务中地区沙四下段油气藏特征及主控因素研究

薛 辉，肖博雅，徐 乐，窦连彬，胡晨光

(中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

随着油气勘探程度的不断提高，务中地区沙四下段储层越来越受到重视[1-4]，近年的勘探实践表明，沙四下段油气藏表现出明显的复杂性和特殊性：油水界面不统一、产量变化巨大、油气富集与主控因素复杂，前人从构造、沉积和储层等方面对沙四下段地层做了大量的研究[5-6]，但针对务中地区研究成果相对较少，而实际上务中地区沙四下段油气成藏条件和富集规律均十分复杂。因此，该文分析沙四下段油气藏特征，揭示了油气藏分布规律与主控因素，该项研究对下一步油气勘探具有重要意义。

1 油气藏特征

1.1 油气藏分布及规模

务中地区位于廊固凹陷河西务构造带东部，东起河西务断层、西至杨税务断层，南起牛坨镇凸起、北至桐柏镇断层，整体具有东抬西倾、南高北低的构造特征[1]。研究区多为断鼻圈闭，且圈闭主要沿断层呈条带状分布。根据岩性不同，自上而下可将沙四下段细分为V、VI、VII 3个油组，沙四下段平均埋深为3 000 m，平均厚度为250 m。研究区主要发育水下分流河道、分流间湾与河口砂坝等沉积微相。务中地区受喜马拉雅多期拉张裂陷构造运动控制，断裂活动强烈而复杂[7]，受区域多级断层控制，研究区油气藏受构造控制明显，多依附断层而形成断鼻油气藏。此类油气藏在纵向上多沿断棱分布，且多处于构造的较高部位，已发现的油气藏多集中分布在主干断裂的两侧或一侧，分带性明显；平面上油气藏呈窄条状分布，具有分布零散、连片性差的特点，且各油气藏大小不同。

务中地区沙四下段砂体发育，受不同沉积微相控制，形成的单砂体厚度小、数量多、连续性差。已经钻探的V、VI、VII 3个油组纵向上均由多套砂体叠置而成，在不同油组内形成多套含油气系统，形似“牙刷”状，单个油气藏面积较小，烃柱幅度较低。如务中2井区沙四下段，单个油气藏面积小于1 km2，烃柱高度小于120.0 m，在纵向上发育有8套油气层，单个油气层的厚度为2.0～10.0 m，平均厚度较薄，为4.2 m，但由于纵向上多套油气层垂向叠置，使得单井累计油气层厚度非常大，平均厚度为52.6 m。务中地区沙四下段油气藏纵向错叠，在平面上拼接可形成具有一定分布面积的油气聚集区。

1.2 流体特征

务中地区沙四下段纵向上多期砂体叠置发育，不同砂体具有不同的孔隙度和渗透率。各砂体间还发育有不渗透泥岩、致密砂岩等隔层，油气在后期注入砂体后不能发生垂向渗流，致使部分砂体充满油气，部分砂体则部分含油气，导致油气藏含油气饱和度差异性较大，多种流体类型共存。同时各油气藏具有各自独立的油水系统，没有统一的油水界面。不同的油气藏，油气水性质差异较大，即便是同一油气藏不同井点流体性质变化也很大(表1)。

表1 务中0-1X井与务中2-1X井流体特征对比

1.3 温度压力特征

通过对务中地区4口井52个实测温压数据分析表明，研究区沙四下段地层温压系统与浅层明显不同(图1a、b )，以3 000 m为界，浅层地层压力为静水压力，深层为异常高压，平面上油气藏压力由西南向东北逐渐增大。地层测试资料表明，西南部务中2井区沙四下段地层压力较低(图1c)，为10.0～17.1 MPa，压力系数为0.98～1.14，属于正常—弱超压力系统，北部务中8井区沙四下段地层压力较大，主要为22.4～34.2 MPa，压力系数为1.16～1.33，属于超压油气藏，局部地层压力超过45.0 MPa，属异常超压油气藏。在每一套温压系统中，温度与地层压力均保持直线关系，根据浅层和深层温压关系的直线斜率[8-9]，认为务中地区沙四下段属于高压型复式温压系统。

图1务中地区温压关系

研究区油气藏温度普遍偏高，地温梯度为3.07×10-2～3.42×10-2℃/m，平均为3.22×10-2℃/m，地层测试资料证实，纵向上VII油组温度最高，超过130.00 ℃，V油组温度较低，平均为100.00 ℃。平面上以务中0井为中心，地温梯度最高，为3.42×10-2℃/m，属于高温区。南部务中2井区和北部务中1井区地温梯度逐步减小，属于常温区，仅在务中8-1X井附近为低温区。

1.4 产能特征

务中地区沙四下段单井产量差异较大。纵向上单井产能受储层物性控制明显，随物性的降低而减小，如务中0-2X井34、50号层，储层物性50号层比34号层好，50号层采油强度为6.04 t/(d·m)，34号层较低，为0.29 t/(d·m)。平面上单井产能受构造控制比较明显，构造部位越高，单井产能越大。如务中2-4X井和务中2-7X井，VII油组相对位置前者比后者高30 m，二者储层物性相近，在务中2-4X井VII油组试油，日产油为2.36 t/d，产气为1.3×104m3，不产水，在务中2-7X井VII油组试油，日产油为0.92 t/d，不产气。

2 油气富集主控因素

2.1 烃源岩特征

务中地区夹持于廊固凹陷与武清凹陷2个油源区之间，已发现的油气藏大都紧邻生烃中心，生烃洼槽控油特征明显[10]。远离生烃洼槽，油源明显不足，油质也急剧变差[11]，即使形成有利圈闭，也很难发现规模油气藏。进一步分析认为烃源岩质量和热演化程度影响油气藏分布，对比油气源，发现沙四下段油气主要来源于廊固凹陷和武清凹陷的Es3—Es4烃源岩，该套烃源岩累计厚度为2 000～3 000 m，有机碳含量较高，平均为1.25%，母质类型好(II1型)，为中等—好生油岩，已经达到成熟—高成熟阶段。利用Trinity盆地模拟软件对烃源岩热演化史进行模拟分析，认为该套烃源岩经历了2个重要的生排烃期：在东营组早期烃源岩平均埋深超过2 700 m，有机质成熟度为0.7%～1.1%，第1次进入生烃门限，并开始大量生油；在东营组末期地层缓慢抬升，Es3—Es4烃源岩埋深变浅，生烃速率缓慢。在馆陶组末期至明化镇组，地层持续沉降，烃源岩埋深超过4 000 m，有机质成熟度为1.1%～1.7%，第2次进入生烃门限，开始大量生气，并一直持续到第四纪(图2)。研究区沙四下段V油组发育油藏，VII油组聚集凝析气藏，2期的油气充注造成纵向上“高油低气”特征。

2.2 输导体系

务中地区沙四下段油气藏存在断层、砂体、不整合面等多种运移通道，根据组合关系可以分为断层-砂体“阶梯状”输导体系、砂体-不整合面“扩散式”输导体系。

研究区东部紧邻河西务大断层，该断层作为油源断层直接沟通底部的烃源岩和上部的储集层。油气沿断层做长距离的垂向运移，再通过连通砂体和晚期形成的次级控藏断层侧向运移，最终在河西务断层上升盘的沙四下段地层中聚集成藏，这些断层与砂体共同构成 “阶梯状”输导体系(图3)。务中地区沙四下段断层-砂体配置主要为反向断层-砂岩上倾类型。油气沿油源断裂垂向运移后，在超压、构造应力及自身浮力等作用下，油气向反向断层上盘砂体上倾方向运移，在上倾方向遇到侧向断层或岩性封堵而聚集成藏[12]。此种输导体系控制的油气藏常形成于距烃源岩较远的层位，且油源断层对油气富集控制作用明显。如务中8-3X井和务中8-20X井，构造背景相似，沉积条件基本一致，由于务中8-20X井远离油源断层，油气聚集效率差，在沙四下段试油见油花和气泡，而在务中8-3X井沙四下段日产油为8.99 t/d，日产气为4.07×104m3/d。

图2务中地区生烃洼陷烃源岩热演化史

图3务中地区油气成藏模式

研究区沙四下段与孔店组不整合接触，在源储压差及浮力的作用下，烃源岩生成的油气沿不整合面向上以扩散的方式在沙四下段砂体中聚集成藏，形成砂体-不整合面“扩散式”输导体系，此种输导体系以侧向运移为主。由于沙四下段地层岩性变化快、砂体连续性差，使得油气不能经过长距离的运移，近源优势明显[13]，并且油气优先富集于储层物性好的砂体中，此种输导体系控制的油气藏受构造影响弱，受储层非均质性的影响强。如务中2-1X井和务中2-3X井都紧邻生烃洼槽，后者VII油组构造位置比前者高40 m，但务中2-1X井VII油组物性要好于务中2-3X井，在务中2-3X井VII油组试油，为干层，在务中2-1X井VII油组试油,日产油为1.9 t/d，日产气为0.97×104m3/d。

2.3 温压系统

对比务中地区沙四下段的20口井，油气藏受温度影响，纵向上相态分异明显，从VII油组到V油组，温度逐步降低，油气藏类型由凝析气藏到油气藏到油藏转变(图4)，以沙四下段务中2-1X井—务中0-2X井剖面为例，由南向北，沙四下VII油组原油黏度由2.13 mPa·s降至0.52 mPa·s，原油密度由0.80 g/cm3降至0.75 g/cm3，相应温度由120 ℃上升至145 ℃，甲烷含量逐步增大，天然气相对密度减少，重烃组分减少。

超压对油气藏的影响主要为储层物性的改造[14]。

图4务中地区沙四下油气相态与温度变化特征

相对于常压带，在异常超压区往往表现出更大的孔隙度和渗透率。压力系数越大，储层物性也越好。如西南部务中2井区属于正常—弱超压系统，北部务中8井区属于超压油气藏，对比发现，务中8井区沙四下段储层物性明显要好于务中2井区，务中8井区平均日产油为28.5 t/d，日产气为15.7×104m3/d，务中2井区平均日产油为12.7 t/d，日产气为6.34×104m3/d，说明异常高压是造成务中8井区比务中2井区高产的主要原因。统计发现,异常高压与含油性具有较好的对应关系(表2)，压力越大，油气充满程度越高，含油性越好[15-20]。因此，异常超压区是油气富集高产的有利区域。

表2 压力系数与含油饱和度关系表

3 结 论

(1) 务中地区沙四下段油气藏是受反向断层控制的断鼻型油气藏，油气藏多分布在主干断裂的两侧或一侧，平面上呈“串珠状”分布，具有分布零散、连片性差的特点，纵向上具有“牙刷状”分布特征。

(2) 沙四下段油气藏含油气面积较小，烃柱幅度低，油气藏温度偏高，地层压力差异性大，属于高压型复式温压系统，构造位置和储层物性决定了流体性质和产能特征。

(3) 油气藏富集主要受烃源岩特征、输导体系、温压系统控制，烃源岩位置及热演化程度决定了油气藏在平面上和纵向上的分布，输导体系控制了油气运聚成藏方式和分布层位，温压系统影响流体聚集相态和富集区带。

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