渤海海域中生界覆蓋型潛山成藏認識與渤中13-2大油田發現*

薛永安 李慧勇 許 鵬 劉慶順 崔海忠

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

潛山指的是被不整合埋藏在年輕地層之下屬于盆地基底的古地形高點[1]。渤海海域發育多種類型潛山，從前新生代地層構成看，主要包括：太古界變質巖結晶基底、元古界—下古生界碳酸鹽巖、中生界碎屑巖-火山碎屑巖。就太古界變質巖潛山而言，依據其上覆前新生代地層發育情況及與新生代地層接觸關系，可劃分為暴露型和覆蓋型兩類。暴露型潛山指的是太古界變質巖之上沒有中生界-古生界覆蓋，直接與新生界碎屑巖接觸的潛山；覆蓋型潛山指的是太古界變質巖之上被較為致密的中生界或古生界覆蓋，不能直接與新生代碎屑巖地層接觸的潛山，包括中生界—太古界二元結構覆蓋型潛山和中生界—古生界—太古界三元結構覆蓋型潛山[1]。

從渤海海域50余年的潛山勘探實踐來看，太古界變質花崗巖暴露型潛山(下文統稱“暴露型潛山”)已獲得多個大中型油氣田發現[2-5]，如位于遼東灣坳陷遼西低凸起的錦州25-1南大油田和近期在渤中凹陷西南部發現的渤中19-6大型凝析氣田，特別是渤中19-6太古界暴露型潛山大凝析氣田的成功發現，實現了中國東部天然氣勘探的突破[6-10]，極大推動了渤海海域深埋潛山的勘探進程。對比而言，渤海海域被中生界覆蓋的太古界潛山(下文統稱“覆蓋型潛山”)尚未獲得規模型油氣發現[11]。此外，在渤海灣盆地陸上覆蓋型潛山勘探成功的實例也較少，除遼河坳陷興隆臺潛山大型油田外[12-14]，也只有冀中坳陷長3油田和濟陽坳陷埕島油田等少數覆蓋型潛山獲得中小規模油氣發現[15-19]。

覆蓋型潛山與暴露型潛山相比，油氣成藏條件更為苛刻，成儲和成藏規律更為復雜。以渤中19-6大氣田為例，深埋暴露型潛山具有優越的成儲和成藏條件。一方面，由于太古界變質花崗巖經歷長期暴露，易于形成風化殼型—內幕型規模儲集體；另一方面，由于潛山儲層與上覆古近系烴源巖直接接觸，具有多灶超壓供烴、區域性超壓泥巖封蓋、晚期近源快速成藏的優勢[7-9]。對比而言，覆蓋型潛山由于在太古界變質巖與古近系烴源巖之間隔了較厚的中生代地層，且中生代地層巖性以凝灰巖、沉凝灰巖及凝灰質砂礫巖為主，一般較為致密，中生界致密層雖可作為下伏太古界變質巖潛山的蓋層，但其對太古界變質巖潛山儲層形成和油氣充注具有較大的負面影響。從渤海已鉆井情況看，覆蓋型潛山頂部風化殼型儲層發育普遍較差，不易形成規模型儲集體；另外，中生界致密層將上覆古近系烴源巖與下伏太古界潛山地層隔開，導致油氣充注和運移條件更加苛刻。因此，隔著中生界致密層，太古界變質花崗巖潛山是否能發育優質儲層，油氣如何運移充注，能否形成規模油氣藏，是制約渤海海域覆蓋型潛山勘探突破的地質難題。

針對上述地質難題，通過重點攻關研究，取得渤海海域覆蓋型潛山成儲、成藏的新認識，并指導勘探實踐，首次在渤海海域渤中凹陷西南部成功發現了渤中13-2大型覆蓋型潛山油田，突破了覆蓋型潛山難以形成優質儲層、難以規模成藏的傳統認識，對渤海灣盆地及中國近海其他盆地覆蓋型潛山的勘探具有重要啟發意義。

1 區域地質背景

渤中13-2構造位于渤海海域渤中凹陷西南部，西鄰渤中西南次洼，南接渤中19-6氣田，北部與沙壘田凸起相鄰(圖1a)。鉆井揭示研究區自下而上發育太古界、中生界、古近系沙河街組和東營組、新近系館陶組和明化鎮組以及第四系平原組7套地層。圍區渤中凹陷主洼和西南次洼發育沙三段、沙一段和東二下—東三段3套烴源巖，有機質類型Ⅰ—Ⅱ2型，為好—優質烴源巖；研究區夾持于渤中凹陷主洼和西南次洼之間，具有優越的油氣匯聚背景[20]。該區經歷了印支、燕山、喜山等多期構造運動的改造，受北東向、南北向多期多走向斷層的控制，發育一系列斷塊型潛山圈閉，南部渤中19-6大型凝析氣田區為暴露型潛山，北部渤中13-2構造主體區為中生界覆蓋型潛山(圖1b)。

圖1 研究區區域位置圖(a)和潛山平面分布圖(b)Fig .1 Location map(a)and buried hill distribution map(b)of study area

2 “垂向頂部差異，橫向內幕連續”——大型變質花崗巖潛山儲層分布模式

渤中13-2與渤中19-6構造均位于渤海郯廬西支走滑斷裂帶上，經歷了多期構造運動，形成了復雜的斷裂體系。渤中13-2構造西南側局部地區(B、C井區)為太古界暴露區，與渤中19-6潛山類型相同。本文從鉆井較多的渤中19-6和渤中13-2南塊暴露型潛山入手，基于大量常規測井、FMI成像測井、巖心、壁心、巖屑及巖石薄片鑒定等資料，研究其儲層發育特征及形成主控因素，進而預測中生界覆蓋型潛山儲層發育情況。

2.1 暴露型潛山儲層發育特征

渤中19-6與渤中13-2南塊太古界暴露型潛山的巖性和儲層發育特征基本一致，巖性均以變質花崗巖和片麻巖為主。垂向上潛山儲層明顯具有二元結構，即表層風化裂縫帶和內幕裂縫帶(圖2)[8]；橫向上儲層內幕形成相互連通的縫網結構。

圖2 渤中19-6暴露型太古界潛山儲層綜合特征圖Fig .2 Comprehensive reservoir characteristics of BZ19-6 Archean outcrop buried hill

上部風化裂縫帶地層厚度為150.5～315.9 m，儲層厚度為36.4～201.2 m，分布較穩定，儲層凈毛比高。發育網狀縫和粒內溶蝕孔，以孔隙-裂縫型和裂縫-孔隙型儲層為主，縫-縫及縫-孔相互溝通，形成很好的儲集空間，儲層物性較好。

內幕裂縫段地層厚度一般在120.7～740.2 m，儲層厚度20.9～255.8 m，縱向致密段、隔夾層較多，非均質性強。內幕儲層儲集空間主要類型是裂縫，以高角度剪切縫為主，可見共軛剪切縫以及單向剪切縫，裂縫縫面平直且多切穿礦物顆粒，存在相互切割的多期裂縫，在內幕斷裂發育區裂縫儲層相對更發育。

通過鉆井和地震資料系統分析，將前新生代斷裂按活動期次劃分為印支早期、印支晚期和燕山期3期，平面上3期斷裂對研究區成儲起到了關鍵作用，在靠近斷裂范圍內普遍發育多期改造的裂縫型儲集空間(圖3)。地球物理正演模擬指示不同尺度斷裂(裂縫)均有不同程度的高角度反射現象，野外太古界露頭也顯示高角度斷裂節理發育，表明潛山內幕高角度地震反射特征與內幕裂縫發育程度具有很強的相關性。從研究區過井地震剖面看，在靠近大斷層及多期斷層交會部位高角度反射更明顯、更密集(圖4)，這也反映了橫向上潛山內幕裂縫儲層發育與斷層密切相關。

圖3 渤中凹陷西南部前新生代斷裂及潛山圈閉分布圖Fig .3 Plane distribution of pre-Cenozoic faults and buried hill traps in southwest of Bozhong sag

圖4 渤中19-6與渤中13-2構造區典型地震剖面(剖面位置見圖3)Fig .4 Typical seismic profile of BZ19-6 and BZ13-2 structural area(see Fig.3 for location)

2.2 內幕裂縫型儲層形成主控因素

渤中13-2覆蓋型太古界潛山之上覆蓋了300～1 500 m的巨厚中生界砂礫巖和凝灰巖，影響發育優質儲層。通過對渤海典型覆蓋型潛山頂部儲層及其上覆中生界火山質砂礫巖研究表明，中生界覆蓋型太古界變質花崗巖受上覆古老沉積巖和火成巖影響，上覆砂礫巖中的綠泥石在長時期的風化淋濾作用下容易形成水解作用，即綠泥石礦物被水沿著孔隙向下伏太古界變質巖的裂縫中滲透并充填其中，造成潛山頂部風化帶裂縫被綠泥石礦物充填(圖5)，而同時由于其上被中生界地層覆蓋，出露時間相對更短，遭受風化淋濾改造作用更弱，難以形成風化殼型儲層，渤海多年的鉆井也未發現該類型儲層。

圖5 渤海典型覆蓋型潛山頂部薄片特征(被充填較為嚴重)Fig .5 Characteristics of thin sections at the top of typical buried hill in Bohai(seriously filled)

成像測井資料顯示渤中19-6、渤中13-2南側暴露型潛山均發育東西、北西、北東東向等多期多組裂縫，裂縫走向與鄰近主干斷裂走向一致，裂縫密度與距斷層的距離正相關。結合構造演化、區域應力場與裂縫發育關系分析，認為本區太古界潛山內幕裂縫形成主要受控于早印支期、晚印支期和燕山期3期構造應力疊加改造作用[21-30]。印支早期遭受南北向擠壓，形成北西向逆沖斷層和伴生擠壓裂縫；印支晚期遭受北東向擠壓，形成北北西向逆沖斷層和伴生擠壓裂縫；燕山期以來，遭受北北東向郯廬走滑斷裂西支左旋走滑與北西向張蓬斷裂渤中段的逆沖活動的共同作用，有利于形成網狀連通型內幕裂縫(圖6)。因此，早期擠壓與晚期強烈的走滑及負反轉作用的疊加改造，尤其是燕山期以來復雜的構造改造，是形成潛山內幕有效縫網的基礎。

圖6 渤中凹陷西南部太古界潛山應力場及裂縫發育模式圖Fig .6 Stress field and fracture development model of Archean buried hill in southwest Bozhong sag

綜上分析，“垂向頂部差異，橫向內幕連續”是研究區變質巖潛山儲集層分布模式(圖7)。其特點是，頂部儲層受中生界覆蓋影響，風化裂縫型儲層較暴露區潛山發育差；但內幕裂縫帶與渤中19-6暴露型潛山類似，發育潛山內幕立體網絡裂縫儲層，且具有良好的儲集物性。因此，預測內幕裂縫帶儲層是渤中13-2覆蓋型潛山的主要勘探層系。

圖7 渤中凹陷西南部太古界潛山裂縫型儲層發育模式圖Fig .7 Fracture development reservoir model of Archean buried hill in southwest Bozhong sag

3 “斷面超壓充注—網狀縫高效輸導” ——覆蓋型潛山油氣成藏模式

3.1 暴露型潛山油氣成藏模式

渤中13-2構造南側的渤中19-6氣田被渤中凹陷主洼、南洼和西南洼所環繞，每個洼陷都是一個生烴中心，具有優越的成藏物質基礎[9,11]。暴露型潛山頂面不整合與原地古近系優質烴源巖廣泛接觸，同時洼陷中心烴源巖生成的油氣也可通過大型潛山頂面不整合運移至潛山圈閉。因此，潛山頂面不整合為烴類遠距離高效運移和規模成藏創造了條件。另外，渤中19-6氣田圍區各洼陷帶烴源巖處于高演化階段，普遍發育超壓，壓力系數普遍達到1.4～1.6，而太古界潛山為常壓-弱超壓系統，超壓為油氣運移和充注提供了充足動力。綜上所述，渤中19-6氣田具有多洼烴源巖超壓供烴、不整合高效輸導和常壓—弱超壓潛山圈閉匯聚的成藏特征。

3.2 覆蓋型潛山油氣成藏模式

渤中13-2構造主體區太古界潛山被中生界致密砂礫巖和凝灰巖所覆蓋，太古界潛山頂面不整合未與烴源巖直接接觸，能否規模成藏存在爭議，渤海也從未在該領域獲得突破。通過對輸導體系系統研究，認為渤中13-2太古界潛山具有“不整合—斷層面—網狀縫”復合油氣輸導路徑。

首先，側向斷層面充注窗口是渤中13-2覆蓋型潛山成藏的前提條件。渤中13-2構造主體區太古界潛山受上覆中生界致密層阻隔，油氣難以沿大型不整合面充注成藏，更多以斷層面作為側向油氣充注窗口，渤中13-2構造西部和南部斷層發育，充注窗(斷面與有效烴源巖接觸部分)面積達7.3 km2，最大充注窗高度達1 000 m。

其次，太古界暴露區潛山頂部不整合及不整合—斷層配置關系，對覆蓋型潛山的規模成藏具有重要控制作用。暴露區潛山頂部發育風化殼孔縫型優質輸導層，是周邊生烴洼陷生成的油氣向潛山圈閉運移的優質輸導通道。但是，只有不整合的上傾部位與斷層面充注窗口相接觸時，油氣在浮力作用下才可通過不整合輸導層遠距離運移至斷層面附近，再通過斷層面充注窗向潛山內幕充注成藏；如果不整合的下傾部位與斷層面充注窗相接觸時，油氣則難以向潛山充注運移，僅依靠斷層面附近的烴源難以滿足潛山大規模油氣充注的需求。因此，不整合—斷面的良好配置對潛山大規模成藏具有重要控制作用。

另外，太古界潛山內幕受構造作用控制而發育的網狀裂縫體系為烴類在潛山內幕遠距離運移提供了可能。渤中13-2構造控圈斷層長期活動，斷層附近太古界潛山裂縫尤為發育，斷層帶和潛山裂縫帶融為一體，油氣更容易通過斷面直接進入太古界潛山內幕。

從油氣運移動力條件看，圍區烴源巖層內普遍存在的超壓，為烴類充注和運移提供了強的動力。渤中13-2構造圍區沙河街組—東營組下段烴源巖內壓力系數普遍介于1.4～1.8，表現為超壓或強超壓，超壓烴源巖通過斷層面與常壓的太古界潛山儲層直接對接，強壓差可為烴類充注和油氣在潛山儲層內運移提供動力，驅使烴類向太古界潛山低勢區運移聚集。

綜上分析，認為渤中13-2覆蓋型潛山具有“斷面超壓充注—網狀縫高效輸導”的油氣接力運移成藏模式。渤中13-2構造東南側區域不整合面與古近系優質烴源巖廣泛接觸，并且不整合高部位與渤中13-2構造潛山斷層面供烴窗口相連，古近系烴源巖生成的油氣可沿區域不整合面運移至斷層面附近，在源—儲強壓差情況下，油氣可以穿過斷層面向太古界潛山內幕儲層充注，而潛山內幕網狀裂縫又為烴類向潛山低勢區運移和聚集成藏提供了可能(圖8)。

圖8 渤中13-2覆蓋型潛山油氣成藏模式Fig .8 Oil and gas accumulation mode of BZ13-2 covered buried-hill

4 渤中13-2覆蓋型潛山勘探突破

4.1 發現歷程

渤中13-2地區在早期就已有發現，受潛山成藏認識和技術限制，1997年鉆探的BZ13-1-1井完鉆于中生界頂部，只發現了渤中13-1沙河街組小型油藏；2016—2017年，隨著渤中19-6大型太古界花崗巖潛山凝析氣田的發現，厘清了渤中19區—渤中13區印支期和燕山期為主的前中生代造山機制，并在渤中19-6構造北部中生界覆蓋區發現渤中13-2大型整裝潛山圈閉。渤中13-2潛山南部局部與渤中19-6相似，為太古界暴露型潛山。2018年在渤中13-2構造南部太古界暴露區鉆探了BZ13-2-B井和BZ13-2-C井，均在太古界潛山發現厚層油層，證實了渤中19-6構造北部的暴露型太古界潛山同樣具有很好的勘探潛力。基于渤中19-6和渤中13-2南塊豐富的勘探資料，通過系統的成儲、成藏研究，認識到該區太古界花崗巖潛山不僅具備形成大規模內幕網狀裂縫型儲層的地質條件，同時具備“超壓強注—高效輸導”潛山內幕成藏條件，進而預測渤中13-2構造主體區中生界覆蓋型太古界潛山具有形成大規模油藏的有利條件。

2020年，在中生界覆蓋區太古界潛山相繼鉆探了BZ13-2-D井、BZ13-2-E井和BZ13-2-F井，均獲得成功。其中，BZ13-2-E井太古界潛山測井解釋油層103.4 m(圖9)，用11.11 mm油嘴求產，平均日產油411.48 m3，平均日產氣252 678 m3。由此發現了渤中13-2具有億方級儲量規模的大型揮發性油田。

圖9 BZ13-2-E井地層綜合柱狀圖Fig .9 Comprehensive stratigraphic histogram of Well BZ13-2-E

4.2 油藏特征

渤中13-2油田含油層位主要為太古界。受走滑-伸展斷裂體系相互切割的控制，圈閉為具有背斜、斷鼻形態的復雜斷塊潛山圈閉，圈閉南部小部分面積為太古界暴露區，中北部主體部位為中生界覆蓋區。南部太古界暴露區儲層與渤中19-6凝析氣田相似，由太古界變質巖及頂部砂礫巖組成；北部中生界覆蓋區主要儲層為太古界變質花崗巖，儲集空間以裂縫為主，局部可見網狀裂縫系統。太古界暴露區孔隙度在2.0%～6.7%，平均值3.6%，滲透率在0.1～29.8 mD，平均值為5.9 mD；中生界覆蓋區太古界潛山儲層孔隙度在0.6%～8.3%，平均值為3.13%，滲透率在0.1～97.1 mD，平均值為6.2 mD。

依據太古界潛山測試獲得的地層溫度和壓力資料，渤中13-2油藏為常溫、弱超壓系統，地層溫度梯度為3.6 ℃/100 m，壓力系數為1.095～1.104。渤中13-2油藏地面原油具有低密度、低黏度、低含硫、高含蠟、高凝固點的特征，地面原油密度介于0.811～0.812 g/cm3(20 ℃)，黏度介于2.30～2.40 mPa·s(50 ℃)，含硫量介于0.02%～0.03%，含蠟量介于19.40%～21.84%，凝固點介于21～24 ℃(表1)。渤中13-2油藏原油高含溶解氣，氣油比介于486～682 m3/m3，溶解氣具有中含CO2、微含硫的特點。溶解氣中CH4含量介于78.05%～78.99%，C2H6—C6H14含量介于14.99%～16.24%，N2含量介于0.39%～0.79%，CO2含量介于5.23%～5.33%，H2S含量介于6.5～8.9 ppm(表1)。地層流體綜合分析表明，渤中13-2太古界潛山油藏為揮發性油藏，井流物中C1+N2含量為61.19%，C2-C6+CO2含量為22.28%，C7+含量為15.06%。此外，渤中13-2油藏流體PVT實驗分析表明，地層溫度均低于臨界溫度與最大凝析溫度，且泡點壓力小于地層壓力，隨著地層壓力低于泡點壓力，壓力的降低會導致劇烈相變，原油急劇收縮而脫氣，氣飽和度增加，形成揮發性油藏。

表1 渤中13-2油田原油和天然氣分析數據Table 1 Crude oil and gas analysis data of Bozhong 13-2 oilfield

4.3 成藏模式

渤中13-2大型揮發性油田的發現，證實了“斷面超壓強注—網狀裂縫高效輸導”是覆蓋型花崗巖潛山的成藏模式(圖8)。來自周邊富烴洼陷沙河街組—東營組下段烴源巖生成的油氣，首先沿太古界暴露區區域不整合橫向運移至渤中13-2潛山的控圈斷層附近，然后在源—儲強壓差動力作用下，穿過斷面直接充注進入潛山內幕網狀裂縫儲層，再通過連通的網狀裂縫輸導層向潛山低勢區運移并大規模聚集成藏。

5 結束語

渤中凹陷西南部太古界潛山儲層整體上具有“垂向頂部差異，橫向內幕連續”的發育特點，渤中13-2覆蓋型潛山發育橫向連續的內幕裂縫型儲層；渤中13-2覆蓋型潛山區發育“不整合—斷層面—網狀縫”復式輸導體系和烴源巖超壓系統，具有“斷面超壓充注—網狀縫高效輸導”的潛山內幕油氣成藏模式。

渤中13-2大油田是渤海海域中生界覆蓋型潛山勘探的首個大突破，成功在渤中19-6大型凝析氣田周邊再獲億噸級輕質油氣田發現，突破了覆蓋型潛山難以形成優質儲層、難以規模成藏的傳統認識，拓展了渤海海域潛山勘探新領域，打開了渤海海域潛山勘探的新局面，渤海海域中生界覆蓋型潛山勘探面積最大，勘探潛力很大。所形成的覆蓋型潛山成儲、成藏認識及配套勘探技術，對渤海海域及其他類似地區覆蓋型潛山的勘探具有廣泛的指導意義和推廣應用價值。