蔣有錄,劉 培,劉 華,宋國奇,王永詩,崔小君

(1.中國石油大學地球科學與技術(shù)學院,山東青島266580；2.中國石化勝利油田分公司,山東東營257015)

新近系作為渤海灣盆地重要的含油氣層系，油氣藏具有埋深淺、儲層物性好、開發(fā)成本低、勘探價值高等特點[1-2]，已發(fā)現(xiàn)了孤島、孤東、埕島、北大港、蓬萊19-3、渤中25-1等多個億噸級油氣田[3-5]。前人研究發(fā)現(xiàn)，新近系油氣成藏特點與古近系及潛山有明顯差異[6-8]，其本身缺乏生油條件，油氣來自下伏古近系烴源巖系，主要通過斷層垂向輸導運聚成藏[6，9-10]。受油氣源、輸導、保存等條件的影響，新近系較大規(guī)模的油氣聚集主要分布于環(huán)渤中地區(qū)[3-5，11]。因此，新近系它源油氣成藏具有特殊性，探討新近系油氣成藏條件及不同凹陷之間的差異性，建立油氣聚集模式，不僅對研究區(qū)新近系油氣勘探具有重要的實踐意義，同時對深入研究它源油氣藏的形成機制也具有較高的理論價值。

1 新近系油氣成藏條件對比

渤海灣盆地位于華北平原、渤海和下遼河平原，構(gòu)造上處于華北陸塊東部，內(nèi)部結(jié)構(gòu)多樣，是一個以新生代沉積為主體的大型板內(nèi)斷陷盆地。根據(jù)斷陷盆地構(gòu)造單元的劃分，新近系構(gòu)造帶大致可分為披覆帶、淺凹帶和緩坡帶[12-13]。新生界自下而上發(fā)育古近系、新近系及第四系，其中新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組是重要的含油氣層系。遼河、冀中、濟陽坳陷新近系油氣絕大部分賦存于館陶組，渤中、黃驊坳陷新近系油氣主要富集于明化鎮(zhèn)組，館陶組所占比例也較大[3-5，11](圖 1)。

圖1 渤海灣盆地區(qū)域概況及新近系油氣分布Fig.1 Regional geological map and distribution of Neogene hydrocarbon in Bohai Bay Basin

研究區(qū)新生代成盆期包括裂陷期和拗陷期兩大階段，總體上，不同凹陷具有相似的演化階段和過程，但又存在一定差異，表現(xiàn)為強裂陷時期由盆地外圍向中央逐漸變晚，且強度增大；受新構(gòu)造運動的影響，拗陷期構(gòu)造、沉積中心自盆地外圍整體向渤中地區(qū)遷移，構(gòu)造活動逐漸增強、地層厚度逐漸增大[3，14-15]，這種變化導致不同凹陷生、儲、蓋等成藏條件存在差異。

1.1 油氣源條件

渤海灣盆地生烴凹陷眾多，各凹陷主力烴源巖層系不盡相同，孔店組、沙四段烴源巖主要分布在盆地外圍凹陷，沙三段烴源巖在全區(qū)均有發(fā)育，而沙一段、東營組烴源巖主要分布于盆地中央的環(huán)渤中地區(qū)，各含油氣凹陷主力烴源巖現(xiàn)今成熟范圍普遍較大[16]，新近系油氣源條件差異主要取決于生烴洼陷的大小、供烴層系的深淺及數(shù)量。

研究區(qū)新近系油氣來源復雜，以中淺層(Es3、Es1)混源供烴為主，單源型油氣較少，一般分布在臨近生烴洼陷的斜坡帶及淺凹帶。從盆地邊緣向中央凹陷，油氣來源具有一定規(guī)律性和差異性。自西向東，饒陽、歧口凹陷主要為“單洼單源、多洼多源”供烴，渤中凹陷主要為“多洼多源”供烴，供烴層系變化趨勢為：饒陽凹陷以沙三、沙一段為主，歧口凹陷以沙三、沙一段為主、東營組為輔，渤中凹陷以沙三、沙一段、東營組為主(圖2)；自南向北，東營凹陷體現(xiàn)出“單洼單源、多洼多源”的供烴特征，沾化、渤中凹陷體現(xiàn)出“多洼多源”的供烴特征，供烴層系變化趨勢為：東營凹陷以沙四、沙三段為主，沾化凹陷以沙四、沙三段為主、沙一段為輔，渤中凹陷以沙三、沙一段、東營組為主?？傊耘璧赝鈬蛑醒?，供烴層系逐漸變多、變新，且新烴源巖層的貢獻逐漸增大。

1.2 儲蓋層條件

研究區(qū)主力儲層館陶組在各坳陷均較發(fā)育，物性普遍較好，可作為良好的儲集層。區(qū)域性泥巖蓋層主要發(fā)育在明化鎮(zhèn)組，受沉積相和地層厚度的影響，不同地區(qū)蓋層發(fā)育情況有所不同，因而儲、蓋條件差異主要體現(xiàn)在蓋層上[9]。

由于新近系蓋層埋藏淺，后生成巖作用弱，蓋層質(zhì)量差異主要體現(xiàn)于蓋層的巖性、厚度及連續(xù)性。對冀中、濟陽及渤中坳陷新近系蓋層的重點層段進行研究表明，館上段是冀中坳陷新近系主力蓋層之一，主要為沖積扇、辮狀河及曲流河沉積，泥巖厚度普遍較薄，連續(xù)性較差；濟陽坳陷新近系主力蓋層為明下段，主要為決口扇、曲流河及泛濫平原沉積，泥巖厚度相對較大，北部最厚可達150 m，南部最厚為125 m，大部分地區(qū)連續(xù)性較好；渤中坳陷新近系主力蓋層為明下段，主要為沖積扇、曲流河及湖泊相沉積，泥巖厚度大，最厚可達450 m，泥巖連續(xù)性普遍較好(圖3)，新近系蓋層質(zhì)量自盆地外圍向中央有逐漸變好的趨勢。

圖2 渤海灣盆地東西向代表性凹陷新近系油氣來源差異綜合對比Fig.2 Contrast of Neogene hydrocarbon source in typical depressions from west to east in Bohai Bay Basin

圖3 渤海灣盆地主要坳陷新近系蓋層質(zhì)量差異對比Fig.3 Contrast of quality of Neogene cap rock in main sub-basins in Bohai Bay Basin

1.3 圈閉條件

渤海灣盆地新近系主要發(fā)育披覆背斜、滾動背斜、斷塊、斷鼻及地層超覆等圈閉，其中盆地中央的渤中坳陷以披覆背斜圈閉為主，滾動背斜、斷鼻圈閉也占有一定的比例；緊臨海域的濟陽、黃驊坳陷披覆背斜、滾動背斜、斷鼻圈閉普遍發(fā)育，還發(fā)育少量地層超覆圈閉；而盆地外圍的遼河、冀中坳陷新近系圈閉主要是斷塊圈閉，其中遼河坳陷地層超覆圈閉較為發(fā)育，冀中坳陷斷鼻、滾動背斜圈閉少量發(fā)育。

此外，新近系下伏古近系及潛山圈閉的發(fā)育情況影響新近系圈閉的聚油能力，冀中坳陷古生界及元古界碳酸鹽巖、遼河坳陷太古界變質(zhì)巖都是其重要的儲層，古潛山圈閉發(fā)育，油氣首先聚集其中；濟陽坳陷東營凹陷及臨清坳陷東濮凹陷古近系斷裂復雜、砂巖儲層發(fā)育，古近系圈閉多樣，聚油能力強；歧口凹陷、渤中凹陷古近系儲集體較發(fā)育，可形成有利圈閉，其內(nèi)部斷裂斷穿古近系、新近系，晚期活動性強，油氣可沿斷裂向新近系圈閉運聚。

1.4 輸導條件

運移通道是連接“源-儲”的紐帶，對于它源成藏的新近系來說，斷層作為油氣垂向輸導的要素，對渤海灣盆地不同凹陷新近系油氣成藏具有至關(guān)重要的作用，斷層輸導是不同凹陷新近系成藏的共同特征。作為遠離烴源巖的新近系，輸導環(huán)節(jié)的關(guān)鍵性更為重要。綜合考慮輸導要素、新近系油氣運移及構(gòu)造帶特點，結(jié)合油氣來源，將研究區(qū)新近系油氣運移方式劃分為通源斷層直達、次級斷層調(diào)整、混合輸導式3類(圖4)。

圖4 渤海灣盆地新近系油氣輸導模式類型劃分Fig.4 Division of Neogene hydrocarbon migration model in Bohai Bay Basin

通源斷層直達式主要發(fā)育在披覆帶，在渤中、歧口、沾化凹陷等環(huán)渤中地區(qū)較為常見，其特點是通源斷層切割成熟烴源巖，油氣自烴源巖層系直接運移至新近系圈閉；次級斷層調(diào)整式主要發(fā)育在淺凹帶，在東營、惠民和饒陽等凹陷內(nèi)部較為常見，其特點是起輸導作用的斷層一般沒有切割成熟烴源巖，新近系油氣通過次級斷裂調(diào)整，來自下伏古近系原生油氣藏；混合輸導式主要發(fā)育在斜坡帶，在歧口、西部和東營等凹陷的緩坡帶較為常見，其特點是斷層切割成熟烴源巖范圍有限，臨近生烴洼陷的地區(qū)新近系油氣主要通過斷層輸導，油氣直接來自烴源巖層系；而遠離生烴洼陷的地區(qū)，油氣通過區(qū)域性砂體、不整合及次級斷層聯(lián)合輸導，油氣來自古近系原生油氣藏。

2 典型區(qū)帶成藏特征對比

渤海灣盆地新近系油氣主要富集于披覆構(gòu)造帶，其次分布于斜坡帶和淺凹帶。根據(jù)不同類型構(gòu)造帶特點，選取典型油氣富集區(qū)進行成藏特征對比，其中披覆帶、斜坡帶和淺凹帶分別以埕島低凸起、歧口南斜坡和東營中央隆起帶為例。

2.1 油氣來源特征

埕島低凸起緊臨多個生烴凹陷，油氣來自渤中、埕北、樁東等凹陷；縱向上，主要由沙三、沙一段烴源巖供烴，且油源斷層貫穿多套烴源巖及儲層，具有“多洼多源、原生直達”的特點。歧口南斜坡緊鄰歧口凹陷，油氣主要來自沙三、沙一段烴源巖；縱向上，埕北斷階區(qū)主要通過斷層由烴源巖直接供烴，南部緩坡區(qū)主要通過區(qū)域性砂體及次級斷層輸導斷階區(qū)已生成的油氣而成藏，油氣來源具有“單洼多源、復合輸導”的特征。東營中央隆起帶三面環(huán)洼，由民豐、利津和牛莊洼陷供烴，沙三下、沙四上亞段為其主力烴源巖層系；該區(qū)新近系油氣多集中在次級斷裂附近，且多為次生油氣藏，而切割成熟烴源巖的主干斷裂帶少有分布，新近系油氣來自古近系原生油氣藏，由次級斷層后期調(diào)整聚集，具有“多洼多源，次生調(diào)整”的特點(圖5)。

圖5 不同構(gòu)造帶新近系油氣來源Fig.5 Source of Neogene hydrocarbon in different structural belt

新近系油氣富集區(qū)帶的形成取決于鄰近生烴洼陷的供烴能力，上述不同類型新近系油氣富集帶的相關(guān)生烴洼陷的供烴能力均較強，但新近系油氣來源及運移方式存在差異。披覆帶油氣直接來自烴源巖；斜坡帶油氣部分來自烴源巖，部分來自下伏原生油氣藏；淺凹帶油氣則來自下伏原生油氣藏，從而造成新近系油氣來源的數(shù)量及形式存在較大不同。

2.2 斷層活動與油氣富集

斷層活動與烴源巖生排烴期的有效配置，才能保證油氣的高效運聚。研究表明，渤海灣盆地新近系油氣具明顯晚期成藏的特點，主成藏期多在明化鎮(zhèn)組沉積期，部分凹陷烴源巖現(xiàn)今仍在排烴，如渤中凹陷[2-4，10]。

考慮到館陶組沉積期也是研究區(qū)烴源巖主力排烴期，對新近系油氣富集也有一定影響，故優(yōu)選不同構(gòu)造帶與油氣分布較為密切的斷層，計算其新近紀活動強度(古落差)。結(jié)果表明：不同構(gòu)造帶主干斷層活動性存在差異，埕島凸起主干斷層活動強度普遍較大，斷層古落差平均值為239 m；歧口南斜坡主干斷層活動性總體較強，斷層古落差平均值為179 m；東營中央隆起帶主干斷層活動性相對較弱，斷層古落差平均值為75 m。同一構(gòu)造帶內(nèi)不同斷層活動強度有所不同，以埕島凸起為例，埕北斷層活動強度總體大于埕北30北、埕北30南斷層，埕北斷層各測點古落差均超過150 m，最大可達579 m，而埕北30斷層各測點古落差不超過130 m，最大僅128 m。同一斷層不同部位活動性也有一定差異，以埕北斷層為例，其中南部位活動性總體強于中北部位。

從已發(fā)現(xiàn)油氣藏分布特點來看，披覆帶、斜坡帶新近系油氣富集程度及展布范圍相對較大，斷層晚期活動明顯較強；淺凹帶油氣富集程度差、分布范圍小，斷層晚期活動也較弱，斷層晚期活動是制約淺凹帶油氣富集的關(guān)鍵(圖6)。

2.3 蓋層發(fā)育與油氣保存

通過對不同構(gòu)造帶典型井巖性剖面分析發(fā)現(xiàn)，埕島凸起泥巖蓋層較為發(fā)育，泥巖主要分布在明化鎮(zhèn)組，館上段也有部分發(fā)育，該區(qū)泥巖厚度大且泥地比高，明化鎮(zhèn)組泥巖可作為良好的區(qū)域性蓋層，館上段泥巖一般作為直接蓋層；歧口南斜坡新近系砂巖展布范圍大，而泥巖單層厚度及總厚度相對較薄，泥巖蓋層欠發(fā)育，封蓋保存油氣的能力有限；東營中央隆起帶新近系泥巖蓋層質(zhì)量較好，明化鎮(zhèn)組泥巖連片分布，可做區(qū)域性蓋層，館上段泥巖可做直接蓋層，受地層發(fā)育影響，泥巖厚度相對較薄，但泥地比大，且泥巖單層厚度大，砂泥互層明顯，油氣保存條件好(圖7)。由此可知，披覆帶和淺凹帶新近系蓋層質(zhì)量較好，具有較好的油氣藏保存條件，而斜坡帶蓋層一般欠發(fā)育，是制約新近系油氣富集的重要因素。

圖6 不同構(gòu)造帶主干斷層晚期活動特征與新近系油氣分布Fig.6 Occurrence of Neogene hydrocarbon and faulting characteristics in different structural belt

圖7 不同構(gòu)造帶新近系蓋層特征Fig.7 Characteristics of Neogene cap rock in different structural belt

3 新近系油氣聚集模式

渤海灣盆地新近系油氣成藏條件的特殊性決定其油氣聚集模式，根據(jù)新近系油氣宏觀成藏條件及不同類型構(gòu)造帶成藏特征差異分析，建立了“原生供烴-通源斷裂輸導-構(gòu)造控圈”披覆帶聚集模式、“次生供烴-淺部斷裂輸導-斷層控圈”淺凹帶聚集模式及“混合供烴-復式輸導-不整合控圈”斜坡帶聚集模式。

3.1 “原生供烴-通源斷裂輸導-構(gòu)造控圈”披覆帶聚集模式

該模式發(fā)育于基巖凸起之上的新近系披覆構(gòu)造帶，主要分布在環(huán)渤中地區(qū)凸起較發(fā)育、斷層活動性較強的凹陷。這類聚集模式的特點是：油氣來自古近系生烴層系，由烴源巖直接供烴，具“原生成藏”的特點；運移通道主要為貫通深部源巖及淺部圈閉的通源斷層，其活動性強，活動時間與大量生排烴期匹配性好，輸導能力強，直接向新近系圈閉運移來自烴源巖的油氣，具“通源直達”的特點；以披覆背斜圈閉為主，是在基巖凸起之上的披覆背斜構(gòu)造背景下形成的，具有優(yōu)質(zhì)的儲蓋條件，且圈閉閉合面積及高度相對較大，適合油氣大規(guī)模聚集，但油氣富集程度與凸起幅度、下伏潛山及古近系發(fā)育情況密切相關(guān)(圖8(a))

圖8 渤海灣盆地新近系油氣聚集模式Fig.8 Accumulation models of Neogene hydrocarbon in Bohai Bay Basin

高凸起背景下的披覆帶模式，由于凸起幅度高，遠離烴源巖，新近系油氣富集程度一般，如埕東、沙壘田、石臼坨等凸起；古近系較厚的低凸起背景下的披覆帶模式，由于古近系及潛山圈閉的分流作用，新近系油氣富集程度較差，如遼西低凸起上的綏中36-1油田(渤海第二大油田，東營組披覆背斜油氣藏)、錦州25-1S油田(渤海最大的混合花崗巖潛山油氣藏)[4]；古近系較薄的低凸起背景下的披覆帶模式，由于離油源近且沒有下伏層系的分流作用，油氣富集程度最高，如渤南、孤島、孤東、埕島、北大港等低凸起。

3.2 “次生供烴-淺部斷裂輸導-斷層控圈”淺凹帶聚集模式

該模式發(fā)育于新近系淺凹帶，主要分布在凹陷中次級斷裂較為發(fā)育的中央淺層部位。這類模式具有以下特點：油氣來自下伏古近系原生油氣藏，由主力產(chǎn)層間接供油，具“次生成藏”的特點；運移通道主要為淺部次級斷層，僅切割下伏產(chǎn)層，活動性弱，活動時間與大量生排烴期匹配性一般，輸導能力有限，在下伏層系已生成的油氣藏遭到破壞、調(diào)整后，通過次級斷層再次輸導，向上部有利圈閉運移，具“多期調(diào)整”的特點；受凹陷中斷層控制，以逆牽引背斜、斷塊圈閉為主，其下伏層系圈閉質(zhì)量較好，能匯聚大量油氣，而其本身圈閉規(guī)模小，再加上輸導條件的限制，雖然具有較好的儲蓋條件，但一般也難以形成大規(guī)模商業(yè)性油氣藏(圖8(b))。

3.3 “混合供烴-復式輸導-不整合控圈”斜坡帶聚集模式

該模式發(fā)育于新近系斜坡帶，主要發(fā)育在箕狀凹陷外圍臨近隆(凸)起的斜坡部位。其特點是：油氣來自下伏古近系生烴層系及儲集層系(原生油氣藏)，由古近系烴源巖及產(chǎn)層聯(lián)合供烴，具“混合成藏”的特點；臨近生烴洼陷的地區(qū)主要運移通道為油源斷層，靠近(凸)隆起的地區(qū)主要運移通道為不整合及區(qū)域性砂體，其中斷層活動性較強，活動時間與大量生排烴期匹配性較好，可直接向有利圈閉輸導來自烴源巖的油氣，而不整合及區(qū)域性砂體則是油氣斜坡外帶輸導的重要通道，輸導能力總體較強，具“復式輸導”的特點；圈閉主要受不整合控制，以地層圈閉為主，其下伏層系圈閉質(zhì)量中等，具有一定的聚油能力，但其本身生儲蓋配置一般，尤其蓋層質(zhì)量欠佳，且遠離生烴中心，油氣難以大范圍富集成藏(圖8(c))。

4 結(jié) 論

(1)渤海灣盆地新近系具有良好的油氣成藏條件，各凹陷均具有它源供烴、儲層發(fā)育、斷層輸導、晚期成藏等共性，但不同凹陷的成藏條件差異較大。自盆地外圍凹陷向渤中凹陷，新近系的供烴層系變多、變新，新烴源巖貢獻逐漸增大，蓋層質(zhì)量逐漸變好。油氣輸導方式主要有通源斷層直達、次級斷層調(diào)整和混合輸導式3種，其中披覆帶以通源斷層直達式為主，淺凹帶以次級斷層調(diào)整式為主，斜坡帶以混合輸導式為主。

(2)新近系油氣富集區(qū)帶的形成取決于鄰近供烴洼陷的生烴能力，3類富集帶的油氣來源差異主要體現(xiàn)于供烴方式。披覆帶及斜坡帶斷層活動強，利于油氣的輸導；淺凹帶斷層活動較弱，制約新近系油氣成藏；披覆帶及淺凹帶蓋層質(zhì)量較好，利于油氣保存，而斜坡帶蓋層欠發(fā)育，是制約新近系油氣富集的重要因素。

(3)新近系油氣聚集模式可概括為“原生供烴-通源斷裂輸導-構(gòu)造控圈”披覆帶聚集模式、“次生供烴-淺部斷裂輸導-斷層控圈”淺凹帶聚集模式及“混合供烴-復式輸導-不整合控圈”斜坡帶聚集模式3類，其中古近系較薄的低凸起背景下的披覆帶模式成藏條件優(yōu)越，適于新近系油氣大規(guī)模聚集，而斜坡帶及淺凹帶模式新近系油氣富集程度相對較低。

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