东营凹陷营透镜状砂岩油藏成藏过程二维数值模拟
(1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国尤氏大学(北京)资源与信息学院，北京102249)
为了深入研究东营凹陷营11透镜状砂岩油藏的成藏机理，掌握该类油藏成藏的主要影响因素，利用可压缩多孔介质中油水两相渗流的基本原理，对其成藏过程进行了二维数值模拟。在模拟过程中，考虑了地层沉积(剥蚀)、地层厚度变化、岩石孔隙度和渗透率条件变化、流体物性变化、毛管压力、相对渗透率和油气生成等一系列过程和参数。模拟再现了砂体中油的聚集过程，模拟砂体最终含油饱和度及分布与实际基本一致。模拟分析表明，在营11这样的透镜状砂岩油藏中，围岩与砂体之间的毛管压差是石油聚集的根本驱动力，这种驱动力是由围岩与砂体的物性差异和油气生成共同作用形成的。
透镜状砂岩油藏成藏过程数值模拟；两相流；毛细管压力；东营凹陷
东营凹陷营11透镜状砂岩油藏圈闭过程的二维数值模拟
谢国忠-jun1，2，金枝-jun1
(1.中国石化勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学资源与传播学院，北京102249)
为了深入研究东营凹陷英11透镜状砂岩油藏的成藏机理，掌握该类油藏的主要影响因素，以致密多孔介质两相流理论为基础，对该类油藏的成藏过程进行了二维数值模拟。模拟过程中考虑的各种相关过程和参数是沉积/剥蚀、地层厚度、岩石的孔隙度和渗透率、流体的物理性质、毛细管压力、相对渗透率和生油量。模拟再现了油藏的成藏过程，含油饱和度和分布符合实际情况。指出英11砂岩油藏成藏的根本驱动力是源岩与储层之间建立的毛管压力差，这种驱动力是源岩与储层物性差异和生油共同作用的结果。
关键词透镜状砂岩油藏成藏过程数值模拟两相流体流动毛管压力东营凹陷
原生透镜状砂体油藏是典型的砂岩岩性油藏，一般由低渗透页岩包围的浊积砂体形成，砂体中的油气来自周围的烃源岩。东营凹陷营11砂体油藏是这类油藏的典型代表。由于完全被泥岩包围，该油藏形成的油水交替机制不同于构造或地层油藏。对此类砂体储层的成藏机理和影响因素已有许多有益的实验研究和理论探索。陈张铭等[1]和李丕龙等[2]通过成藏物理模拟实验，分析了原生岩性砂体的成藏过程和影响因素。王宁等考虑了岩性油气藏形成过程中的成藏动力和阻力两个因素[3]；庞等人从“成藏门限”的角度分析了砂岩透镜体的成藏控制条件[4]。李丕龙等人提出了“相”和“势”控油理论，分析了包括透镜状砂体油藏在内的隐蔽油藏的形成机理[5]。隋凤贵定量分析了浊积砂体油气聚集的主控因素[6]。
但是，无论是上述实验研究还是理论分析，基本上都是对该类油藏成藏机理的定性或半定量探讨，或者只分析了该类油藏的含油相关因素，而没有涉及成藏机理，因此无法更详细地了解原生岩性油藏成藏的全过程和控制机理。由于透镜状储层的成藏过程与其围岩密切相关，因此要理解砂体的成藏过程，必须将砂体和围岩的演化过程放在一起考虑。本文从演化的角度，用定量的方法模拟了营11围岩透镜体油藏成藏的全过程，分析了成藏机理和含油性的主控因素。通过成藏过程的二维数值模拟，可以深入了解这类成藏过程中的油水交替过程及其力学机制，为探讨成藏机制及其影响因素提供了很好的范例。
1仿真模型的建立
营11透镜状砂岩油藏的形成涉及到压实作用引起的围岩和砂体的变形以及油水两相流体在其中的流动，岩石的变形和流体的流动是相互作用的，因此这是一个变形多孔介质中两相流动的流固耦合问题。
与二次运移相比，低渗透烃源岩排出油气(一次运移)一直是一个难以理解的现象。从烃源岩排出油气的相态来看，一般认为大部分油气是通过独立的相态排出的[7]，油气排出的主要驱动力来自压实作用和生烃作用产生的过剩地层压力[7 ~ 9]。根据达西定律给出了描述流体在多孔介质中低速流动的一般方法。虽然达西定律在低渗透页岩地层中是否适用存在疑问，但它作为描述孔隙流体流动速度与压力关系的有效手段被广泛应用于各种排烃模拟中[10 ~ 13]。为了模拟石油从源岩中排出并在其周围的砂岩中聚集的过程，本次模拟还采用了基于达西定律的油水两相渗流模型。模型中油相和水相之间的压差为毛细管压力。
应变和应力之间的关系可以从均匀介质的广义虎克弹性定律推导出来。但对于地质过程的模拟来说，地层压实不同于弹性力学所描述的小变形过程，它是一个较长时间内的大的非弹性变形过程，对这一过程的地质描述一般采用一种近似的简化关系，即将这种变形转化为岩石孔隙度与其垂直有效应力的指数关系[13 ~ 15]。根据太沙基方程，垂直有效应力可以用岩石总荷载与孔隙流体压力之差来表示[10，16]。
油源泥岩可视为由干酪根、无机杂基和孔隙组成，其中干酪根和无机杂基构成了生油岩的骨架。为了简单处理问题，可将干酪根分为有效干酪根(有生油潜力，可完全转化为石油)和无效干酪根(无生油潜力)。因此，烃源岩可细分为三部分，即有效干酪根、不可压缩骨架(包括无效干酪根和无机杂基)和孔隙。该模型假设有效的干酪根降解将产生相同质量的烃，并减少泥岩骨架的厚度。根据不可压缩骨架体积不变的原理，可以得到岩石的厚度变化。对于砂岩储层，可以不考虑有效干酪根降解引起的骨架厚度变化。烃源岩中的烃类是其所含干酪根热降解的结果，干酪根的热降解近似用化学反应动力学中的一级反应定律来描述[17]。根据一级反应定律，干酪根的转化率与干酪根的剩余量成正比，可以表示为多个平行的一级反应。反应常数由反应活化能、频率因子和反应温度决定。假设相同质量的干酪根有效降解可以产出相同质量的油，生油速率也就是干酪根的降解速率。
2.相关参数的变化
水和油的密度是温度和压力的函数，可以用指数状态方程[13]来描述。水和油的粘度是影响水和油渗流的参数。一般水的粘度是与温度有关的函数[13，18]，本次模拟采用了考虑油的重力和温度的Beggs-Robinson公式[19]。
沉积岩的渗透率对地层流体的流动和异常压力的形成起着重要的作用。一般受沉积岩类型、埋深等因素影响，大小有时相差几个数量级。对于碎屑岩，一般来说，渗透率的变化可以表示为孔隙度的函数，如Kozeny-Carman方程[10，18]。本次模拟采用渗透率与孔隙度之间为幂函数关系的公式[13，20]。
在含有两种或两种以上不混溶流体的渗流系统中，有必要考虑岩石的毛细管压力特性。由于模拟基本上处理的是生油、泄油和成藏的过程，所以只需要考虑岩石的驱替毛管压力曲线特征。本次模拟研究采用的公式[21]是驱替毛管压力与含水饱和度之间的幂律关系:
油气聚集理论与勘探开发技术
其中:Pcb为毛细管突破压力；γ是孔径分布指数；Sw是水饱和度。对应于突破压力的毛细管半径可以通过其与孔隙度和渗透率的经验关系来表示[22]。根据拉普拉斯方程，毛细管压力是界面张力、润湿角和毛细管半径的函数。水-烃体系的界面张力一般可以表示为体系温度和油水密度的函数[19]。另外，本次模拟假设岩石完全被水润湿，润湿接触天线为0。因此，可以得到岩石毛细管的突破压力Pcb。如果需要驱替毛管压力曲线，则需要确定孔径分布指数。东营凹陷28个砂岩样品的压汞曲线拟合分析表明，孔隙大小分布指数基本上是一个与岩石孔隙度、绝对渗透率等物性参数无关的参数，本次模拟其平均值为0.34。本次成藏模拟对泥岩也采用了相同的突破毛管压力公式和孔隙大小分布指数值。
油水相对渗透率用Brooks-Corey经验关系式[13，21，22]表示，其中油水相对渗透率与含水饱和度和孔隙大小分布指数有关。
三营11砂岩油藏成藏过程模拟
3.1营11砂岩油藏概述
营11砂岩油藏位于东营凹陷东辛油田西南部，西邻家好油田，南接现河庄油田。构造上位于东营凹陷中央隆起带的西部，东辛、家好和现河庄构造断裂带之间的凹陷中心。本次模拟为营11砂体沙河街组三段中下段储层，已探明石油地质储量1248×104t，是东营凹陷迄今为止发现的最大独立砂体储层。营11沙河街组三段中下砂体构造图及模拟剖面线位置见附图1。
图1英11沙河街组三段中下砂体顶部构造图及模拟剖面线位置
3.2营11砂岩储层模拟前期准备
模拟的前期准备工作包括剖面网格化、原始沉积剖面恢复、上覆地层沉积过程反演和模拟演化过程参数的确定。
3.2.1断面网格化
所选井段长度以营75井为分界点，砂体向上延伸5600米，砂体向下延伸2400米，总井段长度8000米..剖面体的垂向深度从2700米(约为沙三上亚段的底界面)到3600米(约为沙四上亚段的底界面)。从沙三中亚段到沙三上亚段，砂岩沉积逐渐占主导地位。由于砂岩导电性好，不易形成明显的异常压力，因此剖面顶部的压力边界条件被认为是正压力。沙四上亚段以向下的石膏泥岩为主，因此沙四上亚段的底界可以作为剖面的闭合边界。可以看出，该路段长8000米，高900米。在网格划分中，既要考虑精度，又要考虑计算工作量。因此，网格应在砂体对应的长度和高度方向上加密，而在其他地方，网格应尽可能粗化，以减少计算工作量。
3.2.2原始沉积剖面的恢复
由于剖面显示了当前的沉积厚度和孔隙度特征，为了进行砂体堆积过程的正演模拟，需要将剖面恢复到模拟零点时间的状态。本次模拟的零点时间设定在沙三上亚段沉积结束时，因此需要将模拟剖面从顶部2700米恢复到零点的剖面状态。修复是根据地层被压缩时骨骼体积不变的原理进行的。地层孔隙度随深度呈指数变化，相关参数根据东营凹陷实探井的地层数据回归得到。
3.2.3上覆地层沉积过程反演
由于成藏过程是一个正演模拟过程，需要知道不同沉积时期上覆地层的沉积速率和模拟剖面中砂泥岩的含量。所以首先要了解现在沉积地层的厚度，砂岩和泥岩的含量。表1给出了英11砂体区代表井的地层厚度、含砂量和平均沉积速率。地层含砂量由自然电位或自然伽马测井数据计算；地层沉积速率是指沉积物在沉积面上时的沉积速率，根据地层的砂泥岩含量、地层的厚度和深度以及沉积持续时间给出。东营期末，沉积间断计算为东营组被侵蚀200m，根据沉积间断时间10.6Ma得到平均侵蚀速率
表1英11砂体上覆岩层模拟参数
3.2.4模拟进化过程的参数确定
营11砂体区古地温梯度采用东营凹陷古地温梯度，43Ma、38Ma、36Ma、32.4Ma、24.6Ma、5.1Ma、2Ma和0: 00的古地温梯度分别为5.15℃/100。4.61℃/100米，4.49℃/100米，4.2℃/100米，4℃/100米，3.68℃/100米和3.5。
与砂岩岩石压缩相关的参数值由东营凹陷砂岩孔隙度、深度和有效应力回归得到，而与泥岩压缩相关的参数值来自Mudford等人[24]。砂岩渗透率与孔隙度关系中的参数值来自东营凹陷的数据回归，泥岩的参数值来自罗和[13]。
岩石的生烃潜力可以定义为烃源岩有效干酪根(可转化为烃类)与岩石骨架总量的质量比，而原始生烃潜力是指烃源岩在演化初始时刻的生烃潜力。岩石热解分析中的S2值一般被认为是岩石的生烃潜力值，所以要想得到网格岩石的生烃潜力值，就需要大量该区有机岩石的热解分析数据，而现实是该区的这种分析数据非常有限，达不到网格岩石生烃潜力值的数值。因此，本次模拟网格的生烃潜力是利用英11砂体区的测井资料计算的。Passey等人[25]提出的基于孔隙度和电阻率测井资料的δδLgR方法可以改进为在演化早期预测烃源岩的原始生烃潜力。网格体的原始生烃潜力是通过钻遇营11砂体及其邻井营76、营101、营102、新营69、营75、营70、营67、营68、营78来赋值的。由于上述井均未钻遇沙四上亚段，模拟剖面沙四上亚段原始生烃潜力采用河88和浩克1的计算值。
考虑到东营凹陷沙四上亚段、沙三下亚段和沙三中亚段的烃源岩主要为I型干酪根，根据反应活化能确定的烃源岩中干酪根的初始含量和频率因子等参数均基于Schenk等人[26]提供的I型干酪根数据。
3.3模拟过程和结果分析
营11砂体成藏模拟开始于38.6Ma前，即模拟的时间点，之后每隔1Ma记录一次网格体相关参数的变化。
3.3.1含油饱和度
图2显示了10Ma、20Ma、30Ma和38.6 Ma四个模拟时间的网格空间中的含油饱和度分布。
图2营11砂体模拟剖面四个模拟时间含油饱和度。
营11砂体中有明显的油气聚集，该聚集始于模拟的5 ~ 100 Ma。在地层演化过程中，石油一直处于在砂体中聚集的状态，含油饱和度一直在增加，这可以通过含油饱和度随时间变化的更详细的趋势得到验证。到38.6Ma模拟结束时，整个砂体充满油，平均含油饱和度约为73%，与实际砂体平均含油饱和度(69%)非常接近。
3.3.2油相压力和水相压力
图3显示了30Ma模拟时间点网格空间内油相压力和水相压力的分布情况，该时间点油相压力和水相压力的分布特征基本代表了整个模拟过程每一时刻的压力分布特征，但压力的绝对大小存在差异。网格体中油相压力的总体变化趋势是压力由深到浅逐渐降低，在这个总体背景上，砂体中存在一个相对较低的油相压力值区。水相压力由深到浅的变化趋势是逐渐减小的，总体压力随着网格体埋深的增加而增加。
对网格体毛管压力分布的分析表明，砂岩中存在毛管压力相对较低的区域。根据多孔介质中同一点的油相压力和水相压力之差等于毛细管压力这一事实，可以知道油相压力和水相压力分布规律的差异是由毛细管压力的差异引起的。
3.3.3油势梯度和水势梯度
图4显示了30Ma时间点网格空间中油势梯度和水势梯度的分布。其中，势梯度的正值表示流体流动的方向是负向于轴线，而梯度的负值表示流体流动的方向是正向于轴线。
图3营11砂体模拟剖面30Ma时油相压力(左)和水相压力(右)分布图。
图4营11砂体模拟剖面30Ma时油(上图)和水势梯度(下图)分布图。
左边的两张图是水平电位梯度，右边的两张图是垂直电位梯度。
4成藏过程机理分析
营11砂体是典型的烃源岩包围的透镜状砂岩油藏，其油气来源于围岩生成的烃类。在认识这类油藏的油水运移机理和油气聚集过程方面还存在一些不足。一般认为异常高压是油气初次运移的主要驱动力。因此，有人普遍认为异常压力是油气进入砂体的动力。而被烃源岩包围的砂体中的流体与岩石中的流体处于相同的封闭环境中，在地层沉降和压实过程中砂体的孔隙度也随之降低。所以整体上砂岩体也是向外排流体的。因此，如何理解油气从烃源岩向砂体的运移和聚集，是实际认识中的难点。
现在油气运移的一般理论认为，油是以独立的相态运移的，油和水有各自独立的流路和压力系统，同一点的油水压力差是靠油水之间的毛管压力来平衡的。因此，在认识这类透镜状砂体的成藏时，不应从单一流体相考虑源岩与砂体之间的压力差，而应像本次模拟一样考虑为两相流。
从营11砂体模拟剖面的油相压力分布和油势梯度在水平和垂直方向的变化特征可以看出，砂体区存在一个相对于围岩的油势低的区域。正负油势梯度代表了油流的方向，因此砂体区低油势的特点决定了它必然成为一个石油聚集区。但根据模拟区内水相压力的分布和水势梯度的变化特征，可以看出砂体中不存在水的低势区，砂体只是对水的流向起到了一定的扰动作用，但水的总体流向是由下而上排出的。
可见，超压是推动流体整体运移的驱动力，而对于被生油围岩包围的透镜状岩性砂体，围岩与砂体的毛管压力差是驱动油气在其中聚集的根本动力。这种驱动力是由围岩和砂体的物理差异以及油气的生成共同作用形成的。
5结论
(1)基于可压缩多孔介质中油水两相渗流的基本原理，结合与油气生成、运移和聚集有关的各种因素和作用，可以模拟类似于营11砂体的透镜状砂体油藏的成藏过程。
(2)根据成藏过程中围岩和砂体中油水相压力和油水相电位梯度的分布特征，可知成藏过程中砂体区域成为油相相对于围岩的低电位区，因此油可以在砂体中聚集，而水在砂体中没有聚集的趋势，其整体运移方向是向上方的低电位区。
(3)类似英11砂岩油藏成藏的根本驱动力是围岩与砂体之间的毛管压差，这是围岩与砂体的物性差异与围岩中油的生成共同作用的必然结果。
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