“ 相” 这一概念由丹麦地质学家斯丹诺于1669年首次引入地质文献, 在地质学应用时, “ 相” 指一定地质时期内地表某一部分的全貌(里丁, 1985)。“ 相” 这一词的含义在地质界颇有争议, 既被用做描述性术语, 又被用作解释性术语。瑞士地质学家Gressly(1838)开始把相的概念用于沉积岩, 他认为:“ 沉积相是沉积物变化的总和, 它表现为这种或那种岩性的、地质的或古生物的差异” 。Teichert(1958)、Krumbein和Sloss(1963)对此作了很好地概括, 认为“ 相是一种具有特定特征的岩石体” 。

20世纪初至近几十年来, 相的概念随着沉积学、古地理学的发展而广为流行, 不少学者对它进行了详尽的论述, 主要有3种观点:一是把“ 相” 理解为环境的同义词, 认为相即是环境; 二是地层的观点, 把“ 相” 简单地看作地层的横向变化; 三是认为“ 相” 就是能表明沉积条件的岩性特征和古生物特征的有规律综合。综合上述定义, 作者认为:相即是在一定条件下形成的、能够反映特定的环境或过程的沉积物(岩)的物质表现。

根据地质相的内容和控制因素, 可从宏观到微观表征划分为4个不同的研究层次, 即构造相、沉积相、岩石相和岩石物理相。在不同的构造单元中形成不同的沉积相带, 不同的沉积相带控制了不同类型的岩石分布(图1), 不同的岩石内部发育不同的孔渗特征。储集层的地质相特征参数的不同使储集层的含油性也存在相应的差异。

图1

Fig.1

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	图1 陆相断陷盆地地质相的层次划分及其关联性Fig.1 Hierarchies and association of geofacies in continental fault basin

不同层次的地质相对油气的控制作用有不同的含义。构造相和沉积相是宏观尺度的地质相概念, 控制着宏观上油气藏的分布规律, 适用于指导含油气盆地早、中期有利成藏领域和勘探区带的预测; 岩石相和岩石物理相是微观尺度的地质相概念, 控制着微观上油气藏内部的非均质性和含油气性, 适用于指导含油气盆地勘探晚期和油气藏开发阶段的有利目标预测和钻探目标优选。

1.3.1 构造相的概念及其研究意义

构造相是指能反映其形成环境的、在特征上具有相似变形特征与构造特征的一组岩层与构造的组合(Hsu, 1991; 许靖华, 1994; Rorbertson, 1994; 梁斌等, 1999)。“ 构造相” 这个概念适用不同级别的沉积盆地, 也适用于描述盆地内部次级构造单元与油气分布和富集的有机联系。

不同类型盆地的构造特征和发育历史控制了含油气盆地内部的沉积模式、生油条件、成藏环境和油气藏类型, 并进一步控制了油气富集程度与分布规律。针对中国东部陆相断陷盆地的构造、沉积特征, 地质学家提出了行之有效的盆地构造— 岩石相分析法研究中国断陷盆地的含油气性。信荃麟和刘泽容(1993)提出了构造岩相的概念, 认为构造岩相带是指在盆地某一特定发展阶段, 构造单元与沉积单元的有机空间组合; 构造单元可指不同级别的盆地或某盆地内不同级别的构造带; 沉积单元可指沉积体系、沉积相、亚相或微相等。

盆地内二级构造带对油气富集具有明显的控制作用, 也是复式油气聚集带的基本单元。因此, 把二级构造带作为盆地构造相的基本单元, 把那些相同级次的、具有成因联系的构造单元划分在同一构造相带内。研究构造相的目的在于发现盆地内不同二级构造带及其主断层与沉积相带及砂体发育特征、位置、分布与演化之间的内在关系, 从而认清油气藏形成条件和分布规律。

1.3.2 沉积相的概念及其研究意义

除前述瑞士地质学家Gressly(1838)提出的沉积相的概念外, 鲁欣(1953)将沉积相定义为“ 能表明沉积条件的岩性特征和古生物特征的有规律综合” 。因此, 沉积相是沉积物形成条件的物质表现。Selly(1970)提出:应该从沉积岩体几何形态、岩石学特征、沉积物特征、沉积物构造特征和古流向特征来限定沉积相。冯增昭(1993)认为:沉积相是在一定条件下形成的、能够反映特定的环境或过程的沉积产物。沉积相依据自然地理条件和地貌特征及沉积物综合特征进行划分, 并根据各类型相中沉积物的不同特征, 确定出相应的沉积亚相和沉积微相。不同沉积相带甚至沉积微相的岩石类型、岩石类型组合以及其所经历的成岩作用都不同, 因此对油气分布的控制作用也有区别。研究沉积相可以了解沉积盆地的优势储集相带和有利沉积微相带的分布特征及其对油气的控制作用, 从而揭示油气的分布规律。

1.3.3 岩石相的概念及其研究意义

储集层微观性质包含形成孔隙空间的岩石特征和孔隙性质两方面内容, 岩石性质是指其岩石学特征, 通常用岩石相来表征。岩石相是指一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合。一个单一的岩石相是一个岩石单位, 它依其独特的岩性特征(包括组分、粒径、层理特征和沉积构造)而定义(Maill, 1990)。岩石相研究的内容主要包括岩石骨架特征、矿物成分、颗粒大小与分布、分选、磨圆度、粒间基质和胶结物含量等。不同的沉积体系形成各种不同类型的沉积砂体, 各类砂体由于具有不同的岩石相特征和组合, 表现出砂体的储集性能存在差异, 而使得油气在不同沉积相砂体中的成藏存在差异。岩石相研究可以揭示岩石相对油气分布的控制作用, 从而分析有利的油气储集空间特征和可能的油气聚集区带。

1.3.4 岩石物理相的概念及其研究意义

岩石物理相是指具有一定岩石物理特性的储集层成因单元, 它是沉积作用、成岩作用和后期构造作用的综合效应, 最终表现为现今的储集层孔隙网络特征。Spain在1992年提出在单井剖面上划分岩石物理相; 熊琦华等(1994)、孙永传和陈红汉(1995)相继开展了储集层岩石物理相的研究。岩石物理相的最终表征是流体渗流孔隙网络介质特征的高度概括模型。在实际应用时, 一般选择能够表征储集层岩石物理特征的孔隙度、渗透率和粒度中值等参数定量评价储集层岩石物理相。岩石孔隙度和渗透率是最直接的衡量和影响岩石中流体(包括油气)的两个物性参数, 其大小和均质性控制着岩石孔隙内部油气的运聚成藏和分布。

沉积盆地是油气形成和富集的基本地质构造单元。据Halbouty等(1970)统计, 在全球600个主要的沉积盆地中, 发现大型油气田的盆地75个, 约占13%; 发现中小型油气田的盆地215个, 约占37%; 其余为油气远景不大的盆地, 约占50%(甘克文, 1992)。这说明, 含油气盆地的形成由其地球动力背景和演化历史等各种地质作用所决定, 不同类型的盆地因其内部构造特征和演化特征的不同对油气藏的形成和分布具有显著的控制作用。

2.1.1 沉积盆地类型控制油气分布与富集

国内外地质学家从不同角度对沉积盆地进行过各种分类。Dallmus(1958)与Weeks(1952, 1958)等以槽台学说的观点进行盆地分类; Halbouty 等(1970)按不同地壳性质划分盆地类型; Klemme(1974, 1980)、Bally(1975)、Dickinson(1976)等从板块构造观点提出了盆地的分类方案。Fisher(1975)、Bott(1980)和Bally(1980)等人, 既研究了大陆边缘盆地与克拉通内部盆地的成因, 也研究了重力作用、热力作用和应力作用等地球动力学机制形成的盆地。中国地质学家也对盆地进行了分类研究。朱夏(1965)以古生代槽台观点和中新生代板块体制为理论基础进行盆地分类; 叶连俊和孙枢(1980)根据沉积作用与盆地形成作用在时间上的相互配合划分盆地类型; 刘和甫(1983)以地球动力学为背景, 分析了盆地的形成机制; 田在艺和张庆春(1996)在板块构造观点的基础上, 再根据盆地所处地壳结构和大地构造位置, 进一步划分盆地类型。

研究盆地的分类, 对于认识不同类型盆地之间的相互关系和认识不同类型盆地内油气富集规律及其差异性具有重要意义。Klemme(1980)将世界含油气盆地分为2大类8亚类(表 1), 并统计了全世界所有不同类型盆地的资源量和产量的分布比例(图 2, 图3)。图2表明世界上不同类型盆地油气探明储量存在明显差异, 除了复合型盆地外, 世界上主要的油气资源和油气储量都富集在下挠盆地、裂谷盆地和俯冲盆地内。其中盆地面积仅占世界盆地面积17.5%的下挠盆地, 其储量占世界总油气储量的47%; 裂谷盆地的面积仅占世界盆地总面积的5.4%, 却拥有世界总油气储量的10%; 而拉分盆地尽管面积大(占总面积的18.2%)却资源贫瘠(仅占世界油气储量的0.5%)。从油气产层和非产层的分布特征来看, 除了复合型盆地外, 世界上主要的油气产层也主要富集在下挠盆地、裂谷盆地和俯冲盆地内, 3类盆地产层体积占盆地总体积的25%以上。

表1

Table1

表1(Table1)

表1 （1980）的盆地分类 Table1 Basin classification by Klemme(1980)

表1 （1980）的盆地分类 Table1 Basin classification by Klemme(1980)

图2

Fig.2

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	图2 世界上不同类型盆地油气探明储量和含油气面积百分比(据Klemme, 1980)Fig.2 Percentage of proved reserves and petroleum-bearing areas of different type basins in the world(after Klemme, 1980)

图3

Fig.3

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	图3 世界上不同类型盆地油气产层和非产层体积百分比(据Klemme, 1980)Fig.3 Volume percentage of petroleum producing formation and non-producing formation of different type basins in the world(after Klemme, 1980)

中国陆地与近海大陆适宜于油气勘探的沉积盆地总面积670× 10⁴ km²。胡见义等(1990)按盆地成因、基底性质和大地构造条件, 将中国中新生代盆地分为裂谷型、山间型、复合型和大陆边缘型等4种类型。裂谷盆地主要分布在中国东部, 包括松辽、渤海湾、南襄、江汉、苏北— 南黄海、三水、百色— 珠江口、北部湾、莺歌海— 琼东南和东海等盆地。复合型盆地位于中部, 又称克拉通继承性盆地, 主要包括四川、鄂尔多斯和楚雄等盆地。山间盆地主要分布在西部,

图4

Fig.4

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	图4 2004年中国主要含油气盆地探明石油储量Fig.4 Proved oil reserves of main petroleum basins in China in 2004

图5

Fig.5

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	图5 2004年中国主要含油气盆地探明天然气储量Fig.5 Proved gas reserves of main petroleum basins in China in 2004

包括塔里木、准噶尔、柴达木和吐哈等盆地。根据2002年全国油气资源评价结果, 已知含油气盆地中, 东部裂谷盆地探明石油储量超过200× 10⁸t, 探明天然气储量超过8× 10¹¹ m³; 中部克拉通盆地探明石油储量超过16× 10⁸t, 探明天然气储量超过19× 10¹¹ m³; 西部山间盆地探明石油储量超过30× 10⁸t, 探明天然气储量超过10.8× 10¹¹m³; 而大陆边缘盆地油气探明储量极少(图 4, 图5)。研究表明, 中国已探明的石油地质储量主要分布在东部裂谷盆地内, 占总探明储量的80%, 其次为山间盆地, 占总探明储量的12%左右, 克拉通盆地仅占6.8%左右。探明的天然气的分布在不同盆地存在差异, 目前探明的天然气储量主要分布在克拉通盆地内, 占50%以上; 其次为山间盆地和裂谷盆地, 分别占28%和20%左右。

不同类型盆地的油气资源分布特征存在差异的主要原因, 田在艺和张庆春(1996)研究后认为:盆地的含油气性与不同时代构造活动机制、盆地所处的大地构造位置和盆地的叠加作用有关。

1)含油气盆地的油气丰富程度与不同地质时代板块活动体制有着密切的关系。据世界油气田统计, 二叠纪及中新生代油气地质储量占世界总储量的94%, 其中新生代油气地质储量约占世界总储量的82%, 二叠纪以前的仅占6%, 其中约50%为天然气。世界上石油储量有86%产自大油田。在这些大油田中, 寒武系储量占总储量的0.3%, 奥陶系占0.4%, 志留系占0.3%, 泥盆系占0.6%, 下石炭统占0.6%, 上石炭统占4.6%, 二叠系占0.6%, 三叠系占3%, 侏罗系占22.2%, 白垩系占26.4%, 古近系占21.9%, 新近系占19.1%。所以古生界仅占7.4%, 而中生界占51.6%, 新生界占41%, 中新生界共占92.6%。因此, 不同时代、不同体制下的油气盆地差别很大。

2)盆地含油气丰度与盆地所处的大地构造位置有关。一般来讲, 盆地处于板块边缘或活动大陆边缘, 则含油气丰度较高; 而稳定的克拉通盆地, 则较为逊色。大陆边缘类型有离散型、汇聚型和转换型3种。不同边缘类型的盆地, 油气丰度也就随之不同。离散型边缘, 若在陆壳上就会产生裂谷, 进一步发展就会形成红海型或大西洋型被动边缘盆地, 如北海、西西伯利亚、墨西哥湾和南大西洋沿岸等盆地, 以及中国大陆东部及其海域油气盆地。这种裂谷型盆地的发展序列, 有利于油气的形成, 具有多种类型的沉积构造旋回模式, 可形成大中型含油气组合。汇聚型的活动边缘, 由于洋壳的俯冲可以产生岛弧, 在岛弧的前、中、后形成弧前盆地、弧间盆地和弧后盆地, 如美国西部海岸中新生代含油气盆地。板块碰撞对接后可以产生褶皱带, 其中可发育周缘前陆盆地、弧后前陆盆地、山前挠曲盆地、山间盆地等, 均具有良好的油气前景。转换断层盆地, 如新近纪圣安德列斯大陆边缘盆地, 中国藏东— 滇西(川西)一些拉分盆地, 也是小而肥的含油气盆地。

3)油气丰度与盆地的叠加作用有关。地壳运动具有多旋回性, 每一阶段在统一的动力学机制下形成相应的沉积盆地。在以后的演化历史中, 不同时期的原型盆地不同程度地有所继承或叠置, 构成多旋回的叠合盆地。多旋回的叠合盆地具有多期生油和多种类型油气藏的特点。例如, 中国古生代盆地受中、新生代的沉积和构造的叠加而发生新的油气“ 生、储、盖、运、圈、保” 作用。如果塔里木盆地没有中、新生代的沉降, 古生代的拗陷程度可能不足以使有机质转化为油气。同样, 华北盆地如果没有中、新生代的构造活动, 古生代油气藏也可能难以形成。

2.1.2 盆地内部一级构造分区及其演化对油气分布的控制 盆地的类型控制着油气资源的富集程度, 但对每一种盆地来说, 内部油气的分布规律却受控于盆地内部构造分区及其演化。例如:渤海湾盆地位于中国东部, 地跨渤海及沿岸地区, 盆地面积19.5× 10⁴ km², 探明储量超过1× 10⁸t的大油田有25个(陆上20个、海域5个), 累计探明石油地质储量超过100× 10⁸ t。

图6

Fig.6

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	图6 渤海湾盆地不同断陷内的石油探明储量分布(据翟中喜和白振瑞, 2008)Fig.6 Distribution of proved oil reserves in different fault depressions of Bohai Bay Basin(after Zhai and Bai, 2008)

从区域分布看, 渤海湾盆地不同坳陷发现的油气储量和油藏个数存在明显差异(翟中喜和白振瑞, 2008):以储量为例, 济阳坳陷约占41.4%; 辽河坳陷占19.8%; 冀中坳陷占8.6%; 黄骅坳陷占10.0%; 东濮坳陷占5.1%; 渤海海域占15.5%(图 6)。盆地内部各部分构造演化历史不同, 造成不同凹陷及其主力含油气层系的显著差异。渤海湾盆地古近纪裂陷中心具有向渤海海域方向逐渐迁移的总体规律, 由此自盆地外带向盆地中心, 分别形成了“ 早断早衰” 型、“ 继承发育” 型和“ 晚断晚衰” 型3种类型凹陷(赵文智和柳英池, 2000)。

2.1.3 盆地内部二级构造带及三级构造对油气分布的控制 中国东部裂谷盆地有多种类型构造带, 不同类型构造带其规模、幅度及发育部位的不同, 控制油气富集及大油气田的形成(王涛和王捷, 1997)。东部每个断陷自成一个独立的沉积单元、成油中心和油气富集中心, 在断陷内部油气环凹分布(李春光, 1994)。阎敦实等(1980)、李德生(1980)、胡见义等(1986)和石宝珩(1999)研究了渤海湾盆地的油气田, 发现在古近纪箕状凹陷内,

从陡侧到缓坡, 特定类型的复式油气聚集呈有规律的展布。帅德福和王秉海(1993)及刘兴材和杨申镳(1998)研究后认为:断陷盆地强烈的断块活动造就了盆地内正、负向构造格局及次级构造单元, 形成了“ 群山环湖、群湖环山、山中有湖、湖中有山” 的构造格局。这种构造格局不仅控制了沉积体系的分布和发育, 而且也形成了在沉积构造格架控制下的不同类型油气聚集带。

以济阳坳陷的东营凹陷为例, 说明凹陷内不同构造带的油气分布存在差异。东营凹陷是一个从古新世发育起来的、具有典型“ 北断南超” 特点的箕状凹陷, 东西长约90km, 南北宽约65km, 勘探面积约5760 km²(图 7)。经过40多年的勘探开发, 东营凹陷已发现前震旦系、寒武系、奥陶系、二叠系、中生界和新生界等多套含油层系, 其中古近系沙河街组发现的储量占其总探明储量的95%。近年来的勘探开发实践表明, 沙河街组具有非常好的资源基础, 有待于进一步扩大油气滚动勘探开发成果与挖掘剩余资源潜力(王居峰, 2005)。

图7

Fig.7

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	图7 东营凹陷构造单元划分及其分布(据李丕龙和庞雄奇, 2003)Fig.7 Division and distribution of tectonic units in Dongying Sag(after Li and Pang, 2003)

东营凹陷是中国东部断陷盆地沉积相类型最为丰富的典型代表, 生油条件好、油藏类型多、储量丰度大, 也是济阳坳陷中油气最富集的凹陷, 其资源量、探明储量及累计采出原油量均居各凹陷之冠。虽历经40多年的勘探, 其平均剩余油气资源丰度仍接近济阳坳陷平均水平的两倍, 累计探明石油地质储量20.02× 10⁸t, 控制石油地质储量1.67× 10⁸t, 预测石油地质储量3.14× 10⁸t; 探明天然气储量142.73× 10⁸ m³。据中石化2003年油气资源评价结果, 东营凹陷总资源量为:石油38.4× 10⁸t, 天然气444× 10⁸ m³。石油资源丰度为66× 10⁴ t/km², 天然气资源丰度为759× 10⁴ m³/km²。近10年来, 东营凹陷新增探明储量中隐蔽油气藏储量占到了50%。从储量比例增长的趋势可预见, 隐蔽油气藏是未来东营凹陷增储上产的主要对象。

不同构造单元内富集的油气藏数量和储量不同。中央背斜带为最多, 其次为凹陷带, 再次为北部陡坡带和南部缓坡带。而从储量分布来看, 同样以中央背斜带最为丰富, 而北部陡坡带虽然油藏个数不如凹陷带, 但是其圈闭的规模比凹陷带的大, 因此其储量位居4个构造相带的第2位, 凹陷带的油气储量排第3位, 南部缓坡带的油气储量相对最少。从储集层的微观含油饱和度分析看, 数值相差不大(图 8)。

图8

Fig.8

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	图8 东营凹陷不同构造单元油藏数分布统计柱状图Fig.8 Statistical graph of petroleum reservoir distribution in different tectonic units of Dongying Sag

不同构造单元内富集的油气藏类型不同。在断陷盆地内, 由于断裂发育, 构造破碎、岩石相变化大, 因而形成的油气藏个数多、类型多。断陷盆地有一个箕状凹陷的构造特征, 在大断层一侧, 由于断层下降盘形成陡坡带、中间为凹陷带, 另一侧为缓坡, 具有各自的油气藏组合模式。比如东营凹陷可划分为4个不同的油气聚集带, 陡坡带包括内带、外带和凸起带, 主要发育有岩性、构造— 岩性和地层不整合超覆3种油气藏; 缓坡带分为斜坡边缘、斜坡中部和近洼陷部位, 以稠油、超覆、不整合、潜山和断鼻油气藏为主; 洼陷带以岩性油气藏为主; 中央背斜带下部发现小型岩性油气藏, 上部发育大型构造油气藏(图 9)。

图9

Fig.9

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	图9 东营凹陷不同构造带不同类型油气藏的分布及储量Fig.9 Distribution and reserves of different types of petroleum reservoirs in different structural belts of Dongying Sag

断陷盆地构造相控油气分布的基本特征表现在其次级构造单元的控油气作用上。东营凹陷内次级构造单元由于其所处位置及古地貌的不同、物源的差异等因素影响, 导致其在油气藏的类型和分布等方面存在明显的差异, 具有代表性(图 10)。

陡坡带发育大量的砂砾扇体和断层, 主要形成地层油气藏和断块类油气藏。东营凹陷北部就是这样, 它在湖盆深水部位, 主要发育与近岸水下扇、浊积扇有关的地层油气藏; 在湖盆断阶位置则主要发育与扇三角洲、近岸水下扇有关的构造— 岩性油藏; 油气沿主控断裂及派生断层继续向上运移至新近系, 在湖盆边缘的河流相和三角洲相砂体中聚集形成地层超覆和不整合油藏。

缓坡带边缘靠近隆起或凸起地区的缓坡滨浅湖地带, 由于断裂发育和储集体物性较好, 常常形成地层油气藏和断块类油气藏。在东营凹陷的南坡形成了以地层油气藏为主的金家、乐安等油田; 在鼻状构造带中段, 形成了以断块构造油气藏为主的正理庄、八面河和王家岗等油田; 而末端延伸到洼陷深部地区, 湖底扇相发育, 形成了以岩性油气藏为主的大芦湖等油田。

图10

Fig.10

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	图10 陆相断陷盆地构造相控油气作用的基本特征Fig.10 Fundamental characteristics of structural facies controlling oil and gas in continental fault basin

中央背斜带所在的位置主要形成背斜类、断块类油气藏。在东营凹陷, 沙三— 沙二段沉积时期由东向西推进的东营三角洲主体部位, 形成了大量的背斜油气藏、断块油藏和岩性油藏。沙三中、下亚段发育的浊积砂体直接或间接与烃源岩接触, 形成了大量的岩性油藏。新近系河流相储集体在通源断层的沟通下, 也形成了储量可观的构造油藏。

洼陷带是断陷湖盆中基底埋藏深的断陷区, 主要形成浊积砂岩类油气藏。东营凹陷沙三段沉积时期, 发育了大量滑塌成因的浊积扇, 大量浊积扇砂体直接或间接与烃源岩接触, 形成了大量的透镜体、上倾尖灭等岩性油藏及构造— 岩性等复合油藏。

世界油气勘探实践证明, 盆地各时代的油气形成和分布, 严格受到盆地的古沉积条件控制(田在艺和张庆春, 1996)。不同的沉积相, 由于其沉积环境的差异, 油气储集和保存条件有所不同, 因此, 研究不同类型沉积相对油气的控制作用, 对于预测油气富集区、提高勘探成效具有重要意义。

国内外沉积学家在研究沉积体系特征时, 对沉积相对油气的控制作用进行了广泛讨论(Miall, 1984; 冯增昭, 1993; 吴崇筠和薛叔浩, 1993; 顾家裕和何斌, 1994; 赵澄林, 2001)。中国陆相沉积盆地有多物源、相变快、相带窄和沉积相带时空变化明显的特点。吴崇筠和薛叔浩(1993)研究了中国中、新生代沉积特征和油气分布后认为:中、新生界的油气资源绝大部分来自陆相生油层, 有利的生油环境为湖泊, 由于陆相地层岩性和厚度变化快, 后期断裂比较活跃, 油气多以垂向和侧向短距离运移为主, 主要储集层为湖泊或临近生油区的各种砂体, 如三角洲、扇三角洲、浊积和滩坝砂体, 其次是河流和洪积砂体。薛叔浩(2002)统计了中国不同类型沉积相带的油气储量分布特征, 其中冲积扇占原油地质储量的6.5%, 河流占13%, 三角洲占55.3%, 水下扇(滩坝)占12.6%, 碳酸盐岩沉积体系占5%, 另外7.6%的原油地质储量分布在盆地基岩内。

赵澄林和刘孟慧(1984)统计分析了渤海湾盆地11个主力凹陷(洼陷)有利相带的含油气性(图 11)。结果表明, 有利油气富集成藏的沉积相带依序排列是:湖底扇、沟道沉积、扇三角洲(水下扇)、三角洲、冲积扇、滨浅湖滩坝、河流。在这些沉积相中, 主力的有利沉积亚相为湖底扇的中扇、沟道、扇三角洲的前缘、扇三角洲平原、三角洲前缘等(图 12)。

图11

Fig.11

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	图11 渤海湾盆地有利沉积相带控油气差异性比较Fig.11 Comparison of favorable sedimentary facies controlling oil and gas in Bohai Bay Basin

图12

Fig.12

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	图12 渤海湾盆地有利沉积亚相控油气差异性比较Fig.12 Comparison of favorable sedimentary subfacies controlling oil and gas in Bohai Bay Basin

东营凹陷碎屑岩沉积体系主要包括洪积扇、河流、扇三角洲、近岸水下扇、滨浅湖滩坝、三角洲、浊积扇沉积等, 它们与油气分布的关系如图13所示。

东营凹陷不同目的层的沉积相带与含油气性的关系研究表明, 最有利油气分布的沉积相带依序排列为:浊积扇、三角洲、近岸水下扇、河流相、滨浅湖滩坝和扇三角洲等(图 14)。由于不同构造带所处位置及古地貌的不同、物源的差异等因素, 导致其不同构造带沉积相带的分布以及油气的聚集等方面有明显的差异。

图13

Fig.13

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	图13 东营凹陷沙三下亚段沉积相展布及其与油藏分布的关系Fig.13 Sedimentary facies distribution and its relationship with petroleum reservoirs distribution of the lower submember of Number 3 of Shahejie Formation in Dongying Sag

东营凹陷北部陡坡边界由NW向负反转正断层和NWW向张性正断层组成, 常有多条断层向洼陷依次发育, 造成古地形断阶发育, 并且由于受NE向张扭性断层的改造, 横向上呈现沟梁相间的古地貌特征。在这种基岩古构造背景的控制下, 发育大量的陡坡砂砾岩体, 主要包括近岸水下扇、扇三角洲、浊积扇、河流相和滩坝等沉积类型, 以近岸水下扇和扇三角洲为沉积主体。北部陡坡带的油藏及油气储量集中分布在近岸水下扇、河流相和浊积扇体内。南斜坡发育的沉积相类型有三角洲、滩坝、河流相、浊积扇以及近岸水下扇, 从其中发育的油藏个数和储量分布来看, 则依次以三角洲相、滩坝和浊积扇为主。中央隆起带沙三— 沙二段沉积时期由东向西推进的东营三角洲的主体部位, 形成了大量的断块油藏和岩性油藏。沙三中及沙三下亚段发育的浊积砂体直接或间接与烃源岩接触, 形成了大量的岩性油藏。新近系的河流相储集体在通源断层的沟通下, 也形成了储量可观的构造油藏。因此该区油气储量相对集中分布在三角洲相、浊积扇相和河流相的储集体内。中央洼陷带是东营凹陷在发展过程中长期持续沉降形成的低洼构造单元, 主要发育4种沉积类型的储集体, 分别是浊积扇、近岸水下扇、三角洲和扇三角洲。储量分布以浊积扇为主, 沙三段发育的大量浊积扇砂体对油气成藏具有十分重要意义, 这些砂体直接或间接与烃源岩接触, 形成了大量的透镜体、上倾尖灭等岩性油藏及构造— 岩性等复合油藏。

图14

Fig.14

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	图14 东营凹陷不同沉积相控油气特征比较Fig.14 Characteristics comparison of different sedimentary facies controlling oil and gas in Dongying Sag

陆相断陷型盆地发育分裂陷期、断陷期和拗陷期。其中断陷期和拗陷期发育各种沉积体系, 它们是油气赋存的主要场所。不同构造带发育形成的沉积体系其含油气特征差异甚大。

图15

Fig.15

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	图15 陆相断陷盆地断陷期沉积体系与油气藏分布模式(据李丕龙等, 2003)Fig.15 Model of hydrocarbon accumulation and sedimentary system during faulted period of continental fault basin(after Li et al., 2003)

在盆地演化早期的深断陷内构造活动剧烈、气候湿润, 为敞流型微咸水到淡水湖泊沉积环境(李丕龙和庞雄奇, 2003), 东营凹陷发育了E s4上滨浅湖滩坝沉积体系和E s3下-E s2下远源河流三角洲、水下冲积扇、扇三角洲和浊积扇沉积体系。E s4上沉积时期沉积体系具有南北分异性, 凹陷中心为半深湖相沉积, 南部缓坡带为滨浅湖相滩坝体系, 北部陡坡带则以砂砾岩扇体的发育为特征, 由此构成了2种主要的油气分布模式:即南部缓坡带主要分布了构造、岩性、构造— 岩性油气藏; 北部陡坡带为主形成了由断层活动造成的构造(背斜为主)油藏、岩性油藏、不整合面地层油藏、浊积砂岩透镜体性油藏。在中央背斜带, 三角洲前缘砂体与构造条件结合, 主要形成大型构造油气藏。在洼陷区内, 三角洲前缘砂体的滑塌浊积砂体和源于南部缓坡带的与远岸深水浊积扇体, 直接插入生油岩之中, 在整体欠压实环境下形成自生自储的岩性油气藏(图 15)。

在碎屑岩沉积体系中, 相控油气作用的基本特征还表现在不同环境下形成的地层含油气性差别大小。一般来说, 水动力条件非常强的环境下形成的沉积相, 如冲积扇、河流、扇三角洲和水下扇等粗细混杂的沉积物中形成的油气藏个数和储量都相对较少; 水动力条件非常弱的环境下形成的沉积相, 如潟湖相、深湖相和浅湖相等中形成的油气藏个数和储量都相对较少; 而在水动力条件不太强、也不太弱的环境中形成的滨浅湖相、三角洲相中富集的油气藏个数和储量最丰富。根据渤海湾盆地的资料统计建立了沉积相控油气作用的基本特征(图 15)。

在陆相沉积体系中, 碎屑岩储集层的岩石相控制着油气的聚集和富集, 表现在沉积作用对储集物性的影响上, 其中, 岩石的粒度、分选、填隙物含量是影响砂岩含油气性的重要因素。理想条件下, 颗粒的粒度中值越大, 分选性越好, 结构成熟度和成分成熟度越高, 越有利于油气的聚集。

断陷盆地砂岩储集层成因类型主要有浊积扇砂体、三角洲砂体、扇三角洲砂体、冲积扇砂体和滨浅湖砂体等。各类砂体由于具有不同的岩石相特征和组合, 表现出砂体的储集性能存在差异, 而使得油气在不同沉积相砂体中的成藏存在差异。湖底扇砂体、三角洲砂体和滨浅湖砂体的岩石相主要以分选较好的粉砂岩、细砂岩和中砂岩为主, 成分成熟度和结构成熟度均较好; 河流相砂体的岩石相以粗— 细砂岩为主, 岩石的分选变化大, 成分成熟度一般; 而冲积扇和扇三角洲的岩石相主要中粗砂岩、砾岩为主, 成分成熟度和结构成熟度较低(图 16)。

图16

Fig.16

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	图16 中国东部裂谷盆地储集层岩石相与沉积相关系Fig.16 Relationship between lithologic facies and sedimentary facies of reservoirs in rift basin of east China

图17

Fig.17

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	图17 陆相断陷盆地岩石相特征及其控油气作用Fig.17 Fundamental characteristics of lithologic facies and its controlling on oil and gas in continental fault basin

曾溅辉和王洪玉(2000)通过物理模拟实验发现, 砂岩体的粒径达到一定的临界值后, 油气才能运聚成藏, 说明了砂岩的粒径对油气成藏有着重要的控制作用。在实际地质条件下, 陆相断陷盆地中已发现的油气藏储集层的岩性主要为粉砂岩和细砂岩。从东营凹陷所有储集层的岩石相统计结果分析可知, 粉砂岩、砂岩和砾岩为最主要的成藏岩石相, 其中以粉砂岩、粉细砂岩和细砂岩中富集的油藏个数最多, 油气的储量最大, 其次为粗砂岩, 在含砾砂岩或砾岩中仅发育了极小比例的油气藏(图17)。含油气饱和度则以细砂岩和粉细砂岩最高, 砂砾岩的含油饱和度最低。不同的岩石类型由不同大小的颗粒组成, 因此它们的控油气作用也不同(图 18)。粒径太小的泥质粉砂岩和泥岩中发现的油气藏个数少和储量少, 是因为它们的孔隙度小、渗透率低; 粒径太大的粗砂岩和砾岩中发现的油气藏个数少和储量少, 同样也是因为它们的孔隙度小、渗透率低。在这类岩石中, 碎屑颗粒分选差, 大小堆积, 岩石的孔渗条件非常差。

图18

Fig.18

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	图18 东营凹陷储集层岩石颗粒特征及其控油气作用Fig.18 Characteristics of rock grain and its controlling on oil and gas in Dongying Sag

对每种岩石相进行细致分析发现, 随着粒径的逐渐增大, 孔隙度和渗透率总体呈现先增大后减小的规律, 即高孔渗的优质储集层不是分布在粒径最细的粉砂岩内, 也不是分布在粒径最粗的砂砾岩内, 而是分布在粉细砂岩和细砂岩内; 粒径越大, 孔隙度、渗透率分布的区间范围就越大, 油藏的比例与储量的分配就越不集中。统计发现, 随着储集层孔隙度、渗透率的增高, 含油饱和度是逐渐增高的, 但油气储量不遵循这样的规律。

根据等大球体理论, 孔隙度与岩石颗粒的粒径无关而与其堆积方式有关。Sneider等(1977)用美国埃尔克城油田宾夕法尼亚系储油砂岩层的资料统计出来的颗粒分选程度、粒度与孔隙度之间的关系(图19), 说明细— 粗粒砂岩(粒度中值0.125~0.5mm)由于其分选非常好, 储集性能最好; 泥岩、粉砂岩(粒度中值小于0.125mm)尽管分选比较好, 但由于粒径小, 其储集性能也较差; 非常粗的砂岩和砾岩(粒度中值大于0.5mm)尽管粒度很大, 但由于分选差, 其储集性能也较差。

图19

Fig.19

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	图19 分选程度、粒度与孔隙度之间的相互关系(据Sneider et al., 1977, 有修改)Fig.19 Sorting, size, porosity and their correlation (modified from Sneider et al., 1977)

对于分选差的碎屑岩储集层, 由于在大孔隙间充填了小颗粒, 此时孔隙度大小受各种不同粒径的碎屑含量控制。当小颗粒的含量比较高时, 会形成小颗粒的基本格架, 而较粗颗粒分散分布; 当细颗粒含量比较低时, 形成粗颗粒的骨架孔隙充填较小颗粒; 如果分选更差, 可能形成较粗颗粒的孔隙中充填了细的颗粒。这样大大降低了岩石的储集性能。当颗粒跨越两个岩性空间时, 形成分选较差的砂岩, 储集性能变差。多数的砾岩中常形成孔、渗性较差的储集层, 而在砂岩中细— 粉砂岩的储集性能好, 较粗的砂岩储集性却变差。颗粒太粗或太细的碎屑岩对油气富集成藏均不利, 图17为岩石相控油气作用的基本特征。

同一岩石相可对应于不同的岩石物理相, 而同一种岩石物理相则具有相似的水力学特牲和相似的物性特征。熊琦华等(1994)提出的储集层岩石物理相, 迅速发展成一种储集层质量评价理论和方法, 它强调从储集层形成机制的角度认识储集层、评价储集层对油气的控制作用。其中, 孔隙度、渗透率反映储集层的物性特征, 是岩石物理相最直接的、定量的表征参数。岩石物理相对油气的控制作用, 主要表现为储集层孔隙性、渗透性对储集层微观含油气性的控制作用。

从东营凹陷储集层岩石物理相的分布特征来看, 孔隙度主要分布在15%~30%之间, 渗透率在10× 10^-3~500× 10^-3 μ m²范围内。随着储集层孔隙度、渗透率的增大, 含油饱和度逐渐增高, 一般在45%~65%。但是油气的储量与砂体的规模有直接关系, 因此与岩石物理相的规律不明显, 储量的最高峰集中分布在孔隙度20%~25%区间和渗透率大于1000× 10^-3 μ m²的储集层内(图 20)。

图20

Fig.20

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	图20 东营凹陷储集层岩石物理相分布及其控油气作用Fig.20 Distribution of petrophysical facies and controlling oil and gas in Dongying Sag

下面以单井的纵向储集性和含油气性的分布为例, 说明储集层孔隙性、渗透性对储集层微观含油气性的控制作用。东营胜坨油田二区沙二段2-2-G18井三角洲前缘砂体岩石物性与含油饱和度关系说明了这一点。该井顶部和底部砂体的颗粒较粗, 一般为细、粉砂岩, 孔隙度和渗透率较高, 孔隙度一般大于20%, 渗透率一般大于200× 10^-3 μ m², 含油饱和度一般都大于50%, 含油气性解释为油层; 而中部2374.8~2375.6m层段岩石的颗粒较细, 含有部分泥质, 物性较差, 孔隙度小于15%, 渗透率小于100× 10^-3 μ m², 含油饱和度小于40%, 含油气性解释结果为水层, 局部为油水层。而且在顶部和底部层段内部, 局部出现因泥质含量变高而物性变差的地方, 其含油饱和度也变低, 显示出了含油性随储集层物性变化的相关性。

东营凹陷岩性油藏发育区牛庄洼陷的牛35井沙三中段为砂泥岩互层, 通过对该井段(2976~3000m)的各小砂层的含油性实际岩心观察, 得到了该井段各小砂层的含油情况。通过对牛35井密集取样、扫描电镜和铸体薄片观察, 对其储集物性(孔隙度、渗透率)进行分析, 其结果在纵向上变化很大(图 21)。牛35井B1砂体由于层内非均质性又可细分为5个小砂层, 由上向下标号分别为①、②、③、④和⑤。

图21

Fig.21

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	图21 东营凹陷牛35井砂体物性与含油性相关剖面图（A、 B1、B2为3个砂体编号, ①、②、③、④、⑤是B1砂体中的5个小层）Fig.21 Profile showing physical properties and oil-bearing properties of Niu 35 sand body in Dongying Sag

牛35井砂体A、B1、B2纵向上为一个渗透率级差组合, 它们之间以泥岩或粉砂质泥岩为隔层, 表现为层间非均质性(图 21)。A层岩性致密, 渗透率极低(< 4× 10^-3 μ m²), 孔隙度低于12%。B1砂体整体上渗透率较大, 相当一部分渗透率达到40× 10^-3 μ m², 平均达13.9× 10^-3 μ m²。B2砂体整体上均质性好, 孔隙度、渗透率分布集中。3个砂体的充满度各不相同, A砂体不含油, B1砂体充满度72.8%, B2砂体充满度为70.6%, 渗透率高的B1、B2砂体充满度高。B1砂体内部呈现不均匀性, 在①、②和③这3个相邻的小砂层中:①层的平均渗透率最大, 达31.6× 10^-3 μ m², 平均孔隙度达22.6%; ②层渗透率最低, 仅为4.7× 10^-3 μ m², 孔隙度中等, 为19.7%; ③层渗透率中等, 达到16.9× 10^-3 μ m², 孔隙度相对较低, 为19.1%。①层和③层饱含油, 而②层为干层。同样在③、④和⑤层中都具有渗透率级差特征, 其含油性同上, 渗透率高的砂层含油性好, 而渗透率低的砂层充满度最低, 基本不含油或为干层。

岩石孔隙度和渗透率控制着岩石的含油性。同一储集层内部, 油气集中分布在相对高孔高渗的优相空间内, 孔隙度小于10%或渗透率小于1× 10^-3 μ m²的层内很难发现油气藏。从微观的角度上观察可知, 在孔隙度小于10%的岩石中, 油气可进入的空间较少, 并且由于孔隙小, 岩石的渗透率较低, 不利于油气从岩石中将水驱除, 故在低孔低渗的储集层中很少有油气藏分布。相反, 孔隙度、渗透率较高的岩石, 油气可占据较多的空间, 形成油气藏。图20是岩石物理相控油气的基本特征。

图22

Fig.22

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	图22 陆相断陷盆地优相控藏综合特征Fig.22 Synthetical characteristics of favorable facies controlling reservoirs in continental fault basin

不同的相控油气作用表现出不同的地质特征, 优相控藏是相控油气作用的基本特征, 概念模型见图22。

优相是指在实际地质条件下, 有利于油气藏形成和分布的各种类型的地质相带, 包括有利于粒度不粗也不细的砂岩类储集层形成和分布发育的构造相、沉积相、岩石相和岩石物理相。陆相断陷盆地优相的形成发育具有4个特征:

1)在构造环境上, 长期处于稳定沉降、沉积波动频繁但又不强烈的构造地带。它不能是湖泊周边构造变动频繁又强烈的高山峡谷, 因为这类环境只能形成大小混杂的粗碎屑沉积; 也不能是构造变动弱小且地形平坦的深水低坳, 因为这类环境只能形成细粒的泥质黏土类沉积。

2)在沉积环境上, 长期处于水动力条件较强但又持续不断的滨浅湖或三角洲环境。它不能是水动力条件非常强大但又不能持续的陆上冲积扇或河道, 因为这类环境只能形成粒度较粗的砂泥岩或粗泥岩; 也不能是风平浪静的深水湖泊, 因为这类环境只能形成粒度非常细小的粉细砂岩或黏土。

3)在岩石学特征上, 它是粉砂和细砂级的砂岩类沉积地层。这类地层的碎屑颗粒大小较为均等, 分选好, 成分成熟度高, 在平面上往往成片成区分布, 在纵向上与泥岩层交互, 以韵律形式反复出现。这类沉积地层的最大特征是孔隙度高、渗透率好, 有利于油气大量富集成藏。

4)在物性特征上, 它们是高孔隙度、高渗透率的输导性地层, 有利于油气的运移、输导和聚集成藏。这类地层虽然在埋藏过程中, 孔隙度和渗透率是逐渐降低的, 但在同一埋深条件下仍然是相对高孔渗的输导性地层, 始终有利于周边及深部来源的油气运聚成藏。

构造变动不烈不稳、水动力不强不弱、沉积物不粗不细, 是优相形成和分布发育的基本条件。陆相断陷盆地中现已发现的90%以上的油气藏都分布在优相地层内。因此, 优相控藏是相控油气作用的基本形式。根据相控油气作用的基本特征指导油气田勘探需要考虑不同的阶段。在勘探初期或早中期, 人们获得的资料有限, 对勘探区的认识也有限, 只能依据构造相控油气的基本特征指导油气田勘探, 将最有利的构造区块作为优先重点勘探的对象; 在资料增多和认识深化的情况下, 可以依据沉积相控油气特征指导油气田勘探, 将最优的沉积相作为重点勘探的对象; 依此后推, 相继可以应用岩石相控油气特征和岩石物理相控油气特征指导油气田勘探, 依据最优的岩石相或岩石物理相指导勘探目标预测和探井部署。

对东营、沾化、惠民凹陷油藏的孔隙度变化进行统计, 结合区域的储集层平均物性随埋藏深度的变化情况, 发现临界孔隙度的下限具有随埋深增加而降低的特征(图 23)。同时发现, 在同一深度范围内比较, 含油气储集层的孔隙度同样是最高的, 孔隙度越高越有利油气成藏的规律不变。

图23

Fig.23

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	图23 陆相断陷盆地不同凹陷储油气层相对高孔隙度控藏规律Fig.23 Rule of relative high porosity controlling reservoirs in different depressions of continental fault basin

同一凹陷内不同构造带储油气层的临界物性下限均随埋深增加而降低。通过对不同凹陷油藏孔隙度和深度关系分析后, 对不同构造带内的孔隙度与埋深的关系进行分析。在东营凹陷北部陡坡带统计了133个油藏的孔隙度随深度变化趋势(图 24), 可以得到这样的结论:孔隙度临界值下限值随埋深的增加而减小, 孔隙度临界值下限值从1000m处的20%, 逐渐下降到3500m处的10%。与之类似的是, 统计南部缓坡带的135个油藏、中央背斜带571个油藏、凹陷带197个油藏的孔隙度与深度关系, 也有同样的趋势, 但是由于其构造带的不同, 相同深度的孔隙度临界值下限有差别。

2)不同沉积相储油气层的临界物性下限随埋深增加而降低, 但相对偏高。

图24

Fig.24

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	图24 陆相断陷盆地不同构造带相对高孔隙度控藏规律Fig.24 Rule of relative high porosity controlling reservoirs in different structural belts of continental fault basin

图25

Fig.25

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	图25 陆相断陷盆地不同沉积相带相对高孔隙度控油气基本模式Fig.25 Model of relative high porosity controlling oil and gas in different sedimentary facies belts of continental fault basin

图25

Fig.25

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	图26 陆相断陷盆地不同岩相带孔隙度控油气基本模式Fig.26 Model of porosity controlling oil and gas in different sedimentary facies belts of continental fault basin

在凹陷中不同构造部位发育不同类型的沉积相, 这些沉积相具有不同的物性特征。研究发现, 这些沉积相内的含油气地层的临界物性随深度的增加而变差 (图 25)。同时也发现, 在同一深度范围内比较, 含油气储集层的孔隙度同样是最高的, 孔隙度越高越有利油气成藏的规律不变。对于不同的沉积相, 在相同的深度下, 它们的含油气孔隙度临界值下限有所不同。例如河流相油藏主要分布在中浅部1000~2000m, 1000m的孔隙度临界值下限为22%; 在深部, 随深度增加, 孔隙度临界值下限降低减缓, 在3000m孔隙度临界值下限为12%, 在4000m, 孔隙度临界值下限为10%。水下扇相的油藏主要分布在1500~3300m, 三角洲相的油藏主要分布在1500~3000 m。水下扇相和三角洲相的孔隙度临界值下限随深度的变化与河流相的有相同趋势。由于浊积扇相多分布在洼陷带深水区, 埋藏深度较深, 多位于2300~3500m, 孔隙度较低, 但是仍然可以看出孔隙度临界值下限随埋深增加而降低的特征。

3)不同岩石相的储油气层的临界物性下限随埋深增加而降低, 但相对偏高。

东营凹陷不同岩石类型的油层的孔隙度同样随埋深增大而减小(图 26)。同时也发现, 在同一深度范围内比较, 含油气储集层的孔隙度同样是最高的, 孔隙度越高越有利油气成藏的规律不变。东营凹陷油藏的岩性可以是泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩和含砾砂岩, 甚至是砾岩。但是从油藏分布来看, 大部分油藏的岩性主要为粉砂岩、粉— 细砂岩、细砂岩和中砂岩。岩性为含砾砂岩的油藏个数较少, 孔隙度从浅层900m的35%随埋藏深度的增大下降到深层3500m的10%。粗— 中砂岩也有相似的趋势, 孔隙度临界值下限从1000m的30%, 随深度增大逐渐降低为3500m的12%。岩性为细砂岩和粉砂岩的油藏个数最多, 细砂岩石相的油藏, 孔隙度最大可以达到近40%, 随埋深的增加逐渐递减, 3500m的孔隙度临界值下限为10%。粉砂岩石相油藏埋深多在1000m以下, 1200m的孔隙度临界值下限为24%, 随着埋藏深度的增大, 3200m的孔隙度临界值下限降低为10%。

优相控藏是相控油气作用的基本特征、相对高孔渗控藏是岩石物理相控藏的基本特征或相控油气作用特征在埋深过程中的表现, 而优相与相对高孔渗联合控藏则是相控油气作用的基本模式。这一模式包括3层地质含义:

1)优相是油气富集的必要条件, 但不是充分条件, 即具备了优相条件不一定就能完全控制油气藏的形成和分布。在下列3种情况下, 优相地层内不一定形成和发育油气藏:因压实成岩作用, 优相地层的有效孔隙度为零, 无法富集油气; 因后期构造变动, 优相地层处于高势区, 油气无法富集成藏; 因缺少油气来源, 优相地层无法富集油气。

2)相对高孔渗储集层是油气富集的必要条件, 但不是充分条件, 即具备了相对高孔渗不一定就能完全控制油气藏的形成和分布。在下列3种情况下, 高孔渗地层内不一定形成和发育油气藏:因溶蚀成岩作用, 高孔渗的目的层周边地层的孔渗更高, 因它处于相对高势区而无法富集油气; 因后期构造变动, 高孔渗地层处于低凹区, 油气无法富集成藏; 因缺少油气来源, 高孔渗地层无法富集油气(图27)。

图27

Fig.27

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	图27 济阳坳陷地层岩石相孔渗特征及其与油气分布的关系Fig.27 Relationship between characteristics of porosity-permeability and hydrocarbon distribution in formations of Jiyang Depression

3)优相与相对高孔渗联合的储集层才能有利于油气富集成藏。优相表明了宏观地质条件有利于油气富集成藏, 相对高孔渗表明存在着油气富集和保存的圈闭条件。研究表明, 陆相断陷盆地内几乎95%以上的油气藏都分布在优相和低势耦合的地质体内(图 28)。由济阳坳陷467个油藏的岩性和孔隙度的统计结果可知, 济阳坳陷油藏的岩性粒度中值大多分布在0.1~0.4mm范围内, 孔隙度大都分布在15%~40%范围内(图27), 这个范围是优相分布的区间, 该区间主要岩性为大量的粉砂岩、细砂岩和中砂岩。

图28

Fig.28

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	图28 陆相断陷盆地优相与相对高孔渗耦合控藏模式Fig.28 Model of dominant facies and relatively high porosity-permeability coupling controlling reservoirs in continental fault basin

根据济阳坳陷油气藏的分布特征, 总结出陆相断陷盆地优相与相对高孔渗耦合控藏模式(图 28)。该模式可将相控油气分为4个区。A区为优相与高孔渗耦合控藏区, 油气藏内储集层的岩石颗粒粒径不大也不小、成分均匀、杂基少, 储集层的孔隙度和渗透率高, 有利于油气的聚集。B区为优相低孔渗耦合区, 表示储集层的岩石颗粒粒径虽然不大也不小、但因成分和结构不均匀, 杂基含量高, 孔渗条件较差, 不利于油气富集成藏。C区和D区为非优相地层与低孔渗耦合区, 由于颗粒粒径或太大或太小, 它们组成地层的矿物成熟度低, 储集物性差, 不利于油气富集成藏。

这里强调说明, 在围岩孔渗条件降低的情况下, 储集层孔渗条件低于10%和1× 10^-3 μ m²也能富油气成藏, 它们同样符合优相— 相对高孔渗控藏模式。

1)地质相是沉积物(岩)特定形成条件或过程的物质表现。地质相由宏观到微观分为构造相、沉积相、岩石相和岩石物理相4个层次。

2)不同层次地质相的相对油气的控制作用不同。构造相控油气作用表现为不同构造单元使油气藏类型和分布方面存在差异。沉积相控油气作用表现为不同沉积相内部含油气特征差异明显。岩石相控油气作用表现为油气藏多分布在粉细砂岩和细砂岩储集层内, 颗粒太粗或太细的碎屑岩不利于油气富集成藏。岩石物理相控油气作用主要表现为储集层孔隙性、渗透性对储集层微观含油气性的控制作用。构造相和沉积相控制着宏观上油气藏的分布规律, 岩石相和岩石物理相控制着微观上油气藏内部的非均质性和含油气性。

3)优相与相对高孔渗联合控藏是相控油气作用的基本模式。利用优相与相对高孔渗联合控藏模式可以预测有利的成藏领域。

优相与相对高孔渗联合控藏是相控油气作用的基本模式, 但不是油气藏形成的基本模式。优相与相对高孔渗联合控藏仅仅考虑了地质相对油气藏的控制作用, 而没有考虑油气来源及油气富集的动力, 因此在探讨油气藏形成模式时, 还应考虑流体势、烃源岩等条件对油气藏的控制作用。