Question

油气成藏机理

Answer 1

1.成藏动力学特征

三肇凹陷扶杨油层大部分地区属于正常压力系统，地层压力系数为0.90～1.20。在常压系统中，油气运移以浮力驱动为主，运移相态主要为游离相。青一段属于超压系统，青山口组特别是青一段发育区域上分布稳定的大段泥岩，由于地层水排水不畅，在压实过程中容易形成欠压实，加上暗色泥岩大量生烃作用、成岩过程中黏土矿物脱水作用等因素造成的增压作用，导致青一段产生强烈的地层超压。

2.超压分布特征

超压的分布特征对排烃、油气的运移非常重要。前人利用声波测井资料对三肇凹陷探井现今的超压和剩余地层流体压力进行了计算(王天奇，2006)。

计算方法:

首先，根据前人研究，建立了泥岩正常压实的声波时差曲线函数:

ΔT=550.716e^{-3.80512×10-4}·h

式中:ΔT为深度为h(m)处的声波时差值，μs/m。

(1)最大压应力，即上覆地层压力(S₁)

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:S₁为上覆地层压力，MPa;d_r为平均岩石密度，g/cm³，计算中取2.31;h为深度，m;f为压力单位换算系数，为9.80665×10^-2。

(2)静水压力

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:P_w为静水压力，MPa;d_w为地层水密度，g/cm³，计算中取1。

(3)最小压应力

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:S₃为最小压应力，MPa;ν为岩石泊松比，计算中取实测岩石泊松比的最大值，即0.36。

(4)地层流体压力

由

可得

式中:Δt₀为岩石地面声波时差，μs/m，计算中取550.716;Δt为深度h处岩石的声波时差，μs/m;h_e为等效深度，m;c为常数，计算中取3.80512×10^-4。

地层压力(P):

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

(5)剩余流体压力(P_y)

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

按照上述计算方法，利用三肇凹陷地区多口探井的声波数据，对青一段下部地层流体超压和剩余流体压力进行了计算，结果表明，无论是地层超压还是剩余流体压力，都呈明显的规律性分布，即地层超压和剩余流体压力与埋深有较好的一致性，随着埋深的增加，超压和剩余压力也呈上升态势，由斜坡区向凹陷内部超压和剩余流体压力呈增大趋势。这一结果表明，三肇凹陷剩余流体压力比较高，具有排烃条件。

3.输导体系

如前所述，三肇凹陷扶杨油层的运移通道主要是断层及其派生的裂隙系统，其次是泉四段的渗透性砂体，因此，其输导体系是以断层为主体、由断层和渗透性砂体相互切割构成的复杂连通网络，其中断层的作用至关重要。油层底界到青一段底界的距离反映了烃类向下侵位的最小深度，根据探井测井资料统计，三肇凹陷一般在100m左右，最大可达300m以上。显然，如此大规模的油气下侵没有断层的沟通是不可能的。断层一方面在纵向上沟通了青一段烃源岩和扶杨油层砂岩储层，另一方面断层与扶杨油层渗透性砂岩相互切割、交叉，在空间上构成复杂的输导网络。

总之，本区断层极为发育，并且大部分终止于青一段地层中，就像插入超压仓的许多导管，当青一段泥岩产生的超压积累到一定程度，或受构造活动的触发，断层开启，油气向下运移。

4.排烃机制

青一段的超压是烃类外排的动力，但并不是说有超压就能产生油气的初次运移，只有当超压达到一定的程度以后，青一段生油岩生成的油气才能突破超压仓，沿裂隙排出，进入到疏导体系或储集层中。

异常高压缝形成机理:异常高压地层中的高孔隙流体，不仅降低了泥岩颗粒之间的摩擦系数，使岩石的强度降低，而且改变了岩石发生破裂时的有效应力场，促使破裂产生。总应力(S)、有效应力(σ)和流体孔隙压力(P)之间的关系为:

σ=S-P

若孔隙流体压力增加到一定值，应力则向左移动，逐渐与破裂包络线相切，导致岩石剪切破裂或张性破裂。应力分析表明，在异常高压地层中，岩石主要产生张性破裂，而在静水压力层段，在构造应力作用下仅产生剪性破裂。张性破裂可以成为油气运移的通道和油气的储集空间，而剪裂缝一般呈闭合状态，对油气运移聚集意义不大。

Rouchet根据应力、流体压力、岩石强度等因素综合考虑，得到一系列裂缝保持张开和延伸的定量公式。要使岩石产生裂缝和使裂缝继续扩展，孔隙中流体压力P_p必须超过最小压应力S₃与在岩石内聚力最小处岩石抗张强度K之和，即:

P_p≥S₃+K

要使裂缝在无支撑物的情况下保持张开，必须满足:

P_p≥S₃

青一段泥岩超压形成时间较早，在埋深600～1100m就已基本形成(高瑞祺，1984)。青一段泥岩在1100m左右进入生油门限，随着埋深的继续增加，地层温度逐渐升高，在水热增压、烃类生成、黏土矿物的脱水以及自身矿物生成和碳酸盐胶结作用导致有效孔隙度变小等因素的综合作用下，异常高压急剧增大。

根据探井现今超压计算表明，大致在埋深1600m左右，剩余流体压力达到或超过岩石的抗张强度，使断至青一段内部的断层张开并侧向或向下扩展，流体迅速排出，进入扶杨油层常压系统中，随着压力释放，断层闭合，青一段又进入新的超压增压阶段，如此反复，流体不断排出。在此过程中，流体携带的油气向扶杨油层运移，优先进入渗透性较好、排替压力较低的砂体之中，逐渐聚集成藏。

5.成藏期次分析

扶杨油层油气注入分为3期:第一期油气注入时的包裹体均一温度为90～120℃，有机包裹体分布于晚期石英次生加大边、石英颗粒愈合缝和方解石胶结物中，晚期石英次生加大边与方解石胶结物之间存在油迹(或沥青)，而石英颗粒愈合缝中的有机包裹体均一温度为100～110℃，说明在均一温度为90～100℃至110～120℃之间发生过一次构造活动，导致石英颗粒破裂;第二期油气注入时的包裹体均一温度为120～150℃，发生于方解石脉充填和石英颗粒裂缝愈合过程中，方解石脉中发现沥青质说明该期油气充注规模较大;第三期油气注入记录于石英次生加大边的有机包裹体中，均一温度为160～170℃。激光拉曼光谱分析表明，早期注入的烃类热演化程度低，晚期注入的烃类热演化程度高。由于埋藏史的影响，三肇凹陷扶杨油层中的油气充注期应晚于齐家-古龙凹陷。

根据构造发育史研究，嫩一段沉积时期，三肇凹陷大部分地区青一段地层埋深已达到或超过1100m，率先进入生油门限，此时超压已经形成。到嫩江组沉积晚期，埋深增加到1600m以上，地层温度达到80℃以上，形成的异常高压达到岩石的破裂压力，泥岩微裂缝产生，并使原来封闭的断层开启，油气开始向扶杨油层运移，随着盆地持续快速沉降，异常高压→断层开启→排烃(压力释放)→断层闭合(超压系统封闭)→超压增长，这一过程反复进行，油气成幕式向扶杨油层储层中注入，排烃过程一直持续到早白垩世末期，相当于第一期油气充注。

嫩江组沉积末期发生了一次规模较大的构造反转运动，使盆地整体抬升，三肇凹陷形成构造雏形，嫩江组上部地层遭受剥蚀，青一段地温降低，异常压力得以释放，因此油气充注在嫩江组沉积末期之后有一个短暂的间歇期，流体包裹体分析已证实了这次构造活动的存在。同时构造运动打破了扶杨油层中的压力平衡，使早期注入的油气沿输导体系进行重新分配，在构造应力和油气本身的浮力作用下向长垣构造高部位侧向运移，在合适的岩性圈闭中聚集成藏，这是扶杨油层的第一次成藏。

第二期油气充注始于晚白垩世早期(相当于四方台子组沉积时期)，一直持续到明水组沉积末期，该期三肇凹陷青一段地层埋深超过2200m，地层温度达到110℃以上，油气大规模向扶杨油层运移，通过断层的沟通，青一段泥岩层的超压有可能延伸到紧邻的扶杨油层之中，直到流体注入渗透性砂岩之中。古近纪前的构造活动结束了这次油气充注，此次构造运动使三肇凹陷构造定型，诱发油气发生侧向运移聚集，开始了扶杨油层的主要成藏期。这个过程中地层抬升、大面积遭受剥蚀、地温剧降，之后进入一个比较长的排烃间歇期。第三期油气充注发生于新近纪至今，该期油气充注规模较小，以扶杨油层内部的油气侧向运移聚集作用为主，此为第三个成藏期。