油气化探异常双因素评价方法——以渤海湾盆地济阳坳陷临南—钱官屯地区为例

杨 俊，沈忠民，王国建，宁丽荣

(1. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2. 中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

针对油气化探方法及其影响因素[1-10]、异常识别[1, 11]、异常模式[12-14]以及异常成因[15-16]的研究较多，但是关于异常评价的研究相对较少[17]，特别是将化探指标和地质要素相结合进行异常综合评价的研究更少。然而，地表油气化探异常的形成、分布与地质要素密不可分，因此化探异常的评价不能脱离地质特征。本文以渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷的临南—钱官屯地区为例，将化探指标和地质要素相结合，建立一种化探—地质双因素油气化探异常综合评价方法，具有较好的应用效果。

1 地质背景

图1 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区地质特征及井位分布 [18]夏口断层以北为T6构造图，钱官屯地区为T8构造图。

临南—钱官屯地区位于济阳坳陷惠民凹陷西南部，惠民凹陷南坡的临南洼陷是重要的生油洼陷，研究区位于临南洼陷西南边缘及斜坡部位(图1)[18]。富有机质的沙三段和沙四段成熟泥质岩是临南地区重要的烃源岩[19-20]，临南和钱官屯地区原油同源[19]。沙四段、沙三上亚段、沙三中亚段、沙三下亚段、沙二段是主要的储集层；沙三中—下亚段、沙一段—东营组、馆陶组和明化镇组沉积的泥岩是主要的区域盖层[21]。油气自临南洼陷向南部斜坡运移[22]，断层、不整合以及砂体组成疏导体系，因地层压力偏低导致运移动力较弱，横向运移距离有限[23-24]。运移条件，特别是断裂对研究区内油气成藏有明显控制作用，古近系东营组沉积时期断裂活动比较强烈，例如夏口断层，封闭性较差，断裂主要起通道作用；新近系馆陶组之后，断裂活性逐渐减弱，次级断裂以封堵油气为主[25]。洼陷中心两期成藏，为东营组和馆陶组—明化镇组沉积期，以第二期为主；洼陷边缘一期成藏，为馆陶组—明化镇组沉积期[26-27]。

2 异常提取

临南—钱官屯地区精查化探面积为130 km2，采样网度为500 m500 m，样品类型有土壤碳酸盐含量、酸解烃、游离烃、物理吸附烃和顶空轻烃，采样物理点2 173个。最常用的单指标异常提取方法有浓度等值线法和趋势面剩余值分析法。浓度等值线法采用的异常下限为一恒定值，适用于工区范围小、属于同一地质背景和同一地貌的情况。然而，当工区范围较大、覆盖不同地质背景或地貌单元时，异常下限并不是一恒定值，即背景不是一个平面而是曲面，此时采用趋势面剩余值法提取异常。临南—钱官屯研究区横跨2类地质背景，包括临南洼陷和南部斜坡带，所以研究采用趋势面法。圈定单指标异常的一般原则是：(1)自然内弯曲度好，构成环的指标浓度异常有一种自然内弯曲的趋势并趋于闭合形态；(2)连续度高，表征了围绕油气藏烃类微渗漏的样本概率高，可信度高；(3)高值带宽度适中，高值带宽度不宜太窄，而单点异常只作为圈环参考；(4)与已知区地质、构造背景结合圈环，圈环时充分考虑断层的影响。

不同化探方法检测的烃类，在土壤中赋存状态有差异。勘探实践表明，游离烃甲烷(YC1)、顶空气甲烷(DC1)、物理吸附烃甲烷(XC1)和酸解烃甲烷(SC1)剩余值异常与油田吻合较好(图2)，为有效指标；土壤碳酸盐含量剩余值异常与油田关系很差，在该地区为无效指标。YC1、DC1和XC1主要检测的为近地表土壤孔隙中处于游离状态的甲烷以及土壤矿物颗粒表面处于弱吸附状态的甲烷，皆属于活跃类指标，其中YC1和DC1以前者为主，XC1兼而有之。三者单指标异常分布比较相似，基本分布在以油田为中心的一定范围，而在油气藏顶部异常较弱(图2a,b,c)。SC1主要检测的是土壤颗粒内吸留以及被矿物强吸附的甲烷，是地质历史时期长期累积的结果，属于稳定的化石类指标。SC1异常呈现一个大的环状晕围绕着临南油田以及东南部的钱斜14井油藏和钱141井油藏，而在北部洼陷区、背景区和东南部油藏区(钱19井油藏、钱斜5井油藏和钱4井油藏)上方地表无明显异常分布，与活跃类指标相比，SC1异常总体上有一定南偏(图2d)。以有效指标YC1、DC1、XC1和SC1的单指标异常为基础，将4个单异常图进行叠合，获得综合异常和环形态较好异常分布图(图3)。

3 异常双因素评价

3.1 化探评价

以往从化探角度评价异常，对异常所含指标个数和异常衬度重视比较多，而较少关注异常成因，从而未对真假异常进行深入研究。此次化探评价不仅关注指标贡献率(与异常所含指标的重要程度和数量有关)和异常衬度，更结合了异常热成因概率，使得化探评价的结果更为可靠。

图2 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区游离烃、顶空轻烃、物理吸附烃和酸解烃甲烷剩余值异常

3.1.1 异常指标总贡献率(G)

图3中综合异常可以是四指标叠合，也可以是三指标叠合和两指标叠合；另外，图3中保留了环形态较好的单指标异常。综合异常和环形态较好的单指标异常所含化探指标见表1。

不同盆地/地区有效指标各异，有效指标中又分为主要指标和辅助指标。当有已知区作为参考时，可据单指标异常与已知油气田符合程度确定主、辅指标；当无已知区作为参考时，可依据单指标异常分布形态和异常指标属性确定。

通常含有主要指标的综合异常可信度更高，而不含主要指标的综合异常可信性较差；其次，综合异常含有的单指标个数越多，可信度越高。对于含有多个指标的综合异常，可根据其包含的指标类型(主、辅)以及指标数量进行指标贡献率评价。

图3 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区综合异常及环形态较好的单指标异常

异常序号123456789101112异常所含指标SYDXSYDYDXXYDYXDXSYXYDSDXYG/%1008565506530855035151535

注：S-酸解烃，Y-游离烃，D-顶空气，X-物理吸附气

活跃类指标中以YC1异常与已知油气田吻合最好，DC1和XC1次之；SC1异常与已知油气田吻合程度也较高。因此，可将YC1和SC1作为研究区化探异常分析的主要指标，DC1和XC1作为辅助指标，主、辅单指标贡献率见表2。所以，图3中综合异常及环形态较好单指标异常指标总贡献率见表1。

表2 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区综合异常中主、辅指标贡献率

单指标异常衬度通常用来反映单指标异常相对于背景的强度。但是，综合异常包含多个单指标，而每个单指标在综合异常内的衬度(Ci)是不一样的。某综合异常内第i个单指标的衬度Ci：

(1)

式中：I为异常内第i个单指标的异常样本平均值；A为研究区内第i个单指标所有样本平均值。

但是，综合异常由多个单指标异常叠合而成，包含多个单指标异常的衬度，而综合异常衬度应该是反映综合异常内所有单指标异常相对于背景的强度。综合异常平均衬度(Cavg)可反映综合异常内所有单指标异常相对于背景的强度。

(2)

式中：Cavg为某综合异常平均衬度；Ci为某综合异常内第i个单指标的衬度，i=1，2，…n；n为某综合异常内所含单指标个数。

再将所有综合异常平均衬度以及环形态较好的单指标异常衬度进行归一化处理，获得异常衬率C：

(3)

据此，可获得图3中综合异常及环形态较好单指标异常的衬率(表3)。对于图3中1～12号异常，并不是所含单指标个数越多，衬率就越高；反之，也不是衬率越高，异常所含单指标个数越多。所以，不能仅依据所含单指标个数或者衬率来判定综合异常优劣。

3.1.3 异常热成因概率(R)

表3 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区综合异常及环形态较好的单指标异常的衬率

近地表识别出的异常，是否为地下热成因油气藏中烃类微渗漏到地表而形成？JONES等建立了轻烃判别地下油气属性的图版[28]，SECHMAN等研究波兰东部某油气区时，发现土壤轻烃(soil gas)能较好地反映地下油气属性[29]。顶空气、物理吸附气和游离气3种都可用于属性判别，由于临南—钱官屯地区顶空气烃类组分含量较低，重烃特别是异丁烷(iC4)和正丁烷(nC4)及其更重组分，大多数样品未能检测到；游离气和物理吸附气重烃检出率更高，因游离气为主要指标，因此选择此方法进行油气属性研究。以1号综合异常为例，异常点个数为19个，属于一个族群，皆位于原油区或者原油区附近；仅有2个异常点明显远离原油区，不属于地下原油中轻烃微渗漏到地表形成。因此，1号综合异常原油热成因概率为89.47%(图4)。依次对图3中综合异常及环形态较好的单指标异常进行热成因图版判别，其热成因概率见表4。

3.1.4 综合异常化探评价概率(P)

图4 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区1号综合异常成因判别

异常编号123456789101112R/%89．4710081．8210010010010010010091．67100100

3.2 地质评价

近地表化探主要是根据地表土壤中微弱的油气信息预测油气藏，就整个勘探而言，近地表化探预测油气还需与地下地质特征，特别是研究区油气成藏的主控因素相结合。

油气成藏包含众多地质因素，包括烃源岩、储层、盖层、圈闭、输导体系和保存条件等。学者们研究认为，临南—钱官屯地区输导条件(特别是断裂)和运移距离是成藏的主控因素[22-25]。因此，将断裂(L)和运移距离(J)作为地质评价的主要因素。区内断裂除了夏口断裂为一级断裂，是临南洼陷和钱官屯斜坡的分界断裂，其他断裂为更次级的断裂。根据断裂级次，对断裂进行赋值(表6)。实际生产表明，油气从北部洼陷向南部斜坡运聚，随着与北部临南洼陷距离的增加，油气井产量和油气藏规模有减小趋势。首先，根据“近水楼台”原则，认为紧邻夏口断层的临南洼陷内圈闭捕获油源最为有利，微渗漏方式以扩散为主，表明储层和盖层条件好；其次，从夏口断层向南到钱斜14井南，距离临南洼陷内油源较近，微渗漏方式以扩散为主，表明储层和盖层条件较好；再次，从钱斜14井南到钱4井南，距离临南洼陷内油源较远，微渗漏方式以渗透为主，表明储层和盖层条件较差；最后，钱4井以南地区，距离临南洼陷内油源最远，微渗漏特征研究结果为背景区，表明临南洼陷内油源难以运抵[18]。为此，依据运移距离，结合断裂分布对不同的成藏区进行赋值，夏口断层以北的临南洼陷内圈闭捕获原油的概率极高，为75%～100%，夏口断层—钱斜14井南为50%～75%，钱斜14井南—钱4井南为25%～50%，钱4井以南几乎不能获得临南洼陷内油源，赋值为0～25%(图3)。

表5 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区化探异常的化探评价概率

表6 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区断层级次与重要性

3.3 双因素评价

化探评价以近地表油气地球化学指标为基础，地质评价以地下油气地质条件，特别是油气成藏主控因素为基础。以上化探评价和地质评价分别对识别出的各个异常进行了打分排序。 若仅仅依据化探评价结果对异常进行排序，从优到差顺序为1，7,2,5,4,8,12,6,9,3,10和11号异常(表5)。目前已有油藏发现的3,4,8,9和10号异常排名靠后，而未有油藏发现的5和6号以及已停产的12号异常排名反而靠前，这一结果与实际勘探结果符合程度不高。

若将化探评价和地质评价相结合，图5展示了评价结果。

1,2,3和4号异常位于图5中Ⅰ区，Ⅰ区地质评价概率和化探评价概率皆大于60%，其中1号综合异常对应于主力产区夏52断块，2号综合异常对应于主力产区夏32断块，其双因素评价得分最高，表明Ⅰ区内的异常存藏概率高，且资源丰度较大。

6,7,8,9和10号异常位于图5中Ⅱ区，Ⅱ区地质评价概率和化探评价概率皆为40%～60%，其中7,8,9和10号异常发现油藏，但资源规模和产量都弱于Ⅰ区。6号异常内目前未发现油气，分析认为其可能缺少有效的圈闭条件。因此，Ⅱ区内异常存藏概率中等，资源规模和产量都不如Ⅰ区。

5,6和12号异常位于图5中Ⅲ区，Ⅲ区地质评价概率和化探评价概率皆小于40%，其中5和6异常未发现油藏，12号异常曾经发现低产油藏，目前已经停产。因此，Ⅲ区内异常存藏概率低，勘探风险大。

综上可见，化探—地质双因素评价结果与实际勘探结果更加一致，比仅从化探角度评价优选异常更加可靠。

表7 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区化探异常的地质评价概率

图5 济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区化探异常双因素评价

4 结论

(1)济阳坳陷惠民凹陷临南—钱官屯地区近地表化探有效指标为YC1,DC1,XC1和SC1，其中YC1和SC1为主要指标，对油气指示效果更好。

(2)不同化探方法提取的油气信息，获取的异常皆受到地下地质条件的影响，因此,异常评价必须结合地质条件,特别是主控因素。与仅依靠化探指标评价异常的结果相比，济阳坳陷临南—钱官屯地区化探指标与地质条件耦合的双因素评价异常结果与实际勘探结果吻合更高，表明建立的化探—地质双因素油气化探异常评价技术具有一定可行性，双因素评价的思路可为其他地区的化探异常评价提供借鉴。

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