沧东凹陷孔二段致密油成藏条件研究

前  言

沧东凹陷是是渤海湾盆地重要的富油气凹陷之一，是油气勘探开发的重要战场。大港探区发育沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙三-沙一段多套优质烃源岩，致密碎屑岩和湖相碳酸盐岩储层广泛分布，二者相互叠置，具备形成致密油的良好地质条件。“十一五”期间随着地质认识的不断深化、工程工艺技术的快速发展，在常规油气资源勘探取得重要突破和规模增储的同时，非常规油气资源勘探也取得了重要进展，沧东凹陷孔二段的致密砂岩、白云岩及过渡岩性形成的致密油藏，勘探程度相对较低，勘探潜力大，具有良好的勘探前景。

1  沧东凹陷孔二段致密油成藏条件

沧东凹陷现今构造由孔店构造带、舍女寺断鼻两个正向构造带和南皮、孔西、孔东三个斜坡构造构成。古近系沉积了渤海湾盆地厚度最大的孔店组碎屑岩系，其中孔二段属内陆封闭深水—半深水湖盆沉积，优质烃源岩发育，是该区主力供烃层系。湖盆发育的多旋回性形成多套生储盖组合，形成纵向上多层系含油，平面上不同构造部位、不同油气藏类型相互叠加连片的复式油气聚集特点，沧东凹陷生储盖配置关系好，油气成藏条件优越，具备形成致密油气的良好条件。

1.1  湖盆特征

沧东凹陷总体上是夹持在沧县隆起和徐杨桥-黑龙村潜山构造带及孔店凸起之间的地堑区，平面上向西南收敛，向北撒开呈喇叭状。主要基底断裂包括沧东断层、徐西断层。沧东古近纪经历了早期统一坳陷到晚期三个次级断陷的差异演化，两期湖盆结构特征各异。从构造发育和沉积充填两个方面可将沧东凹陷的发育划分为两大阶段：早期为碟状坳陷，相当于孔二段和孔一下沉积时期，主体厚度最大，向两侧减薄。孔一上沉积时期，沧东段孔店构造带形成，分割沧东、常庄两个单断箕状凹陷，而南皮段继承性发育。因此，现今斜坡具有两种不同的性质，晚期沧东、常庄次凹的陡坡、缓坡，南皮凹陷的缓坡，早期构造斜坡：包括孔东、孔西构造斜坡及南皮继承性斜坡。

1.2 烃源岩特征

沧东凹陷是古近纪两期叠合湖盆，沉积了渤海湾盆地厚度最大的孔店组碎屑岩系，孔店组地层厚1400-2500m，其中孔二段发育受内陆封闭深水—半深水湖盆控制的优质烃源岩沉积，油页岩厚度大，分布广，成为该区主力烃源岩层系。孔二段沉积时期属于亚热带潮湿气候，淡水-半咸水封闭型坳陷湖盆，水生生物繁茂，强还原环境，有机质古生产力较高，主要发育黑、深灰色富含有机质泥岩、灰褐色油页岩和泥灰岩。

1.2.1有机质类型及丰度

大量烃源岩样品的元素、热解及干酪根镜鉴等资料的综合分析表明孔二段烃源岩有机质总体以Ⅰ型为主，其中Ⅰ型干酪根占69%，Ⅱ1型干酪根占13%，Ⅱ2型干酪根占8%，Ⅲ型干酪根占10%。烃源岩有机地化分析数据研究表明，孔二段暗色泥岩有机质丰度很高，其TOC平均为3.07%，最高9.23%；S1+S2平均为19.46mg/g，最大69.91mg/g；沥青“A”含量平均为0.35%；HC平均含量为2106.44ppm。各项指标综合评价，暗色泥岩已达到好-很好烃源岩的级别。

1.2.2烃源岩展布特征

孔二段为孔店期最大湖泛期沉积，厚度400-600m，细分为Ek21、Ek22、Ek23、Ek24四个四级层序，纵向上孔二段烃源岩丰度差异较大。其中Ek21上部TOC分布区间在0.2～0.29%，平均值0.23%；Ek21下部TOC分布区间在3.99～6.05%，平均值5.16%；Ek22TOC分布区间在3.41～8.5%，平均值5.47%；Ek23TOC分布区间在2.81～6.97%，平均值5.27%；Ek24TOC分布区间在0.14～1.33%，平均值0.43%。研究表明，孔二段主力生烃层段为Ek21下部，Ek22和Ek23。

近两年钻探证实烃源岩分布及丰度控制孔二段致密油的分布，因此准确厘定烃源岩的边界可以为勘探评价提供依据。烃源岩研究成果表明：烃源岩的平面分布基本与孔二段地层厚度展布呈正相关趋势，同时烃源岩发育区受沉积体系控制。暗色泥岩厚度在100-350m，厚度高值区位于孔店构造带上的湖盆中心区达到400-450m。孔二段烃源岩生油强度大，致密油资源丰富，主生烃区生油强度一般>400万吨/km2，通过类比法、容积法初步估算致密油资源量3.24-5.1亿吨。

1.3 沉积储层特征

1.3.1孔二段致密油沉积特征

沧东凹陷孔二段受控于孔店凸起、东光凸起、徐黑凸起、沧县隆起四大盆外物源体系，发育10个子物源，三角洲砂体沿湖盆边缘环带状分布，古湖盆低斜坡—中心区三角洲前缘席状砂、远岸水下扇砂体、白云岩及过渡岩类等致密储层与富有机质页岩、暗色泥岩呈互层式大面积连片分布。

孔二段沉积相带自西向东依次分布常规砂岩相带→细粒致密带←常规砂岩相带，不同岩类呈环带状分布（图1），湖盆中心的细粒致密带发育致密砂岩类、白云岩类、过渡岩类三类储层，其中致密砂岩类主要指处于深层三角洲前缘水下分支河道、河口坝（成岩后生—近源型）的砂体；三角洲前缘远端远砂坝、                  图1   孔二段综合评价图

席状砂砂体；重力流沉积的远岸水下扇、孤立透镜体砂体；白云岩类主要指处于湖盆中心准同生—源-储互层型的白云岩；过渡岩类主要指处于斜坡与湖盆交界处的砂泥过渡岩类和云泥过渡岩类。从平面上看，沧东凹陷孔二段西南部物源注入强度大，其前缘—湖盆中心致密储层厚度大，纵向上把三类储层分为成岩致密型（主要指Ek24中部细砂岩）和沉积致密型（主要指Ek22顶部细砂岩和Ek21-Ek23单位过渡岩类及白云岩）。

 1.3.2孔二段致密油储层特征

     沧东凹陷孔二段致密油储层包括致密砂岩类、白云岩类、过渡岩类三类，从钻探井的取芯情况看三类致密储层孔隙、裂缝均较为发育。根据南皮斜坡区取芯井资料，孔二段纵向上发育五个致密油储层甜点段，分别是Ek22油组上部、Ek24油组的致密砂岩储层甜点段，Ek21油组中下部、 Ek22油组中下部、Ek23油组中下部的白云岩及过渡岩类储层甜点段。

①致密砂岩类（Ek24、Ek22成岩致密型砂岩 ）  

Ek24油组致密砂岩类平面上主要发育于孔西斜坡南段及南皮中低斜坡，纵向上累计厚度可达48m，其中纯砂岩27.8m，录井油气显示厚度13.3m，储层中粒间、粒内溶孔与高角度裂缝发育，南皮低斜坡的C3井Ek24油组致密砂岩取芯物性分析显示，孔隙度6-8.5%，渗透率0.18-0.4mD，属于低孔特低渗储层。

Ek22油组上部沉积致密型砂岩储层，属于远岸水下扇块状重力流型砂岩，录井油气显示厚度20.1m，粒间溶蚀孔和微裂缝发育，荧光下可见溶孔和裂缝中充填油质沥青，发淡蓝色中-亮光，含沥青基质发淡黄、黄绿色荧光。南皮中低斜坡的B2井取芯显示Ek22油组上部砂岩累计厚度20.1m，最大单层厚度5m，孔隙度6.9-13.6/10.5%，渗透率0.01-1.99/0.33mD，属于低孔特低渗储层。

总体上孔二段致密砂岩储集以微细孔喉为主，占总量的75%以上；高排驱压力（一般>1Mpa)；低进汞饱和度(一般Smax<50%)的特点。

②白云岩（Ek21-Ek23白云岩）

白云岩类储集层主要分布在湖泛贫砂期（区）的浅湖--半深湖湖湾斜坡区（坡折带），  在孔二段广泛分布，依据孔二段取芯井资料，现阶段孔二取芯段可识别出20个白云岩集中发育段，累计厚度115m左右，占已解释层厚的29.6%，平均层厚度5.8m；最厚层为Ek22和Ek23交界处，为12m；识别出12个泥质云岩发育段，累计厚度103m左右，占已解释层厚的26.5%，平均层厚度8.6m。岩石薄片表明孔二段白云岩储层中晶间孔、溶蚀孔及裂缝发育，微裂缝充填油质沥青并向基质侵染，发蓝色荧光。取芯井物性分析白云岩储层孔隙度2.0-8.8%，平均5.6%，渗透率0.05-1.6 mD ，平均0.24mD，属于中-低孔特特低渗储层。

③过渡岩类（Ek21-Ek22油组的含云泥质粉砂岩、云质泥岩、含砂泥岩、泥晶白云岩等过渡岩类）

过渡岩类平面上主要分布于南皮低斜坡Ek21、Ek22 与孔西斜坡南段Ek22，录井岩性为泥岩、油页岩，井壁取芯岩性为泥岩，气测有些异常，常规测井无法识别储层，核磁测井有储集空间，镜下鉴定为含云泥质粉砂岩、云质泥岩、含砂泥岩、泥晶白云岩等过渡岩类。纵向上累计厚度110m左右，荧光薄片显示泥质部分发褐色荧光，亮度中暗、暗，裂缝内见蓝色荧光，亮度中暗、暗。过渡岩类为南皮斜坡Ek21、Ek22主要致密储层，厚度大（150m），分布广, 孔西斜坡过渡岩类以中南段Ek22中下部白云岩及云质泥岩较为发育。

2  沧东凹陷孔二段致密油成藏主控因素与成藏模式研究

2.1  孔二段致密油藏成藏主控因素

沧东凹陷是古近纪两期叠合湖盆，孔二段内陆封闭深水—半深水湖盆沉积优质烃源岩发育，油页岩主要发育于Ek21下部、Ek22中下部和Ek23中上部，平面上分布近古湖盆中心区，有效烃源岩沿东西边界断裂、南北凸起低斜坡大面积分布，烃源岩总厚度50-450m，亚热带潮湿气候下，淡水-半咸水封闭湖面有机质生产力高，孔二段源岩厚度、有机碳、可溶烃类含量与生烃潜量均较大。沧东凹陷为坳断转换型湖盆，南北演化差异，形成南北两大成因机制构造区，形成两类三个斜坡。南段发育南皮继承型斜坡，坡度缓。在北东向推覆体控制下，进一步形成东西分带格局，西带为简单斜坡构造，断裂不发育，孔二段地层和砂体厚度大，东带发育南北向展布的低幅度背斜，受近东西向断层控制，形成复杂断裂斜坡，孔二段地层相对较薄，砂体在背斜翼部较为发育。凹陷北段在印支-燕山期中央向斜背景下，古近纪经历坳陷-断陷两幕运动，后期受边界断裂强烈的对倾掀斜反转控制，发育反转型斜坡，斜坡陡倾。受沧县、徐黑、孔店和东光四个盆外物源和五个次级物源控制，沧东孔二段发育规模不等的三角洲朵体沉积。其中，南段古地貌平缓，砂体延伸远，具有凸起顺向供砂、侵蚀沟槽输砂、单一坡折、凹槽控砂、斜坡中高部位富砂的控砂机制。北段变化快，发育短轴扇体为主，具有斜坡低部位富砂，中高部位富泥，砂体上倾尖灭的特征。湖盆区大段油页岩、泥质粉砂岩、白云岩大面积叠置连片。优质烃源岩与砂体和岩相展布相匹配，孔二段具有自生自储、常规油致密油共存的特征，三角洲前缘主砂体带形成常规油藏聚集，远端细粒沉积区过渡岩类与油页岩叠置，形成致密油，二者含油连片；同时在油页岩发育区，孔一下冲积扇体沿低斜坡顺断槽展布，紧邻孔二段优质烃源岩，下生上储，断槽区油层厚度大，物性好，构造、岩性联合控藏，与孔二段构成统一成藏系统，利于形成大面积油藏连片规模聚集。

2.2  孔二段致密油藏成藏模式与选区原则

沧东凹陷南皮斜坡孔二段油气成藏受砂岩、生油岩双重控制，近物源主砂体区形成常规油藏，古湖盆低斜坡-湖盆中心油页岩分布区形成致密油，两者叠合连片（图3）。

根据以上成藏条件研究，针对沧东凹陷孔二段，提出了叠加改造型湖盆斜坡区岩性油气藏及湖盆中心区致密油满凹勘探的思路，即斜坡区三角洲前缘发育的水下分流河道及河口坝等砂体有利于近源成藏，形成常规岩性油气藏。而湖盆中心区油页岩、致密砂岩与过渡岩叠置发育，致密油源内连片聚集，为大面积致密油勘探有利区，通过构建常规岩性油气藏与致密油叠加含油连片的油藏模式，有效指导了勘探部署。确定了沧东凹陷孔二段致密油勘探选区原则：

①泥页岩厚度大于50m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%；

②烃源岩甜点区内，致密储层厚度大于20m，脆性矿物含量一般大于35％，天然裂缝发育；

③构造相对完整；    ④埋深一般小于4000m；

图3    南皮斜坡孔二段油藏剖面图    

通过开展孔二段分油组评价，按照“立体勘探，常规油、致密油兼顾”的思路，开展整体部署与勘探，优选易于地震识别预测、埋深较浅的孔西斜坡中南段砂岩致密油（Ek22、Ek24）及南皮低斜坡东带大面积稳定分布的过渡岩类（Ek21、Ek22）为重点，兼探白云岩，开展部署，截至目前完成部署14口，完钻8口，正钻探井4口，新获工业油流井8口，落实圈闭资源量亿吨级，沧东凹陷南皮斜坡区致密油勘探形成规模增储区。

3 结论与认识

1、孔二段受四大盆外物源控制，发育规模不等的三角洲朵体。湖盆边缘三角洲砂体发育，古湖盆中心三角洲前缘席状砂、远岸水下扇及白云岩等致密储层发育，并与油页岩互层沉积。

2、孔二段烃源岩有机质总体以Ⅰ型为主，暗色泥岩有机质丰度很高，纵向上孔二段烃源岩丰度差异较大，主力生烃层段为Ek21下部，Ek22和Ek23。

3、沧东凹陷孔二段致密油储层包括致密砂岩类、白云岩类、过渡岩类三类，向上发育五个致密油储层甜点段，分别是Ek22油组上部、Ek24油组的致密砂岩储层甜点段，Ek21油组中下部、 Ek22油组中下部、Ek23油组中下部的白云岩及过渡岩类储层甜点段。

4、沧东凹陷南皮斜坡受有效烃源岩控制，孔二段自生自储，三角洲前缘主砂体带形成常规油藏聚集，远端细粒沉积区过渡岩类与油页岩叠置，形成致密油，二者含油连片。

5、沧东凹陷孔二段致密油勘探选区原则：泥页岩厚度大于50m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%；烃源岩甜点区内，致密储层厚度大于20m，脆性矿物含量一般大于35％，天然裂缝发育；构造相对完整；埋深一般小于4000m。

参考文献

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