第六章油气分布规律及成藏模式研究.pdf

67 6 油气分布规律及成藏模式研究多年来，泌阳凹陷作为“小而肥”的典型而广为人知，各方面的基础研究工作比较充分， 但是随着油气成藏理论的不断发展和勘探程度的不断提高，油田的勘探方向不断改变目前， 在泌阳凹陷南部陡坡带， 寻找陡坡砂砾岩体形成的各类岩性油气藏成为该带的主要方向，与整个凹陷相比较， 这一区带的成藏主控因素研究并不成熟， 油气分布规律并不十分清楚， 还没有一个成熟的油气成藏模式指导该区带的勘探，所以， 分析这一区带的油气成藏规律，是指导下一步陡坡带油气勘探的关键6.1 成藏条件6.1.1 储层发育特征6.1.1.1 ．储层概述泌阳凹陷南部陡坡带自西向东发现双河油田、赵凹—安棚油田和下二门油田双河油田、 赵凹—安棚油田储层主要为核三段扇三角洲砂体，下二门油田储层主要为核二段侯庄辫状河三角洲前缘砂体双河油田储层为平氏扇三角洲砂体，纵向上基本包括了核三段所有砂组具有岩性粗、分选差、成熟度低、横向变化大、非均质强的特点靠近边界断裂的扇三角洲近源水下分支河道为块状砂砾和泥质的混杂堆积，泥岩隔层薄， 储集性能差，含油情况不好 扇体中部为远源水下分支河道和河道间沉积，岩性主要为砾状砂岩，储集物性变化较大：孔隙度33.71~0.97%，平均18.34%，渗透率0.01~15.8×10-3μm2，平均 0.9658×10-3μm2。

扇端砂岩厚度变薄，岩性以细砂岩为主，物性较好，孔隙度15~20%，渗透率 0.14~2.0×10-3μm2赵凹—安棚油田物源为平氏扇三角洲和栗园扇三角洲砂体，西北部赵凹地区储层主要为中深度层系的平氏扇三角洲砂体，岩性和物性与双河油田东部相似，南部安棚油田储层主要是栗园扇三角洲砂体，主要发育在核三下亚段，垂向上，随着时代的更新 (从大仓房组至核三上亚段 )，石英含量由 41.00%增加到 68.49%，68 岩屑含量由 39.90%减少到 13.24%，长石含量相对比较稳定 (15%～20%)从平面分布上看，南部的泌212 井岩屑含量较高 (53.80%)，石英和长石含量较低；而北部的泌 195井具有高石英含量、 低岩屑含量和长石含量中等的特点；处于中部的泌 185井具有过渡型特征 胶结类型主要为孔隙胶结， 碎屑颗粒磨圆度以次棱为主，分选差～中等 (分选系数平均 2.27)，粒度中值平均 0.234mm岩性主要为次长石岩屑砂岩，其次为岩屑砂岩、次岩屑长石砂岩，长石岩屑砂岩较少岩石的结构成熟度和矿物成熟度均较低，安棚深层系储层孔隙度平均为5.33%，渗透率平均为 1.09×10-3μm2，是典型的低孔、低渗储层。

下二门油田物源为侯庄三角洲砂体东部侧缘的水下分流河道、河口坝及前缘席状砂岩性以含砾砂岩、中粗砂岩为主，分选较好，孔隙度21~23%，渗透率2.2×10-3μm2总之，南部陡坡带储层物性受沉积和后期成岩作用等因素共同控制，相对而言，扇三角洲砂体前端物性较好，远源水下分支河道物性差异较大，而近源水下分支河道物性较差；双河地区埋深较小，成岩作用相对较弱，物性较好，而安棚—赵凹地区储层埋深较大，成岩作用较强，物性相对较差，当然，深层裂缝的发育在某种程度上改善了储层的储集物性6.1.1.2 ．成岩作用概述2002 年，金振奎等提出了泌阳凹陷安棚地区的成岩阶段划分方案，各阶段都有具体深度界限（图6.1） 早 成 岩 Ａ期： 埋深在 1400ｍ以内，成岩作用 主要 是压 实作用，砂岩孔隙度由30%左右降至 20%左右早 成 岩 Ｂ期： 埋深 1400～1900ｍ，成岩作图 6.1 泌阳凹陷安棚地区成岩阶段划分（金振奎，2002）69 用仍以压实作用为主， 同时粘土矿物的缓慢转化作用导致少量胶结物形成，如自生石英和方解石该阶段砂岩孔隙度由20%左右降低至 15%左右晚成岩Ａ期Ａ 1 亚期：有机质开始向油气转化标志着Ａ1 亚期的开始，但有机质转化在此亚期内未达到高峰。

此亚期，地层埋藏深度为1900～2200ｍ，古地温 93～105℃成岩作用主要是压实作用、轻度的胶结作用，还伴有微弱的溶蚀作用压实作用和轻度的胶结作用使砂岩孔隙度由15%左右降低至 10%左右晚成岩Ａ期Ａ 2 亚期：有机质大量向油气转化标志着Ａ2 亚期的开始，地层埋藏深度为 2200～2700ｍ，古地温 105～125℃成岩作用主要是压实作用和溶蚀作用 溶蚀作用使先前形成的胶结物和部分长石颗粒发生溶蚀，使孔隙度有所回升，可达 15%左右晚成岩Ａ期Ａ 3 亚期：粘土矿物快速转化导致大量胶结物沉淀是该亚期的特征，可称胶结带，形成致密层地层埋藏深度为2700～3100ｍ，古地温 125～140℃成岩作用主要是胶结作用，胶结物主要是铁白云石、铁方解石、石英次生加大，还有自生粘土矿物等晚成岩Ｂ期： 进入高成熟生气阶段标志着晚成岩Ｂ期的开始，地层埋藏深度为 3100～3900ｍ，古地温 140～170℃成岩作用主要是有机质和烃类裂解生成二氧化碳引起的溶蚀作用， 大量的碳酸盐胶结物溶蚀形成次生溶蚀孔隙，使孔隙度有所回升，尤其是在3500ｍ上下因此该带是本区主要的次生孔隙发育带晚成岩Ｃ：此期各种烃类的生成基本结束，粘土矿物转化也基本结束，因此成岩作用不活跃。

地层埋藏深度在3900ｍ以下，古地温170～200℃存在的孔隙主要是残存的溶蚀孔隙和裂缝6.1.2．巨厚成熟的烃源岩陆相沉积盆地的油气勘探实践证明，生油中心控制着陆相盆地的油气分布泌阳凹陷下第三系核桃园组核三段沉积时期是泌阳凹陷的稳定断陷期，由于物源丰富程度和气候等各方面因素比较适宜，以靠近南部边界断裂的深凹区为中心，沉积了巨厚的生油岩， 该区带既是沉降中心， 也是沉积中心， 同时又是生油中心这套巨厚的生油岩系最厚1900m，累计厚度达 3000m，分布面积达 640km2，生油岩有机质丰度高（有机碳平均含量为1.77％，氯仿沥青“Ａ”平均含量为0.2167%） ，母质类型好（干酪根类型以Ⅰ型和型为主，Ⅱb 型次之，而Ⅲ型者极70 少） ，地温梯度高（平均为4.1℃/100m） ，生油门限浅（ 1600m） ，因此，泌阳凹陷具有十分优越的生油条件第三次资源评价结果表明，核三段石油资源量为3.38 亿吨（油当量），其中油 3.16×10-8t，气 222×10-8m3泌阳凹陷主要发育三套烃源岩，即核二段、核三段上和核三段下核二段现今演化阶段大多处于未熟-低熟阶段，成熟烃源岩主要发育于东南部两组断裂的交汇部位有部分，面积约120 km2。

核三段由上到下成熟烃源岩面积逐步扩大，核三段 I+II 砂组成熟面积 300km2，核三段 IV 砂组成熟面积 640km2，覆盖凹陷除斜坡外带的大部分范围， 核三下段烃源岩现今热演化程度绝大部分都达到了生油门限以下， 有效烃源岩的分布面积几乎覆盖全区，核三下段烃源岩的成熟度在很大范围内已达到了高成熟阶段，最大Ro 值可达到 1.8%，接近过成熟阶段 结合有机质丰度、成熟度分布可以认为，核三段 I、II 砂组部分及核三段III 砂组以下的大部分烃源岩均可为有效烃源岩泌阳凹陷核三段是凹陷的主要生油层系，生油岩厚度达 1034m，沉积有机质很丰富，有机碳含量平均为1.27％~1.77％，氯仿沥青“Ａ”含量平均为 0.1782％~0.2514％，总烃含量平均为742~1218×l0-5核三上段有机质较核三下段丰富，类型较好，核三下段以Ⅱ a 和Ⅱb 干酪根为主，Ⅰ型次之，有少量Ⅲ型；核三上段则以Ⅱ a 型为主，Ⅰ型次之，有部分Ⅱb 型，没有Ⅲ型干酪根，其生油条件最好6.1.3．有利的生储盖组合最佳生、储组合与岩性为主的多类圈闭有机配置为油气大规模和聚集创造了有利条件泌阳凹陷主要目的层核三段的生、储油层的组合属最佳组合。

纵向上生油岩与储油层呈交互层式和指状交错式为主，排烃条件优越， 最有利于初次运移因为，一是生、储油层的接触面积大；二是流体压力使油气初次运移指向上下储层，这样排烃体积相应就大 而且生油层的单层厚度一般不超过25m，多数为十多米，应属最佳排烃组合而单层厚度大于25m，即有排烃停滞厚度者，主要分布在凹陷最中心区， 体积仅占核三段成熟生油岩总体积的11%可见，泌阳凹陷的排烃初次运移是充分的生、储油层在平面上的配置关系， 是决定油气初次和二次运移的极为重要的71 因素两者交替重迭接触的面积越大，那么，排烃、初次和二次运移的规模就越大而泌阳凹陷生、 储油层在平面上同样有良好的配置，核三段的砂岩体有70%的面积或全部于生油区重迭 （如双河水下扇在核三上亚段段的砂体，全部处在生油区内） ，因此，使油气的初次运移具有广泛的区域性同时，南部陡坡带地层的砂泥岩交互的特点，使得这些生油层与其它泥岩层共同构成连续的局部盖层和区域盖层K2Y-ED H3 下H3 上H2H1EL NF-Q 备注上覆层上覆层主要烃源岩次要烃源岩烃源岩主要储层次要储层储层同沉积圈闭圈闭次要运移时期主要运移期主 要运 移时 期关键时刻图 6.2 双河油田油藏成藏事件图( 据林社卿 ,2003 年) 勘探开发成果表明， 泌阳凹陷的圈闭不但是多种多样的，而且与油源的时间和空间配置也十分理想（图6.2） 。

泌阳凹陷油气运移始于核一期，廖庄末期则是油气大量生成和大规模运移的主要时期，至晚第三纪，油气运移仍在发生根据构造发育史研究表明，向凹陷中心倾没的主要鼻状生成早，且有一定继承性，如双河、安棚、古城、王集等鼻状构造和下二门背斜，在核三末期已具雏形，发展到核一末期则十分明显，廖庄末期而定型可见，凹陷内的局部构造形成圈闭至少不晚于油气主要运移期岩性和构造岩性圈闭更是如此再者，凹陷内形形色色的圈闭，多位于生油区内或紧邻生油区，是油源指向与可达的场所6.2 油气成藏的输导体系泌阳凹陷南部陡坡带油气分布范围广，层位较多，上部多为下生上储它源次生油气藏，下部主要是自生自储原生油气藏当然，原生和次生的界限是很难确定的，因为源岩从上到下分布层位多，各层源岩母质差别不大另外，凹陷沉降稳定，各层源岩依次进入生烃门限，排烃稳定，储层内油气充满高度不断增大，72 局部盖层随着地层压力的不断增加，逐渐被突破，发生二次运移，同时，烃源岩也在不断排烃，造成多源混合成藏的局面所以，目前核三段下部的油气藏基本上是未发生二次运移的原生油气藏，不涉及输导体系的问题， 但是全区核三段中部以上储层都有可能聚集次生油气，所以都涉及输导体系的问题。

油气输导体系一般被定义为油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的所有路径网，包括连通砂体、断层、不整合面；张照录认为输导体系应包括输导层和相关围岩 输导层在地质空间往往是以相互组合的形式存在，并具有显著的时间性，因此必须强调输导层及其配置的时空关系输导体系的提出使人们对油气运移途径的认识从具体、单一提高到更加综合、系统的层面， 深入研究输导体系的类型、特征、分布、影响因素、时空关系，有助于认识油气运移的动态过程，揭示油气成藏规律各研究者所依据的原则和侧重点不同对输导体系有不同的分类和命名谢泰俊等依据不同类型运移通道在运移中的作用和具体地质条件，划分了 4 类运移通道体系：以断裂带为主的运移通道体系、与古构造脊相关的运移通道体系、与活动热流体底辟作用相关的运移通道体系和与不整合有关的运移通道体系Galeazz根据含油气系统基本元素的特征及其构造地层格架样式，将Malvinas 盆地的 Lower Inceramus-Springhill 含油气系统输导体系划分为由输导层构成的主输导体系和由断层输导层构成的次输导体系张照录按油气运移主要通道的不同将输导体系划分为断层型、输导层型、裂隙型和不整合型。

当然，油气运移并不一定只是沿着单一输导体系， 多数情况下是几种输导体系共同作用所形成的混合输导体系6.2.1 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。