孤東東部斜坡帶館上段成藏關(guān)鍵因素及勘探技術(shù)

謝傳金

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257015)

孤東地區(qū)處于長堤-孤東-墾東潛山構(gòu)造帶上,在多個構(gòu)造單元的交匯處,區(qū)內(nèi)構(gòu)造復(fù)雜,控藏因素多樣,是一個多源、多類型的復(fù)式油氣集聚帶。在孤東地區(qū)已上報的2.8億噸探明儲量中新近系館上段上報了2.37億噸探明儲量,占總儲量的84.6%。在當(dāng)前低油價的形勢下,勘探更加注重經(jīng)濟(jì)效益;館上段油藏埋藏淺,富集度高,儲層物性好,開發(fā)成本低[1],同時在東部斜坡帶還存在很大的儲量空白區(qū),斜坡帶巖性油藏是新形勢下勘探的有利方向。但是,近十年來,對該帶進(jìn)行大量探索,均未取得成功。筆者從油氣成藏基本條件分析入手,明確該區(qū)館上段斜坡帶油氣成藏關(guān)鍵因素,并對區(qū)內(nèi)圈閉分類評價,選用均方根屬性提取、含油性檢測等技術(shù),對主力含油層段進(jìn)行儲層預(yù)測和含油性評價。

1 基本地質(zhì)特征

孤東東部斜坡帶位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷孤東凸起東北部的傾伏端,東北部為黃河口洼陷,西南部為孤東主體,勘探面積60 km2(圖1)。其基底為孤東凸起的一部分,是黃河口洼陷向南、向西超覆沉積的緩斜坡,構(gòu)造形態(tài)相對簡單,主要發(fā)育NNE、NE走向的墾東斷裂帶北段次級斷層以及近東西向的新近系斷層;NNE走向斷層活動最強(qiáng),從中生代末期形成直至古近系活動一直較強(qiáng),館上段沉積晚期停止活動;NE走向斷層古近系活動相對較強(qiáng),新近系活動微弱,于館上段沉積晚期停止活動;近EW走向斷裂產(chǎn)生于新近系,其活動性最強(qiáng),明化鎮(zhèn)組沉積晚期或平原組沉積時期結(jié)束[2]。

圖1 孤東地區(qū)構(gòu)造位置

孤東潛山披覆構(gòu)造是在中生界潛山基礎(chǔ)上發(fā)育起來的,古近系沙一段披蓋其上,繼承性發(fā)育了東營組、館陶組和明化鎮(zhèn)組。沙一段主要發(fā)育深湖-半深湖相泥巖;東營組沉積早期為湖相泥巖,后期演化為河流三角洲相和河流相沉積;館下段主要為辮狀河沉積,發(fā)育大套塊狀砂礫巖和含礫砂巖,至館上段逐漸過渡為砂泥巖互層組合的曲流河沉積。

2 成藏基本條件

孤東東部斜坡帶館上段斷層相對不發(fā)育, 河道展布較穩(wěn)定,河流走向和孤東油田主體有一致性,油氣以橫向運(yùn)移為主, 且油氣層段單一、穩(wěn)定,主要集中在館陶組上段4、5砂組。具有不同于油田主體的半獨(dú)立成藏特點(diǎn)和油氣成藏規(guī)律。

2.1 油源以及運(yùn)移條件

孤東地區(qū)三面臨洼,西北方向的孤北洼陷南部生油巖體積小,埋藏淺,豐度低,生油能力差,可能對孤東油田提供少量油源;西南方向的孤南洼陷和東北方向的黃河口凹陷為孤東主體提供油源。一直以來認(rèn)為孤南凹陷沙三段、沙一段和東營組3套暗色泥巖、油泥巖和油頁巖等烴源巖為孤東地區(qū)的主要油源區(qū)[3]。本次研究選取孤東地區(qū)孤東59、孤東62-1、孤東72、墾東斜532、墾東5-9、樁斜471等55口井館陶組和古近系油樣進(jìn)行油源對比分析。結(jié)果表明：原油在類異戊間二烯化合物中姥鮫烷優(yōu)勢明顯,伽馬蠟烷/C30藿烷值在0.2～0.4,表現(xiàn)出咸水環(huán)境、較成熟的特征;Ts/Tm在0.8～1.6,含有一定的重排甾烷,體現(xiàn)出黃河口凹陷沙三段烴源巖的特征。因此認(rèn)為孤東東部斜坡帶油源主要來自黃河口凹陷。

東部斜坡帶的新樁305斷層,墾東34斷層已經(jīng)切割到黃河口凹餡沙三段成熟烴源巖。油氣沿著油源斷層、不整合面、次級斷層以及構(gòu)造脊向孤東主體運(yùn)移。研究區(qū)油氣運(yùn)移為混合輸導(dǎo)式運(yùn)移,其特點(diǎn)是斷層切割成熟烴源巖范圍有限,臨近生烴洼陷的地區(qū)新近系油氣主要通過斷層輸導(dǎo),油氣直接來自烴源巖層系,而遠(yuǎn)離生烴洼陷的地區(qū),油氣通過區(qū)域性砂體、不整合及次級斷層聯(lián)合輸導(dǎo),油氣來自古近系原生油氣藏、古近系烴源巖及產(chǎn)層聯(lián)合供烴[4]。

通過已鉆井統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn),主力含油層段粉沙巖及以上級別儲層80%見到油氣顯示,說明研究區(qū)油氣來源非常充足,該帶也處于油氣運(yùn)移優(yōu)勢路徑之上。

2.2 儲、蓋層及儲蓋組合條件

研究區(qū)館陶組主要為河流相沉積,館下段主要為辮狀河沉積,發(fā)育大套塊狀砂礫巖和含礫砂巖。至館上段逐漸過渡為砂泥巖互層組合的曲流河沉積,以泥巖為主夾部分薄-中、厚層砂巖,其中以細(xì)砂巖為主,也有部分粉砂巖及少量含礫砂巖。根據(jù)巖電性組合特征及沉積發(fā)育的旋回性,館上段自上而下劃分為1+2～7 6個砂組。下部4～7砂組為砂巖與泥巖的不等厚互層,電性上砂巖在自然電位上為指狀和箱狀，7砂組與館陶組下相似,砂巖發(fā)育,砂巖占比為40%～50%。4～6組儲層發(fā)育次之,單砂組砂層厚度5～30 m,砂巖占比10%～50%。上部1+2～3砂組,為典型的泥包砂組合,以泥巖為主夾透鏡狀砂巖,單層砂組厚度1.5～23 m,砂巖占比5%～20%，電性上砂巖在自然電位上多為鋸齒狀,局部為指狀或箱狀。4～7砂組砂巖發(fā)育,而且埋藏深度比較淺,一般在1 300 m左右,后生成巖壓實(shí)作用較弱,原生孔隙發(fā)育,是最好、最主要的儲集體(圖2)。

圖2 孤東地區(qū)館陶組近東西向儲層對比

研究區(qū)儲蓋組合的優(yōu)劣主要取決于蓋層的發(fā)育和分布。從宏觀上看,新近系發(fā)育了館陶組頂-明化鎮(zhèn)組兩套區(qū)域性泥巖,主要為決口扇、曲流河及泛濫平原沉積,泥巖厚度較大,最厚可達(dá)150 m,連續(xù)性非常好,構(gòu)成了良好的區(qū)域性蓋層;而4～6砂組頂部也都發(fā)育了比較穩(wěn)定的泥巖段,單層厚度一般都在8～15 m,可以形成比較好的局部蓋層。因此本區(qū)館上4～6砂組具有非常好的儲蓋組合條件。

2.3 圈閉類型以及保存條件

該帶位于孤東潛山主體東部,屬于黃河口凹陷向孤東潛山超覆的斜坡帶,古近系逐層向孤東潛山主體超覆,主要發(fā)育墾東斷裂帶北段次級斷層,古近系沉積較薄,新近系發(fā)育較全;新近系河道大體成北西走向,河道砂體被一系列斷層切割。在這樣的背景下,形成的圈閉類型主要有3類:一是砂體低部位靠或者不靠斷層,高部位受斷層切割形成構(gòu)造-巖性圈閉;二是砂體低部位靠油源斷層或者次級斷層,高部位上傾尖滅,周圍被泥巖、砂質(zhì)泥巖等非滲透性層包裹形成巖性上傾尖滅圈閉;三是不靠斷層的獨(dú)立砂體形成泥包砂結(jié)構(gòu)的透鏡狀巖性圈閉。

館陶組油藏成藏期為明化鎮(zhèn)組沉積末期。此時,館陶組的圈閉已經(jīng)基本形成,兩套區(qū)域性蓋層以及4～6砂組的局部性蓋層已經(jīng)能夠?qū)τ蜌庥行д趽酢９聳|地區(qū)新構(gòu)造運(yùn)動活動強(qiáng)弱具有周期性的變化:呈現(xiàn)出由強(qiáng)(館下段)→減弱(館上段)→增強(qiáng)(明下段)→迅速減弱(明上段)的整體趨勢。明化鎮(zhèn)組沉積后期斷裂活動迅速減弱直至停止,為新近系油氣的保存提供了良好的條件。

2.4 成藏關(guān)鍵因素分析

具有充足的油源條件,處于油氣運(yùn)移優(yōu)勢路徑之上,儲、蓋層以及儲蓋組合條件非常好,油氣成藏后的構(gòu)造活動很弱,保存條件好,綜合分析認(rèn)為,前期勘探失利的主要原因?yàn)橛行﹂]的識別存在問題。

由于研究區(qū)構(gòu)造上處于孤東潛山披覆構(gòu)造與周圍(相對)負(fù)向構(gòu)造單元之間的過渡帶,并且古近系斷陷與斷裂作用的微弱,不能構(gòu)成獨(dú)立的構(gòu)造單元,所以砂體低部位靠或者不靠斷層,高部位受斷層切割形成的構(gòu)造-巖性圈閉成藏最為有利,前期勘探也主要圍繞該類圈閉展開,但是由于新近系次級斷層斷距較小,一般在10～30 m,主力含油層段的儲層十分發(fā)育,斷層兩盤砂巖與砂巖對接,砂巖的物性差異很小,不能形成有效的側(cè)向封堵,所以常見到多層顯示而不能成藏。目前勘探發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要集中在一級斷層附近的該類圈閉之中,其次發(fā)育在新近紀(jì)強(qiáng)烈活動、斷層落差比較大的斷層附近。

因此,勘探方向應(yīng)該是在斷層活動性分析的基礎(chǔ)上,對斷層斷距大的斷層周圍發(fā)育的高部位受斷層切割形成的構(gòu)造-巖性圈閉以及砂體低部位靠油源斷層或者次級斷層,高部位上傾尖滅形成的巖性上傾尖滅圈閉。

通過對孤東東部地區(qū)層斷距以及已鉆井統(tǒng)計(jì)分析認(rèn)為:研究區(qū)砂巖厚度一般在10～15 m,最大厚度21 m,斷層斷距在20 m以上形成的圈閉成藏可能性大,斷距在20 m以上的斷層主要有孤東斜606斷層、新樁305斷層以及孤東斜73南斷層等。

3 適用勘探技術(shù)

選用均方根屬性提取、吸收衰減特性含油性檢測技術(shù),對主力含油層段進(jìn)行儲層預(yù)測和含油性評價,對區(qū)內(nèi)圈閉進(jìn)行分類評價。

3.1 均方根屬性預(yù)測儲層技術(shù)

館上段地層地震反射總體上是強(qiáng)振幅、近平行、斷續(xù)的結(jié)構(gòu)特征,單一同相軸波形比較穩(wěn)定但是延伸距離不長[5]。在高精度三維地震剖面中提取多種相關(guān)地震屬性,通過鉆、錄、測井等資料對比發(fā)現(xiàn),均方根屬性是最能直接反映研究區(qū)儲層分布特征的參數(shù),因此對研究區(qū)主力含油層段進(jìn)行均方根屬性提取來預(yù)測儲層發(fā)育區(qū)。通過對研究區(qū)已鉆的墾東斜602等36口井資料統(tǒng)計(jì),均方根屬性強(qiáng)振幅值在4 200之上的均為儲層發(fā)育區(qū),預(yù)測成功率100%。

3.2 含油性檢測技術(shù)

油氣檢測技術(shù)是近幾年發(fā)展起來,在河流相沉積研究中廣泛使用的一種含油性預(yù)測技術(shù)。通過針對勘探目的層含油氣檢測研究,預(yù)測巖性圈閉流體性質(zhì),從定性的角度判斷巖性圈閉成藏的可能性，用來預(yù)測砂體是否含油,以提高鉆探成功率。其原理是波前擴(kuò)散、地層吸收和散射使得地震波能量隨傳播距離的增加迅速衰減。儲層含氣時,其吸收作用更加顯著。品質(zhì)因數(shù)是地層對彈性波吸收特性的一種表達(dá)方式,它的物理意義是儲能與耗散能的比率,是巖石物性的主要參數(shù),也是指示含油氣地層的重要標(biāo)志之一[6]。實(shí)踐證明該技術(shù)對于河流相砂體含油性的預(yù)測具有較為準(zhǔn)確的參考性。根據(jù)孤東東部斜坡帶的地震地質(zhì)條件,選用疊前資料對主力含油砂組Ngs5底部進(jìn)行層位解釋,然后沿解釋層位按照一個地震同相軸的時間差10 ms上下開時窗,提取吸收衰減參數(shù),通過與已知井對比分析吻合率85%,能反映本區(qū)儲集層的含油性(圖3)。

圖3 孤東68井區(qū)Ngs5含油氣檢測屬性平面圖

4 結(jié) 論

(1)孤東東部斜坡帶館陶組靠近黃河口凹餡油源充足、儲層發(fā)育、儲蓋組合有利,油氣主要集中在館陶組上段4砂組。

(2)館陶組河道砂厚度大,新近系斷層斷距較小,成藏關(guān)鍵在于圈閉是否有效。

(3)構(gòu)造及沉積條件對油氣能否成藏起著重要作用。斷層斷距控制了砂體對接,決定了圈閉的有效性。

(4)均方根屬性提取預(yù)測儲層、吸收衰減特性進(jìn)行含油性檢測技術(shù),對該區(qū)巖性油藏勘探起著重要的指導(dǎo)作用。