辽河地区油气富集主控原因

1、辽河地区油气富集主控原因     概况辽河滩海地区位于辽东湾北部，西起葫芦岛，东至鲅鱼圈连线以北，系指海岸线至水深线之间的范围，实际勘探面积。滩海地区是辽河坳陷陆上向海域的自然延伸部分，为中新生代的陆相断陷型盆地，处于陆上“三凸两凹”及海域“四凸三凹”的过渡地带。勘探实践证实，辽河滩海地区石油地质条件优越，生、储、盖层发育齐全且配置良好，形成了多套含油气组合，具备形成多层位、多类型油气藏的条件，将成为辽河油田重要的油气储量及产量增长基地（图）。滩海地区油气勘探研究工作相对薄弱，油气分布规律认识不足。笔者在调研前人研究成果的基础之上，结合研究区油气地质特点

2、和整体勘探认识，对辽河滩海地区展开油气成藏富集规律综合研究，并在此基础上建立区域油气成藏模式，以为该区油气富集规律的深入研究提供参考。烃源岩类型及油气分布规律烃源岩类型与分布受构造和沉积演化控制，该区发育沙三段、沙一段和东营组套烃源岩，均呈北东向展布，其中东营组烃源岩分布范围最广、厚度最大。海南月东低凸起分隔了东、西部地区沙一二段、沙三段烃源岩，东营组烃源岩受其影响不大。滩海西部地区沙三段烃源岩沉积中心位于海南洼陷，最大厚度超过；沙一二段烃源岩最大厚度达，沉积中心位于詹井附近；东营组为整个下辽河坳陷的烃源岩发育中心，厚度可达。滩海东部地区沙三段烃源岩分布范围较西部地区广泛，沉积中心部位烃源岩厚

3、度达，向西、向东厚度逐渐减薄，燕南潜山带上揭示的烃源岩厚度可达；沙一二段烃源岩分布范围较沙三段减小，沉积中心在盖洲滩洼陷，最大厚度超过；东营组烃源岩沉积中心最大厚度甚至可达。受海南月东低凸起分隔作用的控制，滩海地区东西部烃源岩有机质类型由陆向海（由北向南）呈现出不同的变化规律。西部地区沙三段烃源岩由陆向海由偏腐泥混合型向腐殖型转变，整体以腐殖型为主；沙一二段烃源岩与东营组烃源岩干酪根类型以偏腐殖混合型为主。东部地区沙三段烃源岩干酪根类型为偏腐殖混合型或腐殖型，由陆向海有向偏腐殖混合型和偏腐泥混合型转变的趋势；沙一二段烃源岩干酪根类型总体为偏腐殖混合型；东营组干酪根类型主体为腐殖型。油气分布规律

4、辽河滩海地区主要分为西部、中部和东部个地区，目前在太古界、中生界、新生界发现的多套油气，均以生烃洼陷为中心，油气呈现一种环带状和条带分布。油气分布总体上表现出分割性强、变化快，油气水关系复杂，断层影响大的特点。西部地区油气藏主要集中在笔架岭构造带、海南月东和仙鹤月牙断鼻构造带。宏观上，该区油气分布具有西贫东富、层间差异大的特点，油气藏类型和油气性质变化快。圈闭的形成与断裂密切相关，其生储盖组合也多受断裂分布的控制，由于西部地区砂体性质较好，连通性强，油气运移方式以侧向运移为主，因此断裂控制下的储盖对接是该区油气成藏的重要因素。中部地区泥岩厚度大，储层通常和盖层处于同一层系，成藏较为有利。但本区

5、断裂极其发育，且在油气主要成藏期（沙一二段时期、东营组末期）后，断裂仍有活动，尤其是海南断裂，导致部分油气藏遭到破坏。因此中部地区油气主要分布在断裂封闭且盖层发育较好的层位。上、下部层位油气性质差异明显，上部层位以发育气藏为主，且多为受断裂封闭的大型天然气气藏。东部地区目前在太阳岛葵花岛、燕南构造带均有油气发现，含油气层位主要有馆陶组、东营组、沙一段以及中生界和古生界。太阳岛葵花岛油气主要分布在东二、三段，以发育气藏为主，其中东三段油气层组平面上分布稳定。垂向上东二段和东三段下部以气为主，东三段中上部油气并存。整体具有油气分布井段长，单层厚度小的特点，砂体延伸范围小，相变快，不同断块油气发育程

6、度差异大，油气水关系复杂，整体规模小，油气藏类型以断鼻为主。燕南断裂带包括燕南和葵东个次级构造带，葵东构造带目前有馆陶组、东一段、东二段和中生界、古生界古潜山个含气层系，其中东一段和东二段气藏极为发育，平面上具有北厚南薄的特点。油气成藏模式及成藏主控因素油气成藏模式西部常压断阶式油气成藏模式在西斜坡成藏体系内，油气主要以断裂和砂体组成的断阶为运移通道进行阶梯式侧向运移主要发育在优质烃源岩所在层系，具有自生自储的成藏特点，浅层发育与深断裂有关的小型油气藏（图）。温压场分析结果认为，西斜坡成藏体系地层温度与地层压力呈线性关系，表现为一个统一的常压型温压系统。该类温压系统能量较低，深部流体向上运移动

7、力较小，主要以浮力为运移动力。说明该区油气运移方式以侧向运移为主，油气藏多与烃源岩同层，因此将西部成藏体系的成藏模式归纳为常压断阶式油气成藏模式。中部高压复合式油气成藏模式相对于西部成藏体系，中部海南月东成藏体系的油气藏距烃源岩稍远，油气先通过断阶侧向运移，再经深断裂垂向运移；与断裂有关的油气藏集中在系统的上部，而下部层系中主要发育孤立的岩性油气藏。油气藏的分布垂向上跨度大，主要集中在断裂附近，气藏相对发育且集中在中浅部层系（图）。通过温压场分析可以看出，当地层埋深达到时，压力突然增加，形成高压型温压系统。该类温压系统具有较高的能量，可以提供深部流体向浅部层位运移的动力，油气可以沿断层和（或）

8、裂隙从深部层系垂向运移到浅部层系内的圈闭中聚集。因此该区具有以侧向和垂向运移为主的油气运聚特征，故将中部成藏体系的油气成藏模式归纳为高压复合式油气成藏模式。东部高压断块式油气成藏模式与西部和中部成藏体系相比，滩海东部地区太阳岛葵花岛成藏体系内的油气藏离烃源岩最近，受烃源岩类型影响此区多发育气藏，圈闭类型以断块为主，天然气经高角度断裂垂向运移。受构造活动和圈闭保存条件影响，初期天然气从烃源岩排出后，就近聚集在地层断块中。后期由于断裂的持续活动导致原生气藏被改造和破坏，天然气沿断裂再次运移且运移距离相对较远，聚集在中浅部层系并形成多套气藏叠置分布（图。温压场分析认为，与中部海南月东披覆构造带成藏体

9、系相似，东部太阳岛葵花岛成藏体系在地层埋深达到时压力突然增加，形成高压型温压系统，如图所示。该类温压系统为深部流体向浅部层位运移提供了能量，又由于油气主要集中在地层断块中，因此将该成藏体系的油气成藏模式归纳为高压断块式油气成藏模式。成藏主控因素分析辽河滩海西部地区的储盖配置条件受断裂控制；中部地区由于断裂活动的破坏导致油气藏保存条件差；而东部地区储层与烃源岩的沟通程度也受到断裂的控制影响。生烃洼陷控制油气富集区的分布滩海西部和东部地区分别形成了海南洼陷和盖州滩洼陷个沉积中心，均发育有沙三段、沙一二段和东营组套有利烃源岩，油气源供给充足。油气运移距离相对较短，主要成藏于烃源岩附近。盖州滩洼陷周边

10、的油气分布具有明显的环带状特征。输导格架控制油气富集程度滩海地区的输导体系包括断裂、砂体和不整合面，其中以断裂最为重要。滩海地区不同规模、不同类型、不同性质的断裂相互切割，构成复杂的断裂体系，对油气运聚成藏起到至关重要的作用。例如，海南月东披覆构造带和燕南构造带的断裂长期持续活动，连通沙三段烃源岩，作为油气运移最主要的通道，是上部层位油气得以富集的必要条件。断裂还控制着油气的垂向分布。滩海西部地区笔架岭构造带内发育条北东向正断层，断层连通源岩与储层，油气通过断层形成阶梯状运移，自西向东，由低到高，含油气层位逐渐变新。滩海东部地区太阳岛葵花岛构造带，由于走滑断层活动，发育派生断层，为油气的垂向运

11、移提供了良好的运移通道，从而形成由沙一段到东二段多套含气层系的叠置，含油气井段长达。平面上横向展布的连通砂体，具有发育广泛、分布稳定、孔渗性好的特点，也是有利的输导通道。在断层不发育的位置，油气主要沿着横向连通砂体发生运移，在封闭断裂面附近或岩性上倾尖灭处受到遮挡作用形成油气聚集。滩海地区以近岸水下扇、三角洲、扇三角洲和辫状河三角洲沉积体系为主，各种类型储集砂体均较为发育，且在垂向上相互叠置。不同时期形成的储集体以洼陷为中心，从东西两侧突进至洼陷中心有效烃源岩区。例如笔架岭葫芦岛砂体、仙鹤月牙断鼻和太阳岛葵花岛构造带等，近岸水下扇、扇三角洲、辫状河三角洲砂体直接与盖州滩生烃中心毗邻，成为油气运

12、移的重要通道。滩海地区发育古近系底、沙三段顶和东营组顶个区域不整合面。不整合面长期遭受风化剥蚀，具有良好的孔渗性，是油气发生区域性运移的重要通道。不整合的性质、岩性构成、发育规模及其与其他油气输导体系的配套关系决定了不整合面的输导效能。古近系底部是该区最重要的不整合，一般上覆沙三段烃源岩。烃源岩向下排出的油气沿此不整合面直接运移，并在断层输导体系的配合作用下进入合适圈闭中聚集成藏。储层质量控制油气富集丰度有利的储层类型与储层质量对油气富集丰度具有重要的控制作用。滩海地区众多类型的沉积体中，扇三角洲、三角洲、辫状河三角洲前缘亚相、河流亚相是该区储集性能最好的砂体，对油气的大量聚集最为有利。但是三

13、角洲前缘亚相的水下分流河道和河口砂坝往复迁移，连通性较差，因此储层的类型和储层砂体质量对油气富集的控制非常明显。例如海南构造北部海南井东三段处于三角洲前缘亚相带，储层物性较好，因而东三段下部油气层比较富集，多井油气显示良好；而位于该构造南部的海南井，在油气、构造位置和圈闭形态方面与海南井条件均十分相似，但主要发育前三角洲细粒沉积物，储层发育程度明显偏低，物性条件也较差，油气显示较弱。结论）辽河滩海地区主要发育沙三段、沙一段和东营组套烃源岩，均呈北东向展布，其中东营组烃源岩分布范围最广、厚度最大（最大厚度达）；干酪根类型以混合型和腐殖型为主，生烃潜力巨大。）滩海西部地区油气分布层间差异大，油气藏类型变化快，油气藏主要沿砂体和断裂分布；中部地区油气主要分布在断裂发育且封盖条件较好的层位，油气性质差异明显；东部地区以发育气藏为主，平面上分