辽西凹陷油气成藏机制及主控因素

【摘要】研究区辽西凹陷位于渤海湾盆地海域西北部,是下辽河坳陷陆上辽河西部凹陷向海域的自然延伸,辽西凹陷和辽河西部凹陷属于下辽河坳陷西部凹陷带的两个次级“凹陷”,二者具有相同的构造背景和沉积充填序列以及相似的凹陷结构,借鉴陆上辽河西部凹陷成功勘探实践,类比二者的油气成藏条件的差异性和共性对认识辽西凹陷成藏规律具有一定的指导意义。自从1986年对辽西凹陷开始钻探以来,共钻探16个构造,发现3个油气田,7个含油气构造,北洼、中洼、南洼油气富集差异性较大,分析辽西凹陷的油气成藏机制及主控因素对该区及类似地区的油气勘探具有重要的理论指导意义。本文利用各类地质、地震、地化资料,以含油气系统、成藏动力学、成藏主控因素论及地质类比等理论为指导,从辽西凹陷沉积、构造演化特征入手,在烃源岩、储集层、盖层、生储盖组合及圈闭等成藏地质条件系统分析及其与辽河西部凹陷地质条件类比的基础上,重建了油气成藏动力学过程,分析了辽西凹陷油气富集规律,并通过典型油气藏剖析,划分、建立了主要的油气成藏模式,探讨了成藏主控因素。论文主要取得了以下认识：一、油气成藏条件基于地化资料,分析评价了辽西凹陷烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度,结果表明辽西凹陷主要发育东三段、沙一二段和沙三段3套烃源岩,其中沙三段烃源岩厚度大,有机质丰度高、类型主要为Ⅰ-Ⅱ型为主、成熟度高,为研究区的主力烃源岩,对成藏的贡献最大；沙一二段烃源岩有机质丰度高,类型主要为Ⅱ型,成熟度较高,但厚度薄,是研究区的一套重要烃源岩,对成藏有一定贡献；东三段烃源岩有机质丰度一般、类型主要为Ⅱ-Ⅲ型、成熟度较低、厚度大,对成藏的贡献较小。辽西凹陷主要发育三角洲砂体、辫状河三角洲砂体、扇三角洲砂体、近岸水下扇砂体和浊积扇砂体；储集空间有原生孔隙和次生孔隙两种,凹陷内次生孔隙较为发育,自上而下存在三个主要次生孔隙发育带,主要受到成岩作用和后期溶蚀作用等影响；辽西凹陷储集体物性条件较为优越,平均孔隙度25.6%,平均渗透率479.3mD,储层孔隙度多分布在20%以上,渗透率多分布在100mD以上,多为高孔高渗的Ⅰ类储层。辽西凹陷发育三套区域性盖层,自上而下分别是东一段-东二上段、东二下-东三段和沙三段,其中以东二下-东三段区域性盖层最为重要,在全区范围内分布广,封盖能力最强。辽西凹陷的生储盖配置可大致分为三类：自生自储式配置、上生下储式配置及下生上储式配置。辽西凹陷发现的圈闭类型比较单一,主要都是与断层有关的构造圈闭,单纯的岩性圈闭和地层圈闭很少,其构造圈闭主要分为断背斜、滚动背斜、披覆背斜、断鼻和断块5大类,圈闭的规模整体较小,闭合面积平均约16.3km2,闭合幅度平均为178.85m。辽西凹陷的输导体系主要由断层、砂体和不整合面组成,可分为断层单要素型、断层-砂体复合型及断层-不整合复合型三种,由于凹陷内油源断裂较为发育,圈闭多依附油源断裂分布,因此辽西凹陷的输导体系以断层单要素型为主,断层-砂体复合型也较为发育,不整合-断层复合型输导体系发现较少。二、油气成藏机制及富集规律利用盆地模拟分析技术研究了辽西凹陷的地层埋藏过程及演化、流体动力场及演化、烃源岩发育及演化和油气的充注历史。研究表明,受构造的旋回演化影响,凹陷的地层埋藏经历了不同的沉积变化,特征分别对应于构造演化的四个阶段：孔店-沙四时期,地壳开始拱张,沉降速率较小,沉降量也较小,凹陷为分割的湖盆；沙三时期,裂陷作用最强,沉降速率剧增,沉降量也剧增；沙一二段时期,裂陷作用变弱,沉降速率变小,沉降量最小；东营组沉积时期,再次发生裂陷作用,地层沉积速率再次增大,埋藏厚度剧增；新近系之后,地层稳定的沉积埋藏,进入坳陷阶段。实测地温数据揭示,辽西凹陷现今地温梯度主要分布在2.2℃/100m-3.7℃/100m,平均地温梯度为2.94℃/100m,略低于辽东湾的平均值(3.0℃/100m),盆地数值模拟结果揭示,辽西凹陷古地温与古热流经历了较为类似的变化过程,在地史时期先由高到低,后又继续升高的趋势。裂陷作用强的阶段古地温梯度和古热流较高,裂陷作用弱时,二者相应降低。实测压力数据揭示,研究区存在泥岩欠压实-超压现象,利用泥岩声波时差方法分析出,研究区发育深浅两套泥岩欠压实-超压体系,分别对应于沙三段和东二下-东三段,且深部超压体系发育强度要大于浅部超压体系,但浅部超压体系分布范围要广一些。盆地数值模拟分析得知,研究区的压力演化存在三期的增压-泄压旋回,构造运动强烈的沙三段沉积时期,因为地层沉降速率大,产生了强烈的欠压实超压;沙一二段沉积时期,构造运动减弱,孔隙流体渗出,部分压力释放,超压强度减小；东三段沉积时期,构造运动再次增强,地层欠压实沉积作用增强,又积累了部分压力；东二段沉积时期,压力本应减弱,但是部分烃源岩开始生烃,导致压力继续增加,直到东一段沉积末期,地层发生抬升剥蚀,这时候压力因构造抬升得到部分的释放；明化镇组沉积时期,生烃达到高峰,压力增大；第四纪平原组沉积时期,生烃作用减弱,压力又减小。如此便经历了增压(沙三时期)-泄压(沙一二时期)-增压(东三-东一时期)-泄压(东一末期)-增压(明化镇组时期)-泄压(平原组时期)三期的旋回。盆地数值模拟结果表明：沙三段烃源岩从沙一二段沉积时期开始进入生烃门限,东营组沉积时期开始排烃,馆陶组沉积时期达到生烃高峰同时开始排烃,明化镇组沉积时期达到排烃高峰;部分沙一二段烃源岩从馆陶组组沉积时期开始进入生烃门限并少量生烃,明化镇组沉积时期达到生烃高峰,同时开始排烃,平原组达到排烃高峰；极少量的东三段烃源岩从馆陶组沉积开始进入生烃门限并开始生烃,因数量较少,生排烃量也较少,对成藏的贡献很微弱。结合前人流体包裹体测试分析结果,利用生排烃史方法推测辽西凹陷油气发生大规模运移充注的时间大致为24.6Ma,即馆陶组沉积时期。辽西凹陷原油物性差异较大,深层油大部分为密度较小的轻质、中质油,而浅层原油多为重质油；根据烃源岩甾烷成熟度参数,对辽西凹陷的原油类型进行了划分,包括未成熟油、低成熟油和成熟油,其上限深度分别为2500m、2780m和2900m；油源对比结果表明,辽西凹陷生成的油气多具有洼内成藏的规律,不存在穿洼运移现象；研究区油气富集规律在平面上南北富、中间贫,在纵向上浅层富、深层贫,在区带上高部位富、低部位贫。三、成藏模式及主控因素选取了辽西凹陷不同洼陷和不同构造带的典型油气藏,对其成藏条件、成藏机制和成藏主控因素进行了解剖分析,在此基础上,根据供烃洼陷、油气来源、油气储层、输导体系及富集程度等可将辽西凹陷的油气成藏模式区分为3大类和11亚类,并分析了各大类模式油气藏的主控因素与分布特征。辽西凹陷油气成藏的模式可划分为混源深层古储型、单向浅层古储型和单向复合新储型三大类,其中混源深层古储型模式油气藏的主控因素为储层物性和输导通道,单向浅层古储型的主控因素为烃源岩条件、运移动力和储盖组合；单向混源复合新储型的主控因素为盖层发育及断裂活动。三大类模式的油气藏具有明显的分布规律：深层古储型油气藏主要分布在辽西凹陷北洼；浅层古储型油气藏分布范围较广,在北洼、中洼和南洼都有分布；新储型油气藏只分布在南洼。各亚类模式的油气藏分布也有一定的规律：富集型油气藏主要分布在凹中隆构造带和陡坡带：混源型油气藏主要分布在北洼和南洼。辽西凹陷油气差异富集是烃源岩、断裂、温压系统和储层综合控制的结果,各类要素的具体控制作用表现为：优质烃源岩决定油气富集程度,生烃中心控制富集区域,烃源岩热演化影响油、气分布的差异,断裂强烈活动期提供了优质烃源岩的发育条件,构造旋回式演化导致了多套生储盖组合的形成,断裂纵横交错分布控制了圈闭发育,断裂的晚期活化改良了油气运移通道,复式温压系统形成“异常压力流体封存箱”,油气主要聚集在超压系统边缘,储层整体质量影响油气聚集规模。
【作者】杨宝林；
【导师】叶加仁；
【作者基本信息】中国地质大学，油气田开发工程，2014，博士
【关键词】辽西凹陷；成藏地质条件；油气富集规律；成藏模式；主控因素；

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