渤海南部古潛山油氣田成藏機理及展布規律研究
——以渤海L油田為例

李 卓，張建民，郭 誠，余元洲，席夢雪

(1．中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452；2.中國石油天然氣管道局天津設計院)

渤海南部古潛山油氣田成藏機理及展布規律研究
——以渤海L油田為例

李 卓1，張建民1，郭 誠1，余元洲1，席夢雪2

(1．中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452；2.中國石油天然氣管道局天津設計院)

渤海L油田位于渤南潛山帶中部，屬于受構造控制的下古生界古巖溶型碳酸鹽巖潛山油田，具有含油氣層位多、厚度大、儲層分布廣的特點。在系統分析供烴條件、構造成因、優質儲層主控因素、成藏模式等關鍵成藏因素基礎上，闡述了渤海南部古潛山L油田成藏條件，探討了潛山油氣富集規律，研究認為，渤海L油田烴源來自渤中凹陷和黃河口凹陷，供烴條件優越，油氣沿斷層及不整合面運移至圈閉；上寒武-下奧陶統儲層受控于古地貌及沉積相帶，物性較好的云坪沉積發育于古地貌巖溶緩坡單元，呈環帶狀分布，是油氣聚集的天然場所。

渤海L油田；白云巖儲層；古地貌；成藏機理；儲層展布

渤海L油田發現于1980年，西側和南側兩條大斷層控制了整個構造的發育和形態，使之成為地層向北東向傾沒的單斜古潛山。油田目前存在多期不同應力疊加，地震資料品質較差，地層發育及分布情況不清，潛山帶有利勘探方向不明等難題。前人認為L油田原油主要來源于黃河口凹陷沙河街組三段烴源巖，油氣勘探方向應主要放在N8井斷層南側及2井區斷層北塊等[1]，但對白云巖儲層的主控因素以及展布規律研究較少，本文通過油氣源分析，精細古地貌恢復和沉積規律研究，對渤海L油田古潛山碳酸鹽巖儲層的成藏機理及主控因素進行探討。

1 古潛山油氣藏形成機理

1.1 渤海L油田古潛山成藏主控因素分析

潛山油氣藏作為一種新生古儲的褶隆型油氣藏，其形成需具備一些獨特的條件，相比自生自儲的原生油氣藏，新生古儲的淺層氣藏更難以富集。渤南低凸起地區地質條件復雜，受構造運動的影響，發育多期斷層系統，活動時間長，晚期活動強烈，新近系沙一段泥巖沉降快，可形成潛山頂部蓋層，底部的基巖以難于溶蝕的混合花崗巖為主。潛山圈閉的位置決定了其是否能得到充足的油氣源供給，在富生烴凹陷內或緊鄰富生烴凹陷是潛山成藏的必要條件，大量實踐證明了“源控”的重要性。位于兩個富生烴凹陷之間的源間潛山，以及凸起傾沒端的潛山最利于形成潛山油氣藏。渤海L油田就位于渤中凹陷和黃河口凹陷兩個富生烴凹陷之間，其在成藏過程中得到了充足的油氣供給[2-4]。

從構造成因分類來看，渤南低凸起渤海L油田受擠壓構造影響，屬褶隆型源間古潛山，成藏主控因素為“源-導-儲”耦合[5]。從供油和富集條件來看，褶隆型源間古潛山具有距生油凹陷近、油氣運移距離短的特點。四面下傾的基巖殘山匯油面積大，能得到充足的油氣供給；斷層及潛山不整合面則作為運移通道溝通儲層和烴源巖，四面下傾的基巖殘山上部被新生代泥巖覆蓋，形成有效蓋層，有利于富集高豐度油氣藏。

1.2 渤海L油田古潛山油氣藏油氣源分析

渤南凸起北鄰渤中凹陷, 南鄰黃河口凹陷, 被郯廬斷裂帶切割成自西向東逐級抬升的三大段。渤海L油田位于中段區塊西側，其油源研究對渤南凸起及渤中凹陷西南部地區的油氣潛力評價具有重要意義[6]。結合前人研究成果認為，渤海L油田油氣源為渤中凹陷和黃河口凹陷混合來源，為典型的源間油氣藏；既有沙河街組烴源巖生成的油氣, 也有東營組下段烴源巖生成的油氣。

L油田北部的渤中凹陷為渤海灣盆地最大生油凹陷，凹陷面積8 600 km2,總資源量45×108t，發育兩套生烴層系；其中渤中西南次凹東三到沙一地層厚1 200 m，渤中凹陷沙三段地層厚度為1 000～1 200 m，沙三段烴源巖主要發育于渤中凹陷。通過埋藏史分析，現今的東三段、沙河街組進入成熟—高熟階段，深凹區進入過熟階段，利于生成天然氣。L油田南側的黃河口凹陷，總面積3 309 km2，主要發育沙三段、沙一+沙二段和東下段三套生烴層系；其中沙河街組湖相生烴層系厚度為1 000～3 000 m ，已經進入成熟-高成熟生烴階段。

黃河口凹陷和渤中凹陷如今發現的油氣藏都具有近源運移的特征，具有距生烴凹陷近、運移距離短的特征。結合生烴參數對比分析表明，以2井為代表的北上塊上油組原油具有三環萜烷含量較高，4-甲基甾烷和重排甾烷含量低的特點，為混源有機質的微咸水湖相原油，與渤中凹陷東三下段烴源巖類似。而以N5井為代表的北下塊下油組原油具有重排甾烷和4-甲基甾烷含量較高的特點，與南側的黃河口凹陷沙三段高成熟烴源巖類似。因此，渤海L油田的原油來自于黃河口凹陷和渤中凹陷。

包裹體均一溫度的分布表明，渤海L油田包裹體溫度梯度為高、中、低三期與渤中凹陷一致，而黃河口凹陷則主要為低、中溫。碳同位素分析認為，渤海L油田天然氣主要為高成熟凝析氣和成熟氣，此外，還有過成熟裂解氣，與渤中凹陷一致，高成熟氣占有較大比例，而黃河口凹陷主要為成熟氣。為進一步證明天然氣來源，分別計算了渤中凹陷與黃河口凹陷以及渤海L油田的iC5/nC5和iC4/nC4比值，從圖1可見，研究區和渤中凹陷一致，iC5/nC5和iC4/nC4比值較高，而黃河口凹陷比值明顯較低。所以綜合認為，渤海油田高成熟的天然氣來自渤中凹陷。

1.3 渤海L油田古潛山油氣藏輸導體系

圖1 渤海L油田、渤中凹陷和黃河口凹陷天然氣組分成因判別

潛山是油氣的有利匯聚區，“凹中隆”的構造背景，為油氣有效聚集提供了保障[7]。渤海L油田正是處于“凹中隆”的隆部，北鄰渤中凹陷，南接黃河口凹陷，是油氣聚集的天然場所。構造區處于渤中凹陷及黃河口凹陷超壓帶邊緣，生油區凹陷壓力系數高達1.40～1.65，可為油氣運移提供充足動力。

油氣運移的方向表現為由南到北(渤中凹陷)及由北向南(黃河口凹陷)，無論來自渤中凹陷的油氣還是來自黃河口凹陷的油氣，都是經過不整合面及早期活動的斷層運移至潛山聚集成藏(圖2)。包括烴類在內的流體被活動的斷層運移到斷裂帶及潛山頂不整合面并向潛山內部運移，凹陷內部砂體與斷層相互交織可形成大量排烴空間，加上斷層及不整合面形成的排烴空間，組成油氣運移的導體，極大地提高了油氣運移的疏導效率[8-9]。多次構造運動造成潛山頂不整合面長期風化剝蝕形成的大量溶蝕孔及溶蝕縫也可作為油氣運移的重要通道，對于油氣充注成藏具有重要的意義。斷層垂向上溝通多套儲層，形成了“烴源巖-圈閉儲層”的直接運移通道。

2 白云巖儲層展布規律研究

渤海L油田古潛山白云巖儲層為裂縫-孔隙型雙重介質儲層，儲集空間以溶蝕孔、晶間孔及構造縫為主，沉積作用和成巖作用是影響研究區物性的主要因素。其中原始沉積作用控制了白云巖儲集物性的特征；成巖作用使儲層物性進一步改善，形成優質的白云巖巖溶儲層。古地貌代表著地層沉積和成巖作用的背景，控制了碳酸鹽巖次生儲集空間的形成與展布[10]。

2.1 印模法與殘厚法精細恢復古地貌

渤南潛山帶下古生界奧陶系頂部碳酸鹽巖風化殼是巖溶古地貌氣藏的重要發育場所，巖溶古地貌不僅對巖溶儲層發育具有重要的影響，而且是油氣成藏的主要控制因素。古地貌恢復是研究巖溶儲層特征(揭示油氣成藏規律的關鍵)的一種綜合地質模型方法[10]，目前常用的古地貌恢復方法主要有殘余厚度法、印模法、地球物理法等[11]。經過優選，在研究區古潛山碳酸鹽巖古地貌恢復中采用了殘余厚度法與印模法的組合。分析認為，奧陶-寒武系被剝蝕得越多，殘余厚度越薄，上覆充填的沙河街組地層越薄。也就是說上下地層組合為上薄下薄的時候，其古地勢位置越高；反之，上厚下厚，則古地勢越低。利用油田內近20口井鉆井剖面綜合對比成果，再結合地震資料精細構造解釋，編制得到上覆沙河街組充填厚度與下伏風化殼殘留厚度等值線圖，并得到兩者的疊合圖(圖3)。然后根據古地貌解釋的綜合地質模型，將該油田潛山風化殼古地貌劃分為巖溶高地、巖溶斜坡和巖溶盆地3個二級古地貌單元，并細分為階坪、殘丘、臺地、殘臺、溝谷、淺洼等6個三級古地貌單元(圖4)

圖2 渤海L油田油氣運聚示意

圖3 潛山風化殼厚度和沙河街組充填厚度疊合圖

2.2 古地貌控制結合沉積相分析指導儲層預測

沉積作用是控制儲層分布的首要因素, 是形成后期成巖改造的物質基礎[11]。本文在巖心描述、巖心室內外分析化驗資料、錄井資料、測井資料的基礎上，結合研究區古地貌、古水深研究，確定了渤海L油田碳酸鹽巖儲層的沉積環境及沉積相。

圖4 渤海L油田古潛山下古生界巖溶古地貌圖

2.2.1 沉積相帶分析

在晚寒武-早奧陶世時期，研究區構造地區活動相對平靜,地形平緩,氣候干燥。盆地中部和西部,海水淺而清澈,陸源碎屑貧乏,發育典型的碳酸鹽臺地相，其中包括蒸發臺地、局限臺地、開闊臺地和臺地邊緣。向東逐漸演變為斜坡、廣海陸棚和盆地相,水深逐漸加大,陸源碎屑物增多,形成了緩坡型臺地沉積模式。大致可歸納為蒸發臺地相-局限臺地相-開闊臺地相-臺緣斜坡相-廣海陸棚相(圖5)。

2.2.2 沉積演化特征分析

上寒武-下奧陶沉積旋回是以海平面升降為背景的沉積相組合。隨著海平面的上升，水體加深，發育深水開闊臺地沉積，構成碳酸鹽沉積體系中的海侵體系域。隨著海平面下降，水體變淺，發育淺水局限臺地沉積，構成碳酸鹽沉積體系中的海退體系域。局限臺地的向海方向往往有斷續相連的生物礁、淺灘所構成的障壁，海水循環受到一定限制，鹽度較高，水體能量較低，日照充分，是原生灰巖白云石化的天然場所[11-13]。其主要的分布區域位于下奧陶統、上寒武統，主要發育云坪、泥云坪以及灰云坪等沉積微相。其中，云坪的主要類型為粉-細晶白云巖，以中至厚層為主。對于泥云坪，其碳酸鹽的顆粒主要為細小粉屑和生屑，以中至薄層為主。儲集空間主要為白云石化作用、構造作用和風化溶蝕作用形成的次生孔隙和構造裂縫，其中白云巖儲層孔隙度可以達到3%～8%，是較好的儲集巖。

圖5 渤海L油田海相臺地沉積模式圖

3 有利相帶展布

上寒武統崮山組至鳳山組發育局限臺地-開闊臺地沉積體系，局限臺地早期以灰云坪沉積為主，中晚期為泥灰坪沉積，至晚期以云坪沉積為主；整體表現為海侵-海退沉積過程(圖6)。有利相帶受控于古水深及古地貌，物性較好的云坪沉積平面上主要發育于古地貌相對較高的巖溶斜坡，呈環帶狀分布于局限臺地區，發育次生白云巖及灰質白云巖儲層。古地貌相對較低的巖溶盆地則發育泥坪、泥灰坪沉積，儲層物性較差。下奧陶統冶里組至亮甲山組發育局限臺地-開闊臺地沉積體系，以云坪沉積為主，夾泥坪、灰泥坪，點狀分布；早奧陶世表現為小規模海侵過程(圖7)。不同的古地貌單元和不同的體系域控制著白云巖儲層的發育，巖溶緩坡的向陸方向是多期海平面下降導致周期性暴露的巖溶儲層發育有利地區。

油氣成藏機理研究及儲層展布規律研究對渤海L油田的開發評價井及調整井井位設計具有重要指導意義。綜合研究認為N8井區以南構造圈閉為優選圈閉，該區域位于古地貌相對較高的巖溶斜坡-殘丘，發育云坪沉積，且處于中央隆起的較高部位,是油氣向隆起區運移、聚集以及白云石化的有利場所。該塊為斷裂坡折帶,源巖斷層發育,黃河口凹陷沙三段的原油沿油源斷裂與不整合面構成的油氣運移通道在該圈閉內聚集成藏，是油氣成藏的有利圈閉，評價前景十分樂觀。

圖6 上寒武統鳳山組沉積相平面分布圖

圖7 下奧陶統冶里組沉積相平面分布圖

4 結論

(1)本文在調研和類比國內碳酸鹽巖油田研究的基礎上，從研究區實際地質條件出發，嘗試對渤海L油田碳酸鹽巖潛山內幕儲層成因機理進行探索性研究，認為渤海L油田烴源來自渤中凹陷和黃河口凹陷，供烴條件優越，油氣沿斷層及不整合面運移至圈閉。

(2)上寒武-下奧陶統儲層受控于古地貌及沉積相帶，物性較好的云坪沉積發育于古地貌巖溶緩坡單元，呈環帶狀分布，是油氣聚集的天然場所。

(3)針對古潛山海相碳酸鹽巖儲層埋藏較深、地震分辨率較差、儲層橫向變化較快的特點，探索出一套“成藏機理分析，古地貌控制，沉積模式指導”的儲層預測方法，其認識和實踐過程對周邊探區具有一定借鑒意義。

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編輯：趙川喜

1673-8217(2017)03-0058-05

2016-07-11

李卓，碩士，工程師，1987年生，2013年畢業于成都理工大學地質專業，現從事油氣田開發地質工作。

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

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