低幅度构造油藏富集主控因素及成藏模式——以红河油田延安组油藏为例<br/>

低幅度构造油藏富集主控因素及成藏模式——以红河油田延安组油藏为例

2015-06-15许艳争杜箫笙毕明柱高辉

断块油气田 2015年5期

许艳争，杜箫笙，毕明柱，高辉

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州450006）

红河油田位于甘肃省东部，构造上位于鄂尔多斯盆地一级构造单元天环坳陷的南部，为一倾角小于1°的西倾单斜构造，个别区域发育近东西向鼻状构造，未形成高幅度构造圈闭，仅存在差异压实作用形成的低幅度背斜构造，构造幅度一般在5～45 m。延安组主要发育延10—延7 地层，延6 及以上地层缺失，其中延9小层是研究区重要的油气产层。实钻表明，延安组低幅度构造圈闭多，但成藏的较少，具有“选择性富集”的特点［1］。由于油藏富集主控因素不明确导致钻井成功率极低。通过对红河油田延安组延9 油藏成藏条件和富集规律的研究，建立成藏模式，对研究区及类似油藏勘探与开发具指导意义。

1 油藏类型及分布规律

红河油田延9 油藏属构造-岩性油藏，已发现油气藏类型为背斜和鼻隆油气藏。构造特征是影响油气聚集差异的关键，并控制着油藏类型和油水分布规律［2］。该区油气纵向分布具有上油下水特征［3］，目前已开发的独立圈闭内具有统一的油水界面；平面上油气呈“星点状” 分布于背斜和鼻隆构造中。油气平面分布与断层、古隆起差异压实作用形成的低幅度构造有关［4］，油气富集程度受断裂及构造圈闭大小所控制［5-6］。红河油田延安组油层油具有“平面呈星点状，纵向择层”的典型特征。

2 成藏富集主控因素分析

2.1 优质有效烃源岩是基础

在红河油田发育多套烃源岩，分别为延长组长9、长7、长6 及长4+5 的灰黑色泥岩和油页岩。根据Pr/Ph 的分布特征，再参考重排藿烷和8β（H）-补身烷的分布特征及其他生物标志物组合特征，将烃源岩细分为A1，A2，A3，B 亚类［7］。

通过对红河油田13 项326 个样品的烃源岩评价及油源对比分析发现，红河油田延安组原油与长7 油页岩具有很好的亲缘关系，推测红河油田延安组原油来源于长7 油页岩［8-9］。其中主要烃源岩层长7 源岩有机碳质量分数（TOC）平均为12.9%，镜质体反射率（Ro）平均为0.83%，属于成熟烃源岩（见表1）。研究区原油具有自北部向南方向运移的趋势。由此推测，红河油田油气运移方向为由北部洼陷区向东南构造高点区侧向运移。

红河油田在长7 湖盆演化过程中，位于湖盆边缘，优质烃源岩较薄，优质烃源岩的厚度大部分区域为10 m 以下，集中分布在6～10 m，各区域相差不大。

表1 红河油田主要烃源岩的特征参数

2.2 分流河道砂体为优质储层

研究表明［10］，红河油田延安组发育湖泊三角洲沉积体系，主要发育分流河道和河道间湾沉积微相，骨架微相为边滩，还发育了天然堤、决口扇、泛滥平原、沼泽等沉积微相。对红河油田延安组1 084 个井层含油砂体微相类型统计分析，认为分流河道是红河油田延安组油气聚集的主要微相类型（见图1），这是因为分流河道砂体较强的抗压实作用，使得残余粒间孔、次生溶孔得以保存，储层物性较好。而其他微相的砂体因其相对较弱的抗压实性，使得残余粒间孔保存较少，导致孔径及喉道细小，同时晚期溶蚀作用也较弱，致使次生孔隙则不发育，储层物性变差，甚至致密化。

图1 不同沉积微相的砂岩厚度及储层物性分布

为了明确沉积微相类型及其产生的物性差异在油气富集中的作用，选取红河油田油水界面以上储层发育的22 口井64 个岩心数据及测试资料进行研究。当储层孔隙度大于13.3%、渗透率大于1.5×10-3μm2时，单井日产油均在0.5 t 以上，其中，分流河道占油层的85%，占油水同层的73.6%，分流河道砂体储层所在圈闭中构造位置高低是测试结论产生差别的主要原因。当储层孔隙度小于13.3%，渗透率小于1.5×10-3μm2时，单井日产油均在0.5 t 以下或者只产水不产油，该类储层分流河道的比例仅占3.7%，分析其不含油的原因为储层物性较差，油源断层未沟通或者不发育。以上研究表明，与油源断层沟通的高孔渗分流河道砂体为红河油田延安组油层油富集的优质储层。

红河油田整体烃源岩较薄，且在油气运移过程会首先在长8、长6、长9 优质储层富集成藏。有限的烃能到达延安组富集成藏，除本身需较好物性外，对储层厚度也有一定要求（见图2）。有效储层厚度大于4 m 即有可能出油，日产油大于5 t 的井有效厚度大于5 m 且小于12.5 m，有效储层大于12.5 m 则日产油下降。原因可能与储层的的油气充满度有关。

图2 红河油田延安组日产油量与有效厚度关系

2.3 油源断层组成优势疏导通道

延安组成藏体系源、储间隔有长7 油层组中上部近90 m 的泥岩及长6 地层，长7 底张家滩页岩生成的油气必须通过断穿区域盖层的断裂向上运移，在延安组圈闭中聚集［11］，表现出明显的“断控”特征。

断裂在平面上呈带状展布（见图3），包括一系列与主断裂相平行或以微小角度相交的次级断裂。各方向的单条断裂延伸并不远，大部分延伸长度在3～10 km。区内断裂带大致分为2 组，一组为近NW 或NWW向，另一组为NEE 向，2 组断裂带夹角30～40°。北东向断裂带走向为北东60°—北东75°，断层延伸长度0.15～10.00 km，主要延伸长度在2.00 km 以下的占90.7%；断距分布5～80 m，30 m 以下占90%，共有断层334 条，密度为0.23 条/km2。断层向下断穿延长组，向上断至泾川组，绝大部分断层倾角在75～90°，近似直立分布（见图4）。北西向断层走向为北西285°到北西302°，断层延伸长度在0.2～3.4 km，主要断层延伸长度在2 km 以下占83%。断距分布5～80 m，30 m 以下占75%。断裂条数为284 条，密度为0.15 条/km2。

图3 红河油田断裂系统及油气分布

盆地西缘或西南缘逆冲断裂带演化主要控制了红河油田沉积体系的演化和构造样式的形成，造成了研究区近NW（NWW）—SE（SEE）方向低幅隆凹相间的构造古地貌与北东—北东东向展布的砂体复合关系。研究区内燕山期在NE—NEE 向主压应力作用下，发育高级次逆断层、正断层系统和低级次NE—NEE 向张性结构面，具有继承发育特点。张性破裂面大体平行于砂体走向，一方面有利于这类破裂面与北西向褶曲横张破裂面复合，形成裂隙带，另一方面，在较为稳定的古应力和晚近应力场作用下，更有利于油气沿砂体和裂隙带向地层上倾方向运移，在有利圈闭带聚集成藏。通过分析红河油田延安组油藏分布特征与断层匹配关系，断控藏表现为：油源断层主要作用为垂向输导，其次为侧向调整，因此红河油田延安组油藏为构造-岩性油藏，在每一个独立圈闭内可形成统一的油水界面。

图4 红河油田断层类型

2.4 低幅度构造是油气富集的必要条件

从实钻资料来看，延长组地层构造简单，整体为一西倾单斜，局部发育近东西向鼻状构造，但延安组构造为单斜背景下发育众多背斜构造、穹窿构造、鼻隆构造，较延长组复杂多样，这种下部地层构造简单平缓而上面覆盖地层构造复杂的情况，与区域构造应力无关。研究表明［12］成因主要为差异压实作用：一种为与古地貌有关的差异压实，延安组沉积时，不整合面之下的延长组已经固结成岩，不具压缩性，因此在古地貌高点易形成低缓披覆背斜；另一种为与沉积有关的差异压实，泥岩的压实效率远高于砂岩的压实效率，在砂岩富集区，往往构造位置相对较高。

目前，红河油田已发现的低幅度构造类型有3 种：背斜构造、鼻隆构造和穹窿构造。背斜构造闭合度基本在35 m 以下，面积基本小于1 km2，如红河油田红河60 井区延9 油藏即为此类低幅度构造。在红河油田局部可见到较大规模的背斜，如红河油田ZJ1，3 井区发育的闭合高度约为25 m 背斜构造油藏，闭合面积为3.4 km2。在红河油田的鼻隆构造局部受断层影响，但整体来说形态保存相对完整。此类构造成藏需与储层具有良好配置，红河油田仅在ZJ25 井区发育，面积较小仅0.3 km2。穹窿构造属背斜的一种，发育在鼻隆构造顶端，闭合度在10 m 以下，闭合面积不足0.5 km2，在红河油田发育较少，仅在何家坪可见，且无油气产出。

低幅度构造为油气的富集提供了必要条件［13］，红河油田为一平缓西倾单斜，倾角小于1°，但单斜内部发育的大量各种类型的低幅度构造，倾角可增大3～5°甚至更大。低幅度构造能捕捉通过断层向上运移的油气，为油气富集提供场所，并对垂向及平面上的油气水分异产生重要影响，进而控制了油、气、水的分布格局。通常，在低幅度构造的高部位，形成一系列规模不等、相间分布的油气相对富集区域，在鼻凹等低幅度构造的较低部位或较大规模鼻褶群带间的低洼分隔区，则为含水饱和度相对较高的富水区域。

红河油田已开发井区实钻及测试表明，仅在构造幅度大于20 m 才可成藏（见表2）。

表2 红河油田已开发油藏构造参数

2.5 有断层沟通油源的低幅度构造组成富集部位

红河油田下生上储的生储组合关系决定了断层为优势输导通道［14-16］。事实证明，在红河油田不是所有断层都为有效断层，其原因如下：首先，断层规模过小，不能有效连通油源、圈闭，油气不能在圈闭内富集成藏；断层规模过大，断层断穿延安组上部盖层，油气就向上逸散，有限的油气无法在巨厚的直罗组成藏；只有断层规模中等，既断开长7 油页岩又能沟通圈闭，方可聚集成藏。其次，断层的开启状态及开启时期决定断层是否为有效断层。结合埋藏史、热史分析对应的时代是早白垩世中期——距今125 Ma［17］，这要求在此期间断层为开启状态，若为闭合状态则为无效断层。第三，断层与圈闭间配置良好，但若储层不发育则断层同样为无效断层。因此，红河油田延9 油藏油气富集有利部位是有断层沟通优质砂体的低幅度构造。

3 成藏模式

在综合分析红河油田延9 油层油藏类型及分布规律、成藏富集主控因素的基础上，形成红河油田延9 油层油运移机制和聚集条件，即延长组长7 源岩生成的油，通过裂缝发生长距离的运移［18-19］，其中一部分油气沿断层直接进入低幅度构造圈闭富集成藏，一部分油气需在浮力作用下，通过分流河道砂体侧向运移，在较高圈闭内富集成藏。

根据断裂与储层、圈闭的匹配关系，将延安组油藏分为2 种成藏模式（见图5）。模式一特点为断层与背斜圈闭及储层有效配置，Ia 以红河60 井区为代表，断层断开有效圈闭，断层直接沟通储层及有效圈闭，在圈闭富集成藏；Ib 以ZJ3 及红河152 井区为代表，特点为断层断开位置不在有效圈闭内，断层沟通储层边部，油气在浮力作用下向高处运移成藏。模式二以ZJ25 井区为代表，断层与鼻隆圈闭及储层有效配置，断层断开位置不在有效圈闭内，断层沟通储层边部，油气在浮力作用下向高处运移成藏。以上认识对指导红河油田延安组低幅度构造油藏油气勘探具有重要指导意义。