流体势特征
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发布时间：2022-04-24 18:30
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时间：2023-11-01 12:38
油气在储层中与地层水共同组成流体系统，它们在地下的运动作为一个机械渗流过程，自发进行的方向总是由高势区向低势区运移，最终进入它自身的势能相对较小而动能为零的平衡状态，此时即形成油气藏。可见地下油气的运移和聚集是由流体中的油势和气势所决定的，正是这种油气势差导致了油气在渗透性地层中的运移。
成藏条件研究表明，流体势是驱使流体运移的主要动力。流体（水、油、气）在地下的流动规律服从能量守恒定律，总是从能量高的地方向能量低的地方运移，并在能量相对最低的地方聚集起来。流体势是表示地下流体能量大小的一个常用的物理量。
Hubbert（1940，1953）很早就运用流体势的概念描述地下流体的运动状态和规律，并将流体势定义为单位质量流体所具有的机械能（位能、压能及水动能）的总和：
中国东部裂谷盆地地层岩性油气藏
式中：ϕ为流体势（kJ/m3），g 为重力加速度（m/s2）；z 为计算点的公共海拔高程（m）；p为计算点的地层压力（Pa）；p为计算点的流体密度（kg/m3）；υ为流体的流动速度（m/s）。其中流体势分析包括油、气、水三势分析，计算中分别取油、气、水各自的密度即可。
（一）现今流体势特征
对于冀中地区流体势场的分析，首先建立在区域地层压力分布研究基础上；其次，在垂向上选择沙三段、沙二段、沙一段和东营组4套含油层系，作为区域流体势追踪层；以海平面为流体势能计算的基准面，计算公式为：
ϕ= -gz+P /ρ （5-2）
式中：ϕ为流体势（KJ/m3）；z为测点公共海拔高程（m），g为重力加速度（m/s2）；p为测点孔隙流体压力（Pa），ρ为流体密度（kg/m3）。
5-2式中第一项代表单位质量的流体相对于基准面所具有的重力势能，z在基准面之下取负值，反之取正值；第二项代表单位质量流体所具有的弹性势能；两者之和可反映测点和追踪层流体势起伏变化。根据流体势的高低可以判断油气运移的方向和有利的聚集区，油气总是从高势区向低势区运移，并在低势闭合区和汇聚流指向区聚集起来。受凹陷性质和洼槽分布控制，不同凹陷流体势场各异。
廊固凹陷油的高势区位于桐南洼槽—曹家务—柳泉一线，呈北东向延伸，沙三段油势最高可达23000m2/s2，大于10000m2/s2高势区面积约700km2。自高势区向北西和南东两侧，油势逐渐降低为1000～7000m2/s2。廊东、别古庄、柳泉、曹家务、采育、凤河营、侯尚村等构造，均处于区域油势势差梯度（5000m2/s2·km）变化最大的地带（图5-27）。
在霸州凹陷，垂向上沙三段、沙二段、沙一段和东营组四套地层油、水高势区，均集中分布在霸州洼槽区。大于10000m2/s2的高油势，和大于3000m2/s2 的高水势区面积约占凹陷总面积的1/4～1/3。流体运移的总方向，是从洼槽中心向北西和南东两侧运移。岔河集、苏桥、文安、南盂、龙虎庄等构造，处于区域流体势差梯度最大的（油势3000m2/s2·km，水势2000m2/s2·km）地带。目前发现的油气主要分布在这些构造带（图5-27）。
饶阳凹陷区域上由河间、马西、任西、留楚和鄚州—白洋淀5个洼槽横向衔接而成的复合势小区（图5-27）。沙三段高势区主要分布在马西、河间和留楚3个洼槽中心区。油势最高达12000m2/s2，水势最高达20000m2/s2，流体运移的主方向，是洼槽两侧的潜山和第三系构造，势差梯度最高可达5000m2/s2· km。沙二段流体势场分布基本保持了沙三段的面貌，有所不同的是北部增添了1个鄚州—白洋淀高势区，油势高达10000m2/s2。任丘构造挟持在南北两大高势区之间，成为流体运移的主要指向地带。沙一段流体势场分布较前两层有较大变化：一是马西高势区彻底消失，二是鄚州—白洋淀高势区向西南延伸至西柳地区，形成南北两个北东向延伸，雁式排列的高势区。环绕两个高势带周围的高阳、蠡县、西柳、任丘、留西—大王庄、河间等构造，流体势差梯度高达7000m2/s2· km，是饶阳凹陷古近系流体运移最活跃的层系。东营组流体势场规模较沙一段大为收缩，大于7000m2/s2高油势区仅限于河间和鄚州两个洼槽，总面积仅及沙一段高势区的1/2。
图5-27 冀中坳陷油势等值线
（据杜金虎等，2002）
从二连盆地现今油势平面图（图5-28a）中可以看出，现今油势从洼槽部位向斜坡部位逐渐将低。如巴音都兰凹陷阿尔善组现今油势高值区在生油洼槽，现今油势相对低值主要分布在断阶带和构造带。油藏主要分布在油势相对比较低的构造带，巴Ⅰ号构造岩性油藏主要发育在相对低势区；巴Ⅱ构造的巴10构造—岩性油藏主要分布在高油势区的边缘部位。对乌里雅斯太凹陷腾格尔组腾一段而言，现今油势高值主要分布在洼槽的深洼部位，而相对低势区主要分布在洼槽南部的木日各构造带和桃希构造带，以及洼槽北部的苏布构造带（图5-28b）。从图上可以看出，以构造—岩性油藏为主的木日格油藏主体位于油势高值区的边缘部位，油藏西部已经位于相对高势区。
图5-28 二连盆地现今油势与油藏分布图
（二）古流体势场特征
惠民凹陷明化镇期末沙三下亚段的流体势是各时期中最高的，最大值在本区北部商745井附近（图5-29），向上部各层位流体势逐渐减小；东营期末各层位的流体势值在本区相对其他时期是最低的，这表明流体势随深度的变化是很明显的。整体上惠民凹陷西北部和东南部流体势较低，东南部流体势变化较西北部缓，中部沿南西—北东一线，即凹陷的深洼区延伸方向，流体势相对较高。
图5-29 惠民凹陷沙三下段明化镇期末相对油势等值线图
明化镇末期是东营凹陷油气成藏的主要时期，在该时期沙三段和沙二段（图5-30）相对油势的流体势场分布特征大体相似，高势区基本上都分布在凹陷的深洼陷区，大体呈北东—南西走向，和凹陷的长轴方向大体一致，向南、北斜坡带流体势逐渐降低。只是沙二段高势区的分割性更强，流体势绝对值相对于沙三段稍低。
图5-30 东营凹陷明化镇期末相对油势等值线图
在沾化凹陷古流体势场平面分布图上（图5-31），深洼区流体势较大，能量相对较高，中部义深8井和义119井区形成了流体势场的两个极值区，以此为中心向四周流体势值逐渐降低；东部孤南洼陷以孤南32井为中心流体势较高，向四周流体势逐渐降低。在沾化凹陷以这三口井为中心古流体势较高，向四周流体势值逐渐降低。凹陷古流体势值最大的层位是明化镇期末的沙三下亚段的义119井附近，古流体势最小的层位是东营期末的沙二段，古流体势随埋深减小而相应的减小。
图5-31 沾化凹陷相对油势等值线图
王德强等（1999）研究了歧口凹陷沙一段中上部、沙一段下部、沙二段和沙三段在不同地质时期流体势场的演化。在同一地质时期，这4个层段计算所得的油势、气势和水势的分布格局基本一致。根据地层埋藏史和烃源岩演化史分析，歧口凹陷沙三段烃源岩在东营组沉积期末已进入生烃门限。在此时的沙三段油势等值线图（图5-32）上存在一个高势区，其范围从歧口—马棚口一带沿北东方向朝海域延伸，其位置与沙三段烃源岩的生200烃中心相吻合，生烃中心生成的油气从这一高势区向周围的低势区运移。由该图可见，在这一总的运移趋势下，歧口凹陷陆上地区存在3个油气汇聚流指向区：第一个位于张5井—张巨河一带，第二个位于周清庄—王徐庄一带，第三个位于港深1井—港深3井一带，它们都是油气运移的有利指向和油气聚集的有利场所。馆陶组沉积期末的沙三段流体势场分布与东营组沉积期末基本一致，仍然存在1个高势区和3个油气汇聚流指向区。明化镇组沉积期末和现今的沙三段流体势场分布基本一致，1个高势区的位置仍同东营组沉积期和馆陶组沉积期，但3个汇聚流区已不如那时明显，主要显示从凹陷中心向凹陷边缘运移的总体趋势。
图5-32 歧口凹陷东营组沉积期末沙三段油势等值线图
（据王德强等，1999）
图5-33 渤海湾古近系泥岩压实曲线
（据华北石油勘探开发设计院，1982）
（三）流体势在油气成藏中的作用
1.为油气初次运移提供了动力
近年来国内外众多学者研究结果表明，晚期成岩阶段异常高流体压力，是油气自烃源岩中大量排出的主要动力。烃源层的欠压实到达一定的埋藏深度后，随着液态烃和CH4、CO2气体的大量产生，当异常压力超过岩石的破裂强度时，泥岩中生成的烃类随水一起向外排出，产烃潜率和泥岩孔隙度相应减小，在压实曲线上即出现快速压实带。
通过冀中、济阳、黄骅等坳陷的泥岩压实曲线与该区古近系生油岩的有机质热成熟度曲线的对比显示，当生油岩埋深在2700～3200m，即满足了95～110℃的地温条件时出现的强压差排液带，正是有机质大量生成油气的区域。这个生油区间正好与稳定压实后期和压实突变阶段相对应（图5-33）。
廊固凹陷新安 92井异常压实层产烃潜量分析（图5-34，图5-35）表明：欠压实程度很高的C带（2800～3100m），尽管其有机质已完全成熟，而产烃潜量（S1+S2）/TOC值几乎与不成熟烃源岩（B带）的产率值相近，显然不利于排烃。而同一类地层，当进入3100m以下（D带）的快速压实段后，其残余生油潜量明显亏损，（S1/S2）/TOC值由欠压实段的567 kg/t·TOC降低到300 kg/t·TOC，表明这类成熟烃源岩已经历了大量的排烃。以上排烃层中的生物标志化合物，与廊东地区安34、56、京3井沙四段原油具有非常相近的亲缘关系，证明快速压实带排出的烃，已经在其附近形成工业性油气藏。
图5-34 新安92井古近纪地层压实剖面
（据杜金虎等，2002）
2.为区域油气环状聚集提供成藏动力
图5-35 新安92井古近纪生油层烃含量及其热演化剖面
（据杜金虎等，2002）
勘探实践表明，冀中坳陷目前已发现的95%以上的油气藏分布在生油强度大于50×104t/km2，排油强度大于5×104t/km2的地区，在这一基本条件控制下，油气藏以主力生油洼槽为中心，呈多环（*隆起带、洼内带、洼侧带、凹边带、凹外带）式分布。这种环状展布特征现已比较清楚的有廊固聚油环、霸州聚油环、马西聚油环、任西—肃宁聚油环、河间聚油环等，聚油环的范围恰与流体势场小区范围相吻合，聚油环上油气藏位置，多处于各势场小区流体势差梯度变化最大的地带。现已探明石油地质储量和天然气储量97%都位于这几个聚油环上。从流体势分布等值线图上也可以看出，高势区的位置与凹陷主要烃源岩生、排烃中心的位置基本一致，因而在总体上控制着生烃中心生成的油气向凹陷边缘较浅部位进行较大规模运移，而冀中地区目前已发现的主要油气藏，都围绕高势区分布。即以生油洼槽为中心呈环状分布。
3.为垂向三种类型油气藏形成提供了有利条件
（1）古潜山油气藏：冀中坳陷在第三系沉积以前，是以中新元古界—下古生界海相碳酸盐岩为背景的岩溶区。由于岩溶地貌的发育，区内累计厚度达5000多米的碳酸盐岩地层在印支—燕山期长达1.88×108a的时间里大面积出露地表，遭受剥蚀、风化、淋滤形成了孔、洞、缝十分发育的高渗透储集体，渗透率达（1000～2316）×10-3μm2。古近纪以来，在这种古岩溶区的背景之上叠合了湖区发育的一系列单断箕状凹陷，于是这种孔、洞、缝十分发育的低势能潜山储集体便在许多地方被具有生油能力的高势能古近系暗色泥岩覆盖，或者以断层与之侧向对接，生油岩层与潜山储集层之间的压力差成为油气运移的动力。生成的油气在压差作用下，通过潜山不整合面，进入基岩储集层内聚集成藏。
（2）古近系自生自储式原生油藏：这种油藏的形成条件比较简单，在生油区内只要有储层，有圈闭就有油，高势烃源岩层与低势储层之间的有机配套，使其富集程度较高。如留西地区路43等自生自储式岩性油藏，沙三段辫状河三角洲沉积砂体夹于湖相暗色泥岩中，油气在异常高的排烃压力下进入相邻储层聚集成藏。
（3）新近系下生上储的次生油气藏：冀中坳陷新近系、东营组和沙一上亚段油藏都是下生上储的次生油藏，油藏的分布主要受油源断层的控制。油源断层是沟通高势油源区与低势圈闭区的油源通道。纵向上势能差的存在，为油气的运移提供了良好的动力条件。
