994), 即当油流由其中的某一点向另一点运移时, 驱动油气的动力主要为毛细管压力差 ΔPc(庞雄奇等, 2003), 其表达式为:

ΔPc=2σcosθ1r-1R(1)

式中, ΔPc为驱动油气从源岩进入储集层的毛细管压力差, N; σ为烃水之间的界面张力, N/m2; θ为界面张力与水平面夹角, (° ); r为泥质烃源岩内的孔喉半径, μ m; R为砂岩储集层内的孔喉半径, μ m。

对于泥质烃源岩中的油气进入相临的砂岩储集层后, 它们还要受到砂体内一个与孔喉半径有关的毛细管阻力 Pf的作用, 其表达式为:

Pf=2σcosθ1R(2)

式中, Pf为油气进入砂岩储集层后遇到的阻力, N。

烃源岩内生成的油气进入砂岩储集层内成藏的基本条件是运移烃的动力大于阻力, 即:

ΔPc≥Pf(3)

即:2σcosθ1r-1R≥2σcosθ1R或:R≥2r(4)

公式4表明只有当储集层孔喉半径大于或等于其围岩孔喉半径值的2倍时, 油气才能突破砂体内阻力运聚成藏, 否则无法成藏。这说明, 地质条件下油气运聚成藏的临界门限是储集层的平均孔喉半径大于周边基质围岩孔喉半径2倍以上。

2)相— 势— 源复合条件下油气成藏物理模拟实验装置。

图13 相— 势— 源复合控油气成藏物理模拟实验装置原理
a、b— ISCO泵; c— 摄像机; d— 压力壳; e— 实验本体; f— 计算机; g— 数据采集系统; h— 背压调节阀; j— 产出液收集器; P— 压力测点; T— 温度测点; ①、②、③、④代表不同粒径的砂体; Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 、Ⅳ 代表不同粒径的围岩Fig.13 Diagram showing equipment of physical simulation experiment for hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling

采用中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室二维物理模拟装置(图 13), 实验箱尺寸为50 cm× 30 cm× 2 cm。将装置内容分成4等份, 每等份内填充围岩, 砂岩透镜体被包裹在围岩的中间部位。这里的“ 地质相” 用不同环境条件下形成的不同粒径的砂岩储集层表示, 粒径越细表明沉积水动力条件越小, 储集层物性越差; “ 流体势” 用围岩和砂岩储集层之间的毛细管力之差表示, 二者毛细管力差越大, 表明油气运聚成藏的动力越强; “ 烃源灶” 用围岩之内的含油气饱和度表示, 含油气饱和度越大的围岩代表油气来源越好。在本项实验中围岩砂体均饱和油气, 研究重点是揭示岩相粒径与流体势差复合过程中对油气成藏的影响。

3)相— 势— 源复合条件下油气成藏物理模拟实验材料、关键参数和温压条件。

实验所采用的材料主要是玻璃微珠, 围岩用饱含煤油的玻璃微珠模拟(煤油内掺一定比例的红色素), 砂体为饱含水的玻璃微珠。由于玻璃微珠是等粒径小球体, 在没有压实作用的情况下按颗粒呈立方体排列计算, 颗粒之间的孔喉半径是均等的。孔喉半径r与颗粒直径D之间可以通过换算关系获得。实验在常温常压条件下进行, 可以从实验装置表面肉眼观察地质模型中的流体变化情况。实验过程中, 通过改变围岩砂粒粒径(d)和围岩内部储集层砂粒粒径(D)探讨二者之间的毛细管力差对油气成藏的影响。对于同一粒径的砂岩储集层分2组实验进行, 在储集层砂体粒径(D)分别为0.5 mm、1.0 mm、0.25 mm、0.1, mm的情况下, 共进行了8组实验。第1组是模拟储集层砂粒粒径(D)大于围岩砂粒粒径(d)情况下的油气聚集成藏, 包括D/d=10、8、6、4等4种情况; 第2组是模拟储集层砂粒粒径(D)大至等于或小于围岩砂粒粒径(d)情况下的油气聚集成藏情况, 包括有D/d=2、1、1/2、1/4等4种情况。8组物理模拟实验31种实验模型的详细情况如表1所示。

表1 相— 势— 源控藏作用物理模拟实验8组31种实验模型参数汇总 Table1 Parameters of physical simulation experiment for hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling

2.4.2 实验过程与现象

图14为圈闭内砂体粒径为0.5, mm的第1组实验条件下, 不同围岩不同时间段的油气成藏物理模拟实验结果的图像照片。(a)、(b)、(c)、(d)代表不同粒径围岩与砂体的组合(D/d), 围岩的粒径分别为0.05 mm、0.0625 mm、0.083, mm和0.125 mm, 砂体粒径与围岩粒径之比分别为10、8、6和4。实验初始状态, 砂体均为白色, 围岩由于饱含拌有一定比例色素的煤油, 呈桔红色(图 14-A)。图14-B为实验进行16 h所拍图像, 砂体边界的黑色线条为砂体初始状态的外边界。16 h后, 4个砂体的颜色均发生变化, (a)砂体的颜色已经呈现明显的桔黄色, 其他3个砂体的颜色呈现淡黄色; 围岩与砂体接触的部位出现明显的白边, (a)砂体的白色条带宽约为1 cm, 其他3个砂体的白色条带宽为0.3~0.5 cm, 说明围岩中的油与砂体内部的水已经发生了油水交替(图 14-B)。实验进行24 h后, 4个砂体的油水交替现象更加明显, 围岩与砂体接触的白色条带宽度略有差异, (a)砂体的白色条带宽约1.5 cm, (b)、(c)、(d)砂体的白色条带宽度为0.8~1.2 cm, 砂体内部颜色也略微加深(图 14-C)。实验进行39 h后, 围岩中的油与砂体中的水发生进一步的交替, 与砂体接触围岩白色条带略有加宽(图 14-D)。图14-E和图14-F分别为实验进行54 h和实验进行72 h的实验图像。从图像上看与图14-D相似, 推测(a)、(b)、(c)、(d)砂体的油水交替继续进行, 但从图像上看已经无明显变化。实验进行72 h终止, 拆除后将(a)、(b)、(c)、(d)砂体取出用锡箔纸包好, 用于测砂体的含油率。

图15为第2组实验不同围岩不同时间段的图像照片, 砂体粒径仍为0.5 mm。(a)、(b)、(c)、(d)代表不同粒径围岩与砂体的组合, 围岩的粒径分别为0.25 mm、0.5 mm、1.0, mm和2.0 mm, 砂岩粒径与围岩粒径之比分别为2、1、1/2和1/4。实验初始状态, 各砂体均为白色, 围岩呈红色(图 15-A)。实验进行3 h后, 4个砂体未发生明显变化, (a)砂体颜色呈现轻微的黄色(图 15-B)。实验进行18 h后, 此时(a)砂体已发生明显的变化, 由于围岩中的煤油进入砂体, 使砂体颜色发生变化, 呈现黄色, 围岩也发生变化, 接触砂体的围岩颜色变浅, 应该是围岩中的油进入砂体后排替砂体中的水所致, 使围岩的红色素发生溶解从而使其颜色变浅; (b)、(c)、(d)砂体未发生明显变化, 仍呈现白色(图 15-C)。实验进行31 h后, 图片上的黑色线条为砂体的初始边界, 可以看出砂体(a)已经发生非常明显的变化, 围岩中的油与砂体中的水发生进一步的油水交替, 与砂体接触围岩已经出现宽约1, cm的不均匀白色条带, 砂体颜色为黄色, 其余3个砂体无明显变化(图 15-D)。实验进行43 h和实验进行72 h后, 实验现象与实验进行31 h后相似, (b)、(c)、(d)砂体仍然无明显变化(图 15-E, 15-F)。实验进行72 h终止, 拆除后将4砂体取出用锡箔纸包好, 用于测砂体含油率。

图14 相— 势— 源复合控油气成藏机制物理模拟实验过程与结果:第1组实验图像
砂体粒径D=0.5 mm, a、b、c、d中围岩粒径d分别为0.05, mm、0.0625 mm、0.083, mm和0.125 mm; A— 实验初始状态图像; B— 实验进行16 h图像; C— 实验进行24 h图像; D— 实验进行39 h图像; E— 实验进行54 h图像; F— 实验进行72 h图像Fig.14 Process and result of physical simulation experiment of hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling:Image of the first group experiment

图15 相— 势— 源复合控油气成藏机制物理模拟实验过程与结果:第2组实验图像
砂体粒径D=0.5 mm, a、b、c、d中围岩粒径d分别为0.25, mm、0.5 mm、1.0 mm和2.0 mm; A— 实验初始状态图像; B— 实验进行3 h图像; C— 实验进行18 h图像; D— 实验进行31 h图像; E— 实验进行43 h图像; F— 实验进行72 h图像Fig.15 Process and result of physical simulation experiment of hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling:Image of the second group experiment

从图15中还可以看到, 当实验进行了72 h后, D/d的比值小于2的3个砂体(b)、(c)、(d)均没有颜色变化, 说明3个砂体都没有发生油水交替。而D/d=2的砂体在实验进行31 h后砂体与围岩的接触带已经出现白色条带, 宽为0.8~1.0 cm, 白色条带约环绕砂体3/4, 说明砂体内部的水与围岩发生了油水交替。实验进行43 h后, 白色条带进一步加宽, 说明油水进一步交替。图16中的结果显示, 实验进行72 h, 围绕砂体的油水交替白色条带宽为1.0~1.5 cm。

图16 砂体与围岩发生的油水交替带Fig.16 Oil and gas intersection zone of sandstone and wall rock

表2 物理模拟实验中不同围岩条件下砂体含油性数值(以砂体粒径D=0.5, mm为例) Table2 Petroliferous properties of sandstone under various conditions of wall rocks in physical simulation experiment (taking sandstone grain size D=0.5 mm for example)

4种不同粒径的砂体在不同粒径的围岩组合下的低势控藏物理模拟实验反映出共同的规律。当砂体的孔喉半径与围岩的孔喉半径之比小于2时, 即围岩的界面势能与砂体的界面势能之比小于2时, 实验进行72 h后, 白色的砂体基本没有发生变化; 而当砂体的孔喉半径与围岩的孔喉半径之比大于或者等于2时, 砂体就会发生颜色变化, 且与砂体接触的围岩会产生白色的油水交替带; 相比之下, 圈闭内外势差较大的砂体中聚集的油气更多, 即内外势差为10倍的砂体中聚集的油气量高于圈闭内外势差为8倍的, 圈闭内外势差为8倍的砂体中聚集的油气量又高于圈闭内外势差为6倍的和4倍的。圈闭内外势差越小, 砂体中聚集的油气量越少, 低界面势场是油气聚集和保存的最有利地区。

为精确分析圈闭内外势差与圈闭含油气性的关系, 将所有进行实验的砂体取出进行砂体含油量抽提, 用以计算围岩进入砂体中的含油重量和体积, 进而计算砂体孔隙中的含油饱和度(表 2), 分析实验条件下砂体粒径/围岩粒径(D/d), 或圈闭内外势差对砂体含油饱和度的影响。图17-A至17-D为4种不同粒径砂体进行含油量抽提后计算出的含油饱和度与砂体粒径/围岩粒径(D/d)的关系图。

图17 不同粒径砂岩与不同围岩组合内含油饱和度变化
A— 砂体粒径D=0.5 mm; B— 砂体粒径D=0.25 mm; C— 砂体粒径D=1.0 mm; D— 砂体粒径D=0.1 mmFig.17 Oil saturation of sandstone in combination with sandstones with different grain sizes and various wall rocks

3 相— 势— 源复合控藏机制物理模拟实验结果分析与讨论

结合油气勘探实践, 通过对相— 势— 源复合控油气成藏物理模拟实验结果的分析研究, 获得下列几点认识:

第一, “ 源” 为油气成藏提供物质基础, 没有油气来源不可能形成油气藏。源控油气成藏的临界条件是源岩内部的含油气饱和度达到或超过5%, 低于这一数值它们很难向外提供油气; 超过这一数值越多越有利向外提供油气成藏。在实际地质条件下, 烃源灶内部或油气运移优势通道之上都是形成油气藏的有利地区。

第二, “ 相” 为油气成藏提供孔隙空间, 没有储油气孔隙空间不能形成油气藏。一般情况下, 水动力条件越强形成的储集层的孔渗特征越好, 越有利油气聚集成藏。勘探实践和物理模拟实验均表明, 相控油气成藏的临界条件是油气运聚成藏的综合动力小于储集层内部的毛细管力, 在这一极端条件下是储集层无裂缝时的孔隙度小于2.4%(Pang et al., 2012c)。

第三, “ 势” 为油气运聚成藏的动力, 没有运聚油气的动力不能形成油气藏。勘探实践和物理模拟实验表明, 浮力、流体压力、流体动力三者都控制着油气运聚成藏, 它们主要在宏观上决定油气运移方向和富集油气区带, 而圈闭内外的毛细管力差或界面势差主要控制着储集层内部的含油气性。界面势控油气富集成藏的临界条件是圈闭外部界面势高于圈闭内部界面势2倍以上, 势差越大圈闭内部含油气性越好。

第四, 相— 势— 源复合决定着油气藏的形成和分布, 三者缺一不可。在3个条件都进入了临界门限之后, 它们的复合才具有实质意义, 此时圈闭含油气性变化具有下列特征:

1)圈闭内外势差决定储集层的含油气性, 临界条件是圈闭外部盖层势较圈闭内部储集层势高出2倍以上。当储集层砂体粒径与围岩粒径之比(D/d)小于2时, 圈闭不能聚集油气成藏, 含油气饱和度近乎为0; 当D/d等于2时, 砂体内含油气饱和度开始增加但并不显著, 表明它是圈闭聚油气成藏的临界地质条件; 当D/d大于2时, 砂体含油饱和度随二者比值不断增加。这说明圈闭外围岩与圈闭内储集层之间的势差对油气成藏起到了重要的控制作用, 且存在一个临界条件。在渤海湾盆地济阳坳陷的实际地质条件下, 陆相碎屑岩沉积体系中的圈闭富集成藏的临界条件随埋深增大而升高(图 4), 在地表500, m附近要求圈闭外盖层与圈闭内储集层的界面势比值为2, 在2000, m附近为4倍、在4000, m附近为20倍, 而在5500, m附近势差超过30倍也不能形成油气藏, 因为它们不足以克服储集层内部强大的毛细管力。

2)圈闭内外势差足够大时, 高孔渗储集层和低孔渗储集层都能形成油气藏。从4种粒径不同砂体成藏实验结果来看, 在同等粒径差的情况下, 储集层的孔喉半径越大, 砂体内部的含油饱和度似乎越低(图 17)。这给人的表观印象是, 在同等条件下, 高孔渗储集层的聚油气能力差, 低孔渗储集层的聚油气能力强。事实上并非如此, 这里的等粒径差决不能理解为等毛细管力差或等势能差。以D =1.0, mm的砂体为例, 较它粒径小10倍的围岩砂粒粒径为0.1 mm, 二者之间的毛细管力差为 ΔPc1.0(式5)。依据同样的方法, 可以求出等粒径差条件下进入其他3种砂体(D=0.5 mm、D=0.25 mm、D=0.1 mm)内的油气受到的毛细管力分别为 ΔPc0.5(式6)、 ΔPc0.25(式7)、 ΔPc0.1(式8)。计算结果表明, 表面上圈闭内外砂体的粒径差是相等的, 但它们之间真正的毛细管力差是不相等的。换句话说, 圈闭内砂体颗粒粒径小的储集层, 在等粒径差为10的实验条件下, 它们与周边砂体之间的毛细管力差要比砂体粒径大的储集层大得多。势差越大, 油气进入砂体中的量越多, 含油饱和度越高。

ΔPc1.0=2σcosθ10.1-11≈10·2σcosθ(5)

ΔPc0.5=2σcosθ10.05-10.5≈20·2σcosθ(6)

ΔPc0.25=2σcosθ10.025-10.25≈40·2σcosθ(7)

ΔPc0.1=2σcosθ10.01-10.1≈100·2σcosθ(8)

式中, ΔPc为毛管压力差, 单位为N, 用以表征圈闭内外势差; σ为界面张力, 单位为N/m2; θ为界面张力与水平面夹角, (° )。

流体势的组成包括4个方面, 即浮力产生的位能、压力产生的弹性势能、毛细管压力产生的界面势能以及惯性力产生的动能。由于地下流体运移的速度很慢, 因此惯性力产生的动能通常可以忽略。油气运移的动力主要取决于浮力、压力和毛细管压力的共同作用。浮力和压力控制着宏观上油气的运移方向和有利区带, 界面张力或毛细管力控制着圈闭内部的含油气性变化。

3)相— 势— 源复合控油气富集适合于所有类型的油气藏。这里包括常规构造类油气藏、隐蔽类或岩性地层类油气藏、致密砂岩等非常规类油气藏。图18是渤海湾盆地济阳坳陷24 847个油气藏数据点内外界面势能的统计分析结果。研究表明, 100%的油气藏都是圈闭外面的泥岩界面势能高于圈闭内部砂岩储集层的界面势能2倍以上; 95%以上的油气藏是圈闭外面的泥岩界面势能高于圈闭内部砂岩储集层的界面势能4倍以上; 60%以上的油气藏都是圈闭外面的泥岩界面势能高于圈闭内部砂岩储集层的界面势能8倍以上, 高势区不利于油气成藏, 低势区有利于油气成藏。圈闭形成油气藏的基本条件是圈闭外泥岩的界面势能较圈闭内部砂岩的界面势能高2倍以上, 势差越大越利于油气聚集成藏。统计的油气藏中, 既包括了构造类油气藏, 也包括了岩性地层类与复合类油气藏。物理模拟实验揭示的是油气富集成藏的动力学机制, 理论上和实际上它们也适合非常规致密类油气藏(杨克明和庞雄奇, 2012)。

图18 渤海盆地济阳坳陷油气藏内外势能分布特征Fig.18 Distribution characteristics of internal and external interfacial potential in Jiyang Depression, Bohai Bay Basin

4 结论

1)地质相、流体势、烃源灶是控制油气成藏的决定性因素。“ 源” 提供油气来源、“ 相” 提供储油气空间、“ 势” 提供油气运聚动力, 三者缺一不可。各要素控藏存在临界条件:源岩含油气饱和度需超5%、砂岩储集层孔隙度需超2.4%、圈闭内外势差需超2倍以上。

2)相— 势— 源复合控制着油气藏的形成与分布及其圈闭的含油气性。在各要素都进入控藏临界条件后, 圈闭含油气性随源岩含油气饱和度提高、储集层孔渗透条件变好和内外势差增大而增加。

3)近源— 优相— 低势复合最有利油气富集成藏。这种模式既适合于以浮力为主作用下形成的背斜类油气藏、也适合于以流体高压作用下形成的断块类油气藏, 还适合于以毛细管力为主作用下形成的岩性地层类油气藏。统计结果显示它同样适合于非常规致密油气藏。

作者声明没有竞争性利益冲突.

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