东营北带中浅层油气运移通道网络及油气分布规律——以坨154块为例

刘鑫金，宋国奇，邱贻博，李继岩，乔俊

（1.中国石油大学（华东）地球资源与信息学院，山东 东营 257061；2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257100）

东营北带中浅层油气运移通道网络及油气分布规律
——以坨154块为例

刘鑫金1，2，宋国奇2，邱贻博2，李继岩1，2，乔俊2

（1.中国石油大学（华东）地球资源与信息学院，山东 东营 257061；2.中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257100）

油气运移的通道网络决定油气的分布规律及油气藏类型，因此，研究油气优势运移通道网络具有重要的现实意义。通过沉积、构造分析，认为研究区主要发育断层、砂砾岩扇体和不整合3种运移通道，构成了2种类型的网络，即断层-砂体运移网络和砂砾岩扇体-不整合-断层运移网络。利用油藏地球化学方法，选用原油物性和生物标志化合物2个参数，来追踪油气运移的优势通道网络，认为砂砾岩扇体-不整合-断层是坨154块的优势运移通道网络。这2种运移通道网络决定了区内主要发育构造-岩性和地层-岩性2类油气藏，油气具有“纵向运移距离远、横向展布范围呈环带状分布”的特点。

东营北带中浅层；运移通道网络；生物标志化合物；油气分布规律

油气运移贯穿于整个油气地质历史，是连接生、排、运、聚、散各个环节的纽带。根据陆相湖盆生油理论的源控说，油气从生烃洼陷向周围的构造、地层等圈闭运移；但油气运移不是向四面八方等强度运移，而是向一个或若干个主导方向，位于油气运移方向，有时甚至是主导运移方向上的圈闭才是有效的［1］。东营凹陷北部陡坡带发育砂砾岩体沉积，沉积规律受边界断层影响，不同边界断层控制不同的沉积类型，油气成藏规律复杂［2-6］。坨154块油气成藏条件优越，勘探实践表明，该区块西部尚未钻遇油层，东部油藏相对于西部富集，油源条件丰富，储层条件优越，储盖组合配置良好，因此制约油气成藏的关键条件是油气运移的优势通道。文中旨在通过研究坨154块内断面形态与砂体的匹配关系，断层、砂砾岩体、不整合等输导要素之间的配置关系，明确油气的优势运移网络，并从油藏地球化学的角度，对运移网络的有效性进行验证，最终确定油气藏分布特征，促进本区的油气勘探开发进程。

1 区域地质背景

坨154块位于东营凹陷北部陡坡带胜北断层上升盘二台阶北部盆缘部位，该二台阶受胜北断层和陈家庄凸起夹持，呈条带状展布，坨154断块周围被胜北断层及陈南断层的3条伴生次级断层所切割，它们分别为图1所示北部的Ⅰ号断层、西部的Ⅱ号断层和东部的Ⅲ号断层。

古近系，陈家庄凸起为该区提供大量物源，靠近陈家庄凸起部位发育大量的砂砾岩体，凸起边缘与上覆地层呈大型角度不整合接触；新近系，陈家庄凸起被埋藏，研究区大量发育河流相砂体，古近系与新近系呈平行不整合接触。

图1 断面形态、砂体厚度及油藏分布范围关系

2 油气运移通道网络

油气二次运移主要通过较高孔渗的输导层、断层、不整合及裂缝系统组合形成的网络［7-8］，在各种动力的作用下向低势区运移，遇到合适的圈闭形成油气藏［9］；因此，运移通道网络是源与藏之间的“桥梁与纽带”，是油气藏形成和分布的关键控制因素。通过研究该区构造、沉积特征，认为研究区内主要发育断层、砂砾岩扇体和不整合3种运移通道，3种运移通道在空间上相互配置，构成了2种类型的网络，即断层-砂体运移网络和砂砾岩扇体-不整合-断层运移网络。前者主要分布于胜北断层附近的油气区，坨154块的断裂体系发育，古近系砂砾岩体及新近系的河流相砂体发育，被三、四级断层所切割，与次生断层有效配置（见图1），这些次生断层断面形态沿走向具有一定的变化规律，油气沿着砂体与断层形成的构造脊进行垂向运移和走向运移。后者主要为Ⅰ号断层附近及盆缘油气藏输导油气，由于坨154块所处的构造二台阶现今埋藏深度较浅，处于异常压力封存箱之外，油气沿油源断层在纵向上运移至新近系浅部储层时，由于动力衰减，油气在砂体中横向运移的动力不足，且受限于河流相砂体的连通性，坨154块的油气较难通过新近系砂体进行远距离输导，因此，油气主要通过不整合面之上的砂砾岩体、不整合面和伴生断层的有效配置进行输导，这种运移通道网络在剖面上成“J”型，亦可称为“J”型运移通道网络。

3 油气优势运移通道网络

不同类型的运移通道网络为油气的运移提供了条件，但其能否成为油气的优势运移通道还取决于源、藏的配置关系［10-12］。按照油藏地球化学的成藏理论，石油运移与充注是一个持续相当长时间的地质过程，先期注入石油的成熟度相对低，后期注入石油的成熟度相对高。油藏的充注过程中，后期成熟度高的石油驱动先期成熟度低的石油，持续向前运移、充注，直到充注过程全部完成，从而导致油藏内的石油存在一定的成熟度差异，以及化学组成、物理性质的非均质性。因此，可以依据先、后期注入石油成熟度的细微差异，表征石油的运移、充注过程，即从原油成熟度相对较高的部位，向成熟度相对较低部位的指向或路线，可以示踪石油运移、充注的方向与途径［9］。本次研究采用原油物性及性质稳定的成熟度参数生物标志化合物甾烷比值：C2921S/（21S+21R）和β-C29/∑C29，这2个参数来反映坨154块油气优势运移方向，从而优选该区油气优势运移通道网络。

3.1 原油物性变化

平面上，胜北断层附近的坨145、坨斜179井及坨105井原油密度介于0.823～0.893 g/cm3，动力黏度介于5～50 mPa·s（80℃），而向北部逐渐变大，坨154、陈气2、陈15井的原油密度增加到0.990 g/cm3左右，动力黏度更是增加到几千到几万毫帕秒。由此可见，在局部范围内，平面上的油气运移方向是由南向北。

剖面上，坨105井前第三系储层中的原油物性最差，其次为坨145井沙四上纯上亚段储层中的原油，因此，油气优先充注不整合面附近的地层油藏，即底部砂砾岩体与不整合配置的输导效率要优于浅层的砂体横向输导。

通过Ⅰ号断层运移至盆缘馆陶组储层的原油密度和黏度都大幅度增加（见图2），说明坨154块砂砾岩体-断层-不整合的“J”型配置是有效的运移网络。

图2 原油物性变化与油气运移方向

3.2 原油生物标志化合物甾烷比值

在坨154区块内，仅陈15井有成熟度参数生物标志化合物甾烷比数据，为了反映宏观地质背景上的油气运移方向和主要的油气优势运移通道，利用盐家地区和胜北断层下降盘生物标志化合物甾烷比参数，进行区域上油气运移方向的追踪。平面上，坨154块西部的盐16、盐22井和胜北断层下盘的坨762、坨73井的成熟度参数较高，均在0.4～0.6；而位于坨154块构造二台阶的坨145井和盆缘部位的陈15井成熟度参数均低于0.4。根据天然气组分测定，陈气8、陈气9明化镇组的有机成因气甲烷体积分数占95%以上，可初步判定为低成熟阶段的生物气。

由此可见，由东南南向西北北原油的成熟度依次降低，即油气由东南南向西北北方向运移，位于该油气运移方向上的有效输导体系为坨154块的优势运移通道。剖面上，坨145沙四上纯上亚段储层中原油的成熟度指标均大于0.35，而陈15井馆陶组储层中原油的成熟度指标均小于0.35（见图3）。

图3 原油成熟度变化与油气运移方向

结合原油物性参数，可见坨154块南部砂砾岩体储层的油气，是由油源断层或沟通油源断层的伴生断层运移而来的；而Ⅰ号断层附近的油气，主要是经底部砂砾岩体、不整合面、次生断层运移而来。

4 油气分布规律

油气运移通道网络决定了油气空间分布规律、油气藏类型。在油气运移通道网络分析的基础上，通过优势运移通道网络优选，认为坨154块发育2种类型的油气藏，即断层-砂体输导形成的构造-岩性油气藏和砂砾岩体-不整合-断层输导形成的地层-岩性油气藏。2种运移通道网络控制了坨154块，使其油气具有“纵向运移距离远、横向展布范围广”的特点。坨154块处断层和盆缘的不整合为油气的纵向运移提供了良好的通道，河流相砂体、砂砾岩体及不整合为油气的横向运移提供优势路径。因此，坨154块油气纵向分布层系较多，在前第三系、古近系、新近系地层中均有分布，横向上含油范围大，Ⅰ号断层附近多发育稠油层，而北部的盆缘部位发育气环。

5 结论

1）研究区内发育断层、砂砾岩扇体和不整合3种运移通道，构成了2种类型的网络，即断层-砂体运移网络和砂砾岩扇体-不整合-断层运移网络。

2）原油物性和生物标志化合物变化规律表明，砂砾岩扇体-不整合-断层运移网络是优势运移网络。

3）研究区主要发育构造-岩性和地层-岩性2类油气藏，油气具有“纵向运移距离远、横向展布范围广”的特点。

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（编辑 王淑玉）

Migration pathway network and distribution law of hydrocarbon in medium-shallow layers in the northern zone of Dongying:A case study from Tuo154 Block

Liu Xinjin1，2,Song Guoqi2,Qiu Yibo2,Li Jiyan1，2,Qiao Jun2
(1.College of Geo-Resources and Information,China University of Petroleum,Dongying 257061,China;2.Geological Research Institute, Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257100,China)

Migration pathway network determines the oil-gas distribution and the reservoir type,so it has great practical significance to study the predominant pathway network of oil and gas.Through the analysis of sedimentation and structure,the main migration pathway of study area can be divided into three types:fault,glutenite fan and unconformity.They form two types of petroleum migration pathway networks,i.e.fault-sandbody imgration network and glutenite fan-unconformity-fault imgration network.By means of reservoir geochemistry,the oil property and biomarker are selected to trace the predominant pathway network of hydrocarbon migration.It is considered that glutenite fan-unconformity-fault is the predominant migration pathway network of Tuo154 Block. These two types of migration pathway networks determine that structural-lithologic reservoir and stratigraphic-lithologic reservoir are the main reservoir types.Hydrocarbon distribution is characterized by far imgration distance vertically and circle-belt distribution laterally.

medium-shallow layer in the northern zone of Dongying;hydrocarbon migration pathway network;biomarker;petroleum distribution law

国家油气重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2008ZX05051）

TE122.1+2

：A

1005-8907（2012）02-0163-04

2011-08-09；改回日期：2012-01-11。

刘鑫金，男，1983年生，博士研究生，主要研究方向为油气成藏机理与分布规律。E-mail：liuxinjin@yahoo.com.cn。

刘鑫金，宋国奇，邱贻博，等.东营北带中浅层油气运移通道网络及油气分布规律：以坨154块为例［J］.断块油气田，2012，19（2）：163-166. Liu Xinjin，Song Guoqi，Qiu Yibo，et al.Migration pathway network and distribution law of hydrocarbon in medium-shallow layer in the northern zone of Dongying：A case study from Tuo154 Block［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（2）：163-166.