辽河坳陷兴隆台潜山中生界地质新认识与油气新发现

罗海炳 胡英杰 刘兴周 高荣锦 陈 昌

（中国石油辽河油田公司）

0 引言

随着中国东部老油区进入高成熟勘探阶段，老区勘探如何探索下一步方向决定了油田的持续发展[1-5]。近年来辽河油田确定了以“突出稀油高凝油勘探、突出中浅层勘探、突出优质储量发现”的部署思路[6-7]，加大了对富油气老区低勘探层系的精细勘探，在西部凹陷大洼构造带中生界取得了重大发现[8]。在此背景下，以凹陷为研究单元，对中生界潜山的油气成藏条件及勘探潜力开展了重新评价。

兴隆台构造带是以古潜山为主体的复式油气聚集带，依据构造带地层结构划分为3 套油气藏系列：上部古近系披覆地层油气藏、中部中生界潜山油气藏及下部太古宇潜山油气藏[9]。自1969 年兴1 井钻探获高产油气流，至20 世纪90 年代，在上部古近系披覆地层油气藏系列发现大凌河油层、热河台油层、兴隆台油层等5 套油气层，探明石油地质储量0.83×108t，探明天然气地质储量155×108m3。2005 年以来，以变质岩内幕油气成藏理论为指导，在下部太古宇潜山油气藏勘探中取得巨大成功，探明石油地质储量1.27×108t[10-13]，并建成了年产油百万吨的油田。中部中生界油气藏仅在马圈子地区获得零星发现，一直未取得规模发现。在钻探及开发太古宇潜山的过程中，135 口开发井在中生界见到油气显示。但前人地质研究认为中生界储层致密，为太古宇的区域盖层，不具备有利成藏条件[14]。2017 年以来，基于岩心、岩屑、测井、地球化学资料，对兴隆台构造带中生界开展地质资料精细重建及油藏主控因素分析，认为中生界优势储层为花岗质角砾岩；角砾岩油藏受岩性与构造双重控制，厚层、均质角砾岩与大断裂叠合区为成藏优势区。利用丰富的太古宇潜山开发井资料，开展了以“老井试油控含油面积、新井钻探定油气产能”的效益勘探，在中生界形成了亿吨级规模储量领域，实现了老区老层系的重大发现。

1 区域地质概况

兴隆台构造带位于辽河坳陷西部凹陷中南部（图1），构造面积为182km2，是一中生代形成的继承性古隆起，紧邻盘山、陈家、清水三大生油洼陷，具有“洼中之隆”的优越成藏背景（图2）[15-18]。潜山带由南至北可分为马圈子低潜山、兴隆台高潜山、陈家低潜山。高潜山与低潜山顶面埋深幅度差可达1500m。潜山带具有独特的双元地质结构：下部为变质岩组成的太古宇基底，上部为沉积岩及火山岩组成的中生界基底。

图1 辽河坳陷西部凹陷构造单元划分图Fig.1 Division of structural units in western sag, Liaohe depression

图2 兴隆台潜山地质结构剖面图Fig.2 Geological structure section of Xinglongtai buried hill

中生代以燕山地区为代表，进入活跃的造山运动阶段。辽河地区处于相对隆起区，仅在早白垩世接受分散的多类型沉积，地貌特征复杂，沉积类型多样，可分为3 种类型：大型断陷盆地，主要位于西部凹陷北部的彰武—黑山盆地；小型断陷盆地，分布于高升以南的西部斜坡和西部凸起带上；山间或山麓堆积，见于冷家构造带、兴隆台构造带和清水洼陷东侧底部。兴隆台构造带中生界是在太古宇山间或山麓地貌上充填沉积形成，因此地层厚度变化大（150～2200m）。由于缺乏测年及古生物资料，依据区域地质研究，结合实际钻井及地震资料，将巨厚的中生界纵向上划分为3 层结构（图3）：Ⅲ段为一套冲积扇相浅红色、灰色角砾岩，厚度为200～1000m；Ⅱ段为一套冲积扇、扇三角洲相红色、紫红色砂砾岩夹紫红色、灰绿色泥岩，厚度为100～1000m；Ⅰ段为一套中—基性火山岩建造，厚度为0～200m。3 层结构在地震剖面上具有明显反射界面（图4），可连续识别追踪。

2 中生界勘探现状分析

2005 年以来，以变质岩内幕油气成藏理论为指导，在辽河坳陷西部凹陷兴隆台太古宇、中央凸起太古宇、大民屯凹陷元古宇等潜山中相继取得了勘探发现。中生界长期作为勘探太古宇潜山油藏的兼探层系，仅在兴隆台构造带马圈子潜山获得零星勘探发现。2008 年以太古宇为目的层钻探的马古6 井，在中生界压裂试油，日产油82.3t，日产气22082m3，但相邻断块内的马古2 井、马古3 井等均未获发现。

图3 兴隆台潜山中生界综合柱状图Fig.3 Comprehensive Mesozoic column in Xinglongtai buried hill

图4 兴隆台潜山中生界3 层结构地震剖面Fig.4 Seismic section of the Mesozoic three-layer structure in Xinglongtai buried hill

通过中生界老井复查分析，认为制约兴隆台潜山中生界勘探进程有4 个因素。一是虽然135 口开发井在中生界见到油气显示，但油气显示级别差，经统计80%仅为荧光；二是由于中生界不是目的层，钻进中普遍采用了密度较大的钻井液，导致中生界气测整体偏低，不利于油气层的现场发现；三是受储层改造工艺限制，产能普遍较低；四是中生界取心资料少且收获率低，缺乏系统的岩心分析，造成地质上长期认为“中生界储层致密，不具备有利成藏条件”。实现中生界的勘探突破，首先要开展储层储集特征分析工作。

3 储层沉积特征新认识

虽然区域地质研究及钻井资料界定兴隆台潜山中生界垂向上发育角砾岩相、砂砾岩相、火山岩相，但一直未进一步详细划分岩石类型，这是制约中生界油藏勘探的首要因素。据统计，在兴隆台潜山202 口揭露中生界的开发井中，仅有10 口井在中生界进行了钻井取心，且岩心平均收获率仅为60%，心长累计为52m。以钻井岩心资料为主，结合17000m 钻井岩屑资料，对中生界岩石类型进行了重新划分。

3.1 储层岩石特征

依据兴隆台潜山陈古6 井、兴古4 井、马古6 井等10 口取心井资料的统计分析，中生界岩石包括两大类、5 亚类、30 种类型。中生界储层主要岩石类型有角砾岩、安山岩等，其中裂缝与次生溶孔均发育的角砾岩是中生界主要的储层岩石类型。在角砾岩中，以花岗质角砾岩最为发育，其次为混合角砾岩（图5）。花岗质角砾岩以灰色为主，厚层块状，棱角状砾石含量一般大于50%，砾石成分以花岗质岩块为主，矿物为单颗粒石英、碱性长石、斜长石。受多期构造运动强烈改造，花岗质砾石破碎，砾石间发育大量裂缝。花岗质角砾岩在后期溶蚀作用下，常发育少量的粒间溶孔、粒内溶孔等，次生溶孔与裂缝相沟通，储集性能极好。混合角砾岩砾石成分以中性喷出岩岩块为主，细碎屑含量多，充填在颗粒间，同等应力条件下形成的裂缝发育程度仅次于花岗质角砾岩，储集性能良好。

3.2 储集空间类型

通过宏观岩心、微观铸体薄片和压汞等观察分析，并借助FMI 成像测井资料的识别判断，兴隆台潜山中生界角砾岩储层主要发育裂缝、孔隙两大类储集空间，以裂缝为主。

3.2.1 裂缝

兴隆台潜山中生界角砾岩储层主要发育构造缝、成岩缝和微裂缝3 种裂缝类型，其中成岩缝和微裂缝多被方解石、泥质充填，构造缝为油气运移及储存的重要空间。花岗质角砾岩裂缝发育程度最好，缝宽多在1mm 以上，充填程度低，集中发育在大断裂处。据岩心观察及FMI 成像测井资料分析，中生界花岗质角砾岩裂缝多为网状缝，高角度缝与低角度缝均十分发育，靠近大断裂处花岗质角砾岩裂缝密度平均达2.57 条/m。构造缝对改善中生界花岗质角砾岩渗流能力发挥了重要作用，是油气富集高产的重要原因。

图5 兴隆台潜山中生界角砾岩储层主要岩石类型Fig.5 Main rock types of Mesozoic breccia reservoirs in Xinglongtai buried hill

3.2.2 孔隙

兴隆台潜山中生界角砾岩储层孔隙类型单一，主要发育粒间溶孔及粒内溶孔，原生孔隙几乎全被胶结充填。粒间溶孔多分布于花岗质岩块之间，呈不规则形态，多为后期胶结物被溶蚀形成，镜下面孔率为5%～10%，孔径为0.2～0.5mm，溶孔多与构造缝相连通，成为花岗质角砾岩渗流通道的重要组合。混合角砾岩由于火山质岩屑及细碎屑含量大量增加，溶孔发育程度低于花岗质角砾岩。

3.3 储层物性特征

通过对陈古1 井、兴古10 井、马古6 井等20 口取心井1509 块岩样的实测孔渗数据进行统计，并借助FMI 成像测井及CMR 核磁测井资料分析，中生界角砾岩储层以低孔低渗透和低孔特低渗透为主，孔隙度主要分布在4.5%～10.4%，平均为7.8%；渗透率主要分布在0.098～11mD，平均为1.57mD。对兴隆台潜山中生界角砾岩储层来说，裂缝的发育程度直接决定了储层的储集性能。

3.4 沉积特征

中生代辽河地区由一系列受到断层严格控制的断陷盆地组成，主要发育冲积扇—河流—湖泊沉积体系。根据重矿物资料，兴隆台潜山中生界物源来自于东侧中央凸起，东部陈古5、兴古10、马古6 等井区钻遇中生界，自下而上由3 段组成。Ⅲ段为浅红色块状角砾岩，粒径普遍大于5cm；砾石无分选，次棱角状；砾石为花岗质岩块，砾石间为砾石同成分细碎屑；从底向上粒度无明显变化。Ⅱ段为紫红色块状砂砾岩夹紫红色泥岩互层，砂砾岩粒径为1～10cm，大多为5mm；砾石分选差，次棱角状到次圆状；砂质胶结，颗粒支撑结构；从下向上粒度逐渐变小，泥质含量逐渐增加。Ⅰ段为一套火山岩建造，主要为玄武岩、安山岩。西部陈古3、兴古7-20、马古2 等井区钻遇中生界，自下而上同样具备3 段特征，但岩性剖面与东部不同，Ⅲ段为灰白色块状砂砾岩，Ⅱ段为紫红色块状砂砾岩，泥质含量明显变重，泥岩隔层明显增多。

上述特征反映出兴隆台潜山中生界发育在盆地边缘地带，具有自下而上粒度逐渐变细、由东部到西部粒度逐渐变细的特征，属于典型的冲积扇扇中—扇端沉积（图6）。

图6 兴隆台潜山中生界Ⅱ段沉积相平面图Fig.6 Planar sedimentary facies of the Mesozoic Ⅱ in Xinglongtai buried hill

4 地质资料重建

4.1 基于岩矿与测井资料的岩性资料重建

利用岩心刻度测井资料，建立测井岩性解释模型。兴隆台潜山中生界角砾岩母岩成分以太古宇变质岩为主，其次为中生界岩浆岩。岩石主要矿物成分包括硅铝矿物和铁镁矿物两个系列[19]，硅铝矿物颜色浅，又称浅色矿物，矿物中SiO2与Al2O3的含量高，包括石英、钾长石和斜长石等；铁镁矿物颜色深，又称暗色矿物，矿物中FeO 与MgO 的含量高，包括角闪石、辉石和黑云母等。建立岩性解释模型时，主要选择了对矿物和元素反应敏感的自然伽马（GR）、岩石密度（DEN）和补偿中子（CNL）曲线，同时借助FMI 成像测井和元素测井曲线。

中生界常见的岩石类型有花岗质角砾岩、混合角砾岩、安山岩、火山角砾岩等，组成这些岩石的矿物成分差异大，因此自然伽马、密度、中子、元素曲线及成像测井特征有显著差异（图7）。花岗质角砾岩矿物成分主要为浅色矿物，暗色矿物含量少。自然伽马曲线呈高锯齿状，为120～200API；密度与中子交会曲线一般呈大的“正异常”，即密度曲线在左，为2.5～2.7g/cm3，中子曲线在右，为0～6%；FMI 图像整体显示呈亮色，块状结构，没有明显层理；元素测井Si、K 含量高，Fe 含量少，Si 含量为31%～38%，Fe 含量为1%～1.5%。

图7 兴隆台潜山中生界主要岩性测井解释图版Fig.7 Mesozoic lithological interpretation chart by well logging data in Xinglongtai buried hill

混合角砾岩矿物成分主要为暗色矿物。自然伽马曲线呈中高锯齿状，为40～120API；密度与中子交会曲线一般呈“绞合状”，密度值为2.6～2.7g/cm3，中子值为6%～18%；FMI 图像整体显示呈亮暗相间；元素测井Si、K 含量高，Fe 含量增加，Si 含量为24%～27%，Fe 含量为3.8%～5%。

火山角砾岩矿物成分主要为暗色矿物。自然伽马曲线呈低平直状，为15～50API；密度与中子交会曲线一般呈大的“负异常”，即密度曲线在右，为2.65～2.9g/cm3，中子曲线在左，为6%～12%；FMI 图像整体显示呈暗色，块状结构；元素测井Si、K 含量低，Fe 含量高，Si 含量为5%～10%，Fe含量为5%～10%。

利用测井岩性解释模型对135 口开发井进行岩性资料重建，以兴古7-4 为例，2675～2705m 井段录井岩性为砂砾岩，重建后岩性为花岗质角砾岩、混合角砾岩（图8）。

4.2 基于测井与地球化学资料的储层资料重建

依据孔隙度、裂缝参数、气测参数，将兴隆台潜山中生界储层品质划分为3 类：①Ⅰ类储层基质孔隙度大于5%，孔隙度综合评价高；裂缝孔隙度大于10%，裂缝宽度大于0.3mm，网状缝发育，裂缝评价优；气测轻烃组分全，总烃峰基比大于10。②Ⅱ类储层基质孔隙度为3%～5%，孔隙度综合评价中；裂缝孔隙度为5%～10%，裂缝宽度为0.1～0.3mm，网状缝较发育，裂缝评价中；气测轻烃组分全，总烃峰基比为3～10。③Ⅲ类储层基质孔隙度小于3%，孔隙度综合评价低；裂缝孔隙度小于5%，裂缝宽度小于0.1mm，裂缝评价差；气测轻烃组分不全，总烃峰基比小于3。

Ⅰ类储层常规测井深电阻率RT 曲线表现为高阻背景下的低阻特征，RT 为50～1000Ω·m，曲线呈箱形，显示岩性纯、含油气性好；密度与中子交会曲线呈明显正异常，显示储层物性好；声波时差AC 曲线有增大趋势，显示裂缝发育。Ⅱ类储层深电阻率RT 为30～1000Ω·m，曲线呈锯齿状，显示岩性较纯、含油气性较好；密度与中子交会曲线具较明显正异常，显示储层物性较好；声波时差曲线呈平直状，显示裂缝发育程度中等。Ⅲ类储层深电阻率RT 小于30Ω·m 或大于1000Ω·m，密度与中子交会曲线呈频繁绞合状或明显负异常，声波时差曲线呈锯齿状，显示泥质含量变大或十分致密。利用测井储层解释模型对135 口开发井进行储层品质资料重建，其中110口开发井重新解释Ⅰ类储层及Ⅱ类储层，厚度中心位于陈家低潜山东侧、兴隆台高潜山东南侧、马圈子潜山东侧，最厚达198m（图9）。储层品质资料显示，花岗质角砾岩Ⅰ类储层最为发育，混合角砾岩次之。以陈古6 井为例，花岗质角砾岩中Ⅰ类储层厚48m，占比为80%；混合角砾岩Ⅰ类储层厚12m，占比为20%。

图8 兴古7-4 井重建岩性剖面图Fig.8 Reconstructed lithology profile of Well Xinggu 7-4

5 油藏主控因素分析及有利目标优选

5.1 成山、成储、成藏期“三期耦合”是中生界油气成藏的先决条件

构造演化研究表明，兴隆台潜山是中生代末期形成的继承性古隆起，潜山雏形形成于燕山期，经历新生代盆地多期沉降及回返，潜山构造最终定型于渐新世东营期。裂缝研究表明，中生界角砾岩主要发育发育两期裂缝，中生代形成的构造缝多被充填，渐新世东营期形成的构造缝为有效缝，且晚期裂缝切割早期裂缝，说明角砾岩有效储层主要形成于东营期；而西部凹陷油气排烃主要时期为东营末期[20-21]，与中生界成山、成储期形成了最佳耦合，是中生界油气成藏的先决条件。

图9 兴隆台潜山中生界Ⅰ类储层与Ⅱ类储层叠加厚度平面图Fig.9 Superimposed thickness map of type I and type II Mesozoic reservoirs in Xinglongtai buried hill

5.2 岩性是形成优质储层的基础条件

通过马古6 井储层品质及试油成效分析，4373.4～4348.1m 井段日产油82.3t，日产气22082m3，累计产油4.2×104t。该段岩性为花岗质角砾岩，单层厚度大于10m，自然伽马曲线平直，深、浅电阻率曲线呈箱形，密度及声波时差曲线均平直，显示该段花岗质角砾岩岩性纯，是形成优质储层的基础条件。

5.3 构造应力是优质储层裂缝发育的决定条件

通过马古6 块开发现状分析，在花岗质角砾岩发育区，靠近大断裂处的开发井裂缝发育程度要明显好于其他部位，单井累计产油普遍大于2×104t。单井裂缝越发育，油气累计产量越高，说明在相同岩性条件下，构造应力对花岗质角砾岩的裂缝发育程度起到了决定作用。

5.4 优势岩相与构造高部位共同控制油气富集高产

马古6 块中生界受2 条北东向断层、2 条东西向断层控制。开发现状表现为两个特征，一是油气累计产量最高的开发井普遍位于断块高部位，说明构造高部位对油气形成富集高产起到了控制作用；二是马古6 独立断块内，低部位的马古6 井油气累计产量比高部位的马古6-7-12 井高，马古6 井累计产油4.2×104t，马古6-7-12 井累计产油仅2320t。通过岩性及岩相分析，断块内由低部位的花岗质角砾岩相向高部位相变为混合角砾岩相及砂岩相，说明优势岩相与构造高部位共同控制了油气富集高产。

5.5 中生界角砾岩油藏有利目标优选

在中生界角砾岩油藏主控因素认识下，利用重建的花岗质角砾岩厚度图、岩相分布图、主干断裂及构造等值线图三图叠合的方法，编制了兴隆台潜山中生界角砾岩油藏综合评价图。综合评价认为兴隆台潜山中生界角砾岩油藏存在3 个有利勘探区：陈家低潜山轴部、兴隆台高潜山东翼构造高部位、马圈子低潜山东翼构造高部位，有利勘探面积为56km2，预测资源量约1×108t。2018 年在兴隆台潜山部署探井陈古6 井，在中生界角砾岩中压裂试油，采用6mm 油嘴自喷求产，日产油50t，日产气5906m3；2019 年4月完钻的马古16 井在中生界角砾岩中测井解释油层470m，准备试油；通过老井重新评价，实施的兴古7-4等5 口老井试油均获工业油流，上报控制石油地质储量超4000×104t。

6 勘探启示

6.1 不断坚持创新思维，老油区仍然可以有勘探大发现

兴隆台油田是一个老油区，早期在古近系发现了亿吨级储量，近年来创新潜山内幕成藏理论，在太古宇潜山内幕发现了1.27×108t 储量，目前对中生界致密储层开展评价，发现亿吨级储量。作为勘探开发近40 年的老油区，兴隆台油田连续发现两个亿吨级储量，在国内老区勘探实属罕见，对老油田的深化勘探具有很好的借鉴作用。

6.2 加强精细研究，差储层中仍然发育优质储层

中生界储层条件较差一直制约了勘探投入，对兴隆台构造带中生界开展地质资料精细重建及油藏主控因素分析，认为厚层、均质角砾岩与大断裂叠合区为油气成藏优势区。按照优势岩相与构造高部位共同控制油气富集高产的思路进行部署，取得了良好效果。

6.3 加强老井评价是老区实现勘探发现的重要途径

兴隆台油田虽然有202 口井钻遇中生界，但是油气显示差，试油结果不理想。通过对油气显示、取心情况、钻井工艺、试油工艺等开展分析，以及对老井重新评价，实施的兴古7-4 等5 口老井试油均获工业油流，打开了中生界勘探局面。

6.4 地质工程一体化是实现快速建产的必经之路

兴隆台潜山中生界砂砾岩、角砾岩储层，常规试油测试具有低产低压特点，反映储层物性差，一般埋藏较深，储层改造施工压力高、易砂堵。针对这些特点，经过研究探索，采取大液量、低砂比、段塞式加砂，保证了施工顺利完成，并取得了良好效果。