浅析高青 -平南断裂构造带上古生 界成藏控制因素

任兴文

中石化经纬有限公司胜利地质录井公司 山东 东营 257064

摘要：通过对HG3等井钻探，在高青-平南断裂构造带上古生界未见到较好油气显示，本文通过对井区油源条件、储集层等条件分析，对高青-平南断裂构造带上古生界成藏条件进行了详细分析，以期对下步勘探井位部署提供依据。

关键词:高青-平南断裂构造带；上古生界；成藏条件

0 引 言

HG3井位于高青—平南断裂带南部的青城凸起，属于断层的上升盘，为中生界高位潜山，上覆第四系平原组、新近系明化镇组、馆陶组地层。潜山地层整体北倾，东南方向抬升明显。从南向北出露地层由老到新，由南部高部位的中生界出露，依次孔店组、沙四段、沙三段、沙一段，逐渐过渡到东营组剥蚀区。由于高青-平南断裂带长期剧烈活动，在青城凸起上南北向、东西向次级断层发育，形成了断层纵横交错，构造条件复杂的构造格局。中、古生界地层由于长期遭受风化剥蚀，形成了一系列与断层走向基本一致的断块山残丘。

该区中生界碎屑岩、岩浆岩发育，同时受长期构造应力和风化作用共同影响，中、古生界地层裂缝发育，储集条件进一步改善，在潜山内幕形成了良好的网络储集空间。青城凸起紧邻油气资源丰富的博兴洼陷，是油气运移的有利指向，该区广泛发育的砂体、断层、不整合面为油气运移构筑了良好的疏导体系。由于中、古生界潜山通过高青-平南大断裂直接与下第三系油源对接，成藏条件较为有利。目前，设计井区周围钻遇上古生界的有HG6、HGX103、HG102和GC1等井。2016年6月25日完井的HG102井在上古生界二叠系2328.00m～2350.00m井段，试油9.00m/2层，日油18.5t（相对密度0.825，粘度4.87s），结论为油层；位于设计井北部的HG6井于2016年12月02日完井，在上古生界二叠系井段2424.00～2466.50m试油8.00m/4层，日油14.1t（相对密度0.843，粘度9.58s），结论为油层。HG6井试油获得高产，说明高青-平南断裂带南部二叠系具备良好的储集条件及有利油气源条件，展示了上古生界较大的勘探潜力。

从HG1深度偏移三维（2017）SN754/EW840测线地震剖面图及高青地区上古生界下石盒子组顶面构造图来看，HG6井处于上古生界的较低部位，在二叠系试油获得高产，已初步证实了上古生界潜山油藏的成藏能力。HG3井位于构造较高部位，具有较大的勘探潜力。为解花沟地区HG3井区中生界、上古生界含油气情况而部署HG3井，对整体解剖HG3井区中、古生界构造圈闭含油气情况具有重要意义。前人对该区中生界成藏条件所做的研究工作较少，本文所涉及研究工作对本区勘探意义较大。

1 油源条件分析

博兴洼陷沙三段、沙四段发育巨厚的暗色泥岩、油泥岩、油页岩，具有较好的生烃能力，为井区提供丰富油气资源。同时，断层可作为油气的主要运移通道，中、古生界潜山通过大断层直接与古近系地层接触，具备良好的油源条件。HGX101井二叠系奎山段2479.00～2481.00m原油，F23井沙三下深灰色泥页岩，GX311井沙四上灰色泥岩，饱和烃色谱分析，伽玛蜡烷指数较高0.27，重排甾烷含量高，C27～C29呈L型分布，Pr/Ph=0.96。甾烷C2920S/（20S+20R）为0.56表明原油为成熟原油。HGX101原油为混源油，主要源自博兴洼陷沙三下与沙四上烃源岩的混源油，说明油气已运移至青城凸起。HG3井实钻见油迹显示，说明油源已运至本井区。

青城凸起紧邻油气资源丰富的博兴洼陷，是油气运移的有利指向，该区广泛发育的砂体、断层、不整合面为油气运移构筑了良好的疏导体系。由于古生界、下古生界通过高青-平南大断裂直接与下第三系油源对接，油源条件较为有利。

2 储集条件分析

奎山段钻遇地层厚度61.20m，储集层厚度40.30m，占钻遇地层厚度的65.85%，单层厚度最大为9.70m，最小为0.50m，岩性为灰白色石英砂岩。奎山段井段1970.80～1980.00m孔隙度在3.5～5.6%之间，渗透率0.001～0.473×10-3µm2之间，储层单层厚度为1.20～3.0m。

万山段钻遇地层厚度63.90m，储集层厚度32.30m，占钻遇地层厚度的50.55%，单层厚度最大为7.70m，最小为2.50m，岩性为灰白色石英砂岩。井段2036.60m～2044.30m孔隙度为5.2%，渗透率0.41×10-3µm2，储层厚度为7.70m；井段2042.00m～2048.50m孔隙度为5.8%，渗透率0.60××10-3µm2，储层厚度为3.60m。

与HG6、HGX103、HG102井产层物性和厚度对比分析后，认为这三段储层物性在井区产层物性下限之上，具有一定的储集能力。

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成藏控制因素

（1）上古生界成藏控制因素分析

①构造位置影响油气成藏

HG6井奎山段位于构造高部位，且物性较好，见荧光显示，井段2424.00m～2466.50m试油，压裂后日产油14.1t，日产气713m3，日产水12.9t，结论为油水同层，形成构造-岩性油气藏。

HG601侧井奎山段物性较好，但是位于HG6井的构造低部位，HG6井油水界面之下，未形成油气藏。

②储层物性影响油气成藏

HG6井（原井眼）奎山段位于构造较高部位，实钻见荧光显示，但是相比HG6井，HG6井（原井眼）气测无明显异常，物性较差，孔隙度2.9～4.62%，渗透率0.04～0.31×10-3µm2，在奎山段产层物性之下，不具备储集能力，因此未成藏。

2. HG3井上古生界未成藏原因分析

HG3井实钻奎山段和万山段储层发育，具有一定的储集能力，认为未成藏原因主要有两点：

（1）断层侧向封堵差是造成未成藏的主要原因。低部位的高参1井储层发育，未钻遇油气显示，认为断层封堵性差，油气沿断层向高部位运移。HG3井实钻见油迹显示，说明油气已运移到本井区，但未成藏认为也是侧向断层封堵性差，油气向高部位运移，本井钻探落空。

（2）构造位置偏低也是造成未成藏的主要原因。从过GC1-HG3-HG6-HG601侧井近南北向地震剖面图和过GC1-HG3-HGX103-HG102-HG1井近东西向地震剖面图看，HG3井奎山段处于构造偏低位置，是未成藏的主要原因。

结论

井区油气成藏受构造位置和储层物性条件的控制。上古生界上石盒子组奎山段和万山段未成藏的原因是构造位置偏低和断层侧向封堵差。

参考文献

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