不整合在凸起区油气成藏中的作用<br/>——以太平油田为例

不整合在凸起区油气成藏中的作用
——以太平油田为例

2018-06-22张娟

石油地质与工程 2018年3期

张娟

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

太平油田位于义和庄凸起，北、东分别为大王庄鼻状构造、四扣洼陷，勘探面积400 km2。第三系与前第三系之间的不整合接触是该区发育的主要不整合面，由于长期遭受风化、剥蚀，不整合面具有凸凹不平、沟梁相间的古地貌特征，埋深1 000～3 000 m，总体具有南高北低特点，受义北、义东、义南三大断裂带挟持，在义和庄凸起与义东断裂带之间形成三排山的构造脊梁，为四扣洼陷Es4油气向区内运移提供了有利构造背景（图1）。

图1 太平油田位置

该区先后发现了明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、石炭–二叠系、寒武–奥陶系等多套含油气层系，探明了潜山风化壳油藏、潜山内幕油藏、地层不整合油藏、构造（断块、断鼻）油藏、岩性油藏、地层超覆油藏、复合型油藏等多种油藏类型[1–4]。研究区含油层系多、油藏类型复杂，导致本区油气成藏规律认识不清。本文在不整合特征研究的基础上，结合原油物性菱形图、包裹体测试等手段，对油气成藏过程进行研究，建立油气成藏模式。

1 不整合结构特征研究

太平油田位于沾化凹陷义和庄凸起东翼，受频繁构造运动和长期的继承性古隆起影响，大部分地层缺失，导致本区不整合非常发育，其中第三系与前第三系之间的不整合发育规模最大、分布范围最广，上下地层接触关系表现为Ng/∈–O、Ng/C–P、Es1/∈–O、Es1/C–P、Es1/Mz、Es4/∈–O、Es4/C–P、Es4/Mz，该不整合控制了本区的油气分布。

不整合主要为二层结构，包括半风化岩石、未风化岩石。由于风化淋滤作用，风化岩石中长石、方解石含量低，黏土矿物富集[5–7]，溶蚀孔洞、裂缝发育，具有渗透性好，渗透率最大可达到几百10-3μ m2，厚度可达百米。如沾 181（Ng/O）、沾 184（Ng/O）等不整合，风化岩石中裂缝级别为Ⅰ–Ⅲ级，裂缝及溶蚀孔洞中见到荧光显示或含油包裹体。

不整合面上下岩性组合分析发现，太平油田主要存在两种岩性组合样式，分别可以作为油气侧向运移和垂向运移的通道。Ⅰ型组合样式：不整合面上为泥岩，泥岩起到很好的遮挡作用，油气主要发生侧向运移；例如沾北2井Es1/Mz不整合为I型，其不整合面之下的母岩为砂质泥，易于风化，不整合面之下发育2 m厚风化黏土层，不整合面上下地层试油结果均为油层，或见油斑显示，风化黏土层起隔层作用，分隔了上下地层，上下地层油气运聚相对独立。Ⅱ型组合样式：不整合面上为渗透层（如砂岩、砾岩等），可形成渗透性“天窗”，油气在此主要发生垂向运移。沾北4井Es1/Mz不整合为Ⅱ型结构，不整合面之下母岩为厚层砂岩，不易风化，缺失风化黏土层，不整合面之上的生物灰岩试油结果为油层，不整合面下砂岩见油斑显示，上下地层连通，具有共同的油水界面。

2 太平油田油气运移路径

太平油田临近四扣洼陷，洼陷发育沙四段、沙三段、沙一段三套烃源岩，厚1 200～1 600 m，有机碳含量1.0%～5.0%，以Ⅰ型干酪根为主，具有良好的生油条件。油源对比表明，太平油田油气主要来自于四扣洼陷的烃源岩[8–9]。太平油田的油气总体上呈现从洼陷区向凸起区运移的特点。由于研究油气运移的方法大都存在一定的局限性，因此本文综合运用多种方法，对研究区油气运移方向、运移路径进行研究。

2.1 流体包裹体显微荧光分析法

流体包裹体是矿物结晶生长过程中保存至今的原始成岩成矿溶液的“代表”，含有丰富的油气成藏信息。对有机流体包裹体进行分析和研究，可以追踪油气运聚路径、重建油藏的充注历史[10–13]。从原油高压物性菱形图变化发现，从四扣洼陷向义和庄凸起方向，原油的高压物性菱形图由扁菱形向方菱形、尖菱形逐渐变化，反映出原油从四扣洼陷向义和庄凸起运移的趋势（图2）。

但是通过包裹体显微荧光分析发现，太平油田存在两套相对独立的油气运移通道：北部油气运移通道包括凸起顶部的沙一段及斜坡砂层，油藏中均发现两期油包裹体，为发淡黄色荧光和发蓝白色荧光的油包裹体，如沾200、沾7、沾北4、沾北2、沾46、义深3等井区；南部油气运移通道包括凸起顶部馆陶组及南斜坡砂层，油藏中仅发现一期油包裹体，为发淡黄色荧光的油包裹体，如沾181井区、沾184井区。说明油气分别沿着这两套运移通道由洼陷向凸起运移。

2.2 油气显示分析法

图2 太平油田有机包裹体显微荧光分布

油气在通过输导体系运移时，会留下一定的痕迹，如荧光、油斑、饱含油等显示。因此可从油气显示及油藏分布，结合岩心分析、试油、试采及投产资料，准确地预测油气运移方向和运移路径[14]。

馆陶组油气显示范围较窄，连续性差，油气显示厚度递变较快，义和庄凸起与斜坡带之间未见连续的油气显示，而且馆陶组砂体多为透镜状，横向连通性较差，说明油气通过砂体长距离侧向运移的可能性不大。将其与寒武-奥陶系（Tr不整合）油气显示厚度等值线进行叠合，发现在平面上形成较为连续的油气分布，说明油气可能是通过不整合运移过来的。在油气注入点位置，不整合为Ⅱ型组合样式，不整合面上下渗透层连通，形成渗透性“天窗”，油气在此发生垂向运移，进入上部砂岩储层中聚集成藏（图3）。

图3 太平油田油气显示厚度及运移方向叠合

2.3 剖面上油气运移路径研究

从沾181–义古26井剖面上分析发现，斜坡区的义古 26、沾 3井区不整合顶部均为泥岩层覆盖，为Ⅰ型组合样式，而在凸起顶部沾183、沾181等井区不整合顶部为砂岩或砾岩，可形成渗透性“天窗”，为Ⅱ型组合样式。因此油气在斜坡区应以侧向运移为主，在凸起顶部以垂向运移为主。

通过沾181井包裹体GOI分析发现，不整合面上砂体GOI值为0.59%，不整合面下灰岩的GOI值为2.85%，说明馆陶组油气是通过断层–不整合运移过来的。（图4）。

图4 沾181–邵141井剖面油气运移方向及路径

3 太平油田油气成藏模式

3.1 油气成藏期的确定

对太平油田包裹体分析认为，研究区主要存在两期含油包裹体（图5），第一期油包裹体均一温度为65 ℃～85 ℃，主要产出于石英颗粒内裂纹、穿石英颗粒裂纹、长石溶蚀孔洞中，以发淡黄色荧光的成熟油为主；第二期油包裹体均一温度为90 ℃～110 ℃，在石英颗粒内裂纹、穿石英颗粒裂纹、石英次生加大边、方解石胶结物中均有检测到，以发蓝白色荧光的高熟油为主。

图5 太平油田Ng组油包裹体及其同期盐水包裹体均一温度分布

结合太平油田典型井的埋藏史与包裹体测温数据认为太平油田曾发生过两期油气成藏：第一期为7.0～3.8 Ma，发生于馆陶末–明化镇早期；第二期为3.2～0 Ma，发生于明化镇末–第四纪，以第一期成藏为主。

3.2 油气成藏模式

通过对太平油田不整合面以及断裂组成的输导格架研究，结合成藏期分析认为，太平油田存在两期油气成藏过程，输导路径以及输导格架不同，第一期成藏发生在馆陶末–明化镇早期，不整合面埋深较浅，压实程度低，渗透性较好，油气从四扣洼陷深处烃源岩排出后，发生二次运移过程，油气通过义东断层输导至浅层后，由于在斜坡区不整合结构以Ⅰ型为主，进入不整合后主要进行侧向运移，油气运移至凸起区后，通过“天窗”位置，发生垂向运移，进入不整合面上的馆陶组、沙一段砂体中聚集成藏，为断层–不整合输导成藏模式。

第二期成藏发生在明化镇组沉积期到第四系沉积期，随着埋深的加大，不整合面渗透性降低，而且不整合面下的储集空间大都被早期油气充注，油气以纵向沿断裂输导为主，油气通过义东断层进行垂向运移，进入到与断层相接的馆陶组、东营组砂体中聚集成藏，为断层–砂体输导成藏模式（图 6）。