渤海海域石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏類(lèi)型及成藏主控因素

于海波，王德英，王 軍，張志強(qiáng)，李 龍

(中海石油(中國(guó))天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤海海域石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏類(lèi)型及成藏主控因素

于海波，王德英，王 軍，張志強(qiáng)，李 龍

(中海石油(中國(guó))天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

在構(gòu)造、沉積儲(chǔ)層和烴源巖分析的基礎(chǔ)上，剖析了石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏形成條件、類(lèi)型和成藏主控因素，認(rèn)為石臼坨凸起東段南北兩側(cè)的渤中凹陷和秦南凹陷發(fā)育沙三段、沙一二段和東下段三套烴源巖，烴源條件優(yōu)越，受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響形成走向斜坡型坡折、單斷式陡坡坡折和沉積緩坡坡折，在東三段和沙一二段沉積了辮狀河三角洲、扇三角洲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，為地層巖性油氣藏的形成提供了良好的條件。地層巖性油氣藏類(lèi)型主要為走向斜坡型地層油氣藏、深斷近岸厚扇型巖性油氣藏和三角洲上傾尖滅型巖性油氣藏等三種，渤中、秦南兩個(gè)富生烴凹陷是地層巖性油氣藏形成的基礎(chǔ)，東營(yíng)組巨厚泥巖的穩(wěn)定分布和沙一二段、東三段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的廣泛發(fā)育是地層巖性油氣藏形成的保障和關(guān)鍵。

石臼坨凸起；地層巖性油氣藏；油氣藏形成條件；油氣藏類(lèi)型；成藏主控因素

1 概況

石臼坨凸起東段位于渤海海域西部石臼坨凸起的東側(cè)，夾持在秦南凹陷、渤中凹陷之間，向東傾沒(méi)于渤中凹陷，處于油氣運(yùn)移指向的有利位置，成藏條件非常有利(圖1)。20世紀(jì)70年代，以潛山為主要目的層進(jìn)行勘探，發(fā)現(xiàn)了規(guī)模較小的428東、428西潛山油田，之后在圍區(qū)雖然以構(gòu)造圈閉為主要對(duì)象進(jìn)行了研究鉆探，但未獲得良好突破。2009年以來(lái)，在該區(qū)深入開(kāi)展構(gòu)造、沉積和烴源巖的研究，并進(jìn)一步轉(zhuǎn)變思路，開(kāi)展地層巖性油氣藏勘探，深入剖析石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏形成條件、類(lèi)型和成藏主控因素，發(fā)現(xiàn)了秦皇島29-2億噸級(jí)油田。

圖1 石臼坨凸起東段區(qū)域位置

2 油氣藏形成條件

2.1 構(gòu)造背景

中生代末期至古近紀(jì)早期，渤海盆地主要表現(xiàn)為拉分盆地的構(gòu)造特征，此時(shí)石臼坨凸起東段主要發(fā)育近東西向的基底伸展斷裂；古近紀(jì)時(shí)期，該區(qū)主要受地幔熱活動(dòng)的影響，發(fā)生區(qū)域性拉張，主要表現(xiàn)為伸展斷陷盆地的構(gòu)造特征，控制凹陷和凸起的近東西向斷裂繼承性發(fā)育；從漸新世開(kāi)始，受新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，派生大量的NE向、近EW向次級(jí)斷裂，少數(shù)斷層可斷至基底，在剖面上與主干斷裂常組成Y字型結(jié)構(gòu)?？傮w來(lái)看，石臼坨凸起東段主要發(fā)育近東西向的伸展斷裂，并與石臼坨凸起主體區(qū)呈近垂直交接，發(fā)育類(lèi)型多樣的坡折體系，主要包括走向斜坡型坡折、單斷式陡坡坡折和沉積緩坡坡折等三種類(lèi)型(圖2)。

圖2 石東帶坡折體系類(lèi)型及其特征

走向斜坡型坡折：主要發(fā)育在兩條傾向相同控凹斷層的疊覆末端的轉(zhuǎn)換帶[1-4]。在石東帶，受兩條近東西向相互獨(dú)立且長(zhǎng)期活動(dòng)的同向盆緣斷裂的影響，在兩條斷裂的重疊區(qū)發(fā)育構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶，并將凸起與凹陷以“斜坡”形式相連，地層由凸起向盆地方向平緩下傾，形成走向斜坡型坡折，在轉(zhuǎn)換帶的控制下，地層沿斜坡逐層超覆尖滅，兩側(cè)受到斷層的控制，形成了構(gòu)造-地層型圈閉。

單斷式陡坡坡折：主要發(fā)育在邊界大斷裂處。石臼坨凸起東段盆緣斷裂以板式陡斷層為主要特點(diǎn)，因其坡度陡、斷層上下盤(pán)高差大，形成持續(xù)下陷型邊界。從平面組合樣式來(lái)看，單斷式陡坡坡折帶可進(jìn)一步劃分為平直型和墻角型[5]，平直型單斷式陡坡坡折帶主要由單條邊界大斷裂控制，水系分散、方向單一，基本上與坡折帶垂直，碎屑物質(zhì)比較粗，厚度大，平面上雖具有一定的規(guī)模但一般較小，常圍繞邊界大斷裂成裙?fàn)町a(chǎn)出；墻角型單斷式陡坡坡折帶一般由兩條及以上的大斷裂聯(lián)合控制，水系相對(duì)比較集中，多個(gè)方向的水系向墻角處匯聚，碎屑物質(zhì)比較粗，平面規(guī)模一般比較大。

沉積型緩坡坡折：主要發(fā)育在構(gòu)造活動(dòng)相對(duì)較弱、構(gòu)造坡折帶不發(fā)育的地方[6-8]。石臼坨凸起東段，沉積型緩坡坡折主要發(fā)育兩種類(lèi)型，一種是受基底沉降所控制的緩坡坡折，地形坡度緩，主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積；另一種是發(fā)育在三角洲前緣，受三角洲前積體的影響，在砂體向湖推進(jìn)的過(guò)程中，因沉積相變?cè)斐蓭r性變化，后因差異壓實(shí)等作用，形成沉積坡折帶。沉積型緩坡坡折帶可發(fā)育上傾尖滅、透鏡體和物性封閉等巖性圈閉。

2.2 沉積特征

從已鉆井來(lái)看，石臼坨凸起東段古近系沉積砂體主要分布在東三段和沙一二段中。從物源體系分析來(lái)看，主要發(fā)育兩種類(lèi)型的有效物源體系：其一是長(zhǎng)期遭受風(fēng)化剝蝕的、穩(wěn)定的、容易識(shí)別的凸起物源體系，主要為石臼坨凸起主體區(qū)；其二是風(fēng)化剝蝕時(shí)間較短的或者受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響不容易識(shí)別的動(dòng)態(tài)物源體系[9]，主要包括428西、428東構(gòu)造，在古近紀(jì)沙一二段和東三段沉積時(shí)期為有效物源體系(圖3)。物源區(qū)被風(fēng)化剝蝕后產(chǎn)生的碎屑物質(zhì)經(jīng)過(guò)輸砂通道進(jìn)行搬運(yùn)后在對(duì)應(yīng)的坡折帶附近堆積下來(lái)，坡折體系的發(fā)育程度控制了沉積體系的類(lèi)型和砂體的發(fā)育展布。石臼坨凸起東段單斷式陡坡坡折和走向斜坡型坡折主要控制了扇三角洲的發(fā)育，來(lái)自于物源區(qū)的碎屑物質(zhì)，在陡坡帶下降盤(pán)和走向斜坡坡折帶附近堆積，由于碎屑物質(zhì)搬運(yùn)距離近、快速卸載沉積，容易形成厚度大、物性好的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。沉積型緩坡坡折帶附近，主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積。

圖3 石臼坨凸起東段古近系沉積相

2.3 烴源條件

秦南凹陷鉆井資料證實(shí)，主要發(fā)育沙三段、沙一二段和東下段三套烴源巖[10-11]，沙三段烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1型，有機(jī)碳含量0.69%～5.69%，平均2.49%，生烴潛量2.77～89.38 mg/g，平均18.22 mg/g，鏡質(zhì)組反射率為0.50%～0.77%，平均0.57%，為腐泥型烴源巖；沙一二段烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1型，有機(jī)碳含量0.23%～5.83%，平均1.29%，生烴潛量0.78～31.28 mg/g，平均6.96 mg/g，鏡質(zhì)組反射率為0.50%～1.02%，平均0.62%，為腐泥型烴源巖；東下段烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ2型，有機(jī)碳含量0.32%～1.87%，平均1.07%，生烴潛量0.49～10.12 mg/g，平均3.12 mg/g，鏡質(zhì)組反射率為0.50%～0.76%，平均0.56%，為腐殖型烴源巖。

渤中凹陷鉆井已經(jīng)證實(shí)了沙三段、沙一二段和東營(yíng)組均發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖[12]，在石臼坨凸起東段，鉆井揭示烴源巖的特征主要為：沙三段烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1型，見(jiàn)Ⅱ2型，有機(jī)碳含量0.52%～6.07%，平均2.93% ，生烴潛量3.46～35.89 mg/g，平均15.73 mg/g，鏡質(zhì)組反射率為0.71%～1.18%，平均0.88%，為腐泥型烴源巖；沙一、二段烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1型，見(jiàn)Ⅰ型，有機(jī)碳含量1.19%～4.97%，平均2.58%，生烴潛量6.15～32.99 mg/g，平均15.36 mg/g，鏡質(zhì)組反射率為0.77%～1.00%，平均0.88%，為腐泥型烴源巖；東營(yíng)組烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ2型，見(jiàn)Ⅱ1型，有機(jī)碳含量0.66%～2.04%，平均1.24%，生烴潛量1.44～10.07 mg/g，平均4.47 mg/g ，鏡質(zhì)組反射率為0.59%～0.88%，平均0.71%，為腐殖型烴源巖。

3 油氣藏類(lèi)型

3.1 走向斜坡型地層油氣藏

走向斜坡型地層油氣成藏模式主要發(fā)育在兩條同向正斷層之間的構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶上，構(gòu)造高部位為剝蝕區(qū)，也是主要的物源供給區(qū)，在坡折帶附近地形高差大但逐漸變化，有利于砂體卸載沉積，容易形成地層超覆型圈閉(圖4a)，目前，這種類(lèi)型的圈閉主要發(fā)育在沙河街組，為自生自?xún)?chǔ)或下生上儲(chǔ)成藏，儲(chǔ)層發(fā)育程度控制了油氣富集程度，從鉆井分析來(lái)看，儲(chǔ)層厚度在40～100 m ，在坡折帶中下部，儲(chǔ)層厚度大，相應(yīng)的油層厚度也較大。

3.2 深斷近岸厚扇型巖性油氣藏

深斷近岸厚扇型巖性油氣成藏模式主要發(fā)育在單斷式陡坡坡折和墻角型陡坡坡折附近，深大斷裂主要表現(xiàn)為板式陡斷層的特征，因其坡度陡、高差大，近物源沉積物在斷層下降盤(pán)快速卸載退積，形成近岸扇體，發(fā)育構(gòu)造-巖性圈閉(圖4b)。這種類(lèi)型圈閉主要發(fā)育在沙河街組，為自生自?xún)?chǔ)或下生上儲(chǔ)成藏。儲(chǔ)層發(fā)育程度控制了油氣富集程度，從鉆井分析來(lái)看，儲(chǔ)層厚度比較大，可達(dá)300 m左右；但儲(chǔ)層的含油氣性有一定的差異，從目前鉆井的統(tǒng)計(jì)來(lái)看，一般孔隙度大于9%的儲(chǔ)層含油性比較好。

3.3 三角洲上傾尖滅型巖性油氣藏

三角洲上傾尖滅型巖性油氣成藏模式，主要是沉積物在向湖推進(jìn)過(guò)程中，發(fā)育多期向盆地方向進(jìn)積的前積體，側(cè)向和上傾方向被泥巖所封堵，形成上傾尖滅的巖性體，進(jìn)而形成巖性圈閉(圖4c)，這種類(lèi)型圈閉主要發(fā)育在東三段，為下生上儲(chǔ)油氣成藏。巖性體的縱向演化和平面展布控制了油氣的富集分布，已鉆井揭示，秦皇島29-2油氣田東三段的三期三角洲前積體中均有油氣分布。

圖4 石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏類(lèi)型

4 油氣藏形成主控因素

4.1 緊鄰富烴凹陷是基礎(chǔ)

已鉆井揭示，渤中凹陷和秦南凹陷均發(fā)育沙三段、沙一二段和東營(yíng)組三套烴源巖，油氣運(yùn)移路徑模擬和油、巖的成熟度表明，油氣主要來(lái)自石臼坨凸起東段附近的次級(jí)洼陷，從鏡質(zhì)組發(fā)射率的分析表明，陡坡帶下降盤(pán)的烴源巖業(yè)已成熟，進(jìn)入生烴門(mén)限，顯示出明顯的近源供烴的特征。已鉆井包裹體均一溫度與烴源巖埋藏史所對(duì)應(yīng)的古埋深及其對(duì)應(yīng)的地質(zhì)年代說(shuō)明，石臼坨凸起東段油氣主要成藏期為5.1 Ma至現(xiàn)今，表現(xiàn)出油氣晚期充注成藏的特征。油氣近源供烴、晚期充注的特征充分反映了石東帶附近的油源條件優(yōu)越，為地層巖性油氣藏的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

4.2 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層廣泛發(fā)育是關(guān)鍵

石臼坨凸起東段沙一二段主要為扇三角洲沉積，局部發(fā)育混積灘[13]，其優(yōu)質(zhì)的三角洲前緣砂體與上覆的東營(yíng)組大套泥巖形成了良好的儲(chǔ)蓋組合，巖心、壁心常規(guī)孔隙度、滲透率分析揭示，扇三角洲儲(chǔ)層孔隙度主要為8.9%～32.4%，平均21.3%，滲透率主要為(0.1～6852.51)×10-3μm，平均952.41×10-3μm；測(cè)井解釋儲(chǔ)層孔隙度主要為16.3%～26.3%，滲透率主要為(31.9～5 498.31)×10-3μm；具有中孔、高滲的物性特征。

東三段主要為辮狀河三角洲沉積，其優(yōu)質(zhì)的三角洲前緣砂體與上覆的大套泥巖形成了良好的儲(chǔ)蓋組合，巖心、壁心常規(guī)孔隙度、滲透率分析揭示，孔隙度主要為6.3%～30.2%，平均20.8%，滲透率為(0.05～6088.1)×10-3μm，平均780.8×10-3μm；測(cè)井解釋儲(chǔ)層孔隙度主要在9.6%～24.8%，滲透率主要為(0.3～3112.6)×10-3μm；具有中孔、中滲的特征。

總的來(lái)看，石東帶沙一二段、東三段扇三角洲、辮狀河三角洲沉積砂體發(fā)育，儲(chǔ)層物性比較好，整體具有中孔、中滲和中孔、高滲的特征，是石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏形成的關(guān)鍵因素。

4.3 巨厚泥巖的穩(wěn)定分布是保障

石臼坨凸起東段儲(chǔ)層主要發(fā)育在東三段、沙一二段，上覆東營(yíng)組泥巖厚度為240～680 m，且穩(wěn)定分布，為東三段、沙一二段地層巖性油氣藏的形成提供了良好的蓋層條件。東營(yíng)組泥巖的發(fā)育整體上受控于東營(yíng)組沉積時(shí)期的沉積環(huán)境，在東營(yíng)組時(shí)期渤海灣整個(gè)盆地由斷陷階段進(jìn)入了拗陷階段。在東三層序的早期低位域階段，湖盆開(kāi)始下陷，水平面不斷上升，隨后中期水侵體系域階段，當(dāng)水體上升到一定程度后，開(kāi)始變得相對(duì)穩(wěn)定，此時(shí)整體湖水較深；但到東三層序高位體系域階段，由于構(gòu)造活動(dòng)的進(jìn)一步減弱，經(jīng)過(guò)一段相對(duì)穩(wěn)定沉積時(shí)期后，受構(gòu)造和氣候等因素的影響，水體開(kāi)始下降，湖平面范圍變小；直到東二層序沉積時(shí)期，水體突然快速上升，該時(shí)期湖盆面積達(dá)到最大，石臼坨凸起東段的全部區(qū)域處于湖平面以下，此時(shí)，早期的物源區(qū)對(duì)石臼坨凸起東段供給十分有限，沉積了厚層的泥巖，區(qū)域分布十分穩(wěn)定。該區(qū)已鉆井顯示，東二段單井鉆遇泥巖厚度240～680 m。正是這套區(qū)域穩(wěn)定分布的厚層泥巖與深部發(fā)育的三角洲儲(chǔ)層形成了完美的儲(chǔ)蓋組合，為深層大規(guī)模油氣藏的形成、保存提供了良好的條件。

5 結(jié)論

(1)石臼坨凸起東段受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，發(fā)育斜坡型坡折、單斷式陡坡坡折和沉積緩坡坡折，東三段和沙一二段發(fā)育辮狀河三角洲、扇三角洲沉積體系，秦南凹陷和渤中凹陷發(fā)育沙三段、沙一二段和東下段三套烴源巖，為地層巖性油氣藏的形成提供了良好的條件。

(2)石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏類(lèi)型主要包括走向斜坡型地層油氣藏、深斷近岸厚扇型巖性油氣藏和三角洲上傾尖滅型巖性油氣藏。

(3)石臼坨凸起東段緊鄰渤中、秦南兩個(gè)富生烴凹陷，是地層巖性油氣藏形成的基礎(chǔ)，東營(yíng)組巨厚泥巖的穩(wěn)定分布和沙一二段、東三段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的廣泛發(fā)育是地層巖性油氣藏形成的保障和關(guān)鍵。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)04-0034-05

2013-03-11

于海波，碩士，工程師，1980年生，2007年畢業(yè)于成都理工大學(xué)礦產(chǎn)普查與勘探專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事石油地質(zhì)與勘探研究。

國(guó)家重大專(zhuān)項(xiàng)“渤海海域大中型油氣田地質(zhì)特征”(2011ZX05023-006-002)。

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