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1、东营地层流体特点与气藏形成.freel以深,随着深度增加,钻井钻遇异常高压层的频率和超压强度均明显增加,尤其2900~3800m异常高压发育最为普遍,且剩余压力较高,最高可达36MPa以上,压力系数最大可高达2.0。平面上,各洼陷内2900m以深的地层中,一般远离断裂的洼陷中心压力系数最大7-9,压力系数由洼陷中心向洼陷边缘或断裂带处逐渐降低;而在2600m以浅钻遇的超压地层大多分布在断层附近,远离断层的地方基本上未发现超压地层,这表明2600m以浅的地层超压的形成与断裂发育具有一定联系,为深部超压流体通过断层传递至此而形成。各洼陷内2900m以深的地层超压
2、为自源超压,是盆地的主要超压源。结合洼陷地层流体压力特征,认为常压流体系统一般发育在2200m以浅,2900m以深为超压流体封闭系统,2200~2900m为过渡流体系统。4.2不同流体系统主要成藏流体特征4.2.1烃源岩排出流体的相态及含油饱和度变化4.2.1.1烃源岩生排烃相态变化特点烃源岩生排烃产物气油比影响烃源岩排出流体的相态。本次研究中采用油藏统计、模拟实验和数值模拟相结合的方法研究生烃产物气油比。在模拟实验中,生成产物气油比受实验条件影响较大;而数值模拟结果受所选动力学参数的影响较大,因此两种方法都需要地下实际演化剖面即用油藏统计法校正。对于烃源岩
3、母质以生油为主,且盆地内烃源岩整体未达到高成熟—过成熟的富油盆地或凹陷,可用油藏统计法来粗略研究烃源岩生烃产物的气油比,其基本原则为:烃源岩埋藏越深,演化程度越高,生成产物气油比越大。在发生明显油气分异的深度以下,油藏气油比与注入含烃流体的气油比近似相同。对于同样深度的烃源岩内油藏,低气油比油藏的油气组成应该与该深度烃源岩生烃组分接近,其气油比可近似代替该深度烃源岩生成并排出的烃类的气油比。而气油比较高的油藏,其油气可能为更深部、演化程度更高的烃源岩所生成的油气经断层或裂缝输导而来。利用烃源岩生烃气油比,再根据生排烃模拟实验确定不同阶段排出油和气的组成;根据
4、气体状态方程计算并绘制其压力-温度相图10-13,根据相图和温压条件,即可确定烃源岩在该演化阶段生排烃的相态。东营凹陷沙四段烃源岩生排烃相态可总结为:4200m以浅生成的油气呈油相排出;4300m以深生成的烃类流体呈凝析气相排出;4200~4300m为生排油相和生排凝析气相的过渡阶段。沙三下亚段烃源岩在整个东营凹陷的埋深均小于4000m,由于和沙四段烃源岩相比,其生烃时间短,埋藏浅,热演化程度低,其生成产物气油比小于100m3/m3,因此,在其整个热演化过程中,生成的天然气在烃源岩内溶解于油气中,呈单一油相排出。4.2.1.2烃源岩排出流体含油饱和度变化特点
5、在不同演化阶段,烃源岩排出流体含油饱和度(烃源岩排出流体中油所占比例)不同,烃源岩排出流体的含油饱和度影响油气的运移富集过程,尤其是烃源岩内部或附近的砂体,其油气的富集受烃源岩排出流体的含油饱和度特征影响更大。以往对烃源岩排烃的研究,大多偏重于排烃门限、排烃高峰期、排烃效率以及排烃量等方面,而从烃源岩进入排烃门限经排烃高峰至排烃枯竭的整个演化过程中,烃源岩排出流体性质差别较大。考虑到烃源岩排出流体的性质对近源油藏的成藏具有直接影响,有必要对烃源岩排出流体含油饱和度变化特点进行系统研究。烃源岩的含油特点决定烃源岩排出流体含油饱和度,烃源岩实际含油饱和度较难测定
6、,可根据其氯仿沥青“A”含量分析测试数据,结合烃源岩孔隙度演化曲线,计算并绘制出沙三下亚段和沙四段烃源岩的现今残余含油(氯仿沥青“A”)饱和度变化剖面14。现今连续剖面可以近似代表烃源岩演化的连续过程:浅部参数代表烃源岩演化早期阶段特征,深部参数代表演化晚期阶段特征。东营凹陷沙三下亚段和沙四段烃源岩含油饱和度多在0~80%,总体随埋深增加烃源岩含油饱和度逐渐增加,在3500m左右,烃源岩含油饱和度最高可高达70%~80%15。根据烃源岩含油饱和度变化剖面及烃源岩孔隙度演化剖面,利用石广仁油水两相渗流排油模型16-17,计算出各个深度沙四段和沙三下亚段烃源岩排
7、油饱和度,其变化特点为:在浅部,尽管烃源岩含油饱和度较高,平均含油饱和度接近10%,但其束缚水饱和度较低,大部分水为自由水,水相相对渗透率远高于油相相对渗透率,排出液含油饱和度很低,远低于烃源岩含油饱和度,为主要排水阶段。随着烃源岩埋深增加,排出液含油饱和度逐步升高。当烃源岩达到一定埋深时,由于水的排出和含油饱和度的增加,含水饱和度逐渐接近于束缚水饱和度,为主要排油阶段。考虑到黏土矿物转化特征、烃源岩非均质性、烃源岩沉积有机相差异和泥岩压实及成岩程度差异等因素,认为:烃源岩排出流体最大含油饱和度一般达不到100%,但排出高含油饱和度流体的最高含油饱和度一般在
8、60%以上。不同地区烃源岩排出液含油饱和度变化趋势可
