辽河坳陷清水洼陷深层油藏形成主控因素研究与勘探实践

李 龙 李渔刚 韩 东

（中国石油辽河油田公司勘探开发研究院）

1 研究背景

辽河坳陷历经50余年勘探开发，中浅层资源探明率高达68%，中深层资源探明率为54%，而3500m以深深层资源探明率仅为23%，且主要集中在前中生界潜山，具有较大的增储空间。“十三五”期间，中国石油辽河油田公司加大该领域油藏评价力度，重点开展油气富集规律研究，优选有利区精细评价，深入挖掘深层增储建产潜力。

清水洼陷位于辽河坳陷西部凹陷南部、中央凸起西侧，为辽河坳陷最大的生烃洼陷，面积超300km2，成藏条件优越。清水洼陷沙三段巨厚暗色泥岩（400～1600m）发育，具备规模生烃的物质基础。

S229区块构造上位于清水洼陷北部（图1），是在洼陷背景上发育的一个东西高、中间低、地层整体向北部倾没的箕状构造。古近系沙河街组一段沉积时期，来自东侧中央凸起的碎屑物质搬运入湖，在台安—大洼断层下降盘形成大规模扇三角洲沉积体系[1-2]。该区发育扇三角洲前缘沉积，岩性主要包括细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩等。由于油藏埋深大于3000m，成岩作用强，岩心分析平均孔隙度为12%，渗透率为2mD，为低孔特低渗透储层。

图1 S229区块构造位置图

据前人研究，该区沙二段埋深3750～4650m。随埋深的增加，储层压实、压溶、胶结等成岩作用不断增强，孔隙度和渗透率不断减小。据实钻资料预测，清水洼陷沙二段埋深在3500m以深，储层孔隙度小于3%，不具备成藏条件[3]。预探秉承勘探无禁区的理念，在沙一段勘探的同时对沙二段进行过初步探索，16口探井钻至沙二段，但试油均为干层、水层，沙二段勘探陷入停滞阶段。

研究区沙二段存在的问题主要包括：（1）地层埋藏深，储层识别难度大；（2）成藏规律认识不清，岩性及储层物性变化大；（3）发育多组断裂，优质输导体系和圈闭主控因素不明确。本次基于前期勘探认识，加强油气成藏规律研究，开展深层油藏评价攻关，形成深层砂岩储层发育和油气富集规律认识。

2 深层成藏条件研究

2.1 洼陷内沉积演化模式

沙二段沉积时期：渐新世早期，辽河西部凹陷开始新的沉降，不同凹陷主干断裂活动强度、活动时间差异较大，以清水洼陷最为活跃，扩张明显。在第一旋回末期（沙三段沉积末期），清水洼陷湖泊水深变浅，面积减小。第二旋回初期（沙二段沉积期）扩张运动较弱，盆地沉降幅度和速度较小，凹陷沉降中心不变，粗碎屑物质沿东西两侧的山地河流由湖盆短轴方向入湖，形成扇三角洲沉积体系。

沙一段沉积时期：断裂活动加强，湖水继续扩张、湖盆持续下沉，湖泊沉积范围明显增加，沙二段沉积期的沉积环境及沉积体系持续发展，沉积体系仍为扇三角洲。相比沙二段沉积期，沙一段沉积期沉积扇体向物源方向推进，席状砂、河口坝等微相发育。同时，滨浅湖、深湖—半深湖泥岩大面积沉积，可作为良好盖层（图2）。

图2 清水洼陷沉积模式图

S229区块沙二段沉积时期位于湖盆浅水区，碎屑物质来自东侧中央凸起，形成扇三角洲前缘亚相沉积（图3），砂岩发育，砂体单层厚5～10m，累计厚度最厚达130m。同时受水平面周期性升降的影响，发育多期分流河道，水动力条件强，岩石颗粒粗；岩心观察可见大型交错层理发育（图4a）、冲刷面（图4b）和砾石定向排列（图4c）等河道沉积现象。有利的沉积相带为储层形成提供了物质基础。

图3 S229区块沙二段典型井单井沉积相图

图4 S34-60井沙二段岩心照片

2.2 成岩作用分析

2.2.1 沙二段沉积时期形成的原生孔隙是优质储层形成的基础

岩心铸体薄片显示，内源屑以鲕粒、砂屑、生屑为主（图5a），颗粒呈不等粒砂状结构，砾石含量为40%，碎屑长轴略显定向（图5b），泥质含量为2%左右。表明不仅河道水动力强，且湖水波动对砂岩具有淘洗作用，泥质含量低。岩石粒度分析显示，沙二段砂岩储层颗粒较粗，粒度中值为639.04μm，岩性以含砾砂岩和含砂砾岩为主。砂岩类型为长石岩屑砂岩，石英含量平均为50%，长石含量平均为37%。岩石颗粒以点—线接触为主，胶结类型为次生加大—接触型，岩石骨架抗压能力强，在深层对原生孔隙起到了支撑、保护的作用。对储层孔隙空间类型进行定性和定量分析，原生孔隙占总孔隙的70%～90%，说明即使在深层，早期形成的原生孔隙也对孔隙度具有较高贡献。

2.2.2 溶蚀作用使孔隙度、渗透率进一步增大

S229区与清水洼陷相邻，东营组沉积时期，清水洼陷烃源岩大量生烃，排出的有机酸融入地层水，沿孔—渗通道运移至储层中，形成了规模溶蚀。受溶蚀作用影响，次生孔隙在该区也比较发育，主要有次生粒间孔和粒内孔（图5c）。

2.2.3 硅质次生加大对孔隙起保护作用

硅质胶结物在砂岩储层中主要以石英次生加大形式产出，与钙质胶结物和泥质胶结物不同，硅质胶结物对储层物性具有双重作用。当硅质胶结物含量较低（小于3%）时，能够增加岩石的抗压程度，保护原生孔隙；当硅质胶结物含量继续增加时，会充填孔隙，降低孔隙度[4]。S229区块储层总体胶结物含量为4.6%左右，其中硅质胶结物含量为1.3%，主要起到保护孔隙的作用（图5d），也是优质储层的成因之一。

2.3 圈闭类型与有效性评价

断裂对油气运移和成藏具有非常重要的控制作用，断裂对油气成藏起沟通作用还是封堵作用，一直是圈闭有效性预测的难点[5]。断层岩的渗流能力决定了断裂的垂向、侧向封闭能力。如果断层岩具有渗透性，断裂将作为输导通道，油气沿断裂运移；若断层岩渗透性差，则可封堵油气沿断裂运移。

前人通过断层岩的构造结构、泥质含量、成岩程度等特征，对断裂封闭性进行了定量评价[6-7]。一是通过泥岩涂抹系数（SSF）法、泥岩含量（CCR）法等评价；二是通过断层岩的泥质含量兼顾成岩作用，利用统计学的方法预测断裂的侧向封闭能力，如断层泥比率（SGR）法等；三是通过研究断层岩的泥质含量及成岩程度，从断裂封闭机理出发，定量评价断裂封闭能力，如排替压力法等。第一种方法是通过断开泥岩厚度计算断裂封堵能力，计算误差大；第三种方法理论更加完善，但是受引入埋深和成岩时间因素的影响，计算繁琐，且不足以完全表征断裂封堵性能的局部差异。第二种方法是第一种方法的改进，通过实测压力统计，定量预测断裂封堵性能，可行性强。S229区块沙二段预探井井控程度高，岩心分析化验、录井、测井资料满足第二种方法的计算需求。

断裂活动过程中，泥岩涂抹作用使得断裂面封闭性增强，能够阻止油气运移。在静水压力条件下，断裂带的泥质含量对封闭性具有控制作用。对于厚层碎屑岩地层，引入断裂泥比率对封闭性进行表征：

式中Hi——断开地层第i层的厚度；

Vshi—— 断开地层第i层的泥质含量，可用全岩分析或自然伽马曲线拟合获取；

H——目的层垂直总断距。

围岩中泥质含量越高，断裂泥岩涂抹的可能性就越大，毛细管排替压力越高，形成封闭的可能性越大，反之越小。

如图6所示，通过公式计算得到③号、④号断裂封闭性较强，SGR计算值为10以上，封闭性较好，该断裂下盘高部位完钻井日产油平均在30t以上。②号断裂SGR值低，仅为0.9左右，封闭性较差，其下盘的Q4井试油日产水123m3，结果证实了封闭性计算的合理性。

图6 过Q4井近南北向地震剖面

2.4 源内油气成藏模式

2.4.1 清水洼陷提供充足油源保障

油气勘探实践表明，烃源灶对油气成藏及分布起着重要的控制作用。烃源灶充足的生烃潜力是油气富集成藏的基础。据前人分析，清水洼陷沙三段烃源岩有机质类型以Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主，镜质组反射率大于0.5%，有机质热演化程度为成熟—高成熟，最大生油强度为8400×104t/km2，最大生气强度为520×108m3/km2，油源条件良好，生油量超过100×108t[8-10]。清水洼陷烃源岩于东营组沉积末期开始大量排烃，晚于沙一段、沙二段圈闭形成期，圈闭形成期与油气大规模运移期配置较好，此外沙二段与沙三段烃源岩呈不整合接触，不整合面和沙二段高渗透层可形成优势通道，有利于油气运移成藏。

2.4.2 洼陷内水下分流河道砂体提供优质储集空间

S229区块沙二段主要为扇三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、席状砂。水下分流河道砂体规模较大，水动力条件强，物性较好，含油性较高，是油气聚集的有利场所，岩心含油级别为油斑以上；在河道边缘砂体减薄甚至尖灭，砂体岩性变细、泥质含量增大，胶结作用增强，物性变差，含油性较差。远端发育的前缘席状砂沉积砂体厚度小，泥质含量高，不利于油气富集保存。因此河道砂体是控制油藏富集和分布的主要因素。

2.4.3 输导体系—圈闭有效时空配置提供决定条件

优势运移通道控制着油气的运移方式及成藏类型。受燕山、喜马拉雅等多期构造运动的影响，研究区发育一系列近东西向断裂，可作为油气垂向运移的有利通道。同时，沙三段与沙二段区域不整合面可作为油气长距离运移的有利通道。油源断裂、不整合面及高孔、高渗透砂体在空间上相互沟通，构成了油气运移的复式输导网络。

在东营组沉积期末—馆陶组沉积期，油气大规模运移结束，断裂倾向与地层倾向相反的配置关系可以有效遮挡油气。良好的输导体系与圈闭的有效时空配置为该区油气富集提供了决定条件。

3 有利目标预测

3.1 预测有效储层，刻画有利区带

水下分流河道是优质储层发育的有利相带，砂体的分布与规模预测的准确性尤为重要。为刻画储层分布，根据S229区地质特点，优选3种适用性较强的储层预测方法，开展深层储层预测。

（1）均方根属性预测砂体分布。振幅类属性在反映储层变化等方面具有明显优势。地震正演分析表明，该区地震轴振幅强弱与砂体厚度、岩性粗细相关性强，储层砂体粗、厚度大，地震轴振幅强；反之振幅弱（图7）。基于此认识，可以沙二段顶、底为时窗范围，提取均方根属性。

图7 单井地震正演结果

（2）利用地震波形指示反演技术预测岩性分布特征。筛选对储层岩性敏感曲线的自然伽马曲线，提取高频波动与波阻抗低频曲线进行融合，提高储层预测的准确性与精度。

（3）储层预测结果与断裂封闭性结果综合分析，预测②号、③号断裂控制的圈闭为有利圈闭，砂体发育且圈闭有效，为下一步评价工作提供依据。

图8为均方根属性平面展布，图中的能量变化能够很好地反映河道边界。红色—黄色区域为中、高振幅值，代表主河道分布范围，平面呈北东向条带状分布，与沉积物源输入方向基本一致。在评价初期，井控程度不足，依据均方根属性预测结果，指导实施了第一口井，在沙二段钻遇优质储层并获得日产50t的工业油流。

图8 均方根属性平面展布

3.2 勘探实效

利用沙一段开发井加深钻探，评价沙二段构造圈闭。③号断裂控制的圈闭内完钻一口预探井W111井，该井沙二段录井岩性为灰色砂质砾岩夹泥岩，测井解释为干层、含油水层。结合测井资料、地球化学成果和气测曲线综合分析，重新解释为油水同层。结合储层预测和断层封闭性结果，该圈闭高部位很可能发育油层。考虑到实施风险，从沙一段已部署开发井中优选井位，在确保沙一段成功钻遇油层的同时钻探沙二段油层。最终优选W111井构造高部位的S68-64井加深钻探，该井加深220m，在沙二段钻遇油层16m。

通过评价开发一体化实施，推动高效增储建产。在W111圈闭取得评价突破的基础上，及时完善动态、静态资料，开展评价开发一体化方案论证。对②号断裂控制的圈闭，采用立足沙一段井网向下加深，沙二段补充加密的开发对策。第一批评价开发一体化实施开发井向下兼探井7口，高部位部署评价井1口。

4 结论

通过清水洼陷S229区块油气富集规律研究，打破洼陷深层负向构造带油气难以成藏的认识，形成了4点认识：一是水下分流河道是形成储层的优势相带；二是近源的粗粒沉积和强水动力条件为原生孔隙形成奠定基础；三是溶蚀作用和低程度次生加大为保存原生孔隙、形成次生孔隙、改善渗透性提供了有利条件；四是对于活动相对规模小、持续时间短、切割层位浅的反掉正断裂，其上升盘构造高部位具有较高的油气富集能力。进而建立起“进源控烃、成洼控储、复式输导”的源内成藏模式。

借助“评价开发一体化”实施，加深兼探井平均节约钻井进尺3600m，节约原价款90%，并且实现当年发现、当年增储、当年开发，快速高效增储建产。区块日产油500t，平均单井日产油30t以上，推动该区成为辽河油田低油价背景下提质增效典型区块，其理论认识及技术对策对于深层源内中—高渗透油气藏的发现具有较好的指导作用，可为老油田深层增储建产提供借鉴。