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沾化凹陷古近系—新近系升降差异与断裂、裂缝关系及油气成藏特点

龚建洛  
【摘要】:含油气盆地的升降差异与断裂、裂缝的关系对油气藏的形成具有重要的控制作用,目前对此的研究较为薄弱。本文对沾化凹陷沙三中段、沙三上段、沙二下段、沙二上段、沙一段、东营组、馆陶组、明化镇组及第四系的沉积与沉降特征和东营组沉积末期地层剥蚀征进行了分析,在此基础上分析沾化凹陷古近系主力烃源岩(沙四上-沙三中段)在沙三上段、沙二下段、沙二上段、沙一段、东营组、馆陶组、明化镇组沉积期及第四纪的沉降及抬升剥蚀的差异。利用沾化凹陷地震资料分析了断裂与古近系主力烃源岩沉降差异之间的关系,通过岩心、薄片中裂缝发育特征观察及岩石压缩-回弹、破裂力学实验,分析了沉降差异与裂缝的形成和演化的关系,利用渗透率测试实验比较了不同输导介质的输导性能。在以上研究基础上结合沾化凹陷古近系和新近系油气运移驱动力的分析,对沾化凹陷古近系和新近系与裂缝有关的和与断裂有关的油气藏的形成特点进行了初步分析。取得了以下认识: 1沾化凹陷古近系-新近系主力烃源岩沙四上-沙三中段在沙三上段至沙一段沉积期,沉降最大区主要位于渤南-孤北和富林-孤南一带;东营组沉积期至第四纪,沉降最大区位于渤南-孤北、桩西和孤南一带。沉降最大区在沙一段沉积期已超过1200m,在东营组沉积期渤南-孤北和孤南一带超过1800m,桩西一带达到1300m;在馆陶组沉积期超过2000m,在第四纪超过3400m(该时期是主力烃源岩大量生成油气的时期)。整体上,沉降最大区沙三中段至沙一段沉积期相对较为稳定,自东营组沉积期至第四纪,沉降最大区逐步向凹陷东南部迁移,沉降幅度向盆地西北方向逐渐减小。现今的最大构造埋深区主要主要位于渤南-孤北、桩西和孤南一带,是在自沙三中段沉积期以来沉降基础上,继承发展而形成的。 2沾化凹陷古近系-新近系主力烃源岩层最大埋深区与断裂的关系可以分成两类:第一类为断裂走向上深切最大埋深区或与埋深等值线相交,第二类为断裂没有深切最大埋深区并与埋深等值线近于平行。 3盆地沉降过程中,岩石的演化分为塑性压实、弹塑性压缩和破裂三个阶段。沾化凹陷古近系-新近系地层中发育有平行层面裂缝、斜向裂缝和垂直裂缝,其中部分平行层面裂缝有滑移特征,多见于泥质岩。裂缝的组合以“T”或“工”型为主。沾化凹陷泥质岩裂缝发育深度一般在2000m以下。在沾化凹陷的拉张埋藏过程中,岩石在水平方向的伸展能力的差异是形成平行层面的裂缝主要原因;随着上覆岩层压力的增大,岩石横向上的伸展能力受到限制时就会在岩石中产生垂向裂缝;当垂向压力不均衡时,就容易形成斜向裂缝。当盆地发生抬升剥蚀时,不仅可诱发裂缝的发育,而且会使沉降阶段发育的裂缝发生扩展,裂缝的发育深度一般会变浅。 4沾化凹陷古近系-新近系油气运移驱动力最大区主要位于渤南-孤北、桩西和孤南一带,主要受控于主力烃源岩层的沉降幅度和地层温度。孔隙性砂、泥岩在平行层面方向上的渗透率一般大于在垂直层面方向上的渗透率(泥质岩平行层面渗透率与垂直层面渗透率的比值一般在6.62-398.77,均值为220.79;砂岩平行层面渗透率与垂直层面渗透率的比值一般在1.05-7.17,均值为4.72);裂缝性砂、泥岩的渗透率大于孔隙性砂、泥岩的渗透率(裂缝性泥质岩的渗透率是孔隙性泥质岩渗透率的1.35-21000倍,平均2729.17倍;裂缝性砂岩渗透率是孔隙性砂岩渗透率的1.17-178.57倍,平均29.49倍)。 5与裂缝有关的油气藏形成特点表现为油气在烃源岩层最大驱动力作用下,主要沿裂缝发生运移,油气自裂缝进入储层后,油和气受油、气、水的运移阻力差异作用在储层中的饱和度不断增加而聚集,油气藏主要形成于裂缝带,非裂缝带不易形成油气藏。与断裂有关的油气藏形成特点表现为油气在烃源岩层最大驱动力作用下,主要通过断层运移至断层顶端并聚集,最后进入断层顶端相邻的圈闭和储层中成藏。这一过程中,油气的运移主要与断层的走向有密切关系,若断层顶端为倾伏状,油藏主要分布在断层上倾端,若断层顶端为水平状,油气藏则沿断层顶端走向分布。 6在沾化凹陷,与裂缝有关的油气藏勘探中,平面上应以超过埋深2000m的范围为有利含油气区,垂向上以烃源岩为底界,从源岩层向浅层进行勘探,烃源岩层内和邻近烃源岩层的砂体和泥岩裂缝带为有利含油气勘探部位。与断层有关的油气藏勘探中,对于断层顶端倾伏的断层,断层顶端附近的储层和圈闭为有利含油气区,对于断层顶端水平的断层,沿断层顶端走向两侧的储层和圈闭为有利含油气区。


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