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东营凹陷烃源岩流体压力的成因分析 0 流体运移机制 近年来，油气藏形成过程中的动力和输导条件越来越受到重视。异常压力下的排驱依然被认为是油气初次运移的主要方式。以往认为二次运移的主要动力是浮力和水动力,但自从Bradley和Hunt提出压力封存箱的概念以来,人们逐渐认识到初次运移和二次运移是一个连续的过程,异常高压,尤其是烃类生成产生的异常压力不仅是初次运移的主要动力,而且与油气的二次运移和聚集有着密切的关系。 前人提出,渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷具有多种超压条件下的流体运移机制,认为压实流驱动的离心流是决定油气倾向运移的主要因素,广泛发育的超压补偿了运移的动力来源,压实流水动力和沿运载层上倾方向的浮力是运移的双重驱动力,使得东营凹陷形成了环状分布的油气藏。但这些研究大多以现今压力场为主,对古压力场研究较少,且对储集层压力研究较多,对泥岩压力研究较少。本研究通过对东营凹陷烃源岩中流体压力(以下称为源动力)发育过程的分析,研究其对油藏的控制作用。 1 压力发育的宏观规律 东营凹陷是一个拉张性的箕状断陷盆地(见图1),包括利津、牛庄、博兴、民丰4个次级洼陷。大量研究表明,东营凹陷明显发育异常压力,如古近系以超压为主要特征。根据现今压力场推测其演化规律(见图2):2 200 m以浅地层压力基本保持在静水压力带附近,为正常压力;2 200~3 300 m为正常压力与异常压力过渡带;3 300 m以深则主要是超压分布段。压力分布在深度上呈上、中、下3个带,相应在平面上则从凹陷中心到边缘呈外、中、内3个环。近年来,对东营凹陷压力体系的研究越趋细致,根据其空间发育特征,可划分为常压开放系统、半开放压力封盖系统和深部超压封闭系统。 目前对欠压实与生烃增压报道较多。作为陆相断陷,东营凹陷的构造活动较为频繁,并且对成藏起了较好的控制作用,因而构造活动也是影响压力演化的重要因素。 异常压力形成并对油气运移起作用依赖于其所处的地质环境,这既取决于压力的来源,又取决于封隔层的封隔能力。压力系统的发育是增压-卸压平衡的结果,或压力形成与盖层封闭之间平衡的结果。东营凹陷异常高压体系与流体运移之间的关系早期已有研究,由异常高压生烃泥(页)岩体向外排液的必要条件是其与静水压力带的“接通”,导致“接通”的途径是“壳”被超压流体压裂或被断层活动沟通,这种泄压方式对排烃是比较有效的。泥岩的封隔能力与其成岩演化大致对应(见图2)。在2 500 m以浅,泥岩突破压力较低,一般小于5 MPa,少数地层泥岩突破压力在5~10 MPa;2 500~3 000 m,泥岩突破压力值迅速增大,3 000 m达到极值,超过20 MPa;至3 500 m以深,泥岩突破压力总体上趋于平衡,甚至出现一些低值,可能与该深度段发育微裂缝有关。泥岩封隔能力的垂向差异与前述不同异常压力系统的分布是对应一致的。 2 原油长距离分布和质量分析的发展 2.1 沙叶片油气藏成藏模式 东营凹陷已探明的油藏分布与现今地层流体剩余压力具有明显的空间关系。从平面上看,地层剩余压力的分布与洼陷形态有关,在洼陷中心处埋藏较深、泥岩厚度较大的地区,剩余压力较高,而在构造部位较高的地方,剩余压力较低。这与洼陷中心埋藏较深、沉积速率较大、泥质岩厚度大、有机质丰度高、类型好直接相关。从沉积盆地演化历史分析,结合不同演化阶段的增压机制,对东营凹陷关键地质时期(东营组沉积末期、明化镇组沉积末期)源动力发育状况进行预测,结果表明,由于不同的演化阶段烃源岩流体的增压机制不同,其压力分布在平面上也有明显不同(见图3、图4)。东营组沉积末期之前,烃源岩以不均衡压实为主,总体剩余压力较小,只在深洼陷小部分区域压力达到20 MPa;明化镇组沉积末期之前,东营凹陷主力烃源岩进入大量生烃阶段,各洼陷剩余压力迅速升高,洼陷中大面积区域剩余压力达20 MPa以上,生烃强度稍差的区域也达15 MPa以上。与现今油藏空间分布对比发现,油藏一般都分布在地质历史源动力的剩余压力低值区。油藏分布是流体压力场长期发育的结果,具有一定的继承性。 从层位来看,沙二段油气藏基本上都是构造类油气藏,明显地集中在现今相对低压区;胜坨、利津、滨南、高青、王家岗、永安镇油田的油气藏等均位于相对高压区的外环上;东辛、现河庄、史南、纯化和平南等油气藏则位于相对高压区的边缘地带;一些小型地层型油藏(如金家)则发育在更高部位的相对低压带上。沙三段除了八面河等油田的构造油藏和高青、尚店、单家寺油田的地层油藏外,主要发育岩性油藏。同样,沙三段的构造油藏和地层油藏明显发育在现今最低的剩余流体压力区,基本上是现今的构造翘起部位;而其岩性油藏分布却很复杂,有些岩性油藏位于高压区的边缘,如东辛、牛庄、永安镇、现河庄等油田,有些基本上就发育在高压区内,如梁家楼(构造-岩性复合油藏)和樊家油田。