牛庄洼陷砂岩透镜体成藏关键因素与富集条件研究

2020-03-24刘明洁季永承

特种油气藏 2020年1期

刘明洁，季永承，刘震，张旺，渠芳

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.西南石油大学，四川成都 610500；3.中国石油大学(北京)，北京 102249；4.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；5.中国科学院，北京 100029)

0 引言

砂岩透镜体油气藏作为最典型的岩性油气藏之一，广泛分布于世界众多含油气盆地中[1]，引起了国内外众多学者广泛关注。牛庄洼陷砂岩透镜体油气藏是中国重要的岩性油气藏，前人对区内砂岩透镜体成藏主控因素研究较多，但对油气富集条件却鲜有研究[2-9]，因此，在实际勘探过程中存在以下问题：①牛庄洼陷沙三中亚段砂体较发育，但钻井显示相同环境沉积的砂体含油性存在较大差异；②含油砂体平面分布差异明显，油气主要集中在洼陷边缘环边界断层附近，而洼陷内东部及西南部断层不发育区域无油气分布；③物性接近的含油砂体，含油程度差异较大[10-11]。因此，从实际勘探问题入手，以断层和砂体为切入点，分析研究区断层对油层的控制作用以及成藏期砂岩古孔隙度对油气富集的影响，进而明确洼槽带砂岩透镜体成藏关键因素与油气富集条件，为牛庄洼陷洼槽带岩性油气藏勘探提供新思路。

1 地质概况

东营凹陷是渤海湾盆地典型的中、新生代箕状断陷盆地，剖面上具有北断南超的特征，平面上大致可分为北部陡坡带、南部斜坡带、中央隆起带和洼陷带[12]。牛庄洼陷位于东营凹陷东南部的洼陷带内，是东营凹陷重要的生油洼陷之一[13]，近东西向延伸面积约为600 km2。牛庄洼陷总体构造简单[14]，北陡南缓，以向斜为主。洼陷内断层主要发育在北部与中央断裂带交界处、南部与南斜坡交界处，中部断层发育较少(图1)。

图1 研究区位置及构造分区

牛庄洼陷古近纪地层发育齐全，自下而上发育有孔店组、沙河街组和东营组，其中，沙河街组是牛庄洼陷主要的烃源岩层和储层。沙河街组自下而上分为沙一段、沙二段、沙三段和沙四段，沙三段自上而下分为沙三上亚段、沙三中亚段和沙三下亚段。前人研究表明，在沙三中亚段沉积时期，由于气候湿润、雨量充沛、碎屑物质供应充足，沿盆地长轴方向发育大型的陆相湖盆复合三角洲—东营三角洲[15]，在牛庄洼陷生成大量的滑塌砂岩透镜体岩性油气藏[16-18]。

2 洼槽带砂岩体成藏的关键因素

牛庄洼陷沙三中亚段多为浊积岩岩性油气藏，烃源岩为下伏的沙三下亚段和沙四段湖相泥岩，为典型的源外成藏特征。作为油气主要的运移通道，断层沟通了下部超压烃源岩与上部砂体储层，是沙三中亚段岩性油气藏成藏的主要控制因素。然而在同样具有断层和砂体的条件下，研究区油气成藏仍存在较大差异。

通过对工区三维地震资料精细解释，结合实际试油和测试数据，将地震剖面与油藏剖面一一对应。沙三中亚段发育6期三角洲，自上而下分别为中1—中6，其中T4、T6分别为沙三中亚段顶、底界面，T51、T52、T53、T54、T55分别为6期三角洲砂层组分界面。通过对比地震剖面和油藏剖面发现，被2条及以上断层切穿的砂体能够成藏，而被单断层切穿的砂体无法成藏。由于牛庄洼陷普遍发育低序级次断层[17]，因此，在实际生产中发现具单断层砂体成藏的情况，可能是因为地震解释过程中，地震分辨率不够高，导致那些微断距的低序级次断层不能被识别所致。

N23井位于工区东部，由过N23井的地震剖面可知(图2a)，该井位于2条断层之间，南部断层与北部断层均呈北东向展布并向东南倾斜。北部断层切穿整个沙三中亚段，沟通了沙四段烃源岩层与沙三中亚段储集层，该断层早期为沙三中段岩性油藏的形成提供了运移通道，晚期封堵作用为油藏的保存提供了良好条件。试油资料显示N23井中5砂层组内3 142.1～3 149.9、3 173.0～3 174.0、3 176.6～3 178.5 m井段为油层(图2b)。S131井位于研究区西部，由过S131井的地震剖面可知，S131井位于3条断层之间，3条断层都是北东向展布且向南东倾斜(图2c)。3条断层均切穿沙三中亚段底界，沟通了沙三下及沙四段的烃源岩与沙三中亚段储集层，为岩性油藏的形成提供油气运移通道。试油资料显示，S131井在中5砂层组内3 017.6 ～3 030.8 m为油层(图2d)。N250井位于工区中部，是牛庄洼陷的一口失利井。尽管N250井南部有一条东西展布向南倾的大断层(图2e)，但N250井油气无法成藏(图2f)。

当牛庄洼陷洼槽带沙三中亚段浊积砂体被至少2条断层切穿时，油气能够成藏；而当砂体仅被单一断层切穿时，油气不能成藏。断层在油气成藏期呈开启状态，深部产生的油气以涌流方式沿断层面向上运移[18-22]，并通过断层面充注进入圈闭成藏。但在该过程中，油气沿断层面的运移与油气沿断层面的充注是2个不同的阶段，具有不同的动力条件。当油气通过断层面向砂体充注时，必须要先排出储层中的孔隙水，考虑到储层内孔隙水的不可压缩性，充注的油气会受到砂体内部孔隙水的阻力导致油气不能进入砂岩成藏。若此时砂体还存在另一条断裂，砂岩内孔隙水便会在油气充注产生的压力下沿着该断层泄出，释放孔隙空间，使油气顺利成藏。

超压烃源岩层被双断层切穿时，油气在超压作用下沿断层快速涌流，并向上运移；断层两侧尖灭砂体类似单断层情况，很难充注油气；对于断层之间的砂体，油气通过下倾方向断层充注，砂体中的孔隙流体通过上倾方向断层排出，在油气供给充足情况下，断层间砂体易充注大量油气成藏，而更多油气则沿断层继续向上运移(图3)。同理，砂体在被多断层切穿的条件下，断层两侧的砂岩体不易成藏，而油气倾向于聚集在断层之间的砂体中成藏。

综上所述，砂体是否被双断层或多断层切穿，是牛庄凹陷沙三中亚段浊积砂体能否成藏的关键因素。

3 洼槽带砂体油气富集条件

在具有相同断层输导背景的条件下，尽管相同的含油沉积砂体现今物性接近，但含油程度却存在明显的不同，表现出油气富集程度的差异性问题。在统计牛庄洼陷沙三中亚段现今含油气孔隙度下限的基础上，通过砂岩孔隙度剖面回溯，求取成藏期砂岩储层临界古孔隙度，进而通过比较成藏期砂岩储层临界孔隙度与成藏期砂岩储层古孔隙度之间的关系，来分析影响油气富集的条件。

图2 过N23井、S131井与N250井剖面

图3 牛庄洼陷洼槽带沙三中亚段油气藏成藏与富集机制

3.1 现今储层含油孔隙度下限

综合利用试油和岩心录井孔渗数据确定现今储层含油物性下限。沙三中亚段试油结果主要表现为油层、水层和干层，岩心录井结果主要表现为富含油、油浸和荧光。当孔隙度小于3.50%时，试油数据表现为水层和干层，岩心录井表现为无明显的含油特征。因此，确定3.50%为现今储层含油孔隙度下限。

3.2 成藏期储层临界孔隙度

选取研究区5口典型井求取临界孔隙度，并以N6井为例进行说明。N6井现今孔隙度为12.70%，采用前人方法进行古孔隙度恢复计算，可知成藏期孔隙度为24.70%，从成藏期到最大埋深期孔隙度变化量为12.00%。5口典型井孔隙度变化量平均值为10.40%(表1)，结合前文得到的现今储层含油孔隙度下限为3.50%，可得研究区沙三中亚段储层成藏期临界物性为13.90%。

表1 研究区典型井成藏期到最大埋深期孔隙度变化量

3.3 成藏期古孔隙度

前人对东营凹陷及牛庄洼陷成藏期进行了较为系统的研究，认为东营组末期—馆陶组早期(25 Ma)为沙三中亚段最早成藏期。对该时期古孔隙度进行恢复。依据前人古孔隙度恢复方法，对沙三中亚段砂岩储层成藏期古孔隙度进行了计算。由于牛庄洼陷主力产油层段中5顶面为T54，挑选28口井恢复了T54顶面的古孔隙度(表2)。

由表2可知，牛庄洼陷沙三中亚段储层在成藏期古孔隙度均大于储层临界物性，表明砂岩均具备油气充注的条件。

表2 牛庄洼陷典型井成藏期T54古孔隙度

3.4 成藏期古孔隙度与油气富集区块关系

中5砂层组是牛庄洼陷地区主要出油层段，通过分析该油层组T54顶面成藏期古孔隙度等值线与油藏富集区块关系(图4)，可以看出研究区古孔隙呈现出东高西低的趋势，油气藏分布区与失利区分界明显。出油井T54顶面古孔隙度为21.16%～23.90%，失利井古孔隙度为18.33%～21.84%，油藏区主要分布在古孔隙度大于20.60%的区域。

由此可知，研究区沙三中亚段岩性油气藏主要分布在成藏期古孔隙度较高的区域，成藏期古孔隙度对油气富集的控制较为明显。

4 洼槽带砂岩体油气成藏与富集机制

牛庄洼陷洼槽带沙三中亚段砂岩透镜体成藏特征表明：在具有相同生储盖组合等石油地质背景下，只有同时被至少2条断层切穿的砂体才能成藏，而被单一断层切穿的砂体不能成藏。这是由于当油气沿断层面向砂岩充注时，单一断层不能有效排出孔隙水为油气提供储集空间。而同时具备2条或多条断层的砂体在油气充注时，兼具泄水断层和注油断层，能够使砂岩中的孔隙水沿泄水断层排出，为油气提供储集空间，而油气则沿注油断层充注进入砂岩孔隙，有利于油气的聚集成藏。此外，洼槽带砂岩储层在成藏期因孔渗性结构分布差异形成级差优势，进而产生了优势运移通道。虽然成藏期砂岩古孔隙度均大于储层临界孔隙度，具备油气充注条件，但在同时具备泄水断层和注油断层切穿砂岩体的前提下，因油气倾向于沿阻力较小的优势运移通道方向运移，导致沙三中亚段岩性油藏主要富集在成藏期高孔渗砂体中。因此，成藏期古物性是控制油气富集的主要条件。