济阳坳陷盆缘次生气藏输导模式

2019-05-14张伟忠张云银王兴谋刘海宁曲志鹏于景强

石油实验地质 2019年2期

张伟忠，张云银，王兴谋，查明，董立，刘海宁，曲志鹏，于景强

(1.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司物探研究院，山东东营 257022；2.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东青岛 266580；3.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083)

断陷盆地内围绕生烃中心，油藏有序分布特征明显，由盆地内向盆地外，依次发育稀油油藏、稠油油藏及浅层气藏[1-2]。从源岩—稀油油藏—稠油油藏的输导体系相关研究已经非常成熟[3-4]，相继总结了多种油气输导模式：盆内浅层河流相岩性油藏的油气勘探实践，总结出了适用于盆内浅层的网毯式油气输导模式[5]；盆缘中浅层构造岩性及地层油藏的油气运聚成藏研究，形成了盆缘“T”型输导模式[6]；盆内深层岩性油藏的充注的认识，形成了盆内深层的压吸充注输导模式[7-8]。这些输导模式的建立，使得断陷盆地内的多类型油藏的输导成藏模式达到了一种相对统一的认识，在这些输导模式的指导下取得了许多重要勘探成果。近期在精细化、效益化勘探的推动下，盆缘浅层的稠油及浅层气的勘探又成为新的热点[9-10]。目前的研究已经证实浅层气藏中50%～70%的甲烷气来源于原油的降解过程，稠油和浅层气在成因上的相关性使得其在空间分布上具有一定的伴生特征[11-13]。原油降解过程中产生的生物降解气等通过一定的运载体运移到浅层圈闭中成藏，在运聚成藏过程中浅层气的输导方式及运移路径等均不明确，而目前已有的输导模式并不能解决这些问题。本文在稠油—浅层气成因分析的基础上，开展稠油—浅层气输导体系研究，建立不同类型稠油—浅层气输导模式，以期为稠油—浅层气联合勘探提供一定支撑作用。

1 区域地质概况

济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，东邻郯庐断裂，西北以大型基岩断裂与埕宁隆起相接，南邻鲁西隆起区，由西向东撒开，西窄东宽，面积25 510 km2。济阳坳陷是在前古近系基础上发育起来的新生代断陷—坳陷复合型盆地[14-15]。古近纪为盆地断陷期，盆地具有凹凸相间的地质结构。坳陷内自南而北发育了东营、惠民、沾化、车镇等4个凹陷，其间为青城、滨县、陈家庄、无棣、义和庄等凸起分隔(图1)。济阳坳陷经过50多年的勘探开发，整体上已发现70多个油气田，在其内部次级凹陷周缘及凸起带上发现了丰富的浅层气藏和稠油油藏，且浅层气藏常分布于稠油油藏的上方或上倾方向。稠油与浅层气开发成本相对较低，在低油价的新常态下具有较高的经济效益。由于稠油—浅层气的相互依存关系，两者存在联合勘探的潜力，因此本文从稠油—浅层气输导体系类型划分入手，开展输导要素量化表征，建立了稠油—浅层气输导模式，以期为稠油—浅层气联合勘探提供指导。

2 稠油—浅层气输导体系类型划分

经过二次运移之后形成的油藏，受到多种破坏作用稠化而形成稠油油藏的过程中形成的浅层气，经过再次运移形成浅层气藏。在浅层气的运移过程中受骨架砂体连通性、断裂在新构造运动期的输导能力及相互的配置关系控制。原始油藏分布的构造位置及能够形成浅层气藏的圈闭分布位置共同控制了现今稠油油藏与浅层气藏的空间位置关系，也决定了稠油—浅层气输导体系的类型。

2.1 输导体系类型划分参数

基于对东营凹陷、沾化凹陷及车镇凹陷等6个构造带中已发现的稠油油藏与浅层气藏空间位置的分析，开展了稠油—浅层气输导体系类型划分研究，建立了稠油—浅层气输导体系类型划分方案(图2)。该方案中，利用开始稠化的油藏与最远天然气藏之间的垂向运移距离(H1)与横向运移距离(H2)的比值(T)大小来表征同一体系内稠油油藏到浅层气藏之间输导体系类型的差异，其意义在于通过该参数的量化表征，可从根本上确定不同输导体系类型的主控输导要素。

图1 济阳坳陷稠油—浅层气分布

图2 稠油—浅层气输导体系划分参数模式

基于稠油—浅层气输导体系划分参数T，开展了济阳坳陷6个重点地区稠油—浅层气输导体系划分。从划分结果来看，稠油—浅层气输导体系类型可分为2类：当T>30时，浅层气以侧向运移为主，骨架砂体为主要的输导要素，浅层气藏位于稠油油藏的侧上方；当T<30时，浅层气以垂向运移为主，断裂为主要的输导要素，浅层气藏位于稠油油藏的正上方(表1)。

2.2 输导体系分布规律

受构造演化、储盖条件的影响，侧向型输导体系与垂向型输导体系的分布特征具有较大的差异性。平面上，侧向型输导体系主要分布在断陷盆地的陡坡高凸起带，如东营凹陷的高青、林樊家、单家寺等地区。垂向型输导体系主要分布在断陷盆地的洼陷带内的低凸起带，如飞雁滩、三合村及孤岛等地区(图3)。纵向上，侧向型输导体系中稠油油藏埋藏较浅，运移过程受新近系河流相砂体控制作用明显；垂向型输导体系中稠油埋藏相对较深，浅层气运移过程受断裂的垂相输导控制作用明显。

3 稠油—浅层气输导要素

输导体系中输导要素的量化表征是输导体系研究的关键一环。在断陷盆地内，骨架砂体和断裂又成为输导三要素里面最为重要的两个要素。稠油—浅层气输导体系类型划分已经表明，不同类型的输导体系侧重的输导要素不同：侧向型输导体系重点在于量化表征骨架砂体对于浅层气的输导能力，而垂相型输导体系则强调断裂的垂向活动特征对于浅层气运移的影响。选取了林樊家及三合村两个典型地区分别代表侧向型与垂向型输导体系，开展了相关输导要素量化表征研究。

3.1 侧向型骨架砂体输导特征

骨架砂体是油气侧向运移的主要通道和载体。目前骨架砂体输导体系的研究正从定性分析向定量化评价发展，在分析骨架砂体输导性能主控因素的基础上，如何定量评价骨架砂体的输导能力成为研究的重点。林樊家地区位于东营凹陷西部，受林南及林东断裂的切割形成了林樊家凸起构造，凸起顶部自下而上主要发育孔店组、馆陶组及明化镇组。成藏期油气从利津凹陷深洼区长距离运移至林樊家凸起顶部，在馆陶组底部形成油藏。受微生物降解作用，后期形成稠油油藏并释放浅层气，在西部高部位的明化镇组成藏。

在稠油—浅层气的气输导过程中，侧向型输导体系缺少断层的垂向沟通，骨架砂体是主要的输导体，承担了浅层气垂向和侧向的输导作用。侧向输导方面目前常用的骨架砂体输导能力评价方法主要有两大类：一类是针对河流相砂体分类方法进行砂体连通性的研究，主要应用在油藏开发阶段；一类是勘探阶段针对油气输导过程中砂体连通性的评价方法。宋国奇等[16]提出了骨架砂体输导能力指数法，利用倾角和临界油柱高度的比值来表征骨架砂体输导能力。该方法考虑了骨架砂体的产状及非均质性；但从实际操作来看，临界油柱高度参数的取值较难，在油气分布较少的区域难以实现准确计算。罗晓容等[17]在ALLEN等人研究的基础上提出了概率分布模型法，采用高斯拟合来描述输导层内砂体之间的连通性。该方法在前人模型分析的基础上，利用概率统计学理论进行创新，建立了砂地比与砂体连通性之间的关系，逻辑清晰，各参数的理论意义较为明确；但是该方法的缺陷是没有考虑古地形对油气在砂体中运移的影响。在同样的砂地比条件下，砂体的倾角不同，对油气的输导能力也有差异。

表1 稠油—浅层气输导体系类型划分参数

图3 济阳坳陷稠油—浅层气输导体系平面分布

笔者综合考虑砂体分布及古地形特征，开展了林樊家地区骨架砂体输导特征研究。输导砂体整体沿东西向展布，分布范围广，局部输导砂体厚度较大(图4)。在骨架砂体输导分类评价的基础上，同时叠合分析了林樊家地区明化镇组后期古地貌特征。从分析结果来看，整体上呈现西高东低的特征，中间部位局部地区形成构造高点。输导砂体与古地貌的叠合，明确了侧向型稠油—浅层气输导体系骨架砂体的分布特征，为侧向型输导模式的建立奠定了基础。

图4 济阳坳陷林樊家地区骨架砂体输导能力量化表征

图5 济阳坳陷沾化凹陷主要断层活动性与油气充注期配置

3.2 垂向型稠油—浅层气断裂输导特征

断裂的垂向沟通是垂向型稠油—浅层气输导体系中的关键要素，以三合村地区为典型代表进行研究。稠油油藏作为浅层天然气藏的“源”，降解生气期断裂的活动控制了垂向型输导体系的垂向输导能力。研究表明稠油为晚期降解，其生气过程受断裂的晚期活动及断裂带的内部结构控制。

晚期断裂的活动与稠油的降解过程相互匹配，控制了浅层气的垂向运移(图5)。沾化凹陷主要断层活动期与稠油降解期匹配关系表明，沾化凹陷浅层多数新生断裂和活化断裂可以为浅层气运移提供通道，同时压力释放为浅层气运移提供动力，利于浅层气的运聚成藏。进一步利用断层活动速率法，对三合村地区主要的控藏断裂的晚期活动特征进行了分析。在稠油晚期降解生气的同时，断层活动强度依然可以达到2～3.5 m/Ma，纵向上具有一定的活动性，能够作为降解气垂向运移的通道(图6)。

图6 济阳坳陷三合村地区断层晚期活动性

3.3 浅层泥岩盖层的垂向输导能力

盖层厚度对油气封闭能力的影响，国内外学者们已经进行了大量研究。盖层的封闭性能主要与自身性质相关，较薄的泥岩盖层(十数厘米)就可以封盖数百米的油柱。基于岩心资料开展了浅层盖层和储层突破压力的测试(表2)，结果表明，泥岩盖层突破压力多大于1.0 MPa，而济阳浅层气藏剩余压力一般小于0.5 MPa[19]，表明浅层的泥岩盖层具有一定封盖能力。进一步，依据浅层气密度及测试实验得出的突破压力进行封油气柱高度的计算，结果表明，浅层泥岩封气柱高度为封油柱高度的2/3(图7)，因此针对分子较小的甲烷，如果成藏期浅层气源充足，形成的气柱高度超过了盖层的封堵极限，浅层气仍可穿过泥岩盖层向上运移。

依据前人研究成果，甲烷通过泥岩的扩散系数为6.32×10-7cm2/s[20]，利用Fick定律开展了甲烷纵向扩散速度计算。计算结果表明，每百万年甲烷纵向运移距离达240 m，而浅层气成藏期在3～2 Ma，浅层气聚集成藏之后理论上可以向上穿越480～720 m的泥岩盖层运移。勘探实际表明，浅层稠油油藏的整体埋深在1 000～1 500 m，整体的泥岩盖层厚度约500～800 m，因此浅层气生成或成藏之后通过扩散作用依然可以向上长距离运移。以上分析表明，虽然扩散速度是渗流速度的十万分之一，但速度及效率同样可观，尤其是在浅层泥岩盖层封盖能力较弱的条件下。

4 稠油—浅层气输导模式

基于稠油—浅层气输导体系类型的划分及输导要素的分析，建立了侧向型和垂向型2种输导模式。

4.1 侧向型稠油—浅层气输导模式

以林樊家地区为典型代表，通过对骨架砂体、泥岩盖层的评价，建立了侧向型稠油—浅层气输导模式(图8)。侧向型输导模式中稠油油藏作为“起点”位于侧下方馆陶组底部，浅层气藏作为输导体系的“终点”位于侧上方明化镇组。从稠油油藏至浅层气藏的输导过程可以划分为3个阶段：①从最下方的稠油油藏稠化、生产浅层气开始，通过断层的垂向沟通进入凸起带；②在凸起带上通过骨架砂体的侧向运移，使得浅层气进一步向高部位运移。在浅层气的侧向运移过程中逐渐以扩散的方式穿越顶部泥岩盖层垂向运移；③浅层气穿越泥岩盖层垂向运移之后进入明化镇组河道砂中，受高孔渗砂体的控制逐步以渗流的方式沿河道砂向高部位运移，进入有效圈闭聚集成藏。从构造分析来看，在明化镇组气藏与馆陶组稠油之间没有明显的断裂发育，垂向上天然气的运移只能通过垂向穿越泥岩隔层的扩散来实现，因此认为，浅层气通过垂向扩散后进入明化镇组高孔渗的河道砂中积聚，进而以渗流的方式向高部位侧向运移，通过这种方式在明化镇组岩性圈闭中聚集成藏。目前该区在勘探中已经发现的浅层气藏大部分位于明化镇组河道砂体中，也验证了侧向型的输导模式。

表2 泥岩封闭能力参数

图7 泥岩盖层突破压力与封堵油气柱高度

图8 稠油—浅层气侧向型输导模式

图9 稠油—浅层气垂向型输导模式

4.2 垂向型稠油—浅层气输导模式

以三合村为典型代表，通过对断裂垂向输导的评价，建立了稠油—浅层气垂向型输导模式(图9)[21-22]。垂向型输导模式中稠油油藏作为“起点”位于正下方馆陶组中下部，浅层气藏作为输导体系的“终点”位于正上方馆陶组顶部和明化镇组。垂向型输导过程相对较为简单，可划分为2个阶段：①浅层气从稠油油藏中进入相对较高渗透性的断裂带内；②浅层气沿断裂带垂向运移进入顶部的圈闭中聚集成藏。由于高孔渗断裂带的存在，使得在垂向型输导模式中浅层气穿越盖层垂向运移的概率较低，主要沿断裂带垂向运移。