汪少勇，黃福喜，宋 濤，呂維寧，劉 策，賈 鵬，范晶晶

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引 言

渤海灣盆地是發(fā)育在古生界基底之上的中、新生界疊合盆地。新生代發(fā)育完整的陸內(nèi)裂谷，受古近系裂陷期幕式拉張影響，湖盆底床起伏大，盆地被分隔成多個小凹陷，形成“多凸多凹”相間排列的格局[1-3]。渤海灣盆地油氣資源豐富，無論是石油資源量、探明儲量還是石油產(chǎn)量均列全國之首[4]。歷經(jīng)半個多世紀(jì)的勘探開發(fā)，盆地已進入勘探中—晚期階段，陸上石油資源累計探明率達56%，如何在高勘探程度區(qū)尋找效益儲量是當(dāng)前面臨的關(guān)鍵問題。

近3 a來，通過精細(xì)地震資料處理解釋和精細(xì)地質(zhì)、成藏研究，在渤海灣盆地蠡縣斜坡、文安斜坡外帶發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)的新生界碎屑巖區(qū)塊，在束鹿西斜坡發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)的奧陶系潛山油藏，緩坡外帶合計新增三級儲量1.4×108t，為東部老探區(qū)石油增儲上產(chǎn)做出了重要貢獻。通過剖析渤海灣盆地中國石油探區(qū)緩坡外帶的成藏特征，對勘探程度較低的區(qū)帶和層系進行了重新梳理，并分析了主要緩坡外帶的勘探潛力，以期為渤海灣盆地其他探區(qū)斜坡高部位淺層源外油氣勘探提供借鑒。

1 緩坡外帶地質(zhì)背景

渤海灣盆地富油氣凹陷大多具備不對稱“箕狀”結(jié)構(gòu)，可分為緩坡、深陷區(qū)和陡坡3個帶[5]。緩坡帶地層傾角一般小于15 °，以坡折帶為界，可分為高斜坡、中斜坡和低斜坡3段，分別對應(yīng)于緩坡外帶、中帶和內(nèi)帶[6]。此次研究的緩坡外帶是指坡折帶之上延伸至凸起的構(gòu)造部位，主要分布于盆地或凸起(隆起)邊緣，一般與正向構(gòu)造帶和超覆剝蝕帶對應(yīng)(圖1)，渤海灣盆地緩坡外帶地層埋藏較淺，一般小于2 600 m。由于緊鄰物源區(qū)，新生界主要發(fā)育辮狀河三角洲平原相砂礫巖，處于早成巖作用階段，儲集空間以原生粒間孔為主，儲層物性較好[7-9]。下伏的中生界潛山巖性包括火山巖、火山碎屑巖和砂巖，古生界潛山主要為海相碳酸鹽巖。渤海灣盆地緩坡外帶處于凹陷區(qū)成熟烴源巖分布范圍之外，油氣主要為源外側(cè)向運聚成藏，部分來源于鄰近的低熟烴源巖，形成構(gòu)造、地層和潛山油氣藏。渤海灣盆地油藏一般具有“小而富”的特征，具備正常壓力系統(tǒng)，原油受運移、生物降解和低熟烴源巖等因素的影響，常表現(xiàn)為高密度和低含蠟量的特征。

圖1 渤海灣盆地富油凹陷斜坡區(qū)油氣成藏模式

2 緩坡外帶成藏特征

2.1 充足的油源

渤海灣盆地富油氣凹陷在強裂陷期形成的深湖—半深湖沉積物含有豐富的富氫有機質(zhì)，以Ⅱ型干酪根為主，在湖盆最大擴張期形成厚度較大的烴源巖[4]。受盆地裂陷作用控制，沉降中心由陸向海遷移，烴源巖發(fā)育層系和含油氣層系均呈由陸向海逐漸變新的趨勢[10]。中國石油探區(qū)主要位于渤海灣盆地西部和北部，包括遼河，冀中和黃驊三大坳陷，縱向上發(fā)育石炭系—二疊系、孔二段、沙四段、沙三段、沙一段及東營組下段6套烴源巖層系。其中，沙三段烴源巖厚度最大，分布范圍最廣，是盆地的主要烴源巖(圖2)[11-12]，石炭系—二疊系為海陸交互相煤系烴源巖，其余層系烴源巖為淡水—微咸水湖相，以灰色、深灰色和灰黑色泥巖為主夾油頁巖和泥灰?guī)r。

圖2 渤海灣盆地典型斜坡外帶源-儲組合配置

遼河、冀中、黃驊坳陷典型斜坡外帶供烴洼陷的烴源巖累計厚度普遍大于150 m，有機碳含量為0.8%～4.7%，鏡質(zhì)體反射率為0.5%～1.7%，處于成熟—高成熟階段。洼陷生烴中心與緩坡外帶距離近，如滄東凹陷與對應(yīng)的孔西斜坡外帶距離僅為4～8 km，埕北斜坡外帶與對應(yīng)的歧口凹陷距離較遠(yuǎn)，但最遠(yuǎn)距離不超過25 km。凹陷內(nèi)生烴強度普遍大于500×104t/km2，在緩坡外帶已發(fā)現(xiàn)規(guī)模儲量的前提下，證明富油氣凹陷能生成充足的烴類向緩坡外帶運移聚集(表1)。

2.2 多種類型儲層及儲蓋組合

緩坡外帶縱向上發(fā)育新生界碎屑巖儲層和中生界—前寒武系潛山2類儲層(圖2)。新生界碎屑巖主要為沖積扇—辮狀河三角洲沉積，砂體搬運距離短；有利儲層相帶為辮狀河河道砂體，以單層或多層砂疊置為主，泥巖隔層厚度一般為2～4 m，砂體累計厚度為40～100 m；砂體單層厚度為10～15 m，寬度為500～1 000 m，長度為1～3 km，由于河道頻繁交叉疊置呈面狀分布。中生界—前寒武系潛山巖性為海陸沉積疊置形成的海相碳酸鹽巖、海陸交互相碎屑巖、火山巖，通過差異風(fēng)化淋濾形成多類型次生溶蝕孔隙，儲集空間類型多樣[13-14]。根據(jù)已發(fā)現(xiàn)斜坡外帶油藏的測井解釋結(jié)果統(tǒng)計，新生界碎屑巖儲層孔隙度普遍大于10%，滲透率在10 mD以上；潛山儲層孔隙度為2%～15%，滲透率普遍在10 mD以下，大體趨勢上，潛山儲層物性由碎屑巖向火山巖和碳酸鹽巖逐漸變差(圖3)。

表1 渤海灣盆地典型緩坡外帶供烴洼陷烴源巖指標(biāo)統(tǒng)計

圖3 渤海灣盆地典型緩坡外帶儲層物性統(tǒng)計

根據(jù)源儲配置關(guān)系，緩坡外帶主要發(fā)育2種儲蓋組合：沙一段、沙三段、中生界、奧陶系為區(qū)域蓋層，明化鎮(zhèn)組、東營組、沙四段和孔店組等地層為局部蓋層，烴源巖主要分布在沙一段、沙三段和沙四段。由于緩坡外帶處于烴源巖分布范圍之外，因此，主要發(fā)育前中生界源下組合和新生界源上組合，沙三段、沙四段源內(nèi)組合不發(fā)育。

2.3 多類型油藏

富油氣凹陷緩坡外帶處于油氣運移有利指向區(qū)，洼陷區(qū)生成的油氣沿鼻狀構(gòu)造脊、二級油源斷裂、不整合面及優(yōu)質(zhì)砂體形成高效運移通道，由低斜坡向高斜坡運移，形成多層系、多類型油氣藏[15-19](圖4)。由圖4可知：①構(gòu)造型油藏以斷塊、斷背斜油藏為主，以孔西斜坡孔二段油藏、港北斜坡館陶組油藏和束鹿西斜坡沙二段油藏為代表；油氣通過不整合面、連通的河道或灘壩砂體等橫向運移至緩坡外帶淺層后，沿斷裂垂向運移，在構(gòu)造圈閉中聚集成藏。②巖性油藏以砂巖上傾尖滅型為主，包括孔西斜坡孔二段、束鹿西斜坡館陶組等。③地層型油藏包括不整合遮擋、地層超覆和潛山油藏，以港北斜坡沙三段油藏、文安斜坡沙一段—沙三段油藏、束鹿西斜坡奧陶系潛山油藏為代表；油氣通過砂體-斷層-砂體接力輸導(dǎo)，在運移路徑上被非滲透層遮擋聚集成藏；橫向上從緩坡內(nèi)帶向緩坡外帶油層分布廣，縱向上含油層位由老到新多層系分布。

以束鹿西斜坡為例，緩坡外帶新生界地層不整合于下古生界碳酸鹽巖之上。不整合面之下的奧陶系灰?guī)r和寒武系白云巖受風(fēng)化淋濾和差異剝蝕，廣泛發(fā)育溶孔和裂縫，形成有效儲層[20-26]。沙三段生成的油氣通過基底不整合面向中奧陶統(tǒng)峰峰組、馬家溝組運移，在充滿低部位奧陶系潛山圈閉后，通過反向斷層向高部位寒武系潛山運移，在東營組和沙一段泥巖的封蓋下，形成旁生-古儲-新蓋的多種類型潛山油藏。油氣充滿潛山圈閉后，沿晚期構(gòu)造活動形成的斷裂縱向運移，依次進入沙河街組、東營組和館陶組，形成砂體上傾尖滅巖性油藏和不整合地層油藏。束鹿凹陷沙三段累計厚度為300～1 500 m的巨厚泥灰?guī)r正處于生油高峰期，氯仿瀝青“A”含量平均為0.17%，總烴含量平均為790 mg/L，生油潛量(S1+S2)平均為3.87 mg/g，累計生烴量達到12.0×108t，為緩坡外帶油氣運移和聚集提供了充足油源。

圖4 渤海灣盆地典型斜坡外帶油藏類型

3 緩坡外帶成藏模式

根據(jù)已發(fā)現(xiàn)的緩坡外帶油藏特征，渤海灣盆地緩坡外帶發(fā)育2種油氣成藏模式。一種是凹陷邊緣緩坡油氣成藏模式，這種緩坡外帶位于盆地內(nèi)凹(坳陷)一側(cè)，與盆地內(nèi)凸起或邊緣隆起相鄰，富油氣凹陷深陷帶生成的烴類向緩坡高部位運移，運移方式以砂體-斷層-砂體接力疏導(dǎo)為主，運移距離較大，一般在10 km以上，油層呈廣覆式帶狀分布；典型的代表有束鹿西斜坡、文安斜坡、蠡縣斜坡和埕北斜坡(圖5a)；油藏類型包括斷塊構(gòu)造油藏、地層超覆巖性油藏、砂體上傾尖滅油藏、風(fēng)化殼潛山油藏。另一種是坳內(nèi)凸起周緣緩坡油氣成藏模式，這種緩坡外帶位于凹陷內(nèi)凸起(潛山)周緣，凸起兩側(cè)雙向供烴，油氣主要通過不整合面和斷裂側(cè)向、垂向運移，油層厚度大，立體含油；典型的代表是港北斜坡；油藏類型包括地層油氣藏、上傾尖滅巖性油氣藏、多層狀潛山內(nèi)幕油藏等(圖5b)。

4 典型緩坡外帶勘探潛力及下步勘探建議

4.1 勘探潛力

渤海灣盆地“十一五”以前的油氣勘探以斜坡高部位的構(gòu)造油藏為主，隨著富油氣凹陷“滿凹含油”理論的提出和發(fā)展，油氣勘探對象逐漸向凹陷深部轉(zhuǎn)移，近10 a來，增儲重點領(lǐng)域主要為斷裂坡折帶之下低位域(斜坡中帶、內(nèi)帶)的巖性油藏。傳統(tǒng)觀點認(rèn)為斜坡高部位源儲配置差，遠(yuǎn)離油源，通過構(gòu)造、砂體、油源“三元耦合”形成的油藏多為次生油藏，規(guī)模小，含油飽和度低。然而，近2 a的勘探實踐證實，通過老區(qū)精細(xì)挖潛和目標(biāo)精細(xì)刻畫，仍能在緩坡外帶發(fā)現(xiàn)效益儲量。

根據(jù)緩坡外帶成藏特征，對渤海灣盆地中國石油探區(qū)緩坡外帶進行梳理，遼河西部凹陷緩坡外帶勘探程度較高，資源探明率達66%，而冀中坳陷的文安斜坡外帶、蠡縣斜坡外帶、束鹿西斜坡，黃驊坳陷的港北斜坡外帶、孔西斜坡外帶、埕北斜坡外帶勘探程度較低，有利圈閉總面積達392 km2，通過容積法估算6個緩坡外帶50%概率的地質(zhì)資源量為4.3×108t(表2)。根據(jù)圈閉面積、埋藏深度、儲層厚度和物性進行地質(zhì)條件綜合排序，確定各緩坡外帶勘探潛力。結(jié)果表明，文安斜坡東營組、沙三段構(gòu)造-巖性油藏和中生界、古生界潛山油藏圈閉總面積為90 km2，埋藏深度小于3 000 m，地質(zhì)資源量約為1.2×108t，勘探潛力最好；束鹿西斜坡、港北斜坡外帶、蠡縣斜坡外帶構(gòu)造-巖性和潛山油藏的總地質(zhì)資源量均超過5 000×104t，也具有較大勘探潛力(表2)。

圖5 渤海灣盆地典型緩坡外帶油氣成藏模式

表2 渤海灣盆地典型緩坡外帶勘探潛力綜合排序

從分布層系上看，構(gòu)造巖性油藏地質(zhì)資源量為2.3×108t，主要分布在各斜坡的館陶組、東營組、沙二段、沙三段和孔二段；潛山油藏地質(zhì)資源量為2.0×108t，主要分布在石炭系—二疊系、奧陶系、寒武系和前寒武系。

4.2 下步勘探建議

根據(jù)斜坡外帶潛力分析結(jié)果，提出以下2點勘探建議：一是開展富油氣凹陷精細(xì)研究，結(jié)合當(dāng)前的勘探進展，通過老井資料復(fù)查，重新認(rèn)識斜坡外帶的沉積、儲層、構(gòu)造和成藏特征，從生烴—運移—聚集含油氣系統(tǒng)的角度，開展整體研究，對盆地內(nèi)勘探低的斜坡外帶進行區(qū)帶優(yōu)選和目標(biāo)排隊，實施巖性-地層油藏、潛山油藏多層系立體勘探；二是做好地震資料的精細(xì)挖潛，加強地震處理解釋攻關(guān)，最大限度提高地震資料品質(zhì)，進而提高潛山、巖性地層、微幅構(gòu)造等圈閉的落實精度。

5 結(jié) 論

(1)渤海灣盆地富油凹陷緩坡外帶烴源巖累計厚度普遍大于150 m，以Ⅱ型干酪根為主，Ro為0.4%～1.7%，處于成熟—高成熟階段，且生烴中心與緩坡外帶距離不超過25 km，生烴強度普遍大于500×104t/km2，緩坡外帶油源充足。

(2)緩坡外帶縱向上發(fā)育新生界碎屑巖和古生界—前寒武系潛山兩大類儲層，沙一段、沙三段、石炭系—二疊系既是主要烴源巖層系也為區(qū)域蓋層，主要形成新生界源上、前中生界源下2套儲蓋組合，可形成構(gòu)造、地層、巖性等多種類型油藏，發(fā)育凹陷邊緣緩坡油氣成藏模式和坳內(nèi)凸起周緣緩坡2種油氣成藏模式。

(3)估算斜坡外帶50%概率的地質(zhì)資源量為4.3×108t。其中，文安斜坡發(fā)育奧陶系、寒武系潛山內(nèi)幕油藏和東營組、沙三段構(gòu)造-巖性油藏，資源量約1.2×108t；束鹿西斜坡、港北斜坡、蠡縣斜坡地質(zhì)資源量5 000×104t。從分布層系上看，構(gòu)造巖性油藏資源量為2.3×108t，主要分布在各斜坡的館陶組、東營組、沙二段、沙三段和孔二段；潛山油藏地質(zhì)資源量為2.0×108t，主要分布在石炭系—二疊系、奧陶系、寒武系和前寒武系。