陸東凹陷致密油形成條件及資源潛力探討

王延山，董崟昊，陳乃申，王群一，鄭曉旭

(1.中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010;2.長江大學，湖北 武漢 430100)

引 言

陸東凹陷位于內蒙古通遼市，是遼河油田外圍的一個中生代凹陷，其走向為北東向，面積約為1820 km2。自1983年開展油氣勘探工作，截至2013年年底，共完成二維地震6767 km，完成三維地震1273 km2，完鉆探井72口，僅上報探明石油地質儲量1592×104t，資源探明率較低。完鉆探井幾乎每口井都見到熒光以上級別油氣顯示，但僅27口井(其中部分井采取酸化、壓裂措施)獲工業油流。探井成功率較低，分析認為儲層致密、滲透率較低是制約探井成功率的關鍵。陸東凹陷九佛堂組儲層致密，是否具備致密油形成條件，發育規模致密油有待探究。致密油是指以吸附或游離狀態賦存于與生油巖互層或緊鄰的致密碎屑巖或者碳酸鹽巖儲層中，未經過大規模長距離運移的石油聚集[1]，一般無自然產能，需要通過大規模壓裂技術才能形成工業產能。致密層的物性界限確定為地面空氣滲透率小于1×10－3μm2、地下覆壓滲透率小于0.1 ×10－3μm2[2]。交38 井在1831.5～1852.5 m井段壓裂后獲日產2.88 m3/d工業油流，該井段測井解釋孔隙度為9% ～14%，滲透率多數小于1×10－3μm2，屬于致密油范疇。

1 區域地質特征

陸東凹陷具有典型的斷坳雙層結構。斷陷期發育白堊系下統義縣組、九佛堂組、沙海組、阜新組火山碎屑巖建造，坳陷期發育上白堊統碎屑巖沉積[3]。斷陷期沉積主要受東南邊界斷層長期發育活動控制，沉降幅度大，沉積巖巨厚，構造面貌具有南斷北超、南陡北緩的單斷箕狀特征。南部陡岸帶發育近岸水下扇沉積體系，北部緩坡帶發育辮狀河三角洲沉積體系，湖盆中心部位發育重力流濁積扇[4]。坳陷期發育上白堊統濱淺湖相和河流相沉積。凹陷可進一步劃分為東南陡岸帶、西北緩坡帶和中央洼陷帶。

2 致密油形成條件

2.1 富有機質烴源巖

陸東凹陷斷陷期發育的九佛堂組、沙海組和阜新組是主要生油層系[5]。九佛堂組下段為大套灰色凝灰質砂巖、粉砂巖和深灰色凝灰質泥巖互層[6];上段為灰褐色油頁巖與深灰色泥巖互層，夾薄層砂巖。沙海組下部為深灰色泥巖夾油頁巖、鈣質粉砂巖;上部為灰色泥巖、粉細砂巖不等厚互層。阜新組下部為深灰色泥巖與長石砂巖、巖屑砂巖互層;上部以深灰色泥巖為主，夾長石砂巖、砂礫巖。各組巖石組合特征反映了沉積環境由九佛堂時期的半深湖、深湖至沙海組沉積時的淺湖、半深湖，再到阜新時期的濱淺湖環境的演化。沉積環境的差異決定烴源巖豐度和品質的不同，深水環境形成的烴源巖要好于淺水環境形成的烴源巖。烴源巖測試指標(表1)表明了九佛堂組烴源巖有機質豐度、類型遠優于沙海組和阜新組烴源巖，按照中國陸相生油巖質量定級標準，已達到最好烴源巖級別。

表1 陸東凹陷烴源巖綜合評價

烴源巖鏡質體反射率(Ro)等參數研究表明，阜新組和沙海組烴源巖基本處在未成熟—低成熟演化階段，九佛堂組烴源巖主體處于成熟演化階段。全巖定量分析表明九佛堂組烴源巖鈣質含量較高，在成熟階段有利于烴類排出[7]。

綜合分析認為，九佛堂組烴源巖厚度為200～500 m，分布面積約1000 km2，其有機質豐度高(TOC＞2%)，類型好(主要為Ⅰ、Ⅱ1型)，并且主體處于成熟演化階段，是陸東凹陷優質烴源巖。此套優質烴源巖能夠為九佛堂組致密砂巖儲集體提供充足的油源。

2.2 致密儲層

陸東凹陷致密儲層主要發育在下白堊統九佛堂組。九佛堂組沉積時期，受構造演化和格局控制，凹陷東南側陡坡帶發育近岸水下扇、扇三角洲沉積體系，西北側緩坡帶發育辮狀河三角洲沉積體系，湖盆中央為半深湖—深湖亞相沉積，發育重力流濁積扇和三角洲前緣沉積(圖1)。儲層主要為碎屑巖。

圖1 陸東凹陷九佛堂組沉積相

碎屑巖主要為巖屑砂巖。巖屑含量高，主要為中酸性噴出巖屑。石英、長石含量低，一般為0～20%。表明砂巖具有很低的成分成熟度，顯示以近物源的快速沉積為主要特征[8]。

九佛堂組砂巖成分成熟度低，受成巖自生伊利石等黏土礦物和碳酸鹽膠結物的影響，儲層物性較差。

巖心物性分析資料顯示(表2)，僅凹陷南側交南地區近岸水下扇扇中亞相和東南側前河地區扇三角洲前緣亞相物性較好，孔隙度為10% ～25%，空氣滲透率一般大于1×10－3μm2;而南側近岸水下扇扇端亞相、東南側前扇三角洲亞相和西北側緩坡帶扇三角洲之前緣、前扇三角洲亞相以及半深湖—深湖濁積扇亞相巖石較為致密，孔隙度一般為8% ～20%，空氣滲透率小于1 ×10－3μm2，屬于致密儲層范疇。儲集空間主要為粒間孔和粒內溶孔。

表2 陸東凹陷九佛堂組儲層孔、滲統計

2.3 源儲緊密接觸

九佛堂沉積時期主要受南側斷層控制，凹陷西北側緩坡帶發育的扇三角洲前緣致密砂體沉積與半深湖—深湖區發育的致密濁積砂體縱、橫向復合疊加形成數個平行于湖岸線展布的大型復合濁積砂巖堆積群。其被夾持在九佛堂組優質烴源巖之中或與優質烴源巖緊鄰(圖2)，具有“近水樓臺先得月”的優勢，并且洼陷區烴源巖成熟度高，生烴強度大，生成的油氣經過短距離運移便可聚集成藏。

圖2 陸東凹陷九佛堂組聯井剖面

3 致密油資源潛力

3.1 致密油有利區

參照致密油評價要素及參考標準，筆者主要考慮烴源巖有機碳豐度、成熟度和致密儲層分布范圍等因素，采用三圖疊合法評價致密油有利區。有機碳下限值取2%，成熟度(Ro)下限值取0.6%，三圖疊合結果確定了九佛堂組上段致密油有利區面積約393 km2(圖3)，九佛堂組下段致密油有利區面積約448 km2(圖4)。

圖3 九佛堂組上段致密油有利區

圖4 九佛堂組下段致密油有利區

3.2 致密油資源潛力

致密油資源潛力預測方法有資源豐度類比法、EUR(最終可采儲量)類比法和小面元容積法等[9]。前2種方法使用前提是有可類比的“樣板”，目前國內致密油研究成果還不能夠提供類比“樣板”，不適合本次致密油資源預測。從儲備資料看，小面元容積法較適合用于陸東凹陷致密油資源預測。

小面元容積法計算公式:

式中:Q為致密油資源量，104t;A為有利區面積，km2;H為儲層厚度，m;Cf為石油充滿系數，%;φ為有效孔隙度;Sw為原始含水飽和度;ρoi為地面原油密度，t/m3;Boi為原始原油體積系數;SNF為石油單儲系數，104t/(km2·m)。

在系統分析研究上述參數基礎上，預測出陸東凹陷致密油資源量為2.6×108t，其中九佛堂組上段為1.1×108t，九佛堂組下段為1.5×108t。

3.3 資源潛力置信度分析

陸東、陸西凹陷分別是陸家堡坳陷的一個次級負向構造單元，陸東凹陷位于東部，陸西凹陷位于西部。分析對比二者基本石油地質條件和勘探成果，將對陸東凹陷致密油資源潛力有較為明確的認識。

從油氣地質條件來看，相同之處:二者皆為斷坳雙重地質結構，沉積充填層序皆為白堊系，主力烴源巖為九佛堂組，烴源巖品質相近，烴源巖熱演化程度大體相當，主要勘探目的層為九佛堂組，沉積體系為扇三角洲—湖相沉積，沙海組為區域蓋層;不同之處:陸東烴源巖面積約為陸西的2.5倍，烴源巖厚度約為陸西的1.5倍，生烴量約為陸西的2倍，陸東儲層物性相對較差。除儲層物性較差外，陸東凹陷其他石油地質條件遠優于陸西凹陷。從勘探成果來看，二者勘探程度大致相當，陸西凹陷探明石油地質儲量約為5000×104t，近期又發現了日產量超過百噸的井，儲量仍有較大增長勢頭。對比分析認為，陸東凹陷2.6×108t的資源量比較可信。

目前陸東凹陷僅探明石油地質儲量約為1500×104t，常規油氣勘探前景并不樂觀，陸東凹陷九佛堂組油氣顯示普遍，陸參2、交41、河17、建17等30余口井油氣顯示活躍，但由于其鉆遇儲層致密，試油效果不好。如陸參2井在九佛堂組1635～2047 m井段熒光顯示107.5 m/8層、油斑19.5 m(9層)、油浸10 m(3層)，油氣顯示段占砂巖厚度的87.5%，常規試油在 1923.8～1955.0 m井段獲0.81 t/d低產油流;建17井在九佛堂組1212～1900 m井段熒光顯示234.5 m(57層)、油跡60 m(20層)、油斑72 m(21層)，九佛堂組砂巖幾乎都見油氣顯示，常規試油在1383.2～1395.2 m井段獲0.76 t/d低產油流，水力泵排液獲3.55 m3/d油流。引進致密油氣勘探開發理念，這些致密儲層里的油氣一定能獲得解放。

4 結論

(1)陸東凹陷九佛堂組烴源巖有機質豐度高、類型好、處于成熟熱演化階段，且分布廣泛具有廣覆式發育特點，能夠為致密砂巖成藏提供充足的油源。

(2)九佛堂組儲層物性分析資料顯示，凹陷南側陡岸帶近岸水下扇扇端亞相、前扇三角洲亞相、西北緩坡帶扇三角洲前緣、前扇三角洲亞相以及洼陷帶濁積扇亞相巖石較為致密，孔隙度一般為8%～20%，空氣滲透率小于1 ×10－3μm2，屬于致密儲層范疇。

(3)九佛堂組致密儲層與優質烴源巖緊鄰或被優質烴源巖夾持，具有致密油近距離運聚成藏特征。

(4)在統計儲層厚度、石油充滿系數、有效孔隙度等參數基礎上，應用小面元容積法預測致密油資源量約為2.6×108t，展示了巨大勘探潛力。

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