遼東灣地區(qū)遼中凹陷東營組湖底扇成藏差異性研究

張宏國 呂丁友 官大勇 王啟明 劉軍釗

（ 中海石油（中國）有限公司天津分公司 ）

0 引言

隨著渤海油田勘探程度不斷提高，剩余構(gòu)造圈閉數(shù)量越來越少，規(guī)模越來越小，隱蔽油氣藏勘探方興未艾[1]。渤海油田隱蔽油氣藏勘探始于20世紀(jì)80年代，主要集中于凸起區(qū)、凹陷帶中央反轉(zhuǎn)帶及陡坡帶新近系明化鎮(zhèn)組構(gòu)造—巖性油氣藏[2-3]，發(fā)現(xiàn)了石臼坨凸起秦皇島32-33油田群、黃河口凹陷渤中28-34油田群、黃河口凹陷北部陡坡帶渤中29-4—渤中29-6油田群、萊北低凸起墾利6-1油田等。渤海油田古近系隱蔽油氣藏勘探正處于快速發(fā)展階段，2013年發(fā)現(xiàn)秦皇島29-2地層型油氣藏，借鑒渤海灣盆地陸上油田特別是中國近海隱蔽油氣藏實(shí)踐[4-8]，古近系湖底扇日益成為渤海油田重要的勘探接替領(lǐng)域。截至2019年年底，渤海油田以古近系湖底扇為目的層系的鉆井共計(jì)14口，其中遼中凹陷鉆井12口，勘探程度較低。

遼中凹陷在東營組沉積期東、西兩側(cè)物源充足，發(fā)育大規(guī)模三角洲沉積體系，在坡折作用下三角洲前緣滑塌，發(fā)育大量濁積扇體[9]，是渤海油田古近系湖底扇勘探主戰(zhàn)場。前期在湖底扇沉積模式、儲(chǔ)層預(yù)測等方面做了大量工作[10-14]，對(duì)湖底扇儲(chǔ)層把握程度較高，12口已鉆井扇體厚度為38～242m，平均厚度為127m，其中10口井砂巖含量為48%～85%，平均砂巖含量為63%。但是不同構(gòu)造單元，甚至相同構(gòu)造單元的湖底扇勘探成效迥然，因此對(duì)于源外成藏的東營組湖底扇而言[15-16]，油氣運(yùn)聚條件是制約勘探成效的關(guān)鍵。渤海油田油氣運(yùn)移與運(yùn)移模式方面文獻(xiàn)集中于凸起區(qū)、陡坡帶及凹陷帶中央走滑反轉(zhuǎn)帶[17-19]，而湖底扇所在的斜坡帶、凹陷帶鮮見報(bào)道。本文在三維連片地震的基礎(chǔ)上，通過構(gòu)造地層格架、湖底扇發(fā)育規(guī)律分析，結(jié)合不同構(gòu)造單元湖底扇勘探實(shí)例對(duì)比剖析，建立東營組湖底扇油藏油氣運(yùn)移模式，明確成藏主控因素，達(dá)到預(yù)測源外巖性圈閉含油氣豐度的目的。

1 地質(zhì)概況

遼東灣地區(qū)在遼西1號(hào)、遼西2號(hào)等大斷裂活動(dòng)和區(qū)域性構(gòu)造抬升共同控制下形成若干北東向構(gòu)造單元[20]，自東向西分別為遼東凹陷、遼東凸起、遼中凹陷、遼西凸起、遼西凹陷。遼中凹陷整體呈長條狀（圖1a），分為南洼、中洼、北洼3個(gè)次級(jí)單元，主力烴源巖層系為沙河街組三段（沙三段）與沙河街組一段（沙一段）[15-16]。遼中凹陷為渤海油田三大富烴凹陷之一，是遼東灣探區(qū)油氣富集程度最高的區(qū)帶（圖1b），從南往北發(fā)現(xiàn)了旅大10-1、綏中36-1、錦州25-1南等大中型油氣田[17]，凹陷區(qū)走滑反轉(zhuǎn)帶也發(fā)現(xiàn)了旅大27-2、旅大6-2、金縣1-1等億噸級(jí)油田[19，21]。遼中凹陷烴源充足，東營組巖性圈閉埋深適中，是渤海油田隱蔽油氣藏勘探的主戰(zhàn)場。已鉆井揭示湖底扇分布在東營組二段下亞段（東二下亞段）及東營組三段（東三段）[9]，表現(xiàn)為巨厚湖相泥巖中的粉—細(xì)砂巖，成藏差異性明顯。

2 構(gòu)造地層格架

受郯廬斷裂晚期差異性活動(dòng)影響，遼中凹陷的凹陷區(qū)發(fā)育走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造[22]，主要分布在南洼、中洼。遼中凹陷向西以緩坡與遼西凸起相連，東側(cè)構(gòu)造樣式差異明顯，南洼以走滑反轉(zhuǎn)帶與遼東凹陷相連，中洼以反轉(zhuǎn)帶、陡坡帶與遼東凸起相連，北洼以陡坡帶與遼東凸起相連。湖底扇主要發(fā)育在斜坡區(qū)與凹陷區(qū)，下面就上述兩個(gè)區(qū)帶做重點(diǎn)分析。

2.1 構(gòu)造特征

遼中凹陷斜坡區(qū)高部位發(fā)育北東向反向斷裂形成的斷隆帶（圖1b），反向斷裂性質(zhì)、活動(dòng)強(qiáng)度有所差異，凹陷區(qū)走滑斷裂在活動(dòng)強(qiáng)度方面也不同。其中，南洼對(duì)應(yīng)的反向斷層近乎直立，為典型走滑斷層，平面上連續(xù)性好，斷隆帶對(duì)應(yīng)旅大16-3油田，凸起區(qū)對(duì)應(yīng)旅大9-3構(gòu)造，凹陷區(qū)走滑反轉(zhuǎn)作用明顯，形成北東向①號(hào)、②號(hào)構(gòu)造脊，整體呈背斜形態(tài)。北洼對(duì)應(yīng)的斜坡反向斷層傾角略小，走滑性質(zhì)明顯，反向斷層連續(xù)性變差，斷隆帶無鉆井，對(duì)應(yīng)南東向⑧號(hào)、⑨號(hào)構(gòu)造脊，凸起區(qū)對(duì)應(yīng)錦州25-1南油田、錦州20-2油田，凹陷區(qū)走滑反轉(zhuǎn)不明顯。中洼南部對(duì)應(yīng)的斜坡反向斷層走滑性質(zhì)同樣明顯，受南北向走滑體系控制形成了近東西走向的帚狀大斷層，走滑—拉張性質(zhì)明顯，形成③號(hào)、④號(hào)構(gòu)造脊，斷隆帶對(duì)應(yīng)旅大10-F含油構(gòu)造，凸起區(qū)對(duì)應(yīng)旅大10-1油田；中洼北部對(duì)應(yīng)的斜坡反向斷層傾角相對(duì)較小，具有一定的走滑性質(zhì)，形成南東向⑥號(hào)構(gòu)造脊，斷隆帶對(duì)應(yīng)綏中36-B含油構(gòu)造、錦州25-B含油構(gòu)造，凸起區(qū)對(duì)應(yīng)綏中36-1油田。斜坡反向斷層屬于早期活動(dòng)斷層，切穿潛山、沙河街組，東營組演化為雁列式小斷層。反向斷層為油氣橫向運(yùn)移的終止點(diǎn)[23-24]，因此，⑥號(hào)、⑧號(hào)、⑨號(hào)構(gòu)造脊高部位受反向斷層遮擋形成匯聚脊，可為東營組湖底扇提供良好的深層匯聚背景。帚狀大斷層形成③號(hào)、④號(hào)構(gòu)造脊，即油氣運(yùn)移的“高速公路”，但沒有油氣側(cè)向運(yùn)移終止點(diǎn)，與匯聚脊有明顯區(qū)別[25]，對(duì)東營組湖底扇成藏的貢獻(xiàn)相對(duì)較小。凹陷區(qū)①號(hào)、②號(hào)、⑤號(hào)、⑦號(hào)構(gòu)造脊反轉(zhuǎn)形成背斜圈閉，也屬于匯聚脊類型。從深層匯聚角度，南洼凹陷區(qū)發(fā)育反轉(zhuǎn)型匯聚脊，中洼、北洼斜坡帶發(fā)育斷隆型匯聚脊，對(duì)東營組湖底扇成藏具有積極意義。

圖1 遼東灣地區(qū)地質(zhì)略圖Fig.1 Simplified geological map of Liaodongwan area

2.2 地層特征

遼中凹陷發(fā)育沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組、平原組，古近系主沉降中心位于遼中北洼（圖1b），中洼存在次級(jí)沉降中心[26]；新近系主沉降中心位于遼中凹陷南洼，北洼存在次級(jí)沉降中心。凹陷區(qū)、斜坡區(qū)低部位地層發(fā)育齊全；斜坡區(qū)高部位一般缺失沙三段，東營組厚度逐漸減薄；凸起區(qū)由南向北構(gòu)造逐漸降低，南洼、中洼對(duì)應(yīng)的凸起區(qū)一般缺失沙河街組，北洼對(duì)應(yīng)的凸起區(qū)僅存在一定厚度的沙一段+沙二段。

東營組湖底扇一般發(fā)育在湖相細(xì)粒沉積環(huán)境中[27]，特別是對(duì)于凹陷帶湖底扇而言，東三段泥巖蓋層的厚度影響斷層的垂向運(yùn)移量。沿遼中凹陷長軸方向（北東向）統(tǒng)計(jì)凹陷區(qū)東營組厚度發(fā)現(xiàn)（圖2），南洼（測線1～3）受走滑反轉(zhuǎn)影響，東三段厚度最大約為1504m；中洼（測線4～9）東三段厚度有所增加，最大約為2112m，按照地層厚度分布規(guī)律可細(xì)分為中南次洼（測線4～6）和中北次洼（測線7～9）；北洼（測線10～12）是東三段沉積中心，厚度整體較大，最大約為3008m。東三段厚度整體呈現(xiàn)北厚南薄的特征，東二下亞段厚度也具有類似的分布規(guī)律。斜坡區(qū)東營組泥巖厚度要普遍小于凹陷區(qū)，厚度變化趨勢與凹陷區(qū)相似。因此，當(dāng)湖底扇處于相同層系時(shí)，中洼、南洼東營組泥巖蓋層厚度較小，斷層垂向運(yùn)移量相對(duì)較大。

圖2 遼中凹陷凹陷帶東營組厚度最大值統(tǒng)計(jì)Fig.2 Statistics of maximum thickness of Dongying Formation in sag areas in Liaozhong Sag

2.3 湖底扇縱向分布規(guī)律

遼中凹陷由于獨(dú)特的古構(gòu)造背景，具有發(fā)育規(guī)模型湖底扇的先天條件。受物源供應(yīng)強(qiáng)弱及古地貌差異控制[12]，湖底扇南北分布層位具有時(shí)空差異性。其中，南洼發(fā)育東三段湖底扇；中洼主要發(fā)育東三段湖底扇，少量東二下亞段湖底扇；北洼發(fā)育東二下亞段湖底扇（圖3）。

圖3 遼中凹陷東營組湖底扇連井剖面Fig.3 Cross well profile of sub-lacustrine in Dongying FormationinLiaozhong Sag

遼中凹陷北洼東三段沉積時(shí)期，以強(qiáng)斷陷為主要特征，由于缺乏相應(yīng)的物源供給，不發(fā)育大型辮狀河三角洲體系，以深湖相泥巖沉積為主；到東二下亞段沉積時(shí)期，北部的遼河水系發(fā)育大面積辮狀河三角洲，沿北洼長軸方向注入和推進(jìn)，在凹陷區(qū)有利的坡折位置發(fā)育多個(gè)規(guī)模型湖底扇，特別是在東二下亞段的高位體系域時(shí)期，湖底扇極為發(fā)育（JZ27-F井—JZ22-A井區(qū)），廣泛分布在凹陷區(qū)，數(shù)量多[11]。

遼中凹陷中南次洼東三段沉積時(shí)期，遼中凹陷主要受來自西部的燕山褶皺帶物源供給影響，沿遼西凸起中南部四大物源通道注入，發(fā)育遠(yuǎn)源辮狀河三角洲沉積，三角洲砂體在斜坡區(qū)沉積坡折等地貌突變處發(fā)生滑塌，易于形成湖底扇沉積，其中南洼三角洲砂體推進(jìn)距離較遠(yuǎn)，湖底扇均發(fā)育在凹陷區(qū)（尚未鉆遇），中洼三角洲砂體推進(jìn)距離較近，湖底扇均發(fā)育在斜坡區(qū)（LD10-E井—LD10-F井—JZ31-A井區(qū)）；東二下亞段沉積時(shí)期，由于地貌填平補(bǔ)齊作用，古地貌差異縮小，沉積坡折坡度變緩，雖然有大型遠(yuǎn)源辮狀河三角洲發(fā)育，但古地貌條件不利于湖底扇形成和發(fā)育，僅在局部可容納空間較大地區(qū)有小型湖底扇發(fā)育（JZ31-F井區(qū)）。

3 運(yùn)移模式建立與主控因素分析

油氣運(yùn)聚條件是東營組源外湖底扇勘探的關(guān)鍵，源外層系成藏豐度高低與深層的油氣匯聚能力密不可分[23]，凸起區(qū)綏中36-1、旅大10-1等東營組大油田、走滑反轉(zhuǎn)帶金縣1-1、旅大6-2等東營組億噸級(jí)油田均處于良好的深層匯聚背景之上，鶯歌海盆地、瓊東南盆地底劈之上也有良好的發(fā)現(xiàn)[28]。本次研究在深層匯聚能力評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，對(duì)遼中凹陷典型湖底扇運(yùn)移模式進(jìn)行剖析，明確斜坡區(qū)、凹陷區(qū)東營組湖底扇油氣運(yùn)移模式與主控因素。

3.1 斜坡區(qū)

3.1.1 JZ20-B-2井

JZ20-B-2井位于遼西凸起北傾沒端，處于斜坡背景，東、西被遼中凹陷北洼、遼西凹陷北洼夾持，沙三段與沙一段為主力烴源巖層，東二下亞段發(fā)育湖底扇。 湖底扇厚度為211.8m，砂層厚度為102.9m，砂巖含量為48.6%，鉆遇油氣層厚度為26.4m，探明烴柱高度為88m，測試日產(chǎn)油超過100m3，日產(chǎn)天然氣超過50×104m3，勘探成效較好。

JZ20-B-2井深部沙二段發(fā)育斷超型圈閉，辮狀河三角洲前緣砂體發(fā)育，屬于源內(nèi)成藏，儲(chǔ)量規(guī)模大，成藏豐度較高，約為200×104t/km2，為淺層的東二下亞段湖底扇提供良好的深層匯聚條件，長期活動(dòng)的斷裂溝通了沙二段油藏與東二下亞段湖底扇，油氣運(yùn)移路徑通暢（圖4）。從東二下亞段湖底扇與沙二段油源對(duì)比，以及天然氣組分分析看，兩者親緣性明顯（表1），進(jìn)一步驗(yàn)證了沙二段油氣藏為東二下亞段湖底扇油氣成藏提供油氣來源。因此，JZ20-B-2井東二下亞段湖底扇屬于“匯聚脊—斷層”運(yùn)移模式。

表1 JZ20-B-2井天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)表Table 1 Natural gas components of Well JZ20-B-2

圖4 過JZ20-B-2井油藏剖面（剖面位置見圖1a）Fig.4 Hydrocarbon accumulation profile cross Well JZ20-B-2 (profile location as in Fig.1a)

3.1.2 LD10-F-1井

LD10-F-1井位于遼中凹陷中洼西斜坡，緊鄰中洼生烴中心，沙三段與沙一段為主力烴源巖層，東三段也具有一定的油源貢獻(xiàn)，湖底扇主要位于東三段，構(gòu)造區(qū)對(duì)應(yīng)的凸起區(qū)發(fā)現(xiàn)旅大10-1油田（圖1a）。LD10-F-1井東三段湖底扇厚度為412.6m，砂巖厚度為231.5m，砂巖含量為56.1%。該井湖底扇鉆遇油層厚度為49.4m，頂部見氣層，油層普遍見水，探明烴柱高度為25～45m（圖5）。

圖5 遼中凹陷中洼過LD10-F-1井油藏剖面（剖面位置見圖1a）Fig.5 Hydrocarbon accumulation profile cross Well LD10-F-1 in central sub-sag (profile location as in Fig.1a)

LD10-F-1井深部潛山發(fā)育近東西向構(gòu)造脊，構(gòu)造脊的形成與近東西向大斷層關(guān)系密切，構(gòu)造脊高點(diǎn)均依附于大斷層（圖1b）。凹陷區(qū)油氣優(yōu)先沿潛山不整合面橫向運(yùn)移，斜坡區(qū)不存在橫向運(yùn)移的終止點(diǎn)，即不存在深層匯聚，因此長期活動(dòng)大斷層的垂向分流量相對(duì)有限，從而導(dǎo)致東三段湖底扇油層普遍見水。因此，LD10-F-1井東三段湖底扇屬于“輸導(dǎo)脊—斷層”運(yùn)移模式。

3.1.3 JZ27-F-2井

JZ27-F-2井位于遼中凹陷北洼與遼東凸起之間的斜坡區(qū)，沙三段與沙一段為主力烴源巖，東二下亞段發(fā)育湖底扇。湖底扇砂體厚度為14.0m，鉆遇含油水層厚度為12.7m。該井深部無任何構(gòu)造背景，長期活動(dòng)大斷層溝通烴源巖和湖底扇。凹陷區(qū)油氣優(yōu)先沿潛山不整合面橫向運(yùn)移，斜坡區(qū)不存在橫向運(yùn)移的終止點(diǎn)，即不存在深層匯聚背景，長期活動(dòng)大斷層的垂向分流量相對(duì)有限，加上東三段泥巖蓋層的影響，從而使東二下亞段湖底扇含油豐度低。因此，JZ27-F-2井東二下亞段湖底扇屬于“烴源巖—斷層”運(yùn)移模式。

3.1.4 運(yùn)移主控因素分析

斜坡區(qū)油氣運(yùn)移已經(jīng)形成優(yōu)勢運(yùn)移路徑，在東三段湖底扇下伏泥巖厚度較小的條件下，匯聚脊是否發(fā)育、輸導(dǎo)脊是否發(fā)育、斷層與脊（匯聚脊、輸導(dǎo)脊）的配置關(guān)系決定了垂向運(yùn)移量。當(dāng)斜坡區(qū)不發(fā)育輸導(dǎo)脊時(shí)，斷層僅僅與深部發(fā)散式運(yùn)移路徑接觸，基本沒有垂向運(yùn)移量，油藏豐度極低，如JZ27-F-2井；當(dāng)斜坡區(qū)發(fā)育輸導(dǎo)脊時(shí)，斷層與優(yōu)勢運(yùn)移路徑接觸，若斷層活動(dòng)強(qiáng)度大，也能形成一定規(guī)模的垂向運(yùn)移量，具備形成低—中等豐度油氣藏的潛質(zhì)，如LD10-F-1井；當(dāng)斜坡區(qū)發(fā)育匯聚脊時(shí)，相當(dāng)于對(duì)凹陷區(qū)油氣進(jìn)行了先期的富集，若切脊斷層成藏期活動(dòng)強(qiáng)度大，可以發(fā)生規(guī)模性垂向運(yùn)移，具備形成高豐度油氣藏的運(yùn)移條件，如JZ20-B-2井。除此之外，斷層在成藏期活動(dòng)強(qiáng)度也是影響油氣垂向運(yùn)移的重要因素。

3.2 凹陷區(qū)

3.2.1 JZ31-A-1井

JZ31-A-1井處于遼中凹陷北洼凹陷區(qū)（圖1a），沙三段與沙一段為主力烴源巖層，東三段發(fā)育湖底扇。JZ31-A-1井湖底扇厚度為114.0m，砂層總厚度為74.1m，砂巖含量為65.0%。該井湖底扇鉆遇氣層厚度為32.2m，探明氣柱高度為30m（圖6）。

圖6 過JZ31-A-1井油藏剖面（剖面位置見圖1a）Fig.6 Hydrocarbon accumulation profile cross Well JZ31-A-1 (profile location as in Fig.1a)

JZ31-A-1井深部不發(fā)育構(gòu)造背景，僅依靠長期活動(dòng)斷層溝通烴源巖和東二下亞段湖底扇，因此在深層無匯聚背景、東營組泥巖蓋層厚度大等因素控制下，斷層垂向運(yùn)移量十分有限，凹陷內(nèi)生成的油氣沿潛山不整合面向斜坡區(qū)、凹陷區(qū)運(yùn)移，形成了綏中36-2含油構(gòu)造、綏中36-1北含油構(gòu)造，僅有少量的天然氣沿?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)移至湖底扇成藏。因此，JZ31-A-1井東三段湖底扇屬于“烴源巖—斷層”運(yùn)移模式。

3.2.2 JZ22-A-1井

JZ22-A-1井位于遼中凹陷北洼凹陷區(qū)，沙三段與沙一段為主力烴源巖，東二下亞段發(fā)育湖底扇（圖4）。該井鉆遇湖底扇厚度為204.5m，砂巖厚度為117.3m，砂巖含量為57.4%，其中油氣顯示厚度為65.5m，測井綜合解釋為水層。該井深部無匯聚背景，長期活動(dòng)大斷層溝通烴源巖和湖底扇，斷層的垂向分流量極少，加上東三段巨厚泥巖蓋層的影響，使東二下亞段湖底扇僅見油氣顯示。因此，JZ22-A-1井東二下亞段湖底扇也屬于“烴源巖—斷層”運(yùn)移模式。

3.2.3 運(yùn)移主控因素分析

遼中凹陷的凹陷區(qū)沙三段廣泛發(fā)育巨厚泥巖，泥巖不均衡壓實(shí)從而產(chǎn)生超壓，沉積速率高于700m/Ma[29]，且具備良好的生烴能力。另外東營組區(qū)域泥巖蓋層厚度較大，也是影響垂向運(yùn)移量的因素。因此，除深層匯聚這一決定性因素，烴源超壓、東營組泥巖蓋層也對(duì)油氣垂向運(yùn)移有一定的影響。

例如，處于遼中凹陷中洼的錦州31-1氣田，深層無匯聚背景，沙三段厚度小、埋深淺，壓力系數(shù)為1.2～1.4，發(fā)育東營組湖底扇，下伏東營組泥巖厚度為810～1250m，JZ31-A-1井、JZ31-F-1井巖屑無油氣顯示，僅有少量天然氣沿?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)移至湖底扇。與JZ31-F-1井相比，JZ31-A-1井下伏泥巖厚度相對(duì)較小，其氣層厚度為33.2m，高于JZ31-F-1井 的16.1m（ 圖7）。JZ22-A-1井 和 JZ27-B-2井處于北洼凹陷區(qū)正上方，均無匯聚背景，沙三段厚度大、埋藏淺，壓力系數(shù)為1.8～1.9，下伏東營組泥巖厚度為2150～2200m。JZ22-A-1井東營組湖底扇儲(chǔ)層發(fā)育，砂體厚度為117.3m，巖屑油氣顯示厚度為65.5m，含油飽和度為0～31.3%，平均為18.0%，測井解釋均為水層；JZ27-B-2井鉆遇扇體邊部，儲(chǔ)層不發(fā)育，僅發(fā)育0.8m/1層粉砂巖，測井解釋含油水層厚度為0.8m，含油飽和度為45.4%（圖7）。這說明在顯著生烴超壓的助力下，即使有2150～2200m厚的東營組泥巖蓋層，JZ22-A-1井、JZ27-B-2井仍有原油充注，而JZ31-A-1井、JZ31-F-1井生烴超壓不明顯，在810～1250m厚的泥巖蓋層下僅有天然氣充注。因此，生烴超壓和泥巖蓋層條件是凹陷區(qū)東營組湖底扇成藏的重要影響因素。除此之外，常規(guī)的斷層晚期活動(dòng)強(qiáng)度也會(huì)影響斷層垂向運(yùn)移能力，當(dāng)沙河街組超壓條件和東營組泥巖蓋層厚度相當(dāng)時(shí)，JZ27-B-2井對(duì)應(yīng)斷層晚期斷距為120m，JZ22-A-1井?dāng)鄬油砥跀嗑酁?2m，JZ27-B-2井原油垂向運(yùn)移量較多，含油飽和度相對(duì)較高。

圖7 遼中北洼湖底扇東營組厚度和含油氣性統(tǒng)計(jì)Fig.7 Statistics of formation thickness and oil-bearing properties of sub-lacustrine of Dongying Formation in the northern sub-sag

4 運(yùn)移模式劃分

深層匯聚脊是東營組湖底扇油氣成藏豐度的主控因素。凹陷區(qū)沙河街組生成的油氣運(yùn)移遇到側(cè)向終止點(diǎn)（斷隆構(gòu)造、超覆構(gòu)造、斷超構(gòu)造等）便聚集形成原生油氣藏，即匯聚脊；若沒有側(cè)向終止點(diǎn)，則油氣沿不整合面橫向輸導(dǎo)，在斜坡帶過而不留，最終到達(dá)凸起區(qū)成藏，即斜坡區(qū)存在輸導(dǎo)脊。因此，匯聚脊包括匯、聚兩個(gè)部分，其中匯是指形成油氣優(yōu)勢運(yùn)移路徑，而聚則是指優(yōu)勢運(yùn)移路徑之上的終止點(diǎn)，與圈閉的概念相似。匯聚脊對(duì)應(yīng)的JZ20-B-2井、輸導(dǎo)脊對(duì)應(yīng)的LD10-F-1井、無脊對(duì)應(yīng)的JZ31-A-1井和JZ22-A-1井，成藏豐度差異明顯。因此，按照深層匯聚條件（匯聚脊、輸導(dǎo)脊、無脊）將運(yùn)移模式分為三大類11種（圖8）。

圖8 遼中凹陷斜坡區(qū)、凹陷區(qū)油氣運(yùn)移模式Fig.8 Hydrocarbon migration models in slope and sag areas in Liaozhong Sag

4.1 斜坡區(qū)

遼中凹陷斜坡區(qū)深層既包括斷隆、坡隆等構(gòu)造性匯聚脊，也包括地層型、斷超型等隱性匯聚脊，相應(yīng)的形成5種運(yùn)移模式（圖8a—e）。其中，斷隆匯聚—斷層模式一般發(fā)育在斜坡較高部位，沙河街組可能披覆于潛山之上，往往形成潛山、沙河街組雙重匯聚的效果，匯聚空間較大（圖8a、b）；坡隆匯聚—斷層模式一般發(fā)育在大斷層下降盤的滾動(dòng)背斜區(qū)，或者火山巖上拱區(qū)，一般以潛山匯聚為主（圖8c）；地層型匯聚—斷層模式一般發(fā)育在凸起邊緣，沙河街組砂巖超覆于潛山不整合面之上，形成地層型匯聚（圖8d）；斷超型匯聚—斷層模式一般發(fā)育在斜坡高部位，大斷層完全錯(cuò)斷沙河街組砂體形成斷超型匯聚（圖8e）。

關(guān)于斷隆匯聚—斷層模式，遼中凹陷西斜坡區(qū)高部位發(fā)育北東向反向斷層，穩(wěn)定分布，發(fā)育斷隆型匯聚脊，潛山風(fēng)化殼受限于潛山巖性，匯聚空間有限，因此在沙河街組砂體發(fā)育的條件下，有可能形成斷隆匯聚（沙河街組）—斷層模式，有望成為遼中凹陷西部斜坡區(qū)重要的儲(chǔ)量接替區(qū)。近期在遼中凹陷中洼斜坡區(qū)鉆探LD10-F-2井，獲得良好勘探成效，油氣層厚度超過100m，最大油柱高度為150m，最大氣柱高度為195m，測試獲得高產(chǎn)輕質(zhì)油氣流，證實(shí)了斜坡區(qū)深層匯聚脊的控藏作用。

4.2 凹陷區(qū)

凹陷區(qū)發(fā)育古隆起、走滑反轉(zhuǎn)、密集斷裂帶等3種類型匯聚脊，相應(yīng)的形成3種油氣運(yùn)移模式（圖8g—i）。在古隆起匯聚—斷層模式中，古隆起一般指基底潛山（圖8g）；在走滑反轉(zhuǎn)匯聚—斷層模式中，走滑反轉(zhuǎn)的時(shí)期和強(qiáng)度是影響匯聚的關(guān)鍵因素，反轉(zhuǎn)時(shí)期較早、反轉(zhuǎn)強(qiáng)度較大時(shí)，潛山和沙河街組可形成雙重匯聚的效果（圖8h）；密集斷裂帶匯聚—斷層模式中，密集斷裂帶是指一系列在相同應(yīng)力場背景下密集發(fā)育的斷裂體系，應(yīng)力的大規(guī)模釋放形成低勢區(qū)，從而有一定的匯聚效果（圖8i）。

關(guān)于走滑反轉(zhuǎn)匯聚—斷層模式，遼中凹陷南洼、中洼在東營組沉積早期反轉(zhuǎn)，新近紀(jì)反轉(zhuǎn)定型，潛山、沙河街組均發(fā)生一定程度反轉(zhuǎn)，其中遼中凹陷南洼凹陷區(qū)反轉(zhuǎn)強(qiáng)度較大，在沙河街組形成了背斜圈閉，具有良好的匯聚背景，因此遼中凹陷南洼反轉(zhuǎn)區(qū)具備形成高豐度湖底扇油氣藏的潛質(zhì)。

關(guān)于凹陷區(qū)密集斷裂帶匯聚—斷層模式，尚無湖底扇勘探實(shí)例（圖8i），但其具備規(guī)模性垂向運(yùn)移能力已被證實(shí)。綏中36-1油田油區(qū)主力油層為東二下亞段辮狀河三角洲前緣砂體，以斷裂為界分為凸起區(qū)和斜坡區(qū)。鉆探結(jié)果表明，位于斜坡區(qū)最低部位的15井東二下亞段砂體的第5、第9小層解釋為水層，錄井見C級(jí)油氣顯示；位于斜坡區(qū)較高部位的C2井第5小層為油層，第9小層為水層，凸起區(qū)5井對(duì)應(yīng)的第5、第9小層均為油層（圖9），這說明油田的斜坡區(qū)油藏是油氣沿?cái)嗔褞Т瓜蜻\(yùn)移，然后沿東二下亞段砂體橫向運(yùn)聚成藏。這也表明，凹陷區(qū)密集斷裂帶釋壓程度高，形成明顯的低勢區(qū)，具備一定匯聚能力，因此凹陷區(qū)密集斷裂帶上方的巖性圈閉也具有勘探潛力。

圖9 遼中中洼過綏中36-1油田油藏剖面Fig.9 Hydrocarbon accumulation profile cross Oilfield SZ36-1 in central sub-sag

5 結(jié)論

（1）遼中凹陷西部斜坡區(qū)發(fā)育反向斷層，形成斷隆構(gòu)造；凹陷區(qū)受走滑斷層影響發(fā)育反轉(zhuǎn)構(gòu)造。遼中凹陷湖底扇分布的區(qū)帶和層系差異性明顯，南洼湖底扇主要發(fā)育在東三段，分布在凹陷區(qū)；中洼湖底扇主要發(fā)育在東三段，分布在斜坡區(qū)；北洼湖底扇主要發(fā)育在東二下亞段，分布在凹陷區(qū)。

（2）遼中凹陷的凹陷區(qū)已鉆揭湖底扇無深層匯聚背景，東營組區(qū)域泥巖蓋層封蓋能力較強(qiáng)，僅形成少量天然氣藏；斜坡區(qū)已鉆湖底扇深層匯聚能力差異明顯，當(dāng)斷層切至匯聚脊時(shí)，垂向運(yùn)移量充足，形成高豐度油氣藏。

（3）匯聚脊的發(fā)育控制了遼中凹陷東營組湖底扇油氣成藏豐度。其他條件相當(dāng)時(shí)，匯聚脊—斷層型湖底扇油氣成藏豐度較高，輸導(dǎo)脊—斷層型湖底扇油氣成藏豐度中等，烴源巖—斷層型湖底扇油氣成藏豐度較低。另外，凹陷區(qū)東三段泥巖蓋層、沙河街組生烴超壓也影響油氣垂向運(yùn)移量。

（4）遼中凹陷凹陷區(qū)優(yōu)先尋找凹中隆匯聚脊、反轉(zhuǎn)匯聚脊，“沿脊尋斷找扇”；斜坡區(qū)優(yōu)先尋找斷隆匯聚脊、坡隆匯聚脊，斷超匯聚脊多發(fā)育在凸起傾沒端，當(dāng)潛山風(fēng)化殼與沙河街組砂巖形成復(fù)合型匯聚脊時(shí)，深層匯聚能力更強(qiáng)，更有利于尋找高豐度油氣藏。