霸县凹陷文安斜坡潜山带油气地质特征及形成机理

霸县凹陷文安斜坡潜山带油气地质特征及形成机理

文安斜坡是不利的构造带，它形成了关中坳陷储山油气藏形成的有利带。对于潜山油气藏,过去一般认为是指分布在潜山顶面风化壳的油气藏。因此,虽然早期在文安斜坡潜山带奥陶系地层中发现了一批油气藏,但都笼统地归结为风化壳控制的潜山顶部油气藏,潜山内幕油气藏并没引起足够的重视。2008年,文古3井在距潜山顶102m、4461~4524m深度段的潜山内幕中获得了高产工业油气流,该井的钻探成功证明了潜山内部具备形成大规模油气藏的条件。从此,文安斜坡潜山内幕油气勘探被引起重视。文中在分析奥陶系和寒武系内幕油气藏特征的基础上,分析了潜山内幕油气藏形成条件的特殊性和主控因素,总结了潜山内幕油气藏的运聚模式,以期为潜山内幕勘探提供理论指导。1潜山带地质特征文安斜坡是霸县凹陷东翼缓坡,为北北东向展布、东抬西倾的斜坡,东临沧县隆起,西与霸县洼槽相邻。纵向上具有双层结构,潜山面以下为前第三系地层,发育中生界、古生界、元古界地层,岩性主要为碳酸盐岩和碎屑岩,且受到强烈剥蚀;潜山面之上第三系地层层层超覆,西厚东薄,主要为碎屑岩地层(见图1)。断层是潜山圈闭形成的关键,文安斜坡主要发育2组断裂,一组为NNE向,平行于斜坡走向;另一组为NWW向,垂直于斜坡走向,2组断裂几乎呈十字形直交,将潜山切割成复杂的断块并形成了潜山圈闭。同时,断层也是油气运移的主要通道。上述地层沉积和构造特征共同决定了文安斜坡潜山带的潜山油气藏类型的分布。目前在该地区的石炭—二叠系、奥陶系、寒武系等潜山地层均发现了油气藏。由于这些油气藏各具特色,具有不同的成藏机理,按油气藏在潜山中的位置可进一步划分为潜山顶部油气藏和潜山内幕油气藏。潜山顶部油气藏受不整合面控制,位于潜山的顶部;潜山内幕油气藏位于距潜山顶部一段距离的深度范围内,受不整合面影响较小。2内埋山油藏特征2.1潜山油气储层裂缝发育情况潜山顶部储层由于经历了长久的风化、淋漓、剥蚀,溶蚀型孔隙比较发育;而潜山内幕储层由于位于潜山的内部,表层岩溶作用影响相对较小,主要受构造控制,由构造作用产生裂缝。文安斜坡经历了加里东、印支、燕山和喜山等多期构造运动,为裂缝的发育奠定了基础。文安斜坡潜山内幕油气藏的岩性主要为白云岩和灰岩。根据岩心观察、薄片鉴定、常规测井等资料综合分析,潜山内幕储层主要为裂缝,其次为溶蚀孔。岩心观察和FMI成像测井显示古潜山内幕储层裂缝发育,主要为构造裂缝,其次为溶蚀缝和压溶缝。低角度裂缝和高角度裂缝交错发育,呈网状,且裂缝的张开度比较大,裂缝面多切割岩心,钻井取心成破碎的圆饼状。镜下薄片鉴定显示晶间孔比较发育,有些裂缝被白云石半充填。统计分析表明,有效缝约占裂缝总数的46%。裂缝的发育一方面连通了溶蚀孔隙,另一方面也为油气提供了储集空间。另外,裂缝的发育受岩性和泥质体积分数的影响比较大,白云岩相对灰岩更容易产生裂缝,并且裂缝发育段的自然伽马值都很小。统计分析表明,奥陶系孔隙度随埋深的增加,没有明显的减少,大体保持在5%~6%,变化不大。说明碳酸盐岩储层物性与碎屑岩储层物性有很大的不同,该类储层受埋藏深度影响不大,从侧面反映出碳酸盐岩地层在深度较大层位仍具备成藏的储集条件,增加了油气在纵向上的成藏空间。2.2油源类型及油气来源文安斜坡构造带主要由北东—北北东向和北西向2组断层组成。在东抬西倾的地质背景上,发育有正向和反向的正断层,组成一个地垒状潜山带,潜山油气藏呈北东向条带状展布,主要分布在东掉断层的上升盘。潜山顶部油气藏主要分布在石炭—二叠系地层,潜山内幕油气藏主要分布在奥陶系地层和寒武系地层。2种类型的油气藏在纵向上叠加在一起,组成2种不同的成藏体系,如苏20井的产油层位为石炭—二叠系,苏3井的产油层位为奥陶系(见图2)。油源对比分析发现,2类油藏具有不同的油气来源,石炭—二叠系油气藏的油气主要来源于自身的煤系烃源岩,原油表现为高姥植比,约为3.07,C-21/C+21的比值约为3.14,为典型的自生自储型油气藏。寒武系内幕油气藏的油气来源于古近系的沙四段烃源岩,奥陶系内幕油气藏的油气为混源气,主要来源于古近系沙四段烃源岩,间或有石炭—二叠系煤系烃源岩生成的气。3内井油气藏形成的控制因素3.1叠纪煤系烃源岩由于潜山油气藏属于源外供油,自身不具备油源条件,同时内幕圈闭相对于潜山顶部圈闭埋藏较深,所以埋藏较深的烃源岩对潜山内幕圈闭的成藏起到关键作用,是潜山内幕油气藏成藏的基础。文安斜坡潜山带紧邻霸县生烃洼槽,该洼槽发育2套主要烃源岩,一套为石炭—二叠系煤系烃源岩,该烃源岩在中生代的中晚期经历了差异升降作用,使得该时期的生烃作用中止,后来随着上覆地层的沉积,该套烃源岩又一次进入生烃阶段,煤层厚度10~25m,暗色泥岩厚度约为200m,该烃源岩生成的油气主要是在二叠系的上石盒子组砂岩中聚集成藏。据苏2、苏3、苏14井的声波测井资料计算,该套烃源岩普遍存在异常高压,压力系数一般为1.1~1.3,使得一部分油气在异常高压的作用下进入下伏奥陶系碳酸盐岩地层,形成潜山内幕油气藏。另一套为古近系巨厚的暗色泥岩,主要为沙四段暗色泥岩,该套烃源岩埋藏较深,最深达9000m,该地区兴隆1井的钻探进一步证实了Es4暗色泥岩较发育,累计厚度达531m,占地层厚度的48%,但之下仍有1500m厚的Es4—Ek地层未被揭示。这为深层潜山内幕油气藏的形成提供了必要条件。3.2储层物性特征碳酸盐岩地层的储集空间主要为裂缝-溶蚀性孔隙,且储层比较发育,受埋藏深度的影响较小。因此,内幕隔层控制了潜山内部储盖层组合,是形成潜山内幕圈闭的基础。内幕圈闭表现为单井剖面井上的储盖组合。文安斜坡潜山段发育多套内幕储、盖层(隔层)组合,对于文安斜坡苏桥地区,该区揭露的最老地层主要为奥陶系地层,含油层位主要集中在奥陶系峰峰组。单井储层物性评价结果表明,石炭—二叠系底部煤系泥岩厚度比较大,分布广泛,可以作为有效隔层;奥陶系峰峰组储层物性较好,有效孔隙度最高达到7%,形成石炭—二叠系底部煤系泥岩/奥陶系峰峰组储盖层组合。对于文安斜坡南部地区,文古1、文古3井钻遇寒武系、青白口系、蓟县系地层,根据储层物性分析可以划分3套储盖层组合,分别为寒武系张夏组上部泥岩/寒武系张夏组下部灰岩、寒武系徐庄组+毛庄组+馒头组/府君山组、青白口系景儿峪组+长龙山组/蓟县系洪水庄组+雾迷山组。从2个地区的储隔层发育特征可以看出:最为有效的隔层为泥岩层,如府君山组地层之上的馒头组,为一套分布稳定的泥岩层;其次为泥质砂岩致密层,如青白口系景儿峪和长龙山组地层。自然伽马测井值在隔层段均为高值,一般泥质体积分数在60%以上。储隔层的交替发育为文安斜坡潜山内幕圈闭的形成奠定了基础。3.3断层-放空气运聚运聚模式冀中坳陷潜山油气藏最突出的特点就是“新生古储”。它是以基底不整合面以上的新生界古近系为烃源岩,基底不整合面以下古老的中、新元古界和古生界孔、洞、缝十分发育的碳酸盐岩为储层,属于他源型成藏系统。因此,有效烃源岩与潜山接触面积对潜山油气成藏至关重要,将有效烃源岩与潜山的接触面积定义为供烃窗口。供烃窗口的大小,以及供烃窗口和输导体系的有效配置关系控制了油气的运聚模式。按照形成供烃窗口的地质作用,文安斜坡潜山带可分为不整合面型供烃窗口和断层型供烃窗口,结合油气输导样式可以将文安地区总结为2种运聚模式:不整合面供烃-内幕裂缝型储层/断层输导运聚模式、断层供烃-内幕裂缝型储层输导运聚模式。断层在这2种运聚模式中起着重要作用,断层的封闭性在碳酸盐岩地层中较为简单,若断层两侧地层均为渗透性地层,则断层表现为开启状态;若断层两侧为渗透性地层与非渗透性地层接触,则断层表现为封闭状态。苏桥地区的供烃窗口属于不整合面型,古近系烃源岩超覆沉积在不整合面之上,供烃窗口较大,纵向上达3000m。烃源岩生成的油气沿不整合面进入潜山地层,一部分油气在石炭—二叠系地层的侧向遮挡作用下在苏2潜山圈闭聚集成藏,下部断层两侧为奥陶系地层相互接触,由于奥陶系地层为良好的储集层,断层表现为开启状态,另有一部分油气便穿越下部断层侧向运移,最后在苏3潜山圈闭聚集成藏,形成不整合面供烃-内幕裂缝型储层/断层输导运聚模式(见图3)。文安地区文古3潜山的供烃窗口属于断层型,由于断层作用,产生了大约1114m的断距,使得古近系的烃源岩和潜山地层在侧向上直接对接,生成的油气通过断层输导进入潜山地层,断裂附近裂缝比较发育,并且油气运移距离比较短,可以快速高效成藏,形成断层供烃-内幕裂缝型储层输导运聚模式(见图4)。测井解释成果表明,洪水庄组和雾迷山组储层发育良好,孔隙度和渗透率都较大,但试油结果显示为水层。该地层没有成藏的主要原因为:洪水庄组和雾迷山组东侧断层封闭性较差。由于断层作用,洪水庄组和雾迷山组与府君山组地层对接在一起,断层在该段表现为开启状态,侧向遮挡性较差,不具备聚集油气的能力。所以,虽然有油气显示但却不能形成油气藏。4潜山油气运聚规律和内储盖层组合1)文安斜坡潜山内幕储层主要储集空间为构造裂缝,其次为溶蚀型孔隙。泥岩层是最为有效的内幕隔层,并且内幕隔层的发育制