蓬莱193油田石油地质特征简述

蓬莱19-3油田石油地质特征简述
一、地质概况
•蓬莱19-3油田位于渤海中南部海域，东南距山东蓬莱市80km，西北距塘沽220km，油田范围内平均水深27-33m。

估算石油地质储量约6×108t，为我国近海海域盆地中发现的最大整装油田。

二、勘探历程及其今后勘探方向
•勘探历程
蓬莱19-3地区油气勘探始于1967年。

1977年原海洋石油勘探局在该海域进行了十万分之一的磁法探测。

20世纪80年代初，在完成2km×2km测网二维地震普查的基础上，对蓬莱19-3构造的形态和圈闭规模做了初步解释并预测了前景资源量。

受地震资料精度限制，当时认为蓬莱19-3属于小型断块构造。

1994年12月，中国海洋石油总公司与菲利普斯石油国际亚洲公司签订了中国渤海11/05合同区石油合同，1995年起双方合作在该地区进行了新的二维及三维地震采集和解释，重新落实了蓬莱19-3油田的构造类型和圈闭规模，确认其规模为一个大型的断裂背斜，并于1999年5月在构造主体部位完钻探井PL19-3-1，该井完钻井深1686.0m，完钻层位古近系沙河街组，依据测井资料，在新近系明化镇组下段和馆陶组解释出油层147.2m，从而发现了蓬莱19-3油田。

•今后勘探方向
渤中凹陷及其边缘地区是油气勘探领域的首选方向。

该区位于渤海盆地中部，包含多个构造凸起和凹陷，总面积约2×104km2。

目前渤中凹陷周缘凸起上已发现多个大中型油气田，并仍有找到亿吨级大油气田的潜力。

渤东凸起，渤中凹陷西北断阶带、庙西凹陷及渤南凸起西坡、北坡构造带均是渤中凹陷寻找油气的主要领域。

三.油田地质特征
•构造特征：
1.蓬莱19-3构造形成于上新世，定型于第四纪，走向近南北，长约1
2.5km，东西宽4-6.5km。

基底为中生界白垩系火山碎屑岩潜山，古近系沙河街组沙泥岩直接超覆于潜山风化面之上。

2.构造类型为渤南凸起背景上发育起来的、被断层复杂化了的断裂背斜。

炎庐断裂带的长期强烈构造运动，特别是新近纪至第四纪的多次构造活动，对该构造的发育于形成起到了重要控制作用。

3.油田范围内发育两组与构造走向平行的主控走滑断层：西部断裂延伸长度约12km；东部断裂穿越渤南凸起带，延伸长度超过75km，构成油田的东边界断层。

两组主控断层的派生断层多为北西-东南走向、呈羽状分布的正断层，延伸长度为0.5-4km，断距为20-100km。

油田主
体位于两组主控走滑断层之间的构造高部位的断块中。

•储层特征
蓬莱19-3油田钻井自上而下揭示了第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组以及白垩系，其中明化镇组下段和馆陶组是油田的主力含油层段。

馆陶组钻遇厚度为500-620m，分为馆陶组上部和馆陶组中下部两个岩性组合段。

馆陶组中下部厚340-450m，为含砾中粗砂岩、中细砂岩与泥岩的不等厚互层，油田范围内发育13-18个砂层，单层砂岩厚度为1.5-9.5m，以薄层-中厚层砂岩为主。

馆陶组上部厚150-200m，为含砾中细砂岩、中细砂岩夹中薄层泥岩，油田范围内发育5-10个单砂层，砂层厚度一般大于2m，以中厚层-厚层砂岩为主。

明化镇组下段厚240-316m，上部以泥岩为主夹薄层砂岩，中下部为细砂岩、中细砂岩与泥岩不等厚互层，单井钻遇4-6个砂层，砂层厚度为1-12m，以中厚砂岩最为发育，局部层位发育砂岩透镜体。

根据沉积与岩相特征，馆陶组中下部为较典型的辫状河相沉积，馆陶组上部为辫状河-曲流河相沉积，明化镇组下段属曲流河相沉积。

储层的储集空间包括原生粒间孔隙、粒间缝、粒间溶孔、粒内溶孔等几种类型，其中粒间孔隙占总孔隙的95%以上。

馆陶组储层孔隙度为20.7%-34.3%，渗透率为2-2525md；明化镇组下段储层孔隙度为22.2%-34.0%，渗透率为2-2400mD。

主力油层段储层具有中孔中渗的储油物性特征。

•油藏特征
蓬莱19-3油田馆陶组、明化镇组下段含油层段长达420-550m，油藏中部1180-1240。

据单井测井解释，油层厚度为149-152m，单层有效厚度平均为26m，单层厚度大于10m的油层发育2-3层，主要分布在馆陶组上部，位于构造高部位的1、2井和8井区油气充满程度较高，平均油层厚度在140m以上；构造翼部油气充填程度相对较低，油层厚度明显变薄。

由于馆陶组和明化镇组下段含油层段发育多套平面上分布稳定的中厚层泥岩，加之断层的切割、封堵作用，蓬莱19-3油田油气分布的产状及压力系统比较复杂，不同断块具有不同的流体系统，即使同一块断块内，也存在多个流体系统。

油藏类型属于由多个断块组成的、在平面上和纵向上具多套油水系统的构造层状油藏。

（图）
蓬莱19-3油田油藏地面原油密度为0.915-0.982g/cm3,族组分中胶质含量较高
（18.9%-29.8%），烷烃含量较低（32.8%-44.6%），属中质和重质原油。

底层条件下，原油粘度为9.1-147.8mPa·s，溶解气油比21-51m3/m3，地层原油饱和压力为9.41-12.56MPa，地饱压差为1.0-2.0MPa，属未饱和油藏。

根据多井点不同层位的原油样品分析，同一断块内，由浅层至深层原油密度、粘度变低，原油性质明显变好。

在同一油层组内，构造高部位的原油性质明显好
0.895-0.925g/cm3）,油田边部原油多为重质油Ⅰ（密度0.925-0.95g/cm3）、重质油Ⅱ（密度＞0.95g/cm3）。

馆陶组储层原油性质好于明化镇组。

原油虽然遭受生物降解，比重较大，但原油沥青质含量并不高（3.8%-5.78%），含腊量、含硫量及凝固点亦不高，这些特征提高了原油的经济价值。

蓬莱19-3油田主要产油，伴生少量天然气。

所产天然气为湿气，甲烷含量为54.6%-77.64%，C2重烃含量较高，CO2含量较高，为12.34%-31.55%。

研究认为，CO2主要为深源无机成因，系深源热流体伴随构造活动运移至浅层。

2.油气地球化学特征及来源分析
（1）原油饱和烃生物标识特征
据研究，渤中地区发育沙三段、沙一段和东下段沙河街组烃源岩，沙三段和沙一段烃源岩发育时期藻类十分丰富，其中有机质来源主要为水生低等生物。

沙三段源岩中藻类以沟鞭藻和球藻为主，尤其是沟鞭藻十分发育；沙一段烃源岩中藻类以球藻为主。

反映在生物标识物上，沙三段烃源岩C304-甲基甾烷及甲藻甾烷丰富（平面上丰度有变化），沙一段烃源岩C304-甲基甾烷含量低，γ-蜡烷较丰富。

东下段沉积时期湖盆进一步扩展，水体淡化，虽然水生低等生物亦比较繁盛，但陆源有机质输入增加，该套烃源岩生物标识物特征表现为低C304-甲基甾烷和低γ-蜡烷。

大量的实际资料表明， 4-甲基甾烷主要富集于淡、微咸水湖相沉积及其生成的原油中。

γ-蜡烷是一个异常盐度或稳定水体分层的标识。

γ-蜡烷指数（γ-蜡烷/C30藿烷）通常用于判别有机质水介质的盐度，γ-蜡烷含量随盐度增高而增大。

（2）碳同位素特征
渤中拗陷烃源岩碳同位素分析认为，东营组碳同位素较轻，沙三段烃源岩碳同位素变化较大，总体偏重（表），沙一段碳同位素介于沙三段和东营组之间。

PL19-3-4、8井原油饱和烃、芳烃、非烃和沥青质四种组分的碳同位素分布模式及PL14-3-1井东营组来源的原油接近，碳同位素偏轻，因此PL19-3-4井烃源应有东下段源岩的重要贡献。

PL19-3-2、5、7井碳同位素偏重，其数据与沙三段烃源岩接近，反映主要来自沙三段源岩。

天然气的碳同位素较重，PL19-3-2井δ13C1为-38.1‰-40.4‰，δ13C2为-24.4‰-24.5‰，甲烷碳同位素重反映成熟度高，乙烷碳同位素主要反映烃源岩特征，说明蓬莱19-3油田的天然气为沙三段烃源岩高成熟阶段生成。

天然气中CO2碳同位素为正值，属无机成因气。

蓬莱19-3油田主体位于炎庐断裂带内，由炎庐断裂带晚期活动形成，无机成因CO2气可能是深源无机气伴随着断裂活动上升至浅部。

3.油气注入史分析
（1）油气成熟度分析与充注期次
据原油饱和烃生物标志物分析，位于构造高部位的PL19-3-2、8井甾烷异构化参数C29甾烷20S/(20S+20R)及C29重排甾烷等低于构造边部的4、5、6、7井（表），2井C29甾烷20S/(20S+20R)为0.42、0.47,8井为0.4，而其他井一般＞0.5，说明构造高部位的原油成熟度相对偏低。

由芳烃甲基菲指数计算的成熟度参数（Rc）PL19-3-5井为0.85%，PL19-3-8井为0.80%，说明原油成熟度接近，为生油高峰阶段的产物。

由PL19-3-2井群体包裹体色质分析资料甲基菲指数计算的成熟度参数(Rc)为0.56%，C29甾烷20S/(20S+20R)为0.39，PL19-3-4井为0.38，反映包裹体中捕获的油比储层中的油成熟度更低，为早期成熟的油。

此外，包裹体生物标志物分析结果显示，包裹体中的油含有25-降藿烷（表），且其丰度与相应层位原油相似，说明至少部分原油在成藏就位之前已发生了降解。

（2）有机包裹体类型与成藏期次
据30余片包裹体薄片鉴定分析，认为蓬莱19-3油田粒间油具有褐黄色和黄绿色两种荧光，以褐黄色为主，发育三种类型的包裹体，其特征如下：
1)含烃盐水包裹体：包裹体中水为无色、淡红色，烃为灰黑色、红黑色，紫外光照射无荧光或荧光弱。

有时与CO2+H2O包裹体共生。

该类包裹体发育程度高，多沿石英愈合裂隙分布。

气/液比大小不等，多数小于20%，个别大于30%。

经激光拉曼和红外光谱测试，气态烃+水包裹体的气相中有甲烷。

2）液态烃包裹体：发育程度较高，呈灰黄色、褐色，在颗粒表面呈扁平的片状或沿裂缝呈条带状分布，紫外光照射具有中等强度黄色荧光。

该类包裹体未完全被矿物包裹，说明形成较晚。

红外光谱测试结果显示，该期流体为长链的烷烃及芳烃，说明油质相对较重。

结合油田原油性质认为该期是油田的主要形成期。

3）无色-浅褐色气液烃包裹体：该类包裹体发育程度低，含量小于5%，紫外光激发具有极强的黄绿色、浅黄色荧光。

沿裂缝或裂隙分布，部分在粒间未包裹，反映最晚期形成，PL19-3-5、2井相对较多。

该类包裹体透明，无色或浅褐色，反映为演化程度较高的油。

该类包裹体的荧光光谱与BZ13-1凝析油气包裹体相似，推测其成熟度相当于Ro＞1.0%，由此类包裹体的特征看，该期成熟度较高的油自PL19-3-5井方向注入，可能来自渤中拗陷。

上述三种包裹体，第一类为深部热流体的反映，推测与构造同期形成；第二类、三类为烃流体，其产状相似；第三类较高成熟的烃包裹体略晚于第二类油包裹体，基本是同期连续注入。

4.包裹体的均一温度与油气充注时间
根据渤海地区不同类型油气藏包裹体均一温度分析，油藏埋深在2000m以上的样品，其包裹体均一温度普遍较高，蓬莱19-3油田储层埋深＜1500m，所测包裹体均一温度65-130℃。

分析认为存在不均一捕获现象，包裹体均一温度的最低值应该更可靠，即65-75℃为原油注入时的温度。

该温度与油藏现今温度一致，反映油藏为第四季至今所形成的。

综合分析认为，蓬莱19-3油田的原油主要为沙河街组烃源岩在成熟早期至生烃高峰阶段生成的，在蓬莱19-3圈闭形成以前曾运移并聚集在凹陷内某些圈闭中。

第四纪时期，蓬莱19-3圈闭形成，伴随着炎庐断裂的活动，原来已经聚集成藏的油气重新调整而注入蓬莱19-3构造，从而形成了蓬莱19-3油田，并且混合有少量源自渤中拗陷沙河街组较高成熟度油气及东营组生成的原油。

五、其对中国近海海域油气勘探的主要经验与启示
1.近海海域油气勘探成功的关键是准确选择富生烃凹陷
我国近海沉积盆地中各生烃凹陷生烃能力差异悬殊，只有富生烃凹陷内或其边缘能形成较大规模的油气富集。

渤中凹陷就是一个良好的生烃凹陷。

富生烃凹陷一般不会在油气勘探的开始就能认识到，而是随着勘探实践的逐步深入而被认识的。

在近海海域沉积盆地的油气勘探中，必须加强区域地质研究，搞清盆地结构，确定生烃凹陷，不断对凹陷进行比较性评价，在实践中认知并选择生烃凹陷。

2.近海海域油气勘探的根本是寻找高效规模储量
海域油气勘探开发的投入比陆上要高得多，因此经济效益成为海域油气勘探开发的重要原则，对勘探而言，显然就是要寻找高效规模储量。

我国近海海域油气勘探开发的决策过程依据：①油气资源评价;②早期油藏工程评价；③油藏工程评价。

在3项评价的基础上，以富生烃凹陷为重点，优选有利勘探方向和目标，做出合理的勘探部署，以保证及时获得新的突破和发现。

3.突破常规，反复认识，不断开拓勘探新领域
渤海盆地是中国最早进行海上油气勘探的地区之一，从1966年至今已有40多年历史。

早期勘探因技术条件限制，所用资料（尤其是地震资料）品质较差，对地下认识程度低，致使一些探井并未布控在最佳位置。

近10多年来，利用新的资料，根据新理论、新技术对已钻构造进行了重新分析，得出了新的认识，从而发现了一大批如蓬莱19-3油田等大中型油气田，从而不断取得成功。

4.依靠技术进步，提高油气勘探成效
地震勘探在近海海域的油气勘探中具有明显的优势，不仅施工速度快、成本低，且易获得高质量地震资料。

在提高勘探效益上，地震勘探发挥了重要作用。

同时，储层预测与描述技术的进步加快了高效油田的发现和探明过程。

曹妃甸11-1油田的发现就是依靠技术进步发现的亿吨级大油田。