成熟探区资源潜力评价:以松辽盆地敖南地区为例

2020-05-20张文婧包丽彭建亮付丽王敬岩韩昊

世界地质 2020年1期

张文婧，包丽，彭建亮，付丽，王敬岩，韩昊

1.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712; 2.大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江大庆 163118

0 引言

松辽盆地北部具备“满凹含油”的地质条件，石油资源非常丰富[1--2]。据“第四轮全国油气资源评价”结果显示，松辽盆地北部石油资源量为101.47×108t[3]。经过近60年的勘探开发，盆地整体已进入勘探成熟阶段，资源探明率已超过60%，剩余资源具有埋藏深、规模小、分布散、隐蔽性强和油水关系复杂等特点，效益增储难度日益加大[3--4]。“十三五”以来，随着地质认识的深化和技术水平的提高，齐家—古龙、长垣—三肇等富油凹陷精细勘探取得了新的突破，资源潜力有了新的增长。而同期，国际油价持续低迷、中国经济增速放缓等因素给石油勘探带来新的挑战。成熟老探区还有多大的资源潜力能够满足后备资源接替不足的难题？尚不明确。为此，笔者在成藏地质条件分析基础上，开展资源评价方法和关键参数研究，重新落实资源潜力，以期对预测高勘探程度区剩余油气资源的空间分布和推动该领域的勘探突破有所帮助。

1 地质背景及勘探概况

松辽盆地是叠置于古生代基底上的大型中、新生代沉积盆地[5--6]，面积约26×104km2。盆地构造演化大体经历了断陷期、断--坳转换期、坳陷期和萎缩期4个阶段[6--7]。其中，断陷期沉积时期，盆地由孤立分散的小型盆地逐渐统一为大型坳陷盆地，可划分为6个一级构造单元(图1)，并细分为32个二级构造单元。白垩系为盆地主体沉积，自下而上可划分为10个地层单元[6]。纵向上根据生储盖组合和油源对比结果[3]，可划分为上部、中部、下部和深部4套含油气组合，发育黑帝庙油层(H)、萨尔图油层(S)、葡萄花油层(P)、高台子油层(G)、扶余油层(FY)和登娄库油层(D)等6大含油层系(图1)。

图1 松辽盆地坳陷期构造地层单元分区及含油气组合综合图Fig.1 Comprehensive map of tectonic formation division in fall period and oil-gas combination of Songliao Basin

葡萄花油层发育在姚家组一段大型浅水湖盆三角洲沉积体系中，砂体分布范围广、埋藏适中、物性较好，并夹在青山口组、嫩江组两套主力烃源岩之间[3]。砂体与青山口组一段生油岩直接接触，位于油气侧向短距离运移的有利部位，具备“下生上储”的优越条件。此外，嫩江组一、二段在盆地范围内广泛分布暗色的湖相泥岩也是葡萄花油层良好的盖层。这种大规模的储集体被生油岩、盖层包围的空间组合模式也是大庆油田形成的基础。

葡萄花油层有利勘探面积约3×104km2，探井2 469口，工业油井639口，累计提交石油三级地质储量28.02×108t，是松辽盆地北部中浅层勘探程度最高的一个层位。近年来，龙西—杏西地区多口井于葡萄花油层获得高产工业油气流，富油凹陷展现亿吨级场面，勘探老区仍有很大的资源潜力。

2 葡萄花油层刻度区优选

刻度区是指在油气资源评价过程中作为评价区类比标准的评价基本地质单元。按照“勘探程度高、地质规律认识程度高及资源落实程度高”[8]的三高原则，选择位于成熟源岩区内的敖南地区进行精细解剖。一方面由于该区勘探程度较高，油藏类型、油水关系清楚，资源落实可靠，有利于提高刻度的精度；另一方面，敖南地区葡萄花油层为北部物源三角洲前缘相沉积，能够代表长轴缓坡--低位河流三角洲组合的刻度区类型，与已发现的肇州油田、永乐油田和新肇油田等岩性油气藏同在一个物源区的相同沉积相带上，烃源岩、储层等地质特征与相应的评价单元也具有较好的可对比性。

敖南刻度区位于松辽盆地北部中央凹陷区的东南部(图1)，处于齐家—古龙凹陷、大庆长垣、三肇凹陷以及朝阳沟阶地4个二级构造单元的接合部位。东与永乐油田相连，西至茂兴三维工区，北接敖9三维工区，南抵松花江北岸。敖南刻度区已完成二维地震测线908 km，三维地震256 km2。含油层位主要为黑帝庙油层、葡萄花油层和扶余油层。其中，葡萄花油层以产能高、面积广作为该区的主力油层，探井29口，进尺6.33×104m，已提交石油探明地质储量3 305.4×104t。

3 成藏主控因素分析

3.1 有效烃源岩控制油气分布范围

明水组沉积末期，青山口组烃源岩在齐家等地区均已成熟并开始大量排烃，排烃强度最大可达4×106t/km2，排烃范围包括齐家—古龙、三肇等地区，总体上控制了敖南刻度区油气的分布范围。齐家—古龙、三肇地区的青山口组一段烃源岩地化资料统计表明(表1)，齐家—古龙凹陷青山口组一段烃源岩有机碳平均值达到2.13%，一般分布在1.0%～3.0%。氯仿沥青“A”平均值达到0.43%，主要分布在0.4%～0.9%。生烃潜量S1+S2平均值达到18.49 mg/g，主要分布在10～35 mg/g。三肇凹陷青山口组一段烃源岩有机碳平均值为3.14%，主要分布在1.0%～6.0%。氯仿沥青“A”平均值为0.626%，主频分布在0.2%～0.9%。生烃潜量S1+S2平均值高达29.27 mg/g，主频分布在10～35 mg/g。

表1 齐家—古龙、三肇地区青山口组一段烃源岩有机质丰度

Table 1 Hydrocarbon source rock organic abundance of Qingshankou Formation Member--1in Qijia--Gulong and Sanzhao area

地区层位有机碳/%氯仿“A”/%S1+S2/mg·g-1评价结果齐家—古龙凹陷K2qn10.22～6.672.13(87)0.016～1.1500.429(69)0.06～69718.49(190)最好三肇凹陷K2qn10.11～7.923.14(87)0.006～1.7520.626(51)0.01～48429.27(108)最好

敖南刻度区葡萄花油层的原油主要来自下伏青山口组一段生油岩，源岩年龄100 Ma，有效烃源岩厚度53 m，有机质丰度较高，一般>2.0%，有机质类型为Ⅰ类，平均TOC为3%，达到了好烃源岩的标准[9]。有机质成熟度一般>0.9%，平均为0.87，反映烃源岩已进入生油高峰阶段。

3.2 三角洲前缘亚相薄互层砂体构成油气储集层

受北部三角洲沉积体系的控制，敖南刻度区沉积微相由三角洲内前缘相过渡到三角洲外前缘相，北部为三角洲内前缘水下分流河道沉积，中部为三角洲外前缘席状砂沉积，往南过渡为前三角洲沉积。敖南刻度区砂体类型主要为分流河道砂体、河口坝和席状砂(图2)，多呈条带状和透镜状。其中，分流河道砂体厚3～5 m，宽200～300 m；河口坝砂体厚2～3 m；席状砂厚1～2 m。砂体横向连通性较差、变化快，砂地比总体为20%～50%。沉积相带展布特征决定了砂体平面分布北厚南薄的特点，广泛分布的分流河道和席状砂沉积为大面积岩性油藏的形成提供了储层背景。

图2 敖南刻度区葡萄花油层沉积相及砂体分布Fig.2 Sediment phase and sand distribution of Putaohua oil layer in Aonan calibrated area

储层岩石类型主要为含泥长石岩屑粉、细砂岩。黏土矿物以绿泥石、伊利石为主，其次为高岭石。储层孔隙度为14.8%～24.0%，平均为19.4%，渗透率为0.29～61.68 mD ，平均为15.9 mD，属中孔、中低渗储层。储集空间类型以原生粒间孔为主，其次为粒间扩大孔(图3A-3C)。北部葡萄花油层孔隙较发育，连通性较好(图3D)，常见长石颗粒被溶蚀现象,形成次生孔隙；孔隙中共生绿泥石与次生石英(图3E)，颗粒表面共生绿泥石与伊利石(图3F)。南部孔隙较北部发育略差，粒间生长次生石英，颗粒表面贴附伊利石充填孔隙。

图3 敖南刻度区葡萄花油层储集层特征Fig.3 Reservoir features of Putaohua oil layer in Aonan calibrated area

3.3 受沉积相带控制，砂体、构造匹配发育大面积岩性油藏

烃源岩研究表明，敖南刻度区的油气主要来自齐家—古龙凹陷，其次为三肇凹陷，生油凹陷宏观上控制了油藏分布。葡萄花油层沉积时期，主要受北部三角洲沉积体系的控制，储集体由多套薄砂层垂向叠置、横向上错叠连片(图2、4)。广泛分布的三角洲前缘砂体与青山口组主力烃源岩在垂向叠合，为形成大面积岩性油藏创造了有利条件。根据砂体类型与构造匹配关系，构造较高部位油气重力分异较好，多为纯油区，以岩性为主控因素，形成大面积的岩性油藏，局部因岩性影响存在同层与水层。在构造低部位，油水分异较差，多为油水同产区或产水区，油水关系较复杂，形成以岩性油藏为背景的构造--岩性油藏。

图4 敖南刻度区葡萄花油层油藏剖面图Fig.4 Reservoir profile of Putaohua oil layer in Aonan calibrated area

此外，敖南地区葡萄花油层沉积时期，油源断裂发育，其延展方向主要以南北向及北北西向为主，间或有北北东向，平面上条带性较为明显。油源断裂沟通了青山口组一段烃源岩与姚家组一段砂体，青山口组一段生成的石油在浮力作用下沿断层侧向运移至葡萄花油层构造高部位、斜坡部位的砂体中，形成常规油藏。构造高部位储层条件较好的砂体为储量提交区块。因此，油藏的形成受生烃凹陷、岩性和断层共同控制。

三个山地都处于温带，纬度基本一致，经度有所差异，导致三个山地间温度较为接近，而降水量略有差异，由高到低依次为长白山＞海棠山＞百花山。由此，三个山地间植物区系在科、属、种上有不同程度的联系，也有不同程度的差异。通过三个山地植物区系的比较分析，长白山植被以北温带植物为主，百花山植被则与华中、华北、西北植物区系联系较紧密，而海棠山植被既与华中、华北区系关系紧密，又与北温带植物区系密切关联。

4 资源量计算

目前，国内外通常采用油气成因法、地质类比法和地质统计法等方法进行资源评价[8,10--12]。不同的方法具有不同的适用性，一般与评价区的勘探程度有关。敖南刻度区葡萄花油层勘探程度较高，发现的油藏较多，有足够的样本，采用多种方法进行资源评价以确保资源评价的可靠性和准确性。本次研究选取容积法和规模序列法进行资源潜力分析。

4.1 容积法及计算参数选取

容积法计算石油地质资源量公式：

N=100·A·H·Φ·Soi·ρO/Boi

(1)

式中：N为石油地质储量(104t)；A为含油面积(km2)；H为平均有效厚度(m)；Φ为平均有效孔隙度(%)；Soi为平均原始含油饱和度(%)；ρO为平均地面原油密度(t/m3)；Boi为平均地层原油体积系数(f)。

含油面积刻度区探明、控制储量含油面积224.1 km2，以探明储量、断层作为含油边界，取边缘工业油井平均井距的一半或单井外推1～2 km，结合三维地震工区，计算刻度区含油面积为256.3 km2。

有效厚度油层有效厚度是指储集层中具有产油能力的那部分厚度，它是正确识别油层分布状况和准确计算石油地质储量的重要依据。利用刻度区大量的岩芯、测井和试油等资料，确定有效厚度为2.8 m。

有效孔隙度敖南刻度区北部平均孔隙度为21.1%，南部平均孔隙度为16.46%，确定有效孔隙度为17.3%。

原始饱和度、原油密度、体系系数参照敖南地区储量的饱和度、原油密度和体积系数。

根据上述计算参数选取结果，采用容积法计算敖南刻度区葡萄花油层地质资源量为5 023×104t(表2)。

表2 敖南刻度区葡萄花油层资源量计算表

4.2 油藏规模序列法

油藏规模序列法是通过已发现油藏的规模序列预测未发现油藏的储量和整个评价单元的资源量。计算资源量公式如下：

(2)

评价思路为连续迭代确定合理斜率k，进而确定已发现油藏在序列中的符合率，分概率统计资源量分布。

根据本区已知油藏储量的发现情况(目前已发现最小油藏为65.5×104t)，限定最小资源规模为20×104t，最大油藏个数<50个。连续迭代结果显示k=62时最合理(图5)，计算敖南刻度区葡萄花油层地质资源量为5 093.16×104t，且已发现油藏在预测规模序列中，资源接近。

图5 敖南刻度区葡萄花油层油藏规模序列分布(A)与地质资源量分布(B)Fig.5 Sequence of reservoir scale (A)and distribution of geological resource(B)of Putaohua oil layer in Aonan calibrated area

参照容积法和油藏规模序列法评价敖南刻度区葡萄花油层地质资源量的结果，最终采用特尔菲概率加权确定本区石油地质资源量期望值为5 057.1×104t。

5 资源评价的关键参数

5.1 运聚系数

运聚系数是指运聚单元内生成的油或气量能够聚集成藏的百分数，即油气地质资源量与生烃量的比值，是资源评价的重要研究参数。主要受油气生成、排烃、运移、散失和聚集成藏过程中多种地质因素控制。青山口组总生油量761×108t，占松辽盆地北部中浅层烃源岩总生油量的85%，是葡萄花油层的良好油源岩。敖南刻度区为长期继承性发育的古构造，是油气运移、聚集的有利场所，盆地模拟结果表明刻度区总生烃量为15.22×108t，依据地质资源量5 057.1×104t，计算运聚系数为3.32%(表3)。

表3 敖南刻度区葡萄花油层石油资源评价综合结果

Table 3 Comprehensive petroleum resource evaluationresults of Putaohua oil layer in Aonan calibrated area

分类区敖南刻度区含油面积/km2256.30地质资源量/104 t5 057.10资源评价关键参数运聚系数/%3.32可采系数/%22.00地质资源丰度/104 t·km-219.73可采资源丰度/104 t·km-24.34储量丰度/104 t·km-212.90含油面积系数0.87

5.2 可采系数

石油可采系数是指石油可采资源量与石油地质资源量的比值。敖南刻度区葡萄花油层石油地质资源量、石油可采资源量分别为5 057.1×104t、1 112.6×104t，由此确定可采系数为22%(表3)。已提交探明储量的茂72、葡36、茂74区块可采系数分别为21%、24%、22.5%，敖南刻度区的可采系数与上述区块的可采系数相近。

5.3 资源丰度与储量丰度

油气资源丰度是油气资源量与面积的比值，油气储量丰度是研究区内已知油气藏储量与面积的比值，这两个参数都反应了研究区油气聚集的条件与能力。敖南刻度区石油资源丰度为19.73×104t /km2(石油地质资源量为5 057.1×104t与面积的比值)、可采资源丰度为4.34×104t /km2(可采资源量为1 112.6×104t与面积的比值)、储量丰度为12.9×104t /km2(已提交石油探明地质储量为3 305.4×104t与面积的比值)(表3)。

5.4 含油面积系数

含油面积系数是已发现圈闭(油气藏)的含油面积与圈闭面积的比值。对于整个研究区的平均圈闭含油面积系数是刻度区内的叠合含油面积与研究区面积的比值，也可以用单个油藏含油面积系数的平均值。根据刻度区探明、控制储量含油面积为224.1 km2，含油圈闭面积为224.1 km2，刻度区含油面积为256.3 km2，计算含油面积系数为0.87(表3)。