Question

不同油气成藏体系岩性油气藏充满度主控因素因子分析

Answer 1

传统的油气成藏体系划分方法主要是依据油气田所在盆地（坳陷）的主要目的层之上、盖层之下的古构造图，将其供油气的烃源岩区按分割槽确定其油气运移方向和运聚区，并将其与构造或圈闭的形成与演化相结合，划分出各油气田的油气成藏体系。但是这种划分方法存在的一个弊端就是忽略了储集砂体分布特征及流体运移特征的影响，导致划分结果的可信度降低。本次研究中以正规化流体势场特征为基础，依据分隔槽理论（姜振学，1999；金之钧等，2003）将东营凹陷划分成8个油气成藏体系（图5-4）：东营中央背斜带油气成藏体系（Ⅰ）、王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）、乐安 纯化鼻状构造油气成藏体系（Ⅲ）、博兴洼陷南坡油气成藏体系（Ⅳ）、青城低凸起北坡油气成藏体系（Ⅴ）、平方王－大芦湖油气成藏体系（Ⅵ）、滨县凸起南坡油气成藏体系（Ⅶ）、东营凹陷北坡油气成藏体系（Ⅷ）。

图5-4 东营凹陷油气成藏体系划分图

限于每个成藏体系岩性油气藏样本数的限制，下面只对其中5个岩性油气藏样本数较多的成藏体系进行因子分析，重点解剖东营中央背斜带油气成藏体系（Ⅰ）、王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）。

（一）中央背斜带油气成藏体系（Ⅰ）

东营凹陷中央背斜带油气成藏体系包括东北部利津洼陷、北部的牛庄洼陷及其延伸的东部地区，以史南、郝家、现河、牛庄等油田为主，是岩性油气藏最为富集的地区。该区沙三段沉积期广泛发育了多种类型的浊积扇砂体，形成了大量的以浊积扇砂体为储层的岩性和构造—岩性油气藏，其中统计的构造—岩性油气藏30个、孤立砂体油气藏60个。这些油气藏充满度的主控因素因子分析如图5-5、图5-6所示。

图5-5 东营中央背斜带（Ⅰ）构造—岩性油气藏充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

图5-6 东营中央背斜带（Ⅰ）孤立砂体油气藏充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

因子分析研究结果表明：

1）中央背斜带油气成藏体系的因子载荷分布图上，第1公因子f₁的特征值百分比均在45%左右，是起主要控制因素的主因子。第1、2公因子的累计特征值百分比则均在70%左右。因此，前两个主因子能够提取原始变量中的大部分信息，是控制油气充满度的主要公因子。

2）东营中央背斜带油气成藏体系（Ⅰ）构造—岩性油气藏中（图5-5），沿第1公因子轴分布的变量为：砂体厚度、平均孔隙度、平均渗透率和地层压力。因此，第1公因子可归结为砂体的几何特征和物性条件。沿第2公因子轴分布的变量主要为与排烃中心平面距离、与排烃中心垂直距离，可归结为油气的“运移”条件，而且在第2公因子上载荷值较大，油气的“运移”条件为主要控制因素，其次为砂体“接收条件”，而砂体面积、围岩厚度、排烃强度、有机质丰度离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

3）东营中央背斜带油气成藏体系（Ⅰ）孤立砂体油气藏中（图5-6），沿第1公因子轴分布的变量为：平均孔隙度和平均渗透率和地层压力。因此第1公因子轴可归结为油气藏储集物性条件。沿第2公因子轴分布的因素有：与排烃中心平面距离、与排烃中心垂直距离、砂体厚度、砂体面积，因此，第2公因子轴可归结为油气藏的几何特征和油气藏的“运移”条件，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

因子分析充分说明了该地区岩性砂体成藏的关键所在。该区的岩性圈闭成藏条件非常有利。首先，该区是一个被有利生油洼陷所包围的凹中隆构造带，研究区古近系沙三段下亚段及沙四段上亚段烃源岩提供油气源，故油气源充足是该带整体富集含油气的首要原因。第二，该成藏体系是由古近系下部和沙四段巨厚的盐、膏和可塑性泥岩组成的混合塑性层，在陈南断层边界诱发下，受不均衡压力上拱形成的塑性拱张背斜构造带。构造带早在沙三段沉积时期就开始发育，之后继承性发育，至古近纪末构造已定型。在油气大量生成的古近纪末和新近纪，该区一直为凹中隆构造背景，必然成为油气运移的主要指向。第三，储集体发育，以三角洲砂体为主的多套储集体为油气运移和聚集提供了良好的条件。该成藏体系处于东营凹陷由东向西推进的沙三段上亚段—沙二段大型三角洲的主体部位，构造走向与主要砂岩体的走向一致，有利于向本区运移聚集。可见油源在该区是不成问题的，因此储层条件显得尤为重要。

（二）王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）

王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）包括东营凹陷牛庄洼陷东南部及南部缓坡带东段地区，形成了牛庄、八面河、王家岗等多个油田。其中，八面河油田位于牛庄洼陷南斜坡的高部位，王家岗油田位于牛庄洼陷与南斜坡的过渡带。牛庄洼陷南斜坡王家岗－八面河地区不同时代的多个层系都发现了含油层系，以沙河街组为主的层系最富油气。本次共统计构造－岩性油气藏16个、透镜体油气藏25个。对油气藏充满度的主控因素因子分析如图5-7、图5-8所示。

王家岗-八面河油气成藏体系（Ⅱ）岩性油气藏充满度主控因素因子分析表明：

1）王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）的因子载荷分布图上，第1公因子f₁的特征值百分比均在50%左右，是起主要控制因素的主因子。第1、2公因子的累计特征值百分比则均在70%左右。因此，前两个主因子能够提取因子中的大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。

2）王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）构造－岩性油气藏中（图5-7），沿第1公因子轴分布的因素主要为与排烃中心平面距离和与排烃中心垂直距离，因此，第1公因子可归结为“运移”条件，且载荷值较大，为主要的控制因素。沿第2公因子轴分布的因素为砂体面积、砂体厚度、平均孔隙度、平均渗透率，可归结为砂体的储集物性和几何特征，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

3）王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）孤立砂体油气藏中（图5-8），沿第1公因子轴分布的因素主要为平均孔隙度、平均渗透率和地层压力。而且平均孔隙度和平均渗透率载荷值较大，因此，第1公因子可归结为“接受”条件，为主要控制因素。沿第2公因子轴分布的因素为砂体面积、砂体厚度与排烃中心平面距离、与排烃中心垂直距离，可归结为砂体的几何特征和油气藏的“运移”条件，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

图5-7 王家岗－八面河构造—岩性油气藏（Ⅱ）充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

图5-8 王家岗－八面河孤立砂体油气藏（Ⅱ）充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

王家岗－八面河油气成藏体系（Ⅱ）是东营凹陷牛庄洼陷及南部缓坡带东段的含油气带，其中，八面河油田位于牛庄洼陷南斜坡的高部位，王家岗油田位于牛庄洼陷与南斜坡的过渡带，为油气自深洼向斜坡运移的必经之地。因此油源对于该地区来说也不是最关键的因素，而油气运移的距离却决定了油气充注砂体的动力，因此砂体本身的接受条件显得尤为重要。

（三）乐安－纯化鼻状构造油气成藏体系（Ⅲ）

乐安－纯化鼻状构造油气成藏体系（Ⅲ）是以博兴洼陷东部中央分界线与东营凹陷的利津、牛庄和博兴等洼陷相邻，东部和北部以牛庄洼陷和利津洼陷深陷区为界。系统范围大体为纯化－梁家楼油气富集区所涉及的油气区。系统内分布有博兴、纯化、梁家楼和牛庄4个油田。该系统油气来源充足，储层发育，是含油气较丰富的地区之一，主要在利津洼陷和牛庄洼陷南部形成了大量的孤立砂体油气藏及构造－岩性油气藏。本次共统计构造－岩性油气藏7个、孤立砂体油气藏19个（基本以“牛”字号井为主）。由于构造－岩性油气藏数量较少，做出因子分析的结果不能反映出其统计规律，因此仅对构造－岩性型油气藏做充满度主控因素因子分析（图5-9）。

乐安—纯化鼻状构造油气成藏体系（Ⅲ）孤立砂体型岩性油气藏充满度的主控因素因子分析结果表明：

1）乐安—纯化鼻状构造孤立砂体油气藏充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图上，第1公因子f₁的特征值百分比均在40%左右，是起主要控制因素的主因子。第1、2公因子的累计特征值百分比则均在70%左右。因此，前两个主因子能够提取因子中的大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。

2）乐安－纯化鼻状构造油气成藏体系孤立砂体油气藏中（图5-9），沿第1公因子轴分布的因素主要为砂体面积、砂体厚度、平均孔隙度、平均渗透率和地层压力，而且砂体面积和砂体厚度载荷值较大，因此，第1公因子可归结为“接受”条件，为主要控制因素。沿第2公因子轴分布的因素为与排烃中心平面距离、与排烃中心垂直距离，可归结为砂体的几何特征和油气藏的“运移”条件，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

图5-9 乐安－纯化鼻状构造孤立砂体油气藏充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

该成藏体系紧邻利津洼陷和牛庄洼陷，油气来源充足，发育的透镜体基本分布在中央背斜带内，油气输导条件良好，因此砂体成藏的物质来源并非该地区岩性圈闭成藏的关键。储层沉积类型以三角洲前缘滑塌浊积为主，砂体自身的接受条件则成为关键因素。砂体的厚度和面积到达一定规模后（厚度＞2m、面积＞0.3km²），砂体内部较好的物性条件才得以保存，孔隙度、渗透率值较高，油气才能克服砂体表明的毛细管阻力，进入砂体成藏。

（四）青城低凸起北坡油气成藏体系（Ⅴ）

青城低凸起北坡油气成藏体系处于博兴洼陷的中部，以樊家－正理庄－金家鼻状构造带为轴线，西部以博兴洼陷西部沉降沉积中心为界，东部以洼陷东部油气运移分界线为界，北窄南宽，向南坡撒开。该成藏系统北部处于博兴洼陷深陷带，向南逐渐抬起，博兴洼陷的油气主要向该区运移。该系统发育正理庄砂体、樊家砂体等有利储集体，以三角洲前缘滑塌及深水浊积砂体为主，在洼陷中心大芦湖地区，沙三段、沙四段上亚段生成的油气可直接向本层系砂岩储层运移聚集，在自身泥岩封盖作用下形成岩性油气藏。本次共统计该成藏体系内构造—岩性油气藏18个、透镜体油气藏5个，由于透镜体油气藏个数少，因此仅对构造－岩性油气藏充满度主控因素作因子分析（图5-10）。

图5-10 青城低凸起北坡构造一岩性油气藏充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

青城低凸起北坡油气成藏体系中构造－岩性油气藏充满度的主控因素因子分析结果表明：

1）青城低凸起北坡油气成藏体系的因子载荷分布图上，第1公因子f₁的特征值百分比均在50%左右，是起主要控制因素的主因子。第1、2公因子的累计特征值百分比则均在70%左右。因此，前两个主因子能够提取因子中的大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。

2）青城低凸起北坡油气成藏体系构造－岩性油气藏中（图5-10），沿第1公因子轴分布的因素主要为与排烃中心平面距离和与排烃中心垂直距离。因此，第1公因子可归结为“运移”条件，且载荷值较大，为主要的控制因素，而分布的平均孔隙度和平均渗透率载荷值相对较小。沿第2公因子轴分布的因素为砂体厚度、砂体面积，可归结为几何特征，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深、离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

该地区岩性油气藏成藏条件比较特殊，沙三段烃源岩有机质较分散，排烃范围小、效率低，在空间上形成多个独立的“排烃体”。如果岩性圈闭位于排烃体内部且达到聚烃条件，则为“有效排烃体”，油气可充注成藏；否则为“无效排烃体”，岩性圈闭为空圈闭。当有断层沟通排烃时，可以扩大烃源岩的排烃范围，提高其排烃效率和圈闭成藏的有效性。故因子分析得出距离源岩中心的距离显得非常重要，距离烃灶中心越近，砂体充满度值越高。当然砂体自身的接受条件也是非常重要的。而源岩自身的参数条件与充满度关系不密切。因此，总结该成藏体系的成藏特点是：①浊积砂体油气藏的分布主要受异常压力和断层、裂缝发育程度的控制，岩性油气藏的分布具有区带性，且主要集中在洼陷中心及附近，也就是说距排烃中心距离越近越有利于成藏；②断层及裂缝对沙三段岩性油气藏的成藏起到了重要的补充作用。

（五）东营凹陷北坡油气成藏体系（Ⅷ）

东营凹陷北坡油气成藏体系位于东营凹陷的东北部，北靠陈家庄凸起、南邻利津洼陷，为受基底断裂（陈家庄断裂）及凸起翼部古地貌起伏控制的凹陷陡坡地带。以民丰洼陷为中心，展布范围较小，包括永安镇油田、盐家气田以及胜坨、东辛和新立村油田的一部分。沉积了以砂砾岩扇体堆积为主体的古近系沙河街组四段、三段。其中，沙四段主要为冲积扇，沙三段主要为水下扇和扇三角洲。油气来自利津洼陷及民丰洼陷，在东营凹陷断陷期形成了以砂砾岩扇体为主的岩性油气藏；在断—坳过渡期在不同成因类型的储层和不同构造部位形成兼有岩性或构造控制因素为主圈闭类型。本次共统计该成藏体系中，构造－岩性油气藏20个、透镜体油气藏3个，因此仅对构造－岩性型油气藏充满度主控因素作因子分析（图5-11）。

东营凹陷北坡油气成藏体系中构造－岩性油气藏充满度的主控因素因子分析结果表明：

1）东营凹陷北坡油气成藏体系中构造－岩性油气藏的因子载荷分布图上，第1公因子f₁的特征值百分比均在40%左右，是起主要控制因素的主因子。第1、2公因子的累计特征值百分比则均在75%左右。因此，前两个主因子能够提取因子中的大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。

图5-11 东营凹陷北坡构造－岩性油气藏充满度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

2）东营凹陷北坡油气成藏体系构造－岩性油气藏中（图5-11），沿第1公因子轴分布的因素主要为与排烃中心平面距离和与排烃中心垂直距离。因此，第1公因子可归结为“运移”条件，且载荷值较大，为主要的控制因素，沿第2公因子轴分布的因素为平均孔隙度、平均渗透率和地层压力，可归结为物性特征，而分布的砂体厚度和砂体面积载荷值相对较小。围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深、离原点较近，说明这些因素对岩性油气藏充满度的影响不大。

3）根据油气成藏条件研究，东营北部陡坡带油气藏具有自身的油气藏分布规律。从油气成烃特征来看，区内沙三段—沙四段都具有近油源的特点，部分砂砾岩体直接与暗色烃源岩呈锯齿状交错接触。同时该带南临民丰、利津两个生油洼陷，洼陷内生成的油气可直接运移到砂砾体中。据区域研究结果，与砂砾岩共生的具有成烃能力的烃源岩现今埋深一般在2500～4000m，已达到了生烃门限（2200m左右）。油源充足是本区油气藏形成的基础，因此烃源岩的各项参数在砂体成藏中相对来说并不是最重要的。

从油气运聚规律看，生油岩生成的油气主要有两个运移方向：一是由生油洼陷向盆地边缘运移，二是较深的储层向较浅的储层运移。油气从烃源岩中排出后向盆地边缘或浅层运移的通道有断层、储层和不整合等，这一运聚规律可以说明正向构造体系是油气聚集的最有利场所。对于包裹在生油岩中的砂砾岩而言，油气还有另一种运移方向，它可以直接进行初次运移后富集成藏。因此距离烃源岩距离的远近相对来说比油源条件重要。

从砂体自身接受条件看，该地区砂体以近岸水下扇为主，体积较大，砂体规模在该地区来说相对不重要。但是其自身的物性条件却是重要的，同为近岸水下扇体，砂体孔隙度、渗透率相差很大，高的可以达到22%、631.5×10^-3μm²（坨145砂体），而低的仅为11%、4.37×10^-3μm²（坨128砂体）。因此砂体的接受条件也很重要。