渤海湾盆地黄骅坳陷港北多层系潜山结构特征与成藏模式

2022-07-26高长海孟士达李宏军潘守旭

中国石油大学学报（自然科学版） 2022年3期

高长海, 孟士达, 查明, 楼达, 李宏军, 潘守旭

(1.山东省深层油气重点实验室(中国石油大学(华东)),山东青岛 266580; 2.山东省油藏地质重点实验室(中国石油大学(华东)),山东青岛 266580; 3.中国石油大港油田勘探开发研究院,天津 300280)

潜山油气藏是渤海湾盆地主要的勘探目标之一,历来以风化壳型潜山勘探为主[1],在冀中、济阳、黄骅、渤中等坳陷发现大量潜山油气藏[2-3]。经过多年勘探,渤海湾盆地埋藏较浅、易于识别、规模储量的风化壳型潜山多已钻探殆尽,受立体勘探思想指导,深层系潜山及内幕逐渐成为深化潜山勘探的重要接替领域[4]。尽管渤海湾盆地于1977 年就在济阳坳陷发现奥陶系潜山内幕油藏[5],但限于地震资料品质及勘探认识等问题,对潜山内幕的勘探一直未引起重视。随着勘探技术的提高和勘探思路的转变,渤海湾盆地不断在蓟县系、奥陶系等潜山内幕取得新发现,如冀中坳陷长洋淀、牛东1等[6],辽河坳陷兴隆台、曹台等[7],济阳坳陷车西、孤岛等[8],尤其是黄骅坳陷在古生界及中生界多层系叠置的潜山及内幕取得勘探突破,如港北、乌马营、王官屯等[9],开启渤海湾盆地潜山勘探新领域。由于多层系潜山及内幕地质条件复杂,特别是潜山多元结构特征,导致对这类潜山及内幕地层展布、结构特征及成藏规律等认识不清,制约多层系潜山及内幕的深入评价和勘探。因此笔者以黄骅坳陷港北多层系潜山为例,依据地震、测井、录井及测试等资料,对潜山结构特征、储层特征及成藏过程、成藏模式等进行研究,以期为黄骅坳陷乃至渤海湾盆地多层系潜山油气勘探提供理论指导。

1 地质概况

港北潜山位于渤海湾盆地黄骅坳陷中北部,属于北大港潜山带的主体,为一呈北东向被港西断裂和大张坨断裂夹持的大型潜山构造,由多个断鼻、断块圈闭组成[10],周边被歧口、歧北和板桥等凹陷所围限,勘探面积约为600 km2(图1)。港北潜山前期以奥陶系碳酸盐岩风化壳为主要勘探目标,但勘探效果一直不佳;随着地震资料品质的提高和油气成藏条件的再分析,改变以往港北潜山主体仅发育奥陶系单一层系的传统认识,大港油田将勘探目标由风化壳型潜山转向内幕型潜山,于2017年在中生界、上古生界获得突破,展现良好的勘探潜力,如港古1505井二叠系、港古1507井中生界等均获得高产油气流。港北潜山地层自下而上由下古生界奥陶系、上古生界石炭系、二叠系以及中生界侏罗系、白垩系组成,上覆古近系沙河街组、东营组和新近系馆陶组、明化镇组。港西断裂的发育导致古近系烃源岩与潜山储集层对接,同时潜山内幕发育有石炭—二叠系烃源岩,使得港北潜山形成双源供烃条件,油气平面上沿断裂北东向展布,纵向上沿断裂多层系叠置(图1、2)。

图1 黄骅坳陷港北潜山石炭—二叠系顶面构造

2 潜山结构特征

2.1 潜山地层特征

潜山结构是指潜山顶部地层与潜山内幕地层在纵向上的叠置关系[11]。以往受千米桥奥陶系碳酸盐岩潜山传统认识的影响,认为同处北大港潜山带的港北潜山地层也仅发育奥陶系,为单元结构潜山。近年来通过精细的构造分析和地层对比[12-13],认为港北潜山奥陶系之上残留有较厚的上古生界和中生界,具有三元结构,即潜山地层由下古生界、上古生界和中生界组成。其中下古生界发育奥陶系上马家沟组和峰峰组,岩性主要为碳酸盐岩,夹薄层泥岩;上古生界发育石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组,岩性主要为碎屑岩,夹煤层和碳酸盐岩;中生界发育侏罗系和白垩系,岩性较复杂,其中侏罗系以火山岩为主,夹薄层泥岩,白垩系下部以碳酸盐岩为主,夹薄层泥岩,上部以碎屑岩为主(图2)。

2.2 潜山结构特征

港北潜山为典型的断控潜山,整体呈半背斜形态,受北东向港西走滑断裂及近南北向太10井、港3井调节断裂的影响,形成“东西成排、南北分段”的构造格局(图1、3):港西断裂将潜山分割成东西两排,东排山表现为断块构造,西排山表现为断鼻构造;调节断裂将潜山分割成南北三段,北段(太10井调节断裂以北)表现为单面山,主要发育地垒、断鼻等圈闭,中段为港北潜山主体,表现为“屋脊状”断块山,主要发育断鼻、断块等圈闭,南段(港3井调节断裂以南)表现为阶梯状断鼻山,主要发育断鼻、断块等圈闭。港北潜山的形成主要经历加里东期抬升剥蚀、印支晚期逆冲成山、喜山早中期翘倾拉张以及喜山晚期定型埋藏阶段[14]:加里东期抬升作用造成上奥陶统、志留系和泥盆系缺失,促使奥陶系储层经历风化溶蚀作用,随后的海西期沉积海陆过渡相的石炭—二叠系煤系地层;印支晚期逆冲褶皱作用以近南北向的压扭走滑作用为主,不仅控制潜山南北分段的构造格局,还造成三叠系剥蚀殆尽,石炭—二叠系也遭受不同程度的剥蚀,同时港西、港东及大张坨等基岩断裂下盘发育的逆冲断裂控制潜山东西成排的构造格局,促进潜山内幕储层的发育;喜山早中期翘倾作用以近北西向右旋拉张作用为主,此时港西断裂发生翘倾反转作用,形成北东向展布的港北潜山主体,并保留较厚的侏罗系和白垩系,古近系超覆于潜山周围;喜山晚期定型埋藏阶段以近南北向拉张作用为主,构造活动逐渐减弱,地层进入稳定沉降埋藏阶段,新近系披覆于潜山之上,最终形成现今的港北潜山。

受控于多期次构造、沉积演化,尤其是港西断裂翘倾作用,港北潜山具有多层系纵向叠置的三元结构特征:①潜山地层由下古生界、上古生界和中生界3套地层组成,但各层系储层的岩性组成不同,下古生界由碳酸盐岩组成,上古生界由碎屑岩和碳酸盐岩组成,而中生界则由火山岩、碳酸盐岩和碎屑岩组成,表现出潜山结构的层间和层内双重差异性(图2);②受调节断裂和港西断裂的双重影响,各段潜山结构略有不同,抬升幅度具北低南高、西低东高特征,造成南部剥蚀时间长、强度大,使得中生界厚度自北向南变薄(图1、3);③受港西断裂翘倾作用影响,潜山结构具不对称性,东排山(北段为单面山)表现为断块结构,地层埋藏相对较深,产状陡,以发育断块圈闭为主;西排山则表现为断阶结构,地层埋藏相对较浅,产状缓,以发育断块、断鼻圈闭为主(图1、3);④受潜山控山断裂与内幕逆冲断裂的共同控制,潜山内幕地层呈不对称层状展布,不仅发育多个不整合,且存在地层重复现象,发育的多套内幕储盖组合与潜山顶部地层形成多层系“屋脊状”潜山结构(图2、3)。

3 潜山储层特征

港北潜山发育有碳酸盐岩、碎屑岩、火山岩等多类型储层,不同层系储层特征差异明显(图4)。

3.1 中生界储层

中生界储层以侏罗系火山岩为主,白垩系碳酸盐岩和碎屑岩次之,目前发现的油气主要赋存于火山岩储层中。侏罗系火山岩储层分布广泛,厚度为50～200 m,岩性以安山岩、凝灰质砂岩为主(图4(a)、(b));储集空间主要为气孔、晶间孔和溶蚀孔—缝(图4(a)),孔隙度为5.5%～15.5%,平均值为10.5%,渗透率为(0.02～62.2)×10-3μm2,平均值为11.0×10-3μm2。火山岩优质储层的形成主要受控于构造作用、大气水淋滤作用及溶蚀作用[13]。

白垩系碳酸盐岩储层分布较局限,主要分布于港古1501井区,厚度为5～80 m,岩性以泥灰岩为主;储集空间主要为气孔、晶间孔和溶蚀孔—缝(图4(c)、(d)),孔隙度为2.5%～9.5%,渗透率为(0.01～25.3)×10-3μm2。碎屑岩储层分布也较局限,主要分布于港古1503、港西29等井区,厚度为10～45 m,岩性以细砂岩、含砾砂岩和不等粒砂岩为主;储集空间主要为次生溶蚀孔(占比75%)和少量原生孔,孔隙度为7.5%～24.3%,平均值为18.5%,渗透率为(0.04～320)×10-3μm2,平均值为15.7×10-3μm2。

图4 黄骅坳陷港北潜山储层特征

3.2 上古生界储层

上古生界储层主要为二叠系下石盒子组、山西组碎屑岩以及石炭系太原组碳酸盐岩。二叠系下石盒子组为海退后的内陆河流相沉积[15],储层岩性以石英长石细砂岩为主(图4(e)),砂体十分发育,且分布稳定,厚度为50～210 m;储集空间以次生溶孔及裂缝为主(图4(f)～(h)),孔隙度为5%～23%,平均值为10%,渗透率为(0.01～972)×10-3μm2,平均值为0.16×10-3μm2。山西组为三角洲分流河道沉积[15],储层岩性以细砂岩为主,砂体横向分布稳定,厚度为5～20 m;储集空间以次生溶孔为主,孔隙度为2%～10%,渗透率为(0.01～1)×10-3μm2。

石炭系太原组为海陆过渡相沉积[15],储层以滨海沼泽相的碳酸盐岩和河流相碎屑岩为主。碎屑岩储层岩性以岩屑砂岩为主,横向分布稳定,厚度为50～60 m,储集空间以次生溶孔为主,孔隙度为2%～15%,平均值为8%,渗透率为(0.01～25)×10-3μm2,平均值为0.17×10-3μm2;碳酸盐岩储层岩性为白云岩(图4(i)、(j)),横向分布稳定,厚度为3～20 m,储集空间主要为裂缝(图4(k)、(l)),孔隙度为1%～12%,渗透率为(0.01～36.5)×10-3μm2,裂缝的发育极大地改变储集性能,成为太原组主要的储集层。

3.3 下古生界储层

下古生界储层为奥陶系峰峰组和上马家沟组碳酸盐岩,属开阔台地和半局限—局限台地沉积,全区广泛发育,且分布稳定,岩性为白云岩和灰岩,储层以灰质白云岩为主(图4(m)),厚度为20～130 m;储集空间以溶蚀孔洞、裂缝及孔—洞—缝为主(图4(n)～(p)),孔隙度为2.3%～14.5%,渗透率为(2.0～14.7)×10-3μm2。岩溶作用及裂缝发育程度控制碳酸盐岩储集性能[16-17],进而决定油气富集程度,如太17x1井峰峰组裂缝型白云岩储层获高产油气流。

港北潜山不同层系优质储层的形成具有不同的形成机制:中生界优质储层的形成主要受控于构造作用和溶蚀作用;上古生界优质储层的形成主要受控于溶蚀作用及断裂发育,如碎屑岩储层65%以上的储集空间为粒间或粒内溶孔、20%以上为裂缝或溶蚀缝;下古生界优质储层的形成主要受控于岩溶作用和断裂沟通的深部热液溶蚀作用,裂缝内广泛发育反映热液侵入的天青石、黄铁矿、硬石膏等矿物[18]。因此港北潜山及内幕储层纵向上发育多个高孔渗带,埋深为1 500～2 200 m的孔隙度约为25%,埋深为2 800～3 000 m的孔隙度约为20%,埋深为3 300～4 100 m的孔隙度约为15%(图5)。这些多层系、多类型优质储层与上覆盖层、内幕隔层形成8套储盖组合,为形成港北多层系潜山及内幕油气藏奠定良好的成藏条件,目前已在多套储盖组合中发现油气层(图2)。

图5 黄骅坳陷港北潜山储层物性随深度变化关系

4 潜山成藏模式

4.1 油气来源

港北潜山所处的黄骅坳陷中北部发育古近系沙三段湖相烃源岩和石炭—二叠系煤系烃源岩。古近系烃源岩以暗色泥岩为主,具有烃源岩厚度大、有机质丰度高、热演化程度高等特征[19],这套烃源岩于埋深2 900 m进入成熟门限,现处于高成熟演化阶段。石炭—二叠系烃源岩发育煤层、碳质泥岩和暗色泥岩,这套烃源岩于埋深2 000～2 150 m进入排烃门限,经历两次有效生烃过程[20-21],第一次生烃为中生代早期,之后由于印支末期—燕山早期地层抬升导致生烃暂停,该阶段演化程度低,生烃规模小;第二次生烃为古近纪晚期—现今,喜山晚期的热沉降导致上古生界地层埋深加大,烃源岩开始生烃,该阶段演化程度高,生烃规模大,现处于高成熟演化阶段,为煤系烃源岩的主力生烃期。

港北潜山中南段港古1505井二叠系下石盒子组、港古1507井石炭系太原组原油地化指标参数特征与沙三段烃源岩抽提物地化指标参数特征更为相似(图6),且原油伴生气主要为油型气[10],这表明油气主要来源于沙三段烃源岩。另外港古16101井奥陶系原油三环萜烷含量、w(C30藿烷)/w(C29藿烷)等参数与港古1507井石炭系太原组原油存在一定差异,表明原油中混有石炭—二叠系烃源岩的来源。港北潜山北段中1502井二叠系下石盒子组、太17x1井奥陶系、港古1501井白垩系原油地化指标参数特征与石炭—二叠系烃源岩抽提物地化指标参数特征更为相似,但又存在差异(图6),且天然气类型以凝析油伴生气和煤型气为主[21],表明油气主要来源于石炭—二叠系烃源岩,并混有沙三段烃源岩的来源。因此港北潜山油气来自于沙三段烃源岩和石炭—二叠系烃源岩的混源:北段以石炭—二叠系烃源岩来源为主,混有沙三段烃源岩来源;中南段以沙三段烃源岩来源为主,混有石炭—二叠系烃源岩来源;东排山以沙三段烃源岩来源为主,西排山则以石炭—二叠系烃源岩来源为主。

图6 黄骅坳陷港北潜山烃源岩与原油生标化合物关系

4.2 油气成藏期次

港北潜山储层中发育烃类包裹体、盐水包裹体及沥青包裹体等类型流体包裹体,多呈椭球状及不规则状赋存于石英颗粒表面、方解石脉内和石英颗粒裂隙中,其中烃类包裹体荧光下主要发黄褐色和蓝白色两种颜色,反映有机质热演化程度的差异。这种差异也反映在不同层系:下古生界储层发育黄褐色和蓝白色荧光包裹体;上古生界储层以发育蓝白色荧光包裹体为主,黄褐色荧光包裹体和沥青包裹体次之;中生界储层以发育蓝白色荧光包裹体为主,沥青包裹体次之(图4、7)。港北潜山储层盐水包裹体均一温度分布于60～110 ℃,存在75～85 ℃和95～105 ℃两组主峰。因此港北潜山储层经历两期油气充注(图7):第一期发生于距今235～220 Ma的中三叠世,充注来自于石炭—二叠系烃源岩的低成熟原油,对应于捕获的黄褐色荧光包裹体;第二期发生于距今20～0 Ma的新近纪—现今,充注来自于古近系沙三段和石炭—二叠系烃源岩的高成熟油气,对应于捕获的蓝白色荧光包裹体。

4.3 油气成藏模式

港北潜山各成藏要素具有良好的时空耦合关系,尤其是第二期成藏(图7)。加里东期(古生代中奥陶世晚期)的抬升作用导致港北地区奥陶系上部地层遭受风化、剥蚀、淋滤以及岩溶作用,形成下古生界碳酸盐岩储层;海西期(中石炭世开始)相继沉积上古生界石炭—二叠系海陆过渡相煤系建造和陆相碎屑岩建造,形成多套生储盖组合。在此期间石炭—二叠系煤系烃源岩进入第一次生烃阶段,生成的低成熟油气于中三叠世开始近距离直接充注于下古生界奥陶系储层及上古生界石炭—二叠系储层中而形成源储叠置型古油气藏,之后印支晚期—燕山早期的逆冲褶皱作用不仅导致生烃作用停滞,还形成港西、港东及大张坨等基岩断裂,加之该时期盖层质量相对较差,造成古油气藏遭受严重破坏(图7)。

随着喜山期港北潜山的形成,受控于喜山早中期的港西断裂翘倾反转作用以及喜山晚期的港西断裂上盘地层快速沉降作用,一方面造成港西断裂上盘沙三段烃源岩和潜山内幕石炭—二叠系烃源岩几乎同时进入生烃门限并生成大量成熟油气(图7),因此港北潜山具有双源混注的特征;另一方面造成潜山及内幕多层系储层与古近系沙三段烃源岩、石炭—二叠系煤系烃源岩分别形成侧向对接型源储配置和纵向叠置型源储配置,前者中生界源储对接面积为20%、古生界源储对接面积为80%,可形成新生古储型油气藏,后者源储直接接触或通过断裂间接接触,可形成古生古储型油气藏。新近纪开始,石炭—二叠系烃源岩进入第二次生烃阶段,油气通过裂缝充注于上古生界碎屑岩储层,或在生烃增压作用下充注于下伏及侧向对接的下古生界碳酸盐岩储层,或沿潜山内幕断裂垂向运移至中生界火山岩储层,受内幕隔层及断层的封堵而聚集成藏,油气主要富集于西排山各层系及东排山上古生界。与此同时沙三段烃源岩生成的油气通过港西断裂形成的源储侧向对接供烃窗口进入古生界、中生界储层,部分油气可继续沿内幕发育的储层、不整合及断裂由东排山进入西排山,这些油气受内幕隔层、上覆盖层及断裂的封堵而聚集成藏,油气主要富集于东排山上古生界和中生界及西排山上古生界,从而形成“晚期双源混注、断储复合输导、源储配置控藏、多层系差异聚集”的潜山复式成藏模式(图8)。

图7 黄骅坳陷港北潜山油气成藏事件

图8 黄骅坳陷港北潜山油气成藏模式

黄骅坳陷发育众多类似港北潜山的多层系潜山,如埕海、乌马营、王官屯、歧北、徐黑等潜山,目前埕海、乌马营、王官屯、歧北等潜山已取得突破,这些多层系潜山具有良好的成藏地质条件。油气资源评价结果表明,黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩油气资源丰富,具有很大的勘探潜力。因此黄骅坳陷乃至渤海湾盆地古生界多层系潜山有望成为深层油气勘探的重要接替领域。