陳愛國，高 建，尹春蕾，顏方方，徐 佳

（1. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院，上海 200120；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；3. 中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

大港灘海關(guān)家堡地區(qū)油氣分布規(guī)律及有利區(qū)塊評價(jià)

陳愛國1，高 建2，尹春蕾1，顏方方1，徐 佳3

（1. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司研究院，上海 200120；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；3. 中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

通過大港灘海關(guān)家堡地區(qū)的油氣控制因素分析及有利區(qū)塊的評價(jià)，取得了3點(diǎn)主要認(rèn)識(shí)：①三種控藏因素，即有橋梁及紐帶作用的地層不整合面、斷層控制油氣的縱向運(yùn)移及分布、不同類型的輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)控制油氣的分布；②三種油氣成藏模式，即斜坡帶階梯狀成藏模式、斷層與次級斷層組成“Y”字形成藏模式、次級小斷層成藏模式；③三種數(shù)學(xué)地質(zhì)評價(jià)方法（地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)概率法、模糊數(shù)學(xué)評判法、專家系統(tǒng)方法）綜合評價(jià)認(rèn)為 D18斷鼻→莊海4X1斷塊→莊海8井區(qū)→莊海808X1井區(qū)油藏依次變差。

控藏因素；成藏模式；有利區(qū)塊評價(jià)；關(guān)家堡地區(qū)

渤海灣灘海地區(qū)具有復(fù)式油氣富集的特點(diǎn)，成為近年我國石油儲(chǔ)量增長最快的地區(qū)，已發(fā)現(xiàn)了勝利埕島油田、遼河月海油田等一批高產(chǎn)油氣田[1-4]。關(guān)家堡開發(fā)區(qū)位于大港油田0～5 m水深的灘涂區(qū)，含油氣構(gòu)造位于渤海灣灘海區(qū)南部埕北斷階區(qū)。研究區(qū)面積140 km2，全部為三維地震覆蓋。在2001年勘探發(fā)現(xiàn)以后，共鉆探井6口、評價(jià)井5口，分別在沙河街組、館陶組、明化鎮(zhèn)組測試獲高產(chǎn)油氣流。該區(qū)含油面積為9.3 km2，上報(bào)的探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1 885.24×104t（莊海8井區(qū)和莊海4X1井區(qū)），三套儲(chǔ)層的物性均較好，屬中—高孔、中—高滲油藏。孔隙度的分布范圍20%～38%，滲透率范圍為（150～5 000）× 10-3μm2。儲(chǔ)層物性較好，非均質(zhì)性較強(qiáng)。關(guān)家堡地區(qū)油藏復(fù)雜地質(zhì)特征制約了下一步的油藏開發(fā)，因此有必要進(jìn)行該區(qū)油氣的富集規(guī)律的研究和深入的綜合評價(jià)，以指導(dǎo)油藏高效開發(fā)。

1 油氣成藏條件分析

歧口凹陷是黃驊坳陷主要的富油氣凹陷[5]。埕北斷階區(qū)構(gòu)造在古近紀(jì)時(shí)期因黃驊盆地的斷陷作用而逐漸變陡，地層整體向北傾，為一順向的古斜坡[6]，是主要的流體低勢分布區(qū)。研究表明：沙三段油勢等值線圖上存在一個(gè)高勢區(qū)，其范圍從歧口—馬棚口一帶沿北東方向朝海域延伸，其位置與沙三段烴源巖的生烴中心相吻合，生成的油氣從這一高勢區(qū)向周圍的低勢區(qū)運(yùn)移。館陶組沉積期末的沙三段流體勢場分布與東營組沉積期末基本一致，明化鎮(zhèn)組沉積期末和現(xiàn)今的沙三段流體勢場分布基本一致，主要顯示從凹陷中心向凹陷邊緣運(yùn)移的總體趨勢[7]。

埕北斷階區(qū)構(gòu)造整體呈現(xiàn)北低南高的格局，由凹陷向隆起逐步抬升，但是地層傾角不大，所以對油氣長距離的側(cè)向運(yùn)移很有利[8，9]。由于受燕山和喜山運(yùn)動(dòng)構(gòu)造期的影響，該區(qū)從沙三段沉積之后發(fā)育了一系列的北東—近東西向正斷層[10]。主要有羊二莊斷層、趙北斷層、張東斷層、張北斷層和歧東斷層，其中羊二莊斷層是一級斷層，為埕寧隆起的邊界斷層，也是隆起區(qū)和斜坡帶的分界線；而趙北、張東、張北、歧東等斷層則側(cè)列式展布，它們作為黃驊坳陷的二級斷裂不但控制了第三系的沉積，而且控制了兩盤構(gòu)造圈閉的發(fā)育。這些斷層延伸長度在16～35 km之間，最大斷距超過1 500 m[5]。斷層節(jié)節(jié)北掉而形成了該區(qū)特有的斷階構(gòu)造特征，使埕北斷階帶劃分為臺(tái)階式斷裂構(gòu)造帶。同時(shí)這些斷層的長期持續(xù)性活動(dòng)為油氣運(yùn)移創(chuàng)造了條件。

2 油氣成藏控制因素及成藏模式

2.1 3種控藏因素

2.1.1 地層不整合對油氣側(cè)向運(yùn)移有橋梁及紐帶的作用

不整合一般具有三段式結(jié)構(gòu)：上段為底礫巖，中段為風(fēng)化黏土層，下段為半風(fēng)化巖層。其中底礫巖、風(fēng)化淋濾帶是油氣運(yùn)移的良好通道加上構(gòu)造變動(dòng)使不整合面的傾向從隆起向坳陷方向傾斜，促進(jìn)了油氣沿不整合面向隆起方向的運(yùn)移[8]。在埕北斷階帶，由于多期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)而形成了多期的地層不整合，這些不整合界面長期接受風(fēng)化剝蝕，從而孔隙發(fā)育，而且連通性好，是良好的油氣運(yùn)移通道。在本區(qū)主要有新近系與古近系之間和第三系與前第三系之間兩個(gè)不整合面，它們都是油氣側(cè)向運(yùn)移的主要通道。由于第三系與前第三系之間沉積間隔時(shí)間較長，不整合面的風(fēng)化和溶蝕充分，且埋深適中，而在不整合面之上又沉積了新構(gòu)造層序粗碎屑巖，因此沿第三系與前第三系之間的不整合面油氣可進(jìn)行長距離的側(cè)向運(yùn)移。這種側(cè)向運(yùn)移是歧口凹陷中的淺層披覆背斜油氣藏和半背斜油氣藏的主要油源供給方式（圖1）。

圖1 歧口凹陷油氣沿不整面向埕北斷階帶運(yùn)移示意圖

2.1.2 斷層對油氣富集的控制作用

（1）長期發(fā)育的主斷層控制油氣的宏觀分布

到目前為止，在埕寧隆起及其斜坡帶發(fā)現(xiàn)了張東、羊二莊一區(qū)和趙東3個(gè)千萬噸級油田和張北、海4兩個(gè)含油構(gòu)造[7]。在主要的構(gòu)造發(fā)育區(qū)均發(fā)現(xiàn)油氣分布，近來在關(guān)家堡地區(qū)油氣勘探出現(xiàn)了重大突破，一個(gè)千萬噸級的油田浮出水面，充分說明了該區(qū)是油氣聚集成藏的有利區(qū)帶。根據(jù)目前已鉆探的油氣藏分布特點(diǎn)分析，油氣主要分布的圈閉在主控?cái)鄬拥膬蓚?cè)。受斷層的晚期活動(dòng)影響，新近系的油氣一般分布在斷距大、活動(dòng)期長的主控?cái)鄬觾蓚?cè)。

（2）斷面的幾何形狀影響油氣的縱向分布

由座椅狀北東走向的主控?cái)鄬优c其傾向相反的次級斷層（即Y形）構(gòu)成油氣的垂向運(yùn)移通道，油氣主要聚集在主斷層的下降盤，如羊二莊油田；而東西走向的座椅狀斷層，油氣主要富集于中深層，如張東油田；由鏟式主控?cái)鄬优c其傾向相反的次級斷層構(gòu)成油氣垂向運(yùn)移通道，油氣則集中在長期活動(dòng)斷層兩側(cè)的圈閉中，如趙東油田。

（3）斷層的活動(dòng)性控制油氣的縱向分布

斷裂展布不同、活動(dòng)時(shí)間不同，其封閉性不同。研究區(qū)內(nèi)北西向斷層在各時(shí)間的封閉性都很好，不利于油氣的運(yùn)移和聚集；東西向斷層在新近系沉積時(shí)期封閉性很好，但在古近系沉積時(shí)封閉性較差，有利于形成古近系油藏；而北東向斷層在各時(shí)期的封閉性均較差，油氣富集，可以形成新近系油藏。主控?cái)鄬硬煌温涞睦瓘埩靠刂浦蜌饪v向上分布（圖2）：趙北斷層水平拉張量具有自西向東由大變小的特點(diǎn)，西段各個(gè)時(shí)期的水平拉張量都很大，沙三段沉積時(shí)期近2 km，沙一段沉積時(shí)期為1.5 km，新近系沉積時(shí)期為0.5 km，從而在西段形成羊二莊油田；羊二莊斷層與趙北斷層相反，水平拉張量具有自西向東由小變大的趨勢，東段在各時(shí)期的水平拉張量都很大，從而在東段形成趙東油田。

（4）淺層的次級小斷層是油氣再次運(yùn)移的通道

油氣經(jīng)由大斷裂從深層運(yùn)移到淺層，在多數(shù)情況下會(huì)沿次級小斷層進(jìn)行油氣的再次運(yùn)移，進(jìn)入不同的圈閉，形成油氣藏[11]。

圖2 主控?cái)鄬铀嚼瓘埩?/p>

2.1.3 不同類型的輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)控制油氣的分布

（1）斷層和不整合面以及滲透型砂巖體組成立體輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)

通過階梯式的運(yùn)移方式使坳陷中心的油氣運(yùn)移到埕北斷階帶高臺(tái)階部位，油氣主要以垂向和側(cè)向運(yùn)移的方式交替進(jìn)行，從而在非生烴區(qū)的外帶圈閉中聚集成藏[7]。階梯式運(yùn)移的結(jié)果是離生油凹陷越遠(yuǎn)，含油深度越淺，為關(guān)家堡地區(qū)成藏提供基礎(chǔ)。

（2）沿主斷層的垂直運(yùn)移

在構(gòu)造帶內(nèi)長期發(fā)育的主斷層是油氣主要運(yùn)移通道[12]。油氣從深層高勢區(qū)沿?cái)嗝孢\(yùn)移到淺層低勢區(qū)。在該區(qū)發(fā)育了羊二莊、趙北、海4井等幾條二級斷層，由于這些斷層的長期繼承性活動(dòng)，因此在斷層的兩側(cè)形成了各種類型的圈閉，為油氣的聚集成藏提供了條件。在大斷裂下降盤多發(fā)育有近岸水下濁積扇、扇三角洲等碎屑堆積體，有利于深層油氣側(cè)向運(yùn)移至斷層兩側(cè)，或成為油氣再次運(yùn)移的中轉(zhuǎn)站。大斷層也釋放了地層應(yīng)力，對油氣聚集比較有利，同時(shí)其長期的活動(dòng)使得油氣沿?cái)嗝鎻纳顚酉驕\層運(yùn)移，從而形成地層多層系含油。

2.2 3種成藏模式

2.2.1 斜坡帶階梯狀成藏模式

油氣的側(cè)向運(yùn)移是盆地邊緣斜坡帶成藏的必要條件，而垂向運(yùn)移則是向淺層供油的重要方式；不整合面及與生烴層系相鄰有效的儲(chǔ)集層是油氣側(cè)向運(yùn)移的通道[12]。通常情況下，油氣的運(yùn)移以垂向和側(cè)向的方式交替進(jìn)行，從而將凹陷中成熟的油氣運(yùn)移到外圍有效圈閉中聚集成藏（圖3）。海4井含油構(gòu)造剖面，縱向上自下而上原油的密度逐漸增大（館陶組原油密度為0.893 8 g/cm3，明下段原油密度為0.919 4 g/cm3）；橫向上，與趙東和羊二莊油田同層位相比，海4井原油密度較低，反映了油氣側(cè)向運(yùn)移的成藏特征。

2.2.2 斷層與次級斷層組成“Y”形成藏模式

次級斷層多，斷層間距小，則地層縱向連通性好，有利于油氣運(yùn)移；“Y”型斷層斷至層位深，達(dá)生油巖內(nèi)，同樣對油氣的運(yùn)移比較有利（圖4）。在有發(fā)現(xiàn)的油氣田中，“Y”型斷層最深的斷點(diǎn)都斷至東下段及以下地層，交點(diǎn)處上升盤的地層為沙三段及以下地層。而在無油氣顯示的歧口18-7構(gòu)造中，“Y”型相交斷層的斷點(diǎn)只斷至館陶組，深度為2 600 m，交點(diǎn)處斷層上升盤的地層也是館陶組，在館陶組以下地層沒有發(fā)育次級斷層，因而對油氣的縱向運(yùn)移不利。大斷層上升盤地層的構(gòu)造樣式對油氣的運(yùn)移也有一定的影響。如上升盤是凸起，由于凸起地層年代較老，巖石性脆，斷層附近的裂縫及構(gòu)造角礫巖較發(fā)育，縱向連通性好，對油氣的縱向運(yùn)移有利，如港東、羊二莊、QK17-2油田[13]。

2.2.3 次級小斷層成藏模式

張善文[11]認(rèn)為次級小斷層為油氣垂向上運(yùn)移的通道。研究區(qū)內(nèi)館2油組是河流相的泛濫平原沉積，儲(chǔ)層夾在厚層泥巖之中，呈透鏡體分布，由于館陶組不具備生烴能力，所以它的成藏模式不同于發(fā)育在坳陷中心的高壓透鏡狀砂巖體油藏，通過試采計(jì)算壓力系數(shù)為0.95，屬于正常壓力系統(tǒng)下的油藏，經(jīng)過分析認(rèn)為次級小斷層斷到下覆沙河街組油層，造成油氣沿著小斷層向上運(yùn)移至上伏透鏡體（圖5）。

3 有利區(qū)塊評價(jià)

3.1 有利區(qū)塊評價(jià)

區(qū)域油藏評價(jià)要綜合考慮油藏成藏的所有要素，但根據(jù)目前關(guān)家堡地區(qū)成藏背景的研究認(rèn)為關(guān)家堡地區(qū)油源充足，生儲(chǔ)蓋配置條件優(yōu)越，保存條件良好，所以油藏地質(zhì)評價(jià)的主要控制因素為儲(chǔ)集條件和圈閉條件，在進(jìn)行權(quán)系數(shù)分配時(shí)，對上述兩個(gè)條件有很大的傾斜。

圖3 斜坡帶階梯狀成藏模式

圖4 趙東油田油氣運(yùn)移示意圖

在有利區(qū)塊評價(jià)時(shí)，由于涉及的評價(jià)參數(shù)類型多樣，既有定性參數(shù)，也有定量參數(shù)，并且參數(shù)之間關(guān)系復(fù)雜，為此采用地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)概率法、模糊數(shù)學(xué)評判法和專家系統(tǒng)法等三種方法[14-20]，對主要控藏因素：儲(chǔ)層因素（巖性、沉積相、儲(chǔ)層物性）和圈閉因素（落實(shí)程度、類型、面積、幅度、埋深）的8種參數(shù)采用上述三種數(shù)學(xué)方法，對油藏優(yōu)劣程度進(jìn)行定量的分析和評價(jià)，克服了常規(guī)含油氣性及其優(yōu)劣程度評價(jià)過程中許多定性因素帶來的不確定性，降低了油藏地質(zhì)評價(jià)中的風(fēng)險(xiǎn)。

在充分考慮關(guān)家堡油藏地質(zhì)特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，根據(jù)層位、構(gòu)造的差異，細(xì)分成6個(gè)評價(jià)區(qū)塊，通過細(xì)致的基礎(chǔ)地質(zhì)研究，確定了各個(gè)評價(jià)區(qū)塊的地質(zhì)參數(shù)，采用北京石油勘探開發(fā)研究院開發(fā)的圈閉描述評價(jià)系統(tǒng)軟件TrapDES2.1為平臺(tái)，對關(guān)家堡地區(qū)油藏分塊進(jìn)行評價(jià)（表1）。

圖5 次級小斷層油氣運(yùn)移模式示意圖

表1 關(guān)家堡地區(qū)油藏地質(zhì)綜合評價(jià)結(jié)果

3.2 有利區(qū)塊的綜合評價(jià)效果分析

（1）D18斷鼻的館陶組的油氣是沿著羊二莊斷層發(fā)育的次級斷層運(yùn)移上來的，具有儲(chǔ)量大，油層厚度大（25.8 m），評價(jià)最好。

（2）莊海4X1井區(qū)油氣主要富集在古近系，主要原因是羊二莊同生斷層在古近紀(jì)活動(dòng)強(qiáng)烈，油氣大量運(yùn)移注入，試采情況非常好，測井解釋油層18層40.4 m，試油射開沙河街組1 660.0～1 689.6 m井段7層總厚18.9 m，油管10 mm自噴，日產(chǎn)油126 t、氣60 625 m3，評價(jià)較好。

（3）莊海8井區(qū)的油氣在新近系、古近系都有良好的顯示。古近系的油氣主要是巖性—構(gòu)造控制，新近系館陶組油藏主要是構(gòu)造控制的邊底水油藏。古近系的油氣儲(chǔ)量中等，試油射開沙河街組1 507.6～1 536.2 m，10.6 m/2層，12.7 mm油嘴，折日產(chǎn)油190 t，累計(jì)產(chǎn)油290 t；館陶組油藏試油情況一般，館陶組射開1 266.4～1 272.9 m，4.9 m/2層，折日產(chǎn)油27.1 t，綜合評價(jià)一般。

（4）莊海808X1井區(qū)油氣來自次級小斷層溝通下覆地層，儲(chǔ)量小，試油射開館陶3油組1 618.7～1 623.2 m，4.5 m/1層，折日產(chǎn)油15.89 t，累計(jì)產(chǎn)油24.66 t，評價(jià)最差。

綜上所述，關(guān)家堡地區(qū)油藏綜合評價(jià)結(jié)果從好至差的排序?yàn)椋篋18斷鼻→莊海4X1斷塊→莊海8井區(qū)→莊海808X1井區(qū)。

4 結(jié)論

（1）通過對關(guān)家堡地區(qū)周圍典型油藏的解剖，分析了油氣控制因素，主要是構(gòu)造演化控制地層沉積，沉積控制油氣分布；地層不整合面對油氣側(cè)向運(yùn)移于遠(yuǎn)離生油凹陷的構(gòu)造帶的油氣富集具有橋梁及紐帶的作用；斷層對于油氣富集的控制作用明顯（長期發(fā)育的主斷層控制油氣的宏觀分布、斷面的幾何形狀影響油氣縱向分布、斷層的活動(dòng)性控制油氣的縱向分布、淺層的次級小斷層是油氣再分配的途徑）；不同類型的輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)控制著油氣的分布。

（2）建立了關(guān)家堡地區(qū)油氣成藏模式(斜坡帶階梯狀成藏模式、斷層與次級斷層組成“Y”形成藏模式、次級小斷層成藏模式)。

（3）利用三種地質(zhì)評價(jià)方法（地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)概率法、模糊數(shù)學(xué)評判法、專家系統(tǒng)方法）對關(guān)家堡地區(qū)油藏進(jìn)行地質(zhì)綜合評價(jià)，然后結(jié)合測試資料對油藏排隊(duì)優(yōu)選，認(rèn)為D18斷鼻→莊海4X1斷塊→莊海8井區(qū)→莊海808X1井區(qū)依次變差。

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中石化首獲南黃海區(qū)塊探礦權(quán)

近日，由上海海洋油氣分公司代表中石化，參加國土資源部組織的油氣勘探權(quán)出讓競標(biāo)，經(jīng)過競爭申請、方案修改、優(yōu)化區(qū)塊、競標(biāo)答辯等環(huán)節(jié)，順利中標(biāo)南黃海蘇北盆地東部中區(qū)塊，為中石化首次獲得南黃海約3 500 km2的海洋油氣勘探權(quán)。

上海海洋油氣分公司作為中石化唯一海域油氣勘探承擔(dān)單位，多年來一直積極進(jìn)行海域選區(qū)評價(jià)，申請登記有利探區(qū)，破解海域勘探區(qū)塊少、勘探難度大的困局。上海海洋油氣分公司自2007年就跟蹤研究南黃海海域盆地，曾承擔(dān)國土資源部的多個(gè)科技和先導(dǎo)項(xiàng)目，同時(shí)也一直在為南黃海區(qū)塊的招標(biāo)做準(zhǔn)備。此次南黃海蘇北盆地東部中區(qū)塊的獲得增加了中石化海域自營區(qū)塊，擴(kuò)大了新勘探領(lǐng)域，對自營區(qū)塊近早突破油氣發(fā)現(xiàn)具有重要的意義。中石化承諾三年內(nèi)進(jìn)行地震、微生物化探、鉆井等探勘探工作，投資將達(dá)2億元，力爭取得油氣發(fā)現(xiàn)。

摘編自《上海海洋石油報(bào)》2014年1月20日

Hydrocarbon Distribution Regularity and Evaluation on Favorable Blocks in Guanjiapu Area of Dagang Beach District

CHEN Aiguo1, GAO Jian2, YIN Chunlei1, YAN Fangfang1, XU Jia3
（1. Institute of SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China; 2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 3. Shanghai Branch of CNOOC Ltd., Shanghai 200030, China）

The study of the main controlling factor on hydrocarbon accumulation and evaluation on the favorable block has been conducted for Guanjiapu district in Dagang Beach District. Three main understandings have been achieved. Firstly, there are three main controlling factor on hydrocarbon accumulation, including unconformable surface, faults and the combination of hydrocarbon transportation layer. Secondly, three hydrocarbon accumulation models have been established, including ladder accumulation model. In the slope zone, “Y”front style accumulation model. And the secondary fault accumulation model. Thirdly, three geologic evaluation methods (geologic risk stochastic method, fuzzy mathematic evaluation method, and expert system method ) have been developed for Guanjiapu district. Through comprehensive geologic evaluation, it is concluded that from D18 faulted nose to Zhuanghai 4X1 Fault Block, Zhuanghai Well block-8, Zhuanghai Well block 808X1, the reservoirs become poor gradually in Guanjiapu district.

controlling factor on hydrocarbon accumulation; accumulation mode; favorable blocks; Guanjiapu Area

TE122.1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.01.005

1008-2336（2014）01-0005-06

2013-03-29；改回日期：2013-10-28

陳愛國，男，1982年生，碩士，2008年畢業(yè)于俄羅斯國立古勃金石油天然氣大學(xué)油氣勘探與勘察專業(yè)，從事石油地質(zhì)與油氣勘探綜合研究工作。E-mail：chenaiguo@shopc.com.cn。