鄧運華

(中國海洋石油總公司，北京 100010)

1 前言

遼東帶位于遼東灣坳陷東部，呈北東走向，其南北長度約184 km，東西寬為21～28 km，面積約3700 km2。遼東帶地質(zhì)條件非常復雜，著名的郯—廬大斷裂縱貫其間。早期拉張，后期剪切所產(chǎn)生的正斷層及走滑斷層交織［1，2］。因抬升剝蝕產(chǎn)生的第三系內(nèi)角度不整合明顯，新生代火成巖侵入體普遍，這些地質(zhì)事件給該區(qū)的油氣勘探帶來了挑戰(zhàn)。從20世紀80年代開始至2003年，渤海石油公司及多家外國大公司進行了長達15年的勘探，鉆了12口探井，除少數(shù)井見薄油層外，沒有發(fā)現(xiàn)商業(yè)性油氣田。2003—2005年技術人員對該區(qū)進行了系統(tǒng)的深入分析，尤其是對12口井沒有商業(yè)發(fā)現(xiàn)的原因及該區(qū)成藏的主控因素進行了重點研究，獲得了全新的認識。在新認識指導下尋找有利目標進行鉆探，一舉發(fā)現(xiàn)了金縣1－1大油田，其地質(zhì)儲量達1．5×108m3，產(chǎn)生了巨大的經(jīng)濟效益。

2 石油地質(zhì)背景

遼東帶屬遼東灣坳陷的一部分，向北一直延伸至遼河油區(qū)，向南至渤中坳陷。遼東帶包含遼中凹陷東部陡坡和遼東凸起帶(見圖1)，遼東凸起被分成南北兩段，且不連續(xù)。凸起東部是遼東凹陷，遼東凹陷呈北東向窄長條形，面積小，新生界沉積巖薄，不具備生油能力。

遼中凹陷與遼東凸起的分界大斷層為遼中斷層，該斷層即是郯—廬斷裂的主支，它控制了凹陷、凸起的形成及演化，也控制了油氣分布［3，4］。始新世遼中斷層強烈拉張，基底東降西抬，形成了遼中半地塹凹陷。半地塹中心沉積了沙四段—沙三段深湖—半深湖相暗色泥巖，是主力烴源巖;陡坡局部發(fā)育近岸水下扇和深湖濁積扇。始新世末(沙三上段)，區(qū)域性抬升，湖水變淺，為河流相沉積，遼東凸起南部抬升劇烈，沙四段—沙三段強烈剝蝕，見明顯角度不整合面。漸新世遼中斷層活動逐漸加強，從沙二段—沙一段—東三段，湖水也逐漸變深，從河流—濱淺湖—半深湖，沉積了河流相砂巖—淺湖相碳酸鹽巖—半深湖相泥巖的下粗上細巖性組合，發(fā)育第二套生油巖。東二段—東一段為大型三角洲－湖相沉積，形成了良好的儲蓋組合。漸新世末是區(qū)域抬升，箕狀凹陷發(fā)育結束。中—上新世為整體熱沉降，遼東帶為沖積扇—辮狀河沉積，便砂礫巖厚度大，泥巖薄。上新世遼中大斷裂受區(qū)域剪切應力作用控制，表現(xiàn)為水平走滑特征，斷層平面上為羽狀組合，剖面上為“樹枝狀”結構，反映后期的走滑運動強烈改造了先期的張性斷層。

圖1 遼東帶區(qū)域位置圖Fig．1 Location of Liaodong zone in Bohai oil province

遼東帶以斷塊、斷鼻構造圈閉為主，儲層主要是東營組三角洲，其次是沙河街組水下扇、濁積扇砂體。主力烴源巖為沙三段，其次是沙一段，東三段烴源只在局部深埋處成熟。

3 油氣富集的核心要素

遼東灣坳陷是一個油氣非常富集的地區(qū)，中國海域油氣自營勘探開始取得成功即是在遼東灣坳陷。1984—1988年在遼西低凸起上自營勘探發(fā)現(xiàn)錦州20－2、綏中36－1和錦州9－3等大—中型油氣田。尤其綏中36－1油田，地質(zhì)儲量達 3×108m3，是中國海上第二大油田。至2002年，在遼東灣坳陷內(nèi)的遼西凹陷、遼西低凸起及遼中凹陷西部緩坡帶上均發(fā)現(xiàn)了大—中型油氣田［5］，但是在遼中凹陷東部陡坡帶及遼東凸起上鉆12口探井，見到薄層或致密油層，沒有商業(yè)油氣流。2003—2005年，渤?？碧焦ぷ髡邔|東帶的油氣地質(zhì)條件進行了系統(tǒng)研究，尤其是對12口井失利原因、遼東帶成藏主控因素進行了重點分析，獲得了新的地質(zhì)認識。

遼東帶被遼東凹陷和遼中凹陷夾持。遼東凹陷小，新近系地層薄，基底埋深為2000～3000 m，生油巖不成熟，遼東帶東側油源條件差。遼中凹陷是一個富生烴凹陷，已被大量資料所證實。遼東帶緊鄰遼中深凹陷的烴源巖區(qū)，遼東帶西側烴源巖條件好。從層位上看沙河街組生油巖均已成熟，能提供大量油源，而東營組烴源巖只在局部成熟，供油條件差。

遼東帶發(fā)育兩套主力儲蓋組合，兩套次要儲蓋組合。東營組大型三角洲從北向南覆蓋遼東帶，遼中凹陷陡坡帶是該區(qū)最有利的東營組儲蓋組合。沙河街組水下扇、濁積扇儲層及上覆半深湖相泥巖構成了下部有利儲蓋組合。東營組和沙河街組是該區(qū)主力儲蓋組合。遼東凸起上潛山儲層物性較差，尤其是缺失古近系泥巖蓋層，因此潛山不能作為主要目的層。新近系館陶組—明化鎮(zhèn)組為沖積扇—辮狀河沉積，砂巖多，孔－滲條件好，但泥巖單層薄(單層泥巖厚3～9 m)，橫向分布不穩(wěn)定，蓋層差，館陶組—明化鎮(zhèn)組也不能作為主要目的層，潛山和新近系是次要儲蓋組合。

上新世晚期遼東帶斷層活動非常強，圈閉與斷層相伴生，斷層切割了油氣層，也控制了油氣水界面。圈閉類型以斷鼻、斷塊為主，斷層的封閉性決定了圈閉的有效性。

由上述內(nèi)容可知，遼東帶主力勘探目的層是東營組和沙河街組。東營組儲—蓋條件好，但東營組生油巖埋藏較淺，成熟度低，油氣運移是能否成藏的關鍵。沙河街組生油條件好，利于形成原生油藏，但沙河街組儲層為水下扇、濁積扇砂巖，分選較差，且埋藏深，成巖后生作用強，儲層物性是沙河街組能否形成商業(yè)油氣藏的關鍵。

1)運移是東營組成藏的關鍵:遼東灣坳陷重要的石油地質(zhì)特征是東營組大型三角洲發(fā)育［6］，儲—蓋條件好，在三角洲儲層中發(fā)現(xiàn)了大量石油。遼東灣坳陷從西向東、從北向南依次形成了凌河三角洲、綏中三角洲、秦皇島三角洲、遼河三角洲、金縣三角洲、復洲三角洲等。三角洲面積大且地層厚，為砂泥巖不等厚互層，砂層單層厚5～90 m，泥巖單層厚7～200 m，儲層孔隙度為25% ～35%，滲透率為100 ×10－3～5000 ×10－3μm2，是非常好的儲層。錦州9－3、綏中36－1、旅大4－2、旅大5－1、旅大10－1等大—中型油田的儲層都是東營組三角洲。在遼東帶有遼河三角洲、金縣三角洲、復洲三角洲等形成了很好的儲蓋組合。依照遼西的勘探經(jīng)驗，在1997—2002年期間，以東營組三角洲為主要目的層，在遼東帶進行了勘探，鉆探了JZ17－1－1、JZ17－2－1、JZ17 －3 －1、JZ23 －1 －1、JZ23 －1 －2、JX1－1－1、LD12－1－1等探井，鉆井揭示東營組三角洲儲蓋條件非常好，但油層少且厚度薄，只在JZ23－1－1發(fā)現(xiàn)15 m油層，其他探井無油層發(fā)現(xiàn)。筆者曾逐一分析了這些失利井，這些井所對應圈閉均為斷塊、斷鼻，類型都較差，但圈閉落實，儲蓋組合優(yōu)越。這些圈閉都在遼中斷層下降盤，圈閉下部就是沙河街組生油巖，油源充足。鉆井過程中沒有見到稠油或瀝青，說明保存條件并不差，沒有破壞原生油藏。東營組圈閉落實，儲—蓋優(yōu)越，油源充分，保存條件不差，而沒有成藏只能是運移問題。以上7口井中只有JZ23－1－1發(fā)現(xiàn)了薄油層，且只有錦州23－1構造東營組地層存在回傾(見圖2)，油層就在回傾斷鼻內(nèi)，其下部順向斷鼻內(nèi)無油層，其他6個構造均是遼中斷層下降盤的順向斷鼻或順向斷塊(見圖3)，均無油層。并且北面的遼河油區(qū)在遼東構造帶也鉆了不少探井，只在葵花島構造東營組發(fā)現(xiàn)了油層，這個構造的地層產(chǎn)狀與錦州23－1相似，為回傾斷鼻或屋脊斷塊，其他的順向斷鼻或順向斷塊也無油層。

東營組只在回傾斷鼻、屋脊斷塊中有油氣聚集，在順向斷鼻或順向斷塊中無油氣是油氣運移決定的。東營組生油巖不成熟，不能形成自生自儲油藏，當深部沙河街組生成油氣沿遼中斷層運移時，若東營組地層回傾或是存在屋脊斷塊，則油氣可以從下傾部位運移至圈閉高部位形成富集。若東營組地層一直向東抬升，油氣不能倒灌，則圈閉內(nèi)得不到油氣供給。東營組圈閉中要聚集油氣必具備三個條件之一:a．上述遼中斷層下降盤地層回傾;b．圈閉西面遼中凹陷內(nèi)還有同生斷層可作運移通道;c．東營組生油巖在局部已經(jīng)成熟，生成的油氣沿砂層橫向運移至東營組圈閉中聚集。

圖2 JZ23－1－1過井剖面圖Fig．2 Seismic profile through the bore hole JZ23 －1 －1

2)儲層物性是沙河街組成藏的主控因素:沙河街組是北面遼河油區(qū)最重要的儲油層。遼河油區(qū)已探明石油地質(zhì)儲量達22×108t，80%儲量在沙河街組內(nèi)。而其南面的遼東灣坳陷沙河街要遜色得多。錦州20－2凝析氣田是沙一段生物碎屑灰?guī)r儲層，它是遼東灣的第一個發(fā)現(xiàn)。后來又在錦州25－1S、錦州25－1構造沙二段的三角洲中發(fā)現(xiàn)輕質(zhì)油和天然氣，遼西凹陷的主要目的層仍是沙河街組。從1987—2002年遼東帶鉆探結果來看，沙河街組的鉆探效果很差，JZ27－6－1、JX1－1－1、LD12－1－1三口井揭示了沙河街地層，在JZ27－6－1井發(fā)現(xiàn)油層27．8 m，測試產(chǎn)量為 157．59 m3/d。JX1 －1 －1發(fā)現(xiàn)了45．4 m差油層，測試產(chǎn)量為22．22 m3/d，因產(chǎn)量低或儲量小，沒有開發(fā)價值，LD12－1－1井只見顯示沒有油層。

圖3 LD12－1－1D過井剖面圖Fig．3 Seismic profile through the bore hole LD12－1－1D

遼東帶沙河街組成藏主控因素是儲層物性，因為沙河街組自身是生油層，油源及運移不是問題。該區(qū)圈閉類型不好，圈閉都與斷層有關，但圈閉類型只決定充滿度，類型差則充滿度低，類型好則充滿度高［7，8］。儲層物性則決定了商業(yè)性，JZ27 －6 －1 井沙河街組為濁積砂體，單層厚度較薄(平均約為4．5 m)，橫向分布范圍較小，儲量小，從1990年發(fā)現(xiàn)以后一直未能開發(fā)。JX1－1－1沙河街組砂巖太細，為粉—細砂巖，尤其是2700 m以下的鐵白云質(zhì)膠結，成巖后生作用強，儲層物性差(孔隙度為14%，滲透率為5．7×10－3μm2)。LD12－1－1井在沙河街組只揭示了薄層白云巖及粉砂巖，儲層物性差，只見油氣顯示沒有發(fā)現(xiàn)油氣層。

沙河街組沉積時期，遼東帶為大坡降，多物源，短距離沉積，且鄰近坳陷處多為古生界碳酸鹽巖剝蝕區(qū)，化學風化為主，不利于提供優(yōu)質(zhì)碎屑物質(zhì)形成好儲層;東營組沉積時源遠流長的河流發(fā)育，變質(zhì)巖剝蝕區(qū)提供了大量碎屑物質(zhì)，經(jīng)長距離搬運、淘洗，在遼東帶形成了大型三角洲優(yōu)質(zhì)儲層。

可見在遼東帶的沙河街組為目的層的勘探中，要特別注重儲層的研究。近物源區(qū)淺埋的儲層物性較好，因為近物源區(qū)顆粒粗，孔—喉半徑大，物性較好;淺埋的儲層成巖后生作用弱，能保持較高的原生孔隙。較好的儲層是遼東帶尋找沙河街組商業(yè)油氣流的重要條件。

4 金縣1－1油藏特征

經(jīng)過2003年1月至2005年8月的深入研究，兩次技術討論會的研討，勘探工作者對遼東帶基本的石油地質(zhì)條件、12口已鉆井的失利原因及成藏的主控因素有了深入的突破性認識。在2005年8月29日，鉆探JX1－1－2D井前一天，公司技術負責人再次組織討論了該井的有利條件及風險，明確指出與已鉆的12口井相比，JX1－1－2D井有3個有利因素:第一，東營組目的層油氣運移條件較好，構造西面的張性斷層斷至生油巖層內(nèi)，斷層具繼承性，可以成為東營組儲層的供烴斷層;第二，沙河街組靠近物源，巖性較粗，且埋藏相對較淺，成巖后生作用弱，儲層物性可能較好;第三，對沙河街組儲層巖礦特征進行了仔細分析，有針對性地配置酸化溶液，如果油層物性差，可進行有效酸化提高產(chǎn)量。當時預測3個因素只要有一條落實，就能發(fā)現(xiàn)商業(yè)油田。功夫不負有心人，鉆后證實前兩個因素均得到證實。在東營組和沙河街組均發(fā)現(xiàn)了較厚的好油層，厚度分別為 20．1 m 及 23．3 m，測試產(chǎn)量分別為90．3 m3/d、47．8 m3/d。金縣1 －1 油田是在遼東帶上發(fā)現(xiàn)的第一個油田，并且地質(zhì)儲量達1．5×108m3，是一個大油田。

金縣1－1是一個斷裂—背斜構造(見圖4、圖5)，其形成受斷層及泥底辟的控制。漸新世末期，遼中斷裂是郯—廬斷裂在遼東灣的主干斷層。遼中斷裂受張—扭應力作用，強烈活動，在JX1－1構造東面抬升，并向南走滑，西面下降向北走滑。同時張—扭斷層活動，使地層破碎，并誘發(fā)沙三段塑性泥巖在主斷層處上拱底辟，加劇了上部斷塊的運動，使圈閉幅度增大。金縣1－1構造以遼中斷層為界，分東西兩個半背斜，兩個半背斜又被多條北東東向次級斷層分成多個斷塊，西部半背斜上有5條次級斷層分成6個斷塊;東部背斜上有12條次級斷層，分割成13個斷塊，次級斷層呈羽狀展布，與主斷層的交角為30°～60°。遼中主斷層在剖面上呈上緩下陡，與次級斷層組成“樹枝狀”結構，斷層的平剖面具有水平走滑特征。在東營組主力油層頂部整體圈閉面積為67．2 km2，幅度130～900 m。

圖4 JX1－1油藏剖面圖Fig．4 The geological profile of JX1 －1 structure

圖5 JX1－1東營組油層頂面構造圖Fig．5 The structural diagram of the top of the Oil Group in Dongying Formation for JX1－1 structure

金縣1－1油田的油層主要分布在沙河街組和東營組。沙河街組儲層為扇三角洲沉積，物源是東面的膠遼隆起，屬近源沉積，巖性組合為砂泥巖互層，砂巖單層厚3～40 m，泥巖單層厚3～10 m;砂巖主要成分是石英、長石、巖屑，屬巖屑質(zhì)長石砂巖，細粒為主;儲層埋深1500～3600 m，儲層孔隙度為17% ～34%，平均約為24%，滲透率為10×10－3～1500 ×10－3μm2，平均約為 265 ×10－3μm2，屬中孔中滲儲層。東營組為三角洲沉積，屬金縣三角洲體系;源遠流長的河流攜帶的砂質(zhì)碎屑經(jīng)長距離搬運，磨圓、分選好，形成儲層的孔隙度為18% ～38%，平均約為 31%，滲透率為 55．9×10－3～1989．6 ×10－3μm2，平均約為 950 × 10－3μm2，為高孔高滲儲層。砂巖單層厚3～25 m，泥巖單層厚2～383 m。巖石中石英含量為65% ～78%，長石為16% ～25%，巖屑為6% ～15%，屬巖屑長石質(zhì)石英砂巖。

金縣1－1是一個多油水系統(tǒng)的斷裂背斜油藏(見圖4)?；揪塾蛦卧菙鄩K，不同斷塊具有不同油水界面，同一斷塊內(nèi)不同砂層組具有不同油水系統(tǒng)，同一斷塊內(nèi)一般有多個油水系統(tǒng)。金縣1－1油田內(nèi)原油性質(zhì)變化很大，沙河街組為輕質(zhì)油，原油密度為0．828～0．866 g/cm3。東營組中部為中質(zhì)原油，原油相對密度為0．876～0．925 g/cm3。東營組上部為重油，原油相對密度為0．943～0．998 g/cm3。因原油性質(zhì)，儲層物性不同，測試產(chǎn)量也不同，沙河街輕質(zhì)油產(chǎn)量為45～203 m3/d，東下段為27～171 m3/d，東上段為 8．2 ～ 22．1 m3/d。目前金縣1－1油田正在建設中，在油田高部位鉆探的開發(fā)井，單井油層厚達190 m，是渤海單井油層最厚的開發(fā)井，該油田將為渤海穩(wěn)產(chǎn)3000×104t做出重要貢獻。

5 結語

1)已鉆井成敗原因分析，成藏主控因素分析是勘探突破的最有效方法，金縣1－1油田是經(jīng)歷了15年勘探，鉆探12口探井之后，經(jīng)深入分析，突破認識，指導勘探發(fā)現(xiàn)的大油田。

2)遼東帶東營組生油巖成熟度低，不能提供油源，東營組成藏的關鍵是油氣運移。

3)遼東帶沙河街組為近源沉積，分選較差，碳酸鹽巖膠結物含量高，且埋藏較深影響儲層物性，沙河街組突破的關鍵是尋找好儲層。

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