遼河坳陷成熟探區油氣深化勘探認識及實踐

李曉光， 陳 昌，韓宏偉

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

成熟探區指勘探程度相對較高的探區主要體現在2個方面：一方面是指資源探明程度高，另一方面是指對探區的油氣成藏規律認識程度較深。成熟探區深化勘探大多依賴地球物理技術進步、鉆探水平的提高和油氣層改造技術突破的基礎上進行精查細找、精雕細刻、攻堅啃硬、擴邊展延，以期實現積少成多、積小成大之目的，這不失為成熟探區深化勘探的一條捷徑。然而，對地下地質條件客觀復雜程度難于把握，所謂山無同形、水無常貌，油氣運移聚集發生在三維空間的漫長地質歷史時期，因此，要想實現油氣勘探真正意義上的突破和發現，新勘探思路和新成藏模式的建立應該是尋找大發現和新領域上突破的關鍵所在[1-3]。遼河坳陷處于渤海灣盆地東北隅，勘探面積約為12 000 m2，占渤海灣盆地總面積的1/20。歷經50 a的勘探開發，目前探明石油儲量為24.0×109t，探明天然氣儲量為725.0×109m3，常規資源探明率分別為58.7%和17.1%。累計生產原油4.9×109t，天然氣895×109m3，儲量采出程度分別為23.2%和47.7%?？碧介_發已經進入高成熟階段。近年來，按照深化地質認識、重構地質模型、重建成藏體系的總體思路對遼河坳陷開展深化勘探工作，在創新成藏模式、細化勘探單元及重組評價單元等方面進行了探索性工作并取得初步成效。

1 成熟盆地深化勘探實例

1.1 連續型油氣成藏新模式及勘探突破

富油氣凹陷連續型油氣成藏模式[4]是在富油氣斷陷基本石油地質背景上建立起來，并經過勘探開發印證的宏觀油氣成藏規律，是指油氣在富烴洼陷從中心到外圍具有頁巖油氣藏—致密油氣藏—常規油氣藏—次生油氣藏的分布發育規律。

遼河坳陷西部凹陷為新生代斷陷湖盆，凹陷呈“東斷西超”地質結構。凹陷中南段受東側邊界斷層強烈活動控制，在沙河街組持續沉降，形成清水洼陷。來自于東側中央凸起的物源體系在洼陷中心沉積。由洼陷邊部至洼陷中心具備連續型油氣藏發育的地質背景。

1.1.1 清水洼陷基本石油地質條件

清水洼陷為遼河坳陷最大的生烴洼陷，該區構造上位于遼河坳陷西部凹陷清水洼陷北部洼陷主體部位。從古近紀沙三段沉積時期以來，一直是西部凹陷中南段沉積、沉降中心。洼陷呈東陡西緩、北高南低格局，總體形態為北東走向的向斜構造。沙三段烴源巖厚度為400～900 m，最大厚度可達1 600 m；母質類型以Ⅰ—Ⅱ為主，有機碳含量為2.0%，最高可達7.0%，Ro為0.5%，為成熟—高成熟烴源巖，最大生油強度為8 400×104t/km2，最大生氣強度為520×108m3/km2，是西部凹陷烴源巖厚度最大、生烴條件最好的洼陷。清水洼陷生成的油氣沿疏導體系向洼陷四周運移，在洼陷周邊的有利構造帶聚集成藏(圖1)。20世紀90年代，以斷背斜、斷塊、斷鼻為主要勘探對象，沿清水洼陷周邊發現了數十億噸探明儲量規模的大型復式油氣聚集帶，這些油氣藏為環富烴洼陷分布的常規油氣藏、次生油氣藏。而長期以來構造勘探的思路認為洼陷區缺乏形成構造圈閉的條件，構造控藏的觀點嚴重桎梏了對洼陷帶的勘探，導致清水洼陷的勘探一直處于停滯狀態，是西部凹陷勘探程度最低的地區。進入21世紀，西部凹陷各二級正向構造帶構造油氣藏已基本勘探完畢，隨著油氣勘探的深入及勘探形勢的緊張，需要加強對清水洼陷這類勘探空白區的勘探。

圖1 s229井區位置Fig.1 The location of the Well Area s229

1.1.2 清水洼陷連續型油氣成藏新模式

從2018年開始在雙229井區就烴源巖分布發育、縱向油氣層可能分布發育模式進行探索性研究，基于富烴洼陷建立連續型油氣聚集成藏模式，進入真正的洼陷帶源內勘探。認為洼陷中心發育粗碎屑物源沉積體，且與優質烴源巖呈“三明治”結構關系。沙三段沉積時期洼陷主要發育深湖相泥巖及湖底扇重力流體系，沙二段至沙一段沉積時期，根據水體深度及范圍分為低位、湖侵和高位3個體系域，沙二段為低位體系域，沉積受古地貌影響明顯，具有填平補齊的特征，在溝谷部位充填了以砂礫巖為主的扇三角洲沉積體；沙一段時水體加深，分為湖侵和高位體系域，沉積了以砂巖為主的扇三角洲相。這些湖底扇重力流和扇三角洲扇體快速進入湖盆，側向穿插尖滅到湖相泥巖中，可形成側向尖滅型巖性地層圈閉(圖2)。同時這些扇體又被烴源巖直接包裹，具有充足的油氣供給，具備形成巖性油氣藏的優良條件。

圖2 s229塊油藏剖面Fig.2 The reservoir section of Block s229

為此，按照巖性油氣藏的思路對清水洼陷開展勘探研究工作。清水洼陷巖性油氣藏的勘探主要受兩方面因素影響，具有一定的難度。一方面沉積演化的復雜性決定沉積砂體分布不穩定，物性不均一；另一方面由于洼陷區目的層埋藏較深、近物源的特征，給地震儲層預測帶來挑戰。針對以上難點，加強了對該區的綜合地質研究，開展巖性油氣藏地質評價與地震儲層預測技術攻關。地震儲層預測技術包括地震資料高分辨處理，疊前、疊后地震儲層預測與烴類檢測，從宏觀到微觀對目標砂體進行預測和刻畫。地震疊前、疊后聯合反演證實儲層較為發育，烴類檢測結果具有異常反應[5-8](圖3)。烴類異常區主要分布在洼陷中東部，存在3個集中區：南部qing22a井區、中部s246井區、北部w111井區，且具有越靠近洼陷中心烴類異常越明顯的分布特征，這與該區巖性油氣藏基本成藏條件一致。

圖3 s229塊疊前反演流體預測Fig.3 The pre-stack inversion fluid prediction plan of Block s229

1.1.3 清水洼陷勘探成效

通過目標優選，在洼陷中心烴類檢測異常帶部署實施s229井，該井于2014年8月25日完鉆，完鉆井深為4 080.0 m，完鉆層位為沙二段，在沙二段3 352.6～3 366.0 m井段進行試油，壓裂后4 mm油嘴自噴日產油量為52.2 m3/d，獲高產工業油流。通過連續3 a的滾動勘探開發工作，在該區探明石油地質儲量為2 800×104t。油氣藏類型為環富烴洼陷分布的致密油氣藏。

該區勘探的成功一方面突破了西部凹陷最大生烴洼陷中心巖性油氣藏的勘探局面，為高成熟探區資源接替提供了基礎。另一方面為斷陷盆地富烴洼陷連續型油氣藏的勘探提供了指導意義，基于富烴洼陷建立連續型油氣聚集成藏模式，落實不同區域成藏要素，可實現勘探空白區的油氣發現。

1.2 西部凹陷雷家地區頁巖油藏評價新方法及勘探成效

遼河斷陷位于渤海灣盆地伸展拉分的起始位置[9]，凹陷狹窄，主力烴源巖平面延展范圍有限；地層傾角較大，小于10 °的地層分布范圍有限；斷裂極為發育，斷裂分布密度大于5條/km2?；跀嘞菖璧馗挥蜌獾奶厥庑?烴源巖厚度大、生烴潛力大)，優選雷家地區開展了頁巖油勘探開發探索研究。

1.2.1 雷家地區基本石油地質條件

雷家地區構造上位于遼河坳陷西部凹陷陳家洼陷主體部位，面積約為300 km2。西部凹陷在沙四段沉積時期處于裂陷初期，雷家地區在湖盆水體偏咸、水動力條件較弱、缺少陸源碎屑注入、處于強還原環境的古背景下，沉積了一套以褐灰—褐黃色泥質云巖、粒屑云巖、深灰色泥巖夾云質泥巖及油頁巖的互層組合，埋深約為3 000～4 000 m。垂向上劃分為高升、杜家臺2套油層組，杜家臺油層組進一步細分為杜一段、杜二段、杜三段，頂底板均為厚層油頁巖。以高升油層組及杜三段油層為主要層系發育的碳酸鹽巖儲層被油頁巖直接包圍，具有良好油氣顯示，形成源儲一體、源儲共生的頁巖油成藏組合[10]。

陳家洼陷沙四段烴源巖厚度為100～200 m，最大為400 m，具有“兩高一低”的特點：有機質豐度高，TOC含量為4%～8%；生油潛力高，S1+S2大于22 mg/g；熱演化程度低，鏡質體反射率Ro為0.3%～0.7%。由于熱演化程度低，原油密度較大，20 ℃時密度為0.866～0.905 g/cm3，黏度較大，50 ℃時黏度為11.03～796.45 mPa·s，導致原油流動性差，對頁巖油的開采效果造成了不利影響。

高升油層碳酸鹽巖主要巖性為粒屑云巖、泥晶云巖，杜家臺油層碳酸鹽巖主要發育于杜三段，含大量方沸石，主要巖性為頂部的泥晶云巖和下部的方沸石質云巖[11]。據1486塊次分析化驗，碳酸鹽巖主要儲層為含泥白云巖，儲集空間為層間縫、溶孔，實測孔隙度為2.0%～20.1%，平均為11.5%，滲透率為0.093～5.200 mD，平均為1.100 mD。根據礦物含量與油井產量對比分析，發現優勢儲層受碳酸鹽巖含量影響，隨著白云石含量的增大，儲集性能變優，產能變好。

1.2.2 雷家地區平面單元評價

基于“七性”關系評價，將雷家地區頁巖油“甜點”劃分為3類：一類儲層白云石含量大于50%，孔隙度大于10.0%，S1大于6 mg/g，巖性以含泥云巖為主；二類儲層白云石含量為40%～50%，孔隙度為6.0%～10.0%，S1為3～6 mg/g，巖性以泥質云巖為主；三類儲層白云石含量小于40%，孔隙度小于6.0%，S1小于3 mg/g，巖性以云質泥巖為主(圖4)。

圖4 lei88井“七性關系”評價Fig.4 The evaluation of "seven-property relationship" of Well lei88

基于“兩寬一高”地震資料的疊前地震反演法，以測井“七性關系”評價結果為依據，建立一、二、三類儲層巖石物理量版，利用疊前地震反演及基于貝葉斯理論的巖相流體判別技術預測儲層分布[12-17]。圖5為雷家地區lei93—lei97連井一類儲層概率密度反演剖面及儲層分類剖面。

圖5 lei93—lei97連井一類儲層概率密度反演剖面及儲層分類剖面Fig.5 The probability density inversion section and reservoir classification section of Wells lei93-lei97 Class I reservoirs

1.2.3 雷家地區縱向單元劃分及評價

鑒于雷家地區平面單元分布范圍小，單層資源豐度低，從構造位置、地層曲率以及高升油層和杜家臺油層疊合“甜點”3個方面，劃分新的評價單元。即縱向上將高升油層的2個“甜點”段疊加確定高升“甜點”區，將杜家臺油層3個“甜點”段疊加確定杜家臺“甜點”區，最后將高升“甜點”區和杜家臺“甜點”區疊加確定雷家地區頁巖油“甜點”區[18-25]。

基于斷裂-儲層雙要素評價法，將高升油層組與杜家臺油層組一類儲層疊加厚度與斷裂綱要進行疊合，綜合劃分出頁巖油3類開發區(圖6)。一類開發區“甜點”厚度大于30 m，斷裂密度小于5條/km2，采用長水平井單層開發，水平段長度為700～1 000 m；二類開發區“甜點”厚度大于30 m，斷裂密度大于5條/km2，采用直井縱向多層開發；三類開發區“甜點”厚度小于30 m，斷裂密度大于5條/km2，采用短直水平井單層開發，水平段長度小于300 m。以3類開發方式，實現了雷家地區頁巖油由面到體的有效動用。一類開發區lei88區塊部署水平井18口，鉆探的lei88-dH5水平段長度為785 m，初期日產油為33.8 t/d，階段累計產油1.2×104t。二類開發區鉆探直井lei96、lei99、lei88-59-85井，高升及杜家臺油層合采，初期日產油均大于10.0 t/d，階段累計產油均大于7 000 t。在雷家地區基于斷陷盆地縱向旋回式優質烴源巖發育特點，建立縱向頁巖油“甜點”發育模式，實現了非常規油氣目標評價由面到體的轉變，拓展了斷陷盆地非常規油氣藏的勘探空間。

圖6 雷家地區頁巖油分類評價Fig.6 The classification evaluation of shale oil in the Leijia Area

1.3 東部凹陷煤系源巖新認識及勘探突破

東部凹陷是組成遼河坳陷的三大凹陷之一。相比另外兩大凹陷，東部凹陷裂陷發生時間晚，沙三段特別是沙三中亞段湖相暗色泥巖是主力烴源巖，故以往勘探部署主要圍繞該套烴源巖開展。隨著勘探開發工作的不斷深入，在東部凹陷多個區帶發現淺層干氣，甲烷含量超過95%。隨著煤系烴源巖勘探的不斷突破，開展了對東部凹陷沙三段上部煤系地層的重新認識。

1.3.1 東部凹陷沙三上段地層結構及源巖

東部凹陷沙三段是裂陷初期的產物，可劃分為沙三下亞段洪(沖)積和濱淺湖沉積組合地層、沙三中亞段以深湖相暗色泥巖為主體的地層、沙三上亞段凹陷回返期以水上環境為主的泛濫盆地和河流體系沉積地層。其中，沙三上亞段可細分為3個準層序組：上部Ⅰ組為砂泥巖夾薄煤層，煤層厚度為10～20 m；Ⅱ組主要為砂泥巖互層，局部有火山巖，砂巖單層厚度一般為5～10 m，最大為20 m，砂地比為30%～40% ；Ⅲ組為煤層夾中-粗砂巖，煤層厚度為20～30 m，砂地比為30%(圖7)。

圖7 東部凹陷地層柱狀圖Fig.7 The stratigraphic bar chart of eastern sag

東部凹陷沙三上亞段煤系地層分布廣、厚度大，沙三上亞段煤及炭質泥巖由淺至深均有發育(800～4 000 m)，埋藏跨度大。該套廣泛發育的以煤層、炭質泥巖為主的煤系烴源巖，其熱演化處于褐煤—長焰煤階段。其中，煤的平均TOC含量值為43.76%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.625 8%，熱解生烴潛量(S1+S2)平均為96.8 mg/g，氫指數平均值為208 mg/g；炭質泥巖的TOC含量平均值為12.2%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.484 2%，S1+S2平均值為40 mg/g，氫指數平均值為253 mg/g。在淺層發現天然氣甲烷含量一般大于95%，甲烷同位素小于-55‰，證實為生物成因氣，其母源為沙三上亞段煤系地層[21]。綜上研究可知，東部凹陷的煤系烴源巖具有形成烴類物質的能力。

1.3.2 厘定沙三上段勘探單元

沙三上段自身煤系+碎屑巖+煤系的地層組合本身具備自生自儲能力，可以作為獨立成藏單元。從區域地層組合看，沙三上段處于上覆沙一段和下伏沙三中段之間，沙一段中下部為一套火山巖與細碎屑沉積體，沙三中段為主力烴源巖段，因此，沙三上亞段整體可以作為一個有效儲集單元。因此，構建了沙三上亞段作為獨立勘探單元的基本成藏模式：以自生自儲為主導、頂部有區域蓋層、下部近主力源巖的雙源供給成藏體系。

在東部凹陷小龍灣、歐利坨子2個地區重點開展了以儲層預測、巖性體識別為主的部署研究工作。針對小龍灣地區，主要儲層為沙三上亞段Ⅲ組薄層砂巖，與煤層間互發育，單層厚度為5～10 m，預測難度極大。重點優選儲層敏感曲線，采用曲線融合技術，突出儲層敏感性，可以準確預測厚度為5～10 m的薄層砂巖。歐利坨子地區沙一段砂巖厚度較大，單層厚度為10～20 m，且勘探程度較高，常規波阻抗反演即可有效預測儲層分布；沙三上亞段與小龍灣地區類似，主要采用曲線融合技術，開展多屬性反演預測有效砂體分布。

2021年在小龍灣地區部署實施X47井(圖8)，在沙三上亞段煤系地層11 m(3層)薄層砂巖中試氣折算日產氣為13.9×104m3/d，目前已累計產氣800×104m3；2021至2022年，在歐利坨子地區沙一段、沙三上亞段老井試氣12口，10口井獲工業氣流，累計產氣超過2 000×104m3。

圖8 X47井測井解釋綜合圖Fig.8 The comprehensive interpretation map of Well X47 logging

結合地震資料構造解釋、儲層反演、地化錄井、測井解釋等手段對東部凹陷中淺層天然氣成藏特征開展研究，認為東部凹陷煤系地層中淺層天然氣呈現主源定型，優相控儲，近源成藏的基本特征。煤系地層以中低煤階源巖為主，富氫貧氧、鏡質組富集的特點說明東部凹陷煤系源巖具備中淺層生氣條件，臨近駕掌寺斷裂為煤系地層提供了豐富的地層水交換環境，使得煤系地層受到生物催化作用生成大量天然氣，且近聚煤沉積中心及砂體發育區的部位，形成良好的源儲配置，有利于中淺層天然氣的成藏。以煤層為主的烴源巖與砂巖形成下生上儲的關系，源儲一體，具備原位成藏的條件。以此為基礎，建立東部凹陷中淺層天然氣成藏模式，在富油氣洼陷成熟探區尋找優質天然氣資源，重新評價中淺層勘探潛力。

2 結 論

(1) 地下地質體是客觀存在的，對地下地質體的認識都建立在地震、鉆井、測試等間接的、片面的資料基礎上，通過“將今論古”和“已知推未知”的方式建立起來的。因此，在高成熟探區深化勘探過程中，真正的領域性、突破性發現一定是由地質模型、成藏模式和評價單元的改變帶來的。遼河坳陷深化勘探的實踐就證實了這一點，同樣昭示著更多領域存在著更多新發現的可能性。

(2) 按照深化地質認識、重建成藏模式的總體思路，在西部凹陷清水洼陷創新成藏模式，打開了洼陷中心巖性油氣藏的新局面；在西部凹陷雷家地區創建新的評價模型，拓展了頁巖油的勘探空間；在東部凹陷沙三段重建勘探單元，在成熟探區內發現了新領域。上述勘探突破和發現首先源自于創新認識。

(3) 重構地質模型、重建成藏體系的總體思路，對遼河坳陷下步深化勘探有重要的指導作用。主力生烴洼陷源內原生油氣藏、深層近源潛山油氣藏、源內超壓體系下的火山巖油氣藏、致密砂巖油氣藏等領域有望成為遼河坳陷下步重要資源接替領域。