A区西斜坡P油层成藏分析及增储区域划定

2019-07-25陈雷

石油化工高等学校学报 2019年4期

陈雷

（大庆油田有限责任公司第五采油厂，黑龙江大庆163513）

A区西斜坡主体位于大庆长垣上，面积202 km2，为XSG、GTZ背斜构造的西翼，西邻齐家⁃古龙凹陷[1⁃5](见图1)。平面上表现为西低东高、倾向北西向的单斜构造，东西向呈带状、南北向呈块状分布的特征，即东西划分为背斜转折端、背斜缓翼、背斜陡翼3个构造带，南北划分为5个断块。内部断层主要发育北北西、北西西⁃近东西、近南北3组走向断层。上白垩统姚家组一段P油层为该区主要产油层位，浅水湖泊三角洲相的水上(水下)分流河道砂为主要储集层，具有垂向厚度薄、平面相变快、呈北北西向和近南北向条带状、网状展布的特点[6⁃10]。油田开发40多年来，主体区块已经进入了高含水、高采出程度阶段，剩余油呈高度分散状态，调整挖潜难度逐渐增大。促进油田增储上产的重点逐渐向两翼斜坡勘探空白区岩性类油藏评价转移，但该区域勘探程度相对较低，受断层分割强、岩性变化快和构造隐蔽等因素影响，油水分布复杂。开展成藏构造、储层、油水分布研究，揭示P油层油气成藏控制因素，可为划定外扩潜力区提供科学依据。

图1 研究区构造位置Fig.1 Structure map of the study area

1 油藏类型及油水分布特征

1.1 油藏类型

研究区P油层主要发育岩性油藏、构造⁃岩性油藏、断层⁃岩性油藏、断层遮挡油藏和背斜油藏5类。

岩性油藏：主要由砂体聚集油气，散布在斜坡陡翼，垂向及平面油水分布无规律且油藏面积小。

构造⁃岩性油藏：单期次河道砂体横穿背斜、断鼻，或河道砂体向单斜构造的上倾方向呈弧形弯曲。该类油藏一般在构造应力强烈部位发育，例如背斜构造转换带部位，受形成条件限制，含油面积较小，油水分布简单。

断层⁃岩性油藏：在单斜构造背景下，单期次河道砂体横向相变快，上倾方向存在断层遮挡，形成断层和岩性联合控制的圈闭。连通性好，表现为上部油层、下部水层的正常油水分布特征。纵向上由于河道砂体与泥岩的交互发育，油水垂向交叉分布。

断层遮挡油藏：以构造、断层控制为主，岩性几乎无影响，遵循正常油水分布规律。研究区主要在NWW⁃近EW向、近SN向断层控制的范围内发育，其中NWW⁃近EW向断层控制形成的油藏规模最大。

背斜油藏：由背斜构造控制油气聚集，油水分布简单。但由于背斜被断层分割复杂化的影响，不同断块之间的油底存在细小差异。

1.2 油水分布特征

1.2.1 垂向油水分布特征研究区P油层厚度80 m左右，主要含油气层位为P1、P2、P3、P4小层，P5、P6、P7小层受沉积环境影响，以前三角洲泥岩为主，仅有局部井点钻遇零星砂体。通过平面小层含油性对比，在P1、P2、P3小层油层或油水同层发育广泛，下部P4小层含油范围明显降低，可见砂体发育程度直接影响含油层系的范围。根据井点纵向上油水分布特征分析，主要有全井发育水层，上部油层、中部油水同层、下部水层，油、水层交互分布，上部油层、下部水层及全井发育纯油层5种类型。

1.2.2 平面油水分布特征根据构造带与油水的对应关系可以看出，平面上从东到西油水分布呈带状特征展布（见图2）。在陡翼主要为水层；缓翼的下部油水分布复杂，具有上部油层、下部水层，油、水层交互分布，全井水层等多种类型；缓翼的上部为正常油水分布，依次为上油⁃中油水⁃下水；背斜转折端主要是纯油层。

图2 东西向油藏剖面Fig.2 Oil reservoir profile crossing from east to west

2 油气成藏分析

2.1 构造单元控制油水平面分布

研究区从背斜翼部到核部地层高程较大，导致不同构造部位油水分布存在差异。为了搞清构造单元与油水分布的关系，根据P油层顶界面的地层起伏及构造形态特征，建立了构造单元划分标准，并精细刻画了构造单元。依据界面固定距离累计构造起伏、界面海拔、固定端点地层仰角分布、固定距离地层倾角分布4个参数，将现今构造以-1 150 m、-970 m构造等高线分为3个构造带。同时，受3个NE向、1个NW向次级背斜变形转换影响，发育3条NWW⁃近EW向的变换断裂带，将西翼斜坡南北细分为I—V 5个区块（见图3）。

图3 研究区构造单元划分Fig.3 Division of tectonic units

2.1.1 平面油水分带特征受构造东西分带控制背斜转折端(a)：构造高、地层倾角较小，易于油气的聚集，以构造控制成藏为主，为纯油区带；存在大致统一的油底。

缓翼区(b、c)：储层倾角转变大，油水共存。缓翼区上部(b)为油水过渡带，局部受砂体展布方向及断层的影响，油水关系复杂；缓翼区下部(c)以构造、断层和砂体复合控制成藏为主，油藏规模小仅局部富集，油水分布最为复杂。

陡翼区(d)：以水层为主，对成藏条件的要求相对较高，以岩性控制成藏为主，其次是岩性与构造联合控制成藏。

2.1.2 油聚集差异受南北构造分块控制受盆地明水组末期构造反转左旋压扭变形[10⁃15]，次级背斜形成过程中直接发生变形转换，形成了大量NWW⁃近EW向的变换断层，将单斜构造在南北方向上分割成不同构造块，分割成的构造块油藏类型不同。其中Ⅰ块以南北走向断层为主，主要为断层遮挡区；Ⅱ块为斜坡主控的构造⁃岩性区；Ⅲ块以近东西走向断层为主，主要为断层遮挡、断层⁃岩性区；Ⅳ块以北北西走向断层为主，主要为断层⁃岩性区；Ⅴ块为陡坡控制的岩性区。

对南北两侧98口井试油结果进行统计，南部65%井试油达到工业油流，北部仅7.0%井试油达工业油流。说明南部油气富集程度明显高于北部。通过构造起伏特征对比也发现，南部构造相对较缓，易于油气的聚集成藏，而北部构造较陡，油气更利于运移。

2.2 沉积演化特征控制垂向油藏类型

P油层是松辽盆地北部主力产油层位之一，其厚度在0~100 m，是在湖盆与分流平原之间相位频繁变迁的条件下形成的，沉积了一套具有多级旋回性、岩相参差不齐、砂泥岩频繁交互的岩性组合，储集层以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩为主，沉积时期主要发育河流⁃三角洲沉积体系。在对研究区单砂体精细划分对比基础上，结合P油层区域沉积背景，划分出P油层沉积演化序列：P7—P41沉积单元为缓慢水退期；P33b—P31沉积为快速水退期；P22—P11沉积单元为缓慢水进期（见图4）。

图4 研究区沉积单元划分Fig.4 Deposit unit dividing of the study area

P7⁃P41层位于P油层下部，沉积时期水体较深，主要为三角洲外前缘亚相和前三角洲亚相，为一套黑色泥岩与粉砂岩薄互层，以波浪改造作用为主，物源供给差，主要发育前三角洲泥及三角洲外前缘薄层浪控席状砂，砂地比低，为岩性控藏；P33b—P31层位于P油层中部，沉积时期湖平面萎缩至最低点，为三角洲分流平原及内前缘亚相，以河控陆上及水下分流河道砂为主，河道砂单砂体垂向厚度在2.0~12.5 m，河道砂平面展布宽度在0.2~5.0 km，物源充沛，砂地比高，以断层遮挡油藏发育为主；P22—P11层位于P油层上部，该时期水体较浅，以三角洲内前缘亚相为主，主要发育河流、湖浪共同控制的三角洲内前缘亚相河道砂和连片席状砂，河道砂规模减小，河道砂单砂体垂向厚度在1.0~6.0 m，河道砂平面展布宽度在0.15~2.00 km，河道砂砂地比中等，为断层、构造和岩性共同控藏（见图5）。通过以上油藏解剖，认为P油层垂向发育油藏类型受沉积演化特征控制。

图5 砂地比值与油藏类型关系Fig.5 Relationship between the ratio of sand and formation and the reservoir types

2.3 断层封闭性性能好坏控制油聚集程度差异

断层封堵油气的能力即断层封闭性，断层封闭性的好坏与断层带SGR（页岩断层泥比率）直接相关[16⁃19]，以断层带泥质含量对断层封闭性能评价。断层机械过程中断裂带的泥质含量SGR计算公式为：

式中，ΔZ为地层厚度，m；Vsh为泥质含量，%；D为断层断距，m。

通过对明显受断层控制的5口井20个小层的含油性，对应的断层带SGR值，断距与单砂体厚度比（R/H）综合分析，确定油水分布的临界范围值：SGR值为25%~32%，R/H比为1.4~2.2，大于临界范围值主要为油层，在临界范围值内主要为油层、油水同层，小于临界范围值主要为水层。对研究区1 800口井的单砂体厚度进行统计，厚度在2 m及以下的砂体比例达到85%。从而确定以2 m砂体厚度与R/H的乘积作为研究区85%砂体的风险断距，即2.8~4.4 m。将断层封闭性能分为三个等级：一是低风险断层，控圈断距D≥4.4 m；二是中风险断层，控圈断距2.8 m

2.4 断层与河道砂配置组合决定成藏难易

研究区P油层顶面主要发育NWW⁃近EW向、NWW向、近SN向3种走向的断层。P油层储层以三角洲相分流河道砂体（陆上或水下）为主，在北部物源背景下，河道砂呈NNW向、近SN向条带状展布。多走向断层及河道砂体形成多种组合关系，不同区域圈闭可靠性存在较大差异，从而造成油气聚集成藏的差异。北西西⁃近东西向断层与河道砂体近于垂直相交，形成的圈闭容易成藏，形成断层遮挡、断层⁃岩性油藏；北北西向断层与河道砂体平行或斜交，成藏风险较大，但当形成有效圈闭时以发育断层岩性油藏为主，近南北向断层与河道砂体平行，其控制区域不易成藏（见图6）。