敖包塔油田西翼葡萄花油层油水分布及成藏模式

蒋成刚

（大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江大庆 163517）

敖包塔油田西翼葡萄花油层油水分布及成藏模式

蒋成刚

（大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江大庆 163517）

敖包塔油田西翼葡萄花油层资源潜力丰富，但油水分布复杂、成藏模式认识不清楚严重制约储量的有效动用．结合地震解释、测井、试油等资料，在构造特征及断裂系统划分、砂体类型及规模研究基础上，分析油水分布特点及控制因素，总结油气成藏条件及模式，根据断裂与砂体组合关系划分有利成藏模式．结果表明：受局部断块、岩性双重控制，全区无统一油水界面，平面“低油高水”、垂向“上水下油”现象频繁；葡萄花油层属于“下生上储、断层沟通、断层—岩性遮挡”成藏模式，油气来自下覆青一段源岩，反转期活动断裂为主要油源断裂；根据该区断裂、砂体组合特点，可细分出“下倾油源断裂沟通—上倾岩性尖灭”、“上倾反向断裂遮挡—侧向岩性尖灭”和“局部正向构造—高断块控藏”3类有利成藏模式．

复杂油水分布；成藏控制因素；有利成藏模式；葡萄花油层；敖包塔油田西翼

0 引言

随着油田勘探工作的日益深入及石油地质理论的逐步完善，大庆油田中浅层油气勘探重点已由大型构造油气藏转向岩性、地层等隐蔽油气藏，并相继在大庆长垣两侧凹陷葡萄花油层及扶余油层取得油气重大突破［1—4］．该类油气藏通常形成在凹陷或斜坡背景上，普遍具有复杂油水分布［5—8］，油气成藏过程主要受源储配置关系［9］、与油气运移有关的断裂［10—11］、砂体规模及形态等控制．其中，断裂与砂体两者空间组合关系决定着油气运移方式及聚集部位［12—13］，通常该类油气藏不存在固定的成藏模式，应结合具体地质条件进行分析．敖包塔油田位于松辽盆地大庆长垣的南部，构造主体部位已进入油田开发后期，油田勘探重点逐步向构造两翼部位转移［14］．目前，在西翼斜坡区葡萄花油层已钻探井评价井43口，试油高产工业油流15口，提交地质储量400×104t，但是西翼斜坡区油水分布复杂，平面上“低油高水”、垂向上“上水下油”现象发育，导致该区葡萄花油层油气储量动用程度低、效果差．人们从沉积、成藏条件等方面对敖包塔油田葡萄花油层进行大量研究［15—16］，但对西翼空白区复杂油水分布形成原因、有利油气聚集模式的研究不够深入．为此，笔者从断裂期次划分、砂体类型及规模等方面，分析该区复杂油水分布特点及控制因素，结合断裂及砂体配置关系总结有利成藏模式，以期对敖包塔构造西翼空白区葡萄花油层有利区优选及储量有效动用提供指导，同时也有助于完善构造两翼斜坡区隐蔽油气藏成藏理论．

1 区域地质概况

敖包塔油田北接葡萄花油田，东西两侧分别与三肇凹陷、古龙凹陷相邻（见图1（a）），整体呈现南北向长条状鼻状构造．西翼处于敖包塔构造向古龙凹陷倾没的斜坡上，整体呈“北高南低、东高西低”单斜形态，构造倾向北东向（见图1（b））．该区葡萄花油层断裂发育，规模中等，断距分布在10～50m之间，平面延伸长度为1～6km，断裂走向以南北向、北北西向为主（见图1（b）），北东向断裂较少；断裂走向与构造等值线基本平行．因此，该区构造圈闭不发育，类型主要为规模较大断裂走向变化处形成的断层遮挡，或几条断裂切割形成的断块型圈闭．根据断裂生长指数、构造发育史剖面，确定该区葡萄花油层断裂活动主要经历青山口沉积早期、姚家组—嫩一二沉积时期、嫩江组沉积末期、明水组沉积末期、古近系末期五期构造运动．根据断裂是否在反转期（嫩江组末期、明水组末期或古近系末期）活动，将葡萄花油层断裂划分为拗陷期形成反转期活动断裂及拗陷期断裂2类．前者，一般断穿T2—T06，垂向沟通葡萄花油层及青一段源岩，且在油气大规模排烃期（明水组沉积末期及其以后［17—18］）活动开启．该类断裂为葡萄花油层油气垂向运移的输导通道（下称油源断裂），控制葡萄花油层油气运移［15］．后者，一般断穿T2—T1或T11—T1．该类断裂因在反转期不活动，控制葡萄花油层油气聚集［15］．

图1 敖包塔油田西翼、葡萄花油层构造位置及试油成果Fig．1 Structural location of the west wing of Aobaota oilfield Tectonic Characteristic and production test of Putaohua oil res—ervoir in the west wing

该区葡萄花油层为一套灰色粉砂岩与灰绿色泥岩互层岩性组合，与上下暗色泥岩区分明显．葡萄花油层地层厚度为54～33m，由北而南地层自下而上逐层尖灭．各小层沉积微相精细解剖显示，该区葡萄花油层为北部沉积体系控制下的三角洲外前缘亚相沉积，分流河道、河口坝、席状砂及远砂坝为主要砂体类型，北部以分流河道及席状砂为主，砂体表现出较强的河控性，呈南北向断续条带状展布；南部以席状砂及远砂坝为主，砂体多呈片状展布；整体上，砂体规模小、连续性差，单砂体厚度多小于2m；剖面上，砂体多呈透镜状，周围被分流间湾等泥质微相包裹形成“泥包砂”形态．在该区易形成大面积岩性类复合油藏．

2 油水分布特点及主控因素

根据43口探井评价井试油成果及综合解释，研究该区葡萄花油层油水分布特点及主控因素．

2．1 单井垂向

图1（b）显示，单井垂向油水分布可分为全段油层、全段油水、全段水层、上油下水及上水下油5种类型，其中以全段油层、全段油水为主，局部发育上水下油组合；全段油层井在构造高部位及低部位（如敖904井）均有分布，同时全段水层井分布也无明显规律，说明该区油水分布并不受四级构造（敖包塔构造）的整体控制，全区无统一油水界面．

2．2 断裂控制

油水分布受断裂控制作用明显，受断裂封闭能力控制相邻断块间表现出不同的油水分布，同断块内虽无统一油水界面，但油水分布基本遵循重力分异．该区葡萄花油层北北西向断裂与南北向、北东向断裂相互切割，将该区分割为6个断块，即敖9断块、葡402、葡32—4、葡32—1、敖21—1和葡223断块．精细解剖各个断块内油水分布规律，油水分布整体遵循“高产纯油、中产油水、低产水”变化特征，具体包括“构造高部位产油、低部位产油水”（葡32—4断块、葡32—1）、“构造高部位产油、中部位产油水、低部位产水”（敖9断块、敖21—1断块）、“构造高部位产油、低部位产水”（葡402断块）等形式，试油产能也表现出“高部位高油低水、低部位低油高水”的变化特征．

2．3 岩性控制

岩性使得断块内油水分布复杂化．由于葡萄花油层砂体连续性差，垂向上发育的多套砂体可自成一套独立的油水系统，各套砂体内油水分布均符合重力分异，砂体垂向叠置即可出现平面“低油高水”、垂向“上水下油”现象．“低油高水”主要分布在敖9断块西部、葡32—4断块南部、葡223断块，如葡32—4断块南部敖240—42井区，处于低部位敖240—42井试油为中产油水层，而高部位的葡68井综合解释为水层（见图2）．由图2（a）可知，2口井分处2套不同砂体，两井间砂体存在明显减薄；“上水下油”主要分布在葡32 —4断块西北部；由图2（b）可知，葡216—36至葡202—32井均呈现“上水下油”的垂向分布，该区砂体以条带状分流河道为主，砂体垂向连通性较差，各套砂体内油水分布均遵循“高部位油层、中部位油水层、低部位水层”的变化规律，不同砂体垂向叠置即产生“上水下油”现象．

图2 岩性对葡萄花油层油水分布控制作用实例Fig．2 Instance analysis of controlling effect of lithology to oil／water distribution of Putaohua oil reservoir

2．4 双重控制

该区葡萄花油层油水分布受局部断块及岩性双重控制．当砂体较发育（厚度大、连续性好）时，构造因素起主要作用，断块内油水分异作用明显，整体遵循局部断块内“高产纯油、中产油水、低产纯水”的变化趋势；当砂体规模变小（厚度小、连续性差）时，岩性控制作用增强，孤立砂体自成相对独立的油藏系统，它们平面上相互叠置连片、垂向相互独立，使得油水分布复杂化，平面上局部出现“低油高水”现象，垂向上出现“上水下油”组合类型．

3 成藏规律及有利成藏模式

3．1 成藏规律

该区葡萄花油层油藏来自下覆青山口组一段源岩［17—18］．由于该区位于敖包塔构造向古龙凹陷倾没的斜坡上，构造位置低，本地烃源岩成熟度高，能够大量生烃，可与西侧古龙凹陷青一段源岩共同为该区葡萄花油层提供充足的油气．敖包塔构造完善定型于明水组沉积末期［19］，早于青一段源岩大规模排烃期，对西侧古龙凹陷生成油气具有宏观诱导作用，为油气运移的有利指向．上伏10～20m的萨葡夹层为葡萄花油层的区域性直接盖层，封盖条件好，利于油气保存．由于葡萄花油层与下覆青一段源岩之间相隔百米厚的泥岩地层，断层是青一段源岩生成油气向葡萄花油层垂向运移的唯一通道，反转期活动开启的油源断裂作为油气垂向运移通道，在异常压力和浮力作用下，将青山口组生成的油气垂向运移至葡萄花油层．

在敖包塔构造古隆起有利诱导下，进入葡萄花油层中油气以浮力动力沿断裂与砂体组成的输导通道进行北东向或南北向长距离侧向运移，在鼻状构造背景控制下聚集在不同类型的构造—岩性圈闭中，形成多种类型的构造—岩性油藏，如断层—岩性油藏、断块、上倾岩性尖灭油藏及微幅度构造—岩性油藏等．油气成藏过程可总结为下生上储、断层勾通、断层—岩性遮挡成藏模式（见图3）．

图3 葡萄花油层油气成藏模式Fig．3 Hydrocarbon accumulation pattern of Putaohua oil reservoir

3．2 有利成藏模式

根据成藏规律，通过精细解剖区块内有利油气聚集圈闭，发现该区油藏与断裂、砂体及两者间匹配关系密切，可划分为3类有利成藏模式．

3．2．1 上倾反向断裂遮挡、侧向岩性尖灭

该模式上倾方向受一条反向断裂切割遮挡，两侧受砂体边界控制（见图3）．由于反向断裂倾向与地层倾向相反，在反向断裂处地层整体形成“屋脊状”；同时，断裂上升盘一侧葡萄花油层与下降盘萨葡夹层暗色泥岩直接对接，断裂侧向封堵能力增强，利于油气运移及聚集．在该区东北向西南下倾的斜坡背景上，共育7条规模较大的反向断裂（分别为F187、F188F241、F3、F162、F163、F164），走向均为北北西向，与油气侧向运移方向基本垂直，反向断裂能够有效俘获油气，在反向断裂上升盘形成断层遮挡油藏．

该类型油藏主要分布在局部断块构造高部位，如葡32、葡32—1、敖9井．单井试油产能高，油水分布主要受构造控制，构造高部位为上油下水或全段油层，向构造低部位过渡为全段油水或全段水层，含油边界受反向断裂侧向封闭能力的控制．

3．2．2 下倾油源断裂沟通、上倾岩性边界遮挡

该模式下倾方向被一条油源断裂切割，上倾方向砂岩尖灭而形成有效岩性圈闭，油源断裂控制油气的垂向运移，决定圈闭中能够聚集油气，而砂体边界决定油气聚集的平面范围（见图3）．该区葡萄花油层砂体连续性差，平面上坨状展布砂体受油源断裂切割，在斜坡部位易形成该类型岩性油藏．

该类型油藏主要分布在局部断块构造低部位，如敖904、敖240—42、葡216—36井．油水分布以全段油层、全段油水为主，局部出现上水下油类型，主要受控于油源断裂与砂体间匹配关系，两者沟通程度决定油层富集层位及平面分布，只有与油源断裂有效沟通的砂体才能有油气聚集．敖9断块西部敖904井、敖903井紧邻F174号断裂，两井具备形成岩性圈闭条件，但两井油水分布差异较大，主要由于敖904井左侧断层断穿T3—T06，而敖903左侧断裂仅断穿T2—T1，前者具备与油源断裂沟通的条件，而后者不具备．3．2．3 反向断阶、地垒高断块及微幅度正向构造

油气在葡萄花油层中侧向运移主要依靠浮力，高断块及局部正向构造位置高，油气运移过程中获得动力大．因此，这些部位为油气运移的有利指向，同时具备较好的圈闭保存条件，利于油气运聚成藏．该区高断块主要包括反向断阶、地垒2类，如敖10、敖901—斜1、葡32—3、葡58井；局部正向构造包括微幅度背斜及断裂下降盘形成的微幅度鼻状构造2种，如葡32—4、古683井．

该模式主要分布在该区西侧及东侧断裂发育区内，油藏内油水分布明显受构造控制，油水分异作用明显，一般遵循构造高部位上油下水或全段油层、低部位全段油水层．

统计各模式内已钻探井评价井及其试油产能（见图4），各模式内已钻井大致相同，但试油产能差异较大．模式Ⅰ中，钻井以高产工业油流为主，试油产能大于5t／d，占83%；模式Ⅱ中，钻井试油以中产工业油流（3～5t／d）为主，缺少高产工业油流井（大于5t／d）；模式Ⅲ中，钻井试油产能分布较平均，从高产工业油流至低产工业油流均发育．

图4 不同油藏模式井试油产能Fig．4 Production testing of different oil accumulation pattern wells

4 结论

（1）敖包塔油田西翼葡萄花油层油水分布受局部断块及岩性的双重控制，全区无统一油水界面．局部断块内油水分布整体遵循重力分异，但受砂体连续性的影响，局部断块内出现 “低油高水”、垂向“上水下油”现象．

（2）敖包塔油田西翼葡萄花油层油气主要来自本地及西侧古龙凹陷青一段源岩，拗陷期形成反转期活动断裂为油气垂向运移通道，在敖包塔鼻状古隆起宏观诱导下油气沿断裂及砂体进行北东向、南北向长距离侧向运移，受断裂遮挡、岩性边界控制而聚集成藏．在断块构造高部位发育上倾反向断裂遮挡、两侧岩性尖灭成藏模式，断块低部位发育下倾油源断裂沟通、上倾岩性尖灭成藏模式，在东西两侧断裂发育区主要为反向断阶、地垒及断裂下降盘微幅度鼻状、微幅度背斜等正向构造油气聚集模式．

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TE122．1

A

2095—4107（2013）05—0042—07

DOI 10．3969／j．issn．2095—4107．2013．05．006

2013—03—20；编辑：关开澄

国家自然科学基金（40972101）；中央高校基本科研业务费专项基金（2472013CX02103A）

蒋成刚（1981—），男，硕士，工程师，主要从事油藏工程方面的研究．