辽河拗陷牛心坨沙四段致密砂岩油形成主控因素及有利区预测

2021-01-06庞宏吴松胡英杰王海朋丁旭光刘兴周惠沙沙陈昌郭军敏

石油科学通报 2020年4期

关键词：高升烃源油藏

庞宏，吴松，胡英杰，王海朋，丁旭光，刘兴周，惠沙沙，陈昌，郭军敏

1 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249

2 中国石油大学(北京)地球科学学院盆地与油藏研究中心，北京 102249

3 中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，盘锦 124000

4 中国石油集团测井有限公司辽河分公司，盘锦 124000

*通信作者, panghong19820107@126.com

0 引言

牛心坨地区是辽河拗陷勘探程度较低的地区之一，经过了多轮的油气勘探，目前在该区完钻探井近90口，沙四段主要在牛心坨亚段获得了工业油气流。特别是近期坨45井在该层位试油获得了日产油46.2方的高产油流，该井的钻探成功，展示了坨南地区良好的勘探前景。

图1 牛心坨E2s4孔隙度与含油气性关系统计图Fig. 1 Statistical chart of the relationship between the porosity and the petroliferous properties of Niuxintuo E2s4

牛心坨地区的沙四段砂岩油气成藏机理研究引起了国内外学者的关注，大都认为沙四段砂岩油藏主要为常规的构造、岩性油藏，并建立了沙四段油藏源控成藏模式，指出构造高点及断裂附近为油气富集的有利部位[1-4]。在1998—2002年间，通过常规油气的成藏模式指导先后经历了两个勘探高峰期，但自2003年起，对于常规油气发育有利的构造带的钻探并未有较大的收获，依托于源控、构造等因素建立起的常规油气成藏模式已经无法对油田勘探部署进行有效的指导。作者及团队在近期研究表明，坨南地区沙四段砂岩油藏存在普遍致密的特征，油气主要富集在孔隙度相对中等的地区(图1)，可能发育致密油藏，如果该结论成立的话，那么研究区的勘探方向将要向斜坡和凹陷转变。致密油藏通常具有储层物性较差、发育于异常压力环境以及近源成藏等特点，本文拟通过致密油藏形成条件入手，对牛心坨地区致密油储层进行分析；通过沉积相(D)、构造稳定带(P)和烃源岩(S)3大要素主控因素分析，建立致密油藏成藏模式，依据成藏模式预测有利勘探区带，研究成果对研究区未来勘探具有指导意义。

1 地质概况

辽河拗陷属陆相断陷盆地，牛心坨地区位于辽河西部凹陷东陡坡带的北部(图2)。受辽河断陷演化阶段性和沉积旋回控制，西部凹陷新生界自下而上依次发育了古近系房身泡组、沙河街组、东营组和馆陶组等地层[5]。其中与烃源岩和油气藏关系最为密切的是沙河街组。沙河街组四段是辽河断陷裂陷形成湖盆的初期产物，自下而上主要为牛心坨亚段、高升亚段及杜家台亚段(图2)，探明及控制储量主要分布在牛心坨亚段及高升亚段(图2)。沙四段岩性以中—薄层层状砂岩为主夹暗色泥岩，顶部发育所谓“上特殊岩性段”，即钙质泥岩、油页岩与暗色泥岩呈薄互层[6]，牛心坨地区沙四段发育多种沉积相带，其中杜家台亚段沉积相主要为扇三角洲和湖泊相，岩性以深色泥岩、砂砾岩为主；高升亚段沉积相主要为湖湘和浊积扇，岩性以厚层泥岩、油页岩、部分灰岩及薄层砂岩为主；牛心坨亚段沉积相主要为滨浅湖、冲积扇，岩性以泥岩、砂岩、砂砾岩、薄层灰岩为主。研究区主要储层为牛心坨亚段砂岩、砂砾岩，盖层为沙三段、杜家台亚段及高升亚段厚层泥岩。

图2 辽河牛心坨地区位置与沙四段油藏分布图及牛心坨地区地层综合柱状图Fig. 2 Location of Niuxintuo area in Liaohe and reservoir distribution in the fourth member of Shahejie Formation and comprehensive histogram of strata in Niuxintuo area

2 致密油形成地质条件

2.1 低孔富集

致密油储层物性临界条件为孔隙度小于12%和渗透率小于1 mD已成为国内外学者的共识[7-10]。牛心坨地区沙四段主要产层为牛心坨亚段和高升亚段，沉积相主要以滨浅湖和冲积扇为主，岩性以砂砾岩、细砂、泥岩为主，部分地区见碳酸盐岩、玄武岩[11-12]。通过对研究区22口井，2624个实测的砂岩油层孔隙度和渗透率的统计发现，牛心坨油层和高升油层的孔隙度均主要分布在5%～15%，平均孔隙度都不超过10%，渗透率均主要分布在小于1 mD范围，主体表现为致密储层的特征(图3)。从坨27井、张1井等单井沙四段含油储层的特征来看，相对低孔隙(孔隙度＜10%)的储层为主要产油层，日产油分别是4.41 t和4.68 t，而相对高孔隙(孔隙度＞10%)的储层反而含油气性较差(图3)，呈现低孔富油的特征。从整个牛心坨地区沙四储层的物性和含油气性的统计关系来看，也表现为储层孔隙中等的时候(孔隙度在6%～10%时，含油气性达到峰值)含油气性最好(图1)。这并不是研究区的特例，在玛湖地区致密油、库车地区致密气、沾化地区页岩油等致密储层都表现为储层条件中等时[13-17]，含油气性最好。对于这种现象，前人通过致密储层物理模拟实验进行了解释[18-19]，在庞雄奇2013年的实验中采用一维透明有机玻璃管模型，实验分为4组, 分别采用4种不同粒径的石英砂作为上层与下层的石英砂进行组合，发现随着上层砂体物性逐渐变差, 穿过砂体所需油量呈增大趋势, 且尽管用油量不断增大, 油在两砂层界面处停留的时间却越来越长[18]。实验结果表明，对于常规储层和致密储层中油气运移的动力存在差异，前者以浮力作用为主，而在后者中浮力几乎不能运移油气，以非浮力作用为主，其两者的边界条件对应孔隙度为10%～12%，当储层物性超过该临界孔隙时，油气会在浮力作用下往构造高部位富集，而致密油气主要富集在凹陷和斜坡部位。如坨13井至坨24井区间，表现为连片含油的特点，但由于坨13井至坨24井之间岩性变化复杂，由大套的砂岩转变为沙泥互层，导致砂体连通性变差，因而构造高部位不含油，而在斜坡部位有大量的油气聚集成藏，表现为低孔富集的特征(图4)。依据该地区储层孔隙度的分布特点大于12%的储层大多分布于构造的高部位(图5)，而在构造高部位发现的油气比较少，油气主要是分布在斜坡与凹陷相对低孔隙的部位，因此我们认为整体主要是低孔富集。

图3 牛心坨地区地层剖面及物性频率分布图Fig. 3 Stratigraphic pro file and physical property frequency distribution in Niuxintuo area

通过油气的充注时期和储层致密化综合研究，油气的排烃门限结果表明在埋深1700 m处对应的成藏期是沙三时期至今，这一门限的确立在下文进行了详细的描述。魏巍(2013)通过沉积相和成岩相综合研究，建立了沙四段储层孔隙度演化预测模型，结果表明，在沙三下亚段沉积末期，沙四段储层孔隙度主要分布在大于25%，属于高孔隙储层[20]。而后，随着裂陷的持续发育，在沙三中亚段沉积时期，储层就开始致密，构造低部位孔隙度普遍小于10%。由于牛心坨地区油气的充注期是沙三期至今，因此，在构造低部位是边致密边成藏，同时在构造低部位与构造高部位连接部分存在着先成藏后致密和边致密边成藏的叠加复合油藏，其基本特征是油藏在高点、低点均有分布，属于连续性油藏，如张1井和坨27井(图3)，属于浮力与非浮力综合作用的结果。

图4 坨13—张1—坨24井连井剖面图Fig. 4 Pro file of well Tuo13-zhang 1-tuo 24

2.2 低压稳定

本文应用来自于研究区13口井的55个原始地层压力的数据研究牛心坨地区沙四段油层的压力特征，从压力系数的统计特征来看，其值主要小于1(局部3个点压力系数超过1，为常压)，表现为负压的特征(图6a)，进一步从平面的分布特征来看，除了北部的坨27井区附近表现为常压外，整体均表现为负压(图6c)。致密油形成环境常表现为异常压力环境，大多数盆地为异常高压，但研究区的负压环境并不是特例，在中国其他部分陆相盆地中也有负压的存在，如鄂尔多斯盆地镇泾地区，松辽盆地南部的十屋断陷，齐家凹陷金63井等[21-23]。异常低压的成因多样，可将其归纳为构造抬升、地层剥蚀造成的孔隙回弹、饱和天然气深埋及承压面低于地表等[24-29]。从油气的主成藏期和构造活动配置情况来看，大量成藏期主要为沙三晚期[30]，而在沙三晚期之后，研究区没有发生大规模的构造活动[31]，属于构造稳定区，基本上可以排除构造活动的影响。通过对力平衡方程的推导(图6b)，假设图6b中点1和点2位置分别为常规油藏和非常规油藏稳定时压力，那么从推导的公式来看，位于点1处的常规油藏的油藏压力等于浮力与1点到油水界面的油柱压力的差，而位于点2处的非常规油藏的油藏压力等于静水压力与2点到油水界面的油柱压力差之和。明显的可以看出，常规油藏表现为超压稳定的特征，而非常规油藏则表现为负压稳定特征。因此，从研究的地质背景来看，表现为负压稳定的非常规油藏特征。

图5 牛心坨地区牛心坨亚段及高升亚段不同构造部位孔渗统计图Fig. 5 Porosity and permeability statistics of different structural parts of Niuxintuo and Gaosheng sub members in Niuxintuo area

图6 牛心坨地区沙四段压力特征解释图Fig. 6 Pressure characteristics of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo area

图7 (a)牛心坨油层沉积相平面展布图，(b)牛心坨亚段砂体厚度等值线图Fig. 7 (a) Plane distribution of sedimentary facies in Niuxintuo oil layer, (b) sandstone thickness contour map of Niuxintuo sub member

2.3 源储紧邻

2.3.1 沉积相

牛心坨沉积期，湖盆刚刚开始形成。这一时期由于气候干旱，水体较浅等因素的影响，主要为滨浅湖水体，发育滨浅湖相和冲积扇相沉积[3]。研究区东部的中央隆起带物源供给充足，沉积厚度较大，沉积厚度在150～400 m，最大厚度在坨25井，超过了800 m(未穿)。砂岩厚度主要在50～200 m，最大值在坨25井，超过了700 m(未穿)(图7)。岩性以泥岩、砂岩、砂砾岩、薄层灰岩为主。

高升沉积时期，边界断裂继续活动，水体不断上升，湖盆处于稳定沉降阶段，牛心坨地区主要发育半深湖相[3]。牛心坨洼陷地区地层沉积厚度相对较高。对于砂岩的沉积情况，虽然在南部坨50井砂岩沉积厚度可达600 m，但整体高升亚段砂岩沉积厚度很低，主要分布在10～40 m(图8)。岩性以厚层泥岩、油页岩、部分灰岩及薄层砂岩为主。

图8 (a)高升油层沉积相平面展布图，(b)高升亚段砂体厚度等值线图Fig. 8 (a)Plane distribution of sedimentary facies in Gaosheng oil layer, (b)sandstone thickness contour map of Gaosheng sub member

图9 牛心坨地区沙四段各亚段TOC分布直方图Fig. 9 TOC distribution histogram of each sub section of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo area

2.3.2 源储关系

致密储集层由于物性差，基质渗透率低等特点，聚集机理表现为“近源成藏”[32-36]。牛心坨地区沙四烃源岩地质地化特征，前人开展过研究，主要通过Pr/Ph、规则甾烷分布等地球化学的油源对比，认为牛心坨沙四段的油主要来自本地区沙四的烃源岩[37]。同时，对沙四段整体烃源岩的TOC、Ro、厚度等特征进行了初步分析[37]。对于具体哪一套为主力产油层也有学者对其进行了分析。黄毅等人(2005)通过Ts/Tm以及C29/C29TS生物标志化合物的精细油源对比，认为牛心坨亚段为牛心坨地区沙四段油气的主要来源[38]。本文采用排烃门限控油气理论对沙四段牛心坨亚段、高升亚段、牛心坨亚段生排烃强度进行分析，对不同亚段的贡献进行判别，对于该地区的研究，特别是非常规油气勘探来说，非常重要。

本文通过对研究区30口井(井位置见图2)，264个测试地化数据，开展三了个亚段的烃源岩特征分析。结果表明，杜家台亚段有机质丰度整体＜0.50%，平均0.42%；高升亚段TOC介于1.00%～7.00%，平均2.99%；牛心坨亚段TOC整体＞2.00%，平均3.68%(图9)。烃源岩在整个牛心坨地区均有分布，厚度分布不均，这可能与沉积环境有关[39]。高升亚段暗色泥岩厚度最大可达450 m，主要分布在坨2井及坨6井周围，向四周减薄；并且在中下部发育油页岩，最大厚度可达150 m。牛心坨亚段暗色泥岩厚度最大可达300 m，主要分布在坨4—坨6—坨607井周围，向南逐渐减薄(图10)。综合判断认为杜家台亚段属于差烃源岩，高升亚段及牛心坨亚段属于好烃源岩。

依据庞雄奇提出的排烃门限控油气理论[40-41]，开展了三个亚段的排烃特征分析。采用一个综合热解参数——生烃潜力指数[(S1+S2)/TOC]来表征源岩的生烃潜力。当源岩的生烃潜力指数在演化过程中开始减小时，则表明有烃类开始排出，而开始减小时所处的埋深代表了烃源岩的排烃门限。研究表明，牛心坨地区的排烃门限大致在1700 m左右(图11)。

图10 牛心坨沙四段烃源岩厚度等值线图Fig. 10 Thickness contour map of source rock of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

随后，可根据下式(式1)计算某一深度下烃源岩的排烃率：

式中，HCI0为最大原始生烃潜力指数，mg/g；HCIp为现今任一演化阶段下源岩的生烃潜力指数，mg/g；Z为埋深，m；Z0为最大原始生烃潜力所对应的埋深，m。

计算出的排烃率结合烃源岩厚度、有机碳含量以及岩石密度等，根据下式(式2)计算出排烃强度：

式中，E为排烃强度，104t/km²；Z为埋深，m；Z0为排烃门限，m；Qe(Z)为单位质量有机碳的排烃量，mg/g；H为烃源岩厚度，m；ρ(Z)为烃源岩密度，g/cm³；TOC为有机碳百分含量，%。

结果表明，研究区杜家台亚段烃源岩最大排烃强度仅为1.6×104t/km2；高升亚段烃源岩排烃强度最大可达7×104t/km2；牛心坨亚段为主力烃源岩分布亚段，最大排烃强度可达15×104t/km2。目前发现的油藏主要在牛心坨亚段(图12a)，与本地区主力烃源岩处于同一亚段表明油藏均有源储紧邻的特征，同时，沿着斜坡方向，油气有连片分布的趋势(图12b)。

图11 坨南地区烃源岩生烃潜力指数随埋深变化关系Fig. 11 Relationship between hydrocarbon generation potential index of source rock and burial depth in Tuonan area

3 致密油主控因素

3.1 储层物性控油作用

地层某一埋深条件下储层的物性条件必须超过某一临界值油气才能充注到储层中，超过该临界值储层为油层或含油层，低于该临界值储层为水层或干层[42]。统计牛心坨地区油层、水层、干层随埋深变化发现，油层孔隙度下限随深度增大而减小(图13)，这与庞雄奇等(2014)统计的中国六大含油气盆地油层孔隙度下限随埋深变化规律一致[43]，沙四段油层下限孔隙度为5%。当孔隙度＜5%，不再发育油层，当孔隙度＞12%时，也不利于非常规油藏保存。从孔隙度等值线图与牛心坨油层储量分布上可以看出，储量几乎分布于孔隙度＜12%区域(图13)。这主要是因为孔隙度大于12%主要是分布于构造高部位，不利于致密油富集。从孔隙度与含油气性指数关系上也可以看出，当5%＜孔隙度＜12%时，含油气性最好，含油气指数大于 0.5(图 1)。

图12 牛心坨沙四段致密油源储紧邻富集模式Fig. 12 Tight oil source reservoir adjacent enrichment model of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

3.2 烃源岩控油作用

烃源岩是油气生成的物质基础。牛心坨地区烃源岩主要为E2s4高升亚段和牛心坨亚段，主力为牛心坨亚段烃源岩，排烃强度可以达到10×104t/km2。从烃源岩排烃强度与目前已发现油藏叠合图来看(图14)，目前发现的的油气主要近源岩分布。进一步通过含油饱和度随距排烃中心距离的统计发现，随着距离排烃中心距离的增加，含油气性逐渐变差(图14)。

4 有利区预测

4.1 预测方法

综上所述，牛心坨沙四优质烃源岩主要为牛心坨亚段，砂岩储层普遍致密，源储紧邻，原油连续性分布，具备了形成致密油藏的良好条件，油气运聚动力以非浮力为主。同时，姜振学等(2015)通过地区的分析认为稳定的构造环境是致密油的保存的必要条件[44]。因此，本文应用功能要素组合控藏模式“T-DPS” 对牛心坨地区致密油有利成藏区带进行预测。3大功能要素包括储层(D)、构造稳定带(P)和烃源岩(S)。

图13 牛心坨沙四段(a)临界储层物性统计图及(b)已发现油藏与孔隙度等值线叠合图Fig. 13 (a)Statistical chart of physical properties of the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo and (b)superposition of discovered reservoir and porosity isoline in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo

图14 牛心坨沙四段(a)已发现油藏与排烃强度等值线叠合图及(b)已发现储层含油性与距排烃中心距离关系统计图Fig. 14 (a) superposition of discovered oil reservoir and hydrocarbon expulsion intensity isoline in the fourth member of Shahejie Formation in Niuxintuo and (b) statistical chart of the relationship between the discovered reservoir oil-bearing capacity and the distance from the hydrocarbon expulsion center

4.2 有利区预测

充足油源是牛心坨地区致密油藏形成的基础，只有距离排烃中心距离大于10 km时，发现油藏很少。有利沉积相带控制了有效储层和致密油藏的分布，当牛心坨储层达到有效储层物性下限(5%)时，油气才能聚集。利用研究区储层致密边界(孔隙度≤12%)对致密边界进行了限定，构造稳定带为构造活动强度较弱地区，为致密油形成的基本条件。综合以上分析，将距排烃中心距离小于10 km(图15a)，物性5%＜孔隙度＜12%(图15b)，断裂发育较小地区(图15c)做为研究区致密油形成的有利条件，通过多要素进行叠合，预测了致密油藏有利区(图15d)。I类有利区(孔隙度为6%～10%)位于坨43—坨16井区、坨605—坨24井区以北、坨45—坨25井区和研究区中部。II类有利区位于坨1井区、坨602井区、坨21—坨15井区南沙四段储层有利区。