多轮次勘探井区的滚动实践与认识—以孤岛油田孤南23块为例

王志海(中国石油化工集团有限公司胜利油田分公司物探研究院，山东 东营 257022)

0 引言

孤南23井区构造上位于孤岛油田南部，孤南断层西段下降盘，北靠孤岛凸起，南临孤南洼陷。在孤南断层的中段，孤南油田的孤南2块及其周边发现了多个富集高产的含油区块。从构造特征上看，孤南23块与孤南2块构造形态相似，也是一个受孤南断层和分支断层夹持的断块。从圈闭规模上看，孤南23块比孤南2块圈闭面积更大，但是为什么这么一个好的圈闭之前一直未发现油气聚集？该区块真的没有勘探潜力？本文从梳理前人勘探思路出发，运用近期较流行的油气走向运移理论，推测油气在孤南23井区发生过运移，通过对试油资料的重新解读，提出其具备油气成藏要素的观点，经过滚动实践，证明了推测正确，为同类型多轮次勘探区域做出了有益的探索。

1 勘探背景和历程梳理

1975年，利用二维地震资料，在孤南断层下降盘发现了两个大断鼻构造—孤南2断鼻和孤南23断鼻。从构造位置来看，两者均具有良好的成藏背景，既临近孤南洼陷，又存在较好构造圈闭。其中，孤南2井在沙一二段试油25m/4层，日产油203t，从而发现了孤南油田。

相比于孤南2块的成功，孤南23块的勘探历经可谓屡错屡败。在该区勘探早期，以馆陶组为主勘探层部署的渤14和渤64井在沙一二段未见到任何油气显示。1975年，在区块低部位部署的渤78井在沙一段见到油斑显示5.5m/2层，解释为干层，沙三段钻遇油斑粉砂岩23m/1层，酸化试油出水。1985年，在渤64和渤78之间部署的孤南23井，沙一段见到荧光显示38m/6层，试油又出水。由于孤南23井仅钻遇沙一段地层，未见到沙二段及沙三段地层，所以1987年在孤南23井和渤78之间部署实施了孤南31井和孤南10井。其中，孤南31井沙河街组见到荧光显示58m/19层，试油沙一二段出水，孤南10井沙一段见油斑显示14m/4层，未试油。同一个断块6口预探井均未获得有效产能，导致整个区块的勘探进入停滞阶段。

总之，孤南23块经历了圈闭高点→低点→高点→中间点的多轮次的艰辛探索。前人得到的认识为，从油气显示来看，该区块确实发生过油气运移，但终未成藏。其原因可能有二：一是源-储对接不好，区块未处于油气优势运移通道主路线；二是圈闭封堵性差，油气从高部位逸散殆尽。

2 油气走向运移理论的应用

近期，对于一些源-储对接不好但已经发现油气聚集的油藏，比较流行的解释方案是油气沿断层发生走向运移理论。王亚琳应用该理论解释了济阳坳陷沾化凹陷虎滩低凸起陈22、虎4等油藏成藏原因[1]。陈22等油藏距离最近渤南烃源灶20km 以上，中间隔邵家洼陷和四扣洼陷2个负向构造，且仅靠邵家断层沟通，由此推测油气沿邵家断层的走向运移。相比陈22油藏，孤南23块与孤南洼陷中心之间的直线距离为15km，还算有一定优势。通过对孤南23块的地质条件分析认为，它具备油气走向运移的基本特点。

2.1 缺少和油源断层直接沟通的途径

孤南洼陷的沉降中心位于孤南断层东段下降盘孤南134井区附近。孤南23块距离孤南134井区生油中心直线距离15km，相比河滩油田与中心的距离13Km，不算太远。但是，河滩油田的孤南24块位于孤南134-孤南30-孤南43-孤南182-孤南19-孤南24主构造脊的末端，同时具备反向断层河滩断层的有利封堵条件。而孤南23块则相对比较不利，它虽然也在孤南31-孤南10-孤南23构造脊的末端，但该构造脊延展长度较短，仅3.8km,未能深入到洼陷沉积中心边缘。

2.2 构造脊两侧缺少有效的砂体疏导条件

从地层对比来看，孤南23井区存在地层剥蚀现象。在高部位，沙三段及沙二段地层被剥蚀殆尽，只剩下沙一段地层。从低部位储层发育情况来看，沙三段岩性主要为深灰色-绿色泥岩夹细砂岩、白云质砂岩、灰质砂岩和含砾砂岩，砂泥比仅为6.6%。沙二段岩性组合主要为灰白色砾岩与灰色泥岩互层，与下伏沙三段地层呈不整合接触，砂泥比为28.2%。沙一段上部为深灰色泥岩夹薄层灰质砂岩，其下部为深灰色油页岩夹灰质砂岩，生物灰岩等。总之，该区较低的沙砂泥比较低，沙河街地层中骨架砂体输导油气的能力较弱。

2.3 充足的油源和足够运移动力

孤南洼陷是沾化凹陷东部一个重要的烃源灶，在其周围已经发现了孤南、河滩、孤东、孤岛等油田。前人研究表明，在孤南洼陷，不仅沙三段可以生油，沙一段也可生成低熟油，而且分布范围较广，油气向东、南、西北方向都有运移，分别到达孤东油田、河滩油田和孤南油田[2]。沙一段源岩层中的油气排出后，沿沙一段和沙二段之间不整合面从洼陷沉积中心四周向上倾方向运移。其中向东、南、西北方向都有其优势运移通道，唯独向西运移略显存在先天不足之劣势—河滩油田和孤南油田之间存在一个负向构造，导致油气在向西运移过程中容易被优势构造脊(如孤南134-孤南182-孤南24主构造脊)分流。

但是，异常高压可以弥补构造位置偏差带来的不利影响。油气成藏动力学研究认为，异常高压是成藏动力系统中油气排出和运移的主要动力。油气在烃源岩孔隙流体异常压力的驱动下，沿输导体系发生二次运移。据程付启等研究，孤南洼陷古近系发育常压、高压2个压力系统，其中埋深在3000m 以上的沙二段及以上地层为常压系统，压力系数小于1.2，埋深在3000m 以下的沙三上及以下地层，为高压系统，地层压力系数在1.2～1.4之间[3]。孤南洼陷烃源灶位于孤南23井区的东北部，其异常压力的施压方向与区域压应力方向基本一致，为油气沿孤南断层、河滩断层、孤南23南部断层发生走向运移提供了充足的动力。

2.4 断层末端圈闭与储层相匹配

在孤南23井区，虽然沙二段、沙三段地层中含砂量较小。但是统计规律表明，在孤岛油田周边，沙二、沙三段储层不太发育的地区往往沙一段储层发育较好，这其实也符合物质补偿原理—鲜少见单口井在整个沙河街地层一点储层都不发育之案例。沙一段在地层较为平缓、浅水环境下，往往发育储集性能较好生物灰岩油藏。数据表明，孤南23井区沙一段平均孔隙度27.2%，平均渗透率平均值为80.7mD，属于高孔中渗储层。孤南断层及孤南23南部断层构成的圈闭，加上沙一段较好的储集空间，为油气走线运移打下了物质基础。

总之，油气从孤南洼陷中心出发，在持续的超强排烃压力下，可沿沙一段和沙二段之间不整合面运移至孤南23南部断层的东段，然后沿孤南23南部断层发生走向运移，在断层的上升盘沙一段有利圈闭中聚集成藏。

3 重新认识解读试油资料

从前文论述可知，在孤南23块，有4口探井在古近系均见到了油气显示，推测其构造高部位应该有油气聚集。但是，孤南23井为什么仅见到荧光显示且试油出水？如果仅从圈闭断层有效性上思考，可以理解为断层活动性强，油气不封堵，沿断层纵向逸散。为推翻此观点，笔者对该井的试油资料认真研究，发现孤南23井沙一段存在试油不彻底、油藏认识不充分的现象。该井见荧光显示38m/6层井段为2074～2166m，而试油段仅在2108～2116m。换言之，试油的井段为电阻率较高的底部位层段。从岩性上看，该试油段岩性为生物灰岩，顶部未试油段为砂岩。如果不考虑岩性因素，选择电性最好的层段完全正确。但是，如果考虑岩性因素和该井的岩性组合，以现在的分析判断，当时的试油井段存在两个考虑不周之处：(1)试油井段选择失误。该区域沙一段生物灰岩的电阻本就是高阻特征，该试油井段电阻高不代表其比上部砂岩含油性好；(2)试油不彻底。整套层底部试油未见油，应该补试顶部。

总之，该井试油井段偏低，又未能及补射顶部。在含油高度小于储层高度的情况下，底部出水不能证明顶部不含油。建议该井顶部补孔试油，或者重新布井探索其顶部含油气性。

4 滚动勘探实践验证

根据前文建议，在孤南23井区部署了滚动井南22斜7井钻。该井遇沙一段油层28.8m/3层，投产获得11.5t 高产工业油流，不含水。2018年，在构造精细描述的基础上，孤南23块沙一段上报控制储量0.72km2，控制储量159.59×104t，实现了效益开发。

5 结语

在构造背景较好且经历过多轮次勘探的区域，首先有必要对其勘探历程梳理，找到前人认识上不足，用新的油气成藏理论看旧问题。其次，要特别重视对老井试油试采资料的分析。充分吸收一切老井所蕴含的地质信息，去伪存真、求真务实地判断，方能在前人的研究基础上更上层楼，实现滚动勘探的开花结果。