斷裂對黃河口凹陷新近系油氣分布的控制作用

姜治群，吳智平，李 偉，楊 波，張曉慶

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中海油天津分公司，天津 300450 )

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斷裂對黃河口凹陷新近系油氣分布的控制作用

姜治群1，吳智平1，李 偉1，楊 波2，張曉慶1

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中海油天津分公司，天津 300450 )

為弄清黃河口凹陷新近系油氣分布的控制因素，利用三維地震、測井、錄井等資料，結合油源斷層活動性、斷蓋配置、斷儲配置等方面分析，定量評價了斷裂對新近系油氣成藏與分布的控制作用。結果表明：受多期構造運動影響，黃河口凹陷發育了NNE向、NWW向和近EW、NE向3組優勢斷裂，其控制了淺層油氣的平面分布，油氣主要分布于近EW、NNE向的一、二級油源斷裂附近；排烴期斷裂活動強度大于8 m/Ma，有效斷接厚度小于10 m時，有利于淺部成藏；斷、儲排替壓力差大于0.45 MPa時，油氣側向分流能力強，新近系含油高度可達30 m之上。研究成果對油田下一步勘探具有重要指導意義。

油源斷裂；斷層活動性；斷裂輸導；新近系；黃河口凹陷

0 引 言

黃河口凹陷是渤海灣盆地環渤中坳陷的一個重要含油氣區。隨著勘探工作的不斷深入，相繼在新近系淺層發現了BZ28-34、BZ25-1S、KL3-2等大中型油氣田，油氣當量累計超過6×108m3，展現了巨大的油氣資源勘探潛力[1]。黃河口凹陷古近系地層油氣富集與構造活動有良好匹配關系，新近系他源油氣成藏具有特殊性，油氣時空分布特征較復雜，而斷裂活動貫穿了油氣生成、運移、聚集整個過程[2-9]，尤其是在成藏關鍵時刻，活動的油源斷裂更是控制了油氣的時空分布。

從分析主要斷裂發育基本特征入手，從復雜的斷裂體系中厘定出油源斷裂；從斷裂活動強度、斷蓋配置關系、斷儲配置關系等方面系統分析斷裂對油氣運移輸導、封堵聚集的控制作用，并對斷裂輸導及封堵油氣性能進行評價，最終明確斷裂對淺層油氣分布的控制作用，對指導研究區淺部油氣勘探具有重要意義。

1 區域地質背景

1.1 區域構造背景

黃河口凹陷繼承在中生代盆地基底之上，受NNE向郯廬斷裂和NWW向張家口—蓬萊斷裂的影響，夾持在渤南低凸起、萊北低凸起、墾東凸起之間，形成現今“三凸夾一凹”的構造格局，見圖1(F1為萊州東支斷裂，F2為萊州中支1號斷裂，F3為萊州中支2號斷裂，F4為渤南2號斷裂，F5、F8為渤南1號中段、東段斷裂，F6為黃河口1號斷裂，F7為萊北2號斷裂；f1為萊州西支3號斷裂，f2為萊州西支4號斷裂，f3為萊州西支1號斷裂，f4為萊州西支2號斷裂，f5為黃河口2號斷裂，f6為黃河口3號斷裂，f7為萊北3號斷裂)。

現今的構造面貌表現為西深東淺、北陡南緩、凹中有隆，整體上為北斷南超的箕狀凹陷。郯廬斷裂的東、中、西支均穿過凹陷，并以中支為界將凹陷劃分為中央走滑轉化帶及東西2個次洼。

圖1 黃河口凹陷構造單元劃分

黃河口凹陷新生代經歷了古近紀E2k～E2s4早期裂陷階段、E2s3～E3d晚期裂陷階段和新近紀(N1g)以來的裂后階段，裂后階段又可分為裂后熱沉降期(N1g～N2m)和裂后再活動期(N2m至今)。因此，黃河口凹陷具有典型斷陷和坳陷疊置結構，新構造運動強烈，晚期構造沉降速率明顯加快。目前，鉆井鉆遇新生界的地層較為齊全：古近系孔店組(E2k)、沙河街組(E2s)、東營組(E3d)、新近系館陶組(N1g)和明化鎮組(N2m)以及第四系平原組(Qp)。沙河街組三段(簡稱沙三段，E2s3)，沙河街組一、二段(簡稱沙一、二段，E2s(1+2))，東營組三段(簡稱東三段，E3d3)為凹陷發育3套生烴層系。

1.2 斷裂發育基本特征

新生代以來的多期構造運動使凹陷斷裂體系具有多期次、多方向、多性質特征。按走向可將斷裂劃分為NNE向、NWW向與近EW、NE向3組優勢方向斷裂(圖1)：①NNE向斷裂為郯廬斷裂帶發育的東、中、西3組斷裂。平面上延伸距離長且規模大，剖面上多表現為近直立的高角度板式斷層，下可切穿新生界基底，上可斷穿第四紀地層；受新構造運動的影響，淺層發育大量次級斷裂，與主干斷裂在剖面上組合表現為負花狀結構(圖2)。②NWW向與近EW向斷裂最為發育，包括基底繼承性斷裂以及受郯廬斷裂右行走滑派生的次級斷裂。剖面上多表現為高角度鏟式或板式正斷層，與晚期次級斷裂組合形式表現為多級“Y”型結構，表明斷裂早期形成過程中以伸展應力為主，晚期疊加了走滑應力。③NE向斷裂發育較少，主干斷裂為萊北2、3號斷裂，發育于凹陷的南部緩坡與陡坡帶。該組斷裂在平面上深層延伸較短，淺層延伸較遠；剖面上表現為高角度板式正斷層，多為北傾(圖2)。

圖2 黃河口凹陷南北向地震剖面(剖面位置見圖1)

按運動學性質，研究區斷裂可分為伸展型、走滑型、走滑-伸展疊加型。伸展型和走滑型各成系統，伸展型斷裂是古近紀南北向引張力作用下地殼拉伸而形成的；走滑型斷裂是古近紀—第四紀郯廬斷裂右行走滑所致[10]。走滑-伸展型斷裂既有伸展分量，又有走滑分量。總體來說，凹陷斷裂體系具有“三三特征”，即3組優勢方向、3種斷裂性質、3期構造演化。

2 油源斷裂的厘定及分布

2.1 油源斷裂厘定

斷裂是溝通源巖與儲層的重要運移通道。凹陷新近系層系自身不具備生烴能力，但卻是重要的油氣富集層位。因此，為探討斷裂與淺層油氣成藏之間的內在聯系，需從復雜的斷裂體系中厘定出對淺層成藏起關鍵作用的斷裂，即油源斷裂。油源斷裂須具備以下特征。

(1)斷裂溝通源巖與儲層。依據斷裂切割地層關系，可劃分3種類型(圖2)：Ⅰ型——斷陷期活動斷裂，僅在古近系發育，因此，只對深部油氣成藏有利；Ⅱ型——繼承性活動斷裂，直接溝通源巖與深、淺部儲層，可為深、淺油氣藏的良好運移通道；Ⅲ型——坳陷期活動斷裂(Ed沉積期以后活動的斷裂)，此類斷裂間接地溝通源儲，其將Ⅱ型斷裂運至淺層的油氣再進行二次分配。

(2)斷裂活動期與烴源巖生排烴期相匹配。油氣大規模運移期仍強烈活動的斷裂一般呈開啟狀態，斷裂可作為油氣的高效運移通道，對淺層成藏尤為重要。結合烴源巖生排烴史研究：在館陶組沉積早期源巖開始排烴，明化鎮組沉積早期烴源巖進入大量排烴階段，明化鎮組沉積末期進入排烴高峰期。分析兩者匹配性可知：近EW和NWW向斷裂整體匹配性好；除F2、F3斷裂外，NNE向斷裂的匹配性較差；NE向斷裂匹配雖較好，但晚期斷裂活動強度較弱。

(3)斷裂帶結構具備良好的輸導能力。斷裂是一個具有復雜內部結構的三維地質體，依據斷裂帶內部的變形程度，可劃分為滑動破碎帶和誘導裂縫帶[11]，滑動破碎帶物性常好于誘導裂縫帶。

2.2 油源斷裂分布特征

綜合研究區斷裂基本發育特征及油源斷裂滿足條件進行分析， NNE向萊州中支1、2、3號斷裂及西支1、2、3、4號斷裂，近EW向黃河口1、2、3號斷裂，NWW向的渤南1、2號斷裂，NE向萊北2、3號斷裂，為研究區的主干油源斷裂。結合主干油源斷裂與實際油藏的平面特征，從是否有利于淺部油氣成藏角度，對油源斷裂進行評價分級。評價如下：黃河口1號及萊州中支1、2號為一級油源斷裂；渤南1號及黃河口2、3號等為二級油源斷裂；萊州西支1、2、3、4號及萊州中支3號為三級油源斷裂(圖1)。

3 斷裂對油氣輸導的控制作用

3.1 排烴期斷裂活動強度

排烴期斷裂活動與新近系油氣成藏之間具有良好的聯系[12]，而斷裂活動性強弱與斷裂開啟與否有關。結合前文分析，已知3套烴源巖生排烴期為館陶組沉積期以后，統計了主干油源斷裂排烴期的斷裂活動速率(Vf)(表1)。由表1可知：近EW向斷裂整體活動性強，其中黃河口1、2號斷裂Vf大于8 m/Ma；NNE向除萊州中支1、2號斷裂活動性較強外，斷裂晚期基本不活動；NE、NWW向斷裂Vf小于5 m/Ma。結合研究區新近系油田分布，發現兩者之間存在良好的耦合關系：BZ25-1S、BZ28-34等新近系油田均分布在排烴期活動強度較大的斷裂附近，而在活動強度較弱或不活動的斷裂附近淺層基本不含油氣，表明斷裂活動強度與油氣輸導能力存在良好的對應關系(圖1)。綜合考慮排烴期斷裂活動強度的平均值，建立了適合研究區斷裂活動強度與其輸導能力的標準：斷裂活動速率Vf小于5 m/Ma時，斷裂不起輸導作用或輸導能力弱；斷裂活動速率大于5 m/Ma、小于8 m/Ma時，斷裂輸導能力中等；斷裂活動速率大于8 m/Ma時，斷裂輸導能力強。

表1 黃河口凹陷新近紀斷裂活動速率統計

3.2 斷裂與蓋層的配置關系

斷裂的錯斷往往使蓋層的原始厚度減薄，使蓋層封閉能力降低。因此，斷蓋配置關系是決定油氣能否沿斷裂突破封堵并最終在淺層聚集成藏的重要因素。采用有效斷接厚度評價方法來探討斷蓋配置與油氣沿斷裂輸導能力之間的內在聯系。

凹陷發育東營組和明化鎮組下段(明下段)2套區域性蓋層。由于明化鎮組泥巖蓋層分布廣、厚度大(50～200 m)，可封堵油氣繼續向上運移，因此，東營組斷蓋配置關系是影響油氣成藏深淺的關鍵。根據實際井震資料，對東營組有效斷接厚度進行統計并計算(圖3)。由圖3可知：有20口井蓋層厚度小于斷裂斷距，蓋層被完全錯開，斷裂輸導能力強，油氣可沿斷裂運至深、淺層成藏，但以淺部成藏為主；其中，有3口井蓋層厚度大于斷裂斷距，但有效斷接厚度為0～10 m，蓋層部分被錯斷，斷裂輸導能力中等；9口井蓋層厚度大于斷裂斷距且有效斷接厚度大于10 m，此時斷裂輸導能力弱，油氣均在蓋層之下成藏。綜上可知：當有效斷接厚度小于10 m時，油氣沿斷裂輸導能力較強，可突破東營組蓋層運至淺層成藏。

圖3 東營組東三段蓋層有效斷接厚度與油氣縱向分布關系

3.3 斷裂與儲層的匹配關系

斷儲配置關系與油氣沿斷裂側向輸導能力有關，斷裂側向輸導能力決定淺層油氣藏的富集程度。斷儲物性配置和斷儲產狀配置共同決定了斷裂側向輸導能力。選取斷儲排替壓力差、斷儲側向分流指數定量評價油氣沿斷裂的側向分流能力。

選取BZ26-3、KL3-2油田14口井的新近系儲層砂體，利用測井方法分別計算了斷儲排替壓力差、斷儲側向分流指數，然后根據求取結果與儲層油氣充注高度，繪制兩者散點圖(圖4)。由圖4a可知：油氣充注高度與斷儲排替壓力差呈正相關關系，斷儲排替壓力差小于0.20 MPa時，斷裂側向輸導能力較弱，儲層飽含水層或為干層；斷儲排替壓力差為0.20～0.45 MPa時，斷裂側向輸導能力較強，油氣充注高度小于30 m；當斷儲排替壓力差大于0.45 MPa時，斷裂側向輸導能力強，油氣充注高度為30～60 m。由圖4b可知：斷儲側向分流指數與油氣充注高度相關性較差，表明斷儲產狀配置對油氣沿斷裂的側向輸導能力的影響較小。

圖4 斷儲排替壓力差、側向分流指數與油氣充柱高度散點圖

4 結 論

(1) 黃河口凹陷新生代斷裂體系具有多期次、多方向、多性質的疊加復合特征，發育NNE向、NWW向和近EW、NE向3組優勢斷裂：NNE向萊州中支1、2、3號斷裂及西支1、2、3、4號斷裂，近EW向黃河口1、2、3號斷裂，NWW向渤南1、2號斷裂及NE向萊北2、3號斷裂為主干油源斷裂。新近系油氣主要分布在一、二級油源斷裂附近。

(2) 排烴期斷裂活動強度、斷蓋配置共同控制了斷裂垂向輸導能力，斷儲配置關系控制了斷裂側向分流能力。排烴期斷裂活動強度大于8 m/Ma、蓋層有效斷接厚度小于10 m時，斷裂輸導能力強，油氣以淺層成藏為主。斷儲排替壓力差小于0.20 MPa時，斷裂側向輸導能力弱，儲層為水層；斷儲排替壓力差小于0.45 MPa時，新近系油氣充注高度可達30 m之上。

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編輯 張 雁

20160510；改回日期：20160909

“十二五”國家科技重大專項“近海大中型油氣田形成條件與分布”(2011ZX05023-006)

姜治群(1991-)，男，2014年畢業于長江大學資源勘查工程專業，現為中國石油大學(華東)地質工程專業在讀碩士研究生，研究方向為斷裂控藏。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.011

TE122.2

A

1006-6535(2016)06-0050-05