霍志鵬，龐雄奇，范 凱，陳冬霞，張 俊

(1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 盆地與油藏研究中心，北京 102249； 3.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300452)

濟陽坳陷典型巖性油氣藏相—勢耦合控藏作用解剖及應(yīng)用

霍志鵬1,2，龐雄奇1,2，范 凱3，陳冬霞1,2，張 俊1,2

(1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 盆地與油藏研究中心，北京 102249； 3.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300452)

濟陽坳陷巖性油氣藏成功勘探表明，巖性油氣藏受“相”和“界面勢能”的雙重控制。相控油氣作用表現(xiàn)為高孔滲優(yōu)相控藏，勢控油氣作用表現(xiàn)為低界面勢能控藏，只有優(yōu)相和低界面勢能耦合區(qū)才能形成巖性油氣藏。通過對沾化凹陷埕913、牛莊洼陷牛35-牛20-王70等典型巖性油氣藏解剖表明，只有相—勢耦合控藏指數(shù)(FPI)大于0.5，巖性圈閉才能聚集油氣成藏，成藏臨界條件呈現(xiàn)為“雙低”或“雙高”的標準，即優(yōu)相指數(shù)(FI)低、界面勢能指數(shù)(PIS)低，或優(yōu)相指數(shù)(FI)高、界面勢能指數(shù)(PIS)高。一般FPI越大，圈閉含油飽和度也越高，越有利于油氣聚集成藏。根據(jù)濟陽坳陷73個巖性圈閉和54個濁積砂巖透鏡體巖性圈閉含油氣性的統(tǒng)計及其相勢特征的分析，分別建立了2類巖性圈閉的含油飽和度(So)與FPI定量關(guān)系模型，利用該模型預(yù)測了東營凹陷13個巖性圈閉的含油飽和度，預(yù)測偏差率小于20%的準確率達84.6%，應(yīng)用效果較好，可以用于巖性圈閉含油飽和度的預(yù)測。

相—勢耦合；巖性油氣藏；埕913油氣藏；牛35—牛20—王70油氣藏；含油飽和度；濟陽坳陷

隨著油氣勘探程度的不斷提高，構(gòu)造油氣藏被發(fā)現(xiàn)的幾率越來越小，而隱蔽油氣藏，特別是巖性油氣藏在油氣勘探中占據(jù)越來越重要的地位，其發(fā)現(xiàn)數(shù)量和儲量的比例不斷增加[1-2]，也成為我國未來油氣增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域。國內(nèi)外學(xué)者對巖性油氣藏成因機理的研究也日益增多和深入，但認識卻存在很大分歧，尤其在成藏主控因素和成藏動力方面。巖性油氣藏主要受盆地類型、沉積作用和構(gòu)造背景等因素的影響，不同地區(qū)和不同類型巖性油氣藏成藏主控因素有很大差異[3-7]，并先后提出了“三元成因”[8]、“多元控油—主元成藏”理論[9]和控制巖性地層圈閉形成的“六線”和“四面”理論[10]。在成藏動力方面，有的學(xué)者認為烴濃度差是油氣運移的主要動力[11]，有的人趨向認為油氣在毛細管壓力或毛細管壓力差作用下運移到儲集層[12-16]，而有的學(xué)者認為差異突破壓力(或剩余壓力、異常高壓)是砂巖透鏡體成藏的根本動力[17-20]，一些人還指出成藏動力是烴類形成產(chǎn)生的膨脹力[12,21-22]，國外有觀點還認為未知重力運動使油氣聚集成藏[23]，而國內(nèi)部分學(xué)者研究認為源巖內(nèi)和源巖外的巖性油氣藏成藏動力不同，且有的受雙重或多重動力作用[24-25]，有的人還提出了等效排烴壓力和成藏指數(shù)的概念[26]。無論是成藏主控因素還是成藏動力都是從單一方面研究巖性油氣藏的成因機理，而缺少從綜合的角度加以探討。2004年，李丕龍等針對隱蔽油氣藏提出了“相—勢耦合”控藏理論，其把成藏主控因素和成藏動力相結(jié)合，成為巖性油氣藏成因機理研究的重要進展[27]，并在這幾年得到進一步發(fā)展和完善[28-29]。本文探討了濟陽坳陷巖性油氣藏的相—勢耦合控藏作用，對典型巖性油氣藏做了詳細的解剖，建立了巖性油氣藏含油氣性定量預(yù)測模型。

1 相—勢耦合控藏作用及定量表征

1.1 相控油氣作用

隨著沉積相與油氣成藏關(guān)系研究的深入，人們發(fā)現(xiàn)油氣藏的形成與分布受相的控制并提出“相控論”[30]。龐雄奇等根據(jù)相所包含的內(nèi)容和控制因素，從宏觀到微觀把相劃分為4個不同的研究層次，即構(gòu)造相、沉積相、巖(石)相和巖石物理相，4種不同層次的相對油氣的控制作用不同[28]，反映了地質(zhì)體系中油氣藏從宏觀到微觀的分布規(guī)律。

構(gòu)造相和沉積相屬于宏觀層次的相，控制著油氣藏的分布規(guī)律和規(guī)模。濟陽坳陷為典型的箕狀斷陷盆地，一般可劃分為陡坡帶、洼陷帶、中央低隆起帶和緩坡帶。由于不同構(gòu)造帶所處位置及古地貌的不同，物源的差異等因素，導(dǎo)致其在沉積相帶的分布以及油氣的聚集等方面存在明顯的差異。據(jù)統(tǒng)計分析，濟陽坳陷巖性油氣藏主要分布在洼陷帶，其次為中央低隆起帶和陡坡帶，緩坡帶最少；油氣儲量的分布與個數(shù)分布一致(圖1a)。對沉積相，巖性油氣藏主要位于不同沉積相的砂礫巖扇體中，其中深水濁積扇最多，近岸水下扇次之，河流相最少；而油氣儲量分布有所不同，在扇三角洲中儲量也較大(圖1b)。

巖相和巖石物理相屬于微觀層次的相，控制著圈閉的微觀含油氣性。砂巖儲層的巖相控制著油氣的聚集和富集，表現(xiàn)在原始沉積作用對儲集物性的影響上。濟陽坳陷巖性油氣藏主要分布在粉砂巖、粉細砂巖和細砂巖中，其次為含礫砂巖；含油飽和度則以細砂巖和粉細砂巖中最高，砂礫巖中最低(圖2)。油藏所在儲層的平均粒徑大都分布在0.1～0.5 mm范圍內(nèi)?？紫抖群蜐B透率是表征巖石物理相最直接、最有效的參數(shù)。據(jù)統(tǒng)計，濟陽坳陷已發(fā)現(xiàn)的巖性油氣藏大多分布在孔隙度為15%～25%或滲透率為(10～500)×10-3μm2的儲層內(nèi)，而孔隙度小于10%或滲透率小于1×10-3μm2的儲層油氣藏很少；隨著儲層孔隙度、滲透率的增大，含油飽和度逐漸增高，一般為45%～62%(圖3)。相控油氣作用最終表現(xiàn)為“高孔滲優(yōu)相控藏”。

圖1 濟陽坳陷不同構(gòu)造帶與沉積相巖性油氣藏分布特征

圖2 濟陽坳陷不同巖相巖性油氣藏分布特征

圖3 濟陽坳陷不同巖石物理相巖性油氣藏分布特征

1.2 勢控油氣作用

流體勢是油氣運聚成藏的動力，綜合Hubbert和England對流體勢的定義，通常流體勢包括位能、界面勢能、壓能(彈性勢能)和動能4種勢能[31-32]。勢控油氣成藏的原理是勢能降低的地方有利于油氣匯聚成藏，且4種不同的勢能在不同的位置其勢能降低的趨勢和控藏作用存在差異，巖性油氣藏主要受界面勢能的控制[28]。界面勢能由毛細管壓力差產(chǎn)生，而毛細管壓力過去一直被認為是地下流體流動的阻力。但自Margara和Berg指出毛細管壓力是烴源巖中生成的油氣向儲集層中初次運移的動力以來[33-34]，越來越多的人認識到泥巖與砂巖間的毛細管壓力差在油氣成藏中的重要作用[12-16,35]。由于砂巖透鏡體和巖性尖滅等巖性圈閉與泥巖直接接觸，因此毛細管壓力差是烴源巖包裹的或與烴源巖接觸的巖性油氣藏成藏的主要動力之一，界面勢能對巖性油氣藏的成藏意義更顯著。

東營凹陷烴源巖主要發(fā)育于沙四上亞段和沙三段，烴源巖內(nèi)廣泛發(fā)育物性較好的濁積砂巖體，具有埋藏深、普遍超壓的特點，因此具有較高的位能、壓能和較低的動能，從傳統(tǒng)的成藏角度分析，不利于油氣聚集成藏。但是由于沙三下亞段的泥頁巖本身就具有生油能力，相對泥頁巖，被泥頁巖包裹的濁積砂體儲層物性好，孔隙喉道半徑較大，因此它們本身就成為油氣運移的通道，使油氣聚集到砂體中，形成大片的巖性油氣藏。巖性砂體的成藏過程與毛管壓力作用及其產(chǎn)生的低界面勢能密不可分(圖4)。流體一般從高勢區(qū)流向低勢區(qū)，巖性油氣藏勢控油氣作用表現(xiàn)為低界面勢能控藏。

1.3 相—勢耦合控藏作用

前面分別論述了“相”和“勢”分別對巖性油氣藏形成和分布的控制作用。實際地質(zhì)條件下，陸相斷陷盆地中的油氣分布受“相”和“勢”2種作用的聯(lián)合控制，簡稱“相—勢耦合控藏”。對于巖性油氣藏，單純的優(yōu)相區(qū)或低界面勢能區(qū)很難成藏，只有優(yōu)相和低界面勢能區(qū)耦合才易成藏[28]。研究表明，濟陽坳陷沾化凹陷目前已發(fā)現(xiàn)的巖性油氣藏有95%以上發(fā)育在優(yōu)相和低界面勢能耦合的圈閉內(nèi)，說明優(yōu)相和低界面勢能耦合最有利于油氣富集成藏。需要指出的是，這里的“優(yōu)相”和“低界面勢能”只是相對的概念，是指砂體相比圍巖的物性更好、界面勢能更低。

1.4 相—勢耦合控藏作用的定量表征

為了更好地將相—勢耦合控藏理論用于油氣勘探，預(yù)測有利成藏區(qū)和圈閉含油氣性，需要對該理論進行定量表征，建立相應(yīng)的評價指數(shù)。濟陽坳陷勘探程度較高，其相控油氣作用表現(xiàn)為高孔滲控藏，因此，可以利用孔隙度和滲透率來定量的表征相。這里采用歸一化指數(shù)，利用式(1)計算優(yōu)相指數(shù)FI，式中FI是孔隙度和滲透率相對值的函數(shù)。一般來說，F(xiàn)I值越高，儲層的質(zhì)量越好，越有利于油氣聚集成藏。

FI=(Φ/Φmax+K/Kmax)/2

(1)

式中：FI為相對優(yōu)相指數(shù)，0～1；Φ為儲層孔隙度，%；Φmax為與儲層同一埋深下儲層可能具有的最大孔隙度，%；K為儲層滲透率，10-3μm2；Kmax為與儲層同一埋深下儲層可能具有的最大滲透率，10-3μm2(圖5)。

圖4 濟陽坳陷東營凹陷沙三下亞段巖性油氣藏與低界面勢能區(qū)分布

圖5 優(yōu)相指數(shù)(FI)定量表征

對于巖性油氣藏，勢控油氣作用表現(xiàn)為低界面勢能控藏。界面勢能的大小除了跟界面張力有關(guān)外，主要取決于巖石顆?？缀戆霃降拇笮?，孔喉半徑越大的地方，其界面勢能越低。對泥巖包夾或與泥巖接觸的砂體，泥巖界面勢能較高，砂體界面勢能相對較低。這里也用歸一化指數(shù)，利用式(2)計算相對界面勢能指數(shù)PIS。PIS越低，儲層的質(zhì)量越好，越有利于油氣聚集成藏。

PIS=(Ψ/Ψmax)/(Ψmax-Ψmin)

(2)

式中：PIS為相對界面勢能指數(shù)，0～1；Ψ為儲層的界面勢能，J；Ψmax為與儲層同一埋深下砂巖可能具有的最大界面勢能，J；Ψmin為與儲層同一埋深下砂巖可能具有的最小界面勢能，J。

相—勢耦合控藏指數(shù)FPI用FI和PIS來表達：

(3)

2 相—勢耦合控藏作用解剖

埕913油氣藏位于沾化凹陷北部埕子口凸起上埕東油田的西部，構(gòu)造位置在埕南斷裂帶埕東西段，義109鼻狀構(gòu)造西側(cè)，是一個典型的巖性油氣藏，儲層為沙三段厚層塊狀砂礫巖體[36]。砂礫巖體地層靜壓為21.5MPa，壓力系數(shù)為0.93，油層溫度81 ℃，地溫梯度為3.05 ℃/hm，屬于常壓常溫系統(tǒng)。

2.1 相控油氣作用

埕913區(qū)塊被2條近東西向的斷層所夾持，砂礫巖體就直接沉積于基巖斷剝面上，形成義109鼻狀構(gòu)造上的砂礫巖體巖性油藏，構(gòu)造高點埋深2 100m。沙三段為1套深湖相沉積，頂部為泥巖，下部沉積多個砂礫巖扇體。多個扇體在縱向上相互疊置，平面上呈扇狀分布，由于該帶古基巖斷剖面較陡，沉積相帶較窄，縱向上砂礫巖體在該層以下300～600m內(nèi)變化較快，一般發(fā)育扇內(nèi)和外扇，較少發(fā)育扇中。

根據(jù)埕913和914井73塊樣品物性統(tǒng)計，砂礫巖儲層孔隙度主要在11%～16%之間，平均孔隙度為13.5%；平均滲透率為5.16×10-3μm2?？拷鼣鄬右粋?cè)的孔隙度較大，埕913-12,-6井的孔隙度可以達到18%以上，向西部孔隙度逐漸減小，埕914、埕913-13井的孔隙度僅在10%左右。滲透率的分布也有相似的趨勢，埕913-12井的滲透率可以達到20×10-3μm2。埕913-6,-7,-12,-X11等井的FI均在0.7以上，埕913-6井最高，為0.74，向西FI逐漸降低(圖6a)；圈閉含油飽和度從東向西也逐漸減小(圖6d)。由此反映出，總體上隨著FI增高，圈閉含油性有變好的趨勢。

2.2 勢控油氣作用

埕913巖性油氣藏為正常壓力系統(tǒng)。埕東油田的烴源巖主要為沙四上段和沙三段，是一套湖相的暗色泥巖、油頁巖。沙三段儲層與烴源巖處于同一埋藏深度，且在同一壓力系統(tǒng)內(nèi)。所以，相對位能指數(shù)和相對壓能指數(shù)均很低或為0。因此巖性油藏的相對勢能即為相對界面勢能的大小。由PIS的平面分布(圖6b)上來看，靠近斷層一側(cè)，含油飽和度較低，遠離斷層逐漸增大。相對勢能最低的位置在埕913-6,-X11,-12井一帶，PIS小于0.1，同時，這個區(qū)域的含油飽和度也相對較高，So>70%(圖6d)；西部的埕913-X9,-X10井的PIS>0.35，So<55%。因此，總體上在相對界面勢能較低的區(qū)域，含油性也較好。

2.3 相—勢耦合控藏作用

前面已經(jīng)分析，圈閉含油飽和度一般隨著FI的增大或PIS的減小而增大，但也有部分井例外。例如埕913-X11井FI為0.73，埕913井FI僅為0.51，但是埕913井含油飽和度為74%，明顯好于埕913-X11井的58%，其實圈閉的含油氣性并非完全受到相的控制，也并非完全受勢的控制，而是受相和勢雙重控制。

在FI和PIS及其分布特征分析的基礎(chǔ)上，得到了埕913巖性油氣藏的FPI分布特征(圖6c)。被有效烴源巖包裹的FI高、PIS低的儲層體，其含油氣性高；而FI低、PIS高的圈閉，其含油氣性差。據(jù)埕913油藏沙三段FPI的平面分布來看，靠近斷層一側(cè)的FPI較大，埕913-6,-7,-12井達到0.80以上，向西部FPI逐漸減小，埕913-X10井的FPI為0.59，而埕913-13井FPI只有0.20。在FPI高值區(qū)的埕913井、埕913-12井區(qū)的含油飽和度達到70%，而在巖性油氣藏的西部埕913-13井和埕913-X17井區(qū)，F(xiàn)PI為0.2～0.5，即小于0.5，So相對較低，一般在50%左右。這說明圈閉的So與FPI具有較好的正相關(guān)性。當(dāng)FPI小到一定程度時，圈閉So就小于成藏界限，圈閉就不能形成油氣藏。

3 巖性油氣藏帶解剖

牛莊洼陷位于東營凹陷中部，廣泛發(fā)育巖性油氣藏，以砂巖透鏡體油氣藏居多，這里選取了牛35-牛20-王70連井剖面上7個典型砂巖透鏡體油氣藏進行解剖(表1)。

從表1可以看出，7個巖性油氣藏都位于東營凹陷洼陷帶，儲層均為濁積砂巖體，除了王70-A油氣藏為濁積扇中扇和外扇、王70-B油氣藏為中扇外，其他都為濁積扇主體。而巖性以粉細砂巖、細砂巖和含礫砂巖為主，這和前面的統(tǒng)計分析是一致的。由于深度、粒徑、雜基含量、分選等差異及成巖作用的影響，7個砂體孔隙度比較接近，在18%～22.1%之間，但滲透率相差很大。其中王70-A油氣藏砂體物性最好，孔隙度為22.1%，滲透率為260×10-3μm2；牛20油氣藏3個砂體滲透率較大，介于(57.8～100)×10-3μm2，而牛35油氣藏2個砂體滲透率最小，為12.5×10-3μm2左右。結(jié)合孔隙度、滲透率和砂體的深度，7個砂體的FI都在0.7以上，其中王70-A油氣藏砂體最大，F(xiàn)I為0.87，牛20-C3油氣藏最小，F(xiàn)I為0.73。

圖6 濟陽坳陷沾化凹陷埕913沙三段儲層FI、PIS、FPI與含油飽和度等值線

牛莊油田烴源巖也主要為沙四上亞段和沙三段，為深湖相—半深湖相暗色泥巖。選取的7個砂體均被有效烴源巖包裹或接觸，儲層與烴源巖處于同一埋藏深度段，同一壓力系統(tǒng)內(nèi)，相對位能指數(shù)和相對壓能指數(shù)近為0。界面勢能的大小主要取決于砂體和圍巖(泥巖)的孔喉半徑倒數(shù)之差。一般來說，泥巖孔喉半徑比較相近，故界面勢能與砂巖孔喉半徑基本為反比關(guān)系(表1)。總體而言，牛35油氣藏2個砂體界面勢能最大，牛35-B2油氣藏的PIS達0.43；其次為牛20油氣藏3個砂體，PIS介于0.18～0.25之間，而王70油氣藏2個砂體界面勢能很低，王70-B油氣藏的PIS僅為0.01。PIS低的圈閉有利于油氣的聚集，大體呈現(xiàn)隨勢能減小圈閉So增高的趨勢(表1)。

而對于相—勢耦合控藏作用，王70油氣藏2個砂體FPI都大于0.8，最有利于成藏；牛20油氣藏3個砂體次之，F(xiàn)PI都在0.75以上；牛35油氣藏2個砂體最差，但都形成了油氣藏，也說明如果巖性圈閉形成油氣藏，其FPI不小于0.7。通過對7個砂體的對比分析，巖性圈閉的相—勢耦合控藏作用表現(xiàn)為：孔隙度和滲透率越大，界面勢能越低，越有利于油氣聚集成藏。

由前述可知，F(xiàn)PI越大，含油氣性越好，越有利于成藏，那么是否存在成藏的FPI界限呢？根據(jù)沾化凹陷埕913油藏和東營凹陷牛35-牛20-王70巖性油氣藏的解剖，巖性圈閉只有FPI大于0.5才能成藏，成藏臨界條件呈現(xiàn)為“雙低”或“雙高”的特征，即FI低、PIS低或FI高、PIS高。牛20-C3和牛35-B2砂體可以清楚地表明這一點。

表1 濟陽坳陷東營凹陷牛35—牛20—王70巖性油氣藏成藏特征參數(shù)

4 含油氣性定量預(yù)測模型及應(yīng)用

4.1 含油氣性定量預(yù)測模型的建立

相—勢耦合宏觀上控制著油氣藏的形成與分布，微觀上控制著油氣藏的含油氣性。So是衡量圈閉含油氣性的重要指標。由典型巖性油氣藏相—勢耦合控藏作用解剖可知，巖性油氣藏的So一般與FI呈正相關(guān)性，與PIS呈負相關(guān)性。但也出現(xiàn)FI大、PIS小，而So較小的情況，這與理論和統(tǒng)計規(guī)律相矛盾。而So與FPI的正相關(guān)性是相當(dāng)好的，說明圈閉的So受相和勢的雙重控制。相—勢耦合預(yù)測含油氣飽和度是在分析油氣成藏的動力與阻力聯(lián)合作用基礎(chǔ)上，建立地質(zhì)要素即FPI與已發(fā)現(xiàn)油氣藏的含油氣飽和度的關(guān)系模型，來定量預(yù)測目標圈閉的含油氣飽和度。這克服了傳統(tǒng)So確定方法(實驗方法、測井法、類比法和參數(shù)統(tǒng)計分析法)不能有效反映儲層含油氣變化的主控因素和增長規(guī)律的不足。

由于部分巖性油氣藏參數(shù)不全，在此統(tǒng)計了73個巖性圈閉，分析了圈閉的So與FPI的定量關(guān)系(圖7a)。其中發(fā)現(xiàn)數(shù)量居多且典型的濁積砂巖透鏡體的So比其他沉積相的巖性圈閉更高，且與FPI的關(guān)系更好。對其中54個濁積砂巖透鏡體統(tǒng)計，其So與FPI的關(guān)系如圖7b。

建立的定量預(yù)測模型為：

所有的巖性圈閉：

So=96.135FPI-16.552R2=0.558 8

(4)

濁積砂巖透鏡體圈閉：

So=107.8FPI-23.771R2=0.633 6

(5)

該定量預(yù)測模型擬合系數(shù)分別為0.558 8和0.633 6，相對較高，說明預(yù)測的效果較好。

4.2 含油氣性定量預(yù)測模型的應(yīng)用

由于目前發(fā)現(xiàn)的巖性油氣藏多集中在東營凹陷，這里從東營凹陷沙三中亞段預(yù)測的巖性油藏有利發(fā)育區(qū)中挑選出13個未參與建立定量預(yù)測公式的巖性油藏，區(qū)分巖性圈閉類型，并計算它們的FPI，將數(shù)值代入相應(yīng)的預(yù)測公式中，得出預(yù)測的So值(表2)。驗證的13個油藏中預(yù)測的So與實測的So偏差率大于20%的只有2個油藏(牛21和史115)，其余油藏的預(yù)測效果較好，預(yù)測偏差率小于20%的準確率達84.6%。說明建立的定量預(yù)測模型是很有效的，可以用來預(yù)測巖性圈閉的含油飽和度。

圖7 濟陽坳陷巖性圈閉FPI與So定量關(guān)系

砂體編號井號埋深/m巖性圈閉類型FIPISFPI實測So/%預(yù)測So/%預(yù)測偏差率/%1樊1213199.8砂巖透鏡體0.480.01330.785760.35.812樊263294.1砂巖透鏡體0.350.02250.735554.9-0.143牛1083146.7砂巖透鏡體0.60.00640.8272.464.6-10.744牛213030.5砂巖透鏡體0.410.00870.7641.858.239.135牛243175.3砂巖透鏡體0.590.00650.827164.6-8.986牛283198.5一般巖性圈閉0.240.01140.7252.852.2-1.157牛873132.7一般巖性圈閉0.690.00590.8656.866.216.548郝33085砂巖透鏡體0.260.01120.7250.253.87.269河893043.7砂巖透鏡體0.160.04410.694550.612.4710史1083378.2砂巖透鏡體0.410.00850.765558.25.7411史1133173.5砂巖透鏡體0.250.01390.725853.8-7.1612史1153076.1砂巖透鏡體0.620.00680.834565.746.0113史斜1203358.8砂巖透鏡體0.180.01640.7155.752.8-5.27

5 結(jié)論

(1)巖性油氣藏受相和界面勢能的雙重控制，相控油氣作用表現(xiàn)為油氣藏宏觀上受構(gòu)造相和沉積相的控制，微觀上受巖相和巖石物理相的控制，具有高孔高滲控藏特征；勢控油氣作用表現(xiàn)為低界面勢能控藏。

(2)通過沾化凹陷埕913和東營凹陷牛35—牛20—王70典型巖性油氣藏解剖表明，只有FPI大于0.5，巖性圈閉才能聚集油氣成藏；成藏臨界條件呈現(xiàn)為“雙低”或“雙高”的標準，即FI低、PIS低或FI高、PIS高。一般FPI越大，圈閉含油飽和度越高，含油氣性越好。

(3)建立了巖性圈閉及濁積砂巖透鏡體巖性圈閉的So與FPI定量關(guān)系模型，預(yù)測偏差率小于20%的準確率達84.6%，應(yīng)用效果較好，可以用來定量預(yù)測巖性圈閉含油飽和度。

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(編輯 黃 娟)

Anatomy and application of facies-potential coupling on hydrocarbon accumulation in typical lithologic reservoirs in Jiyang Depression

Huo Zhipeng1,2, Pang Xiongqi1,2, Fan Kai3, Chen Dongxia1,2, Zhang Jun1,2

(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2.Basin & Reservoir Research Center, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3.CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co, Tianjin 300452, China)

Oil and gas exploration in the Jiyang Depression showed that lithologic reservoirs were mainly controlled by facies and interfacial potential. As to the facies-controlled effect, the favorable facies with high porosity and high permeability controlled hydrocarbon accumulation. And for the potential-controlled effect, low interfacial potential controlled hydrocarbon accumulation. Only in the coupling region of favorable facies and low interfacial potential, could lithologic reservoirs form. Through typical cases studies of the lithologic reservoirs of the Cheng913 in the Zhanhua Sag and the Niu35-Niu20-Wang70 in the Niuzhuang Sag, results showed that only when the facies-potential coupling index(FPI) was larger than 0.5, could hydrocarbons accumulate in lithologic traps. Besides, the critical condition for hydrocarbon accumulation displayed the characteristics of Two Lows or Two Highs, that was, low or high facies index (FI) and interfacial potential index (PIS). The larger theFPIwas, the higher the oil saturation was, and the easier it was for hydrocarbons to accumulate. Based on the statistics of petroliferous property and the analysis of facies, the potential characteristics of 73 lithologic traps and 54 turbidite lens traps in the Jiyang Depression were concluded, and the quantitative models of the relationship between oil saturation andFPIfor two categories of traps were established. Oil saturation of 13 lithologic traps in the Dongying Sag was predicted through this model, and it achieved the accuracy rate of 84.6% for the reservoirs with the deviation rate less than 20%. As a result, this model could be applicable in predicting the oil saturation of lithologic reservoirs.

facies-potential coupling; lithologic reservoirs; Cheng913 reservoir; Niu35-Niu20-Wang70 reservoirs; oil saturation; Jiyang Depression

1001-6112(2014)05-0574-09

10.11781/sysydz201405574

2013-08-01；

2014-08-26。

霍志鵬(1983—)，男，博士，從事烴源巖生排烴機制、油氣形成與分布規(guī)律研究。E-mail: huozhipeng521@163.com。

龐雄奇(1961—)，男，教授，博士生導(dǎo)師，從事油氣藏形成與分布、盆地定量分析和油氣資源評價研究。E-mail: pangxq@cup.edu.cn。

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(973計劃)(2006CB202308，2011CB201102)資助。

TE 122.3+22

A