苏北盆地海安凹陷南部岩性油藏勘探成果及启示

骆卫峰 余文端 马晓东 周 韬 刘 欣

（ 1中国石化华东油气分公司勘探开发研究院；2中国石化华东油气分公司 ）

1 概况

苏北盆地位于江苏省东北部,属苏北—南黄海盆地西部的陆上部分，总体走向为北东向。盆地内发育近东西向“一隆两坳”的构造格局,自北向南分别为盐阜坳陷、建湖隆起、东台坳陷[1-3]。海安凹陷位于东台坳陷东南部，是一个晚白垩世发育起来的箕状断陷，北邻小海凸起，总体表现为“七次凹夹一隆起”的构造格局，以海中断隆为界，北部分布有富安次凹、新曹次凹、丰北次凹、孙家洼次凹，南部分布有新街次凹、海北次凹和曲塘次凹[4]，面积约为3200km2[5]（图1）。

图1 苏北盆地海安凹陷区域构造图

研究区位于海安凹陷南部，即海中断隆以南的曲塘次凹和海北次凹（图1）。研究区内的新生代盆地结构上以东西向或北东东向展布的不对称半地堑为特征。区内沉积古新统—渐新统，研究区古近系为北深南浅、北断南超、北厚南薄及中间开阔、东西收敛的箕状凹陷，具有断阶陡、深凹窄、斜坡宽缓的特点[6]。

2 岩性油藏勘探成果

海安凹陷油气勘探工作始于20世纪60年代,先后对整个凹陷进行过重力、航磁、化探、光点地震、模拟磁带地震、二维数字地震以及钻井地质勘探。70年代以来，全区进行了2km×4km测网的地震面积普查、详查，局部达到0.5km×0.5km测网，并对曲塘次凹的300km模拟地震进行了数字处理。按照“查构造、追高点、求突破”的勘探思路，部署了S88井等9口井；除S88井阜三段压裂试获日产油4.14t外，其余只见低级别显示。当时认为张家垛油田油层相对较薄、埋藏深、圈闭小，未能引起重视。同时由于斜坡带多个构造评价落空，海北次凹泰州组勘探也没有获得工业油流的突破。因此对海安凹陷南部形成的结论是“皮厚肉薄”，资源有限。

近年来，随着对研究区资源规模、油藏类型以及成藏主控因素认识的不断深化[7]，勘探工作发生了3个重要的转变：①主要勘探层系的转变：通过对沉积体系及构造演化的分析，确认阜三段是海安凹陷南部最主要的运聚层系。②有利区带的转变：研究表明曲塘次凹由于存在异常高压，阜三段内部形成了油气“封存箱”；油气具有近源成藏、箱内富集的特点；调整勘探思路，把勘探重点由斜坡带转向陡坡带和深凹带。③勘探目标类型的转变：形成了针对性的“瞄准区带、立足阜三、寻找岩性”勘探评价思路，勘探目标由探索构造油气藏转为寻找阜三段岩性油气藏为主。在新思路指导下，坚持区带整体评价，海安凹陷南部发现并落实了两个千万吨级的构造—岩性油气带。“十二五”期间，海安凹陷南部累计提交探明地质储量1353×104t（图2）。

图2 海安凹陷南部“十二五”期间勘探成果图

技术的创新带来了新发现，打开了海安凹陷南部勘探的新局面。2010年，在新采集的曲塘三维地震资料的基础上，查明了张家垛构造的基本形态，为一北东—南西向展布的鼻状构造带，长约7km，平均宽为1km，依次钻探了Z2井等探井，其中Z2井阜三段压裂后产油13t/d，戴南组常规试油23t/d，获得了重要油气突破；同时分别在构造东、西高点部署的Z3等井也取得了良好油气成果。2012年为进一步评价张家垛油田，坚持勘探开发一体化部署，先后钻探了一批定向井及大斜度井，也获得了成功。

思路创新指引海安凹陷南部勘探再上一个台阶。通过不断开拓思路，开展以层序地层学为基础、储层预测为核心的综合研究工作。2011年于曲塘深凹带阜三段岩性圈闭实施了Q1井，试获工业油流12t/d，首次实现了海安凹陷岩性油藏的工业油流突破。Q1井的成功拉开了岩性油藏勘探、向深凹进军的序幕。随后部署的Q101-1HF井也获得日产油52t的高产。曲塘岩性圈闭具有2000万吨级规模储量，上下砂组叠合含油，具备良好的勘探前景。

2014年贯彻“做精做细常规油，力争老区发现优质、规模储量”的勘探方针，进一步加强基础研究，通过评价认为曲塘南部斜坡带具有岩性油气藏的勘探前景。采用地质统计学方法进一步提高反演分辨率，在南部斜坡带发现了向阳—胡集岩性圈闭。XY1井于阜三段下砂组新层位再获突破，压裂后日产油6t，上砂组压裂后试获原油9t/d。向阳—胡集岩性圈闭的成功标志着张家垛—曲塘3000×104t整装储量基地的诞生。

3 岩性油藏勘探实践及认识

3.1 在“高效排烃”理论基础上，重新认识凹陷资源量

3.1.1 品质良好的烃源岩为生烃提供基础

海安凹陷发育阜二段、阜四段、泰二段3套优质烃源岩，其中阜二段品质最好，有机质丰度高，TOC在0.66%～3.01%之间，平均为2.23%（表1）。纵向上，阜二段泥灰岩段有机质丰度最高，TOC最高值达到3.01%，S1+S2为17.6mg/g；阜四段泥灰岩段TOC平均值达到1.2%，S1+S2为4.7mg/g。主力烃源岩阜二段烃源岩有机质类型以Ⅰ型为主，阜四段烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型。阜二段沉积早期到晚期，黄铁矿、白云石含量逐渐降低，伽马蜡烷、β-胡萝卜烷含量也逐渐降低，反映沉积环境由强还原到弱还原。湖平面逐渐上升，但水体盐度逐渐降低，反映蒸发作用减弱，古气候由干旱变为潮湿。

表1 海安凹陷南部各组段烃源岩有机质丰度参数表

3.1.2 泥岩异常高压为高效排烃提供动力

异常地层压力是指孔隙流体压力超过等深度静水压力的现象，在沉积盆地中十分普遍，在全世界已发现的180个超压盆地中，160多个为含油气盆地，存在异常高压的油气田占全球油气田的30%[8]。结合研究区构造背景、埋藏历史以及成藏演化，分析该区异常高压出现的特征以及形成条件是否满足相应的成因机理，是国内外判别异常高压的常用方法[9-12]。欠压实作用为异常高压形成最有利的成因解释之一[13-15]。

研究区阜宁组是一套相对封闭的体系，阜二段厚约为100～400m，阜四段厚约为100～300m。阜二段、阜四段沉积速率较快，具有形成异常高压的条件。同时，研究区处于北部大型三角洲前缘末端，物源来自北部，砂地比较低，为10%～30%，形成了排水不畅的异常高压环境，因此阜宁组发育异常高压，排烃动力充足。钻井资料表明，随着埋深增加，声波时差对数lgAC与深度呈线性减小，在1000～1700m和2100～2700m处偏移正常压实趋势线，表现出明显的异常高压特征（图3）。

运用伊顿法对张家垛油田的异常高压展开研究。纵向上存在两个高压带（图4），第一个异常压力带出现在盐一段，岩性呈泥岩、粉砂质泥岩与砂岩、含砾砂岩、砂砾岩互层分布，压力系数均大于1.2，东区压力系数大于1.3；第二个异常压力带大约出现在三垛组下部之下，厚层泥岩与薄层细砂岩互层分布，异常高压发育明显，压力系数1.4占主导地位，局部地层压力系数在1.5以上，在阜四段附近出现最强异常高压，形成所谓的压力封存箱结构。平面上张家垛油田各块压力分布存在差异，局部异常高压比较发育（图5）。

图3 海安凹陷南部泥岩欠压实特征

图4 张家垛油田异常压力剖面

图5 张家垛油田异常压力平面分布图

3.1.3 创新高效排聚资源量评价方法

根据2014年最新计算出的生油量，海安凹陷生油量为9.8×108t。通过张家垛、曲塘地区的排聚单元，建立了排聚系数与主要地质因素（如烃源岩成熟度、保存系数、成藏指数）之间的多因素模型，排聚系数计算公式如下：

式中y——运聚单元的石油排聚系数，%；

a——烃源岩成熟度，%；

b——保存系数；

c——成藏指数。

海安凹陷实际排聚系数与计算排聚系数之间吻合度较高（表2）。通过计算，海安凹陷南部平均排聚系数为9.23%，重新评价海安凹陷南部油气资源量为9085×104t，为第三次资源评价的近5倍，为油气勘探提供了理论基础。

表2 海安凹陷南部排聚系数表

3.2 从构造—沉积配置关系研究入手，刻画岩性圈闭

3.2.1 构造背景

海安凹陷南部曲塘—李堡地区新生代盆地结构上以东西—北东东向展布的不对称半地堑为特征,凹陷内沉积了古新统—渐新统。古近系的基本结构为北深南浅、北断南超、北厚南薄,呈中间开阔、东西收敛的箕状凹陷。阜三段沉积受古地形控制，整体物源来自北部建湖隆起，砂体具有深凹发育、斜坡减薄的特征，在内斜坡带形成上倾尖灭，因此，内斜坡及深凹带是油气长期运聚指向区。

3.2.2 曲塘次凹阜三段具有滩坝砂沉积特征，储集条件有利

浅湖相沉积环境下滩坝砂体可作为优质油气储层。国外关于滩坝的研究，主要是基于海滩沉积。国内刘宝珺[16]、冯增昭[17]等研究者，早期给湖相砂质滩坝做了详细的定义，并对其沉积特征和发育环境做了描述，为后期滩坝相的研究奠定了坚实的理论基础。滩坝砂体进入石油勘探研究的范畴后，国内学者从不同角度，采用不同的手段，对滩坝砂体的分类、沉积相特征、测井相特征、地震识别特征、分布发育规律、成藏特征等做了全方位的研究[18-27]。

在前人研究成果的基础上，通过对岩相、痕迹化石、测井相、地震相、粒度累计概率曲线等特征的研究发现，阜三段应为能量较弱的浅湖亚相，发育滩砂、坝砂、浅湖泥3种沉积微相类型。滩坝砂岩孔隙度和渗透率较高，是较好的油气储层[28]。坝砂中粒度相对较粗且干净的平行层理细砂岩为主要的储层，厚度为2～4m。滩砂主要发育细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，层薄，粒度较细，与泥岩互层发育，储集物性相对较差。坝砂厚度较大，延伸较短；滩砂厚度较薄，延伸较远。坝砂集中发育在东、西两区，中部主要发育滩砂（图6、图7）。

阜三段埋深接近3000m，但储层碎屑颗粒以点—线接触为主，其主要原因有二：一是欠压实作用形成的高压可以抑制上覆地层的压实作用，使原生粒间孔更好地保存下来；二是塑性岩屑少，塑性岩屑在上覆地层压实作用下，由于形变可以堵塞粒间孔而使原生粒间孔遭到破坏。阜三段储层中骨架颗粒主要为石英和长石，岩屑极少，所以由于压实作用导致塑性颗粒形变而破坏的孔隙不明显。因此，阜三段滩坝砂砂体分布稳定，储集物性好，是张家垛油田的主力产油层。

3.2.3 以地质统计学为基础，描述岩性圈闭

从海安凹陷的地震资料来看，目的层阜三段主频为17Hz，分辨率偏低；向阳—胡集地区断层发育，地震能量整体偏弱，因此主要通过地震拓频提高地震资料分辨率，开展地质统计学反演，精细描述砂体。从井上标定结果来看，地质统计学反演的结果比波阻抗反演结果分辨率有了明显的提高，能更好地反映出井间物性、砂体的连续性，表现出了更多的细节，更忠实于实际地质情况。从钻井结果来看，以井控为主的地质统计学反演在向阳—胡集地区的砂体预测结果更加贴合实际，证明地质统计学反演更能有效地反映砂体分布的细节，在海安地区得到了有效的应用。

图6 张家垛油田阜三段沉积微相剖面图

图7 张家垛油田阜三段下砂组沉积微相平面图

3.3 以成藏主控因素为指导，评价有利目标

海安凹陷南部阜三段已发现张家垛、曲塘两个大型构造—岩性油藏，分布于陡坡带及深凹带。油源为阜二段，上砂组通过曲塘断层输导，高带富集，低部位含水，下砂组由阜二段直接供烃，连片含油。

3.3.1 平面上岩性油藏围绕生烃洼陷展布，受沉积微相控制

阜三段油藏构造上主要分布于曲塘次凹，区域上主要分布于生烃洼陷，成熟烃源岩分布范围控制油气展布，在陡坡带及深凹—斜坡的有利部位成藏。油气富集与沉积微相关系密切。坝砂为I类储层，岩性为细砂岩，原生粒间孔、粒内溶孔发育，孔喉结构较好，黏土矿物含量相对较低，以绿泥石和高岭石居多，水敏性弱，但存在一定酸敏。滩砂为Ⅱ—Ⅲ类储层，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩，微孔发育，孔喉结构较差，Ⅱ类储层黏土矿物含量相对较高，绿泥石和伊/蒙混层居多，存在水敏和酸敏；Ⅲ类储层黏土矿物含量相对非常高，以伊/蒙混层为主，高岭石和绿泥石少，以水敏为主。油层主要分布于物性较好的坝砂发育区，滩砂仅见油迹显示，未成藏。钻井部署在坝砂微相且异常压力存在时，通常可获得高产油流。

3.3.2 纵向上主要生储盖组合决定岩性油气藏的分布层位

海安凹陷南部地区发育两套生储盖组合：阜二段（生)—阜三段下砂组（储)—中部泥岩段（盖）；阜二段（生)—阜三段上砂组（储)—阜四段（盖）。

阜三段上砂组由于中部存在近50m的泥岩段，无法满凹含油，油气顺断层运移至高部位储层物性较好、盖层保存条件好的区域成藏，因此以构造—物性控藏为主，存在边水。

阜三段下砂组则以垂向近源运移为主，油气通过微裂缝、断层输导，具有连片含油趋势，离凹陷生烃灶越近、储层物性越好则越富集，主要为物性控藏。

3.3.3 长期、晚期断层为输导断层，控制油气富集

海安凹陷断裂活动期分为早期、长期、晚期3期，长期、晚期断层的活动期较长，一直延续到盐城组沉积时期，与生排烃期（三垛组沉积末开始生烃）吻合，是区域重要的输导断层。从凹陷油气显示井与断裂分布来看，油气显示活跃的地区主要分布于长期活动断层及晚期活动断层周边，说明此类断层是阜三段主要的输导断层，控制油气富集。

4 勘探潜力及启示

海安凹陷南部资源量为9085×104t，已提交的探明储量为1353×104t，探明率为15%，仍具有较大的资源潜力。目前已发现张家垛、曲塘阜三段构造—岩性油藏，其他目标仍需要进一步探索，如南部斜坡带胡集—向阳构造带、海北次凹阜三段、中浅层戴南组以及深层泰州组等。海安凹陷南部阜三段岩性油藏勘探的成功经验也可以推广应用到海安凹陷其他地区。

海安凹陷南部历经40年的勘探，一度停滞不前。随着勘探技术的进步和地质认识的提高,带来了勘探主要目的层、勘探类型、勘探思路等一系列重大转变，取得了可喜的勘探成果。该凹陷具有一定的资源背景、良好的圈闭条件和广阔的勘探领域,只要立足于基础研究，打破常规，提高认识，运用新思路、新方法、新技术，必将有更大发现。

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