牛成民,王冰潔,王飛龍,陳容濤,張明升

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

渤海遼西凹陷北部地區(qū)經過近40年的勘探，除在20世紀80年代早期發(fā)現(xiàn)錦州20-2氣田和錦州9-3油田之外，在近20個圈閉鉆探40余口探井，雖有不同程度的油氣發(fā)現(xiàn)，但并無重大突破，油氣勘探處于長期停滯的局面，勘探陷入困境，這主要是由于凸起區(qū)和中央反轉構造帶埋藏淺、規(guī)模大、類型簡單的背斜型圈閉基本都已經被鉆探。面對這一問題，渤海油田主動將油氣勘探目標轉向構造更復雜、埋深更大的洼陷區(qū)，由此在復雜斷裂帶深度超過3 km的地層中發(fā)現(xiàn)了錦州20-2北油田，其主力含油層系為古近系沙河街組第二段(簡稱“沙二段”)砂巖儲層，首次在該區(qū)深層獲得商業(yè)性產能，突破了遼東灣拗陷深層勘探的門檻，同時也證明了遼東灣拗陷深層復雜地質條件下巨大的勘探潛力。

隨著勘探工作的不斷深化，涉及到遼西凹陷北部地區(qū)石油地質條件的評價，開展過多方面的研究，具體內容包括宏觀規(guī)模的烴源巖評價[1-2]、沉積坡折分析[3]、沉積體系刻畫[4-5]、油氣成藏期次分析[6-7]、構造活動對油氣成藏的影響[8-9]和油氣分布規(guī)律[10-12]等；但針對該區(qū)深層油氣成藏條件與形成機制的研究，尚未見文獻報道。筆者以遼西凹陷北部地區(qū)錦州20-2北油田深層沙二段大型油氣藏的發(fā)現(xiàn)為基礎，結合前人的基礎研究工作，利用三維地震資料和鉆井資料，從烴源巖、儲層、圈閉、油氣運移和保存條件等方面對該油田的成藏條件進行系統(tǒng)的分析，利用包裹體資料對該油田的形成機制進行研究，研究成果對進一步評價遼東灣拗陷深層油氣勘探前景具有重大意義。

1 油田概況

渤海海域東北部的遼東灣拗陷是下遼河裂谷盆地向渤海海域的自然延伸，整體呈北東-南西向展布，經歷了古近紀裂陷和新近紀-第四紀后裂陷2個階段[13-14]。根據對該區(qū)構造單元的劃分結果，遼東灣拗陷新生代盆地結構具有 “三凹夾兩凸”的構造格局，自西向東包括：遼西凹陷、遼中凹陷和遼東凹陷3個負向構造單元以及分隔凹陷的遼西凸起和遼東凸起2個正向構造單元(圖1-A)。錦州20-2北油田位于遼西凸起的北傾末端，遼西北洼的東南側。該油田構造是由于遼西三號邊界大斷層在尾部收斂形成的一個馬尾狀構造，油田內部被多條由遼西三號斷層派生形成的一系列調節(jié)正斷層所分割，形成多個斷塊構造(圖1-B)，是一個典型的斷塊油氣田(圖2)。區(qū)內古近系自下而上分別為孔店組(Ek)、沙河街組(Es)和東營組(Ed)，主要為多期扇三角洲、辮狀河三角洲和湖相泥巖的旋回沉積；新近系發(fā)育館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)，主要為辮狀河與曲流河陸源粗碎屑的砂礫巖和砂泥巖互層沉積[15]。

2 成藏條件

2.1 烴源巖條件

錦州20-2北油田緊鄰遼西凹陷北部與遼中凹陷北部，均發(fā)育東三段、沙一段、沙三段和沙四段共4套烴源巖，具有雙洼多源供烴的優(yōu)勢。烴源巖地球化學分析結果表明：遼西凹陷北部沙四段有效烴源巖有機碳質量分數(shù)(wTOC)為0.5%～1.8%，遼中凹陷北部沙四段有效烴源巖wTOC為1%～2.4%，有機質類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，其中遼中凹陷北部烴源巖有機質類型明顯優(yōu)于遼西凹陷北部；遼西凹陷北部沙三段有效烴源巖wTOC為0.5%～2.3%，遼中凹陷北部沙三段有效烴源巖wTOC為2%～2.9%，有機質類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型；遼西凹陷北部沙一段有效烴源巖wTOC為1%～2.5%，遼中凹陷北部沙一段有效烴源巖wTOC為2%～3.4%，烴源巖有機質類型多為Ⅱ1型，其中遼中凹陷北部烴源巖還含有相當數(shù)量的Ⅰ型有機質，表明生油潛力較高；遼西凹陷北部東三段有效烴源巖wTOC為1%～1.7%，遼中凹陷北部東三段有效烴源巖wTOC基本在2%以上，遼中凹陷北部烴源巖有機質類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，遼西凹陷北部主體發(fā)育Ⅱ2型有機質，局部邊緣處發(fā)育Ⅱ1型有機質(圖3)。遼中凹陷北部和遼西凹陷北部沙一段及以下層位均已達到生油高峰階段，如遼中凹陷北部中心處沙四段已進入高溫生氣階段，生烴潛力巨大；遼西凹陷北部最深處烴源層位成熟度可達到0.9%，進入高生油階段。

圖1 研究區(qū)構造位置和構造特征Fig.1 Tectonic location and structural characteristics of the study area

圖2 錦州20-2北油田油藏剖面Fig.2 Reservoir profile of the JZ20-2N Oilfield(剖面位置見圖1-B)

2.2 儲層條件

區(qū)域沉積古環(huán)境的研究成果表明，錦州20-2北油田古近紀于深水湖泊與三角洲交互環(huán)境中形成了一套以扇三角洲和辮狀河三角洲相為主的沉積體系，其物源來自于西南部的遼西凸起。根據巖心觀察和測井資料分析，該油田沙二段儲層主要以辮狀河三角洲沉積為主，巖性主要為中細砂巖和中粗砂巖，局部含礫。區(qū)域蓋層為東營組和沙一段的深湖-半深湖相巨厚泥巖(圖4)。

根據對沙二段單井巖心觀察、測井相劃分及測試資料分析，錦州20-2北油田主要儲層沉積微相包括水下分流河道(圖5-A)和河口壩(圖5-B)2種類型。其中水下分流河道微相巖性以中細砂巖、含礫中粗砂巖為主，具正粒序特征，砂巖較厚，由于河道疊加形成的單砂層厚度可以超過10 m，自然電位和自然伽馬曲線以箱形為主，部分頂部過渡為鐘形。儲層實測孔隙度(q)為10.8%～21.3%，平均為15.6%；滲透率(K)為(0.015～2 212.45)×10-3μm2，平均為132.1×10-3μm2：以中孔-中滲儲層為主。河口壩微相巖性為細砂巖、中粗砂巖，整體上向上由粉砂巖漸變?yōu)橹屑毶皫r，具有反粒序特征，自然電位和自然伽馬曲線為漏斗形。儲層實測孔隙度為9.7%～20.3%，平均為16.1%；滲透率為(0.01～219.0)×10-3μm2，平均為43.6×10-3μm2：均以中低孔-中低滲儲層為主(圖6)。水下分流河道間巖性主要為泥巖、粉砂質泥巖，夾少量薄層的泥質粉砂巖，自然電位和自然伽馬曲線為低幅齒形，實測孔滲值相對減小，孔隙度為3.9%～12.3%，滲透率為(0.001～2.75)×10-3μm2，可以作為局部蓋層或差儲層。

圖3 遼西北洼、遼中北洼有機質豐度分布及有機質類型圖Fig.3 Abundance and types of organic matters in northern Liaoxi and Liaozhong Depression(A)遼西凹陷北部有機質豐度分布圖;(B)遼中凹陷北部有機質豐度分布圖;(C)遼西凹陷北部有機質類型;(D)遼中凹陷北部有機質類型

圖4 錦州20-2北油田儲蓋組合特征Fig.4 Characteristics of reservoir and cap-rock assemblage of the JZ20-2N Oilfield

圖5 錦州20-2北油田沙二段取心段巖性觀察、測井相和物性分析綜合圖Fig.5 Diagrams showing comprehensive analysis of lithological observation,logging facies and physical property of the core section from the Member 2 of Shahejie Formation in JZ20-2N Oilfield

圖6 不同沉積微相儲層孔滲關系圖Fig.6 Diagram showing porosity-permeability relation of different sedimentary microfacies reservoirs

根據鉆井揭示的砂巖厚度，結合對源匯體系的認識[16]，編制了研究區(qū)沙二段砂巖厚度等值線圖。從上述分析可以看出，水下分流河道和河口壩沉積的累計厚度均超過30 m，依此利用砂巖厚度等值線圖，確定了優(yōu)勢相帶和斷塊圈閉的疊合范圍(圖7)。整體上來看，優(yōu)勢相帶主要分布在油田南側，位于遼西三號斷層和F3斷層之間，因此，圈閉主體位置和優(yōu)勢相帶平面上具有較好的疊置關系。

圖7 沙二段砂巖厚度等值線和圈閉疊合圖Fig.7 Contour of sandstone thickness and trap overlap map of the Member 2 of Shahejie Formation

2.3 圈閉條件

錦州20-2北油田是由位于東側的遼西三號斷層及其派生的調節(jié)斷層夾持而形成的典型斷塊油氣田，斷塊高點的位置位于斷層上升盤靠近斷層一側，在剖面上表現(xiàn)為明顯的受正斷層控制形成的多個斷階帶(圖2)，油田內部不同斷塊的圈閉面積在6～13 km2的范圍內。遼西三號斷層在錦州20-2北油田段為邊界大斷層末梢位置，走向北東東，掉向北西，為控凹深大斷裂，控制了油田范圍內構造圈閉的形成與演化，斷層最大斷距達到360 m，最大延伸長度>15.8 km，該斷層發(fā)育在明化鎮(zhèn)組至基巖地層，長期發(fā)育，其下降盤形成了錦州20-2北油田構造圈閉的主體。依附于遼西三號斷層，形成了多條呈北東-南西向的派生調節(jié)斷層，使圈閉復雜化，形成多個斷塊。派生調節(jié)斷層的斷距為100～200 m，延伸長度可以達到10 km，主要發(fā)育于沙河街組和東三段，消亡于東二段沉積期以來。受斷層活動性的影響，遼西三號斷層控制形成圈閉的閉合幅度超過了800 m，其他派生斷層控制圈閉的閉合幅度在200 m左右，均有利于油氣聚集。

遼西凹陷在古近系充填過程中由于地幔熱隆起(伸展動力)發(fā)生了明顯的西升東降的掀斜作用，同時在此基礎上又受到郯廬斷裂擠壓(走滑動力)動力的影響[17]，這種雙動力學的過程在遼東灣拗陷表現(xiàn)得非常明顯，使得遼東灣的多條北東-南西向的大型控凹斷層具有明顯的走滑性質[18]，遼西3號邊界大斷層同樣具有伸展-走滑疊加性質，這一復合作用控制了沿斷層的多種類型的構造圈閉的形成。錦州20-2北油田構造圈閉即為發(fā)育在遼西3號斷層彎曲部位的一個典型的斷層伴生構造，遼西3號斷層在錦州20-2北油田構造圈閉段呈現(xiàn)出彎曲的特征，受走滑和伸展應力作用發(fā)生了應力場突變，并促使構造變形來調節(jié)區(qū)域應變，因此限定了錦州20-2北油田構造圈閉發(fā)育的空間位置，形成了一系列伴生正斷層，這些斷層控制了圈閉高點發(fā)育的位置均位于斷層一側，形成斷塊圈閉。

2.4 運移條件

由于走滑作用在新生代表現(xiàn)為右旋的性質[19-21]，使得錦州20-2北油田構造圈閉具有明顯“增壓型”構造的特征[22]。在擠壓應力作用下，斷層兩側的地層并未表現(xiàn)出伸展作用同向斷階的特征，而是在斷層兩側的地層傾向具有相反的特征(圖2)。對同一斷塊而言，地層又表現(xiàn)出波狀起伏的特征，因此這種擠壓作用油田斷塊圈閉在地史時期長期處于構造高部位，形成油氣運移的低勢區(qū)，在宏觀上控制油氣的運移聚集成藏。在局部構造擠壓應力的作用下，伴生遼西三號斷層形成的多條派生斷層，在地史時期成為垂向輸導的有利通道，使烴類在復雜的斷塊圈閉群中進行有效的分配。勘探實踐證實錦州20-2北油田在每個斷塊上均有原油發(fā)現(xiàn)(圖1-B)，具有多個斷塊含油的特點；而從油-源對比的結果來看，沙二段原油也具有沙一段、沙三段、沙四段混源的特征，進一步證明了油氣垂向運移通道的重要性。

2.5 保存條件

錦州20-2北油田多個斷塊含油特征與其控圈斷層良好的保存條件密切相關，其根本原因在于該油田的多個斷塊構造均處于擠壓應力狀態(tài)。在伸展應力作用下，控圈斷層處于明顯的開啟狀態(tài)，難以阻止流體運移，不利于油氣的聚集，容易導致烴類發(fā)生散失作用。而對于具有擠壓應力狀態(tài)的構造而言，一方面，斷層面的閉合程度隨著擠壓作用的增加而不斷增大，導致保存條件不斷得到改善；另一方面，隨著斷面閉合程度的增加，地層會出現(xiàn)旋鈕現(xiàn)象，斷層泥也更為發(fā)育，在斷層的擠壓部位就具備了抑制流體運移的重要條件。上文關于錦州20-2北油田剖面特征的描述充分說明了該構造經歷過強烈的擠壓作用，這種作用甚至可以抵消其他不利于油氣保存條件的影響，成為控制油氣成藏的重要作用之一。如從地震剖面上來看，該油田F3斷層兩側甚至出現(xiàn)“0”斷距的現(xiàn)象，斷層兩側“砂-砂對接”明顯，但油水界面的高度之差>30 m，相同層位油藏的地層流體壓力明顯分布在43.1～44.2 MPa和43.6～46.3 MPa兩個區(qū)間(圖8)，表現(xiàn)為兩個流體壓力系統(tǒng)，充分說明斷層分隔作用明顯，擠壓應力對油氣的保存具有決定性作用。

圖8 地層壓力隨深度變化關系圖Fig.8 Diagram showing the variation of formation pressure with depth

3 油氣成藏過程

3.1 流體包裹體鏡下特征

儲層孔隙、裂隙或者成巖礦物等在結晶生長的同時捕獲地層流體，從而形成流體包裹體，根據其產狀、發(fā)育位置、熒光顏色、均一溫度等特征，可以推測油氣充注的時間以及期次[23-24]。錦州20-2北油田流體包裹體在顯微鏡下顯示，沙二段儲層中發(fā)育大量的烴類包裹體，形狀多樣，包括橢球形和長條形等不規(guī)則形態(tài)，大小主要為2～10 μm，主要分布于石英顆粒內裂縫及膠結物中，在單偏光下烴類包裹體多呈現(xiàn)淺褐色、無色，在激發(fā)熒光下烴類包裹體呈現(xiàn)黃色、藍白色熒光或者無熒光。

根據流體包裹體類型和熒光顏色，沙二段儲層主要發(fā)育3種烴類包裹體：第一類是發(fā)黃色熒光的液態(tài)烴包裹體，單偏光下呈現(xiàn)淺褐色(圖9-A)；第二類是發(fā)藍白色熒光的液態(tài)烴包裹體，單偏光下呈現(xiàn)淺褐色(圖9-B)；第三類是不發(fā)熒光的氣態(tài)烴包裹體，單偏光為無色透明(圖9-C)。液態(tài)烴包裹體熒光顏色較強，表明該區(qū)原油的品性質較好，油氣成熟度較高。

3.2 流體包裹體均一溫度

流體包裹體的均一溫度可以代表捕獲包裹體時的儲層溫度，烴類包裹體中有機質存在不穩(wěn)定性以及成分的差異性，導致其均一溫度具有較大變化；而與烴類包裹體同期共生的鹽水包裹體均一溫度具有較好的穩(wěn)定性，因此根據烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，結合單井埋藏史即可推測油氣充注的時間和期次[25-26]。錦州20-2北油田沙二段儲層樣品中與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度均在100～140℃，主要分布在100～115℃和120～140℃兩個主溫度區(qū)間，雙峰形態(tài)明顯(圖10)，表明錦州20-2北油田發(fā)生過至少2期油氣充注。其中，早期儲層捕獲包裹體時的溫度峰值在100～105℃，晚期儲層捕獲包裹體時的溫度峰值在120～125℃；從烴類包裹體豐度的統(tǒng)計結果來看，晚期烴類包裹體的體積分數(shù)可以達到10%～20%，而早期烴類包裹體的體積分數(shù)不超過5%，說明晚期烴類包裹體豐度明顯高于早期，表明錦州20-2北油田沙二段儲層晚期油氣充注能力要明顯強于早期。

3.3 埋藏史與成藏期次分析

根據錦州20-2北油田流體包裹體均一溫度分布，結合單井埋藏史特征，確定了該區(qū)油氣藏形成的期次和時間。劃分的儲層與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度有100～105℃和120～125℃兩個主峰溫度，對應包裹體形成的時期分別為13～7.5 Ma B.P.和1.5 Ma B.P.至今，表明該區(qū)存在2期成藏，早期油氣成藏時間為館陶組至明下段沉積時期(13～7.5 Ma B.P.)，晚期成藏時間為平原組沉積時期(1.5 Ma B.P.至今)，且以晚期油氣充注為主(圖11)。

圖9 錦州20-2北油田沙二段有機包裹體顯微照片F(xiàn)ig.9 Microphotographs showing organic inclusion in the Member 2 of Shahejie Formation,JZ20-2N Oilfield(A)石英顆粒內裂紋及膠結物中見黃色熒光油包裹體，JZ20-2N-1井,深度 3 228 m，(A1)單偏光，(A2)激發(fā)熒光;(B)石英顆粒膠結物中發(fā)藍白色熒光的油包裹體，JZ20-2N-3井，深度 3 236 m，(B1)單偏光，(B2)激發(fā)熒光;(C)石英內裂縫中不發(fā)熒光的純氣烴包裹體,JZ20-2N-3井,深度 3 189 m,(C1)單偏光，(C2)激發(fā)熒光

圖10 錦州20-2北油田沙二段流體包裹體均一溫度分布直方圖Fig.10 Histogram showing fluid inclusion homogenization temperature of the Member 2 of Shahejie Formation,JZ20-2N Oilfield

3.4 油氣動態(tài)成藏過程分析

成藏期的分析表明該油田存在2期油氣充注。館陶組沉積時期(23.3～12 Ma B.P.)烴源巖剛成熟，生成的原油通過斷層、砂體、不整合面在沙二段、沙三段儲層中聚集。這一時期原油成熟度一般，且油氣充注能力相對較弱，因此液態(tài)烴包裹體呈現(xiàn)黃色熒光，包裹體豐度較低。平原組沉積時期(2.6 Ma B.P.至今)，沙四段、沙三段、沙一段烴源巖都已經達到高成熟階段，凹陷中心處已進入高溫生氣階段，烴源巖生成的原油成熟度較高，同時開始生氣，因此液態(tài)烴包裹體呈現(xiàn)藍白色熒光，同時可以找到不發(fā)熒光的純氣態(tài)烴類包裹體。此外，這一時期與渤海海域的新構造運動的時間相匹配[27-29]，由于新構造運動對先存斷裂的活化作用，導致油氣運移活躍，油氣充注能力強，油氣自遼西北洼和遼中北洼的沙四段、沙三段和沙一段烴源巖通過斷層、砂體及不整合面運移至錦州20-2北油田沙二段聚集成藏(圖12)。該期包裹體豐度很高。

4 結 論

a.遼西北洼和遼中北洼均發(fā)育沙四段、沙三段、沙一段、東三段4套烴源巖，有機質豐度和類型整體較好，沙一段以下層位烴源巖均已進入生油高峰階段，洼陷中心沙四段烴源巖已進入高溫生氣階段，錦州20-2北油田緊鄰遼西北洼和遼中北洼，具有雙洼多源供烴優(yōu)勢。

b.錦州20-2北油田沙二段砂巖儲層以辮狀河三角洲沉積為主，其沉積微相主要為水下分流河道和河口壩，整體上為發(fā)育中等孔滲的儲層，孔隙度為9.7%～21.3%，滲透率為(0.01～2 212.45)×10-3μm2，水下分流河道微相的孔滲性略微優(yōu)于河口壩微相。

圖11 錦州20-2北油田沙二段包裹體均一溫度地史模擬投影結果Fig.11 Geothermal history simulation by homogenization temperature of fluid inclusions for the JZ20-2N Oilfield

圖12 錦州20-2北油田油氣成藏模式Fig.12 The hydrocarbon accumulation model for the JZ20-2N Oilfield

c.錦州20-2北油田構造受遼西三號斷層控制，構造主體位于其下降盤，并受其派生斷層的影響使得構造進一步復雜化，形成一個典型的斷塊型圈閉群，斷層控制著圈閉高點發(fā)育的位置；同時該構造的擠壓應力作用對油氣的運移和保存條件具有重要意義。

d.錦州20-2北油田流體包裹體主要分布于石英顆粒內裂縫及膠結物中，分為發(fā)黃色熒光的液烴包裹體、發(fā)藍白色熒光的液烴包裹體和不發(fā)熒光的氣態(tài)包裹體3種類型；包裹體均一溫度顯示存在2個峰值溫度區(qū)間，分別對應于館陶組至明下段、平原組2個油氣充注時期，其中平原組為主力油氣充注時期。