劉惠民，劉鑫金，2，賈光華

（1.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；2.中國石化勝利油田分公司博士后科研工作站，山東東營257002）

·油氣地質(zhì)·

東營凹陷北部陡坡帶深層砂礫巖扇體成巖圈閉有效性評價

劉惠民1，劉鑫金1，2，賈光華1

（1.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；2.中國石化勝利油田分公司博士后科研工作站，山東東營257002）

東營凹陷北部陡坡帶深層砂礫巖扇體發(fā)育扇根封堵的成巖圈閉巖性油藏，圈閉的形成受不同沉積相帶沉積組構(gòu)與成巖作用差異的影響，而圈閉有效性評價是預(yù)測圈閉含油氣性的關(guān)鍵。為了有效預(yù)測成巖圈閉的含油氣性，從扇根地質(zhì)特征和油藏特征分析入手，剖析研究區(qū)扇根封閉機制和圈閉評價原則，在此基礎(chǔ)上，利用不同勘探階段的相關(guān)資料，建立適用的圈閉有效性評價方法。研究結(jié)果表明：扇根亞相泥質(zhì)雜基含量高、壓實與雜基重結(jié)晶作用強烈，縱向上疊置的扇根可作為側(cè)向封堵層和局部蓋層；成巖圈閉的主要封閉機制是物性封閉，扇根與扇中之間的突破壓力差決定了封堵油氣的高度；利用全直徑取心油驅(qū)水實驗數(shù)據(jù)對壓汞實驗測定的汞驅(qū)氣突破壓力進(jìn)行校正，并分別利用核磁共振測井和常規(guī)物性資料建立油驅(qū)水突破半徑的計算方法，進(jìn)而求得油藏條件下油驅(qū)水的突破壓力差，對圈閉的有效性進(jìn)行評價。應(yīng)用結(jié)果表明，建立的圈閉有效性評價方法合理、可行，可有效指導(dǎo)勘探部署。

砂礫巖扇體成巖圈閉圈閉有效性評價方法北部陡坡帶東營凹陷

蓋層的封閉機制研究是圈閉有效性評價的核心內(nèi)容。Berg在1975年提出了物性封閉的概念及其在烴類運移和圈閉中的作用［1］，Schowalter對物性封閉機理的作用進(jìn)行了詳細(xì)闡述［2］，袁玉松等認(rèn)為物性封閉是蓋層最普遍的封閉機理，烴濃度封閉不具有普遍性［3］，何玉光等提出物性封閉是普遍機理，壓力封閉和烴濃度封閉是特殊機理［4］。目前研究認(rèn)為封蓋層封閉油氣的主要機理是物性封閉、烴濃度封閉和孔隙水壓力封閉［5］，周雁等提出針對油氣蓋層的研究經(jīng)歷了5個階段，由早期側(cè)重于蓋層物性研究發(fā)展到變形過程及成藏過程中的蓋層有效性研究，認(rèn)為盡管發(fā)現(xiàn)毛管物性封閉、超壓封閉和毛管多相封閉等多種封閉類型，但是毛管物理封閉作用是最基本的封閉機制［6］；董忠良等認(rèn)為上傾方向有封蓋層的油氣藏封蓋機制是物性封閉、超壓封閉和烴濃度封閉（抑制封閉作用、替代封閉作用和延緩作用），上傾方向沒有蓋層的深盆氣藏的封閉機制包括水體封閉、低滲透砂巖阻止氣體上浮，以及不斷補給、散失以達(dá)到平衡的動態(tài)封閉機制［7］。曲長偉等提出淺層埋藏小、時代新、結(jié)構(gòu)松散的蓋層也存在物性封閉，并選取滲透率參數(shù)對其進(jìn)行評價，證明物性封閉的普遍性［8］。

東營凹陷北部陡坡帶深層砂礫巖扇體發(fā)育扇根封堵的成巖圈閉巖性油藏［9-10］，前人對成巖圈閉的成因及主控因素等進(jìn)行了深入探討，但針對扇根封堵成巖圈閉的封閉機制及有效性評價方法卻未見報道。筆者首次從扇根的地質(zhì)特征分析入手，論述扇根的封閉性能及其影響因素；然后通過剖析扇根的空間分布模式以及扇根封堵成巖圈閉的成藏特征，確定成巖圈閉有效性的評價原則；最終利用不同勘探階段的相關(guān)資料，建立適用的圈閉有效性評價方法。由典型區(qū)塊成巖圈閉的有效性評價結(jié)果顯示，建立的成巖圈閉有效性評價方法切實可行，對同類型油藏的勘探具有重要的指導(dǎo)意義。

1　扇根的地質(zhì)特征

蓋層的分類很多，從巖性來看主要分為3大類，即泥頁巖、蒸發(fā)巖和致密灰?guī)r［4］；其中泥頁巖的封閉性僅次于鹽巖和石膏，是形成優(yōu)質(zhì)蓋層的有利巖性［11-14］。砂礫巖扇體的扇根并非傳統(tǒng)意義上的優(yōu)質(zhì)封蓋層，但實踐表明其能作為有效封蓋層封堵油氣主要取決于扇根獨特的巖相特征及分布模式。

1.1巖相特征

砂礫巖扇體扇根的巖相為雜基支撐礫巖相和顆粒支撐礫巖相，以雜基支撐礫巖相為主，偶見顆粒支撐礫巖相［9］。雜基支撐礫巖相主要由棱角狀—次棱角狀的礫石組成，礫石成分復(fù)雜，以噴發(fā)巖、變質(zhì)巖為主，其次為少量的砂巖和泥巖礫，礫石直徑一般為0.5～5 cm，少量礫石直徑大于10 cm，礫石呈漂浮狀，表現(xiàn)為一種覆模態(tài)結(jié)構(gòu)，僅有直徑為1～2 cm的礫石具有磨圓現(xiàn)象，且可見直立及定向排列的礫石，顆粒表現(xiàn)為無分選，整體呈塊狀層理；其雜基為泥質(zhì)或粉砂質(zhì)等，含量高達(dá)40%，有時為砂質(zhì)雜基。研究區(qū)鹽100-3井鏡下薄片觀察結(jié)果顯示，扇根雜基含量較高，顆粒接觸關(guān)系為點接觸，泥質(zhì)含量高，可達(dá)30%～40%，呈鱗片狀，大部分呈基底式膠結(jié)碎屑顆粒（圖1a），僅局部為孔隙式膠結(jié)；由于埋藏較淺，膠結(jié)作用微弱，碳酸鹽巖膠結(jié)不發(fā)育，偶見增生石英；孔隙有粒間孔及填隙物內(nèi)孔，總面孔率較低，約為5%，其中原生孔隙與次生孔隙的面孔率均為1%～3%，但整體孔隙不發(fā)育，連通性較差。鹽162井鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)，其扇根顆粒多為次棱角狀，顆粒之間以線接觸為主，泥質(zhì)以星點狀分布的高嶺石為主（圖1b），泥質(zhì)與白云石碎屑混雜分布，雜基多為鱗片狀結(jié)構(gòu)，表明當(dāng)埋深達(dá)到2 700 m時，泥質(zhì)雜基已開始大量發(fā)生重結(jié)晶作用，白云石、鐵白云石具有顯微—微晶結(jié)構(gòu)，可見含鐵碳酸鹽巖的局部膠結(jié)（圖1c），亦可見交代顆粒（圖1d）或膠結(jié)長石溶解孔隙；孔隙有顆粒溶孔及殘余粒間孔，連通性較差，且其總面孔率很低，多數(shù)小于1%。

圖1　東營凹陷北部陡坡帶砂礫巖扇體扇根鏡下顯示特征Fig.1　Microscopic characteristics of glutenite fan root in the northern steep slope zone of Dongying sag

1.2分布模式

東營凹陷北部陡坡帶砂礫巖扇體的扇根與扇中的巖相復(fù)雜，根據(jù)巖石組構(gòu)參數(shù)在垂向上的遞降度可將扇根巖石組構(gòu)類型劃分為Ⅰ-1型和Ⅰ-2型，扇中巖石組構(gòu)類型劃分為Ⅱ-1型、Ⅱ-2型和Ⅱ-3型［9］。明確巖石組構(gòu)類型在空間上的分布模式是開展圈閉評價的基礎(chǔ)。綜合巖屑錄井、密度、中子、聲波、深側(cè)向電阻率、自然伽馬等測井資料，對單井巖石組構(gòu)類型進(jìn)行識別，根據(jù)近岸水下扇沉積成因模式，恢復(fù)砂礫巖扇體的巖石組構(gòu)分布剖面。結(jié)果（圖2）表明，扇根礫巖相為塊狀堆積，致密均一；扇中表現(xiàn)為多巖相疏密相間、互層疊置的特征。單砂層中的砂礫巖扇體呈由厚減薄的楔形體，多砂層組疊置的砂礫巖扇體整體呈現(xiàn)出持續(xù)后退的特點；扇根的巖石組構(gòu)表現(xiàn)為Ⅰ-1型和Ⅰ-2型疊置，其間缺少泥質(zhì)隔層，常具有沖刷減薄現(xiàn)象，這種垂向疊置樣式為側(cè)向封堵提供了必要條件；扇根與扇中交接處表現(xiàn)為Ⅰ-2型與Ⅱ-1型、Ⅱ-2型的垂向間互疊置，其中Ⅰ-2型與Ⅱ-1型之間的接觸面可作為成巖圈閉有效性評價的封蓋轉(zhuǎn)換面。

綜上所述，扇根具有覆模態(tài)結(jié)構(gòu)特征，且泥質(zhì)雜基含量高、壓實與雜基重結(jié)晶等成巖作用強烈，使扇根可以成為有效封堵層；此外，扇根位于扇中有效儲層的上傾方向，與扇中呈指狀接觸，因此縱向上疊置的、致密均一的扇根可以成為側(cè)向封堵層和局部蓋層。

圖2　東營凹陷北部陡坡帶鹽22井區(qū)沙四段上亞段砂礫巖扇體近南北向巖石組構(gòu)分布剖面Fig.2　Rock fabric distribution section of glutenite fan in upper Es4of Yan22 area in the northern steep slope zone of Dongying sag

2　扇根的封閉機制

東營凹陷北部陡坡帶深層砂礫巖扇體緊鄰民豐洼陷烴源巖，成藏條件有利。前人研究結(jié)果表明，民豐洼陷沙四段和沙三段下亞段發(fā)育異常高壓，沙四段下亞段發(fā)育多套膏巖層，可形成流體封存箱，產(chǎn)生異常壓力［15-17］，但與烴源巖直接接觸的砂礫巖扇體巖性油藏卻不屬于異常壓力系統(tǒng)。分析東營凹陷北部陡坡帶鹽家地區(qū)實測地層壓力及壓力系數(shù)與埋深的關(guān)系發(fā)現(xiàn)，其油藏實測地層壓力與埋深具有很好的線性關(guān)系，壓力系數(shù)為0.8～1.2，主要集中于0.95～1.0，屬于正常壓力系統(tǒng)。利用盆地模擬軟件恢復(fù)研究區(qū)關(guān)鍵油氣成藏期的地層壓力剖面，結(jié)果（圖3）表明，洼陷帶沙四段下亞段、沙四段上亞段純下次亞段和純上次亞段烴源巖在明化鎮(zhèn)組沉積末期發(fā)育超壓系統(tǒng)，其中沙四段下亞段剩余地層壓力主要為15～30 MPa，沙四段上亞段純下次亞段和純上次亞段剩余地層壓力為5～10 MPa，但是緊鄰的砂礫巖扇體內(nèi)部為正常壓力系統(tǒng)，烴源巖與砂礫巖扇體之間存在一個明顯的壓力快速變化帶。由此可見，大套砂礫巖扇體縱向疊置厚度大，宏觀上自下而上為一個連通體系，缺乏穩(wěn)定的泥巖隔層，難以形成穩(wěn)定的超壓系統(tǒng)，在漫長的地質(zhì)歷史時期內(nèi)，油氣在砂礫巖扇體內(nèi)部主要以浮力驅(qū)動，油氣聚集僅須平衡浮力；因此，成巖圈閉的主要封閉機制是物性封閉，不存在明顯的烴濃度封閉和異常壓力封閉。

圖3　東營凹陷北部陡坡帶鹽家地區(qū)明化鎮(zhèn)組沉積時期地層壓力分布剖面Fig.3　Formation pressure distribution section during Nm sedimentary period of Yanjia area in the northern steep slope zone of Dongying sag

3　圈閉有效性評價方法

針對物性封閉圈閉的評價方法有很多［18］，例如付廣等認(rèn)為物性封閉的主要評價參數(shù)是蓋層與儲層的排替壓力差，壓力封閉的評價參數(shù)是蓋層與儲層的壓力系數(shù)差，烴濃度封閉的評價參數(shù)為是否進(jìn)入生烴門限，是否具有流體超壓，流體超壓是否大于流體飽和壓力，并選取蓋層的巖性、單層厚度、累積厚度、沉積環(huán)境和成巖程度等參數(shù)，利用加權(quán)平均法對蓋層的封閉能力進(jìn)行評價［19］。談玉明等選取孔隙度、滲透率、排替壓力和孔徑4個參數(shù)，利用加權(quán)平均法建立蓋層評價標(biāo)準(zhǔn)［20］；王歡等選取蓋層的巖性、沉積環(huán)境、最大單層厚度、累積厚度、砂巖含量以及儲層與蓋層的排替壓力差作為參數(shù)，分別賦予相應(yīng)的權(quán)值和權(quán)重，對泥巖蓋層的封閉性進(jìn)行綜合評價［11］。趙新民等利用測井方法評價蓋層的垂向封閉性和儲層的側(cè)向封堵性，探討欠壓實、超壓發(fā)育情況對儲層側(cè)向封堵性的影響［21］。

扇根側(cè)向封堵的機理是物性封閉，因此，扇根封蓋油氣的力學(xué)平衡式可以表示為

其中

式中：Fb為油氣受到的浮力，N；Δpc為扇根與扇中之間的突破壓力差，Pa；S為單位面積，m2；pca為扇根的突破壓力，Pa；pcb為扇中的突破壓力，Pa；pc為突破壓力，Pa；δ為烴與水之間的界面張力，N/ m；θ為接觸角度，（°）；Rt為突破半徑，μm。

封堵層封閉油柱的高度受封堵層與滲透層突破壓力差控制，突破壓力是指開始進(jìn)入巖樣所需的最低壓力，是非潤濕相開始進(jìn)入巖樣最大連通孔喉而形成連續(xù)流所需的啟動壓力，也稱為閾壓或門檻壓力。在突破壓力下，非潤濕相能進(jìn)入的孔喉半徑即巖樣的最大孔喉半徑。利用壓汞實驗求得的突破壓力是汞驅(qū)氣的突破壓力，而實際油氣成藏是油驅(qū)水的過程，與實驗測定的汞驅(qū)氣突破壓力存在較大差異。汞驅(qū)氣條件下，δ為480 N/m，θ為140°，cosθ為0.766；而油藏條件下，δ為19.8 N/m，θ為30°，cosθ為0.866；由于δ和θ不同，對汞驅(qū)氣條件下獲得的實驗數(shù)據(jù)須進(jìn)行校正。油驅(qū)水突破壓力的求取是扇根封閉圈閉有效性評價的關(guān)鍵，為此，筆者利用東營凹陷北部陡坡帶鹽家地區(qū)全直徑取心油驅(qū)水突破壓力測試及小樣品氣驅(qū)水突破壓力測試的實驗數(shù)據(jù)，對巖心常規(guī)壓汞數(shù)據(jù)進(jìn)行校正，得到油驅(qū)水突破半徑的計算公式，并根據(jù)不同勘探階段的相關(guān)資料，建立求取油驅(qū)水突破半徑的方法，進(jìn)而求取油藏條件下的突破壓力。

3.1利用壓汞實驗數(shù)據(jù)求取油驅(qū)水突破半徑

為了模擬實際地層溫度、壓力條件下的油氣封堵情況，分別選取研究區(qū)16塊全直徑取心樣品進(jìn)行油驅(qū)水突破壓力測試，選取32塊小樣品進(jìn)行氣驅(qū)水突破壓力測試，結(jié)果表明，氣驅(qū)水突破壓力值偏小，因此首先需要利用油驅(qū)水突破壓力測試數(shù)據(jù)校正小樣品氣驅(qū)水突破壓力測試數(shù)據(jù)，通過擬合全直徑取心油驅(qū)水突破壓力和小樣品氣驅(qū)水突破壓力測試數(shù)據(jù)（表1），得到油驅(qū)水突破壓力的校正公式為

式中：pCYS為油驅(qū)水突破壓力，Pa；pCQS為氣驅(qū)水突破壓力，Pa。

通過校正得到32塊小樣品的油驅(qū)水突破壓力，從而獲得48塊樣品的油驅(qū)水突破壓力數(shù)據(jù)，并計算相對應(yīng)的油驅(qū)水突破半徑。結(jié)合巖心常規(guī)壓汞汞驅(qū)氣測試數(shù)據(jù)，建立利用壓汞實驗汞驅(qū)氣突破半徑計算油驅(qū)水突破半徑的轉(zhuǎn)換公式為

式中：Rd為壓汞實驗汞驅(qū)氣突破半徑，μm。

將計算得到的油驅(qū)水突破半徑代入式（3），即可獲得油驅(qū)水突破壓力。

表1　全直徑取心油驅(qū)水突破壓力和小樣品氣驅(qū)水突破壓力測試數(shù)據(jù)Table1　Experimental data of oil displacing water in whole diameter core and of gas displacing water in small core

3.2利用核磁共振測井資料求取油驅(qū)水突破半徑

由于未取心的井段無法進(jìn)行壓汞實驗，因此，嘗試?yán)煤舜殴舱駵y井資料來擬合壓汞曲線，進(jìn)而利用擬合的壓汞曲線求取油驅(qū)水突破半徑。核磁共振測井是目前惟一可以評價儲層孔隙結(jié)構(gòu)的測井方法，其利用氫原子核自身的磁性及其外加磁場的相互作用，通過測量地層巖石孔隙中氫核核磁共振弛豫信號的幅度和弛豫速率，探測與地層巖石孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙流體的相關(guān)信息。核磁共振測井提供的原始數(shù)據(jù)是隨時間衰減的自旋回波串，包含儲層物性、孔隙類型、孔徑、流體類型及其分布等信息。由核磁共振弛豫機理可知，在均勻磁場中測量的橫向弛豫時間的表達(dá)式為

式中：T2為橫向弛豫時間，ms；T2B為流體的體積（自由）弛豫時間，ms；ρ2為巖石橫向表面弛豫率，μm/ms，是表征巖石物理性質(zhì)的參數(shù)；s為孔隙表面積，μm2；V為孔隙體積，μm3。

地層流體的T2B值通常大于2 000 ms，而實際測量巖石骨架的T2值通常為50～200 ms，地層流體的T2B值遠(yuǎn)大于巖石骨架的T2值，因此式（6）可以表示為

式中：r為孔喉半徑，μm；C為比例系數(shù)，其值可由孔隙結(jié)構(gòu)分析資料確定［8］。

由于核磁共振T2譜分布與壓汞孔喉半徑分布具有相似性，因此嘗試?yán)煤舜殴舱馮2譜分布構(gòu)建壓汞曲線。首先以累積汞飽和度為橫坐標(biāo)、孔喉半徑為對數(shù)縱坐標(biāo)，調(diào)整壓汞曲線；然后提取核磁共振T2值，以核磁共振T2譜累積幅度為橫坐標(biāo)、T2值為對數(shù)縱坐標(biāo)，構(gòu)建與壓汞曲線類似的擬合壓汞曲線。汞驅(qū)氣突破半徑為壓汞曲線的平臺切線對應(yīng)的孔喉半徑，利用核磁共振T2譜分布構(gòu)建的擬合壓汞曲線的平臺切線對應(yīng)的T2值來擬合汞驅(qū)氣突破半徑（圖4）。

圖4　鹽22-22井核磁共振T2譜分布構(gòu)建的擬合壓汞曲線與實測壓汞曲線對比Fig.4　Diagrams showing contrast between measured mercury injection curve and the one fitted by NMR T2spectra of Well Yan22-22

由于核磁共振測井獲得的是全井段數(shù)據(jù)，因此可以利用核磁共振測井資料擬合相對應(yīng)深度點的壓汞曲線，確定利用核磁共振T2譜分布構(gòu)建的擬合壓汞曲線的平臺切線對應(yīng)的T2值，進(jìn)而建立該值與壓汞實驗汞驅(qū)氣突破半徑之間的關(guān)系式為

馮可兒先是投給高潮一個火辣辣的眼神兒，接著埋下頭來，在鍵盤上噼里啪啦幾下子，就搜索出了美之廈房地產(chǎn)公司的電話號碼，做了幾次深呼吸之后，才去撥打美之廈公司的電話號碼。

式中：T2gd為利用核磁共振T2譜分布構(gòu)建的擬合壓汞曲線的平臺切線對應(yīng)的T2值，ms。

將計算得到的壓汞實驗汞驅(qū)氣突破半徑代入式（5），即可得到油驅(qū)水突破半徑，進(jìn)而計算油驅(qū)水突破壓力。

3.3利用滲透率與孔隙度比值求取油驅(qū)水突破半徑

針對研究區(qū)大量沒有壓汞實驗數(shù)據(jù)和核磁共振測井資料的區(qū)塊，上述2種方法均不適用。前人研究表明，滲孔比（滲透率與孔隙度的比值）與儲層的孔喉半徑之間存在定量關(guān)系［22］，張程恩等將滲孔比的開方定義為儲層品質(zhì)指數(shù)，認(rèn)為該指數(shù)可以綜合反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)的品質(zhì)［23］。因此，可以建立油驅(qū)水突破半徑與儲層品質(zhì)指數(shù)的關(guān)系式為

其中

式中：RQI為儲層品質(zhì)指數(shù)，μm；K為滲透率，10-3μm2；?為孔隙度，%。進(jìn)而根據(jù)計算得到的油驅(qū)水突破半徑，利用常規(guī)物性資料計算得到油驅(qū)水突破壓力。

4　圈閉有效性評價結(jié)果

根據(jù)實測常規(guī)物性及核磁共振測井資料可以計算各種巖相的油驅(qū)水突破壓力，構(gòu)建對應(yīng)巖相的油驅(qū)水突破壓力與埋深的關(guān)系曲線，獲得任意巖相組合不同埋深的油驅(qū)水突破壓力差，定量評價扇根的封閉能力，進(jìn)而根據(jù)實際地質(zhì)剖面上某一圈閉封堵油氣的巖相組合類型，對成巖圈閉的有效性進(jìn)行評價。

由東營凹陷北部陡坡帶鹽家地區(qū)砂礫巖扇體巖石組構(gòu)分布模式可知（圖2），垂向上控制油氣封堵的巖相組合主要為Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖、Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-2型砂巖，側(cè)向上控制油氣封堵的巖相組合主要為Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖，真正決定封閉能力的是突破壓力差最小的Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖。根據(jù)木桶原理，選取突破壓力差最小的Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖巖相組合進(jìn)行成巖圈閉有效性評價。結(jié)果表明，埋深為2 800 m處Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖之間的突破壓力差約為0.15～0.2 MPa，取原油密度為0.8 g/cm3，封堵油柱高度約為80～120 m；埋深為3 200 m處Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖之間的突破壓力差約為0.3～0.4 MPa，封堵油柱高度約為180～200 m；埋深為3 600 m處Ⅰ-2型礫巖和Ⅱ-1型含礫砂巖之間的突破壓力差約為0.45～0.55 MPa，封堵油柱高度約為230～250 m；因此，儲蓋轉(zhuǎn)換面之間的突破壓力差均隨著埋深的增加而增大，成巖圈閉的封閉能力逐步增強。在定量計算成巖圈閉封堵油柱高度的基礎(chǔ)上，根據(jù)砂礫巖扇體油藏頂面傾角，可以計算油藏的平面寬度。以鹽22塊沙四段下亞段5砂組為例，計算含油高度為213 m，實測含油高度為197 m，相對誤差為7.68%；計算油藏平面寬度為2 144 m，實測油藏平面寬度為2 010 m，相對誤差為6.67%；因此評價結(jié)果與勘探實踐結(jié)果相吻合，證明該評價方法是合理、可行的。

5　結(jié)論

東營凹陷北部陡坡帶深層砂礫巖扇體發(fā)育扇根封堵的成巖圈閉巖性油藏。扇根具有覆模態(tài)的結(jié)構(gòu)特征，泥質(zhì)雜基含量高，壓實與雜基重結(jié)晶等成巖作用強烈，使扇根可以作為有效封堵層。扇根位于扇中有效儲層的上傾方向，與扇中呈指狀接觸，縱向上疊置且致密均一的扇根可以作為側(cè)向封堵層和局部蓋層；砂礫巖扇體內(nèi)部為正常壓力系統(tǒng)，烴源巖與砂礫巖扇體之間存在明顯的壓力快速變化帶，因此，油氣在砂礫巖扇體內(nèi)部主要以浮力驅(qū)動，油氣的聚集亦僅需平衡浮力，成巖圈閉的主要封閉機制是物性封閉。扇根與扇中之間的突破壓力差決定了封堵油氣的高度，通常利用壓汞實驗求得的突破壓力是汞驅(qū)氣的突破壓力，實際油氣成藏是油驅(qū)水的過程，與壓汞實驗測定的汞驅(qū)氣突破壓力存在較大差異，利用全直徑取心油驅(qū)水實驗數(shù)據(jù)對壓汞實驗獲得的汞驅(qū)氣突破壓力進(jìn)行校正，并建立利用核磁共振測井和常規(guī)物性資料求取的油驅(qū)水突破半徑的計算方法，進(jìn)而得到油藏條件下的油驅(qū)水突破壓力差。利用上述評價方法對東營凹陷北部陡坡帶砂礫巖扇體成巖圈閉的含油性進(jìn)行預(yù)測，取得了較好的應(yīng)用效果，于坨128-10塊上報探明石油地質(zhì)儲量為1 789.22×104t。研究結(jié)果表明，建立的成巖圈閉有效性評價方法適用于對正常壓力系統(tǒng)砂礫巖扇體成巖圈閉進(jìn)行有效性評價，對東營凹陷北部陡坡帶以及埕南斷裂帶的砂礫巖扇體勘探具有重要的指導(dǎo)意義；但對于發(fā)育異常壓力系統(tǒng)的砂礫巖扇體成巖圈閉，還須考慮異常壓力系統(tǒng)對圈閉封閉能力的影響。

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編輯鄒瀲滟

Evaluation on trap effectiveness for deep fan diagenetic trap in the northern steep slope zone of Dongying sag

Liu Huimin1，Liu Xinjin1，2，Jia Guanghua1

（1.Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China；2.Postdoctoral Scientific Research Workstation of Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257002，China）

The deep fan diagenetic trap developed widely in the northern steep slope zone of the Dongying sag and the differences in sedimentary fabric and diagenesis play important role in the reservoir forming.How to evaluate the trap effectiveness is the key to exploration.By analyzing geological characteristics of root-fan and oil reservoir，the object of trap evaluation，the root-fan sealing mechanism and evaluation principle were determined to predict oil-bearing properties of diagenesis trap effectively.Based on this，according to different data at different exploration stages，the trap effectiveness evaluation methods suitable for different exploration stages were established.The results show that the root-fan developed high clay heterobase and strong compaction and heterobase recrystallization so the root-fan could be a lateral sealing seal or a local seal.The main seal mechanism of diagenetic trap was capillary sealing，the difference of displacement pressure between root-fan and mid-fan determined oil column height.Mercury injection data should be corrected by experimental data of oil displacing water in whole diameter core，and the method of calculating breakthrough radius of oil displacing water using NMR data or routine physical data were established，by which the breakthrough pressure difference under oil res-ervoir condition can be obtained to evaluate the trap effectiveness.The analysis of the applied result shows that this evaluation method can be used to guide exploration.

glutenite fan；diagenetic trap；trap effectiveness；evaluation method；northern steep slope zone；Dongying sag

TE112.3

A

1009-9603（2015）05-0007-08

2015-07-13。

劉惠民（1969—），男，山東壽光人，教授級高級工程師，博士，從事油氣勘探研究與管理工作。聯(lián)系電話：（0546）8716756，E-mail：liuhm1964@126.com。

國家科技重大專項“渤海灣盆地精細(xì)勘探關(guān)鍵技術(shù)”（2011ZX05006-003），中國石化科技攻關(guān)項目“東營凹陷陡坡砂礫巖體成巖圈閉有效性評價”（P10010）。