劉景東，蔣有錄

（中國石油大學(xué)地球資源與信息學(xué)院，山東青島266555）

根據(jù)儲(chǔ)層成巖特征差異性判斷淺層油氣藏油氣充注時(shí)間
——以哈薩克斯坦A油田為例

劉景東，蔣有錄

（中國石油大學(xué)地球資源與信息學(xué)院，山東青島266555）

傳統(tǒng)地質(zhì)分析、儲(chǔ)層流體包裹體和伊利石測(cè)年等方法對(duì)于淺層油氣藏油氣充注時(shí)間的確定，都存在著明顯的不足。基于烴類-水-礦物之間的相互作用，提出了根據(jù)儲(chǔ)層成巖特征差異性判斷淺層油氣藏油氣充注時(shí)間的新方法，并以哈薩克斯坦A油田為例，應(yīng)用該方法確定了M-Ⅱ油層的油氣充注時(shí)間。分析認(rèn)為，部分成巖礦物含量的差異性可以表征油氣大量充注時(shí)間的早晚。通過分析部分成巖礦物含量的差異性，結(jié)合成巖演化序列及埋藏?zé)嵫莼罚梢源_定油氣大量充注的時(shí)間。在成藏因素分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合成巖礦物相對(duì)含量的變化趨勢(shì)，還可以追蹤油氣充注方向或判斷油氣充注過程。

儲(chǔ)層成巖特征；油氣充注時(shí)間；成巖演化；淺層油氣藏

油氣成藏過程是成藏研究的重要內(nèi)容，不同時(shí)期人們對(duì)油氣成藏充注研究的手段不同。傳統(tǒng)的油氣藏形成時(shí)間分析主要是根據(jù)油氣藏形成需要的油氣源、圈閉等條件的形成時(shí)間以及油藏形成后的飽和壓力[1]，常用的方法主要包括3種，即烴源巖的主要生排烴期法、圈閉形成期法、油藏飽和壓力法。近十年來，基于烴類-水-礦物之間的相互作用，流體史分析方法逐漸成為確定油氣藏形成期的主要手段，依靠“成藏化石”記錄方面的成藏期定量數(shù)據(jù)分析可以“示蹤”油氣成藏期次和過程[2～4]，如油氣非均一性、包裹體研究、成巖礦物定年和儲(chǔ)層瀝青分析等。

上述油氣成藏期的分析方法主要針對(duì)成巖作用較強(qiáng)的中深層油氣藏（深度＞2 000 m），而關(guān)于淺層油氣藏（深度＜2 000 m）成藏期的研究尚未見到相關(guān)論述。受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，淺層油氣藏油氣來源可能為晚期生成，也可能為中深層早期油氣藏遭破壞后的向上運(yùn)移，因此應(yīng)用傳統(tǒng)地質(zhì)分析方法確定淺層油氣藏的形成時(shí)間誤差較大，而儲(chǔ)層流體包裹體和自生伊利石測(cè)年等方法受淺層儲(chǔ)層樣品松散或砂巖粒度太大等因素影響，取樣和分析的難度較大。筆者從烴類-水-礦物之間的相互作用出發(fā)，根據(jù)儲(chǔ)層成巖特征差異性分析，闡述了淺層油氣藏形成時(shí)間的方法原理與步驟，并以哈薩克斯坦A油田為例，應(yīng)用該方法對(duì)淺層油氣藏的形成時(shí)間進(jìn)行了分析。

1 方法原理與步驟

可以看出，在富含K+，F(xiàn)e2+或Mg2+的成巖環(huán)境中，高嶺石和蒙脫石逐漸向伊利石或綠泥石轉(zhuǎn)化。當(dāng)儲(chǔ)集層中有烴類充注時(shí)，孔隙水中無機(jī)離子濃度降低，并改變孔隙水PH值[6]，部分替換孔隙水的烴類流體則阻礙礦物與離子之間的質(zhì)量傳遞，伊利石或綠泥石的形成受到抑制[7～9]。因此根據(jù)粘土礦物中高嶺石、蒙脫石、綠/蒙混層、伊/蒙混層、伊利石及綠泥石的相對(duì)含量的變化可以確定油氣大量充注的最早時(shí)間。

該方法的應(yīng)用主要通過以下步驟：

1）對(duì)同一層位不同鉆井粘土礦物組成的相對(duì)含量進(jìn)行對(duì)比，分析烴類充注對(duì)粘土礦物轉(zhuǎn)化造成的影響；

2）分析烴類充注層段的泥巖有機(jī)質(zhì)成熟度等儲(chǔ)層成巖特征；

3）根據(jù)烴類充注層段的埋深、粘土礦物組成及有機(jī)質(zhì)成熟度等指標(biāo)，結(jié)合研究區(qū)的成巖演化序列判斷成巖溫度，即油氣充注時(shí)的地層溫度；

4）結(jié)合埋藏?zé)嵫莼方缍ㄓ蜌獬渥r(shí)間。

該方法簡便易行，而且根據(jù)粘土礦物組成的相對(duì)含量在平面上的變化趨勢(shì)，結(jié)合成藏因素分析，還可以追蹤油氣充注方向或判斷油氣充注過程。

無論是與碎屑顆粒同期沉積或沉淀的粘土礦物，還是埋藏成巖過程中形成的粘土礦物，在成巖作用過程中隨埋深和溫度的增加以及孔隙流體介質(zhì)條件的不斷變化，粘土礦物逐漸變得不穩(wěn)定并趨于向其他粘土礦物轉(zhuǎn)化[5]。

1）高嶺石：在酸性水介質(zhì)中穩(wěn)定，隨埋深的增加，在富含K+偏堿性、堿性溶液中，高嶺石會(huì)逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橐晾欢诟缓琈g2+的偏堿性介質(zhì)中，則會(huì)向綠泥石轉(zhuǎn)變。

2）蒙脫石：在富含F(xiàn)e2+和Mg2+的水介質(zhì)中，會(huì)轉(zhuǎn)變成綠泥石/蒙脫石混層粘土礦物，并逐漸向綠泥石轉(zhuǎn)化；而在富含K+的堿性溶液介質(zhì)中，會(huì)通過伊利石/蒙脫石混層粘土的中間狀態(tài)逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橐晾?/p>

3）伊利石：最明顯的成巖變化是其結(jié)晶度的變化，隨埋藏深度的增加，伊利石的結(jié)晶度越來越好。

4）綠泥石：成巖變化主要表現(xiàn)為由無序型綠泥石隨埋藏深度的增加發(fā)生有序調(diào)整而依次向有序型伊利石轉(zhuǎn)變。

2 實(shí)例分析

哈薩克斯坦A油田構(gòu)造形態(tài)為受走滑斷層控制并被伴生斷層復(fù)雜化的背斜，長軸方向?yàn)楸蔽?南東向，長約25 km，寬約6 km，具有西南翼較緩，東北翼較陡的構(gòu)造特征（圖1），該區(qū)在白堊紀(jì)末經(jīng)歷了距今最晚的一次較強(qiáng)烈的構(gòu)造抬升剝蝕。白堊系M-Ⅱ儲(chǔ)層為該油田的主要含油層，現(xiàn)今頂面埋深為825～1 100 m，白堊系剝蝕前頂面埋深為757.5～1 060 m，以粉砂巖、砂巖為主，分選中等到好，中等膠結(jié)，棱角到次圓狀，以原生粒間孔隙為主。下面主要根據(jù)儲(chǔ)層成巖特征差異性對(duì)M-Ⅱ儲(chǔ)層的油氣充注時(shí)間進(jìn)行分析。

2.1 儲(chǔ)層成巖特征

1）粘土礦物組成差異性

對(duì)A油田A123井、A095井和A100井M-Ⅱ儲(chǔ)層粘土礦物組成進(jìn)行對(duì)比發(fā)現(xiàn)，A123井粘土礦物組成中伊/蒙混層含量較大，占38%～47%，蒙脫石組分占36%～43%，伊利石含量較少，僅占7%～18%，高嶺石含量?。▓D2a）；A095井和A100井伊/蒙混層分別占0～49%和10%～46%，伊利石含量分別達(dá)到31%～71%和31%～61%，并出現(xiàn)了較多的高嶺石（圖2b，c）。可見A123井蒙脫石轉(zhuǎn)化程度相比A095井和A100井明顯偏低，由于三口井M-Ⅱ儲(chǔ)層相互連通，成巖環(huán)境一致，粘土礦物原始組成差異性小，所以A123井粘土礦物轉(zhuǎn)化受到抑制為后期烴類的大量充注所致。因此根據(jù)A123井儲(chǔ)層成巖特征可以判斷該油田油氣的充注時(shí)間。

圖1 哈薩克斯坦A油田M-Ⅱ儲(chǔ)層頂面構(gòu)造與油氣分布Fig.1 Structural contourmaP of the toP of M-Ⅱreservoir in A oilfield in Kazakhstan with hydrocarbon distribution maP overlaid

2）泥巖有機(jī)質(zhì)成熟度

通過分析粘土礦物轉(zhuǎn)化受抑制層段泥巖有機(jī)質(zhì)成熟度等成巖特征，可以配合粘土礦物組成判斷成巖溫度。對(duì)A123井與M-Ⅱ儲(chǔ)層相鄰泥巖有機(jī)質(zhì)成熟度進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，成熟度Ro小于0.37%（圖3），處于未熟階段。

2.2 油氣充注時(shí)間的界定

從上面的分析可知，A123井M-Ⅱ儲(chǔ)層具有以下成巖特征：1）現(xiàn)今埋深介于1 010 m～1 050 m范圍；2）M-Ⅱ儲(chǔ)層相鄰泥巖成熟度為Ro小于0.37%，處于未熟階段；

3）伊/蒙混層含量較大，占38%～47%，蒙脫石組分占36%～43%，伊利石含量較少，僅占7%～18%，高嶺石含量小。

依據(jù)前人對(duì)該區(qū)成巖階段的劃分[10]（圖4），結(jié)合以上對(duì)儲(chǔ)層成巖特征的分析，研究認(rèn)為A123井M-Ⅱ組儲(chǔ)層尚處于早成巖A期，根據(jù)演化序列，判斷其成巖溫度小于55℃，推測(cè)在45～50℃之間，同時(shí)結(jié)合埋藏?zé)嵫莼放袛郙-Ⅱ儲(chǔ)層大量烴類充注的時(shí)間為白堊紀(jì)末期（圖5）。

2.3 油氣充注過程

圖2 哈薩克斯坦A油田M-Ⅱ儲(chǔ)層粘土礦物組成特征Fig.2 ComPosition of clayminerals in M-Ⅱreservoir in A oilfield，Kazakhstan a.A123井；b.A095井；c.A100井

從M-Ⅱ儲(chǔ)層現(xiàn)今頂面構(gòu)造與油氣分布關(guān)系來看，A123井、A095井和A100井均位于背斜構(gòu)造翼部油氣邊緣帶（圖1），理論上應(yīng)具有相似的油氣充注史和礦物轉(zhuǎn)化史，看似與實(shí)際成巖特征差異性存在矛盾。通過古構(gòu)造恢復(fù)，不難發(fā)現(xiàn)A123井接近于白堊系剝蝕前古構(gòu)造的背斜高點(diǎn)，而A095井和A100井則位于背斜構(gòu)造翼部（圖6），A123井具有大量油氣優(yōu)先充注的可能性，與前面儲(chǔ)層成巖特征的差異性分析結(jié)果吻合。綜合分析認(rèn)為，M-Ⅱ儲(chǔ)層大量油氣充注期為白堊紀(jì)末期，油氣首先大量充注于古構(gòu)造（白堊系剝蝕前構(gòu)造）高點(diǎn)，受后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，構(gòu)造高點(diǎn)遷移至斷層帶附近，早期在A123井構(gòu)造高點(diǎn)聚集的油氣發(fā)生調(diào)整，與下部沿?cái)鄬舆\(yùn)移的油氣一起充注于現(xiàn)今構(gòu)造高點(diǎn)處。綜合確定油氣充注時(shí)間。另外，該方法對(duì)于碳酸鹽巖儲(chǔ)層油氣充注時(shí)間的確定，還有待驗(yàn)證。

圖3 哈薩克斯坦A油田A123井M-Ⅱ儲(chǔ)層相鄰泥巖熱演化史Fig.3 Thermal history ofmudstones adjacent to M-Ⅱreservoir in A-123 well of A oilfield，Kazakhstan 1.緊鄰M-Ⅱ儲(chǔ)層的上部泥巖；2.緊鄰M-Ⅱ儲(chǔ)層的下部泥巖

圖4 哈薩克斯坦A油田成巖階段劃分及成巖演化序列[10]Fig.4 Diagenetic stages and evolutionary sequences of A oilfield in Kazakhstan[10]

圖5 哈薩克斯坦A油田A123井熱演化史及M-Ⅱ儲(chǔ)層油氣充注時(shí)間Fig.5 Thermal history of A-123 well and hydrocarboncharging stages of M-Ⅱreservoir in A oilfield，Kazakhstan（縱向陰影對(duì)應(yīng)油氣充注時(shí)間；右側(cè)柱狀圖表示現(xiàn)今地層剖面）J1.下侏羅統(tǒng)；J2ds.中侏羅統(tǒng)多尚組；J2kr.中侏羅統(tǒng)卡拉甘塞組；J3km.上侏羅統(tǒng)庫姆科爾組；J3ak.上侏羅統(tǒng)阿克沙布拉克組；K1d.下白堊統(tǒng)阿雷斯庫姆組（M-Ⅱ）+下白堊統(tǒng)下達(dá)烏爾組（K1nc1）；K1u.下白堊統(tǒng)上達(dá)烏爾組（K1nc2）+下白堊統(tǒng)卡拉沙陶組（K1a）；K2.上白堊統(tǒng)

圖6 哈薩克斯坦A油田M-Ⅱ儲(chǔ)層白堊系剝蝕前頂面構(gòu)造與油氣分布Fig.6 Structural contourmaPof the toPof M-Ⅱreservoir in A oilfield of Kazakhstan before denudation in the Cretaceous with hydrocarbon distributionmaPoverlaid

3 結(jié)論

1）通過烴類-水-礦物之間的相互作用分析，認(rèn)為根據(jù)儲(chǔ)層成巖特征差異性可以判斷淺層油氣藏形成時(shí)間，在存在較多樣品的情況下，還可以根據(jù)成巖礦物相對(duì)含量的變化趨勢(shì)，結(jié)合油氣成藏因素分析，判斷油氣充注方向或油氣充注過程。

2）根據(jù)成巖特征差異性分析油氣充注時(shí)間，首先應(yīng)根據(jù)成巖礦物相對(duì)含量變化確定油氣充注對(duì)礦物轉(zhuǎn)化的抑制作用，并分析其它的成巖特征，結(jié)合成巖演化序列分析礦物轉(zhuǎn)化受抑制時(shí)的成巖溫度，最后根據(jù)埋藏?zé)嵫莼反_定油氣充注時(shí)間。

3）淺層油氣藏經(jīng)歷的構(gòu)造旋回相對(duì)單一，應(yīng)用儲(chǔ)層成巖特征差異分析油氣充注時(shí)間具有較好的效果。中深層油氣藏大多經(jīng)歷多期構(gòu)造活動(dòng)，油氣充注期次較多，應(yīng)用該方法僅能確定油氣充注的最早時(shí)間，應(yīng)用性較差，但可以配合其他方法

1 蔣有錄，查明.石油天然氣地質(zhì)與勘探[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006

2 趙孟軍，宋巖，潘文慶，等.含油氣盆地成藏期分析理論和新方法[J].地球科學(xué)進(jìn)展，2004，19（6）：939～946

3 王飛宇，金之鈞，呂修祥.沉積盆地油氣成藏期研究及成藏過程綜合分析方法[J].地球科學(xué)進(jìn)展，2002，17（5）：754～762

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（編輯 張亞雄）

Tim ing of hydrocarbon charging in shallow reservoirs by differences of diagenetic characteristics of reservoirs—an examPle from A oilfield in Kazakhstan

Liu Jingdong and Jiang Youlu
（College of Geo-resources and Information，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266555，China）

For the timing of hydrocarbon charging in shallow reservoirs，methods such as traditional geological analysis，fluid inclusions in reservoirs and illite dating have obvious shortages.Based on the interactions between hydrocarbons，water and minerals，this PaPer Puts forward a new method to determine hydrocarbon charging time of shallow reservoirs by differences of diagenetic characteristics of reservoir rocks.Taking the A oilfield in Kazakhstan as an examPle，the hydrocarbon charging time for the M-Ⅱoil layer is determined in thisway.The time of bulk hydrocarbon charging can be determined through the analyses of differences of content of certain minerals and in combination with diagenetic evolutionary sequence and burial thermal history.On the basis of Pool-forming element analysis，hydrocarbon charging direction can be traced and hydrocarbon charging Process can be identified with references to the trend of relative content of diagenetic minerals.

diagenetic characteristics of reservoirs，hydrocarbon charging time，diagenetic evolution，shallow oil/ gas Pool

TE122.1

A

0253-9985（2010）03-0315-06

2009-07-29。

劉景東（1984—），男，博士研究生，油氣成藏機(jī)理與分布規(guī)律。