吳小紅，王清斌，劉曉健，張 友，夏成崗

(中海石油天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

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渤海海域深層低孔滲油氣藏成因機制分析—以渤中1&2區(qū)塊為例

吳小紅，王清斌，劉曉健，張 友，夏成崗

(中海石油天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

渤海深層油氣藏勘探潛力大，隨著渤?？碧降纳钊耄顚拥涂诐B油氣藏已成為渤?？碧降谋厝贿x擇。而深層低孔滲油氣藏在成因類型和成藏機制上明顯不同于先前的構(gòu)造類油氣藏。以渤中1&2區(qū)塊為例，對其深層低孔滲油氣藏成因機制進行深入剖析。研究表明，研究區(qū)深層低孔滲油氣藏為先致密后成藏。根據(jù)深層成藏力平衡機制和浮力成藏下限理論，主要為以浮力運移動力為主的常規(guī)油氣藏，以及以分子膨脹力為主的深盆致密油氣藏，是兩種不同成因機制的油氣藏疊加在一起組成的復(fù)合油氣藏。晚期原油兩期充注成藏加之晚期碳酸鹽膠結(jié)作用，導(dǎo)致古油藏的存在。先期原油的排酸作用，異常超壓帶雖然碳酸鹽含量高，但是粒度較粗砂體碳酸鹽膠結(jié)物含量較少，且顆粒溶孔也比較發(fā)育，另外超壓使壓實受抑制，原生孔隙得以保存，這都是深部致密帶出現(xiàn)“甜點”的原因。研究成果對指導(dǎo)渤海深層勘探，拓展勘探領(lǐng)域有一定的借鑒意義。

低孔滲油氣藏 成因類型 成因機制 渤中1&2區(qū)塊 渤海海域

渤海自2006年以來，已經(jīng)進入立體勘探階段?？碧筋I(lǐng)域從凸起轉(zhuǎn)為斜坡和凹陷，因此，深層勘探已經(jīng)成為渤海的必然選擇。按照中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T6285-1997)和中國海洋石油總公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(Q/HS 1027-2007)，滲透率小于50mD的砂體儲層為低滲儲層。根據(jù)渤海儲層發(fā)育特點，選取適當(dāng)?shù)目紫督Y(jié)構(gòu)參數(shù)，本文把孔隙度小于25%，滲透率小于50mD的砂體儲層定義為低孔滲儲層?？偨Y(jié)以往勘探經(jīng)驗和教訓(xùn)，制約深層勘探成功的關(guān)鍵是儲層質(zhì)量。深層由于壓實和成巖作用，儲層孔隙度和滲透率相對淺層要低很多。但是，我們無論縱觀世界范圍內(nèi)，還是渤海，深層的油氣資源潛力是非常大的。世界范圍內(nèi)非常規(guī)油氣資源中非常規(guī)油占12%，非常規(guī)氣占70%，中國非常規(guī)油占油氣資源16%(鄒才能等，2011)。在渤海，古近系三級石油儲量占總共的39%，其中東營組占24%，沙河街組占15%，現(xiàn)今渤海深層(超過3000m)有巨大的砂體沉積體系，辮狀河三角洲、曲流河三角洲以及扇三角洲沉積砂體面積有一定的規(guī)模，是渤?？碧奖仨毴リP(guān)的領(lǐng)域?，F(xiàn)今渤海低滲油氣藏三級地質(zhì)儲量(油氣當(dāng)量)2.6×108m3，低滲油氣藏分布面積廣，遍布渤海的遼東灣(如錦州14-2、錦州16-2南、旅大21-2)、渤中地區(qū)(渤中21-2、秦皇島29-2E、渤中19-2)、渤西地區(qū)(歧口17-1、曹妃甸14-1南、曹妃甸7-3)和渤南地區(qū)(墾利6區(qū)塊)，分布范圍廣，分布層系主要是深層的沙河街組和東營組下段。

前人對渤海淺層油氣成藏機理研究較多，而對渤海深層油氣藏成藏機理相對淺層還不成熟完善(蔡東升等，2001；李大偉等，2004；王宗禮等，2010)。對渤海的渤中1&2區(qū)塊以及渤中25-1油田深層油氣藏的油藏特征分析發(fā)現(xiàn)，深層油氣藏特征與渤海常見的凸起上的常規(guī)構(gòu)造油氣藏明顯不同，具體表現(xiàn)為：①BZ2-1-A井和BZ2-1-B井東二下段含油層(2井構(gòu)造位置相對高)，2井構(gòu)造高部位為水層，3井構(gòu)造低部位為油層；②在3200m以下的深層，在低孔滲儲層中還出現(xiàn)相對高孔滲儲層的“甜點”；③統(tǒng)計分析渤中1&2區(qū)塊的油層、水層、含油水層、油水同層和差油層以及干層的特征，發(fā)現(xiàn)深層油氣藏油水關(guān)系復(fù)雜，出現(xiàn)油水倒置的現(xiàn)象；④渤中1&2區(qū)塊的BZ2-1-A井，3000m以下有熒光油包裹體，GOI豐度大于15，最大25，證明深層存在古油藏。這些問題不是簡單的用常規(guī)油氣成藏機理來分析說明。由于深層資料的限制，本文主要以渤中地區(qū)的渤中1&2區(qū)塊為例，探討渤海海域低孔滲油氣藏的成因類型和成因機制，以解決在勘探中遇到的一系列問題。

1 地質(zhì)概況

渤海灣盆地是疊置在華北中-古生界基底之上，發(fā)育的新生代斷陷盆地。渤海海域位于渤海灣盆地東部，是該盆地自古近紀(jì)以來由周邊山前和隆起區(qū)逐步剝蝕夷平、伸展斷陷、沉降充填，由水域變陸的過程中僅剩的水域部分(候貴廷等，2000)。渤中凹陷位于渤海海域的中心，是海域內(nèi)沉積最厚、面積最大的凹陷，古近系地層最大厚度近10km。渤中西次洼是渤中凹陷的一個次級構(gòu)造單元，位于渤中凹陷西北區(qū)域，北鄰石臼坨凸起西段，西南面以NW-SE走向的扭壓斷層為界，北東方向為石臼坨凸起南傾沒構(gòu)造帶，往東南方向進入渤中深洼。渤中1&2區(qū)塊位于渤中西次洼，重點層位為東營組(圖1)。

圖1 渤中1&2構(gòu)造地理位置圖

2 成因類型

2.1 儲層低孔滲期分析

深層低孔滲儲層的評價標(biāo)準(zhǔn)，參數(shù)主要包括孔隙度、滲透率、排驅(qū)壓力、最大連通喉道、喉道均值和產(chǎn)能等(任大忠等，2014)。結(jié)合研究區(qū)的實際基礎(chǔ)地質(zhì)資料，研究低孔滲油氣藏的成藏機理，首先要解決低孔滲油氣藏成因類型，也就是儲層的致密期和油氣的成藏期的匹配問題。本文以資料相對較豐富的BZ1&2區(qū)塊為例，進行深入探討分析。

碎屑巖儲層的膠結(jié)作用是造成儲層孔隙度減少，儲層物性變差的主要原因(明紅霞等，2015)。但是，膠結(jié)作用對儲層物性也有一定的促進作用，如早期碳酸鹽膠結(jié)在一定程度上可以抑制壓實作用(鄭浚茂等，1989;王春連等，2016)。運用薄片鑒定、陰極發(fā)光、掃描電鏡、粒度分析和常規(guī)巖心分析等方法，對研究區(qū)碎屑巖儲層的成巖作用類型及特征進行詳細(xì)分析。研究區(qū)東營組儲層膠結(jié)物類型以碳酸鹽類為主，約占總膠結(jié)物含量的67%，其次是自生粘土礦物類，約占33%，硅質(zhì)類較少。樣品統(tǒng)計分析表明該區(qū)塊東二下亞段儲層膠結(jié)物(樣品數(shù)有72個)中碳酸鹽類、自生粘土礦物類和硅質(zhì)類相對比例分別約為80%、20%和0%。東二下亞段儲層碳酸鹽膠結(jié)物(樣品數(shù)為53個)以白云石為主，約占56%，其次為方解石(包括鐵方解石)，約占42%，鐵白云石最少，約2%，未見菱鐵礦。

早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物在一定程度上能抑制壓實作用(鄭浚茂等，1989)。本次研究確定碎屑巖碳酸鹽膠結(jié)期次的方法原理是：碎屑沉積物在不考慮膠結(jié)作用及溶蝕作用影響時，隨埋深加大，骨架壓力隨之加大，導(dǎo)致其孔隙度會越來越小，體積壓縮系數(shù)越來越高，且孔隙度減小滿足碎屑巖的正常壓實(何炳駿，1979，1981；Parkeretal.，1981)。因為碳酸鹽膠結(jié)作用可以有效抑制壓實作用，從而通過對比同井同深度段(確保沉積和成巖環(huán)境完全相同)碎屑巖儲層樣品體積壓縮系數(shù)的差異，即可有效區(qū)分碎屑巖的膠結(jié)期次。碎屑巖的壓縮系數(shù)是指埋藏后碎屑巖體積與沉積時碎屑巖體積的比值，壓實作用是由上覆地層的單向骨架壓力作用產(chǎn)生，鉛垂方向，沉積物壓實作用沿鉛垂方向壓縮，水平方向可忽略。因此，碎屑巖體積壓縮系數(shù)表達(dá)式如下：

其中，λ為體積壓縮系數(shù)；V0為沉積時碎屑巖體積，cm3；V埋藏為埋藏(壓實縮小)后碎屑巖體積，cm3；φ殘原為碎屑巖現(xiàn)今殘余原生孔體積率，%；φ殘膠為碎屑巖現(xiàn)今殘余膠結(jié)物體積率，%；φ膠溶孔為碎屑巖現(xiàn)今膠結(jié)物溶蝕孔體積率，%；φ0為砂巖初始孔隙度。

以BZ1&2區(qū)塊為例。BZ1-1-A井為取芯井，分為三次取芯，第一次取芯段是2797m至2806m。對取心段進行密集取樣，并將每一個樣品進行巖心常規(guī)分析、鑄體薄片分析、粒度分析等，依據(jù)數(shù)據(jù)可計算每一個樣品的體積壓縮系數(shù)，再以同井同取心段同微相樣品進行對比分析，從而區(qū)分碳酸鹽膠結(jié)期次。BZ1-1-A井東營組取心段是三角洲平原的分流河道微相，該段碎屑巖樣品的體積壓縮系數(shù)多數(shù)介于1.20～1.40(圖2)，碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為0.1%～2.3%，平均為0.3%，碳酸鹽膠結(jié)減孔率均小于5%，平均值小于1%，孔隙度為23.3%～30.2%，平均為27.1%，空氣滲透率為107.40×10-3μm2～3779.90×10-3μm2，平均為1318.70×10-3μm2。然而卻存在兩個樣品體積壓縮系數(shù)明顯低于多數(shù)樣品，這兩個樣品的體積壓縮系數(shù)約為1.10～1.11(圖2)，碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為24.7%～25.2%，碳酸鹽膠結(jié)減孔率約為62%～63%，碳酸鹽強烈膠結(jié)作用使碎屑沉積物固結(jié)成巖，顏色為灰白色，孔隙度為5.6%～5.9%，空氣滲透率為12.7×10-3μm2～19.5×10-3μm2。在薄片下，樣品②碎屑顆粒部分呈漂浮狀鑲嵌于碳酸鹽膠結(jié)物中，顆粒接觸關(guān)系以游離-點接觸為主，鐵方解石面積率約為24%。因此取心段壓縮系數(shù)較小的局部，其碳酸鹽膠結(jié)物是前一期碳酸鹽膠結(jié)的殘留物，膠結(jié)時的埋深淺于現(xiàn)今埋深(2803m)，否則其體積壓縮系數(shù)不可能為1.1左右，可推測前一期碳酸鹽膠結(jié)物是方解石，現(xiàn)今的鐵方解石是前一期膠結(jié)形成的方解石在埋藏后被交代形成的，因為深埋(>2km，溫度>60℃)后地層水Mg2+/Ca2+比值低時，F(xiàn)e2+已很少水化，且易進入前一期方解石的晶格內(nèi)形成鐵方解石(Parker Aetal.，1981)。

圖2 渤中1&2區(qū)塊BZ1-1-A井東一段采樣點分布及樣品體積壓縮系數(shù)特征

利用BZ2-1-A井東營組的兩次取芯井段2994.5m～3003.85m和3336m～3345.2m，兩取芯段碎屑巖樣品的體積壓縮系數(shù)多數(shù)介于1.20～1.33，碳酸鹽膠結(jié)減孔率約為16%～36%，平均值約為29%；而部分樣品體積壓縮系數(shù)低于1.12，約為1.08～1.11。BZ1-1-A井3087.5m～3630m取芯段樣品體積壓縮系數(shù)也是大部分位于1.2～1.28，也有少數(shù)樣品點為1.07～1.08。所以按照分析結(jié)果，把BZ1&2地區(qū)第一期碳酸鹽膠結(jié)的壓縮系數(shù)定義為1.07～1.11，第二期為大于1.2。利用本區(qū)塊砂巖儲層正常壓實趨勢線與地層埋藏史結(jié)合特征，可推出第一期碳酸鹽膠結(jié)和第二期碳酸鹽膠結(jié)的起止時間，也是研究區(qū)儲層致密期。第一期碳酸鹽膠結(jié)起始時間，大致相當(dāng)于體積壓縮系數(shù)最小值樣品在正常壓實趨勢下到該壓縮系數(shù)所對應(yīng)的埋深。

具體步聚為：①求初始孔隙度Φ0。研究區(qū)塊東營組分選系數(shù)用trask方法計算(Trask，1989),計算得到的東營組trask平均分選系數(shù)為1.83，用Scherer提出的砂巖初始孔隙度公式計算東營組的初始孔隙度(Scherer M，1987)，Φ0約為35.4。②用Wyllie提出的平均時間公式，Φ=M×AC+N，求取孔隙度與聲波時差的關(guān)系(Wyllieetal.，1956)。其中M、N為常數(shù)，AC為砂巖聲波時差值，單位μs/ft。選擇兩個正常壓實砂巖樣品點，膠結(jié)物和溶孔少的可以忽略，得出兩個砂巖樣品點的AC和實測Φ。這里選取的是BZ2-1-A井2849.76m，AC為85.8，Φ為24.35；2372.1m的AC為93.3，Φ為25。利用這兩個樣品點數(shù)據(jù)。求得M為0.0867，N為16.914。③求取聲波時差與埋深D的關(guān)系，選用的對數(shù)關(guān)系要符合該井的實際數(shù)據(jù)，選擇對數(shù)關(guān)系式。AC=P×lnD+Q(P、Q為常數(shù)，從AC與深度D關(guān)系式中直接讀取數(shù)值)。根據(jù)研究區(qū)的砂巖孔隙度與埋深關(guān)系(圖3)，可知P為-39.04，Q為399.68。④求壓縮系數(shù)a與埋深關(guān)系。a=M′×lnD+N′，其中M′=-P×M/(100-Φ0)，N′=(100-Q×M-N)/(100-Φ0),求得M′為0.0524，N′為0.75。⑤求膠結(jié)期次和古埋深。根據(jù)第一期最小和最大壓縮系數(shù)，分別為1.07(BZ1-1-A井，3382.87m)和1.11(BZ1-1-3井，2802.08m)，第二期為1.2(BZ2-1-A，3340.85m)，結(jié)合第四步的已知的M′值和N′值，求得第一期古埋深約為450m和965m，第二期約為5000m左右。結(jié)合研究區(qū)塊的埋藏史特征，可知從450m到965m發(fā)生第一期碳酸鹽膠結(jié)作用，儲層主要分布在東二下段，因此東二下段第一期儲層低孔滲時期為28Ma～16Ma，即東二下早期到館陶晚期。同理第二期儲層低孔滲時期是現(xiàn)今，第二期碳酸鹽膠結(jié)作用現(xiàn)今仍在進行(圖4)。

圖3 研究區(qū)塊砂巖壓實曲線圖

圖4 BZ2-1-A井埋藏史圖

2.2 成藏期確定

利用流體包裹體在儲集層中的種類、含量、分布等常規(guī)特征及與成巖礦物的結(jié)構(gòu)關(guān)系來分析圈閉充注模式和油氣運移成藏特征。根據(jù)包裹體的均一溫度結(jié)合盆地的埋藏史和古地溫演化史確定成藏期。渤中1&2區(qū)塊東營組儲層含烴鹽水包裹體分析結(jié)果表明，研究區(qū)包裹體均一溫度表現(xiàn)為高異常，表明晚期快速充注成藏特征(表1)。結(jié)合研究區(qū)埋藏史發(fā)育特征，表明研究區(qū)有兩期成藏，成藏時間為明化鎮(zhèn)末期-平原組早期和平原組末期至現(xiàn)今(圖5)。

表1 BZ2-1-A井包裹體均一溫度表Table 1 Well BZ2-1-A homogenization temperature

結(jié)合研究區(qū)儲層致密期與油氣成藏期分析，可以看出研究區(qū)深層油氣藏成藏特征為先致密后成藏，也就是深盆低孔滲致密油氣藏。因為第二期碳酸鹽膠結(jié)作用，使有的地方儲層進一步致密。但是由于先期原油的排酸作用，導(dǎo)致孔隙度增大，使儲層質(zhì)量變好，使研究區(qū)深層致密儲層內(nèi)出現(xiàn)“甜點”。另外，研究表明，渤中凹陷深洼和西次洼普遍發(fā)育超壓(劉曉峰等，2008)，在異常超壓帶，雖然碳酸鹽含量高，但是粒度較粗的砂體碳酸鹽膠結(jié)物含量較少，且顆粒溶孔比較發(fā)育，加之超壓帶內(nèi)壓實作用受到抑制，原生孔隙得以保存，也使深部致密帶出現(xiàn)“甜點”。

3 成因機制

低孔滲油氣藏復(fù)雜異常的地質(zhì)特征是由其成因機制決定的，揭示其成因機制對解決實際勘探中遇到的難題，預(yù)測深層油氣藏的分布有重要意義。研究表明，低孔滲油氣藏不同于常規(guī)油氣藏的浮力成藏動力機制。地質(zhì)條件下浮力成藏下限以及油氣成藏底限在宏觀上控制非常規(guī)致密油氣藏的形成與分布(龐雄奇等，2014)，浮力成藏下限是相對于浮力成藏作用提出的新的地質(zhì)概念(White,1885；龐雄奇等，2014)，其含義在于：隨著地層埋深增加，砂體儲層的孔隙度和滲透率逐漸減少，孔喉半徑降低到某一臨界值之后，浮力對油氣運聚成藏已不再起主要作用。浮力成藏下限深層低孔滲油氣藏就是這種成因機制的油氣藏，在盆地深凹區(qū)致密儲層中形成并且在分子膨脹力的作用下不斷的向周圍拓展，如果緊鄰富烴凹陷，而且儲層大范圍連續(xù)分布，將形成規(guī)模的深層低孔滲致密油氣藏，例如渤海的BZ25-1深層油藏。

圖5 BZ2-1-A井成藏期分析

結(jié)合研究區(qū)深層?xùn)|二下的儲層孔隙度和滲透率分析，研究區(qū)深層2800m以下，孔隙度基本都小于25%，部分孔隙度小于12%。分析其成藏動力學(xué)特征，表明研究區(qū)深層的低孔滲油氣藏為以浮力運移動力為主的常規(guī)油藏，以及以分子膨脹力為主的深盆致密油氣藏。兩種不同成因機制的油氣藏疊加在一起組成的復(fù)合油氣藏。

4 結(jié)論

(1)渤中1&2區(qū)塊深層低孔滲油氣藏成因類型為先致密后成藏。根據(jù)深層成藏力平衡機制和浮力成藏下限理論，研究區(qū)主要為以浮力運移動力為主的常規(guī)油藏，以及以分子膨脹力為主的深盆致密油氣藏。是兩種不同成因機制的油氣藏疊加在一起組成的復(fù)合油氣藏。

(2)晚期原油兩期充注成藏，加之晚期碳酸鹽膠結(jié)作用，導(dǎo)致古油藏的存在。先期原油的排酸作用。異常超壓帶雖然碳酸鹽含量高，但是粒度較粗砂體碳酸鹽膠結(jié)物含量較少，且顆粒溶孔也比較發(fā)育，超壓使壓實受抑制，原生孔隙得以保存，這都是深部致密帶出現(xiàn)“甜點”的原因。

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[附中文參考文獻(xiàn)]

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Genetic Mechanism Analysis of Deep Low-Porosity and Low-Permeability Reservoirs in the Bohai Sea Area：An Example from the Bozhong 1&2 Block

WU Xiao-hong，WANG Qing-bin，LIU Xiao-jian,ZHANG You,XIA Cheng-gang

(BohaiOilfieldResearchInstituteofCNOOCLtd.-Tianjin,Tianjin300452)

There exists a great exploration potential of oil and gas in the deep Bohai Sea.With the further development of exploration,low- porosity and low-permeability reservoirs have become the inevitable choice for the exploration in this area.Such reservoirs are obviously different from the previous reservoirs in genetic types and accumulation mechanisms.Taking the Bozhong 1&2 block as an example,this article analyzes the formation mechanism of low- porosity and low-permeability oil and gas reservoirs at depth.Research shows that such reservoirs were generated after becoming dense.According to the force balance mechanism and the theory of the lower boundary of buoyancy-controled accumulation about the deep low-porosity and low-permeability reservoirs,the study area is of the conventional oil and gas reservoirs which are dominated by buoyancy migration dynamics and the deep basin oil and gas reservoirs controlled by the molecular expansion force.So they are composite oil and gas reservoirs with two kinds of different genetic mechanisms.Late hydrocarbon accumulation and late carbonate cementation led to the existence of the paleo oil reservoirs.Although the high content of carbonate is present in abnormal pressure zones,coarse sand bodies have less carbonate cementation,and dissolution pores developed there.In addition,overpressure inhibited the compaction,primary pores could be preserved,accounting for the existence of the “sweet spot” in deep tight bands of the area.The research results have a certain reference value for guiding the deep exploration in the Bohai Sea area and expanding the exploration field.

deep low-porosity and low-permeability reservoirs,genetic types,genetic mechanism,Bozhong 1&2 block,Bohai Sea area

2016-02-18；

2016-06-11；[責(zé)任編輯]陳偉軍。

吳小紅(1980年-)，女，地質(zhì)工程師，主要從事石油地質(zhì)及油氣成藏與分布規(guī)律研究。E-mail：xhwu01@126.com。

[TE122]

A

0495-5331(2016)04-0768-06

Wu Xiao-hong,Wang Qing-bin,Liu Xiao-jian,Zhang You,Xia Cheng-gang.Genetic mechanism analysis of deep low-porosity and low-permeability reservoirs in the Bohai Sea area：An example from the Bozhong 1&2 block[J].Geology and Exploration,2016,52(4):0768-0773.