冀中坳陷束鹿凹陷潜山多样性油气成藏特征

朱洁琼 张以明 黄远鑫 明 锦 赵伟森 吴 岚 甘运才 王元杰

（ 1中国石油华北油田友信勘探开发服务有限公司；2中国石油华北油田公司；3中国石油华北油田公司勘探开发研究院； 4中国石油华北油田公司勘探事业部 ）

0 引言

潜山油气藏是中国东部断陷盆地中重要的油气藏类型[1-2]。渤海湾盆地冀中坳陷潜山油气成藏条件优越，剩余油气资源比较丰富，并且随着勘探技术的进步已成为冀中地区油气勘探的重要接替领域[3-9]。束鹿凹陷潜山勘探始于1977 年，陆续发现了洼槽区的两个洼中隆（荆丘、台家庄）潜山油藏、斜坡带的断阶潜山油藏（南小陈、晋古21），展示出束鹿凹陷潜山油藏良好的勘探前景。

本文以上述勘探发现为基础，分析束鹿凹陷潜山多样性油藏的类型和成藏特点，并从潜山储层分布规律、油气输导体系、潜山油藏模式等方面对该凹陷潜山多样性油藏的成藏特征进行探讨，旨在指导束鹿凹陷潜山油气勘探工作。

1 潜山类型及特征

1.1 潜山类型

束鹿凹陷位于冀中坳陷中南部，东南以新河断层为界，西邻宁晋凸起，北与深县凹陷相接，勘探面积约为700km2。区域上受燕山期古隆起与新河断层相互控制，形成了东部中央洼槽区和西部斜坡区的构造格局（图1）。

束鹿凹陷潜山的形成与演化主要经历了中生代侏罗纪—白垩纪（燕山期）块断抬升和新生代（喜马拉雅期）拉张块断改造及覆盖掩埋两个阶段[10-12]。本文从形成潜山的地质背景和成因出发，分析潜山的形成机制、结构类型，并结合地震解释和地质剖面等资料，把束鹿凹陷潜山分为地层潜山、断沟侵蚀潜山、断阶潜山、洼中隆起潜山（表1）。

图1 束鹿凹陷构造位置图Fig.1 Location of Shulu sag

表1 束鹿凹陷潜山分类表Table 1 Buried hill classification in Shulu sag

1.2 潜山特征

束鹿凹陷东部受新河断裂控制，断层下降盘形成中央洼槽区，区域上受新生代右旋扭张剪切应力作用，发育两组北东东向断层（台家庄断层和荆丘断层），形成中央隆起，与之相应的是洼中隆起潜山油藏（荆丘、台家庄）；西部斜坡区内带受北边衡水断层、中部台家庄断层、荆丘断层3 组北东东向断层的影响，区域上发育3 组北东向的次级断层和与之相交的一系列北西向断层，从北到南相应形成了3 排垒堑相间的断阶潜山油藏（晋古6）和断沟侵蚀潜山油藏（晋古14-1）；斜坡区外带潜山地层沿斜坡方向倾斜，潜山内幕致密隔层作为底板层与上覆古近系共同形成顶超削截楔状体地层潜山油藏（晋7）（表1、图1）。

2 油气成藏条件

2.1 烃源岩

图2 束鹿凹陷烃源岩等厚图Fig.2 Isopach map of source rock in Shulu sag

平面上，束鹿凹陷中央洼槽区不同位置的烃源岩条件和生烃能力存在差异性。具体而言，中央洼槽区南部发育膏泥岩为主，其中晋古13 井泥灰岩段有机碳含量分布在0.67%～2.04%，平均为1.35%；氯仿沥青“A”含量平均为0.08%；干酪根类型为Ⅱ2—Ⅲ型，综合评价为中等—好生油岩。中央洼槽区中部发育泥灰岩为主，其中晋116 井泥灰岩段有机碳含量分布在0.07%～4.29%，平均为1.71%；氯仿沥青“A”含量平均为0.23%；干酪根类型为Ⅱ1型，综合评价为好生油岩。中央洼槽区北部发育暗色泥岩为主，其中晋古8 井暗色泥岩段有机碳含量分布在0.41%～0.56%，平均为0.45%；S1+S2分布在0.2～0.73mg/g，平均为0.27mg/g；干酪根类型为Ⅲ型，综合评价为差生油岩。

2.2 潜山储层

2.2.1 潜山储层类型

冀中坳陷是叠置在华北古生代地台之上的中—新生界断陷坳陷。中元古界长城系至中生界三叠系沉积时期，坳陷处于相对稳定的地台发育阶段，主要发育一套巨厚的海相碳酸盐岩夹碎屑岩沉积。在此期间发生多期次的垂直升降构造运动，造成多次沉积间断，使不同时期的地层出露，形成了多套溶蚀型储层。在此大的沉积背景下，束鹿凹陷受新生界断裂影响，其基岩隆升幅度大，潜山基底地层暴露时间长，侵蚀范围差异较大，从而造就了该区潜山储层的多样性[14]。

束鹿凹陷潜山发育下古生界寒武系白云岩储层和下古生界奥陶系海相石灰岩储层。白云岩储层以溶洞型储层为主，细小微裂缝发育；奥陶系石灰岩储层储集空间类型最为多样，在斜坡区外带储层以大洞缝型、微缝孔隙型和缝洞孔复合型储层为主，为潜山最优势储层，钻井过程中在潜山面附近放空漏失较多；在有石炭系—二叠系覆盖的奥陶系石灰岩储层，岩心有效孔洞缝面孔率小，以孔隙裂缝型储层为主。

2.2.2 潜山储层分布规律

束鹿凹陷的潜山储层分区分带性比较明显。西部斜坡区外带主要发育下古生界寒武系，斜坡区中内带主要发育奥陶系；东部中央洼槽区主要发育上古生界石炭系—二叠系（图3）。与之相对应，西部斜坡区从内带到外带依次发育奥陶系峰峰组和马家沟组、寒武系府凤山组等层段的碳酸盐岩储层[15-17]，岩性以石灰岩和白云岩为主；中央洼槽区的低构造隆起带（台家庄、荆丘）潜山发育奥陶系碳酸盐岩储层，岩性以石灰岩为主。

图3 束鹿凹陷潜山出露地层平面分布图Fig.3 Plane distribution of exposed formations of the buried hill in Shulu sag

2.3 储盖组合

在束鹿凹陷中心形成的中央隆起（台家庄、荆丘）潜山顶面上覆石炭系—二叠系和沙三下亚段，石炭系底部的铝土质泥岩和Es3下泥岩是区域性良好盖层，储盖组合最优；斜坡区潜山的盖层一般为沙河街组，岩性较细，封盖条件较好，储盖组合条件较好。此外，斜坡区潜山内幕发育3 套有效隔层，第一套是奥陶系亮甲山组底部厚20～30m 的页岩与泥质灰岩；第二套是寒武系崮山组和长山组厚110m 左右的石灰岩、页岩、泥质灰岩、泥质白云岩互层；第三套是寒武系徐庄组厚20m 左右的页岩与泥质灰岩互层段。这3 套隔层都具有较高的泥质含量，测井解释主要为高GR 值，是区域分布稳定的致密层，可作为潜山油藏的盖层和底板层，与潜山储层相匹配形成有利的储盖组合（图4）。

图4 束鹿凹陷潜山地层综合柱状图Fig.4 Comprehensive stratigraphic histogram of the buried hill in Shulu sag

2.4 输导体系

2.4.1 断层输导体系

基岩同生正断层可使潜山断块上升盘储层与下降盘烃源岩层接触，即使不接触也可经断层通道将油气由烃源岩运移至潜山圈闭而成藏。即基岩正断层在古近纪恢复活动并控制两盘地层沉积厚度，是许多基岩断块山能否成藏的重要原因之一[18]。束鹿凹陷经历多期次构造运动形成三洼两隆的构造格局，平面上北东东向的衡水断层、台家庄断层、荆丘断层与北西向的新河断层相交，对潜山油气的垂向输导起主要控制作用。这4 组断层属于同沉积断层，断穿基岩断距较大，有效沟通了潜山储层与烃源岩层，断层长期活动至馆陶组沉积时期，与束鹿凹陷沙三下亚段烃源岩生排烃期相匹配，形成了油气垂向运移通道。束鹿凹陷东部—南部新凹陷中心形成的隆起带（台家庄、荆丘）潜山，均由该类同沉积断层输导体系控制油气的垂向输导（图5a）。

2.4.2 不整合面输导体系

潜山油气藏的形成还与不整合面输导体紧密相关。这种不整合面输导体通常是潜山基底地层经后期风化淋滤和溶蚀作用的改造形成的风化壳。风化壳孔、洞、裂隙发育，构成了良好的油气储层和输导通道，有利于油气水流体大规模侧向运移[9]。束鹿凹陷斜坡带古近系和基底地层呈不整合接触，基底不整合面出露的石炭系、二叠系、奥陶系、寒武系经后期风化淋滤和溶蚀作用的改造，形成良好的油气侧向输导通道。洼槽区发育的成熟烃源岩侧向排烃进入不整合面输导体，油气在浮力作用下沿不整合面发生横向运移，将生成的油气长距离运移到斜坡各类潜山圈闭中（图5b）。

2.4.3 复合输导体系

受构造活动、断裂作用及后期成岩作用等因素的影响， 断层输导体、不整合输导体及渗透性潜山内幕储层在三维空间上相互叠置、交叉、连通可组成复合型输导体系[19-20]。该类输导体系在束鹿凹陷陡带和斜坡带均有发育。束鹿凹陷陡带新河断层上升盘，发育洼边隆断垒潜山、侵蚀残丘山和潜山内幕圈闭。新河大断层沟通束鹿凹陷烃源岩，油气沿断面垂向运移，然后沿渗透性潜山地层和不整合面横向运移，最后进入各类潜山及潜山内幕圈闭。在斜坡带，油气先沿不整合面横向运移，再沿切割斜坡基底的控山断层垂向运移至潜山圈闭中（图5c）。

图5 束鹿凹陷输导体系模式图Fig.5 Schematic transport system in Shulu sag

3 潜山油藏类型

束鹿凹陷潜山类型、潜山储层、储盖组合条件和油气输导体系的多样性，导致束鹿凹陷潜山油藏类型的多样性。

3.1 洼中隆起潜山油藏

该类潜山油藏主要是指束鹿凹陷两个洼中隆（荆丘、台家庄）潜山油藏。洼槽区潜山埋藏较深，奥陶系地层较全，峰峰组为主要目的层，物性好，产液高；潜山顶面覆盖石炭系—二叠系和沙三下亚段，石炭系底部的铝土质泥岩和沙三下亚段泥岩都是区域性良好盖层；潜山侧向直接对接沙三下亚段烃源岩地层，油气沿荆丘断层、台家庄断层垂向运移至潜山，形成新生古储古盖的洼中隆起断块潜山油藏（图6）。该类潜山油藏具有统一的油水界面，呈块状油藏特征，基底油源断层是否发育控制着该类潜山的油气成藏。

图6 洼中隆起断块潜山油藏模式Fig.6 Buried hill reservoir model in the uplifted fault block in Shulu sag

3.2 断阶潜山油藏

断阶潜山油藏主要发育于束鹿凹陷西部斜坡区中内带。斜坡区中内带基底反向断层发育，断层上升盘奥陶系海相碳酸盐岩受风化淋滤及断裂活动的影响，孔洞及裂缝发育，可作为潜山的储层。断层下降盘沉积古近系泥岩，形成潜山的侧向封挡层。油气沿斜坡区不整合面横向运移、沿断层垂向运移，优势运移路径上离烃源区近的圈闭将优先捕获油气并成藏，从而形成斜坡区断阶潜山油藏（晋古6、晋古21等）（图7）。山体幅度、油藏大小直接受控山断层断距大小控制，侧向对接封挡层是否有效为该类潜山油藏成藏关键。2017 年以断阶潜山油藏模式钻探的晋古21 井，在奥陶系试油获日产99.7t 工业油流，截至2019 年8 月，日产油稳定在35t 以上，累计产油30688t。

图7 束鹿凹陷斜坡区潜山油藏模式Fig.7 Buried hill reservoir model in the slope area in Shulu sag

3.3 断沟侵蚀潜山油藏

断沟侵蚀潜山油藏主要发育于束鹿凹陷西部斜坡区中外带。斜坡区地层倾角大，早期发育的反向断层下降盘会形成局部低洼古地势，后期经古水流冲刷改造形成冲蚀沟，大套砾岩滞留沉积在沟谷底部，可作为潜山的侧向封挡层；潜山顶面上覆古近系沙河街组、东营组泥岩、砂泥岩，可作为盖层；奥陶系马家沟组石灰岩作为储层，形成新生古储砾岩封堵的断沟侵蚀潜山油藏模式（图7）。按照这种油藏模式在斜坡区钻探的晋古14-1 井，中途测试获日产203m3的高产工业油流。

3.4 顶超削截楔状体地层潜山油藏

楔状体地层潜山油藏主要发育于束鹿凹陷西部斜坡区外带。斜坡区作为顺倾坡，地层西老东新，总体表现为上超下削，上覆古近系超覆于潜山面之上。当潜山奥陶系、寒武系削截于潜山顶面，与斜坡区潜山内幕发育的3 套有效隔层形成的底板层相匹配时，可形成顶超削截楔状体地层潜山油藏，该类潜山油藏成藏条件苛刻，顶底板层均为有效遮挡层时方可成藏（图7）。以顶超削截楔状体地层潜山油藏模式钻探的晋7 井，在奥陶系试油获日产52.51t 的工业油流。

4 结论