薛 輝，肖博雅，徐 樂，竇連彬，胡晨光

(中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

隨著油氣勘探程度的不斷提高，務(wù)中地區(qū)沙四下段儲層越來越受到重視[1-4]，近年的勘探實(shí)踐表明，沙四下段油氣藏表現(xiàn)出明顯的復(fù)雜性和特殊性：油水界面不統(tǒng)一、產(chǎn)量變化巨大、油氣富集與主控因素復(fù)雜，前人從構(gòu)造、沉積和儲層等方面對沙四下段地層做了大量的研究[5-6]，但針對務(wù)中地區(qū)研究成果相對較少，而實(shí)際上務(wù)中地區(qū)沙四下段油氣成藏條件和富集規(guī)律均十分復(fù)雜。因此，該文分析沙四下段油氣藏特征，揭示了油氣藏分布規(guī)律與主控因素，該項(xiàng)研究對下一步油氣勘探具有重要意義。

1 油氣藏特征

1.1 油氣藏分布及規(guī)模

務(wù)中地區(qū)位于廊固凹陷河西務(wù)構(gòu)造帶東部，東起河西務(wù)斷層、西至楊稅務(wù)斷層，南起牛坨鎮(zhèn)凸起、北至桐柏鎮(zhèn)斷層，整體具有東抬西傾、南高北低的構(gòu)造特征[1]。研究區(qū)多為斷鼻圈閉，且圈閉主要沿?cái)鄬映蕳l帶狀分布。根據(jù)巖性不同，自上而下可將沙四下段細(xì)分為V、VI、VII 3個(gè)油組，沙四下段平均埋深為3 000 m，平均厚度為250 m。研究區(qū)主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣與河口砂壩等沉積微相。務(wù)中地區(qū)受喜馬拉雅多期拉張裂陷構(gòu)造運(yùn)動控制，斷裂活動強(qiáng)烈而復(fù)雜[7]，受區(qū)域多級斷層控制，研究區(qū)油氣藏受構(gòu)造控制明顯，多依附斷層而形成斷鼻油氣藏。此類油氣藏在縱向上多沿?cái)嗬夥植?，且多處于?gòu)造的較高部位，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏多集中分布在主干斷裂的兩側(cè)或一側(cè)，分帶性明顯；平面上油氣藏呈窄條狀分布，具有分布零散、連片性差的特點(diǎn)，且各油氣藏大小不同。

務(wù)中地區(qū)沙四下段砂體發(fā)育，受不同沉積微相控制，形成的單砂體厚度小、數(shù)量多、連續(xù)性差。已經(jīng)鉆探的V、VI、VII 3個(gè)油組縱向上均由多套砂體疊置而成，在不同油組內(nèi)形成多套含油氣系統(tǒng)，形似“牙刷”狀，單個(gè)油氣藏面積較小，烴柱幅度較低。如務(wù)中2井區(qū)沙四下段，單個(gè)油氣藏面積小于1 km2，烴柱高度小于120.0 m，在縱向上發(fā)育有8套油氣層，單個(gè)油氣層的厚度為2.0～10.0 m，平均厚度較薄，為4.2 m，但由于縱向上多套油氣層垂向疊置，使得單井累計(jì)油氣層厚度非常大，平均厚度為52.6 m。務(wù)中地區(qū)沙四下段油氣藏縱向錯(cuò)疊，在平面上拼接可形成具有一定分布面積的油氣聚集區(qū)。

1.2 流體特征

務(wù)中地區(qū)沙四下段縱向上多期砂體疊置發(fā)育，不同砂體具有不同的孔隙度和滲透率。各砂體間還發(fā)育有不滲透泥巖、致密砂巖等隔層，油氣在后期注入砂體后不能發(fā)生垂向滲流，致使部分砂體充滿油氣，部分砂體則部分含油氣，導(dǎo)致油氣藏含油氣飽和度差異性較大，多種流體類型共存。同時(shí)各油氣藏具有各自獨(dú)立的油水系統(tǒng)，沒有統(tǒng)一的油水界面。不同的油氣藏，油氣水性質(zhì)差異較大，即便是同一油氣藏不同井點(diǎn)流體性質(zhì)變化也很大(表1)。

表1 務(wù)中0-1X井與務(wù)中2-1X井流體特征對比

1.3 溫度壓力特征

通過對務(wù)中地區(qū)4口井52個(gè)實(shí)測溫壓數(shù)據(jù)分析表明，研究區(qū)沙四下段地層溫壓系統(tǒng)與淺層明顯不同(圖1a、b )，以3 000 m為界，淺層地層壓力為靜水壓力，深層為異常高壓，平面上油氣藏壓力由西南向東北逐漸增大。地層測試資料表明，西南部務(wù)中2井區(qū)沙四下段地層壓力較低(圖1c)，為10.0～17.1 MPa，壓力系數(shù)為0.98～1.14，屬于正常—弱超壓力系統(tǒng)，北部務(wù)中8井區(qū)沙四下段地層壓力較大，主要為22.4～34.2 MPa，壓力系數(shù)為1.16～1.33，屬于超壓油氣藏，局部地層壓力超過45.0 MPa，屬異常超壓油氣藏。在每一套溫壓系統(tǒng)中，溫度與地層壓力均保持直線關(guān)系，根據(jù)淺層和深層溫壓關(guān)系的直線斜率[8-9]，認(rèn)為務(wù)中地區(qū)沙四下段屬于高壓型復(fù)式溫壓系統(tǒng)。

圖1務(wù)中地區(qū)溫壓關(guān)系

研究區(qū)油氣藏溫度普遍偏高，地溫梯度為3.07×10-2～3.42×10-2℃/m，平均為3.22×10-2℃/m，地層測試資料證實(shí)，縱向上VII油組溫度最高，超過130.00 ℃，V油組溫度較低，平均為100.00 ℃。平面上以務(wù)中0井為中心，地溫梯度最高，為3.42×10-2℃/m，屬于高溫區(qū)。南部務(wù)中2井區(qū)和北部務(wù)中1井區(qū)地溫梯度逐步減小，屬于常溫區(qū)，僅在務(wù)中8-1X井附近為低溫區(qū)。

1.4 產(chǎn)能特征

務(wù)中地區(qū)沙四下段單井產(chǎn)量差異較大?？v向上單井產(chǎn)能受儲層物性控制明顯，隨物性的降低而減小，如務(wù)中0-2X井34、50號層，儲層物性50號層比34號層好，50號層采油強(qiáng)度為6.04 t/(d·m)，34號層較低，為0.29 t/(d·m)。平面上單井產(chǎn)能受構(gòu)造控制比較明顯，構(gòu)造部位越高，單井產(chǎn)能越大。如務(wù)中2-4X井和務(wù)中2-7X井，VII油組相對位置前者比后者高30 m，二者儲層物性相近，在務(wù)中2-4X井VII油組試油，日產(chǎn)油為2.36 t/d，產(chǎn)氣為1.3×104m3，不產(chǎn)水，在務(wù)中2-7X井VII油組試油，日產(chǎn)油為0.92 t/d，不產(chǎn)氣。

2 油氣富集主控因素

2.1 烴源巖特征

務(wù)中地區(qū)夾持于廊固凹陷與武清凹陷2個(gè)油源區(qū)之間，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏大都緊鄰生烴中心，生烴洼槽控油特征明顯[10]。遠(yuǎn)離生烴洼槽，油源明顯不足，油質(zhì)也急劇變差[11]，即使形成有利圈閉，也很難發(fā)現(xiàn)規(guī)模油氣藏。進(jìn)一步分析認(rèn)為烴源巖質(zhì)量和熱演化程度影響油氣藏分布，對比油氣源，發(fā)現(xiàn)沙四下段油氣主要來源于廊固凹陷和武清凹陷的Es3—Es4烴源巖，該套烴源巖累計(jì)厚度為2 000～3 000 m，有機(jī)碳含量較高，平均為1.25%，母質(zhì)類型好(II1型)，為中等—好生油巖，已經(jīng)達(dá)到成熟—高成熟階段。利用Trinity盆地模擬軟件對烴源巖熱演化史進(jìn)行模擬分析，認(rèn)為該套烴源巖經(jīng)歷了2個(gè)重要的生排烴期：在東營組早期烴源巖平均埋深超過2 700 m，有機(jī)質(zhì)成熟度為0.7%～1.1%，第1次進(jìn)入生烴門限，并開始大量生油；在東營組末期地層緩慢抬升，Es3—Es4烴源巖埋深變淺，生烴速率緩慢。在館陶組末期至明化鎮(zhèn)組，地層持續(xù)沉降，烴源巖埋深超過4 000 m，有機(jī)質(zhì)成熟度為1.1%～1.7%，第2次進(jìn)入生烴門限，開始大量生氣，并一直持續(xù)到第四紀(jì)(圖2)。研究區(qū)沙四下段V油組發(fā)育油藏，VII油組聚集凝析氣藏，2期的油氣充注造成縱向上“高油低氣”特征。

2.2 輸導(dǎo)體系

務(wù)中地區(qū)沙四下段油氣藏存在斷層、砂體、不整合面等多種運(yùn)移通道，根據(jù)組合關(guān)系可以分為斷層-砂體“階梯狀”輸導(dǎo)體系、砂體-不整合面“擴(kuò)散式”輸導(dǎo)體系。

研究區(qū)東部緊鄰河西務(wù)大斷層，該斷層作為油源斷層直接溝通底部的烴源巖和上部的儲集層。油氣沿?cái)鄬幼鲩L距離的垂向運(yùn)移，再通過連通砂體和晚期形成的次級控藏?cái)鄬觽?cè)向運(yùn)移，最終在河西務(wù)斷層上升盤的沙四下段地層中聚集成藏，這些斷層與砂體共同構(gòu)成 “階梯狀”輸導(dǎo)體系(圖3)。務(wù)中地區(qū)沙四下段斷層-砂體配置主要為反向斷層-砂巖上傾類型。油氣沿油源斷裂垂向運(yùn)移后，在超壓、構(gòu)造應(yīng)力及自身浮力等作用下，油氣向反向斷層上盤砂體上傾方向運(yùn)移，在上傾方向遇到側(cè)向斷層或巖性封堵而聚集成藏[12]。此種輸導(dǎo)體系控制的油氣藏常形成于距烴源巖較遠(yuǎn)的層位，且油源斷層對油氣富集控制作用明顯。如務(wù)中8-3X井和務(wù)中8-20X井，構(gòu)造背景相似，沉積條件基本一致，由于務(wù)中8-20X井遠(yuǎn)離油源斷層，油氣聚集效率差，在沙四下段試油見油花和氣泡，而在務(wù)中8-3X井沙四下段日產(chǎn)油為8.99 t/d，日產(chǎn)氣為4.07×104m3/d。

圖2務(wù)中地區(qū)生烴洼陷烴源巖熱演化史

圖3務(wù)中地區(qū)油氣成藏模式

研究區(qū)沙四下段與孔店組不整合接觸，在源儲壓差及浮力的作用下，烴源巖生成的油氣沿不整合面向上以擴(kuò)散的方式在沙四下段砂體中聚集成藏，形成砂體-不整合面“擴(kuò)散式”輸導(dǎo)體系，此種輸導(dǎo)體系以側(cè)向運(yùn)移為主。由于沙四下段地層巖性變化快、砂體連續(xù)性差，使得油氣不能經(jīng)過長距離的運(yùn)移，近源優(yōu)勢明顯[13]，并且油氣優(yōu)先富集于儲層物性好的砂體中，此種輸導(dǎo)體系控制的油氣藏受構(gòu)造影響弱，受儲層非均質(zhì)性的影響強(qiáng)。如務(wù)中2-1X井和務(wù)中2-3X井都緊鄰生烴洼槽，后者VII油組構(gòu)造位置比前者高40 m，但務(wù)中2-1X井VII油組物性要好于務(wù)中2-3X井，在務(wù)中2-3X井VII油組試油，為干層，在務(wù)中2-1X井VII油組試油,日產(chǎn)油為1.9 t/d，日產(chǎn)氣為0.97×104m3/d。

2.3 溫壓系統(tǒng)

對比務(wù)中地區(qū)沙四下段的20口井，油氣藏受溫度影響，縱向上相態(tài)分異明顯，從VII油組到V油組，溫度逐步降低，油氣藏類型由凝析氣藏到油氣藏到油藏轉(zhuǎn)變(圖4)，以沙四下段務(wù)中2-1X井—務(wù)中0-2X井剖面為例，由南向北，沙四下VII油組原油黏度由2.13 mPa·s降至0.52 mPa·s，原油密度由0.80 g/cm3降至0.75 g/cm3，相應(yīng)溫度由120 ℃上升至145 ℃，甲烷含量逐步增大，天然氣相對密度減少，重?zé)N組分減少。

超壓對油氣藏的影響主要為儲層物性的改造[14]。

圖4務(wù)中地區(qū)沙四下油氣相態(tài)與溫度變化特征

相對于常壓帶，在異常超壓區(qū)往往表現(xiàn)出更大的孔隙度和滲透率。壓力系數(shù)越大，儲層物性也越好。如西南部務(wù)中2井區(qū)屬于正?！醭瑝合到y(tǒng)，北部務(wù)中8井區(qū)屬于超壓油氣藏，對比發(fā)現(xiàn)，務(wù)中8井區(qū)沙四下段儲層物性明顯要好于務(wù)中2井區(qū)，務(wù)中8井區(qū)平均日產(chǎn)油為28.5 t/d，日產(chǎn)氣為15.7×104m3/d，務(wù)中2井區(qū)平均日產(chǎn)油為12.7 t/d，日產(chǎn)氣為6.34×104m3/d，說明異常高壓是造成務(wù)中8井區(qū)比務(wù)中2井區(qū)高產(chǎn)的主要原因。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),異常高壓與含油性具有較好的對應(yīng)關(guān)系(表2)，壓力越大，油氣充滿程度越高，含油性越好[15-20]。因此，異常超壓區(qū)是油氣富集高產(chǎn)的有利區(qū)域。

表2 壓力系數(shù)與含油飽和度關(guān)系表

3 結(jié) 論

(1) 務(wù)中地區(qū)沙四下段油氣藏是受反向斷層控制的斷鼻型油氣藏，油氣藏多分布在主干斷裂的兩側(cè)或一側(cè)，平面上呈“串珠狀”分布，具有分布零散、連片性差的特點(diǎn)，縱向上具有“牙刷狀”分布特征。

(2) 沙四下段油氣藏含油氣面積較小，烴柱幅度低，油氣藏溫度偏高，地層壓力差異性大，屬于高壓型復(fù)式溫壓系統(tǒng)，構(gòu)造位置和儲層物性決定了流體性質(zhì)和產(chǎn)能特征。

(3) 油氣藏富集主要受烴源巖特征、輸導(dǎo)體系、溫壓系統(tǒng)控制，烴源巖位置及熱演化程度決定了油氣藏在平面上和縱向上的分布，輸導(dǎo)體系控制了油氣運(yùn)聚成藏方式和分布層位，溫壓系統(tǒng)影響流體聚集相態(tài)和富集區(qū)帶。

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