第6章 石油地质学(4)

5.浮力作用:气、油、水的密度差引起的浮力作用，也可使油气藏内出现过剩压力。如图

6-18表示一个背斜气藏，下为边水所限，测压面处于水平状态。通过储集层内A、B、C、D四点的压力分析便可看出浮力作用造成的压力异常。

图6-18 背斜气藏内的压力分析图

设气-水界面上的A点与水层中的B点海拔高度相同，两点的压力相等。而海拔高度相同的C、D两点，分别位于气藏内部和水层之中，由下式可知两点的压力不等，气藏内的C点具有过剩压力：

?Pg?Pc?PD?hg(?w??g)10 (6-15)

式中hg—C、D点与气-水界面的海拔高差；

?w、?g—地层条件下水、气的密度。

可见，背斜气藏内任何一点的地层压力都大于其静水压力，这个过剩压力同该点至气水界

面的距离及地层条件下的气、水密度差成正比。在气-水界面上的A点，hg=0，则过剩压力为零，即地层压力等于静水压力；而在气藏顶点hg最大，过剩压力也是最大。换言之，背斜气藏内的过剩压力是从顶点向翼部逐渐减小。

同理，在油藏内的过剩压力可以表示为:

?Po?ho(?w??o) (6-16)

10式中ho--测压点至油-水界面的海拔高差；

?o--地层条件下石油的密度。

在油气藏的气顶中任何一点的过剩压力为:

?Pg?o?ho(?w??o)?hg(?w??g)10 (6-17)

式中ho--油气藏内含油部分的高度；

hg--气顶中测压点至气-油界面的海拔高差。

不过，应该指出：由于气-水密度差大于油-水密度差，因而在同样条件下，气藏内的过剩

Pc=PD+ΔPg (6-18)

压力常比油藏内的大。另一方面，由(6-15)式可知

即油气藏内任一点的地层压力等于其静水压力与过剩压力之和。一般说来，静水压力占主要地位，而过剩压力只起次要作用，所以，背斜油气藏内地层压力的变化规律仍然和静水压力的变化规律往往相符，即从背斜油气藏顶部向翼部地层压力逐渐增大。

6.粘土矿物成岩演变:近二十年来，对粘土矿物成岩演变过程的研究，已经取得许多重要成果。M.C.Powers于1976年提出了粘土矿物的压实演变模式，指出在蒙脱石向伊利石转化的过程中，有大量层间水从蒙脱石层中转移到颗粒之间成为粒间水。我国松辽盆地白垩系和东营

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凹陷第三系的系统研究都一致证明：蒙脱石向伊利石转化能够析出大量层间水，并使粘土岩体积缩小。这种变化对于形成异常高地层压力有着重要意义。

蒙脱石以含大量吸附水和层间水为特征，结晶水含量较少；伊利石中结晶水和吸附水含量近于相等；而泥岩中的绿泥石则以含结晶水为主，吸附水含量很少。随着粘土沉积物的埋藏深度加大，地下温度升高，粘土矿物的演变显示出阶段性。松辽盆地白垩系粘土矿物的纵向演变可分为三个阶段(表6-2)。

表6-2 松辽盆地白垩系粘土矿物的演变特征[ ] 阶 段 I II III

深度,米 >1200~1300 >1600~2000 >3000 温度,℃ 80 115~120 170~175

在这个演变过程中，蒙脱石逐渐向伊利石和绿泥石转化，粘土矿物的吸附水含量及吸附水/结晶水的含量比值都会不断减少(见表6-3)，析出大量吸附水。东营凹陷从孔隙度、电子显微镜、X-射线衍射、差热、红外光谱等方面分析，都表明深度在2100~2700米时，为第三系粘土岩的压实突变阶段，孔隙度从16%骤减至5%，蒙脱石向伊利石大量转化,释放更多的层间水，引起粘土岩体积剧变。所以，在封闭的地质环境里，随着粘土岩埋藏深度的增加，地下温度逐步升高，当温度达到80℃时，蒙脱石向蒙脱石-伊利石混合层转化，释放大量吸附水，导致形成异常高的地层压力。

表6-3 粘土矿物脱水特征的纵向变化[ ] 粘土矿物演变阶段 分散性 蒙脱石-伊利石 蒙脱石-绿泥石 类别 含量 蒙脱石 混 合 层 混合层 吸附水含量,% 吸附水/结晶水

>10 >2.0 10~5 2.0~1.5

总之，在自然界里，造成油气藏内地层压力异常的原因很多，这里无法一一列举。必须根据各地区的地质条件进行具体分析，才可能作出正确的判断，以便指导油气田勘探及开采工作。

二、流体压力封存箱的基本概念及类型

现代沉降盆地常具有两个或多个水文地质系统,呈现双或多水力系统的层状排列(图6-19)。图中上部为正常压力系统、下部为异常压力系统,其间被封闭层所分隔:水平封闭层划分主箱,垂直封闭层将主箱进一步划分为次箱。因此,可以将沉积盆地内由封闭层分割的异常压力系统,称为流体压力封存箱,箱内生、储、盖条件俱全,常由主箱与次箱组成。 图6-19 现代沉降盆地双水力系统的层状排列图

实例:尼日尔、马哈卡姆、墨西哥湾沿岸、加拿大北极区、下马格达勒纳等三角洲盆地

5~3 1.5~1.0 分 散 性 绿 泥 石 <3 <1.0 粘土矿物的演变特征 出现蒙脱石-伊利石混合层 出现蒙脱石-绿泥石混合层 出现分散性绿泥石 -17-

流体压力封存箱有两种类型:一为超压封存箱,孔隙流体支撑盖层及上覆岩石—流体的重量;另一为欠压封存箱,岩石基质支撑盖层及上覆岩石—流体的重量。图6-20表达了两类封存箱的压力—深度关系。 图6-20 超压与欠压两类封存箱的模式图

(据Hunt,1990,修改) 左-超压封存箱; 右-欠压封存箱

位于美国俄克拉何马州与得克萨斯州交界处的阿马里洛隆起上的Keyes气田为一欠压封存箱的典型实例(6-21),由于曾上升剥蚀掉1500m上覆地层,欠压1300psi,上覆负荷全由含气砂岩的基质骨架支撑。该气田有Blaine硬石膏和威灵顿岩盐两个封闭层,构成两个欠压封存箱,都是正常压力梯度,产气层在下封存箱内。而位于罗马尼亚特兰西瓦尼亚盆地中部的Ernie穹窿则是一个超压封存箱的典型实例,有一个封闭层,其上的中新统 Buglovian 组为正常压力梯度,符合静水压力的深度变化;其下的中新统Tortonian组则为超压封存箱(6-22)。 图6-21 美国Keyes气田的压力-深度梯度图

(据Powley,1980)

图6-22 罗马尼西Ernie穹窿的压力-深度梯度图

(据Powley,1980)

三、封闭层的成因及特征

由上可知,封闭层是形成与分隔流体封存箱的关键。封闭层并不是常说的油气藏的盖层,它常与穿越不同地层界面、岩性岩相界面、构造界面的同温层有关,在该温度条件下,矿化作用、充填作用??等成岩后生作用,造成渗透率近于零的封闭层。封闭层若为碳酸盐岩,多由硅化所致:若为页岩(泥岩)则常与钙化有关。在镜质体反射率达到0.9%时,干酪根已进入生油高峰期,释放大量二氧化碳,有助碳酸盐大量溶解形成次生孔隙发育带;当这种碳酸盐溶液向上运移至镜质体反射率为0.4~0.5%处,碳酸盐再沉淀,形成顶部封闭层,这时恰为生油窗开始处。因此,石油常生成于封闭层之下的封存箱内。

在正在沉降、平均地温梯度的沉积盆地内,封闭层一般分布在3048m(10000ft)深处,例如: 北海埃科菲斯克油田区3293m(10800ft)

印度尼西亚马哈卡姆三角洲Handil油田在3000m(9840ft)、Badak油田3293m(10800ft) 美国得克萨斯3350m(11000ft) 意大利波河盆地西南部3800m(12470ft)

美国库克湾盆地封闭层较厚,顶深3230m(10600ft)

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