利用油田开发资料重新认识油气成藏——以渤海湾盆地南堡35-2油田馆陶组为例

全洪慧，陈建波，别旭伟，张　章，张振杰

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，西安　710069；2.西北大学 地质学系，西安　710069；3.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津　300452)



利用油田开发资料重新认识油气成藏
——以渤海湾盆地南堡35-2油田馆陶组为例

全洪慧1,2, 3，陈建波3，别旭伟3，张章3，张振杰3

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，西安710069；2.西北大学 地质学系，西安710069；3.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津300452)

针对渤海湾盆地南堡35-2油田投产后实际生产特点与初始地质认识存在较大差异的问题，综合利用钻井、录井、测井并结合生产动态等资料对其古构造、沉积特征、成藏模式进行了重新认识，并对其资源潜力进行了重新评估。研究表明：馆陶组油气聚集具有“古构造控制沉积相带、古构造控制油气聚集” 的特点，具体为(1)南堡35-2油田潜山的古构造格局控制了沉积相带的分布规律，控制了油气的整体运聚特征，该结论不同于前人得出的油藏主要受控于岩性而不受控于构造的结论；(2)馆陶组沉积相类型为辫状河沉积，油藏主体分布于主河道叠合连片区，砂体的空间展布对油气的再次分配起着一定作用；(3)南堡35-2油田的成藏模式表现为“断裂控藏，深聚浅调”的特点，边界大断层及潜山不整合面为深层“油源网”，使原油在深层馆陶组储层聚集，后期浅层次级断层活动强烈，部分原油被调整到浅层明化镇组形成次生油藏。南堡35-2油田馆陶组资源潜力十分可观，储量规模可能为之前预测的3倍。

油气成藏模式；油气富集规律；辫状河沉积；石臼坨凸起；馆陶组；渤海湾盆地

一般来说，一个油田的油气富集规律在其勘探阶段已基本获得较清晰的认识，进入开发阶段之后，这一认识不会有大的变化。但在有些情况下，特别是勘探阶段资料相对较少的海上油田，在开发阶段随着钻井资料和生产动态等资料的大量补充，有些油气富集规律的认识可能发生较大改变，如渤海海域南堡35-2油田就是极好的例子。

渤海湾盆地南堡35-2油田在勘探阶段及开发方案实施初期，前人基于当时资料对其地质特征进行了研究，并取得了一定成果，但随着油田开发阶段的不断深入，实际生产特点与初始地质认识存在较大差异，出现生产动态与原有地质认识的不吻合，从而极大地制约了该油田的开发生产及潜能的挖掘。生产动态与原有地质认识的不吻合也暗示我们针对该油田原有的油气富集规律的认识可能与实际地质情况存在一定出入，诸如油藏类型、储层的沉积相类型、成藏模式等地质问题相应都有必要进行重新评价研究。基于此，本次研究利用大量的勘探、开发资料对南堡35-2油田的油气富集规律进行再分析，从而指导南堡35-2油田下一步开发挖潜工作；同时本研究也为其他处于开发阶段的油田开展油气成藏规律研究提供借鉴。

1　油田地质概况

南堡35-2油田位于渤海中部海域，渤中凹陷北部石臼坨凸起的西南端，是与石油地质储量超亿吨的秦皇岛32-6油田位于同一凸起之上的第三系构造。该油田南部以台阶式节节下掉的断层向渤中凹陷过渡，西以断层向南堡凹陷过渡，北以斜坡向秦南凹陷倾没。南堡35-2油田整体是一个由半背斜、复杂断块和南北斜坡带所组成的复式鼻状构造[1-6]。钻井揭示的地层从上至下为：第四系，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组和古生界基底。主要含油层系为明化镇组下段及馆陶组顶部。

开发方案实施后认为南堡35-2油田馆陶组储层主要受岩性控制，构造因素影响甚微，油藏油水系统复杂，储量规模小，然而到了开发中后期，该地质认识与油藏生产动态不匹配，那么对古构造、沉积特征及成藏模式的探索成了此项研究的关键点。

2　油田开发阶段存在的矛盾现象

开发方案实施过程中，南堡35-2油田利用明化镇组开发井加深评价馆陶组储层。评价过程中发现馆陶组多口开发井油水界面不统一，根据不同的油水界面将馆陶组油藏细分为5个油水系统，认为5个油水系统彼此独立，储层相互之间不连通(图1)。开发井钻后，馆陶组储量大幅度减小，油藏类型变为岩性油藏。

然而，随着开发阶段的不断深入，馆陶组仅有的3口生产井投产6年来逐渐暴露出生产动态与地质认识不一致的问题：(1)馆陶组A11井区属于独立的岩性油藏，目前A11井累积产液量已经超过其控制的地质储量。(2)对注水井A31W井注入示踪剂，生产井A11井和A13井于3个月后测试到示踪剂显示，表明馆陶组5个油水系统的储层砂体存在一定连通性。(3)利用钻后认识的油水界面对A28井进行数值模拟拟合，该井实际含水率远远低于数值模拟拟合含水率。这3个矛盾现象说明开发井投产初期的地质认识并不符合馆陶组真实的地质情况。

3　油气富集规律再认识

针对渤海湾盆地南堡35-2油田投产后实际生产特点与初始地质认识存在较大差异的问题，本次研究综合利用钻井、录井、测井并结合生产动态等资料对其古构造、沉积特征、成藏模式进行了重新认识，并对其资源潜力进行了重新评估。

3.1油藏类型

原有认识认为南堡35-2油田馆陶组主要油藏类型为岩性油藏，本研究分析认为古构造极大地控制了油气的富集规律。从某种意义上说，这种古构造的控制作用可以认为是低幅度构造对油气聚集的控制，总体来讲可以认为该油田属于岩性—构造复合油藏。

3.1.1古构造形态

研究区目的层发育于凹凸不平的古潜山之上，沉积以填平补齐为特点，与下伏古潜山呈不整合接触。本次研究主要采用残余厚度法，综合地震、单井、地层厚度等资料，选择馆陶组顶面作为基准面，对古潜山的古构造形态进行了恢复和编图。研究区潜山顶面古构造地形起伏较大，地貌上整体呈现“一沟谷分两隆起”、“隆起—斜坡—沟谷”的格局，局部发育微隆起、微沟谷。

3.1.2古构造对油气分布的控制作用

古构造对其上部的油气分布与富集具有重要的控制作用，地形较高的隆起区或者紧邻隆起区的斜坡地带是油气富集的主要指向[7-13]。现今馆陶组的构造形态对古潜山形态仍然有一定的继承性，构造高部位往往对应古构造的隆起部位，从表1中可以看出，隆起部位5口井油层累积厚度38.7 m，油水同层11.8 m，从试油试采数据可以看出隆起部位生产井的日产油量平均达到34 m3/d；斜坡部位4口井油层累积厚度21.6 m，含水油层2.2 m，油水同层累积16.1 m；沟谷部位基本不含油，测井解释全部为水层，这说明古构造类型对馆陶组油气的形成和富集起到了十分重要的控制作用。从图2油藏剖面叠合图中可以看出，馆陶组油藏主要分布于紧邻高地的斜坡等地势相对较高的地带，在一定程度上符合“古构造控位”的油气富集规律，该结论不同于前人得出的油藏主要受控于岩性而不受控于构造的结论。

图1　渤海湾盆地南堡35-2油田开发初期馆陶组油水分布

井号古构造气测值/%含油性级别荧光油斑油浸测井解释油层/m含水油层/m油水同层/m日产油/(m3·d-1)1隆起31√11.3A28隆起5√12.039A22隆起15√6.42.751A13隆起7√4.96.313A25隆起6√4.12.8A11斜坡6√√7.83.85A20斜坡6√3.08.57斜坡6√10.8A20s斜坡3.5√2.23.810沟谷√4沟谷√A26沟谷1.5√A24沟谷1A31W沟谷1.7√

3.2沉积微相与油气分布的关系

沉积模式控制砂体空间展布，前人认为南堡35-2油田馆陶组顶部储层属于曲流河沉积[14-17]，曲流河水动力较弱，储层砂泥参半，发育的废弃河道可形成有效遮挡，从而在平面上形成5个油水系统。笔者从岩石学特征、古气候特征以及沉积构造特征3个方面对沉积相类型进行了重新判定，认为馆陶组属于冲积扇区高坡降辫状河沉积，并进一步识别出心滩、主河道、溢岸沉积、河漫滩等沉积微相。

3.2.1沉积相类型再认识

在充分利用岩心观察、录井资料、铸体薄片等相关分析测试资料的基础上，从岩石学特征、古气候特征以及沉积构造特征3个方面对沉积相类型进行了重新判定。

(1)岩石学特征：①岩性：储层砂岩岩性为粗粒岩屑长石砂岩，粗粒含量占50%以上，反映目的层沉积时水动力较强。②成熟度：低成分成熟度、低结构成熟度、粗碎屑含量高，以次圆状、次棱角状为主。③区域沉积：结合区域沉积背景，从盆缘到盆地中心，其充填样式符合冲积扇—辫状河—曲流河—三角洲—湖相这种充填样式，在这种充填样式中，沉积物的成分成熟度和结构成熟度逐步提高，而研究区的这种低成分成熟度、低结构成熟度和粗碎屑含量高的特征更可能是近源的辫状河沉积。

(2)古气候特征：①泥岩颜色见褐色、紫红色、红褐色、棕色等红色色调泥岩，反映出水上氧化的沉积环境。②红色泥岩和绿灰色泥岩互层，组成了“杂色泥岩”，这是季节性干旱气候的标志。

(3)沉积构造特征：①馆陶组砂体交错层理发育，其中板状交错层理、槽状交错层理尤其发育(图3)，反映沉积物快速卸载的块状构造也很发育。②粗砂岩中偶见砾石，说明沉积时水动力强(图3)，沉积物供给丰富，符合辫状河的水动力特征。

综合认为，沉积相类型属于冲积扇区高坡降辫状河沉积(图4)。

3.2.2不同沉积微相含油性特征

(1)心滩：经过对比，心滩微相物性最好，岩性主要为含砾中粗砂岩或含砂砾岩，自然电位曲线呈高幅“箱形”或“漏斗形”，沉积构造主要表现为槽状交错层理、板状斜层理、平行层理、波状交错层理，砂体厚度大，一般在14～30 m左右，与以往认识不同的是，心滩微相虽然物性好、砂体厚度大，但其含油性并非最好，例如A26、A31W、B26等井，其砂体厚度皆大于20 m，平均孔隙度28%，平均渗透率260×10-3μm2，测井解释结果多为水层，含油性较低。

图2　渤海湾盆地南堡35-2油田馆陶组油藏剖面

图3　渤海湾盆地南堡35-2油田馆陶组沉积构造特征

图4　渤海湾盆地南堡35-2油田馆陶组沉积微相

(2)主河道：主河道微相岩性以中粗砂岩为主，底部为冲刷面、发育槽状交错层理、块状层理，物性次于心滩微相，厚度也小于心滩砂体，在10～20 m左右，但含油性最好，产能较高的生产井多集中在河道沉积微相，例如A28、A13井等。

(3)河漫滩：河漫滩以泥质或泥质粉砂岩为主，含油气性相对较差(表2)。

沉积微相的空间展布，储集体形态、规模、展布以及叠置关系很大程度上控制了油层的分布，反映了沉积微相对含油气性的控制作用，表现出“沉积控储，进而控油”的规律。辫状河沉积由于河道的频繁摆动，侧向迁移，砂体在垂向上会相互叠加，或侧向接触，在平面上会大面积广泛分布，形成展布范围较大的“泛连通体”。油藏主体分布于主河道叠合连片区，砂体的空间展布对油气的再次分配起着一定作用。

3.3成藏模式

南堡35-2油田的成藏模式表现为“断裂控藏，深聚浅调”的特点，油田南面的深层大断层和潜山不整合面沟通了渤中凹陷沙河街组油源，形成深层的“油源网”。油气运移初期在超压作用下沿深部大断裂及不整合面组成的油源网运移到馆陶组。馆陶组内部发育的辫状河砂砾岩骨架砂体对油气进行横向疏导，成为成藏体系中的仓储层，在馆陶组构造高部位形成油气聚集[18-21]。北东—南西向浅层次级断裂系统沟通了馆陶组已聚集的油气及明化镇组储层，形成明化镇组油气“聚集网”，对馆陶组油藏进行了二次调整，通过浅层油气聚集网络在明化镇组地层形成不同规模的油气聚集(图5)。馆陶组储层作为油气运移的“仓储层”，其资源潜力十分可观，资源量的大小一定程度上受控于次生断层的活动性，也就是油气再次分配的逸散程度。

4　油气资源潜力再认识

测井综合解释是计算静态石油地质储量规模，部署油田开发方案的基础。在对馆陶组古构造、沉积特征、成藏模式研究的基础上，对南堡35-2油田馆陶组的测井解释结果进行了复查。馆陶组测井解释重新落实后，5口井测井解释发生变化，油层厚度增加29.1 m，由原来的5个油水系统变为目前的2个油水系统(图6)。

表2　渤海湾盆地南堡35-2油田不同沉积微相类型与含油气性特征

图5　渤海湾盆地南堡35-2油田成藏模式

图6　渤海湾盆地南堡35-2油田油水分布再认识

通过对南堡35-2油田古构造、沉积微相以及成藏模式的系统研究，同时结合对动静态资料的思考，对油田的油藏类型和油水系统进行了重新认识，综合分析认为南堡35-2油田馆陶组为潜山披覆背景下的岩性—构造复合油藏，其资源潜力为目前认识的3倍。近期，通过对注水井注入示踪剂，3个月后3口生产井均见到示踪剂，验证了馆陶组3口生产井属于同一油水系统的结论，且储层相互连通，并非之前所认为的5个独立的油水系统。古构造南高点暂时无井控，是油田重要潜力区，下一步可通过明化镇组生产井加深评价其含油性。

4　结论

(1)分析认为古构造在一定程度上控制了南堡35-2油田油气整体的运聚，古构造的隆起与斜坡部位往往是馆陶组油气富集的有利区域；馆陶组储层属于冲积扇区高坡降近源辫状河沉积，心滩微相物性最好，但含油性并非最好，主河道微相物性次之，含油性最好。

(2)南堡35-2油田的成藏模式表现为“断裂控藏，深聚浅调”的特点，边界大断层及潜山不整合面为深层“油源网”，使原油在馆陶组储层聚集，馆陶组储层作为“仓储层”，其资源潜力十分可观，后期部分原油被调整到浅层明化镇组形成次生油藏。

(3)利用开发阶段的丰富资料对油田的富集规律重新开展研究，获得的新认识对油田的高效开发是大有裨益的。这也提醒我们在油田的开发阶段，时刻关注这些矛盾现象并加以分析。本研究针对南堡35-2油田的分析即为最好的例子。

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(编辑黄娟)

Re-recognition of hydrocarbon accumulation regularity based on oilfield development data: A case study of the Guantao Formation in NB35-2 oilfield, Bohai Bay Basin

Quan Honghui1,2,3, Chen Jianbo3, Bie Xuwei3, Zhang Zhang3, Zhang Zhenjie3

(1.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics,NorthwestUniversity,Xi’an,Shaanxi710069,China; 2.DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi’an,Shaaxi710069,China; 3.CNOOCTianjinBranch,Tianjin300452,China)

According to the contradiction between production and geological understanding of the NB35-2 Oilfield, Bohai Bay Basin, we re-analyzed paleostructure, depositional features and the reservoir forming model as well as resource potential based on drilling, logging, seismic and production performance data. Paleostructures controlled sedimentary facies and hydrocarbon accumulation in the Guantao Formation. (1) Petroleum migration and accumulation were controlled by palaeogeomorphology of the buried hill area in NB35-2 block, which is different from the previous research results that reservoirs were restricted by lithology rather than structure. (2) Braided river sedimentary facies are predominant in the Guantao Formation. Reservoirs mainly distribute over superimposed, linked areas of main stream channels, and the space distribution of sand bodies is controlled by the secondary accumulation and distribution of oil and gas to some extent. (3) In the NB35-2 oilfield, faults controlled hydrocarbon accumulation, and hydrocarbon mainly accumulated in deep strata and migrated to shallow strata. Boundary faults and unconformities worked as a “resource network” and allowed hydrocarbons to accumulate in the Guantao Formation. Secondary faults were active in the shallow formations during late stage, and made crude oil migrate to the Minghuazhen Formation and form secondary oil pools. The Guantao Formation in the NB35-2 oilfield has a great petroleum potential, and may be 3 times larger than the previous estimation.

hydrocarbon accumulation pattern; regularity of hydrocarbon accumulation; braided river deposition; Shijiutuo uplift; Guantao Formation; Bohai Bay Basin

1001-6112(2016)05-0592-08doi：10.11781/sysydz201605592

2015-06-02；

2016-06-30。

全洪慧(1986—)，女，工程师，从事油气田地质与开发研究工作。E-mail：582683324@qq.com。

国家科技重大专项“渤海海域大中型油气田地质特征”(2011ZX05023-006-002)和“近海隐蔽油气藏勘探技术”(2011ZX05023-002)资助。

TE122.3

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