滄東凹陷孔二段致密油成藏條件研究

前  言

滄東凹陷是是渤海灣盆地重要的富油氣凹陷之一，是油氣勘探開發(fā)的重要戰(zhàn)場。大港探區(qū)發(fā)育滄東凹陷孔二段、歧口凹陷沙三-沙一段多套優(yōu)質烴源巖，致密碎屑巖和湖相碳酸鹽巖儲層廣泛分布，二者相互疊置，具備形成致密油的良好地質條件?！笆晃濉逼陂g隨著地質認識的不斷深化、工程工藝技術的快速發(fā)展，在常規(guī)油氣資源勘探取得重要突破和規(guī)模增儲的同時，非常規(guī)油氣資源勘探也取得了重要進展，滄東凹陷孔二段的致密砂巖、白云巖及過渡巖性形成的致密油藏，勘探程度相對較低，勘探潛力大，具有良好的勘探前景。

1  滄東凹陷孔二段致密油成藏條件

滄東凹陷現(xiàn)今構造由孔店構造帶、舍女寺斷鼻兩個正向構造帶和南皮、孔西、孔東三個斜坡構造構成。古近系沉積了渤海灣盆地厚度最大的孔店組碎屑巖系，其中孔二段屬內陸封閉深水—半深水湖盆沉積，優(yōu)質烴源巖發(fā)育，是該區(qū)主力供烴層系。湖盆發(fā)育的多旋回性形成多套生儲蓋組合，形成縱向上多層系含油，平面上不同構造部位、不同油氣藏類型相互疊加連片的復式油氣聚集特點，滄東凹陷生儲蓋配置關系好，油氣成藏條件優(yōu)越，具備形成致密油氣的良好條件。

1.1  湖盆特征

滄東凹陷總體上是夾持在滄縣隆起和徐楊橋-黑龍村潛山構造帶及孔店凸起之間的地塹區(qū)，平面上向西南收斂，向北撒開呈喇叭狀。主要基底斷裂包括滄東斷層、徐西斷層。滄東古近紀經(jīng)歷了早期統(tǒng)一坳陷到晚期三個次級斷陷的差異演化，兩期湖盆結構特征各異。從構造發(fā)育和沉積充填兩個方面可將滄東凹陷的發(fā)育劃分為兩大階段：早期為碟狀坳陷，相當于孔二段和孔一下沉積時期，主體厚度最大，向兩側減薄?？滓簧铣练e時期，滄東段孔店構造帶形成，分割滄東、常莊兩個單斷箕狀凹陷，而南皮段繼承性發(fā)育。因此，現(xiàn)今斜坡具有兩種不同的性質，晚期滄東、常莊次凹的陡坡、緩坡，南皮凹陷的緩坡，早期構造斜坡：包括孔東、孔西構造斜坡及南皮繼承性斜坡。

1.2 烴源巖特征

滄東凹陷是古近紀兩期疊合湖盆，沉積了渤海灣盆地厚度最大的孔店組碎屑巖系，孔店組地層厚1400-2500m，其中孔二段發(fā)育受內陸封閉深水—半深水湖盆控制的優(yōu)質烴源巖沉積，油頁巖厚度大，分布廣，成為該區(qū)主力烴源巖層系。孔二段沉積時期屬于亞熱帶潮濕氣候，淡水-半咸水封閉型坳陷湖盆，水生生物繁茂，強還原環(huán)境，有機質古生產(chǎn)力較高，主要發(fā)育黑、深灰色富含有機質泥巖、灰褐色油頁巖和泥灰?guī)r。

1.2.1有機質類型及豐度

大量烴源巖樣品的元素、熱解及干酪根鏡鑒等資料的綜合分析表明孔二段烴源巖有機質總體以Ⅰ型為主，其中Ⅰ型干酪根占69%，Ⅱ1型干酪根占13%，Ⅱ2型干酪根占8%，Ⅲ型干酪根占10%。烴源巖有機地化分析數(shù)據(jù)研究表明，孔二段暗色泥巖有機質豐度很高，其TOC平均為3.07%，最高9.23%；S1+S2平均為19.46mg/g，最大69.91mg/g；瀝青“A”含量平均為0.35%；HC平均含量為2106.44ppm。各項指標綜合評價，暗色泥巖已達到好-很好烴源巖的級別。

1.2.2烴源巖展布特征

孔二段為孔店期最大湖泛期沉積，厚度400-600m，細分為Ek21、Ek22、Ek23、Ek24四個四級層序，縱向上孔二段烴源巖豐度差異較大。其中Ek21上部TOC分布區(qū)間在0.2～0.29%，平均值0.23%；Ek21下部TOC分布區(qū)間在3.99～6.05%，平均值5.16%；Ek22TOC分布區(qū)間在3.41～8.5%，平均值5.47%；Ek23TOC分布區(qū)間在2.81～6.97%，平均值5.27%；Ek24TOC分布區(qū)間在0.14～1.33%，平均值0.43%。研究表明，孔二段主力生烴層段為Ek21下部，Ek22和Ek23。

近兩年鉆探證實烴源巖分布及豐度控制孔二段致密油的分布，因此準確厘定烴源巖的邊界可以為勘探評價提供依據(jù)。烴源巖研究成果表明：烴源巖的平面分布基本與孔二段地層厚度展布呈正相關趨勢，同時烴源巖發(fā)育區(qū)受沉積體系控制。暗色泥巖厚度在100-350m，厚度高值區(qū)位于孔店構造帶上的湖盆中心區(qū)達到400-450m。孔二段烴源巖生油強度大，致密油資源豐富，主生烴區(qū)生油強度一般>400萬噸/km2，通過類比法、容積法初步估算致密油資源量3.24-5.1億噸。

1.3 沉積儲層特征

1.3.1孔二段致密油沉積特征

滄東凹陷孔二段受控于孔店凸起、東光凸起、徐黑凸起、滄縣隆起四大盆外物源體系，發(fā)育10個子物源，三角洲砂體沿湖盆邊緣環(huán)帶狀分布，古湖盆低斜坡—中心區(qū)三角洲前緣席狀砂、遠岸水下扇砂體、白云巖及過渡巖類等致密儲層與富有機質頁巖、暗色泥巖呈互層式大面積連片分布。

孔二段沉積相帶自西向東依次分布常規(guī)砂巖相帶→細粒致密帶←常規(guī)砂巖相帶，不同巖類呈環(huán)帶狀分布（圖1），湖盆中心的細粒致密帶發(fā)育致密砂巖類、白云巖類、過渡巖類三類儲層，其中致密砂巖類主要指處于深層三角洲前緣水下分支河道、河口壩（成巖后生—近源型）的砂體；三角洲前緣遠端遠砂壩、                  圖1   孔二段綜合評價圖

席狀砂砂體；重力流沉積的遠岸水下扇、孤立透鏡體砂體；白云巖類主要指處于湖盆中心準同生—源-儲互層型的白云巖；過渡巖類主要指處于斜坡與湖盆交界處的砂泥過渡巖類和云泥過渡巖類。從平面上看，滄東凹陷孔二段西南部物源注入強度大，其前緣—湖盆中心致密儲層厚度大，縱向上把三類儲層分為成巖致密型（主要指Ek24中部細砂巖）和沉積致密型（主要指Ek22頂部細砂巖和Ek21-Ek23單位過渡巖類及白云巖）。

 1.3.2孔二段致密油儲層特征

     滄東凹陷孔二段致密油儲層包括致密砂巖類、白云巖類、過渡巖類三類，從鉆探井的取芯情況看三類致密儲層孔隙、裂縫均較為發(fā)育。根據(jù)南皮斜坡區(qū)取芯井資料，孔二段縱向上發(fā)育五個致密油儲層甜點段，分別是Ek22油組上部、Ek24油組的致密砂巖儲層甜點段，Ek21油組中下部、 Ek22油組中下部、Ek23油組中下部的白云巖及過渡巖類儲層甜點段。

①致密砂巖類（Ek24、Ek22成巖致密型砂巖 ）  

Ek24油組致密砂巖類平面上主要發(fā)育于孔西斜坡南段及南皮中低斜坡，縱向上累計厚度可達48m，其中純砂巖27.8m，錄井油氣顯示厚度13.3m，儲層中粒間、粒內溶孔與高角度裂縫發(fā)育，南皮低斜坡的C3井Ek24油組致密砂巖取芯物性分析顯示，孔隙度6-8.5%，滲透率0.18-0.4mD，屬于低孔特低滲儲層。

Ek22油組上部沉積致密型砂巖儲層，屬于遠岸水下扇塊狀重力流型砂巖，錄井油氣顯示厚度20.1m，粒間溶蝕孔和微裂縫發(fā)育，熒光下可見溶孔和裂縫中充填油質瀝青，發(fā)淡藍色中-亮光，含瀝青基質發(fā)淡黃、黃綠色熒光。南皮中低斜坡的B2井取芯顯示Ek22油組上部砂巖累計厚度20.1m，最大單層厚度5m，孔隙度6.9-13.6/10.5%，滲透率0.01-1.99/0.33mD，屬于低孔特低滲儲層。

總體上孔二段致密砂巖儲集以微細孔喉為主，占總量的75%以上；高排驅壓力（一般>1Mpa)；低進汞飽和度(一般Smax<50%)的特點。

②白云巖（Ek21-Ek23白云巖）

白云巖類儲集層主要分布在湖泛貧砂期（區(qū)）的淺湖--半深湖湖灣斜坡區(qū)（坡折帶），  在孔二段廣泛分布，依據(jù)孔二段取芯井資料，現(xiàn)階段孔二取芯段可識別出20個白云巖集中發(fā)育段，累計厚度115m左右，占已解釋層厚的29.6%，平均層厚度5.8m；最厚層為Ek22和Ek23交界處，為12m；識別出12個泥質云巖發(fā)育段，累計厚度103m左右，占已解釋層厚的26.5%，平均層厚度8.6m。巖石薄片表明孔二段白云巖儲層中晶間孔、溶蝕孔及裂縫發(fā)育，微裂縫充填油質瀝青并向基質侵染，發(fā)藍色熒光。取芯井物性分析白云巖儲層孔隙度2.0-8.8%，平均5.6%，滲透率0.05-1.6 mD ，平均0.24mD，屬于中-低孔特特低滲儲層。

③過渡巖類（Ek21-Ek22油組的含云泥質粉砂巖、云質泥巖、含砂泥巖、泥晶白云巖等過渡巖類）

過渡巖類平面上主要分布于南皮低斜坡Ek21、Ek22 與孔西斜坡南段Ek22，錄井巖性為泥巖、油頁巖，井壁取芯巖性為泥巖，氣測有些異常，常規(guī)測井無法識別儲層，核磁測井有儲集空間，鏡下鑒定為含云泥質粉砂巖、云質泥巖、含砂泥巖、泥晶白云巖等過渡巖類?？v向上累計厚度110m左右，熒光薄片顯示泥質部分發(fā)褐色熒光，亮度中暗、暗，裂縫內見藍色熒光，亮度中暗、暗。過渡巖類為南皮斜坡Ek21、Ek22主要致密儲層，厚度大（150m），分布廣, 孔西斜坡過渡巖類以中南段Ek22中下部白云巖及云質泥巖較為發(fā)育。

2  滄東凹陷孔二段致密油成藏主控因素與成藏模式研究

2.1  孔二段致密油藏成藏主控因素

滄東凹陷是古近紀兩期疊合湖盆，孔二段內陸封閉深水—半深水湖盆沉積優(yōu)質烴源巖發(fā)育，油頁巖主要發(fā)育于Ek21下部、Ek22中下部和Ek23中上部，平面上分布近古湖盆中心區(qū)，有效烴源巖沿東西邊界斷裂、南北凸起低斜坡大面積分布，烴源巖總厚度50-450m，亞熱帶潮濕氣候下，淡水-半咸水封閉湖面有機質生產(chǎn)力高，孔二段源巖厚度、有機碳、可溶烴類含量與生烴潛量均較大。滄東凹陷為坳斷轉換型湖盆，南北演化差異，形成南北兩大成因機制構造區(qū)，形成兩類三個斜坡。南段發(fā)育南皮繼承型斜坡，坡度緩。在北東向推覆體控制下，進一步形成東西分帶格局，西帶為簡單斜坡構造，斷裂不發(fā)育，孔二段地層和砂體厚度大，東帶發(fā)育南北向展布的低幅度背斜，受近東西向斷層控制，形成復雜斷裂斜坡，孔二段地層相對較薄，砂體在背斜翼部較為發(fā)育。凹陷北段在印支-燕山期中央向斜背景下，古近紀經(jīng)歷坳陷-斷陷兩幕運動，后期受邊界斷裂強烈的對傾掀斜反轉控制，發(fā)育反轉型斜坡，斜坡陡傾。受滄縣、徐黑、孔店和東光四個盆外物源和五個次級物源控制，滄東孔二段發(fā)育規(guī)模不等的三角洲朵體沉積。其中，南段古地貌平緩，砂體延伸遠，具有凸起順向供砂、侵蝕溝槽輸砂、單一坡折、凹槽控砂、斜坡中高部位富砂的控砂機制。北段變化快，發(fā)育短軸扇體為主，具有斜坡低部位富砂，中高部位富泥，砂體上傾尖滅的特征。湖盆區(qū)大段油頁巖、泥質粉砂巖、白云巖大面積疊置連片。優(yōu)質烴源巖與砂體和巖相展布相匹配，孔二段具有自生自儲、常規(guī)油致密油共存的特征，三角洲前緣主砂體帶形成常規(guī)油藏聚集，遠端細粒沉積區(qū)過渡巖類與油頁巖疊置，形成致密油，二者含油連片；同時在油頁巖發(fā)育區(qū)，孔一下沖積扇體沿低斜坡順斷槽展布，緊鄰孔二段優(yōu)質烴源巖，下生上儲，斷槽區(qū)油層厚度大，物性好，構造、巖性聯(lián)合控藏，與孔二段構成統(tǒng)一成藏系統(tǒng)，利于形成大面積油藏連片規(guī)模聚集。

2.2  孔二段致密油藏成藏模式與選區(qū)原則

滄東凹陷南皮斜坡孔二段油氣成藏受砂巖、生油巖雙重控制，近物源主砂體區(qū)形成常規(guī)油藏，古湖盆低斜坡-湖盆中心油頁巖分布區(qū)形成致密油，兩者疊合連片（圖3）。

根據(jù)以上成藏條件研究，針對滄東凹陷孔二段，提出了疊加改造型湖盆斜坡區(qū)巖性油氣藏及湖盆中心區(qū)致密油滿凹勘探的思路，即斜坡區(qū)三角洲前緣發(fā)育的水下分流河道及河口壩等砂體有利于近源成藏，形成常規(guī)巖性油氣藏。而湖盆中心區(qū)油頁巖、致密砂巖與過渡巖疊置發(fā)育，致密油源內連片聚集，為大面積致密油勘探有利區(qū)，通過構建常規(guī)巖性油氣藏與致密油疊加含油連片的油藏模式，有效指導了勘探部署。確定了滄東凹陷孔二段致密油勘探選區(qū)原則：

①泥頁巖厚度大于50m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%；

②烴源巖甜點區(qū)內，致密儲層厚度大于20m，脆性礦物含量一般大于35％，天然裂縫發(fā)育；

③構造相對完整；    ④埋深一般小于4000m；

圖3    南皮斜坡孔二段油藏剖面圖    

通過開展孔二段分油組評價，按照“立體勘探，常規(guī)油、致密油兼顧”的思路，開展整體部署與勘探，優(yōu)選易于地震識別預測、埋深較淺的孔西斜坡中南段砂巖致密油（Ek22、Ek24）及南皮低斜坡東帶大面積穩(wěn)定分布的過渡巖類（Ek21、Ek22）為重點，兼探白云巖，開展部署，截至目前完成部署14口，完鉆8口，正鉆探井4口，新獲工業(yè)油流井8口，落實圈閉資源量億噸級，滄東凹陷南皮斜坡區(qū)致密油勘探形成規(guī)模增儲區(qū)。

3 結論與認識

1、孔二段受四大盆外物源控制，發(fā)育規(guī)模不等的三角洲朵體。湖盆邊緣三角洲砂體發(fā)育，古湖盆中心三角洲前緣席狀砂、遠岸水下扇及白云巖等致密儲層發(fā)育，并與油頁巖互層沉積。

2、孔二段烴源巖有機質總體以Ⅰ型為主，暗色泥巖有機質豐度很高，縱向上孔二段烴源巖豐度差異較大，主力生烴層段為Ek21下部，Ek22和Ek23。

3、滄東凹陷孔二段致密油儲層包括致密砂巖類、白云巖類、過渡巖類三類，向上發(fā)育五個致密油儲層甜點段，分別是Ek22油組上部、Ek24油組的致密砂巖儲層甜點段，Ek21油組中下部、 Ek22油組中下部、Ek23油組中下部的白云巖及過渡巖類儲層甜點段。

4、滄東凹陷南皮斜坡受有效烴源巖控制，孔二段自生自儲，三角洲前緣主砂體帶形成常規(guī)油藏聚集，遠端細粒沉積區(qū)過渡巖類與油頁巖疊置，形成致密油，二者含油連片。

5、滄東凹陷孔二段致密油勘探選區(qū)原則：泥頁巖厚度大于50m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%；烴源巖甜點區(qū)內，致密儲層厚度大于20m，脆性礦物含量一般大于35％，天然裂縫發(fā)育；構造相對完整；埋深一般小于4000m。

參考文獻

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