成藏主控因素（通用3篇）
成藏主控因素 篇1
延长股份有限公司直罗油区, 位于鄂尔多斯盆地东南部, 伊陕斜坡中南部。研究表明, 延长组长8油层组沉积期, 研究区处于深湖环境, 储层为来自盆地北部、北北东方向物源之前三角洲滑塌浊积扇砂岩体, 形成透镜状砂岩体圈闭, 形成岩性油气藏。长2油层组沉积时期, 由于盆地沉积中心的迁移, 研究区处于盆地南部斜坡、西南斜坡的滨浅湖区, 长2油层组, 储层为来自盆地南部方向物源之三角洲前缘河道沉积砂岩体, 砂岩体呈南西——北东向展布, 形成向东高部位、向北东高部位砂岩上倾尖灭圈闭, 并形成构造—岩性油气藏。是两类不同成因的岩性油气藏。
延长油田股份有限公司直罗油区, 位于鄂尔多斯盆地东南部, 构造位置处于伊陕斜坡中南部。构造上, 为一区域西倾的单斜。地层倾角0.7~1°。走向近南北向。区域内局部发育有低幅度、西倾的、走向近东西向的鼻状构造。该区主力含油层位为中生界上三叠统延长组。分析研究直罗油区延长组主力含油层段长82及长21、长22砂层组砂岩体的平面分布, 阐述其长82砂层组及长21、长22砂层组不同的成藏控制因素。并指出下一步勘探的方向。
区内发育有多套优质烃源岩, 累计厚度大
本区油气勘探、钻探证实, 自下而上, 发育有长9 (顶部) 、长8 (中部) 、长7、长6 (底部) 及长4+5 (中部) 、长1共六套烃源岩, 为本区油气成藏, 提供了有力的物质基础。长9晚期至长6早期沉积时期, 该区域位于深湖、半深湖区。发育有黑色、深灰色油页岩、油泥岩。
长7油层组时期, 是盆地发育的全盛期, 发育有分布范围广、厚度大的区域性的张家滩油泥页岩, 是鄂尔多斯盆地延长组的主要烃源岩。本区厚度在90~30m, 研究区域内, 西南部达90m, 向东北方向减薄至30m左右。纵向上, 西南部区域呈二至三层发育, 中间夹浊积砂岩。向北东方向 (下寺湾、南泥湾) 减薄合并为一层。
长8油层组内, 也发育有油泥页岩。纵向上, 位于油层组的中部, 划至长82砂层组的顶。是该区长8油层组细分对比的良好标志层。油泥页岩厚度在20~10m, 最厚处达到40m。平面上, 研究区西南部较厚, 向东北方向减薄至尖灭。并于尖灭处, 定为深湖至浅湖的分界线。
本区长1油层组保存较好, K9标志层明显。是油区内良好的地层划分与对比标志。地层厚度在30~40m。录井显示, 其岩性为黑色、深灰色油泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩互层。前人研究认为, 其具有较好的生油潜力。是盆地内局部区域延长组上部的一套烃源岩。也是本区的烃源岩之一。
总之, 直罗油区延长组, 自下而上, 共发育有6套烃源岩, 累计厚度大, 为本区油气的聚集, 提供了充足的油源。
区内发育有多种类型的储集砂岩体, 纵向叠加、横向连片, 形成巨大的复合砂岩体, 为油气聚集提供了良好的场所
在对区内完钻井详细的油层组、砂层组 (小层) 划分、对比基础上, 在对不同期完钻井测井曲线标准化、储层解释电性标准统一后, 分油层组、砂层组 (小层) 为单元, 编绘各沉积地层单元砂岩厚度平面分布图。以砂岩厚度20~25m (储层有效厚度零线) 划界, 对应砂/地比值在0.30~0.35, 圈定砂岩厚度大于25m区域, 可见该区域呈透镜状分布。长轴呈北东向, 面积有805km2。
该区域长8取心岩矿分析资料表明, 其属高长石、中等石英及较低岩屑含量, 在砂岩分类三角图中, 点子分布集中 (图1) 。表明是经长距离搬运, 岩屑含量低。高长石、较高石英是由盆地北部物源区母岩性质决定的是东北部物源延安三角洲前缘向深湖区滑塌, 形成的巨大的滑塌浊积扇复合体。
从测井曲线及地层划分对比图分析, 纵向上, 长21砂层组由2~3期单砂体组成, 横向上, 由多个河道砂体复合叠加连片构成的复合砂岩体。
直罗和尚塬油区长2油层组取心岩矿分析统计表明, 属高石英、中高长石、较高岩屑含量特征。在砂岩分类三角图中, 点分布散, 也表明各组份含量变化大。岩屑组份含量较高, 说明未经长距离的搬运。高石英、较高长石含量, 是盆地南部物源母岩的特征。
适宜的生储盖组合, 为油气保存, 提供了保障
长8油层组生、储、盖组合:研究区长8油层组主力含油层段为长82砂层组。储集体为来自北东方向物源之前三角洲滑塌浊积岩。其下为长9李家畔油泥页岩, 该套油页岩, 是盆地延长组第一套烃源岩, 生成的油气向上运移至长8储层中, 形成下生上储型 (或古生新储型) 组合。长8油层组中部的油泥页岩, 研究区内发育, 生成的油气可直接进入长82储层中, 形成自生自储型组合。
长2油藏盖层, 主要是长1油层组砂、泥岩段或不纯质的泥岩段。长1油层组在本区剥蚀量小或未遭受剥蚀, 保存较好, 是本区长2储层的直接盖层, 形成良好的储盖组合。
储集砂岩体平面发育展布, 与后期形成的伊陕斜坡构造背景合理匹配, 是形成岩性油气圈闭的基础, 是形成油气藏的关键
需进一步说明的是, 长82砂层组, 为何以20~25m砂岩厚度线划界, 定储层有效厚度零线, 圈定砂岩体的范围。长82砂层组20~25m砂岩厚度线, 对应砂/地比值在0.3~0.35。再者, 长8储层砂岩体, 为前三角洲滑塌浊积扇沉积砂岩复合体, 储层物性极差, 砂岩中有效储层占比重小。
长21、长22砂层组以砂岩厚度10~15m划界, 定储层有效厚度零线, 对应砂/地比值在0.25~0.30。一是因长2油层组是三分, 每一砂层组地层厚度在30~40m。地层厚度较小, 砂岩总厚度相对小。二是长2油层组砂岩体, 为三角洲前缘水下分流河道沉积, 物性较长8好有关。
结语
直罗油区勘探实践表明, 以油层组细分之砂层组或小层为研究单元, 研究砂岩发育及平面展布, 砂岩厚度平面变化规律性强。可较好地发现其分布的规律性。
直罗油区长82砂层组, 储层为来自盆地北东方向物源之前三角洲滑塌浊积扇砂岩体, 纵向上由多期、平面上由多个浊积扇砂岩体叠加、复合形成的、向四周砂体减薄变干, 呈透镜状的砂岩体。并形成砂岩透镜体岩性圈闭及砂岩透镜体油气藏。
研究区直罗油区长21、长22砂层组, 储层为来自盆地南部、西南部方向物源之三角洲前缘水下分流河道等砂岩体, 是由多期多个三角洲朵叶体叠加构成。
目前油区勘探发现及已开发的长8、长2油气田、油区, 均位于上述相应的岩性圈闭区内, 建议加大岩性圈闭区内的勘探, 特别是油区之间区域, 并加强探井的试油。长82、长21、长22岩性圈闭的重叠区, 深浅兼顾, 以提高勘探的成功率。
成藏主控因素 篇2
在分析葡萄花油田区域各区带的油气成藏过程和油气藏形成机制基础上, 将研究区不同区带上的葡萄花油层油气成藏模式概括为:背斜带构造成藏模式、斜坡带构造、凹陷带岩性成藏模式和敖南油田大规模岩性成藏模式 (图1) 。
1.1 主体背斜带构造成藏模式
该成藏模式主要位于长轴背斜构造带。研究区主要烃源岩为青一段源岩, 油气主要来自西侧古龙凹陷及东侧三肇凹陷。两翼及两侧凹陷青一段源岩生成的油气以油源断裂为通道垂向运移至葡萄花油层, 然后以浮力为动力沿砂体和断裂形成的输导通道相构造高部位进行侧向运移。
葡萄花油层储层在研究区北部主要为三角洲前缘席状砂、远砂坝沉积, 单层砂体较薄, 纵向发育层数较多, 砂地比较高, 砂层间无厚的隔层, 砂层横向连通性较好, 且埋藏浅, 储层物性好, 平面呈片状、条带状, 为进入葡萄花储层的油气二次运移创造了条件, 加上与地层倾向基本一致的北北西向断层的沟通, 有利于油气的长距离侧向运移, 在总体南低北高的背景上自南向北运移。当断层停止活动以后, 背斜主体以北北西向断块为单元聚集成藏, 形成以构造为主的构造油藏或岩性构造油藏。
1.2 东西斜坡区成藏模式
该成藏模式主要位于长轴背斜带的东、西两翼。在西翼单斜陡坡构造背景下, 来自于西翼及西侧古龙凹陷的青一段油气, 沿砂体及断裂组成的输导通道进行北北东向侧向运移, 油气运移动力强, 受砂体边界、或反向正断裂遮挡而聚集油气。油气主要聚集在反向正断层下盘断层遮挡圈闭、下倾方向断层沟通的上倾岩性尖灭圈闭及构造圈闭内。通过断砂匹配, 找到四种油藏类型。葡萄花油田东部斜坡区主要发育岩性油藏和断层—岩性油藏, 在砂体有效沟通下, 油气沿北北西向断裂带侧向运移, 当遇到断裂带两侧的断层—岩性、断块圈闭时, 油气优先充注。
通过葡南油田周边地区开展断裂控砂机制研究, 在斜坡区优选有利岩性圈闭部署评价井, 优先部署的敖106-3、敖106-4、葡229-1及葡229-2四口井均获得高产工业油流。按照上倾及侧向受断裂、岩性共同遮挡的成藏模式, 继续扩大潜力区寻找范围, 陆续部署葡484-1、葡484-2等3口评价井, 现场实施后, 3口井试油均获得工业油流。
1.3 凹陷带岩性成藏模式
该成藏模式主要位于长轴背斜带的东、西两翼 (包括葡北西部斜坡区、敖包塔西部斜坡区、葡南油田东部斜坡区) 的凹陷带;紧邻生烃凹陷, 油气源丰富, 油气沿油源断层从青一段进入葡萄花储层后, 侧向运移距离短, 砂体沿上倾方向尖灭或由于物性变化导致的非均质性造成连通性较差, 或者砂体被断层错断, 易形成规模较小的岩性油藏或构造-岩性油藏。
1.4 敖南油田深凹区成藏模式
敖南深凹区北部主要发育席状砂体, 南部主要发育不稳定的破席状及坨状砂体, 油藏类型主要为岩性油藏, 测试资料显示, 平均压力系数为1.38MPa/100 m, 表明深凹区葡萄花油层为异常高压岩性油藏。
2 油气成藏主控因素
油气输导通道为源岩生成油气进入圈闭中聚集成藏的前提;油气输导通道控制着油气的平面及垂向分布;平面上, 在源岩有效排烃范围内, 油源断裂为油气垂向运移的主要通道, 受油源断裂沟通的岩性圈闭、断层遮挡圈闭油气较为富集, 而远离油源断裂则无油气或者较少油气聚集;在源岩有效排烃范围之外, 断裂与砂体组成的输导体系控制油气平面分布, 输导体系输导效率高、输导距离长, 则油气能在距离油源较远区域聚集, 若油气输导距离短, 则油气只能在距油源较近区域内聚集;垂向上, 砂体与输导通道的沟通程度决定了油气富集的层位, 只有与输导通道有效沟通的砂体才能有油气聚集, 而与输导通道欠沟通砂体多为水层, 这就使得研究区部分区块内出现“上水下油”等复杂的油水垂向分布。
油气能够聚集成藏, 主要在于有效的圈闭, 有效的圈闭包括是否存在圈闭及圈闭的实际封烃能力两方面。在研究区主体范围内, 从砂岩厚度图、油层连通及厚薄变化情况显示, 砂体发育程度变化控制了油层的分布和变化;本区油藏油气富集程度与砂岩厚度成正相关关系, 砂层对油藏起直接的控制作用。
在葡萄花背斜顶部由于受古地形的影响, 分流河道发育, 由于砂体厚度大, 连续性好, 物性好, 形成的油藏具有面积大、丰度高的特点, 虽然受断层分割但仍连片分布。自南向北, 远离物源, 分流河道相对不发育, 席状砂和远砂坝相对发育, 砂体厚度减小, 连续性变差, 储层物性变差, 油气连片性变差, 岩性因素影响增大。在主体背斜构造范围之外的两翼地区, 分流河道相对不发育, 席状砂和河口坝相对较发育, 砂体厚度减小, 连续性变差;横向连续性差的砂体, 在物性极限范围内, 在背斜翼部背景下, 断层之间相交切与砂体尖灭及物性变化相配合, 形成上倾尖灭型岩性-构造油藏、构造-岩性油藏, 由北向南岩性-构造油藏、构造-岩性油藏增多;在深凹内形成纯岩性油藏。
3 结论
(1) 葡萄花油层总体上是一个近南北向被断层复杂化的背斜构造, 按照构造位置可以划分为五个构造区带:葡萄花背斜主体区、葡北西部斜坡区、敖包塔西部斜坡区、葡南油田东部缓坡区和敖南油田深凹区。
(2) 葡萄花油层油成藏主要受油源断裂是否发育、有效的圈闭、处于局部正向构造及高断块三个因素的制约, 发育油气输导通道是油气成藏的关键, 有效的圈闭是油成藏的基础, 油气主要富集在局部正向构造及高断块上。
参考文献
[1]林承焰.复杂油气田勘探开发学术研讨会文集:油藏描述技术发展及其特点[M].北京:石油工业出版社, 2008.
成藏主控因素 篇3
关键词：成藏主控因素,源储压差,下始新统流沙港组三段,乌石凹陷,北部湾盆地
乌石凹陷是北部湾盆地南部坳陷的次一级构造单元,是新生代形成的箕状断陷[1](图1),其中发育了新生界古近系长流组、流沙港组、涠洲组,新近系下洋组、角尾组、登楼角组、望楼港组及第四系(图2)。该区油气勘探始于1960年,直到2010年,在乌石17X1井下始新统流沙港组三段钻遇近80 m厚油层,获得油气产能,并评价成功,展示了乌石凹陷东区较大的石油勘探潜力,是除涠西南凹陷、福山凹陷外北部湾盆地又一个被证实的富生烃凹陷。
在前人对古近系成藏条件、层序地层和沉积体系研究的基础上[2—6],针对乌石17X油田下始新统流沙港组三段“源下”断块油藏的成藏特征,系统地研究“源储压差”、有效断块圈闭和沉积微相与储集物性等及对“源下”油气成藏的控制作用,提出了研究区“源下”油气成藏模式,为该区下步油气勘探提供地质依据。
1 流沙港组三段源下油藏特征
1.1 油藏圈闭类型
乌石17X构造流沙港组三段发育一个向南倾伏的断鼻构造,被多条北东东、北东和北西向断层切割,形成复杂的断块构造。乌石17X油田的油气藏圈闭类型主要是流沙港组三段反向正断层遮挡圈闭和断垒块圈闭。
1.2 油藏类型
乌石凹陷源下流沙港组三段油气藏主要为油藏,油藏产状为常规油藏,油藏类型为层状边水断块油藏,各断块油藏相互独立,具有不同的油水界面和压力系统(图3)。
1.3 油藏流体特征
乌石17X1井在E2L3I主力油层埋深(2 619~2 670)m,对DST(drilling stem test)取得的油样分析,20℃下密度为(0.805~0.816)g/cm3,50℃下黏度为(2.801~2.989)m Pa·s,含硫量为0.04%~0.07%,含蜡量为11.6%~13.6%,硅胶质含量为0.6%~1.83%,沥青质含量为1.1%~2.14%,含水为0%~5.5%,倾点为(33~36)℃,初馏点(58.6~72.6)℃,原油性质好,属轻质原油,具有“四低两高”的特性,即密度低、黏度低、含硫量低、硅胶质低、沥青质低、含蜡量高、倾点高。
1.4 油藏油气来源
油-源对比、原油成熟度和烃源岩埋藏史分析表明,其原油与北部湾盆地涠西南凹陷相似,原油碳同位素值偏重,为-22.426‰~-23.504‰,具有高含量的C30-4甲基甾烷,Pr/Ph为2.15~2.27,来源于流沙港组二段中深湖相烃源岩。Ts/Tm为1.58~2.24,C2920S/(20S+20R)为0.38~0.51,正常成熟原油与乌石17X油藏西南部流沙港组二段中深湖相烃源岩埋藏成熟阶段吻合(图4),说明乌石凹陷东区流沙港组三段油藏来源于油窗演化阶段的流沙港组二段烃源岩。
2 源下油藏成藏主控因素
2.1“源储压差”控制了部分油气向下运聚成藏
乌石东次凹中心流沙港组二段发育成熟烃源岩。东次凹古近系地层埋藏最深可达5 500 m,生油量20×108t,占了整个乌石凹陷的40%。乌石17X流沙港组三段油藏紧邻东次凹烃源灶,具有丰富的油气资源和有利的供油条件,为油气的富集提供了有利物质基础。
油气流体总是由高势区向低势区运移[7],且遵循流动方向垂直于等势线。油气流体势是指单位质量流体具有的势能,流体势的大小决定了油气流体运移方向。以海平面为基准面,油气流体势可表示为:
式中Φ为油气流体势(m2/s2);D为深度相当于海拨的深度(m);P为深度D处的孔隙流体压力(N/m2);ρ为流体在深度D处的密度(kg/m3)。流体势的大小与流体所处的海拨高度和孔隙流体压力有关。乌石凹陷中心流沙港组二段烃源岩呈现欠压实特征,具有异常高孔隙流体压力,压力系数为1.25~1.5,而下覆流沙港组三段为正常孔隙流体压力,导致流沙港组二段烃源岩层与流沙港组三段储集层之间存在剩余孔隙流体压力差,为(6~13)MPa,这个压力差为烃类的运移提供动力[8],使烃类从烃源岩层向下运移到相邻的流沙港组三段砂岩内,形成就近捕获油气而聚集成油气层的优势。一方面,流沙港组二段超压控制或分隔了部分生成的油气向下运移,这一认识可以从录井、测井资料显示的流沙港组三段含油气性自上而下变差得到佐证。另一方面,东区乌石17X流沙港组三段断块圈闭带发育多期的近岸水下扇的砂砾岩体,因断裂和砂岩输导体发育,流沙港组三段表现为常压的特点,其流体势相对较低。因此,凹陷流体势平面分布呈凹陷中心高、东区乌石17X流沙港组三段砂砾岩体低的特点,油气流体由凹陷中心向凹陷边部运移,在东区乌石17X流沙港组三段砂砾岩体聚集成藏。
2.2“下断裂系统”控制了流沙港组三段有效断块圈闭
乌石凹陷东区发育上、下两套断裂体系,即下部始新统东南倾的伸展断裂和上部渐新统“花状”张扭断裂(图5)。下断裂体系切穿流沙港组三段、二段底部,上断裂体系切穿涠洲组及流沙港组一段,从而形成由上、下两套正断层组成的“双层结构”特征。早始新世,受控于NW~SE向最小主压应力,在乌石17X构造区下始新统发育反向正断层,断裂断穿流沙港组三段,并断到下部基岩,向上终止于流沙港组二段泥岩、页岩塑性地层,归属于“下断裂系统”,即受控于下部始新统东南倾的伸展断裂,乌石17X油田的油气藏圈闭类型主要是流沙港组三段反向正断层遮挡圈闭和断垒块圈闭,周围被流沙港组二段泥岩、页岩遮挡形成有效断块圈闭。
2.3 沉积微相控制了储层物性
乌石凹陷东区乌石172X断裂构造带流沙港组三段发育多期近岸水下扇,砂砾岩、含砾砂岩纵向叠置,厚度大,平面呈北东向展布,与二级断裂带走向相同,受断槽地形控制。结合岩心沉积构造标志、测井相、电成像和地震相特征研究,该区近岸水下扇沉积体系划分为扇根、扇中和扇端亚相。研究表明,近岸水下扇不同沉积微相的岩性特点、岩性组合都存在差异,带来了储集性差异,沉积微相控制了近岸水下扇储层储集性:(1)扇根亚相,沉积物呈带状展布,主要为块状、杂基支撑砂砾岩相及颗粒支撑砾岩相,间夹砂岩。砂砾岩连续厚度大,垂向层序为砂砾岩、砾岩夹砂岩组成的正韵律层,泥岩夹层发育较差,东北方向近物源区的2、5、6井区,2井储层孔隙度18%,渗透率2.16 m D,含油饱和度47%,属低孔、特低渗,物性和含油性差;(2)扇中辫状水道微相主要发育厚层含砾中粗砂砂岩、砾质中粗砂岩等,具有一定搬运距离,分选中等—较好,中孔、中渗储层,是最有利的储层,如3井区,孔隙度21%,渗透率164 m D,含油饱和度63%,物性和含油性好;(3)扇端亚相主要发育薄互层泥岩、含砾砂岩等。因此,近岸水下扇沉积微相明显控制了有利储集体的规模与储集性。
乌石17X构造L3I油组储层岩石类型为石英岩屑砂岩、石英砂岩,以中-粗砂为主,分选差-中,成分成熟度、结构成熟度均低。颗粒支撑,点、点-线接触,孔隙式、孔隙-压嵌式胶结,填隙物为泥晶。储层孔隙类型以原生孔隙为主,其次为长石溶孔、粒间溶孔(图6)。成岩作用分析表明,压实作用是本区流沙港组三段储层物性的主要影响因素。
3 源下油气运聚机制与成藏模式
乌石凹陷东区始新统流沙港组三段油气藏相态为常规油藏,油气藏类型为断块油藏。油气成藏受“流体势-沉积相-圈闭”要素控制,流沙港组二段烃源岩厚度大,其地层压力高,流体势高,处于成熟演化阶段。高压的流沙港组二段烃源岩起到了双重作用,一方面,稳定分布的流沙港组二段大套泥岩、页岩是乌石凹陷东区区域性盖层之一,这套泥岩、页岩为湖盆鼎盛时期沉积,其地层分布广,厚度(400~900)m,且发育超压,对下覆流沙港组三段圈闭构成了良好的封盖条件,因超压及与下部流沙港组三段的空间配置,欠压实、高压的流沙港组二段泥岩,存在压力屏障,还扮演了分隔和控制油气运移方向的作用[9],流沙港组二段超压使生成的油气向下排运[10],进入与其紧邻的下覆流沙港组三段,在流沙港组三段储层物性好、具有效封闭条件的圈闭中聚集成藏;另一方面,高压的流沙港组二段烃源岩具有强成藏动力,其生成的油气在较强的“源-储压差”作用下由流沙港组二段高势区向凹中断裂带流沙港组三段近岸水下扇砂砾岩体低势区运聚,形成流沙港组三段常规油藏,油气主要富集于近岸水下扇扇中辫状水道微相含砾中粗砂岩。流沙港组三段具有“高压源、源封盖、源储接触”的源下油气成藏模式(图7)。因此,乌石凹陷东区二级断裂带是流沙港组三段原油富集和分布的区带,也是近期原油勘探的重要方向。
4 结论
(1)乌石凹陷东区始新统流沙港组三段油气藏相态为常规油藏,油气藏类型为断块油藏,其原油来源于上部或侧向上进入成熟阶段的流沙港组二段中深湖相烃源岩。
(2)始新统流沙港组三段源下油气成藏受“源储压差”、沉积相和有效断块圈闭三因素控制,“源储压差”控制了油气运移方向,沉积微相控制了储层物性与油气富集,有效断块圈闭控制油气聚集与分布。
(3)乌石凹陷东区始新统流沙港组三段具有“高压源、源封盖、源储接触”的源下油气成藏模式,乌石凹陷东区二级断裂带是流沙港组三段原油富集和分布的区带,是近期原油勘探的重要方向。
参考文献
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