發(fā)布時(shí)間：2019-06-19所屬分類：科技論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要：針對(duì)廟西南凸起館陶組主要成藏砂體類型與油氣富集程度的差異，分析油氣運(yùn)聚條件及其對(duì)油氣成藏的影響，總結(jié)差異成藏規(guī)律。研究表明，油田區(qū)為多斷階脊斷接力式油氣運(yùn)聚模式，油氣先沿館陶組底部區(qū)域砂巖輸導(dǎo)脊向高部位斷階區(qū)橫向運(yùn)移，再由通脊斷裂將
摘要：針對(duì)廟西南凸起館陶組主要成藏砂體類型與油氣富集程度的差異，分析油氣運(yùn)聚條件及其對(duì)油氣成藏的影響，總結(jié)差異成藏規(guī)律。研究表明，油田區(qū)為多斷階“脊—斷”接力式油氣運(yùn)聚模式，油氣先沿館陶組底部區(qū)域砂巖輸導(dǎo)脊向高部位斷階區(qū)橫向運(yùn)移，再由“通脊”斷裂將油氣分配至淺層聚集成藏。增壓應(yīng)力的分布與強(qiáng)度是影響油氣運(yùn)移與保存的關(guān)鍵，控制主要成藏砂體類型與油氣富集程度。
增壓區(qū)利于油氣保存而不利于油氣運(yùn)移，以厚砂體成藏為主;弱增壓區(qū)、亞增壓區(qū)利于油氣運(yùn)移但不利于油氣保存，主要為薄砂體成藏。構(gòu)造低部位弱增壓與高部位增壓型斷塊運(yùn)移與保存條件最優(yōu)，油氣最為富集。同一斷塊內(nèi)部，“脊—斷”條件控制不同井區(qū)的油氣豐度，“通脊”斷裂切至輸導(dǎo)脊的構(gòu)造位置越高、在輸導(dǎo)脊上累計(jì)錯(cuò)動(dòng)面積越大，該區(qū)域的油氣豐度也越高。這種油氣差異成藏規(guī)律有效指導(dǎo)了廟西南凸起館陶組的高效評(píng)價(jià)，同時(shí)為類似地區(qū)的油氣勘探提供了重要參考價(jià)值。
關(guān)鍵詞：廟西南凸起;館陶組;差異成藏;輸導(dǎo)脊;增壓區(qū);釋壓區(qū);渤海
0引言
凸起區(qū)是油氣運(yùn)聚的最終歸屬，也是渤海油田最為重要油氣富集單元，目前渤海海域最大的超億噸級(jí)油田蓬萊19-3就位于渤南低凸起之上。在凸起區(qū)油氣富集規(guī)律研究方面，前人的研究成果主要集中在構(gòu)造條件對(duì)油氣的控制[1-3]，而關(guān)于油氣運(yùn)移條件對(duì)油氣富集程度的控制方面研究相對(duì)較少。凸起區(qū)的油氣經(jīng)歷了從凹陷區(qū)通過橫向輸導(dǎo)層向凸起區(qū)的長距離橫向運(yùn)移，同時(shí)在橫向運(yùn)移過程中隨著晚期活動(dòng)斷層的分配調(diào)整，由于橫向輸導(dǎo)條件、垂向分配斷層和保存條件的差異，不同區(qū)帶油氣富集存在差異。輸導(dǎo)脊是橫向輸導(dǎo)層的構(gòu)造脊，是油氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)路徑[4]。
本文從油氣運(yùn)移路徑分析入手，重點(diǎn)針對(duì)橫向輸導(dǎo)條件、垂向分配斷層和不同斷塊的應(yīng)力狀態(tài)等方面，探討油氣運(yùn)移條件和保存條件對(duì)油氣富集的控制作用。
1概況
廟西南凸起位于渤海海域中東部，緊鄰廟西凹陷與渤東凹陷，成藏背景優(yōu)越，在其周圍已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了蓬萊19-3、蓬萊25-6和蓬萊19-9油田。受南側(cè)NEE向邊界斷層和東側(cè)NNE向邊界斷層控制，廟西南凸起整體向NW方向下傾，與廟西北洼成緩坡式接觸關(guān)系。由于廟西南凸起處于郯廬走滑斷裂帶內(nèi)，構(gòu)造應(yīng)力復(fù)雜[5]，區(qū)內(nèi)走滑斷裂與伸展斷裂復(fù)合發(fā)育，近SN向走滑斷裂與近EW向伸展斷裂將油田區(qū)劃分為多個(gè)斷塊構(gòu)造。垂向上，自下而上地層依次為元古界片巖、古近系東二下段泥巖、新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組和第四系平原組，其中主要成藏層位為館陶組，與蓬萊19-3、蓬萊25-6油田的主要成藏層位一致[1]。
在館陶組油氣勘探評(píng)價(jià)過程中，發(fā)現(xiàn)各斷塊間主要成藏砂體的類型與油氣富集程度存在差異，甚至有些整裝圈閉內(nèi)部不同井區(qū)間的油氣富集程度也存在差異，這種成藏差異直接影響該區(qū)后續(xù)評(píng)價(jià)方案的制定。油氣成藏是生、儲(chǔ)、蓋、圈、運(yùn)、保等多種因素共同作用的結(jié)果，受特定地質(zhì)條件限制，控制油氣成藏差異的關(guān)鍵因素往往為上述的部分因素[2，3]。
廟西南凸起東西方向由走滑斷層切割為多個(gè)斷階區(qū)，構(gòu)造格局、地層結(jié)構(gòu)與相鄰的廟西北凸起(蓬萊9-1油田)、渤南低凸起(蓬萊19-3油田)具有明顯差異[6]，油氣成藏規(guī)律也更加復(fù)雜，沒有類似成藏背景的油田參考借鑒。筆者利用鉆井、地震、分析化驗(yàn)資料和物理模擬實(shí)驗(yàn)，剖析廟西南凸起館陶組的油氣運(yùn)聚條件，探討關(guān)鍵成藏要素對(duì)油氣成藏差異的影響，總結(jié)成藏規(guī)律，為油田后續(xù)高效評(píng)價(jià)以及類似地區(qū)的勘探提供參考。
2油氣運(yùn)聚條件分析
2.1油氣來源與充注方向
據(jù)油氣地球化學(xué)指標(biāo)對(duì)比分析，廟西南凸起館陶組油氣主要為渤東凹陷和廟西南洼的油源貢獻(xiàn)，其中研究區(qū)南側(cè)的3井區(qū)、5井區(qū)為廟西南洼的原油，典型特征為低熟、中等伽瑪蠟烷和中低4-甲基甾烷[7];北側(cè)1井區(qū)、6井區(qū)主要為渤東凹陷的原油，典型特征為成熟、中等伽瑪蠟烷和中高4-甲基甾烷[7];無論是渤東凹陷還是廟西南洼的原油，油氣都是從西側(cè)向研究區(qū)充注。
2.2橫向運(yùn)移通道
凹陷中生成的油氣在凸起區(qū)規(guī)模聚集必須通過橫向輸導(dǎo)層的高效輸導(dǎo)。渤東地區(qū)橫向輸導(dǎo)層有潛山不整合面和館陶組底部骨架砂體兩種類型，如蓬萊9-1區(qū)、渤中22/23區(qū)主要橫向輸導(dǎo)層為潛山不整合面，蓬萊7區(qū)潛山不整合面和館陶組底部骨架砂體均為橫向輸導(dǎo)層。廟西南凸起潛山不整合面之下為元古界巖性致密的片巖，不整合面之上覆蓋東二下段富泥地層，因此，不整合面附近缺乏有效的連通儲(chǔ)集空間，難以作為油氣橫向運(yùn)移的通道，鉆井過程中潛山不整合面附近也未見到油氣顯示。
對(duì)于骨架砂巖，當(dāng)?shù)貙雍奥试?0%左右砂體之間開始連通，含砂率在40%以上時(shí)孔隙砂體之間的連通性較好[8]。廟西南凸起館陶組為辮狀河三角洲沉積，儲(chǔ)層砂巖主要為(水下)分流河道沉積，自下而上呈“粗—細(xì)—粗”的粒序結(jié)構(gòu)。館陶組沉積早期水體能量強(qiáng)，發(fā)育厚層(含礫)砂巖(單層厚度>4m)。
鉆井統(tǒng)計(jì)顯示，館陶組底部厚層(含礫)砂巖平面分布廣泛，Ⅳ油組含砂率處于39%～58%之間，砂體之間連通性較好。位于同一斷塊的5、1、6井館陶組底部錄井顯示層段油水關(guān)系一致，屬于同一油水系統(tǒng)，說明館陶底部砂體橫向連通性好，為主要橫向輸導(dǎo)層。館陶組中部巖性組合為薄層砂巖(單層厚度<4m)與泥巖頻繁互層，含砂率15%～23%，該富泥層段為底部厚層砂巖段提供遮擋，保障油氣沿館陶組底部骨架砂體橫向輸導(dǎo)。
2.3“脊—斷”輸導(dǎo)體系
油氣進(jìn)入館陶組底部骨架砂體輸導(dǎo)層后，首先向輸導(dǎo)層構(gòu)造脊匯聚，然后沿脊向構(gòu)造高部位運(yùn)移，在輸導(dǎo)脊路徑上的構(gòu)造圈閉中聚集。由于近SN向走滑斷裂的分隔和遮擋，油氣首先在近油源的西支走滑遮擋形成的圈閉中聚集。隨著油氣不斷充注，輸導(dǎo)脊上圈閉中聚集油氣的飽和壓力逐漸增大。
當(dāng)油藏飽和壓力大于控圈走滑斷層的開啟壓力時(shí)，油氣突破斷層遮擋，一部分沿走滑斷裂帶垂向運(yùn)移，一部分繼續(xù)向高部位斷階的中支走滑、東支走滑遮擋形成的圈閉內(nèi)聚集;油氣沿館陶組底部區(qū)域砂巖橫向運(yùn)聚的同時(shí)，走滑派生的北東向“通脊”斷裂亦將油氣分配到館陶組中上部聚集成藏，表現(xiàn)為“脊—斷”接力式的運(yùn)移方式，其中館陶組底部區(qū)域砂巖輸導(dǎo)脊主要起匯聚、中轉(zhuǎn)的作用。這種沿輸導(dǎo)脊多斷階的油氣運(yùn)聚方式，與經(jīng)典的差異聚集理論相似[9]，在油源充足的前提下，距離油源較遠(yuǎn)的高位斷階區(qū)亦有油氣聚集。
廟西南凸起緊鄰廟西凹陷與渤東凹陷，周邊已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了億噸級(jí)的蓬萊19-3、蓬萊25-6油田，油源充足，東支走滑附近的高位斷階區(qū)(1號(hào)斷塊4井區(qū))也發(fā)現(xiàn)了油氣。由于低位斷階靠近油源，存在二次充注，并且含油層系埋深也較高位斷階區(qū)大，生物降解作用相對(duì)較弱，其油品性質(zhì)相對(duì)較好。
3差異成藏剖析
盡管廟西南凸起各斷塊的油氣運(yùn)聚模式相同，但受源圈距離、構(gòu)造應(yīng)力、“脊—斷”配置條件等因素影響，斷塊之間乃至斷塊內(nèi)部油氣成藏存在明顯差異。
3.1成藏差異特征
(1)不同斷塊主要成藏砂體類型與油氣富集程度差異
按厚層、薄層劃分成藏砂體類型，研究區(qū)可以劃分為2類：一類是1號(hào)斷塊和2號(hào)斷塊主要以館陶組中下部薄砂體成藏為特征，其中2號(hào)斷塊構(gòu)造高部位厚砂體也成藏;另一類則是3號(hào)斷塊主要為頂部厚層砂體成藏。由于館陶組以薄砂體成藏為主，厚砂體成藏相對(duì)較少，儲(chǔ)量規(guī)模主要分布在連續(xù)含油的薄層段。
據(jù)鉆井揭示的油底計(jì)算，2號(hào)斷塊薄油層最大油柱高度55m，厚層最大油柱高度僅15m;1號(hào)斷塊薄油層最大油柱高度35m;3號(hào)塊厚油層最大油柱高度35m。綜合儲(chǔ)量規(guī)模和平面含油豐度分析，館陶組中下部薄砂體與頂部部分厚砂體均成藏的2號(hào)斷塊油氣最為富集，以館陶組中下部薄砂體成藏為特征的1號(hào)塊次之，以館陶組頂部厚層成藏為主的3號(hào)塊油氣富集程度相對(duì)最差。
(2)同一斷塊不同井區(qū)油氣充注強(qiáng)度差異
由于館陶組中下部薄砂巖的橫向非均質(zhì)性，同一斷塊不同井區(qū)存在油水關(guān)系不一致的現(xiàn)象，這種現(xiàn)象是不同井區(qū)油氣充注強(qiáng)度存在差異的直接體現(xiàn)。如圖2，2號(hào)斷塊的1井薄層段在Ⅳ油組中部見水，連續(xù)270m井段含油;6井薄油層段在Ⅲ油組底部見水，連續(xù)210m井段含油;5井雖然構(gòu)造位置較6井高，但薄油層段在Ⅱ油組底部見水，連續(xù)120m含油。根據(jù)薄層段連續(xù)含油層段的跨度和見水層段的深淺分析，1井區(qū)油氣充注強(qiáng)度最大，6井區(qū)次之，5井區(qū)最弱。
3.2關(guān)鍵差異成藏要素分析
(1)壓應(yīng)力的分布與強(qiáng)度控制不同斷塊成藏砂體類型與油氣富集程度根據(jù)前人的油氣運(yùn)移物理模擬實(shí)驗(yàn)[10]，油氣向目的層系充注過程中通常選擇優(yōu)勢(shì)通道，在薄砂體與厚砂體之間，由于儲(chǔ)集物性產(chǎn)生的毛細(xì)管阻力差異，厚砂體是油氣充注的首選目標(biāo)。因此，在油氣充注強(qiáng)度相同的條件下，若薄砂體成藏，厚砂體也一定有油氣的充注，但其能否成藏取決于斷塊圈閉的側(cè)封條件。相對(duì)厚砂體，薄砂體成藏則對(duì)圈閉側(cè)封的要求相對(duì)較低，油氣充注強(qiáng)度是薄砂體成藏的關(guān)鍵。
2號(hào)斷塊東側(cè)控圈的走滑斷層在館陶組斷距5～10m，1號(hào)斷塊和3號(hào)斷塊近東西向控圈斷層晚期活動(dòng)強(qiáng)烈，一定程度上影響圈閉的側(cè)封性。除斷層活動(dòng)性與巖性對(duì)接因素外，應(yīng)力也是影響圈閉側(cè)封的主要因素。據(jù)徐長貴[11]關(guān)于走滑斷裂控藏的研究成果，增壓區(qū)斷裂的閉合程度強(qiáng)于釋壓區(qū)，增壓區(qū)利于油氣保存，在斷層兩盤砂-砂對(duì)接情況下依然能成藏，而釋壓區(qū)利于油氣運(yùn)移。廟西南凸起館陶組地層整體寬緩，地層坡腳在1.5°左右，油氣在館陶組底部區(qū)域砂巖橫向運(yùn)移過程中流體勢(shì)差異較小，構(gòu)造應(yīng)力對(duì)油氣橫向運(yùn)移與遮擋的影響格外突出。
通過斷裂的活動(dòng)精細(xì)剖析與館陶組地層形變分析，研究區(qū)主要包括3種類型的增壓區(qū)：走滑-伸展交匯型增壓區(qū)、走滑側(cè)接型增壓區(qū)以及走滑伴生型增壓區(qū)。伸展-走滑交匯型增壓區(qū)主要發(fā)育在走滑斷裂和伸展斷裂的交匯位置，由于走滑旋轉(zhuǎn)受阻而導(dǎo)致增壓，位于研究區(qū)南側(cè)，如3號(hào)斷塊，新西蘭北島斷裂體系-陶波斷陷交匯區(qū)也發(fā)育類似成因的增壓帶[12]。
走滑側(cè)接型增壓區(qū)是走滑轉(zhuǎn)換型增壓區(qū)的一種[11]，在走滑斷裂疊覆位置發(fā)育，研究區(qū)主要表現(xiàn)為右旋左階的疊覆增壓，在中支走滑斷裂帶的兩條走滑斷層之間發(fā)育。走滑伴生型增壓區(qū)為典型走滑斷裂發(fā)育的壓性構(gòu)造，走滑斷裂附近發(fā)育，與張性構(gòu)造伴生，在西支、中支走滑附近發(fā)育。
4結(jié)論
廟西南凸起館陶組為多斷階“脊—斷”接力式運(yùn)聚方式，其中館陶組底部區(qū)域砂體為油氣橫向運(yùn)移的輸導(dǎo)脊，張性“通脊”斷裂為主要的運(yùn)移斷層。受走滑斷裂與伸展斷裂復(fù)合作用控制，研究區(qū)構(gòu)造應(yīng)力分布復(fù)雜，增壓應(yīng)力的分布與強(qiáng)度控制不同斷塊成藏砂體的類型與油氣富集程度，其中構(gòu)造低部位弱增壓與高部位增壓型斷塊最有利于油氣的充注與保存，薄層和厚層均能成藏，油氣最為富集。
工區(qū)南側(cè)整體處于增壓區(qū)，主要為厚層成藏，應(yīng)加強(qiáng)館陶組頂部厚層砂體搜索。工區(qū)北側(cè)壓應(yīng)力較弱，側(cè)封條件相對(duì)較差，應(yīng)加強(qiáng)館陶組中下部薄層砂體勘探。“通脊”斷裂與輸導(dǎo)脊的配置方式、在輸導(dǎo)脊上的累計(jì)錯(cuò)動(dòng)面積控制同一斷塊不同井區(qū)的油氣充注強(qiáng)度。“通脊”斷裂切至輸導(dǎo)脊的構(gòu)造位置越高、在輸導(dǎo)脊上累計(jì)錯(cuò)動(dòng)面積越多，該區(qū)域的油氣豐度也越高，是勘探部井的首選區(qū)域。
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