劉金萍，王改云，王嘹亮，簡(jiǎn)曉玲，杜 民，萬(wàn)曉明

(國(guó)土資源部廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局 國(guó)土資源部海底礦產(chǎn)資源重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，廣東 廣州 510075)

北黃海東部次盆地油氣成藏主控因素

劉金萍，王改云，王嘹亮，簡(jiǎn)曉玲，杜 民，萬(wàn)曉明

(國(guó)土資源部廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局 國(guó)土資源部海底礦產(chǎn)資源重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，廣東 廣州 510075)

北黃海東部次盆地尚處于勘探早期，石油地質(zhì)條件復(fù)雜，油氣成藏主控因素尚未探明。結(jié)合目前勘探成果，利用多口鉆井資料，綜合運(yùn)用油氣地球化學(xué)、烴源巖有機(jī)相劃分、儲(chǔ)層成巖作用和流體包裹體測(cè)溫等手段，確定了東部次盆地的油氣成藏主控因素。分布局限的中、低豐度烴源巖決定了東部次盆地油氣平面分布范圍，并決定了油氣縱向上也是圍繞烴源巖出現(xiàn)，而在遠(yuǎn)離主生烴灶的構(gòu)造帶和遠(yuǎn)離主力烴源巖的層段則難以運(yùn)聚成藏；早期緩慢淺埋—中期強(qiáng)烈隆升—晚期快速深埋的沉積過(guò)程影響了油氣分布，這一特殊的沉積埋藏過(guò)程控制了東部次盆地?zé)N源巖生、排烴歷史和儲(chǔ)層演化史，造成東部次盆地大量生、排烴和成藏事件均發(fā)生在新近紀(jì)，而受成巖作用等因素的影響，此時(shí)主要目的層儲(chǔ)層已大面積低孔、低滲，油氣難以長(zhǎng)距離運(yùn)移，最終導(dǎo)致東部次盆地難以發(fā)生大規(guī)模的油氣運(yùn)聚成藏。綜合而言，東部次盆地的油氣成藏特征屬于近源成藏，因此近主生烴灶的勘探目標(biāo)風(fēng)險(xiǎn)小，下步勘探要在臨近主生烴灶、同時(shí)儲(chǔ)集條件有利的二級(jí)構(gòu)造帶上尋找以構(gòu)造圈閉和構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉為主的勘探目標(biāo)。

沉積過(guò)程;油氣分布;油氣成藏;東部次盆地;北黃海

東部次盆地位于北黃海海域，地理上位于中國(guó)大陸與朝鮮半島之間，構(gòu)造上處于中朝板塊東南部，屬于華北地臺(tái)向東部海區(qū)的延伸部分，往西為郯廬斷裂和渤海灣盆地，北面為膠遼地塊，南面為膠北-劉公島隆起區(qū)，東北接朝鮮的安州盆地(圖1)。東部次盆地面積約5 000 km2，屬于中國(guó)海域勘探程度較低的一個(gè)盆地，該盆地鄰區(qū)則較早開(kāi)展了油氣調(diào)查并有發(fā)現(xiàn)[1-2]。近年來(lái)，在該盆地發(fā)現(xiàn)有來(lái)自中生界的油氣流，顯示了該盆地具有一定的勘探前景。東部次盆地勘探歷程較短，對(duì)該盆地油氣成藏主控因素的研究尚在進(jìn)一步探索中。目前在該盆地的綜合地球物理調(diào)查和實(shí)際鉆探資料已有一定積累，本研究基于近年來(lái)的勘探實(shí)踐，在基礎(chǔ)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，對(duì)該盆地油氣藏形成的主控因素做出分析，為后期的油氣勘探提供基礎(chǔ)支撐及理論指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

北黃海東部次盆地是發(fā)育于華北地臺(tái)隆起背景之上的一個(gè)中、新生代陸相斷陷盆地[3-4]，基底主要為太古宇—下元古界變質(zhì)巖和中、上元古界—寒武系碳酸鹽巖、板巖等。該盆地自中侏羅世以來(lái)開(kāi)始沉降接受沉積，自下而上發(fā)育中侏羅統(tǒng)、上侏羅統(tǒng)、下白堊統(tǒng)、漸新統(tǒng)和新近系—第四系。東部次盆地現(xiàn)今呈“三坳四隆”的構(gòu)造格局(圖1a)，其中位于盆地中部的中部坳陷面積約2 000 km2(圖1b)，是東部次盆地的主體坳陷。早侏羅世之后，中國(guó)東部的構(gòu)造格局發(fā)生基本變革，進(jìn)入以裂陷盆地為主的構(gòu)造演化階段[5]，東部次盆地開(kāi)始發(fā)育。東部次盆地的構(gòu)造演化經(jīng)歷了中侏羅世初始斷陷期、晚侏羅世—早白堊世斷陷擴(kuò)展期、早白堊世末—始新世構(gòu)造反轉(zhuǎn)期、漸新世強(qiáng)烈斷陷期、漸新世末—中新

世初構(gòu)造反轉(zhuǎn)期、中中新世—第四紀(jì)區(qū)域沉降期6個(gè)主要的演化階段?？傮w上，東部次盆地可以看作是被晚白堊世—始新世抬升剝蝕作用分隔的中生代和新生代兩個(gè)沉降旋回，即兩期伸展成盆過(guò)程，而這兩期成盆均具有斷陷型伸展盆地性質(zhì)，斷裂構(gòu)造基本控制了東部次盆地的發(fā)生、發(fā)展和總體沉積、構(gòu)造格局(圖2)。

2 油氣成藏主控因素

2.1 分布局限的中、低豐度烴源巖決定了油氣分布

國(guó)內(nèi)外成功的油氣勘探經(jīng)驗(yàn)表明，形成大規(guī)模的油氣聚集必須具備大面積分布、高豐度、適當(dāng)熱成熟度的烴源巖。而源控論是陸相斷陷盆地油氣分布的重要理論，該理論有效地指導(dǎo)了中國(guó)東部斷陷盆地的油氣勘探[6-8]。在陸相斷陷盆地中，油氣分布受富生烴洼陷、油源斷裂及輸導(dǎo)體系的控制尤為明顯[9-10]。東部次盆地是一個(gè)小型陸相斷陷盆地，盆地勘探至今，在多口探井中均見(jiàn)到較好的油氣顯示，試油也獲得了一定的產(chǎn)能，但尚未找到大規(guī)模的工業(yè)性油氣藏，分析認(rèn)為主力烴源巖分布局限，且豐度相對(duì)較低是最重要的一個(gè)因素。

目前的鉆探結(jié)果顯示，盆地內(nèi)的烴源巖主要為中-上侏羅統(tǒng)暗色泥巖。中-晚侏羅世，東部次盆地均接受陸相沉積，發(fā)育湖泊及河流-三角洲等沉積體系，具有較好的成烴環(huán)境。中-上侏羅統(tǒng)兩套烴源巖主要發(fā)育在東部次盆地的中部坳陷。中侏羅世處于湖盆的斷陷初期，受邊界斷層等限制，中侏羅統(tǒng)在盆地中分布較局限，分布面積約400 km2，暗色泥巖厚度為0～1 400 m，沉積中心位于中部坳陷的西南部。晚侏羅世處于斷陷擴(kuò)展期，上侏羅統(tǒng)分布面積擴(kuò)大到600 km2左右，暗色泥巖厚度為0～600 m，沉積中心位于中部坳陷中部與盆地西南側(cè)邊界斷層之間(圖3a,b)。

圖1 北黃海東部次盆地地理位置(a)及構(gòu)造區(qū)劃(b)Fig.1 Location(a) and tectonic division(b) of the Eastern Sub-basin,North Yellow Sea

圖2 北黃海東部次盆地地層綜合柱狀圖Fig.2 Composite stratigraphic columnar section of the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

從烴源巖特征上看，中侏羅統(tǒng)烴源巖母質(zhì)以陸源高等植物為主，主要為Ⅲ型干酪根，有機(jī)碳含量中等，氫指數(shù)多在200 mg/g以下。由于缺少富氫的組分，目前鉆井中揭示的中侏羅統(tǒng)烴源巖應(yīng)是一套以生氣為主的傾氣型源巖。上侏羅統(tǒng)烴源巖母質(zhì)為高等植物和低等水生生物混雜，兼有Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，一部分氫指數(shù)小于200 mg/g，還有一部分氫指數(shù)在300～600 mg/g，這類干酪根類型較好、有機(jī)質(zhì)豐度較高的成熟烴源巖是盆地內(nèi)重要的有效的油源巖，目前鉆井中發(fā)現(xiàn)的油氣主要來(lái)自該套烴源巖。

溫度場(chǎng)及其演化對(duì)烴源巖成熟演化具有重要的影響。中國(guó)大陸邊緣和西太平洋洋殼之間的黃海海域，屬于過(guò)渡型地殼結(jié)構(gòu)。由于受周邊大地構(gòu)造制約,整個(gè)北黃海盆地(包括東部次盆地)的基底屬于華北地塊,地殼厚度為14～30 km，巖石圈厚度一般為50～60 km[11-12]。限于目前的勘探和研究程度，東部次盆地的地溫場(chǎng)數(shù)據(jù)(如地溫梯度、熱流等)鮮有報(bào)道。據(jù)Davies[13]基于全球38 347個(gè)熱流數(shù)據(jù)所做的估算，研究區(qū)現(xiàn)今熱流在65～75 mW/m2。從東部次盆地有限的BHT(井底溫度)數(shù)據(jù)，推斷研究區(qū)的地溫梯度在30 ℃/km左右，根據(jù)實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)估算的不同鉆井最高地溫梯度在30～33 ℃/km。

基于以上認(rèn)識(shí)，整合研究區(qū)大量基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，利用PetroMod盆地模擬軟件[14]，模擬了東部次盆地兩套烴源巖的熱演化史(圖3c,d)。結(jié)果顯示，現(xiàn)今中部坳陷中侏羅統(tǒng)烴源巖頂界的Ro(鏡質(zhì)體反射率)值已超過(guò)0.8%，深坳部位Ro值超過(guò)1.2%，熱演化程度達(dá)成熟-高成熟階段?，F(xiàn)今中部坳陷主體部位上侏羅統(tǒng)烴源巖頂界的Ro值為0.6%～1.0%，處于有機(jī)質(zhì)成熟階段，因此，中部坳陷中的中-上侏羅統(tǒng)烴源巖具備一定的生排烴潛力和油氣供給能力。按照“源熱共控”論[15]，北黃海盆地處于克拉通內(nèi)部(內(nèi)帶)，熱流值低-較高，湖相烴源巖在相對(duì)較低的溫度場(chǎng)作用下主要生油。目前東部次盆地的勘探實(shí)際與這一結(jié)論相符。

圖3 北黃海東部次盆地中-上侏羅統(tǒng)暗色泥巖厚度和現(xiàn)今鏡質(zhì)體反射率(Ro)模擬結(jié)果Fig.3 Isopach map of dark mudstone and present-day Ro modeling results of the Middle and Upper Jurassic in the Eastern Sub-basin，North Yellow Seaa.中侏羅統(tǒng)暗色泥巖厚度；b.上侏羅統(tǒng)暗色泥巖厚度；c.中侏羅統(tǒng)烴源巖現(xiàn)今Ro模擬結(jié)果;d.上侏羅統(tǒng)烴源巖現(xiàn)今Ro模擬結(jié)果

按照Pepper[16]提出的烴源巖有機(jī)相地球化學(xué)動(dòng)力學(xué)劃分標(biāo)準(zhǔn)，東部次盆地的兩套烴源巖多屬于有機(jī)相D/E和有機(jī)相F，少數(shù)屬于有機(jī)相C(表1)。因此，東部次盆地中生界的兩套烴源巖屬于中、低豐度的烴源巖，這就從根本上決定了東部次盆地不能成為像濟(jì)陽(yáng)坳陷這樣的富生烴坳陷[17]，也決定了該盆地縱向上和平面上的油氣分布特征。

2.1.1 主力烴源巖豐度低決定了油氣縱向上只能圍繞烴源巖出現(xiàn)

中國(guó)小型斷陷盆地的油氣勘探實(shí)踐表明，勘探區(qū)面積小是油氣發(fā)現(xiàn)少的一個(gè)決定性因素，主力烴源巖豐度低則是決定油氣發(fā)現(xiàn)量及其分布范圍的另一個(gè)決定性因素。在小型斷陷盆地中，一般不缺少油氣輸導(dǎo)體系，盡管油氣生成總量有限，但在高豐度烴源巖的背景下，多在圍繞有效烴源灶周邊的圈閉中有較豐富的油氣聚集，尤其是在斷層的縱向輸導(dǎo)作用下，在縱向上多個(gè)層系中都會(huì)發(fā)現(xiàn)油氣聚集。而東部次盆地雖然縱向上油氣顯示層數(shù)較多，但多集中在緊鄰上侏羅統(tǒng)烴源巖上、下的兩套中、深層目的層，在上覆厚度超過(guò)2 000 m的古近系幾乎未見(jiàn)油氣顯示，主力烴源巖豐度低應(yīng)是決定性的一個(gè)因素。

表1 北黃海東部次盆地?zé)N源巖有機(jī)相分類和特征Table 1 Organic phase classification and characteristics of source rocks in the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

2.1.2 有效烴源巖分布局限決定了油氣平面分布范圍

東部次盆地內(nèi)的主體生烴坳陷——中部坳陷，面積約2 000 km2，其中真正成熟有效的烴源巖面積約400 km2，有效烴源巖面積/盆地面積僅為8%左右(圖4)。這一點(diǎn)無(wú)法與大型坳陷型盆地相比，如松遼盆地的主力烴源巖青山口組為坳陷最大湖泛階段的穩(wěn)定湖泊沉積物，有效烴源巖面積/盆地面積大于98%；也無(wú)法與疊合型盆地相比，如四川盆地中共發(fā)育6套陸相和海相的烴源巖，烴源巖疊合范圍可以覆蓋整個(gè)勘探范圍；即使與其他小型斷陷盆地也無(wú)法相比，如古近紀(jì)斷陷盆地南堡凹陷烴源巖面積/盆地面積可達(dá)60%以上。因?yàn)闁|部次盆地有效烴源巖分布局限，造成成熟烴源巖與盆地邊緣構(gòu)造圈閉之間缺乏有效的溝通，無(wú)法成為真正的油氣運(yùn)移指向。盡管盆地中北部和東部在喜馬拉雅期形成了大量的構(gòu)造圈閉，但由于遠(yuǎn)離生烴坳陷，油氣難以聚集成藏[18]。

從油氣分布狀態(tài)來(lái)講，目前鉆井揭示的東部次盆地中的油氣分布以上侏羅統(tǒng)上部烴源巖為核心，油氣顯示縱向上圍繞其上下，平面上限制于其內(nèi)。凡是位于有效烴源巖之外的探井基本沒(méi)有好的油氣顯示或者為干井；而位于有效生烴凹陷內(nèi)部及緊鄰生烴凹陷的探井，油氣顯示良好，并有多口井試油獲得油流(圖4)。這也充分揭示了有限分布的烴源巖對(duì)油氣成藏的控制作用。

圖4 北黃海東部次盆地生烴坳陷與鉆井油氣顯示Fig.4 Hydrocarbon generating depressions and oil and gas shows in the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

2.2 早期緩慢淺埋—中期強(qiáng)烈隆升—晚期快速深埋的沉積過(guò)程影響了油氣分布

沉積埋藏過(guò)程控制了一個(gè)含油氣盆地的熱史、烴源巖生排烴史和儲(chǔ)層演化史。東部次盆地的構(gòu)造演化歷史比較復(fù)雜，特別是晚白堊世—始新世長(zhǎng)達(dá)約65 Ma的抬升剝蝕，幾乎超過(guò)了盆地形成演化歷史的三分之一，是相當(dāng)漫長(zhǎng)的。

2.2.1 沉積埋藏過(guò)程對(duì)儲(chǔ)層的影響

儲(chǔ)層物性與沉積埋藏過(guò)程密切相關(guān)，早期快速深埋-晚期緩慢埋深或抬升的沉積埋藏過(guò)程將有利于地層中孔隙的保存，反之則不利于孔隙的保存[19]。東部次盆地的主要目的層是上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)的陸相碎屑巖儲(chǔ)層，巖性主要為一套褐灰色、灰色、深灰色泥巖夾灰白色含礫砂巖、細(xì)砂巖、不等礫砂巖及粉砂巖[20]。這兩套地層當(dāng)時(shí)的沉積速率較慢，特別是早白堊世，約45 Ma期間，沉積厚度約1 000 m，沉積速率約22 m/Ma，表現(xiàn)為緩慢埋藏階段，而這種緩慢的埋藏過(guò)程將使機(jī)械壓實(shí)和化學(xué)成巖作用得以充分進(jìn)行，再加上東部次盆地真正的坳陷區(qū)面積較小，沉積物從物源區(qū)到盆地內(nèi)沒(méi)有經(jīng)過(guò)長(zhǎng)距離的搬運(yùn)、分選和磨圓，造成這兩套儲(chǔ)層砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低。

研究表明，東部次盆地上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)砂巖按碎屑成分的比例，大部分屬于長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和巖屑砂巖，砂巖中碎屑粘土礦物總體含量小于5%，碎屑礦物的磨圓度次圓狀-次棱角為主，分選性中等-差，砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度屬次成熟期-成熟期，這就給儲(chǔ)層經(jīng)歷后期的改造創(chuàng)造了不利條件。而進(jìn)入新生代之后，特別是漸新世及之后的32 Ma中，地層沉積厚度近3 000 m，沉積速率接近100 m/Ma，表現(xiàn)為典型的高速沉積階段，這種后期的快速深埋過(guò)程造成上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層經(jīng)歷了二次成巖作用，孔、滲條件進(jìn)一步變差。

成巖作用研究結(jié)果表明，東部次盆地中生界下白堊統(tǒng)上部地層壓實(shí)作用已經(jīng)進(jìn)入到中期，而下白堊統(tǒng)下部和上侏羅統(tǒng)則達(dá)到晚期，石英顆粒間出現(xiàn)了壓溶，并存在自生石英加大邊(圖5a,b)，巖石顆粒接觸緊密，原生孔隙殘留少。東部次盆地中生界儲(chǔ)層壓實(shí)作用較強(qiáng)的主要原因是儲(chǔ)層巖屑含量較高、分選較差、埋深較大且經(jīng)歷較長(zhǎng)深埋時(shí)間。而長(zhǎng)期的抬升剝蝕使下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層在晚白堊世-始新世，處于地下水補(bǔ)給深度，原生孔隙易被碳酸鹽膠結(jié)，孔滲條件也會(huì)變差。東部次盆地的下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層經(jīng)歷了強(qiáng)烈的膠結(jié)作用，儲(chǔ)層中膠結(jié)物含量較高，為5%～35%(圖5c,d)，碳酸鹽礦物和粘土礦物是儲(chǔ)層中最主要的膠結(jié)物，碳酸鹽礦物主要以充填孔隙形式出現(xiàn)。強(qiáng)烈的膠結(jié)作用極大地破壞了孔隙結(jié)構(gòu)，減少了儲(chǔ)集空間，降低了儲(chǔ)層物性；同時(shí)，由于碳酸鹽礦物本身的不穩(wěn)定性，也可能成為次生孔隙形成的物質(zhì)基礎(chǔ)[21]。東部次盆地的沉積埋藏歷史對(duì)儲(chǔ)層起到了極大的破壞作用，致使主要目的層大面積低孔低滲，鉆井巖心測(cè)試孔隙度多小于10%，不利于油氣聚集成藏，故尋找深部?jī)?yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是勘探工作的重點(diǎn)。目前的研究認(rèn)為，深部砂巖儲(chǔ)層保持高孔隙度和高滲透率的主要機(jī)制包括原始沉積微相、顆粒包殼對(duì)石英膠結(jié)的抑制作用、早期原油聚集、早期超壓及深埋溶蝕作用等影響機(jī)制[22-24]，研究區(qū)仍要加強(qiáng)有利儲(chǔ)層的綜合研究工作，其中次生孔隙發(fā)育帶應(yīng)受到更大的關(guān)注。目前要想在這樣的儲(chǔ)層中獲得產(chǎn)量，必須要經(jīng)過(guò)一定的儲(chǔ)層改造。

圖5 北黃海東部次盆地下白堊統(tǒng)和上侏羅統(tǒng)儲(chǔ)層壓實(shí)作用和膠結(jié)作用鏡下特征Fig.5 Arthroscopic characteristics of compaction and cementation in the Upper Jurassic and Lower Cretaceous reservoirs in the Eastern Sub-basin North Yellow Seaa.NYS1井，埋深2 335.8 m(K1上部)，含鈣中-粗砂巖，石英顆粒接觸處為點(diǎn)-線狀；b.NYS1井，埋深3 095.2 m(J3下部)， 砂質(zhì)礫巖，石英顆粒接觸處出現(xiàn)凹凸?fàn)罹€；c.NYS6井，埋深2 932 m(J3)，含白云泥質(zhì)粉砂巖白云石膠結(jié)物含量在10%左右；d.NYS1井，埋深2 620.5 m(K1)，鈣質(zhì)細(xì)砂巖，方解石膠結(jié)物含量在35%左右

2.2.2 儲(chǔ)層演化史與油氣充注史的匹配關(guān)系

東部次盆地中主要目的層中優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層不發(fā)育，因而更應(yīng)重視油氣充注時(shí)間與儲(chǔ)層演化階段的配置關(guān)系。油源對(duì)比分析已證實(shí)，盆地主要勘探目的層目前發(fā)現(xiàn)的油氣主要源于上侏羅統(tǒng)烴源巖中干酪根類型較好、母質(zhì)以低等水生生物為主的湖相成熟烴源巖[25]。盆地模擬結(jié)果表明，現(xiàn)今最大埋深的東部次盆地早期未出現(xiàn)大規(guī)模生烴現(xiàn)象，因此晚白堊世—始新世的抬升剝蝕也未造成油氣的大量溢散，不會(huì)對(duì)東部次盆地油氣成藏有大的影響；經(jīng)歷了漸新世的深埋之后，兩套烴源巖均在漸新世末開(kāi)始大量生排烴，因此東部次盆地屬于晚期運(yùn)聚成藏，烴源巖的主排烴期為晚漸新世—現(xiàn)今。

儲(chǔ)層成巖礦物及其中流體包裹體直接記錄了沉積盆地油氣成藏條件和過(guò)程，作為化石記錄它們可用于重構(gòu)油氣藏形成和演化史[26]，利用儲(chǔ)層流體包裹體均一溫度，結(jié)合盆地古地溫史和儲(chǔ)層埋藏史，可以確定包裹體形成時(shí)的埋深及對(duì)應(yīng)的地質(zhì)時(shí)期，并由此得出油氣運(yùn)聚、成藏期[27]。NYS2井3 390～3 400 m油層段與油包裹體共生鹽水包裹體的均一化溫度(Th)和冰融點(diǎn)溫度(Tm)分析結(jié)果表明：所有油包裹體為同一個(gè)流體包裹體組合，捕獲溫度為103～126 ℃，說(shuō)明石油充注主要為一期，結(jié)合NYS2井的埋藏?zé)釟v史，認(rèn)為東部次盆地石油充注主要發(fā)生在20 Ma以來(lái)，相當(dāng)于新近紀(jì)—現(xiàn)今(圖6)，對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層埋藏深度約為2 500～3 000 m。因?yàn)橛蜌忾_(kāi)始充注時(shí)間較晚，此時(shí)儲(chǔ)層已經(jīng)經(jīng)歷了再次深埋,即在烴源巖大量生排烴時(shí)，盡管生成了一定量的有機(jī)酸，造就一些次生孔隙帶的發(fā)育，但經(jīng)歷了晚白堊世—始新世長(zhǎng)期抬升剝蝕和喜馬拉雅期的深埋過(guò)程，主要目的層碎屑巖的孔隙度和滲透率在壓實(shí)、膠結(jié)等成巖作用影響下逐漸降低，油氣的輸導(dǎo)條件持續(xù)變差，最終導(dǎo)致目的層低孔低滲的情況，極大地限制了東部次盆地的油氣聚集成藏，油氣只能在相對(duì)物性較好的儲(chǔ)層(可能為次生孔隙發(fā)育帶或裂縫發(fā)育帶)中聚集成藏。

圖6 北黃海東部次盆地NYS2井油層段與油包裹體共生鹽水包裹體Th-Tm關(guān)系(a)及埋藏史(b)Fig.6 Th-Tm diagram(a) of saline inclusions associated with oil inclusions in the oil layers of Well NYS2 and the burial history(b) in the Eastern Sub-basin,North Yellow Sea

3 油氣富集特點(diǎn)

東部次盆地生烴中心主要位于中部坳陷的主體部位，生烴中心地層發(fā)育較全，半深湖-深湖區(qū)分布范圍

較廣，發(fā)育兩套成熟烴源巖，為本區(qū)油氣成藏提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。但是受烴源巖豐度和分布范圍的限制，東部次盆地油氣難以長(zhǎng)距離運(yùn)移，呈“生烴中心控油、近源成藏”的特點(diǎn)。分布局限的中、低豐度烴源巖直接限制了東部次盆地勘探方向和勘探類型的選擇。侯讀杰指出[28]，優(yōu)質(zhì)烴源巖與隱蔽油氣藏的關(guān)系很密切。如果一個(gè)地區(qū)沒(méi)有優(yōu)質(zhì)烴源巖，就可以放棄隱蔽油氣成藏的尋找。因此，東部次盆地只能是在臨近生烴坳陷的二級(jí)構(gòu)造帶上尋找構(gòu)造油氣藏或者構(gòu)造巖性復(fù)合型油氣藏。盆地中形成較早的，繼承性發(fā)育的構(gòu)造帶，特別是一些“凹中隆”構(gòu)造，位于盆地的主物源方向，處于油氣運(yùn)移的主要指向上，且砂體發(fā)育，埋藏較淺，物性相對(duì)較好的構(gòu)造，可以形成復(fù)式油氣聚集帶，成為油氣聚集的主要場(chǎng)所。

圖7 北黃海東部次盆地NYS1井下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層裂縫特征Fig.7 Fracture characteristics in the Lower Cretaceous reservoirs of Well NYS1 in the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

受盆地沉積埋藏過(guò)程的控制，盆地內(nèi)主要目的層多為低孔、低滲儲(chǔ)層。在這種類型的儲(chǔ)層條件下，裂縫對(duì)彌補(bǔ)儲(chǔ)層物性差，促進(jìn)油氣運(yùn)移及聚集有著重要意義[29-30]。一方面裂縫的發(fā)育能夠有效促進(jìn)溶蝕作用，間接影響儲(chǔ)層的物性；另一方面能夠增強(qiáng)儲(chǔ)層的滲透性，直接改善儲(chǔ)層的物性。目前鉆井的出油層位及油氣顯示部位均不同程度地發(fā)育裂縫，說(shuō)明裂縫充當(dāng)了中生界儲(chǔ)層重要的儲(chǔ)集空間(圖7)。

裂縫系統(tǒng)多與宏觀的斷裂系統(tǒng)密切相關(guān)[31-32]。燕山期東部次盆地主要受邊界斷裂的控制，主要區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)方向?yàn)镹W-SE向的拉張，形成的斷裂多為構(gòu)造拉張方向正交的NE-SW向體系。進(jìn)入喜馬拉雅期，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的主要方向轉(zhuǎn)變?yōu)镾N向，形成大量的近EW向的斷裂和構(gòu)造。東部次盆地晚期深埋的沉積埋藏過(guò)程決定了烴源巖主要生排烴時(shí)期為晚漸新世—現(xiàn)今，在成熟有效烴源巖范圍內(nèi)，與生排烴時(shí)間配置較好的喜馬拉雅期活動(dòng)斷裂為最佳油氣儲(chǔ)集部位。此外，喜馬拉雅期繼承性發(fā)展的燕山期斷裂系統(tǒng)也是油氣儲(chǔ)集的重要部位。通過(guò)對(duì)東部次盆地內(nèi)出油或油氣顯示構(gòu)造部位活動(dòng)性斷裂的分析發(fā)現(xiàn)，上述斷裂均有早期較為穩(wěn)定、晚期快速活動(dòng)的特征。因此，要想在東部次盆地尋找規(guī)模性的油氣藏，一定要關(guān)注近主生烴灶的構(gòu)造帶上是否具備有效的輸導(dǎo)體系與儲(chǔ)集空間。

4 結(jié)論

1) 北黃海東部次盆地是一個(gè)小型斷陷盆地，其內(nèi)分布局限的中、低豐度烴源巖決定了東部次盆地油氣分布范圍，并從根本上決定了東部次盆地近源成藏的油氣成藏特征。

2) 東部次盆地所經(jīng)歷的早期緩慢淺埋—中期強(qiáng)烈隆升—晚期快速深埋的特殊沉積埋藏過(guò)程控制了東部次盆地?zé)N源巖生排烴歷史和儲(chǔ)層演化史，造成東部次盆地大量生排烴和成藏事件均發(fā)生在新近紀(jì)，而受成巖作用等因素的影響，此時(shí)主要目的層儲(chǔ)層已大面積低孔低滲，油氣難以長(zhǎng)距離運(yùn)移，最終導(dǎo)致東部次盆地難以發(fā)生大規(guī)模的油氣運(yùn)聚成藏。

3) 北黃海東部次盆地的油氣屬于近源成藏，因此近主生烴灶的勘探目標(biāo)風(fēng)險(xiǎn)小，要在臨近主生烴灶、同時(shí)儲(chǔ)集條件有利的二級(jí)構(gòu)造帶上尋找構(gòu)造圈閉和構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉為主的勘探目標(biāo)。

致謝：感謝中國(guó)石油大學(xué)(北京)和中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢)為本研究完成的大量分析測(cè)試工作。感謝文章寫作過(guò)程中孫明亮、朱傳慶副教授、王飛宇教授等提供的幫助與指導(dǎo)。感謝審稿人對(duì)文章提出的寶貴意見(jiàn)。

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(編輯 張玉銀)

Main controlling factors of hydrocarbon accumulation in the Eastern Sub-basin,North Yellow Sea

Liu Jinping,Wang Gaiyun,Wang Liaoliang,Jian Xiaoling,Du Min,Wan Xiaoming

(MLRKeyLaboratoryofMarineMineralResources,GuangzhouMarineGeologicalSurvey,Guangzhou,Guangdong510075,China)

Eastern Sub-basin of the North Yellow Sea is still in the early stage of exploration,its petroleum geologic conditions are complex,and the main controlling factors of hydrocarbon accumulation are still not clear.Drilling data,petroleum geochemistry,organic phase classification,diagenesis and fluid inclusion thermometry were integrated to determine the main controlling factors of hydrocarbon accumulation.The distribution of source rocks with low to moderate abundance has controlled the area of oil and gas,and the hydrocarbons occur typically adjacent to the source rocks in vertical.But it is difficult for oil and gas to accumulate in the structural zone far away from the “hydrocarbon kitchen” and the main source rock intervals.The sedimentary process of slowly and shallow burial in early stage-intense uplift in middle stage-rapidly and deep burial in late stage affected the distribution of hydrocarbons.This special sedimentary-burial process also controlled the generation-expulsion history and the reservoir evolution history in the Eastern Sub-basin,and resulted in that the events of generation and expulsion and accumulation of hydrocarbon all occurred during the Neogene.Due to the influences of diagenesis and other factors,the major targets had been turned into the low-porosity and low-permeability reservoirs in the Neogene,making it hard for hydrocarbons to migrate in long distance.Therefore,large-scale hydrocarbon migration and accumulation have not occurred in the Eastern Sub-basin.As a whole,the reservoirs in Eastern Sub-basin features in near-source accumulation,so the targets adjacent to the main “hydrocarbon kitchen” have the lower risk of exploration.Therefore,the structural traps and structural-lithologic composite traps of the secondary structures,which are adjacent to “hydrocarbon kitchen” with good reservoirs,can be the favorable targets in the further exploration.

sedimentary process，oil and gas distribution，hydrocarbon accumulation,Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

2015-06-01;

2015-10-01。

劉金萍(1974—)女，博士、高級(jí)工程師，油氣地球化學(xué)及石油地質(zhì)。E-mail:2497246@qq.com。

王改云(1980—)女，博士、高級(jí)工程師，石油地質(zhì)。E-mail:94198351@qq.com。

國(guó)家自然科學(xué)青年基金資助項(xiàng)目(41302100)。

0253-9985(2015)06-0888-09

10.11743/ogg20150603

TE122.3

A