周家雄 徐春强 杨海风 张宏国 张 震 柳永军 张德龙
(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)
受新构造运动控制,新近系是渤海湾盆地环渤中凹陷地区重要的含油层系之一[1]。20世纪90年代,渤海油田在石臼坨凸起、渤南低凸起、沙垒田凸起相继发现了秦皇岛32-6、蓬莱19-3和曹妃甸11-1等新近系亿吨级油田,掀起了渤海浅层勘探的热潮。近几年来,渤海油田勘探工作者在莱北低凸起和莱州湾凹陷等接连发现垦利6-1和垦利10-2等明下段亿吨级油田[2],提出并证实连片砂体岩性勘探模式,展现环渤中地区明下段连片砂体巨大的勘探潜力。在近30年的勘探实践中,渤海浅层勘探催生了“中转站控运”[3-4]、“活动断裂带控运”[5-6]、“汇聚脊控运”[7-8]和“构造形变体控运”[9]等一系列模式、理论等,进一步指导了渤海浅层大油田的发现与评价。
石臼坨凸起是渤海最早开展油气勘探的区带之一,早期古潜山勘探成效不佳。1995年在凸起背斜区发现秦皇岛32-6亿吨级油田,随之又在凸起背斜区发现了南堡35-2油田。2011年在“脊-圈-砂”成藏模式指导下[10-11],在秦皇岛32-6油田低部位发现了秦皇岛33-1南油田,之后在凸起低部位的斜坡区开展多轮探索,均无规模性油气发现。秦皇岛33-1南油田勘探实践表明,油气充满度在凸起背斜区、掀斜断块区和斜坡区呈现逐渐减小的趋势[12]。石臼坨凸起高部位构造圈闭钻探殆尽,凸起斜坡区勘探程度较低,且以顺向断裂为主,传统认为油气“过而不留”[13]。近几年,渤海油田勘探工作者对石臼坨凸起开展系统、整体研究,采取连片砂体岩性勘探思路[14],重点针对凸起低部位斜坡区油气运聚、砂体边界刻画两大关键因素进行油气富集规律研究,指导石臼坨凸起东段斜坡区又获秦皇岛27-3油田亿吨级发现,实现了勘探老区的重大突破。
石臼坨凸起位于渤海中西部,近东西走向,南北两侧被渤中凹陷、秦南凹陷所夹持,南侧以石南1号断裂为界与渤中凹陷相连,北侧以斜坡带的形式深入秦南凹陷(图1a)。凸起整体“西高东低”,高部位背斜区已发现秦皇岛32-6、南堡35-2等大中型油田,累计探明石油储量约3.5亿吨,秦皇岛27-3构造区位于秦皇岛32-6油田东侧低部位的凸起斜坡区(图1a)。钻井揭示,石臼坨凸起自下而上依次发育古生界、中生界、古近系东营组、新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组(图1b),太古界目前尚未揭示。凸起区基底受控于张家口—蓬莱左旋走滑断裂影响,发育近SN向走滑断层,浅层断裂多为NEE向,为基底走滑断层的派生断层[15],凸起斜坡区以顺向断裂为主(图1c)。石臼坨凸起前古近系的古生界碳酸盐岩和中生界火山岩,储层欠发育;东营组以东二段为主,厚层砂岩夹薄层泥岩,埋深1 800～3 000 m,不具备生烃能力;馆陶组为以大套含砾砂岩沉积为特征的辫状河三角洲前缘,砂岩含量87%～95%;明下段为河湖交互相沉积,埋深1 000～1 600 m,“泥包砂”的岩性特征,储盖组合好,为凸起之上主力含油层系。
图1 石臼坨凸起地质概况
根据勘探目的层系和勘探模式的不同,可将石臼坨凸起的勘探历程划分为古潜山勘探、浅层构造勘探、浅层构造-岩性勘探以及浅层连片砂体岩性勘探4个阶段。
2.1 古潜山勘探阶段
1966—1993年,当时受到陆上油田潜山勘探的启发,主要针对凸起潜山目的层开展勘探。20世纪70年代在427凸起发现渤中3-1古生界油田,在428凸起发现428东古生界油田和428西中生界油田等一系列小型油田[16],共计探明石油地质储量仅千万吨,随后凸起上油气勘探陷入沉寂。
2.2 浅层构造勘探阶段
1994—2009年,在晚期成藏理论指导下,以新近系构造圈闭为钻探对象。1995年、1996年在凸起背斜区分别发现秦皇岛32-6、南堡35-2亿吨级油田(图1),1998年发现秦皇岛33-1小型油田,3个油田共计探明储量约2.7亿吨。
2.3 浅层构造-岩性勘探阶段
2010—2020年,渤海油田勘探者创新提出凸起浅层“脊-圈-砂”三元控藏模式[10]和断裂-砂体配置半定量成藏预测技术[17],针对秦皇岛33-1油田围区剩余构造圈闭面积较小,但是整体具有较好的构造背景的特征,以构造-岩性思路发现秦皇岛33-1南大中型油田,获得凸起之上第3个亿吨级油田。随后向凸起斜坡区甩开探索,油气显示差异明显,均无规模性油气发现。
2.4 浅层连片砂体岩性勘探阶段
2021年至今,全面转向规模性岩性勘探模式,在凸起高部位持续挖潜的同时重点攻关凸起低部位斜坡区油气富集规律,创新建立了“脊-断接力”油气运移模式和“脊缓-强断-斜向砂”油气富集模式,同时提出井约束谱蓝化整形高分辨率处理技术,实现对了斜坡区岩性圈闭边界有效刻画。2023年,开展高效集束评价,在石臼坨凸起勘探老区再获大型油田——秦皇岛27-3油田,新增探明石油地质储量超亿吨。
明下段作为典型的源外成藏层系,油气运聚与砂体刻画是勘探研究的关键。针对凸起斜坡区油气“过而不留、留而不富”的问题,开展从源到藏的油气成藏全过程分析,重点分析了油气在“由凹上凸”“由馆陶组调整到明下段”2个运聚环节中的关键因素,同时建立地震分辨率提高新方法精细刻画岩性圈闭边界。在新认识、新方法的指导下,成功发现并评价了秦皇岛27-3油田。
3.1 双洼双向供烃,石臼坨凸起为规模性油气优势运聚指向区
石臼坨凸起东段被渤中凹陷、秦南凹陷两大凹陷夹持,通过长期活动断层、古近系近源扇体与凹陷区烃源岩相连,发育背斜型汇聚脊[18],具有双洼双向供烃、背斜型凸起强势汇聚的特殊优势(图2)。
图2 石臼坨凸起潜山顶面形态与油气运聚数值模拟
渤中凹陷发育沙三段、沙一段和东三段3套烃源岩,发现渤中19-6、渤中25-1南等大型油气田,是渤海富生烃凹陷之一。其中,沙三段烃源岩TOC主要为0.5%～7.6%,平均3.0%,有机质类型以Ⅱ1型为主,沙一段TOC主要为0.5%～6.9%,平均2.5%,主要为Ⅱ1型,沙河街组为好—优质烃源岩,目前进入成熟—高成熟阶段;东三段烃源岩TOC主要为0.5%～5.6%,平均1.8%,主要以Ⅱ1—Ⅱ2型为主,为较好—好烃源岩,目前进入成熟阶段。油源对比表明,凸起之上秦皇岛32-6和秦皇岛33-1南油田普遍具有高4-甲基甾烷,中低伽马蜡烷,低C19三环萜烷等谱图特征,表明渤中凹陷沙三段为北侧石臼坨凸起的主力供烃层系,沙一段烃源岩有一定贡献。
秦南凹陷发育东三段、沙一段、沙三段和沙四段4套烃源岩。其中,沙四段TOC以小于0.5%为主,最大0.78%,平均仅为0.18%,有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅲ型;沙三段TOC普遍大于2%,平均2.25%,为好—优烃源岩,有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型为主;沙一段TOC为0.5%～1.7%,平均1.15%,为中等—好烃源岩,有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型;东三段TOC主要为1%～2%,平均1.04%,为中等—好烃源岩,有机质类型为Ⅱ1—Ⅲ型。沙三段烃源岩有机质丰度较高、类型好,目前进入大量生油气阶段,生烃潜力较大。原油对比表明,石臼坨凸起东北倾末端之上的QHD28-4-1d井(图1a)油样具有高4-甲基甾烷,低伽马蜡烷,中等C19三环萜烷,C29甾烷异构化程度不同,表明秦南凹陷沙三段是向石臼坨凸起供烃的主要层系,且存在多期原油的充注。
地球化学证据表明,来自渤中凹陷原油具有低丰度的C19三环萜烷、C28-29三环萜烷,而来自秦南凹陷原油具有高丰度的C29-30-降藿烷和较高的C19三环萜烷。按照生标化合物差异,明确不同凹陷的不同供烃范围,凸起高部位和南部斜坡区原油主要来自渤中凹陷沙河街组烃源岩,以南北向运移为主,凸起东北带斜坡区原油主要来自于秦南凹陷沙三段烃源岩,以近东西向运移为主(图2)。
3.2 “断-脊接力”控运,馆陶组输导脊控制油气由凹上凸
3.2.1长期活动大断裂控制油气初始二次运移
渤中凹陷生成的油气沿凸起南侧陡坡带石南1号断裂向石臼坨凸起运移(图3)。秦皇岛27-3构造区对应石南1号断裂的中段,在主成藏期(4.6 Ma～1.3 Ma,对应明上段沉积期)断层古落差在94～349 m,平均226 m,断层活动速率为17～67 m/Ma,平均43 m/Ma,属于长期活动大断裂[19],因此石南1号断裂是凸起区和陡坡带初始的二次运移通道。另外,石南1号断裂下降盘发育东营组、沙河街组近源扇体,有利于产生油气的初始汇聚,为石南1号断裂产生规模性的垂向运移量提供油气中转作用。石臼坨凸起东北带发育一系列长期活动大断裂,与秦南凹陷烃源岩直接接触,并且也发育沙河街组、东三段近源扇体(图2),同样具有良好的油气垂向运移能力。
图3 石臼坨凸起东段石南1号断层与地层配置(剖面位置见图1a)
3.2.2馆陶组是大断层侧向分流的优势层系
油气沿石南1号断裂等长期活动大断裂垂向运移时,不同层位断层的开启与封闭的差异性导致油气侧向分流的层位和路径也有所不同,直接控制了凸起之上油气再分配规律。
张立宽 等[20]建立了断层开启系数F判定油气侧向分流层系,其中F=P/(δ×SGR)(F为断层开启系数,无量纲;P为泥岩流体压力,MPa;δ为断面正应力,MPa;SGR为泥岩涂抹因子,无量纲)。研究认为,当F≤0.75时,断层连通概率为0,断层封闭;当0.75 表1 石臼坨凸起东段低部位不同层位断层开启系数计算 凸起之上馆陶组为辫状河三角洲沉积,岩性特征为大套厚层含砾砂岩夹薄层泥岩,砂岩含量为87%～95%。秦皇岛32-6油田馆陶组含砾砂岩孔渗性良好,孔隙度主要为20%～35%,平均29.0%,渗透率主要为1 000～8 000 mD,平均3 701 mD。结合区域沉积规律和钻井揭示,明下段底部泥岩与馆陶组顶部大套含砾砂岩、馆陶组中部薄层泥岩和大套含砾砂岩组成良好的横向油气输导组合。石臼坨凸起东段馆陶组整体披覆于凸起潜山面之上,整体发育近东西向、近南北向的两种构造脊。渤中凹陷来源的油气沿石南1号断裂进入馆陶组之后,主要沿近南北向的构造脊运移;秦南凹陷来源的油气沿大断裂进入馆陶组输导脊之后,由近东西向构造脊运移(图2)。因此,石南1号大断裂与馆陶组构造脊组成的“脊-断接力”完成了油气从凹陷向凸起的运移,且馆陶组构造脊控制了凸起之上油气的运聚。 秦皇岛27-3构造为凸起斜坡区,发育顺向断裂,传统认为油气“过路不留”,不利于形成高丰度油藏[13]。油气易于在凸起高部位背斜区的秦皇岛32-6、秦皇岛33-1构造聚集成藏。研究表明,秦皇岛27-3构造区具有“缓脊”“强断”的有利条件,从而保证了油气从馆陶组输导层向明下段规模性的运移中转。 3.3.1平缓馆陶组输导层有利于油气在斜坡区驻留 输导层的油气汇聚作用控制了浅层的油气富集[21]。凸起斜坡区以顺向断裂为主,馆陶组含砾砂岩厚度远大于断层断距(图3),认为易于形成“砂砂对接”,油气无法在输导层形成汇聚,对应的明下段不易形成规模性油气藏。Schowalter指出油气汇聚是油气运移动力和阻力相互作用的结果,当阻力大于动力时,油气处于驻留状态[22]。浮力是油气在浅层输导层中运移的主要动力,而输导层的毛管压力是主要阻力。当输导层坡度较小(α1<α2)时,沿输导层上倾方向的浮力分量减小,要克服毛管压力需形成更长的运移路径(L1>L2),从而形成较高的烃柱高度h,因此输导层的低坡度有利于油气在输导通道中的驻留(图4)。Aschenbrenner和Achauer在研究油气输导层时,认为在7.5英寸油柱高度一定的情况下,输导层坡度与连续油相的长度呈反比[23]。石臼坨凸起东段斜坡区原油密度较大,地面密度0.914～0.981 t/m3,平均密度0.957 t/m3,相同烃柱高度下原油的浮力较小。更为重要的是,馆陶组构造脊坡度为0.17°～0.96°,平均0.70°(图5),输导层上倾方向只有不到2%的浮力分量。因此,在相同输导层毛管压力条件下,石臼坨凸起东段斜坡区原油浮力较小,在低坡度的控制下,克服毛管压力的浮力分量骤减,那么连续油相高度需相应的增加才能达到“输导-驻留”的门槛值,从而形成长度较大连续油相的驻留。 图4 馆陶组输导层油气驻留模式 图5 石臼坨凸起东段馆陶组顶面坡度等值线与断裂叠合 图6 不同区带断至馆陶组输导层的断裂特征 罗晓容 等[24]在研究油气横向运移时,认为输导层普遍存在非均质性,输导层低部位即使没有构造圈闭也会形成大量的油气汇聚,而且油气汇聚量可能远大于高部位的构造圈闭。秦皇岛27-3构造区馆陶组整体为辫状河三角洲沉积,但非均质性依然很明显[25],含砾砂岩的孔隙度、渗透率跨度极大,宏观的油气运移“高速公路”实质是微观上“高速公路”“省道”“乡村小路”的组合,不同沉积微相的叠置、河道的迁移与废弃形成了大量的毛管压力异常点,形成了众多微观层面的横向输导“终止点”,即“隐形”岩性圈闭,从而为充足的油气垂向运移形成了“中转站”。同样为石臼坨凸起斜坡区的秦皇岛34-6/35-2西区,输导层坡度1.15°～2.30°,平均1.58°(图5),浅层明下段无油气显示。沙垒田凸起东段馆陶组具备“缓脊”条件,曹妃甸11-1与曹妃甸12-1两大构造之间斜坡区的馆陶组倾角为0.16°～0.62°,平均0.41°,馆陶组油气驻留效果更好,目前已发现探明储量约1500万吨,逐渐形成连片含油的态势。上述不同区带比较说明,坡度是凸起斜坡区输导层形成规模性油气驻留的先决条件,当馆陶组输导脊坡度小于1°时,油气驻留效果较好。 3.3.2强烈活动的切脊断裂有利于油气在斜坡区垂向输导 在输导层形成规模性汇聚的基础上,断至输导层的断层成藏期活动强度控制油气垂向运移量。秦皇岛27-3构造区馆陶组输导脊坡度较小,且断裂具有延伸距离长、活动强度大的特点。在“脊缓”的前提下,发育“强断”可以在凸起斜坡区形成规模性的油气垂向运移。 秦皇岛32-6油田区切脊断层平均延伸长度1.77 km,成藏期平均断距约25 m,断层发育密度约0.18 条/km2;低部位斜坡区的秦皇岛27-3切脊断层发育密度略小,差值22%,但断层平均延伸长度2.67 km,成藏期平均断距约39 m,比秦皇岛32-6油田区大51%～56%;同样位于斜坡区的秦皇岛34-6/35-2西区,断层条件良好,断层平均长度2.19 km,成藏期平均断距约41 m,但馆陶组输导层平均坡度1.58°(图5、6),浅层明下段无油气显示。上述3个区块的数据对比说明,输导层坡度是控制凸起斜坡区浅层成藏的关键,在馆陶组输导层坡度小的前提下,晚期活动的断层控制凸起斜坡区规模性垂向运移。因此,在输导层坡度小于1°的基础上,当断层长度大于2.5 km且成藏期断距大于40 m时,凸起斜坡区可形成规模性垂向运移。 石臼坨凸起东段、沙垒田凸起东段的断裂数据统计也表明,在“脊缓”条件下,不同的断裂条件控制了油气垂向运移量,造成主力成藏层位有显著差异。沙垒田凸起东段切至馆陶组构造脊的断层发育密度、平均延伸长度与石臼坨凸起东段相差在10%以内,但断裂晚期平均断距仅为20 m,相对于石臼坨凸起东段小60%,因此断层垂向输导能力相对较弱。目前沙垒田凸起东段表现为“明下段、馆陶组均富”的垂向分布规律,明显不同于石臼坨凸起东段的“明下段富、馆陶组贫”。 在凸起斜坡区,当砂体走向与凸起输导层构造脊方向斜交时,岩性圈闭高部位保存条件好,有利于形成高油柱;当砂体走向与构造脊方向近平行时,砂体作为油气运移通道,油气仅在高部位聚集成藏,而斜坡区过而不留。统计结果表明,砂体走向与凸起构造脊夹角大于40°时,砂体探明油柱高度明显增大,当砂体走向与构造脊走向夹角40°～90°时为斜向砂,斜向砂有利于油气保存,从而形成较高的油柱高度(图7)。 图7 斜坡区砂体与构造脊夹角和油柱高度统计 受地震资料分辨率的限制,部分砂体的连通关系难以分辨,制约斜向砂边界的精准刻画。本次从刻画同期砂体间的连通关系出发,对地震资料的分辨率进行改善。常规高分辨率处理技术建立在反射系数白谱(振幅谱近乎水平分布)假设下,针对油田反射系数表现为蓝谱特征(图8),提出井约束谱蓝化整形高分辨率处理技术:①采用谱白化技术恢复地震数据中衰减的高频成分;②利用一阶ARMA模型拟合反射系数的有色项[26],得到谱蓝化整形因子;③将谱蓝化整形因子与①中的结果进行褶积,使地震资料振幅谱形态逼近反射系数振幅谱形态。 图8 反射系数振幅谱 以QHD27-3-A1井与QHD27-3-A2井油水界面矛盾的问题为例,QHD27-3-A1井在同期砂体高部位钻遇的水层,而QHD27-3-A2井在该期砂体的低部位钻遇油层,同相轴却非常连续(图9)。经过本方法处理后,地震资料分辨率得到显著提升,砂体间的接触关系得到清晰展示:QHD27-3-A1井在高部位钻遇的水砂为晚期砂体,而QHD27-3-A2井在低部位钻遇油砂为早期砂体,井间油水界面矛盾问题得到有效解决。按照上述方法,重点对凸起斜坡区的斜向砂开展追踪刻画,完成200余个斜向砂体的刻画,夯实了亿吨级油田的圈闭基础。 注:蓝色柱代表水层,绿色柱代表油层。 秦皇岛27-3油田主要含油层系为明下段,纵向上从深到浅划分为Ⅲ—Ⅰ油组、0油组,整体含油,油藏埋深700～1 500 m,油藏类型主要为岩性油藏。秦皇岛27-3油田原油属于中—重质原油,原油物性具有“三高两低”的特点,即黏度高、含蜡量高、胶质沥青质含量高、含硫量低、凝固点低(表2)。原油地面密度0.914～0.981 t/m3,地面黏度41.35～2 128.00 mPa·s,含硫量均小于0.3%。受埋深、油源等因素影响,油田流体性质平面上表现为由西向东同一油组逐渐变好的趋势,秦南凹陷供源井区(如2/18井区)油品好于渤中凹陷供源井区(如6/7井区)。 表2 秦皇岛27-3油田原油分析数据 在秦皇岛27-3油田发现和评价过程中,精细开展从源到藏的油气成藏全过程动态分析,创新建立了“脊-断接力”控制油气运移模式和“馆陶缓脊驻留-晚期强断充注-明下斜砂优聚”的斜坡区浅层油气富集模式(图10)。来自渤中凹陷、秦南凹陷沙河街组烃源岩生成的油气,首先沿凸起边界大断裂向凸起运移,与凸起上馆陶组含砾砂岩输导脊组成了“断-脊接力”的运移模式,完成油气由凹陷区向凸起区运移;油气运至凸起时,宽缓的馆陶组输导脊(缓脊)在储层非均质性影响下形成规模性油气驻留,与强烈活动的断裂体系(强断)配置,使油气由馆陶组输导脊中转至明下段,完成油气的垂向再分配;最后,浅层砂体与切脊断层接触,完成油气在明下段的侧向分流,斜向砂体侧向保存条件较好,重点针对斜向砂开展钻探部署,最终油气在凸起斜坡区大规模聚集成藏。 图10 秦皇岛27-3油田成藏模式 秦皇岛27-3油田的发现,打破了石臼坨凸起10年无规模性油气发现的沉寂,实现了勘探老区再找到亿吨级油田的突破,进一步证实了连片砂体岩性勘探思路在渤海油田浅层勘探中的重要指导地位;揭示了馆陶组含砾砂岩输导脊对明下段成藏的控制作用,明确了渤海中西部富砂型馆陶组控制下的明下段潜力区带;同时明确了输导脊坡度、断层强度、砂体走向的配置控制了油气垂向输导和油气富集规律,秦皇岛27-3油田单井探明储量超过300万吨,突破了输导脊低部位“过路不留、留而不富”的传统认识,进一步丰富了浅层油气规模性成藏的模式,也为渤海海域沙垒田凸起、渤南低凸起东段等勘探老区浅层挖潜提供借鉴。
3.3 “缓脊-强断”控富,保证了凸起斜坡区充足油气中转
3.4 建立井约束谱蓝化整形高分辨率处理技术,保障斜向砂圈闭有效性
4.1 油藏特征
4.2 成藏模式
