渤海海域石臼坨凸起大型巖性油氣藏成藏關鍵要素

王德英，于 婭，張 藜，史盼盼

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

凸起區是油氣運聚的最終指向區，為油氣勘探的重點靶區。目前已經在渤海海域凸起區新近系發現了秦皇島32-6、南堡35-2、蓬萊19-3 等億噸級、甚至十億噸級的大油田［1-4］，其勘探發現儲量占渤海油田總儲量的60%以上［2］，而新近系的淺水三角洲和辮狀河流的富砂沉積本身并不具備生烴條件，油氣如何運移和富集成藏是新近系油氣地質研究中的關鍵問題［。現有研究成果主要有3 種認識：①“中轉站”理論認為在不具備生烴能力的新近系，油氣規模性成藏必須依靠大斷層下降盤直接與烴源巖指狀相接的砂體“中轉”運移［5］；②“網毯式”油氣成藏體系理論則認為倉儲層作為溝通油源斷裂網層和上部聚集網層的“橋梁”，從而對油氣運移和成藏起到重要作用［6］。③“匯聚脊”理論強調淺層構造的規模性商業聚集的關鍵是深層存在脊狀的匯聚低勢區，控制油氣富集成藏或初始運聚［2］。油氣勘探發現并非受單一因素控制，這些理論的提出豐富和完善了渤海灣盆地淺層油氣運聚理論，指導了渤海油田多個新近系油田的勘探發現，奠定了中國第二大油區的儲量基礎［5］。

石臼坨凸起是近年來渤海海域新近系重要的儲量增長區［1，7-8］，其淺層累計發現三級石油地質儲量超過3 億m3［6］，尤其是近年來以巖性圈閉勘探思路在繼秦皇島33-1 等新近系小型構造圈閉勘探之后，發現了秦皇島33-1S 億噸級巖性油氣田［6-7］，對渤海凸起區規模性巖性油氣藏勘探具有重要意義。目前的研究成果主要集中在石臼坨凸起區油藏特征［9］，巖性圈閉刻畫中的關鍵地質、地球物理技術［1，7］，油氣輸導體系［10］及差異成藏模式［11］等方面，突出了對億噸級油藏特征的描述，并未指明石臼坨凸起區能發現諸如秦皇島32-6，南堡35-2，秦皇島33-1 S 多個億噸級油氣區的關鍵因素。因此，基于地震資料，在少井區開展的遠離烴源巖灶的大規模巖性圈閉發育規律研究，并尋找“富油區”的主控因素，以期為渤海海域及類似地區的精細勘探提供指導和借鑒。

1 區域地質特征與油藏特征

1.1 區域地質概況

石臼坨凸起位于渤海海域渤中坳陷的西北部，為長期繼承性發育的寬緩凸起，南北兩側緊鄰秦南凹陷和渤中凹陷，總面積約為1 000 km2（圖1）。凸起上鉆遇地層包括新近系館陶組（N1g）和明化鎮組（N1+2m）、古近系東營組（Ed）、中生界（Mz）、古生界（Pz）、太古界（Ar）。在中新世之前，石臼坨凸起處于相對隆升狀態［10］，之后轉為坳陷演化階段，整體沉降接受沉積，因此新近系厚度為500～900 m。在該凸起的南側，近NW 向的邊界斷裂控制了凸起與渤中凹陷分界，同時也是油氣從南部油源區向凸起淺層運移的油源斷裂［10］，而凸起內部發育了一系列近NEE 走向的晚期斷裂切入了館陶組，也是油氣在館陶組橫向運移、繼續垂向分配的重要通道。

圖1 石臼坨凸起區域位置|Fig.1 Regional location of Shijiutuo uplift

1.2 油藏特征

秦皇島33-1S 油田是在古隆起背景上發育的被斷層復雜化的低幅度披覆背斜構造，構造幅度多小于20 m，斷層以NE 向為主。主要含油層位為明化鎮組下段（圖1），油層埋藏淺，深度為886～1 398 m。參考秦皇島33-1 油田的油組劃分，根據地層厚度、砂層分布以及油氣水分布規律，將明下段劃分為0，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ等4 個油組，油層主要集中在上部的0，Ⅰ，Ⅱ油組（圖2）。明下段為曲流河相沉積，儲層橫向變化快，各油組砂巖體積分數為14%～46%。秦皇島33-1 S 油田的儲蓋組合由淺水三角洲中的湖相泥巖與水下分流砂壩和水下分流河道砂體組成［12］。明下段140 塊巖心樣品分析顯示，其儲層為特高孔高滲的優質儲集層，孔隙度為24.6%～41.9%，平均值為35.4%；滲透率為11.6～18 902.7 mD，平均值為5 586.4 mD。其油氣分布具有“一砂一藏”的特點，油、氣、水關系復雜，縱向上為多套油水系統，含油、氣砂體具有獨立的流體系統，且以邊、底水油藏為主。Ⅱ，Ⅲ油組以常規原油為主，0，Ⅰ油組以稠油為主，其地面原油密度為0.92～0.97 g/cm3。這說明秦皇島33-1S 油田的油藏類型為具有多套油水系統的構造-巖性油氣藏和巖性油氣藏。

圖2 秦皇島33-1 南油田油藏剖面Fig.2 Reservoir model of Qinhuangdao 33-1 oilfield

2 成藏關鍵要素

2.1 “匯聚脊”

“匯聚脊”是淺層構造下方具有脊狀或似脊狀的深層地質體［2］。勘探實踐證實“匯聚脊”控制了凸起淺層油氣的聚集豐度［2］。凸起區新近系油氣成藏為“他源型”成藏模式，油氣從相鄰凹陷中的深層烴源巖到淺層砂體的漫長運聚途中能否形成油氣的有效匯聚，并形成規模性商業油氣藏的前提是構造下方古近系中是否存在有效的“匯聚脊”。受NW向隱伏走滑斷裂的影響［圖3（a）—（b）］，石臼坨凸起區發育NB35-2，QHD32-6，QHD33-1 和QHD27-3等4 個“高凸起型“匯聚脊”［圖3（a），（c）］，縱向上疊合較好，在新生界底面和新近系底面均發育。這類匯聚脊以接力的方式向淺層運移油氣。油氣沿潛山不整合面和大斷裂垂向運移，之后沿新生界骨架砂體，即館陶組高效輸導體運聚至高凸起的“匯聚脊”，在晚期斷裂活動下向淺層構造聚集成藏。不整合面、滲透性儲集層和晚期切穿館陶組輸導層的活動斷裂為其重要組成要素。潛山不整合面的底礫巖、半風化巖石形成輸導通道，其中半風化帶為主要橫向運移路徑［13］。石臼坨凸起新生界下伏地層包括古生界灰巖、中生界碎屑巖和火山巖等，在古生界及中生界潛山已發現了427 與428 油田［14］，頂面風化殼儲層發育，可作為有效輸導層橫向運移油氣。

2.2 “脊-斷”耦合

有脊型油氣先被匯聚在優勢匯聚脊中，當晚期切脊斷裂發育時，油氣繼續向明化鎮組淺層運移，而切脊斷裂不發育時則匯聚在下方館陶組圈閉中。無脊型如斜坡帶，雖然路徑上沒有優勢匯聚脊優先匯聚油氣，但如果前方更高凸起部位發育匯聚脊，斜坡帶負責截流的油氣運移斷層就尤為關鍵，則油氣在依靠不整合面和晚期活動斷裂向上運移過程中，途經的地帶只要晚期斷裂活躍，加上斷裂發育程度、地層產狀、巖性圈閉與斷裂接觸強度等將綜合影響油氣的富集豐度。通過實驗設計，采用封閉模型來模擬“有脊型”與“無脊型”2 種模式下油氣的運移模式。

圖3 石臼坨凸起橫切3 個構造脊的地震剖面及4 個高凸起型匯聚脊立體顯示圖Fig.3 Seismic section of three structural ridges and four high uplift convergent ridges in Shijiutuo uplift

在圖4（a）的實驗模擬中分別設計2 組產狀及搭接完全一致的斷裂來模擬晚期切至館陶組輸導層的運移斷層。在右下方注入油氣，圖4（b）為不同時間段后油氣持續充注的結果。

圖4 油氣持續充注實驗模型（a）和結果（b）（a1）為有匯聚脊模式；（a2）為無匯聚脊模式；（b1）780 min，油氣主要在匯聚脊，并開始沿F2 切脊斷裂向上運移；（b2）1 360 min，先后沿著F1 切脊斷裂向匯聚脊上運移，下部無匯聚脊切入館陶組的F4 斷裂也有一定油氣充注；（b3）1 500 min 油氣沿F2 切脊斷裂充注到頂部1 號2 cm 厚砂體，且與之搭接的F1 分支斷裂也有一定的油氣充注，同時2 號4 cm 厚砂體側向也有充注；無匯聚脊切入館陶組的F4 斷裂也有一定程度的油氣充注；（b4）1 860 min，油氣沿F2 切脊斷裂和與之搭接的F1 分支斷裂充注到頂部1 號2 cm 厚砂體，并側向運移，2 號4 cm 厚砂體側向輸導能力進一步增強。無匯聚脊切入館陶組的F4 斷裂2 號到達頂部1 號2 cm 厚砂體，同時4 cm 厚砂體側向輸導能力進一步增強，與之搭接的F3 斷裂油氣充注至2 號4 cm 厚砂體，但僅有少量油氣繼續向上運移Fig.4 Experimental model（a）and results（b）of hydrocarbon continuous filling

實驗模擬顯示油氣優先集中在匯聚脊中，當被晚期切入匯聚脊的斷層溝通后，進一步向上運移至淺層明下段砂體中，同時沿明下段砂體橫向輸導；斜坡帶這種不存在匯聚脊時，晚期油源斷裂同樣可以將切入輸導層中的油氣運移至淺層，優先沿主油源斷裂向上，分支斷裂輸導能力較弱，同時明下段砂體具備橫向輸導能力。另外也可看出明下段厚層砂體較薄層砂體橫向輸導能力強。圖5 渤中36區為有脊型油氣運移模式，在匯聚脊下方匯聚的油氣被晚期油源斷裂切割，在主油源斷裂附近形成油氣有效聚集。蓬萊31 區為無脊型油氣運移模式，館陶組輸導層中的砂體被晚期油源斷裂切割，在主油源斷裂及其搭接斷層附近形成油氣有效聚集。

圖5 有脊型與無脊型油氣運移模式Fig.5 Hydrocarbon migration model with and without catchment ridge

石臼坨凸起館陶組、潛山兩層匯聚脊發育，油氣主要位于匯聚脊的背斜圈閉內。從高凸起型“匯聚脊”分布來看，NB35-2 和QHD32-6 匯聚脊的面積較大，且構造位置較高，背斜圈閉面積能達37.4 km2，而QHD33-1 和QHD27-3 匯聚脊面積較小，構造位置較低，背斜圈閉面積僅9.5 km2。依據互補原則，當匯聚脊面積大，背斜圈閉背景大時，油氣主要匯聚在背斜圈閉中，如秦皇島32-6 油田油層分布及儲量均位于構造較高的部位，而在背斜圈閉外鉆探的QHD32-6-5 井則全井錄井無油氣顯示。匯聚脊發育，但圈閉面積小時，則可在油氣匯聚路徑上尋找有利富集區，如秦皇島33-1 在背斜圈閉內僅發現儲量869.5 萬t，卻在運移路徑上的秦皇島33-1S 發現億噸級油田［9-11］。

匯聚脊自身走向與生油凹陷長軸的配置關系同樣影響油氣的富集程度［5］。其他石油條件相似的圈閉，其長軸方向與生油凹陷展布的方向平行則匯油面積大，油源充足，而垂直時則匯油面積小［5］。石臼坨凸起淺層背斜圈閉長軸呈近東西向展布，與渤中凹陷方向基本一致，其南側邊界斷裂深切入渤中凹陷烴源巖，匯油面積大，油氣充注能力強，除了NB35-2，QHD32-6，QHD33-1 和QHD27-3 等在淺層圈閉中富集油氣外，其東傾末端秦皇島29-2 油田淺層也有大量油氣發現。

2.3 “斷-砂”耦合

“他源型”油氣先垂向后側向的運移模式既要考慮早期匯聚脊作為深層油氣選擇的優勢路徑外，仍要考慮后期油氣側向運移的優勢路徑［14］，這一路徑及匯聚模式由“斷-砂”共同控制。“斷”指的是晚期發育的切入匯聚脊的溝通油源斷裂，決定油氣進一步向明化鎮組運移的能力；“砂”指的是明化鎮組極淺水三角洲砂體巖性圈閉。砂體的發育程度，與切脊斷層的接觸程度決定匯油圈閉的面積及最終油氣的充注程度［15］。

石臼坨凸起除了受NW 向隱伏走滑斷裂控制外，主要發育一組近EW 向和NEE 走向斷裂，這組NEE 走向晚期斷裂大都切入館陶組，成為凸起內部重要的油源斷層。這些斷層斷距為5～50 m，而淺水三角洲砂體厚度為5～30 m，被斷層切割后砂體與泥巖對接的幾率較大，從而形成有效匯油圈閉的幾率較高。

在新近紀，渤海海域成為整個渤海灣盆地的沉積沉降中心。館陶組—明化鎮組沉積期除了發育辮狀河、曲流河沉積外，還發育多個湖盆萎縮期的濱淺湖及極淺水三角洲沉積［16-17］。這一時期以極淺水三角洲平原—前緣沉積為主，地形坡度緩，單個砂體席狀化程度高，展布范圍廣，面積大，縱向上多期砂體容易相互疊置，明顯區別于以往的孤立淺水湖泊的周緣三角洲和以往的河流—湖泊相勘探［15］，形成一套巨厚的巖性圈閉疊合體。地震分辨率內可識別的地質砂體在平面上形成的巖性圈閉面積最大超過10 km2，單個砂體的厚度較大，約10～30 m。多期大規模砂體為規模性巖性圈閉的發育、斷砂耦合進行有效的油氣溝通奠定了良好基礎。明下段砂巖單層厚度2～31 m，總厚度145～180 m（圖6）。精細的層序分析表明，石臼坨凸起區在明下段沉積期主要發育低位體系域和高位體系域儲蓋組合體。在低位體系域沉積期，分流河道以順直型為主，砂體呈條帶狀展布，且受波浪作用較弱，巖性圈閉以分支河道和廢棄河道形式存在。實驗模擬也證實在該時期河道以進積特征為主，而沖越沉積局部形成河口壩，這種砂壩通常厚度大（2～16 m），分布窄，分支河道相對貧砂；或進一步河道化形成河道為主，分支河道富砂的樣式［16］。湖擴域時期，隨著湖平面的上升，河道化作用減弱，單期河道厚度和分布均減小，河道寬度進一步變窄，單層砂體厚度明顯減薄（1～8 m）（圖7）。高位域時期隨著水深緩慢下降，三角洲朵葉體受波浪等改造，河壩和河道砂體形成席狀、片狀的淺水三角洲前緣疊置型砂壩砂體，發育多級末端分流河道系統。該時期單期砂體厚度大（2～31 m），平面分布廣，儲蓋配置優良。

圖6 石臼坨凸起明下段四級層序格架內儲蓋組合特征Fig.6 Characteristics of reservoir-cap assemblages of the fourth-order sequence framework of the lower Minghuazhen Formation in Shijiutuo uplift

圖7 斷-砂耦合成藏效應Fig.7 Reservoir-forming effect of fault-sand coupling

油氣如何能夠在淺層目標構造及巖性圈閉中聚集起來，與溝通油源斷層及淺水三角洲砂體的耦合配置關系（斷層的接觸長度、接觸面積有關，也與斷-砂耦合中斷層與砂體配置樣式及斷層活動性）密切相關。從斷層-砂體的接觸關系來看，包括斷層與砂體產狀一致的正向斷層模式，油氣往往在斷層上升盤圈閉中聚集，而斷層與砂體產狀相反的反向斷層模式中，油氣賦存在斷層下降盤圈閉中；與斷層接觸附近砂體位置較低，向兩側均抬升的反屋脊式最有利于油氣聚集，與之相反的屋脊式油氣成藏機會較小（圖7）。在渤海油田，大多數地層產狀與大斷層組合為反向正斷式，油氣主運移和聚集方向是下降盤儲層，其上升盤多為水層［5］。在下降盤中逆牽引構造是最優勢的運移指向區，油層通常厚，豐度高。在QHD33-3 構造，2 條NE 走向斷層夾持塊，沿油源斷層垂向運移至淺層后從平面接觸關系來講，斷層與砂體面接觸方式要比點接觸方式更有利于成藏。已有研究表明砂體與油氣運移斷層的接觸程度影響了油氣在巖性圈閉中的充滿程度［14］。從已鉆井斷層與砂體接觸長度和巖性圈閉內烴柱高度關系來看，存在一定的正相關關系（圖8），但當斷-砂接觸長度超過3 km 后，接觸長度增大，烴柱高度值并未發生明顯變化，這也和前述油氣的充注能力與斷層、砂體配置樣式及斷層活動性多種因素相關一致。

圖8 石臼坨凸起斷-砂耦合關系Fig.8 Fault-sand coupling relationship in Shijiutuo Uplift

3 “脊-斷-砂”三元控藏模式在石臼坨凸起區的應用

當來自生油凹陷中的油氣匯聚起來沿有效通暢的“匯聚脊”運移至凸起區的路徑中時，館陶組“匯聚脊”繼續主導了油氣總的運移方向和路徑。同時其垂向分布還取決于溝通油源斷層及淺水三角洲砂體的耦合配置關系以及運移斷層的活動強度和輸導脊的配置關系［18］。這一“脊-斷-砂”三元耦合控藏模式在渤海海域多個油田的發現中具有重要的指導意義［19-20］，形成的油氣運移輸導網調整和控制了新近系PL19-3，QHD32-6，CFD11-1 等大型油田的最終成藏［21-22］（圖9）。

圖9 脊-斷-砂控藏模式Fig.9 Ridge-fault-sand controlled reservoir model

在館陶組頂面形態控制下，油氣沿館陶組匯聚脊優先運移，這樣的匯聚脊在石臼坨凸起上共有4條（圖10），其中2 條路徑控制了秦皇島33-1S 億噸級油田的形成。在主運移路徑上，NEE 向斷裂晚期活動，切至館陶組匯聚脊，使油氣向構造高部位運移并重新分配。當油氣遇到砂體進行側向分流時［23］，主要受砂體厚度、砂體與斷層接觸樣式和傾角以及儲層物性、上覆泥巖厚度等多種因素影響［24］。前面在實驗模擬中已經證實，厚層砂體（厚度4 m）比薄層砂體（2 m）儲層通道空間更大，因此分流油氣的能力更強。儲層物性條件和上覆泥巖厚度條件在全區相似，因此在該區影響不明顯。從研究區2 口井的油氣成藏來看，地層整體呈向南掀斜，QHD33-3-7 井和QHD33-4-1 井分別位于油源斷層的兩盤。斷層兩盤砂體與斷層呈現反屋脊式接觸，油氣沿斷裂充注點向NE 方向運移時，在斷層兩盤分流，沿與斷層溝通較好的砂體低部位向上匯聚，向北在QHD33-3-7 井砂體聚集成藏，向南匯聚在QHD33-4-1 井砂體（圖11）。在此模式指導下，在QHD33-1S，QHD33-2，QHD33-3，QHD33-4［7］等構造部署的多口井位均獲得商業突破，鉆井成功率100%，三級石油地質儲量達億噸以上。同時繼續向南拓展，在脊-斷-砂耦合良好的QHD33-5 構造，針對1 038 m砂體鉆探QHD33-5-1 井，該砂體測井解釋油層厚度為9.9 m，單砂體獲得探明+控制石油地質儲量為762.05 萬t，具有極好的經濟效益，非常契合海上高鉆井費用所要求的高經濟門檻。該億噸級油田是特殊作業條件海域內隱蔽油氣藏的首個商業性發現，同時也為沙壘田凸起、黃河口地區以及凹陷中淺層隱蔽油氣藏勘探提供了重要的勘探范例。

圖10 石臼坨凸起油氣充注路徑與模式Fig.10 Pathway and model of the hydrocarbon injection in Shijiutuo uplift

圖11 秦皇島33-1S 油田斷層兩盤油氣充注模式Fig.11 Hydrocarbon injection model of the two side wall of fault in QHD33-1S oilfield

4 結論

（1）通過對渤海海域石臼坨凸起區的新近系油氣分布特征和富集規律開展研究，提出了規模型成藏關鍵因素包括：①“匯聚脊”控制了油氣初次運移聚集的優勢部位，決定了油氣向淺層運移的規模；②“脊-斷”耦合控制油氣進一步向淺層運移；③“斷-砂”耦合控制大面積巖性圈閉發育以及油氣充注程度。

（2）“脊-斷-砂”三元控藏模式的建立指導了秦皇島33-1S 億噸級油氣發現，是高經濟門檻限制下的海域內隱蔽油氣藏的首個商業性發現。