不整合输导层侧向非均质性及其对油气成藏的差异控制作用

郭凯 ，曾溅辉，金凤鸣，刘涛涛，蓝宝锋

(1. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；2. 中国石油长城钻探工程有限公司 解释研究中心，北京，100101；3. 中国石油华北油田 勘探开发研究院，河北 任丘，062552；4. 中国石油长城钻探工程有限公司 地质研究院，辽宁 盘锦，124000)

近年来，盆地流体输导体系作为油气成藏动力学研究的基础越来越受到重视[1−2]。不整合作为输导体系的重要组成部分[3−5]，既可以作为油气运移的良好通道，又能够形成多种类型的圈闭而聚集油气[6−15]。迄今为止，我国在准噶尔盆地[11,13,16]、塔里木盆地[17]、渤海湾盆地[12,18−19]等多个盆地均发现了许多与不整合有关的油气藏。不整合之所以能够成为油气的运移通道和聚集场所与其自身的结构特征有关，许多学者认为不整合是一个具有多层结构的地质体，纵向上，一个完整的不整合结构多由不整合面之上的岩石及其之下的风化黏土层和半风化岩石 3层结构所构成[9,11,20−21]。不整合对油气的输导作用主要通过其上部砂砾岩和下部半风化岩石进行，可构成单或双运移通道[9−11,14,22]。然而，目前关于不整合与油气运聚关系的研究多侧重于分析不整合结构类型及其纵向岩性组合关系对油气的输导或遮挡作用[9,12−13,23]，这些研究中多把不整合各结构层视为均质层，未考虑各结构层内部可能存在的非均质性及其对油气运聚的影响。渤海湾盆地冀中坳陷发育了众多与不整合有关的潜山油藏，如任丘潜山、雁翎潜山、韩村潜山油藏。其中，沿古潜山不整合分布的潜山坡油藏是一类比较特殊的油藏，此类油藏的储层之上以不整合风化黏土层或古近系湖相泥岩为封盖，侧向以潜山内部非渗透性隔层形成封堵，不整合是其油气运移的主要通道，如任丘潜山北部潜山坡(任北潜山坡)。目前，普遍认为任北潜山坡的油气运移通道为前古近系不整合，来自其周边马西和鄚州洼漕的原油沿不整合运移并在不整合之下的潜山储集空间聚集成藏[24−26]，因而，不整合运移通道是否畅通是影响潜山油气成藏的关键问题。但是，目前对于该区不整合结构的侧向非均质性及其如何控制油气运移以及对潜山储层尤其是内幕储层的充注等问题尚缺乏研究，限制了潜山斜坡内幕油藏的勘探，因此，急需对不整合结构及其控油作用有新的认识从而指导勘探。为此，本文作者分析不整合输导层侧向非均质性的形成特征并通过物理模拟实验探讨不整合输导性能差异对油气运移和聚集的控制作用，以期对不整合结构的控藏作用有新认识。

1 不整合输导层的侧向非均质性

1.1 不整合输导层侧向非均质性的成因

饶阳凹陷任丘潜山是一个受任西断层控制的走向北东、西抬东倾的单断型潜山，其东侧呈缓坡倾伏于马西洼槽。目前，其北部潜山坡已发现奥陶系(O)、寒武系府君山组(∈1f)等潜山坡削截不整合油藏以及蓟县系雾迷山组(Jxw)潜山坡顶部油藏，见图1。其中：寒武系府君山组与雾迷山组油藏油水界面均为−3 510 m，属同一流体连通体系；奥陶系油藏油水界面为−4 100 m。

图1 饶阳凹陷任丘潜山北部潜山坡油气分布剖面图Fig.1 Cross section of hydrocarbon distribution in buried hill slope in the northern part of Renqiu buried hill, Raoyang Sag

任北潜山坡发育了多套奥陶系和寒武系储盖组合，储集空间以溶蚀孔洞缝为主，由多套内幕隔层封隔[27]。其中：奥陶系隔层主要位于冶里组中下部，单层厚度介于2～11 m，累计厚度达20 m以上，以泥质灰岩和钙质泥页岩为主，排替压力多在5 MPa以上[28]；泥质质量分数可达 30%以上(见图 2)，属中等—好隔层[28]。该套隔层构成了任北奥陶系含油储层的底部隔层。寒武系隔层主要有2套，即上寒武统凤山—崮山组(∈3f-g)页岩与中下寒武统徐庄组—馒头组(∈2x-∈1m)泥页岩，隔层单层厚度介于2～10 m，累计厚度达30 m以上，排替压力可达7 MPa以上[28]，泥质质量分数分别达到 30%和 60%以上(图 2)，属较好—好隔层[28]。这 2套隔层分别与中部张夏组(∈2z)鲕状灰岩和下部府君山组灰岩构成2套储盖组合，且下部府君山组已见工业油流，但中部张夏组是否发育内幕油藏尚缺乏研究(图1)。此外，青白口系长龙山组(Qnc)也发育大套泥岩，可做雾迷山组油藏隔层和府君山组油藏底部隔层。

图2 任丘潜山内幕隔层分布示意图Fig.2 Sketch map showing distribution of interlayer of Renqiu buried hill

任丘潜山前古近系不整合纵向结构多可以划分为砂砾岩、风化黏土层和半风化岩石(风化淋滤带)3层结构[28]。风化淋滤带是不整合最重要的输导层[9,11,14,22]，在碳酸盐岩地层中主要以包括垂直渗流带和水平潜流带的岩溶系统形式出现[10,29]。其孔渗性能高低直接影响油气能否沿不整合运移并向潜山储层充注。一般来说，碳酸盐岩风化淋滤带溶蚀孔洞缝的发育程度主要与岩性、构造裂缝、溶蚀程度及成岩作用有关[25,30−32]，而岩性是决定碳酸盐岩储层发育与隔层的首要因素。前人研究表明[30−31,33−35]：泥质含量对于碳酸盐岩地层构造裂缝的发育和溶蚀程度具有重要的控制作用，泥页岩或高泥碳酸盐岩往往因其较强的塑性和较差的孔渗性而抑制裂缝的发育和溶蚀作用的进行。例如，有学者统计认为碳酸盐岩中泥质质量分数超过 5%时裂缝便明显减少[36]；杜金虎等[25]经研究发现任北奥陶系泥质碳酸盐岩非储层孔隙度均在 2%以下，渗透率小于 1×10−3μm2。可见：泥质含量高的碳酸盐岩由于裂缝化和溶蚀程度低极易成为低渗透层或非渗透隔层，而泥质质量分数低的碳酸盐岩则易于沿泥质非渗透层发育溶蚀孔洞缝而形成顺层溶蚀带[29−30]。如任 7井在两套含泥质层间433.5 m井段内的纯白云岩段，缝洞发育段37层厚270.4 m，占该岩段厚度的62.4%[30]。任北地区寒武系、奥陶系发育多套泥质质量分数高达 30%以上的地层，在其遭受风化淋滤及溶蚀作用后根据溶蚀孔洞缝的发育程度大致可分为碳酸盐岩储层和致密碳酸盐岩或泥质碳酸盐岩隔层，从而构成不整合风化淋滤带的层控储层和层控非储层，使得不整合风化淋滤带具有很强的非均质性。而这种非均质性必然会造成不整合输导层的非均质性，并可能导致不整合输导层输导油气的方式和能力具有差异性从而对油气运聚产生影响。

1.2 基于不整合侧向非均质性的不整合输导层类型划分

不整合面之下半风化岩石受地层抬升剥蚀形成的卸载裂缝和受风化淋滤作用形成的风化裂缝与溶蚀孔洞缝极易成为烃类流体的运移通道和聚集场所[9,11,14,22]。但该通道的形成受未风化岩石的岩性影响甚大，受风化淋滤作用而发育在硬脆性岩石(碳酸盐岩或砂质岩类等)中的裂缝与孔隙规模大且在后期压实成岩作用下仍有相当一部分会保存下来从而具有良好的油气输导能力，但发育在软塑性岩石(泥质岩类)中的裂缝与孔隙规模小且极易在后期负载的作用下被封闭而不具备或仅具有限的输导能力[14,22,37]。因此，结合硬脆性与软塑性两类岩性的组合及其风化结果，将不整合面之下半风化岩石从输导性能上大致分为 3种类型，即畅通型输导层、断续型输导层和连续型封堵层，见图3。

畅通型输导层指在某一不整合的较长侧向范围内，不整合面之下岩石主要为泥质质量分数低的硬脆性岩石，其所形成的半风化岩石整体上都为具有较强输导能力的高渗层，主要起输导油气的作用(见图3(a))。断续型输导层指在某一不整合的较长侧向范围内，不整合面之下为泥质质量分数低的硬脆性岩石与泥质质量分数高的软塑性岩石间互分布，其所形成的半风化岩石为非均质层，由具较强输导能力的高渗层与无或弱输导能力的非(低)渗层所构成，其对油气的输导作用要视情况而定(见图 3(b))。连续型封堵层指在某一不整合的较长侧向范围内，不整合面之下岩石主要为泥质含量高的软塑性岩石，其所形成的半风化岩石不具或仅具较弱的输导能力，主要起封堵油气的作用(图3(c))。可见：真正意义的不整合输导层主要包括畅通型输导层和断续型输导层2类，由于这2类输导层具有不同的构成特征和输导性能，因而其所控制的油气运聚特征也必然不同。下面以任北潜山坡的地质特征为基础，通过物理模拟实验探讨这2类输导层的差异控油作用。

2 不整合输导层侧向非均质性控藏模拟实验

2.1 实验模型与实验参数

根据不整合输导层类型及特征以及任北潜山坡成藏模式(图1)设计不整合输导层控油实验模型，见图4。由于任北潜山坡不同位置的储层物性不同，因而设计了模拟潜山坡下部圈闭、潜山坡中部内幕圈闭和潜山坡顶部圈闭3个物性不同的圈闭。其中：潜山坡顶部圈闭物性最好(圈闭 3)，潜山坡下部圈闭的物性次之(圈闭1)，潜山坡中部内幕圈闭的物性最差(圈闭 2)，见表 1，它们之间被两套低渗隔层所分隔。砂层及低渗隔层上部为不整合面之下的半风化岩石(风化淋滤带)，其下部直接与洼漕内烃源岩及上覆输导层沟通。半风化岩石顶部不设出口，以此表示斜坡上方被断层或泥质层所封堵。任北潜山坡风化黏土层厚度多在4～10 m之间[28]，其存在有利于阻止油气的窜层运移而成为有效的不整合遮挡层[9,11,14]。因而，在此假设风化淋滤带之上的风化黏土层或盖层连续分布，实验中用橡胶模拟。注油口及出口位置如图4所示，出口的管线高度与模型顶部平齐，以表示实验初始时处于静水压力环境。

由于渗透率是影响地层[38−39]中流体流动的主要参数，因而，在设计实验时，主要通过改变半风化岩石内部的渗透率来表征其非均质性差异。为了对比分析畅通型和断续型2类输导层对油气运聚的差异控制作用，共设计了2个实验。其中：实验1中不整合输导层为畅通型输导层(见图4(a))，其渗透率高于其下各套地层；实验2中不整合输导层为断续型输导层，由高渗带和低渗带组成(见图 4(b))，高渗带的渗透率高于其下各套地层，而低渗带渗透率与下部低渗隔层相同。具体实验参数见表1。

2.2 实验装置、材料与实验方法

实验装置为中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室的油气二次运移与聚集物理模拟实验装置。模型本体是长×宽×高为50 cm×30 cm×2 cm的金属箱体，其正面为钢化玻璃板，可以观察实验过程中油的运移和聚集情况。

图3 不整合输导层类型示意图Fig.3 Sketch map showing three types of carrier beds in unconformity structure

实验用砂为沈阳玻璃珠厂生产的粒径不同的纯净白色石英砂，石英砂强亲水，润湿角接近0°。模拟风化黏土层或盖层所用橡胶的渗透率视为 0 μm2。实验用油为中性煤油，密度为0.75 g/cm3，黏度(25 ℃)约为42 mPa·s。实验用水为蒸馏水，密度为1.0 g/m3，黏度(25 ℃)为 1 mPa·s。为了使油水间有明显的颜色反差以便于观察油的运移和聚集过程，实验前用微量天然色素将煤油染成橙黄色。

图4 实验模型示意图Fig.4 Sketch maps of experimental models

表1 实验参数Table 1 Parameters of two experiments

实验的充注方式为单一油相连续充注，注油速率设定为0.1 mL/min，具体实验方法见文献[40]。

2.3 实验过程与讨论

2.3.1 实验过程分析

(1) 不整合输导层为畅通型输导层时油的运聚过程。实验1中半风化岩石为高渗输导层(表1)，实验开始后油首先进入高渗的半风化岩石输导层，之后沿其迅速向上运移(图5(a))，到达潜山坡顶部后受断层或泥质层封堵开始快速充注物性最好的顶部圈闭 3(图5(b))。当油充满圈闭3约一半高度时，模型内流体势发生变化使得油有足够动力克服圈闭1和圈闭2的毛细管阻力，继而开始充注圈闭1和圈闭2(图5(c))，然后，继续充注圈闭 3并缓慢充注圈闭 1和圈闭 2(图5(d))，直至出口出油实验结束(图5(e))。可见：当不整合输导层为畅通型高渗输导层时，油将首先充注物性好的潜山坡顶部圈闭，其次充注物性较差的潜山坡中下部圈闭。

(2) 不整合输导层为断续型输导层时油的运聚过程。实验2中半风化岩石为高渗带和低渗带构成的非均质输导层(表1)，实验开始后油首先进入高渗带并沿其向上运移(图6(a))，遇到低渗带1后由于其较大的毛细管阻力使得油沿不整合的运移受阻，此时，油开始首先充注物性好于低渗带1的潜山坡圈闭1(图6(b))，待基本充满圈闭1后，由于浮力与注油压力的作用使得油克服了低渗带1的毛细管阻力，油穿过不整合内的低渗带1继续沿高渗带运移(图6(c))，随后又突破了顶部低渗带2(图6(d))；最后，油开始向下充注圈闭2和圈闭3且对圈闭3的充注速率要比圈闭2的大，最终出口出油实验结束(图6(e))。可见：当不整合输导层为由高渗带与低渗带组成的断续型非均质输导层时，受不整合内低渗带的控制，油将首先充注潜山坡下部物性中等的圈闭，其次充注物性差的潜山坡中部内幕圈闭和物性好的潜山坡顶部圈闭。

图5 实验1油的运移聚集过程Fig.5 Oil migration and accumulation process of experiment 1

图6 实验2油的运移聚集过程Fig.6 Oil migration and accumulation process of experiment 2

2.3.2 实验结果讨论

畅通型与断续型两类不整合输导层对油的运移路径具有明显不同的控制作用，使得油对不整合之下各圈闭的充注次序及难易程度不同。在前者控制下，由于不整合为高渗输导层，油沿不整合运移阻力小，其运移方式为“畅通式”，且油优先充注潜山坡顶部圈闭；而在后者控制下，由于不整合输导层内部低渗带的存在，当油沿不整合高渗带运移至低渗带时运移阻力增大，运移近于停滞，只有当积累的运移动力足以克服低渗带毛细管阻力时油才能穿过不整合低渗带而继续向前运移，因而其运移方式表现为“跳跃式”，此时，油将优先充注物性好于低渗带即毛细管阻力较小的潜山坡中下部圈闭。例如，当注油量相当，注油时间约为800 min时，实验1中油已运移至不整合顶部并仅开始充注潜山坡顶部圈闭3(见图5(b))，而实验2中由于受低渗带1的封堵油沿不整合的运移受阻，转而优先充注潜山坡下部圈闭1(图6(b))。当注油约1 400 min时，实验1中油已充注圈闭3接近一半的高度，但对圈闭2和圈闭1的充注才刚开始(图5(c))，而此时实验2中油已基本充满圈闭1，但尚未开始充注圈闭2和圈闭 3(图 6(c))。

此外，畅通型与断续型2类不整合输导层对最终各圈闭的充满程度也具有明显不同的控制作用。前者控制下潜山坡中下部圈闭最终油气充满程度低，而在后者控制下潜山坡中下部圈闭油气充满程度高。例如，实验1结束时，圈闭2和圈闭1充满度较低，含油面积小(图5(f))；而实验2结束时，虽然其总注油量比实验1的小，但圈闭2和圈闭1的充满度和含油面积却明显比实验1的高(见图6(f))。

3 不整合输导层的差异控油作用及其地质意义

通过上述模拟实验分析可知，不同类型的不整合输导层具有不同的油气输导特征以及不同的成藏效应。不整合半风化岩石输导层为完全由高渗带构成的畅通型输导层时表现为“畅通式”高效输导油气的特征，而当其为由高渗带与低渗带构成的断续型输导层时则表现为“跳跃式”低效输导油气特征。即当不整合输导层沟通了烃源岩成为油气运移通道时，相对均质高渗的半风化岩石输导层能快速长距离输导油气至潜山坡高部位。而非均质的半风化岩石输导层由于受其内部低渗带的阻挡作用只能较慢且短距离输导油气，在遇到内部低渗带后油气沿不整合的运移基本停滞，只有积聚的浮力等动力足以克服低渗带的毛细管阻力油气时才能够穿过半风化岩石内的低渗带而继续向上运移，油气在较长一段时间内将滞留于潜山坡低部位，因而呈现出“跳跃式”运移的特征。

图7 不同类型的不整合输导层差异控藏模式示意图Fig.7 Sketch maps showing migration and accumulation models controlled by different carrier beds in unconformity structure

由于不同类型的不整合半风化岩石输导层具有不同的油气输导特征，因而其所控制的油气充注与聚集模式必然会有所差异。对应于畅通型和断续型不整合输导层的2种油气输导模式，油气的聚集也主要表现为2种特征。畅通型输导层控制的“畅通式”高效油气输导模式中，油气优先充注并聚集于物性较好的潜山坡顶部不整合遮挡圈闭中，且当油气源一定时，只有潜山坡顶部圈闭成藏，若油气源充足时物性较差的潜山坡下部圈闭及中部内幕圈闭，也可成藏，但其充满度很低(图7(a))。断续型输导层控制的“跳跃式”低效油气输导模式中，油气优先充注并聚集于物性较差的潜山坡下部不整合遮挡圈闭中，当油气源一定时，仅有下部圈闭成藏且充满度高；而油气源充足时，物性差的潜山坡中部内幕圈闭和物性较好的顶部圈闭也可成藏且充满度较高(图7(b))。

不整合输导层作为任北潜山坡的油气运移通道，其非均质性特征可能是决定油气能否向潜山坡储层充注及向何部位充注的重要因素。如前所述，任北潜山坡内幕储层具有有利的顶底部隔层及上部封堵层，且其处于多个生油洼漕的包围之中，油气来源充足[41−42]，因而，对于任北潜山坡内幕储层来说，其能否成藏及成藏规模主要取决于不整合输导层的非均质性及潜山储层的发育程度。根据实验结果，若潜山坡内幕储层上方的不整合输导层运移前方存在非或低渗透带，则只要内幕储层物性好于非或低渗带的物性，油气就可以充注内幕储层，并形成一定规模的油气聚集。因此，未来在针对以不整合为输导通道的潜山坡油藏的勘探中，应加强不整合输导通道的非均质性及其输导能力的分析，从而提高潜山坡油藏尤其是潜山坡内幕油藏的勘探成功率及油藏发现规模。

4 结论

(1) 受不整合之下岩石的性质、风化淋滤作用及后期压实成岩作用的影响，不整合半风化岩石输导层从输导性能上可以分为畅通型输导层、断续型输导层和连续型封堵层3种类型。其中，畅通型和断续型两类不整合输导层能够有效地输导油气。

(2) 完全由高渗带构成的畅通型输导层表现为“畅通式”高效油气输导特征，油气优先充注并聚集于物性好的潜山坡顶部圈闭，且当油源一定时，只有潜山坡顶部圈闭成藏，而油源充足时物性较差的潜山坡下部圈闭和中部内幕圈闭也可成藏但充满度低。由高渗带与低渗带共同构成的断续型输导层表现为“跳跃式”低效油气输导特征，油气优先充注并聚集于物性中等的潜山坡下部圈闭，且当油源一定时，仅有下部圈闭成藏；而当油源充足时，物性好的潜山坡顶部圈闭和物性差的中部内幕圈闭也可成藏且充满度较高。

(3) 不整合半风化岩石输导层的非均质性可能是决定任北潜山坡内幕储层成藏的重要因素之一。当潜山储层上方的不整合输导层在油气运移前方存在非或低渗透带，且内幕储层物性好于非或低渗带的物性时，油气就能够充注内幕储层并形成一定规模的油气聚集。

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