沧东凹陷孔二段致密油形成条件与勘探潜力

2015-07-02刘子藏官全胜时筱淞

石油地质与工程 2015年6期

关键词：烃源斜坡页岩

林伶，刘子藏，官全胜，时筱淞

(中国石油大港油田分公司勘探开发研究院，天津大港 300280)

沧东凹陷孔二段致密油形成条件与勘探潜力

林伶，刘子藏，官全胜，时筱淞

(中国石油大港油田分公司勘探开发研究院，天津大港 300280)

分析了沧东凹陷致密油形成的地质条件，沧东凹陷大面积分布的孔二段半深湖及深湖烃源岩和与其互层或位于其附近的低斜坡-三角洲前缘席状砂-水下扇砂体或白云岩及过渡岩构成了对致密油形成非常有利的源储共生关系。沧东凹陷孔二段主力生烃层段为Ek21下部、Ek22和Ek23，有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，Ro为0.5%～1.1%，处于生油窗内；储集空间以粒间溶孔和多类型的裂缝为主，孔隙度一般在10%左右，渗透率一般小于1×10-3μm2，油藏具有源储一体、叠加连片的成藏及分布特点；致密油可能的成藏组合主要为源内包裹型和源上广覆型两种。沧东凹陷孔二段致密油资源丰富，潜力较大，探明储量390.19×104t，孔西斜坡中高斜坡、孔东斜坡中高斜坡和南皮斜坡中低斜坡三个有利勘探区带可作为致密油勘探的首选目标。

沧东凹陷；致密油；地质条件；勘探潜力；有利区带

1 引言

致密油的概念在20世纪40年代已经提出，经过不断完善和发展，近几年来逐渐成为一种代表非常规油气资源的专门术语[1-3]。致密油是一种非常规油气资源，主要以吸附或游离状态赋存于烃源岩内，或与烃源岩互层、紧邻致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，是未经过大规模长距离运移的石油聚集[4]。美国是目前致密油开发最多最成功的地区，目前已发现致密油盆地19个，可采储量约为23×108t[5]。我国致密油气勘探起步较晚，但我国致密油气等非常规油气资源丰富，具有良好的勘探开发前景，邹才能等初步评估我国致密油可采资源量为(35～40)×108t[6-8]。其中，鄂尔多斯盆地长7油组落实致密油甜点区面积1 400 km2，率先建成了国内第一个工业化生产的成熟致密油区[9-11]；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟致密油井控面积超过500 km2，形成超亿吨储量规模的昌吉油田；四川盆地侏罗系的致密储层已有146口累积产量过万吨的油井[12]；此外，柴达木、松辽、吐哈、江汉等含油气盆地也陆续发现了泥页岩含油。

由于致密油的成藏条件分布特征和常规石油资源相比有较大差异性，其油气聚集场所已突破常规圈闭概念，因此，常规的石油地质学认识在解释致密油的形成和分布特征时已不适用，这成为致密油攻关的主要方向之一。沧东凹陷是黄骅坳陷的两大富油凹陷之一，古近系孔店组发育了一套“面积广、厚度大、指标好”的陆相优质油页岩，具备形成非常规油气的资源基础；同时沧东凹陷在古近纪时期发生构造反转，湖盆中心埋藏浅，但沧东凹陷具有勘探面积较小、成藏系统单一、控藏因素复杂、勘探程度高等特点；针对研究区这些地质特征，利用老井、老区等资料复查，结合石油地质实验数据，分析了沧东凹陷孔二段致密油形成的沉积环境、烃源岩条件、储层特征和分布、源储共生关系与成藏组合，预测了研究区勘探潜力和有利区带，为致密油气下一步勘探部署提供理论依据。

2 区域地质概况

沧东凹陷位于渤海湾盆地中部黄骅坳陷南部，是黄骅坳陷的一个次级构造单元，是在区域性拉张背景上发育的一个新生代陆内断陷盆地，夹持于沧县隆起、徐黑凸起及孔店凸起之间，平面上呈西南收敛、向北撒开的喇叭状，总勘探面积为4 700 km2(图1)。区内包括沧东、南皮、盐山、吴桥四个次级凹陷和孔店、小集-段六拨、乌马营-灯明寺、沧市、东光、舍女寺、徐杨桥-黑龙村七个主要二级构造带。

沧东凹陷的构造演化具有裂谷盆地构造演化的一般特征，即古近纪明显的裂陷阶段和新近纪的热沉降阶段，形成了中国东部古近纪独特的陆相坳断叠置湖盆，以凹陷中部近东西向隐伏构造调节带为界，南北构造差异演化，形成北段反转型、南段继承型两大成因机制构造区。北段由于西面沧东断裂和东面徐黑断裂的强烈活动，印支-燕山期以挤压逆冲为主，形成中央古背斜。古近纪两幕运动，孔三-孔一下沉积期为坳陷阶段，以沉降作用为主，沉积沉降中心位于枣园-王官屯-小集一带；孔一上-东营沉积期为裂陷阶段，呈现为拉伸反转，断裂发育，早期湖盆中心隆凹转换成孔店中央背斜构造，其翼部形成孔东、孔西两大构造反转斜坡。南段边界断层活动弱，没有发生明显的掀斜，为宽缓继承性斜坡。在北东向推覆体控制下，形成东西分带格局，西带为简单斜坡构造，断裂不发育，孔二段地层和砂体厚度大，东发育南北向展布的低幅度背斜，受近东西向断层控制，形成复杂断裂斜坡，孔二段地层相对较薄，砂体在背斜翼部较为发育。因此，在这种演化机制下，形成了两类三大斜坡，南段南皮斜坡继承性发育，构造规模大，北段发育了孔东、孔西两大反转型斜坡。

图1 沧东凹陷区域概况

3 致密油形成的地质条件

3.1 沉积环境条件

沉积环境控制了烃源岩、储层和源储共生关系这三大致密油气形成的地质条件[13]，因此本文将沉积环境及其演化用作为致密油气形成的基础地质条件进行讨论。孔二段共发育沧县隆起、孔店凸起、东光凸起、徐黑凸起四大盆外物源体系和乌马营、灯明寺、集北头、王官屯等多个子物源，盆内对应发育10个规模不等的三角洲朵叶体，南段古地貌平缓，砂体延伸远，北段变化快，以短轴扇体为主。三角洲砂体沿湖盆边缘环带状分布，古湖盆低斜坡-中心区三角洲前缘席状砂、远岸水下扇砂体、白云岩及过渡岩类等致密储层与富有机质页岩、暗色泥岩呈互层式大面积连片分布。平面上发育三个沉积环带，外环为三角洲前缘，为常规与致密储层间互相带；中环为三角洲前缘远端-前三角洲，为粗粒与细粒沉积间互带；内环为前三角洲-半深湖，为细粒沉积带。

沧东凹陷古近纪自下而上沉积了孔店组、沙河街组和东营组。孔二段按沉积旋回划分为4段，即Ek24、Ek23、Ek22和Ek21。Ek24为湖泛初期，水体刚刚开始加深，沉积物粒度在整个孔二段中最粗。研究表明该时期湖盆地势较为平坦，无深湖区，各物源水流同时发育，局部地区产生交汇，该时期湖盆各物源口以辫状河三角洲-滨浅湖沉积为主。Ek23进入湖侵期，水体变深，湖盆面积扩大，南部乌马营、北部孔店和西部舍女寺物源供给强烈，为主要物源。在东南部集北头地区开始沉积厚层暗色泥岩及油页岩。该时期湖盆以辫状河三角洲-半深湖-深湖沉积为主，北部枣园地区深湖湖底扇开始发育，南部乌马营三角洲、北部孔店三角洲和西部舍女寺三角洲最为发育，向湖盆中心延伸距离较远。Ek22湖盆可容纳空间进一步扩大，后期达到最大，湖盆范围也达到最大。早期在边部发育少量砂质沉积，后期发育厚层油页岩和暗色泥岩沉积。该时期湖盆以深湖-半深湖沉积为主，主要发育辫状河三角洲-半深湖-深湖沉积。Ek21湖盆进入萎缩期，物源供给减缓，垂向上下部沉积以暗色泥岩为主，上部出现少量薄互砂质沉积，以辫状河三角洲-滨浅湖沉积为主。

3.2 烃源岩展布特征

广泛分布且具有一定厚度的泥页岩是致密油气生成和赋存的载体，也是影响致密油气藏丰度高低的主要因素。沧东凹陷孔二段处于亚热带潮湿气候下的封闭湖盆沉积，为孔店组最大湖泛期沉积，属欠补偿深凹，发育了一套在平面上连片分布的富含有机质的优质烃源岩，主要为黑色页岩、深灰色泥岩和油页岩等，面积超过1 000 km2，东起叶三拨，西至舍女寺，南至乌马营，北到孔店，累计厚度均在50 m以上，最高可达400 m，部分井段页岩厚度达70～80 m，埋深主要在1 800～3 800 m，埋深适中，既是优质的烃源岩，为致密油藏的形成奠定了物质基础，同时其也成为稳定的区域性盖层。

3.3 烃源岩的有机地球化学特征

烃源岩评价的三大内容分别是有机质丰度、有机质类型和有机质热演化。这三大内容是烃源岩富集程度的决定性因素，而优质烃源岩是致密油气形成的资源基础。

3.3.1 有机质丰度

有机质丰度是生烃强度的主要影响因素，它决定着沉积盆地的生烃量和含油气远景，泥页岩中有机碳含量与致密油气的生烃率具有较好的正相关性[14-15]。通过孔二段实测样品有机碳含量(TOC)测试数据分析表明，平面上，风化店-王官屯-段六拨地区有机质丰度最高，呈弧形状，具有东大西小的平面分布特征，并以此为中心呈条带状向四周逐渐变小，有机碳高值区的分布与泥页岩厚值区重合(图2)。纵向上，为了防止有效离散取样点在与非烃源岩段或非有效泥页岩段的TOC一同进行平均时造成的TOC值偏低，采用了△LgR方法[16]，将实测的TOC值与电阻率和声波测井曲线进行建模，计算出未有实测值井段的TOC值。结果表明，纵向上孔二段烃源岩丰度差异较大，其中Ek21上部TOC分布区间为0.20%～0.29%，平均值0.23%；Ek21下部TOC分布区间为3.99%～6.05%，平均值5.16%；Ek22TOC分布区间为3.41%～8.50%，平均值5.47%；Ek23TOC分布区间为2.81%～6.97%，平均值5.27%；Ek24TOC分布区间在0.14%～1.33%，平均值0.43%。因此，纵向上孔二段主力生烃层段为Ek21下部、Ek22和Ek23。

图2 沧东凹陷孔二段TOC等值线

3.3.2 有机质类型

沧东凹陷为湖相沉积，烃源岩有机质主要是发强烈黄色荧光的结构藻或层状藻类和碎屑类质体，丛粒藻较发育，含量一般在20%～90%，这些组分是成烃能力很强的腐泥型干酪根。通过对大量烃源岩样品的元素、热解及干酪根镜下鉴定等资料的综合分析，孔二段烃源岩有机质以Ⅰ-Ⅱ1型为主，显示良好的生油性。其中，Ⅰ型干酪根主要分布在沧东凹陷的风化店地区和南皮凹陷的王官屯以西和以北的地区；单井镜下鉴定类型指数平均值一般为75～90；氢指数(HI)均值一般在550～750 mg/g。Ⅱ1型干酪根涵盖面积较大，北到z29井区，南到乌马营地区，东西到达地层沉积边缘，发育50 m厚暗色泥岩可达到Ⅱ1型；单井镜下鉴定类型指数平均值一般在40～70；氢指数(HI)均值一般在350～650 mg/g；H/C原子一般在1.25～1.40。可见在孔二段烃源岩发育较厚的区域，显示出优质烃源岩发育，在渤海湾盆地富油凹陷中，属于极好的烃源岩。按致密油烃源岩评价标准，孔二段烃源岩属Ⅰ-Ⅱ1类型，为致密油形成奠定了重要的物质基础。

3.3.3 热演化程度

根据有机质中镜质体反射率Ro与深度关系图、热解峰温Tmax与深度关系等指标综合判断，确定沧东-南皮凹陷的成熟门限为2 600 m，层位是沙三段的下部或底部，孔二段顶界除边缘地带外基本都大于2 700 m，在沧东沉积中心和南皮的小集-乌马营地区可达到3 800 m。孔二段有机质类型好，受热时间长，因此孔二段的烃源岩在比2 600 m浅处便可生排烃，并且随着深度增加，烃源岩热演化“双峰”特征明显(图3)，1 900 m明显，即除成熟阶段大量生油之外，孔二段低成熟阶段生烃特征明显。从镜质体反射率平面分布来看，烃源岩主体热演化程度Ro在0.5%～1.1%，热演化程度适中，基本处于成熟阶段和生烃高峰窗，主要是以生油为主，是致密油形成的决定性因素。由于处于生油高峰期，以有机酸溶蚀长石、碳酸盐矿物为主形成的次生溶蚀孔隙较为发育，从而纵向上发育多个有利的次生孔隙发育带，成为致密油勘探开发的“甜点”区。

3.4 储层条件

3.4.1 岩石学特征

沧东凹陷孔二段致密储层主要为泥页岩、致密砂岩类、白云岩和过渡岩类。泥页岩主要包括暗色泥岩和油页岩，不同地区泥页岩的发育的岩性组合不相同，孔东斜坡页岩层系夹层富含云质，孔西斜坡页岩层系夹层富含砂质，而南皮斜坡和中央隆起带则为大套的泥页岩。致密砂岩以斜坡区-湖盆中心Ek22、Ek24最为发育，主要类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩，长石含量高，石英含量相对较低，填隙物主要为碳酸盐胶结物和少量的黏土，致密砂岩多发育高角度裂缝。白云岩储层以湖泛贫砂期的浅湖-半深湖坡折带Ek21、Ek23最为发育，依据取心资料，目前共识别出20个白云岩集中发育段，累计厚度115 m左右，占已解释层厚的26.5%，平均层厚度8.6 m，以浅黄褐色-黄褐色为主，硬度较大，一般为泥晶白云岩，结晶程度较差。过渡岩类主要分布于南皮斜坡的Ek21、Ek22和孔西斜坡南段Ek22，其岩性复杂，成分多样，为云(灰)-泥-砂三元混合沉积岩类，X衍射分析表明，该类岩性由石英、斜长石、钾长石、方解石、白云石、黏土、黄铁矿、方沸石等组成，无优势矿物成分，纵向上累计厚度在110 m左右。

图3 烃源岩热演化剖面

3.4.2 脆性矿物含量

根据美国致密油气评价的标准，脆性好、微裂缝发育的地层更容易压裂，能够实现致密油气的有效开采。致密油气的物理性质主要取决于其各种矿物的相对含量，脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，在人工压裂外力作用下越容易形成网状结构缝，增加油气泄流面积，有利于致密油气开采。孔二段储层含有石英、方解石、白云石、黄铁矿和方沸石等脆性矿物。如g108-8井Ek22的28个样品，砂岩X衍射分析结果表明，其脆性指数(BI)达92%，而Ek21和Ek23的脆性指数也分别达到85%和81%，脆性指数均远远超过50%，与北美页岩储层中脆性矿物含量在20%～80%这个范围具有一定的可比性[17]，说明储集层的脆性较好，有利于天然和人工裂缝的形成。

3.4.3 储集空间

通过岩石薄片鉴定，沧东凹陷孔二段储层储集空间以粒间溶孔、微裂缝、构造张裂缝为主。常规储层受沉积环境的影响，泥质和灰质含量较多，后期的风化淋滤溶蚀容易形成粒内粒间溶蚀孔，同时后期构造运动使致密脆性岩裂缝局部发育。而在致密储层中，泥页岩质纯、性硬脆、顺页理微裂缝十分发育，可压裂性较高，原生裂缝、次生裂缝、次生溶孔等发育，成为致密油勘探的“甜点”区。其中发育的部分高角度裂缝已被方解石等次生矿物充填，部分可见油斑或高碳物质，表明油气曾经聚集或者运移至此。而泥页岩中所夹的泥质粉细砂岩、白云岩、过渡岩等较易产生裂缝，为油气储集提供了储集空间。总体来看，多类型裂缝及溶孔连片分布为致密油气聚集提供了有利的储集空间。

3.4.4 储层物性特征

按沉积旋回，沧东凹陷孔二段可划分为4段，即Ek21、Ek22、Ek23和Ek24，其中Ek22和Ek24是主要的含油目的层，发育砂岩储层，储层岩性较纯，孔隙度为8%～15%，渗透率为(0.1～50.0)×10-3μm2，属于中低孔-中低渗型储层；如gx1井，3 324.02～3 341.36 m井段的油浸细砂岩，样品物性分析其平均孔隙度为14%，渗透率为1.36×10-3μm2，试油井段为3 295～3 331.8 m，24.9 m/4层，压裂后日产油20.5 t，动液面1 742 m，地层能量充足，证实为油层。Ek21和Ek23是主要生油层，同时也是次要的含油目的层，发育泥质粉细砂岩和泥晶云灰岩，岩性复杂，成分多样，含泥含灰较多，物性较差，孔隙度在10%左右，渗透率为(0.01～10.0)×10-3μm2，属于低孔-低渗型储层。虽然该区储层物性较差，但这种和烃源岩紧密共存呈源储一体的成藏模式，能形成致密油藏的有利地区。

4 源储共生关系与成藏组合

源储共生关系是致密油气形成的最重要的地质条件之一[18]。源储共生关系主要受沉积环境及其演化的控制。继承型斜坡(南皮斜坡)，低斜坡区-湖盆区为三角洲前缘-半深湖相，大面积的三角洲前缘席状砂、白云岩与油页岩、深灰色泥岩叠置，源储一体，叠加连片，形成大面积致密油(图4)；反转斜坡(孔西斜坡、孔东斜坡、姚官屯斜坡)，低部位富砂，中高部位源储一体，利于致密油成藏(图5)。根据致密油形成的地质条件、沉积环境及源储共生关系，其主要成藏组合类型为源内包裹型和源上广覆型。源内包裹型为致密储层与烃源岩互层式接触或致密储层呈席状、透镜状直接包裹于源岩中，属于自生自储成藏模式。

图4 继承型斜坡成藏模式

图5 反转型斜坡成藏模式

源上广覆型为致密储层位于大面积分布的烃源岩之上，与其紧密接触，属于下生上储成藏模式。随着地层埋深加大，细粒沉积物受压实作用和胶结作用，储层逐渐致密化；同时烃源岩逐渐成熟，开始排烃，油气在源储压差作用下克服毛细管力，以渗流扩散的方式直接注入储集体的纳米级孔隙中，并将地层水驱替或部分驱替出储层而形成致密油聚集成藏，或者滞留在源岩中，或者短距离垂向运移至上覆致密砂岩储层中成藏，形成致密油气聚集。纵向上，孔二段各类储油层主要分布于Ek21和Ek23两个油组之中，与生油岩互层，且生油岩本身也是储油层，属于源内或近源聚集，表现为越靠近生烃中心，充注程度越高，已发现的油气基本分布在烃源内部或上部，为典型的自生自储型和下生上储型油气藏。

5 致密油勘探潜力预测

通过上述分析，沧东凹陷孔二段具有利的致密油成藏条件，优质的烃源岩、有利的致密储层、源储一体的接触关系、有效的封盖条件。在主要成藏期内，这四个要素分布发育的复合区为最有利的致密油气成藏区，但其中有效的优质烃源岩是基础。基于沉积环境、地层、构造等研究，采用类比、叠加、综合等技术，根据优质烃源岩分布、有利致密储层分布、断裂分布等因素综合分析，预测最有利油气成藏区。沧东凹陷最有利致密油主要参考指标：有机质丰度大(TOC含量≥3%)，有机质成熟度适中(RO≥0.5%)，埋深范围2 000～4 000 m，构造条件为斜坡带，断层发育较少(生长指数<1.5)，层序格架为湖侵体系域，沉积条件为半深湖-三角洲前缘远端沉积。以此为标准，编制出Ek21、Ek22和Ek23最有利的致密油成藏区。认为现今反转斜坡中高斜坡、继承性低斜坡是致密油勘探的有利地区，包括以下几个区带：孔西斜坡中高斜坡、孔东斜坡中高斜坡和南皮斜坡中低斜坡。

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