賈光華，高永進(jìn)，宋建勇

（1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院，湖北武漢430074；2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015；3.中國(guó)石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東濱州256504）

·油氣地質(zhì)·

博興洼陷古近系紅層油氣成藏期“源—相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系
——以金26井—濱斜703井剖面為例

賈光華1，2，高永進(jìn)2，宋建勇3

（1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院，湖北武漢430074；2.中國(guó)石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營(yíng)257015；3.中國(guó)石化勝利油田分公司純梁采油廠，山東濱州256504）

為研究東營(yíng)凹陷博興洼陷古近系紅層油氣成藏規(guī)律，以金26井—濱斜703井近南北向剖面為例，應(yīng)用數(shù)學(xué)統(tǒng)計(jì)方法，建立研究區(qū)油氣成藏概率與油氣藏至烴源灶距離之間的定量關(guān)系，利用儲(chǔ)層物性恢復(fù)圖版研究?jī)?chǔ)層的古物性特征，應(yīng)用過(guò)程約束盆地模擬方法恢復(fù)研究區(qū)關(guān)鍵油氣成藏期的油氣成藏動(dòng)力演化史。研究結(jié)果表明，博興洼陷古近系紅層的油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離、至排烴邊界距離具有較好的相關(guān)性，均表現(xiàn)為高斯正態(tài)分布特征，據(jù)此建立源控油氣成藏概率定量模型。反映“相”的儲(chǔ)層物性在關(guān)鍵油氣成藏期具有明顯的變化特征，代表“勢(shì)”的地層流體剩余壓力主要來(lái)源于異常地層壓力，利用相應(yīng)公式可以定量表征“相”與“勢(shì)”的關(guān)系，最終計(jì)算出研究區(qū)紅層油氣成藏期的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)，并可以根據(jù)該指數(shù)與研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣藏的關(guān)系預(yù)測(cè)有利油氣成藏區(qū)帶。博興洼陷金26井—濱斜703井剖面孔店組—沙四段下亞段油氣藏均位于“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)大于0.50的地區(qū)，樊141井以北地區(qū)的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)較高，均大于0.55，為研究區(qū)下步有利油氣勘探區(qū)帶。

紅層“相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系 “源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù) 源控油氣成藏概率 博興洼陷

沉積盆地的油氣藏分布宏觀上是由成藏動(dòng)、阻力相互耦合控制的，油氣成藏期成藏條件的定量匹配直接關(guān)系到油氣能否成藏［1］。陸相生油理論是中國(guó)特色油氣勘探的理論基礎(chǔ)，20世紀(jì)70年代，在大量油氣勘探實(shí)踐的基礎(chǔ)上，石油地質(zhì)工作者根據(jù)渤海灣盆地勝利油區(qū)的油氣勘探經(jīng)驗(yàn)，提出了油氣田環(huán)繞生油凹陷呈多環(huán)式展布的油氣成藏模式［2-3］，即“源控論”，成為“定凹選帶”油氣勘探技術(shù)的理論基礎(chǔ)。20世紀(jì)80年代，在系統(tǒng)總結(jié)中國(guó)東部斷陷盆地油氣分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，提出了復(fù)式油氣聚集帶理論［4］，該理論是對(duì)“源控論”的發(fā)展，是滾動(dòng)勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)的理論基礎(chǔ)。自20世紀(jì)90年代中后期，勝利油區(qū)進(jìn)入以隱蔽油氣藏為主的勘探階段，經(jīng)過(guò)10余年的科研攻關(guān)，一系列新的理論和認(rèn)識(shí)相繼出現(xiàn)，如斷裂坡折帶低位扇油氣成藏模式以及斷—坡控砂、復(fù)式輸導(dǎo)、“相—?jiǎng)荨笨夭氐龋?-9］。目前，油氣成藏理論的研究已逐步轉(zhuǎn)向?qū)﹃P(guān)鍵油氣成藏期的成藏動(dòng)力和阻力耦合的研究［10-11］，且在上述理論的指導(dǎo)下，以東營(yíng)凹陷沙四段上亞段—沙三段中亞段斷陷湖盆鼎盛期的各類巖性體為代表的巖性油藏的勘探取得了巨大進(jìn)展；而針對(duì)主力烴源巖之下的孔店組—沙四段下亞段斷陷湖盆早期發(fā)育的紅層［12］，僅利用“相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)來(lái)判斷油氣運(yùn)聚通道和有利聚集場(chǎng)所仍存在明顯不足，因此，筆者綜合考慮源控油氣機(jī)制和“相—?jiǎng)荨瘪詈峡赜蜌鈾C(jī)制，確定關(guān)鍵油氣成藏期“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)，以東營(yíng)凹陷博興洼陷金26井—濱斜703井剖面為例，探討博興洼陷古近系紅層關(guān)鍵油氣成藏期的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系，以期為提高研究區(qū)紅層有利油氣勘探目標(biāo)的預(yù)測(cè)精度提供指導(dǎo)和借鑒。

1　地質(zhì)概況

博興洼陷位于渤海灣盆地濟(jì)陽(yáng)坳陷東營(yíng)凹陷的西南部，其西、南部與青城凸起、魯西隆起相接，東北部以石村斷層為界與利津、牛莊洼陷相隔，是東營(yíng)凹陷4個(gè)主要生油洼陷之一，為西北斷、東南超的半地塹式斷陷盆地［12］。選取博興洼陷金26井—濱斜703井剖面，對(duì)其孔店組—沙四段下亞段關(guān)鍵油氣成藏期的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系進(jìn)行剖析。金26井—濱斜703井剖面是貫穿博興洼陷近南北向的地質(zhì)剖面（圖1），該剖面從博興洼陷南部金家緩坡構(gòu)造帶開(kāi)始，經(jīng)過(guò)樊深1斷塊，穿過(guò)博興洼陷中心，垂直切過(guò)平南斷層，最終延伸至平方王地區(qū)；剖面整體呈箕狀，沉積中心位于樊120井區(qū)附近，切過(guò)的平南斷層的斷距較大，接近2 000m；該剖面范圍內(nèi)的新生界包括孔店組、沙河街組、東營(yíng)組、館陶組、明化鎮(zhèn)組和平原組。

圖1　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面位置Fig.1　Location ofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

2　源控油氣機(jī)制

龐雄奇等通過(guò)對(duì)中國(guó)大中型油氣田的統(tǒng)計(jì)，認(rèn)為油氣分布范圍與烴源巖區(qū)具有密切關(guān)系［13］。姜福杰等在“源控論”基礎(chǔ)上，排除其他地質(zhì)因素的影響，選取烴源巖最大排烴強(qiáng)度、油氣藏至排烴中心距離以及油氣藏至排烴邊界距離共3個(gè)參數(shù)建立油氣成藏概率的定量評(píng)價(jià)模式［14］。博興洼陷紅層油氣藏的主要油氣源自高青—平南斷層下降盤沙四段上亞段生烴區(qū)，由于烴源巖最大排烴強(qiáng)度為固定值，因此筆者建立油氣成藏概率模型時(shí)未考慮該參數(shù)。統(tǒng)計(jì)東營(yíng)凹陷南坡紅層56個(gè)油氣藏與油氣藏至排烴中心距離、油氣藏至排烴邊界距離的關(guān)系，為了消除地質(zhì)條件差異的影響，對(duì)原始數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，采用的計(jì)算式為

式中：L標(biāo)準(zhǔn)化為標(biāo)準(zhǔn)化后的油氣藏至排烴中心距離；L為油氣藏至排烴中心的實(shí)際距離，km；L0為排烴中心至排烴邊界的距離，km；l標(biāo)準(zhǔn)化為標(biāo)準(zhǔn)化后的油氣藏至排烴邊界距離；l為油氣藏至排烴邊界的實(shí)際距離，km。

2.1油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離的關(guān)系

油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離的關(guān)系可以反映烴源灶排烴強(qiáng)度的波及范圍，即排烴強(qiáng)度所能促使油氣運(yùn)移的最大范圍。以3 km為間隔，對(duì)博興洼陷紅層油氣藏發(fā)育數(shù)量與油氣藏至排烴中心距離進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)油氣藏發(fā)育數(shù)量與油氣藏至排烴中心距離呈正態(tài)分布關(guān)系（圖2a）；當(dāng)L標(biāo)準(zhǔn)化值小于0.3或大于1.6，油氣藏發(fā)育數(shù)量很少，當(dāng)L標(biāo)準(zhǔn)化值接近于1時(shí)，油氣藏發(fā)育數(shù)量最多（圖2b）。將以3 km為間隔統(tǒng)計(jì)的油氣藏發(fā)育數(shù)量與總油氣藏發(fā)育數(shù)量的比值定義為油氣藏分布頻率，將油氣藏分布頻率除以油氣藏分布頻率的最大值，即可得到油氣成藏概率，進(jìn)而使用Matlab軟件即可擬合出二者之間的分布模型。

圖2　博興洼陷古近系紅層油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離的關(guān)系Fig.2　Relationship between hydrocarbon reservoirdistribution of red bedsand distance from the reservoir to source center in Boxing subsag

2.2油氣藏分布與油氣藏至排烴邊界距離的關(guān)系

油氣藏既有分布于排烴邊界以內(nèi)的，也有位于排烴邊界以外的。在統(tǒng)計(jì)過(guò)程中，以排烴邊界為界，位于排烴邊界以內(nèi)的為負(fù)值，排烴邊界以外的為正值。從油氣藏發(fā)育數(shù)量與油氣藏至排烴邊界距離的統(tǒng)計(jì)結(jié)果可以看出，絕大多數(shù)油氣藏分布于排烴邊界附近，若油氣藏至排烴邊界距離超過(guò)6 km，則油氣藏發(fā)育數(shù)量非常稀少（圖3a）；油氣藏主要分布于l標(biāo)準(zhǔn)化為-0.6～0.6的區(qū)域內(nèi)，可以使用Matlab軟件擬合油氣成藏概率和l標(biāo)準(zhǔn)化的高斯分布模型（圖3b）。

圖3　博興洼陷古近系紅層油氣藏分布與油氣藏至排烴邊界距離的關(guān)系Fig.3　Relationship between hydrocarbon reservoir distribution of red bedsand distance from the reservoir to sourceboundary in Boxing subsag

2.3源控油氣成藏概率定量模型的建立

研究結(jié)果表明，油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離、至排烴邊界距離具有較好的相關(guān)性，均表現(xiàn)為高斯正態(tài)分布特征，即在排烴邊界處油氣藏呈現(xiàn)集中分布的特征。因此，可以采用多元非線性回歸分析來(lái)確定L標(biāo)準(zhǔn)化和l標(biāo)準(zhǔn)化與源控油氣成藏概率的關(guān)系；然后根據(jù)最小二乘法原理，利用SPSS統(tǒng)計(jì)軟件獲得東營(yíng)凹陷南坡紅層源控油氣成藏概率定量模型，其表達(dá)式為

式中：Fe為源控油氣成藏概率。

3“相—?jiǎng)荨笨赜蜌鈾C(jī)制

油氣分布受“相”和“勢(shì)”2種作用的聯(lián)合控制，簡(jiǎn)稱為“相—?jiǎng)荨笨赜蜌鈾C(jī)制。自然界中的“相”依據(jù)顆粒粒徑可以分為粗相（粒度小于0.5mm）、中相或優(yōu)相（粒度為0.1～0.5mm）、細(xì)相（粒度大于0.1 mm）；“勢(shì)”可以相對(duì)地分為高勢(shì)、中勢(shì)和低勢(shì)。地層相和流體勢(shì)雙重要素聯(lián)合控制著油氣藏的形成和分布，突出表現(xiàn)為“優(yōu)相—低勢(shì)”耦合控藏。“相—?jiǎng)荨焙暧^上控制著油氣藏的時(shí)空分布，微觀上控制著油氣藏的含油氣性變化［15-16］。

“相”和“勢(shì)”可以用相指數(shù)和勢(shì)指數(shù)來(lái)定量表示，其表達(dá)式分別為

式中：FI為相指數(shù)，其值為0～1；?為儲(chǔ)層孔隙度，%；?max為相同埋深條件下的最大儲(chǔ)層孔隙度，%；PI為勢(shì)指數(shù)，其值為0～1；p為地層流體壓力，MPa；pmin為相同埋深條件下的靜水壓力，MPa；pmax為烴源灶頂部或底部具有的地層流體壓力，MPa。

龐雄奇等［17］對(duì)濟(jì)陽(yáng)坳陷546個(gè)油氣藏和勘探失利圈閉的FI值和PI值進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，結(jié)果表明，85%以上的油氣藏均位于FI值大于0.5且PI值小于0.5的區(qū)域，大部分油氣藏均臨近FI值為1且PI值為0的區(qū)域。FI值越大且PI值越小的區(qū)域，油氣藏發(fā)育數(shù)量越多，油氣成藏概率越大，勘探失利圈閉分布于FI值較小且PI值較大的區(qū)域。此外，F(xiàn)I值與PI值具有消長(zhǎng)關(guān)系，F(xiàn)I值較低的區(qū)域須具有較高的PI值油氣才能成藏，PI值較高的區(qū)域須具有較低的FI值油氣才能成藏。因此，“相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)可以定量表示為

式中：FPI為“相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)，其值為0～1。

3.1油氣成藏期儲(chǔ)層物性恢復(fù)

3.1.1儲(chǔ)層物性恢復(fù)方法

儲(chǔ)層物性恢復(fù)方法是根據(jù)渠東芳等［18］建立的東營(yíng)凹陷儲(chǔ)層孔隙度隨埋深演化圖版，通過(guò)平衡剖面恢復(fù)儲(chǔ)層在關(guān)鍵油氣成藏期的古埋深來(lái)恢復(fù)古孔隙度。為了計(jì)算目的層某一點(diǎn)儲(chǔ)層物性綜合影響因子，須確定該點(diǎn)的粒度中值、分選系數(shù)和膠結(jié)物含量3個(gè)參數(shù)；其中，粒度中值和分選系數(shù)是巖石的原始組成參數(shù)，受沉積相的控制。

東營(yíng)凹陷南坡紅層儲(chǔ)層主要發(fā)育于沖積扇、漫湖三角洲和淺水三角洲相。其中沖積扇相的儲(chǔ)層粒度中值主要為0.11～0.54mm，平均值為0.23mm，分選系數(shù)為1.37～1.92，平均值為1.63；漫湖三角洲相的儲(chǔ)層粒度中值主要為0.02～0.67mm，平均值為0.15mm，分選系數(shù)為1.20～3.09，平均值為1.63；淺水三角洲相的儲(chǔ)層粒度中值主要為0.05～0.21mm，平均值為0.13mm，分選系數(shù)為1.33～2.88，平均值為1.64。選取每種沉積相儲(chǔ)層粒度中值和分選系數(shù)的平均值來(lái)計(jì)算儲(chǔ)層物性綜合影響因子。對(duì)于膠結(jié)物含量的取值，則是通過(guò)繪制研究區(qū)膠結(jié)物含量等值線圖來(lái)實(shí)現(xiàn)。

在計(jì)算出目的層各點(diǎn)的儲(chǔ)層物性綜合影響因子之后，對(duì)其進(jìn)行歸一化處理，通過(guò)平衡剖面恢復(fù)目的層在油氣成藏期的古埋深，并將該深度交會(huì)至對(duì)應(yīng)的歸一化儲(chǔ)層物性綜合影響因子的孔隙度演化曲線上，最終得到的孔隙度即為油氣成藏期儲(chǔ)層的古孔隙度。

3.1.2油氣成藏期儲(chǔ)層物性特征

研究結(jié)果表明，博興洼陷古近系紅層的油氣成藏期為距今5.05～0Ma；因此，選取館陶組沉積末期（距今5.1Ma）、明化鎮(zhèn)組沉積末期（距今2Ma）和現(xiàn)今共3個(gè)關(guān)鍵油氣成藏期進(jìn)行儲(chǔ)層物性恢復(fù)。根據(jù)儲(chǔ)層物性恢復(fù)方法的原理，基于金26井—濱斜703井剖面的沉積相研究成果，確定不同沉積相的粒度中值和分選系數(shù)，然后進(jìn)行古孔隙度的恢復(fù)。金26井—濱斜703井剖面主要發(fā)育沖積扇、漫湖三角洲和淺水三角洲相等碎屑巖儲(chǔ)集體，為油氣的運(yùn)移和聚集提供了良好條件。

根據(jù)儲(chǔ)層孔隙度恢復(fù)圖版，恢復(fù)金26井—濱斜703井剖面3個(gè)關(guān)鍵油氣成藏期儲(chǔ)層孔隙度（圖4）。在館陶組沉積末期，金26井—濱斜703井剖面的紅層埋藏較淺，孔一段埋深不超過(guò)3 500m，沙四段下亞段埋深不超過(guò)2 500m，因此孔隙度普遍較大；該剖面沖積扇相儲(chǔ)層的孔隙度為34%～39%，平南斷層上升盤淺水型三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為33%～35%，下降盤淺水型三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為18%～22%，平南斷層上升盤漫湖三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為26%～32%，下降盤漫湖三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為17%～20%。在明化鎮(zhèn)組沉積早期，沉積速率較快，達(dá)到0.13～0.24mm/a，至明化鎮(zhèn)組沉積末期，孔一段最大埋深為4 250m，沙四段下亞段最大埋深為3 500m，孔隙度隨著埋深增加而較快速減小；金26井—濱斜703井剖面沖積扇相儲(chǔ)層的孔隙度為27%～38%，與館陶組沉積末期相比，降低約1%～7%；平南斷層上升盤淺水型三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為20%～25%，降低約10%～13%，下降盤淺水型三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為17%～19%，與館陶組沉積末期相比變化較小，可能與次生孔隙的發(fā)育有關(guān)；平南斷層上升盤漫湖三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為16%～24%，降低約8%～10%，下降盤漫湖三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為14%～16%，降低約3%～4%。至現(xiàn)今，金26井—濱斜703井剖面沖積扇相儲(chǔ)層的孔隙度為24%～37%，與明化鎮(zhèn)組沉積末期相比變化較小，降低約1%～3%；平南斷層上升盤淺水型三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為18%～23%，降低約2%，下降盤淺水型三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為17%～18%，變化較??；平南斷層上升盤漫湖三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為15%～21%，下降盤漫湖三角洲相儲(chǔ)層的孔隙度為14%～15%，降低約1%～3%。

圖4　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面古近系紅層孔隙度演化Fig.4　Evolution of red bedsporosity ofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

3.2油氣成藏期儲(chǔ)層動(dòng)力恢復(fù)

近年來(lái)，沉積盆地的古地層壓力恢復(fù)研究已成為含油氣盆地分析中不可缺少的組成部分［19］，可以采用盆地模擬方法恢復(fù)沉積盆地的古地層壓力［17］。在沉積盆地地層壓力模擬過(guò)程中，利用實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行約束，從模擬結(jié)果來(lái)看，地層壓力模擬值與實(shí)測(cè)值較為接近，相對(duì)誤差不超過(guò)6%（表1）。地層壓力模擬結(jié)果（圖5）表明，金26井—濱斜703井剖面古近系普遍存在異常地層壓力，超壓主要發(fā)育在博興洼陷中心沙四段上亞段和沙三段下亞段2套烴源巖中［16］。在東營(yíng)組沉積初期，盆地處于強(qiáng)烈的裂陷期，快速沉積了大量的細(xì)粒沉積物，造成垂向上排水不暢，使得上覆沉積負(fù)荷應(yīng)力增大引起的孔隙體積降低速率與孔隙流體的排出速率無(wú)法達(dá)到平衡；且在東營(yíng)組沉積過(guò)程中，沙四段上亞段烴源巖的埋深大于2 500m，超過(guò)東營(yíng)凹陷的生油門限，已開(kāi)始生烴，因此孔隙中的流體增多；隨著埋深增大，孔隙流體承擔(dān)的上覆地層負(fù)荷應(yīng)力增大，孔隙度減小，滲透率變差，致使沙四段上亞段和沙三段下亞段出現(xiàn)超壓；至東營(yíng)組沉積末期，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為1.6MPa，壓力系數(shù)為1.05；沙三段下亞段地層流體剩余壓力為1.4MPa，壓力系數(shù)為1.05；而在喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)的東營(yíng)幕，研究區(qū)地層抬升遭受剝蝕，上覆地層負(fù)荷應(yīng)力減小，同時(shí)地層溫度降低，生烴作用趨于停滯，因而超壓得以部分釋放。在館陶組沉積早期，地層埋深繼續(xù)增大，沉積速率增加，生烴作用加強(qiáng)，欠壓實(shí)作用明顯，超壓持續(xù)增大；至館陶組沉積末期，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為3.61MPa，壓力系數(shù)為1.16，沙三段下亞段地層流體剩余壓力為3.38 MPa，壓力系數(shù)為1.15。在明化鎮(zhèn)組沉積早期，沙四段上亞段和沙三段下亞段2套優(yōu)質(zhì)烴源巖的埋深迅速增大，地溫升高，生成大量烴類導(dǎo)致地層壓力明顯增大，且在該沉積時(shí)期多數(shù)斷層已停止活動(dòng)，超壓難以釋放；至明化鎮(zhèn)組沉積末期，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為10.30MPa，壓力系數(shù)為1.35，沙三段下亞段地層流體剩余壓力為9.98MPa，壓力系數(shù)為1.34。在 平原組沉積時(shí)期，沙四段上亞段和沙三段下亞段的埋深繼續(xù)增大；至現(xiàn)今，沙四段上亞段地層流體剩余壓力為9.57MPa，壓力系數(shù)為1.31，沙三段下亞段地層流體剩余壓力為9.54MPa，壓力系數(shù)為1.31；地層流體剩余壓力相比明化鎮(zhèn)組沉積末期略有降低，可能是烴源巖生成的烴類被部分排出，地層壓力得到少許釋放。

表1　東營(yíng)凹陷金26井—濱斜703井剖面地層壓力演化誤差分析Table1　Erroranalysisofpressure evolution history ofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

圖5　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面地層流體剩余壓力演化Fig.5　Evolution history of residualpressureofsection Jin26-Binxie703 in Boxing subsag

4　成藏期“源—相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系

4.1“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)

在實(shí)際地質(zhì)條件下，陸相斷陷盆地的油氣分布不僅受“相”和“勢(shì)”的聯(lián)合控制，烴源灶也在很大程度上控制著油氣的分布。“源—相—?jiǎng)荨比叩鸟詈详P(guān)系控制了博興洼陷紅層的油氣成藏。其中“相”與“勢(shì)”可以互為補(bǔ)充，優(yōu)相、中相與低勢(shì)、中勢(shì)匹配均可以成藏，優(yōu)相且低勢(shì)區(qū)是油氣成藏最有利的地區(qū)。對(duì)于遠(yuǎn)離烴源巖的紅層而言，反映油氣源條件的源控油氣成藏概率是缺一不可的條件，且不能與“相”、“勢(shì)”互補(bǔ)，一旦圈閉超出了油氣源所能達(dá)到的區(qū)域，“相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系再好，油氣成藏的可能性仍然很?。环粗?，在油氣源充足、油氣運(yùn)移條件良好的情況下，“相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)控制著油氣成藏，“相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)很低的地區(qū)不易于油氣成藏。為此，提出“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)的表達(dá)式為

式中：FPSI為“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)，其值為0～1。

“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)既能反映出油氣成藏過(guò)程中油源條件和“相—?jiǎng)荨瘪詈蠗l件具有同等重要的作用，又能區(qū)別油源與“相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系不同于“相”與“勢(shì)”之間的關(guān)系。

4.2“源—相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系

在館陶組沉積末期，由于東營(yíng)凹陷沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖的成熟度較低，生烴速率很小，導(dǎo)致源控油氣成藏概率極低，對(duì)紅層油氣成藏的貢獻(xiàn)較??；因此，在進(jìn)行關(guān)鍵油氣成藏期“源—相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系研究時(shí)，未考慮館陶組沉積末期。在源控油氣成藏概率、油氣成藏期儲(chǔ)層物性及成藏動(dòng)力研究的基礎(chǔ)上，計(jì)算金26井—濱斜703井剖面的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)，研究結(jié)果（圖6）表明，在明化鎮(zhèn)組沉積末期，沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖已經(jīng)成熟，生烴速率較大，且該剖面經(jīng)過(guò)博興洼陷，因此剖面埋藏較深部位的源控油氣成藏概率較大。隨著烴類的大量生成，促使博興洼陷中心烴源巖層發(fā)育超壓，可以為油氣的側(cè)向或垂向運(yùn)移提供充足動(dòng)力。金26井—濱斜703井剖面在孔一段和沙四段下亞段主要發(fā)育沖積扇、漫湖三角洲和淺水型三角洲相等碎屑巖儲(chǔ)集體，物性較好，相指數(shù)較高；因此在該剖面上，距離洼陷中心較近的樊141井以北地區(qū)的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)較高，均大于0.55。研究區(qū)樊深1斷塊、樊120井區(qū)以及平南斷層上升盤的梁90和濱斜703井區(qū)的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)較高，均大于0.70，目前所發(fā)現(xiàn)的油氣藏均位于這些地區(qū)。平南斷層上升盤距離洼陷中心較近，埋深較淺，相指數(shù)大，勢(shì)指數(shù)小，因此其“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)為金26井—濱斜703井剖面的最大值，達(dá)到0.85。樊深1井南部沙四段下亞段“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)大于0.70，且附近的樊深1斷層在明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期持續(xù)活動(dòng)，為研究區(qū)下步有利油氣勘探區(qū)帶。

圖6　博興洼陷金26井—濱斜703井剖面關(guān)鍵油氣成藏期“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)分布Fig.6　Distribution of“source-facies-potential”coupling index ofsection Jin26-Binxie703 during the key hydrocarbon accumulation period in Boxing subsag

至現(xiàn)今，沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖埋深繼續(xù)增大，生烴速率增大，已進(jìn)入生烴高峰階段，排烴范圍增大，使整個(gè)洼陷的源控油氣成藏概率普遍增大。由于平南斷層上升盤的儲(chǔ)層孔隙度比明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期的減小較多，因此該地區(qū)的相指數(shù)有一定程度的降低。由于生烴作用的增強(qiáng)，研究區(qū)斜坡帶金32井區(qū)“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)明顯增大，超過(guò)0.50。樊141井區(qū)位于排烴邊界附近，源控油氣成藏概率較大，勢(shì)指數(shù)較低，使其“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)超過(guò)0.80，為金26井—濱斜703井剖面“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)最高的地區(qū)。目前研究區(qū)發(fā)現(xiàn)的油氣藏均位于“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)大于0.50的地區(qū)，多數(shù)位于“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)大于0.65的地區(qū)。樊141井區(qū)附近“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)較高，斷層發(fā)育，易于形成構(gòu)造或構(gòu)造-巖性圈閉，且沙四段下亞段與烴源巖層對(duì)接，為博興洼陷下步有利油氣勘探區(qū)帶。

5　結(jié)論

博興洼陷古近系紅層油氣主要來(lái)自博興洼陷沙四段上亞段和沙三段下亞段烴源巖，在生油區(qū)排烴強(qiáng)度相同的情況下，油氣藏分布與油氣藏至排烴中心距離、至排烴邊界距離具有較好的相關(guān)性，均表現(xiàn)出高斯正態(tài)分布特征，即在排烴邊界處油氣藏呈現(xiàn)集中分布的特征?！霸础唷?jiǎng)荨比叩鸟詈详P(guān)系控制著博興洼陷古近系紅層的油氣成藏，其中“相”與“勢(shì)”可以互為補(bǔ)充，優(yōu)相、中相與低勢(shì)、中勢(shì)匹配均可以成藏，優(yōu)相且低勢(shì)區(qū)是油氣成藏最有利的地區(qū)。但反映油氣源條件的源控油氣成藏概率對(duì)于遠(yuǎn)離烴源巖的紅層而言，是必要條件，且不能與“相”、“勢(shì)”互補(bǔ)，一旦圈閉超出油氣源所能達(dá)到的區(qū)域，“相—?jiǎng)荨瘪詈详P(guān)系再好，油氣成藏的可能性仍很小；反之，在油源很充足、油氣運(yùn)移條件良好的條件下，“相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)決定油氣是否成藏。目前研究區(qū)發(fā)現(xiàn)的油氣藏均位于“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)大于0.50的地區(qū)，明化鎮(zhèn)組沉積末期是紅層的主要油氣成藏期，位于博興洼陷中心樊141井以北地區(qū)的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)較高，均大于0.55，其中樊深1井南部沙四段下亞段的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)大于0.70，平南斷層上升盤的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)最大，達(dá)到0.85，為博興洼陷古近系紅層的有利油氣成藏區(qū)帶。至現(xiàn)今，研究區(qū)斜坡帶金32井區(qū)的“源—相—?jiǎng)荨瘪詈现笖?shù)明顯增大，超過(guò)0.50，為博興洼陷下步有利油氣勘探區(qū)帶。

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編輯鄒瀲滟

Study on“source-facies-potential”coup ling relationship during oiland gasaccumulation in Paleogene red beds，Boxing subsag-a case study of the section Jin26-Binxie703

JiaGuanghua1，2，Gao Yongjin2，Song Jianyong3

（1.Faculty ofEarth Resources，China University ofGeosciences（Wuhan），Wuhan City，HubeiProvince，430074，China；2.Geoscience Research Institute，ShengliOilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China；3.Chunliang Oil Production Plant，ShengliOilfield Company，SINOPEC，Binzhou County，Shandong Province，256504，China）

Aiming at oil and gas accumulation in the Paleogene red beds in Boxing subsag，Dongying sag，a north-south strike section Jin26-Binxie703 was chosen asmain research object.A quantitative relationship between the probability of hydrocarbon accumulation in the study area and the distance from hydrocarbon reservoir to hydrocarbon kitchenwas setup by using a statisticalmethod，the reservoir paleo-physicalpropertieswere researched using the corresponding present reservoir physical properties chartsand the dynamic evolution history ofhydrocarbon reservoir during key hydrocarbon accumulation was restored through basinmodeling constrained with procedure.The results show that the distribution of red beds hydrocarbon reservoirs is correlated betterwith the distances from the reservoirs to the center source or to the source boundary in Boxing subsag，which is characterized by Gauss normal distribution，so as to establish the quantitativemodel of oilgas accumulation probability that is controlled by source rock.Reservoir physical properties that can reflect“facies”change significantly during the key hydrocarbon accumulation period，and the residual fluid pressure of formation that canreflect“potential”mainly comes from abnormalpressure of formation in Boxing subsag.The relationship between“facies”and “potential”can be characterized quantitatively finally by using the corresponding formula to calculate the“source-faciespotential”coupling indexwhich can be used to predict favorable reservoir zonesbased on the relationship between these indexesand the reservoirs thathasbeen found in the red beds.In the section Jin26-Binxie703，all thehydrocarbon reservoirs found at the lower sub-segmentof the 4thmember of Shahejie Formation and Kongdian Formation locate in the zonewith “source-facies-potential”coupling indexes above 0.5.During the hydrocarbon accumulation period，coupling indexes of the zoneson the north ofWell Fan141 are comparatively high，allabove 0.55，which can be favorable exploration areas for furtherexploration.

red beds；“facies-potential”coupling relationship；“source-facies-potential”coupling index；hydrocarbon accumulation probability controlled by source；Boxing subsag

TE112.3

A

1009-9603（2015）03-0001-09

2015-03-02。

賈光華（1972—），男，河北晉寧人，高級(jí)工程師，在讀博士研究生，從事油氣勘探方面的研究。聯(lián)系電話：（0546）8716952，E-mail：jiaguanghua895.slyt@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“濟(jì)陽(yáng)坳陷油氣富集機(jī)制與增儲(chǔ)領(lǐng)域”（2011ZX05006-003）。