应用断块分型法分析陈罗地区奥陶系潜山成藏模式

张 玲

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院,山东 东营 257015)

陈罗地区位于济阳坳陷沾化凹陷与东营凹陷之间的陈家庄凸起北坡、陈家庄油田与罗家油田交汇处,是渤南洼陷油气向陈家庄凸起油气运移的通道[1]。陈家庄凸起主体馆陶组披覆油藏历经数十年的勘探开发,已成为成熟开发区块,受披覆油藏已探到边、高密度开发井网现状、高黏度油性等原因限制,近年来,陈家庄油田的勘探工作从陈家庄油田主体转移到油性较稀的陈罗地区,即陈家庄凸起北坡、罗家鼻状构造带南部。陈罗地区为大型斜坡构造带,受长期的构造运动影响,陈家庄北坡潜山油藏埋藏浅、产能高、油性好,而尤以奥陶系潜山油藏为甚,近年来成为优质增储阵地。但潜山油藏数量少、规模小、构造和成藏因素复杂,只有对潜山油藏成藏模式及其控藏因素进行系统研究,才能发现潜山油藏的分布规律,提高潜山油藏勘探成功率。

1 陈罗地区奥陶系潜山油藏概述

1.1 陈罗地区潜山油藏勘探开发概况

陈家庄凸起北坡、罗家鼻状构造带南部统称为陈罗地区,主要勘探面积860 km2,目前已发现陈家庄油田馆陶组超覆油藏、罗家鼻状构造砂砾岩稠油油藏、古生界潜山油藏等多种油藏类型,但整体认识程度较低。

陈北潜山油藏的勘探开发始于1993年的陈40-1井,该井钻遇发现奥陶系6 m油层,试采获得日油98 t的高产油流,当年上报探明石油地质储量22×104t。2016年,陈北潜山勘探重新开启,陈41-斜1井奥陶系自喷获高产,随后在该块开展了产能建设。总体来看,虽然奥陶系潜山勘探个数少,但质量高。陈罗地区奥陶系潜山油藏的开发有两个突出优势:①油井大多是自喷生产,且埋藏浅,钻采成本低;②单井产能高,且天然能量开发,效益高;再次,采收率高,陈40-1块奥陶系油藏历经二十多年开发,目前采收率已达到59.1%。陈北奥陶系潜山油藏作为优质油藏成为了新的勘探风向标。

1.2 陈罗地区奥陶系地层分布情况

陈罗地区地层由下古生界、上古生界、中生界基岩及上覆新生界地层组成。古生界、中生界基岩长期出露地面,遭受风化剥蚀，又由于漫长的构造活动造成地层北东方向倾伏。陈罗地区基岩由南至北依次出露太古界、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、中生界(图1)。下古生界寒武系为海相碳酸盐岩与页岩交互沉积,奥陶系为块状海相碳酸盐岩沉积。上古生界为海陆交互相沉积,其中石炭系为砂泥岩不等厚互层夹煤层,下部为泥岩、灰岩夹煤线。二叠系为砂泥岩互层,底部以泥页岩为主,夹薄层煤层。中生界底部为侏罗系煤系地层，中部以中、酸性喷发岩为主,夹灰色泥岩，上部以紫红色砂泥岩组成,夹杂色砾岩。新生界组成了潜山顶部盖层,由第三系和第四系组成,其中第三系包括沙河街组、东营组、馆陶组，第四系包括明化镇组和平原组。潜山基岩上覆新地层由南向北层层超覆,地层倾角0°～10°，基岩倾角约22°,与上覆地层呈角度不整合。

图1 陈罗地区潜山地层剖面

陈罗地区下古生界奥陶系潜山为碳酸盐岩海相地层,沉积稳定。基岩顶面由于长期受风化剥蚀及构造运动的改造,表现为典型的侵蚀地貌特征[2]。陈罗地区剥第三系奥陶系地层平面上分布在罗西断层以东、陈8—陈48-斜2线以北、罗807—罗古斜7线以南地区,由南至北出露地层细分为冶里-亮甲山组、马家沟组、八陡组,各组地层平面分布比例约为冶里-亮甲山组∶马家沟组∶八陡组=1∶5∶1。奥陶系地层为块状地层,顶部埋深1 350～2 050 m,地层厚度0～500 m。

2 陈罗地区奥陶系潜山断块分型研究

2.1 陈罗地区潜山构造演化过程

晚三叠世末发生的印支运动导致华北产生NE-SW向挤压为主的应力场,在挤压应力场的作用下,太古界、古生界发生褶皱,形成了NW-SE向延伸的义和庄-陈家庄背斜构造带,同时,背斜顶部产生罗西断层等正断层,并使老地层遭受风化剥蚀。

中侏罗世末发生的燕山运动I幕和晚侏罗世末发生的燕山运动Ⅱ幕都导致郯庐断裂带发生右旋,研究区产生了近南北向或北北东向的西倾断层。早白垩系系末发生的燕山运动Ⅲ幕导致郯庐断裂带发生左旋,研究区形成了北东-南西向展布的断裂体系。经过燕山运动,背斜高部位形成了凸起、低凸起、潜山的雏形。

新生代时期的喜马拉雅运动是印度洋板块由南向北挤压俯冲和太平洋板块由东向西挤压俯冲综合作用的结果,该时期郯庐断裂带都表现为右旋剪切走滑。至馆陶组沉积时期,古凸起、隆起全部被覆盖[3]。

2.2 陈罗地区奥陶系潜山断块分型

陈罗地区奥陶系潜山经历了印支期以来的多期构造变动,发育了一系列正断层,并延伸至潜山内幕;这些切割至潜山内幕的大断层多为同沉积断层,但在新生代时期的构造运动中,老断层垂直断裂活动减弱,在基岩面之上地层的断距远小于潜山内幕地层。

该区正断层以反向(遮挡)断层为主,顺向(盆倾)断层为辅。所谓“反向断层”实质是针对断层倾向来说的,断层朝凸起方向倾斜的断层即为反向断层,反之,则为顺向盆倾断层。研究区基岩构造整体呈现南高北低形态,且由于研究区断裂系统呈现北东-南西向或近东西向展布,反向断层的下降盘一般位于东南部或南部。断层的发育造就了多个小型断块,根据顺向断层、反向断层的平面关系[4],把断块细分为4种类型:地垒型、反向屋脊型、地堑型、顺向断阶型(图2)。

图2 奥陶系潜山断块类型

(1)地垒型。早期反向断块被后期断陷湖盆活动形成的顺向盆倾断层切割而成,断块规模较小,一般为0.1～0.5 km2。陈罗地区在大型反向断层(断距大于100 m)附近易形成地垒型断块,该类型断块若成藏,则单井产能较高,且能量充足,稳产时间较长。

(2)反向屋脊型。反向断层遮挡控制的断鼻构造,不受其他断层切割或仅受反向断层切割。陈罗地区在小型反向断层附近易形成该类型断块,勘探潜力比地垒型略差。

(3)顺向断阶型。断块由一条或多条顺向盆倾断层构成,纵向上为阶梯状向凸起抬升,断裂发育早、持续时间长,大部分为基底断裂。古生界潜山在后期新生代断陷湖盆拉张应力下,基础构造层块沿剪切破裂面发生断裂产生伸展构造,两盘岩体通过旋转掀斜来弥合块体之间的空隙空间,易形成平行排列的顺向断阶。该类型断块分布在陈罗地区北部、罗家斜坡带南部。

(4)地堑型。位于两排潜山之间的下降盘,在研究区分布个数较少。

3 陈罗地区潜山油藏成藏模式与控藏因素

3.1 生储盖组合特征

陈罗地区油源主要来自北部渤南洼陷。渤南洼陷沙四上亚段和沙三中、下亚段发育2套主力烃源岩。烃源岩埋深多在3 000 m以上,有机碳含量较高,TOC一般在1.0%以上,最大可达13.7%。氯仿沥青“A”的含量为0.01%～1.257%,总烃含量为707～7 657 μg/g。总体上看,渤南洼陷烃源岩有机质丰度较高,属于好-极好烃源岩。3 500 m左右烃源岩镜质体反射率超过0.7%,在5 000 m左右可达2.23%,有机质一般处在成熟-高成熟阶段。

陈罗地区奥陶系潜山岩性主要为灰岩、泥质灰岩、白云岩。储集空间类型可分为孔隙、裂缝、溶洞三大类,孔隙又包括晶间孔隙和晶间溶孔,裂缝又包括构造缝、层面缝和溶蚀缝,溶洞又包括溶蚀洞和晶簇洞。在奥陶系岩心铸体薄片资料中,裂缝、溶蚀、溶塌现象和缝合线特征明显。

陈罗地区奥陶系潜山储层晶间溶孔的发育主要受岩性影响,白云岩出露地表易发育溶蚀孔洞,而灰岩易溶解形成大型的溶洞。裂缝发育受岩性、厚度、构造部位及埋藏深度的控制,有3个特点:白云岩岩性裂缝发育,且厚度越小越发育;近主断层裂缝发育;埋藏越浅裂缝越发育。岩溶的发育受构造部位控制,高部位岩溶发育。岩溶高地和斜坡上以溶蚀为主,储层发育,岩溶盆地以充填为主,储层不发育。

陈罗地区奥陶系潜山直接上覆地层为馆陶组、东营组、沙一段,出露地表时间长,接受风化、淋滤作用彻底,碳酸盐岩储层平行古风化壳大面积分布,溶孔、溶洞发育较多,以小溶孔为主局部有大洞。裂缝发育,且近主断层部位连通性更好。位于岩溶高地的部位岩溶作用明显,通过钻井已证实。

由于陈罗地区奥陶系潜山上覆地层由南至北层层剥蚀,潜山盖层由南至北分别为馆陶组、东营组、沙一段。东营组底部有一套10～30 m的厚层泥岩,封堵性极好。馆陶组地层为砂泥岩互层,底部由南至北剥蚀,只有馆陶组底部为泥岩地层覆盖于潜山之上时,才能成为盖层,但馆陶组泥岩厚度较薄,只有1～5 m,封盖条件一般。沙一段底部为渗透性的生物灰岩或含砾砂岩,泥岩地层较少,封盖条件较差。

3.2 陈罗地区潜山油藏成藏模式

通过对近年来钻探的25个奥陶系独立潜山断块“断块分型”研究,发现地垒、反向屋脊型断块成藏有利,有3 m以上盖层(泥岩、致密灰岩等)的地垒型和反向屋脊型断块均能成藏,而顺向断阶型和地堑型潜山断块均不成藏。

陈家庄凸起附近NE向断层末梢应力释放,导致上升盘易形成断鼻、背斜等正向构造形态[5]。油气由东北部渤南洼陷向南部陈家庄凸起运移时,经过陈家庄凸起北坡,遇到下切至潜山内幕的反向断层,沿油气来源一侧(上升盘)断裂面向上倒灌,若遇良好盖层条件则可成藏。反之,若油气运移途径顺向断层,则沿断裂面运移至另一侧上升盘高部位,油气来源一侧(下降盘)不能汇聚成藏(图3)。由此认为陈罗地区奥陶系潜山油藏成藏模式为反向断层控制的残丘山构造油藏。

图3 陈罗地区潜山油藏成藏模式

3.3 陈罗地区潜山油藏主控因素及其对油井产能的影响

陈罗地区奥陶系为块状潜山油藏,储层岩性多以裂缝性、溶孔性灰岩、白云岩或侵入岩为主。在潜山基岩出露面,由于接受风化淋滤作用,缝洞型储层在区域内普遍发育。陈罗地区位于渤南洼陷油气往陈家庄凸起运移的通道,油气来源与运移情况也较落实,遇到反向屋脊或地垒型圈闭,只需有良好的封堵条件(反向断层和上覆盖层)则可成藏。主控因素主要为反向断层和上覆盖层的控藏条件[6]。

反向断层和盖层的规模控制含油规模。反向断层的规模控制圈闭含油高度;盖层的规模影响含油饱和度的充盈。根据地垒型和反向屋脊型断块的含油规模数据统计,含油高度与反向遮挡断层的断距基本相当。同一断块类型,由于所处平面部位和遮挡断层断距不同,含油规模差异较大。平面上呈现鼻状主体高部位向两翼延伸,含油气显示逐渐变差;南北方向上,由于反向断裂活动的差异,导致油气充注程度高低不一,以陈北大断层做反向遮挡的断块充注程度最高,向两侧降低。

反向断层和盖层的规模对油井的产能有较大影响。根据实际钻探断块的统计,反向断层断距大于100 m、盖层厚度大于10 m的断块,油井初期产能在30 t/d以上,且含水小,甚至不含水;反向断层断距在50 m以下或盖层厚度在5 m以下的断块,油井产能在5 t/d以下,含水则在70%以上(图4)。

图4 反向断层垂向断距和盖层厚度对油井产量的影响气泡

4 结 论

(1)陈罗地区奥陶系潜山油藏的成藏主要受反向断层和盖层条件的控制,反向断层和盖层的规模对油井的产量有较大影响。

(2)反向断层断距大于50 m、盖层厚度大于5 m的地垒型、反向屋脊型潜山断块生产预期较好。

(3)应用该研究结果对陈罗地区奥陶系潜山油藏进行勘探工作,重点评价反向屋脊型、地垒型构造的反向断层及盖层遮挡性,可提高勘探成功率。