东营凹陷南坡古近系红层油气成藏过程——以金26井-滨斜703井剖面为例.docx

1、长江大学学报（自科版）2015年1月第12卷第2期（石油中旬刊）JournalofYangtzeUniversity（NaturalScienceEdition）Jan.2015,Vol.12No.2引署格式孟江辉，刘洛夫，姜振学，等.乐莒凹陷南坡古近系红层油气成藏过程J长江大学学报（自权版），2015,12（2）：18.东营凹陷南坡古近系红层油气成藏过程以金26井-滨斜703井剖面为例孟江辉/长江大学非常规油气湖北省协同创新中心，湖北武汉430100'（油气资源与探洲国家鱼点荽城室（中国石油大学（北京），北京102249/丸洛夫，姜振学（油气资源与探测国家奎点实驶至（中国石油大学（北

2、京），北京102249）高永进（中石化胜利油田分公司地质研究院，山东东含257015）摘荽东营凹陷南坡古近系红层为沙河街绍四段下亚段（E）-孔店组一段（EkQ的一套红色碎周岩沉积，是该区油勘探的接替层系，研究其油气成藏过程对指导区内深层油气勘探具有重要意义.以金26井-滨斜703井剖面为研究对象，在构造演化恢复、成藏期次划分和“源-相-势”控藏模型建立的基础上，刮析了油，成就过程。研究表明：东菅凹陷南坡红层经历过2期油气充注，分别发生于明化镇组（Nm）沉积期和平原组（Qh）沉积期-现今；从馆物组（Ng）沉积末期至现今，古近系普遍发育超压，Nm沉积末期超压达到眼大（10.30MPa）,该时期红层

3、储层孔隙度逐淅减小，减小幅度为3%12%；Nm沉积期以洼陷带的油气成藏为主，而斜坡带的成藏始于Qh沉积期至现今；多数油气藏分布于“源-相-势”橘合指数大于0.65的地区.关键词成篇期，成藏过程；“源-相-势”控藏；红层；东营凹陷中图分类号TE121.1文献标志码A文章编号1673-1409（2015）02-000）-08随着油气成藏机理研究的深入，成藏过程研究也越来越广泛和成熟。油气成藏过程实际上是成藏动力克服阻力的一个动态过程，涵盖成藏动力和阻力的演化以及两者的耦合关系tU23o通常认为，油气成藏的动力主要有压力、浮力、水动力和构造力等，而阻力一般为毛细管力、黏滞力和吸附力等3*41o在超压

4、沉积盆地中，超压体系与油气藏的形成关系密切，成藏动力往往以剩余压力为主，阻力主要为受储层物性影响的毛细管力f5-5O李丕龙等在对济阳坳陷油气藏分布规律、沉积相和流体势系统分析的基础上，研究了“相”、“势”在油气成藏中的作用及耦合关系，提出了“相-势"控藏理论。“相-势”控藏包括2个方面的研究内容：一是有利储层的发育和分布规律，特别是储层物性，即成藏阻力的分布特征；二是地层流体压力的发育及分布规律等成藏动力特征。“相”和“势”呈负相关关系，“优相-低势”有利于油气成藏丁。在以往的研究中，主要是研究现今“相-势”耦合情况，很少涉及地质历史时期的研究，只有对油气成藏关键时期的储层物性及地层

5、压力分布规律及其动态演化进行研究，才能实现含油气盆地的构造演化史、沉积埋藏史、热演化史、生烧史与“相-势”控藏史的有机统一。实际地质条件下，陆相断陷盆地中的油气分布不仅受“相"、“势"的联合控制，烷源灶也在很大程度上控制着油气的分布，因此更多情况下表现为“源-相-势”控藏。在典型剖面构造演化恢复和成藏期次划分的基础上，恢复关键成藏期的储层古孔隙度和古流体压力，从而确定出关键成藏期的相指数和流体势指数，对“源-相-势"进行耦合，再现油气成藏过程，指收稿曰期2014-10-08鼻金琐目13家科技大专顼（2OO8ZXO5O5】）。作者简介孟江辉（1983-）,男，博主，

6、讲师，观王要从事油气1KRS非常规油气勘探研究工作；E-mail；mjhyzu。明东营凹陷南坡红层油气勘探方向。东营凹陷属于渤海湾盆地济阳坳陷内部的一个次级构造单元，为一个受陈南断层控制、总体呈“北断南超”的箕状断陷，是我国东部断陷盆地油气资源最丰富的凹陷之一。该凹陷位于山东省北部，济阳坳陷东南部，东临莱州湾，西接高青县城，南抵广饶，北至利津县陈家庄，东西长90km,南北宽65km,面积约为5850km2o东营凹陷南部缓坡带（南坡）是指从凹陷南部向洼陷过渡区被数条走向断层切割而形成的2个以h断阶组成的二级构造带，构造上处于V地质背景凹陷斜坡带和洼陷带（图1）。东营凹陷古近系自下而上发育孔店组图

7、I东营凹陷区域地质图（Ek）、沙河街组（Es）和东营组（Ed）,其中的沙河街蛆四段下亚段（Es；）-孔店组一段（EkQ主要为一套干早环境的陆上碎屑岩沉积，以氧化沉积环境为主，故地层呈紫红色或红色，即所谓的“红层”。前人研究表明，东营凹陷南坡红层不具备生烷能力，需要其他层系的烷源岩为其供烧，油气主要来源于沙河街组三段F亚段（Es；）和沙河街组四段上亚段（Es；）炷源岩沙河街组的一、二、三段（Es】、Es?、Es3）和Es；为该区原主力含油层段，其油气勘探和开发已经接近尾声，红层作为接替层系，其油气勘探显得尤为重要。笔者选取位于东营凹陷南坡西段的金26井-滨斜703连井剖面为研究对象（图1）,该剖

8、面是贯穿博兴洼陷的一条南北向地质剖面，基本垂直于洼陷内的多数构造带，由南向北员穿金家柳桥构造带、博兴断裂带、林樊家构造带和尚店平方王潜山披覆构造带。连井剖面的研究避免了平面研究的宽泛和笼统，更加有利于精细刻画油气成藏过程。2油气成藏期次划分该次研究对象为东营凹陷南坡Es：-EM的10口井中13张砂岩薄片里观察到的炷包裹体。炷包裹体主要为液相和气液两相，少数为气炫包裹体，主要见于石英或长石颗粒微裂隙、石英颗粒次生加大边和方解石胶结物中，呈带状或线状群体分布。从荧光颜色来看，至少观察到了2期油气充注：第1期为褐色、深褐色液相油包裹体，无荧光或者显示微弱荧光，分布于石英颗粒次生加大边或切及（未切穿）

9、次生加大边的成岩早期微裂隙中，第2期为淡黄色、浅黄色气液两相油包裹体，主要显强浅黄色、浅黄褐色荧光，多数分布于切穿石英颗粒的成岩期后微裂隙中，少数零星分布于方解石胶结物中。挑选大小中等、形状规则、气液比小、呈群体分布并且与油包裹体伴生的盐水包裹体进行均一化温度测试。测温结果表明，东营凹陷南坡红层伴生盐水包裹体的均一化温度分布在65.0140.0P之间，集中分布于80.0125.0ro依据以下2点原则对同一口井相同深度段的油包裹体及其伴生盐水包裹体进行分期E：具有相同产状和相似气液比的流体包裹体组合；对同一产状和不同气液比包裹体的均一化温度按15.0T：间隔分期。分期结果表明，樊深1井、官113

10、井、滨425井和滨667井伴生盐水包裹体存在2个温度区间，即发生过2期油气充注；而其他井表现为1期油气充注（表1）。对15.0*0温度间隔内的均一化温度求取平均值，依据埋藏史-均一化温度投影法求出了1。口井的油气充注时间。综合所有井的充注时间，将东营凹陷南坡红层的油气充注划分为2期：第1期为距今5.053.07Ma,发生于明化镇组（Nm）沉积期；第2期为距今1.92OMa,发生于平原组（Qh）沉积期至现今（表1）。衰1东营凹陷南坡FX-Ek,伴生盐水包II体均一化温度及油气充注期次表井号第1期第2期/m玦位平均均一化温度/t古埋深/m成蔽期/Ma平均均一化温度/V古埋深/m成蔽期/Ma博826

11、85.2EsV110.02354.73.07纯432602.2Ek116.02541.10.96樊深13584.3Ek125.52885.45.05134.43118.74.19高162338.5Esl-93.21907.13.81高162342.2Es|-90.61846.14.09官1132491.3Es110.92374.91.92官1132492.8EA93.7)966.43.97官1132494.3Es|91.51928.44.09官1183007.1EsV103.62289.24.71王1002180.5Ek82.51666.44.05王661809.0Ed67.51263.54.

12、14滨4252691.5Esl96.62085.54.26118.62596.31.72滨6672921.8Est104.52282.34.38131.72931.10.333关键成藏期储层古孔隙度依据成藏期次划分的结果，选取馆陶组（Ng）沉积末期（距今5.IMa）、Nm沉积末期（距今2.OMa）和现今等3个关键时期进行油气成藏过程分析。储层古孔隙度恢复的思路是依据储层孔隙度随深度演化的恢复图版，通过平衡剖面技术回推储层在关键成藏期的古埋深来恢复古孔隙度。东营凹陷储层古孔隙度恢复图版以及具体的恢复方法和步骤参见文献。依据恢复图版在剖面构造演化恢复的基础上，恢复了金26井-滨斜703井剖面3个关

13、键时期的储层古孔隙度（图2）。Ng沉积末期，金26井-滨斜703井剖面红层埋深较浅，Esf埋深不超过2500m,Ek,埋深不超过3500m,因此孔隙度普遍较大，分布于17%39%,平均为26%。其中，金家缓坡带的储层孔隙度为34%39%；平南断层上升盘的储层孔隙度为26%35%；下降盘的储层孔隙度为17%22%。Nm沉积期，沉积速率较快，达到0.130.24mm/a,至Nm沉积末期，Es；最大埋深达到3500m,Eki最大埋深达到4250m,孔隙度随着埋深的增加减小较快，分布于14%38%,平均23%。金家缓坡带的储层孔隙度为27%38%,与Ng沉积末期相比，减小了17个百分点；平南断层上升盘

14、的储层孔隙度为16%25%,减小了10个百分点；下降盘孔隙度为14%19%,减小了3个百分点。现今储层孔隙度分布于14%37%,平均22%。金家缓坡带的孔隙度为24%37%,与Nm沉积末期相比变化不大，减小了13个百分点；平南断层上升盘的孔隙度为15%23%，减小了12个百分点，下降盘孔隙度为14%18%,变化不大。恢复结果表明，从Ng沉积末期至现今，储层孔隙度逐渐减小，减小幅度为312个百分点。4关健成藏期流体古压力恢复流体古压力的方法众多，笔者使用Petromod软件，采用盆地模拟方法进行流体古压力恢复。在模拟过程中，用实测的流体包裹体古压力数据和现今地层压力数据对模拟结果进行约束，以提高

15、盆地模拟的精度。模拟结果表明，金26井-滨斜703井剖面古近系普遍存在异常压力，超压主要发育在博兴注陷中心E对和Es；共2套煌源岩层中（图3）。图例滨浅湖粉砂质泥岩-1500-2500,3000-35OO-450034-3632-3430-322X-3O26-2824-2622-24202218-20I6-IX14-161214NW金26井金32井樊147井樊141井樊深I井类120井梁90井滨斜703井梁90井滨斜703井樊深I井樊120井金26井金32井健147井类141井Nm沉积末期（距今2.OMa）-4000-4500图2东营凹陷金26井-滨斜703井剖面红层储层孔隙度演化图E、攀景-

16、100015002000-25003000-3500Ng沉积期，盆地处于整体拗陷期，快速沉积了大量的细粒沉积物.造成垂向上的排水不畅,使得上程沉积负荷应力增大引起孔隙体积降低速率与孔隙流体排出速率无法达到平衡。并且，在Ng沉积过程中，Es；烧源岩埋深大于2500m,进入了生炷门限，孔隙中流体增多。随着埋深的增大.孔隙流体承担的上鬣应力增大，使得Es；出现超压。至Ng沉积末期，Es剩余压力达到3.61MPa,压力系数为1.16.Nm沉积期，Es；和Es；的优质炷源岩埋深迅速增大，地温升高，生成的大位炷类导致超压明显增大，并且该时期凹陷内的大多数断层已停止活动.超压难以释放。至Nm沉积末期，Es；

17、剩余压力达到9.98MPa,压力因数为1.34；Es；剩余压力达到10.30MPa,压力因数为1.35。至现今.Es；剩余压力达到9.54MPa,压力因数为1.31；Es；剩余压力达到9.57MPa,压力因数为1.31。剩余压力与Nm沉积期相比略有降低，可能是因为燃源岩生成的炷类部分被排出，压力得到了少许释放。050010001500EJK2000W2500300035004(XX)滨斜703井滨斜703井燹147井樊141井樊深I井类120井梁90井金26井金32井05001000150020002500300()3500400()05001()00150020002500300035004

18、00<)金26井金32井樊147井樊141井樊深1井樊120井梁90井滨斜703井金26井金32井樊147井樊141井樊深1井樊120井梁90井滨斜703井金26井佥32井樊147井樊141井樊深I井樊120井梁90井滨斜703井图3东菅凹陷金26井滨斜703井剖面剩余压力演化图5关键成藏期“源-相-势”耦合5.1源控油气机制胡朝元最早提出了源控论的思想-夏庆龙e在源控论思想基础上,排除共他地质因素的影响,选取以下3个参数建立源控油气成藏概率定ht模型（“源”指数）：烷源岩最大排炷强度；油气藏到排检中心的距离（L）,km；油气藏到排炷边界的距离"），km。由于研究区烧源岩最大排

19、慌强度为一个固定值，因此笔者在建立源控油气成藏概率模型时不号虑该参数。以L和/为统计目标，共统计了东菅凹陷南坡红层56个油气藏到排烷中心和排燃边界的距离。为了消除地质条件差别的影响，在分析以前,对原始数据进行标准化处理，处理方法如下：-LS=L/LO（1）Z.=Z/Lo（2）式中：L,为标准化后的L值，1为标准化后，的值，1;L。为沿着L方向，排炷中心到排炷边界的实际距离，km。统计结果发现，油气成藏概率与L,和Z,均呈高斯正态分布关系，使用数学软件拟合出它们之间的分布模型（图4）。在此基础上，采用多元非线性回归寻求L,和/，与油气成藏概率的关系，通过最小二乘法原理，利用SPSS统计软件获得了

20、东营凹陷南坡红层“源”指数（Sources-Index,简称L）定扯模型：13=0.8946e-7°80"I9343）2一0.1115e-6.0966X</>0.1250,2+（3）式中：Is为源指数，1。0.00.00.51.01.52.0标准化1.0.1.010.8.642O.O.O.O.一、菸更艇嗟r烦0.0-1.0-0.50.00.51.0标准化Is".80.4,2O.O.O.O._、<系凌径r集图4东莒凹陷南坡红层油成藏概率与排煌中心和排髭边界关系图5.2“相-势”控油气机制陆相断陷盆地中的油气分布受“相”和“势”2种作用的联合控制，简

21、称“相势”控藏，突出表现在“优相-低势”耦合控藏相的优劣用相指数（Facies-Index,简称人）来定址表示：】F=©/©max（4）式中：If=01为相指数，1；。为储层孔隙度，；夕EX为同等深度条件下最大储层孔隙度，。势的高低用势指数（Potential-Index,简称A）来定量化表示：式中：Ip=01为势指数，1;/>为地层流体压力，MPa；Ps为埋深条件下的静水压力，MPa；j为燃源岩灶顶或底具有的地层流体压力，MPa。If和Ip具有消长关系，相指数低的部位，需要油气藏的势指数高，势指数高的部位，需要的相指数低。因此，“相-势”耦合指数（Facies-Po

22、tential-Index,简称1”）可以定量表达为：/fp=*J展+（1-八）2（6）式中：Ifp=。1为“相-势”耦合指数，lo5.3“源-相势"控油气机制及其在典型剖面上的演化“源-相-势"三者的关系不能简单的等同起来，油源条件和“相-势”耦合条件并不能互补，是缺一不可的关系。一旦超出了油气分布门限，圈闭的“相-势”耦合条件再好，成藏的可能性还是很小；反之，油源很充足的情况下，“相-势”耦合指数很低的地区也不易成藏。基于以上认识，姜振学等提出了“源-相-势”控藏模型：/&F-P=JIfpXIs（7）式中：1g=01为“源-相-势”耦合指数，h由于Ng沉积末期东

23、营凹陷Es；和Es；烧源岩成熟度较低，生烷速率很小，导致源指数极低.对红层的油气成藏没有意义。因此，笔者在进行关键成藏期“源-相-势”耦合研究时，没有考虑Ng沉积末期。Nm沉积末期，Es；和Es：烧源岩已成熟，生慌速率较大，随着炷类的大址生成，促使洼陷中心炷源岩层发育超压，为油气的侧向或垂向运移提供了充足的动力。由于贯穿博兴洼陷.因此剖面深部位的。较大.使洼陷带的（樊141井以北）Lfp相对高，利于油气成藏。该时期，平南断层上升盘距洼陷中心近，埋深较浅，。大，A高，因此该区为剖面上最大值.达到0.850樊深1断块和樊120井区临近洼陷中心，源岩层的异常超压和充足的油气充注弥补了，上的劣势，因此

24、Lfp较高.均大于0.70o综合来看，目前所发现的油气藏均位于心口大于0.70的地区。樊深1井南部断块的沙Es；的Afp大于0.70.预测该区为油气有利聚集区（图5）。-1000-15002000-2500-3000350040004500金26井佥32井NW契147井樊14】井樊深1井类120井梁女）井滨斜703井金26井金32井樊147井樊141井樊深1井樊120井梁90井滨斜703井粉砂质泥岩图5东营凹陷金26井-滨斜703井剖面关键成藏期分布图E、寒夏现今.E*和Es；烧源岩持续埋深，进入生炷高峰阶段，生烷速率增大，排炷边界增广，使整个洼陷的Ar普遍增大.斜坡带在此时开始有利于成戴.樊

25、141断块位于排炷边界附近人较大，较高.Lfp达到0.80以上.为剖面上最高的地区，油藏于该时期形成。随着生燃作用的增强斜坡带的金32井区Afp明显增加.达到了0.50以上，形成了油气藏。总体来看，目前所发现的油气藏均位于大于0.50的地区，多数位于大于0.65的地区。樊141断块南北两侧的断阶带/“T高达0.80,断层发育.易于形成构造或构造-岩性圈闭.旦Es与雄源岩层对接，预测该区为下一步有利勘探区(图5)。6结论1) 通过流体包裹体显微荧光和均一化温度分析，结合埋藏史和热史研究，认为东营凹陷南坡红层经历过2期油气充注，分别发生于明化镇蛆沉积期和平原组沉积期至现今。2) 不同时期红层储层孔

26、隙度大小不同，从馆陶组沉积末期至现今，储层孔隙度逐渐减小，减小幅度为3%12%。古近系的超压主要发育在沙河街组三段下亚段和沙河街组四段上亚段2套优质母源岩地层中，明化镇组沉积末期剩余压力最大，达10.30MPa,压力因数达1.35。3) 明化镇组沉积期以洼陷带的油气成藏为主，而斜坡带的成藏开始于平原组沉积期至现今。总体来看，多数油气藏分布于“源-相-势”耦合指数大于0.70的地区，预测樊深1井南部断块和樊141断块南北两侧的断阶带为油气有利聚集区。参考文献1 高永进，王永诗.于永利.等.东营凹陷南坡成藏期油气运移动力与阻力橘合关系：以金8滨188剖面为例J.2010,24(6)：11481156.2 蒋有录.万涛.林会喜.等.成藏期剩余斥力与储以排样压力下限耦合恢复油/成藏过程-以济阳坳陷车西洼陷为例学报.2011,20(3)>265272.3)EnglandWA,MackenzieAS,M