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桑吉油气分布规律研究

摘要

本文综合利用地质、地球化学、地球物理等资料，采用含油气系统研究方法，对我国东部渤海湾盆地东营凹陷第三系含油气系统进行了综合研究。

在对含油气系统的成藏静态要素一烃源岩、储层、盖层、输导层等描述的基础上，着重对成藏动态过程一油气生成和排出、油气运聚、圈闭的形成进行了研究。

利用烃源岩主要生排烃史、油藏饱和压力、流体包裹体等综合研究方法，将东营凹陷确定为两期成藏：

古近纪东营期和新近纪馆陶末一明化镇时期，以晚期成藏为主。

通过全区精细油源对比，阐明了成熟烃源岩与油气聚集的成因关系，明确了该区沙四上、沙三段两套有效烃源岩及其相关的三种类型原油：

将t凹陷划分为两大含油气系统：

沙四上一沙四上、沙二段，含油气系统，沙三一沙二段、沙三段，含油气系统，它们构成东营凹陷复合含油气系统。

以生油洼陷为中心划分为四个复合亚含油气系统。

根据油气成藏系统的概念及划分原则，将东营凹陷划分为8个成藏系统。

研究认为，利津亚系统是东营凹陷油气最富集的亚系统，中央隆起带是油气聚集条件最好的成藏系统。

系统总结了东营凹陷5种成藏模式，分析了油气的宏观分布规律，指出中央隆起带型和陡坡带型成藏模式是凹陷内主要油气聚集形式。

[关键词]：

油气系统；油气聚集；圈闭

ABSTRTCT

Geological,geochemical,geophysicaldata,comprehensiveutilizationofthispaper,theresearchmethodofpetroleumsystem,makesacomprehensivestudyofthirdseriespetroleumsysteminDongyingdepressionofBohaiBayBasinineasternchina.Thepetroleumsystemofreservoirstaticelementsofahydrocarbonsourcerock,reservoir,caplayer,transportlayer,basedonthedescriptionofthereservoir,adynamicprocessofoilandgasgenerationandexpulsion,migrationandaccumulationofoilandgas,theformationoftrapsarestudied.Themainsourcerockofhydrocarbongeneration,reservoirsaturationpressure,acomprehensivestudyoffluidinclusionsandothermethods,theDongyingdepressionisdeterminedas:

tworeservoirsofPaleogeneinDongyingperiodandNeogeneGuantaolastMinghuazhenperiod,thelateaccumulation.Throughthefineoilsourcethecontrast,thegeneticrelationshipbetweenrockandoilandgasaccumulationinmaturehydrocarbonsource,theDistrictShaShathreesectionfour,twosetsofeffectivehydrocarbonsourcerocksandthreetypesofcrudeoilinDongyingsagcanbedividedinto:

twopetroleumsystems:

asandsandfourfoursand,twopetroleumsystem,ShaShatwosectionthreeone,sandthreepetroleumsystem,theyconstitutethecompositepetroleumsysteminDongyingdepression.Inordertosagasthecenterisdividedintofourcompositepetroleumsubsystem.Accordingtooilandgasintotheconceptandprincipleofdividingthereservoirsystem,Dongyingsagcanbedividedinto8reservoirsystem.Researchthinks,LijinsubsystemistheenrichmentofoilandgasinDongyingdepression,centralupliftbeltishiddensystemforoilandgasaccumulationconditionsintothebest.Dongyingdepressionissummarized5reservoirmodels,macrodistributionofoilandgasareanalyzed,pointedoutthecentralupliftbeltandslopebelttypeaccumulationmodeisthemainoilgasaccumulationformsinthesag.

[KeyWords]:

oilandgassystem;hydrocarbonaccumulation;trap

第1章前言

塔河油田于1996年部署的沙46井在奥陶系钻遇高产油气后，经历了早期的潜山高点钻探、非构造圈闭钻探、岩溶储集体钻探、碳酸盐岩和碎屑岩多层系立体勘探等多个勘探阶段，成为塔里木盆地探明储量规模最大的复式油气田。

经过10余年的勘探和开发研究，累计在13个层系发现工业油气藏（下奥陶统蓬莱坝组、中—下奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组、上奥陶统良里塔格组、桑塔木组、下志留统柯坪塔格组、上泥盆统东河塘组、下石炭统卡拉沙依组、中三叠统阿克库勒组、上三叠统哈拉哈塘组、下白垩统亚格列木组、舒善河组、古近系库姆格列木群）。

主力产层奥陶系是一个以岩溶储集体为主的大型古生界不整合圈闭，具有奥陶系鹰山组、一间房组、良里塔格组3大主力油气产层。

塔河油田油气品质类型多样，有中质油、稠油、凝析油、气等，油气品质类型变化复杂，同一口井的不同生产阶段的原油品质都可能发生明显的变化。

综合研究认为,塔河复式油田经历了至少加里东中—晚期、海西晚期、喜山晚期3期成藏,运移和成藏格局十分复杂。

前期的成藏地质研究认为，塔河油田位于长期发育的阿克库勒凸起上，长期面向满加尔坳陷，是寒武系盆地相烃源岩供烃有利指向区。

长期发育的古隆起、古斜坡和多期构造运动、多期次油气运移充注、良好的顶封、侧封条件和多期调整运移是形成塔河大型复式油气田的有利成藏条件。

这些认识对塔河油田勘探评价起到了重大的指导作用，但是就成藏研究来说，这些认识仍然是宏观层面的。

在成藏研究方面长期存在不同的认识,影响到对塔河油田成藏模式及演化过程的合理建立。

第1章成藏条件

塔中地区地层发育比较齐全，除了缺失侏罗系和大面积缺失震旦系外，从寒武系至新近系均有分布。

寒武系主要为一套白云岩、泥质白云岩。

下奥陶统以白云岩为主；中上奥陶统在塔中Ⅰ号断裂南北两侧岩性存在显著差异，断裂以南发育台地碳酸盐岩沉积，以北则发育盆地相的砂泥岩建造。

志留系、泥盆系主要为滨浅海相碎屑岩沉积。

石炭系为开阔台地相与滨浅海相碎屑岩沉积互层，自上而下可分为小海子组、卡拉沙依组及巴楚组。

二叠系至新近系为陆相盆地沉积阶段。

二叠系平面分布具有南厚北薄、西厚东薄的特征，上部为棕褐色泥岩夹薄层灰色粉细砂岩；中部为火山岩层，岩性由玄武岩、凝灰岩组成，隆起西部火山岩尤其发育；下部为棕褐色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色细砂岩。

中新生界在塔中地区厚近3000m，总体上为泛滥平原、冲积平原相的陆源碎屑岩沉积，缺失侏罗系。

塔中地区虽然地层发育比较齐全，但许多层系由于受构造运动影响，有不同程度的剥蚀，地层之间表现为不整合接触关系。

这些不整合是构造运动的产物，反映了塔中隆起演化具有多期构造活动的特点。

1.1烃源岩

油源对比结果表明，塔中4油田的油气来自于满加尔坳陷下古生界烃源岩和塔中地区中上奥陶统烃源岩，天然气主要来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。

塔参（Tc）1井完钻井深7200m，揭示了塔中地区沉积地层中寒武系—下奥陶统厚近3000m。

塔中地区寒武—奥陶纪地温梯度为3.2～3.3℃/（100m），志留—泥盆纪地温梯度为3℃/（100m），二叠纪火山活动十分活跃，地温梯度高达3.5℃/（100m）。

下寒武统烃源岩在奥陶纪末期就达到高（过）成熟阶段,晚海西期（二叠纪）有机质成熟度约为2%，目前有机质成熟度已大于2%,主要是一套气源岩。

中上奥陶统烃源岩在二叠纪晚期进入生油门限，在中生代仍处于低成熟阶段，自白垩纪以来，塔中一直处于持续沉降阶段，使其现今仍处于生油高峰期；下奥陶统二叠纪中期进入生油窗，现今已达到生油晚期阶段。

1.2储集层

塔中地区石炭系为开阔台地相与滨浅海相碎屑岩互层,自上而下可分为小海子组、卡拉沙依组及巴楚组，共有8个岩性段，含灰泥岩段、砂泥岩段、上泥岩段、双峰标志灰岩（标准灰岩）段、中泥岩段、生屑灰岩段、下泥岩段、东河砂岩段。

其中砂泥岩段为第一储集层段（CI）、生物屑灰岩段为第二储集层段（CⅡ）、东河砂岩段为第三储集层段（CⅢ）。

CI主要岩性为中细砂岩、含砾砂岩和薄层灰岩，平均有效孔隙度为17.9%，平均渗透率为0.2681μm2。

CⅡ岩性以鲕粒灰岩、生物屑灰岩和针孔灰岩为主，平均有效孔隙度为13.6%，平均渗透率为0.01μm2。

CⅢ岩性上部和下部为泥质粉砂岩、中细砂岩及含砾砂岩，中部以块状细砂岩为主；平均有效孔隙度为10.6%，平均渗透率为0.0847μm2。

如图1-1所示。

图1-1塔里木盆地塔参1井埋藏生烃史曲线

石炭系自上而下有含灰泥岩段与CI储集段、中泥岩段与CⅡ储集段、下泥岩段与CⅢ储集段3套储盖组合。

塔中4构造位于塔中隆起中央断垒带上从左向右由塔中402，422，401三个高点组成。

塔中4油气田以背斜构造控油为主，兼具岩性控油，同时背斜构造又为断层所切割。

CⅡ及CⅢ油藏均为背斜构造油气藏；CⅠ油藏由于储层岩性横向变化大，导致既有岩性控油的岩性油气藏又有由构。

1.3塔中4油田油气成藏模式

综合烃源岩生排烃史、构造发育史、圈闭形成史，塔中4油气藏经历了一系列的形成演化过程，如图1-2所示。

图1-2塔中4油气藏经历了一系列的形成演化过程

1.2.1渗透层（骨架砂体）输导体系

渗透层构成输导体系必须满足以下条件：

渗透层具有一定厚度、平面上连通性好且分布广、孔渗性好、围岩封闭性好、古产状有利。

沉积条件是决定输导体系发育规模和连通性的主要因素，断层对储集层输导层的分隔是普遍的，它使油气横向运移的距离和范围大为减小。

连通储集层在油气运移期的产状也是影响输导体系有效性的重要因素，运移期构造产状的恢复显得尤为重要。

渗透层输导层之间以及和其它类型输导层的空间配置关系将影响其有效性。

渗透层间的配置取决于彼此间的连通方式和连通体积，连通体积越大，瓶颈效应越小，越有利于运移；当渗透层与断层和不整合配置时，接触面积及产状关系是影响输导层有效性的关键因素，只有位于渗透层上倾方向的配置才是有效的。

泌阳凹陷南部陡坡带发育一系列扇三角洲砂体，这些砂体及砂体间的泥岩在纵向上交互重叠，在构造上，整体表现为北高南低，西高东低，且断层不发育。

东部和北东部的油气经过初次运移进入平氏砂体的东侧各个扇体后，不断向西侧高部位的其它扇体运移,如图1-3所示，下部砂体内的油气，尤其是基准面下降半旋回靠近洪泛面的砂体内的油气，不断向叠合在其上、局部连通的进积砂体内运移，在遇到合适的圈闭后成藏，而大多数砂体则作为输导层成为油气的运移通道。

在泌阳凹陷南部陡坡带，尤其是在安棚——赵凹油田和双河油田，由于断层不发育和特殊的构造形态特征，这些渗透层的油气输导作用起着非常重要的作用。

图1-3骨架砂体油气运移输导体系

当然，对油气起到输导作用的不一定都是物性很好的砂体，前扇三角洲和前三角洲的泥质粉细砂岩和各种砂质泥岩与深凹区的生油岩相接，也捕获了大量的油气，虽然这些岩体不能成为聚集工业油流的油藏，但是，经历漫长的地质历史时期，这些油气会逐渐向与之相连的扇三角洲或三角洲前缘前端的席状砂内运移从而起到输导层的作用。

1.2.2断裂输导体系

断裂（主要指断层）是重要的输导层，它是垂向运移的主要途径。

影响断层输导体系有效性的因素有断层的性质、封闭性、发育规模、分布、断层活动期及其与油气运移期的关系、断层的产状、断层与其它输导层的时空配置关系等，其中最重要的是断层的封闭性和时空配置关系。

断层的封闭性研究已有许多重要成果，为断裂输导体系研究奠定了基础,如图1-4所示。

图1-4双河地区断层输导体系

二门油田断层相对较发育，断层起到主要的油气输导作用，油气沿着断层向上运移进入储层，这些储集层与断层共同构成了构造岩性油藏。

在安棚——赵凹地区和双河油田断层的油气输导作用主要取决于断层与砂体的配置关系、砂体的展部，断层的展部和切割深度。

通常情况下这些断层是作为次一级输导层或输导体系的。

在断层活动期，油气沿着断层向上运移，进入中浅层储集层局及成藏，或者中浅层断层改造其下部的油气藏使得油气进一步向上运移，在断层活动停止后，形成砂岩上倾方向封堵形成断层——岩性油藏。

1.2.3不整合输导体系

我国中、新生代含油气盆地都发育不同规模的不整合，由其构成的输导体系分布范围广、运移距离大，是油气区域性分布的重要运移通道。

影响不整合输导体系有效性的主要因素有：

不整合的性质、不整合面的岩性构成、上覆（遮盖）地层的性质、不整合的发育规模、形成时间和运移期的配置关系、与其它运移通道的时空配置关系等。

不整合面的倾角和分布面积控制油气运移速度、距离和聚集规模。

不整合面与储集层输导层接触有两种情况：

超覆接触和削蚀接触，不整合面上下的渗透层对油气运移和聚集十分有利，呈削蚀接触的不整合对下伏不同层系地层跨度大，有利于多层系的油气向此汇集。

发育于坳陷区的平行不整合，其上下往往发育厚层生油岩，油源条件好，但运移通道不畅。

不整合与断层、不整合之间组合也是常见的配置关系。

泌阳凹陷南部陡坡带不整合面不发育。

但是断层面作为新生代地层与前新生代地层的不整合面长期活动，断面下基岩地层的破碎风化，断面上胶结致密的砂砾岩的破碎、淋滤改造，共同构成了特殊的不整合输导体系,如图1-5所示，一旦源岩接触断面或部分油气到达断面，油气就会沿着断面向上运移，遇到合适的圈闭就会成藏。

图1-5泌阳凹陷南部陡坡带不整合输导示意图

1.2.4局部盖层裂缝型扩散输导体系

目前的研究认为，盖层的封盖能力是相对的，从宏观上看，盖层的封盖能力与盖层的岩性、厚度、深度（成岩演化阶段）、连续性、破裂程度等诸多因素有关，从微观上看，盖层主要有四种封盖机理，即毛细管封堵（也称薄膜封堵），水力封堵、压力封堵和浓度封堵。

微观封堵的机理研究比较复杂，应该专项研究。

宏观方面，盖层的岩性可以是致密的泥岩、烃源岩、泥质粉细砂岩甚至砂岩和砂砾岩，另外，膏岩、盐岩和碳酸盐岩等也可以成为较好的盖层。

我国陆相沉积盆地的盖层主要是泥岩，大量的研究表明，泥岩盖层的封盖能力与成岩程度之间有密切的关系，一般随着成岩程度的增加而增加，但随着成岩程度进入晚成岩阶段B亚期之后，蒙脱石含水量减少，泥岩塑性减小，易于产生微裂缝而使排替压力减小。

尽管此阶段已达到紧密压实阶段，孔隙度已经降至5%以下，但岩石已具有脆性，构造作用容易产生裂缝，对油气保存不利。

一般认为，早成岩B亚期和晚成岩A亚期是盖层封盖能力最强的阶段，而早成岩A期和晚成岩C亚期盖层的封盖能力则较差，甚至不具有封盖能力。

而对于含砂质的各种岩类或砂岩、砂砾岩则稍有不同，在晚成岩A2亚期和晚成岩B亚期由于溶蚀作用而产生次生孔隙，反而使得物性变好，封盖能力变差。

石的破裂程度不同，封盖能力不同，岩石的破裂程度与岩性、构造、成岩阶段等诸多因素相关。

岩石破裂产生的天然裂隙一般平直均匀有延伸性，因此成为油气运移的良好通道，同时还可以改善孔隙间的连通性和渗透性，尤其对改善致密岩石的渗透性具有重要意义。

裂隙的成因类型很多，大体上可分为构造裂隙和非构造裂隙（超压引起的水力破裂）两大类。

前者的特点是边缘平直，具一定的方向和组系，往往不受层面的限制延伸较远，是穿层运移的主要通道；后者的特点是受层理限制，不穿层，多平行层面，形状不规则，缝面有弯曲，是储集层内运移的重要通道。

双河油田中浅层油藏局部盖层较薄,如图1-6所示，成岩较差，油气突破局部盖层向上运移到上部储层成藏，依次向上，逐级成藏，储集层同时作为输导层，结合这些薄的局部盖层共同构成一种特殊的油气输导体系。

图1-6双河油田局部盖层裂缝型扩散输导体系

双河油田深大断裂不发育，仅有的两条深断裂都是南掉，与油源方向和砂体的有利展布方向匹配不好，双河油田中浅部储层的油气完全依靠断层向上运移不太可能。

从油源对比的研究结果看，中浅部油气确实来自深部的油源，而且这些储层（核三上亚段及核二段）多数处于生烃门限以上，肯定是次生油气成藏。

这些储层和层间的泥质岩石的成岩阶段主要在早成岩A亚期，部分在早成岩B亚期，成岩作用较弱，局部盖层的封盖能力较差，油气突破扩散的可能性很大，另外，双河地区局部盖层较薄（一般小于25m），也是这些盖层封盖能力较差的重要因素之一。

一般情况下，油气的运移输导不是依靠单一的体系，而是多体系复合的复合输导体系，在不同的砂体展部，构造形态，断裂发育程度等诸多因素的共同影响下，不同的地区有不同的特点，某一单一油气输导体系可能起到更重要的作用，但是，其它的输导体系的作用也是不容忽视的。

从泌阳凹陷南部陡坡带平面上看,如图1-7所示，东部下二门油田油气主要通过侯庄三角洲的前三角洲砂质泥岩和三角洲前缘砂体运移至断层，尔后通过断层向上运移，进入合适的圈闭聚集成藏。

而栗园砂体由于紧邻生油岩，砂体自身发育较小，断裂不发育，基本没有发生二次运移，而原地成藏。

赵凹油田和双河油田主要以平氏砂体的骨架砂为输导层，沿着安棚——赵凹古构造脊发生侧向运移，在合适的岩性圈闭、构造圈闭、成岩圈闭聚集成藏。

双河油田油气运移输导体系较复杂，其下部有原生油气藏，中部以骨架砂体测向运移为主，中浅层既有小断层垂向运移，又有局部盖层裂缝型扩散输导体系运聚成藏。

图1-7南部陡坡带MSCh33基准面上升半旋回输导体系平面分布

第2章油气分布规律及成藏模式

2.1油气藏类型

泌阳凹陷南部陡坡带主要发育岩性油气藏，包括砂岩尖灭油藏、砂岩透镜体油藏、成岩物性封堵油气藏。

另外还发育一些与构造相关的油气藏，如断块、断鼻油气藏，断层岩性油藏等。

此外，还有可能发育地层超覆油藏，如泌102井油藏。

2.1.1构造油气藏

泌阳凹陷南部陡坡带构造简单，断层发育较差。

下二门油田发育背斜构造油藏外，还发育大量的断鼻断块油气藏，如泌191井断鼻、泌160井断块、泌143井断块、泌189井等。

双河油田的核三段顶部及核二段发育一些断鼻和断层岩性油藏，但储量较小。

2.1.2岩性油气藏

泌阳凹陷南部陡坡带岩性油气藏是整个凹陷的主力储油油藏，包括砂岩透镜体油藏、岩性上倾尖灭油藏和成岩物性封堵油气藏。

1.砂岩透镜体油藏

通过高分辨率层序地层学研究，发现在每个中期旋回的洪泛面附近以及基准面下降期的早中期，在陡坡带扇三角洲的前缘存在深水滑塌浊积岩，可形成砂岩透镜体油气藏。

这种类型油藏封闭条件好，原始地层压力高，压力系数大（>1.1），明显高于其它油藏的压力系数（0.9～0.95），具自喷能力。

如安棚油田的泌114-泌70井核三段Ⅳ砂组（井深2573～2584.8m）的透镜体油藏，周围其它井均变为泥岩，平面近椭园形，长轴垂直于物源方向，剖面呈透镜状，原始地层压力29.17Mpa，压力系数为1.13，试油日产原油45.1t，天然气2465m3。

另外，泌101井和泌96井等也钻遇了这类油藏。

砂岩透镜体油藏虽占凹陷总储量的比重不大，但在赵凹、安棚等油田存在,如图2-1所示，是下一步勘探的重要方向之一。

2.岩性上倾尖灭油藏

岩性上倾尖灭油藏是泌阳凹陷最主要的隐蔽油气藏，凹陷的大多数储量都聚集在这种中类型的油气藏中。

图2-1砂岩透镜体油藏

在核二段和核三段沉积时期，来自凹陷南部边界断裂的砂体，在边界断裂不断的稳定活动过程中，由向北下倾逐渐转变为水平或上倾，另外，在廖庄期末，凹陷的差异抬升使得这些砂体在掀斜旋转作用下逐渐形成了北高南低，西高东低的构造形态，而且这些砂体的前缘恰好是丰度非常高的烃源岩，从而捕获了大量的油气，形成这种构造背景下的岩性油气藏。

另外，赵凹等古鼻状构造的继承性发育也是砂岩侧缘上倾尖灭圈闭形成的重要因素之一。

这类油气藏的石油地质储量占全区总储量的60%以上，且每个油气藏都有各自的油水系统，含油高度30～280m不等，一般为60～80m，含油面积0.2～2km2，一般0.6～0.8km2，油气藏在纵向上分布广（浅、中、深层系都有），井段1700～3540m，平面上迭合连片呈扇形或舌状，展布方向为北西向，与古鼻状构造展布方向一致；自下而上在剖面上呈交叉阶梯状向边界断裂退积式分布，规律性十分明显。

安棚-赵凹地区中南部的油气藏以此类油气藏为主，双河油田的核三段II砂组以下的油气藏多数也属于这种类型,

图2-2所示。

图2-2安棚地区泌263井-泌211井油藏剖面示意图

此类油气藏的形成主要受控于沉积相带和成岩阶段。

碎屑岩的一系列成岩变化，对碎屑岩储集层的孔隙形成、保存和破坏起着极为重要的作用，对储集层物性好坏起着决定性的作用。

在早成岩期，基本以压实作用为主，胶结作用没有或较弱，很难形成成岩封堵，而在晚期成岩A1和A2亚期，溶蚀作用形成大量的次生孔隙，这一时期恰好对应着早成藏期，从而形成大量的次生孔隙油藏，而进入晚期成岩A3亚期，胶结作用作为主要的成岩作用，大量溶蚀的化学物质发生胶结作用，结合合适的形成致密的胶结带，作为大量的晚期成藏的侧向封堵结合储层形成成岩物性封堵油气藏。

2.2油气分布规律

1.平面油气藏分布规律

泌阳凹陷南缘陡坡带下二门构造与深凹区双河——赵凹构造带是泌阳凹陷油气最富集的区域，已发现的油田有双河、赵凹-安棚、井楼、下二门，占泌阳凹陷地质储量的绝大部分，其中双河油田是一个亿吨级大油田，占凹陷已发现地质储量的约1/3。

油气田的展布沿南缘陡坡带与深凹区过渡区呈半环带状分布。

2.纵向油气藏分布规律

南部陡坡带自下而上发育五套油气储集层，即大仓房组顶部储层，核三段储层，核二段储层，核一段储层和廖庄组储层。

核一段储层和廖庄组储层主要分布在下二门油田，大仓房组储层主要发育在赵凹-安棚油田，就整个区带来看，核三段为主力储层，尤其是核三段Ⅲ、Ⅳ砂组储量占据全部储量的近1/3。

区带内，不同的构造部位主力含油层位不同，下二门油田主力储层主要在浅层的核二段及以上地层；赵凹-安棚油田主力储集层主要为核三段Ⅲ、Ⅳ砂组；双河油田主力储集层为核三段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ砂组。

（1）双河油田

双河油田位于南缘陡坡带与深凹区过渡带逆牵引构造背景下的砂岩上倾尖灭区。

油田由大仓房、核三下段、核三上段和核二段四个油层组成，核三上段为主力油层。

核三