辽西凹陷锦州20-2北油田沙二段油气成藏条件与成藏过程

2019-12-03牛成民王冰洁王飞龙陈容涛张明升

成都理工大学学报（自然科学版） 2019年6期

牛成民,王冰洁,王飞龙,陈容涛,张明升

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海辽西凹陷北部地区经过近40年的勘探，除在20世纪80年代早期发现锦州20-2气田和锦州9-3油田之外，在近20个圈闭钻探40余口探井，虽有不同程度的油气发现，但并无重大突破，油气勘探处于长期停滞的局面，勘探陷入困境，这主要是由于凸起区和中央反转构造带埋藏浅、规模大、类型简单的背斜型圈闭基本都已经被钻探。面对这一问题，渤海油田主动将油气勘探目标转向构造更复杂、埋深更大的洼陷区，由此在复杂断裂带深度超过3 km的地层中发现了锦州20-2北油田，其主力含油层系为古近系沙河街组第二段(简称“沙二段”)砂岩储层，首次在该区深层获得商业性产能，突破了辽东湾拗陷深层勘探的门槛，同时也证明了辽东湾拗陷深层复杂地质条件下巨大的勘探潜力。

随着勘探工作的不断深化，涉及到辽西凹陷北部地区石油地质条件的评价，开展过多方面的研究，具体内容包括宏观规模的烃源岩评价[1-2]、沉积坡折分析[3]、沉积体系刻画[4-5]、油气成藏期次分析[6-7]、构造活动对油气成藏的影响[8-9]和油气分布规律[10-12]等；但针对该区深层油气成藏条件与形成机制的研究，尚未见文献报道。笔者以辽西凹陷北部地区锦州20-2北油田深层沙二段大型油气藏的发现为基础，结合前人的基础研究工作，利用三维地震资料和钻井资料，从烃源岩、储层、圈闭、油气运移和保存条件等方面对该油田的成藏条件进行系统的分析，利用包裹体资料对该油田的形成机制进行研究，研究成果对进一步评价辽东湾拗陷深层油气勘探前景具有重大意义。

1 油田概况

渤海海域东北部的辽东湾拗陷是下辽河裂谷盆地向渤海海域的自然延伸，整体呈北东-南西向展布，经历了古近纪裂陷和新近纪-第四纪后裂陷2个阶段[13-14]。根据对该区构造单元的划分结果，辽东湾拗陷新生代盆地结构具有 “三凹夹两凸”的构造格局，自西向东包括：辽西凹陷、辽中凹陷和辽东凹陷3个负向构造单元以及分隔凹陷的辽西凸起和辽东凸起2个正向构造单元(图1-A)。锦州20-2北油田位于辽西凸起的北倾末端，辽西北洼的东南侧。该油田构造是由于辽西三号边界大断层在尾部收敛形成的一个马尾状构造，油田内部被多条由辽西三号断层派生形成的一系列调节正断层所分割，形成多个断块构造(图1-B)，是一个典型的断块油气田(图2)。区内古近系自下而上分别为孔店组(Ek)、沙河街组(Es)和东营组(Ed)，主要为多期扇三角洲、辫状河三角洲和湖相泥岩的旋回沉积；新近系发育馆陶组(Ng)和明化镇组(Nm)，主要为辫状河与曲流河陆源粗碎屑的砂砾岩和砂泥岩互层沉积[15]。

2 成藏条件

2.1 烃源岩条件

锦州20-2北油田紧邻辽西凹陷北部与辽中凹陷北部，均发育东三段、沙一段、沙三段和沙四段共4套烃源岩，具有双洼多源供烃的优势。烃源岩地球化学分析结果表明：辽西凹陷北部沙四段有效烃源岩有机碳质量分数(wTOC)为0.5%～1.8%，辽中凹陷北部沙四段有效烃源岩wTOC为1%～2.4%，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，其中辽中凹陷北部烃源岩有机质类型明显优于辽西凹陷北部；辽西凹陷北部沙三段有效烃源岩wTOC为0.5%～2.3%，辽中凹陷北部沙三段有效烃源岩wTOC为2%～2.9%，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型；辽西凹陷北部沙一段有效烃源岩wTOC为1%～2.5%，辽中凹陷北部沙一段有效烃源岩wTOC为2%～3.4%，烃源岩有机质类型多为Ⅱ1型，其中辽中凹陷北部烃源岩还含有相当数量的Ⅰ型有机质，表明生油潜力较高；辽西凹陷北部东三段有效烃源岩wTOC为1%～1.7%，辽中凹陷北部东三段有效烃源岩wTOC基本在2%以上，辽中凹陷北部烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，辽西凹陷北部主体发育Ⅱ2型有机质，局部边缘处发育Ⅱ1型有机质(图3)。辽中凹陷北部和辽西凹陷北部沙一段及以下层位均已达到生油高峰阶段，如辽中凹陷北部中心处沙四段已进入高温生气阶段，生烃潜力巨大；辽西凹陷北部最深处烃源层位成熟度可达到0.9%，进入高生油阶段。

图1 研究区构造位置和构造特征Fig.1 Tectonic location and structural characteristics of the study area

图2 锦州20-2北油田油藏剖面Fig.2 Reservoir profile of the JZ20-2N Oilfield(剖面位置见图1-B)

2.2 储层条件

区域沉积古环境的研究成果表明，锦州20-2北油田古近纪于深水湖泊与三角洲交互环境中形成了一套以扇三角洲和辫状河三角洲相为主的沉积体系，其物源来自于西南部的辽西凸起。根据岩心观察和测井资料分析，该油田沙二段储层主要以辫状河三角洲沉积为主，岩性主要为中细砂岩和中粗砂岩，局部含砾。区域盖层为东营组和沙一段的深湖-半深湖相巨厚泥岩(图4)。

根据对沙二段单井岩心观察、测井相划分及测试资料分析，锦州20-2北油田主要储层沉积微相包括水下分流河道(图5-A)和河口坝(图5-B)2种类型。其中水下分流河道微相岩性以中细砂岩、含砾中粗砂岩为主，具正粒序特征，砂岩较厚，由于河道叠加形成的单砂层厚度可以超过10 m，自然电位和自然伽马曲线以箱形为主，部分顶部过渡为钟形。储层实测孔隙度(q)为10.8%～21.3%，平均为15.6%；渗透率(K)为(0.015～2 212.45)×10-3μm2，平均为132.1×10-3μm2：以中孔-中渗储层为主。河口坝微相岩性为细砂岩、中粗砂岩，整体上向上由粉砂岩渐变为中细砂岩，具有反粒序特征，自然电位和自然伽马曲线为漏斗形。储层实测孔隙度为9.7%～20.3%，平均为16.1%；渗透率为(0.01～219.0)×10-3μm2，平均为43.6×10-3μm2：均以中低孔-中低渗储层为主(图6)。水下分流河道间岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩，夹少量薄层的泥质粉砂岩，自然电位和自然伽马曲线为低幅齿形，实测孔渗值相对减小，孔隙度为3.9%～12.3%，渗透率为(0.001～2.75)×10-3μm2，可以作为局部盖层或差储层。

图3 辽西北洼、辽中北洼有机质丰度分布及有机质类型图Fig.3 Abundance and types of organic matters in northern Liaoxi and Liaozhong Depression(A)辽西凹陷北部有机质丰度分布图;(B)辽中凹陷北部有机质丰度分布图;(C)辽西凹陷北部有机质类型;(D)辽中凹陷北部有机质类型

图4 锦州20-2北油田储盖组合特征Fig.4 Characteristics of reservoir and cap-rock assemblage of the JZ20-2N Oilfield

图5 锦州20-2北油田沙二段取心段岩性观察、测井相和物性分析综合图Fig.5 Diagrams showing comprehensive analysis of lithological observation,logging facies and physical property of the core section from the Member 2 of Shahejie Formation in JZ20-2N Oilfield

图6 不同沉积微相储层孔渗关系图Fig.6 Diagram showing porosity-permeability relation of different sedimentary microfacies reservoirs

根据钻井揭示的砂岩厚度，结合对源汇体系的认识[16]，编制了研究区沙二段砂岩厚度等值线图。从上述分析可以看出，水下分流河道和河口坝沉积的累计厚度均超过30 m，依此利用砂岩厚度等值线图，确定了优势相带和断块圈闭的叠合范围(图7)。整体上来看，优势相带主要分布在油田南侧，位于辽西三号断层和F3断层之间，因此，圈闭主体位置和优势相带平面上具有较好的叠置关系。

图7 沙二段砂岩厚度等值线和圈闭叠合图Fig.7 Contour of sandstone thickness and trap overlap map of the Member 2 of Shahejie Formation

2.3 圈闭条件

锦州20-2北油田是由位于东侧的辽西三号断层及其派生的调节断层夹持而形成的典型断块油气田，断块高点的位置位于断层上升盘靠近断层一侧，在剖面上表现为明显的受正断层控制形成的多个断阶带(图2)，油田内部不同断块的圈闭面积在6～13 km2的范围内。辽西三号断层在锦州20-2北油田段为边界大断层末梢位置，走向北东东，掉向北西，为控凹深大断裂，控制了油田范围内构造圈闭的形成与演化，断层最大断距达到360 m，最大延伸长度>15.8 km，该断层发育在明化镇组至基岩地层，长期发育，其下降盘形成了锦州20-2北油田构造圈闭的主体。依附于辽西三号断层，形成了多条呈北东-南西向的派生调节断层，使圈闭复杂化，形成多个断块。派生调节断层的断距为100～200 m，延伸长度可以达到10 km，主要发育于沙河街组和东三段，消亡于东二段沉积期以来。受断层活动性的影响，辽西三号断层控制形成圈闭的闭合幅度超过了800 m，其他派生断层控制圈闭的闭合幅度在200 m左右，均有利于油气聚集。

辽西凹陷在古近系充填过程中由于地幔热隆起(伸展动力)发生了明显的西升东降的掀斜作用，同时在此基础上又受到郯庐断裂挤压(走滑动力)动力的影响[17]，这种双动力学的过程在辽东湾拗陷表现得非常明显，使得辽东湾的多条北东-南西向的大型控凹断层具有明显的走滑性质[18]，辽西3号边界大断层同样具有伸展-走滑叠加性质，这一复合作用控制了沿断层的多种类型的构造圈闭的形成。锦州20-2北油田构造圈闭即为发育在辽西3号断层弯曲部位的一个典型的断层伴生构造，辽西3号断层在锦州20-2北油田构造圈闭段呈现出弯曲的特征，受走滑和伸展应力作用发生了应力场突变，并促使构造变形来调节区域应变，因此限定了锦州20-2北油田构造圈闭发育的空间位置，形成了一系列伴生正断层，这些断层控制了圈闭高点发育的位置均位于断层一侧，形成断块圈闭。

2.4 运移条件

由于走滑作用在新生代表现为右旋的性质[19-21]，使得锦州20-2北油田构造圈闭具有明显“增压型”构造的特征[22]。在挤压应力作用下，断层两侧的地层并未表现出伸展作用同向断阶的特征，而是在断层两侧的地层倾向具有相反的特征(图2)。对同一断块而言，地层又表现出波状起伏的特征，因此这种挤压作用油田断块圈闭在地史时期长期处于构造高部位，形成油气运移的低势区，在宏观上控制油气的运移聚集成藏。在局部构造挤压应力的作用下，伴生辽西三号断层形成的多条派生断层，在地史时期成为垂向输导的有利通道，使烃类在复杂的断块圈闭群中进行有效的分配。勘探实践证实锦州20-2北油田在每个断块上均有原油发现(图1-B)，具有多个断块含油的特点；而从油-源对比的结果来看，沙二段原油也具有沙一段、沙三段、沙四段混源的特征，进一步证明了油气垂向运移通道的重要性。

2.5 保存条件

锦州20-2北油田多个断块含油特征与其控圈断层良好的保存条件密切相关，其根本原因在于该油田的多个断块构造均处于挤压应力状态。在伸展应力作用下，控圈断层处于明显的开启状态，难以阻止流体运移，不利于油气的聚集，容易导致烃类发生散失作用。而对于具有挤压应力状态的构造而言，一方面，断层面的闭合程度随着挤压作用的增加而不断增大，导致保存条件不断得到改善；另一方面，随着断面闭合程度的增加，地层会出现旋钮现象，断层泥也更为发育，在断层的挤压部位就具备了抑制流体运移的重要条件。上文关于锦州20-2北油田剖面特征的描述充分说明了该构造经历过强烈的挤压作用，这种作用甚至可以抵消其他不利于油气保存条件的影响，成为控制油气成藏的重要作用之一。如从地震剖面上来看，该油田F3断层两侧甚至出现“0”断距的现象，断层两侧“砂-砂对接”明显，但油水界面的高度之差>30 m，相同层位油藏的地层流体压力明显分布在43.1～44.2 MPa和43.6～46.3 MPa两个区间(图8)，表现为两个流体压力系统，充分说明断层分隔作用明显，挤压应力对油气的保存具有决定性作用。

图8 地层压力随深度变化关系图Fig.8 Diagram showing the variation of formation pressure with depth

3 油气成藏过程

3.1 流体包裹体镜下特征

储层孔隙、裂隙或者成岩矿物等在结晶生长的同时捕获地层流体，从而形成流体包裹体，根据其产状、发育位置、荧光颜色、均一温度等特征，可以推测油气充注的时间以及期次[23-24]。锦州20-2北油田流体包裹体在显微镜下显示，沙二段储层中发育大量的烃类包裹体，形状多样，包括椭球形和长条形等不规则形态，大小主要为2～10 μm，主要分布于石英颗粒内裂缝及胶结物中，在单偏光下烃类包裹体多呈现浅褐色、无色，在激发荧光下烃类包裹体呈现黄色、蓝白色荧光或者无荧光。

根据流体包裹体类型和荧光颜色，沙二段储层主要发育3种烃类包裹体：第一类是发黄色荧光的液态烃包裹体，单偏光下呈现浅褐色(图9-A)；第二类是发蓝白色荧光的液态烃包裹体，单偏光下呈现浅褐色(图9-B)；第三类是不发荧光的气态烃包裹体，单偏光为无色透明(图9-C)。液态烃包裹体荧光颜色较强，表明该区原油的品性质较好，油气成熟度较高。

3.2 流体包裹体均一温度

流体包裹体的均一温度可以代表捕获包裹体时的储层温度，烃类包裹体中有机质存在不稳定性以及成分的差异性，导致其均一温度具有较大变化；而与烃类包裹体同期共生的盐水包裹体均一温度具有较好的稳定性，因此根据烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度，结合单井埋藏史即可推测油气充注的时间和期次[25-26]。锦州20-2北油田沙二段储层样品中与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度均在100～140℃，主要分布在100～115℃和120～140℃两个主温度区间，双峰形态明显(图10)，表明锦州20-2北油田发生过至少2期油气充注。其中，早期储层捕获包裹体时的温度峰值在100～105℃，晚期储层捕获包裹体时的温度峰值在120～125℃；从烃类包裹体丰度的统计结果来看，晚期烃类包裹体的体积分数可以达到10%～20%，而早期烃类包裹体的体积分数不超过5%，说明晚期烃类包裹体丰度明显高于早期，表明锦州20-2北油田沙二段储层晚期油气充注能力要明显强于早期。

3.3 埋藏史与成藏期次分析

根据锦州20-2北油田流体包裹体均一温度分布，结合单井埋藏史特征，确定了该区油气藏形成的期次和时间。划分的储层与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度有100～105℃和120～125℃两个主峰温度，对应包裹体形成的时期分别为13～7.5 Ma B.P.和1.5 Ma B.P.至今，表明该区存在2期成藏，早期油气成藏时间为馆陶组至明下段沉积时期(13～7.5 Ma B.P.)，晚期成藏时间为平原组沉积时期(1.5 Ma B.P.至今)，且以晚期油气充注为主(图11)。

图9 锦州20-2北油田沙二段有机包裹体显微照片Fig.9 Microphotographs showing organic inclusion in the Member 2 of Shahejie Formation,JZ20-2N Oilfield(A)石英颗粒内裂纹及胶结物中见黄色荧光油包裹体，JZ20-2N-1井,深度 3 228 m，(A1)单偏光，(A2)激发荧光;(B)石英颗粒胶结物中发蓝白色荧光的油包裹体，JZ20-2N-3井，深度 3 236 m，(B1)单偏光，(B2)激发荧光;(C)石英内裂缝中不发荧光的纯气烃包裹体,JZ20-2N-3井,深度 3 189 m,(C1)单偏光，(C2)激发荧光

图10 锦州20-2北油田沙二段流体包裹体均一温度分布直方图Fig.10 Histogram showing fluid inclusion homogenization temperature of the Member 2 of Shahejie Formation,JZ20-2N Oilfield

3.4 油气动态成藏过程分析

成藏期的分析表明该油田存在2期油气充注。馆陶组沉积时期(23.3～12 Ma B.P.)烃源岩刚成熟，生成的原油通过断层、砂体、不整合面在沙二段、沙三段储层中聚集。这一时期原油成熟度一般，且油气充注能力相对较弱，因此液态烃包裹体呈现黄色荧光，包裹体丰度较低。平原组沉积时期(2.6 Ma B.P.至今)，沙四段、沙三段、沙一段烃源岩都已经达到高成熟阶段，凹陷中心处已进入高温生气阶段，烃源岩生成的原油成熟度较高，同时开始生气，因此液态烃包裹体呈现蓝白色荧光，同时可以找到不发荧光的纯气态烃类包裹体。此外，这一时期与渤海海域的新构造运动的时间相匹配[27-29]，由于新构造运动对先存断裂的活化作用，导致油气运移活跃，油气充注能力强，油气自辽西北洼和辽中北洼的沙四段、沙三段和沙一段烃源岩通过断层、砂体及不整合面运移至锦州20-2北油田沙二段聚集成藏(图12)。该期包裹体丰度很高。