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庙西南凸起馆陶组油气差异成藏规律

发布时间:2019-06-19所属分类:科技论文浏览:1

摘要:针对庙西南凸起馆陶组主要成藏砂体类型与油气富集程度的差异,分析油气运聚条件及其对油气成藏的影响,总结差异成藏规律。研究表明,油田区为多断阶脊断接力式油气运聚模式,油气先沿馆陶组底部区域砂岩输导脊向高部位断阶区横向运移,再由通脊断裂将

  摘要:针对庙西南凸起馆陶组主要成藏砂体类型与油气富集程度的差异,分析油气运聚条件及其对油气成藏的影响,总结差异成藏规律。研究表明,油田区为多断阶“脊—断”接力式油气运聚模式,油气先沿馆陶组底部区域砂岩输导脊向高部位断阶区横向运移,再由“通脊”断裂将油气分配至浅层聚集成藏。增压应力的分布与强度是影响油气运移与保存的关键,控制主要成藏砂体类型与油气富集程度。

  增压区利于油气保存而不利于油气运移,以厚砂体成藏为主;弱增压区、亚增压区利于油气运移但不利于油气保存,主要为薄砂体成藏。构造低部位弱增压与高部位增压型断块运移与保存条件最优,油气最为富集。同一断块内部,“脊—断”条件控制不同井区的油气丰度,“通脊”断裂切至输导脊的构造位置越高、在输导脊上累计错动面积越大,该区域的油气丰度也越高。这种油气差异成藏规律有效指导了庙西南凸起馆陶组的高效评价,同时为类似地区的油气勘探提供了重要参考价值。

  关键词:庙西南凸起;馆陶组;差异成藏;输导脊;增压区;释压区;渤海

石油与天然气地质

  0引言

  凸起区是油气运聚的最终归属,也是渤海油田最为重要油气富集单元,目前渤海海域最大的超亿吨级油田蓬莱19-3就位于渤南低凸起之上。在凸起区油气富集规律研究方面,前人的研究成果主要集中在构造条件对油气的控制[1-3],而关于油气运移条件对油气富集程度的控制方面研究相对较少。凸起区的油气经历了从凹陷区通过横向输导层向凸起区的长距离横向运移,同时在横向运移过程中随着晚期活动断层的分配调整,由于横向输导条件、垂向分配断层和保存条件的差异,不同区带油气富集存在差异。输导脊是横向输导层的构造脊,是油气运移的优势路径[4]。

  本文从油气运移路径分析入手,重点针对横向输导条件、垂向分配断层和不同断块的应力状态等方面,探讨油气运移条件和保存条件对油气富集的控制作用。

  1概况

  庙西南凸起位于渤海海域中东部,紧邻庙西凹陷与渤东凹陷,成藏背景优越,在其周围已经发现了蓬莱19-3、蓬莱25-6和蓬莱19-9油田。受南侧NEE向边界断层和东侧NNE向边界断层控制,庙西南凸起整体向NW方向下倾,与庙西北洼成缓坡式接触关系。由于庙西南凸起处于郯庐走滑断裂带内,构造应力复杂[5],区内走滑断裂与伸展断裂复合发育,近SN向走滑断裂与近EW向伸展断裂将油田区划分为多个断块构造。垂向上,自下而上地层依次为元古界片岩、古近系东二下段泥岩、新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组,其中主要成藏层位为馆陶组,与蓬莱19-3、蓬莱25-6油田的主要成藏层位一致[1]。

  在馆陶组油气勘探评价过程中,发现各断块间主要成藏砂体的类型与油气富集程度存在差异,甚至有些整装圈闭内部不同井区间的油气富集程度也存在差异,这种成藏差异直接影响该区后续评价方案的制定。油气成藏是生、储、盖、圈、运、保等多种因素共同作用的结果,受特定地质条件限制,控制油气成藏差异的关键因素往往为上述的部分因素[2,3]。

  庙西南凸起东西方向由走滑断层切割为多个断阶区,构造格局、地层结构与相邻的庙西北凸起(蓬莱9-1油田)、渤南低凸起(蓬莱19-3油田)具有明显差异[6],油气成藏规律也更加复杂,没有类似成藏背景的油田参考借鉴。笔者利用钻井、地震、分析化验资料和物理模拟实验,剖析庙西南凸起馆陶组的油气运聚条件,探讨关键成藏要素对油气成藏差异的影响,总结成藏规律,为油田后续高效评价以及类似地区的勘探提供参考。

  2油气运聚条件分析

  2.1油气来源与充注方向

  据油气地球化学指标对比分析,庙西南凸起馆陶组油气主要为渤东凹陷和庙西南洼的油源贡献,其中研究区南侧的3井区、5井区为庙西南洼的原油,典型特征为低熟、中等伽玛蜡烷和中低4-甲基甾烷[7];北侧1井区、6井区主要为渤东凹陷的原油,典型特征为成熟、中等伽玛蜡烷和中高4-甲基甾烷[7];无论是渤东凹陷还是庙西南洼的原油,油气都是从西侧向研究区充注。

  2.2横向运移通道

  凹陷中生成的油气在凸起区规模聚集必须通过横向输导层的高效输导。渤东地区横向输导层有潜山不整合面和馆陶组底部骨架砂体两种类型,如蓬莱9-1区、渤中22/23区主要横向输导层为潜山不整合面,蓬莱7区潜山不整合面和馆陶组底部骨架砂体均为横向输导层。庙西南凸起潜山不整合面之下为元古界岩性致密的片岩,不整合面之上覆盖东二下段富泥地层,因此,不整合面附近缺乏有效的连通储集空间,难以作为油气横向运移的通道,钻井过程中潜山不整合面附近也未见到油气显示。

  对于骨架砂岩,当地层含砂率在20%左右砂体之间开始连通,含砂率在40%以上时孔隙砂体之间的连通性较好[8]。庙西南凸起馆陶组为辫状河三角洲沉积,储层砂岩主要为(水下)分流河道沉积,自下而上呈“粗—细—粗”的粒序结构。馆陶组沉积早期水体能量强,发育厚层(含砾)砂岩(单层厚度>4m)。

  钻井统计显示,馆陶组底部厚层(含砾)砂岩平面分布广泛,Ⅳ油组含砂率处于39%~58%之间,砂体之间连通性较好。位于同一断块的5、1、6井馆陶组底部录井显示层段油水关系一致,属于同一油水系统,说明馆陶底部砂体横向连通性好,为主要横向输导层。馆陶组中部岩性组合为薄层砂岩(单层厚度<4m)与泥岩频繁互层,含砂率15%~23%,该富泥层段为底部厚层砂岩段提供遮挡,保障油气沿馆陶组底部骨架砂体横向输导。

  2.3“脊—断”输导体系

  油气进入馆陶组底部骨架砂体输导层后,首先向输导层构造脊汇聚,然后沿脊向构造高部位运移,在输导脊路径上的构造圈闭中聚集。由于近SN向走滑断裂的分隔和遮挡,油气首先在近油源的西支走滑遮挡形成的圈闭中聚集。随着油气不断充注,输导脊上圈闭中聚集油气的饱和压力逐渐增大。

  当油藏饱和压力大于控圈走滑断层的开启压力时,油气突破断层遮挡,一部分沿走滑断裂带垂向运移,一部分继续向高部位断阶的中支走滑、东支走滑遮挡形成的圈闭内聚集;油气沿馆陶组底部区域砂岩横向运聚的同时,走滑派生的北东向“通脊”断裂亦将油气分配到馆陶组中上部聚集成藏,表现为“脊—断”接力式的运移方式,其中馆陶组底部区域砂岩输导脊主要起汇聚、中转的作用。这种沿输导脊多断阶的油气运聚方式,与经典的差异聚集理论相似[9],在油源充足的前提下,距离油源较远的高位断阶区亦有油气聚集。

  庙西南凸起紧邻庙西凹陷与渤东凹陷,周边已经发现了亿吨级的蓬莱19-3、蓬莱25-6油田,油源充足,东支走滑附近的高位断阶区(1号断块4井区)也发现了油气。由于低位断阶靠近油源,存在二次充注,并且含油层系埋深也较高位断阶区大,生物降解作用相对较弱,其油品性质相对较好。

  3差异成藏剖析

  尽管庙西南凸起各断块的油气运聚模式相同,但受源圈距离、构造应力、“脊—断”配置条件等因素影响,断块之间乃至断块内部油气成藏存在明显差异。

  3.1成藏差异特征

  (1)不同断块主要成藏砂体类型与油气富集程度差异

  按厚层、薄层划分成藏砂体类型,研究区可以划分为2类:一类是1号断块和2号断块主要以馆陶组中下部薄砂体成藏为特征,其中2号断块构造高部位厚砂体也成藏;另一类则是3号断块主要为顶部厚层砂体成藏。由于馆陶组以薄砂体成藏为主,厚砂体成藏相对较少,储量规模主要分布在连续含油的薄层段。

  据钻井揭示的油底计算,2号断块薄油层最大油柱高度55m,厚层最大油柱高度仅15m;1号断块薄油层最大油柱高度35m;3号块厚油层最大油柱高度35m。综合储量规模和平面含油丰度分析,馆陶组中下部薄砂体与顶部部分厚砂体均成藏的2号断块油气最为富集,以馆陶组中下部薄砂体成藏为特征的1号块次之,以馆陶组顶部厚层成藏为主的3号块油气富集程度相对最差。

  (2)同一断块不同井区油气充注强度差异

  由于馆陶组中下部薄砂岩的横向非均质性,同一断块不同井区存在油水关系不一致的现象,这种现象是不同井区油气充注强度存在差异的直接体现。如图2,2号断块的1井薄层段在Ⅳ油组中部见水,连续270m井段含油;6井薄油层段在Ⅲ油组底部见水,连续210m井段含油;5井虽然构造位置较6井高,但薄油层段在Ⅱ油组底部见水,连续120m含油。根据薄层段连续含油层段的跨度和见水层段的深浅分析,1井区油气充注强度最大,6井区次之,5井区最弱。

  3.2关键差异成藏要素分析

  (1)压应力的分布与强度控制不同断块成藏砂体类型与油气富集程度根据前人的油气运移物理模拟实验[10],油气向目的层系充注过程中通常选择优势通道,在薄砂体与厚砂体之间,由于储集物性产生的毛细管阻力差异,厚砂体是油气充注的首选目标。因此,在油气充注强度相同的条件下,若薄砂体成藏,厚砂体也一定有油气的充注,但其能否成藏取决于断块圈闭的侧封条件。相对厚砂体,薄砂体成藏则对圈闭侧封的要求相对较低,油气充注强度是薄砂体成藏的关键。

  2号断块东侧控圈的走滑断层在馆陶组断距5~10m,1号断块和3号断块近东西向控圈断层晚期活动强烈,一定程度上影响圈闭的侧封性。除断层活动性与岩性对接因素外,应力也是影响圈闭侧封的主要因素。据徐长贵[11]关于走滑断裂控藏的研究成果,增压区断裂的闭合程度强于释压区,增压区利于油气保存,在断层两盘砂-砂对接情况下依然能成藏,而释压区利于油气运移。庙西南凸起馆陶组地层整体宽缓,地层坡脚在1.5°左右,油气在馆陶组底部区域砂岩横向运移过程中流体势差异较小,构造应力对油气横向运移与遮挡的影响格外突出。

  通过断裂的活动精细剖析与馆陶组地层形变分析,研究区主要包括3种类型的增压区:走滑-伸展交汇型增压区、走滑侧接型增压区以及走滑伴生型增压区。伸展-走滑交汇型增压区主要发育在走滑断裂和伸展断裂的交汇位置,由于走滑旋转受阻而导致增压,位于研究区南侧,如3号断块,新西兰北岛断裂体系-陶波断陷交汇区也发育类似成因的增压带[12]。

  走滑侧接型增压区是走滑转换型增压区的一种[11],在走滑断裂叠覆位置发育,研究区主要表现为右旋左阶的叠覆增压,在中支走滑断裂带的两条走滑断层之间发育。走滑伴生型增压区为典型走滑断裂发育的压性构造,走滑断裂附近发育,与张性构造伴生,在西支、中支走滑附近发育。

  4结论

  庙西南凸起馆陶组为多断阶“脊—断”接力式运聚方式,其中馆陶组底部区域砂体为油气横向运移的输导脊,张性“通脊”断裂为主要的运移断层。受走滑断裂与伸展断裂复合作用控制,研究区构造应力分布复杂,增压应力的分布与强度控制不同断块成藏砂体的类型与油气富集程度,其中构造低部位弱增压与高部位增压型断块最有利于油气的充注与保存,薄层和厚层均能成藏,油气最为富集。

  工区南侧整体处于增压区,主要为厚层成藏,应加强馆陶组顶部厚层砂体搜索。工区北侧压应力较弱,侧封条件相对较差,应加强馆陶组中下部薄层砂体勘探。“通脊”断裂与输导脊的配置方式、在输导脊上的累计错动面积控制同一断块不同井区的油气充注强度。“通脊”断裂切至输导脊的构造位置越高、在输导脊上累计错动面积越多,该区域的油气丰度也越高,是勘探部井的首选区域。

  参考文献:

  [1]薛永安,韦阿娟,彭靖淞,等.渤海湾盆地渤海海域大中型油田成藏模式和规律[J].中国海上油气,2016,28(3):10-19.

  [2]吴雪松,赵仕民,肖敦清,等.埕北断阶带油气成藏条件与模式研究[J].中国海上油气,2009,20(3):362-371.

  [3]周生友,马艳,唐永坤,等.滨里海盆地北部—西北部断阶带盐下油气成藏条件[J].新疆石油地质,2011,31(2):216-219.

  [4]刘朋波,官大勇,王昕,等.渤东地区新近系“脊—断”耦合控藏模式与定量表征[J].成都理工大学学报:自然科学版,2017,44(4):470-477.

  [5]李才,周东红,吕丁友,等.郯庐断裂带渤东区段断裂特征及其对油气运移的控制作用[J].地质科技情报,2014,33(2):61-65.

  [6]王广源,官大勇,刘朋波,等.渤海海域渤南低凸起中段新近系油气成藏的主控因素[J].海洋地质前沿,2017,33(2):35-41.

  [7]郭永华,周心怀,凌艳玺,等.渤海海域蓬莱19-3油田油气成藏特征新认识[J].石油与天然气地质,2011,32(3):327-332.

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