低幅度構(gòu)造油藏富集主控因素及成藏模式——以紅河油田延安組油藏為例

許艷爭，杜簫笙，畢明柱，高輝

（中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州450006）

紅河油田位于甘肅省東部，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元天環(huán)坳陷的南部，為一傾角小于1°的西傾單斜構(gòu)造，個別區(qū)域發(fā)育近東西向鼻狀構(gòu)造，未形成高幅度構(gòu)造圈閉，僅存在差異壓實作用形成的低幅度背斜構(gòu)造，構(gòu)造幅度一般在5～45 m。延安組主要發(fā)育延10—延7 地層，延6 及以上地層缺失，其中延9小層是研究區(qū)重要的油氣產(chǎn)層。實鉆表明，延安組低幅度構(gòu)造圈閉多，但成藏的較少，具有“選擇性富集”的特點［1］。由于油藏富集主控因素不明確導(dǎo)致鉆井成功率極低。通過對紅河油田延安組延9 油藏成藏條件和富集規(guī)律的研究，建立成藏模式，對研究區(qū)及類似油藏勘探與開發(fā)具指導(dǎo)意義。

1 油藏類型及分布規(guī)律

紅河油田延9 油藏屬構(gòu)造-巖性油藏，已發(fā)現(xiàn)油氣藏類型為背斜和鼻隆油氣藏。構(gòu)造特征是影響油氣聚集差異的關(guān)鍵，并控制著油藏類型和油水分布規(guī)律［2］。該區(qū)油氣縱向分布具有上油下水特征［3］，目前已開發(fā)的獨(dú)立圈閉內(nèi)具有統(tǒng)一的油水界面；平面上油氣呈“星點狀” 分布于背斜和鼻隆構(gòu)造中。油氣平面分布與斷層、古隆起差異壓實作用形成的低幅度構(gòu)造有關(guān)［4］，油氣富集程度受斷裂及構(gòu)造圈閉大小所控制［5-6］。紅河油田延安組油層油具有“平面呈星點狀，縱向擇層”的典型特征。

2 成藏富集主控因素分析

2.1 優(yōu)質(zhì)有效烴源巖是基礎(chǔ)

在紅河油田發(fā)育多套烴源巖，分別為延長組長9、長7、長6 及長4+5 的灰黑色泥巖和油頁巖。根據(jù)Pr/Ph 的分布特征，再參考重排藿烷和8β（H）-補(bǔ)身烷的分布特征及其他生物標(biāo)志物組合特征，將烴源巖細(xì)分為A1，A2，A3，B 亞類［7］。

通過對紅河油田13 項326 個樣品的烴源巖評價及油源對比分析發(fā)現(xiàn)，紅河油田延安組原油與長7 油頁巖具有很好的親緣關(guān)系，推測紅河油田延安組原油來源于長7 油頁巖［8-9］。其中主要烴源巖層長7 源巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)（TOC）平均為12.9%，鏡質(zhì)體反射率（Ro）平均為0.83%，屬于成熟烴源巖（見表1）。研究區(qū)原油具有自北部向南方向運(yùn)移的趨勢。由此推測，紅河油田油氣運(yùn)移方向為由北部洼陷區(qū)向東南構(gòu)造高點區(qū)側(cè)向運(yùn)移。

紅河油田在長7 湖盆演化過程中，位于湖盆邊緣，優(yōu)質(zhì)烴源巖較薄，優(yōu)質(zhì)烴源巖的厚度大部分區(qū)域為10 m 以下，集中分布在6～10 m，各區(qū)域相差不大。

表1 紅河油田主要烴源巖的特征參數(shù)

2.2 分流河道砂體為優(yōu)質(zhì)儲層

研究表明［10］，紅河油田延安組發(fā)育湖泊三角洲沉積體系，主要發(fā)育分流河道和河道間灣沉積微相，骨架微相為邊灘，還發(fā)育了天然堤、決口扇、泛濫平原、沼澤等沉積微相。對紅河油田延安組1 084 個井層含油砂體微相類型統(tǒng)計分析，認(rèn)為分流河道是紅河油田延安組油氣聚集的主要微相類型（見圖1），這是因為分流河道砂體較強(qiáng)的抗壓實作用，使得殘余粒間孔、次生溶孔得以保存，儲層物性較好。而其他微相的砂體因其相對較弱的抗壓實性，使得殘余粒間孔保存較少，導(dǎo)致孔徑及喉道細(xì)小，同時晚期溶蝕作用也較弱，致使次生孔隙則不發(fā)育，儲層物性變差，甚至致密化。

圖1 不同沉積微相的砂巖厚度及儲層物性分布

為了明確沉積微相類型及其產(chǎn)生的物性差異在油氣富集中的作用，選取紅河油田油水界面以上儲層發(fā)育的22 口井64 個巖心數(shù)據(jù)及測試資料進(jìn)行研究。當(dāng)儲層孔隙度大于13.3%、 滲透率大于1.5×10-3μm2時，單井日產(chǎn)油均在0.5 t 以上，其中，分流河道占油層的85%，占油水同層的73.6%，分流河道砂體儲層所在圈閉中構(gòu)造位置高低是測試結(jié)論產(chǎn)生差別的主要原因。當(dāng)儲層孔隙度小于13.3%，滲透率小于1.5×10-3μm2時，單井日產(chǎn)油均在0.5 t 以下或者只產(chǎn)水不產(chǎn)油，該類儲層分流河道的比例僅占3.7%，分析其不含油的原因為儲層物性較差，油源斷層未溝通或者不發(fā)育。以上研究表明，與油源斷層溝通的高孔滲分流河道砂體為紅河油田延安組油層油富集的優(yōu)質(zhì)儲層。

紅河油田整體烴源巖較薄，且在油氣運(yùn)移過程會首先在長8、長6、長9 優(yōu)質(zhì)儲層富集成藏。有限的烴能到達(dá)延安組富集成藏，除本身需較好物性外，對儲層厚度也有一定要求（見圖2）。有效儲層厚度大于4 m 即有可能出油，日產(chǎn)油大于5 t 的井有效厚度大于5 m 且小于12.5 m，有效儲層大于12.5 m 則日產(chǎn)油下降。原因可能與儲層的的油氣充滿度有關(guān)。

圖2 紅河油田延安組日產(chǎn)油量與有效厚度關(guān)系

2.3 油源斷層組成優(yōu)勢疏導(dǎo)通道

延安組成藏體系源、 儲間隔有長7 油層組中上部近90 m 的泥巖及長6 地層，長7 底張家灘頁巖生成的油氣必須通過斷穿區(qū)域蓋層的斷裂向上運(yùn)移，在延安組圈閉中聚集［11］，表現(xiàn)出明顯的“斷控”特征。

斷裂在平面上呈帶狀展布（見圖3），包括一系列與主斷裂相平行或以微小角度相交的次級斷裂。各方向的單條斷裂延伸并不遠(yuǎn)，大部分延伸長度在3～10 km。區(qū)內(nèi)斷裂帶大致分為2 組，一組為近NW 或NWW向，另一組為NEE 向，2 組斷裂帶夾角30～40°。北東向斷裂帶走向為北東60°—北東75°，斷層延伸長度0.15～10.00 km，主要延伸長度在2.00 km 以下的占90.7%；斷距分布5～80 m，30 m 以下占90%，共有斷層334 條，密度為0.23 條/km2。斷層向下斷穿延長組，向上斷至涇川組，絕大部分?jǐn)鄬觾A角在75～90°，近似直立分布（見圖4）。北西向斷層走向為北西285°到北西302°，斷層延伸長度在0.2～3.4 km，主要斷層延伸長度在2 km 以下占83%。斷距分布5～80 m，30 m 以下占75%。斷裂條數(shù)為284 條，密度為0.15 條/km2。

圖3 紅河油田斷裂系統(tǒng)及油氣分布

盆地西緣或西南緣逆沖斷裂帶演化主要控制了紅河油田沉積體系的演化和構(gòu)造樣式的形成，造成了研究區(qū)近NW（NWW）—SE（SEE）方向低幅隆凹相間的構(gòu)造古地貌與北東—北東東向展布的砂體復(fù)合關(guān)系。研究區(qū)內(nèi)燕山期在NE—NEE 向主壓應(yīng)力作用下，發(fā)育高級次逆斷層、 正斷層系統(tǒng)和低級次NE—NEE 向張性結(jié)構(gòu)面，具有繼承發(fā)育特點。張性破裂面大體平行于砂體走向，一方面有利于這類破裂面與北西向褶曲橫張破裂面復(fù)合，形成裂隙帶，另一方面，在較為穩(wěn)定的古應(yīng)力和晚近應(yīng)力場作用下，更有利于油氣沿砂體和裂隙帶向地層上傾方向運(yùn)移，在有利圈閉帶聚集成藏。通過分析紅河油田延安組油藏分布特征與斷層匹配關(guān)系，斷控藏表現(xiàn)為：油源斷層主要作用為垂向輸導(dǎo)，其次為側(cè)向調(diào)整，因此紅河油田延安組油藏為構(gòu)造-巖性油藏，在每一個獨(dú)立圈閉內(nèi)可形成統(tǒng)一的油水界面。

圖4 紅河油田斷層類型

2.4 低幅度構(gòu)造是油氣富集的必要條件

從實鉆資料來看，延長組地層構(gòu)造簡單，整體為一西傾單斜，局部發(fā)育近東西向鼻狀構(gòu)造，但延安組構(gòu)造為單斜背景下發(fā)育眾多背斜構(gòu)造、 穹窿構(gòu)造、 鼻隆構(gòu)造，較延長組復(fù)雜多樣，這種下部地層構(gòu)造簡單平緩而上面覆蓋地層構(gòu)造復(fù)雜的情況，與區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力無關(guān)。研究表明［12］成因主要為差異壓實作用：一種為與古地貌有關(guān)的差異壓實，延安組沉積時，不整合面之下的延長組已經(jīng)固結(jié)成巖，不具壓縮性，因此在古地貌高點易形成低緩披覆背斜；另一種為與沉積有關(guān)的差異壓實，泥巖的壓實效率遠(yuǎn)高于砂巖的壓實效率，在砂巖富集區(qū)，往往構(gòu)造位置相對較高。

目前，紅河油田已發(fā)現(xiàn)的低幅度構(gòu)造類型有3 種：背斜構(gòu)造、鼻隆構(gòu)造和穹窿構(gòu)造。背斜構(gòu)造閉合度基本在35 m 以下，面積基本小于1 km2，如紅河油田紅河60 井區(qū)延9 油藏即為此類低幅度構(gòu)造。在紅河油田局部可見到較大規(guī)模的背斜，如紅河油田ZJ1，3 井區(qū)發(fā)育的閉合高度約為25 m 背斜構(gòu)造油藏，閉合面積為3.4 km2。在紅河油田的鼻隆構(gòu)造局部受斷層影響，但整體來說形態(tài)保存相對完整。此類構(gòu)造成藏需與儲層具有良好配置，紅河油田僅在ZJ25 井區(qū)發(fā)育，面積較小僅0.3 km2。穹窿構(gòu)造屬背斜的一種，發(fā)育在鼻隆構(gòu)造頂端，閉合度在10 m 以下，閉合面積不足0.5 km2，在紅河油田發(fā)育較少，僅在何家坪可見，且無油氣產(chǎn)出。

低幅度構(gòu)造為油氣的富集提供了必要條件［13］，紅河油田為一平緩西傾單斜，傾角小于1°，但單斜內(nèi)部發(fā)育的大量各種類型的低幅度構(gòu)造，傾角可增大3～5°甚至更大。低幅度構(gòu)造能捕捉通過斷層向上運(yùn)移的油氣，為油氣富集提供場所，并對垂向及平面上的油氣水分異產(chǎn)生重要影響，進(jìn)而控制了油、氣、水的分布格局。通常，在低幅度構(gòu)造的高部位，形成一系列規(guī)模不等、相間分布的油氣相對富集區(qū)域，在鼻凹等低幅度構(gòu)造的較低部位或較大規(guī)模鼻褶群帶間的低洼分隔區(qū)，則為含水飽和度相對較高的富水區(qū)域。

紅河油田已開發(fā)井區(qū)實鉆及測試表明，僅在構(gòu)造幅度大于20 m 才可成藏（見表2）。

表2 紅河油田已開發(fā)油藏構(gòu)造參數(shù)

2.5 有斷層溝通油源的低幅度構(gòu)造組成富集部位

紅河油田下生上儲的生儲組合關(guān)系決定了斷層為優(yōu)勢輸導(dǎo)通道［14-16］。事實證明，在紅河油田不是所有斷層都為有效斷層，其原因如下：首先，斷層規(guī)模過小，不能有效連通油源、圈閉，油氣不能在圈閉內(nèi)富集成藏；斷層規(guī)模過大，斷層斷穿延安組上部蓋層，油氣就向上逸散，有限的油氣無法在巨厚的直羅組成藏；只有斷層規(guī)模中等，既斷開長7 油頁巖又能溝通圈閉，方可聚集成藏。其次，斷層的開啟狀態(tài)及開啟時期決定斷層是否為有效斷層。結(jié)合埋藏史、熱史分析對應(yīng)的時代是早白堊世中期——距今125 Ma［17］，這要求在此期間斷層為開啟狀態(tài)，若為閉合狀態(tài)則為無效斷層。第三，斷層與圈閉間配置良好，但若儲層不發(fā)育則斷層同樣為無效斷層。因此，紅河油田延9 油藏油氣富集有利部位是有斷層溝通優(yōu)質(zhì)砂體的低幅度構(gòu)造。

3 成藏模式

在綜合分析紅河油田延9 油層油藏類型及分布規(guī)律、成藏富集主控因素的基礎(chǔ)上，形成紅河油田延9 油層油運(yùn)移機(jī)制和聚集條件，即延長組長7 源巖生成的油，通過裂縫發(fā)生長距離的運(yùn)移［18-19］，其中一部分油氣沿斷層直接進(jìn)入低幅度構(gòu)造圈閉富集成藏，一部分油氣需在浮力作用下，通過分流河道砂體側(cè)向運(yùn)移，在較高圈閉內(nèi)富集成藏。

根據(jù)斷裂與儲層、圈閉的匹配關(guān)系，將延安組油藏分為2 種成藏模式（見圖5）。模式一特點為斷層與背斜圈閉及儲層有效配置，Ia 以紅河60 井區(qū)為代表，斷層斷開有效圈閉，斷層直接溝通儲層及有效圈閉，在圈閉富集成藏；Ib 以ZJ3 及紅河152 井區(qū)為代表，特點為斷層斷開位置不在有效圈閉內(nèi)，斷層溝通儲層邊部，油氣在浮力作用下向高處運(yùn)移成藏。模式二以ZJ25 井區(qū)為代表，斷層與鼻隆圈閉及儲層有效配置，斷層斷開位置不在有效圈閉內(nèi)，斷層溝通儲層邊部，油氣在浮力作用下向高處運(yùn)移成藏。以上認(rèn)識對指導(dǎo)紅河油田延安組低幅度構(gòu)造油藏油氣勘探具有重要指導(dǎo)意義。

圖5 紅河油田延安組成藏模式

4 結(jié)論

1）紅河油田延安組延9 油層油成藏的低幅度構(gòu)造為背斜構(gòu)造、鼻隆構(gòu)造。對已發(fā)現(xiàn)開發(fā)的油藏構(gòu)造幅度研究表明，構(gòu)造幅度大于20 m 是成藏的必要條件。

2）紅河油田延安組延9 油層油成藏與分布受有效烴源巖、分流河道砂體、油源斷層、低幅度構(gòu)造、有斷層溝通油源的低幅度構(gòu)造控制。

3）紅河油田延安組延9 油層油成藏模式為張家灘源巖生成的油在源巖超壓作用下沿著斷層向上運(yùn)移，其中一部分油氣沿斷層直接進(jìn)入低幅度構(gòu)造圈閉內(nèi)富集成藏，一部分油氣則需要通過分流河道砂體在浮力作用下側(cè)向運(yùn)移，在較高圈閉內(nèi)聚集成藏。延安組油藏的勘探重點是有效斷層和低幅度構(gòu)造圈閉。

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