埕岛东斜坡馆上段断-砂输导能力定量评价

2022-12-05潘中华吴笑荷孙耀庭程付启

西安石油大学学报（自然科学版） 2022年6期

潘中华，吴笑荷，孙耀庭，程付启，伊慧

（1．中国石化胜利油田分公司物探研究院，山东东营 257015；2．滨州学院建筑工程学院，山东滨州 256600；3．中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛 266580）

引言

油气输导体系沟通烃源岩与圈闭，在油气运聚成藏过程中具有关键作用，直接影响油气的运移方向和聚集部位，控制油气的富集，因此，输导体系是油气成藏动力学研究的核心内容之一［1-2］。油气输导机制从根本上来说是油气在空间输导网络中的运移机制，主要包括输导载体、输导动力及其之间的内在联系和演化规律［3］。近年来，围绕油气输导体系对油气聚集的控制作用这一问题，油气地质工作者在输导要素分析、形成与作用时期、输导动力与输导空间、运聚模拟等领域进行了大量的研究［4-7］，如采用断层泥比率法量化表征断层的输导能力，确定油气成藏期输导断层及侧向输导部位；采用连通概率法量化表征砂岩输导层的输导能力，确定砂岩输导层的优势输导通道；将输导断层、砂岩输导层、油源断层断面脊及构造脊四相耦合，实现对断-砂复合输导体系及优势输导通道的表征。

埕岛-桩海地区新近系探明石油储量3．8×108t，占总探明储量的76%，是胜利油田的主要产能区域，已发现油气主要分布在埕岛凸起主体，埕岛斜坡带连接埕岛凸起和渤中凹陷，是油气运移的必经之路，是下一步增储上产的主要区域。斜坡带成藏，运移是关键，油源断层、骨架砂体组成的复合输导体系是新近系油藏形成的关键因素。埕岛东斜坡新近系不同构造砂体、同一构造的不同砂体含油性存在显著差异，目前缺少有效的评价方法，不能对有利砂体含油性展开评价和预测，制约了斜坡带勘探开发进程。研究区新近系油藏多数是与断层有关的构造-岩性油藏，油源断层及其次生断层附近油气富集，据统计，与油源断层相接砂体的含油率为83%。断层对油气的输导能力随着输导距离的增加而减弱，如邻近油源断层的埕北379井砂体见荧光显示，而远离油源断层的桩海112井砂体无显示，如何对断层特别是油源断层的输导能力进行定量评价是研究的热点和难点，也是确定油气聚集带的关键。本文从断层与砂岩的类型与分布等静态特征分析入手，针对不同断-砂输导体系组合特征，分析油气运移动力，建立断-砂配置选择性充注图版，以期为砂体含油性评价及预测提供参考。

1 油田地质概况

图1 埕岛东斜坡地理位置及新近系地层发育特征Fig．1 Geographical location and Neogene strata development characteristics of Chengdao east slope

馆陶组为河流相沉积，与下伏地层为区域不整合接触。根据岩性组合和沉积旋回特点可划分为馆下段和馆上段2个亚段。馆下段厚370～600 m，岩性为砾状砂岩、含砾砂岩和灰色粗砂岩、细砂岩、粉砂岩夹少量泥岩。馆上段厚420～500 m，根据岩电性组合特征及沉积发育的旋回性，将馆上段自下而上划分7个砂组。馆下段至馆上段Ⅶ砂组为辫状河沉积，馆上段Ⅵ砂组至明化镇组底部为曲流河沉积，明化镇组中上部为泛滥平原沉积。馆陶组主要储层为曲流河沉积，沉积有各类砂体，多期曲流砂带叠加，形成沿河流走向的砂岩发育富集带，其中的河道和边滩砂体是最主要的和最好的储集体。馆上段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ砂组和Ⅶ砂组的顶部均为很好的储集层。明化镇组及馆上段Ⅰ＋Ⅱ＋Ⅲ砂组砂地比较低，发育大套稳定分布的泥岩，累计厚度超过150 m，可作为区域性盖层。砂组内部单层厚度大于10 m的泥岩段分布比较稳定，可作为局部性盖层，形成以馆上段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ砂组为主力含油砂组的油气分布格局。

2 输导体系类型及分布特征

输导体系是指所有运移通道（断层、裂缝、不整合面、输导砂层等）及其相关围岩的总和。有效恢复各历史时期输导体系的空间展布对确定油气运移路径及最终的成藏部位意义重大［8］。埕岛东斜坡馆陶组输导体系主要包括断层和储集砂层两类。输导层为油气横向运移的主要通道，断层是油气纵向运移的主要通道，二者相互耦合，形成良好的油气运移立体输导体系。油气沿断层进入输导层，在输导层内进行横向运移时，其上倾部位如果形成侧向封堵便可聚集成藏。

2．1 断层类型及分布

断层对油气运移和聚集具有重要作用，尤其是对非烃源岩层油气分布起决定性作用，张性断层具有通道性，压性断层具有遮挡性。断层倾角大利于油气运移，反之利于封闭油气［9-10］。埕岛东斜坡断层可划分为主油源断层、次油源断层和非油源断层3类（图2），其中，主油源断层主要呈北东东向展布，向下切穿烃源岩层系（沙一、沙三段），向上消失于明化镇组或第四系，对油气运移聚集起决定性作用。次油源断层主要为东西向展布，多为主油源断层的派生断层，其未切入烃源岩但与油源断层相接，对油气输导与聚集有一定影响。非油源断层只断穿砂体，不起油气输导作用。

图2 埕岛东斜坡主成藏期断层类型及活动性分布特征Fig．2 Types and activity distribution characteristics of faults in main hydrocarbon accumulation period in Chengdao east slope

从储量分布看目前已发现的储量基本位于断距＞100m的油源断层附近或者断距＞50 m的次油源断层附近。北东向主油源断层控制油气运移，近东西向次油源断层控制油气富集。断距＜50 m的非油源断层对油气运移和富集贡献微弱。

2．2 储集砂层类型及分布

高孔、高渗储集砂层既是油气聚集的主要场所，又是一种广泛存在的重要输导体系，有利于油气的侧向运移，因此，高渗透性砂体充当了油气侧向运移的输导通道。连通砂体是油气横向运移的前提，对砂体连通特征的定量刻画和表征是碎屑岩油气成藏过程研究的重要内容。砂体通过叠置所形成的连通性与砂岩所在层位的砂地比关系密切［11-12］，利用概率法对埕岛地区馆陶组进行计算，认为砂地比大于20%时，砂体间连通的概率随砂地比增大而增大，砂地比达到60%时，砂体间完全连通。研究区馆上段和馆下段底部均发育一套厚层块砂，砂体连通性好，是良好的油气运移通道；馆下段平均砂地比69%，砂体连通性好，可作为油气长距离输导的主要通道。馆上段Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ平均砂地比39%，具有一定的横向输导能力，自下而上砂地比降低，连通性变差。上部的Ⅰ、Ⅱ砂组砂地比小于20%，砂体横向不连通。

埕岛东斜坡馆上段中上部为曲流河体系，河道北东向展布，发育河道、边滩、天然堤和决口扇4类砂体，其中的河道和边滩砂体连续性好、延伸长、储渗物性好，是油气横向运移的主要通道，当烃类从生油岩进入这两类储集砂层后，就以两相或三相流体的形式由高流体势区向低势区运移和聚集。

2．3 断-砂输导体系组合特征

油气分布与断-砂输导体系分布之间关系密切，输导体系的末端和边缘往往是油气运移的重要指向区。断-砂输导体系可向多层砂体中侧向分流运移，造成同一部位油气多层分布，油气主要分布在有利和较有利的断-砂输导体系处或附近的背斜核部，断-砂输导体系主要沿一层砂体侧向输导油气，造成同一部位油气仅在一层分布，油气主要分布在油气侧向运移路径上的断层圈闭内［13-15］。对研究区主油源断层和次油源断层与断层两侧砂体的组合进行统计分类，将断-砂垂向运移输导体系划分为反向正断层、顺向正断层和“屋脊式”正断层3种断-砂配置类型（图3）。反向断-砂垂向运移输导体系分布最广（12条），对油气成藏贡献最大，其次是顺向断-砂垂向运移输导体系（5条），最少的是屋脊式断-砂垂向运移输导体系（3条）。

图3 埕岛-东斜坡新近系断-砂配置类型Fig．3 Neogene fault-sandbody configuration types in Chengdao east slope

3 断-砂配置选择性充注评价

油气总是顺着其介质与周边介质孔渗之差最大的通道运移，这个通道就是油气运移优势通道［16］，虽然优势通道仅占油气输导系统的极少一部分，但它输导的油气可能占输导体系输导油气总量的绝大部分。油气运移的优势通道主要受油气运移的动力（包括自身浮力、流体压力、介质作用产生的毛细管力）以及油气运移通过的介质条件（包括孔隙度、渗透率及孔渗性分布特征）两方面因素的控制。

本文采用半刚性的V型4,4′-二(1-咪唑基)苯硫醚为配体,在水和甲醇组成的反应介质中,与Cd(NO3)2·4H2O反应,用水热法合成了新的配合物Cd(BIDPT)2(NO3)2·(H2O)2,并对其进行元素分析、红外、热重、单晶衍射等相关表征.

3．1 油气运移动力分析

油气成藏的动力是油气运移的动力与运移阻力的差值。由于浮力是油气向上运移的主要动力，而毛细管力是运移的主要阻力，所以成藏动力可简化为净浮力沿运移方向上的分力与毛细管力之差［17-18］。针对断层和砂体，成藏动力可分别表示为砂层中油气成藏动力Fs＝Fbsinα＋Fc-Cs；断层中油气成藏动力Ff＝Fbsinβ＋Fc-Cf。其中：Fb为浮力，α为砂体倾角，β为断层F的倾角，Fc为充注动力，Cf为断层排替压力，Cs为砂体排替压力。

油气随断层向上运移过程中，遇到与断层相交的砂体，油气是否向砂体中运移和聚集取决于在相交处断层和砂体中油柱产生浮力和充注动力与各自毛管阻力（排替压力）的博弈，所以可通过分析Ff和Fs的相对大小来判断油气优势选择的运移路径。

毛细管力是油气运移的主要阻力，目前求取毛细管力的方法主要是压汞法，由于砂岩储层的泥质体积分数和压实埋深的乘积与该岩石的排替压力之间存在很好的正相关性［19］，由埕岛地区新近系不同岩性岩石样品实测排替压力与其埋深、泥质体积分数之间关系可得到埕岛东斜坡新近系储层排替压力

与砂岩储层类似，断层排替压力主要与断层岩的泥质体积分数、断点埋深和断层倾角相关，断裂带排替压力可按

求取。式中：Vsh为储层泥质体积分数，%；SGR为断裂带内泥质体积分数，%；Z为成藏期古埋深，m；Β为断层倾角，（°）。

通过比较上述公式可知，储层排替压力与泥质体积分数和埋深呈指数关系；断层排替压力与断裂带泥质体积分数、断层倾角、断砂交汇点深度呈指数关系。由上述对油气运移动力和阻力的分析可知，砂岩中油气成藏动力

断层中油气成藏动力

通过对与10号、11号、14号这3条主油源断层相接的17个馆上段砂体分别计算Ff与Fs，确定油气优势运移通道，与油气显示及测试结论对比，优势运移通道为断层的砂体均解释为水层和含油水层，优势运移通道为砂层的砂体均解释为油层和油水同层，证明了该方法判断油气充注方向的可行性（表1）。

表1 埕岛东斜坡馆上段断-砂交汇处运移动力计算表Tab．1 Calculation results of hydrocarbon m igration power at fault-sandbody intersection positions in upper Guantao member of Chengdao east slope

由于断层倾角普遍大于砂体倾角，因此，Ff的斜率普遍大于Fs。针对同一条断层上物性不同、倾角相同的3种砂体，油气选择性充注的特征表现为以下两种情况：

① 当 Cs＜Cf（图 4（a）），即断层排替压力大于砂岩排替压力，砂岩物性显著好于断层物性时，随着油柱高度和浮力的逐渐增加，油气运移可划分为油气滞留区（OA段）、砂体运移区（AB段）、砂层运移优势区（BC段）和断层运移优势区（CD段）。当油气不断运移至断砂交汇点，砂体中浮力的分力和充注动力首先大于砂体中的排替压力（A点），油气开始向砂层中充注，如果该砂层中砂体物性较好、连续性强，那么油气可沿这些砂体进行长距离运移和充注；随着油柱高度和浮力的逐渐增大，断层中浮力的分力和充注动力也大于了断层中的排替压力（B点），油气开始沿断层向上运移，但由于此时Fs＞Ff，油气还是主要顺砂体横向运移；随着油柱高度和浮力的进一步增大，Ff逐步反超了Fs（C点），油气沿断层垂向运移开始占主导地位，直至油气运移结束。

图4 油气在断层和砂岩交汇处运移动力变化与运移路径选择示意图Fig．4 Schematic diagram of hydrocarbon m igration power variation and m igration path selection at the intersection of fault and sandstone

②当Cs≥Cf（图4（b），（c）），即断层排替压力小于等于砂岩排替压力，断层物性好于砂岩物性时，随着油柱高度和浮力的逐渐增加，油气运移可划分为油气滞留区（OA段）、断层运移区（AB段）和断层优势运移区（BC段）。在这种情况下无论油柱高度和浮力怎么变化，断层垂向运移始终占主导地位，砂体横向运移微弱，往往只在断层附近的砂体中见到零星的油气显示，难以形成规模油藏。

3．2 断 -砂配置选择性充注定量分析

由于式（3）与式（4）中浮力Fb、断砂交汇点古埋深Z和充注动力Fc是相同的，实际决定砂岩和断层中成藏动力取值，即决定断 -砂输导体系横向运移还是纵向运移的地质要素可归结为砂岩倾角α、断层倾角β、砂岩泥质体积分数Vsh和断裂带内泥质体积分数 SGR。以sinβ／sinα为纵坐标，以 Vsh／（SGR·cosβ）为横坐标作图，针对同一条断层上的不同砂体，分别选取sinβ／sinα为1∶1、1∶2、1∶3和1∶4时，满足 Fs＝Ff时的 Vsh／（SGR·cosβ）值，得到模板图上4个临界值，以同样方式，分别选取 Vsh／（SGR·cosβ）为1∶2和1∶3时，满足 Fs＝Ff时的 sinβ／sinα值，又在模版图上得到2个临界值，将这6个临界值数据进行拟合得到一条拟合线，位于该线左侧，油气沿砂层横向运移；位于该线右侧，油气沿断层垂向运移，据此建立断-砂输导体系油气运聚方式定量判识模版（图5）。据该图版即可对断 -砂输导体系运移方向进行判别，分别计算断砂交汇点sinβ／sinα值和Vsh／（SGR·cosβ）值，将计算结果投影到判识图版上，当投影点位于拟合线之上时，油气沿断层垂向运移，当其位于拟合线之下时，油气沿砂体横向运移。油气运移至断层与两砂体交汇处时选择哪个砂体运移，也可以用该模版，分别计算两个砂体断砂交汇点sinβ／sinα值和Vsh／（SGR·cosβ）值，投影到图版上，测量这两个投影点与拟合线的距离，距离越远的砂体充注动力越大，油气优先选择充注。

图5 断-砂输导体系油气运聚方式定量判识模版Fig．5 Quantitative identification chart of hydrocarbon m igration and accumulation modes in fault-sandbody transport system

3．3 馆上段断-砂输导特征

埕岛东斜坡位于埕北30潜山北侧，离凹陷生烃中心较远，区内断层不能直接沟通油源，油气需经过远距离运移至区内成藏。油气通过主油源断层及次油源断层与高砂地比砂组河道砂体组成的输导网络运移。控制油气成藏的要素是断层封闭能力、断-砂侧向分流能力及断-盖配置关系。馆上段Ⅶ砂组发育大套辫状河块状砂岩，可作为良好的输导层，油气可沿该层长距离运移。馆上段Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂组为砂泥互层沉积，砂泥比介于30% ～50%，砂体横向有一定连通性。馆上段Ⅰ＋Ⅱ砂组和明化镇组属于高弯度曲流河沉积，砂岩发育极少，泥岩横向发育比较稳定，厚度变化小，构成馆上段油藏的区域性盖层，与Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂组砂岩形成很好的储盖组合，所以该区油气主要在Ⅲ-Ⅴ砂组富集。

不同断-砂配置类型侧向输导能力存在显著差异，其中反向正断层上盘砂体和顺向正断层下盘砂体侧向分流能力较强。为了验证断-砂输导体系油气运聚方式定量判识模版的可行性，选取与11号断层（埕北 30南断层）相接的埕北 152、155、158、306、352这5口井馆上段65个砂体（反向正断层上盘砂体），进行断-砂配置选择性充注定量分析（图5），对其侧向充注能力进行判识，与油气显示及测井解释结果吻合较好，说明利用断-砂输导体系油气运聚方式定量判识模版判别埕岛东斜坡馆上段断-砂配置油气运移路径是可行的。