渤海海域淺層油氣運移成藏理論技術創新與勘探突破*

（中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459）

渤海灣盆地歷經60余年勘探，探明石油地質儲量約150×108t，年產量約7 000×104t，均占到了我國總量的三分之一，被譽為中國兩大超級盆地之一，已建成勝利、遼河、華北、大港、冀東、中原、渤海等七大原油生產基地。但隨著勘探工作的日益深入，目前該區已進入高勘探階段，大中型油氣田發現的難度越來越大，所發現的油氣田以中小型為主[1-4]。尤其是對于作為渤海海域主力儲量和產量層系的淺層而言，繼續尋找規模性儲量的難度更大，前期該套主力層系的儲量發現占比已經超過80%[5]。近年來，渤海油田勘探家們積極轉變勘探思路，通過地質認識和勘探技術的創新，在渤海海域持續發現一大批中輕質、高產大中型油田，使得渤海油田的儲量發現一直保持較高水平（在新發現的儲量中，淺層規模性儲量占比接近75%），渤海油田探明經濟可采儲量連續數年在全國排名第一或第二，為渤海油田2025年上產4 000×104t提供了重要支撐，也為保障國家石油安全提供了重要支持。通過總結近幾年的勘探成果，認為“匯聚脊”控制淺層油氣運移富集成藏理論以及在其指導下基于地球物理方法的高勘探程度區淺層規模型構造-巖性目標勘探技術的創新是渤海海域大中型油氣田持續發現的重要因素，而且所取得的重要成果對后續勘探將起到重要的促進作用，亦具有很高的科學價值。

1 “匯聚脊”控制淺層油氣運移富集模式

淺層新近系作為渤海海域油氣勘探的主力層系，已發現了大批億噸級油田[6-7]，但在淺層勘探過程中也鉆探了大批空井或油氣顯示井；而且隨著勘探程度的不斷提高，很多地區淺層勘探已進入更為復雜的小斷塊勘探階段，難以發現較大型的完整構造。因此，如何提高探井成功率和降低成本是渤海油田不斷努力的方向。渤海灣盆地烴源層為古近系沙河街組，淺層儲集層系一般為新近系明下段和館陶組，兩者之間為厚達500～2 000 m的東營組，且該層段地層一般為巨厚泥巖，古近系生成的油氣要匯聚起來并通過斷層穿過東營組進入新近系才能成藏。顯然，油氣運移是渤海海域淺層油氣成藏的“靈魂”。換言之，油氣運移條件的研究是該地區淺層勘探研究的關鍵。筆者于2018年在深入分析渤海油田幾十年來淺層油氣勘探的成功經驗與失敗教訓的基礎上，提出了“匯聚脊”控制淺層油氣運移富集認識，明確了“匯聚脊”的概念以及三類“匯聚脊”發育特征[8-9]。隨著該認識在渤海油田勘探實踐中的不斷深入應用，筆者對油氣初次、二次運移進行了模型化和定量化的深入探討，進一步明確了“匯聚脊”匯聚機理與匯聚能力，豐富和完善了“匯聚脊”控制淺層油氣富集模式，并重新認識了潛在目標的勘探潛力，持續獲得了新的勘探突破。

1.1 油氣初次、二次運移匯聚機理

油氣成藏過程有生、儲、蓋、圈、運、保等六大核心要素，其中生、儲、蓋、圈、保等五大要素均可以通過地球物理、鉆井取心、實驗分析、野外露頭剖析等手段觀察和計算，而油氣運移是無法直接觀察和計算的。因此，嘗試通過模型分析來研究油氣首先從烴源巖運移進入滲透層（初次運移），之后在滲透層二次運移匯聚的問題。

如圖1所示，與沙河街組烴源巖相連接，且能夠接受烴源巖中初次運移油氣的滲透性地質體有4類：不整合面T5、不整合面T8、砂體C及斷層F。其中，斷層F插入烴源巖且與烴源巖接觸面積很小，只能接受極少量初次運移進入的油氣，發生不了大規模的二次運移，不能為與其相連接的圈閉進行油氣充注而形成商業聚集；而不整合面T5、T8及砂體C由于與烴源巖大面積接觸，可以接受大量初次運移的油氣，并在其中匯集后向一些特定方向發生二次運移。

圖1a、c為模型化箕狀凹陷剖面，圖1b、d為對應的平面模型。假設該凹陷面積100 km2，等軸分布，即東西、南北各長10 km，其東側為大斷層F，斷層根部凹陷最深，向西逐步抬升，烴源巖最厚在斷層部位為100 m，西側厚度為0 m；烴源巖上、下界面分別為T5、T8不整合面，在西、東兩側各有一構造圈閉A和B，圈閉面積均為10 km2。下面分析油氣初次、二次運移過程及兩個圈閉捕獲油氣的機會。

圖1 渤海海域油氣初次、二次運移匯聚模式Fig.1 Pattern of primary and secondary migration for hydrocarbons accumulation in Bohai sea

烴源巖中生成的油氣最初排出進入其鄰近滲透層發生初次運移。圖1a中烴源巖中油氣分子能夠進入的滲透層有3類：上、下界面的T5和T8不整合面及東側的斷層F，從圖1b中可以計算油氣初次運移進入的3個滲透層面積分別為：T5面積≈10 km×10 km=100 km2；T8面積≈10 km×10 km=100 km2；斷層F面積≈0.1 km×10 km=1.0 km2。油氣在3個滲透層匯集，發生油氣二次運移。從圖1a可見，由于T5和T8不整合面向西一直抬升，匯聚其中的油氣在流體勢作用下二次運移方向均向西，進入圈閉A成藏（模型假設西側只有一個圈閉）；而斷層F中滲入油氣發生二次運移方向是中淺層，進入圈閉B成藏。因此，在圖1a模型假設的情況下，能夠為圈閉A與圈閉B提供油氣運移的匯油面積比例為：A匯油面積∶B匯油面積=（100+100）∶1=200∶1。也就是說，典型箕狀凹陷中生成的油氣主要通過烴源巖上、下的不整合面發生二次運移匯聚，在圖1a模型假設的情況下主要向西進入圈閉A成藏，而圈閉B難以通過斷層獲取大量油氣成藏。

但是，在圖1c模型假設的情況下，由于斷層F根部有較大面積的砂體存在，而砂體表面積大，呈指狀伸入烴源巖，且與斷層F相連，進入砂體的油氣在斷層開啟時可以為圈閉B供油。假設砂體面積為50 km2，其上、下表面積之和為50 km2+50 km2=100 km2，由于實際沉積砂體的空間展布呈指狀伸入烴源巖，其與烴源巖接觸的匯油面積要遠大于100 km2，這種情況下盡管圈閉A可獲得的匯油面積仍然大于圈閉B，但后者能夠接受二次充注的機會大幅提高。

1.2 “匯聚脊”控制淺層油氣富集模式

研究表明，渤海海域中淺層發育5類圈閉（圖2）。這些圈閉位于烴源巖之外，是源外成藏，必須通過斷層與其下方能夠大面積接受烴源巖中排入油氣（一次運移），并在側向上發生大量匯集（二次運移）的3類高效滲透性地質體相連，才能接受大量油氣充注成藏，即深層“匯聚脊”控制淺層油氣富集成藏[10-12]；而只靠單條斷層或幾條斷層與烴源巖相接觸，則不能形成大量油氣充注[13-14]。匯聚機理模型分析表明，與烴源巖大面積接觸的3類高效滲透性地質體（T5、T8、砂體C）的空間形態是決定中淺層油氣能否成藏的關鍵（圖1）。如果圈閉處于烴源巖內（為源內成藏），那么這3類高效滲透性地質體二次運移匯集的油氣可直接進入，形成大、中、小型等各類油氣藏。如果圈閉位于烴源巖外（為源外成藏），那么這3類高效滲透性地質體只有在空間上形成一個脊狀形態，才能造成其中發生二次運移的油氣形成局部側向運移“中斷點”，從而迫使油氣沿著與其相連的斷層向中淺層運移成藏，否則中淺層圈閉無法規模性成藏。

圖2 “匯聚脊”控制渤海海域淺層油氣富集模式（據文獻[8]修改）Fig.2 Petroleum enrichment controlling model for“catchment ridge”on shallow strata in Bohai sea（edit after article[8]）

2 基于地球物理方法的高勘探程度區淺層規模型構造-巖性目標研究與突破

渤海海域高勘探程度區新近系規模型構造圈閉基本鉆探殆盡，巖性勘探成為儲量增長的主要方向。而且經過多年勘探實踐，高勘探程度區區域基本石油地質條件與油氣成藏規律認識也相對清晰，特別是“匯聚脊”控藏理論創新使得對高勘探程度區淺層的油氣富集規律、富集模式更加明確。基于此搜索有利成藏區帶，在有利區帶內開展基于地球物理方法的淺層規模型構造-巖性圈閉勘探成了必然。近期在精細勘探背景下針對新近系巖性目標勘探過程中[1]，渤海油田總結了一套基于地球物理方法的淺層規模型構造-巖性目標研究思路與技術，取得了良好的勘探效果，為快速的目標研究、井位部署以及完成儲量任務提供了保障。

2.1 基于地球物理方法的淺層規模型構造-巖性目標研究流程

1）明確深層“匯聚脊”發育區。黃河口凹陷成熟烴源巖主要為古近系沙河街組，成熟烴源巖生成的油氣資源優先在“匯聚脊”發育區匯聚，再通過與“匯聚脊”溝通的深大斷裂進行再分配。勘探實踐表明，黃河口地區深層“匯聚脊”控制淺層油氣富集，淺層油氣大規模成藏的區域在古近系基本都存在“匯聚脊”，如渤中28-2南、渤中34-1、渤中34-9、墾利3-2、渤中29-4、渤中29-1、渤中29-6等油田。渤海海域淺層主要為晚期成藏，現今構造面貌基本代表了油氣充注期的形態[15]，因此，利用現今潛山頂面與沙河街組三段頂面構造圖，再結合古近系砂體分布圖，基本可以初步確定黃河口凹陷主要“匯聚脊”分布地區。

2）尋找晚期持續活動的切脊大斷裂。大斷裂是油氣垂向運移的主要通道，渤海油田大量勘探實踐證實，溝通深部“匯聚脊”和淺層儲層的大斷裂存在，常形成規模性油氣藏，且深大斷裂的活動時期決定油氣的富集層系。在新近紀強烈活動的溝通深部“匯聚脊”和淺層儲層的大斷裂存在的區域，油氣主要富集在淺層；切脊大斷裂在新近紀活動弱或基本不活動的區域，油氣往往在中深層富集，淺層基本沒有油氣發現。例如，渤中35-2油田區深層存在“匯聚脊”，但切脊大斷裂在新近紀活動性差，油氣主要在古近系東營組富集。通過常規地球物理解釋方法在地震剖面、構造圖上可以很好的落實這些切脊大斷裂。

3）進行淺層有利巖性圈閉描述、烴類檢測與目標優選。按照深層“匯聚脊”發育、晚期持續活動切脊大斷裂發育控制淺層油氣富集區帶的理念，結合構造-巖性互補的認識，優選這些構造帶的淺層開展大規模構造-巖性圈閉的刻畫。目前，渤海海域針對淺層的斷裂、巖性圈閉描述技術很成熟，特別是五步法大規模巖性圈閉描述技術以及在隱性走滑指導下的構造圈閉解釋技術讓淺層又發現了規模型的構造-巖性圈閉[16-21]。油氣在新近系的富集成藏主要受控于斷砂耦合程度以及砂體的規模品質[22-24]，這些因素既決定了輸導體系的有效性，也決定了淺層明化鎮組下段油氣藏分布與規模。因此，按照斷砂耦合程度進一步開展目標優選，并對目標圈閉的烴類檢測效果進行深入分析，結果表明目前圍繞與晚期強烈活動的油源斷裂耦合好的厚砂體（厚度＞8 m）應用地球物理烴類檢測技術效果好，在此基礎上可優選巖性目標快速進行井位部署。

2.2 地球物理烴類檢測技術方法優選及定量化應用

應用地球物理技術檢測砂體的含油氣性，其原理主要基于地震波通過含油氣地層后信號頻譜發生的高頻衰減、低頻增強、主頻變低、頻帶變窄等變化。渤海油田勘探開發實踐已證實，該方法具有效率高的優點，其檢測結果可作為快速篩選潛力目標區的依據，但其預測精度受限于地層結構和地震資料品質。因此，在選定深層“匯聚脊”-晚期持續活動切脊大斷裂-新近系斷砂耦合好的目標靶區后，要根據不同地區地層結構和地震資料特點，明確儲層含烴前后的地震響應機理差異，有針對性地開展技術攻關，選擇適合本地區的地球物理技術方法，達到凸顯油氣異常、降低烴檢多解性的目的，進而定量化優化井位部署方案。

以黃河口凹陷渤中34-9油田圍區為例。該區地震資料低頻豐富、AVO趨勢保持較好，典型油氣層與水層的AVO整體規律具有明顯差異。統計該區內已鉆井砂體厚度、孔隙度、泥質含量、含油飽和度等，利用正演模擬技術對影響振幅大小的各種因素進行定量化分析，結果表明：對于厚度5 m以上砂體，孔隙度變化范圍28%～34%，與振幅相對變化成正相關，引起的變化率最高為22%；泥質含量變化范圍5%～15%，與振幅相對變化成負相關，引起的變化率最大為29%；含油飽和度變化范圍25%～65%，與振幅相對變化成正相關，引起的變化率最大為54%。楔形模型模擬發現，當儲層厚度在λ/8～λ/4時，儲層厚度變化所引起的振幅變化率最大約30%，同一厚度的油層和水層振幅可以區分；當儲層厚度在λ/8以下及λ/2以上時，受地震資料分辨率的影響，地震響應不可靠。針對單一變量圍巖干涉，當干涉的砂體之間距離大于12 m時，振幅相對變化最高達41%；當干涉的砂體之間距離小于12 m時，振幅相對變化最高達100%。由此可知，流體、圍巖干涉、厚度、泥質含量、孔隙度對振幅的影響依次減小（圖3），而對于研究區同一時期的同一個河道砂體，儲層厚度大致相同，孔隙度和泥質含量也基本相當，而在圍巖為厚層泥巖夾砂巖的情況下，砂體內流體性質是引起振幅變化的唯一原因，振幅屬性對該區含油氣性最為敏感，因此選取最小振幅閾值屬性對該區進行烴類檢測。

圖3 黃河口凹陷渤中34-9油田圍區各單因素對振幅值影響程度Fig.3 Influence degree of each single factor on amplitude value in BZ34-9 oilfield surrounding area，Huanghekou sag

研究發現，甜點屬性、頻率衰減梯度以及最小振幅屬性振幅閾值等方法得到的油氣檢測結果與實際鉆探情況吻合較好。對該區所有已鉆井明下段油氣層進行統計（剔除6 m以下和20 m以上的儲層），獲得振幅與厚度的對應關系，結果顯示振幅值小于-40 000的儲層都是油層。對該區內的目的層進行最小振幅提取（剔除振幅值在-40 000以上的儲層），獲得振幅值在-40 000以下的分布范圍（圖4），相當于油氣分布范圍。因此，在全區巖性目標搜索和追蹤的基礎上，基于以上多種地球物理方法優選的含油氣概率高、厚度大的有利砂體，并結合油氣運移優勢路徑等地質認識進行井位部署。渤中34-9油田及圍區鉆遇本期砂體的探井很好地驗證了這一結論，如部署在振幅值小于-40 000區域的KL6-1-2、BZ34-9-7井分別獲得厚度10.8、9.5 m的油層發現，而部署在振幅值大于-40 000區域的BZ34-6-A3、KL4-1-5d井分別鉆遇厚度16.2、11.1 m的水層，從而證實了在地質條件明確的前提下利用地球物理技術優選淺層巖性目標是高效且可靠的，也為該區后續鉆探的多口探井提供了有利依據。

圖4 黃河口凹陷渤中34-9油田圍區最小振幅屬性與含油氣性定量關系Fig.4 Quantitative comparison between minimum amplitude attribute and petroliferous property in BZ34-9 oilfield surrounding area，Huanghekou sag

3 勘探實踐突破

通過地質認識和勘探技術的創新，重新認識了渤海海域淺層油氣運移條件，建立了淺層油氣富集與深層油氣初次、二次運移的關系，明確了淺層油氣富集貧化機理，在“匯聚脊”控藏理論指導下獲得了淺層勘探突破。近期在油氣勘探程度較高的黃河口凹陷、渤中凹陷西斜坡和萊北低凸起等地區發現了渤中29-6、渤中36-1、渤中34-9、渤中13-1南、墾利6-1等多個大中型油氣田。下面以渤中29-6油田、墾利6-1油田為例進行勘探實踐剖析。

3.1 黃河口凹陷渤中29-6油田

渤中29-6構造橫跨黃河口凹陷中洼東北半環及渤南低凸起中段，其周邊已經發現多個中小型油田群，但長期以來因其斷塊小而碎被認為勘探潛力不大。經地震資料大連片處理后，發現該構造發育3種不同的“匯聚脊”：構造北區深層發育近東西向“高凸起型匯聚脊”，具備良好的油氣匯聚能力；構造中區處于陡坡帶，古近系辮狀河三角洲沉積發育，形成陡坡“沉積砂體型匯聚脊”；構造南區處于洼陷區，發育“洼中隆起型匯聚脊”，同樣可起到油氣匯聚作用，顯示該構造區淺層仍有較大潛力（圖5）。在此思路指導下，在渤中29-6構造重點針對明化鎮組展開了油氣探索與整體評價。BZ29-6-1井和BZ29-6S-1/1Sa井的成功鉆探，特別是BZ29-6-3/3Sa井鉆探后，渤中29-6“億噸級”油田的面紗逐漸被揭開。后期鉆探結果表明，位于構造脊上的探井均獲得了很好的油氣發現，油田中區的BZ29-6-2井及BZ29-6-12d井、油田西南區的BZ29-6-8井以及油田北區的BZ29-6-3井均有較大規模的儲量發現，而且淺層油氣豐度也明顯高于周邊其它同類型油田；但“匯聚脊”之外的探井鉆探效果均不理想，如BZ29-6-4井和BZ29-6-10井區探明石油地質儲量均不足100×104t。因此，渤中29-6油田的發現，是在“匯聚脊”控制淺層油氣富集模式指導下對高勘探程度區進行成藏條件再認識后獲得的新發現，創造了在小油田群周邊滾動出一個億噸級大油田的經典案例，為其他高勘探程度區如何獲得勘探突破提供了新思路。

圖5 黃河口凹陷渤中29-6構造匯聚脊控淺層油氣富集成藏模式Fig.5 Shallow petroleum enrichment model controlled by catchment ridge on BZ29-6 structure of Huanghekou sag

3.2 萊北低凸起墾利6-1油田

墾利6-1油田位于渤海南部的萊北低凸起。該凸起區南、北兩側夾持于萊州灣凹陷和黃河口凹陷兩大富烴凹陷之間，且構造主體受一系列近北東—南西向繼承性發育的大斷層控制，發育一系列的斷鼻、斷塊圈閉，應具有良好的油氣富集條件。但自20世紀70年代開始勘探以來，針對該凸起區的研究工作已歷經40余年，卻一直未獲勘探突破。前期先后以潛山、古近系和新近系為主要目的層開展了多輪次鉆探，累計鉆井14口，雖然在新近系和古近系獲得了一定的油氣顯示和油氣層發現，但油氣層薄、儲量規模小、測試產能低，不具有商業價值。截至2018年，萊北低凸起仍是渤海海域唯一沒有獲得商業油氣發現的凸起。近期，在“匯聚脊”控藏理論指導下，結合最新的地球物理技術與方法，明確了萊北低凸起發育2類具有隱伏特征的“匯聚脊”，分別為以南部墾利10-1北構造為代表的“凸起-斷背斜型匯聚脊”及以東北部墾利5/6構造區為代表的“凸起-背斜型匯聚脊”（圖6）。這2種類型“匯聚脊”決定了該凸起區必定有大規模油氣匯聚成藏的條件，堅定了繼續勘探的信心。但前期勘探中已有的構造圈閉幾乎鉆探殆盡，仍無規模性油氣發現。為了在該凸起區尋找大中型油氣田，必須要轉變勘探思路，由“匯聚脊”上的構造圈閉轉移到“匯聚脊”上的構造-巖性圈閉，并且為了突破在“匯聚脊”上進行巖性勘探的瓶頸難題，建立了相應的砂體精細描述及烴類檢測技術。

圖6 萊北低凸起兩大匯聚脊特征Fig.6 Characteristics of two catchment ridges on Laibei low uplift

研究表明，儲層精細刻畫及烴類檢測結果對于渤海海域淺層新近系巖性目標搜索和井位部署至關重要，因此在該區充分運用多種地球物理方法開展了儲層描述和含油氣性預測。根據區域沉積模式，該區明下段Ⅴ油組砂體大面積連片分布，砂體的連通性和尖滅點精細刻畫是砂體追蹤的關鍵。由于該區砂體厚度普遍小于15 m，低于地震資料分辨率，因此，首先通過分頻隨機反演，提高儲層刻畫分辨能力，進而結合已鉆井地震響應特征的精細標定以及振幅變化率等平面屬性，綜合判斷不同期次砂體的連通性以及平面展布范圍。

圖7 墾利6-1油田主力砂體烴類檢測、含油范圍圖與主力油層分布特征Fig.7 The hydrocarbon detection&prediction with oil bearing area of main sands and distribution characteristics of main oil reservoirs in KL6-1 oilfield

此外，通過對該區已鉆井砂體厚度、含油氣性與地震振幅之間關系的統計發現，當最小振幅小于-42 000時，砂體厚度一般大于7 m、含油氣概率約為92%；當最小振幅介于-2 400～-4 200時，砂體厚度一般大于5.5 m、含油氣概率約為80%；當最小振幅大于-2 400時，砂體厚度普遍較小、含油氣概率較低。基于此進行了一批井位部署，鉆探結果表明含油氣范圍與烴類檢測結果吻合程度高（圖7a、b）。最終，在“匯聚脊”控藏理論指導下，萊北低凸起打破了40年的勘探沉寂，終獲大型油田發現。鉆探結果顯示，墾利6-1油田具有油藏埋深淺、儲量縱向分布集中、含油面積大、測試產能高的特點，是一個整裝、優質的大型巖性油田。該油田油氣藏埋藏深度1 210.0～1 530.6 m，受限于隱伏型“匯聚脊”匯烴能力的控制，油層分布相對較為集中，油層厚度普遍不大，主力油層分布于明下段Ⅴ油組頂部的大型連片砂體內，油層厚度5.0～13.6 m，平均厚度8.2 m（圖7c）。但是，該區明下段Ⅴ油組頂部呈連片展布的大型砂體有力提升了墾利6-1油田的儲量品味，主力油層單個油藏探明最大含油面積近30 km2（圖7b）。測試和測壓資料顯示，墾利6-1油田主力油層明下段單井測試日產油最高可達187.28 m3；地層溫度50.0～72.7℃，溫度梯度3.56℃/100 m，原始地層壓力10.740～16.872 MPa，壓力系數1.02，壓力梯度0.916 MPa/100 m，屬正常溫度和正常壓力系統油藏。截至目前，墾利6-1油田已鉆探證實為一個新的億噸級油田，且是迄今為止渤海海域新近系儲量規模最大的巖性油藏。

4 結束語

近年來，渤海油田的勘探家們針對高勘探程度區的地質特征，進一步解放思想，轉變勘探思路，基于地質認識和勘探技術的創新，實施了一系列艱苦的勘探實踐。通過多年的持續攻關，不斷深化渤海海域淺層油氣運移模式與富集機理，進一步強化地球物理方法在目標研究與井位部署中的技術創新與應用，有效指導了渤海油田高勘探程度區淺層勘探持續獲得重大突破，發現了一系列大中型油氣田，不僅確保了渤海油田淺層勘探實現領域性突破和儲量、產量的持續增長，為渤海油田穩產3 000×104t以及2025年上產4 000×104t提供了有力保障，同時也為保障國家能源安全奠定了堅實的物質基礎。