绥中36-1地区油气富集特征及成藏主控因素分析

绥中36-1地区油气富集特征及成藏主控因素分析谭丽娟;郝慧之【摘要】SZ36-1地区已发现的油气藏平面上主要分布在辽西低凸起上,纵向上主要分布于东二下亚段.油气藏以构造油气藏为主,主要烃源岩层系为古近系沙河街组一段和三段,主要储层类型为三角洲砂体,东二下段上部区域性展布的泥岩构成盖层.油气藏以油为主,油藏多为常压下形成,油气成藏期较晚.采用油藏解剖和油气分布与成藏条件之间空间匹配关系研究的方法,对该区油气成藏的主控因素和模式进行了研究.研究表明:该区油气成藏的主控因素是断裂、储盖组合以及输导体系.油气藏横向分布主要受储层控制,而纵向分布主要受断裂控制.受断裂和凸起的影响,该区主要为凸起披覆背斜型成藏模式.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)015【总页数】5页(P142-146)【关键词】SZ36-1油田;油气藏特征;成藏主控因素;成藏模式【作者】谭丽娟;郝慧之【作者单位】中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,青岛266580;中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,青岛266580【正文语种】中文【中图分类】TE122.1辽东湾探区在渤海海域中勘探程度相对较高，目前已发现了多个油气田，其中SZ36-1油田是中国海域的第二大油田[1]。

但是由于早期资料较少以及对成藏模式认识上的偏差制约了油田进一步开发部署，因此重新认识SZ36-1地区的油气富集特征、油气成藏主控因素及成藏模式等问题,对于该区乃至相似类型构造单元的进一步勘探具有重要的指导意义[2]。

本文从SZ36-1地区的区域地质概况出发，利用录井、测井等基础资料分析研究本区的油气藏特征，进而分析断裂活动、构造发育史、输导体系对油气成藏的控制作用，最后结合油气分布特征、油气成藏期以及油气成藏主控因素确定油气成藏模式。

SZ36-1油田位于辽西低凸起中南段，西侧以辽西1号断层为边界与辽西凹陷相邻,东侧向辽中凹陷下倾(图1)，基底为下古生界灰岩潜山,其上为古近系和新近系披覆背斜，平面上呈狭长的条带状。

SZ36-1两侧凹陷烃源条件良好，辽西凹陷与辽中凹陷中、北洼发育东营组三段以及沙河街组一段、三段和四段4套烃源岩,其中沙三段和沙一段烃源岩生烃期较早(50～35 Ma),且烃类成熟度较高，对油气成藏有现实的贡献，是本区的主力烃源岩。

沙二下亚段大面积发育的三角洲砂体提供了良好的储集空间，东二下亚段上部发育区域性展布的泥岩盖层，三者形成新生新储新盖型或者新生古储新盖型生储盖组合。

以上这些有利条件,为本区油气奠定了良好的成藏基础。

SZ36-1地区发现的油气藏基本均位于辽西低凸起上，油气藏具有以下主要特征：(1) 油气藏类型以披覆背斜油气藏为主，半背斜油气藏和潜山油气藏也有一定的分布，且油气藏基本上均在正常地层压力作用下形成[3]。

(2) 储层沉积相主要为大型河、湖相三角洲沉积，以三角洲前缘亚相砂岩为主[4]。

岩性为中砂岩或细砂岩，以细砂岩为主。

平均孔隙度为0.35，平均渗透率为2 000 mD。

(3)本区的主要储集空间类型是粒间孔，其次是各种类型的溶蚀孔。

孔隙空间形态多样，局部为胶结物和黏土矿物充填[5]。

(4)原油平均密度为0.958 5 g/cm3，平均地面黏度1 283.8 mD，含硫含蜡量较高(表1)。

油气藏以油为主，由于SZ36-1油田泥岩盖层较薄，质量较差，因此，油藏会受到不同程度的氧化、水洗、降解，多为重质稠油。

(5)资料显示SZ36-1地区所有的原油样品均存在25-降藿烷与正构烷烃共存的现象(图2)，说明该油田具有至少两个充注时期[6]。

由于烃源岩成熟较晚，且烃类包裹体发育为一期，因此，推测SZ36-1油田应该为晚期成藏。

(6)油气分布特征：在纵向上油气藏主要分布在东二下段的多个层位，根据地震资料显示，绥中36-1构造东侧斜坡沙河街组逐渐加厚，有可能有储集层分布；在平面上，油气主要分布在绥中36-1半背斜构造的中部，接近构造最高部位处。

并且，资料显示，绥中36-1构造东营组储集层往南变薄，减少，岩性变细，因此油层变薄，减少；往北储集层相对发育，砂岩油层也相对增多。

辽东湾地区的油气成藏受多种因素控制，包括有效烃源岩的分布、圈闭的有效性、输导体系的发育、断裂构造的性质、储集层物性以及沉积相和砂体的展布等。

但实际上，油气藏的形成与分布可能受某一方面或者是受某几方面的控制相对明显，那么，这些因素就是主控因素。

综合分析认为SZ36-1地区的主控因素是断裂活动、储盖组合及输导体系。

3.1 断裂活动对油气成藏的控制作用由于辽西一号控凹断裂的存在，在渐新世初期，受断裂作用影响，绥中36-1潜山被改造，但埋深稳定，渐新世末期再稳定抬升，东营组一段遭受剥蚀,构造高部位几乎全部剥蚀。

但沙河街组末期以后断层活动性减弱(图3)，与油气运移期匹配较好，使得东营组成为主要含油层位。

同时，辽西一号断裂还导致辽西凹陷发育垂向贯通型疏导体系，使得油气沿断裂向浅层运移(图4)。

3.2 构造发育史对储盖组合的控制作用SZ36-1地区潜山高部位埋深1 500 m，潜山以寒武-奥陶系碳酸盐为主。

东营组为其上覆地层，但东一段缺失。

局部被沙河街组一段覆盖，其平均厚度为33 m，滩砂是其主要沉积物，局部发育生物滩，在斜坡部位也有扇三角洲沉积发育[7]。

东营组平均厚度约680 m，在东营组沉积早期，该区物源以西侧短轴为主，西侧绥中水系受绥中35-2、绥中29-4及绥中29-2断层限制，两组断层掉向相反，并组成断槽，导致砂体由北向南推进，在绥中36-1地区形成大型三角洲沉积[8]，而东侧复线水系只在辽中凹陷中洼一线沉积。

因此,绥中36-1地区形成了以东营组二段上亚段上部区域性展布的泥岩为盖层，以东营组二下亚段大面积发育的三角洲砂体为储集层的储盖组合。

(图5)油气藏的形成不仅要看生储盖的存在与否,更重要的是看它们在时间和空间上的相互联系和配置情况, 特别是储盖组合与生油层之间的配置关系[9]。

研究区储盖组合按其与生油层之间的配置关系主要为自生自储式。

3.3 输导体系对油气成藏的控制作用辽西低凸起前第三系基岩断块体东西向可分为三个带：①由凸起西侧大断层控制的陡坡带；②潜山带的主体部位；③凸起东侧斜坡带。

SZ36-1地区形成的油气藏以断层-砂体为主要运移通道，其西侧辽西1号控凹断层在成藏期输导性能良好，同时其东侧斜坡带大型三角洲砂体输导体系发育。

辽西1号断层在SZ36-1构造附近活动强度大、活动时间长(从沙河街组三段到明化镇沉积时断层一直在活动)、输导性能好，可以作为油气垂向运移的高效通道。

储层物性，特别是储层的渗透率决定了砂体渗滤流体的能力，对油气的运移和聚集具有重要影响[10]。

SZ36-1东斜坡带东营组二段三角洲砂体大规模发育且连续性好，(图6、图7)因此储集物性普遍较好，钻井资料统计显示本区孔隙度在28%～35%之间，平均31%；渗透率在100～10 000 mD之间，平均2 000 mD。

主要产层为东二下段，埋深1 175～1 605 m。

侧向输导能力强,为油气大规模、长距离运移创造了条件。

另外，位于东斜坡带的潜山不整合亦是重要的输导体系[11]。

综合分析本区的地质和地球化学认为，SZ36-1地区的原油主要来源于其两侧的凹陷，尤其是辽中凹陷。

与一般的双向油源成藏模式不同，SZ36-1油田虽然为双向油源，但其油气运移参数却显示出单向的特征，主要来源于辽中凹陷南洼，这与该油田特殊的输导体系有关(图8)。

辽西一号控凹断裂的存在使辽西凹陷发育垂向贯通型输导体系，油气沿辽西一号断裂从深层向浅层运移；由于辽中凹陷西侧斜坡带断裂不发育，因此缺少垂向贯通的通道，沙三段成熟烃源岩生成的油气不能先进入东二段砂体再进行侧向运移，而是直接沿基底不整合面进行侧向运移，运移至低凸起后，与辽西凹陷来源的油气汇合，然后再沿辽西一号断裂向浅层运移。

两侧凹陷充足的油源供给为该SZ36-1油田提供了物质基础；良好的垂向和侧向运移通道，尤其是辽西一号断裂是该油田垂向上的高效运移通道；东二下段大面积发育的三角洲砂体为该区油气提供了良好的储集空间；东二下段上部发育的区域性泥岩盖层是油气保存的必要条件[12]。

基于这些优越条件，油气才得以在埋藏较浅、生物降解等次生改造作用明显的储层中大规模聚集。

(1)SZ36-1地区油气藏以披覆背斜油气藏为主，多在正常压力下形成，主要分布在东二下亚段。

多为重质稠油，油气成藏期较晚。

(2)SZ36-1地区油气成藏主控因素为断裂活动、储盖组合以及输导体系。

辽西一号断裂使油气沿断裂向浅层运移，构造发育使本区形成以东营组二段下亚段上部区域性展布的泥岩为盖层,以东营组二下亚段大面积发育的三角洲砂体为储集层的储盖组合。

凸起西侧大断层与东侧斜坡带大型三角洲砂体的良好配置为油气大规模、长距离运移创造了条件。

(3)综合油源特征、输导体系以及储盖组合分析认为SZ36-1地区为凸起披覆背斜型油气成藏模式。

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