歧口凹陷港北多层系潜山内幕成藏条件分析

米兴夺

（大港油田勘探开发研究院，天津 300280）

歧口凹陷北大港潜山带勘探始于1964年，至今经历区域勘探、区带勘探、兼探、低位潜山勘探、多层系内幕勘探五个阶段。前四个阶段主要针对低位潜山，以风化壳型碳酸盐岩为目的层展开勘探，发现了千米桥凝析气藏，但受埋深及硫化氢影响，效益动用难度大。为寻求接替领域，转变观念，将勘探重点由低位潜山向中高位潜山转移，评价优选紧邻歧口凹陷主生烃区的港北多层系高位潜山内幕作为突破重点，以中-古生界为主要目的层，实施 GG1505、GG1507、T17x1 等井，均获得高产油气流，在港北潜山首次实现了规模效益增储，但是成藏条件复杂，规律认识不清，进一步拓展勘探难度较大，因此研究港北多层系潜山内幕油气成藏规律对下步勘探具有重要意义[1-3]。

1 构造及圈闭特征

1.1 结构特征与断裂展布

北大港潜山带基底断裂系主要由伸展、走滑及局部逆冲推覆构造组成，中生代晚期－新生代发育的基底断裂系构成北大港潜山断裂格架。受古构造及南北向调节断层控制，北大港潜山带分为港北潜山、千米桥潜山和刘岗庄潜山三种不同类型潜山（见图1）。其中港北潜山为一依附于港西断裂的半背斜潜山，是典型的高位潜山，受港西断裂雁列走滑影响，港北潜山断块群形成前、后两排断块山，前排山为内幕断块结构，后排山整体为复杂断鼻结构；同时，受近南北向调节带控制，由东至西后排山表现为明显的分段性，东段单面山为反向断层切割的地垒及断鼻构造，中段屋脊断块山为顺向断层切割的断鼻构造，西段阶状断鼻山为帚状断层切割的掀斜断鼻、断块构造[4-6]。

1.2 圈闭特征

港北潜山主体保留了较厚的中生界及上古生界地层，向东西两翼及北部石炭-二叠系地层逐渐减薄、剥蚀，受港西断裂雁列活动及近南北向调节带控制，形成二台阶圈闭群、东带圈闭群、中带圈闭群、西带圈闭群四个圈闭群（见图2）。

二台阶圈闭群夹持于港西断层和二台阶断层之间，主要是中生代形成发育的断块圈闭群，其主体保留了相对较厚的中生界地层，上古生界受一定程度的剥蚀，新近系地层直接超覆在中生界之上；东带圈闭群以太10井调节断层为界与中段圈闭群相接，是中、新生代持续发育起来的单面山构造，受反向断层切割形成多个断垒、断鼻和断块圈闭；中带圈闭群东、西两侧分别以太10井和港3井调节断层与东带、西带相接，主体表现为屋脊断块山构造，受次级顺向断层切割形成多个断鼻、断块圈闭；西带圈闭群东侧以港3井调节断层与中段圈闭群相接，主体表现为阶状断鼻山构造，受次级帚状断层切割形成多个掀斜断鼻、断块圈闭[7-9]。

2 港北潜山内幕储层分布及特征

2.1 二叠系碎屑岩储层

图1 北大港潜山带勘探现状图

二叠系碎屑岩储层主要分布于下石盒子组和山西组。下石盒子组以河流相沉积为主，发育上、下两套砂体。其中上部砂体厚度大，单砂体可达15 m～20 m，岩性主要为石英长石细砂岩，孔隙度在10%～15%，横向分布不稳定，向西北方向砂体剥蚀减薄；下部砂体横向分布稳定，单砂体厚度在5%～10%，物性比上部砂体略差，岩性主要为岩屑长石砂岩，孔隙度在7%～12%，渗透率小于1 mD，为低孔低渗储层，但受断裂改造以及次生溶蚀作用影响，裂缝及溶蚀孔发育（见图3）。山西组主要为三角洲平原的分流河道砂体和三角洲前缘的水下分流河道砂体，碎屑岩储层成分成熟度较低，长石（大于20%）和岩屑（25%～50%）含量普遍偏高，单砂体厚度达到20 m左右，横向分布稳定，砂体呈南北走向，向东西两侧砂体逐渐减薄。

图2 港北潜山二叠系下石盒子组圈闭构造图

图3 GG16102井下石盒子岩心、岩屑照片薄片

2.2 石炭系碳酸盐岩储层

石炭系为海陆过渡相沉积，储层主要发育在太原组，以含煤细碎屑沉积为主，由于远离陆源碎屑岩供给区，太原组顶部岩性以煤层为主，夹碳质泥岩和灰岩薄层。单层厚度在3 m左右，分布稳定，岩性以泥晶白云岩为主，可见硫铁矿及绿泥石化碎屑，裂缝及次生溶蚀孔隙非常发育，直径在2 mm～10 mm，连通性好（见图4）。

图4 GG16102井太原组岩心、岩屑照片薄片

图5 滨海断裂两盘地层对接关系

图6 港北潜山内幕多层系双源混注成藏模式

3 油气成因类型与供储关系

3.1 油气成因类型

油气源对比分析表明，港北潜山东段中1502井二叠系原油密度（D420）为 0.739 9 t/m3，黏度（50 ℃）为0.49 mPa·s，凝固点为-30℃，属低凝低黏成熟凝析油，伴生天然气主要为油型气、煤成和油型混合气，油气来源于沙三段、沙一段下部烃源岩和石炭系煤系源岩热降解产物，因此中1502井二叠系凝析油是石炭-二叠系煤系烃源岩和古近系烃源岩多源混合产物，属古生古储和新生古储混合型油藏；中段GG1507等井上古生界、中生界原油密度（D420）为 0.850 8 t/m3～0.874 3 t/m3，黏度（50 ℃）为 4.39 mPa·s～15.24 mPa·s，凝固点为23℃～27℃，含蜡量为13.78%～17.16%，含硫量为0.1%～0.13%，胶质+沥青质为13.91%～24.44%，属高凝中质成熟原油，原油伴生天然气为油型气，油气来源于歧口凹陷古近系沙一段下部烃源岩，属新生古储型油藏。进一步证实，油气成藏的复杂性。

3.2 供储关系

港北潜山紧邻歧口生烃中心，受滨海断裂带长期活动的影响，古近系湖相烃源岩直接与潜山内幕的中生界、古生界和元古界对接供油，供油窗口面积占比分别为25%左右、80%左右及80%以上，为新生古储型油气藏的形成奠定了基础；同时，石炭-二叠系煤系烃源岩油气沿断裂、不整合面及多套储集体形成立体供油网络，利于古生古储油气藏的形成（见图5）。

4 油气聚集规律研究

港北多层系潜山内幕受古构造背景和内幕结构共同控制，油气藏具有“古斜坡翘倾反转，断棱带双源混注，多层系差异聚集”的特点，纵向上，奥陶系上马家沟组发现的主要为原油，峰峰组为带气顶的油藏，二叠系和中生界以油藏为主。平面上，港北潜山东段中-古生界油气藏表现出“双源”混合充注成藏特点，中西段则以新生古储为主要特征（见图6）。

油藏特征：（1）地层由侏罗-白垩系、石炭-二叠系和奥陶-寒武系等构成，但侏罗-白垩系和石炭-二叠系地层均残缺不全；（2）经历震荡式抬升与沉降，古生界和中生界内幕发育多个地区性不整合，分割潜山内幕储层，形成多层系内幕型潜山；（3）潜山内幕储层似层状展布，但储层侧向分布受沉积相、成岩相及地层剥缺程度控制，横向变化大；（4）古近纪跷跷板反转，基岩断裂与内幕古断裂切割改造，形成“屋脊状或单面山”潜山形态，由于经历构造变形叠加改造，断棱带内幕多期、多成因高角度裂缝发育。

该类潜山上古生界煤系源岩保存完整，同时紧邻供油断裂，具备双源供烃条件。由于供烃窗口大，潜山内幕多层系储层与古近系油气输导层对接，凹陷区古近系油气可沿基岩断裂近距离进入断棱带潜山内幕，潜山深部的煤成天然气也可沿古生界输导层侧向运聚至断棱带，由于不同层系、不同成因类型油气充注期几乎相同，因此具有双源混注成藏特点。潜山内的油气又沿优质储层、裂缝带及内幕不整合进一步运移，在内幕圈闭的高点实现富集成藏。该类潜山油气主要富集在断棱带内幕的高部位以及断阶区。早断晚衰次级断层、内幕储层侧向变化带以及潜山内幕盖层是内幕油气封堵成藏的主要条件，构造裂缝发育程度是影响油气富集的主要因素。

5 结论

在多层系内幕潜山油气成藏理论指导下，以北大港地区300 km2三维叠前深度偏移地震资料为基础，开展主要内幕层构造精细解释成图与圈闭评价，完成了奥陶系、石炭系、二叠系等主力层系含油气评价，落实有利圈闭11个，圈闭面积14 km2，落实圈闭资源量3 000×104t左右，准备了现实的效益增储战场。

五项煤化工国标正式实施

全国煤化工标准技术委员会煤制化学品分会主导制定的《煤直接液化制混合芳烃》等五项国家标准，获国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会批准发布后，于2月1日正式实施。此次获批发布的5项国家标准分别是《煤直接液化制混合芳烃》GB/T 36562-2018、《甲醇制汽油组分油》GB/T 36563-2018、《煤基费托合成 汽油组分油》GB/T 36564-2018、《煤基费托合成石脑油》GB/T 36565-2018、以及《煤直接液化 石脑油》GB/T 36566-2018。

依据“缺油、少气、富煤”的能源结构，我国分别安排了煤炭直接液化（CTL）、煤炭间接液化和甲醇制汽油（MTG）3种煤制油示范项目，以寻求一种最佳的煤制油工艺路线。随着这些示范项目的推进，产品标准缺乏成为制约煤液化产业发展的瓶颈。这5项标准的制定和实施，有利于促进煤制油企业产品销售、保证产品质量，使供需双方有规可循、有法可依，对于煤化工生产企业和用户均具有重要意义。

（摘自中国化工信息2019年第5期）