渤海海域石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏類型及成藏主控因素

于海波，王德英，王 軍，張志強，李 龍

(中海石油(中國)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型及成藏主控因素

于海波，王德英，王 軍，張志強，李 龍

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

在構造、沉積儲層和烴源巖分析的基礎上，剖析了石臼坨凸起東段地層巖性油氣藏形成條件、類型和成藏主控因素，認為石臼坨凸起東段南北兩側的渤中凹陷和秦南凹陷發育沙三段、沙一二段和東下段三套烴源巖，烴源條件優越，受構造運動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、扇三角洲優質儲層，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、秦南兩個富生烴凹陷是地層巖性油氣藏形成的基礎，東營組巨厚泥巖的穩定分布和沙一二段、東三段優質儲層的廣泛發育是地層巖性油氣藏形成的保障和關鍵。

石臼坨凸起；地層巖性油氣藏；油氣藏形成條件；油氣藏類型；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，夾持在秦南凹陷、渤中凹陷之間，向東傾沒于渤中凹陷，處于油氣運移指向的有利位置，成藏條件非常有利(圖1)。20世紀70年代，以潛山為主要目的層進行勘探，發現了規模較小的428東、428西潛山油田，之后在圍區雖然以構造圈閉為主要對象進行了研究鉆探，但未獲得良好突破。2009年以來，在該區深入開展構造、沉積和烴源巖的研究，并進一步轉變思路，開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、類型和成藏主控因素，發現了秦皇島29-2億噸級油田。

圖1 石臼坨凸起東段區域位置

2 油氣藏形成條件

2.1 構造背景

中生代末期至古近紀早期，渤海盆地主要表現為拉分盆地的構造特征，此時石臼坨凸起東段主要發育近東西向的基底伸展斷裂；古近紀時期，該區主要受地幔熱活動的影響，發生區域性拉張，主要表現為伸展斷陷盆地的構造特征，控制凹陷和凸起的近東西向斷裂繼承性發育；從漸新世開始，受新構造運動的影響，派生大量的NE向、近EW向次級斷裂，少數斷層可斷至基底，在剖面上與主干斷裂常組成Y字型結構。總體來看，石臼坨凸起東段主要發育近東西向的伸展斷裂，并與石臼坨凸起主體區呈近垂直交接，發育類型多樣的坡折體系，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型(圖2)。

圖2 石東帶坡折體系類型及其特征

走向斜坡型坡折：主要發育在兩條傾向相同控凹斷層的疊覆末端的轉換帶[1-4]。在石東帶，受兩條近東西向相互獨立且長期活動的同向盆緣斷裂的影響，在兩條斷裂的重疊區發育構造轉換帶，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，在轉換帶的控制下，地層沿斜坡逐層超覆尖滅，兩側受到斷層的控制，形成了構造-地層型圈閉。

單斷式陡坡坡折：主要發育在邊界大斷裂處。石臼坨凸起東段盆緣斷裂以板式陡斷層為主要特點，因其坡度陡、斷層上下盤高差大，形成持續下陷型邊界。從平面組合樣式來看，單斷式陡坡坡折帶可進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，碎屑物質比較粗，厚度大，平面上雖具有一定的規模但一般較小，常圍繞邊界大斷裂成裙狀產出；墻角型單斷式陡坡坡折帶一般由兩條及以上的大斷裂聯合控制，水系相對比較集中，多個方向的水系向墻角處匯聚，碎屑物質比較粗，平面規模一般比較大。

沉積型緩坡坡折：主要發育在構造活動相對較弱、構造坡折帶不發育的地方[6-8]。石臼坨凸起東段，沉積型緩坡坡折主要發育兩種類型，一種是受基底沉降所控制的緩坡坡折，地形坡度緩，主要發育辮狀河三角洲沉積；另一種是發育在三角洲前緣，受三角洲前積體的影響，在砂體向湖推進的過程中，因沉積相變造成巖性變化，后因差異壓實等作用，形成沉積坡折帶。沉積型緩坡坡折帶可發育上傾尖滅、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。從物源體系分析來看，主要發育兩種類型的有效物源體系：其一是長期遭受風化剝蝕的、穩定的、容易識別的凸起物源體系，主要為石臼坨凸起主體區；其二是風化剝蝕時間較短的或者受構造運動影響不容易識別的動態物源體系[9]，主要包括428西、428東構造，在古近紀沙一二段和東三段沉積時期為有效物源體系(圖3)。物源區被風化剝蝕后產生的碎屑物質經過輸砂通道進行搬運后在對應的坡折帶附近堆積下來，坡折體系的發育程度控制了沉積體系的類型和砂體的發育展布。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育，來自于物源區的碎屑物質，在陡坡帶下降盤和走向斜坡坡折帶附近堆積，由于碎屑物質搬運距離近、快速卸載沉積，容易形成厚度大、物性好的優質儲層。沉積型緩坡坡折帶附近，主要發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，主要發育沙三段、沙一二段和東下段三套烴源巖[10-11]，沙三段烴源巖有機質類型主要為Ⅱ1型，有機碳含量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質類型主要為Ⅱ1型，有機碳含量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；東下段烴源巖有機質類型主要為Ⅱ2型，有機碳含量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。

渤中凹陷鉆井已經證實了沙三段、沙一二段和東營組均發育優質烴源巖[12]，在石臼坨凸起東段，鉆井揭示烴源巖的特征主要為：沙三段烴源巖有機質類型主要為Ⅱ1型，見Ⅱ2型，有機碳含量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、二段烴源巖有機質類型主要為Ⅱ1型，見Ⅰ型，有機碳含量1.19%～4.97%，平均2.58%，生烴潛量6.15～32.99 mg/g，平均15.36 mg/g，鏡質組反射率為0.77%～1.00%，平均0.88%，為腐泥型烴源巖；東營組烴源巖有機質類型主要為Ⅱ2型，見Ⅱ1型，有機碳含量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育在兩條同向正斷層之間的構造轉換帶上，構造高部位為剝蝕區，也是主要的物源供給區，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，這種類型的圈閉主要發育在沙河街組，為自生自儲或下生上儲成藏，儲層發育程度控制了油氣富集程度，從鉆井分析來看，儲層厚度在40～100 m ，在坡折帶中下部，儲層厚度大，相應的油層厚度也較大。

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快速卸載退積，形成近岸扇體，發育構造-巖性圈閉(圖4b)。這種類型圈閉主要發育在沙河街組，為自生自儲或下生上儲成藏。儲層發育程度控制了油氣富集程度，從鉆井分析來看，儲層厚度比較大，可達300 m左右；但儲層的含油氣性有一定的差異，從目前鉆井的統計來看，一般孔隙度大于9%的儲層含油性比較好。

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過程中，發育多期向盆地方向進積的前積體，側向和上傾方向被泥巖所封堵，形成上傾尖滅的巖性體，進而形成巖性圈閉(圖4c)，這種類型圈閉主要發育在東三段，為下生上儲油氣成藏。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型

4 油氣藏形成主控因素

4.1 緊鄰富烴凹陷是基礎

已鉆井揭示，渤中凹陷和秦南凹陷均發育沙三段、沙一二段和東營組三套烴源巖，油氣運移路徑模擬和油、巖的成熟度表明，油氣主要來自石臼坨凸起東段附近的次級洼陷，從鏡質組發射率的分析表明，陡坡帶下降盤的烴源巖業已成熟，進入生烴門限，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應的古埋深及其對應的地質年代說明，石臼坨凸起東段油氣主要成藏期為5.1 Ma至現今，表現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越，為地層巖性油氣藏的形成奠定了物質基礎。

4.2 優質儲層廣泛發育是關鍵

石臼坨凸起東段沙一二段主要為扇三角洲沉積，局部發育混積灘[13]，其優質的三角洲前緣砂體與上覆的東營組大套泥巖形成了良好的儲蓋組合，巖心、壁心常規孔隙度、滲透率分析揭示，扇三角洲儲層孔隙度主要為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；測井解釋儲層孔隙度主要為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，其優質的三角洲前緣砂體與上覆的大套泥巖形成了良好的儲蓋組合，巖心、壁心常規孔隙度、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；測井解釋儲層孔隙度主要在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育，儲層物性比較好，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鍵因素。

4.3 巨厚泥巖的穩定分布是保障

石臼坨凸起東段儲層主要發育在東三段、沙一二段，上覆東營組泥巖厚度為240～680 m，且穩定分布，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。東營組泥巖的發育整體上受控于東營組沉積時期的沉積環境，在東營組時期渤海灣整個盆地由斷陷階段進入了拗陷階段。在東三層序的早期低位域階段，湖盆開始下陷，水平面不斷上升，隨后中期水侵體系域階段，當水體上升到一定程度后，開始變得相對穩定，此時整體湖水較深；但到東三層序高位體系域階段，由于構造活動的進一步減弱，經過一段相對穩定沉積時期后，受構造和氣候等因素的影響，水體開始下降，湖平面范圍變小；直到東二層序沉積時期，水體突然快速上升，該時期湖盆面積達到最大，石臼坨凸起東段的全部區域處于湖平面以下，此時，早期的物源區對石臼坨凸起東段供給十分有限，沉積了厚層的泥巖，區域分布十分穩定。該區已鉆井顯示，東二段單井鉆遇泥巖厚度240～680 m。正是這套區域穩定分布的厚層泥巖與深部發育的三角洲儲層形成了完美的儲蓋組合，為深層大規模油氣藏的形成、保存提供了良好的條件。

5 結論

(1)石臼坨凸起東段受構造運動的影響，發育斜坡型坡折、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、秦南兩個富生烴凹陷，是地層巖性油氣藏形成的基礎，東營組巨厚泥巖的穩定分布和沙一二段、東三段優質儲層的廣泛發育是地層巖性油氣藏形成的保障和關鍵。

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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年畢業于成都理工大學礦產普查與勘探專業，現從事石油地質與勘探研究。

國家重大專項“渤海海域大中型油氣田地質特征”(2011ZX05023-006-002)。

TE112.32

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