渤海灣盆地石臼坨凸起秦皇島27-3大型油田發現與地質新認識*

周家雄 徐春強 楊海風 張宏國 張 震 柳永軍 張德龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

受新構造運動控制,新近系是渤海灣盆地環渤中凹陷地區重要的含油層系之一[1]。20世紀90年代,渤海油田在石臼坨凸起、渤南低凸起、沙壘田凸起相繼發現了秦皇島32-6、蓬萊19-3和曹妃甸11-1等新近系億噸級油田,掀起了渤海淺層勘探的熱潮。近幾年來,渤海油田勘探工作者在萊北低凸起和萊州灣凹陷等接連發現墾利6-1和墾利10-2等明下段億噸級油田[2],提出并證實連片砂體巖性勘探模式,展現環渤中地區明下段連片砂體巨大的勘探潛力。在近30年的勘探實踐中,渤海淺層勘探催生了“中轉站控運”[3-4]、“活動斷裂帶控運”[5-6]、“匯聚脊控運”[7-8]和“構造形變體控運”[9]等一系列模式、理論等,進一步指導了渤海淺層大油田的發現與評價。

石臼坨凸起是渤海最早開展油氣勘探的區帶之一,早期古潛山勘探成效不佳。1995年在凸起背斜區發現秦皇島32-6億噸級油田,隨之又在凸起背斜區發現了南堡35-2油田。2011年在“脊-圈-砂”成藏模式指導下[10-11],在秦皇島32-6油田低部位發現了秦皇島33-1南油田,之后在凸起低部位的斜坡區開展多輪探索,均無規模性油氣發現。秦皇島33-1南油田勘探實踐表明,油氣充滿度在凸起背斜區、掀斜斷塊區和斜坡區呈現逐漸減小的趨勢[12]。石臼坨凸起高部位構造圈閉鉆探殆盡,凸起斜坡區勘探程度較低,且以順向斷裂為主,傳統認為油氣“過而不留”[13]。近幾年,渤海油田勘探工作者對石臼坨凸起開展系統、整體研究,采取連片砂體巖性勘探思路[14],重點針對凸起低部位斜坡區油氣運聚、砂體邊界刻畫兩大關鍵因素進行油氣富集規律研究,指導石臼坨凸起東段斜坡區又獲秦皇島27-3油田億噸級發現,實現了勘探老區的重大突破。

1 區域地質條件

石臼坨凸起位于渤海中西部,近東西走向,南北兩側被渤中凹陷、秦南凹陷所夾持,南側以石南1號斷裂為界與渤中凹陷相連,北側以斜坡帶的形式深入秦南凹陷(圖1a)。凸起整體“西高東低”,高部位背斜區已發現秦皇島32-6、南堡35-2等大中型油田,累計探明石油儲量約3.5億噸,秦皇島27-3構造區位于秦皇島32-6油田東側低部位的凸起斜坡區(圖1a)。鉆井揭示,石臼坨凸起自下而上依次發育古生界、中生界、古近系東營組、新近系館陶組、明化鎮組和第四系平原組(圖1b),太古界目前尚未揭示。凸起區基底受控于張家口—蓬萊左旋走滑斷裂影響,發育近SN向走滑斷層,淺層斷裂多為NEE向,為基底走滑斷層的派生斷層[15],凸起斜坡區以順向斷裂為主(圖1c)。石臼坨凸起前古近系的古生界碳酸鹽巖和中生界火山巖,儲層欠發育;東營組以東二段為主,厚層砂巖夾薄層泥巖,埋深1 800～3 000 m,不具備生烴能力;館陶組為以大套含礫砂巖沉積為特征的辮狀河三角洲前緣,砂巖含量87%～95%;明下段為河湖交互相沉積,埋深1 000～1 600 m,“泥包砂”的巖性特征,儲蓋組合好,為凸起之上主力含油層系。

圖1 石臼坨凸起地質概況

2 油田發現歷程

根據勘探目的層系和勘探模式的不同,可將石臼坨凸起的勘探歷程劃分為古潛山勘探、淺層構造勘探、淺層構造-巖性勘探以及淺層連片砂體巖性勘探4個階段。

2.1 古潛山勘探階段

1966—1993年,當時受到陸上油田潛山勘探的啟發,主要針對凸起潛山目的層開展勘探。20世紀70年代在427凸起發現渤中3-1古生界油田,在428凸起發現428東古生界油田和428西中生界油田等一系列小型油田[16],共計探明石油地質儲量僅千萬噸,隨后凸起上油氣勘探陷入沉寂。

2.2 淺層構造勘探階段

1994—2009年,在晚期成藏理論指導下,以新近系構造圈閉為鉆探對象。1995年、1996年在凸起背斜區分別發現秦皇島32-6、南堡35-2億噸級油田(圖1),1998年發現秦皇島33-1小型油田,3個油田共計探明儲量約2.7億噸。

2.3 淺層構造-巖性勘探階段

2010—2020年,渤海油田勘探者創新提出凸起淺層“脊-圈-砂”三元控藏模式[10]和斷裂-砂體配置半定量成藏預測技術[17],針對秦皇島33-1油田圍區剩余構造圈閉面積較小,但是整體具有較好的構造背景的特征,以構造-巖性思路發現秦皇島33-1南大中型油田,獲得凸起之上第3個億噸級油田。隨后向凸起斜坡區甩開探索,油氣顯示差異明顯,均無規模性油氣發現。

2.4 淺層連片砂體巖性勘探階段

2021年至今,全面轉向規模性巖性勘探模式,在凸起高部位持續挖潛的同時重點攻關凸起低部位斜坡區油氣富集規律,創新建立了“脊-斷接力”油氣運移模式和“脊緩-強斷-斜向砂”油氣富集模式,同時提出井約束譜藍化整形高分辨率處理技術,實現對了斜坡區巖性圈閉邊界有效刻畫。2023年,開展高效集束評價,在石臼坨凸起勘探老區再獲大型油田——秦皇島27-3油田,新增探明石油地質儲量超億噸。

3 地質創新認識與關鍵技術

明下段作為典型的源外成藏層系,油氣運聚與砂體刻畫是勘探研究的關鍵。針對凸起斜坡區油氣“過而不留、留而不富”的問題,開展從源到藏的油氣成藏全過程分析,重點分析了油氣在“由凹上凸”“由館陶組調整到明下段”2個運聚環節中的關鍵因素,同時建立地震分辨率提高新方法精細刻畫巖性圈閉邊界。在新認識、新方法的指導下,成功發現并評價了秦皇島27-3油田。

3.1 雙洼雙向供烴,石臼坨凸起為規模性油氣優勢運聚指向區

石臼坨凸起東段被渤中凹陷、秦南凹陷兩大凹陷夾持,通過長期活動斷層、古近系近源扇體與凹陷區烴源巖相連,發育背斜型匯聚脊[18],具有雙洼雙向供烴、背斜型凸起強勢匯聚的特殊優勢(圖2)。

圖2 石臼坨凸起潛山頂面形態與油氣運聚數值模擬

渤中凹陷發育沙三段、沙一段和東三段3套烴源巖,發現渤中19-6、渤中25-1南等大型油氣田,是渤海富生烴凹陷之一。其中,沙三段烴源巖TOC主要為0.5%～7.6%,平均3.0%,有機質類型以Ⅱ1型為主,沙一段TOC主要為0.5%～6.9%,平均2.5%,主要為Ⅱ1型,沙河街組為好—優質烴源巖,目前進入成熟—高成熟階段;東三段烴源巖TOC主要為0.5%～5.6%,平均1.8%,主要以Ⅱ1—Ⅱ2型為主,為較好—好烴源巖,目前進入成熟階段。油源對比表明,凸起之上秦皇島32-6和秦皇島33-1南油田普遍具有高4-甲基甾烷,中低伽馬蠟烷,低C19三環萜烷等譜圖特征,表明渤中凹陷沙三段為北側石臼坨凸起的主力供烴層系,沙一段烴源巖有一定貢獻。

秦南凹陷發育東三段、沙一段、沙三段和沙四段4套烴源巖。其中,沙四段TOC以小于0.5%為主,最大0.78%,平均僅為0.18%,有機質類型主要為Ⅱ1—Ⅲ型;沙三段TOC普遍大于2%,平均2.25%,為好—優烴源巖,有機質類型為Ⅰ—Ⅱ1型為主;沙一段TOC為0.5%～1.7%,平均1.15%,為中等—好烴源巖,有機質類型為Ⅱ1—Ⅱ2型;東三段TOC主要為1%～2%,平均1.04%,為中等—好烴源巖,有機質類型為Ⅱ1—Ⅲ型。沙三段烴源巖有機質豐度較高、類型好,目前進入大量生油氣階段,生烴潛力較大。原油對比表明,石臼坨凸起東北傾末端之上的QHD28-4-1d井(圖1a)油樣具有高4-甲基甾烷,低伽馬蠟烷,中等C19三環萜烷,C29甾烷異構化程度不同,表明秦南凹陷沙三段是向石臼坨凸起供烴的主要層系,且存在多期原油的充注。

地球化學證據表明,來自渤中凹陷原油具有低豐度的C19三環萜烷、C28-29三環萜烷,而來自秦南凹陷原油具有高豐度的C29-30-降藿烷和較高的C19三環萜烷。按照生標化合物差異,明確不同凹陷的不同供烴范圍,凸起高部位和南部斜坡區原油主要來自渤中凹陷沙河街組烴源巖,以南北向運移為主,凸起東北帶斜坡區原油主要來自于秦南凹陷沙三段烴源巖,以近東西向運移為主(圖2)。

3.2 “斷-脊接力”控運,館陶組輸導脊控制油氣由凹上凸

3.2.1長期活動大斷裂控制油氣初始二次運移

渤中凹陷生成的油氣沿凸起南側陡坡帶石南1號斷裂向石臼坨凸起運移(圖3)。秦皇島27-3構造區對應石南1號斷裂的中段,在主成藏期(4.6 Ma～1.3 Ma,對應明上段沉積期)斷層古落差在94～349 m,平均226 m,斷層活動速率為17～67 m/Ma,平均43 m/Ma,屬于長期活動大斷裂[19],因此石南1號斷裂是凸起區和陡坡帶初始的二次運移通道。另外,石南1號斷裂下降盤發育東營組、沙河街組近源扇體,有利于產生油氣的初始匯聚,為石南1號斷裂產生規模性的垂向運移量提供油氣中轉作用。石臼坨凸起東北帶發育一系列長期活動大斷裂,與秦南凹陷烴源巖直接接觸,并且也發育沙河街組、東三段近源扇體(圖2),同樣具有良好的油氣垂向運移能力。

圖3 石臼坨凸起東段石南1號斷層與地層配置(剖面位置見圖1a)

3.2.2館陶組是大斷層側向分流的優勢層系

油氣沿石南1號斷裂等長期活動大斷裂垂向運移時,不同層位斷層的開啟與封閉的差異性導致油氣側向分流的層位和路徑也有所不同,直接控制了凸起之上油氣再分配規律。

張立寬 等[20]建立了斷層開啟系數F判定油氣側向分流層系,其中F=P/(δ×SGR)(F為斷層開啟系數,無量綱;P為泥巖流體壓力,MPa;δ為斷面正應力,MPa;SGR為泥巖涂抹因子,無量綱)。研究認為,當F≤0.75時,斷層連通概率為0,斷層封閉;當0.75

表1 石臼坨凸起東段低部位不同層位斷層開啟系數計算

凸起之上館陶組為辮狀河三角洲沉積,巖性特征為大套厚層含礫砂巖夾薄層泥巖,砂巖含量為87%～95%。秦皇島32-6油田館陶組含礫砂巖孔滲性良好,孔隙度主要為20%～35%,平均29.0%,滲透率主要為1 000～8 000 mD,平均3 701 mD。結合區域沉積規律和鉆井揭示,明下段底部泥巖與館陶組頂部大套含礫砂巖、館陶組中部薄層泥巖和大套含礫砂巖組成良好的橫向油氣輸導組合。石臼坨凸起東段館陶組整體披覆于凸起潛山面之上,整體發育近東西向、近南北向的兩種構造脊。渤中凹陷來源的油氣沿石南1號斷裂進入館陶組之后,主要沿近南北向的構造脊運移;秦南凹陷來源的油氣沿大斷裂進入館陶組輸導脊之后,由近東西向構造脊運移(圖2)。因此,石南1號大斷裂與館陶組構造脊組成的“脊-斷接力”完成了油氣從凹陷向凸起的運移,且館陶組構造脊控制了凸起之上油氣的運聚。

3.3 “緩脊-強斷”控富,保證了凸起斜坡區充足油氣中轉

秦皇島27-3構造為凸起斜坡區,發育順向斷裂,傳統認為油氣“過路不留”,不利于形成高豐度油藏[13]。油氣易于在凸起高部位背斜區的秦皇島32-6、秦皇島33-1構造聚集成藏。研究表明,秦皇島27-3構造區具有“緩脊”“強斷”的有利條件,從而保證了油氣從館陶組輸導層向明下段規模性的運移中轉。

3.3.1平緩館陶組輸導層有利于油氣在斜坡區駐留

輸導層的油氣匯聚作用控制了淺層的油氣富集[21]。凸起斜坡區以順向斷裂為主,館陶組含礫砂巖厚度遠大于斷層斷距(圖3),認為易于形成“砂砂對接”,油氣無法在輸導層形成匯聚,對應的明下段不易形成規模性油氣藏。Schowalter指出油氣匯聚是油氣運移動力和阻力相互作用的結果,當阻力大于動力時,油氣處于駐留狀態[22]。浮力是油氣在淺層輸導層中運移的主要動力,而輸導層的毛管壓力是主要阻力。當輸導層坡度較小(α1<α2)時,沿輸導層上傾方向的浮力分量減小,要克服毛管壓力需形成更長的運移路徑(L1>L2),從而形成較高的烴柱高度h,因此輸導層的低坡度有利于油氣在輸導通道中的駐留(圖4)。Aschenbrenner和Achauer在研究油氣輸導層時,認為在7.5英寸油柱高度一定的情況下,輸導層坡度與連續油相的長度呈反比[23]。石臼坨凸起東段斜坡區原油密度較大,地面密度0.914～0.981 t/m3,平均密度0.957 t/m3,相同烴柱高度下原油的浮力較小。更為重要的是,館陶組構造脊坡度為0.17°～0.96°,平均0.70°(圖5),輸導層上傾方向只有不到2%的浮力分量。因此,在相同輸導層毛管壓力條件下,石臼坨凸起東段斜坡區原油浮力較小,在低坡度的控制下,克服毛管壓力的浮力分量驟減,那么連續油相高度需相應的增加才能達到“輸導-駐留”的門檻值,從而形成長度較大連續油相的駐留。

圖4 館陶組輸導層油氣駐留模式

圖5 石臼坨凸起東段館陶組頂面坡度等值線與斷裂疊合

圖6 不同區帶斷至館陶組輸導層的斷裂特征

羅曉容 等[24]在研究油氣橫向運移時,認為輸導層普遍存在非均質性,輸導層低部位即使沒有構造圈閉也會形成大量的油氣匯聚,而且油氣匯聚量可能遠大于高部位的構造圈閉。秦皇島27-3構造區館陶組整體為辮狀河三角洲沉積,但非均質性依然很明顯[25],含礫砂巖的孔隙度、滲透率跨度極大,宏觀的油氣運移“高速公路”實質是微觀上“高速公路”“省道”“鄉村小路”的組合,不同沉積微相的疊置、河道的遷移與廢棄形成了大量的毛管壓力異常點,形成了眾多微觀層面的橫向輸導“終止點”,即“隱形”巖性圈閉,從而為充足的油氣垂向運移形成了“中轉站”。同樣為石臼坨凸起斜坡區的秦皇島34-6/35-2西區,輸導層坡度1.15°～2.30°,平均1.58°(圖5),淺層明下段無油氣顯示。沙壘田凸起東段館陶組具備“緩脊”條件,曹妃甸11-1與曹妃甸12-1兩大構造之間斜坡區的館陶組傾角為0.16°～0.62°,平均0.41°,館陶組油氣駐留效果更好,目前已發現探明儲量約1500萬噸,逐漸形成連片含油的態勢。上述不同區帶比較說明,坡度是凸起斜坡區輸導層形成規模性油氣駐留的先決條件,當館陶組輸導脊坡度小于1°時,油氣駐留效果較好。

3.3.2強烈活動的切脊斷裂有利于油氣在斜坡區垂向輸導

在輸導層形成規模性匯聚的基礎上,斷至輸導層的斷層成藏期活動強度控制油氣垂向運移量。秦皇島27-3構造區館陶組輸導脊坡度較小,且斷裂具有延伸距離長、活動強度大的特點。在“脊緩”的前提下,發育“強斷”可以在凸起斜坡區形成規模性的油氣垂向運移。

秦皇島32-6油田區切脊斷層平均延伸長度1.77 km,成藏期平均斷距約25 m,斷層發育密度約0.18 條/km2;低部位斜坡區的秦皇島27-3切脊斷層發育密度略小,差值22%,但斷層平均延伸長度2.67 km,成藏期平均斷距約39 m,比秦皇島32-6油田區大51%～56%;同樣位于斜坡區的秦皇島34-6/35-2西區,斷層條件良好,斷層平均長度2.19 km,成藏期平均斷距約41 m,但館陶組輸導層平均坡度1.58°(圖5、6),淺層明下段無油氣顯示。上述3個區塊的數據對比說明,輸導層坡度是控制凸起斜坡區淺層成藏的關鍵,在館陶組輸導層坡度小的前提下,晚期活動的斷層控制凸起斜坡區規模性垂向運移。因此,在輸導層坡度小于1°的基礎上,當斷層長度大于2.5 km且成藏期斷距大于40 m時,凸起斜坡區可形成規模性垂向運移。

石臼坨凸起東段、沙壘田凸起東段的斷裂數據統計也表明,在“脊緩”條件下,不同的斷裂條件控制了油氣垂向運移量,造成主力成藏層位有顯著差異。沙壘田凸起東段切至館陶組構造脊的斷層發育密度、平均延伸長度與石臼坨凸起東段相差在10%以內,但斷裂晚期平均斷距僅為20 m,相對于石臼坨凸起東段小60%,因此斷層垂向輸導能力相對較弱。目前沙壘田凸起東段表現為“明下段、館陶組均富”的垂向分布規律,明顯不同于石臼坨凸起東段的“明下段富、館陶組貧”。

3.4 建立井約束譜藍化整形高分辨率處理技術,保障斜向砂圈閉有效性

在凸起斜坡區,當砂體走向與凸起輸導層構造脊方向斜交時,巖性圈閉高部位保存條件好,有利于形成高油柱;當砂體走向與構造脊方向近平行時,砂體作為油氣運移通道,油氣僅在高部位聚集成藏,而斜坡區過而不留。統計結果表明,砂體走向與凸起構造脊夾角大于40°時,砂體探明油柱高度明顯增大,當砂體走向與構造脊走向夾角40°～90°時為斜向砂,斜向砂有利于油氣保存,從而形成較高的油柱高度(圖7)。

圖7 斜坡區砂體與構造脊夾角和油柱高度統計

受地震資料分辨率的限制,部分砂體的連通關系難以分辨,制約斜向砂邊界的精準刻畫。本次從刻畫同期砂體間的連通關系出發,對地震資料的分辨率進行改善。常規高分辨率處理技術建立在反射系數白譜(振幅譜近乎水平分布)假設下,針對油田反射系數表現為藍譜特征(圖8),提出井約束譜藍化整形高分辨率處理技術:①采用譜白化技術恢復地震數據中衰減的高頻成分;②利用一階ARMA模型擬合反射系數的有色項[26],得到譜藍化整形因子;③將譜藍化整形因子與①中的結果進行褶積,使地震資料振幅譜形態逼近反射系數振幅譜形態。

圖8 反射系數振幅譜

以QHD27-3-A1井與QHD27-3-A2井油水界面矛盾的問題為例,QHD27-3-A1井在同期砂體高部位鉆遇的水層,而QHD27-3-A2井在該期砂體的低部位鉆遇油層,同相軸卻非常連續(圖9)。經過本方法處理后,地震資料分辨率得到顯著提升,砂體間的接觸關系得到清晰展示:QHD27-3-A1井在高部位鉆遇的水砂為晚期砂體,而QHD27-3-A2井在低部位鉆遇油砂為早期砂體,井間油水界面矛盾問題得到有效解決。按照上述方法,重點對凸起斜坡區的斜向砂開展追蹤刻畫,完成200余個斜向砂體的刻畫,夯實了億噸級油田的圈閉基礎。

注:藍色柱代表水層,綠色柱代表油層。

4 秦皇島27-3油藏特征與成藏模式

4.1 油藏特征

秦皇島27-3油田主要含油層系為明下段,縱向上從深到淺劃分為Ⅲ—Ⅰ油組、0油組,整體含油,油藏埋深700～1 500 m,油藏類型主要為巖性油藏。秦皇島27-3油田原油屬于中—重質原油,原油物性具有“三高兩低”的特點,即黏度高、含蠟量高、膠質瀝青質含量高、含硫量低、凝固點低(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、油源等因素影響,油田流體性質平面上表現為由西向東同一油組逐漸變好的趨勢,秦南凹陷供源井區(如2/18井區)油品好于渤中凹陷供源井區(如6/7井區)。

表2 秦皇島27-3油田原油分析數據

4.2 成藏模式

在秦皇島27-3油田發現和評價過程中,精細開展從源到藏的油氣成藏全過程動態分析,創新建立了“脊-斷接力”控制油氣運移模式和“館陶緩脊駐留-晚期強斷充注-明下斜砂優聚”的斜坡區淺層油氣富集模式(圖10)。來自渤中凹陷、秦南凹陷沙河街組烴源巖生成的油氣,首先沿凸起邊界大斷裂向凸起運移,與凸起上館陶組含礫砂巖輸導脊組成了“斷-脊接力”的運移模式,完成油氣由凹陷區向凸起區運移;油氣運至凸起時,寬緩的館陶組輸導脊(緩脊)在儲層非均質性影響下形成規模性油氣駐留,與強烈活動的斷裂體系(強斷)配置,使油氣由館陶組輸導脊中轉至明下段,完成油氣的垂向再分配;最后,淺層砂體與切脊斷層接觸,完成油氣在明下段的側向分流,斜向砂體側向保存條件較好,重點針對斜向砂開展鉆探部署,最終油氣在凸起斜坡區大規模聚集成藏。

圖10 秦皇島27-3油田成藏模式

5 結束語

秦皇島27-3油田的發現,打破了石臼坨凸起10年無規模性油氣發現的沉寂,實現了勘探老區再找到億噸級油田的突破,進一步證實了連片砂體巖性勘探思路在渤海油田淺層勘探中的重要指導地位;揭示了館陶組含礫砂巖輸導脊對明下段成藏的控制作用,明確了渤海中西部富砂型館陶組控制下的明下段潛力區帶;同時明確了輸導脊坡度、斷層強度、砂體走向的配置控制了油氣垂向輸導和油氣富集規律,秦皇島27-3油田單井探明儲量超過300萬噸,突破了輸導脊低部位“過路不留、留而不富”的傳統認識,進一步豐富了淺層油氣規模性成藏的模式,也為渤海海域沙壘田凸起、渤南低凸起東段等勘探老區淺層挖潛提供借鑒。