武凡皓

摘要：本文對某斷塊構(gòu)造特征進行研究。

關(guān)鍵詞：斷塊;遼河油田;油氣分布

1 成藏要素

1.1 儲層概述

本區(qū)沉積物源為北東向古雙臺河和南部潛山，巖性為太古界混合花崗巖及中酸性火山巖，發(fā)育扇三角洲沉積體系和局部沿潛山超覆的湖泊體系。扇三角洲相帶發(fā)育較為完整，主要以三角洲前緣亞相為主，北部以水下分流河道、分流間為主，向南河口壩、前緣薄層砂較發(fā)育，砂體厚度在工區(qū)內(nèi)變化不大。

水下分流河道砂和河口砂壩在縱向上疊加，橫向上連片，形成了分布廣泛的儲集體，有利于油氣聚集成藏（圖1、2）。

平面上多條河道平行發(fā)育，但總體上平面可分海南1、海南3兩大主流砂體。兩大砂體不同時期繼承性強，且不同時期能量的演化與砂體發(fā)育程度有差異;縱向上多期發(fā)育、疊加連片。

不同期由于受河流能量大小的影響，三角洲前緣砂體在工區(qū)內(nèi)發(fā)育程度、影響范圍有所不同（圖3、4）。總體有從東三早期向東二段有由強變?nèi)醯内厔?，表現(xiàn)為沉積物粒度較細(xì)、粒級變化較小，以粉砂巖、細(xì)砂巖為主。

東二段：海南地區(qū)發(fā)育三角洲前緣分流河道砂，以細(xì)砂巖為主，單層厚1m～10m，巖石弱固結(jié)—半固結(jié)，以原生孔隙為主，含少量次生孔隙，為高—特高孔中—高滲儲層。

東三段：海南地區(qū)為三角洲前緣分流河道砂，單層厚度較小，一般為1m～5m，巖石半固結(jié)—固結(jié)，次生孔隙增多，與原生孔隙一起組成混生孔隙帶，為中高孔中—低滲儲層，因發(fā)生早期碳酸鹽膠結(jié)，局部砂體物性變差（圖5、6）。

1.2 烴源巖

油源條件是油氣成藏的根本，研究區(qū)主要位于遼海中央低凸起帶上，古近系地層不發(fā)育，地層沉積厚度小，埋藏淺，不利于生油。但本區(qū)鄰近東部凹陷和西部凹陷這兩大沉積洼陷，古近系的斷陷期沉積了巨厚的古近系地層，其生油巖的質(zhì)量可直接影響本區(qū)的油氣富集[13]。因此，研究本區(qū)的油源條件，必須從研究遼河灘海東、西部凹陷的生油巖出發(fā)。

受構(gòu)造和沉積演化控制，該區(qū)發(fā)育沙三段、沙一二段和東營組3套烴源巖，均呈北東向展布，其中東營組烴源巖分布范圍最廣、厚度最大[14]。

海南洼陷沙三段烴源巖，最大厚度超過800m;沙一二段烴源巖最大厚度達(dá)600m;東營組沉積厚度可達(dá)1400m。

蓋州灘洼陷沙三段烴源巖分布范圍較海南洼陷廣泛，烴源巖沉積中心部位厚度達(dá)1500m，向西、向東厚度逐漸減薄;沙一二段烴源巖分布范圍較沙三段減小，沉積中心在蓋洲灘洼陷，最大厚度超過400m;東營組烴源巖沉積中心最大厚度甚至可達(dá)2000m。

沙三段烴源巖自沙一二段末期部分進入低成熟階段，主體生油洼陷在東營組一二段時期已達(dá)成熟階段，現(xiàn)今整體進人高熟階段;沙一二段烴源巖在東營組末期進人低熟階段，館陶組末期主體進入成熟階段;東三段烴源巖在明化鎮(zhèn)組沉積時期開始進人低熟階段，到現(xiàn)今部分可進入成熟階段，但對區(qū)內(nèi)油氣運聚影響甚微。

所以本區(qū)主要生油巖為沙三段和沙一、二段，其次為東營組。

1.3 生儲蓋和圈閉

1.3.1 蓋層

蓋層整體上發(fā)育良好，分布范圍廣，每個開發(fā)單元均在區(qū)域蓋層以下。蓋層巖性主要有泥巖和泥質(zhì)粉砂巖。目前的鉆井、錄井等資料表明，目的層段東三段頂部均發(fā)育有大套泥巖，最厚為48m，最薄為6m，一般為30～40m;東二段頂部泥巖最厚為90m，最薄為17m，一般為40～50m。

由于這些泥巖是在湖泊水進體系域中形成的淺湖～半深湖相泥巖，厚度較大且分布穩(wěn)定，連續(xù)性好，所以在全區(qū)分布穩(wěn)定，為油氣成藏提供了良好的蓋層條件。

1.3.2 生儲蓋組合

有利的生、儲、蓋組合是形成油氣藏的必要條件。研究區(qū)內(nèi)各組段縱向上砂泥巖交互，旋回性明顯，不同物源、不同相帶的砂體迭加連片，分布廣泛。每一旋回的頂部均有一定厚度分布穩(wěn)定的泥巖，既可以做為生油層又可作為蓋層。