渤海海域深层低孔渗油气藏成因机制分析—以渤中1&2区块为例

吴小红，王清斌，刘晓健，张 友，夏成岗

(中海石油天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)



渤海海域深层低孔渗油气藏成因机制分析—以渤中1&2区块为例

吴小红，王清斌，刘晓健，张 友，夏成岗

(中海石油天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

渤海深层油气藏勘探潜力大，随着渤海勘探的深入，深层低孔渗油气藏已成为渤海勘探的必然选择。而深层低孔渗油气藏在成因类型和成藏机制上明显不同于先前的构造类油气藏。以渤中1&2区块为例，对其深层低孔渗油气藏成因机制进行深入剖析。研究表明，研究区深层低孔渗油气藏为先致密后成藏。根据深层成藏力平衡机制和浮力成藏下限理论，主要为以浮力运移动力为主的常规油气藏，以及以分子膨胀力为主的深盆致密油气藏，是两种不同成因机制的油气藏叠加在一起组成的复合油气藏。晚期原油两期充注成藏加之晚期碳酸盐胶结作用，导致古油藏的存在。先期原油的排酸作用，异常超压带虽然碳酸盐含量高，但是粒度较粗砂体碳酸盐胶结物含量较少，且颗粒溶孔也比较发育，另外超压使压实受抑制，原生孔隙得以保存，这都是深部致密带出现“甜点”的原因。研究成果对指导渤海深层勘探，拓展勘探领域有一定的借鉴意义。

低孔渗油气藏 成因类型 成因机制 渤中1&2区块 渤海海域

渤海自2006年以来，已经进入立体勘探阶段。勘探领域从凸起转为斜坡和凹陷，因此，深层勘探已经成为渤海的必然选择。按照中华人民共和国石油天然气行业标准(SY/T6285-1997)和中国海洋石油总公司企业标准(Q/HS 1027-2007)，渗透率小于50mD的砂体储层为低渗储层。根据渤海储层发育特点，选取适当的孔隙结构参数，本文把孔隙度小于25%，渗透率小于50mD的砂体储层定义为低孔渗储层。总结以往勘探经验和教训，制约深层勘探成功的关键是储层质量。深层由于压实和成岩作用，储层孔隙度和渗透率相对浅层要低很多。但是，我们无论纵观世界范围内，还是渤海，深层的油气资源潜力是非常大的。世界范围内非常规油气资源中非常规油占12%，非常规气占70%，中国非常规油占油气资源16%(邹才能等，2011)。在渤海，古近系三级石油储量占总共的39%，其中东营组占24%，沙河街组占15%，现今渤海深层(超过3000m)有巨大的砂体沉积体系，辫状河三角洲、曲流河三角洲以及扇三角洲沉积砂体面积有一定的规模，是渤海勘探必须全力攻关的领域。现今渤海低渗油气藏三级地质储量(油气当量)2.6×108m3，低渗油气藏分布面积广，遍布渤海的辽东湾(如锦州14-2、锦州16-2南、旅大21-2)、渤中地区(渤中21-2、秦皇岛29-2E、渤中19-2)、渤西地区(歧口17-1、曹妃甸14-1南、曹妃甸7-3)和渤南地区(垦利6区块)，分布范围广，分布层系主要是深层的沙河街组和东营组下段。

前人对渤海浅层油气成藏机理研究较多，而对渤海深层油气藏成藏机理相对浅层还不成熟完善(蔡东升等，2001；李大伟等，2004；王宗礼等，2010)。对渤海的渤中1&2区块以及渤中25-1油田深层油气藏的油藏特征分析发现，深层油气藏特征与渤海常见的凸起上的常规构造油气藏明显不同，具体表现为：①BZ2-1-A井和BZ2-1-B井东二下段含油层(2井构造位置相对高)，2井构造高部位为水层，3井构造低部位为油层；②在3200m以下的深层，在低孔渗储层中还出现相对高孔渗储层的“甜点”；③统计分析渤中1&2区块的油层、水层、含油水层、油水同层和差油层以及干层的特征，发现深层油气藏油水关系复杂，出现油水倒置的现象；④渤中1&2区块的BZ2-1-A井，3000m以下有荧光油包裹体，GOI丰度大于15，最大25，证明深层存在古油藏。这些问题不是简单的用常规油气成藏机理来分析说明。由于深层资料的限制，本文主要以渤中地区的渤中1&2区块为例，探讨渤海海域低孔渗油气藏的成因类型和成因机制，以解决在勘探中遇到的一系列问题。

1 地质概况

渤海湾盆地是叠置在华北中-古生界基底之上，发育的新生代断陷盆地。渤海海域位于渤海湾盆地东部，是该盆地自古近纪以来由周边山前和隆起区逐步剥蚀夷平、伸展断陷、沉降充填，由水域变陆的过程中仅剩的水域部分(候贵廷等，2000)。渤中凹陷位于渤海海域的中心，是海域内沉积最厚、面积最大的凹陷，古近系地层最大厚度近10km。渤中西次洼是渤中凹陷的一个次级构造单元，位于渤中凹陷西北区域，北邻石臼坨凸起西段，西南面以NW-SE走向的扭压断层为界，北东方向为石臼坨凸起南倾没构造带，往东南方向进入渤中深洼。渤中1&2区块位于渤中西次洼，重点层位为东营组(图1)。

图1 渤中1&2构造地理位置图

2 成因类型

2.1 储层低孔渗期分析

深层低孔渗储层的评价标准，参数主要包括孔隙度、渗透率、排驱压力、最大连通喉道、喉道均值和产能等(任大忠等，2014)。结合研究区的实际基础地质资料，研究低孔渗油气藏的成藏机理，首先要解决低孔渗油气藏成因类型，也就是储层的致密期和油气的成藏期的匹配问题。本文以资料相对较丰富的BZ1&2区块为例，进行深入探讨分析。

碎屑岩储层的胶结作用是造成储层孔隙度减少，储层物性变差的主要原因(明红霞等，2015)。但是，胶结作用对储层物性也有一定的促进作用，如早期碳酸盐胶结在一定程度上可以抑制压实作用(郑浚茂等，1989;王春连等，2016)。运用薄片鉴定、阴极发光、扫描电镜、粒度分析和常规岩心分析等方法，对研究区碎屑岩储层的成岩作用类型及特征进行详细分析。研究区东营组储层胶结物类型以碳酸盐类为主，约占总胶结物含量的67%，其次是自生粘土矿物类，约占33%，硅质类较少。样品统计分析表明该区块东二下亚段储层胶结物(样品数有72个)中碳酸盐类、自生粘土矿物类和硅质类相对比例分别约为80%、20%和0%。东二下亚段储层碳酸盐胶结物(样品数为53个)以白云石为主，约占56%，其次为方解石(包括铁方解石)，约占42%，铁白云石最少，约2%，未见菱铁矿。

早期形成的碳酸盐胶结物在一定程度上能抑制压实作用(郑浚茂等，1989)。本次研究确定碎屑岩碳酸盐胶结期次的方法原理是：碎屑沉积物在不考虑胶结作用及溶蚀作用影响时，随埋深加大，骨架压力随之加大，导致其孔隙度会越来越小，体积压缩系数越来越高，且孔隙度减小满足碎屑岩的正常压实(何炳骏，1979，1981；Parkeretal.，1981)。因为碳酸盐胶结作用可以有效抑制压实作用，从而通过对比同井同深度段(确保沉积和成岩环境完全相同)碎屑岩储层样品体积压缩系数的差异，即可有效区分碎屑岩的胶结期次。碎屑岩的压缩系数是指埋藏后碎屑岩体积与沉积时碎屑岩体积的比值，压实作用是由上覆地层的单向骨架压力作用产生，铅垂方向，沉积物压实作用沿铅垂方向压缩，水平方向可忽略。因此，碎屑岩体积压缩系数表达式如下：

其中，λ为体积压缩系数；V0为沉积时碎屑岩体积，cm3；V埋藏为埋藏(压实缩小)后碎屑岩体积，cm3；φ残原为碎屑岩现今残余原生孔体积率，%；φ残胶为碎屑岩现今残余胶结物体积率，%；φ胶溶孔为碎屑岩现今胶结物溶蚀孔体积率，%；φ0为砂岩初始孔隙度。

以BZ1&2区块为例。BZ1-1-A井为取芯井，分为三次取芯，第一次取芯段是2797m至2806m。对取心段进行密集取样，并将每一个样品进行岩心常规分析、铸体薄片分析、粒度分析等，依据数据可计算每一个样品的体积压缩系数，再以同井同取心段同微相样品进行对比分析，从而区分碳酸盐胶结期次。BZ1-1-A井东营组取心段是三角洲平原的分流河道微相，该段碎屑岩样品的体积压缩系数多数介于1.20～1.40(图2)，碳酸盐质量分数约为0.1%～2.3%，平均为0.3%，碳酸盐胶结减孔率均小于5%，平均值小于1%，孔隙度为23.3%～30.2%，平均为27.1%，空气渗透率为107.40×10-3μm2～3779.90×10-3μm2，平均为1318.70×10-3μm2。然而却存在两个样品体积压缩系数明显低于多数样品，这两个样品的体积压缩系数约为1.10～1.11(图2)，碳酸盐质量分数约为24.7%～25.2%，碳酸盐胶结减孔率约为62%～63%，碳酸盐强烈胶结作用使碎屑沉积物固结成岩，颜色为灰白色，孔隙度为5.6%～5.9%，空气渗透率为12.7×10-3μm2～19.5×10-3μm2。在薄片下，样品②碎屑颗粒部分呈漂浮状镶嵌于碳酸盐胶结物中，颗粒接触关系以游离-点接触为主，铁方解石面积率约为24%。因此取心段压缩系数较小的局部，其碳酸盐胶结物是前一期碳酸盐胶结的残留物，胶结时的埋深浅于现今埋深(2803m)，否则其体积压缩系数不可能为1.1左右，可推测前一期碳酸盐胶结物是方解石，现今的铁方解石是前一期胶结形成的方解石在埋藏后被交代形成的，因为深埋(>2km，温度>60℃)后地层水Mg2+/Ca2+比值低时，Fe2+已很少水化，且易进入前一期方解石的晶格内形成铁方解石(Parker Aetal.，1981)。

图2 渤中1&2区块BZ1-1-A井东一段采样点分布及样品体积压缩系数特征

利用BZ2-1-A井东营组的两次取芯井段2994.5m～3003.85m和3336m～3345.2m，两取芯段碎屑岩样品的体积压缩系数多数介于1.20～1.33，碳酸盐胶结减孔率约为16%～36%，平均值约为29%；而部分样品体积压缩系数低于1.12，约为1.08～1.11。BZ1-1-A井3087.5m～3630m取芯段样品体积压缩系数也是大部分位于1.2～1.28，也有少数样品点为1.07～1.08。所以按照分析结果，把BZ1&2地区第一期碳酸盐胶结的压缩系数定义为1.07～1.11，第二期为大于1.2。利用本区块砂岩储层正常压实趋势线与地层埋藏史结合特征，可推出第一期碳酸盐胶结和第二期碳酸盐胶结的起止时间，也是研究区储层致密期。第一期碳酸盐胶结起始时间，大致相当于体积压缩系数最小值样品在正常压实趋势下到该压缩系数所对应的埋深。

具体步聚为：①求初始孔隙度Φ0。研究区块东营组分选系数用trask方法计算(Trask，1989),计算得到的东营组trask平均分选系数为1.83，用Scherer提出的砂岩初始孔隙度公式计算东营组的初始孔隙度(Scherer M，1987)，Φ0约为35.4。②用Wyllie提出的平均时间公式，Φ=M×AC+N，求取孔隙度与声波时差的关系(Wyllieetal.，1956)。其中M、N为常数，AC为砂岩声波时差值，单位μs/ft。选择两个正常压实砂岩样品点，胶结物和溶孔少的可以忽略，得出两个砂岩样品点的AC和实测Φ。这里选取的是BZ2-1-A井2849.76m，AC为85.8，Φ为24.35；2372.1m的AC为93.3，Φ为25。利用这两个样品点数据。求得M为0.0867，N为16.914。③求取声波时差与埋深D的关系，选用的对数关系要符合该井的实际数据，选择对数关系式。AC=P×lnD+Q(P、Q为常数，从AC与深度D关系式中直接读取数值)。根据研究区的砂岩孔隙度与埋深关系(图3)，可知P为-39.04，Q为399.68。④求压缩系数a与埋深关系。a=M′×lnD+N′，其中M′=-P×M/(100-Φ0)，N′=(100-Q×M-N)/(100-Φ0),求得M′为0.0524，N′为0.75。⑤求胶结期次和古埋深。根据第一期最小和最大压缩系数，分别为1.07(BZ1-1-A井，3382.87m)和1.11(BZ1-1-3井，2802.08m)，第二期为1.2(BZ2-1-A，3340.85m)，结合第四步的已知的M′值和N′值，求得第一期古埋深约为450m和965m，第二期约为5000m左右。结合研究区块的埋藏史特征，可知从450m到965m发生第一期碳酸盐胶结作用，储层主要分布在东二下段，因此东二下段第一期储层低孔渗时期为28Ma～16Ma，即东二下早期到馆陶晚期。同理第二期储层低孔渗时期是现今，第二期碳酸盐胶结作用现今仍在进行(图4)。

图3 研究区块砂岩压实曲线图

图4 BZ2-1-A井埋藏史图

2.2 成藏期确定

利用流体包裹体在储集层中的种类、含量、分布等常规特征及与成岩矿物的结构关系来分析圈闭充注模式和油气运移成藏特征。根据包裹体的均一温度结合盆地的埋藏史和古地温演化史确定成藏期。渤中1&2区块东营组储层含烃盐水包裹体分析结果表明，研究区包裹体均一温度表现为高异常，表明晚期快速充注成藏特征(表1)。结合研究区埋藏史发育特征，表明研究区有两期成藏，成藏时间为明化镇末期-平原组早期和平原组末期至现今(图5)。

表1 BZ2-1-A井包裹体均一温度表Table 1 Well BZ2-1-A homogenization temperature

结合研究区储层致密期与油气成藏期分析，可以看出研究区深层油气藏成藏特征为先致密后成藏，也就是深盆低孔渗致密油气藏。因为第二期碳酸盐胶结作用，使有的地方储层进一步致密。但是由于先期原油的排酸作用，导致孔隙度增大，使储层质量变好，使研究区深层致密储层内出现“甜点”。另外，研究表明，渤中凹陷深洼和西次洼普遍发育超压(刘晓峰等，2008)，在异常超压带，虽然碳酸盐含量高，但是粒度较粗的砂体碳酸盐胶结物含量较少，且颗粒溶孔比较发育，加之超压带内压实作用受到抑制，原生孔隙得以保存，也使深部致密带出现“甜点”。

3 成因机制

低孔渗油气藏复杂异常的地质特征是由其成因机制决定的，揭示其成因机制对解决实际勘探中遇到的难题，预测深层油气藏的分布有重要意义。研究表明，低孔渗油气藏不同于常规油气藏的浮力成藏动力机制。地质条件下浮力成藏下限以及油气成藏底限在宏观上控制非常规致密油气藏的形成与分布(庞雄奇等，2014)，浮力成藏下限是相对于浮力成藏作用提出的新的地质概念(White,1885；庞雄奇等，2014)，其含义在于：随着地层埋深增加，砂体储层的孔隙度和渗透率逐渐减少，孔喉半径降低到某一临界值之后，浮力对油气运聚成藏已不再起主要作用。浮力成藏下限深层低孔渗油气藏就是这种成因机制的油气藏，在盆地深凹区致密储层中形成并且在分子膨胀力的作用下不断的向周围拓展，如果紧邻富烃凹陷，而且储层大范围连续分布，将形成规模的深层低孔渗致密油气藏，例如渤海的BZ25-1深层油藏。

图5 BZ2-1-A井成藏期分析

结合研究区深层东二下的储层孔隙度和渗透率分析，研究区深层2800m以下，孔隙度基本都小于25%，部分孔隙度小于12%。分析其成藏动力学特征，表明研究区深层的低孔渗油气藏为以浮力运移动力为主的常规油藏，以及以分子膨胀力为主的深盆致密油气藏。两种不同成因机制的油气藏叠加在一起组成的复合油气藏。

4 结论

(1)渤中1&2区块深层低孔渗油气藏成因类型为先致密后成藏。根据深层成藏力平衡机制和浮力成藏下限理论，研究区主要为以浮力运移动力为主的常规油藏，以及以分子膨胀力为主的深盆致密油气藏。是两种不同成因机制的油气藏叠加在一起组成的复合油气藏。

(2)晚期原油两期充注成藏，加之晚期碳酸盐胶结作用，导致古油藏的存在。先期原油的排酸作用。异常超压带虽然碳酸盐含量高，但是粒度较粗砂体碳酸盐胶结物含量较少，且颗粒溶孔也比较发育，超压使压实受抑制，原生孔隙得以保存，这都是深部致密带出现“甜点”的原因。

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Genetic Mechanism Analysis of Deep Low-Porosity and Low-Permeability Reservoirs in the Bohai Sea Area：An Example from the Bozhong 1&2 Block

WU Xiao-hong，WANG Qing-bin，LIU Xiao-jian,ZHANG You,XIA Cheng-gang

(BohaiOilfieldResearchInstituteofCNOOCLtd.-Tianjin,Tianjin300452)

There exists a great exploration potential of oil and gas in the deep Bohai Sea.With the further development of exploration,low- porosity and low-permeability reservoirs have become the inevitable choice for the exploration in this area.Such reservoirs are obviously different from the previous reservoirs in genetic types and accumulation mechanisms.Taking the Bozhong 1&2 block as an example,this article analyzes the formation mechanism of low- porosity and low-permeability oil and gas reservoirs at depth.Research shows that such reservoirs were generated after becoming dense.According to the force balance mechanism and the theory of the lower boundary of buoyancy-controled accumulation about the deep low-porosity and low-permeability reservoirs,the study area is of the conventional oil and gas reservoirs which are dominated by buoyancy migration dynamics and the deep basin oil and gas reservoirs controlled by the molecular expansion force.So they are composite oil and gas reservoirs with two kinds of different genetic mechanisms.Late hydrocarbon accumulation and late carbonate cementation led to the existence of the paleo oil reservoirs.Although the high content of carbonate is present in abnormal pressure zones,coarse sand bodies have less carbonate cementation,and dissolution pores developed there.In addition,overpressure inhibited the compaction,primary pores could be preserved,accounting for the existence of the “sweet spot” in deep tight bands of the area.The research results have a certain reference value for guiding the deep exploration in the Bohai Sea area and expanding the exploration field.

deep low-porosity and low-permeability reservoirs,genetic types,genetic mechanism,Bozhong 1&2 block,Bohai Sea area

2016-02-18；

2016-06-11；[责任编辑]陈伟军。

吴小红(1980年-)，女，地质工程师，主要从事石油地质及油气成藏与分布规律研究。E-mail：xhwu01@126.com。

[TE122]

A

0495-5331(2016)04-0768-06

Wu Xiao-hong,Wang Qing-bin,Liu Xiao-jian,Zhang You,Xia Cheng-gang.Genetic mechanism analysis of deep low-porosity and low-permeability reservoirs in the Bohai Sea area：An example from the Bozhong 1&2 block[J].Geology and Exploration,2016,52(4):0768-0773.