“储保耦合”控藏机制与西湖凹陷大中型油气田勘探实践*

刘金水 邹 玮 李 宁 覃 军 刘 洋

(中海石油(中国)有限公司上海分公司 上海 200335)

东海陆架盆地西湖凹陷历经40余年勘探，已钻探井90余口，证实该凹陷生烃潜力大，但探明的大中型油气田不多，“十二五”以前的油气分布面貌总体上为斜坡带“小而散”、中央反转带“大构造、小油气藏”的特点，油气分布规律复杂，勘探难度大。前人对西湖凹陷油气成藏模式做了大量研究，提出了塔式成藏[1]、超压控藏[1-2]、蒸发分馏成藏[3]等成藏模式，从不同尺度有效地指导了西湖凹陷的勘探。为了加快推动西湖凹陷大中型油气田的勘探进程，“十二五”以来在老井复查和构造精细落实基础上，结合新的分析化验资料对中央反转带的成藏规律进行了系统研究，认识到“储保耦合”是中央反转带大中型油气田形成的主要控藏机制，并以此为勘探指导思想又落实或发现了一批大中型油气田和含油气构造。

1 研究区油气地质条件及分布规律

1.1 油气地质条件

中央反转带是西湖凹陷的三大次级构造带之一(图1)，主要是在玉泉运动和花港运动的基础上形成于龙井运动东西向强挤压背景下[4-7]；沿西湖凹陷中轴线附近发育一系列水平挤压褶皱而成的背斜，东西向分为两排，其中从东往西的第一排反转带为本文讨论的对象(图1)。纵向上，中央反转带各构造层继承性强，从渐新统花港组底部到上新统三潭组均有褶皱背斜发育。横向上，受控于区域挤压应力强度和主控断层反转作用的差异，自北向南构造样式呈现出规律性变化(图1)。

第一排反转带各背斜内均发育NNE向和近E—W向两组断裂。NNE向断裂为反转背斜的主控断裂，具有一定延伸规模，长度多为8～20 km。主要发育于反转背斜两翼转折部位，断裂两侧渐新统—中新统牵引挠曲形态显著;具有长期活动特征，多下断至上始新统平湖组甚至基底，向上切穿花港组并终止于中新统，在断距上多具有“下正上逆”特征，零断距多在平湖组上部，反映了由裂陷期正断层在后期挤压背景下反转的演化历程。近E—W向断裂发育期较晚，主要在龙井运动中后期及以后，总体规模较小，延伸长度多小于5 km，主要分布在反转背斜核部，多成对发育，平面上具有雁列成带分布特征，局部切割NNE向断裂的浅层段；剖面上多表现为陡直悬挂正断层，向上终止于三潭组底界附近，大多数向下延伸至花港组上段，但在中央反转带南部可下断至平湖组顶部，整体上自南向北下倾切割越来越浅。

西湖凹陷钻井证实的烃源岩层系主要为始新统宝石组、平湖组；花港组以上层段的泥岩有机质丰度低、大部分未成熟；古新统目前尚未证实是否发育烃源岩。这2套烃源岩层系在沉积时期继承性发育多个生烃洼陷，从宝石组到平湖组随着裂陷演化洼陷的发育规模逐渐变大，其中主力洼陷均分布在中央反转带。中央反转带从南往北发育4个主力生烃洼陷，成因法估算总生烃量超千亿吨，其中中北部生烃洼陷的规模比南部相对要大，热演化程度较南部相对高。受控于偏氧化环境下陆源高等母质的煤系烃源基础，各主力洼陷整体以生气为主，但在25～13 Ma生成一定量的液态烃，5 Ma以来才进入干酪根裂解大量生干气阶段，至今仍持续生气。

受埋深制约，中央反转带主要勘探目的层为渐新统花港组及以上层段。花港组沉积时期盆地已进入拗陷阶段，沉积充填整体上中间厚、东西两侧薄，中央反转带处在花港组的沉积中心，但不同时期受沉降中心的迁移充填特征随之演变，即花港组下段南厚北薄、花港组上段北厚南薄。受北部虎皮礁隆起、西部海礁隆起和渔山东低隆起以及东部钓鱼岛隆褶带三大物源区共同控制，花港组沉积巨厚的辫状河-三角洲沉积体，钻井已揭示花港组下段上部发育2套大型储集体(平均厚度超过150 m)，花港组上段发育3套大型储集体[8]。花港组顶部区域性稳定发育一套泥岩与粉砂岩、泥质粉砂岩互层的交互盖层，在整个中央反转带分布广、厚度大。总体上，从源、储、盖、圈基本条件综合来看，整个中央反转带都具备形成大中型油气田的有利油气地质条件。

图1 西湖凹陷综合地质图Fig .1 General geologic characteristics of Xihu sag

1.2 油气分布规律

虽然整个中央反转带都具备形成大中型油气田的有利油气地质条件，但油气分布无论纵向和横向上都存在显著差异性。从区域储盖发育特征和油气分布来看，中央反转带成藏纵向上跨度大，发育3套成藏组合：下组合为花港组下段及以下，中组合为花港组上段，上组合为中新统龙井组及以上。而目前已揭示的油气藏纵向上主要分布在中、下组合，上组合偶见小型油气藏，横向上主要分布在反转带中北部和中南部。纵向上，中组合和下组合的成藏规模及油气藏性质在中央反转带内也具有区域性差异。除了中北部古珍珠背斜、中南部湖心亭背斜等个别构造以外，其他背斜的中组合多以发育底水油气藏(气多油少)为主，圈闭充满度偏低，目前来看为“大构造、小油气藏”的成藏特征。而下组合则为“非气即干”的特征，极少见水，成藏规模大；但其层内非均质性强，同一套厚砂体内部都往往并非全气或全干，而是“气-干互层”、纵向上变化较快。横向上，南部中组合的成藏规模比北部小，目前尚未发现规模性油气藏。

2 “储保耦合”控藏机制及内涵

2.1 “储保耦合”概念

在系统梳理中央反转带成藏地质条件和油气分布特征的基础上，通过油气成藏历史上成藏要素的演变分析，发现储集条件决定的充注量以及近E—W向断层决定的保存条件是导致中央反转带油气差异性分布的两个关键要素，而二者之间的“储保耦合”窗是中央反转带大中型油气田发育的最有利窗口(图2)：处在充注临界条件之下时，油气难以充注；而当中组合的顶盖被近E—W向断层破坏时，中组合沦为成藏中转站，聚集规模也小；只有处在充注临界条件之上并且顶盖未被近E—W向断层破坏的“储保耦合”窗内时，才能大规模聚集，最有利于形成大中型油气田；“储保耦合”窗之上发育小而散的油气藏或不成藏，之下虽有可能发育致密气藏，但目前技术条件下也难以实现经济有效开发。以中北部紧紧相邻的玉泉背斜和古珍珠背斜对比为例(图2)，古珍珠背斜中组合顶盖未被近E—W向断层切穿，故中组合未见水，上组合未见油气藏；而玉泉背斜中组合顶盖被近E—W向断层切穿，故中组合上部见水，上组合见油气藏。同时，这2个背斜的下组合中部以致密气藏为主，下部多为干层。

图2 西湖凹陷中央反转带“储保耦合”概念模型及实例(剖面位置见图1)Fig .2 Conceptual model and example of “reservoir-conservation coupling” in central inversion beltof Xihu sag(see Fig.1 for profile location)

2.2 成藏关键时刻

根据天然气组分碳同位素、凝析油或原油轻烃参数、饱和烃特征、甾萜烷等生物标志物以及成熟度等资料，中央反转带油气主要来源于平湖组，且油气分布和烃源岩的分布特征(母质来源、沉积环境、成熟度)相吻合，整体是近源聚集特征[9-15]。根据平湖组烃源岩生烃史、圈闭发育特征并结合流体包裹体资料，推测中央反转带中下组合经历了3期油气充注，分为在23 Ma±、13 Ma±、5 Ma—现今(图3)，由于前2个充注期中央反转带的系列背斜尚处在雏形和发育阶段，定型主要在龙井运动末，再综合烃源演化历史和油气分布以气为主、普遍偏干偏重的特征，推测5 Ma—现今应为中央反转带中下组合的成藏关键时刻，整体为晚期成藏的特征。中央反转带上组合油气地球分析化验资料极少，从圈闭发育序列推测其成藏关键时刻应不会早于中下组合。

2.3 “储”的下界内涵

根据前文所述，中央反转带中下组合自身不发育有效烃源岩，纵向上为深大断裂切入平湖组煤系沟通油源垂向输导的近源并且源-储分离的成藏模式，并且由于深大断裂位于圈闭内部或边界，不存在圈外侧向运移，所以在概念上这里的储集体同时又是运移载体。断层沟通深部油气到中上组合侧向充注再分配时，根据油气充注优势通道(本文指砂岩渗透性优势，不含微裂缝的讨论)原理[16]，会优先进入渗透性相对好的储集体聚集成藏；只有当一个成藏组合中储集体渗透性的纵向非均质性极弱、不具备优势通道时，沿断层从下部来的油气才会遵循先下后上的就近充注次序，导致成藏规模下大上小。就中央反转带物性和油气层关系来看，中下组合规模性渗透率大于1mD以上的储集体整体气层钻遇率较高，尤其下组合渗透率1 mD以上的砂体几乎都为气层，所以本文将规模性渗透率大于1 mD以上的物性窗口暂称之为可稳定充注段。通过分析中央反转带所有已钻井岩心、壁心分析化验资料，结合测井解释成果，现今储层的渗透率在约3 300 m以深开始规模性渗透率小于1 mD，约4 300 m以深开始规模性渗透率小于0.1 mD，横向上不同构造区存在一定波动，但总体上这2个界线在中央反转带越往南越浅、越往北越深。从现今油气分布来看，该层段内非气即干，是中下组合中单层成藏模较大的层段，同时也是成藏纵向非均质性最强的层段，因此这种情况可称之为不稳定充注段。总体而言，从现今的成藏面貌来看，中下组合的油气充注是遵循优势通道原则进行充注的，渗透率1 mD 以上属于稳定充注段，0.1～1.0 mD为不稳定充注段。

图3 西湖凹陷中央反转带油气成藏事件Fig .3 Hydrocarbon accumulation events in central inversion belt of Xihu sag

由于在不稳定充注段内整体越往下干层越多，所以中下组合的油气充注应存在一个临界条件，而且这个临界条件是相对存在的。在剖面上，这个临界条件应表现为渗透率小于1 mD的储集段中渗透率的变异系数逼近零值的点，临界条件之上可充注发育大量油气藏(可能是常规、低渗、特低渗的任何一种)，而临界条件以下由于优势通道迅速减少而导致充注成藏极少。对孔隙演化史和油气充注史对比研究发现(图4)，中央反转带下组合顶部第一套大型储集体渗透率在15～10 Ma开始规模性小于1 mD，中组合顶部第一套大型储集体渗透率在10～5 Ma开始规模性小于1 mD，即这2套成藏组合都在成藏关键时刻之前就已经进入不稳定充注段，所以其成藏规模取决于优势通道发育程度。而目前研究发现优势通道的发育程度主要取决于物源：西湖凹陷花港组沉积时期发育西、北、东三大物源区，而中央反转带花港组处在沉积中心，储集体的发育是三大物源叠加的结果，而三大物源又控制了不同的储集体特征。其中，西部海礁隆起、渔山东低隆起变质母源区控制下的储集体中粗砂岩杂基含量极低，颗粒抗压性好，在充注期能保持发育大量优势通道；东部钓鱼岛隆褶带岩浆母源区搬运距离较西部物源短、结构成熟度低，后期成岩过程又以孤立溶蚀孔隙为主，所以不利于优势通道发育；北部虎皮礁变质母源区较远，现有重矿物成熟度整体偏低，说明其对整个中央反转带影响相对小，主要影响中北部。总体而言，来自西部、北部物源区的砂体在成藏关键时刻是垂-侧组合充注的优势通道；中央反转带中下成藏组合不稳定充注段内纵向上受控于西、北部物源区的砂体越多，临界条件就越低，成藏规模也就越大。由于渔山东低隆起比海礁隆起的物源弱，中北部的背斜又受到虎皮礁隆起的物源影响，从南往北“储保耦合”的下界越来越深。

图4 西湖凹陷中北部孔隙演化与成藏关键时刻Fig .4 Pore evolution and critical time of hydrocarbon accumulation in northern-central Xihu sag

2.4 “保”的上界内涵

中央反转带从南到北均发育生烃洼陷，中成藏组合均被高角度深大油源断层所切，并且该组合发育了3套常规—常规低渗大型储集体，相对下组合而言，储层条件更优越。中组合上部区域性发育一套厚度超200 m的薄粉砂岩及泥岩互层的交互式盖层，其封盖能力在横向上随着埋深、沉积相带、成岩作用的变化而有所不同，但最低可封气柱高度也超过100 m[16-20]。因此，从源、运、储、盖、圈的静态条件而言，从南到北的中组合相差无几。目前看来，中组合油气分布的差异性主要取决于前文所述背斜顶部发育的晚期近E—W向断层的改造程度。前文已经述及，中央反转带天然气大量充注主要发生在5 Ma后，即三潭组沉积早期，同时也是晚期近E—W向断层的发育时期。因此，在成藏史上近E—W向断裂成为连接中组合和上组合的成藏纽带，导致中组合成为边充注边散失的成藏中转站：若近E—W向断层下倾切穿中组合的顶盖，则上组合可能发育油气藏，同时中组合成藏规模就小，多为底水油气藏或薄油气层；若近E—W向断层下倾未切穿中组合顶盖，则上组合不发育油气藏，同时中组合可形成规模较大的油气藏，厚层也未见水。

横向上来看，受区域上剪切作用强度南强北弱影响，晚期近E—W向断层的下倾切割层系在中央反转带整体有南深北浅的趋势(图5)。南部近E—W向断层下倾个别最深可切入平湖组(这类深切的E—W向断层也可能是基底先存北西向断层复活，其成因和本文讨论的晚期剪切形成的E—W向断层存在差异)，普遍完全切穿了中组合，所以目前钻井证实中组合成藏规模极小，多为水层，形成油气藏也为层层见底水的“水上漂”，甚至连下组合也多见底水、成藏规模较小；中南部的中组合和南部类似，下组合也偶有底水气藏。往北近E—W向断层逐渐减弱，中北部玉泉背斜由于近E—W向断层下倾主要终止于中组合内，下组合气藏均未见水，中组合为底水气藏，上组合见小而散的油气藏。而古珍珠背斜近E—W向断层活动更弱，未能切穿中组合的顶盖，所以中组合发育了巨厚气层，而上组合未见油气。整体而言，由于近E—W向断层的下切深度和活动强度从南往北逐渐变浅、变弱，“储保耦合”窗的上界从南往北越来越浅。

由于渔山东低隆起比海礁隆起的物源弱，加之中北部的背斜又受到虎皮礁隆起的物源影响，并且近E—W向断层的下切深度和活动强度有从南往北变浅、变弱的趋势，中央反转带的“储保耦合”窗从南往北逐渐变宽(图6)。

图5 西湖凹陷中央反转带中上组合成藏模式(位置见图1)Fig .5 Middle-Upper hydrocarbon accumulation assemblage model in central inversion belt of Xihu sag(see Fig.1 for location)

图6 西湖凹陷中央反转带 “储保耦合”窗分布Fig .6 Distribution of “reservoir-conservation coupling” windows in central inversion belt of Xihu sag

3 勘探实践及意义

纵观西湖凹陷油气勘探历史，由于20世纪80和90年代在中央反转带中北部勘探效果不理想，早年钻井多被认定为“失利井”，所以“十二五”以前中央反转带的勘探重心主要在中南部及以南，但发现的油气田以中小型为主，发现的10个油气田和含气构造的三级地质储量不足1×108m3油当量，其中有7个单个规模在1 000×104m3以下，单个油气田最大三级地质储量不足3 000×104m3油当量。由于规模性发现较少，导致西湖凹陷整个中央反转带的勘探曾一度停滞，而将勘探重心转向了西部斜坡带。

“十二五”以来，随着西湖凹陷构造、沉积、烃源等基础地质研究的不断深入，特别是成藏上发现“储保耦合”是中央反转带关键的控藏机制以来，认识到“储保耦合”窗在中央反转从南往北越来越宽决定了油气分布从南往北越来越富的成藏规律。在该认识指导下，中央反转带的勘探重心逐渐向北推进，以发现大中型油气田为目的充分加强了中央反转带中北部新一轮的构造精细落实和“失利井”逐一复查，逐渐颠覆了“失利”认识，重新部署钻探，发现了新的领域和潜力。如中北部的某构造1991年钻探某井，钻后认为成藏条件不理想，综合解释以气水同层和差气层为主，成藏规模小。近年重新审视该构造成藏条件，发现花港组处在“储保耦合”之有利窗口，充注条件好、浅部破坏弱，从成藏上推测规模应较大，2013年部署探井发现了2×108m3油当量的三级地质储量，证实了理论预测的可靠性。“储保耦合”理论得到首次实践证实后，近几年逐步在中央反转带推动勘探，至今已钻的8个油气田和含油气构造总三级地质储量近10×108m3油当量，单个规模最低达5 000×104m3,其中有5个规模在1×108m3以上，与中央反转带中南部相比整体上相差了一个数量级，进一步证实了“储保耦合”的南窄北宽决定了中央反转带油气聚集相对的南贫北富。未来，西湖凹陷大中型油气田的勘探应持续着眼于中北部，尤其是北部目前虽然已经复查“储保耦合”窗较宽、但因种种外部因素未能继续钻探的龙井、嘉兴等含油气构造。此外，本文未详细论述的第二排反转带由于整体上近E—W向断层发育极少而“保”的上界条件更浅，也是寻找大中型油气田的有利方向。

4 结论

1) 在西湖凹陷中央反转带近源、垂向、大跨度、晚期成藏体系的3套成藏组合中，中、下组合是形成大中型油气田的主要场所。中央反转带成藏条件基本类似，油气富集程度主要受控于储层充注临界条件和晚期E—W向断层下倾末端之间的“储保耦合”窗。窗口之上为通天断层散失型成藏，油气分布小而散、难成规模；窗口之下的储集体在成藏关键时刻已规模性致密化，优势通道不发育且充注量少，同样难成规模。

2) “储保耦合”窗在西湖凹陷中央反转带从南往北有逐渐变宽的趋势，其中南部最窄，主要在花港组下段下部到平湖组上部；中南部主要在花港组下段；中北部和北部主要在花港组下段上部和花港组上段。“南窄北宽”的“储保耦合”窗决定了中央反转带“南贫北富”的油气聚集规律。“十二五”以来，以此为指导重新推动了中央反转带中北部的钻探进程，新发现近10×108m3油当量的三级地质储量。