试论汇油面积对油田规模的控制作用*

邓运华

(中海油研究总院)

试论汇油面积对油田规模的控制作用*

邓运华

(中海油研究总院)

石油地质学理论及勘探技术发展到今天,在钻预探井之前,只要运用高质量地震资料,通过邻区井标定,经过深入的综合研究,就能较准确地预测生油层、储层、盖层、圈闭及保存条件,唯独石油运移条件因缺乏直接资料而成为目前石油地质学中最难研究的一个课题。运移也是流体矿藏与固体矿藏最主要的差别,近几年出现的新学科——成藏动力学就是研究石油从生成到聚集的整个过程。大量勘探实践证明,运移条件是油气成藏的核心要素,汇油面积决定了油田的规模:凹陷内烃源岩及其邻近输导层的产状控制了油气二次运移的方向,从而控制了主力油田的位置;箕状凹陷缓坡带高部位的构造最易形成大油田,而长条形生油凹陷两端的构造不易形成大油田;隆(凸)起上长轴平行于生油凹陷长轴的构造易于形成大油田,而垂直于生油凹陷长轴的构造常常不富集石油。

石油运移;汇油面积;油田规模;主力油田位置

一个油田的形成必须具备生、储、盖、运、圈、保这6个条件,这是石油地质学的理论基础。然而,石油公司进行石油勘探的目的是寻找具有一定规模、能够进行商业开发的油田,不是去验证理论正确性;尤其是走向海外勘探,在一个地区允许勘探的时间很有限,只有尽快找到主力油田,才能获得经济效益。26年的找油实践使笔者深刻认识到运移条件、汇油面积对形成商业油田具有重要作用,同时也深刻体会到研究石油运移的难度。石油勘探技术发展到今天,可以得到高质量的地震资料,通过邻区已钻井的标定,只要加深研究,在钻预探井之前完全可以搞清楚烃源层、储层、盖层、圈闭和保存条件,唯独运移条件的研究缺乏直接资料[1]。运移是石油地质学中最难研究的一个课题,成藏动力学的核心就是研究油气运移[2]。运移也是流体矿藏与固体矿藏最重要的差别。而恰恰是运移条件、汇油面积在商业油田形成中起着决定性作用[3-4]。

在勘探实践中,技术人员通常不太注重油气运移、汇油面积的研究,认为只要在富生烃凹陷附近、面积大、储盖条件好的圈闭就能够形成大油田,由此导致了不少探井的失利。大量勘探实践证明,一个大油田的形成除了圈闭要紧邻富生油凹陷,面积大、储层厚、盖层好之外,还必须位于优势运移通道上,所以圈闭的位置或方位很重要[1,4-6]。在箕状凹陷缓坡带高部位的构造易形成大油田,而处在长条形生油凹陷两端的构造不易形成大油田;长轴平行于生油凹陷长轴的构造易形成大油田,而垂直于生油凹陷长轴的构造则不易形成大油田。可见,大油田的形成条件更苛刻。在较短的时间内,用较少的费用,找到主力大油田,是一个石油公司水平的体现。

1 生烃凹陷烃源岩产状决定了主力油田位置

在任何一个含油凹陷(盆地)内,油田的分布很不均衡。凹陷是基本生油单元,但石油生成后其运移方向、富集部位差异性很大,有的是在凹陷深层富集形成自生自储式油藏,有的是在凹陷浅层富集形成下生上储式油藏,有的则是运移至凸起上聚集形成凸起富集型[4-5,7-9]油藏。因此,研究有利富集层位、优势运聚区带和主力油田位置,是新区勘探永恒的主题[10]。在中国近海新生代含油盆地内,根据生烃凹陷烃源岩的产状、优势运移方向及主力油田位置,可将凹陷分成缓坡富集型、陡坡富集型、缓坡—陡坡均衡富集型(图1)。

图1 中国近海新生代含油盆地烃源岩产状与油气聚集关系分类示意图

在烃源岩内砂层输导体分布相似的情况下,若凹陷内烃源岩产状主体向缓坡方向上抬,石油生成后初次运移到邻近砂体中,然后沿砂层、断层、不整合面作二次运移[2,11-14],优势方向是凹陷的缓坡带,所以凹陷缓坡带高部位是主力油田分布部位,成为缓坡富集型,渤海湾盆地辽中凹陷、珠江口盆地文昌凹陷均是缓坡富集型。在辽中凹陷缓坡带上发现了锦州20-1、锦州25-1S、绥中36-1、旅大10-1、旅大16-1等大中型油气田[15],约占已发现储量的81%。在文昌凹陷缓坡带上发现了文昌13-1、文昌13-2、琼海18-1等中型油田[16-17],约占已发现储量的67%。

在生烃凹陷内,当烃源岩及邻近输导层产状主体向陡坡带上抬时,石油二次运移的主方向是陡坡带,若陡坡带邻近的凸起上圈闭储盖条件好,则在陡坡带形成大—中型油田,成为陡坡富集型。珠江口盆地惠州凹陷就是陡坡富集型,文昌组烃源层及砂岩输导主体向陡坡方向上抬,优势运移方向是陡坡带,在陡坡带及邻近隆起上形成了西江30-2、惠州26-1、惠州33-1、惠州32-3、流花11-1、流花4-1等油田[18],约占已发现储量的83%。

有的凹陷烃源岩和邻近输导层产状是以凹陷中心为对称轴,向两侧对称上抬,石油的二次运移是从凹陷的最低处向两侧高部位均衡运移,并在凹陷两侧均衡聚集,形成缓坡—陡坡均衡富集型。渤海湾盆地歧口凹陷就是这种富集类型,在南面的歧南断阶带上发现了歧口17-2、羊二庄、赵东、埕海、张东等油田,在北面的歧北断裂带发现了港东、港西、唐家河、马东、白东等油田,凹陷两侧油田呈均衡分布的特点[19]。

在盆地(凹陷)勘探的早期,深入分析盆地(凹陷)烃源岩及邻近输导层的产状和主运移方向、汇油面积,从而预测主力油田的分布位置,可在较短时间内用较少的资金找到主力大油田,进而提高勘探效益,这在海外勘探中显得尤为重要。

2 箕状凹陷缓坡带高部位的构造最易形成大油田

中国近海新生代含油盆地是以凹陷为基本的生油单元,并且这些凹陷多数呈箕状不对称形态。大量勘探实践证明,箕状凹陷缓坡带高部位(凸起顶部)发育大型潜山-披覆型圈闭,储盖组合好,储层埋藏浅、物性好;尤其是凸起以斜坡形式倾入富生烃凹陷内,斜坡上不整合面附近储层连续分布,是石油运移的长期通道,汇油面积大,供油量大,最易形成大油田[4,10,12,20-22]。在渤海湾盆地、珠江口盆地与北部湾盆地,许多大油田位于缓坡带高部位,如锦州25-1S、绥中36-1、旅大10-1、曹妃甸11-1、蓬莱19-3、蓬莱9-1、文昌13-1、文昌13-2、涠洲11-4、涠洲12-1等油田[15-18,23-24]。

渤海湾盆地绥中36-1油田位于渤海海域北部辽中凹陷缓坡带高部位(辽西低凸起),辽西低凸起与辽中凹陷平行(呈北东方向),两者都是长条形。辽西低凸起西面为大断层与辽西凹陷相连,东面以不整合面斜坡倾入辽中富生油凹陷内,该斜坡是石油长期运移通道(图2),将辽中凹陷生成石油运移至凸起高部位,汇油面积大(约350 km2)。绥中36-1构造东营组圈闭类型好(为披覆背斜),是最有利的聚油圈闭;东营组大型三角洲储层发育,砂岩单层厚1～32 m,累计厚度达230 m,储层物性好,孔隙度25%～33%,渗透率30～5 000 mD;储层之上发育一套稳定的泥岩盖层(厚度100～450 m)。由于绥中36-1构造圈闭、储盖条件好,尤其是运移条件优越,汇油面积大,油源充分,所以圈闭充满度高(达90%),形成了地质储量达4亿m3的大油田。

图2 辽西—辽中凹陷油气运聚模式图

珠江口盆地文昌13-2油田位于文昌凹陷西部缓坡带高部位(琼海凸起),文昌凹陷呈东断西超的箕状结构,北东走向,与琼海凸起平行。琼海凸起以斜坡形式倾入文昌富生油凹陷内,凸起是石油长期二次运移的有利指向。琼海凸起上的文昌13-2构造汇油面积大(约80 km2),油源充足;珠江组储盖条件好,储层孔隙度31%～32%,渗透率977～2 224 m D。文昌13-2构造圈闭类型好(为披覆背斜,面积20 km2),由于运移条件优越,汇油面积大,油源充足,圈闭、储盖条件好,所以圈闭充满度高(达68%),形成了该区最大的一个油田,地质储量为3 300万m3。

北部湾盆地内的涠洲11-4油田位于涠西南凹陷南部缓坡带高部位(涠洲低凸起),涠西南凹陷呈北断南超的箕状结构,涠洲低凸起与凹陷缓坡带相连。涠洲低凸起上的涠洲11-4构造是石油二次运移的最有利指向,汇油面积大(约70 km2),油源充足。涠洲11-4构造是涠洲低凸起最高部位的披覆背斜,类型最好,面积18 km2;中新统储盖条件优越,储层孔隙度29%,渗透率1 100 mD;泥岩盖层厚度15 m,横向分布稳定,封盖性好。由于涠洲11-4构造运移条件优越,汇油面积大,油源充足,储盖、圈闭条件好,所以石油充满度高(达77%),储量较大(为2 400万m3),是该盆地内一个较大的油田。

3 长条形凹陷两端的圈闭不易形成大油田

中国近海有9个新生代含油气盆地,到目前为止已发现的石油集中分布在渤海湾盆地、珠江口盆地和北部湾盆地,这3个盆地的主力烃源岩都形成于始新世,始新世时都是陆内裂谷盆地(珠江口盆地在渐新世至今为被动大陆边缘盆地),都是凸-凹相间,凹陷多呈半地堑结构,控凹大断层平行于凹陷的长轴[25];烃源岩以凹陷的最低点为界,分别向缓坡带和陡坡带方向上抬,石油二次横向运移的方向是箕状凹陷的缓坡和陡坡,所以缓坡、陡坡及邻近的凸起汇油面积大,油源充足,易形成大油田[9,11,26]。而在凹陷的长轴两端,由于汇油面积小,油源不足,即使有大圈闭、好储层存在,也难以形成大油田。大量钻探实践证明了这个观点。

旅大33-1构造位于渤海湾盆地渤东凹陷北端,新近系断裂背斜类型好,面积11.3 km2,中新统馆陶组—明化镇组储盖条件优越,单砂层厚2～138 m,泥岩盖层可达121 m。呈北东走向、长条形的渤东凹陷的生油条件已被钻井所证实,但是在旅大33-1构造上钻的探井只见油气显示,没有揭示油层,原因是构造位置欠佳,在凹陷长轴方向的供油面积太小,没有形成石油聚集。

琼海30-1构造位于珠江口盆地文昌凹陷(为长条形)南端,新近系断裂背斜类型好,面积8.0 km2,珠江组储层单层厚2～15 m,物性好;泥岩盖层达150 m,横向分布稳定,储盖配置好。文昌凹陷的生油条件已被众多油田的发现所证实,但是已发现油田主要分布在凹陷的缓坡带、陡坡带及相邻的凸起上。琼海30-1构造在长条形凹陷的南端,汇油面积小,供油不足,钻井只发现了含油水层,无石油富集。

4 汇油面积不同决定了相邻构造储量规模显著不同

汇油面积对油藏规模的控制作用,最明显的表现是,相邻且圈闭、储盖、保存条件相似的一群构造,只是因为汇油面积不同,储量规模相差很大。在中国近海含油盆地内有不少这类例证。

渤海湾盆地蓬莱19-3、蓬莱20-3、蓬莱9-1构造位于渤南凸起和庙西凸起上,它们相距不远,具有优越且相似的圈闭、储盖及保存条件[27-28]。它们都是潜山-披覆背斜,圈闭面积分别为65、56、60 km2,新近系储盖组合好,单砂层厚度2～10 m,单层泥岩厚度4～66 m,埋藏浅,储层物性好。这3个构造均以斜坡形式倾入渤中、渤东富生油凹陷内,斜坡上的砂层、不整合面是很好的运移通道,但它们的汇油面积明显不同。其中,蓬莱19-3和蓬莱9-1构造离油源近一些(图3),运移途中无其他构造拦截,运移通畅,汇油面积大,分别是1 000 km2和250 km2;而蓬莱20-3构造离油源稍远一些(图3),在运移途中部分石油被途中的蓬莱19-3和蓬莱9-1构造截获,汇油面积只有90 km2。由于这3个构造的位置不同,汇油面积不同,决定了它们的地质储量相差很大,蓬莱19-3和蓬莱9-1构造地质储量分别为7.2亿m3和3.0亿m3,而蓬莱20-3构造地质储量仅为0.3亿m3。可见,汇油面积对油田储量规模具有控制作用。

图3 蓬莱19-3、蓬莱20-3、蓬莱9-1构造位置示意图

珠江口盆地番禺4洼面积小(为650 km2),但生油岩质量好,是一个富生油凹陷,生成的石油除在凹陷内圈闭聚集外,还沿砂体和不整合面二次运移至邻近隆起上富集[29]。番禺4洼东面的东沙隆起是石油运移的有利指向,隆起上发育有番禺5-1、番禺6-4、番禺11-6等一批披覆背斜构造,圈闭类型好,新近系珠江组—韩江组海相三角洲储层厚,储盖组合配置好,这些披覆构造具有相似的圈闭、储盖、保存条件,但是圈闭充满度、储量规模却相差很大。其中,番禺5-1构造最富集,地质储量达6 050万m3;番禺11-5、番禺11-6构造地质储量分别是310万m3和250万m3;其他构造有的只有1～2 m厚的油层,有的没有油层。分析认为,造成储量规模相差很大的主要原因是构造的方位不同,汇油面积相差很大,供油量不同。在这一批构造中,只有番禺5-1构造的长轴与番禺4洼的走向是平行的,汇油面积大(约54 km2);其他构造的长轴与洼陷走向近于垂直(图4),汇油面积小(8～23 km2),供油量有限,所以储量很小。由此可见,构造方位控制了汇油面积,汇油面积控制了油藏储量规模。

珠江口盆地恩平凹陷是近几年勘探才获得突破的一个地区,过去经历了近30年的勘探,钻了12口探井却没有发现油田[30]。前几年通过深入研究,认识到恩平凹陷内的恩平17洼文昌组生油条件好,是一个富生油洼陷,洼陷东南部缓坡带高部位是石油运聚的有利地区,通过钻探发现了恩平24-2、恩平23-1等5个油藏[30-31]。这5个油藏都是披覆背斜构造,类型很好,珠江组—韩江组海相砂岩、泥岩储盖组合优越,且它们的圈闭、储盖、保存条件相似,但地质储量相差很远,其中恩平24-2构造地质储量最大(为2 037万m3),其他4个油藏地质储量均较小(为10万～818万m3)。分析认为,造成储量相差大的原因是构造方位不同,汇油面积不同,供油量不同。在这5个构造中,只有恩平24-2构造呈北东走向,圈闭长轴与恩平17洼平行,汇油面积大(约61 km2);其他4个构造的长轴呈北西走向,与供油凹陷近于垂直,汇油面积小(为10～30 km2),供油不足。该凹陷的勘探实践再次证明了石油运移条件、汇油面积对油藏储量规模的控制作用。

图4 番禺4洼及周缘局部构造分布图

5 结论

1)盆地(凹陷)内烃源岩及邻近输导层产状、主运移方向、圈闭的汇油面积决定了油田规模。根据主运移方向及富集部位,可将中国近海新生代含油盆地分为缓坡富集型、陡坡富集型、缓坡—陡坡均衡富集型。

2)在湖相断陷盆地箕状断陷缓坡带高部位圈闭的汇油面积大,易形成大油田;而长条形凹陷两端的构造,因汇油面积小,不易形成油田。

3)在邻近富生油凹陷的隆(凸)起上的披覆构造,储盖及圈闭条件相似,圈闭方位控制了油田规模,背斜长轴平行于凹陷走向,汇油面积大,易形成大中型油田;而背斜长轴垂直于凹陷走向,则汇油面积小,不易形成大中型油田。

致谢:本文撰写过程中得到了中海油研究总院李宏义、武爱俊、袁峰等专家的帮助,在此深表谢意!

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A discussion on the controls of oil collecting area on oilfield size

Deng Yunhua
(CNOOC Research Institute,Beijing,100028)

Due to today’s petroleum geology theory and exploration technology,it is capable to more accurately predict oil source rocks,reservoirs, seals,traps and preservation conditions before drilling a preliminary exploratory well,so long as there are the high-quality seismic data,the calibration from neighboring-area wells and the deep and comprehensive researches,and oil migration is the only difficult problem in today’s petroleum geology because of the lack of direct migration data.Migration is also one of the main differences between the fluid and solid mineral deposits,and the new subject developed in recent years,petroleum accumulation dynamics,is to study the whole process from oil generation to accumulation.Numerous exploration practices have proved that migration is the key factor to form hydrocarbon accumulation, and that oil collecting area will determine oilfield size.In a sag,the source rocks and their occurrence adjacent to the carrier rocks will control the direction of secondary oil migration,and then the main-oilfield position.It is most probable to form major oilfields in the structures on high gentle slopes in a half-graben sag,and at the two ends of an elongated oil-generation sag,it will be difficult to form major oilfields.On an uplift(or a salient), it will be easy to form major oilfields in the structures whose axes are parallel to the long axis of an oil-generation sag,and oil will often not be enriched in the structures whose axes are perpendicular to the long axis of an oil-generation sag.

oil migration;oil collecting area;oilfield size;main-oilfield position

2014-08-25

(编辑:崔护社 周雯雯)

*“十二五”国家科技重大专项“近海大中型油气田形成条件及勘探技术(编号:2011ZX05023)”部分研究成果。

邓运华,男,教授级高级工程师,1985年毕业于原江汉石油学院,1988年毕业于石油勘探开发科学研究院并获硕士学位,现任中国海洋石油总公司副总地质师兼中海油研究总院副院长,长期从事海上油气勘探研究及技术管理工作。地址:北京市朝阳区太阳宫南街6号院(邮编:100028)。