李鮮蓉，孫國智，李轉(zhuǎn)紅，王愛國

(1.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安710069;2.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018)

石臼坨凸起是渤海灣盆地渤中坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，面積約1 400 km2，北鄰秦南凹陷，南鄰渤中凹陷(見圖1)，漸新世末以前基本上保持著隆起狀態(tài)，整體形態(tài)西高東低，上覆地層主要為新近系，局部殘留古近系東營組，其中明化鎮(zhèn)組下段是油藏主要富集層段。目前石臼坨凸起主體部分有秦皇島32－6和秦皇島33－1兩個(gè)在生產(chǎn)油田及少量含油氣構(gòu)造。

圖1 石臼坨凸起區(qū)域位置圖

生產(chǎn)實(shí)踐表明，石臼坨凸起的油氣成藏除受構(gòu)造影響外(張國良，2000;鄧運(yùn)華，2005)，還受到巖性影響(薛永安，2001)，具有多套油水系統(tǒng)，以構(gòu)造－巖性結(jié)合進(jìn)行勘探有必要對(duì)石臼坨凸起上淺層明化鎮(zhèn)組下段油氣藏富集規(guī)律進(jìn)行總結(jié)，為石臼坨凸起淺層勘探指明方向。

1 油氣富集條件影響因素分析

對(duì)渤海灣盆地淺層油氣富集規(guī)律的認(rèn)識(shí)，主要集中在構(gòu)造圈閉的完整程度，油氣輸導(dǎo)體系，斷層組合模式及活動(dòng)強(qiáng)度，儲(chǔ)集層物性等方面(薛永安，2001;董波，2004;石砥石，2001;劉雅利，2005;)，不同地區(qū)之間既有共性，也有特性，影響油氣富集的因素也不盡相同，就石臼坨凸起而言，油源、儲(chǔ)層、運(yùn)移條件是三個(gè)主要的控制因素。

1.1 油源

石臼坨凸起四周以斷裂或斜坡形式與凹陷接觸，渤中凹陷和秦南凹陷生成的油氣沿邊界斷裂和不整合面向凸起運(yùn)移，之后沿著凸起上的館陶組輸導(dǎo)層進(jìn)行橫向運(yùn)移，再由切至館陶組的晚期斷裂向上運(yùn)移至上新統(tǒng)圈閉中匯聚成藏，具立體網(wǎng)毯式運(yùn)移特征(張國良，2000;薛永安，2001;董波，2004)。油源對(duì)比結(jié)果表明:石臼坨北側(cè)油氣主要來自秦南凹陷，源巖為偏腐植型烴源巖，南側(cè)主要來自渤中凹陷腐植型烴源巖，源巖為偏腐泥型烴源巖，腐泥型烴源巖生烴能力通常要好于腐植型烴源巖。而渤中凹陷的生烴潛力達(dá)到39.2億t，要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于秦南凹陷的1.3億噸(朱偉林，2009)。因此由秦南凹陷供烴的秦皇島27－2構(gòu)造，秦皇島33－1油田含油豐度偏低，而由渤中凹陷供烴的秦皇島32－6油田和秦皇島33－1南含油構(gòu)造含油豐度較高(表1)，因此油源條件決定了石臼坨凸起南側(cè)比北側(cè)油氣更富集。

表1 石臼坨凸起主要油田及含油構(gòu)造探明儲(chǔ)量級(jí)別含油豐度對(duì)比表

1.2 儲(chǔ)層發(fā)育特征

近十幾年來，以地震反演為核心的儲(chǔ)集層預(yù)測技術(shù)有了長足的發(fā)展，測井約束反演可以對(duì)儲(chǔ)集層深度、厚度、物性等提供可靠的依據(jù)(賈承造，2004)，渤海灣地區(qū)淺層儲(chǔ)層預(yù)測技術(shù)目前已經(jīng)比較成熟(趙國連，2008;范廷恩，2006;賴維成，2009)。石臼坨凸起淺層三維地震資料反射波組特征清楚，信噪比和分辨率高，目的層段波阻抗數(shù)據(jù)體可以較準(zhǔn)確的區(qū)分砂泥巖，鉆前預(yù)測巖性成功率可以達(dá)到100%。

三維勘探結(jié)果表明，石臼坨凸起淺層明下段以曲流河砂體為主(張國良，2000;養(yǎng)士英，1996;薛永安，2001)，埋深多在900～1 600 m之間，儲(chǔ)蓋組合良好(林青，2004;薛永安，2001)，河流相砂體橫向變化快，鉆井結(jié)果表明，油氣層厚度與砂巖厚度具有較好的正相關(guān)性，與構(gòu)造相對(duì)高低位置關(guān)系不明顯(見圖2)。

圖2 石臼坨凸起主要探井明下段砂巖厚度與油氣層厚度關(guān)系散點(diǎn)圖

1.3 運(yùn)移

淺層油氣的運(yùn)移聚集能力往往是影響油氣成藏的重要因素。油柱高度是反映油氣運(yùn)移充注能力的重要參數(shù)，影響因素復(fù)雜，有圈源距離、儲(chǔ)層物性、油氣水密度差、蓋層的圈捕能力、輸導(dǎo)層傾角、圈源高程差和水動(dòng)力條件等(劉堂晏，1998;寧方興，2008)。

石臼坨凸起上缺乏直接溝通油源的大斷層，因此切穿t0(館陶組頂)的斷層是間接溝通油源的重要方式，無論油源來自秦南凹陷還是渤中凹陷，圈閉距生烴中心的距離平均都超過了30 km，長距離的運(yùn)移使得石臼坨凸起油柱高度一般不超過40 m，平均23.9 m(表2)。而儲(chǔ)層物性、油氣水密度差、蓋層的圈捕能力等宏觀條件在石臼坨凸起上差別不大。因此油氣借助斷層向圈閉充注過程中的水動(dòng)力條件可能是影響油柱高度的重要因素。

模擬實(shí)驗(yàn)及勘探實(shí)踐表明，切穿t0的間接溝通油源斷層及其伴生的次級(jí)斷層，對(duì)油氣的運(yùn)移聚集均有重要的作用(王永詩，2001)。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明斷砂耦合長度(砂體與斷層累計(jì)接觸長度)與其油柱高度有一定的正相關(guān)關(guān)系，當(dāng)耦合長度小于6 km時(shí)，二者幾乎線性相關(guān)，超過6 km時(shí)，油柱高度基本在35～45 m之間(見圖3)。

圖3 秦皇島32－6、33－1油田及其南側(cè)構(gòu)造砂體與斷層接觸長度與油柱高度關(guān)系散點(diǎn)

2 油氣富集模式

石臼坨凸起主要發(fā)育晚期北東東向正斷層，斷層活動(dòng)具有周期性(蔡乾忠，2001;李大偉，2004)。在斷層開啟期間，含烴流體順斷層向上運(yùn)移，其壓力要高于砂體中地層水的壓力，因此會(huì)注入砂體形成混合流體，直至砂體內(nèi)含烴的流體壓力與斷層中的流體壓力一致;在斷層封閉期間，斷層內(nèi)流體不活躍，在淺層幾乎沒有異常高壓的情況下(薛永安，2001)，砂體內(nèi)混合流體中的油氣在浮力作用下與水發(fā)生分異;在斷層攜帶含烴流體再次開啟時(shí)，便與砂體中流體再次發(fā)生交換，如此循環(huán)往復(fù)，斷砂耦合長度越長，砂體中的流體與斷層中的流體交換的越充分，含烴飽和度就會(huì)越高，油水分異時(shí)的油柱高度就會(huì)越高，當(dāng)油氣在浮力作用下產(chǎn)生的壓力與斷層攜帶的含烴流體壓力一致時(shí)，這種交換就會(huì)處于動(dòng)態(tài)平衡，油柱高度便趨于穩(wěn)定。

這一過程可以歸結(jié)為三種模式;(1)砂體的高點(diǎn)與低點(diǎn)均與斷層相接(見圖4－a)，此時(shí)流體的處于開放的系統(tǒng)中，交換比較充分，油柱高度與斷砂耦合長度密切相關(guān)，這是大部分砂體與斷層的耦合情況;(2)砂體低點(diǎn)與斷層接觸，高點(diǎn)未與斷層相接，在油水分異時(shí)，壓力得不到釋放，流體交換會(huì)較快達(dá)到平衡，油柱高度受斷砂耦合長度影響中等(見圖4－b);第三種是砂體高點(diǎn)均與斷層相接，低點(diǎn)位于砂體中部，正常壓力下低點(diǎn)流體勢要高于高點(diǎn)(薛永安，2001)，斷層中的流體與砂體中的流體交換范圍有限，油柱高度比較低，受斷砂耦合長度影響微弱(見圖4－c)。

圖4 斷層與砂體流體交換模式圖

渤海灣盆地淺層構(gòu)造幅度小、面積大(薛永安，2001;翟光明，2003)，而石臼坨凸起同樣主要為低幅構(gòu)造(張國良，2000)，因此油氣面積充滿度整體比較高，基本都超過了50%(見圖5)。其次，砂體面積越大，其與斷層接觸的幾率就越大，可能擁有的斷砂耦合長度就越長，其油柱高度就有可能越高。如秦皇島33－1油田的2號(hào)砂體，以及秦皇島32－6油田西區(qū)的3、4號(hào)砂體，面積較大，相應(yīng)的與斷層接觸長度較長，油柱高度相對(duì)較高，儲(chǔ)量也較大，往往可以作為開發(fā)的主要目的層。但是淺層油氣勘探要回避以下風(fēng)險(xiǎn):(1)鉆探位置較低，如BZ4井(鄧運(yùn)華，2005);(2)斷層側(cè)封砂體對(duì)接，如HZ12井(薛永安，2001)。

表2 石臼坨凸起主要油田或含油氣構(gòu)造主要油氣藏參數(shù)列表

圖5 石臼坨凸起主要砂體幅度與圈閉充滿度關(guān)系散點(diǎn)圖

3 結(jié)語

(1)石臼坨凸起主體部分油源來自渤中凹陷和秦南凹陷，渤中凹陷的供烴能力要好于秦南凹陷，因此石臼坨凸起南側(cè)勘探潛力要優(yōu)于北側(cè);

(2)儲(chǔ)層厚度是影響油氣層厚度的重要因素，因此縱向上砂體疊合性好的砂體所處位置是有利的勘探區(qū);

(3)斷砂耦合長度影響油柱高度，斷砂耦合長度較長，面積較大，幅度較低的砂體是勘探風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較小的砂體。

(4)石臼坨凸起南側(cè)斷層比較發(fā)育，砂體縱向疊合性好的部位是較有利勘探區(qū)。

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