歧口凹陷港北多層系潛山內幕成藏條件分析

米興奪

（大港油田勘探開發研究院，天津 300280）

歧口凹陷北大港潛山帶勘探始于1964年，至今經歷區域勘探、區帶勘探、兼探、低位潛山勘探、多層系內幕勘探五個階段。前四個階段主要針對低位潛山，以風化殼型碳酸鹽巖為目的層展開勘探，發現了千米橋凝析氣藏，但受埋深及硫化氫影響，效益動用難度大。為尋求接替領域，轉變觀念，將勘探重點由低位潛山向中高位潛山轉移，評價優選緊鄰歧口凹陷主生烴區的港北多層系高位潛山內幕作為突破重點，以中-古生界為主要目的層，實施 GG1505、GG1507、T17x1 等井，均獲得高產油氣流，在港北潛山首次實現了規模效益增儲，但是成藏條件復雜，規律認識不清，進一步拓展勘探難度較大，因此研究港北多層系潛山內幕油氣成藏規律對下步勘探具有重要意義[1-3]。

1 構造及圈閉特征

1.1 結構特征與斷裂展布

北大港潛山帶基底斷裂系主要由伸展、走滑及局部逆沖推覆構造組成，中生代晚期－新生代發育的基底斷裂系構成北大港潛山斷裂格架。受古構造及南北向調節斷層控制，北大港潛山帶分為港北潛山、千米橋潛山和劉崗莊潛山三種不同類型潛山（見圖1）。其中港北潛山為一依附于港西斷裂的半背斜潛山，是典型的高位潛山，受港西斷裂雁列走滑影響，港北潛山斷塊群形成前、后兩排斷塊山，前排山為內幕斷塊結構，后排山整體為復雜斷鼻結構；同時，受近南北向調節帶控制，由東至西后排山表現為明顯的分段性，東段單面山為反向斷層切割的地壘及斷鼻構造，中段屋脊斷塊山為順向斷層切割的斷鼻構造，西段階狀斷鼻山為帚狀斷層切割的掀斜斷鼻、斷塊構造[4-6]。

1.2 圈閉特征

港北潛山主體保留了較厚的中生界及上古生界地層，向東西兩翼及北部石炭-二疊系地層逐漸減薄、剝蝕，受港西斷裂雁列活動及近南北向調節帶控制，形成二臺階圈閉群、東帶圈閉群、中帶圈閉群、西帶圈閉群四個圈閉群（見圖2）。

二臺階圈閉群夾持于港西斷層和二臺階斷層之間，主要是中生代形成發育的斷塊圈閉群，其主體保留了相對較厚的中生界地層，上古生界受一定程度的剝蝕，新近系地層直接超覆在中生界之上；東帶圈閉群以太10井調節斷層為界與中段圈閉群相接，是中、新生代持續發育起來的單面山構造，受反向斷層切割形成多個斷壘、斷鼻和斷塊圈閉；中帶圈閉群東、西兩側分別以太10井和港3井調節斷層與東帶、西帶相接，主體表現為屋脊斷塊山構造，受次級順向斷層切割形成多個斷鼻、斷塊圈閉；西帶圈閉群東側以港3井調節斷層與中段圈閉群相接，主體表現為階狀斷鼻山構造，受次級帚狀斷層切割形成多個掀斜斷鼻、斷塊圈閉[7-9]。

2 港北潛山內幕儲層分布及特征

2.1 二疊系碎屑巖儲層

圖1 北大港潛山帶勘探現狀圖

二疊系碎屑巖儲層主要分布于下石盒子組和山西組。下石盒子組以河流相沉積為主，發育上、下兩套砂體。其中上部砂體厚度大，單砂體可達15 m～20 m，巖性主要為石英長石細砂巖，孔隙度在10%～15%，橫向分布不穩定，向西北方向砂體剝蝕減薄；下部砂體橫向分布穩定，單砂體厚度在5%～10%，物性比上部砂體略差，巖性主要為巖屑長石砂巖，孔隙度在7%～12%，滲透率小于1 mD，為低孔低滲儲層，但受斷裂改造以及次生溶蝕作用影響，裂縫及溶蝕孔發育（見圖3）。山西組主要為三角洲平原的分流河道砂體和三角洲前緣的水下分流河道砂體，碎屑巖儲層成分成熟度較低，長石（大于20%）和巖屑（25%～50%）含量普遍偏高，單砂體厚度達到20 m左右，橫向分布穩定，砂體呈南北走向，向東西兩側砂體逐漸減薄。

圖2 港北潛山二疊系下石盒子組圈閉構造圖

圖3 GG16102井下石盒子巖心、巖屑照片薄片

2.2 石炭系碳酸鹽巖儲層

石炭系為海陸過渡相沉積，儲層主要發育在太原組，以含煤細碎屑沉積為主，由于遠離陸源碎屑巖供給區，太原組頂部巖性以煤層為主，夾碳質泥巖和灰巖薄層。單層厚度在3 m左右，分布穩定，巖性以泥晶白云巖為主，可見硫鐵礦及綠泥石化碎屑，裂縫及次生溶蝕孔隙非常發育，直徑在2 mm～10 mm，連通性好（見圖4）。

圖4 GG16102井太原組巖心、巖屑照片薄片

圖5 濱海斷裂兩盤地層對接關系

圖6 港北潛山內幕多層系雙源混注成藏模式

3 油氣成因類型與供儲關系

3.1 油氣成因類型

油氣源對比分析表明，港北潛山東段中1502井二疊系原油密度（D420）為 0.739 9 t/m3，黏度（50 ℃）為0.49 mPa·s，凝固點為-30℃，屬低凝低黏成熟凝析油，伴生天然氣主要為油型氣、煤成和油型混合氣，油氣來源于沙三段、沙一段下部烴源巖和石炭系煤系源巖熱降解產物，因此中1502井二疊系凝析油是石炭-二疊系煤系烴源巖和古近系烴源巖多源混合產物，屬古生古儲和新生古儲混合型油藏；中段GG1507等井上古生界、中生界原油密度（D420）為 0.850 8 t/m3～0.874 3 t/m3，黏度（50 ℃）為 4.39 mPa·s～15.24 mPa·s，凝固點為23℃～27℃，含蠟量為13.78%～17.16%，含硫量為0.1%～0.13%，膠質+瀝青質為13.91%～24.44%，屬高凝中質成熟原油，原油伴生天然氣為油型氣，油氣來源于歧口凹陷古近系沙一段下部烴源巖，屬新生古儲型油藏。進一步證實，油氣成藏的復雜性。

3.2 供儲關系

港北潛山緊鄰歧口生烴中心，受濱海斷裂帶長期活動的影響，古近系湖相烴源巖直接與潛山內幕的中生界、古生界和元古界對接供油，供油窗口面積占比分別為25%左右、80%左右及80%以上，為新生古儲型油氣藏的形成奠定了基礎；同時，石炭-二疊系煤系烴源巖油氣沿斷裂、不整合面及多套儲集體形成立體供油網絡，利于古生古儲油氣藏的形成（見圖5）。

4 油氣聚集規律研究

港北多層系潛山內幕受古構造背景和內幕結構共同控制，油氣藏具有“古斜坡翹傾反轉，斷棱帶雙源混注，多層系差異聚集”的特點，縱向上，奧陶系上馬家溝組發現的主要為原油，峰峰組為帶氣頂的油藏，二疊系和中生界以油藏為主。平面上，港北潛山東段中-古生界油氣藏表現出“雙源”混合充注成藏特點，中西段則以新生古儲為主要特征（見圖6）。

油藏特征：（1）地層由侏羅-白堊系、石炭-二疊系和奧陶-寒武系等構成，但侏羅-白堊系和石炭-二疊系地層均殘缺不全；（2）經歷震蕩式抬升與沉降，古生界和中生界內幕發育多個地區性不整合，分割潛山內幕儲層，形成多層系內幕型潛山；（3）潛山內幕儲層似層狀展布，但儲層側向分布受沉積相、成巖相及地層剝缺程度控制，橫向變化大；（4）古近紀蹺蹺板反轉，基巖斷裂與內幕古斷裂切割改造，形成“屋脊狀或單面山”潛山形態，由于經歷構造變形疊加改造，斷棱帶內幕多期、多成因高角度裂縫發育。

該類潛山上古生界煤系源巖保存完整，同時緊鄰供油斷裂，具備雙源供烴條件。由于供烴窗口大，潛山內幕多層系儲層與古近系油氣輸導層對接，凹陷區古近系油氣可沿基巖斷裂近距離進入斷棱帶潛山內幕，潛山深部的煤成天然氣也可沿古生界輸導層側向運聚至斷棱帶，由于不同層系、不同成因類型油氣充注期幾乎相同，因此具有雙源混注成藏特點。潛山內的油氣又沿優質儲層、裂縫帶及內幕不整合進一步運移，在內幕圈閉的高點實現富集成藏。該類潛山油氣主要富集在斷棱帶內幕的高部位以及斷階區。早斷晚衰次級斷層、內幕儲層側向變化帶以及潛山內幕蓋層是內幕油氣封堵成藏的主要條件，構造裂縫發育程度是影響油氣富集的主要因素。

5 結論

在多層系內幕潛山油氣成藏理論指導下，以北大港地區300 km2三維疊前深度偏移地震資料為基礎，開展主要內幕層構造精細解釋成圖與圈閉評價，完成了奧陶系、石炭系、二疊系等主力層系含油氣評價，落實有利圈閉11個，圈閉面積14 km2，落實圈閉資源量3 000×104t左右，準備了現實的效益增儲戰場。

五項煤化工國標正式實施

全國煤化工標準技術委員會煤制化學品分會主導制定的《煤直接液化制混合芳烴》等五項國家標準，獲國家市場監督管理總局、國家標準化管理委員會批準發布后，于2月1日正式實施。此次獲批發布的5項國家標準分別是《煤直接液化制混合芳烴》GB/T 36562-2018、《甲醇制汽油組分油》GB/T 36563-2018、《煤基費托合成 汽油組分油》GB/T 36564-2018、《煤基費托合成石腦油》GB/T 36565-2018、以及《煤直接液化 石腦油》GB/T 36566-2018。

依據“缺油、少氣、富煤”的能源結構，我國分別安排了煤炭直接液化（CTL）、煤炭間接液化和甲醇制汽油（MTG）3種煤制油示范項目，以尋求一種最佳的煤制油工藝路線。隨著這些示范項目的推進，產品標準缺乏成為制約煤液化產業發展的瓶頸。這5項標準的制定和實施，有利于促進煤制油企業產品銷售、保證產品質量，使供需雙方有規可循、有法可依，對于煤化工生產企業和用戶均具有重要意義。

（摘自中國化工信息2019年第5期）