遼河拗陷牛心坨沙四段致密砂巖油形成主控因素及有利區(qū)預測

龐宏 ，吳松 ，胡英杰，王海朋，丁旭光 ，劉興周，惠沙沙 ，陳昌，郭軍敏

1 中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大學(北京)地球科學學院盆地與油藏研究中心，北京 102249

3 中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，盤錦 124000

4 中國石油集團測井有限公司遼河分公司，盤錦 124000

*通信作者, panghong19820107@126.com

0 引言

牛心坨地區(qū)是遼河拗陷勘探程度較低的地區(qū)之一，經(jīng)過了多輪的油氣勘探，目前在該區(qū)完鉆探井近90口，沙四段主要在牛心坨亞段獲得了工業(yè)油氣流。特別是近期坨45井在該層位試油獲得了日產(chǎn)油46.2方的高產(chǎn)油流，該井的鉆探成功，展示了坨南地區(qū)良好的勘探前景。

圖1 牛心坨E2s4孔隙度與含油氣性關系統(tǒng)計圖Fig. 1 Statistical chart of the relationship between the porosity and the petroliferous properties of Niuxintuo E2s4

牛心坨地區(qū)的沙四段砂巖油氣成藏機理研究引起了國內(nèi)外學者的關注，大都認為沙四段砂巖油藏主要為常規(guī)的構(gòu)造、巖性油藏，并建立了沙四段油藏源控成藏模式，指出構(gòu)造高點及斷裂附近為油氣富集的有利部位[1-4]。在1998—2002年間，通過常規(guī)油氣的成藏模式指導先后經(jīng)歷了兩個勘探高峰期，但自2003年起，對于常規(guī)油氣發(fā)育有利的構(gòu)造帶的鉆探并未有較大的收獲，依托于源控、構(gòu)造等因素建立起的常規(guī)油氣成藏模式已經(jīng)無法對油田勘探部署進行有效的指導。作者及團隊在近期研究表明，坨南地區(qū)沙四段砂巖油藏存在普遍致密的特征，油氣主要富集在孔隙度相對中等的地區(qū)(圖1)，可能發(fā)育致密油藏，如果該結(jié)論成立的話，那么研究區(qū)的勘探方向?qū)⒁蛐逼潞桶枷蒉D(zhuǎn)變。致密油藏通常具有儲層物性較差、發(fā)育于異常壓力環(huán)境以及近源成藏等特點，本文擬通過致密油藏形成條件入手，對牛心坨地區(qū)致密油儲層進行分析；通過沉積相(D)、構(gòu)造穩(wěn)定帶(P)和烴源巖(S)3大要素主控因素分析，建立致密油藏成藏模式，依據(jù)成藏模式預測有利勘探區(qū)帶，研究成果對研究區(qū)未來勘探具有指導意義。

1 地質(zhì)概況

遼河拗陷屬陸相斷陷盆地，牛心坨地區(qū)位于遼河西部凹陷東陡坡帶的北部(圖2)。受遼河斷陷演化階段性和沉積旋回控制，西部凹陷新生界自下而上依次發(fā)育了古近系房身泡組、沙河街組、東營組和館陶組等地層[5]。其中與烴源巖和油氣藏關系最為密切的是沙河街組。沙河街組四段是遼河斷陷裂陷形成湖盆的初期產(chǎn)物，自下而上主要為牛心坨亞段、高升亞段及杜家臺亞段(圖2)，探明及控制儲量主要分布在牛心坨亞段及高升亞段(圖2)。沙四段巖性以中—薄層層狀砂巖為主夾暗色泥巖，頂部發(fā)育所謂“上特殊巖性段”，即鈣質(zhì)泥巖、油頁巖與暗色泥巖呈薄互層[6]，牛心坨地區(qū)沙四段發(fā)育多種沉積相帶，其中杜家臺亞段沉積相主要為扇三角洲和湖泊相，巖性以深色泥巖、砂礫巖為主；高升亞段沉積相主要為湖湘和濁積扇，巖性以厚層泥巖、油頁巖、部分灰?guī)r及薄層砂巖為主；牛心坨亞段沉積相主要為濱淺湖、沖積扇，巖性以泥巖、砂巖、砂礫巖、薄層灰?guī)r為主。研究區(qū)主要儲層為牛心坨亞段砂巖、砂礫巖，蓋層為沙三段、杜家臺亞段及高升亞段厚層泥巖。

圖2 遼河牛心坨地區(qū)位置與沙四段油藏分布圖及牛心坨地區(qū)地層綜合柱狀圖Fig. 2 Location of Niuxintuo area in Liaohe and reservoir distribution in the fourth member of Shahejie Formation and comprehensive histogram of strata in Niuxintuo area

2 致密油形成地質(zhì)條件

2.1 低孔富集

致密油儲層物性臨界條件為孔隙度小于12%和滲透率小于1 mD已成為國內(nèi)外學者的共識[7-10]。牛心坨地區(qū)沙四段主要產(chǎn)層為牛心坨亞段和高升亞段，沉積相主要以濱淺湖和沖積扇為主，巖性以砂礫巖、細砂、泥巖為主，部分地區(qū)見碳酸鹽巖、玄武巖[11-12]。通過對研究區(qū)22口井，2624個實測的砂巖油層孔隙度和滲透率的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，牛心坨油層和高升油層的孔隙度均主要分布在5%～15%，平均孔隙度都不超過10%，滲透率均主要分布在小于1 mD范圍，主體表現(xiàn)為致密儲層的特征(圖3)。從坨27井、張1井等單井沙四段含油儲層的特征來看，相對低孔隙(孔隙度＜10%)的儲層為主要產(chǎn)油層，日產(chǎn)油分別是4.41 t和4.68 t，而相對高孔隙(孔隙度＞10%)的儲層反而含油氣性較差(圖3)，呈現(xiàn)低孔富油的特征。從整個牛心坨地區(qū)沙四儲層的物性和含油氣性的統(tǒng)計關系來看，也表現(xiàn)為儲層孔隙中等的時候(孔隙度在6%～10%時，含油氣性達到峰值)含油氣性最好(圖1)。這并不是研究區(qū)的特例，在瑪湖地區(qū)致密油、庫車地區(qū)致密氣、沾化地區(qū)頁巖油等致密儲層都表現(xiàn)為儲層條件中等時[13-17]，含油氣性最好。對于這種現(xiàn)象，前人通過致密儲層物理模擬實驗進行了解釋[18-19]，在龐雄奇2013年的實驗中采用一維透明有機玻璃管模型，實驗分為4組, 分別采用4種不同粒徑的石英砂作為上層與下層的石英砂進行組合，發(fā)現(xiàn)隨著上層砂體物性逐漸變差, 穿過砂體所需油量呈增大趨勢, 且盡管用油量不斷增大, 油在兩砂層界面處停留的時間卻越來越長[18]。實驗結(jié)果表明，對于常規(guī)儲層和致密儲層中油氣運移的動力存在差異，前者以浮力作用為主，而在后者中浮力幾乎不能運移油氣，以非浮力作用為主，其兩者的邊界條件對應孔隙度為10%～12%，當儲層物性超過該臨界孔隙時，油氣會在浮力作用下往構(gòu)造高部位富集，而致密油氣主要富集在凹陷和斜坡部位。如坨13井至坨24井區(qū)間，表現(xiàn)為連片含油的特點，但由于坨13井至坨24井之間巖性變化復雜，由大套的砂巖轉(zhuǎn)變?yōu)樯衬嗷?，導致砂體連通性變差，因而構(gòu)造高部位不含油，而在斜坡部位有大量的油氣聚集成藏，表現(xiàn)為低孔富集的特征(圖4)。依據(jù)該地區(qū)儲層孔隙度的分布特點大于12%的儲層大多分布于構(gòu)造的高部位(圖5)，而在構(gòu)造高部位發(fā)現(xiàn)的油氣比較少，油氣主要是分布在斜坡與凹陷相對低孔隙的部位，因此我們認為整體主要是低孔富集。

圖3 牛心坨地區(qū)地層剖面及物性頻率分布圖Fig. 3 Stratigraphic pro file and physical property frequency distribution in Niuxintuo area

通過油氣的充注時期和儲層致密化綜合研究，油氣的排烴門限結(jié)果表明在埋深1700 m處對應的成藏期是沙三時期至今，這一門限的確立在下文進行了詳細的描述。魏巍(2013)通過沉積相和成巖相綜合研究，建立了沙四段儲層孔隙度演化預測模型，結(jié)果表明，在沙三下亞段沉積末期，沙四段儲層孔隙度主要分布在大于25%，屬于高孔隙儲層[20]。而后，隨著裂陷的持續(xù)發(fā)育，在沙三中亞段沉積時期，儲層就開始致密，構(gòu)造低部位孔隙度普遍小于10%。由于牛心坨地區(qū)油氣的充注期是沙三期至今，因此，在構(gòu)造低部位是邊致密邊成藏，同時在構(gòu)造低部位與構(gòu)造高部位連接部分存在著先成藏后致密和邊致密邊成藏的疊加復合油藏，其基本特征是油藏在高點、低點均有分布，屬于連續(xù)性油藏，如張1井和坨27井(圖3)，屬于浮力與非浮力綜合作用的結(jié)果。

圖4 坨13—張1—坨24井連井剖面圖Fig. 4 Pro file of well Tuo13-zhang 1-tuo 24

2.2 低壓穩(wěn)定

本文應用來自于研究區(qū)13口井的55個原始地層壓力的數(shù)據(jù)研究牛心坨地區(qū)沙四段油層的壓力特征，從壓力系數(shù)的統(tǒng)計特征來看，其值主要小于1(局部3個點壓力系數(shù)超過1，為常壓)，表現(xiàn)為負壓的特征(圖6a)，進一步從平面的分布特征來看，除了北部的坨27井區(qū)附近表現(xiàn)為常壓外，整體均表現(xiàn)為負壓(圖6c)。致密油形成環(huán)境常表現(xiàn)為異常壓力環(huán)境，大多數(shù)盆地為異常高壓，但研究區(qū)的負壓環(huán)境并不是特例，在中國其他部分陸相盆地中也有負壓的存在，如鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)，松遼盆地南部的十屋斷陷，齊家凹陷金63井等[21-23]。異常低壓的成因多樣，可將其歸納為構(gòu)造抬升、地層剝蝕造成的孔隙回彈、飽和天然氣深埋及承壓面低于地表等[24-29]。從油氣的主成藏期和構(gòu)造活動配置情況來看，大量成藏期主要為沙三晚期[30]，而在沙三晚期之后，研究區(qū)沒有發(fā)生大規(guī)模的構(gòu)造活動[31]，屬于構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，基本上可以排除構(gòu)造活動的影響。通過對力平衡方程的推導(圖6b)，假設圖6b中點1和點2位置分別為常規(guī)油藏和非常規(guī)油藏穩(wěn)定時壓力，那么從推導的公式來看，位于點1處的常規(guī)油藏的油藏壓力等于浮力與1點到油水界面的油柱壓力的差，而位于點2處的非常規(guī)油藏的油藏壓力等于靜水壓力與2點到油水界面的油柱壓力差之和。明顯的可以看出，常規(guī)油藏表現(xiàn)為超壓穩(wěn)定的特征，而非常規(guī)油藏則表現(xiàn)為負壓穩(wěn)定特征。因此，從研究的地質(zhì)背景來看，表現(xiàn)為負壓穩(wěn)定的非常規(guī)油藏特征。

圖5 牛心坨地區(qū)牛心坨亞段及高升亞段不同構(gòu)造部位孔滲統(tǒng)計圖Fig. 5 Porosity and permeability statistics of different structural parts of Niuxintuo and Gaosheng sub members in Niuxintuo area

圖6 牛心坨地區(qū)沙四段壓力特征解釋圖Fig. 6 Pressure characteristics of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo area

圖7 (a)牛心坨油層沉積相平面展布圖，(b)牛心坨亞段砂體厚度等值線圖Fig. 7 (a) Plane distribution of sedimentary facies in Niuxintuo oil layer, (b) sandstone thickness contour map of Niuxintuo sub member

2.3 源儲緊鄰

2.3.1 沉積相

牛心坨沉積期，湖盆剛剛開始形成。這一時期由于氣候干旱，水體較淺等因素的影響，主要為濱淺湖水體，發(fā)育濱淺湖相和沖積扇相沉積[3]。研究區(qū)東部的中央隆起帶物源供給充足，沉積厚度較大，沉積厚度在150～400 m，最大厚度在坨25井，超過了800 m(未穿)。砂巖厚度主要在50～200 m，最大值在坨25井，超過了700 m(未穿)(圖7)。巖性以泥巖、砂巖、砂礫巖、薄層灰?guī)r為主。

高升沉積時期，邊界斷裂繼續(xù)活動，水體不斷上升，湖盆處于穩(wěn)定沉降階段，牛心坨地區(qū)主要發(fā)育半深湖相[3]。牛心坨洼陷地區(qū)地層沉積厚度相對較高。對于砂巖的沉積情況，雖然在南部坨50井砂巖沉積厚度可達600 m，但整體高升亞段砂巖沉積厚度很低，主要分布在10～40 m(圖8)。巖性以厚層泥巖、油頁巖、部分灰?guī)r及薄層砂巖為主。

圖8 (a)高升油層沉積相平面展布圖，(b)高升亞段砂體厚度等值線圖Fig. 8 (a)Plane distribution of sedimentary facies in Gaosheng oil layer, (b)sandstone thickness contour map of Gaosheng sub member

圖9 牛心坨地區(qū)沙四段各亞段TOC分布直方圖Fig. 9 TOC distribution histogram of each sub section of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo area

2.3.2 源儲關系

致密儲集層由于物性差，基質(zhì)滲透率低等特點，聚集機理表現(xiàn)為“近源成藏”[32-36]。牛心坨地區(qū)沙四烴源巖地質(zhì)地化特征，前人開展過研究，主要通過Pr/Ph、規(guī)則甾烷分布等地球化學的油源對比，認為牛心坨沙四段的油主要來自本地區(qū)沙四的烴源巖[37]。同時，對沙四段整體烴源巖的TOC、Ro、厚度等特征進行了初步分析[37]。對于具體哪一套為主力產(chǎn)油層也有學者對其進行了分析。黃毅等人(2005)通過Ts/Tm以及C29/C29TS生物標志化合物的精細油源對比，認為牛心坨亞段為牛心坨地區(qū)沙四段油氣的主要來源[38]。本文采用排烴門限控油氣理論對沙四段牛心坨亞段、高升亞段、牛心坨亞段生排烴強度進行分析，對不同亞段的貢獻進行判別，對于該地區(qū)的研究，特別是非常規(guī)油氣勘探來說，非常重要。

本文通過對研究區(qū)30口井(井位置見圖2)，264個測試地化數(shù)據(jù)，開展三了個亞段的烴源巖特征分析。結(jié)果表明，杜家臺亞段有機質(zhì)豐度整體＜0.50%，平均0.42%；高升亞段TOC介于1.00%～7.00%，平均2.99%；牛心坨亞段TOC整體＞2.00%，平均3.68%(圖9)。烴源巖在整個牛心坨地區(qū)均有分布，厚度分布不均，這可能與沉積環(huán)境有關[39]。高升亞段暗色泥巖厚度最大可達450 m，主要分布在坨2井及坨6井周圍，向四周減??；并且在中下部發(fā)育油頁巖，最大厚度可達150 m。牛心坨亞段暗色泥巖厚度最大可達300 m，主要分布在坨4—坨6—坨607井周圍，向南逐漸減薄(圖10)。綜合判斷認為杜家臺亞段屬于差烴源巖，高升亞段及牛心坨亞段屬于好烴源巖。

依據(jù)龐雄奇提出的排烴門限控油氣理論[40-41]，開展了三個亞段的排烴特征分析。采用一個綜合熱解參數(shù)——生烴潛力指數(shù)[(S1+S2)/TOC]來表征源巖的生烴潛力。當源巖的生烴潛力指數(shù)在演化過程中開始減小時，則表明有烴類開始排出，而開始減小時所處的埋深代表了烴源巖的排烴門限。研究表明，牛心坨地區(qū)的排烴門限大致在1700 m左右(圖11)。

圖10 牛心坨沙四段烴源巖厚度等值線圖Fig. 10 Thickness contour map of source rock of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

隨后，可根據(jù)下式(式1)計算某一深度下烴源巖的排烴率：

式中，HCI0為最大原始生烴潛力指數(shù)，mg/g；HCIp為現(xiàn)今任一演化階段下源巖的生烴潛力指數(shù)，mg/g；Z為埋深，m；Z0為最大原始生烴潛力所對應的埋深，m。

計算出的排烴率結(jié)合烴源巖厚度、有機碳含量以及巖石密度等，根據(jù)下式(式2)計算出排烴強度：

式中，E為排烴強度，104t/km2；Z為埋深，m；Z0為排烴門限，m；Qe(Z)為單位質(zhì)量有機碳的排烴量，mg/g；H為烴源巖厚度，m；ρ(Z)為烴源巖密度，g/cm3；TOC為有機碳百分含量，%。

結(jié)果表明，研究區(qū)杜家臺亞段烴源巖最大排烴強度僅為1.6×104t/km2；高升亞段烴源巖排烴強度最大可達7×104t/km2；牛心坨亞段為主力烴源巖分布亞段，最大排烴強度可達15×104t/km2。目前發(fā)現(xiàn)的油藏主要在牛心坨亞段(圖12a)，與本地區(qū)主力烴源巖處于同一亞段表明油藏均有源儲緊鄰的特征，同時，沿著斜坡方向，油氣有連片分布的趨勢(圖12b)。

圖11 坨南地區(qū)烴源巖生烴潛力指數(shù)隨埋深變化關系Fig. 11 Relationship between hydrocarbon generation potential index of source rock and burial depth in Tuonan area

3 致密油主控因素

3.1 儲層物性控油作用

地層某一埋深條件下儲層的物性條件必須超過某一臨界值油氣才能充注到儲層中，超過該臨界值儲層為油層或含油層，低于該臨界值儲層為水層或干層[42]。統(tǒng)計牛心坨地區(qū)油層、水層、干層隨埋深變化發(fā)現(xiàn)，油層孔隙度下限隨深度增大而減小(圖13)，這與龐雄奇等(2014)統(tǒng)計的中國六大含油氣盆地油層孔隙度下限隨埋深變化規(guī)律一致[43]，沙四段油層下限孔隙度為5%。當孔隙度＜5%，不再發(fā)育油層，當孔隙度＞12%時，也不利于非常規(guī)油藏保存。從孔隙度等值線圖與牛心坨油層儲量分布上可以看出，儲量幾乎分布于孔隙度＜12%區(qū)域(圖13)。這主要是因為孔隙度大于12%主要是分布于構(gòu)造高部位，不利于致密油富集。從孔隙度與含油氣性指數(shù)關系上也可以看出，當5%＜孔隙度＜12%時，含油氣性最好，含油氣指數(shù)大于 0.5(圖 1)。

圖12 牛心坨沙四段致密油源儲緊鄰富集模式Fig. 12 Tight oil source reservoir adjacent enrichment model of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

3.2 烴源巖控油作用

烴源巖是油氣生成的物質(zhì)基礎。牛心坨地區(qū)烴源巖主要為E2s4高升亞段和牛心坨亞段，主力為牛心坨亞段烴源巖，排烴強度可以達到10×104t/km2。從烴源巖排烴強度與目前已發(fā)現(xiàn)油藏疊合圖來看(圖14)，目前發(fā)現(xiàn)的的油氣主要近源巖分布。進一步通過含油飽和度隨距排烴中心距離的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，隨著距離排烴中心距離的增加，含油氣性逐漸變差(圖14)。

4 有利區(qū)預測

4.1 預測方法

綜上所述，牛心坨沙四優(yōu)質(zhì)烴源巖主要為牛心坨亞段，砂巖儲層普遍致密，源儲緊鄰，原油連續(xù)性分布，具備了形成致密油藏的良好條件，油氣運聚動力以非浮力為主。同時，姜振學等(2015)通過地區(qū)的分析認為穩(wěn)定的構(gòu)造環(huán)境是致密油的保存的必要條件[44]。因此，本文應用功能要素組合控藏模式“T-DPS” 對牛心坨地區(qū)致密油有利成藏區(qū)帶進行預測。3大功能要素包括儲層(D)、構(gòu)造穩(wěn)定帶(P)和烴源巖(S)。

圖13 牛心坨沙四段(a)臨界儲層物性統(tǒng)計圖及(b)已發(fā)現(xiàn)油藏與孔隙度等值線疊合圖Fig. 13 (a)Statistical chart of physical properties of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo and (b)superposition of discovered reservoir and porosity isoline in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

圖14 牛心坨沙四段(a)已發(fā)現(xiàn)油藏與排烴強度等值線疊合圖及(b)已發(fā)現(xiàn)儲層含油性與距排烴中心距離關系統(tǒng)計圖Fig. 14 (a) superposition of discovered oil reservoir and hydrocarbon expulsion intensity isoline in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo and (b) statistical chart of the relationship between the discovered reservoir oil-bearing capacity and the distance from the hydrocarbon expulsion center

4.2 有利區(qū)預測

充足油源是牛心坨地區(qū)致密油藏形成的基礎，只有距離排烴中心距離大于10 km時，發(fā)現(xiàn)油藏很少。有利沉積相帶控制了有效儲層和致密油藏的分布，當牛心坨儲層達到有效儲層物性下限(5%)時，油氣才能聚集。利用研究區(qū)儲層致密邊界(孔隙度≤12%)對致密邊界進行了限定，構(gòu)造穩(wěn)定帶為構(gòu)造活動強度較弱地區(qū)，為致密油形成的基本條件。綜合以上分析，將距排烴中心距離小于10 km(圖15a)，物性5%＜孔隙度＜12%(圖15b)，斷裂發(fā)育較小地區(qū)(圖15c)做為研究區(qū)致密油形成的有利條件，通過多要素進行疊合，預測了致密油藏有利區(qū)(圖15d)。I類有利區(qū)(孔隙度為6%～10%)位于坨43—坨16井區(qū)、坨605—坨24井區(qū)以北、 坨45—坨25井區(qū)和研究區(qū)中部。II類有利區(qū)位于坨1井區(qū)、坨602井區(qū)、坨21—坨15井區(qū)南沙四段儲層有利區(qū)。

圖15 牛心坨沙四段致密油有利區(qū)預測Fig. 15 Prediction of the favorable area of tight oil in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

5 結(jié)論

(1)坨南地區(qū)沙四段具備致密連續(xù)型油藏形成條件。儲層具有低孔富集、低壓穩(wěn)定、源儲緊鄰、連片富集的特征。

(2)致密油受儲層、烴源巖聯(lián)合控制。儲層孔隙度不大不小時最好(5%＜孔隙度＜12%)，牛心坨亞段源巖潛力最大，發(fā)現(xiàn)油氣距排烴中心距離小于10 km。

(3) 致密油I類有利區(qū)位于坨43—坨16井區(qū)、坨605—坨24井區(qū)以北、坨45—坨25井區(qū)和研究區(qū)中部。