渤海海域石臼坨凸起东段地层岩性油气藏类型及成藏主控因素

2015-07-02于海波王德英张志强

石油地质与工程 2015年4期

关键词：东段石臼油气藏

于海波，王德英，王军，张志强，李龙

(中海石油(中国)天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤海海域石臼坨凸起东段地层岩性油气藏类型及成藏主控因素

于海波，王德英，王军，张志强，李龙

(中海石油(中国)天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

在构造、沉积储层和烃源岩分析的基础上，剖析了石臼坨凸起东段地层岩性油气藏形成条件、类型和成藏主控因素，认为石臼坨凸起东段南北两侧的渤中凹陷和秦南凹陷发育沙三段、沙一二段和东下段三套烃源岩，烃源条件优越，受构造运动的影响形成走向斜坡型坡折、单断式陡坡坡折和沉积缓坡坡折，在东三段和沙一二段沉积了辫状河三角洲、扇三角洲优质储层，为地层岩性油气藏的形成提供了良好的条件。地层岩性油气藏类型主要为走向斜坡型地层油气藏、深断近岸厚扇型岩性油气藏和三角洲上倾尖灭型岩性油气藏等三种，渤中、秦南两个富生烃凹陷是地层岩性油气藏形成的基础，东营组巨厚泥岩的稳定分布和沙一二段、东三段优质储层的广泛发育是地层岩性油气藏形成的保障和关键。

石臼坨凸起；地层岩性油气藏；油气藏形成条件；油气藏类型；成藏主控因素

1 概况

石臼坨凸起东段位于渤海海域西部石臼坨凸起的东侧，夹持在秦南凹陷、渤中凹陷之间，向东倾没于渤中凹陷，处于油气运移指向的有利位置，成藏条件非常有利(图1)。20世纪70年代，以潜山为主要目的层进行勘探，发现了规模较小的428东、428西潜山油田，之后在围区虽然以构造圈闭为主要对象进行了研究钻探，但未获得良好突破。2009年以来，在该区深入开展构造、沉积和烃源岩的研究，并进一步转变思路，开展地层岩性油气藏勘探，深入剖析石臼坨凸起东段地层岩性油气藏形成条件、类型和成藏主控因素，发现了秦皇岛29-2亿吨级油田。

图1 石臼坨凸起东段区域位置

2 油气藏形成条件

2.1 构造背景

中生代末期至古近纪早期，渤海盆地主要表现为拉分盆地的构造特征，此时石臼坨凸起东段主要发育近东西向的基底伸展断裂；古近纪时期，该区主要受地幔热活动的影响，发生区域性拉张，主要表现为伸展断陷盆地的构造特征，控制凹陷和凸起的近东西向断裂继承性发育；从渐新世开始，受新构造运动的影响，派生大量的NE向、近EW向次级断裂，少数断层可断至基底，在剖面上与主干断裂常组成Y字型结构。总体来看，石臼坨凸起东段主要发育近东西向的伸展断裂，并与石臼坨凸起主体区呈近垂直交接，发育类型多样的坡折体系，主要包括走向斜坡型坡折、单断式陡坡坡折和沉积缓坡坡折等三种类型(图2)。

图2 石东带坡折体系类型及其特征

走向斜坡型坡折：主要发育在两条倾向相同控凹断层的叠覆末端的转换带[1-4]。在石东带，受两条近东西向相互独立且长期活动的同向盆缘断裂的影响，在两条断裂的重叠区发育构造转换带，并将凸起与凹陷以“斜坡”形式相连，地层由凸起向盆地方向平缓下倾，形成走向斜坡型坡折，在转换带的控制下，地层沿斜坡逐层超覆尖灭，两侧受到断层的控制，形成了构造-地层型圈闭。

单断式陡坡坡折：主要发育在边界大断裂处。石臼坨凸起东段盆缘断裂以板式陡断层为主要特点，因其坡度陡、断层上下盘高差大，形成持续下陷型边界。从平面组合样式来看，单断式陡坡坡折带可进一步划分为平直型和墙角型[5]，平直型单断式陡坡坡折带主要由单条边界大断裂控制，水系分散、方向单一，基本上与坡折带垂直，碎屑物质比较粗，厚度大，平面上虽具有一定的规模但一般较小，常围绕边界大断裂成裙状产出；墙角型单断式陡坡坡折带一般由两条及以上的大断裂联合控制，水系相对比较集中，多个方向的水系向墙角处汇聚，碎屑物质比较粗，平面规模一般比较大。

沉积型缓坡坡折：主要发育在构造活动相对较弱、构造坡折带不发育的地方[6-8]。石臼坨凸起东段，沉积型缓坡坡折主要发育两种类型，一种是受基底沉降所控制的缓坡坡折，地形坡度缓，主要发育辫状河三角洲沉积；另一种是发育在三角洲前缘，受三角洲前积体的影响，在砂体向湖推进的过程中，因沉积相变造成岩性变化，后因差异压实等作用，形成沉积坡折带。沉积型缓坡坡折带可发育上倾尖灭、透镜体和物性封闭等岩性圈闭。

2.2 沉积特征

从已钻井来看，石臼坨凸起东段古近系沉积砂体主要分布在东三段和沙一二段中。从物源体系分析来看，主要发育两种类型的有效物源体系：其一是长期遭受风化剥蚀的、稳定的、容易识别的凸起物源体系，主要为石臼坨凸起主体区；其二是风化剥蚀时间较短的或者受构造运动影响不容易识别的动态物源体系[9]，主要包括428西、428东构造，在古近纪沙一二段和东三段沉积时期为有效物源体系(图3)。物源区被风化剥蚀后产生的碎屑物质经过输砂通道进行搬运后在对应的坡折带附近堆积下来，坡折体系的发育程度控制了沉积体系的类型和砂体的发育展布。石臼坨凸起东段单断式陡坡坡折和走向斜坡型坡折主要控制了扇三角洲的发育，来自于物源区的碎屑物质，在陡坡带下降盘和走向斜坡坡折带附近堆积，由于碎屑物质搬运距离近、快速卸载沉积，容易形成厚度大、物性好的优质储层。沉积型缓坡坡折带附近，主要发育辫状河三角洲沉积。

图3 石臼坨凸起东段古近系沉积相

2.3 烃源条件

秦南凹陷钻井资料证实，主要发育沙三段、沙一二段和东下段三套烃源岩[10-11]，沙三段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型，有机碳含量0.69%～5.69%，平均2.49%，生烃潜量2.77～89.38 mg/g，平均18.22 mg/g，镜质组反射率为0.50%～0.77%，平均0.57%，为腐泥型烃源岩；沙一二段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型，有机碳含量0.23%～5.83%，平均1.29%，生烃潜量0.78～31.28 mg/g，平均6.96 mg/g，镜质组反射率为0.50%～1.02%，平均0.62%，为腐泥型烃源岩；东下段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2型，有机碳含量0.32%～1.87%，平均1.07%，生烃潜量0.49～10.12 mg/g，平均3.12 mg/g，镜质组反射率为0.50%～0.76%，平均0.56%，为腐殖型烃源岩。

渤中凹陷钻井已经证实了沙三段、沙一二段和东营组均发育优质烃源岩[12]，在石臼坨凸起东段，钻井揭示烃源岩的特征主要为：沙三段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型，见Ⅱ2型，有机碳含量0.52%～6.07%，平均2.93% ，生烃潜量3.46～35.89 mg/g，平均15.73 mg/g，镜质组反射率为0.71%～1.18%，平均0.88%，为腐泥型烃源岩；沙一、二段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型，见Ⅰ型，有机碳含量1.19%～4.97%，平均2.58%，生烃潜量6.15～32.99 mg/g，平均15.36 mg/g，镜质组反射率为0.77%～1.00%，平均0.88%，为腐泥型烃源岩；东营组烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2型，见Ⅱ1型，有机碳含量0.66%～2.04%，平均1.24%，生烃潜量1.44～10.07 mg/g，平均4.47 mg/g ，镜质组反射率为0.59%～0.88%，平均0.71%，为腐殖型烃源岩。

3 油气藏类型

3.1 走向斜坡型地层油气藏

走向斜坡型地层油气成藏模式主要发育在两条同向正断层之间的构造转换带上，构造高部位为剥蚀区，也是主要的物源供给区，在坡折带附近地形高差大但逐渐变化，有利于砂体卸载沉积，容易形成地层超覆型圈闭(图4a)，目前，这种类型的圈闭主要发育在沙河街组，为自生自储或下生上储成藏，储层发育程度控制了油气富集程度，从钻井分析来看，储层厚度在40～100 m ，在坡折带中下部，储层厚度大，相应的油层厚度也较大。

3.2 深断近岸厚扇型岩性油气藏

深断近岸厚扇型岩性油气成藏模式主要发育在单断式陡坡坡折和墙角型陡坡坡折附近，深大断裂主要表现为板式陡断层的特征，因其坡度陡、高差大，近物源沉积物在断层下降盘快速卸载退积，形成近岸扇体，发育构造-岩性圈闭(图4b)。这种类型圈闭主要发育在沙河街组，为自生自储或下生上储成藏。储层发育程度控制了油气富集程度，从钻井分析来看，储层厚度比较大，可达300 m左右；但储层的含油气性有一定的差异，从目前钻井的统计来看，一般孔隙度大于9%的储层含油性比较好。

3.3 三角洲上倾尖灭型岩性油气藏

三角洲上倾尖灭型岩性油气成藏模式，主要是沉积物在向湖推进过程中，发育多期向盆地方向进积的前积体，侧向和上倾方向被泥岩所封堵，形成上倾尖灭的岩性体，进而形成岩性圈闭(图4c)，这种类型圈闭主要发育在东三段，为下生上储油气成藏。岩性体的纵向演化和平面展布控制了油气的富集分布，已钻井揭示，秦皇岛29-2油气田东三段的三期三角洲前积体中均有油气分布。

图4 石臼坨凸起东段地层岩性油气藏类型

4 油气藏形成主控因素

4.1 紧邻富烃凹陷是基础

已钻井揭示，渤中凹陷和秦南凹陷均发育沙三段、沙一二段和东营组三套烃源岩，油气运移路径模拟和油、岩的成熟度表明，油气主要来自石臼坨凸起东段附近的次级洼陷，从镜质组发射率的分析表明，陡坡带下降盘的烃源岩业已成熟，进入生烃门限，显示出明显的近源供烃的特征。已钻井包裹体均一温度与烃源岩埋藏史所对应的古埋深及其对应的地质年代说明，石臼坨凸起东段油气主要成藏期为5.1 Ma至现今，表现出油气晚期充注成藏的特征。油气近源供烃、晚期充注的特征充分反映了石东带附近的油源条件优越，为地层岩性油气藏的形成奠定了物质基础。

4.2 优质储层广泛发育是关键

石臼坨凸起东段沙一二段主要为扇三角洲沉积，局部发育混积滩[13]，其优质的三角洲前缘砂体与上覆的东营组大套泥岩形成了良好的储盖组合，岩心、壁心常规孔隙度、渗透率分析揭示，扇三角洲储层孔隙度主要为8.9%～32.4%，平均21.3%，渗透率主要为(0.1～6852.51)×10-3μm，平均952.41×10-3μm；测井解释储层孔隙度主要为16.3%～26.3%，渗透率主要为(31.9～5 498.31)×10-3μm；具有中孔、高渗的物性特征。

东三段主要为辫状河三角洲沉积，其优质的三角洲前缘砂体与上覆的大套泥岩形成了良好的储盖组合，岩心、壁心常规孔隙度、渗透率分析揭示，孔隙度主要为6.3%～30.2%，平均20.8%，渗透率为(0.05～6088.1)×10-3μm，平均780.8×10-3μm；测井解释储层孔隙度主要在9.6%～24.8%，渗透率主要为(0.3～3112.6)×10-3μm；具有中孔、中渗的特征。

总的来看，石东带沙一二段、东三段扇三角洲、辫状河三角洲沉积砂体发育，储层物性比较好，整体具有中孔、中渗和中孔、高渗的特征，是石臼坨凸起东段地层岩性油气藏形成的关键因素。

4.3 巨厚泥岩的稳定分布是保障

石臼坨凸起东段储层主要发育在东三段、沙一二段，上覆东营组泥岩厚度为240～680 m，且稳定分布，为东三段、沙一二段地层岩性油气藏的形成提供了良好的盖层条件。东营组泥岩的发育整体上受控于东营组沉积时期的沉积环境，在东营组时期渤海湾整个盆地由断陷阶段进入了拗陷阶段。在东三层序的早期低位域阶段，湖盆开始下陷，水平面不断上升，随后中期水侵体系域阶段，当水体上升到一定程度后，开始变得相对稳定，此时整体湖水较深；但到东三层序高位体系域阶段，由于构造活动的进一步减弱，经过一段相对稳定沉积时期后，受构造和气候等因素的影响，水体开始下降，湖平面范围变小；直到东二层序沉积时期，水体突然快速上升，该时期湖盆面积达到最大，石臼坨凸起东段的全部区域处于湖平面以下，此时，早期的物源区对石臼坨凸起东段供给十分有限，沉积了厚层的泥岩，区域分布十分稳定。该区已钻井显示，东二段单井钻遇泥岩厚度240～680 m。正是这套区域稳定分布的厚层泥岩与深部发育的三角洲储层形成了完美的储盖组合，为深层大规模油气藏的形成、保存提供了良好的条件。