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  中国石油勘探  2020, Vol. 25 Issue (4): 31-42  DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.004
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引用本文 

宋明水. 渤海海域埕岛东坡东营组砂体成因及油气富集特征[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(4): 31-42. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.004.
Song Mingshui. Sand body genesis and hydrocarbon accumulation characteristics of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area, Bohai Sea[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(4): 31-42. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.004.

基金项目

国家科技重大专项“渤海湾盆地精细勘探关键技术”(2016ZX05006);中国石油化工股份有限公司科技项目“成熟探区勘探层单元研究——以东营凹陷为例”(P18060-1)

第一作者简介

宋明水(1964-),男,山东沾化人,博士,2003年毕业于中国科学院兰州地质研究所,教授级高级工程师,主要从事油气勘探部署与管理工作。地址:山东省东营市济南路258号胜利油田分公司,邮政编码:257001。E-mail: songmingshui.slyt@sinopec.com

文章历史

收稿日期:2020-07-01
修改日期:2020-07-06
渤海海域埕岛东坡东营组砂体成因及油气富集特征
宋明水     
中国石化胜利油田分公司
摘要: 埕岛油田是中国石化胜利油田分公司海上重要的增储阵地,埕岛东坡东营组勘探潜力大、勘探程度相对较低。该区砂体类型多样、分布难以预测、成藏富集差异大。为了明确该区砂体成因及油气富集主控因素,基于录井、测井、测试、地震等资料分析,对埕岛东坡东营组的沉积特征、成藏控制因素进行系统研究。研究结果表明:①埕岛东坡主力含油层系Ed4砂组主要发育洪水湖底扇和滑塌湖底扇沉积类型。②受古地貌和断裂坡折带控制,扇体主要沿北东向展布的多个继承性沟谷分布;多期发育的砂体互相叠置,沟谷间储层相对独立,坡折处多为砂体尖灭带。③构造因素与沉积体系配置决定了研究区主要发育构造—岩性油藏、岩性油藏,其中坡折带下方至洼陷带发育较大规模自生自储的岩性油藏。④深水环境下多期重力流砂体叠置发育,形成规模性储层,奠定了该区油气富集的基础。源储配置、断裂及超压决定了该区油藏具有叠合连片分布、普遍富集高产的特点。
关键词: 渤海海域    埕岛东坡    东营组    坡折带    湖底扇    重力流    岩性油藏    
Sand body genesis and hydrocarbon accumulation characteristics of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area, Bohai Sea
Song Mingshui     
Sinopec Shengli Oilfield Company
Abstract: Chengdao oilfield is an important offshore area for reserve increase of Sinopec Shengli Oilfield Company. The Dongying Formation in the east slope of Chengdao area is of great potential with relatively low exploration degree. As the sand body types are diverse in this area, it is difficult to predict the distribution of sand bodies, and the hydrocarbon accumulation and enrichment patterns are of great differences. In order to figure out the genesis of sand bodies and the main controlling factors of oil and gas accumulation in this area, based on the analysis of mud logging, wireline logging, well test and seismic data, the sedimentary characteristics and control factors of hydrocarbon accumulation of the Dongying Formation in the east slope of Chengdao area are systematically studied. The results show that: (1) Types of sedimentary facies are mainly flood sub-lacustrine fans and slump sub-lacustrine fans of Ed4 sand group of the major oil-bearing series in the east slope of Chengdao area. (2) Controlled by paleo-geomorphology and fault slope break belt, the fan bodies are mainly distributed in NE direction along several inherited gullies. The sand bodies of multi-stages are overlapped with each other. Between the gullies, sand reservoirs are relatively isolated. The slope breaks are mostly the sand pinch-out zones. (3) Good configuration relationship between structural factors and sedimentary system determines that there are mainly structural-lithologic and lithologic oil reservoirs in the study area. In the lower part of slope breaks to the sag areas, large-scale lithologic oil reservoirs of self-generation and self-accumulation are developed. (4) In deep water environment, multi-stage gravity-flow sand bodies are superimposed to form large-scale reservoir, which lays the foundation for oil and gas enrichment in this area. Source and reservoir assemblage, faults and overpressure determine that the oil reservoirs in this area have the characteristics of superimposed and contiguous distribution, general enrichment, and high production.
Key words: Bohai Sea    east slope of Chengdao area    Dongying Formation    slope break belt    sub-lacustrine fan    gravity flow    lithologic oil reservoir    
0 引言

埕岛油田是中国渤海湾南部极浅海海域中第一个大型油田,具有典型的“多层楼”复式油气聚集特征,主力含油层系为新近系,累计探明石油地质储量超3×108t;其次为前古近系潜山,探明石油地质储量为6693×104t;介于二者之间的古近系探明石油地质储量为4791×104t,纵向上油气分布极不均衡。受区域构造演化控制,渤海湾盆地东部新生界沉积中心逐步向北迁移,主力生烃层系从南向北逐步变浅,相应的主力含油层系也随之发生变化。渤海海域东营组既是重要的生油层,也是重要的勘探目的层[1-5]。相比渤中凹陷东营组以大型三角洲为勘探对象,埕岛东坡东营组已发现油藏主要集中在夹于大套暗色泥岩地层当中的Ed4砂组内,具有深水沉积特征。

截至2017年,埕岛东坡东营组已上报探明石油地质储量2284.6×104t、控制石油地质储量516.88×104t。近年来,不断有新井获得高产,日产百吨井有4口,揭示了东营组较大的勘探潜力。但随着勘探的深入,发现该区砂体类型多样、分布难以预测、描述难度大[6-8],前人研究认为埕岛东坡主要发育大型扇三角洲、深湖—缓坡浊积扇、斜坡扇—湖底扇等。因此,关于砂体的成因和类型尚存争议,对油气成藏特征探讨也较少。针对以上问题,本文以重力流沉积学理论为指导,从沉积体系入手,强化储层预测新技术应用,剖析油气成藏特征,以期为该区油气勘探提供理论支撑,同时也为渤海海域拓展新的勘探类型提供借鉴。

1 区域地质概况

埕岛油田主体位于渤海海域埕北低凸起东南部,埕北低凸起西南以埕北断层与埕北凹陷相接,东南与黄河口凹陷毗邻,东北以埕岛东坡向渤中凹陷过渡(图 1)。埕岛东坡勘探面积约为300km2,平均水深约为15m。埕岛东坡构造相对较为简单,东营组整体向北东方向倾伏,倾角约为5°。自东北向西南逐层上超,形成超覆地质构造单元。东营组按岩性、电性组合和沉积旋回,可划分为东一段、东二段、东三段,包括Ed1、Ed2、Ed3、Ed4、Ed5、Ed6共6个砂组(图 1)。

图 1 埕岛东坡区域位置图(左)和综合柱状图(右) Fig. 1 Location map (left) and comprehensive stratigraphic column (right) of the east slope of Chengdao area

Ed6、Ed5砂组沉积时期处于湖平面快速上升阶段,岩性以灰色泥岩为主,局部发育少量砂岩,为半深湖—深湖沉积。Ed4砂组仍为半深湖沉积,但砂岩明显较Ed5+6砂组发育,单井上表现为多套砂岩集中发育段与泥岩不等厚互层,每套砂体以正旋回为主,反映出整体处于基准面持续上升阶段,至Ed4砂组沉积末期达到最大湖平面。按沉积旋回及岩电组合,Ed4可再细分为Ed43、Ed42、Ed41 3个小层,不同期次的砂体在平面上分布相当广泛,埕岛东坡已钻井中90%都有揭示,但不同井反映出的砂体发育程度和含油气性有较大差异。Ed4砂组具有良好的生储配置条件,是研究区东营组主力勘探目的层系。Ed3砂组沉积时期开始进入湖平面下降阶段,下部Ed32主要发育灰色泥岩及薄层砂岩,向上至Ed31砂组演变为大规模辫状河三角洲沉积,砂岩呈厚层广泛分布,砂地比较高。Ed2砂组、Ed1砂组沉积时期处于长期湖平面下降阶段,砂地比降低,为典型的河流相沉积[9-10]

2 Ed4砂组砂体成因 2.1 构造及沉积背景

埕岛东坡构造相对较为简单,主要发育近东西向的埕北8断层、北西向的胜海8南断层、埕北805断层、胜海10南断层、近北东向的埕北30北断层及一些次级的近东西向断层。这些断层一定程度上控制着该区域的古地貌,自西南向东北发育一系列大型沟谷(图 2)。埕北8断层、埕北30北断层为控制古生界潜山的长期继承性活动断层,在古近系东营组沉积时期仍然活动,埕北8断层为东西走向,倾向南;埕北30北断层为近北东向,倾向北西,二者共同控制了埕北330—埕北327沟谷的发育;埕北30北断层伴生的一系列东西向羽状断裂属于后期断层,新近纪才开始活动,不控制东营组沉积。北西向的胜海8南断层、埕北805断层、胜海10南断层为古近系沉积以来发育的断层,横切沟谷,形成断裂坡折带,为同沉积断层,对东营组沉积具有明显控制作用(图 2)。

图 2 埕岛东坡Ed4砂组地层等厚图 Fig. 2 Isopach map of Ed4 sand group in the east slope of Chengdao area cb、sh、cbx、cbg、cbgx分别代表井号“埕北”“胜海”“埕北斜”“埕北古”“埕北古斜”

按照古地貌特征,将坡折带内由陡变缓的部位作为坡折带的分界点,结合坡折断层发育情况与沟谷坡度变化,将埕岛东坡自西南向东北分为3个带:第一坡折带内已探明了埕北802、埕北古4、胜海801、埕北8、埕北812等区块;第二坡折带内已发现了胜海10、埕北817、埕北803、埕北84等油藏;洼陷带已发现埕北323自生自储岩性油藏。

研究区物源来自埕北低凸起,砂体沉积自西南向东北推进。沟谷内地层厚度明显增大且砂体发育,沿胜海8沟谷、胜海10沟谷方向,坡折断层下方地层及储层也明显增厚,反映出沟谷及坡折断层对砂体发育有明显的控制作用。通过实钻井Ed4砂组砂体发育情况统计分析,发现在斜坡向凸起方向,砂体厚度及百分含量往往降低,并且有一定数量的井在Ed4砂组以灰色、深灰色泥岩为主,基本无砂体发育;向洼陷区砂体发育,在斜坡低部位钻探的埕北81井Ed4砂组砂地比可达48%,解释含油水层以上砂岩累计厚度可达上百米,与邻井砂体不连通,具有独立的油水系统。用扇三角洲模式或单一的浊积扇模式均无法解释;同时,这些砂体普遍夹于厚层暗色泥岩中,反映该砂体沉积时处于较深水环境。

2.2 砂体成因、沉积特征及沉积模式

砂体供源、触发机制和砂体在层序格架中的位置分布是目前国内含油气盆地关于重力流砂体辨别和分类依据。在前人研究的基础上[9-13],综合分析沉积环境和旋回变化特征,利用岩心、粒度、测井信息,结合经典海底扇模式及重力流沉积理论,系统研究了埕岛东坡东营组Ed4砂组的沉积特征和沉积模式,结合古地貌条件、砂体供源和触发机制及重力流沉积在汇水盆地中的位置[14-17],认为埕岛地区Ed4砂组主要发育有水道型洪水湖底扇沉积和无水道型滑塌湖底扇沉积。来自埕北低凸起的短程、强间歇性的洪水物源供给,通过埕北330—埕北327、胜海8和胜海10等古沟谷向盆内搬运,断控缓坡带及斜坡前发育的重力流砂体,往往呈现多期次、相变快等特征,每个“扇叶”平面上呈近似扇形,彼此互不连通,这是湖底扇不同于扇三角洲的重要特征。向物源方向埕北古403井Ed5+6砂组已尖灭,Ed4砂组储层不发育;胜海8南断层为同沉积断层,造成顺物源延伸方向古地形坡度发生变化,在坡折带下方形成砂体集中卸载区,砂体向上倾方向尖灭;顺沟谷方向,在胜海8南断层下方,胜海8井砂体厚度较胜海801井砂体厚度大,砂地比增高,反映出坡折断层对砂体沉积的控制作用(图 3)。顺沟谷方向各井之间砂体不连通,表现为孤立的岩性体,坡折断层不是简单地断开上下盘砂体,而是砂体自身就不连通;不同井纵向、横向之间钻遇各期洪水湖底扇不同部位,横向变化快、纵向叠置;埕北323井处于埕北330沟谷和胜海8沟谷交会处,砂体厚度更大,且以多期滑塌湖底扇纵向叠加为主,显示向洼陷深处为各期重力流沉积的汇聚卸载区,仍有较厚砂体发育,为形成大规模岩性油藏奠定了基础。

图 3 埕岛东坡东西向Ed4砂组连井剖面(剖面位置见图 2 Fig. 3 Well correlation section of Ed4 sand group in the east slope of Chengdao area (see Fig. 2 for section location)
2.2.1 洪水湖底扇沉积特征

洪水湖底扇为有水道型重力流沉积,在近物源方向以补给水道为主,平面分布较窄,因此在凸起边缘砂体普遍不发育,沿沟谷向盆地洼陷区搬运,在坡折带开始卸载,向盆地方向撒开成朵叶体或扇体形态,整体上重力流砂体呈孤立分布。

从扇体根部到扇体边缘和前缘,相带为内扇(主水道)—中扇(可有分支水道)—外扇(可有湖底浊积席状砂),相应的岩石岩相类型分别为粉砂和泥混杂基质支撑含砾砂岩相(块状粗砂、中砂,砾石直径集中在0.5~3cm,少数直径大于10cm)(图 4a),厚层含砾砂岩(砾石为0.3~0.8cm的次棱角状细砾)与薄层粉砂岩互层相(图 4bc),暗色细粒混合沉积岩相。粒序方面,具有洪水重力流异重岩典型的反粒序—正粒序的二元结构:内扇表现为向上变细的正粒序(图 4d),往往是由多个间断正韵律叠置而成;中扇垂向上表现为正粒序。内部常见侵蚀冲刷面,沉积构造类型较为丰富,包括块状层理(图 4c)、平行层理(图 4e)、交错层理(图 4f)、波状层理及少量递变层理等。

图 4 埕岛东坡东营组洪水湖底扇岩石类型及沉积构造特征 Fig. 4 Rock types and sedimentary-structural characteristics of flood sub-lacustrine fans of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area (a)埕北32井,3210.78m,含砾砂岩;(b)埕北8井,2921.03m,含砾砂岩;(c)胜海10井,3308.73m,层状粉砂岩;(d)埕北32井,2709m,正粒序;(e)埕北32井,3195m,平行层理;(f)埕北32井,2857.83m,交错层理

以胜海10井第四次取心井段3430.2~3435.7m为例,其主要发育洪水湖底扇中扇亚相沉积,可见砂岩为主的中扇分支水道微相沉积,也可见薄层粉砂岩与泥岩互层的分支水道侧缘沉积及泥岩发育的分支水道间沉积(图 5)。测井响应特征方面,内扇具有低GR响应,往往呈现多个低GR值指状叠加等特征;中扇表现为低GR值箱形;外扇在测井曲线上表现为大套高GR值齿状基线形,以及深水暗色泥岩夹浊积席状砂低GR值指状突起等。

图 5 埕岛东坡胜海10井第四次取心(3430.2~3435.7m)岩心序列特征 Fig. 5 Core sequence characteristics of the fourth coring (3430.2~3435.7m) in Well Shenghai 10 in the east slope of Chengdao area
2.2.2 滑塌湖底扇沉积特征

由于多期快速沉积,Ed4砂组各小层主水道横向上不断迁移,自下而上向物源区呈退积样式,造成在整个埕岛东坡Ed4砂组砂体横向连片、纵向叠置。东二段沉积时期,埕岛东坡受横切沟谷北西走向的胜海8南断层、胜海10南断层等影响,形成断裂坡折带,由于坡度、砂体厚度增大或地震、风暴等诱因,先前发育的三角洲扇体及前三角洲堆积体越过坡折带,在坡折带下倾方向上卸载沉积,形成与沉积主体相对脱离的扇形岩性体,结合触发失稳机制和发育位置,认为扇体为滑塌湖底扇;受古地形控制及地震或风暴潮破坏,在坡折带及前方洼陷带,会发育规模不等的滑塌湖底扇。有别于异重流沉积的洪水湖底扇,滑塌湖底扇既可以单独发育,也可以连片叠置[11, 17]

无供给水道的深水滑塌湖底扇可分为近端亚相(主要是滑塌体和少量滑动岩)和远端亚相(碎屑舌状体和浊积体),相应的岩石岩相类型分别为粉砂岩(含中—粗砂粉砂岩)、细砂岩夹团块状粗砂岩相,泥质粉砂岩与灰黑色泥岩互层相。沉积构造具有滑塌型重力流沉积的典型标志:可见泥质粉砂岩内部二次滑动面(图 6a),滑塌体具有滑塌变形构造,如包卷层理(图 6b)、揉皱及球枕构造等,指示滑塌变形—破碎成因;碎屑舌状体富含泥岩撕裂屑(图 6c),可见块状砂岩伴生暗色泥岩(图 6d);浊积体发育过渡性层理(图 6e)、递变层理(图 6f),发育鲍马序列。

图 6 埕岛东坡东营组滑塌湖底扇岩石类型及沉积构造特征 Fig. 6 Rock types and sedimentary-structural characteristics of slump sub-lacustrine fans of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area (a)埕北323井,3840.23m,粉砂岩内部二次滑动面;(b)埕北323井,4265.13m,滑塌变形构造;(c)埕北323井,4232.40m,泥岩撕裂屑;(d)埕北806井,3144.52m,块状砂岩内部伴生灰黑色泥岩;(e)埕北806井,3146.4m,过渡性层理;(f)埕北805井,2998.1m,递变层理

以埕北803井第四次取心井段3306.95~3308.95m为例,其主要为滑塌湖底扇沉积,可见粉砂岩中夹粗砂质团块孤立分布,块状砂岩伴生暗色泥岩;沉积序列方面表现为间断正韵律、突变接触面。测井响应特征方面,近端亚相砂体(主要是滑塌体)自然伽马曲线呈高幅箱形—钟形;远端亚相砂体(浊积体)自然伽马值则整体偏低。大量岩心观察结果表明,埕岛东坡滑塌岩在平面上分布较为局限,多分布在坡折带上及坡脚下,由于研究区洪水作用频繁,近端亚相常被破坏改造,难以保留。

2.2.3 沉积模式

综合洪水湖底扇和滑塌湖底扇这两种重力流砂体纵向、横向分布特征,结合埕岛东坡东营组沉积期物源供给、坡折带、沟谷及湖平面演化特征,建立埕岛东坡东营组Ed4砂组砂体沉积模式(图 7)。总体上看,埕北低凸起为物源区,大量碎屑沉积物沿北东向沟谷直接被搬运入湖,在半深湖坡折带下倾方向卸载,主要形成洪水湖底扇沉积体系,在坡折带下方的深湖区往往形成滑塌湖底扇沉积体系。不同沉积时期沟谷发生变迁,其前端形成的扇体纵向相互叠置,不同沟谷间砂体不连通。

图 7 埕岛东坡东营组Ed4砂组沉积模式图 Fig. 7 Sedimentary model of Ed4 sand group of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area
3 储层精细描述与刻画

在砂体成因类型和特征分析的基础上,对储层进行精细描述和刻画[18-21]。埕岛东坡Ed4砂组砂体横向变化快,工区地震资料主频较低(约为25Hz),薄层油层(为3~5m)地震响应被完全淹没,正演剖面难以识别砂体尖灭点。受沉积类型、砂体叠置样式及地震资料分辨率影响,传统的储层反演和属性预测技术难以实现对储层精细刻画,需要进行高分辨率反演对储层进行描述。

“SMI地震波形指示反演”是高精度储层反演技术[12, 22],采用地震波形指示马尔科夫链蒙特卡洛随机模拟算法,与传统的地质统计学反演相比,SMI反演技术具有精度高、反演结果随机性小的特点,且更好地体现了“相控”的思想,使反演结果从完全随机走向逐步确定,可以为储层高精度预测提供更好的技术解决方案。在岩性、流体等储层敏感参数分析的基础上,用SMI软件进行了高分辨率波阻抗反演。

连井波阻抗反演结果与井中砂体发育情况基本吻合,并且反演结果的纵向分辨率高,可识别出2~3m的薄砂体,砂体叠置关系清晰,横向上砂体展布自然、边界清晰(图 8)。同时也准确反映出沿胜海8沟谷方向砂体的发育情况,多期扇体叠置,彼此不连,在坡折带下方形成集中岩性尖灭带。

图 8 埕岛东坡高分辨率波阻抗反演连井剖面 Fig. 8 High-resolution impedance inversion of connected well section in the east slope of Chengdao area 蓝色背景代表Ed4砂组半深湖—深湖泥岩沉积,红色、黄色代表砂体;黑色曲线为自然伽马曲线

通过地震属性解释获得砂体沉积演化的动态过程,对重力流沉积砂体的时空分布特征进行描述。将研究区Ed4各小层砂体预测结果与实钻井资料进行比对,纵向上单井砂体吻合率超过85%;平面上由于砂体多期叠置,砂体边界刻画相对困难,但依据沉积模式分析,能够反映砂体的展布规律。对比不同小层属性图可以看出(图 9),Ed4砂组砂体整体呈北东向展布,凸起边缘砂体不发育。图中,Ed43小层砂体在埕北330—埕北327沟谷内集中发育,顺沟谷方向可一直延伸至洼陷区;Ed42小层在第二坡折带顺沟谷延伸方向砂体集中发育、横向连片;不同小层砂体发育具有横向迁移性。综合已钻井储层发育情况及相带分析,结合地震反射特征,预测坡折带下方及洼陷区还应有一定规模的扇体发育,显示出Ed4砂组较大的勘探前景。

图 9 埕岛东坡东营组Ed4砂组各小层波阻抗属性图 Fig. 9 Impedance attribute maps of each thin-layer of Ed4 sand group of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area
4 Ed4砂组油气富集特征

埕岛东坡东南部埕北330—埕北327沟谷Ed4砂组已探明,由于该沟谷内砂体发育、厚度大,整体表现为构造—岩性控藏,埕北30北断层既控制沟谷发育又控制油藏分布,其伴生的一系列羽状断层分割了不同油水系统。埕岛东坡西北部第一坡折带已基本探明,且多口井获得高产;第二坡折带内除埕北817井外,胜海10井、埕北84井、埕北81井、埕北803井等虽然见到大套油气显示,但都仅获低产;洼陷带已发现的埕北323自生自储岩性油藏测井解释为多套含油水层。上述认识表明埕岛东坡油气富集差异明显,坡折带下方至洼陷区仍有较大勘探潜力。

研究区Ed4砂组沉积时期,整体处于半深湖—深湖环境,发育多期重力流成因砂体,自身形成了良好的生储盖配置;砂体叠合连片、彼此不连通,使每个砂体均具有独立成藏基础。特殊的沉积体系类型及展布特征决定了其油气成藏特征。斜坡带一系列坡折断层不仅控制了砂体的发育,同时还是重要的油源断层。受构造及沉积体系控制,Ed4砂组油藏类型主要包括构造—岩性油藏和岩性油藏。通过实钻井的统计分析发现,埕岛东坡Ed4砂组油层孔隙度为7.5%~23.3%,渗透率为0.792~1090mD,而82%以上的砂体其孔隙度大于14%,渗透率大于16mD。埕岛东坡东营组Ed4砂组油气富集主要受源储配置、断裂及超压影响。

4.1 有利的源储配置是油气富集的基础

研究区位于渤中—沙南凹陷的斜坡区,东营组烃源岩是渤中坳陷重要的生油气烃源岩,具有良好的烃源前景[4]。埕岛东坡东营组的油气除了来自洼陷区的沙三段和沙一段烃源岩,斜坡部位的东营组自身也具有生烃能力。

通过埕岛东坡9口井的TOC、氯仿沥青“A”、S1+S2Ro等资料的分析,明确了Ed5+6砂组烃源岩有机质丰度较高、有机质类型为Ⅰ型,处于成熟阶段,属于好—优质烃源岩;Ed4砂组烃源岩有机质丰度中等、有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型,处于低成熟到成熟阶段,属于较好烃源岩(表 1)。埕岛东坡Ed4砂组与Ed5+6砂组烃源岩地球化学指标对比表明,Ed5+6砂组的有机质丰度、生烃能力及转化率优于Ed4砂组。

表 1 埕岛东坡东营组烃源岩评价表 Table 1 Evaluation of source rocks in Dongying Formation in the east slope of Chengdao area

通过TOC、氯仿沥青“A”、S1/TOC、TmaxRo等与深度关系分析,认为埕岛东坡东营组烃源岩在3100m左右进入生烃门限。结合正演法和反演法,确定埕岛东坡东营组烃源岩的有效排烃门限约为3400m(图 10)。

图 10 埕岛东坡东营组生烃潜力指数、甾烷异构化参数与埋深关系图 Fig. 10 Relationship of hydrocarbon generation potential index and sterane isomerization parameters with burial depth of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area

烃源岩的分布范围是控制油藏发育部位和层段的重要因素。受古地貌控制,研究区内沙三段仅发育在洼陷区,来自其中的油气主要通过不整合面、断层在坡折带上方成藏(图 11);沙一段、Ed5+6砂组及Ed4砂组在埕岛东坡第二坡折带和洼陷带发育较厚,向斜坡部位逐渐超覆减薄。对于斜坡区及洼陷带内与坡折断层无法沟通的大量Ed4砂组岩性体,其油气主要来自东营组烃源岩,通过微裂隙形成下生上储岩性油藏,或包裹于Ed4砂组泥岩之中形成自生自储岩性油藏(图 11)。埕岛东坡坡折带下方大部分区域均位于3400m深度之下,可形成自生自储型油藏,结合砂体发育展布规律,说明研究区还蕴藏较大的勘探潜力。

图 11 埕岛东坡胜海801—埕北803—埕北826—埕北323井东营组近东西向油藏剖面 Fig. 11 Near-EW oil reservoir profile of Dongying Formation in the east slope of Chengdao area cross Well Shenghai 801 to Well Chengbei 803 to Well Chengbei 826 to Well Chengbei 323
4.2 断裂、超压控制油气富集

斜坡区坡折带之上油气藏类型以构造—岩性油气藏为主,具有有利的成藏条件:纵向上位于最大湖泛面附近,砂体紧靠烃源岩;断层发育,断层和储层相互沟通,增大了砂体纵向捕获油气的范围,可形成富集高产的构造—岩性油气藏,离油源断层越近的井油层越厚,产能越高。以埕北805坡折断层为例,位于该坡折断层上升盘的埕北古4井为典型的构造—岩性油藏,下倾方向被埕北805断层切割并沟通油源,向凸起方向岩性尖灭。该井距离断层540m,井段2956~3008m测井解释油层33m/6层,试油日产油230t;同样位于该坡折断层上升盘的埕北812井也为受埕北805断层控制的构造—岩性油藏,距离断层1100m,与埕北古4井相当层段测井解释油层14.3m/4层,试油日产油56.3t。

坡折带下方至洼陷区油藏类型以岩性油藏为主,即孤立的砂岩透镜体形成岩性油藏。截至目前,除了个别薄层外,该区域内已钻遇的Ed4砂组砂体均有显示,只是不同部位砂体含油高度有差异;孤立砂体形成的岩性圈闭含油高度平均为100m左右,受砂体产状影响,上倾方向为油层,下倾方向即砂体低部位一般为含油水层(图 11)。以往完钻井中,产液量超过30t/d的井产层都在3500m以浅。而近期新完钻的埕北826井,Ed4砂组埋深为3580.3m处,试油日产油56.4t,说明埋深不是影响油气富集的决定因素。坡折带下方发育自生自储岩性油藏,受东营组烃源岩生烃影响,其多半处于异常高压环境中,如埕北323井压力系数高达1.37,由于该井钻遇砂体厚度及规模较大,横向延伸较远,该井钻遇孤立砂体形成的岩性圈闭低部位,因而解释大套含油水层;类似的如前文提及的埕北81井,解释含油水层上百米,同样是因为钻遇孤立砂体形成的岩性圈闭低部位。但如此丰富的油气显示足以说明坡折带下方及洼陷区具有油气富集的条件。之所以已钻井钻遇的砂体均为岩性圈闭低部位,是由于受坡折断层控制,在坡折带下方形成了集中岩性尖灭带。多口探井试油结果分析表明,随埋深增大,东营组烃源岩超压增强,自生自储岩性油藏的含油高度随之增大。埕北817井3524.4m处Ed4砂组解释为油层,含油高度为40m;埕北826井3627.4m处Ed4砂体解释为油层,含油高度为80m;埕北81井3741.6m处Ed4砂体含油高度为170m。不同期次的砂体叠置发育,形成规模性储层,奠定了研究区油气规模连片发现的基础。

5 实践效果

在明确砂体成因及展布规律的基础上,利用相控储层反演,实现了对岩性体的精细刻画。根据砂体的规模、埋深及与断层配置关系,综合考虑产能影响因素,优选井位进行部署钻探。位于埕岛东坡坡折带下方的埕北826井、埕北830井相继多层获得高产,砂体预测吻合率超85%,坡折带下方重力流岩性油藏获得新进展。2018年埕北826井Ed4砂组3574.0~3580.3m井段MDT测试,折算日产油56.4t、日产气11644m3,新增控制石油地质储量348.67×104t;2020年埕北830井Ed4砂组3387.0~3399.4m井段,日产油153t、日产气396m3,不含水;预计新增探明石油地质储量400×104t。

埕岛东坡东营组重力流砂体勘探的成功,表明该类型砂体具有形成大规模岩性油藏的有利条件。多期次洪水沉积形成的深水重力流扇体具有形成大规模连片分布岩性油藏的特征。在该沉积模式指导下,随着储层描述精度的提高,埕岛东坡有望取得更大突破,对国内外类似的沉积类型勘探具有一定的借鉴意义。

6 结论

(1)埕岛东坡Ed4砂组发育洪水湖底扇和滑塌湖底扇两种主要的沉积类型,由于多期洪水作用,造成砂体横向连片、纵向叠置,但彼此不连通,为形成坡折带—洼陷带大规模富集的岩性圈闭奠定了基础。

(2)构造与沉积体系配置决定了不同区带油藏类型及富集条件。坡折带上方以构造—岩性油藏为主,断层是油气富集的关键;坡折带下方至洼陷带以岩性油藏为主,深水环境下东营组自身生烃及超压发育为油气创造了富集条件。

(3)源储配置、断裂及超压决定了埕岛东坡油藏具有叠合连片分布、普遍富集高产的特点。根据Ed4砂组沉积模式,结合储层描述预测,预测研究区坡折带下方至洼陷带具有较大勘探潜力。

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