陆东凹陷致密油形成条件及资源潜力探讨

2014-10-18王延山董崟昊陈乃申王群一郑晓旭

特种油气藏 2014年4期

王延山，董崟昊，陈乃申，王群一，郑晓旭

(1.中油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010;2.长江大学，湖北武汉 430100)

引言

陆东凹陷位于内蒙古通辽市，是辽河油田外围的一个中生代凹陷，其走向为北东向，面积约为1820 km2。自1983年开展油气勘探工作，截至2013年年底，共完成二维地震6767 km，完成三维地震1273 km2，完钻探井72口，仅上报探明石油地质储量1592×104t，资源探明率较低。完钻探井几乎每口井都见到荧光以上级别油气显示，但仅27口井(其中部分井采取酸化、压裂措施)获工业油流。探井成功率较低，分析认为储层致密、渗透率较低是制约探井成功率的关键。陆东凹陷九佛堂组储层致密，是否具备致密油形成条件，发育规模致密油有待探究。致密油是指以吸附或游离状态赋存于与生油岩互层或紧邻的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经过大规模长距离运移的石油聚集[1]，一般无自然产能，需要通过大规模压裂技术才能形成工业产能。致密层的物性界限确定为地面空气渗透率小于1×10－3μm2、地下覆压渗透率小于0.1 ×10－3μm2[2]。交38 井在1831.5～1852.5 m井段压裂后获日产2.88 m3/d工业油流，该井段测井解释孔隙度为9% ～14%，渗透率多数小于1×10－3μm2，属于致密油范畴。

1 区域地质特征

陆东凹陷具有典型的断坳双层结构。断陷期发育白垩系下统义县组、九佛堂组、沙海组、阜新组火山碎屑岩建造，坳陷期发育上白垩统碎屑岩沉积[3]。断陷期沉积主要受东南边界断层长期发育活动控制，沉降幅度大，沉积岩巨厚，构造面貌具有南断北超、南陡北缓的单断箕状特征。南部陡岸带发育近岸水下扇沉积体系，北部缓坡带发育辫状河三角洲沉积体系，湖盆中心部位发育重力流浊积扇[4]。坳陷期发育上白垩统滨浅湖相和河流相沉积。凹陷可进一步划分为东南陡岸带、西北缓坡带和中央洼陷带。

2 致密油形成条件

2.1 富有机质烃源岩

陆东凹陷断陷期发育的九佛堂组、沙海组和阜新组是主要生油层系[5]。九佛堂组下段为大套灰色凝灰质砂岩、粉砂岩和深灰色凝灰质泥岩互层[6];上段为灰褐色油页岩与深灰色泥岩互层，夹薄层砂岩。沙海组下部为深灰色泥岩夹油页岩、钙质粉砂岩;上部为灰色泥岩、粉细砂岩不等厚互层。阜新组下部为深灰色泥岩与长石砂岩、岩屑砂岩互层;上部以深灰色泥岩为主，夹长石砂岩、砂砾岩。各组岩石组合特征反映了沉积环境由九佛堂时期的半深湖、深湖至沙海组沉积时的浅湖、半深湖，再到阜新时期的滨浅湖环境的演化。沉积环境的差异决定烃源岩丰度和品质的不同，深水环境形成的烃源岩要好于浅水环境形成的烃源岩。烃源岩测试指标(表1)表明了九佛堂组烃源岩有机质丰度、类型远优于沙海组和阜新组烃源岩，按照中国陆相生油岩质量定级标准，已达到最好烃源岩级别。

表1 陆东凹陷烃源岩综合评价

烃源岩镜质体反射率(Ro)等参数研究表明，阜新组和沙海组烃源岩基本处在未成熟—低成熟演化阶段，九佛堂组烃源岩主体处于成熟演化阶段。全岩定量分析表明九佛堂组烃源岩钙质含量较高，在成熟阶段有利于烃类排出[7]。

综合分析认为，九佛堂组烃源岩厚度为200～500 m，分布面积约1000 km2，其有机质丰度高(TOC＞2%)，类型好(主要为Ⅰ、Ⅱ1型)，并且主体处于成熟演化阶段，是陆东凹陷优质烃源岩。此套优质烃源岩能够为九佛堂组致密砂岩储集体提供充足的油源。

2.2 致密储层

陆东凹陷致密储层主要发育在下白垩统九佛堂组。九佛堂组沉积时期，受构造演化和格局控制，凹陷东南侧陡坡带发育近岸水下扇、扇三角洲沉积体系，西北侧缓坡带发育辫状河三角洲沉积体系，湖盆中央为半深湖—深湖亚相沉积，发育重力流浊积扇和三角洲前缘沉积(图1)。储层主要为碎屑岩。

图1 陆东凹陷九佛堂组沉积相

碎屑岩主要为岩屑砂岩。岩屑含量高，主要为中酸性喷出岩屑。石英、长石含量低，一般为0～20%。表明砂岩具有很低的成分成熟度，显示以近物源的快速沉积为主要特征[8]。

九佛堂组砂岩成分成熟度低，受成岩自生伊利石等黏土矿物和碳酸盐胶结物的影响，储层物性较差。

岩心物性分析资料显示(表2)，仅凹陷南侧交南地区近岸水下扇扇中亚相和东南侧前河地区扇三角洲前缘亚相物性较好，孔隙度为10% ～25%，空气渗透率一般大于1×10－3μm2;而南侧近岸水下扇扇端亚相、东南侧前扇三角洲亚相和西北侧缓坡带扇三角洲之前缘、前扇三角洲亚相以及半深湖—深湖浊积扇亚相岩石较为致密，孔隙度一般为8% ～20%，空气渗透率小于1 ×10－3μm2，属于致密储层范畴。储集空间主要为粒间孔和粒内溶孔。

表2 陆东凹陷九佛堂组储层孔、渗统计

2.3 源储紧密接触

九佛堂沉积时期主要受南侧断层控制，凹陷西北侧缓坡带发育的扇三角洲前缘致密砂体沉积与半深湖—深湖区发育的致密浊积砂体纵、横向复合叠加形成数个平行于湖岸线展布的大型复合浊积砂岩堆积群。其被夹持在九佛堂组优质烃源岩之中或与优质烃源岩紧邻(图2)，具有“近水楼台先得月”的优势，并且洼陷区烃源岩成熟度高，生烃强度大，生成的油气经过短距离运移便可聚集成藏。

图2 陆东凹陷九佛堂组联井剖面

3 致密油资源潜力

3.1 致密油有利区

参照致密油评价要素及参考标准，笔者主要考虑烃源岩有机碳丰度、成熟度和致密储层分布范围等因素，采用三图叠合法评价致密油有利区。有机碳下限值取2%，成熟度(Ro)下限值取0.6%，三图叠合结果确定了九佛堂组上段致密油有利区面积约393 km2(图3)，九佛堂组下段致密油有利区面积约448 km2(图4)。

图3 九佛堂组上段致密油有利区

图4 九佛堂组下段致密油有利区

3.2 致密油资源潜力

致密油资源潜力预测方法有资源丰度类比法、EUR(最终可采储量)类比法和小面元容积法等[9]。前2种方法使用前提是有可类比的“样板”，目前国内致密油研究成果还不能够提供类比“样板”，不适合本次致密油资源预测。从储备资料看，小面元容积法较适合用于陆东凹陷致密油资源预测。

小面元容积法计算公式:

式中:Q为致密油资源量，104t;A为有利区面积，km2;H为储层厚度，m;Cf为石油充满系数，%;φ为有效孔隙度;Sw为原始含水饱和度;ρoi为地面原油密度，t/m3;Boi为原始原油体积系数;SNF为石油单储系数，104t/(km2·m)。

在系统分析研究上述参数基础上，预测出陆东凹陷致密油资源量为2.6×108t，其中九佛堂组上段为1.1×108t，九佛堂组下段为1.5×108t。

3.3 资源潜力置信度分析

陆东、陆西凹陷分别是陆家堡坳陷的一个次级负向构造单元，陆东凹陷位于东部，陆西凹陷位于西部。分析对比二者基本石油地质条件和勘探成果，将对陆东凹陷致密油资源潜力有较为明确的认识。

从油气地质条件来看，相同之处:二者皆为断坳双重地质结构，沉积充填层序皆为白垩系，主力烃源岩为九佛堂组，烃源岩品质相近，烃源岩热演化程度大体相当，主要勘探目的层为九佛堂组，沉积体系为扇三角洲—湖相沉积，沙海组为区域盖层;不同之处:陆东烃源岩面积约为陆西的2.5倍，烃源岩厚度约为陆西的1.5倍，生烃量约为陆西的2倍，陆东储层物性相对较差。除储层物性较差外，陆东凹陷其他石油地质条件远优于陆西凹陷。从勘探成果来看，二者勘探程度大致相当，陆西凹陷探明石油地质储量约为5000×104t，近期又发现了日产量超过百吨的井，储量仍有较大增长势头。对比分析认为，陆东凹陷2.6×108t的资源量比较可信。

目前陆东凹陷仅探明石油地质储量约为1500×104t，常规油气勘探前景并不乐观，陆东凹陷九佛堂组油气显示普遍，陆参2、交41、河17、建17等30余口井油气显示活跃，但由于其钻遇储层致密，试油效果不好。如陆参2井在九佛堂组1635～2047 m井段荧光显示107.5 m/8层、油斑19.5 m(9层)、油浸10 m(3层)，油气显示段占砂岩厚度的87.5%，常规试油在 1923.8～1955.0 m井段获0.81 t/d低产油流;建17井在九佛堂组1212～1900 m井段荧光显示234.5 m(57层)、油迹60 m(20层)、油斑72 m(21层)，九佛堂组砂岩几乎都见油气显示，常规试油在1383.2～1395.2 m井段获0.76 t/d低产油流，水力泵排液获3.55 m3/d油流。引进致密油气勘探开发理念，这些致密储层里的油气一定能获得解放。