渤东地区新近系“脊-断”耦合控藏模式与定量表征

刘朋波, 官大勇, 王 昕, 王广源, 张宏国, 赵 野

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

渤东地区新近系“脊-断”耦合控藏模式与定量表征

刘朋波, 官大勇, 王 昕, 王广源, 张宏国, 赵 野

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

利用渤东地区丰富的钻探资料，开展油气横向与垂向运移路径研究，总结远源型凸起区和斜坡带的油气运聚规律。研究表明，潜山不整合面和馆陶组底部区域砂岩是输导脊的2种通道类型。输导脊是浅层新近系油气富集的基础，它与断层耦合程度控制浅层油气运移。根据输导脊上圈闭与断层的接触方式，“脊-断”耦合关系分为接触式和非接触式，接触式进一步细分为控圈式和非控圈式。只有接触式的“脊-断”耦合关系才利于浅层油气运移，其中控圈式的接触关系浅层运移条件最优越。综合考虑输导脊规模及其与有效烃源岩的接触范围、输导脊上圈闭面积及其与有效烃源岩之间的压差等参数，构建的输导脊油气运聚系数可以较好地反映输导脊的运聚能力。油气富集层系受断层活动强度与区域盖层厚度综合控制，利用断盖比参数可以定量判断，断盖比值0.25和1分别是深层东营组、浅层明下段底部区域盖层遮挡的临界值。输导脊分布的区域是远源油气勘探的重要区带，“脊-断”耦合好的构造是浅层有利勘探目标。

渤东地区；远源； 输导脊；“脊-断”耦合；区域盖层；断盖比

渤海海域地质结构主要表现为受走滑作用改造的复杂断陷盆地，受晚期构造活动强烈影响，油气主要富集于新近系[1-2]。新近系本身不具备生烃能力，油气主要来自古近系的东营组和沙河街组。新近系能否成藏，关键在于油气运移。断裂和不整合面是油气运移的重要通道，前人在新近系围绕断裂油气运移方面做了大量研究工作，如“网毯式”油气运聚模式[3]，断裂-砂体的“中转站”油气运移模式[4]，断层与浅层砂体接触面积的半定量化评价方法[5]，等等，这些成果和认识主要侧重于断层与砂体的耦合程度对油气成藏的控制。不整合面与油气成藏的关系也越来越受到关注，在不整合面类型、空间结构、运移能力和物理模拟方面均取得了较为丰富的成果[6-8]，而不整合面与断层耦合作用对浅层油气成藏方面研究较为薄弱。笔者利用渤东探区丰富的钻探资料综合分析，提出新近系远源型 “脊-断”耦合控藏模式，在新近系成藏体系中引入深层输导脊的概念，并建立输导脊油气聚集能力、油气富集层系的定量化评价方法。该模式有效指导了渤东探区新近系的油气勘探，并对类似地区的油气勘探具有借鉴意义。

1 区域地质概况

图1 研究区位置图Fig.1 Location of study area

渤东地区位于渤海海域中东部，其范围涉及渤南低凸起、庙西凸起、渤东低凸起、渤东凹陷和庙西凹陷，整体呈凹凸相间的构造格局(图1)。古近纪为湖相断陷-断拗发展阶段，是烃源岩形成期，发育沙三段、沙一段和东三段多套优质烃源岩，周边油田和含油构造已证实了这几套烃源岩的油源贡献[9]。新近纪为热沉降-拗陷发展阶段，发育河湖交互相沉积，形成较好的储盖组合，蓬莱19-3油田、蓬莱9-1油田在新近系馆陶组和明下段均有规模性油藏发现[10]。受渤海东部郯庐走滑断裂影响，渤东探区断裂发育，垂向上油气主要分布于新近系。平面上，油气主要分布于凸起区与斜坡区。近几年渤东探区凸起区与斜坡区新近系勘探喜忧参半，一些与长期活动断层配置良好的构造圈闭钻探失利，表明新近系油气成藏仍然具有一定复杂性。

2 “脊-断”耦合控藏模式

2.1 横向运聚体系----输导脊

宏观上油气运移遵循最大动力学法则，横向输导层并非处处都是油气运移的路径，只有平面上流体势相对低的区域才是油气优势运聚区。“输导脊”指横向输导层的构造脊，是平面上构造位置相对较高的流体低势区，为油气横向运移的优势路径。油气在输导脊中的运移分为3个阶段，即烃源岩生成的油气首先在浮力作用下向输导层顶面聚集，其次沿输导层顶面向脊汇聚，最后顺着输导脊长距离横向运移[11-12]。有效烃源岩中分散的油气经历沿输导脊的长距离运移、聚集才能形成规模性油气藏。

渤东地区横向输导通道主要包括潜山不整合面与骨架砂体2种。潜山不整合面通常具有3层结构，即不整合面之上的底砾岩、不整合面之下的风化黏土层和半风化岩石，其中底砾岩连通孔隙带和半风化岩石裂缝孔洞带均可以作为高效输导层[6-7]。渤东探区潜山主要为火成岩、碳酸盐岩和变质岩，受强烈的构造活动改造和长时间风化淋滤影响，潜山半风化岩石孔、缝发育(图2)，孔缝之间相互连通形成高效输导层。不整合面之上的底砾岩主要分布于凸起周边斜坡区，厚度1～12 m，为近源扇三角洲或辫状河三角洲沉积，横向变化快，孔隙度为18%～25%，渗透率为(20～300)×10-3μm2，具有较好的运移能力。这些底砾岩分布局限，往往由断层将其与不整合面之下的半风化岩石连通组成联合输导体系。

对于骨架砂岩，当地层含砂率(体积分数)在20%左右砂体之间开始连通，含砂率在50%以上时砂体之间的孔隙连通性较好[13]。渤海海域馆陶组整体处于辫状河或辫状河三角洲沉积环境，为区域富砂层系[14]。馆陶组下部大套厚层砂岩尤为发育，且平面分布广泛，在渤东地区的含砂率普遍在40%以上(图3)，横向连通性较好，也是主要的横向输导层之一。

图2 潜山半风化岩石孔缝洞薄片显微照片Fig.2 Thin section photographs showing the pore, fracture and cavity from semi-weathering rock of buried hill(A)BZ28-A井，深度3 022.52 m，生物碎屑体腔孔，奥陶系白云岩，铸体薄片; (B)PL9-B井，深度1 285 m，粒间孔，中生界花岗岩，铸体薄片; (C)PL9-C井，深度1 330 m，粒间孔油气充注明显，中生界花岗岩，荧光薄片; (D)PL7-A井，深度3 391.3 m, 粒间及粒内溶孔发育，中生界安山岩，铸体薄片

油气在输导脊上横向运移，除了具备连通的储集空间外，其上覆的稳定盖层遮挡也是必备条件。潜山之上普遍覆盖厚度为300～600 m的古近系大套厚层泥岩，馆陶组中部的富泥段也能为下部富砂段起到遮挡作用，这些泥岩盖层保障了油气沿输导脊的横向输导。

油气在输导脊上运移时，有圈闭才能聚集油气，否则过路不留。油气在均质畅通式的输导脊中运移时表现为快速高效输导特征，优先在输导脊构造高部位圈闭内聚集。真实地质条件复杂，受断层或储层横向非渗透层遮挡影响，输导脊往往表现为非均质特征，由高渗透层与低渗透层共同组成断续式输导通道，油气优先在输导脊坡脚区近油源的圈闭内聚集[8]。当油源充足时，输导脊上一系列圈闭均可成藏，构造高部位流体势最低的圈闭油藏幅度和丰度最大。渤南低凸起中段的渤中28-1油田位于潜山不整合面输导脊的高部位，其低部位发育渤中22-2、渤中23-3、渤中29-3等多个古潜山圈闭，由于渤中凹陷充足的油气供给，输导脊上一系列圈闭均有油气发现，但渤中28-1油田油气储量规模和丰度最大。

图3 渤东地区馆陶组底部砂岩含量(体积分数)等值线图Fig.3 Contour map showing sandstone content at the bottom of Guantao Formation in Bodong area

2.2 垂向运移体系----断层

受郯庐走滑断裂活动影响，渤东地区断裂发育整体上表现为拉张与走滑的叠加效应。新生代断裂体系按照发育时间可以分为3种类型：早夭型、新生型和继承型。早夭型，即古新世至始新世发育，渐新世前停止发育；新生型，主要为距今5.3 Ma左右的新构造运动产物；继承型，整个新生代持续发育。其中：继承型断裂多贯穿整个新生界；早夭型断裂主要发育于孔店组至沙河街组，最浅部可断至东营组；新生型断裂分布地层范围较广，新近系、古近系乃至潜山均有分布。早夭型和新生型断裂在局部位置具有搭接、错断关系。

平面上，断裂主要呈NNE向或NEE向展布，其中NNE向断裂为走滑或拉张-走滑性质的断裂，以继承型和早夭型断裂为主，主要发育于盆地的陡坡带和凹陷带，剖面上常表现为“花状”构造、多级“Y”字形、“似花状”构造等构造样式；而NEE向断裂则主要为伸展或走滑-伸展性质的断裂，以新生型断裂为主，主要发育于盆地的缓坡带、凹陷带和凸起区，剖面上常表现为翘倾断块或“Y”字形等构造样式(图4)。

断层是油气垂向运移的主要通道。当断层活动与烃源岩大规模排烃在时间上匹配，与深层输导脊在空间耦合配置时，断层才能起到沟通深层油气的作用。渤海海域新近系油气具有晚期成藏的特点[15]，继承型和新生型断裂为主要油源断裂。陡坡带的继承型断裂和凹陷带的新生型断裂直接沟通有效烃源，形成“源-断”式油气运移模式。斜坡带和凸起区新生型断裂断至馆陶组底部砂岩或潜山不整合面输导脊，形成“脊-断”式油气运聚模式。

图4 渤东地区典型剖面断裂样式Fig.4 Typical profile showing fault patterns in Bodong area

2.3 “脊-断”耦合关系

远源区浅层新近系油气运聚大体分为3个阶段：第一阶段为凹陷深处分散的油气向输导脊汇聚；第二阶段为油气沿输导脊横向运移，并在圈闭中聚集；第三阶段为断层沟通输导脊上的圈闭，将油气分配到浅层新近系聚集成藏(图5)。其中输导脊与断层的配置关系直接影响浅层油气运移量。根据输导脊上圈闭与断层的接触方式，“脊-断”耦合关系分为接触式和非接触式，其中接触式进一步细分为控圈式和非控圈式。

图5 新近系“脊-断”耦合控藏模式图Fig.5 Diagram showing reservoir controlling model of “ridge-fault” of the Neogene

a.断层与输导脊上圈闭呈控圈式接触。该组合表现为断层与输导脊上圈闭的构造高部位接触(图5-C)。圈闭高部位油气汇聚能力最强，也是最易向上溢散的区域，断层切至该区域时油气垂向运移量最大。蓬莱7-6含油构造为此类接触关系，表现为浅层圈闭低部位的运移断层在深层输导脊上为最高部位的控圈断层。PL7-6-A井在浅层油气显示300余米，充分展示了这种“脊-断”配置组合的优越性。

b.断层与输导脊上圈闭呈非控圈式接触。该组合表现为断层与输导脊上圈闭接触，所接触位置并不是圈闭的高部位(图5-A)，断层切至该区域时油气垂向运移量相对较小。渤中23-3含油构造为这种组合的代表，特征为浅层圈闭的运移断层虽然切至深层输导脊上的圈闭，但不控圈，而是使圈闭更加复杂化，该构造钻井在浅层揭示了134 m的油气显示。

c.断层与输导脊上圈闭非接触。该组合表现为断层切至输导脊上无圈闭的低洼区(图5-B)。输导脊上无圈闭区域不利于油气聚集，基本没有沿断层向浅层运移的油气。这种组合构造浅层钻井基本无油气显示，如钻探失利的渤中23-2、蓬莱20-1构造等。

2.4 “脊-断”耦合控藏模式特征

a.远源特征。“脊-断”耦合控藏模式是根据斜坡区与凸起区钻井总结出来的规律。这些区域深层不发育有效烃源岩，油气源自洼陷深处的有效烃源岩，经过了一定距离的横向运移，然后再垂向分配在浅层聚集成藏。

b.输导脊上圈闭对油气的汇聚。“脊-断”耦合控藏模式与前人提出的断裂-砂体“中转站”控藏模式相似[4]，二者均强调浅层油气成藏与深层油气聚集条件密切相关，突出分散的油气在深层中转、聚集，有利于浅层的高效运移和成藏。“中转站”模式强调大断层根部大型储集体对近源油气的汇聚作用，而“脊-断”耦合模式则强调输导脊路径上的圈闭对远源油气的汇聚作用。

c.“脊-断”差异组合对浅层油气运移量的控制。根据深层输导脊上圈闭对油气聚集作用，断层与输导脊上圈闭接触时，才利于浅层油气运移；断层与输导脊上圈闭不接触时，不利于浅层油气运移。

3 输导脊油气聚集能力定量化评价

在骨架砂体连通性方面，前人利用丰富的钻井资料，在油田开发区开展过以砂体含量为核心的定量评价方法[13]。对于潜山半风化岩石输导脊的研究，一般在于理想化模型的建立及定性的描述[6-8]，定量化描述研究方面还有待完善。对于输导脊的评价，除了输导效率的评价外，其油气聚集能力评价也很关键，特别是对于勘探早期的区带优选。

3.1 评价参数选取

影响油气运移的因素众多，主要包括浮力、输导层的岩相和物性、原油黏度、运移通道形态、毛管阻力等。通过对渤中28-A、蓬莱7-A、蓬莱9-A等多个构造潜山不整合面输导脊特征与油气规模的分析，并参考借鉴前人研究成果[16]，认为控制输导脊油气运聚量的参数主要有压差、输导脊的规模与渗透性、原油黏度、输导脊上圈闭的面积等。受多种因素综合影响，输导脊的渗透性与原油黏度变化范围极大，基于现有的资料和技术手段难以预测。

为了预测模型的可操作性，本次输导脊油气运聚系数构建主要考虑压差、输导脊的规模、输导脊上圈闭的面积等参数，其模型图如图6，表达式如下

其中:Q为输导脊油气运聚系数；l为输导脊与有效油源区接触的弧长(反映输导脊的规模)；A为输导脊上目标圈闭的面积；d为输导脊路径上油源区到目标圈闭区的距离；Δp为输导脊路径上油源区到目标圈闭区的压差。

图6 输导脊相关参数模型图Fig.6 Parameters of transporting ridge

因压差(Δp)可用相对高差(Δh)表示，Δh=dsinθ，θ为输导脊的倾角。将Δp换成Δh代入上述公式

3.2 模型检验

在潜山顶面构造图上根据等值线形态并结合三维可视化图圈定输导脊的分布范围，读取输导脊上圈闭的面积(A)，同时可计算出输导脊的倾角(θ)。盆地模拟结果可以勾绘有效烃源岩的分布范围，再结合输导脊的分布，计算输导脊与有效油源区接触的弧长(l)。

依照上述方法分别对蓬莱7-A、蓬莱9-A、蓬莱20-A、渤中23-A等构造进行了相关参数读取，计算输导脊运聚系数。运聚系数与构造油气资源规模交汇显示(图7)，二者具有较好的正相关性，证明输导脊运聚系数这个参数可以较好地反映输导脊的运聚能力，在实际勘探过程中可以作为输导脊运聚能力的评价指标。

图7 输导脊运聚系数与对应油气资源的相关性Fig.7 Correlation between hydrocarbon accumulation coefficients of semi-weathering rock of buried hill and hydrocarbon reserves

4 油气富集层系半定量化判别方法

从“脊-断”耦合控藏模式图(图5)中可以发现，油气可以分布在浅层和深层，究竟在浅层还是在深层富集，与油气垂向的输导能力密切相关。而油气输导能力由断层活动强度与区域泥岩封闭遮挡综合控制，断层活动性越强，区域盖层残余厚度越薄，越有利于油气在浅层富集；反之则富集在深层。为了定量描述油气富集层位，用断距描述断层活动性，泥岩厚度描述区域盖层遮挡封闭能力，构建断盖比定量表征模型，其表达式为

RFC=d/δ

其中:RFC为断盖比；d为区域盖层内油源断层的垂直断距；δ为区域盖层的真实厚度。断盖比的大小表征断层对区域盖层的相对破坏程度,断盖比越大，油气向浅层运移越容易。

渤东探区有东营组、明下段底部2套区域盖层泥岩，其中东营组盖层主要分布在斜坡区和凹陷区，明下段底部区域盖层全区分布。受深浅这2套区域盖层与断层活动强度差异影响，不同构造区原油分布层系有所不同。通过对已钻构造深层东营组和浅层明下段区域盖层的断盖比统计(图8)，发现当深层东营组厚层泥岩的断盖比<0.25时，深层区域盖层有效遮挡，油气富集于深层，如渤中28-1油田、蓬莱14-6构造等；当深层东营组断盖比>0.25，浅层明下段泥岩的断盖比<1时，只有明下段区域盖层有效遮挡，原油富集于馆陶组，如蓬莱20-2、蓬莱7-6构造等；当深层东营组断盖比>0.25，浅层明下段泥岩的断盖比>1时，深浅2套区域盖层均不能有效遮挡，油气富集于明下段，如蓬莱13-2、蓬莱25-1等构造。图8中深浅层断盖比值差异较大的点主要受断层不同时期活动强度差异控制，晚期活动强度相对较大时，浅层断盖比相对较大，油气主要富集于明下段；早期断层活动强度相对较大时，深层断盖比相对较大，油气主要富集于馆陶组。

5 结 论

a.“脊-断”耦合控藏模式是根据渤东探区钻探资料总结出来的成藏规律，它不同于以往将断裂作为新近系成藏主控因素的认识，远源的斜坡区和凸起区油气运移研究中引入了深层输导脊的概念，一定程度上丰富和完善了渤海海域晚期成藏理论。深层输导脊是浅层油气富集的基础和前提，其控制油气富集的区带，是远源区油气勘探选区选带的重要指标之一。“脊-断”耦合控制油气垂向运移量，是选择有利勘探靶区的重要依据。

b.综合考虑输导脊规模、输导脊上圈闭的面积、压差等因素，构建输导脊油气运聚量的定量评价指标，能较好地反映输导脊分布区带的勘探潜力。

c.受深层东营组和浅层明下段这2套区域盖层与断层活动强度差异的影响，油气富集于不同层系。断盖比值0.25和1分别是深、浅2套盖层有效遮挡的临界值。

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《成都理工大学学报(自然科学版)》编辑部

Study on quantitative characterization of “ridge-fault” coupling reservoir-controlling model in the Neogene of Bodong area, Bohai Sea, China

LIU Pengbo, GUAN Dayong, WANG Xin, WANG Guanyuan, ZHANG Hongguo, ZHAO Ye

Bohai Oilfield Research Institute, Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300459, China

Lateral and vertical favorable migration pathways of hydrocarbon were analyzed based on abundant drilling data of Bodong area, and the hydrocarbon migration and accumulation patterns of uplift and ramp area were established in this paper. It reveals that buried-hill unconformity and regional sandstone layer are essential transporting ridge channels, the existence of deep ridge is fundamental for the accumulation of Neogene hydrocarbon, and shallow hydrocarbon migration is greatly controlled by the coupling of these ridges and faults. According to the assemble style between traps and faults, the coupling relationship are divided into contact-type and non-contact type, and the former can be further divided into trap-controlling type and non-trap controlling one. It shows that the contact type is favorable for shallow hydrocarbon migration, while those trap-controlling types are the most optimum ones. An effective predict method of hydrocarbon accumulation coefficient is proposed by consideration of size and contact area between the transporting ridges and effective source rocks, trap area along transporting ridges and differential pressure in accordance with available drilling results. Hydrocarbon accumulation coefficient is controlled by fault activity and regional seal thickness, ratio between fault throw and cap rock thickness can be used as a semi-quantitative evaluation index. Statistics show that 0.25 and 1 is the threshold of regional seal of Dongying Formation and the Lower Member of Neogene Minghuazhen Formation, respectively. It shows that the distribution area of transporting ridges is important in the exploration of hydrocarbon, and the shallow layers with well coupled “ridge-fault” are the most favorable shallow exploration targets.

Bodong area; remote source; transporting ridge; “ridge-fault” coupling; regional seal; ratio of fault throw and cap rock thickness

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.04.10

1671-9727(2017)04-0470-08

2016-10-26。

“十二五”国家科技重大专项(2011ZX05023-001, 2011ZX05023-002, 2011ZX05023-006)。

刘朋波(1981-)，男，博士，高级工程师，从事油气勘探综合研究工作, E-mail:liupb@cnooc.com.cn。

TE122.31

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