劉丹丹 趙國祥 官大勇 黃 穎 朱勇超

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

從20世紀70年代開始勘探以來，前人對渤海海域東部地區(qū)(下稱渤東地區(qū))成藏主控因素進行了分析，總結(jié)出4種主要油氣成藏模式，即凸起上覆披覆背斜型油氣藏、潛山型油氣藏、中央走滑帶下生上儲型油氣藏、斜坡帶構(gòu)造—巖性油氣藏[1-2]，其中前3種主要發(fā)育在凸起區(qū)，發(fā)現(xiàn)了蓬萊19-A油田、蓬萊9-A油田等大中型油田。目前該區(qū)域凸起區(qū)大多已進入成熟勘探期并投入開發(fā)，尋找新的儲量接替區(qū)是下一步工作重點，而斜坡帶作為油氣運移的必經(jīng)之路具有良好的勘探前景。

受太平洋板塊北西西向俯沖、擠壓作用和印度洋板塊強烈碰撞作用的影響，形成了以渤海灣盆地為典型的拉張型斷陷盆地，其特點以發(fā)育單斷箕狀斷陷(半地塹)為主[2]，而箕狀斷陷普遍認為主要發(fā)育斜坡帶、深陷帶和陡坡帶等地質(zhì)單元，其中斜坡帶分布范圍最廣，面積一般可以占斷陷盆地總面積的一半左右[3]。從20世紀90年代起，渤海灣盆地相繼在遼河坳陷、冀中坳陷、濟陽坳陷的斜坡帶取得了勘探突破，發(fā)現(xiàn)了一批以斷鼻、斷塊為主的油氣田，其中遼河西部凹陷60%左右的儲量集中在斜坡帶，展示了斜坡帶具有良好的勘探前景[4-6]。

近幾年渤東地區(qū)在斜坡帶相繼打了若干口探井，油氣發(fā)現(xiàn)情況卻是良莠不齊，既有油層厚度近50 m的高效井，也有未見顯示的空井，呈現(xiàn)出斜坡帶油氣成藏的復雜性。本文以渤南低凸起北側(cè)斜坡帶為靶區(qū)，結(jié)合圍區(qū)近幾年所鉆探井資料、三維地震資料及測錄井資料，通過剖析該地區(qū)新近系油氣成藏條件及關(guān)鍵因素，進一步研究斜坡帶油氣成藏規(guī)律，以期為下一步勘探提供參考依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤東地區(qū)包括渤東低凸起、渤東凹陷、廟西北凸起、廟西凹陷、廟西南凸起及渤中凹陷、渤南低凸起的部分區(qū)域，整體呈凹凸相間的構(gòu)造格局，處于北東向郯廬斷裂帶與北西向張蓬斷裂帶交匯處，發(fā)育多套斷裂體系、多套烴源巖和多套儲蓋組合。本文研究區(qū)位于渤南低凸起北側(cè)，是凹陷帶向渤南低凸起過渡區(qū)域的斜坡帶(圖1)。

圖1 渤東地區(qū)構(gòu)造單元劃分

根據(jù)地震、鉆井、測井及古生物等資料，渤東地區(qū)地層由老到新依次為：太古界變質(zhì)花崗巖、元古界碳酸鹽巖、古生界碳酸鹽巖、中生界火山碎屑巖及新近系碎屑巖沉積，區(qū)域內(nèi)缺失石炭—二疊系；新近系自下而上又細分為孔店組(僅在盆地邊緣部分區(qū)域零星鉆遇)、沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組。

2 油氣成藏條件

2.1 油源條件

研究區(qū)位于渤南低凸起北側(cè)，緊鄰渤中凹陷、渤東凹陷等2個富烴凹陷。研究表明，渤中凹陷是渤海海域最大的富烴凹陷，面積約8 660 km2，現(xiàn)今基底最大埋深超過12 000 m；渤東凹陷面積約為3 000 km2，最大沉積厚度約為8 000 m。渤中、渤東凹陷主力烴源巖為沙河街組(沙三段和沙一二段)及東營組(東三段)，現(xiàn)今均處于成熟階段，生烴潛力大。

油源分析表明，渤南低凸起的油氣主要來自較遠的凹陷區(qū)。例如，蓬萊19-A油田新近系館陶組油氣就具有多洼供烴的特征，混源特征明顯，且存在明顯的二次充注[8](圖2)；原油樣品飽和烴色質(zhì)譜分析結(jié)果(圖2)顯示，該油田西部的PL19-A-c井館陶組原油具有4-甲基甾烷/∑C29藿烷值高、伽馬蠟烷含量中等和C24四環(huán)萜烷含量低的特征，表明油田西部原油主要來自渤中凹陷沙三段烴源巖，混有沙一段烴源巖；該油田北部的PL19-A-g井館陶組原油具有4-甲基甾烷/∑C29藿烷值低、伽馬蠟烷含量低和C24四環(huán)萜烷含量較高的特征，表明油田北部原油來自渤東凹陷和渤中凹陷東營組烴源巖；而該油田南部PL19-A-e井館陶組原油具有4-甲基甾烷/∑C29藿烷值中等—高、伽馬蠟烷含量低和C24四環(huán)萜烷含量低的特征，表明油田南部部分原油來自于相鄰的廟西南次洼沙三段烴源巖。

勘探開發(fā)實踐證實，油氣能夠經(jīng)過較長距離的運移從凹陷區(qū)到達凸起區(qū)，而渤南低凸起北側(cè)斜坡帶就位于這個必經(jīng)之路上，且富烴凹陷區(qū)油源充足，因此具有良好的勘探前景。

圖2 蓬萊19-A油田油源對比

2.2 儲蓋層條件

館陶組沉積時期，研究區(qū)及圍區(qū)緊鄰盆地沉積沉降中心，沉積厚度自南東到北西向逐漸增加， 變化范圍400～1 200 m不等，并且沉積物整體偏細，僅在頂部和底部發(fā)育一定粗粒沉積，自下而上整體呈現(xiàn)“粗-細-粗”三分特征(圖3)，對應辮狀河沉積—淺水三角洲沉積。底部辮狀河沉積單層砂體較厚，沉積物粒度較粗，垂向上發(fā)育多期次相互切割并連續(xù)疊置的河道砂體，呈多個次級正旋回疊置，砂巖含量42%～55%；中部淺水三角洲沉積整體偏細，單砂體厚度以1～2 m為主，巖性以細砂巖為主，少量含礫細砂巖，砂巖含量18%～32%；頂部為一套淺水三角洲水下分流河道沉積，單砂體厚度一般11～21 m，最厚35 m，砂巖含量35%～44%。在儲層物性方面，隨著埋深增加，儲層孔隙度平均值從25%逐漸減小至19%，滲透率也逐步降低。館陶組“粗-細-粗”沉積特征可使下部粗粒沉積與中部細粒沉積形成良好儲蓋組合，而上部粗粒沉積可與全區(qū)穩(wěn)定分布的明下段底部厚層泥巖(厚度約為180 m)形成良好的儲蓋組合。

圖3 研究區(qū)及圍區(qū)新近系館陶組連井對比圖

3 油氣成藏關(guān)鍵因素

對于斜坡帶油氣成藏，國內(nèi)外目前從斜坡帶成因、油氣運移、斷裂控藏等多個方面進行了系統(tǒng)研究，取得了眾多認識與經(jīng)驗[2-5,9-11]。系統(tǒng)分析認為，渤南低凸起北側(cè)斜坡帶為距離油源相對較遠的淺層(新近系)成藏，油源、油氣運移路徑及油氣側(cè)封對于該區(qū)新近系油氣成藏具有關(guān)鍵作用。

3.1 充足的油源供給是研究區(qū)規(guī)模性成藏的基礎(chǔ)

大量勘探實踐證實大油氣田都位于油氣運移的優(yōu)勢方向[12]。對于箕狀凹陷，其生成的油氣最有利的歸屬主要有2個方向，一個是近水樓臺的陡坡帶，如蓬萊15-A油田；另一個是油氣運移的最終歸屬凸起區(qū)，如蓬萊19-A油田。而斜坡帶雖然位于油氣從凹陷區(qū)向凸起區(qū)運移的必經(jīng)之路上，但其既不靠近油源，又不是區(qū)域上的最終歸宿，因此對于供烴能力的要求就更加苛刻。如果供烴能力弱的話，一是油氣不容易運移到斜坡帶，二是即使油氣運移到了斜坡帶，仍會繼續(xù)向上到達凸起區(qū)；只有供烴能力強的情況下，油氣才能運移到斜坡帶，而且即使會繼續(xù)向凸起區(qū)運移，仍然能有源源不斷的后續(xù)補充。

凹陷的供烴能力首先與凹陷規(guī)模有關(guān)。已有學者對全世界200多個含油氣盆地的油氣運移距離進行過統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)生烴凹陷越大、生烴能力越強，油氣運移距離也就越遠[13]。因此，富烴凹陷的油源供給能力及油氣充注能力較強，對于斜坡帶規(guī)模性成藏更加有利。從渤海近幾年在斜坡帶發(fā)現(xiàn)的油氣田來看，大多數(shù)油氣田均位于富烴凹陷或潛在富烴凹陷附近[14-15]，如黃河口凹陷南側(cè)斜坡帶成功鉆探發(fā)現(xiàn)渤中34-A優(yōu)質(zhì)油氣田，圍繞遼中凹陷發(fā)現(xiàn)的旅大16-A油田等。

同時，前人分析認為凹陷內(nèi)烴源巖生成的油氣主要運移方向還與有效烴源巖產(chǎn)狀及相鄰輸導層產(chǎn)狀等有關(guān)，可將凹陷分為均衡富集型、陡坡富集型及緩坡富集型三類[10,14]，以指導斜坡帶油氣勘探。例如，遼河坳陷西部凹陷屬于緩坡富集型，其烴源巖產(chǎn)狀及輸導層產(chǎn)狀均向緩坡方向上抬，石油二次運移會優(yōu)先沿斜坡帶砂體充注成藏；黃河口凹陷屬于均衡富集型，烴源巖與儲集層整體以凹陷為中心向兩側(cè)對稱上抬，油氣在凹陷內(nèi)運移呈均衡狀，凹陷兩側(cè)分別發(fā)現(xiàn)了渤中29-A和渤中34-A等大中型油田。而渤東地區(qū)廟西凹陷屬于陡坡富集型，由于西側(cè)的廟西北凸起邊界大斷裂活動使得廟西北洼烴源巖整體向陡坡帶上抬，油氣優(yōu)先向陡坡帶充注成藏，形成了蓬萊15-A億噸級油田，但凹陷東側(cè)斜坡帶鉆探的PL16-A-a井則僅有13.6 m油水同層。

渤南低凸起北側(cè)斜坡帶緊鄰渤中、渤東兩大富烴凹陷，環(huán)渤中凹陷眾多勘探實踐表明其為均衡富集型凹陷，為研究區(qū)斜坡帶油氣充注提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2 橫向廣泛發(fā)育的輸導層與斷層耦合是研究區(qū)油氣運移的關(guān)鍵

新近系是渤南低凸起北側(cè)斜坡帶的主要勘探層系，新近系本身不具備生烴能力，油氣主要來自古近系。對于遠離烴源巖的凸起區(qū)和斜坡帶，新近系能否成藏關(guān)鍵在于油氣運移。分析遼河西部凹陷、霸縣凹陷文安斜坡帶、歧口凹陷歧北斜坡帶等成功勘探案例，發(fā)現(xiàn)油氣多富集在古近系，以自生自儲式的運聚模式，或沿直通烴源巖的長期活動斷層直接、快速地垂向貫穿式向上充注為主，屬于源內(nèi)成藏，無法有效指導研究區(qū)這種遠離烴源巖的油氣勘探。

對于遠離烴源巖的凸起區(qū)和斜坡帶，油氣運移過程通常表現(xiàn)為接力式輸導模式，主要包括兩個階段：先是沿著輸導層做長距離的橫向運移，從凹陷來到斜坡；再通過斷裂，從深層垂向輸導至淺層，其中橫向上穩(wěn)定存在的輸導層是保障油氣從凹陷區(qū)到達斜坡區(qū)的關(guān)鍵[16]。渤海海域勘探實例也表明，穩(wěn)定存在的橫向輸導層具有遠距離運移油氣的能力，如石臼坨凸起之上明下段的油氣是從秦南凹陷、渤中凹陷沿館陶組砂體遠距離橫向輸導而來，輸導運移距離30 km[17-18]；廟西北凸起之上蓬萊9-A油田的油氣則是從渤東凹陷沿潛山不整合面橫向輸導而來，輸導運移距離18 km[19]。一般認為渤東地區(qū)主要發(fā)育2個橫向輸導層，一個是潛山不整合面，另一個是館陶組底部砂巖輸導層。研究區(qū)潛山巖性主要為火成巖、碳酸鹽巖和變質(zhì)花崗巖，這些巖石在經(jīng)受長期風化淋濾改造及強烈構(gòu)造活動改造下較易發(fā)育巖石孔、縫，孔縫之間相互連通形成高效輸導層[20]；館陶組底部為一套穩(wěn)定分布的粗粒辮狀河沉積，砂體厚度較大，平面分布較廣，儲層物性好，砂巖百分含量在50%以上，前人分析證實，含砂率超過50%時砂體之間的孔隙連通性較好，有利于油氣橫向長距離運移[21]。因此，凹陷內(nèi)古近系主力烴源巖生成的油氣首先沿著這兩套橫向輸導層運移到斜坡帶，然后經(jīng)晚期活動斷層的垂向輸導到達淺層新近系成藏。

3.3 反向斷層和擠壓性斷層為研究區(qū)油氣側(cè)封提供了保障

研究區(qū)油源較為充足、輸導體系發(fā)育，因此在淺層具有良好圈閉的背景下，有望規(guī)模性成藏。但由于斜坡帶是逐步抬升的，不是區(qū)域上的至高點，在流體勢影響下油氣容易“過路不留”，因此成藏豐度對側(cè)封條件提出更高要求。綜合分析認為，反向斷層和擠壓性斷層為研究區(qū)油氣側(cè)封提供了保障。

3.3.1反向斷層

根據(jù)斷層面傾向與區(qū)域斜坡傾向的關(guān)系：可以將正斷層分為同向斷層(或順向斷層)和反向斷層。其中，反向正斷層有2種形式，一種是指地塹邊緣大斷層伴生的，傾向與邊界斷層相反的斷層；另一種是指斷層傾向與其所切地層傾向相反的斷層[22]，本文所指的反向斷層屬于第二種。渤海灣盆地作為新生代裂谷盆地，晚期斷層多為拉張性質(zhì)的順向斷層，但個別地區(qū)受到凸起區(qū)主動隆升形成的橫彎褶皺作用影響，也會在斜坡帶形成一系列反向斷層，研究區(qū)就發(fā)育大量反向斷層，集中分布在兩條走滑斷裂所夾持的區(qū)域，走向為北東東向。

大量研究表明反向斷層具有很好側(cè)封能力[23-24]。首先，反向斷層兩側(cè)砂泥巖對接形成側(cè)向封閉，反向斷層下盤砂巖儲集體容易與上盤下降泥巖對接形成側(cè)向封閉，使油氣在斷層下盤的砂體中聚集成藏[24-26]。研究區(qū)主要含油層系館陶組整體上呈現(xiàn)“儲-蓋-儲-蓋”組合樣式，反向斷層的發(fā)育易于形成下盤儲層與上盤區(qū)域蓋層對接，利于油氣成藏(圖4a)。其次，反向斷層控制的圈閉與斷層泥對接，利于保存油氣。斷裂帶內(nèi)部一般由滑動破碎帶和誘導裂縫帶組成，滑動破碎帶主要發(fā)育斷層泥，孔滲性較低，而誘導裂縫帶發(fā)育大量裂縫，孔滲性較高[27]。通常情況下，斷裂上盤為斷裂活動的主動盤，誘導裂縫帶相對發(fā)育，而下盤為被動盤，誘導裂縫帶相對不發(fā)育。順向斷裂控制的圈閉對接的是斷層的誘導裂縫帶，易于形成油氣輸導；反向斷裂控制的圈閉對接的是斷層的滑動破碎帶，有利于油氣保存(圖4b)[28]。同時，在油氣運移盤儲層巖石巖性和斷裂傾角、埋深相同的條件下，影響反向斷裂和順向斷裂側(cè)向上是否封閉的主要影響因素是油氣運移方向斷層巖排替壓力的相對大小，斷層巖排替壓力大于或等于儲層巖石排替壓力時側(cè)向封閉，反之則側(cè)向開啟。綜合考慮斷層活動時間、斷層巖壓實成巖程度，計算得出反向斷層油氣運移方向的斷層巖排替壓力明顯大于順向斷層，也就是說油氣運移方向上油氣通過反向斷層斷面的難度比通過順向斷層要大，反向斷層更利于保存油氣[28-29]。

靠近研究區(qū)的蓬萊19-A油田多口開發(fā)井證實，順向斷層兩側(cè)的油水界面基本一致，而反向斷層兩側(cè)油水界面相差最大的有近百米。另外，在研究區(qū)鉆探的PL19-B-a井也是在反向斷層下盤發(fā)現(xiàn)了50多米的油層(圖5)。

圖4 斷層遮擋類型及其對油氣聚集的作用

圖5 渤南低凸起北側(cè)斜坡帶油藏剖面圖(剖面位置見圖1)

3.3.2擠壓性正斷層

大量研究證實，斷裂帶內(nèi)的應力分布狀態(tài)對油氣運聚及保存具有關(guān)鍵控制作用[30-31]。從構(gòu)造應力場來看，斷裂走向與最大主應力σ1垂直時，壓應力最大，被認為是增壓區(qū)，其斷裂緊閉，加之滑動研磨作用下往往形成低孔低滲型斷層巖，可以很好地阻止油氣的側(cè)向運移，使斷層具有良好的側(cè)向封閉性。而當斷裂走向與最大主應力σ1平行時，張應力最大，成為釋壓區(qū)，其斷裂開啟程度較大，拉張作用形成的斷層角礫巖具有良好的孔滲結(jié)構(gòu)，往往具有良好的油氣輸導能力。前人研究及物理模擬實驗表明，在走滑作用下，走滑增壓段局部處于壓扭應力環(huán)境，隨著走滑位移量逐漸增大，其調(diào)節(jié)斷裂的擠壓幅度逐漸變大，斷裂逐漸封閉，具備了遮擋的重要條件[32]。

研究區(qū)處于郯廬斷裂渤海海域段平面展布方向由南北向向北東向轉(zhuǎn)化的區(qū)域，張蓬斷裂貫穿而過。走滑作用與伸展作用的多次疊加和相互影響，使得研究區(qū)形成復雜多樣的走滑轉(zhuǎn)換帶，多處發(fā)育擠壓性正斷層，在地震剖面上可以看到地層呈現(xiàn)明顯的雙向下傾形態(tài)(圖6)。由于此類斷層發(fā)育多與走滑活動有關(guān)，因此其發(fā)育的位置也多存在于區(qū)域走滑活動強烈的地區(qū)，如蓬萊20-A油田北側(cè)斜坡帶、蓬萊19-A油田東側(cè)斜坡帶等，雖然其構(gòu)造位置位于斜坡帶，但在擠壓性斷層遮擋下油藏幅度最高可達200多米，體現(xiàn)了擠壓性斷層為斜坡帶規(guī)模性成藏的重要作用。

圖6 研究區(qū)擠壓性正斷層地震響應

3.4 渤南低凸起北側(cè)斜坡帶有望形成中型油田

綜上所述，渤南低凸起北側(cè)斜坡帶是有利的勘探區(qū)域。受郯廬斷裂及張蓬斷裂共同影響，渤南低凸起北側(cè)斜坡帶發(fā)育有一系列斷塊圈閉群；圈閉群北側(cè)緊鄰渤中、渤東凹陷兩大富烴凹陷，正好位于油氣從凹陷區(qū)向凸起區(qū)運移的必經(jīng)之路上，保障了斜坡帶油氣成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)；區(qū)域沉積分析認為研究區(qū)館陶組底部發(fā)育一套穩(wěn)定的粗粒辮狀河砂礫巖沉積體，含砂率在50%以上，為油氣橫向運移提供有利通道；而且研究區(qū)發(fā)育一系列北北東向的反向斷裂，斷距均較大，可以為油氣成藏提供有效遮擋。目前，在研究區(qū)蓬萊19-B構(gòu)造已鉆多口探井，均獲得了不同程度的油氣發(fā)現(xiàn)，有望形成中型油田。

4 結(jié)論

1) 綜合分析認為，充足的油源供給、橫向廣泛發(fā)育的輸導層與斷層耦合、反向斷層與擠壓性斷層的良好側(cè)封能力是渤南低凸起北側(cè)斜坡帶新近系油氣成藏的三大關(guān)鍵因素。

2) 渤南低凸起北側(cè)斜坡帶緊鄰渤中、渤東等富烴凹陷，烴源充足；潛山不整合面和館陶組底部砂巖廣泛發(fā)育，有利于油氣從凹陷區(qū)向斜坡區(qū)運移，而且2套橫向輸導層與晚期活動斷裂匹配良好，有利于油氣垂向運移到新近系；斜坡帶發(fā)育的反向斷層及擠壓性正斷層為油氣的側(cè)封提供了保障。因此，渤南低凸起北側(cè)斜坡帶新近系具有良好勘探前景，有望形成中型油田。