操應(yīng)長(zhǎng), 王鑄坤, 王艷忠, 李宇志, 趙　博

(1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580; 2.海洋國家實(shí)驗(yàn)室海洋礦產(chǎn)資源評(píng)價(jià)與探測(cè)技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室,山東青島266071; 3.中國石化勝利油田分公司東辛采油廠,山東東營 257094)

世界上稠油資源十分豐富,地質(zhì)儲(chǔ)量遠(yuǎn)高于常規(guī)原油[1]。濟(jì)陽坳陷是位于渤海灣盆地東南部的富油坳陷,經(jīng)過50多年的勘探開發(fā)已在坳陷周緣及凸起帶發(fā)現(xiàn)大量稠油資源,在相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)間內(nèi)將成為勝利油區(qū)增儲(chǔ)上產(chǎn)的重點(diǎn)領(lǐng)域和穩(wěn)產(chǎn)類型[2]。東營凹陷是濟(jì)陽坳陷油氣聚集最豐富的含油氣區(qū),在北部陡坡帶已發(fā)現(xiàn)林樊家、單家寺、陳家莊、王莊等富稠油油氣田[2]。北帶東段的永北鼻狀構(gòu)造全部探井都鉆遇較好的稠油顯示,經(jīng)勘探證實(shí)研究區(qū)稠油具有較大潛力,但是稠油油藏封堵機(jī)制不明確導(dǎo)致研究區(qū)儲(chǔ)量規(guī)模一直未能落實(shí)。筆者依據(jù)永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段稠油勘探實(shí)踐,對(duì)東營凹陷稠油油藏封堵機(jī)制進(jìn)行研究,旨在指導(dǎo)研究區(qū)下步油氣勘探,同時(shí)對(duì)東營凹陷古近系淺層稠油油藏的勘探提供新的思路。

1　地質(zhì)背景

永北鼻狀構(gòu)造位于東營凹陷北部陡坡帶的東段,北靠陳家莊凸起,東接青坨子凸起,南部經(jīng)永北斷裂帶與民豐生油洼陷相臨(圖1)。東營凹陷經(jīng)歷了多期幕式構(gòu)造運(yùn)動(dòng),古近紀(jì)末東營運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致凹陷整體抬升剝蝕[3],形成區(qū)域性發(fā)育的T1構(gòu)造不整合。由于盆地邊界斷裂活動(dòng)存在差異性[4],永北鼻狀構(gòu)造由上往下缺失了東營組、沙一段、沙二段及沙三上亞段的頂部,T1構(gòu)造不整合面之上新近系館陶組地層直接與沙三段對(duì)接,形成超過10 Ma的沉積間斷[5]。

圖1　東營凹陷永北鼻狀構(gòu)造位置Fig.1　Location of Yongbei nose-like structure in Dongying Sag

研究區(qū)沙三上亞段發(fā)育扇三角洲沉積體系,反映沉積坡度大、近物源、水體能量強(qiáng)的沉積特征。砂巖類型主要為巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖,成熟度低。扇三角洲平原巖性最粗,類似于沖積扇沉積,主要發(fā)育厚層塊狀雜基支撐礫巖;扇三角洲前緣表現(xiàn)為順物源方向礫質(zhì)砂巖、含礫砂巖向含礫砂巖、砂巖、泥巖互層的過渡,單砂層正序,測(cè)井曲線為箱形、鐘形,反映水下河道發(fā)育的特點(diǎn)[6];前扇三角洲發(fā)育在正常浪基面之下,主要沉積厚層泥巖夾薄層砂、砂泥互層。

2　稠油物性特征及試油效果

永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段稠油緊鄰T1不整合面分布,原油黏度(在油藏條件下的脫氣油黏度)最大為13 798 mPa·s,最小為418 mPa·s,平均值為5 371 mPa·s;原油密度最大為1.013 g/cm3,最小值為0.911 g/cm3,平均值為0.971 g/cm3;原油凝固點(diǎn)較高,最高為40 ℃,最低為-8 ℃,平均溫度為8.25 ℃,具有稠油典型的高黏度、高密度及高凝固點(diǎn)特征,部分稠油可達(dá)到特稠油或?yàn)r青級(jí)別[1,7]。

試油資料可以提供最為可靠的含油信息[8],但是研究區(qū)探井多為老井,受試油工藝、油層條件的制約,大多數(shù)井試油未能取得突破。永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段稠油的試油結(jié)論以水層和干層為主,油水同層和含油水層的比例僅占15%,油層的比例為0,主要是稠油黏稠、不易流動(dòng)導(dǎo)致試油不出造成的。例如,永72井在不整合面之下5 m進(jìn)行試油,原油黏度為5 336 mPa·s,密度為0.988 g/cm3,測(cè)井解釋結(jié)論為油層,但是試油結(jié)論為含油水層,原油日產(chǎn)量?jī)H為0.2 t,日產(chǎn)水20.2 t;永75井在不整合面之下3 m試油,原油黏度為13 798 mPa·s,密度為1.013 g/cm3,測(cè)井解釋結(jié)論為油水同層,試油結(jié)論為稠油無法開采,日產(chǎn)油量和產(chǎn)水量皆為0;最新完鉆的永斜852井通過壓裂化學(xué)冷采試油,獲得日產(chǎn)量1.62 t的工業(yè)油流?？梢钥闯?傳統(tǒng)試油已無法提供油氣分布及富集程度的可靠指標(biāo),明確研究區(qū)稠油油藏封堵機(jī)制及成藏模式,采用可行的試油方法,是下步勘探工作的重點(diǎn)。

3　淺層稠油油藏封堵機(jī)制

結(jié)合油藏發(fā)育位置、成藏主控因素及成藏期分析,認(rèn)為不整合結(jié)構(gòu)風(fēng)化黏土層、扇三角洲平原泥石流沉積、瀝青帶共同對(duì)稠油油藏進(jìn)行封堵。

3.1　不整合結(jié)構(gòu)風(fēng)化黏土層垂向封堵性

3.1.1不整合結(jié)構(gòu)的識(shí)別

不整合發(fā)育與構(gòu)造活動(dòng)緊密關(guān)聯(lián),是原始地層抬升、剝蝕后形成風(fēng)化殼或風(fēng)化帶,經(jīng)后期埋藏、多種地質(zhì)作用不同程度改造而形成的具有分層結(jié)構(gòu)的地質(zhì)體[9-10]。永北鼻狀構(gòu)造西翼永85井取心較為連續(xù),測(cè)、錄井資料齊全,分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)豐富,可作為研究區(qū)不整合結(jié)構(gòu)的典型井。巖心是研究不整合結(jié)構(gòu)最直接、最可靠的資料,但是受到取心情況的限制很難觀察到完整的不整合結(jié)構(gòu)。

在系統(tǒng)觀察永85井91.27 m巖心的基礎(chǔ)上,識(shí)別出厚度較大的半風(fēng)化淋濾層及未風(fēng)化層,風(fēng)化黏土層未獲得巖心。半風(fēng)化淋濾層、未風(fēng)化層巖性皆以礫質(zhì)砂巖與含礫砂巖互層為主,雜基整體含量較高(圖2)。半風(fēng)化淋濾層頂部發(fā)育土黃色含礫砂質(zhì)泥巖,礫石和砂質(zhì)顆粒以石英為主,顆粒之間充填大量雜基,巖石疏松易碎,其含油性從上到下具有規(guī)律性變化:頂部巖石不含油但有原油氣味(圖2(a));上部為油跡級(jí)別,含油極不均勻,呈斑塊狀或條帶狀分布(圖2(b));中上部為油斑—油浸級(jí)別,含油較為飽滿,呈斑塊狀分布,含油部分看不見巖石本色(圖2(c));中部為飽含油級(jí)別,含油飽滿、均勻,巖石完全被染成灰褐色(圖2(d));下部為油斑級(jí)別,含油不飽滿、不均勻,多呈斑塊狀和線狀分布(圖2(e));底部不含油,呈巖石本色(圖2(f))。

巖性、組分、形成環(huán)境的差異導(dǎo)致不整合面上、下地層測(cè)井響應(yīng)特征不同,因此根據(jù)測(cè)井響應(yīng)特征結(jié)合巖性特征可以精細(xì)描述不整合的結(jié)構(gòu)[11-12]:風(fēng)化黏土層聲波時(shí)差、密度測(cè)井、井徑測(cè)井為異常高值,深、淺側(cè)向電阻率無明顯幅度差;半風(fēng)化淋濾層聲波時(shí)差、井徑測(cè)井隨深度增加而減小，密度測(cè)井隨深度增加有增大的趨勢(shì),深、淺側(cè)向電阻率存在明顯幅度差;未風(fēng)化層各系列測(cè)井值變化不大,雙側(cè)向電阻率測(cè)井無幅度差(圖3)?？紫抖绕拭骘@示半風(fēng)化淋濾層物性有大幅改善,表明該層受到大氣水的淋濾作用導(dǎo)致儲(chǔ)集空間增加。

圖2　永北鼻狀構(gòu)造帶不整合結(jié)構(gòu)巖心特征Fig.2　Cores characteristics of unconformity structure of the Yongbei nose-like structure

3.1.2不整合風(fēng)化黏土層封堵性

永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段稠油層平均厚度超過50 m,其中鼻狀構(gòu)造西翼的永781井含油層厚為175 m,砂礫巖層都含油,巖心上可見到裂縫中的瀝青脈、大套稠油油斑;稠油層厚度最小為12 m,發(fā)育在鼻狀構(gòu)造東翼的永72井。通過分析永北鼻狀構(gòu)造稠油富集特征(表1),發(fā)現(xiàn)沙三上亞段稠油主要緊鄰不整合面富集,不整合面以上的館陶組砂礫巖儲(chǔ)層無油氣顯示或零星含油,因此稠油的賦存與風(fēng)化黏土層的垂向封堵密切相關(guān)。

表1　永北鼻狀構(gòu)造不整合面下含油差異性統(tǒng)計(jì)Table 1　Statistics of oiliness difference under unconformity surface in Yongbei nose-like structure

永北鼻狀構(gòu)造不整合埋藏深度小于1 300 m,壓實(shí)強(qiáng)度較弱,風(fēng)化黏土層致密程度低,具有較低的突破壓力,難以封堵常規(guī)輕質(zhì)油藏。前已述及,研究區(qū)油藏具有高黏度、高密度、高凝固點(diǎn)的特征,較高的原油黏度和密度可以弱化頂板的封堵條件,使頂板巖石在較低的排替壓力下仍然可以封堵油藏。若風(fēng)化黏土層無法封堵下伏稠油油藏,原油在運(yùn)移動(dòng)力作用下突破黏土層向上覆地層逸散,不整合面之上的砂體普遍會(huì)有油氣顯示。永北鼻狀構(gòu)造不整合面以上主要發(fā)育不含油砂體,僅永75井有油斑顯示(表1),可以認(rèn)為風(fēng)化黏土層仍然對(duì)下伏高密度、高黏度的稠油進(jìn)行有效封堵。

3.2　扇三角洲平原側(cè)向封堵性

3.2.1扇三角洲平原與前緣物性差異

扇三角洲平原以泥石流沉積為主,發(fā)育大套稠油油斑中礫巖,顆粒磨圓較好但分選極差(圖4(a)、(b)),儲(chǔ)集空間以雜基間孔隙為主且多被瀝青充填,原生孔隙殘余極少,導(dǎo)致物性較差(圖4(d));扇三角洲前緣砂體主要發(fā)育牽引流沉積,平行層理較為發(fā)育,分選磨圓較好(圖4(c)),抗壓實(shí)能力強(qiáng),原生孔隙含量高(圖4(e)),面孔率高,物性較好。實(shí)測(cè)物性統(tǒng)計(jì)表明,扇三角洲平原礫巖孔隙度為12.6%,扇三角洲前緣孔隙度平均值高于23%,顯示不同沉積相帶之間存在顯著的物性分異。

3.2.2扇三角洲平原側(cè)向封堵性

深層、中深層砂礫巖體(如近岸水下扇)在埋藏演化過程中,扇根壓實(shí)、雜基重結(jié)晶和黏土礦物轉(zhuǎn)化等破壞性成巖作用強(qiáng),溶蝕成巖作用弱,扇根物性差導(dǎo)致排替壓力大,進(jìn)而對(duì)扇中的油藏起到側(cè)向封堵作用[13]。劉鑫金等[13]通過統(tǒng)計(jì)東營凹陷北部陡坡帶砂礫巖油藏含油性與儲(chǔ)層物性的關(guān)系,得出中深層高充滿帶(地層原油密度ρo介于0.85～0.89 g/cm3;地層原油黏度μo介于10～3 000 mPa·s)有效封堵物性下限孔隙度約為5%,而淺層稠油帶(ρo介于0.95～1.02 g/cm3;μo介于8～15 Pa·s)有效封堵的孔隙度下限提高到17.3%。

在總結(jié)前人研究基礎(chǔ)上,認(rèn)為永北鼻狀構(gòu)造淺層扇三角洲平原砂礫巖可以在一定程度上封堵扇三角洲前緣的稠油,封堵的本質(zhì)是流體性質(zhì)。首先,扇三角洲平原礫巖與扇三角洲前緣砂礫巖之間存在沉積主控的物性差異,流體由扇三角洲前緣向扇三角洲平原砂體運(yùn)移會(huì)受到更大的阻力,其次當(dāng)動(dòng)力黏度、密度增大時(shí),流體進(jìn)入扇三角洲平原砂體需要克服更高的排驅(qū)壓力。永781井扇三角洲平原亞相發(fā)育典型的泥石流沉積,實(shí)測(cè)孔隙度僅為12.6%,遠(yuǎn)低于前人提出的封堵下限孔隙度17.3%。此外,錄井、鉆井巖心顯示大套稠油油斑,測(cè)井解釋成果為干層,而扇三角洲前緣相帶物性好,測(cè)井解釋以水層和含油水層為主,顯示為較好的儲(chǔ)層。

3.3　稠油封堵帶側(cè)向封堵性

3.3.1稠油側(cè)向封堵性研究方法

國外學(xué)者早在20世紀(jì)50年代已提出稠油可作為油藏封堵條件[14],國內(nèi)許多學(xué)者也認(rèn)為,稠油油性稠化、黏度大的特征可以使其自行封堵或遮擋稠油層下傾方向、晚期充注的稀油[15-16]。然而,對(duì)稠油封堵作用仍以定性描述或現(xiàn)象表征為主,尚未從定量與動(dòng)態(tài)演化的角度來系統(tǒng)研究稠油封堵問題。

有研究表明,大氣淡水的下滲深度在不同地區(qū)差別很大,可以從數(shù)米至上千米,某些地方甚至為2～3 km[17-19]。古近系時(shí)期陳南斷層的持續(xù)活動(dòng)導(dǎo)致大氣淡水沿?cái)鄬用嫦聺B,對(duì)斷層面附近的原油氧化、水洗導(dǎo)致油性變稠。分析認(rèn)為,原油油性受不整合與斷層的雙重控制,永北鼻狀構(gòu)造稠油的黏度、密度空間分布特征應(yīng)具有如下特點(diǎn):①鼻狀構(gòu)造的高部位由于距離斷層、不整合面最近,稠油應(yīng)具最大的黏度與密度,沿地層下傾方向密度、黏度降低;②斷層與不整合面對(duì)原油的稠化效應(yīng)具有補(bǔ)償性,距離不整合面近、距離斷層遠(yuǎn)的原油物性點(diǎn),其物性值的等效點(diǎn)應(yīng)距離不整合較近、距離斷層較遠(yuǎn)。通過沙三上亞段試油數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì),繪制每個(gè)試油數(shù)據(jù)點(diǎn)距斷層的距離(D)和距不整合面距離(H)的關(guān)系圖,分析原油物性隨D和H的變化關(guān)系(圖5)。

圖4　永北鼻狀構(gòu)造沙三上扇三角洲平原-前緣物性差異Fig.4　Reservoir properties characteristics of fan-delta plain and front subfacies in Es3s formation of Yongbei nose-like structure

圖5　稠油封堵研究示意圖Fig.5　Sketch map for plugging study of thickened oil

3.3.2稠油側(cè)向封堵性分析

通過對(duì)永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段地層原油黏度、密度數(shù)據(jù)投點(diǎn)分析,發(fā)現(xiàn)距斷層、不整合面越近,原油黏度和密度越大。分析認(rèn)為,在5 336～13 798 mPa·s黏度等值線之間的10 000 mPa·s黏度等值線與不整合面、斷層形成稠油封堵帶,此帶內(nèi)原油黏度超過10 000 mPa·s(圖6(a)),密度可超過1.0 g/cm3(圖6(b))。該黏度范圍的稠油可稱為瀝青[7,20],故稠油帶也稱為瀝青帶。

通過分析原油物性的變化規(guī)律發(fā)現(xiàn),在10 000 mPa·s黏度等值線的位置出現(xiàn)突變現(xiàn)象,原油黏度值增加1個(gè)數(shù)量級(jí),由5 336 mPa·s急劇增大到13 798 mPa·s,增量超過8 000 mPa·s(圖6(a))。前人對(duì)東營凹陷成藏已形成較為成熟和統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)[21],東營組末期為低成熟度原油充注,規(guī)模小,館陶末—明化鎮(zhèn)組時(shí)期是東營凹陷主要成藏時(shí)期,為成熟原油的充注,充注規(guī)模大。初步分析稠油黏度的突變現(xiàn)象是物性不同的原油混合導(dǎo)致:①研究區(qū)存在兩期原油充注,早期原油發(fā)生稠化形成高黏度、高密度特征;②晚期原油黏度較小,對(duì)早期形成的稠油進(jìn)行一定程度的稀化,稀化作用前鋒在10 000 mPa·s黏度等值線附近。

流體包裹體是礦物形成或愈合過程中捕獲的提供礦物生長(zhǎng)的成巖成礦流體和烴類流體,是成巖成礦“原始樣品”,包括鹽水包裹體、烴類包裹體和含烴包裹體[22]。有機(jī)包裹體內(nèi)部所含的有機(jī)質(zhì)成分根據(jù)熱演化程度不同在紫外光照射下表現(xiàn)出不同的熒光特征,熒光顏色的變化為紅色—橙色—黃色—綠色—藍(lán)白色—白色,反映了有機(jī)質(zhì)由低成熟向高成熟演化[23-24]。

圖6　原油物性與距斷層、不整合面距離的關(guān)系Fig.6　Relationship between oiliness of crude oil and its distance from fault and unconformity surface

永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段流體包裹體個(gè)體變化較大(直徑分布在1～10 μm),個(gè)別可達(dá)到20 μm。形態(tài)多呈圓形、橢圓形、長(zhǎng)柱形,可見固相、氣-液兩相、液-固兩相、氣-液-固三相等多種相態(tài)。研究區(qū)包裹體只在石英愈合裂縫產(chǎn)出,單偏光下多呈無色-褐色,含固態(tài)瀝青的包裹體單偏光下呈黑色。紫外光照射下存在兩種熒光顏色,一種是代表高成熟度的藍(lán)白色熒光,另一種是代表低成熟度的黃綠色熒光,固態(tài)瀝青不發(fā)熒光,呈黃綠色熒光的流體包裹體數(shù)量占多數(shù),瀝青常存在于黃綠色熒光的包裹體中形成氣-液-固或液-固兩種包裹體(圖7)。有學(xué)者[25]認(rèn)為部分發(fā)藍(lán)白色熒光的油包裹體為早期捕獲的低成熟度油包裹體經(jīng)歷高溫裂解的結(jié)果,但研究區(qū)沙三上亞段歷史時(shí)期未發(fā)生過深埋藏和火山作用,因此應(yīng)用熒光顏色即可定性判別烴類的成熟度。分析認(rèn)為,包裹體中瀝青與黃綠色熒光烴類普遍共生的現(xiàn)象(圖7(c)、(d)),說明東營凹陷抬升引起的地層泄壓,早期流體包裹體破裂、泄露,有機(jī)質(zhì)遭受生物降解和水洗,此外,含瀝青包裹體與藍(lán)白光烴類包裹體共生現(xiàn)象驗(yàn)證了原油黏度突變現(xiàn)象是早期稠化的低熟油與晚期高成熟油先后充注、混合稀釋形成的。

4　淺層稠油成藏模式

4.1　稠油成藏階段

通過研究構(gòu)造演化階段-不整合發(fā)育階段-成藏階段的匹配關(guān)系,認(rèn)為研究區(qū)稠油成藏可劃分4個(gè)演化階段(圖8、9):

(1)原始地層沉積階段。沙三段沉積時(shí)期,可容空間先增大后減小,沉積砂體類型由早期的近岸水下扇過渡為晚期發(fā)育的扇三角洲,砂體展布范圍廣、連通性較好,是有利的油氣儲(chǔ)層和輸導(dǎo)層。湖盆范圍持續(xù)縮小,水體變淺,沙二段—東營組先后沉積了河流—湖泊—三角洲地層序列(圖8(a)、圖9中a)。

(2)早期原油充注階段。沙四上亞段烴源巖在東營組沉積中后期進(jìn)入生烴門限,排出的低熟油沿永北斷裂帶向淺層運(yùn)移。該階段可進(jìn)一步劃分兩個(gè)次一級(jí)階段:①油氣運(yùn)移階段，由于盆緣位置沉積的沙二段—東營組地層總體厚度小,且作為區(qū)域性蓋層的沙一段、東營組泥巖埋藏淺,未經(jīng)過較強(qiáng)壓實(shí)固結(jié),封堵性能差。早期原油在運(yùn)移、充注的過程中輕烴組分不斷散失,黏度、密度逐漸增大,但此時(shí)原油物性仍較好,扇三角洲平原砂礫巖不能對(duì)其進(jìn)行封堵(圖8(b)、圖9中b1);②早期抬升階段,早期原油繼續(xù)向淺層運(yùn)移,沉積地層開始暴露于地表,大氣淡水沿陳南斷層或垂直滲入地層,原油黏度顯著增加,扇三角洲平原開始形成側(cè)向封堵,此階段延續(xù)至油氣充注中斷(圖8(b)、圖9中b2)。

(3)早期原油稠化階段。地層發(fā)生強(qiáng)烈抬升,東營組、沙河街組地層不斷被剝蝕,早期原油遭受嚴(yán)重破壞,靠近陳家莊凸起的扇三角洲平原原油完全稠化為瀝青,形成側(cè)向封堵。扇三角洲前緣巖性較細(xì),分選磨圓偏好,在大氣淡水淋濾作用下形成溶蝕孔隙發(fā)育區(qū)(不整合半風(fēng)化淋濾層),同時(shí)風(fēng)化黏土層形成。此階段是早期原油的主要稠化階段,發(fā)生時(shí)間延續(xù)至構(gòu)造抬升過程中斷(圖8(c)、圖9中c)。

圖7　永北鼻狀構(gòu)造沙三上亞段流體包裹體顯微熒光特征Fig.7　Photomicrographs of fluid inclusions in Es3s of Yongbei nose-like structure

圖8　永北鼻狀構(gòu)造稠油封堵演化模式Fig.8　Evolution of plugging stages of thickened oil in Yongbei nose structure

圖9　東營凹陷埋藏史及油氣充注史曲線(據(jù)文獻(xiàn)[5],有修改)Fig.9　Histories of burying and oil charging of Dongying Sag(After citation[5],modified)

(4)晚期原油充注階段。東營凹陷在新近紀(jì)進(jìn)入全面熱沉降時(shí)期,館陶組沉積中后期至明化鎮(zhèn)組時(shí)期,沙四上段、沙三下段烴源巖陸續(xù)進(jìn)入成熟—高成熟階段,開始大規(guī)模排出成熟原油(稀油)。晚期原油向淺層沙三上亞段充注時(shí)優(yōu)先進(jìn)入物性較好的不整合半風(fēng)化淋濾層與早期稠油混合成藏,最終形成“瀝青帶-混合帶-稀油帶”的分帶特點(diǎn)。瀝青帶主要發(fā)育在早期物性差、瀝青充填的扇三角洲平原,混合帶主要存在于早期物性好、晚期風(fēng)化淋濾層發(fā)育的扇三角洲前緣后部,稀油帶發(fā)育在早期物性好、稠油未充注的扇三角洲前緣的前部。同時(shí),部分油氣可沿永北斷裂帶中的繼承性斷層進(jìn)入新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組,在盆緣位置形成一定規(guī)模的地層超覆油氣藏(圖8(d)、圖9中d)。

4.2　成藏模式

建立永北鼻狀構(gòu)造“兩期油氣充注、多重封堵機(jī)制、油藏分帶展布”的稠油成藏模式(圖10)。研究區(qū)經(jīng)歷東營組末期低熟油及館陶—明化鎮(zhèn)組成熟油兩期充注,油藏由頂部風(fēng)化黏土層、側(cè)向扇三角洲平原與瀝青帶共同封堵,平面上形成瀝青帶-混合帶-稀油帶分帶性特征。瀝青帶主要發(fā)育在距陳南斷層和不整合面近的扇三角洲平原位置,沉積作用以泥石流為主,雜基含量高,瀝青充填孔縫,原油物性最差;混合帶主要發(fā)育在半風(fēng)化淋濾層發(fā)育的扇三角洲前緣的主體位置,是早期稠油與晚期稀油混合充注的產(chǎn)物,原油物性較好,是當(dāng)前重點(diǎn)勘探目標(biāo);稀油帶處于混合帶前部,預(yù)測(cè)發(fā)育位置在扇三角洲前緣地層的下傾部位,原油物性最好,但探井?dāng)?shù)量少,尚未發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量。

盆地模擬結(jié)果表明,東營凹陷古近紀(jì)末期生烴量占總生烴量的1/3,排烴量占總排烴量的10%,新近紀(jì)是烴類大量生成期,生烴量約占總生烴量的2/3,排烴量約占總排烴量的90%[20],推測(cè)東營凹陷古近系淺層稀油儲(chǔ)量仍有很大升級(jí)空間,因此除稠油勘探外應(yīng)加強(qiáng)稠油地層下傾方向的稀油油藏勘探,深化東營凹陷油氣勘探理論與實(shí)踐。

圖10　永北鼻狀構(gòu)造油氣成藏模式Fig.10　Accumulation model of thickened oil of Yongbei nose-like structure

5　結(jié)　論

(1)永北鼻狀構(gòu)造不整合結(jié)構(gòu)發(fā)育水進(jìn)砂層、風(fēng)化黏土層、半風(fēng)化淋濾層三層結(jié)構(gòu),風(fēng)化黏土層對(duì)沙三上亞段稠油油藏具有垂向封堵作用,扇三角洲平原對(duì)扇三角洲前緣高黏度、高密度的稠油起到側(cè)向封堵作用,東營組充注的早期低熟油在運(yùn)移及盆地抬升的過程發(fā)生稠化,可以側(cè)向封堵館陶—明化鎮(zhèn)時(shí)期充注的晚期成熟油。

(2)稠油油藏演化劃分為原始地層沉積、早期原油充注、早期原油稠化、晚期原油充注4個(gè)階段,其中早期原油充注階段可進(jìn)一步劃分油氣運(yùn)移與早期抬升兩個(gè)次級(jí)階段。油氣運(yùn)移階段油氣以輕烴散失為主;早期抬升階段原油開始稠化,扇三角洲平原開始形成側(cè)向封堵;早期原油稠化階段形成風(fēng)化黏土層垂向封堵、扇三角洲平原泥石流封堵與早期稠油側(cè)向封堵,同時(shí)扇三角洲前緣次生孔隙發(fā)育區(qū)形成;晚期原油充注階段發(fā)生稀油與早期稠油混合,形成瀝青帶、混合帶與稀油帶規(guī)律性展布的油藏分帶特征。

(3)在建立稠油封堵機(jī)制與成藏模式的基礎(chǔ)上,改善稠油試油工藝、利用地球物理反演和地震屬性等技術(shù)對(duì)含油層位進(jìn)行識(shí)別,可準(zhǔn)確落實(shí)古近系淺層的稠油、稀油儲(chǔ)量。