東營凹陷陡坡帶鹽斜229地區(qū)沙四上亞段砂礫巖油藏成藏控制因素

解強旺，王艷忠，操應(yīng)長，王淑萍，李宇志，王欣，李橋，葸克來，弭連山，郭迎春

(1.中國石油大學地球科學與技術(shù)學院，山東青島，266580；2.中國石油大學石油工業(yè)訓練中心，山東青島，266580；3.中國石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營，257061；4.中國石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營，257000；5.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營，257000)

陸相斷陷湖盆廣泛發(fā)育的大量砂礫巖體緊鄰生油中心分布，與深湖相烴源巖呈指狀接觸，有極佳的生儲蓋匹配關(guān)系，易于形成巖性油氣藏或構(gòu)造—巖性復合油氣藏。近年來勝利、準噶爾、遼河、華北等油田均發(fā)現(xiàn)了大量的砂礫巖油藏[1]。東營凹陷為北陡南緩、北深南淺的半地塹型盆地，是中國東部典型的富油氣斷陷湖盆。東營凹陷陡坡帶鹽斜229地區(qū)近岸水下扇砂礫巖體勘探不斷取得突破，2015年在該地區(qū)沙四上亞段上報控制儲量380×104t，2016年又新增控制儲量337.7×104t。東營凹陷陡坡帶砂礫巖油氣藏前期勘探開發(fā)過程中取得了“扇根封堵、扇中富集、扇緣疏導、中深層扇中非油既干”的認識[2]。近岸水下扇砂礫巖體扇根部位的垂向或側(cè)向封堵層、扇中靠近泥巖層邊部碳酸鹽致密膠結(jié)殼以及多期扇體間湖相泥巖可作為封堵層[3]，形成以物性封閉為主的成巖圈閉，扇根與扇中之間的突破壓力差決定封堵油氣的高度[4]。許多學者針對東營凹陷北帶砂礫巖儲層成巖作用、物性演化、油藏類型及油藏流體性質(zhì)演化進行探討[5-10]，認為東營凹陷沙四上亞段(Es4s)中深層主要發(fā)育“扇根封堵”的砂礫巖巖性油氣藏，扇中有效儲層發(fā)育，是有利的油氣聚集區(qū)。但是，鹽斜229地區(qū)在近期勘探過程中發(fā)現(xiàn)中深層扇中儲層發(fā)育大規(guī)模水層，這難以用前期的砂礫巖油藏成藏理論進行解釋。本文通過地震剖面以及油藏剖面解釋，剖析對比鹽斜229 地區(qū)和鹽22 地區(qū)的典型油藏剖面，歸納出鹽斜229地區(qū)沙四上亞段儲層油氣成藏的控制因素，這有助于完善砂礫巖油藏成藏理論。

1 地質(zhì)概況

東營凹陷是渤海灣盆地濟陽坳陷東南部的1個次級構(gòu)造單元，是發(fā)育在太古界基巖之上的中新生代斷陷湖盆。圖1所示為區(qū)域地質(zhì)概況圖，由圖1(a)可見：東營凹陷北以陳家莊凸起為界，南以魯西隆起和廣饒凸起為界，西以青城凸起為界，東以青坨子凸起為界。東營凹陷內(nèi)部主要包括4 個洼陷(民豐洼陷、利津洼陷、牛莊洼陷和博興洼陷)和1個中央背斜帶。如圖1(b)所示：鹽家地區(qū)位于東營凹陷北帶東段民豐洼陷北部，自西向東發(fā)育鹽16和鹽18兩大古沖溝[3]。剖面上：東營凹陷是北陡南緩的半地塹盆地，從北向南可劃分為5 個次一級構(gòu)造單元，依次為北部陡坡帶、北部洼陷、中部背斜帶、南部洼陷和南部緩坡帶。如圖1(c)所示，東營凹陷北部陡坡帶是由陳南鏟式邊界斷層控制，具有斷坡陡峭、山高谷深、溝梁相間的古地貌[7,11]。鹽斜229 地區(qū)位于民豐洼陷北帶鹽16 古沖溝的下方靠西的位置，北鄰陳家莊凸起，南鄰民豐洼陷。東營凹陷新生代沉積地層，從下往上依次包括孔店組(Ek)、沙河街組(Es)、東營組(Ed)、館陶組(Eg)、明化鎮(zhèn)組(Em)以及平原組(Ep)；其中，沙河街組又分為沙四上亞段(Es4s)和沙四下亞段(Es4x)。鹽斜229 地區(qū)Es4s 以近岸水下扇砂礫巖體沉積為主[12-13]。斷陷湖盆陡坡帶近岸水下扇在平面上呈無水道舌形體遷移擺動，以穩(wěn)定泥巖為標志層[13]，本次研究以砂礫巖體橫向補償沉積、遷移擺動模式為指導，由外扇向中扇、內(nèi)扇進行沉積期次橫向和縱向精細劃分對比，劃分出Es4s-1，Es4s-2，Es4s-3，Es4s-4，Es4s-5，Es4s-6，Es4s-7 和Es4s-8 共8 期近岸水下扇。砂礫巖體是東營凹陷北帶重要的油氣儲層[9]，油源主要來源于沙四上烴源巖[14]。東營凹陷存在2期石油充注，分別對應(yīng)于東營組沉積末期和館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積期[15-16]。

圖1 區(qū)域地質(zhì)概況Fig.1 Regional geological setting

2 油藏特征

2.1 砂礫巖扇體坡度特征

在三維地震數(shù)據(jù)體上，沿每1期次扇體走向方向選取地震剖面，依據(jù)近似法，將扇體頂面、水平距離ΔL以及垂直落差ΔH近似為直角三角形，如圖2所示，ΔH和ΔL及坡度角β滿足：

因此，可以計算出近岸水下扇沉積體頂面坡度。依據(jù)該方法對鹽斜229地區(qū)Es4s的8期砂礫巖扇體的沉積體頂面坡度角進行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)每期砂礫巖體頂面與控盆斷層水平距離大于3 km 后變?yōu)樯染墸暗[巖體頂面坡度變化不大，接近水平；因此，每期扇體只統(tǒng)計距離控盆斷層3 km之內(nèi)的坡度角。

圖3所示為地震剖面上Es4s砂礫巖體坡度對比結(jié)果，以第4期次近岸水下扇為例，在過該期扇體的物源方向地震剖面上，鹽斜229區(qū)塊近岸水下扇扇體頂面坡度角為13.01°，而鹽22地區(qū)近岸水下扇扇體展布平緩，近于水平。最終計算8 期扇體的坡度角平均值，鹽斜229 地區(qū)各期砂礫巖體坡度角平均值為9.10°，而鹽22 地區(qū)各期砂礫巖體的平均坡度為3.10°。表1所示為坡度角定量統(tǒng)計結(jié)果，由表1可以看出：鹽斜229地區(qū)Es4s沉積期形成的砂礫巖扇體坡度整體比鹽22地區(qū)的大。

2.2 油水層展布

圖4所示為典型油藏剖面圖。由圖4可見：鹽斜229地區(qū)目前發(fā)現(xiàn)的油藏類型與鹽22地區(qū)前期勘探過程中發(fā)現(xiàn)的油藏類型均為巖性油藏。扇根側(cè)向封堵和垂向上泥巖層為有利的封堵層[3]，石油緊鄰扇根在有良好儲集條件的位置聚集，鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中油層主要分布深度為3 400～3 700 m，該范圍內(nèi)儲層中不是油層的部位均為干層；深度大于3 700 m 的Es4s 儲層中發(fā)育大量水層和干層，油層緊鄰扇根分布；深度小于3 400 m儲層中以水層為主。鹽22地區(qū)深度范圍為3 600 ～3 800 m 的Es4s 儲層中“非油即干”[2]，中深層并未發(fā)育水層。

圖5所示為鹽斜229地區(qū)和鹽22地區(qū)Es4s儲層中各主力含油層段的現(xiàn)今油層寬度。鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中第6 期次油層寬度為838.2 m，鹽22 地區(qū)第4，5，7 期次含油層段儲層的油層寬度分別為1 376.4，1 619.2和1 511.9 m。

圖2 砂礫巖扇體坡度角統(tǒng)計原理Fig.2 Statistical principle of gradient in glutenite body

圖3 Es4s砂礫巖體坡度對比Fig.3 Contrast of gradient in glutenite body in Es4s

表1 鹽斜229地區(qū)和鹽22地區(qū)Es4s砂礫巖體坡度角統(tǒng)計Table 1 Gradient statistics of glutenite body of Es4s formation in Yanxie 229 and Yan 22 area

圖4 典型油藏剖面圖Fig.4 Typical reservoir profiles

圖5 Es4s儲層現(xiàn)今油層寬度統(tǒng)計Fig.5 The statistics of oil distribution range of Es4s reservoirs

2.3 儲層特征

圖6所示為鹽斜229 地區(qū)Es4s 油水層儲層特征。由圖6(a)可見：鹽斜229地區(qū)Es4s儲層發(fā)育原生孔隙和次生孔隙，原生孔隙是主要的孔隙類型。鹽斜229地區(qū)Es4s油層物性好，孔隙度平均值為10.2%，滲透率平均值為5.2 mD，儲集空間以原生粒間孔隙為主，原生粒間孔隙周圍見殘余油膜。由圖6(b)可見：次生溶蝕孔隙。水層及含油水層孔隙度平均值為7.2%，滲透率平均值為2.6 mD，孔隙發(fā)育少，孔隙直徑小，主要為少量溶蝕孔隙。干層物性差，孔隙度小于5%，滲透率小于1 mD，儲集空間不發(fā)育。

從如圖6(c)～(f)可見：碳酸鹽膠結(jié)作用是鹽斜229地區(qū)Es4s 儲層中最主要的成巖作用類型，主要膠結(jié)物有方解石、白云石、鐵方解石和鐵白云石。方解石、白云石多呈分散狀孔隙式膠結(jié)。油層中鐵白云石含量(視域面積百分含量，下同)少，呈分散狀分布于孔隙中。水層和干層中鐵白云石多呈基底式膠結(jié)。圖7所示為不同厚度單層砂體垂向上成巖作用特征。由如圖7可見：砂泥巖界面處碳酸鹽強烈膠結(jié)，遠離砂泥巖界面，砂巖中碳酸鹽膠結(jié)逐漸減弱。

圖8所示為油層、水層熒光特征。由圖8可見：鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中可見賦存在粒間孔隙以及吸附在黏土雜基、膠結(jié)物上的原油和炭質(zhì)瀝青;炭質(zhì)瀝青主要以分散狀態(tài)分布于粒間孔隙中；原油在紫外光下發(fā)黃色熒光和藍色熒光；在同一視域下可見發(fā)黃色和藍色2 種熒光顏色，黃色熒光原油在孔隙中間分布，藍色熒光原油圍繞黃色熒光原油分布。不同性質(zhì)的原油具有不同顏色的熒光，熒光顏色由紅色→橙色→黃色→綠色→藍白色演化，可以反映有機質(zhì)成熟度不斷提高。同時，研究區(qū)烴類包裹體在紫外光照射下可見黃色熒光和藍色熒光。多種熒光顏色的原油及烴類包裹體，表明鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中存在2期油充注[15-16]，早期為成熟度低的黃色熒光油充注，晚期為成熟度高的藍色熒光油充注。油層可見發(fā)黃色熒光和藍色熒光原油，以發(fā)藍色熒光原油為主，多存在于粒間孔隙中。水層及含油水層以發(fā)黃色熒光的油質(zhì)瀝青為主，多以浸染狀侵入膠結(jié)物溶蝕孔隙中，并浸染雜基和膠結(jié)物。

圖6 鹽斜229地區(qū)Es4s油水層儲層特征Fig.6 The characteristic of reservoir of oil and water layer in Es4s reservoirs in Yanxie 229 area

圖7 不同厚度單層砂體垂向上成巖作用特征Fig.7 Diagenetic features of single sand layer with different thicknesses

圖8 油層、水層熒光特征Fig.8 Fluorescence characteristics of oil layers and water layers

3 石油成藏控制因素

3.1 砂礫巖扇體的坡度控制早期石油充注范圍

研究區(qū)存在2期石油充注，為探究砂礫巖沉積體坡度對每期石油充注的影響，定量恢復并對比鹽斜229地區(qū)和鹽22地區(qū)Es4s各主力含油層早期油充注的寬度。通過視厚度與壓實系數(shù)的倒數(shù)相乘獲得每個層段的原始厚度[19]，再利用回剝法[20]將目的層段之上的地層剝?nèi)?，計算東營組沉積末期扇根的古埋深。結(jié)合前人建立的封堵油柱高度隨深度變化曲線[3,9]，得出東營組沉積末期(早期油氣充注末期[15])2 個地區(qū)早期石油充注末期扇根的封堵油柱高度H，運用前文中統(tǒng)計的2 個研究區(qū)的平均坡度β，結(jié)合前文中坡腳計算公式，反推東營組沉積末期(早期油)油充注寬度。(注：該油充注寬度為油源供應(yīng)充足條件下早期油可能形成的最大范圍，后文中早期油充注寬度均以此為標準)。依據(jù)上述原理統(tǒng)計2 個地區(qū)沉積時期大致相同的主力含油層段沉積體的早期油充注寬度，如圖9(a)所示，鹽斜229地區(qū)的早期油充注的寬度依然小于鹽22地區(qū)的寬度。

鹽斜229 地區(qū)Es4s 砂礫巖體的坡度角大于鹽22地區(qū)同時期砂礫巖體的坡度，如圖9(a)所示：鹽斜229地區(qū)的現(xiàn)今油層寬度和早期石油充注的寬度均小于鹽22地區(qū)的寬度，表明坡度會影響每期石油范圍，進而影響晚期石油充注，早期石油充注范圍及運移路徑?jīng)Q定晚期石油優(yōu)先聚集區(qū)域。在坡度較陡的背景下，石油運移過程中所受浮力較大，石油在浮力的作用下沿垂向上疊置的砂礫巖向上傾方向運移[21-22]，在有扇根封堵和垂向泥巖封堵形成的有效圈閉(即第6期次砂礫巖體)中聚集，第6期次砂礫巖體頂部有近5 m 厚的泥巖層(圖4(a))，可作為有效的垂向封堵層[3]。因此，鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中油主要在第6期次砂礫巖體扇中富集。另外，鹽22 地區(qū)的現(xiàn)今油層寬度大于早期油充注寬度，而鹽斜229 地區(qū)第7 和第8 期次砂礫巖儲層中現(xiàn)今油層寬度小于早期油充注理論最大寬度。進一步統(tǒng)計鹽斜229地區(qū)扇根古封堵油柱高度(東營組沉積末期封堵能力)、現(xiàn)今油柱高度以及現(xiàn)今扇根可封堵油柱高度。由圖9(b)可見：第7，8 期次砂礫巖扇根古封堵油柱高度和現(xiàn)今封堵油柱高度均大于現(xiàn)今儲層中的油柱高度。結(jié)果表明：鹽斜229地區(qū)Es4s 儲層中深層存在大量水層并不是扇根封堵能力所致。經(jīng)進一步分析發(fā)現(xiàn)：第6，7和8期次砂礫巖體垂向上疊置連片，垂向連通性好，不易形成有效圈閉，因此，早期石油充注只在扇根附近形成少量油聚集(圖4(a))。

圖9 油層寬度及扇根封堵能力統(tǒng)計Fig.9 The statistics of Oil distribution range and inner fans'sealing ability

3.2 早期石油充注保護儲層

鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中存在2期油氣充注，分別為早期黃色熒光油充注和晚期藍色熒光油充注(圖8(e),(f))，分別對應(yīng)于東營組沉積末期和館陶—明化鎮(zhèn)組沉積期[15-16]。研究區(qū)早期油充注時期儲層處于中成巖A1期[23]。儲層經(jīng)歷了一定的壓實和溶蝕作用(圖6(b))，顆粒呈點—線接觸，保留有一定的原生孔隙；可見長石溶蝕現(xiàn)象。但是，早期油氣充注進一步保護原生粒間孔隙[24-26]。油層中孔隙發(fā)育，多以原生粒間孔隙為主，孔隙周緣可見殘余的油膜(圖6(a))。水層和干層中由于沒有發(fā)生油氣聚集，進一步發(fā)生壓實作用，導致原生孔減少，只保留少量溶蝕型微孔(圖6(c))。

此外，油層碳酸鹽膠結(jié)物含量少，主要為白云石膠結(jié)物，水層及含油水層的碳酸鹽膠結(jié)物的含量高，白云石含量與油層差別不大，但鐵白云石含量高于油層。干層中鐵白云石多呈基底式膠結(jié)(圖6(f))。深層碎屑巖儲層碳酸鹽膠結(jié)物主要為外部來源，即來源于臨近泥巖，搬運方式以平流為主；外源平流供應(yīng)物質(zhì)的水潤濕/油潤濕砂巖，高含油飽和度情況下，水相相對滲透率非常低，膠結(jié)物通過孔隙水平流傳輸進入砂巖基本停止[26-30]，從而抑制碳酸鹽膠結(jié)作用。石油充注會抑制鐵白云石的膠結(jié)[24-25,27]，同時，這一過程受石油充注時間等因素控制。石油充注早于膠結(jié)作用或與膠結(jié)作用同時發(fā)生才能抑制膠結(jié)作用，石油充注越早、抑制效果越明顯[5,27,31]。MA[32]等認為：白云石的沉淀溫度為50～74 ℃；鐵白云石的沉淀溫度為96～137°C。而東營凹陷烴類包裹體同期的鹽水包裹體的均一溫度主峰區(qū)為70～92 ℃和108～128 ℃[15]。白云石形成時間早于第1期石油充注，沒有受到石油充注的影響，因此，油層、水層以及含油水層的白云石含量差異不明顯。

鐵白云石形成時間晚于第1期充注時期。在扇緣薄層砂體和扇中近泥巖的儲層中，由于受原始組構(gòu)以及壓實作用的影響，物性較差[33]，早期油難以充注到該類儲層中，儲層中含油飽和度低，鐵白云石可以持續(xù)膠結(jié)[19]，導致物性進一步變差，在近泥巖位置形成膠結(jié)殼，如圖10(a)中(1)，(3)和(4)對應(yīng)位置。對于扇中遠離砂泥接觸面的位置(圖7(c))，一方面，由于原始物性好[3]，另一方面，受到早期黃色熒光油充注的保護，儲層物性較好，晚期油更傾向補充到這類儲層中，抑制了鐵白云石的膠結(jié)，如圖10中(3)對應(yīng)位置。所以，水層和干層中鐵白云含量高于油層，并且水層和干層只有黃色熒光油(圖8(c))，然而，油層中可見黃色熒光和藍色熒光油(圖8(e))。油層、水層和干層的儲集特征差異以及碳酸鹽膠結(jié)物含量的差異表明早期油充注對儲層的保護作用是油層中孔隙發(fā)育的控制因素。

在原始組構(gòu)和成巖作用改造下，近岸水下扇扇緣是有利的輸導層，扇中是有利的儲集層，內(nèi)扇是有利的封堵層[2]。研究區(qū)砂礫巖扇體坡度陡，油運移過程中所受浮力大，深湖相泥巖生成的油會沿著扇緣輸導層向上傾方向有垂向和側(cè)向封堵條件的扇中儲層中聚集。深層為未發(fā)生油充注的水層，由于沒有石油對原生孔的保護作用以及對碳酸鹽膠結(jié)的抑制作用，儲層中靠近泥巖部位發(fā)生強烈鐵白云石膠結(jié)，并且越靠近砂泥接觸面膠結(jié)作用越強(圖7，圖10)。當砂層過薄時，儲層中孔隙就會全部被鐵白云石占據(jù)而成為干層，如圖10中(3)對應(yīng)位置。在晚期石油發(fā)生充注時，近泥巖部位形成的碳酸鹽膠結(jié)殼會阻止晚期油充注。而早期石油充注路徑會成為后期石油充注的優(yōu)勢運移通道[34-35]，晚期石油會更多的補充到早期石油充注的含油水層中。因此，在深層扇中厚砂層中部就會存在大量被碳酸鹽膠結(jié)殼包裹的水層，如圖10中(4)對應(yīng)位置。

圖10 鹽斜229地區(qū)沙四上亞段砂礫巖油藏成藏模式Fig.10 Accumulation models of Es4s reservoirs in Yanxie 229 area

4 結(jié)論

1)碳酸鹽膠結(jié)是鹽斜229地區(qū)Es4s儲層主要的成巖作用，白云石和鐵白云石是主要的碳酸鹽膠結(jié)物。油層、水層、干層中白云石含量相差不大，油層中鐵白云石含量遠少于水層和干層中的含量。

2)鹽斜229地區(qū)Es4s砂礫巖儲層成藏主要受砂礫巖扇體的坡度和早期油充注控制，近岸水下扇砂礫巖體坡度控制了第1期油有效充注的范圍，受早期石油充注保護的儲層，壓實和膠結(jié)作用弱，儲集空間以原生粒間孔為主。早期石油充注范圍控制著晚期油的充注。

3)鹽斜229地區(qū)Es4s儲層中深層存在大量水層并不是扇根封堵能力所致，儲層中未發(fā)生石油充注的近泥巖部位碳酸鹽膠結(jié)殼阻止晚期石油充注，導致深層扇中存在大量水層。