滄東凹陷孔二段致密油形成條件與勘探潛力

林 伶，劉子藏，官全勝，時筱淞

(中國石油大港油田分公司勘探開發研究院， 天津大港 300280)

滄東凹陷孔二段致密油形成條件與勘探潛力

林 伶，劉子藏，官全勝，時筱淞

(中國石油大港油田分公司勘探開發研究院， 天津大港 300280)

分析了滄東凹陷致密油形成的地質條件，滄東凹陷大面積分布的孔二段半深湖及深湖烴源巖和與其互層或位于其附近的低斜坡-三角洲前緣席狀砂-水下扇砂體或白云巖及過渡巖構成了對致密油形成非常有利的源儲共生關系。滄東凹陷孔二段主力生烴層段為Ek21下部、Ek22和Ek23，有機質類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，Ro為0.5%～1.1%，處于生油窗內；儲集空間以粒間溶孔和多類型的裂縫為主，孔隙度一般在10%左右，滲透率一般小于1×10-3μm2，油藏具有源儲一體、疊加連片的成藏及分布特點；致密油可能的成藏組合主要為源內包裹型和源上廣覆型兩種。滄東凹陷孔二段致密油資源豐富，潛力較大，探明儲量390.19×104t，孔西斜坡中高斜坡、孔東斜坡中高斜坡和南皮斜坡中低斜坡三個有利勘探區帶可作為致密油勘探的首選目標。

滄東凹陷；致密油；地質條件；勘探潛力；有利區帶

1 引言

致密油的概念在20世紀40年代已經提出，經過不斷完善和發展，近幾年來逐漸成為一種代表非常規油氣資源的專門術語[1-3]。致密油是一種非常規油氣資源，主要以吸附或游離狀態賦存于烴源巖內，或與烴源巖互層、緊鄰致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，是未經過大規模長距離運移的石油聚集[4]。美國是目前致密油開發最多最成功的地區，目前已發現致密油盆地19個，可采儲量約為23×108t[5]。我國致密油氣勘探起步較晚，但我國致密油氣等非常規油氣資源豐富，具有良好的勘探開發前景，鄒才能等初步評估我國致密油可采資源量為(35～40)×108t[6-8]。其中，鄂爾多斯盆地長7油組落實致密油甜點區面積1 400 km2，率先建成了國內第一個工業化生產的成熟致密油區[9-11]；準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝致密油井控面積超過500 km2，形成超億噸儲量規模的昌吉油田；四川盆地侏羅系的致密儲層已有146口累積產量過萬噸的油井[12]；此外，柴達木、松遼、吐哈、江漢等含油氣盆地也陸續發現了泥頁巖含油。

由于致密油的成藏條件分布特征和常規石油資源相比有較大差異性，其油氣聚集場所已突破常規圈閉概念，因此，常規的石油地質學認識在解釋致密油的形成和分布特征時已不適用，這成為致密油攻關的主要方向之一。滄東凹陷是黃驊坳陷的兩大富油凹陷之一，古近系孔店組發育了一套“面積廣、厚度大、指標好”的陸相優質油頁巖，具備形成非常規油氣的資源基礎；同時滄東凹陷在古近紀時期發生構造反轉，湖盆中心埋藏淺，但滄東凹陷具有勘探面積較小、成藏系統單一、控藏因素復雜、勘探程度高等特點；針對研究區這些地質特征，利用老井、老區等資料復查，結合石油地質實驗數據，分析了滄東凹陷孔二段致密油形成的沉積環境、烴源巖條件、儲層特征和分布、源儲共生關系與成藏組合，預測了研究區勘探潛力和有利區帶，為致密油氣下一步勘探部署提供理論依據。

2 區域地質概況

滄東凹陷位于渤海灣盆地中部黃驊坳陷南部，是黃驊坳陷的一個次級構造單元，是在區域性拉張背景上發育的一個新生代陸內斷陷盆地，夾持于滄縣隆起、徐黑凸起及孔店凸起之間，平面上呈西南收斂、向北撒開的喇叭狀，總勘探面積為4 700 km2(圖1)。區內包括滄東、南皮、鹽山、吳橋四個次級凹陷和孔店、小集-段六撥、烏馬營-燈明寺、滄市、東光、舍女寺、徐楊橋-黑龍村七個主要二級構造帶。

滄東凹陷的構造演化具有裂谷盆地構造演化的一般特征，即古近紀明顯的裂陷階段和新近紀的熱沉降階段，形成了中國東部古近紀獨特的陸相坳斷疊置湖盆，以凹陷中部近東西向隱伏構造調節帶為界，南北構造差異演化，形成北段反轉型、南段繼承型兩大成因機制構造區。北段由于西面滄東斷裂和東面徐黑斷裂的強烈活動，印支-燕山期以擠壓逆沖為主，形成中央古背斜。古近紀兩幕運動，孔三-孔一下沉積期為坳陷階段，以沉降作用為主，沉積沉降中心位于棗園-王官屯-小集一帶；孔一上-東營沉積期為裂陷階段，呈現為拉伸反轉，斷裂發育，早期湖盆中心隆凹轉換成孔店中央背斜構造，其翼部形成孔東、孔西兩大構造反轉斜坡。南段邊界斷層活動弱，沒有發生明顯的掀斜，為寬緩繼承性斜坡。在北東向推覆體控制下，形成東西分帶格局，西帶為簡單斜坡構造，斷裂不發育，孔二段地層和砂體厚度大，東發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育。因此，在這種演化機制下，形成了兩類三大斜坡，南段南皮斜坡繼承性發育，構造規模大，北段發育了孔東、孔西兩大反轉型斜坡。

圖1 滄東凹陷區域概況

3 致密油形成的地質條件

3.1 沉積環境條件

沉積環境控制了烴源巖、儲層和源儲共生關系這三大致密油氣形成的地質條件[13]，因此本文將沉積環境及其演化用作為致密油氣形成的基礎地質條件進行討論。孔二段共發育滄縣隆起、孔店凸起、東光凸起、徐黑凸起四大盆外物源體系和烏馬營、燈明寺、集北頭、王官屯等多個子物源，盆內對應發育10個規模不等的三角洲朵葉體，南段古地貌平緩，砂體延伸遠，北段變化快，以短軸扇體為主。三角洲砂體沿湖盆邊緣環帶狀分布，古湖盆低斜坡-中心區三角洲前緣席狀砂、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。平面上發育三個沉積環帶，外環為三角洲前緣，為常規與致密儲層間互相帶；中環為三角洲前緣遠端-前三角洲，為粗粒與細粒沉積間互帶；內環為前三角洲-半深湖，為細粒沉積帶。

滄東凹陷古近紀自下而上沉積了孔店組、沙河街組和東營組。孔二段按沉積旋回劃分為4段，即Ek24、Ek23、Ek22和Ek21。Ek24為湖泛初期，水體剛剛開始加深，沉積物粒度在整個孔二段中最粗。研究表明該時期湖盆地勢較為平坦，無深湖區，各物源水流同時發育，局部地區產生交匯，該時期湖盆各物源口以辮狀河三角洲-濱淺湖沉積為主。Ek23進入湖侵期，水體變深，湖盆面積擴大，南部烏馬營、北部孔店和西部舍女寺物源供給強烈，為主要物源。在東南部集北頭地區開始沉積厚層暗色泥巖及油頁巖。該時期湖盆以辮狀河三角洲-半深湖-深湖沉積為主，北部棗園地區深湖湖底扇開始發育，南部烏馬營三角洲、北部孔店三角洲和西部舍女寺三角洲最為發育，向湖盆中心延伸距離較遠。Ek22湖盆可容納空間進一步擴大，后期達到最大，湖盆范圍也達到最大。早期在邊部發育少量砂質沉積，后期發育厚層油頁巖和暗色泥巖沉積。該時期湖盆以深湖-半深湖沉積為主，主要發育辮狀河三角洲-半深湖-深湖沉積。Ek21湖盆進入萎縮期，物源供給減緩，垂向上下部沉積以暗色泥巖為主，上部出現少量薄互砂質沉積，以辮狀河三角洲-濱淺湖沉積為主。

3.2 烴源巖展布特征

廣泛分布且具有一定厚度的泥頁巖是致密油氣生成和賦存的載體，也是影響致密油氣藏豐度高低的主要因素。滄東凹陷孔二段處于亞熱帶潮濕氣候下的封閉湖盆沉積，為孔店組最大湖泛期沉積，屬欠補償深凹，發育了一套在平面上連片分布的富含有機質的優質烴源巖，主要為黑色頁巖、深灰色泥巖和油頁巖等，面積超過1 000 km2，東起葉三撥，西至舍女寺，南至烏馬營，北到孔店，累計厚度均在50 m以上，最高可達400 m，部分井段頁巖厚度達70～80 m，埋深主要在1 800～3 800 m，埋深適中，既是優質的烴源巖，為致密油藏的形成奠定了物質基礎，同時其也成為穩定的區域性蓋層。

3.3 烴源巖的有機地球化學特征

烴源巖評價的三大內容分別是有機質豐度、有機質類型和有機質熱演化。這三大內容是烴源巖富集程度的決定性因素，而優質烴源巖是致密油氣形成的資源基礎。

3.3.1 有機質豐度

有機質豐度是生烴強度的主要影響因素，它決定著沉積盆地的生烴量和含油氣遠景，泥頁巖中有機碳含量與致密油氣的生烴率具有較好的正相關性[14-15]。通過孔二段實測樣品有機碳含量(TOC)測試數據分析表明，平面上，風化店-王官屯-段六撥地區有機質豐度最高，呈弧形狀，具有東大西小的平面分布特征，并以此為中心呈條帶狀向四周逐漸變小，有機碳高值區的分布與泥頁巖厚值區重合(圖2)。縱向上，為了防止有效離散取樣點在與非烴源巖段或非有效泥頁巖段的TOC一同進行平均時造成的TOC值偏低，采用了△LgR方法[16]，將實測的TOC值與電阻率和聲波測井曲線進行建模，計算出未有實測值井段的TOC值。結果表明，縱向上孔二段烴源巖豐度差異較大，其中Ek21上部TOC分布區間為0.20%～0.29%，平均值0.23%；Ek21下部TOC分布區間為3.99%～6.05%，平均值5.16%；Ek22TOC分布區間為3.41%～8.50%，平均值5.47%；Ek23TOC分布區間為2.81%～6.97%，平均值5.27%；Ek24TOC分布區間在0.14%～1.33%，平均值0.43%。因此，縱向上孔二段主力生烴層段為Ek21下部、Ek22和Ek23。

圖2 滄東凹陷孔二段TOC等值線

3.3.2 有機質類型

滄東凹陷為湖相沉積，烴源巖有機質主要是發強烈黃色熒光的結構藻或層狀藻類和碎屑類質體，叢粒藻較發育，含量一般在20%～90%，這些組分是成烴能力很強的腐泥型干酪根。通過對大量烴源巖樣品的元素、熱解及干酪根鏡下鑒定等資料的綜合分析，孔二段烴源巖有機質以Ⅰ-Ⅱ1型為主，顯示良好的生油性。其中，Ⅰ型干酪根主要分布在滄東凹陷的風化店地區和南皮凹陷的王官屯以西和以北的地區；單井鏡下鑒定類型指數平均值一般為75～90；氫指數(HI)均值一般在550～750 mg/g。Ⅱ1型干酪根涵蓋面積較大，北到z29井區，南到烏馬營地區，東西到達地層沉積邊緣，發育50 m厚暗色泥巖可達到Ⅱ1型；單井鏡下鑒定類型指數平均值一般在40～70；氫指數(HI)均值一般在350～650 mg/g；H/C原子一般在1.25～1.40。可見在孔二段烴源巖發育較厚的區域，顯示出優質烴源巖發育，在渤海灣盆地富油凹陷中，屬于極好的烴源巖。按致密油烴源巖評價標準，孔二段烴源巖屬Ⅰ-Ⅱ1類型，為致密油形成奠定了重要的物質基礎。

3.3.3 熱演化程度

根據有機質中鏡質體反射率Ro與深度關系圖、熱解峰溫Tmax與深度關系等指標綜合判斷，確定滄東-南皮凹陷的成熟門限為2 600 m，層位是沙三段的下部或底部，孔二段頂界除邊緣地帶外基本都大于2 700 m，在滄東沉積中心和南皮的小集-烏馬營地區可達到3 800 m。孔二段有機質類型好，受熱時間長，因此孔二段的烴源巖在比2 600 m淺處便可生排烴，并且隨著深度增加，烴源巖熱演化“雙峰”特征明顯(圖3)，1 900 m明顯，即除成熟階段大量生油之外，孔二段低成熟階段生烴特征明顯。從鏡質體反射率平面分布來看，烴源巖主體熱演化程度Ro在0.5%～1.1%，熱演化程度適中，基本處于成熟階段和生烴高峰窗，主要是以生油為主，是致密油形成的決定性因素。由于處于生油高峰期，以有機酸溶蝕長石、碳酸鹽礦物為主形成的次生溶蝕孔隙較為發育，從而縱向上發育多個有利的次生孔隙發育帶，成為致密油勘探開發的“甜點”區。

3.4 儲層條件

3.4.1 巖石學特征

滄東凹陷孔二段致密儲層主要為泥頁巖、致密砂巖類、白云巖和過渡巖類。泥頁巖主要包括暗色泥巖和油頁巖，不同地區泥頁巖的發育的巖性組合不相同，孔東斜坡頁巖層系夾層富含云質，孔西斜坡頁巖層系夾層富含砂質，而南皮斜坡和中央隆起帶則為大套的泥頁巖。致密砂巖以斜坡區-湖盆中心Ek22、Ek24最為發育，主要類型為長石砂巖和巖屑長石砂巖，長石含量高，石英含量相對較低，填隙物主要為碳酸鹽膠結物和少量的黏土，致密砂巖多發育高角度裂縫。白云巖儲層以湖泛貧砂期的淺湖-半深湖坡折帶Ek21、Ek23最為發育，依據取心資料，目前共識別出20個白云巖集中發育段，累計厚度115 m左右，占已解釋層厚的26.5%，平均層厚度8.6 m，以淺黃褐色-黃褐色為主，硬度較大，一般為泥晶白云巖，結晶程度較差。過渡巖類主要分布于南皮斜坡的Ek21、Ek22和孔西斜坡南段Ek22，其巖性復雜，成分多樣，為云(灰)-泥-砂三元混合沉積巖類，X衍射分析表明，該類巖性由石英、斜長石、鉀長石、方解石、白云石、黏土、黃鐵礦、方沸石等組成，無優勢礦物成分，縱向上累計厚度在110 m左右。

圖3 烴源巖熱演化剖面

3.4.2 脆性礦物含量

根據美國致密油氣評價的標準，脆性好、微裂縫發育的地層更容易壓裂，能夠實現致密油氣的有效開采。致密油氣的物理性質主要取決于其各種礦物的相對含量，脆性礦物含量越高，巖石脆性越強，在人工壓裂外力作用下越容易形成網狀結構縫，增加油氣泄流面積，有利于致密油氣開采。孔二段儲層含有石英、方解石、白云石、黃鐵礦和方沸石等脆性礦物。如g108-8井Ek22的28個樣品，砂巖X衍射分析結果表明，其脆性指數(BI)達92%，而Ek21和Ek23的脆性指數也分別達到85%和81%，脆性指數均遠遠超過50%，與北美頁巖儲層中脆性礦物含量在20%～80%這個范圍具有一定的可比性[17]，說明儲集層的脆性較好，有利于天然和人工裂縫的形成。

3.4.3 儲集空間

通過巖石薄片鑒定，滄東凹陷孔二段儲層儲集空間以粒間溶孔、微裂縫、構造張裂縫為主。常規儲層受沉積環境的影響，泥質和灰質含量較多，后期的風化淋濾溶蝕容易形成粒內粒間溶蝕孔，同時后期構造運動使致密脆性巖裂縫局部發育。而在致密儲層中，泥頁巖質純、性硬脆、順頁理微裂縫十分發育，可壓裂性較高，原生裂縫、次生裂縫、次生溶孔等發育，成為致密油勘探的“甜點”區。其中發育的部分高角度裂縫已被方解石等次生礦物充填，部分可見油斑或高碳物質，表明油氣曾經聚集或者運移至此。而泥頁巖中所夾的泥質粉細砂巖、白云巖、過渡巖等較易產生裂縫，為油氣儲集提供了儲集空間。總體來看，多類型裂縫及溶孔連片分布為致密油氣聚集提供了有利的儲集空間。

3.4.4 儲層物性特征

按沉積旋回，滄東凹陷孔二段可劃分為4段，即Ek21、Ek22、Ek23和Ek24，其中Ek22和Ek24是主要的含油目的層，發育砂巖儲層，儲層巖性較純，孔隙度為8%～15%，滲透率為(0.1～50.0)×10-3μm2，屬于中低孔-中低滲型儲層；如gx1井，3 324.02～3 341.36 m井段的油浸細砂巖，樣品物性分析其平均孔隙度為14%，滲透率為1.36×10-3μm2，試油井段為3 295～3 331.8 m，24.9 m/4層，壓裂后日產油20.5 t，動液面1 742 m，地層能量充足，證實為油層。Ek21和Ek23是主要生油層，同時也是次要的含油目的層，發育泥質粉細砂巖和泥晶云灰巖，巖性復雜，成分多樣，含泥含灰較多，物性較差，孔隙度在10%左右，滲透率為(0.01～10.0)×10-3μm2，屬于低孔-低滲型儲層。雖然該區儲層物性較差，但這種和烴源巖緊密共存呈源儲一體的成藏模式，能形成致密油藏的有利地區。

4 源儲共生關系與成藏組合

源儲共生關系是致密油氣形成的最重要的地質條件之一[18]。源儲共生關系主要受沉積環境及其演化的控制。繼承型斜坡(南皮斜坡)，低斜坡區-湖盆區為三角洲前緣-半深湖相，大面積的三角洲前緣席狀砂、白云巖與油頁巖、深灰色泥巖疊置，源儲一體，疊加連片，形成大面積致密油(圖4)；反轉斜坡(孔西斜坡、孔東斜坡、姚官屯斜坡)，低部位富砂，中高部位源儲一體，利于致密油成藏(圖5)。根據致密油形成的地質條件、沉積環境及源儲共生關系，其主要成藏組合類型為源內包裹型和源上廣覆型。源內包裹型為致密儲層與烴源巖互層式接觸或致密儲層呈席狀、透鏡狀直接包裹于源巖中，屬于自生自儲成藏模式。

圖4 繼承型斜坡成藏模式

圖5 反轉型斜坡成藏模式

源上廣覆型為致密儲層位于大面積分布的烴源巖之上，與其緊密接觸，屬于下生上儲成藏模式。隨著地層埋深加大，細粒沉積物受壓實作用和膠結作用，儲層逐漸致密化；同時烴源巖逐漸成熟，開始排烴，油氣在源儲壓差作用下克服毛細管力，以滲流擴散的方式直接注入儲集體的納米級孔隙中，并將地層水驅替或部分驅替出儲層而形成致密油聚集成藏，或者滯留在源巖中，或者短距離垂向運移至上覆致密砂巖儲層中成藏，形成致密油氣聚集。縱向上，孔二段各類儲油層主要分布于Ek21和Ek23兩個油組之中，與生油巖互層，且生油巖本身也是儲油層，屬于源內或近源聚集，表現為越靠近生烴中心，充注程度越高，已發現的油氣基本分布在烴源內部或上部，為典型的自生自儲型和下生上儲型油氣藏。

5 致密油勘探潛力預測

通過上述分析，滄東凹陷孔二段具有利的致密油成藏條件，優質的烴源巖、有利的致密儲層、源儲一體的接觸關系、有效的封蓋條件。在主要成藏期內，這四個要素分布發育的復合區為最有利的致密油氣成藏區，但其中有效的優質烴源巖是基礎。基于沉積環境、地層、構造等研究，采用類比、疊加、綜合等技術，根據優質烴源巖分布、有利致密儲層分布、斷裂分布等因素綜合分析，預測最有利油氣成藏區。滄東凹陷最有利致密油主要參考指標：有機質豐度大(TOC含量≥3%)，有機質成熟度適中(RO≥0.5%)，埋深范圍2 000～4 000 m，構造條件為斜坡帶，斷層發育較少(生長指數<1.5)，層序格架為湖侵體系域，沉積條件為半深湖-三角洲前緣遠端沉積。以此為標準，編制出Ek21、Ek22和Ek23最有利的致密油成藏區。認為現今反轉斜坡中高斜坡、繼承性低斜坡是致密油勘探的有利地區，包括以下幾個區帶：孔西斜坡中高斜坡、孔東斜坡中高斜坡和南皮斜坡中低斜坡。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)06-0005-06

2015-07-28

林伶，工程師，碩士，1985年生，2012年畢業于西南石油大學，現從事油田科研工作。

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“大港油區大油氣田勘探開發關鍵技術研究”(2012E-06)。

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