渤海南部古潜山油气田成藏机理及展布规律研究<br/>——以渤海L油田为例

渤海南部古潜山油气田成藏机理及展布规律研究
——以渤海L油田为例

2017-06-19张建民余元洲席梦雪

石油地质与工程 2017年3期

关键词：渤中黄河口潜山

李卓，张建民，郭诚，余元洲，席梦雪

(1．中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452；2.中国石油天然气管道局天津设计院)

渤海南部古潜山油气田成藏机理及展布规律研究
——以渤海L油田为例

李卓1，张建民1，郭诚1，余元洲1，席梦雪2

(1．中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452；2.中国石油天然气管道局天津设计院)

渤海L油田位于渤南潜山带中部，属于受构造控制的下古生界古岩溶型碳酸盐岩潜山油田，具有含油气层位多、厚度大、储层分布广的特点。在系统分析供烃条件、构造成因、优质储层主控因素、成藏模式等关键成藏因素基础上，阐述了渤海南部古潜山L油田成藏条件，探讨了潜山油气富集规律，研究认为，渤海L油田烃源来自渤中凹陷和黄河口凹陷，供烃条件优越，油气沿断层及不整合面运移至圈闭；上寒武-下奥陶统储层受控于古地貌及沉积相带，物性较好的云坪沉积发育于古地貌岩溶缓坡单元，呈环带状分布，是油气聚集的天然场所。

渤海L油田；白云岩储层；古地貌；成藏机理；储层展布

渤海L油田发现于1980年，西侧和南侧两条大断层控制了整个构造的发育和形态，使之成为地层向北东向倾没的单斜古潜山。油田目前存在多期不同应力叠加，地震资料品质较差，地层发育及分布情况不清，潜山带有利勘探方向不明等难题。前人认为L油田原油主要来源于黄河口凹陷沙河街组三段烃源岩，油气勘探方向应主要放在N8井断层南侧及2井区断层北块等[1]，但对白云岩储层的主控因素以及展布规律研究较少，本文通过油气源分析，精细古地貌恢复和沉积规律研究，对渤海L油田古潜山碳酸盐岩储层的成藏机理及主控因素进行探讨。

1 古潜山油气藏形成机理

1.1 渤海L油田古潜山成藏主控因素分析

潜山油气藏作为一种新生古储的褶隆型油气藏，其形成需具备一些独特的条件，相比自生自储的原生油气藏，新生古储的浅层气藏更难以富集。渤南低凸起地区地质条件复杂，受构造运动的影响，发育多期断层系统，活动时间长，晚期活动强烈，新近系沙一段泥岩沉降快，可形成潜山顶部盖层，底部的基岩以难于溶蚀的混合花岗岩为主。潜山圈闭的位置决定了其是否能得到充足的油气源供给，在富生烃凹陷内或紧邻富生烃凹陷是潜山成藏的必要条件，大量实践证明了“源控”的重要性。位于两个富生烃凹陷之间的源间潜山，以及凸起倾没端的潜山最利于形成潜山油气藏。渤海L油田就位于渤中凹陷和黄河口凹陷两个富生烃凹陷之间，其在成藏过程中得到了充足的油气供给[2-4]。

从构造成因分类来看，渤南低凸起渤海L油田受挤压构造影响，属褶隆型源间古潜山，成藏主控因素为“源-导-储”耦合[5]。从供油和富集条件来看，褶隆型源间古潜山具有距生油凹陷近、油气运移距离短的特点。四面下倾的基岩残山汇油面积大，能得到充足的油气供给；断层及潜山不整合面则作为运移通道沟通储层和烃源岩，四面下倾的基岩残山上部被新生代泥岩覆盖，形成有效盖层，有利于富集高丰度油气藏。

1.2 渤海L油田古潜山油气藏油气源分析

渤南凸起北邻渤中凹陷, 南邻黄河口凹陷, 被郯庐断裂带切割成自西向东逐级抬升的三大段。渤海L油田位于中段区块西侧，其油源研究对渤南凸起及渤中凹陷西南部地区的油气潜力评价具有重要意义[6]。结合前人研究成果认为，渤海L油田油气源为渤中凹陷和黄河口凹陷混合来源，为典型的源间油气藏；既有沙河街组烃源岩生成的油气, 也有东营组下段烃源岩生成的油气。

L油田北部的渤中凹陷为渤海湾盆地最大生油凹陷，凹陷面积8 600 km2,总资源量45×108t，发育两套生烃层系；其中渤中西南次凹东三到沙一地层厚1 200 m，渤中凹陷沙三段地层厚度为1 000～1 200 m，沙三段烃源岩主要发育于渤中凹陷。通过埋藏史分析，现今的东三段、沙河街组进入成熟—高熟阶段，深凹区进入过熟阶段，利于生成天然气。L油田南侧的黄河口凹陷，总面积3 309 km2，主要发育沙三段、沙一+沙二段和东下段三套生烃层系；其中沙河街组湖相生烃层系厚度为1 000～3 000 m ，已经进入成熟-高成熟生烃阶段。

黄河口凹陷和渤中凹陷如今发现的油气藏都具有近源运移的特征，具有距生烃凹陷近、运移距离短的特征。结合生烃参数对比分析表明，以2井为代表的北上块上油组原油具有三环萜烷含量较高，4-甲基甾烷和重排甾烷含量低的特点，为混源有机质的微咸水湖相原油，与渤中凹陷东三下段烃源岩类似。而以N5井为代表的北下块下油组原油具有重排甾烷和4-甲基甾烷含量较高的特点，与南侧的黄河口凹陷沙三段高成熟烃源岩类似。因此，渤海L油田的原油来自于黄河口凹陷和渤中凹陷。

包裹体均一温度的分布表明，渤海L油田包裹体温度梯度为高、中、低三期与渤中凹陷一致，而黄河口凹陷则主要为低、中温。碳同位素分析认为，渤海L油田天然气主要为高成熟凝析气和成熟气，此外，还有过成熟裂解气，与渤中凹陷一致，高成熟气占有较大比例，而黄河口凹陷主要为成熟气。为进一步证明天然气来源，分别计算了渤中凹陷与黄河口凹陷以及渤海L油田的iC5/nC5和iC4/nC4比值，从图1可见，研究区和渤中凹陷一致，iC5/nC5和iC4/nC4比值较高，而黄河口凹陷比值明显较低。所以综合认为，渤海油田高成熟的天然气来自渤中凹陷。

1.3 渤海L油田古潜山油气藏输导体系

图1 渤海L油田、渤中凹陷和黄河口凹陷天然气组分成因判别

潜山是油气的有利汇聚区，“凹中隆”的构造背景，为油气有效聚集提供了保障[7]。渤海L油田正是处于“凹中隆”的隆部，北邻渤中凹陷，南接黄河口凹陷，是油气聚集的天然场所。构造区处于渤中凹陷及黄河口凹陷超压带边缘，生油区凹陷压力系数高达1.40～1.65，可为油气运移提供充足动力。

油气运移的方向表现为由南到北(渤中凹陷)及由北向南(黄河口凹陷)，无论来自渤中凹陷的油气还是来自黄河口凹陷的油气，都是经过不整合面及早期活动的断层运移至潜山聚集成藏(图2)。包括烃类在内的流体被活动的断层运移到断裂带及潜山顶不整合面并向潜山内部运移，凹陷内部砂体与断层相互交织可形成大量排烃空间，加上断层及不整合面形成的排烃空间，组成油气运移的导体，极大地提高了油气运移的疏导效率[8-9]。多次构造运动造成潜山顶不整合面长期风化剥蚀形成的大量溶蚀孔及溶蚀缝也可作为油气运移的重要通道，对于油气充注成藏具有重要的意义。断层垂向上沟通多套储层，形成了“烃源岩-圈闭储层”的直接运移通道。

2 白云岩储层展布规律研究

渤海L油田古潜山白云岩储层为裂缝-孔隙型双重介质储层，储集空间以溶蚀孔、晶间孔及构造缝为主，沉积作用和成岩作用是影响研究区物性的主要因素。其中原始沉积作用控制了白云岩储集物性的特征；成岩作用使储层物性进一步改善，形成优质的白云岩岩溶储层。古地貌代表着地层沉积和成岩作用的背景，控制了碳酸盐岩次生储集空间的形成与展布[10]。

2.1 印模法与残厚法精细恢复古地貌

渤南潜山带下古生界奥陶系顶部碳酸盐岩风化壳是岩溶古地貌气藏的重要发育场所，岩溶古地貌不仅对岩溶储层发育具有重要的影响，而且是油气成藏的主要控制因素。古地貌恢复是研究岩溶储层特征(揭示油气成藏规律的关键)的一种综合地质模型方法[10]，目前常用的古地貌恢复方法主要有残余厚度法、印模法、地球物理法等[11]。经过优选，在研究区古潜山碳酸盐岩古地貌恢复中采用了残余厚度法与印模法的组合。分析认为，奥陶-寒武系被剥蚀得越多，残余厚度越薄，上覆充填的沙河街组地层越薄。也就是说上下地层组合为上薄下薄的时候，其古地势位置越高；反之，上厚下厚，则古地势越低。利用油田内近20口井钻井剖面综合对比成果，再结合地震资料精细构造解释，编制得到上覆沙河街组充填厚度与下伏风化壳残留厚度等值线图，并得到两者的叠合图(图3)。然后根据古地貌解释的综合地质模型，将该油田潜山风化壳古地貌划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地3个二级古地貌单元，并细分为阶坪、残丘、台地、残台、沟谷、浅洼等6个三级古地貌单元(图4)

图2 渤海L油田油气运聚示意

图3 潜山风化壳厚度和沙河街组充填厚度叠合图

2.2 古地貌控制结合沉积相分析指导储层预测

沉积作用是控制储层分布的首要因素, 是形成后期成岩改造的物质基础[11]。本文在岩心描述、岩心室内外分析化验资料、录井资料、测井资料的基础上，结合研究区古地貌、古水深研究，确定了渤海L油田碳酸盐岩储层的沉积环境及沉积相。

图4 渤海L油田古潜山下古生界岩溶古地貌图

2.2.1 沉积相带分析

在晚寒武-早奥陶世时期，研究区构造地区活动相对平静,地形平缓,气候干燥。盆地中部和西部,海水浅而清澈,陆源碎屑贫乏,发育典型的碳酸盐台地相，其中包括蒸发台地、局限台地、开阔台地和台地边缘。向东逐渐演变为斜坡、广海陆棚和盆地相,水深逐渐加大,陆源碎屑物增多,形成了缓坡型台地沉积模式。大致可归纳为蒸发台地相-局限台地相-开阔台地相-台缘斜坡相-广海陆棚相(图5)。

2.2.2 沉积演化特征分析

上寒武-下奥陶沉积旋回是以海平面升降为背景的沉积相组合。随着海平面的上升，水体加深，发育深水开阔台地沉积，构成碳酸盐沉积体系中的海侵体系域。随着海平面下降，水体变浅，发育浅水局限台地沉积，构成碳酸盐沉积体系中的海退体系域。局限台地的向海方向往往有断续相连的生物礁、浅滩所构成的障壁，海水循环受到一定限制，盐度较高，水体能量较低，日照充分，是原生灰岩白云石化的天然场所[11-13]。其主要的分布区域位于下奥陶统、上寒武统，主要发育云坪、泥云坪以及灰云坪等沉积微相。其中，云坪的主要类型为粉-细晶白云岩，以中至厚层为主。对于泥云坪，其碳酸盐的颗粒主要为细小粉屑和生屑，以中至薄层为主。储集空间主要为白云石化作用、构造作用和风化溶蚀作用形成的次生孔隙和构造裂缝，其中白云岩储层孔隙度可以达到3%～8%，是较好的储集岩。

图5 渤海L油田海相台地沉积模式图

3 有利相带展布

上寒武统崮山组至凤山组发育局限台地-开阔台地沉积体系，局限台地早期以灰云坪沉积为主，中晚期为泥灰坪沉积，至晚期以云坪沉积为主；整体表现为海侵-海退沉积过程(图6)。有利相带受控于古水深及古地貌，物性较好的云坪沉积平面上主要发育于古地貌相对较高的岩溶斜坡，呈环带状分布于局限台地区，发育次生白云岩及灰质白云岩储层。古地貌相对较低的岩溶盆地则发育泥坪、泥灰坪沉积，储层物性较差。下奥陶统冶里组至亮甲山组发育局限台地-开阔台地沉积体系，以云坪沉积为主，夹泥坪、灰泥坪，点状分布；早奥陶世表现为小规模海侵过程(图7)。不同的古地貌单元和不同的体系域控制着白云岩储层的发育，岩溶缓坡的向陆方向是多期海平面下降导致周期性暴露的岩溶储层发育有利地区。

油气成藏机理研究及储层展布规律研究对渤海L油田的开发评价井及调整井井位设计具有重要指导意义。综合研究认为N8井区以南构造圈闭为优选圈闭，该区域位于古地貌相对较高的岩溶斜坡-残丘，发育云坪沉积，且处于中央隆起的较高部位,是油气向隆起区运移、聚集以及白云石化的有利场所。该块为断裂坡折带,源岩断层发育,黄河口凹陷沙三段的原油沿油源断裂与不整合面构成的油气运移通道在该圈闭内聚集成藏，是油气成藏的有利圈闭，评价前景十分乐观。