陈官庄地区沙四下亚段红层输导体系运移能力定量表征方法

蔡宏兴,赵海燕,王延章,路 达,闫瑞萍,李静雯

(1.中国石化胜利油田 现河采油厂,山东 东营 257068; 2.中国石油大学胜利学院 油气工程学院，山东 东营 257061; 3.中国石油辽河油田 勘探开发研究院,辽宁 盘锦 124010; 4.中国石油大学(北京) 地球科学与技术学院，北京 102249)

陈官庄地区沙四下亚段发育一套陆相碎屑沉积(红层),油气分布井段长,是东营南部目前较为现实的勘探接替阵地。官126、王66等井获得成功之后,掀起了陈官庄地区沙四段红层勘探热潮。陈官庄地区沙四下具有有利的成藏条件,蕴藏较大的勘探潜力。但勘探实践证明,其勘探难度大,探井成功率较低。输导体系研究一直是其勘探难点,需结合断层、砂体、不整合面进行定量评价[1],阐明其输导能力,为下一步勘探指明方向。前人虽然对陈官庄地区做了大量工作,但主要是围绕在构造、储层、沉积和油气成藏等方面,对于输导体系的定量研究是一个薄弱环节[2-3]。笔者提出红层输导体系定量表征方法,主要包括断层、连通砂体、不整合、油层压力4种,在对单项进行研究的基础上,进行综合评价。

1 区域地质概况

陈官庄地区位于东营南坡东部,通—王断裂带中段(图1)。其油源主要来自牛庄洼陷,沙三—沙四段为主要烃源岩,生排出的油经输导断层、连通砂体及不整合运移至红层内砂岩储层成藏,油藏直接盖层为红层内泥岩隔层。沙四上烃源岩发育于半咸水沉积环境,具植烷优势,富含伽玛蜡烷,甾烷异构化程度较低,生油潜力大且具备生成低熟油的能力。沙三下段烃源岩是东营凹陷最重要的烃源岩,分布广,厚度大,生油指标好,成熟度较高,生油潜力大,是最重要的烃源岩层系。这两套烃源岩有机质均有较高的丰度,有机质类型均以I型干酪根为主。

2 断层输导能力

油气输导体系是指具有油气输导能力的空间及其形成这些空间的介质所组成的空间网络系统[4]。有效烃源岩是油气成藏的物质基础,油藏空间展布形态是结果,起到“桥梁”作用的是输导体系。东营凹陷南坡红层不具备生成大量油气的能力,油气只有通过有效输导体系才能大量汇聚成藏。因此,输导体系是东营凹陷南坡红层油气运聚体系研究的核心。断裂是东营凹陷南坡红层最主要的构造形式。切割红层的断裂数量众多,主要发育NE、近EW和NW3组断裂体系。油源断层是指切入烃源岩、断距大的断层,以EW和NE断层为主。对红层油气成藏来说,油源断层的输导作用至关重要,它较好地沟通了油源,为油气的后期运移打下了基础。

目前,直接评价断裂输导油气能力的方法多建立在达西定律基础上,通过简化公式减少计算参数,并结合断裂裂缝数据计算。而研究区红层埋深偏大,且裂缝等相关数据较少,因此提出了断层砂计算断裂输导能力的方法,即采用断层砂法来定量评价断层输导能力。

仿照G. Yielding断层泥分布率SGR[5]及计算公式提出了断层砂的计算公式:

SandGR=∑砂岩层厚度/断距=∑h/H.

(1)

式中，h为砂岩层厚度(图2(a));H为垂直断距(图2(a))。

改进后的公式:

SandGR=∑砂岩层厚度/断距=L砂/L断.

(2)

式中,L砂为h内的砂岩厚度(图2(b));L断为两盘相对断移距离(图2(b))。

图1 东营凹陷区域构造位置

图2 断层砂的计算方法及改进后的计算方法

据24条过断层剖面计算得出,SandGR数据范围为0.39～1,且由北向南SandGR值逐渐增大,断层封闭性逐渐变弱。研究表明,SandGR出现南高北低的分布规律,这主要受沉积物由南到北泥质含量逐渐增加影响。据SandGR参数平面分布特征和SandGR分布趋势可判断,沙四下存在郝科1—官115,永89—王139两个优势方向(图3)。

3 连通砂体输导能力

在有利的构造环境下,油气能否在储集层中聚集成藏,主要取决于油气能否通过断层顺利进入油气藏,同时也取决于连通砂体的输导能力。评价该能力的强弱主要用砂体有效输导空间系数来表征,它定义为油气显示厚度与砂体厚度的比值[6],值越大输导油气的空间越大,反之越小。通过对砂体有效输导空间系数的计算可知,孔店组砂体有效输导空间系数较沙四下较大;靠近成藏区或油气显示较好的区域,参数数据偏大。从该参数分布特征判断,沙四下存在王72—官126一个优势方向。

据58口井显示的层段数据分析可得,有效输导空间系数在0～0.4之间;其高值区砂体输导能力最强,且主要分布在陈官庄局部;王家岗大片区域为低值区(图4)。

图3 陈官庄地区沙四下SandGR平面分布

图4 东营南坡东段沙四下砂体有效输导系数平面分布

4 不整合输导能力

不整合与油气藏的关系,主要体现在不整合与油气运聚的关系。普遍认为,不整合对油气运移和封堵作用取决于不整合空间结构,即不整合结构体中的风化黏土层、不整合结构体上层和下层发育的泥岩与火成岩等对油气的封堵作用;不整合结构体上层的“畅通型”岩层(底砾岩或水进砂岩)、不整合结构体下层具有裂隙、溶蚀孔洞系统的风化淋滤带既可作为油气运移通道,又可作为油气聚集的良好场所。油沿不整合的侧向运移主要受油势能场的空间分布控制,由高势能区向低势能区运移,在闭合的低势能区成藏。

势能的大小用E来表示:

E=ρvgh.

(3)

式中,E为不整合处油势能;ρ为油密度,g/cm3;v为体积,cm3;g为重力加速度,m/s2;h为海拔,m。利用该公式计算出沙四下亚段油势能平面分布图,对油气运移的动力有了直观的认识。

据34口井样品数据计算得出:南坡东部沙四下—孔店组红层油势能分布在10.24～34之间;南坡东部沙四下—孔店组油势能平面分布由北向南逐渐减小,变化趋势平缓;据油势能平面特征,沙四下存在史136—官115方向一条优势运移路线(图5)。

图5 东营南坡东段沙四下不整合油势能分布

5 运移动力

油气运移动力主要受到来自地层的压力[7],压力大小决定油气的运移能力。通常采用压力系数来研究陈官庄地区的运移动力。从沙四下地层压力系数分布图可以看出,沙四下压力系数分布在0.8～1.45之间;北部生油洼陷向南部成藏区,压力系数成递减趋势;从压力系数分布趋势判断,沙四下存在郝科1—官115,永89—王139两个优势方向(图6)。

6 综合因子评价及目标优选

对断层、连通砂体、不整合、运移动力4个参数综合考虑,通过一个因子对4个参数进行综合反应[8-9],其处理步骤如下:

(1)分别对上述4个参数统计结果进行归一化处理。与综合指数成正比的参数,根据最大值与最小值之间的差值,(样本值-最小值)/(最大值-最小值)进行归一化;与综合指数呈反比的参数,根据(最大值-样本值)/最大值进行归一化[10-11]。

(2)根据单因素分析结果及经验值,给压力值、SandGR值、砂体有效输导空间系数和不整合油势能值赋予权值,分别为0.15、0.3、0.4和0.15;计算得到研究区129个样品点综合因子。

以官12井为例,该井沙四上钻遇砂岩厚度21.6 m,地层厚度94 m,SandGR值=21.6 m/94 m=0.23;由于SandGR与油气运移能力成正比,其归一化为:(样本值-最小值)/(最大值-最小值)=0.377。其油气显示厚度为2.7 m,连通砂体的输导能力=2.7/21.6=0.125,其归一化为0.16。不整合输导能力E=ρvgh=30.6,归一化后(30.6-10.21)/(34-10.21)=0.86。地层压力系数为1.24,归一化后(1.24-0.88)/(1.83-0.88)=0.38。

基于上述工作,计算得出综合因子为0.36,得到平面展布规律(图7)。分析得出以下几点认识:

图6 东营南坡东部沙四下红层压力系数分布

图7 东营南坡东段沙四下综合评价因子平面分布

(1)东西分带现象明显,陈官庄地区为高值区,王家岗地区为低值区,沙四下成藏区为高值区。

(2)沙四下在陈官庄地区存在官126—官115井区及辛176—王108—王66两个高值区。

(3)综合分析认为,沙四下存在胜科1—官126方向优势通道;孔店组存在郝科1—面15、郝科1—通古4以及辛176—王97三条优势通道。

(4)根据油藏分析特征,结合东营南坡东部沙四下储量分布特征及上述认识,认为南坡东部沙四下成藏主要受牛庄洼陷、利津洼陷的影响[12-16]。

精细构造解释基础上,在沙四下顶面构造图新发现构造圈闭49个,面积31 km2。在前面成藏控制因素分析基础上,结合研究区钻探情况,典型油藏剖面解剖,对研究区圈闭及潜力情况进行分析。前期主要部署了官136探井,在沙四下获得了高产油流。下一步主要分为南北两部分进行部署:在南部官126井区,已经上报探明369万t,主要以储量扩边为主;在北部官10井区,由于该区孔店组顶面发育高角度不整合,紧邻北部牛庄生油洼陷,油源对接情况良好,地层油藏具有一定的潜力。因此,在研究区主要以探索地层油藏的含油气情况为主。

7 结 论

(1)通过对东营南坡东段沙四下亚段综合评价因子平面分布的定量研究,通过对断层输导能力、连通砂体、不整合输导能力和油层压力的取值和归一化处理,在此基础上赋予权值,计算得到研究区129个样品点综合因子,实现了输导体系运移能力定量评价。

(2)采用断层砂的计算公式对断层垂向运移能力进行评价,与连通砂体、不整合输导能力和油层压力的分布相结合,指明了优势运移路径,实现了输导体系的定量研究。

(3)该疏导体系评价方法在东营南坡东段沙四下油气勘探中获得了较好效果，实践证明输导体系运移能力定量评价对断陷湖盆斜坡型油气藏勘探具有较好的指导作用。