济阳坳陷典型岩性油气藏相—势耦合控藏作用解剖及应用

霍志鹏，庞雄奇，范 凯，陈冬霞，张 俊

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2.中国石油大学(北京) 盆地与油藏研究中心，北京 102249； 3.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452)

济阳坳陷典型岩性油气藏相—势耦合控藏作用解剖及应用

霍志鹏1,2，庞雄奇1,2，范 凯3，陈冬霞1,2，张 俊1,2

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2.中国石油大学(北京) 盆地与油藏研究中心，北京 102249； 3.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452)

济阳坳陷岩性油气藏成功勘探表明，岩性油气藏受“相”和“界面势能”的双重控制。相控油气作用表现为高孔渗优相控藏，势控油气作用表现为低界面势能控藏，只有优相和低界面势能耦合区才能形成岩性油气藏。通过对沾化凹陷埕913、牛庄洼陷牛35-牛20-王70等典型岩性油气藏解剖表明，只有相—势耦合控藏指数(FPI)大于0.5，岩性圈闭才能聚集油气成藏，成藏临界条件呈现为“双低”或“双高”的标准，即优相指数(FI)低、界面势能指数(PIS)低，或优相指数(FI)高、界面势能指数(PIS)高。一般FPI越大，圈闭含油饱和度也越高，越有利于油气聚集成藏。根据济阳坳陷73个岩性圈闭和54个浊积砂岩透镜体岩性圈闭含油气性的统计及其相势特征的分析，分别建立了2类岩性圈闭的含油饱和度(So)与FPI定量关系模型，利用该模型预测了东营凹陷13个岩性圈闭的含油饱和度，预测偏差率小于20%的准确率达84.6%，应用效果较好，可以用于岩性圈闭含油饱和度的预测。

相—势耦合；岩性油气藏；埕913油气藏；牛35—牛20—王70油气藏；含油饱和度；济阳坳陷

随着油气勘探程度的不断提高，构造油气藏被发现的几率越来越小，而隐蔽油气藏，特别是岩性油气藏在油气勘探中占据越来越重要的地位，其发现数量和储量的比例不断增加[1-2]，也成为我国未来油气增储上产的重要领域。国内外学者对岩性油气藏成因机理的研究也日益增多和深入，但认识却存在很大分歧，尤其在成藏主控因素和成藏动力方面。岩性油气藏主要受盆地类型、沉积作用和构造背景等因素的影响，不同地区和不同类型岩性油气藏成藏主控因素有很大差异[3-7]，并先后提出了“三元成因”[8]、“多元控油—主元成藏”理论[9]和控制岩性地层圈闭形成的“六线”和“四面”理论[10]。在成藏动力方面，有的学者认为烃浓度差是油气运移的主要动力[11]，有的人趋向认为油气在毛细管压力或毛细管压力差作用下运移到储集层[12-16]，而有的学者认为差异突破压力(或剩余压力、异常高压)是砂岩透镜体成藏的根本动力[17-20]，一些人还指出成藏动力是烃类形成产生的膨胀力[12,21-22]，国外有观点还认为未知重力运动使油气聚集成藏[23]，而国内部分学者研究认为源岩内和源岩外的岩性油气藏成藏动力不同，且有的受双重或多重动力作用[24-25]，有的人还提出了等效排烃压力和成藏指数的概念[26]。无论是成藏主控因素还是成藏动力都是从单一方面研究岩性油气藏的成因机理，而缺少从综合的角度加以探讨。2004年，李丕龙等针对隐蔽油气藏提出了“相—势耦合”控藏理论，其把成藏主控因素和成藏动力相结合，成为岩性油气藏成因机理研究的重要进展[27]，并在这几年得到进一步发展和完善[28-29]。本文探讨了济阳坳陷岩性油气藏的相—势耦合控藏作用，对典型岩性油气藏做了详细的解剖，建立了岩性油气藏含油气性定量预测模型。

1 相—势耦合控藏作用及定量表征

1.1 相控油气作用

随着沉积相与油气成藏关系研究的深入，人们发现油气藏的形成与分布受相的控制并提出“相控论”[30]。庞雄奇等根据相所包含的内容和控制因素，从宏观到微观把相划分为4个不同的研究层次，即构造相、沉积相、岩(石)相和岩石物理相，4种不同层次的相对油气的控制作用不同[28]，反映了地质体系中油气藏从宏观到微观的分布规律。

构造相和沉积相属于宏观层次的相，控制着油气藏的分布规律和规模。济阳坳陷为典型的箕状断陷盆地，一般可划分为陡坡带、洼陷带、中央低隆起带和缓坡带。由于不同构造带所处位置及古地貌的不同，物源的差异等因素，导致其在沉积相带的分布以及油气的聚集等方面存在明显的差异。据统计分析，济阳坳陷岩性油气藏主要分布在洼陷带，其次为中央低隆起带和陡坡带，缓坡带最少；油气储量的分布与个数分布一致(图1a)。对沉积相，岩性油气藏主要位于不同沉积相的砂砾岩扇体中，其中深水浊积扇最多，近岸水下扇次之，河流相最少；而油气储量分布有所不同，在扇三角洲中储量也较大(图1b)。

岩相和岩石物理相属于微观层次的相，控制着圈闭的微观含油气性。砂岩储层的岩相控制着油气的聚集和富集，表现在原始沉积作用对储集物性的影响上。济阳坳陷岩性油气藏主要分布在粉砂岩、粉细砂岩和细砂岩中，其次为含砾砂岩；含油饱和度则以细砂岩和粉细砂岩中最高，砂砾岩中最低(图2)。油藏所在储层的平均粒径大都分布在0.1～0.5 mm范围内。孔隙度和渗透率是表征岩石物理相最直接、最有效的参数。据统计，济阳坳陷已发现的岩性油气藏大多分布在孔隙度为15%～25%或渗透率为(10～500)×10-3μm2的储层内，而孔隙度小于10%或渗透率小于1×10-3μm2的储层油气藏很少；随着储层孔隙度、渗透率的增大，含油饱和度逐渐增高，一般为45%～62%(图3)。相控油气作用最终表现为“高孔渗优相控藏”。

图1 济阳坳陷不同构造带与沉积相岩性油气藏分布特征

图2 济阳坳陷不同岩相岩性油气藏分布特征

图3 济阳坳陷不同岩石物理相岩性油气藏分布特征

1.2 势控油气作用

流体势是油气运聚成藏的动力，综合Hubbert和England对流体势的定义，通常流体势包括位能、界面势能、压能(弹性势能)和动能4种势能[31-32]。势控油气成藏的原理是势能降低的地方有利于油气汇聚成藏，且4种不同的势能在不同的位置其势能降低的趋势和控藏作用存在差异，岩性油气藏主要受界面势能的控制[28]。界面势能由毛细管压力差产生，而毛细管压力过去一直被认为是地下流体流动的阻力。但自Margara和Berg指出毛细管压力是烃源岩中生成的油气向储集层中初次运移的动力以来[33-34]，越来越多的人认识到泥岩与砂岩间的毛细管压力差在油气成藏中的重要作用[12-16,35]。由于砂岩透镜体和岩性尖灭等岩性圈闭与泥岩直接接触，因此毛细管压力差是烃源岩包裹的或与烃源岩接触的岩性油气藏成藏的主要动力之一，界面势能对岩性油气藏的成藏意义更显著。

东营凹陷烃源岩主要发育于沙四上亚段和沙三段，烃源岩内广泛发育物性较好的浊积砂岩体，具有埋藏深、普遍超压的特点，因此具有较高的位能、压能和较低的动能，从传统的成藏角度分析，不利于油气聚集成藏。但是由于沙三下亚段的泥页岩本身就具有生油能力，相对泥页岩，被泥页岩包裹的浊积砂体储层物性好，孔隙喉道半径较大，因此它们本身就成为油气运移的通道，使油气聚集到砂体中，形成大片的岩性油气藏。岩性砂体的成藏过程与毛管压力作用及其产生的低界面势能密不可分(图4)。流体一般从高势区流向低势区，岩性油气藏势控油气作用表现为低界面势能控藏。

1.3 相—势耦合控藏作用

前面分别论述了“相”和“势”分别对岩性油气藏形成和分布的控制作用。实际地质条件下，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，简称“相—势耦合控藏”。对于岩性油气藏，单纯的优相区或低界面势能区很难成藏，只有优相和低界面势能区耦合才易成藏[28]。研究表明，济阳坳陷沾化凹陷目前已发现的岩性油气藏有95%以上发育在优相和低界面势能耦合的圈闭内，说明优相和低界面势能耦合最有利于油气富集成藏。需要指出的是，这里的“优相”和“低界面势能”只是相对的概念，是指砂体相比围岩的物性更好、界面势能更低。

1.4 相—势耦合控藏作用的定量表征

为了更好地将相—势耦合控藏理论用于油气勘探，预测有利成藏区和圈闭含油气性，需要对该理论进行定量表征，建立相应的评价指数。济阳坳陷勘探程度较高，其相控油气作用表现为高孔渗控藏，因此，可以利用孔隙度和渗透率来定量的表征相。这里采用归一化指数，利用式(1)计算优相指数FI，式中FI是孔隙度和渗透率相对值的函数。一般来说，FI值越高，储层的质量越好，越有利于油气聚集成藏。

FI=(Φ/Φmax+K/Kmax)/2

(1)

式中：FI为相对优相指数，0～1；Φ为储层孔隙度，%；Φmax为与储层同一埋深下储层可能具有的最大孔隙度，%；K为储层渗透率，10-3μm2；Kmax为与储层同一埋深下储层可能具有的最大渗透率，10-3μm2(图5)。

图4 济阳坳陷东营凹陷沙三下亚段岩性油气藏与低界面势能区分布

图5 优相指数(FI)定量表征

对于岩性油气藏，势控油气作用表现为低界面势能控藏。界面势能的大小除了跟界面张力有关外，主要取决于岩石颗粒孔喉半径的大小，孔喉半径越大的地方，其界面势能越低。对泥岩包夹或与泥岩接触的砂体，泥岩界面势能较高，砂体界面势能相对较低。这里也用归一化指数，利用式(2)计算相对界面势能指数PIS。PIS越低，储层的质量越好，越有利于油气聚集成藏。

PIS=(Ψ/Ψmax)/(Ψmax-Ψmin)

(2)

式中：PIS为相对界面势能指数，0～1；Ψ为储层的界面势能，J；Ψmax为与储层同一埋深下砂岩可能具有的最大界面势能，J；Ψmin为与储层同一埋深下砂岩可能具有的最小界面势能，J。

相—势耦合控藏指数FPI用FI和PIS来表达：

(3)

2 相—势耦合控藏作用解剖

埕913油气藏位于沾化凹陷北部埕子口凸起上埕东油田的西部，构造位置在埕南断裂带埕东西段，义109鼻状构造西侧，是一个典型的岩性油气藏，储层为沙三段厚层块状砂砾岩体[36]。砂砾岩体地层静压为21.5MPa，压力系数为0.93，油层温度81 ℃，地温梯度为3.05 ℃/hm，属于常压常温系统。

2.1 相控油气作用

埕913区块被2条近东西向的断层所夹持，砂砾岩体就直接沉积于基岩断剥面上，形成义109鼻状构造上的砂砾岩体岩性油藏，构造高点埋深2 100m。沙三段为1套深湖相沉积，顶部为泥岩，下部沉积多个砂砾岩扇体。多个扇体在纵向上相互叠置，平面上呈扇状分布，由于该带古基岩断剖面较陡，沉积相带较窄，纵向上砂砾岩体在该层以下300～600m内变化较快，一般发育扇内和外扇，较少发育扇中。

根据埕913和914井73块样品物性统计，砂砾岩储层孔隙度主要在11%～16%之间，平均孔隙度为13.5%；平均渗透率为5.16×10-3μm2。靠近断层一侧的孔隙度较大，埕913-12,-6井的孔隙度可以达到18%以上，向西部孔隙度逐渐减小，埕914、埕913-13井的孔隙度仅在10%左右。渗透率的分布也有相似的趋势，埕913-12井的渗透率可以达到20×10-3μm2。埕913-6,-7,-12,-X11等井的FI均在0.7以上，埕913-6井最高，为0.74，向西FI逐渐降低(图6a)；圈闭含油饱和度从东向西也逐渐减小(图6d)。由此反映出，总体上随着FI增高，圈闭含油性有变好的趋势。

2.2 势控油气作用

埕913岩性油气藏为正常压力系统。埕东油田的烃源岩主要为沙四上段和沙三段，是一套湖相的暗色泥岩、油页岩。沙三段储层与烃源岩处于同一埋藏深度，且在同一压力系统内。所以，相对位能指数和相对压能指数均很低或为0。因此岩性油藏的相对势能即为相对界面势能的大小。由PIS的平面分布(图6b)上来看，靠近断层一侧，含油饱和度较低，远离断层逐渐增大。相对势能最低的位置在埕913-6,-X11,-12井一带，PIS小于0.1，同时，这个区域的含油饱和度也相对较高，So>70%(图6d)；西部的埕913-X9,-X10井的PIS>0.35，So<55%。因此，总体上在相对界面势能较低的区域，含油性也较好。

2.3 相—势耦合控藏作用

前面已经分析，圈闭含油饱和度一般随着FI的增大或PIS的减小而增大，但也有部分井例外。例如埕913-X11井FI为0.73，埕913井FI仅为0.51，但是埕913井含油饱和度为74%，明显好于埕913-X11井的58%，其实圈闭的含油气性并非完全受到相的控制，也并非完全受势的控制，而是受相和势双重控制。

在FI和PIS及其分布特征分析的基础上，得到了埕913岩性油气藏的FPI分布特征(图6c)。被有效烃源岩包裹的FI高、PIS低的储层体，其含油气性高；而FI低、PIS高的圈闭，其含油气性差。据埕913油藏沙三段FPI的平面分布来看，靠近断层一侧的FPI较大，埕913-6,-7,-12井达到0.80以上，向西部FPI逐渐减小，埕913-X10井的FPI为0.59，而埕913-13井FPI只有0.20。在FPI高值区的埕913井、埕913-12井区的含油饱和度达到70%，而在岩性油气藏的西部埕913-13井和埕913-X17井区，FPI为0.2～0.5，即小于0.5，So相对较低，一般在50%左右。这说明圈闭的So与FPI具有较好的正相关性。当FPI小到一定程度时，圈闭So就小于成藏界限，圈闭就不能形成油气藏。

3 岩性油气藏带解剖

牛庄洼陷位于东营凹陷中部，广泛发育岩性油气藏，以砂岩透镜体油气藏居多，这里选取了牛35-牛20-王70连井剖面上7个典型砂岩透镜体油气藏进行解剖(表1)。

从表1可以看出，7个岩性油气藏都位于东营凹陷洼陷带，储层均为浊积砂岩体，除了王70-A油气藏为浊积扇中扇和外扇、王70-B油气藏为中扇外，其他都为浊积扇主体。而岩性以粉细砂岩、细砂岩和含砾砂岩为主，这和前面的统计分析是一致的。由于深度、粒径、杂基含量、分选等差异及成岩作用的影响，7个砂体孔隙度比较接近，在18%～22.1%之间，但渗透率相差很大。其中王70-A油气藏砂体物性最好，孔隙度为22.1%，渗透率为260×10-3μm2；牛20油气藏3个砂体渗透率较大，介于(57.8～100)×10-3μm2，而牛35油气藏2个砂体渗透率最小，为12.5×10-3μm2左右。结合孔隙度、渗透率和砂体的深度，7个砂体的FI都在0.7以上，其中王70-A油气藏砂体最大，FI为0.87，牛20-C3油气藏最小，FI为0.73。

图6 济阳坳陷沾化凹陷埕913沙三段储层FI、PIS、FPI与含油饱和度等值线

牛庄油田烃源岩也主要为沙四上亚段和沙三段，为深湖相—半深湖相暗色泥岩。选取的7个砂体均被有效烃源岩包裹或接触，储层与烃源岩处于同一埋藏深度段，同一压力系统内，相对位能指数和相对压能指数近为0。界面势能的大小主要取决于砂体和围岩(泥岩)的孔喉半径倒数之差。一般来说，泥岩孔喉半径比较相近，故界面势能与砂岩孔喉半径基本为反比关系(表1)。总体而言，牛35油气藏2个砂体界面势能最大，牛35-B2油气藏的PIS达0.43；其次为牛20油气藏3个砂体，PIS介于0.18～0.25之间，而王70油气藏2个砂体界面势能很低，王70-B油气藏的PIS仅为0.01。PIS低的圈闭有利于油气的聚集，大体呈现随势能减小圈闭So增高的趋势(表1)。

而对于相—势耦合控藏作用，王70油气藏2个砂体FPI都大于0.8，最有利于成藏；牛20油气藏3个砂体次之，FPI都在0.75以上；牛35油气藏2个砂体最差，但都形成了油气藏，也说明如果岩性圈闭形成油气藏，其FPI不小于0.7。通过对7个砂体的对比分析，岩性圈闭的相—势耦合控藏作用表现为：孔隙度和渗透率越大，界面势能越低，越有利于油气聚集成藏。

由前述可知，FPI越大，含油气性越好，越有利于成藏，那么是否存在成藏的FPI界限呢？根据沾化凹陷埕913油藏和东营凹陷牛35-牛20-王70岩性油气藏的解剖，岩性圈闭只有FPI大于0.5才能成藏，成藏临界条件呈现为“双低”或“双高”的特征，即FI低、PIS低或FI高、PIS高。牛20-C3和牛35-B2砂体可以清楚地表明这一点。

表1 济阳坳陷东营凹陷牛35—牛20—王70岩性油气藏成藏特征参数

4 含油气性定量预测模型及应用

4.1 含油气性定量预测模型的建立

相—势耦合宏观上控制着油气藏的形成与分布，微观上控制着油气藏的含油气性。So是衡量圈闭含油气性的重要指标。由典型岩性油气藏相—势耦合控藏作用解剖可知，岩性油气藏的So一般与FI呈正相关性，与PIS呈负相关性。但也出现FI大、PIS小，而So较小的情况，这与理论和统计规律相矛盾。而So与FPI的正相关性是相当好的，说明圈闭的So受相和势的双重控制。相—势耦合预测含油气饱和度是在分析油气成藏的动力与阻力联合作用基础上，建立地质要素即FPI与已发现油气藏的含油气饱和度的关系模型，来定量预测目标圈闭的含油气饱和度。这克服了传统So确定方法(实验方法、测井法、类比法和参数统计分析法)不能有效反映储层含油气变化的主控因素和增长规律的不足。

由于部分岩性油气藏参数不全，在此统计了73个岩性圈闭，分析了圈闭的So与FPI的定量关系(图7a)。其中发现数量居多且典型的浊积砂岩透镜体的So比其他沉积相的岩性圈闭更高，且与FPI的关系更好。对其中54个浊积砂岩透镜体统计，其So与FPI的关系如图7b。

建立的定量预测模型为：

所有的岩性圈闭：

So=96.135FPI-16.552R2=0.558 8

(4)

浊积砂岩透镜体圈闭：

So=107.8FPI-23.771R2=0.633 6

(5)

该定量预测模型拟合系数分别为0.558 8和0.633 6，相对较高，说明预测的效果较好。

4.2 含油气性定量预测模型的应用

由于目前发现的岩性油气藏多集中在东营凹陷，这里从东营凹陷沙三中亚段预测的岩性油藏有利发育区中挑选出13个未参与建立定量预测公式的岩性油藏，区分岩性圈闭类型，并计算它们的FPI，将数值代入相应的预测公式中，得出预测的So值(表2)。验证的13个油藏中预测的So与实测的So偏差率大于20%的只有2个油藏(牛21和史115)，其余油藏的预测效果较好，预测偏差率小于20%的准确率达84.6%。说明建立的定量预测模型是很有效的，可以用来预测岩性圈闭的含油饱和度。

图7 济阳坳陷岩性圈闭FPI与So定量关系

砂体编号井号埋深/m岩性圈闭类型FIPISFPI实测So/%预测So/%预测偏差率/%1樊1213199.8砂岩透镜体0.480.01330.785760.35.812樊263294.1砂岩透镜体0.350.02250.735554.9-0.143牛1083146.7砂岩透镜体0.60.00640.8272.464.6-10.744牛213030.5砂岩透镜体0.410.00870.7641.858.239.135牛243175.3砂岩透镜体0.590.00650.827164.6-8.986牛283198.5一般岩性圈闭0.240.01140.7252.852.2-1.157牛873132.7一般岩性圈闭0.690.00590.8656.866.216.548郝33085砂岩透镜体0.260.01120.7250.253.87.269河893043.7砂岩透镜体0.160.04410.694550.612.4710史1083378.2砂岩透镜体0.410.00850.765558.25.7411史1133173.5砂岩透镜体0.250.01390.725853.8-7.1612史1153076.1砂岩透镜体0.620.00680.834565.746.0113史斜1203358.8砂岩透镜体0.180.01640.7155.752.8-5.27

5 结论

(1)岩性油气藏受相和界面势能的双重控制，相控油气作用表现为油气藏宏观上受构造相和沉积相的控制，微观上受岩相和岩石物理相的控制，具有高孔高渗控藏特征；势控油气作用表现为低界面势能控藏。

(2)通过沾化凹陷埕913和东营凹陷牛35—牛20—王70典型岩性油气藏解剖表明，只有FPI大于0.5，岩性圈闭才能聚集油气成藏；成藏临界条件呈现为“双低”或“双高”的标准，即FI低、PIS低或FI高、PIS高。一般FPI越大，圈闭含油饱和度越高，含油气性越好。

(3)建立了岩性圈闭及浊积砂岩透镜体岩性圈闭的So与FPI定量关系模型，预测偏差率小于20%的准确率达84.6%，应用效果较好，可以用来定量预测岩性圈闭含油饱和度。

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(编辑 黄 娟)

Anatomy and application of facies-potential coupling on hydrocarbon accumulation in typical lithologic reservoirs in Jiyang Depression

Huo Zhipeng1,2, Pang Xiongqi1,2, Fan Kai3, Chen Dongxia1,2, Zhang Jun1,2

(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2.Basin & Reservoir Research Center, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3.CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co, Tianjin 300452, China)

Oil and gas exploration in the Jiyang Depression showed that lithologic reservoirs were mainly controlled by facies and interfacial potential. As to the facies-controlled effect, the favorable facies with high porosity and high permeability controlled hydrocarbon accumulation. And for the potential-controlled effect, low interfacial potential controlled hydrocarbon accumulation. Only in the coupling region of favorable facies and low interfacial potential, could lithologic reservoirs form. Through typical cases studies of the lithologic reservoirs of the Cheng913 in the Zhanhua Sag and the Niu35-Niu20-Wang70 in the Niuzhuang Sag, results showed that only when the facies-potential coupling index(FPI) was larger than 0.5, could hydrocarbons accumulate in lithologic traps. Besides, the critical condition for hydrocarbon accumulation displayed the characteristics of Two Lows or Two Highs, that was, low or high facies index (FI) and interfacial potential index (PIS). The larger theFPIwas, the higher the oil saturation was, and the easier it was for hydrocarbons to accumulate. Based on the statistics of petroliferous property and the analysis of facies, the potential characteristics of 73 lithologic traps and 54 turbidite lens traps in the Jiyang Depression were concluded, and the quantitative models of the relationship between oil saturation andFPIfor two categories of traps were established. Oil saturation of 13 lithologic traps in the Dongying Sag was predicted through this model, and it achieved the accuracy rate of 84.6% for the reservoirs with the deviation rate less than 20%. As a result, this model could be applicable in predicting the oil saturation of lithologic reservoirs.

facies-potential coupling; lithologic reservoirs; Cheng913 reservoir; Niu35-Niu20-Wang70 reservoirs; oil saturation; Jiyang Depression

1001-6112(2014)05-0574-09

10.11781/sysydz201405574

2013-08-01；

2014-08-26。

霍志鹏(1983—)，男，博士，从事烃源岩生排烃机制、油气形成与分布规律研究。E-mail: huozhipeng521@163.com。

庞雄奇(1961—)，男，教授，博士生导师，从事油气藏形成与分布、盆地定量分析和油气资源评价研究。E-mail: pangxq@cup.edu.cn。

国家重点基础研究发展计划(973计划)(2006CB202308，2011CB201102)资助。

TE 122.3+22

A