“T/C-P 不整合雙地層結(jié)構(gòu)”的壓實—離心流滲濾作用與油氣富集
——以準噶爾盆地瑪東斜坡區(qū)三疊系百口泉組為例

孟祥超，齊洪巖，陳揚，竇洋，郭華軍，彭博

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院杭州地質(zhì)研究院，浙江杭州 310023；2.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

不整合面是具有沉積間斷的新、老地層接觸的界面，一般老地層發(fā)生侵蝕作用，具風化淋濾特征。以往學者們主要關注不整合面所指示的沉積間斷特征，大氣淡水對不整合面下伏地層的風化淋濾效應［1-4］，不整合面上覆底礫巖單元的滲流性能對油氣輸導/封堵效果的影響［5-9］。而大氣淡水能否進入不整合面上覆地層，其滲濾作用對上覆地層油氣分布的影響罕見報道。

目前有關壓實—離心流的論述主要關注點是在壓實作用下，沉積水和泥巖成巖演化水自盆地中心向邊緣或自深部向淺部作離心狀流動［10-16］，而與不整合面有關的大氣淡水壓實—離心流作用在目前文獻中尚未見報道。

準噶爾盆地瑪東斜坡區(qū)東翼近物源部位發(fā)育三疊系/石炭系（T/C）不整合面，西側(cè)斜坡區(qū)—近湖盆中心部位發(fā)育三疊系/二疊系（T/P）不整合面，T/P、T/C 兩個不整合面在瑪東斜坡區(qū)東翼地層尖滅點處搭接、連通，構(gòu)成“T/C-P 不整合雙地層結(jié)構(gòu)”。瑪東斜坡區(qū)三疊系百口泉組（T1b）油藏位于“T/C-P 不整合雙地層結(jié)構(gòu)”體系中，東翼以T/C 不整合面為界，底部緊鄰T/P 不整合面，該油藏在不同構(gòu)造部位的地層水化學特征、原油性質(zhì)、油藏初期含水特征等均存在明顯差異。

以近湖盆中心的達15 油藏與近物源區(qū)的鹽北4油藏為例，二者共性是：垂向上地層水化學特征變化較大，自T1b 底部不整合面向上，脫硫系數(shù)先增后降，碳酸氫根離子濃度先增后降，礦化度先降后增，油氣主要富集于T1b 頂部。二者不同之處是：①原油物性（密度、黏度、族組分）與儲層物性（孔隙度、滲透率）的匹配關系不一致，在達15 油藏呈正相關，而在鹽北4油藏呈負相關；②試油初期含水特征不一致，達15 油藏以油水同層為主，而鹽北4 油藏以純油層為主。目前對上述現(xiàn)象和成因尚未給出合理的解釋，這嚴重制約著該區(qū)的勘探?jīng)Q策及建產(chǎn)的進度。

瑪東斜坡區(qū)T1b 油藏屬“下生上儲”型油藏，油氣自深部二疊系風城組（P1f）烴源灶沿著斷裂—不整合面—砂體構(gòu)成的疏導體系，以源、儲之間的流體勢能差為動力，以沉積水、成巖演化水為運移載體，通過壓實—離心流方式自下而上運移至T/C 不整合面上覆的T1b圈閉中匯聚成藏。油氣充注期及充注期后的油水分異調(diào)整（二次運移）期均受到“T/C-P 不整合雙地層結(jié)構(gòu)”及伴生的大氣淡水的影響。為此，本文結(jié)合不整合結(jié)構(gòu)、儲層物性、油—水等流體地球化學參數(shù)及試油、試采數(shù)據(jù)等綜合分析，探討瑪東斜坡區(qū)“T/CP不整合雙地層結(jié)構(gòu)”的壓實—離心流滲濾作用特征、成因及其對不整合面上覆T1b物性、地層封閉性、油氣保存條件的影響，定量預測壓實—離心流的縱向及橫向波及范圍；構(gòu)建T1b 壓實—離心流滲濾作用及油氣差異富集模式，進而結(jié)合鉆井—測井—地震等資料預測油氣富集區(qū)，以期為與不整合面相關的油氣勘探提供指導。

1 壓實—離心流特征及成因

沉積盆地地下水動力主要包括重力作用下的向心流（簡稱重力—向心流）和壓實作用下的離心流（簡稱壓實—離心流）。對于“下生上儲”型油藏而言，壓實—離心流是油氣自下部烴源灶經(jīng)由初次運移、二次運移進入上部圈閉而匯聚成藏的主要動力來源，并且影響著油和水在圈閉內(nèi)的分異、調(diào)整程度［12-14］。

壓實—離心流是指沉積水和成巖水在壓實作用下被擠出而產(chǎn)生的離心狀流動［15-16］，流動方向為自盆地中心向邊緣或自地層深部向淺部。該定義沒有考慮沉積間斷或不整合面對流體介質(zhì)類型的影響?，敄|斜坡區(qū)T1b 處于“T/C-P 不整合雙地層結(jié)構(gòu)”體系中，高部位與多期次的大氣淡水水壓頭連通，不整合面內(nèi)部流體介質(zhì)類型以大氣淡水為主，混雜少量沉積水和成巖水。本文重點探討與不整合面有關的壓實—離心流滲濾作用，為方便論述，下文中流體介質(zhì)統(tǒng)一簡稱為“大氣淡水”。

瑪東斜坡區(qū)二疊系—下三疊統(tǒng)T1b 自西向東逐層超覆、尖滅于石炭系基底古斜坡之上（圖1）。T1b存在兩種大氣淡水滲濾方式：①斜坡區(qū)及近湖盆中心地帶，主要發(fā)育T/P 不整合面，以平行不整合面為主，大氣淡水沿T/P 不整合面以壓實—離心流方式對上覆T1b進行垂向滲濾；②東翼地層尖滅帶附近，主要發(fā)育T/C 不整合面，以角度不整合面為主，大氣淡水沿著T/C 不整合面以重力—向心流方式對近地層尖滅點附近的T1b進行橫向滲濾（圖1）。

圖1 瑪東斜坡區(qū)不整合面結(jié)構(gòu)及壓實—離心流、重力—向心流分布特征

T/P、T/C 不整合面在瑪東斜坡區(qū)東翼地層尖滅點處搭接、連通，確保了沿T/P 不整合面的大氣淡水滲濾作用呈現(xiàn)幕式特征（多期構(gòu)造運動導致），而不僅僅局限于二疊紀末沉積間斷期。在T/P 不整合面上、下分別形成壓實—離心流滲濾帶和重力—向心流滲濾帶（圖2）。

圖2 瑪東斜坡區(qū)T/P 不整合面滲濾帶特征

（1）重力—向心流滲濾帶（P2w4～P2w3上部）。屬于正常的風化滲濾成因，自上而下分為風化古土壤帶、大氣淡水滲濾帶、原狀地層帶。流動方向為自上而下，因高處水壓頭和重力的作用，重力—向心流體的水動力較強，能淘洗儲層粒間泥質(zhì)填隙物，改善儲層物性（圖2，孔隙度平均值為14.2%，最高達17.5%；滲透率平均值為8.5 mD，最高達20.8 mD）。地層水以較高脫硫系數(shù)、鈉氯系數(shù)、碳酸氫根濃度、較低礦化度為典型特征，指示該帶為半氧化開放環(huán)境。垂向滲濾深度較大，約為250 m。

（2）壓實—離心流滲濾帶（T1b 中下部）。相較于重力—向心流滲濾帶，壓實—離心流滲濾帶的流體勢方向與重力勢方向相反，其成因與T1b 底部富泥砂礫巖及其伴生的潤濕水相自下而上的毛細管自吸作用［17-19］密切相關。多期幕式大氣淡水沿地層尖滅處的T/C 不整合面滲入至T/P不整合面，T/P不整合面下伏P2w 風化殼頂部的致密古土壤層（早期沉積間斷期間，重力—向心流大氣淡水滲濾作用形成，泥鈣質(zhì)膠結(jié)，致密）抑制了后期大氣淡水的向下滲濾。受毛細管自吸作用的影響，大氣淡水（不排除部分離心流攜帶的成巖壓實水）主要沿著T/P 不整合面之上富泥砂礫巖內(nèi)部的微細孔喉向上滲濾，形成自下而上、逆重力勢方向流動的壓實—離心流。因此，壓實—離心流滲濾帶水動力相對較弱，對儲層物性的改善作用不明顯 （圖2，孔隙度平均值為8.6%，最高約為13.8%；滲透率平均值為0.9 mD，最高約為2.6 mD）。壓實—離心流滲濾作用主要影響T1b 中下部，垂向滲濾深度相對較?。s為45 m）。地層水化學特征表現(xiàn)為：自T1b底部不整合面向上，脫硫系數(shù)先增后降，碳酸氫根離子濃度先增后降，礦化度先降后增，這表明壓實—離心流滲濾作用自下而上對T1b 的影響逐漸漸弱，地層封堵性/油氣保存條件逐漸變好。

壓實—離心流的逆重力勢方向流動特征直接影響著油相和水相在T1b 中的分布，導致T1b 油氣充注程度整體較低。瑪東斜坡區(qū)T1b 巖石親水，毛管力是潤濕水相運移的動力，水相可自發(fā)滲入微細喉道，且喉道越細，水相自發(fā)滲入的深度越大。T1b 自下而上泥質(zhì)含量逐漸降低，中、下部主要為富泥砂礫巖與不整合面接觸，相較于上部的貧泥砂礫巖，富泥砂礫巖較高的泥質(zhì)含量將孔喉分隔為若干更細小的納米級喉道，毛管半徑減小，毛管力增大，潤濕水相的毛細管自吸效應增強。受毛管力自吸作用控制，潤濕水相進一步進入富泥砂礫巖之上的含油儲層中，將中、小孔喉內(nèi)的油分隔為若干被地層水包裹的孤立油滴，降低了油水分異程度，導致油水過渡帶的范圍進一步增大，形成研究區(qū)整體油水同出格局。如達15 井區(qū)T1b油藏，儲層含油飽和度為32%～54%，平均值為46%，沒有無水采油期，試油初期1～3 個月內(nèi)平均含水為10%～15%，一年期平均含水為25%～32%。

2 油氣差異性富集模式

2.1 地層水化學特征

由圖3可見，瑪東斜坡區(qū)T1b以CaCl2型地層水為主，主要離子對礦化度貢獻的順序依次為Cl-＞ K++Na+＞ Ca2+＞ HCO3-。隨埋深增大，鹽北4 井區(qū)、達15 井區(qū)、瑪中井區(qū)、達18 井區(qū)地層水礦化度平均值分別為7062、5861、10432、10887 mg/l。除達15 井區(qū)外，其他區(qū)塊地層水演化特征符合蒸發(fā)、濃縮趨勢。

圖3 瑪東斜坡區(qū)T1b 不同井區(qū)地層水化學特征對比

通過“脫硫系數(shù)—HCO3-濃度—礦化度”水化學參數(shù)組合分析，可見不同區(qū)塊T1b地層封堵性/油氣保存條件不同，大體可以歸納為以下四個水化學區(qū)帶（圖3）。

（1）強還原帶。以瑪中井區(qū)為代表，該區(qū)緊鄰湖盆中心，地層水以高礦化度CaCl2水型為主，蒸發(fā)、濃縮及陽離子交換作用較強，以“極低脫硫系數(shù)—較高HCO3-濃度—高礦化度”地層水化學參數(shù)組合為典型特征，指示該區(qū)脫硫酸細菌對硫酸鹽的還原作用較強［19-20］，地層封堵性及油氣保存條件極好。

（2）較強還原帶。以鹽北4 井區(qū)、達18 井區(qū)為代表，靠近湖盆中心一側(cè)地層水以中/高礦化度CaCl2水型為主。與強還原帶類似，同樣具有“極低脫硫系數(shù)—中/高HCO3-濃度—中/高礦化度”地層水化學參數(shù)組合特征及較強的脫硫酸細菌對硫酸鹽的還原作用，指示地層封堵性及油氣保存條件較好。

（3）弱氧化帶。以達15 井區(qū)T1b 底部、構(gòu)造低部位和達18 井區(qū)構(gòu)造高部位為代表，以較低礦化度Na2HCO3型、Na2SO4型地層水為主，以“高脫硫系數(shù)—較高HCO3-濃度—低礦化度”地層水化學參數(shù)組合為典型特征，與強還原帶大致呈鏡像對稱關系，指示地層封堵性及油氣保存條件相對較差，外來氧化水介入程度較強。

達15 井區(qū)與地層尖滅帶距離較近，弱氧化帶分布于中、下部，主要由大氣淡水沿地層尖滅帶T/C不整合面、T/P 不整合面滲入，繼而在T1b 底部富泥砂礫巖帶中以壓實—離心流的方式向上滲濾而形成。

達18 井區(qū)與地層尖滅帶距離較遠，沿瑪東斜坡區(qū)東翼T/C 不整合面、T/P不整合面滲入的大氣淡水量越來越少，壓實—離心流對T1b 中下部富泥砂礫巖的滲濾作用相對有限。弱氧化帶主要分布于構(gòu)造高部位，它的形成可能與深大斷裂導致的地層抬升及外來氧化流體的滲入有關。

（4）弱還原帶。以鹽北4 井區(qū)、達15 井區(qū)為代表，近物源一側(cè)地層水以中等礦化度CaCl2水型為主，SO42-濃度、HCO3-濃度及脫硫系數(shù)相對較高，指示地層封堵性及油氣保存條件相對較好，但局部存在外來氧化水介入。達15 井區(qū)的局部氧化環(huán)境可能與中下部壓實—離心流滲濾作用的向上傳遞有關。鹽北4井區(qū)靠近T1b 尖滅帶，局部氧化環(huán)境多與地層尖滅帶處大氣淡水的橫向滲入有關。該帶的地層封堵性及油氣保存條件相對較好。

2.2 原油性質(zhì)/組分的平面變化特征

在T1b 成藏期，受近東西向、北東—南西向深大斷裂控制，瑪東斜坡區(qū)自南向北逆時針方向依次發(fā)育達18—鹽北2、達15—鹽北4、達15—瑪37、瑪中5—瑪19 四個油氣運移優(yōu)勢路徑（圖4a），原油密度（圖4b）、原油黏度（圖4c）平面特征與油氣運移優(yōu)勢路徑基本吻合。除了深大斷裂因溝通T/P、P/C 等多期不整合面導致局部原油密度、黏度異常增大（圖5，鹽北1 井為例，密度達0.88 g/cm3，黏度達40.22 mPa·s）外，沿四大油氣運移優(yōu)勢路徑上傾方向，原油密度、黏度逐漸增大（圖4、圖5，密度、黏度分別由路徑低部位的0.81 g/cm3、2.54 mPa·s增大至高部位的0.89 g/cm3、23.43 mPa·s），這主要是由于在不同地層封閉條件下，油氣向上運移過程中油氣組分發(fā)生差異性分異作用所致。

圖4 瑪東斜坡區(qū)T1b 成藏期古構(gòu)造（a）、原油密度（b）、黏度（c）分布

圖5 油氣運移優(yōu)勢路徑上原油性質(zhì)變化趨勢及深大斷裂對原油性質(zhì)的影響

沿著油氣運移優(yōu)勢路徑向上，原油性質(zhì)的變化及油氣重新聚集后形成的次生油藏的原油性質(zhì)均受控于地層封堵性或氧化、還原條件，可分為兩種類型：①以封閉性較好的強還原環(huán)境為主，油氣輸導系統(tǒng)主要為相互連通的砂礫巖體。油氣在油水浮力差作用下，不斷增加油柱高度，克服毛管阻力，通過連通的砂礫巖孔喉通道向上運移。大分子或半徑較大的烴類多被砂礫巖體的孔喉毛管束縛力吸附［20］，難以長距離向上運移。因此，沿著向上方向，短鏈或輕烴組分相對富集。相較于地層下傾部位的經(jīng)歷調(diào)整、逸散的古油藏，在地層上傾部位圈閉中再聚集所形成的次生油藏的油質(zhì)變輕、變好，氣油比增高（以鹽北4 井區(qū)遠物源側(cè)發(fā)育的II類油藏為代表，圖6、表1）。②以封閉性較差的半氧化環(huán)境為主，油氣輸導系統(tǒng)多為不整合面—斷裂—砂礫巖體組合。油氣在向上運移及在高部位圈閉中再聚集成藏過程中，多遭受不同程度的氧化水洗改造，其中的輕烴組分作為細菌的養(yǎng)料多遭受生物降解破壞［20］，導致再聚集形成的次生油藏多以密度、黏度均較高的偏稠油油藏為主（以鹽北4井區(qū)近物源側(cè)發(fā)育的I類油藏為代表，圖6、表1）。

表1 瑪東斜坡區(qū)達15 與鹽北4 油藏石油地質(zhì)特征對比

圖6 達15 井區(qū)與鹽北4 井區(qū)T1b 儲層物性、原油性質(zhì)、原油族組分對比

同一優(yōu)勢運聚路徑上的達15 油藏與鹽北4 油藏原油賦存部位及原油性質(zhì)的差異可以較好地反映原油性質(zhì)/組分的平面變化特征。二者差異在于孔隙度、滲透率較高的貧泥砂礫巖儲層中賦存油氣的性質(zhì)不同，前者以輕質(zhì)原油為主，后者則以較重質(zhì)原油為主（圖6、表2），這與兩油藏的構(gòu)造位置及地層結(jié)構(gòu)有關。

表2 瑪東斜坡區(qū)達15 與鹽北4 油藏天然氣組分對比

與鹽北4 井區(qū)相比，達15 井區(qū)距離T1b 超覆尖滅點（T1b/C 不整合面）較遠，大氣淡水沿尖滅帶的橫向滲濾作用較弱，以T/P 不整合面的壓實—離心流垂向滲濾作用為主，導致T1b 中下部泥質(zhì)含量漸高的富泥—含泥砂礫巖帶地層水化學指標異常，地層封閉程度/油氣保存條件變差（弱氧化/較差，圖3），并對其上的貧泥砂礫巖地層的地層水化學指標及地層封閉程度/油氣保存條件（弱還原/較好，圖3）產(chǎn)生一定程度的影響。油氣（尤其是輕質(zhì)油氣）主要賦存于T1b砂層組中上部物性較優(yōu)的貧泥砂礫巖儲層中，以原生油藏為主（表1）。

鹽北4 井區(qū)位于達15 井區(qū)T1b 上傾方向，在遠物源一側(cè)的分支河道中，泥質(zhì)含量較高的含泥砂礫巖儲層（泥質(zhì)含量為5%～9%）以發(fā)育原生油藏為主，因毛管阻力較大，油氣充注程度較低。在近物源一側(cè)的疊置主河道中，泥質(zhì)含量較低的貧泥砂礫巖儲層（泥質(zhì)含量＜3%）以發(fā)育原生油藏和次生油藏為主。次生油藏主要由達15 井區(qū)的油氣沿油氣運移優(yōu)勢路徑向T1b 上傾方向調(diào)整，在鹽北4 井區(qū)滲流性能較優(yōu)的貧泥砂礫巖儲層（泥質(zhì)含量＜3%）中重新聚集而成（圖4）。鹽北4 井區(qū)T1b 上傾部位近物源區(qū)的扇三角洲平原相富泥致密砂礫巖帶（泥質(zhì)含量＞10%，孔隙度＜5%，滲透率＜0.1 mD）對油氣成藏的作用具有雙重性。一方面，富泥致密砂礫巖帶的強毛管阻力形成良好的上傾滲流障壁封堵，原生油氣或次生調(diào)整而來的油氣得以在其下傾部位聚集成藏；另一方面，大氣淡水沿地層尖滅帶的橫向滲濾作用（親水巖石的毛管力對油氣運移是阻力，對水運移是動力）會對主河道貧泥砂礫巖中的油氣造成一定程度的氧化降解，導致較重質(zhì)原油占比相對較高（圖6、表1、表2）。

T1b 中下部T/P 不整合面附近壓實—離心流垂向滲濾作用的深度受控于滲流性能較差的富泥砂礫巖的厚度，在瑪東斜坡區(qū)該深度可達45 m（圖2）。其平面影響范圍受控于大氣淡水供給量，距離T1b 尖滅線 （大氣淡水水壓頭）越遠，壓實—離心流垂向滲濾作用越弱。依據(jù)原油黏度等值線的平面變化趨勢，并參考砂礫巖展布范圍，以原油黏度7 mPa·s線為界，大致確定瑪東斜坡區(qū)T/P 不整合面附近壓實—離心流大氣淡水滲濾帶平面延伸距離可達28 km（圖4c）。

2.3 油氣差異富集模式

油氣由近湖盆中心的高勢區(qū)，沿著油氣運移優(yōu)勢路徑，沿著T1b中上部的扇三角洲前緣相帶貧泥（局部含泥）砂礫巖高滲通道［21-23］（圖7，以低GR、高RT、低DEN 為典型特征）—深大斷裂組成的輸導體系，大致呈階梯狀、逐級向構(gòu)造高部位運聚，在扇三角洲平原致密巖相帶封擋下，形成大面積巖性油藏富集區(qū)。原油密度、黏度和油藏壓力系數(shù)等揭示，沿著油氣運移優(yōu)勢路徑上形成的各個油藏具有不同的壓力系統(tǒng)、原油性質(zhì)及油水界面，屬于不同油藏，油氣富集程度差異較大（圖7）。

圖7 瑪東斜坡區(qū)油氣差異富集模式

（1）油氣運移優(yōu)勢路徑的低部位，靠近生烴中心，具有優(yōu)先捕集油氣的有利成藏條件。但該區(qū)以距離物源區(qū)較遠的扇三角洲前緣含泥砂礫巖為主，油氣充注阻力較大，油藏的原始含油飽和度相對較低，且位于離心流攜烴側(cè)向運移的源頭位置，油氣的調(diào)整、逸散進一步降低了油藏的含油飽和度。以達18井為例，試油、試采特征為初期油水同出、后期含水率逐漸上升（目前含水率為82%），產(chǎn)油率明顯下降（目前日產(chǎn)油1.26 t/d）。

（2）油氣運移優(yōu)勢路徑的中間部位，成藏條件中等—較差，油氣聚集程度取決于圈閉幅度及儲集性能。以達14井區(qū)為例，圈閉幅度及儲層儲集性能均中等偏差，整體油氣產(chǎn)能較低。

（3）油氣運移優(yōu)勢路徑的高部位，如鹽北2 井區(qū)，扇三角洲前緣貧泥砂礫巖體儲集性能較好，且位于源于生烴凹陷中心的離心流攜烴側(cè)向運移作用及源于生烴凹陷邊緣大氣淡水水壓頭的向心流側(cè)向滲濾作用的交匯區(qū)或“峰面”位置。隨著大氣淡水混入，離心流體溫度降低，攜帶的烴類在離心流體中的溶解度下降，在適宜圈閉中聚集成藏，油氣富集條件最為有利。鹽北2 井長期試采結(jié)果進一步佐證了上述油氣富集趨勢，該井在T1b2上部4108～4124 m 井段（砂礫巖儲層厚度為13.91 m）共獲巖心油浸級為3.86m、油斑級為2.61 m、熒光級為0.49 m，含油巖心厚度/砂礫巖厚度占比約為50%。該井2013 年9月至11 月在T1b2的4106～4120 m 段試油，總用壓裂液653.5 m3，加砂80 m3，日產(chǎn)油為4.48 t，日產(chǎn)水為9.64 m3，試油期間累產(chǎn)油為132.2 t，累產(chǎn)水為183.2 m3，含油約為40%。2017 年起，因供液不足，轉(zhuǎn)入間歇性開井試采，截至2020 年底，累產(chǎn)油為4183.80 t，含油達80%，含油率明顯上升。綜合分析認為，構(gòu)造上傾部位發(fā)育的次生油藏（不排除原生油氣藏的貢獻，可統(tǒng)稱為原生—次生混合油藏）以原油密度、黏度適中，試油初期含水較高，長期試采含油率上升明顯，總產(chǎn)油量較高為典型特征，具備油氣規(guī)模開發(fā)效益。

3 油氣富集區(qū)預測

依據(jù)鹽北4、達15、鹽北2、達18 井等16 口井巖心、鑄體薄片、測井及錄井數(shù)據(jù)，對瑪東斜坡區(qū)T1b 不同巖相、不同含油級別的砂礫巖、砂巖、泥巖等分類分析，建立RT—IMP（縱波波阻抗）聯(lián)合約束巖性—含油性交匯圖板（圖8）。由圖可見，未見油氣顯示的砂巖、富泥砂礫巖、中粗礫巖與（粉砂質(zhì)）泥巖的IMP 分異特征明顯，隨著粒度增大，IMP 逐漸增大。粒度與RT 的正相關關系亦較明顯。隨著儲層中油氣充注程度的增加，烴類（不含導電離子，高RT）對儲層中地層水（富含導電離子，低RT）驅(qū)替效應逐漸增強，自含油水層、油水同層至油層，RT 明顯增加。物性與含油性正相關性較強，油氣充注程度較高的油層主要位于物性較優(yōu)（地層密度、速度、縱波波阻抗等地球物理參數(shù)低）的貧泥砂礫巖儲層中。油層的典型測井響應特征為高RT、低IMP，據(jù)此確定油層測井定量識別標準為lgRT＞1.4 Ω·m（RT＞25 Ω·m）、IMP＜9000 g·cm-3·m·s-1。

圖8 瑪東斜坡區(qū)T1b RT-IMP 聯(lián)合約束油層定量預測圖板

根據(jù)T1b 的 RT- IMP 聯(lián)合約束油層定量預測圖板，預測夏子街扇東翼（面積為98 km2）、瑪東鹽北扇（面積為104 km2）兩個油氣富集區(qū)（圖9）。兩者均位于油氣運移優(yōu)勢路徑的高部位，油氣匯聚條件均比較有利。不同之處在于：夏子街扇東翼油氣富集區(qū)所處的油氣運移優(yōu)勢路徑指向偏西北方向，遠離大氣淡水水壓頭（位于工區(qū)西北方向的烏夏斷裂帶，距離該油氣富集區(qū)約為30～35 km），位于圖4c所示的壓實—離心流大氣淡水滲濾帶平面波及距離（28 km）之外，且上傾部位扇三角洲平原致密巖相帶發(fā)育，對油氣的封堵條件較好，油氣充注條件及保存條件較好。厚油層分布相對集中，現(xiàn)存油層厚度較大，約為6～12 m?，敄|鹽北扇油氣富集區(qū)所處的油氣運移優(yōu)勢路徑指向偏東北方向，靠近T/C 不整合面大氣淡水水壓頭（圖7，距離該油氣富集區(qū)約為3～5 km），位于壓實—離心流大氣淡水滲濾帶平面波及距離（28 km）之內(nèi)，且上傾部位扇三角洲平原致密巖相帶發(fā)育程度較差，相較于夏子街扇東翼油氣富集區(qū)，該區(qū)厚油層分布相對零散。自近湖盆中心部位向近物源區(qū)方向，油氣富集區(qū)內(nèi)部厚油層因油氣上傾調(diào)整而形成階梯狀分布特征（圖9）。

圖9 瑪東斜坡區(qū)T1b 油層預測厚度

4 結(jié)論

（1）瑪東斜坡區(qū)T1b 發(fā)育“T/C-P 不整合雙地層結(jié)構(gòu)”體系，存在兩種大氣淡水滲濾方式，即在斜坡區(qū)及近湖盆中心地帶，大氣淡水沿T/P 不整合面，以壓實—離心流方式對上覆T1b 進行垂向滲濾；在東翼地層尖滅帶附近，大氣淡水沿著T/C 不整合面，以重力—向心流方式對近地層尖滅點附近的T1b 進行橫向滲濾。

（2）壓實—離心流的形成與T1b 底部富泥砂礫巖巖相及伴生的潤濕水相的毛細管自吸作用密切相關。大氣淡水和成巖壓實水主要沿著T/P 不整合面之上T1b 富泥砂礫巖內(nèi)部的微細孔喉向上滲濾，形成自下而上流動的壓實—離心流。與重力—向心流不同，壓實—離心流流動方向與重力勢方向相反，對儲層物性的改善作用不明顯。壓實—離心流垂向滲濾深度約為45 m，平面延伸距離可達28 km。

（3）壓實—離心流垂向滲濾作用及泥質(zhì)含量均自下而上逐漸減小，共同導致瑪東斜坡區(qū)T1b 油氣主要富集于砂層組中上部物性較優(yōu)的貧泥砂礫巖儲層中。

（4）油層測井定量識別標準為lgRT＞1.4 Ω·m（RT＞25 Ω·m）、IMP＜9000 g·cm-3·m·s-1，據(jù)此預測夏子街扇東翼、瑪東鹽北扇兩個油氣富集區(qū)。