南皮斜坡孔二段油氣分布規(guī)律及主控因素分析

李宏軍，李會慎，曾建宏，王 莉，陳滿斗

(中油大港油田分公司，天津 300280)

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南皮斜坡孔二段油氣分布規(guī)律及主控因素分析

李宏軍，李會慎，曾建宏，王 莉，陳滿斗

(中油大港油田分公司，天津 300280)

南皮斜坡是渤海灣盆地滄東凹陷南部的大型繼承性斜坡。以地層巖性油氣藏勘探理論為指導，開展斜坡控砂機理和油氣成藏規(guī)律研究。研究認為，該區(qū)高斜坡發(fā)育常規(guī)砂巖儲層構(gòu)造及巖性油藏；中斜坡發(fā)育低孔、低滲儲層巖性油藏；前端及古湖盆中心形成致密油藏，3類油藏順序分布，疊合連片。以此認識為指導，實現(xiàn)了該區(qū)巖性油氣藏勘探突破與規(guī)模增儲。

南皮斜坡；巖性油藏；致密油；主控因素

引 言

滄東凹陷以往按照構(gòu)造找油思路，中央隆起帶發(fā)現(xiàn)多個油田和含油構(gòu)造，構(gòu)造帶主體已全面投入開發(fā)，勘探重點逐漸向斜坡區(qū)巖性油藏轉(zhuǎn)移。近年來，滄東凹陷借鑒歧口凹陷整體研究、整體評價、整體部署的成功做法，以超前部署實施的1 760 km2三維地震數(shù)據(jù)體為基礎(chǔ)，開展綜合地質(zhì)研究與區(qū)帶評價工作，優(yōu)選南皮斜坡實施預探，一舉打開了斜坡區(qū)巖性地層油氣藏勘探的新局面。經(jīng)過3 a的勘探，南皮斜坡孔二段已實現(xiàn)了規(guī)模增儲，發(fā)現(xiàn)了多種油藏類型，深入分析其成藏特征與分布規(guī)律，揭示其成因機制和控制因素，對該區(qū)深化勘探、實現(xiàn)持續(xù)規(guī)模增儲具有重要的指導意義。

1 地質(zhì)概況

南皮斜坡位于滄東凹陷南段，夾持于滄東斷裂與徐西斷裂之間，為一燕山期構(gòu)造反轉(zhuǎn)背景下，古近系繼承發(fā)育的寬緩撓曲斜坡構(gòu)造，勘探面積為600 km2。該區(qū)孔二段按照以往的構(gòu)造油藏思路勘探，發(fā)現(xiàn)了葉三撥、小集、段六撥、烏馬營出油氣點，鉆井油氣顯示普遍，但探明程度較低，已發(fā)現(xiàn)儲量規(guī)模小，油氣平面分布零散，未形成一定油藏規(guī)模，油氣分布規(guī)律與油氣成藏主控因素不清，自2005年以來，勘探工作基本處于停滯狀態(tài)。2011年，在滄東凹陷整體研究、整體評價的基礎(chǔ)上，優(yōu)選南皮斜坡，按照巖性地層油藏思路部署的突破井KN6井首探成功，相繼部署實施的GD6、KN26x1、GX1x1、GX3等多口探井獲高產(chǎn)油流，證實該區(qū)孔二段巖性地層油藏具有較大的勘探潛力。

2 主要油氣藏類型及特征

南皮斜坡作為滄東凹陷一個重要的構(gòu)造單元，油氣分布總體上符合滄東凹陷宏觀油氣分布規(guī)律，源控特征明顯[1]，但又具有局部區(qū)域特色。按油藏所在的圈閉類型劃分，南皮斜坡主要存在構(gòu)造和巖性2種油氣藏，進一步可細分為5種油藏類型(圖1)：斷塊油藏、背斜油藏、巖性-構(gòu)造油藏、構(gòu)造-巖性油藏及上傾尖滅巖性油藏[2]；按照儲集層類型劃分，可分為常規(guī)油與致密油2類。

2.1 構(gòu)造油藏

南皮斜坡主要發(fā)育斷塊與背斜2種構(gòu)造油藏類型。南皮斜坡東帶夾持于孔東斷層與徐西斷層之間，受一系列近東西向的斜切斷層切割，在高斜坡區(qū)沿著徐西斷裂根部形成一系列斷鼻構(gòu)造，后期受北東向小斷層切割，形成復雜斷塊，孔二段油氣通過這些斷層向上運移，進入圈閉聚集形成斷塊油藏(圖1a)；烏馬營地區(qū)受古近系斷層影響，孔二段地層局部發(fā)生撓曲變形，形成背斜圈閉，油氣沿斷裂或者層內(nèi)垂直向上運移至孔二段地層頂部，聚集形成背斜油藏(圖1b)。

圖1 南皮斜坡主要油藏類型

2.2 巖性油藏

南皮斜坡西帶為簡單斜坡構(gòu)造，東帶受東西向斷裂切割改造，形成斜坡背景上的塹壘相間的宏觀構(gòu)造形態(tài)。孔二段沉積時期，來自周邊5個物源區(qū)的砂體與斜坡構(gòu)造相匹配，形成了五大巖性圈閉發(fā)育帶，砂體自湖盆邊緣向湖盆中心逐漸減薄尖滅，構(gòu)造-巖性、巖性-構(gòu)造圈閉發(fā)育，形成巖性-構(gòu)造油藏(圖1c)及構(gòu)造-巖性油藏(圖1d)；孔一上段沉積時期，滄東凹陷湖盆中心發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)形成中央隆起帶，受其影響，低斜坡孔二段地層及辮狀河三角洲前緣砂體也隨之反轉(zhuǎn)，形成上傾尖滅巖性圈閉，從而形成上傾尖滅巖性油藏(圖1e)。南皮斜坡巖性油藏埋深為2 200～3 800 m，油藏幅度達1 000～1 200 m，具有含油井段長、油層厚度大、充滿程度高、油層分布穩(wěn)定的特點，有效生油范圍內(nèi)砂體接近滿含油，油層超越構(gòu)造圈閉大面積分布，儲層分布與供儲關(guān)系是控藏的關(guān)鍵因素。

2.3 致密油

南皮低斜坡和主凹區(qū)泥頁巖、白云巖及致密砂巖儲層發(fā)育。泥頁巖呈深灰—灰黑色，富含發(fā)強烈黃色熒光的結(jié)構(gòu)藻或?qū)訝钤孱惡退樾碱愘|(zhì)體，叢粒藻含量為20%～90%，具有很強的生烴能力，Ⅰ型干酪根含量高達69%，已達到好—很好烴源巖的級別，儲集空間以納米孔隙、自生礦物微粒粒間孔以及低角度裂縫、層理縫為主。白云巖主要以淺黃褐色—黃褐色泥晶、微晶白云巖為主，結(jié)晶程度較好，儲集空間以晶間微孔、重結(jié)晶孔、裂縫和晶洞為主，孔隙度一般小于10%，滲透率一般小于0.1×10-3μm2[3]。致密砂巖儲層一般以粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)—鈣質(zhì)粉砂巖為主，其次為(泥質(zhì)—鈣質(zhì))極細—細砂巖，分選一般較差，儲集空間以納米孔、粒內(nèi)微孔、粒間溶蝕孔、裂縫等為主，覆壓孔隙度平均為7%，覆壓滲透率平均為0.01×10-3μm2。3類儲集層相互疊置，泥頁巖生成的油直接就地儲存，或者向源巖上下的致密砂巖和白云巖中就近運移聚集，從而形成源儲一體，自生、自儲、自蓋的致密油。

3 油氣分布規(guī)律及主控因素

3.1 繼承性斜坡構(gòu)造發(fā)育，控制孔二段地層展布和圈閉類型

南皮地區(qū)夾持在滄縣隆起和徐楊橋—黑龍村潛山構(gòu)造帶之間，是在古生界構(gòu)造反轉(zhuǎn)的基礎(chǔ)上，古近系繼承性發(fā)育形成的斜坡構(gòu)造。斜坡構(gòu)造北低南高，北段斷裂持續(xù)活動，沉降速度快，沉積了較厚的孔二段地層；南段斷裂規(guī)模較小，正向構(gòu)造不發(fā)育，孔二段地層由湖盆中心向滄縣隆起抬升減薄剝蝕，形成大型斜坡。南皮斜坡中部發(fā)育一個NE走向、具走滑性質(zhì)的基底斷裂系，控制孔店組早期地層沉積，以北東向走滑斷層為界，南皮斜坡分為東西2部分[4]。西側(cè)構(gòu)造形態(tài)簡單，為一受古地貌控制的簡單斜坡構(gòu)造，發(fā)育較深溝道，是南部主要物源輸入、輸送通道，控制斜坡砂體富集，高斜坡主要發(fā)育構(gòu)造巖性圈閉，中低斜坡以巖性圈閉為主；東部斜坡受EW走向斷裂控制，SN方向呈塹壘相間結(jié)構(gòu)，控制了孔二段地層和砂體分布，地壘區(qū)砂體富集，形成構(gòu)造-巖性圈閉。

3.2 辮狀河三角洲砂體發(fā)育，與大型斜坡構(gòu)造良好匹配

南皮斜坡高部位下切侵蝕溝谷及順坡溝槽發(fā)育，碎屑物質(zhì)順槽向斜坡中、低部位輸送，形成多期疊置發(fā)育的辮狀河三角洲砂體，具有“凸起順向供砂、侵蝕溝槽輸砂、單一坡折控砂、斜坡中高部位富砂”的控砂機制。南皮斜坡東帶較陡，受埕寧隆起物源及徐西斷裂控制，發(fā)育集北頭、王官屯辮狀河三角洲沉積體系，主要為短軸物源，延伸短、展布寬；西帶坡緩、延伸遠，受西部滄縣物源和東光物源控制，發(fā)育葉三撥、烏馬營、燈明寺辮狀河三角洲沉積體系，主要為長軸物源，厚度大、延伸長、規(guī)模大。辮狀河三角洲砂體與大型斜坡構(gòu)造良好匹配，為巖性油氣藏形成提供了有利條件(圖2)。辮狀河三角洲砂體前端細粒沉積大面積分布，壓實作用與膠結(jié)作用共同控制形成致密儲集層，也為致密油形成提供了有利條件。

圖2 南皮斜坡孔二段沉積體系

3.3 常規(guī)儲層與致密儲層并存，控制油氣滿凹分布

南皮斜坡孔二段主要發(fā)育3類儲層。高斜坡位于辮狀河三角洲前緣主砂體帶，主要為常規(guī)砂巖儲層，鏡下鑒定為中—細粒長石砂巖，石英含量高達60%，發(fā)育殘留原生粒間孔和微裂隙，以中孔、低滲為主。低斜坡位于三角洲砂體前端，鄰近古湖盆中心，主要以泥頁巖、白云巖和致密砂巖儲層為主，滲透率為0.07×10-3～0.50×10-3μm2，微縫與基質(zhì)孔隙普遍含油。中斜坡位于前兩者之間，以過渡巖類為主，主要為泥質(zhì)細粉砂巖致密儲層，核磁孔隙度為8%～10%，顆粒分選較好，風化中等，泥質(zhì)與菱形微晶白云石均勻分布粒間，可見方解石微晶，裂縫內(nèi)見藍色熒光。受3類儲集層分布范圍控制，于辮狀河三角洲主體發(fā)育常規(guī)油藏，前端及古湖盆中心形成致密油，兩者疊合連片，具有滿凹含油的有利條件。

3.4 生油層系單一，有效烴源巖控制油氣分布

南皮地區(qū)烴源巖主要發(fā)育在孔二段、沙三段。沙三段烴源巖熱演化程度較低，成熟烴源巖分布面積小，只能作為輔助烴源層[5]；孔二段發(fā)育了一套黑色、深灰色泥巖及灰褐色油頁巖(圖3)，主要分布在南皮低斜坡，油頁巖厚度大，分布廣，是滄東凹陷的主力供烴層，具有“有機質(zhì)類型好、埋藏深度大、演化程度高、生烴強度大”等特點。該區(qū)生油層較為單一，斷裂不發(fā)育，因而有效烴源巖控制了油氣分布范圍，在高部位有效烴源巖區(qū)外，只能通過斷層、疏導層側(cè)向短距離運聚形成構(gòu)造-巖性油藏，中斜坡通過自生自儲、旁生側(cè)儲等形式形成地層巖性油藏；低斜坡和主凹區(qū)位于優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)，致密儲層夾持于油頁巖層間，源儲一體形成致密油。

圖3 南皮凹陷孔二段總烴源巖等厚圖

3.5 構(gòu)造、沉積儲層、烴源巖三元耦合，控制油氣分布與成藏

南皮斜坡構(gòu)造背景控制沉積體系展布與沉積相類型，沉積體系與有效烴源巖范圍控制油氣分布，構(gòu)造、沉積儲層、烴源巖三元耦合聯(lián)合控藏[6]，形成了高斜坡辮狀河三角洲主體常規(guī)砂巖儲層構(gòu)造-巖性油藏；中斜坡辮狀河三角洲前緣低孔、低滲儲層巖性油藏，以及前端及古湖盆中心致密油。3類油藏順序分布，疊合連片，形成了南皮斜坡連片含油的成藏特點。高斜坡砂體廣泛分布，物性較好，油藏類型主要受構(gòu)造控制，該區(qū)位于有效烴源巖邊部，原油主要通過側(cè)向短距離運聚成藏，從而在高斜坡形成常規(guī)砂巖構(gòu)造-巖性油藏，通?？赏ㄟ^自身能量獲得工業(yè)油流。中斜坡砂體以細—粉砂巖為主，受斜坡構(gòu)造控制，多期砂體疊置形成巖性尖滅帶，與暗色泥巖呈互層式分布，原油通過自生自儲、旁生側(cè)儲等形式充注形成低孔、低滲砂巖儲層為代表的地層巖性油藏，這類油藏通過大型壓裂等手段可實現(xiàn)高產(chǎn)。低斜坡位于主凹區(qū)，薄層泥頁巖和白云巖類致密儲層夾持于油頁巖之間，源儲一體形成致密油，且含有較高的脆性礦物，采用水平井鉆探和體積壓裂改造才可獲得商業(yè)油氣流(圖4)。

4 勘探方向分析

南皮斜坡不同勘探部位、不同類型油藏，勘探對策也有較大的不同[7]。針對高、中斜坡，西帶斜坡構(gòu)造簡單，主要以構(gòu)造巖性和地層巖性油藏勘探為主，可通過大型壓裂提高單井產(chǎn)量，具備整體勘探、規(guī)模效益增儲的潛力；東帶為斷裂斜坡構(gòu)造，高、中斜坡主要以構(gòu)造和構(gòu)造-巖性油藏勘探為主，辮狀河三角洲砂體與斷裂斜坡背景相匹配形成斷塊、斷鼻等，是勘探的主要對象。針對低斜坡和主凹區(qū)，處于優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)，致密儲層大面積連片分布，具有較大的資源潛力；與常規(guī)油氣藏相比，致密油整體上具有資源豐度低、儲集層品質(zhì)差、非均質(zhì)性強、隱蔽性強等特點，因此在開展“七性”關(guān)系研究的基礎(chǔ)上，篩選相對優(yōu)質(zhì)油氣層，落實勘探“甜點區(qū)”，采用水平井鉆探和體積壓裂改造等技術(shù)提高單井產(chǎn)量，實現(xiàn)致密油的有效開發(fā)動用。

圖4 南皮斜坡常規(guī)油及致密油分布模式

5 結(jié) 論

(1) 南皮斜坡繼承性發(fā)育，控制了孔二段地層分布和沉積體系展布范圍，受走滑斷裂控制，東西兩帶斜坡形態(tài)不同，造成了東西兩坡以及斜坡的不同部位形成了不同圈閉類型，為不同油藏類型的形成了提供了空間。

(2) 南皮斜坡辮狀河三角洲砂體滿坡分布，與大型斜坡構(gòu)造良好匹配，為巖性油氣藏形成提供了有利條件；辮狀河三角洲砂體前端和主凹區(qū)細粒沉積發(fā)育，形成致密儲集層，具備致密油形成的有利條件。

(3) 南皮斜坡生油層單一，孔二段是該區(qū)主力烴源巖層，分布范圍廣，生烴強度大，早生早排特征明顯；孔二段有效烴源巖分布控制了油氣的平面分布，尤其是優(yōu)質(zhì)烴源巖圈閉充滿程度高，油氣富集。

(4) 南皮斜坡不同勘探部位、不同類型油藏所采用的勘探對策不同。高、中斜坡以常規(guī)油藏勘探為主，是實施整體勘探、實現(xiàn)規(guī)模效益增儲的有利區(qū)帶；低斜坡和主凹區(qū)致密儲層與優(yōu)質(zhì)烴源巖源儲一體，資源潛力大，是致密油勘探、實現(xiàn)資源有序接替的現(xiàn)實勘探戰(zhàn)場。

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編輯 林樹龍

20140617；改回日期：20141226

中國石油天然氣股份公司重大科技專項“大港油區(qū)大油田勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”(2014E-06)

李宏軍(1973-)，男，高級工程師，1997年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(武漢)應用地球物理專業(yè)，現(xiàn)主要從事勘探戰(zhàn)略規(guī)劃研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.012

TE122.2

A

1006-6535(2015)01-0056-05