盆地结构控制下的地层压力-流体-储集性协同演化及控藏作用——以东营凹陷古近系为例

王永诗¹，郝雪峰²，安天下²，张鹏飞²，熊伟²，秦峰²

(1. 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司 山东东营 257001;2. 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院 山东东营 257015)

基金项目:国家科技重大专项(2016ZX05006、2016ZX05006-003)和中国石油化工股份有限公司科技攻关项目“济阳东部深层砂砾岩油气富集机制与勘探方向”(P21034-1)资助。

摘要:油气成藏是地层压力、流体、储集性及其协同演化作用的结果。东营凹陷成藏动力学过程及油气藏原始状态相对完整,基于古近系地层压力场、流体场、储集物性现今特征及其演化过程研究,建立了东营凹陷地层压力-流体-储集性协同演化模式,明确了其控藏作用。在构造活动、沉积作用的控制下,东营凹陷地层压力经历了“升高—降低—升高”的演化过程,成岩流体性质表现为“酸、碱交替”,沉积组构和成岩流体作用控制形成了不同成因类型的有效储层。在断陷盆地结构控制下,东营凹陷陡坡带发育“常压/弱超压—碱/酸—中/低孔(少量高孔)”协同演化模式,洼陷带发育“超压—酸性—中/低孔”协同演化模式,缓坡带发育“常压—弱碱/弱酸—中/高孔”协同演化模式。地层压力、流体和储集性的协同演化模式与断陷盆地结构、油气藏类型及属性的有序分布具有良好的成因对应性,控制了不同类型油气藏的差异富集。陡坡带深层高充满度的岩性气藏、凝析油气藏和洼陷带向陡坡带过渡部位的中—高充满度油藏是有利的预探方向,缓坡带油气运移路径上的岩性-构造油藏及地层油藏是有利的评价增储方向。地层压力、流体和储集性协同演化及其匹配成藏模式可作为断陷盆地油气成藏基本原理的有效补充,是研究油气藏分布有序性差异富集的基础和关键,对于深化陆相断陷盆地油气成藏机理、开展油藏分布规律研究和指导勘探实践具有重要意义。

关键词: 古近系;地层压力;流体;储集性;协同演化;差异成藏;东营凹陷

探索油气成藏机理、发现更多油气一直是石油地质学家的追求^[1-4]。自1907年中国陆上第1口油井(延1井)成功钻探以来^[5],在110余年的勘探实践中,中国地质学家和勘探家不断发展和完善陆相油气成藏理论,提出了以“陆相生油理论”^[6]、“源控论”^[7]、“油气复式聚集理论”^[8-10]、“隐蔽油藏勘探理论”^[11-13]和“油气分布有序性”^[14-16]等为代表的陆相断陷盆地油气成藏理论,指导中国油气勘探不断取得新发现^[17-19]。

20世纪60年代末,中国学者提出了油气藏形成的6大要素——生、储、盖、圈、运、保,建立了成藏体系的认识^[20];20世纪90年代以来,陆相断陷盆地的含油气系统^[21-22]、成藏动力学^[23-27]、油气充注机理^[28-32]等成为地质研究的热点;目前油气藏研究的重点逐渐由静态要素的刻画发展为动态成藏过程的恢复,由要素本身转到要素之间的协同演化。近年来,研究人员不断尝试从成藏要素动态匹配的角度去揭示油气成藏机理,但研究多集中在单类油藏或区带尺度。在盆地结构及其演化的控制下,选用哪些地质要素来表征“生、储、盖、圈、运、保”的内在联系,如何在“时间—空间”的角度实现这些要素的量化统一,如何揭示盆地尺度下油气有序分布、差异富集的内在机制等问题成为盆地油气成藏机理研究新的热点和难点。

东营凹陷是中国东部典型的断陷型含油气盆地^[33],自1961年华8井勘探发现以来,至今已经历了60余年的勘探开发历程^[17],截至2021年底,累计探明石油地质储量26×10⁸ t,探明程度为55.8%。“十三五”(2015—2020年)国家科技重大专项资源评价结果显示^[34],东营凹陷常规油气剩余资源量为21×10⁸ t,在勘探程度高的成熟层系和勘探程度较低的“三新”(新类型、新层系、盆缘小洼陷)领域仍有较大的勘探潜力^[17,35-36]。东营凹陷古近纪构造活动以初始裂陷和断陷为主,新近纪构造活动以坳陷作用为主,在成藏期烃源岩与圈闭的空间相对位置稳定;油气成藏具有多期、单向、连续充注的特点,油气运移路径和成藏动力具有继承性^[16],油藏的原始状态保存相对完整。基于东营凹陷长期的勘探实践和油气成藏规律研究,笔者认为含油气盆地的生、储、盖、圈、运、保等油气成藏要素的联系就是地层压力、流体、空间(储集性)及其相互作用和联系。以东营凹陷古近系为例,基于地层压力场、流体场、储集物性及其演化过程的系统研究,探索了断陷盆地压力-流体-储集性协同演化关系及其控藏作用,总结油气成藏与富集规律,建立断陷盆地油气分布及预测模式,以期为东营凹陷和地质背景类似的断陷盆地的油气勘探提供指导和参考。

1 区域地质概况

东营凹陷地处渤海湾盆地东南端的济阳坳陷内部^[37],是在太古界—古生界基底上发育的中生代—新生代箕状断陷-坳陷复合盆地,南接鲁西隆起和广饶凸起,北部为陈家庄凸起,西侧以青城低凸起为界与惠民凹陷相隔,东临垦东—青坨子凸起,面积约为5 600 km²,是济阳坳陷面积最大的次级凹陷,内部的牛庄、博兴、利津和民丰4个次级洼陷是主要生烃中心^[38]。东营凹陷整体表现为北断南超、北陡南缓的半地堑结构^[39],古近系自北向南划分为陡坡带、洼陷带、缓坡带、凸起带等构造单元(图1、图2)。

图1 东营凹陷构造位置、构造纲要与新生代地层特征

Fig.1 Tectonic location,structure outline and Cenozoic stratigraphic characteristics of Dongying sag

注:Nm—明化镇组;Ng—馆陶组;Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段;Es₃—沙三段;Es₄^S—沙四段上亚段;Es₄^X—沙四段下亚段;Es₄—沙四段;Ek—孔店组。

图2 东营凹陷古近系现今地层压力场结构特征 (剖面位置见图1)

Fig.2 Structural characteristics of present formation pressure field of Paleogene in Dongying sag

东营凹陷新生代经历了初始裂陷期、断陷期、构造抬升期及坳陷期4期构造演化。在古构造、古物源、古气候的共同控制下,东营凹陷新生代地层发育较为齐全。古近系主要发育盐湖—咸水—半咸水—微咸水—淡水湖盆的陆源碎屑岩充填沉积[图1(b)],自下而上依次为孔店组、沙河街组、东营组。其中,孔店组自下而上划分为孔店组三段(孔三段)、孔店组二段(孔二段)和孔店组一段(孔一段),沙河街组划分为沙河街组四段(沙四段)、沙河街组三段(沙三段)、沙河街组二段(沙二段)和沙河街组一段(沙一段)。新近系主要发育馆陶组、明化镇组砂泥岩沉积。

2 地层压力、流体、储集性特征及演化

2.1 现今地层压力场特征及演化

地层超压是油气成藏的主要动力,受渤海湾盆地结构控制,盆地内各坳陷普遍发育生烃增压成因的超压场^[40-41]。东营凹陷古近系烃源岩发育,自下而上依次为孔二段盐湖—沼泽相泥岩、沙四段下亚段盐湖相泥岩、沙四段上亚段咸水湖相泥岩和沙三段下亚段半咸—微咸水湖相泥岩^[33][图1(b)]。其中,沙四段下亚段烃源岩干酪根类型以Ⅱ₁型、Ⅱ₂型为主,有效厚度为200~250 m;沙四段上亚段烃源岩干酪根类型以Ⅰ型为主,有效厚度为150~250 m;沙三段下亚段烃源岩干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主,有效厚度为200~300 m。东营凹陷古近系4套烃源岩在热演化过程中不断发生流体膨胀作用,控制了地层流体压力的演化和现今分布。

目前,地层压力系数1.1和1.2常用来分别作为划分常压与弱超压、弱超压与超压系统的界限值^[27-28]。基于300余口钻井实测地层压力数据统计,东营凹陷古近系开始发育超压系统对应的深度约为2 200 m^[42],随着埋藏深度增加,地层压力系数逐渐增大,埋深3 500 m对应地层压力系数可达1.8[图2(a)]。受凹陷内沙四段下亚段顶部盐膏层分隔作用的影响[图1(b)],东营凹陷纵向上发育盐上沙三段中亚段—沙四段上亚段超压系统和盐下沙四段下亚段—孔店组超压系统[图2(b)]。横向上,超压系统在牛庄、利津、民丰和博兴4个次级洼陷内部均有发育^[43],以控洼断层作为边界。以流体包裹体测试结果和现今地层压力场为约束,开展盆地模拟分析地层压力场演化过程,结果表明,受盆地“沉降—抬升—沉降”构造演化的影响,东营凹陷古近系地层压力经历了升高、降低、升高3期演化。沙一段沉积开始至东营组沉积早—中期,伴随盆地沉降,古近系出现欠压实现象,烃源岩开始生烃,凹陷内开始大面积发育弱超压;东营组沉积晚期,受东营运动抬升影响,烃源岩生烃增压作用减弱,地层压力释放变为常压;东营运动以来,随着凹陷进一步沉降,烃源岩生烃作用逐渐增强,超压强度逐渐增加、超压范围逐渐增大,形成现今的压力场分布特征(图3)。

注:Qp—第四系;Nm—明化镇组;Ng—馆陶组;Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段。

图3 东营凹陷古近系地层压力演化过程

Fig.3 Evolution process of Paleogene formation pressure in Dongying sag

2.2 现今流体场特征及演化

现今流体场是古地层流体被外源注入流体、深部热液、有机流体混入和复杂“水-岩”作用等因素综合影响的结果^[44]。基于3 406个样品点实测地层水的矿化度、酸碱度等水化学参数和682个地温数据、324个烃源岩镜质体反射率(R_o)数据,将东营凹陷现今古近系地层流体划分为3类:①溶滤渗入水,埋深在0~1 500 m,矿化度为0~100 mg/L,呈弱酸性或弱碱性;②混合水,由溶滤渗入水和深部沉积埋藏水混合形成,埋深在1 500~2 500 m,矿化度为100~200 mg/L,酸碱度略大于溶滤渗入水;③湖相沉积埋藏水,埋深大于2 500 m,矿化度普遍大于200 mg/L,酸碱度较溶滤渗入水明显增加。平面上,地层水呈单一、渐变环状分布,由洼陷中心向盆缘,地层水由湖相沉积埋藏水过渡为混合水,再过渡为溶滤渗入水^[45](图4)。

注:Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段;Es₃—沙三段;Es₄—沙四段;Ek—孔店组。

图4 东营凹陷古近系现今地层流体特征

Fig.4 Current fluid characteristics of Paleogene in Dongying sag

现今地层流体场特征可以反映盆地古成岩流体的分布及演化过程。研究认为,东营凹陷成岩流体经历了酸、碱交替变化过程,不同流体环境下岩石矿物发生的溶解及沉淀等作用决定了储层成岩序列和储集物性。断陷早期盐湖环境中形成的石膏在成岩过程中逐渐脱水转化为硬石膏,这是碱性流体的重要来源之一^[46](图5)。当地温大于50℃时,石膏即开始进入缓慢转化阶段;80~100℃时,石膏进入快速脱水阶段;100~140℃是石膏大规模脱碱性水阶段;地温超过140℃,石膏基本转化为硬石膏,不再生成碱性水^[46]。在准同生期,碱性流体可导致沉积物发生早期碳酸盐胶结作用,抑制压实作用、保护原生孔隙,并为成岩后期的酸性溶蚀提供物质基础。断陷作用鼎盛期,沙四段下亚段、沙四段上亚段和沙三段下亚段的盐湖相、咸水—半咸水相烃源岩在热演化过程中生成有机酸、CO₂,这是酸性流体的重要来源^[47](图5)。当地温在60~140℃时,烃源岩中干酪根发生降解,生成的羧酸进入地层后控制流体的酸度;地温在80~120℃是有机酸最佳的保存阶段;当地温大于120℃时,羧酸会逐渐转化为CO₂^[48]。基于膏岩成岩演化排碱和烃源岩生烃演化排酸的规律,以丰深1井为例,通过埋藏史分析,建立了储层在流体“酸、碱交替”控制下的成岩演化序列(图5)。受盆地结构控制,不同构造带控制下的沉积体系之间或同一沉积体系内部不同相带的流体酸碱性质演化特征存在差异。东营凹陷盐家地区陡坡带近岸水下扇扇根亚相受边界控盆断层沟通的影响,成岩流体以碱性流体为主;扇中亚相早期受膏岩层生成的碱性流体影响明显,后期受烃源岩热演化生成的酸性流体影响,呈“酸、碱交替”的流体演化过程。

注:Qp—第四系;Nm—明化镇组;Ng—馆陶组;Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段;Es₃—沙三段;Es₄^S—沙四段上亚段;Es₄^X—沙四段下亚段。

图5 东营凹陷丰深1井古近系酸性流体和碱性流体演化

Fig.5 Evolution of Paleogene acidic fluid and alkaline fluid of Well Fengshen 1 in Dongying sag

2.3 现今储集性特征及演化

受古构造、古气候和古物源的共同控制,东营凹陷古近系主要发育4类有利油气储集体:陡坡带砂砾岩体、洼陷带三角州—浊积砂体、缓坡带三角洲砂体和滩坝砂体^[49-53]。岩石薄片鉴定和高压压汞测试分析结果表明,古近系不同类型储集体的储集空间及物性差异明显(表1),其中,储集物性受控于沉积组构和成岩流体改造。

在不同区带成岩流体演化过程分析的基础上,以不同类型储集体中能够聚集并产出工业油气流或产水的储层作为有效储层,选取典型岩心样品,基于岩石薄片观察,重新分析了储层成岩序列,利用反演回剥方法恢复了储集物性演化过程(图6)。认为陡坡带砂砾岩体经历了碱性和酸性成岩流体的交替作用,其中,扇根亚相储集物性持续变差,扇中亚相早期在碱性流体作用下形成的碳酸盐胶结可抑制压实、保护原生孔隙结构,并在后期酸性流体溶蚀作用下形成次生孔隙^[47,54]。“酸、碱交替”控制了陡坡带砂砾岩有效储层的发育,垂向上,浅层有效储集空间以原生孔隙为主,孔隙度多在10%~17%;中—深层有效储集空间以次生溶蚀孔隙为主,孔隙度可达5%~10%[表1、图6(a)]。洼陷带浊积砂体经历了早期弱碱性、后期持续酸性的成岩流体环境,砂体内部溶蚀孔隙发育,孔隙度多在8%~25%[表1、图6(b)],但距泥岩较近的砂岩“边部”胶结作用强烈^[48]。缓坡带三角洲砂体经历了弱碱与弱酸成岩流体的交替作用,成岩作用强度相对较弱,有效储集空间以原生孔隙为主,孔隙度多在15%~30%[表1、图6(c)]。靠近盆缘部位的缓坡带滩坝砂体受成岩流体和压实作用改造强度均较弱,储集空间以原生孔隙为主;近洼陷部位的缓坡带滩坝砂体经历了较强的压实和胶结作用,储集空间以溶蚀成因的次生孔隙为主,孔隙度多在10%~25%(表1)。

图6 东营凹陷古近系优质储层的成因模式

Fig.6 Genetic model of high quality Paleogene reservoirs in Dongying sag

3 地层压力 - 流体 - 储集性协同演化

油气成藏的本质是盆地构造变动、沉积充填过程中,在地层超压、浮力等不同驱动力背景下,储层在不同性质流体作用下进行成岩演化和物性演化,含烃流体在不同类型储集空间运移、聚集和赋存的过程,是地层压力、流体、储集性及其协同演化作用的结果。

3.1 地层压力 - 流体 - 储集性的归一化表征

在地质研究中,地质要素或地质作用的不同表征参数往往具有不同的量纲和单位,为消除各类要素和参数之间量纲差异的影响,实现数据之间的可对比,需要进行数据归一化处理,使各指标处于同一数量级^[55]。离差标准化(min-max normalization)是较常用的归一化方法,通过对原始数据线性处理消除单位的影响,使结果值映射到0~1之间^[55-57]。

东营凹陷古近系各类地质参数资料丰富,能够满足归一化处理对样品数据数量的要求。选取古近系实钻探井的地层压力测试数据、地层水pH值测试数据和岩心孔隙度数据进行数值归一化处理。

3.2 地层压力 - 流体 - 储集性协同演化模式

在断陷盆地构造演化控制下,地层压力、流体性质和储集物性协同演化:伴随膏岩的脱水和不同层系烃源岩的生烃作用,断陷初始期发育的盐湖、咸化湖沉积和断陷鼎盛期发育的淡水湖沉积的地层压力、流体性质(酸碱度、水型、离子浓度)等发生多幕有序演化,不同性质流体作用控制了不同类型有效储层的发育(图7)。在超压驱动下,油气从烃源岩排出后与地层流体混合并运移,最终在有效储层中聚集成藏。

图7 东营凹陷沙三段中亚段浊积岩油藏地层压力 - 流体 - 储集性协同演化过程

Fig.7 Co - evolution process of pressure,fluid and reservoir property of turbidite reservoir of middle submember of Member 3 of Shahejie Formation in Dongying sag

综合东营凹陷的盆地结构和不同构造带的现今地层压力、流体性质、储集性的归一化结果及其协同演化与匹配关系,选取18口井,采用地质要素归一化方法,建立了不同构造带的“地层压力-流体-储集性”协同演化模式(图8)。其中,陡坡带发育“常压/弱超压—碱/酸—中/低孔(少量高孔)”协同演化模式,洼陷带发育“超压—酸性—中/低孔”协同演化模式,缓坡带发育“常压—弱碱/弱酸—中/高孔”协同演化模式。断陷盆地不同构造带的协同演化模式与油气充满度具良好对应关系(图8)。对比地层压力、流体性质、储集物性的归一化结果和盆地结构、油气分布特征可以看出,盆地结构(陡坡、洼陷、斜坡和控带断裂)不仅控制了断陷盆地沉积体系类型及分布,也控制了地层压力、流体性质与储集物性及其匹配模式在盆地中的位置变化[如图8(b)中的A1点和B1点],证明了地层压力-流体-储集性协同演化机理的客观性。

注:Nm—明化镇组;Ng—馆陶组;Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段;Es₃—沙三段;Es₄^S—沙四段上亚段;Es₄^X—沙四段下亚段;Ek—孔店组;A₂—盆地缓坡带向盆缘过渡的第二坡折断层发育位置;B₂—盆地陡坡带中向盆缘过渡的第二坡折断层发育位置;A₃—盆地缓坡带与盆缘凸起的分界位置;B₃—盆地陡坡带与盆缘凸起的分界位置。

图8 东营凹陷古近系地层压力 - 流体 - 储集性现今协同演化模式与盆地结构、油气有序分布对应关系

Fig.8 Corresponding relationship between current co - evolution model of Paleogene pressure - fluid - reservoir property and basin structure and orderly distribution of oil and gas in Dongying sag

4 地层压力 - 流体 - 储集性协同演化模式的控藏作用

4.1 协同演化模式控制油气有序分布

断陷盆地油气分布的有序性是指在盆地构造格局及沉积充填控制下,圈闭类型、输导体系、储集条件、源-储配置等油气成藏要素有序发育,决定了不同构造带不同类型油藏的分布[图8(a)]。前人通过解剖已发现的油气藏,从盆地尺度提出了断陷盆地油气藏的有序分布模式^[15-16]。

地层压力、流体和储集性的协同演化模式控制了断陷盆地内油气藏的有序分布。陡坡带“常压/弱超压—碱/酸—中/低孔(少量高孔)”协同演化模式控制了砂砾岩岩性油气藏、构造油藏和地层类油藏的发育;洼陷带“超压—酸性—中/低孔”协同演化模式控制了浊积岩岩性类油藏的发育;缓坡带“常压—弱碱/弱酸—中/高孔”协同演化模式控制了三角洲/滩坝砂岩岩性-构造、构造和地层类油藏的发育。盆地尺度上,在断陷盆地结构控制下,地层压力-流体-储集性协同演化模式与不同油气藏类型的空间分界位置一致[图8(a)、图8(b)],与各类油气藏特征也具有良好的对应关系。洼陷带浊积岩油藏的含油饱和度、排驱压力、中值压力和充满度相对最高,向陡坡带、缓坡带方向,油藏含油饱和度等参数均有序减小^[15][图8(c)]。

4.2 协同演化模式控制油气的差异富集

断陷盆地不同构造带地层压力-流体-储集性的协同演化模式控制油气藏类型及其属性有序分布,也表明了其对不同构造带内不同类型油藏的差异富集具有控制作用。

4.2.1 陡坡带砂砾岩油气藏

东营凹陷北部陡坡带发育一系列近岸水下扇和扇三角洲砂砾岩体^[47,49],其构造位置邻近洼陷带优质烃源岩,油气成藏条件优越,是重要的勘探对象。陡坡带砂砾岩由深部向浅部依次发育高充满度油气藏和凝析气藏、中等充满度油藏、低充满度油藏[图8(a)、图9]。陡坡带砂砾岩发育“常压/弱超压—碱/酸—中/低孔(少量高孔)”协同演化模式[图8(b)],其中,深部超压充注与酸、碱流体两期交替匹配,控制了高充满度气藏及凝析油气藏的形成;中—浅部常压-浮力充注与高孔隙度储层匹配,控制了低充满度油藏的形成。以丰深1井为例,该井沙四段下亚段砂砾岩油藏经历2期油气充注:第1期距今约36 Ma,沙四段下亚段烃源岩成熟供烃,充注压力最大时地层压力系数达1.25,储层孔隙度约为20%;第2期充注时,地层压力系数增大至约1.30,储层孔隙度约为12%(图9)。相较而言,盐16井钻遇的浅层沙四段下亚段砂砾岩油藏的原油来自沙三段下亚段烃源岩,仅观测到1期流体包裹体,测压结果显示其形成于常压地层背景。因此,油气充注动力和酸、碱交替的流体环境与有效储层的协同匹配控制了陡坡带不同充满度油气藏的差异分布。

注:Nm—明化镇组;Ng—馆陶组;Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段;Es₃^S—沙三段上亚段;Es₃^Z—沙三段中亚段;Es₃^X—沙三段下亚段;Es₄^S—沙四段上亚段;Es₄^X—沙四段下亚段。

图9 东营凹陷盐家地区陡坡带砂砾岩体不同充满度油气藏差异富集特征 (剖面位置见图1)

Fig.9 Differential enrichment characteristics of glutenite reservoirs with different filling degrees in the steep slope zone of Yanjia area,Dongying sag

4.2.2 洼陷带浊积岩油藏

洼陷带浊积岩夹在烃源岩层系内部,具有优越的成藏条件。恢复油气成藏期浊积岩储层的古地层压力和古孔隙度演化过程,对比不同充满度油藏的压力、流体和储集物性协同演化过程可以发现,“超压—酸性—中/低孔”协同演化模式控制了洼陷带油藏的差异富集[图8(b)]。其中,洼陷中心发育高充满度油藏,地层压力高,油气充注动力强且充注时间早。以牛106井浊积岩油藏为例,该井共识别出两期油气充注,第1期距今24.0 Ma,充注压力系数达1.62,储层物性好,孔隙度约为21%;第2期充注距今9.5~1.5 Ma,充注压力系数达1.71,孔隙度约为13%,两期油气充注控制油藏充满度可达80%~100%(图10)。洼陷边部为中、低充满度油藏,地层压力较低。以王63井(图10)浊积岩油藏为例,距今约24 Ma,该区古近系地层压力系数约为1.30,该时期未发生油气充注;距今6 Ma,该区古近系地层压力达到1.48,孔隙度约为16%,发生单期油气充注,油藏充满度仅为20%~40%^[58]。因此,洼陷带不同部位的浊积岩油藏受控于超压期次及大小、酸性流体与有效储层的协同匹配,形成了现今不同充满度岩性油藏的差异富集特征。

注:Es₃^S—沙三段上亚段;Es₃^Z—沙三段中亚段;Es₃^X—沙三段下亚段;Es₄^S—沙四段上亚段。

图10 东营凹陷牛庄洼陷带沙三段中亚段—下亚段浊积岩不同充满度油藏差异富集特征 (剖面位置见图1)

Fig.10 Differential enrichment characteristics of turbidite reservoirs with different filling degrees of the middle and lower submembers of Member 3 of Shahejie Formation in Niuzhuang subsag,Dongying sag

4.2.3 缓坡带构造油藏和地层类油藏

缓坡带主要发育沙四段上亚段滩坝砂和沙三段—沙二段大型三角洲沉积^[50-51]。在地质演化过程中,缓坡带长期以常压系统为主(图11),浮力是油气充注的主要动力。受盆缘外部流体注入和洼陷带内部流体的影响,缓坡带成岩流体呈弱酸与弱碱交替演化;储层埋藏浅,受成岩流体影响小,储集物性整体较好。对比不同充满度的油藏可以发现,缓坡带相对高充满度的岩性-构造类油藏往往发育在油源断层、正向构造等形成的油气优势运移路径上(图11、图12),具有圈闭闭合高度大、以浮力为主的充注动力强^[59]、储集物性好等特征,油藏较为富集;低充满度的构造油藏、地层油藏发育在远源的油气运移路径上,储集物性变差,圈闭幅度变小,以浮力为主的油气充注动力弱,导致油藏充满度低。因此,在缓坡带油气优势运移路径上,充注动力(浮力)的大小与储集物性的协同演化控制了不同类型油藏的差异富集。

图11 东营凹陷沙三段三角洲沉积体系与地层压力梯度、优势运移路径、油源断层及油藏分布

Fig.11 Distribution of delta system,pressure gradient,dominant migration path,oil source fracture and reservoir of Member 3 of Shahejie Formation in Dongying sag

注:Nm—明化镇组;Ng—馆陶组;Ed—东营组;Es₁—沙一段;Es₂—沙二段;Es₃—沙三段;Es₄—沙四段;Ek—孔店组。

图12 东营凹陷博兴地区缓坡带沙四段上亚段滩坝砂不同充满度油藏差异富集特征 (剖面位置见图1)

Fig.12 Differential enrichment characteristics of beach bar sand reservoirs with different filling degrees of upper submember of Member 4 of Shahejie Formation in the gentle slope zone of Boxing area,Dongying sag

4.3 协同演化模式指导下的勘探实践

东营凹陷地层压力、流体与储集物性的协同演化模式及其对油气差异富集规律的控制作用,决定了不同区带的勘探评价思路。按照地层压力、流体与储集物性的匹配原则,以断陷盆地结构控制下的协同演化模式确定有利区带及主要油气藏类型,以区带油气成藏模式确定油气藏主控因素及勘探靶区,进一步基于主控因素剖析和储集物性分析部署井位。随着勘探程度的不断提高,断陷盆地陡坡带的勘探重点转向深层砂砾岩高充满度气藏及凝析油气藏^[60],在扇中亚相砂砾岩体精细刻画的基础上,评价受超压、油气充注和流体演化控制的有效储层,优选超压背景下的有利相带。基于该思路部署钻探的丰深斜101井、丰深斜11井等井相继获得成功,其中,丰深斜11井在4 309.5~4 467.0 m段进行组合缝网压裂,试油获得高产油气流,8 mm油嘴产油量为81.7 t/d、产气量为42 854 m³/d,发现了深层凝析油气藏规模储量阵地。

断陷盆地洼陷带勘探重点转向深层高充满度岩性油藏和洼陷带与陡坡带过渡区中等充满度的构造-岩性油藏,通过分析深层超压、流体和储集物性演化过程,在滑塌浊积扇、砂质碎屑流等不同砂体类型精细刻画的基础上^[50,52],优选超压背景下的有利岩性体。基于该思路相继部署钻探的营104、史平147等井均取得成功,最高产油量达44.1 t/d,不断扩大了东营凹陷洼陷带浊积岩岩性油藏的含油面积。

断陷盆地缓坡带的勘探重点转向较深层的滩坝砂岩油藏和较浅层的岩性-构造油藏、地层油藏,在圈闭精细刻画基础上,以油气藏有序分布为指导,分析超压、流体及储集物性的演化过程,叠合评价有利的构造背景和物性较好的储层,优选较深层具超压环境的滩坝砂岩和较浅层的岩性-构造、地层圈闭。基于该思路部署钻探的樊斜42、草斜336等井相继钻探成功,实现了含油连片。2015—2020年,以盆地地层压力-流体-储集性协同演化模式及其对油气差异成藏的控制机理为指导,以高精度储层地球物理预测技术为支撑,在东营凹陷古近系新增油气地质储量2.2×10⁸ t,实现了勘探重点有序转移和规模效益增储。

5 结论

(1) 盆地结构及其演化过程和古沉积环境共同控制了东营凹陷古近系沉积充填序列及成藏要素的演化规律。古近系地层压力受控于生烃增压作用,经历了“升高—降低—升高”的演化过程;断陷早期咸化湖盆碱性水体、膏岩层热演化排碱与烃源岩热演化排酸相互叠加,控制了不同构造带“酸、碱交替”的成岩流体差异演化;不同构造带的砂砾岩沉积在不同类型成岩流体作用下,形成不同成因类型的有效储层。

(2) 东营凹陷陡坡带发育“常压/弱超压—碱/酸—中/低孔(少量高孔)”协同演化模式,洼陷带发育“超压—酸性—中/低孔”协同演化模式,缓坡带发育“常压—弱碱/弱酸—中/高孔”协同演化模式。地层压力-流体-储集性协同演化模式与东营凹陷的断陷结构具有良好的成因对应性,控制了不同类型圈闭中油气的有序分布和差异富集。

(3) 东营凹陷陡坡带砂砾岩由深部向浅部依次发育高充满度油气藏和凝析气藏、中等充满度油藏、低充满度油藏,油气富集受控于油气充注动力和酸、碱交替的流体环境与有效储层的协同匹配。洼陷带中心发育高充满度浊积岩油藏,边部发育中、低充满度浊积岩油藏,油气富集受控于超压期次及大小、酸性流体与有效储层的协同匹配。缓坡带发育构造油藏和地层类油藏,油气富集受控于优势运移路径上的充注动力(浮力)与圈闭储集物性的协同匹配。

(4) 依据地层压力、流体与储集性的协同演化模式及其对油气差异富集规律的控制作用,认为东营凹陷陡坡带深层高充满度岩性气藏、凝析油气藏和洼陷带向陡坡带过渡部位的中—高充满度油藏是有利的预探方向,缓坡带油气运移路径上的岩性-构造油藏和地层油藏是有利的评价增储方向。

符号注释:

C_{p_max}—地层压力系数样本最大值;C_{p_min}—地层压力系数样本最小值,C_p—地层压力系数;C_p*—地层压力系数归一化结果;p_{H_max}—地层水样品的最大pH值,p_{H_min}—地层水样本的最小pH值;p_H—地层水pH值;p_H*—地层水pH值归一化结果;ϕ_max—储层孔隙度样本的最大值;ϕ_min—储层孔隙度样本的最小值;ϕ—储层孔隙度;ϕ_*—储层孔隙度归一化结果。

第一作者:王永诗,男,1964年6月生,2004年获中国矿业大学(北京)博士学位,现为中国石油化工集团有限公司高级专家、教授级高级工程师,主要从事石油地质研究与油气勘探管理工作。

通信作者:安天下,男,1986年7月生,2008年获中国石油大学(华东)学士学位,现为中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院油气勘探主任师、副研究员,主要从事石油天然气地质研究工作。

文章来源：石油学报编辑部