东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体成岩圈闭有效性评价

刘惠民，刘鑫金，2，贾光华

（1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015；2.中国石化胜利油田分公司博士后科研工作站，山东东营257002）

·油气地质·

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体成岩圈闭有效性评价

刘惠民1，刘鑫金1，2，贾光华1

（1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015；2.中国石化胜利油田分公司博士后科研工作站，山东东营257002）

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体发育扇根封堵的成岩圈闭岩性油藏，圈闭的形成受不同沉积相带沉积组构与成岩作用差异的影响，而圈闭有效性评价是预测圈闭含油气性的关键。为了有效预测成岩圈闭的含油气性，从扇根地质特征和油藏特征分析入手，剖析研究区扇根封闭机制和圈闭评价原则，在此基础上，利用不同勘探阶段的相关资料，建立适用的圈闭有效性评价方法。研究结果表明：扇根亚相泥质杂基含量高、压实与杂基重结晶作用强烈，纵向上叠置的扇根可作为侧向封堵层和局部盖层；成岩圈闭的主要封闭机制是物性封闭，扇根与扇中之间的突破压力差决定了封堵油气的高度；利用全直径取心油驱水实验数据对压汞实验测定的汞驱气突破压力进行校正，并分别利用核磁共振测井和常规物性资料建立油驱水突破半径的计算方法，进而求得油藏条件下油驱水的突破压力差，对圈闭的有效性进行评价。应用结果表明，建立的圈闭有效性评价方法合理、可行，可有效指导勘探部署。

砂砾岩扇体成岩圈闭圈闭有效性评价方法北部陡坡带东营凹陷

盖层的封闭机制研究是圈闭有效性评价的核心内容。Berg在1975年提出了物性封闭的概念及其在烃类运移和圈闭中的作用［1］，Schowalter对物性封闭机理的作用进行了详细阐述［2］，袁玉松等认为物性封闭是盖层最普遍的封闭机理，烃浓度封闭不具有普遍性［3］，何玉光等提出物性封闭是普遍机理，压力封闭和烃浓度封闭是特殊机理［4］。目前研究认为封盖层封闭油气的主要机理是物性封闭、烃浓度封闭和孔隙水压力封闭［5］，周雁等提出针对油气盖层的研究经历了5个阶段，由早期侧重于盖层物性研究发展到变形过程及成藏过程中的盖层有效性研究，认为尽管发现毛管物性封闭、超压封闭和毛管多相封闭等多种封闭类型，但是毛管物理封闭作用是最基本的封闭机制［6］；董忠良等认为上倾方向有封盖层的油气藏封盖机制是物性封闭、超压封闭和烃浓度封闭（抑制封闭作用、替代封闭作用和延缓作用），上倾方向没有盖层的深盆气藏的封闭机制包括水体封闭、低渗透砂岩阻止气体上浮，以及不断补给、散失以达到平衡的动态封闭机制［7］。曲长伟等提出浅层埋藏小、时代新、结构松散的盖层也存在物性封闭，并选取渗透率参数对其进行评价，证明物性封闭的普遍性［8］。

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体发育扇根封堵的成岩圈闭岩性油藏［9-10］，前人对成岩圈闭的成因及主控因素等进行了深入探讨，但针对扇根封堵成岩圈闭的封闭机制及有效性评价方法却未见报道。笔者首次从扇根的地质特征分析入手，论述扇根的封闭性能及其影响因素；然后通过剖析扇根的空间分布模式以及扇根封堵成岩圈闭的成藏特征，确定成岩圈闭有效性的评价原则；最终利用不同勘探阶段的相关资料，建立适用的圈闭有效性评价方法。由典型区块成岩圈闭的有效性评价结果显示，建立的成岩圈闭有效性评价方法切实可行，对同类型油藏的勘探具有重要的指导意义。

1　扇根的地质特征

盖层的分类很多，从岩性来看主要分为3大类，即泥页岩、蒸发岩和致密灰岩［4］；其中泥页岩的封闭性仅次于盐岩和石膏，是形成优质盖层的有利岩性［11-14］。砂砾岩扇体的扇根并非传统意义上的优质封盖层，但实践表明其能作为有效封盖层封堵油气主要取决于扇根独特的岩相特征及分布模式。

1.1岩相特征

砂砾岩扇体扇根的岩相为杂基支撑砾岩相和颗粒支撑砾岩相，以杂基支撑砾岩相为主，偶见颗粒支撑砾岩相［9］。杂基支撑砾岩相主要由棱角状—次棱角状的砾石组成，砾石成分复杂，以喷发岩、变质岩为主，其次为少量的砂岩和泥岩砾，砾石直径一般为0.5～5 cm，少量砾石直径大于10 cm，砾石呈漂浮状，表现为一种覆模态结构，仅有直径为1～2 cm的砾石具有磨圆现象，且可见直立及定向排列的砾石，颗粒表现为无分选，整体呈块状层理；其杂基为泥质或粉砂质等，含量高达40%，有时为砂质杂基。研究区盐100-3井镜下薄片观察结果显示，扇根杂基含量较高，颗粒接触关系为点接触，泥质含量高，可达30%～40%，呈鳞片状，大部分呈基底式胶结碎屑颗粒（图1a），仅局部为孔隙式胶结；由于埋藏较浅，胶结作用微弱，碳酸盐岩胶结不发育，偶见增生石英；孔隙有粒间孔及填隙物内孔，总面孔率较低，约为5%，其中原生孔隙与次生孔隙的面孔率均为1%～3%，但整体孔隙不发育，连通性较差。盐162井镜下薄片观察发现，其扇根颗粒多为次棱角状，颗粒之间以线接触为主，泥质以星点状分布的高岭石为主（图1b），泥质与白云石碎屑混杂分布，杂基多为鳞片状结构，表明当埋深达到2 700 m时，泥质杂基已开始大量发生重结晶作用，白云石、铁白云石具有显微—微晶结构，可见含铁碳酸盐岩的局部胶结（图1c），亦可见交代颗粒（图1d）或胶结长石溶解孔隙；孔隙有颗粒溶孔及残余粒间孔，连通性较差，且其总面孔率很低，多数小于1%。

图1　东营凹陷北部陡坡带砂砾岩扇体扇根镜下显示特征Fig.1　Microscopic characteristics of glutenite fan root in the northern steep slope zone of Dongying sag

1.2分布模式

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩扇体的扇根与扇中的岩相复杂，根据岩石组构参数在垂向上的递降度可将扇根岩石组构类型划分为Ⅰ-1型和Ⅰ-2型，扇中岩石组构类型划分为Ⅱ-1型、Ⅱ-2型和Ⅱ-3型［9］。明确岩石组构类型在空间上的分布模式是开展圈闭评价的基础。综合岩屑录井、密度、中子、声波、深侧向电阻率、自然伽马等测井资料，对单井岩石组构类型进行识别，根据近岸水下扇沉积成因模式，恢复砂砾岩扇体的岩石组构分布剖面。结果（图2）表明，扇根砾岩相为块状堆积，致密均一；扇中表现为多岩相疏密相间、互层叠置的特征。单砂层中的砂砾岩扇体呈由厚减薄的楔形体，多砂层组叠置的砂砾岩扇体整体呈现出持续后退的特点；扇根的岩石组构表现为Ⅰ-1型和Ⅰ-2型叠置，其间缺少泥质隔层，常具有冲刷减薄现象，这种垂向叠置样式为侧向封堵提供了必要条件；扇根与扇中交接处表现为Ⅰ-2型与Ⅱ-1型、Ⅱ-2型的垂向间互叠置，其中Ⅰ-2型与Ⅱ-1型之间的接触面可作为成岩圈闭有效性评价的封盖转换面。

综上所述，扇根具有覆模态结构特征，且泥质杂基含量高、压实与杂基重结晶等成岩作用强烈，使扇根可以成为有效封堵层；此外，扇根位于扇中有效储层的上倾方向，与扇中呈指状接触，因此纵向上叠置的、致密均一的扇根可以成为侧向封堵层和局部盖层。

图2　东营凹陷北部陡坡带盐22井区沙四段上亚段砂砾岩扇体近南北向岩石组构分布剖面Fig.2　Rock fabric distribution section of glutenite fan in upper Es4of Yan22 area in the northern steep slope zone of Dongying sag

2　扇根的封闭机制

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体紧邻民丰洼陷烃源岩，成藏条件有利。前人研究结果表明，民丰洼陷沙四段和沙三段下亚段发育异常高压，沙四段下亚段发育多套膏岩层，可形成流体封存箱，产生异常压力［15-17］，但与烃源岩直接接触的砂砾岩扇体岩性油藏却不属于异常压力系统。分析东营凹陷北部陡坡带盐家地区实测地层压力及压力系数与埋深的关系发现，其油藏实测地层压力与埋深具有很好的线性关系，压力系数为0.8～1.2，主要集中于0.95～1.0，属于正常压力系统。利用盆地模拟软件恢复研究区关键油气成藏期的地层压力剖面，结果（图3）表明，洼陷带沙四段下亚段、沙四段上亚段纯下次亚段和纯上次亚段烃源岩在明化镇组沉积末期发育超压系统，其中沙四段下亚段剩余地层压力主要为15～30 MPa，沙四段上亚段纯下次亚段和纯上次亚段剩余地层压力为5～10 MPa，但是紧邻的砂砾岩扇体内部为正常压力系统，烃源岩与砂砾岩扇体之间存在一个明显的压力快速变化带。由此可见，大套砂砾岩扇体纵向叠置厚度大，宏观上自下而上为一个连通体系，缺乏稳定的泥岩隔层，难以形成稳定的超压系统，在漫长的地质历史时期内，油气在砂砾岩扇体内部主要以浮力驱动，油气聚集仅须平衡浮力；因此，成岩圈闭的主要封闭机制是物性封闭，不存在明显的烃浓度封闭和异常压力封闭。

图3　东营凹陷北部陡坡带盐家地区明化镇组沉积时期地层压力分布剖面Fig.3　Formation pressure distribution section during Nm sedimentary period of Yanjia area in the northern steep slope zone of Dongying sag

3　圈闭有效性评价方法

针对物性封闭圈闭的评价方法有很多［18］，例如付广等认为物性封闭的主要评价参数是盖层与储层的排替压力差，压力封闭的评价参数是盖层与储层的压力系数差，烃浓度封闭的评价参数为是否进入生烃门限，是否具有流体超压，流体超压是否大于流体饱和压力，并选取盖层的岩性、单层厚度、累积厚度、沉积环境和成岩程度等参数，利用加权平均法对盖层的封闭能力进行评价［19］。谈玉明等选取孔隙度、渗透率、排替压力和孔径4个参数，利用加权平均法建立盖层评价标准［20］；王欢等选取盖层的岩性、沉积环境、最大单层厚度、累积厚度、砂岩含量以及储层与盖层的排替压力差作为参数，分别赋予相应的权值和权重，对泥岩盖层的封闭性进行综合评价［11］。赵新民等利用测井方法评价盖层的垂向封闭性和储层的侧向封堵性，探讨欠压实、超压发育情况对储层侧向封堵性的影响［21］。

扇根侧向封堵的机理是物性封闭，因此，扇根封盖油气的力学平衡式可以表示为

其中

式中：Fb为油气受到的浮力，N；Δpc为扇根与扇中之间的突破压力差，Pa；S为单位面积，m2；pca为扇根的突破压力，Pa；pcb为扇中的突破压力，Pa；pc为突破压力，Pa；δ为烃与水之间的界面张力，N/ m；θ为接触角度，（°）；Rt为突破半径，μm。

封堵层封闭油柱的高度受封堵层与渗透层突破压力差控制，突破压力是指开始进入岩样所需的最低压力，是非润湿相开始进入岩样最大连通孔喉而形成连续流所需的启动压力，也称为阈压或门槛压力。在突破压力下，非润湿相能进入的孔喉半径即岩样的最大孔喉半径。利用压汞实验求得的突破压力是汞驱气的突破压力，而实际油气成藏是油驱水的过程，与实验测定的汞驱气突破压力存在较大差异。汞驱气条件下，δ为480 N/m，θ为140°，cosθ为0.766；而油藏条件下，δ为19.8 N/m，θ为30°，cosθ为0.866；由于δ和θ不同，对汞驱气条件下获得的实验数据须进行校正。油驱水突破压力的求取是扇根封闭圈闭有效性评价的关键，为此，笔者利用东营凹陷北部陡坡带盐家地区全直径取心油驱水突破压力测试及小样品气驱水突破压力测试的实验数据，对岩心常规压汞数据进行校正，得到油驱水突破半径的计算公式，并根据不同勘探阶段的相关资料，建立求取油驱水突破半径的方法，进而求取油藏条件下的突破压力。

3.1利用压汞实验数据求取油驱水突破半径

为了模拟实际地层温度、压力条件下的油气封堵情况，分别选取研究区16块全直径取心样品进行油驱水突破压力测试，选取32块小样品进行气驱水突破压力测试，结果表明，气驱水突破压力值偏小，因此首先需要利用油驱水突破压力测试数据校正小样品气驱水突破压力测试数据，通过拟合全直径取心油驱水突破压力和小样品气驱水突破压力测试数据（表1），得到油驱水突破压力的校正公式为

式中：pCYS为油驱水突破压力，Pa；pCQS为气驱水突破压力，Pa。

通过校正得到32块小样品的油驱水突破压力，从而获得48块样品的油驱水突破压力数据，并计算相对应的油驱水突破半径。结合岩心常规压汞汞驱气测试数据，建立利用压汞实验汞驱气突破半径计算油驱水突破半径的转换公式为

式中：Rd为压汞实验汞驱气突破半径，μm。

将计算得到的油驱水突破半径代入式（3），即可获得油驱水突破压力。

表1　全直径取心油驱水突破压力和小样品气驱水突破压力测试数据Table1　Experimental data of oil displacing water in whole diameter core and of gas displacing water in small core

3.2利用核磁共振测井资料求取油驱水突破半径

由于未取心的井段无法进行压汞实验，因此，尝试利用核磁共振测井资料来拟合压汞曲线，进而利用拟合的压汞曲线求取油驱水突破半径。核磁共振测井是目前惟一可以评价储层孔隙结构的测井方法，其利用氢原子核自身的磁性及其外加磁场的相互作用，通过测量地层岩石孔隙中氢核核磁共振弛豫信号的幅度和弛豫速率，探测与地层岩石孔隙结构和孔隙流体的相关信息。核磁共振测井提供的原始数据是随时间衰减的自旋回波串，包含储层物性、孔隙类型、孔径、流体类型及其分布等信息。由核磁共振弛豫机理可知，在均匀磁场中测量的横向弛豫时间的表达式为

式中：T2为横向弛豫时间，ms；T2B为流体的体积（自由）弛豫时间，ms；ρ2为岩石横向表面弛豫率，μm/ms，是表征岩石物理性质的参数；s为孔隙表面积，μm2；V为孔隙体积，μm3。

地层流体的T2B值通常大于2 000 ms，而实际测量岩石骨架的T2值通常为50～200 ms，地层流体的T2B值远大于岩石骨架的T2值，因此式（6）可以表示为

式中：r为孔喉半径，μm；C为比例系数，其值可由孔隙结构分析资料确定［8］。

由于核磁共振T2谱分布与压汞孔喉半径分布具有相似性，因此尝试利用核磁共振T2谱分布构建压汞曲线。首先以累积汞饱和度为横坐标、孔喉半径为对数纵坐标，调整压汞曲线；然后提取核磁共振T2值，以核磁共振T2谱累积幅度为横坐标、T2值为对数纵坐标，构建与压汞曲线类似的拟合压汞曲线。汞驱气突破半径为压汞曲线的平台切线对应的孔喉半径，利用核磁共振T2谱分布构建的拟合压汞曲线的平台切线对应的T2值来拟合汞驱气突破半径（图4）。

图4　盐22-22井核磁共振T2谱分布构建的拟合压汞曲线与实测压汞曲线对比Fig.4　Diagrams showing contrast between measured mercury injection curve and the one fitted by NMR T2spectra of Well Yan22-22

由于核磁共振测井获得的是全井段数据，因此可以利用核磁共振测井资料拟合相对应深度点的压汞曲线，确定利用核磁共振T2谱分布构建的拟合压汞曲线的平台切线对应的T2值，进而建立该值与压汞实验汞驱气突破半径之间的关系式为

冯可儿先是投给高潮一个火辣辣的眼神儿，接着埋下头来，在键盘上噼里啪啦几下子，就搜索出了美之厦房地产公司的电话号码，做了几次深呼吸之后，才去拨打美之厦公司的电话号码。

式中：T2gd为利用核磁共振T2谱分布构建的拟合压汞曲线的平台切线对应的T2值，ms。

将计算得到的压汞实验汞驱气突破半径代入式（5），即可得到油驱水突破半径，进而计算油驱水突破压力。

3.3利用渗透率与孔隙度比值求取油驱水突破半径

针对研究区大量没有压汞实验数据和核磁共振测井资料的区块，上述2种方法均不适用。前人研究表明，渗孔比（渗透率与孔隙度的比值）与储层的孔喉半径之间存在定量关系［22］，张程恩等将渗孔比的开方定义为储层品质指数，认为该指数可以综合反映储层孔隙结构的品质［23］。因此，可以建立油驱水突破半径与储层品质指数的关系式为

其中

式中：RQI为储层品质指数，μm；K为渗透率，10-3μm2；ϕ为孔隙度，%。进而根据计算得到的油驱水突破半径，利用常规物性资料计算得到油驱水突破压力。

4　圈闭有效性评价结果

根据实测常规物性及核磁共振测井资料可以计算各种岩相的油驱水突破压力，构建对应岩相的油驱水突破压力与埋深的关系曲线，获得任意岩相组合不同埋深的油驱水突破压力差，定量评价扇根的封闭能力，进而根据实际地质剖面上某一圈闭封堵油气的岩相组合类型，对成岩圈闭的有效性进行评价。

由东营凹陷北部陡坡带盐家地区砂砾岩扇体岩石组构分布模式可知（图2），垂向上控制油气封堵的岩相组合主要为Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩、Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-2型砂岩，侧向上控制油气封堵的岩相组合主要为Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩，真正决定封闭能力的是突破压力差最小的Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩。根据木桶原理，选取突破压力差最小的Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩岩相组合进行成岩圈闭有效性评价。结果表明，埋深为2 800 m处Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩之间的突破压力差约为0.15～0.2 MPa，取原油密度为0.8 g/cm3，封堵油柱高度约为80～120 m；埋深为3 200 m处Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩之间的突破压力差约为0.3～0.4 MPa，封堵油柱高度约为180～200 m；埋深为3 600 m处Ⅰ-2型砾岩和Ⅱ-1型含砾砂岩之间的突破压力差约为0.45～0.55 MPa，封堵油柱高度约为230～250 m；因此，储盖转换面之间的突破压力差均随着埋深的增加而增大，成岩圈闭的封闭能力逐步增强。在定量计算成岩圈闭封堵油柱高度的基础上，根据砂砾岩扇体油藏顶面倾角，可以计算油藏的平面宽度。以盐22块沙四段下亚段5砂组为例，计算含油高度为213 m，实测含油高度为197 m，相对误差为7.68%；计算油藏平面宽度为2 144 m，实测油藏平面宽度为2 010 m，相对误差为6.67%；因此评价结果与勘探实践结果相吻合，证明该评价方法是合理、可行的。

5　结论

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体发育扇根封堵的成岩圈闭岩性油藏。扇根具有覆模态的结构特征，泥质杂基含量高，压实与杂基重结晶等成岩作用强烈，使扇根可以作为有效封堵层。扇根位于扇中有效储层的上倾方向，与扇中呈指状接触，纵向上叠置且致密均一的扇根可以作为侧向封堵层和局部盖层；砂砾岩扇体内部为正常压力系统，烃源岩与砂砾岩扇体之间存在明显的压力快速变化带，因此，油气在砂砾岩扇体内部主要以浮力驱动，油气的聚集亦仅需平衡浮力，成岩圈闭的主要封闭机制是物性封闭。扇根与扇中之间的突破压力差决定了封堵油气的高度，通常利用压汞实验求得的突破压力是汞驱气的突破压力，实际油气成藏是油驱水的过程，与压汞实验测定的汞驱气突破压力存在较大差异，利用全直径取心油驱水实验数据对压汞实验获得的汞驱气突破压力进行校正，并建立利用核磁共振测井和常规物性资料求取的油驱水突破半径的计算方法，进而得到油藏条件下的油驱水突破压力差。利用上述评价方法对东营凹陷北部陡坡带砂砾岩扇体成岩圈闭的含油性进行预测，取得了较好的应用效果，于坨128-10块上报探明石油地质储量为1 789.22×104t。研究结果表明，建立的成岩圈闭有效性评价方法适用于对正常压力系统砂砾岩扇体成岩圈闭进行有效性评价，对东营凹陷北部陡坡带以及埕南断裂带的砂砾岩扇体勘探具有重要的指导意义；但对于发育异常压力系统的砂砾岩扇体成岩圈闭，还须考虑异常压力系统对圈闭封闭能力的影响。

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编辑邹潋滟

Evaluation on trap effectiveness for deep fan diagenetic trap in the northern steep slope zone of Dongying sag

Liu Huimin1，Liu Xinjin1，2，Jia Guanghua1

（1.Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China；2.Postdoctoral Scientific Research Workstation of Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257002，China）

The deep fan diagenetic trap developed widely in the northern steep slope zone of the Dongying sag and the differences in sedimentary fabric and diagenesis play important role in the reservoir forming.How to evaluate the trap effectiveness is the key to exploration.By analyzing geological characteristics of root-fan and oil reservoir，the object of trap evaluation，the root-fan sealing mechanism and evaluation principle were determined to predict oil-bearing properties of diagenesis trap effectively.Based on this，according to different data at different exploration stages，the trap effectiveness evaluation methods suitable for different exploration stages were established.The results show that the root-fan developed high clay heterobase and strong compaction and heterobase recrystallization so the root-fan could be a lateral sealing seal or a local seal.The main seal mechanism of diagenetic trap was capillary sealing，the difference of displacement pressure between root-fan and mid-fan determined oil column height.Mercury injection data should be corrected by experimental data of oil displacing water in whole diameter core，and the method of calculating breakthrough radius of oil displacing water using NMR data or routine physical data were established，by which the breakthrough pressure difference under oil res-ervoir condition can be obtained to evaluate the trap effectiveness.The analysis of the applied result shows that this evaluation method can be used to guide exploration.

glutenite fan；diagenetic trap；trap effectiveness；evaluation method；northern steep slope zone；Dongying sag

TE112.3

A

1009-9603（2015）05-0007-08

2015-07-13。

刘惠民（1969—），男，山东寿光人，教授级高级工程师，博士，从事油气勘探研究与管理工作。联系电话：（0546）8716756，E-mail：liuhm1964@126.com。

国家科技重大专项“渤海湾盆地精细勘探关键技术”（2011ZX05006-003），中国石化科技攻关项目“东营凹陷陡坡砂砾岩体成岩圈闭有效性评价”（P10010）。