油气运移的水动力场特征

东营凹陷流体势分布特征~

图3-17　沙三段油层顶面埋深等值线图（单位：m）

为了验证压实流盆地水动力场的性质及其对油气运移方向和聚集的影响，利用本区大量试油、气资料进行了流体势分析。以沙三段为例，首先根据油、气层测点压力对应的深度绘制了沙三段油层顶面构造图（图3-17），可以看出在利津洼陷沙三段主要储层最大埋深达-3400m，牛洼洼陷达-3200m，博兴洼陷为-3000m，其它地区较浅。然后，取基准面标高为-3700m，按（3-8）式计算了本区今水头的分布（图3-18）。该图表明，在利津、牛庄、坨庄、滨南等地总水头（或称折算水头）均在4600～5000m，最大可达5600m；平方王、高青、博兴、八面河、草桥、王家岗、广利、永安和郑家等边缘地区以及洼陷内部构造高点为相对低水头区，一般3600～3800mo同时还计算了油势（Φo）和气势（Φg），它们的分布规律与水势（Φw）或水头相似，但大小和方向稍有不同，负势梯度方向均清楚地指示了流体呈“离心流”的典型特征。

图3-18　沙三段现今折算水头等值线图（单位：m）

根据UVZ法则计算并绘制了沙三段Uo等值图（图3-19），其特点是：①生油洼陷附近或其周围的构造带和岩相带为低值区，Uo一般为20000～25000m；②凹陷边缘及凸起附近有少量大气淡水渗入的地区，如滨县、金家、草桥—八面河、宁海等（NaHCO3和Na2SO4水型）为高值区，Uo一般达40000m以上；③Uo低值及闭合区不仅盆地边缘有（如高青、滨南等），在盆地内部也有（如郝家、牛庄、王家岗、辛镇等），且它们都分布在合适的构造部位（砂岩分布区），这说明石油聚集（Uo的低值且闭合区）不仅与水动力场有关，而且与具体的圈闭条件（合适的z值区）有关，这一结论与前面的水文地质条件分析是一致的。将图3-19与图2-9进行对比，不难发现，低的Uo闭合区与沙三段大部分油藏的分布相一致。
另外，等Ug图低值区的分布特点与等Uo图不同，在Ug图上低值区及闭合区分布范围较小，主要在离凹陷中心较远的边缘地区，如滨县凸起、单家寺、宁海、八面河、草桥等，反映气运移的距离比油远，在这些低值区目前均获得了工业气流。
以上结果说明，用流体势理论和方法解释本区油气运移方向、预测有利聚集区是可行的，且结果有较可靠的对比性。因下第三系封闭条件良好，盆地现今构造形态和古构造形态基本一致，两次构造运动对其改造差别不大，故现今流体势场的分布基本上反映了地史上最后一期油气运移时区域古水动力场的特征，这一初步认识为油气运移动力学模型的建立提供了理论依据。

图3-19　沙三段油势（Uo）等值线图（单位：m）

（一）盆地的水动力条件与演化
沉积盆地的地下水动力条件对油气二次运移不仅起着宏观控制作用，而且还对油气的聚集和成藏起着微观控制作用。水动力学环境受盆地演化过程中的构造活动、构造应力状态、温度和压力条件等多种因素的制约，在不同的演化阶段具有不同的区域水动力特征。Coustua等（1977）从水动力学角度出发，将盆地的演化分为压实流（compaction flow）、重力流（gravity flow）和滞流（no flow）3个发展阶段，分别对应于年轻（juvenile）、成熟（mature）和老年（senile）盆地（图1-11）。因每一个演化阶段具有不同的地下水流向，从而导致不同的油气运移方向和聚集。
在盆地的“年轻”阶段，地下水流主要表现为沉积层的主体仍处于压实和欠压实状态，压实排出的流体由盆地中心向四周呈“离心状”流动，地下水测势面在盆地中心和深部最高，向边缘和浅部逐渐降低，故形成由凹（洼）陷区指向其边缘的区域地下水动力场，正是这种“离心状”水流导致了油气在盆地中呈“环带状”分布（图2-1）。具有这种水动力场性质的盆地称为“压实流盆地”，我国东部有一些中、新生代断陷盆地即属于此类盆地，如济阳坳陷（东营凹陷）、东濮凹陷、松辽、四川盆地等，其中东营凹陷下第三系尤为典型（查明等，1996）。国外的南里海、墨西哥湾、尼日利亚、北海等盆地也属此类（杨绪充，1993）。在盆地的成熟阶段，大气淡水在重力作用下由盆地边缘的露头处渗入运载层，形成重力水流，并在盆地中心穿层排泄，区域地下水流向表现为“向心流”的特征，故称为“重力流盆地”。油气在“向心”水流的作用下由盆地边缘向中心部位运移和聚集（J.T6th,1980;1988），我国的渤海湾盆地古潜山、法国的巴黎盆地和中东的波斯湾盆地中的一些油气田都主要分布在盆地的边缘区，即区域泄水区。由于渗入的大气降水会破坏盆地幼年期形成的油气藏，故只有位于盆地中心部位的油气藏才能得以保存。第三个演化阶段是盆地的老年阶段，此时为静水条件，基本上无流体能量的交换，故称“滞流盆地”，含油气性差或不含油。实际上，除上述三种类型外，还有许多复合类型的盆地，如压实流—重力流复合盆地和重力流—滞流盆地，也即在盆地发展、演化过程中，水动力系统也随之发生转化，并导致油气运移方向、聚集部位的改变，从而使油气藏的分布复杂化。

图1-11　沉积盆地水动力演化阶段（据Coustau,1977）

1—粘土；2—砂岩；3—垂直孔隙压力剖面；4—压实水流；5—重力水流
（二）水动力学机制与油气运聚
沉积盆地水动力学主要分为两大类：压实驱动（compaction drive）和重力驱动（gravity drive），即顺层流动和穿层流动。压实驱动的水动力主要来自于盆地内沉积物的压实排水，而种种原因形成的超压则是地下水流动较为稳定的动力。从压实和压力发育历史分析，盆地内部快速的、厚的细粒沉积比盆地边缘较薄的粗粒沉积更易形成异常压力，故盆地内部过剩压力的幅度往往大于盆地边缘。因此，压实水流动的方向由盆地中心向边缘呈“离心流”形式流动。基于压实驱动的水动力模式主要有：①压实驱动（Jacquin和Poulet,1970,1973;L.C.Bonham,1980）；②压实—热驱动（D.H.Welte和M.A.Yükler,1980,K.Magara,1978）；③压实—重力驱动（Coustau等，1975,1977;Kartsev和Vagin,1964），这三种模式均可描述地下流体的顺层流动，也是目前描述运载层中油气二次运移和聚集的基本思路。
重力驱动下的穿层流动（cross-formational flow）（图1—12）的积极倡导者是J.T6th（1963,1978,1980,1983,1984,1986,1988,1990），他认为在成熟盆地内，地下水流构成了统一的水动力系统，且具有区域上的水力连续性。地形起伏引起的水头梯度（测势面起伏）变化是地下水流穿过地层流动的主要动力来源。在重力作用下，水流从盆地边缘（供水区）流向盆地中心（泄水区），或流向地势较低的盆地另一侧边缘（穿越流），因而水动力表现为明显的“向心流”。从供水区到泄水区，地下水的化学成分也发生系统变化，水矿化度也逐渐升高，油气有向泄水区集中分布的趋势。当在运移路径上有流速减慢、压力降低、流动方向明显变化或流体化学环境的改变等因素时，都可在合适的构造、岩性或断层圈闭中形成油气聚集。J.T6th（1980）强调，重力穿层流动模式用于油气的运移、聚集，正是卡尔采夫和瓦金（Kartsev和Vagin,1964）及Coustau等人（1970）模式中大陆演化阶段的定量化描述，因此能较好地解释许多盆地中的油气运移和聚集过程（J.Tóth,1988）。J.Tóth理论在说明烃由源岩层向储层的流动以及成熟、开放体系盆地中的油气聚集问题方面具有重要的指导作用，而对于“年轻”、有明显异常高压和运载层被厚层泥岩分隔的封闭体系盆地中油气运移和聚集问题仍难以解释（刘方槐，1991；杨绪充，1993），因此，目前J.T6th的重力穿层流动的观点以及在油气运聚中的作用仍未得到普遍接受。

图1-12　重力流作用下的油气运移聚集原理（据J.T6th,1980）

1—天然气聚集；2—石油聚集；3—处于运移状态下的烃；4—地下水流线；5—生油层和弱含水层；6—储集层、输导层和含水层
（三）流体势分析
40年代初，M.K.Hubbert（1940）就用流体势的概念、理论和方法对地下流体的运动状态进行了比较全面的描述，1953年又做了补充和完善。然而，这些概念并未很好地应用于石油勘探，直到80年代，E.C.Dahlberg（1982）关于流体势方法的专著《石油勘探中的水动力学》问世，这一理论才开始受到重视。特别是定量研究方法的发展，使得流体势用于油气运移、聚集的计算机模拟才成为可能（W.A.England,1987;R.W.Davis,1987；等等）。
流体势反映了水动力、浮力和毛细管力对地下流体运动状态的共同作用，故它在油气运移、聚集中的作用愈来愈受到重视，现已成为普遍接受的定量描述方法之一。然而，流体势场，尤其是古流体势场的分布和演化受区域构造背景、古水动力学条件和流体性质等多种因素所控制，具体到一个盆地，就是受坳（凹）陷区与隆起（凸起）区的相对位置及其古构造发育史控制。因此，研究油气运移和聚集过程，除了盆地古地形、古构造发展史研究外，还要结合计算机对压实史、生排烃史等建立地质概念模型，选择合适的各种参数进行古水动力学、流体势、运移速度、运移与聚集量等数值模拟（P.Ungerer,1990;1987;M.Person等，1993;J.D.Bredenhoeft,1988;K.Belitz和J.D.Bredenhoeft,1988,C.Braester等，1991；陈荷立等，1988;C.Jacquin和Poulet,1973;J.Burrus等，1991;R.W.Davis,1991；杨家琦，1989；查明，1995）。这方面的理论和方法将在第三章详细介绍。

石油地质家将油气从烃源层向储集层的运移，称为初次运移；将油气进入储集层以后的一切运移，称为二次运移(图5-60)。

从水文地质角度讲，油气初次运移属于局部水动力系统的研究范畴。它的驱动力主要有剩余压力(压实作用和欠压实作用)、化学蚀变(蒙脱石等粘土矿物脱水、有机物质生烃作用等)、增热过程(地温增高、水热增压、水体膨胀)、渗透性(盐度差异等)及其他作用(包括构造动力作用、毛细管压力、扩散作用、碳酸盐固结和重结晶作用等)。在有机质演化的不同阶段，排烃动力有所差异(表5-27)。在上述驱动力的作用下，将油气挤出烃源层并输送到储集层的载体主要是沉积成因水(包括沉积原始水和成岩水)。烃源层中的有机质和烃类在数量上与水相比很小，大量的水运动必然影响或控制着烃类的运移方向和效果。真柄钦次(1981)认为，水运动在油气初次运移中具有十分重要的作用。沉积成因水由于埋藏比较深，在封闭的水文地球化学环境中有许多独特的特点，如：极易从泥质岩石中向砂质岩石中流动；在渗透压差的作用下，通过半渗透膜从盐度低处向盐度高处运动；它的流动与流速主要受剩余压力的控制，其运动范围有一定的限制，多止于压力平衡带附近。前已述及，沉积成因水在“离心流”的背景下，不仅可以横向运动，亦有垂向运动；油气优先聚集在沉积成因水水动力转折带(相对做上升运动的地带)附近。关于沉积成因水的形成、特征及水动力参数的有关计算见第二章。

图5-60 油气初次运移和二次运移示意图

(据B.P.Tissot，1984)

A—初次和二次运移早期；B—初次和二次运移晚期及油气藏的形成

表5-27 泥质烃源岩不同阶段的排烃动力

(据张厚福等，1999)

从某种意义上讲，查明生油凹陷内沉积成因水的形成、分布和运动特点，是掌握油气藏分布和油气成藏规律必不可少的研究内容。沉积成因水虽然是有源之水，但并非“取之不尽，用之不竭”的，查明它的储量和动态变化，是全面地评价、合理地开发油气资源的重要依据的一个方面。

石油与天然气的二次运移，是在构造动力与地形等因素的控制下于水的环境里进行的。浮力固然是油气二次运移的直接动力，但也是多与水伴生。因此，水动力可以视为二次运移的主要承担者。流体(包括石油、天然气和地下水)进入储层后，就归属于盆地区域水动力活动的范畴。盆地内同一含水岩系的地下水，构成了统一的水动力系统，由沉积成因水和渗入成因水共同组成了具有区域性的水力连续性或水力联系。其特点是：渗入成因水在重力作用下，水流沿盆地边缘(供水区)流向盆地中心(排泄区)，或流向地势较低的盆地另一侧边缘，因此表现为“向心流”；沉积成因水主要来自于盆地内沉积物经压实而被排挤出来的水，它的流动方向是从盆地沉积中心向周边呈“离心”式流动。这两种不同成因、不同流动方向的地下水，在盆地的一定部位形成动平衡。之后，如果没有发生构造变动，盆地内区域地下水径流特征或控制其运动的动力，不再是地层压力，而只与决定地下水补给、排泄及位能分布的地形条件有关。地下水从高水位向低水位方向流动，即从海拔较高的补给区，经过地下不同埋藏深度，最后流向海拔较低的排泄区，汇集于不同排泄区的地下水流都自成一个独立的系统。从图5-61看出，含水岩系供水区和泄水区海拔高程的差异，造成了测压面呈倾斜状态，使折算压力沿测压面倾斜方向有规律地递减，水从供水区向泄水区流动，而与地层压力无关。图中A、B两点绝对地层压力为

图5-61 折算压力与地下水流方向示意图

h_A～h_D：为A.B.C.D各点对应的水头压力；h₁～h₄：从折算平面或是准面算起的A.B.C.D各点对应的高程；h_x：A点与B点间折算压力差；h_y：C点与D点间折算压力差；H：供水区与泄水区地形标高差。

P_A=h_A/(ρ_wg)

P_B=h_B/(ρ_wg)

因为

h_A＜ h_B

所以

P_A＜ P_B

但两点的折算压力：

含油气盆地水文地质研究

因为

(h_B+h₂)＜(h_A+h₁)，二者相差(h_A+h₁)-(h_B+h₂)=h_x

所以

P_A＞ P_B

所以尽管A点的地层压力小于B点，但由于A点折算压力大于B点，地下水将从A点流向B点。

又如C、D两点，它们的地层压力相等：

P_C=(h_C)/(ρ_wg)

P_D=(h_D)/(ρ_wg)

因为

h_C=h_D

所以

P_C=P_D

但两点的折算压力不同

含油气盆地水文地质研究

因为

h_D+h₄＜ h_C+h₃二者相差(h_C+h₃)-(h_D+h₄)=h_y

所以

P_C′ ＞ P_D′

可见，尽管C、D两点的地层压力相等，但地下水将在折算压力差的作用下，从C点流向D点。

对于有两个或两个以上的含水岩系同时存在时，由于它们供水区的海拔高度不同，各层的静水压面高低不等，此时，地下水的运动同样也是从高水压头区向低水压头区流动(包括水平和穿层向上，向下的垂向流动)。

由上述可知，区域水动力场内的地下水运动方向，不决定于含水岩系的绝对地层压力，而主要受水头压力或折算压力所控制。

区域水动力场由于有补给和排泄，则含水岩系中的地下水不断的得到交替更新，并从补给区向排泄区不断地运动而产生地下径流。根据地下水径流参数与特征(包括径流方向、径流速度、径流量大小、控制径流条件和影响因素、水交替类型和程度等)，可将地下水径流分为以下五种基本类型。

1)畅流型：地下水的流线大致近于平行，流向变化不大，水力坡度相对较大，源远流长。侧向运动和交替占绝对优势，补给与排泄条件良好，径流通畅，水交替较强。以单斜岩层中裂隙或孔隙-裂隙承压水为主。如鄂尔多斯盆地侏罗系延安组含水岩系中的油田水等。

2)汇流型：地下水的流线在平面上近于汇集状，水力坡度常由小变大。汇流型盆地的水交替属混合型，边缘以侧向为主，中间由于越流补给垂向交替比例增大。其排泄条件取决于地下水出口特征。基岩裂隙水自流盆地多属于这种类型，如松辽盆地下白垩系油田水，塔里木盆地石炭-侏罗系油田水等。碳酸盐岩地下水以汇流型为主，汇集了周边渗透性能差异较大的不同地质时代的基岩地下水，集中径流排出，如冀中坳陷古潜山油田水、塔里木盆地古生代(尤其是中、下古生界)油田水等。

3)散流型：与汇流型相反，地下水流线在平面上呈散开放射状，水力坡度一般是由大逐渐变小，主要是由于地下水补给集中排泄分散所致。水交替以侧向为主，局部地区(岩性变化等)垂向交替增加。地下水储集体主要为冲积扇，砂砾岩体平面上呈扇型、纵剖面呈楔状、横剖面呈透镜体，其中赋存的地下水可作为散流型的代表，如准噶尔盆地克拉玛依-乌尔禾三叠系油田水；泌阳凹陷南部地区双河、赵凹、安棚一带的古近系核桃园组油田水等。

4)缓流型：水力坡度较小，地下水面与测压水面近于水平，流动缓慢，流线大致平行或变化不大。水交替微弱。常形成高矿化度的地下水。排泄条件较差，如江汉盆地潜江凹陷潜江组油田水，东濮凹陷古近系沙河街组油田水等。

5)滞流型：水力坡度趋于零，地下水径流基本处于停滞状态，多以垂直越流排泄，形成特殊封存的盐卤水等。

含油气盆地内地下水携带油气运移时，具有极为复杂的关系，就运动方向上，既有侧向运动(水平运动)、也有沿断裂破碎带作垂向穿层式运动或越流运动，还有多种形式的混合运动。从区域水动力场特征出发，下述地区往往是油气优先富集的地带：①转折带，包括地下水流速减慢的准停滞带、流动方向突变带、孔隙度(渗透率)或压力下降带等；地下水峰面内各种圈闭，如构造、地层、岩性及水动力圈闭等；两种不同成因(沉积与渗入)地下水汇合后形成的越流泄水区(图5-62)；②地下水穿过盆地内部流动时的泄水区或沉积成因水长期流向的地区；③溶解盐类(主要是硫酸盐和氯化物)含量相对较高的地区及正的地温异常区；④局部水动力环境的横向水力梯度为零、动压力增高为正值的地区(水的势能由高到低的变换带)。

图5-62 不同成因地下水汇合后的油气聚集示意图

亚科布松(Γ.Π.Яκобсн)从盆地区域水动力场特征考虑，将其分为三个地带：

A带——古折算压力最高的地带，盆地生油气中最早向储集层提供沉积成因水和油气的地带。

B带——古折算压力最低的地带，为最终接受油气的地带，一般为盆地边缘地区。

C带——处于A带和B带的过渡带上，是油气聚集的主要地区。

C带是寻找油气藏最有利的地带，特别是其中形成较早的构造圈闭以及处于C带和B带之间的岩性或地层圈闭都有可能形成油气藏。

综合上述，油气初次运移的局部水动力单元(系统)是盆地区域水动力场的一部分，二者之间有密切的成生联系(图5-63)。地下水的运动规律，决定或控制了油气运移富集的地带。

图5-63 含油气盆地局部水动力系统与区域水动力场关系示意图

(据楼章华等，1995)

A—烃源岩区及沉积成因水循环区；B—油气有利聚集带；C—渗入成因水循环区。1，2—局部水动力系统

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