渤海湾盆地辽河坳陷油气勘探历程与启示

2021-05-31李晓光陈永成李玉金蓝阔李敬含巩伟明

新疆石油地质 2021年3期

李晓光，陈永成，李玉金，蓝阔，李敬含，巩伟明

（中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

辽河坳陷是渤海湾裂谷盆地的次一级构造单元。自20 世纪50 年代开始区域普查以来，已有60 余年的勘探历史。随着勘探程度的提高，在勘探理论、勘探技术、勘探领域等方面都取得了许多新进展、新成果。前人站在不同的历史节点，根据不同的划分原则，对辽河坳陷油气勘探阶段做过多种不同方案的划分[1-4]，其中文献［1］以重点区带的油气发现为主要依据，把辽河坳陷1955—1989年的勘探历程划分为8个阶段：勘探区域的准备；区域展开，选择重点勘探区；详探兴隆台，解剖二级构造带；主攻西斜坡，拿下大油田；勘探潜山油藏，开辟新的勘探领域；三探牛居获油田；重上大民屯，开辟新油区；以生油洼陷为中心深化勘探。笔者根据60余年油气勘探的新认识和新进展，以油气储量发现为主线，重新划分辽河坳陷的油气勘探阶段，并总结出取得油气重要发现的勘探启示，以期对类似地区的油气勘探有所启迪。

1 地质概况

辽河坳陷位于渤海湾盆地东北部，属新生代裂谷盆地，整体呈北东—南西向狭长状展布，在燕山运动期和喜马拉雅运动期以块断活动为主要运动形式，断裂十分发育，造成凹凸相间排列的构造格局[5-7]，可划分为东部凹陷、西部凹陷、大民屯凹陷、东部凸起、中央凸起和西部凸起共6 个二级构造单元，坳陷面积12 400 km2（图1）。东部凹陷和西部凹陷具有东断西超、东陡西缓、东深西浅的箕状断陷特点，大民屯凹陷为3条断层所围限的三角形断陷。

图1 辽河坳陷油气勘探成果图Fig.1.Oil and gas exploration results in Liaohe depression

辽河坳陷自下而上发育新太古界、中—新元古界、古生界、中生界和新生界5 套地层。新太古界为辽河坳陷最古老的变质岩结晶基底，全区分布。中—新元古界主要分布在西部凹陷和大民屯凹陷西北部，为一套碳酸盐岩夹碎屑岩的海相地层。古生界主要分布在东部凸起、东部凹陷中部和西部凹陷曙光地区，中央低凸起海月地区也有分布，主要为奥陶系深灰色厚层状石灰岩和石炭、二叠系的页岩、砂岩、煤层及石灰岩互层。中生界主要分布在东部凸起和西部凸起，凹陷区也有分布，为一套陆相沉积。新生代古近纪是裂谷盆地形成的主要时期，渐新世沙河街组沉积时期是裂谷湖盆发育的兴盛期，沉积了厚达6 000 m的可生储油气的暗色泥岩和砂岩，沙河街组自上而下可划分为4段：沙一段、沙二段、沙三段和沙四段：东营期湖盆萎缩，沉积中心南移，辽河坳陷南部地区以湖相沉积为主，中北部地区以河流相沉积为主，全区分布。新近纪为拗陷期，地层覆盖广大地区，形成统一的坳陷[8]。

2 勘探历程

2.1 区域普查与稀井广探阶段（1955—1969年）

1955 年开始对下辽河平原的石油普查，在野外地质调查的同时，开展了大量的地球物理勘探工作，包括1∶100 000 到1∶1 000 000 的地面重力、磁法、电法测量和航空磁测，以及少量模拟二维地震勘探。以此为基础，基本查明了辽河坳陷的分布范围、基底结构、埋藏深度、边界位置和地层接触关系，划分了次一级的构造单元（凹陷和凸起），初步查明了各凹陷内二级构造带的轮廓，指出辽河坳陷是油气勘探的有利区（图2）。

图2 辽河坳陷勘探阶段划分Fig.2.Division of exploration stages in Liaohe depression

1964 年，在辽河坳陷东部凹陷的黄金带构造钻探第1 口区域探井——辽1 井，该井虽因工程报废而未试油，但见到了良好的油气显示。1965 年7 月，在东部凹陷南部大平房构造上钻探的第2 口区域探井——辽2 井在东营组试油，获日产油1.68 t，首次在古近系获得工业油气流。1964—1966 年，地质部在辽河坳陷的多个构造上先后钻探井13口，有5口井获工业油气流，证实了辽河坳陷的油气勘探价值。

1967 年3 月，受当时地质认识和技术条件限制，把出油气点较多的东部凹陷中央构造带当作长垣式的构造带，采用先打高点，后打鞍部和两翼的做法，结果在高点部位的井出油，而打在构造带鞍部和两翼的井则落空。得出了下辽河盆地构造小，油气分布受局部构造的高点控制的认识，进而形成了“找鸡蛋，占高点，守山头”的部署思想。到1969 年底，共完钻探井35 口，其中获工业油气流井19 口，发现了6 个含油气构造（兴隆台、于楼、牛居、榆树台、欧利坨子和大平房）和2个油气田（热河台和黄金带）。

2.2 局部详探与重点突破阶段（1970—1980年）

2.2.1 兴隆台亿吨级油田的发现

兴隆台构造位于西部凹陷中部，是一个潜山披覆断裂背斜，为洼中之隆。1969 年9 月，在兴隆台构造钻探的兴1 井获得百吨以上高产油气流，之后按照高点控油的思想沿构造轴线向东北方向的高部位追踪，只发现了陈家含油区块，没有取得预期效果。1972年，吸取前期教训，提出油田扩边要勇上低断块（阶），钻探井13口，11口井获得工业油气流，打破了高点控油的思想约束。1973 年，通过高产规律的研究，提出断裂控油的地质认识。按照占断块，打高点，沿断层找高产，找到高产多打眼的勘探方法，当年有28 口井获高产，其中兴411 井日产油748.0 t，马20 井日产油2 093.0 t，日产气452 000 m3。由于过于强调夺高产，注重小断块勘探，忽视了对二级构造带的解剖，造成多处出油无面积，找到高产无储量的被动局面。1974年，通过进一步总结认为，油气的聚集不仅受构造因素控制，还受岩相带的控制，构造岩相带是控制油气聚集的基本地质单元，提出二级构造带控油的地质认识。按照这一认识，把兴隆台构造带作为整体集中勘探，迅速扩大了含油气面积，到1976 年底，该带累计探明油气储量近亿吨。

2.2.2 西部凹陷西斜坡三大油田的发现

辽河坳陷西部凹陷西部斜坡带为一自西向东倾没的大型斜坡，面积约1 230 km2，自北向南发育高升、曙光、杜家台、胜利塘、齐家、欢喜岭、西八千等断鼻构造。

1975 年，按照二级构造带控油的地质认识，先后在西部凹陷西斜坡南段、中段和北段分别部署实施了杜4 井、杜7 井和高1 井，并获高产油气流。1975 年底，在曙光地区大约200 km2的范围内进行全面勘探和开发，在不到2 年的时间里就基本探明了亿吨级曙光油田。1977—1978 年，勘探开发的重心向北段和南段转移，又先后探明了高升和欢喜岭2 个亿吨级油田。

西部凹陷西部斜坡带从开始预探到初步探明石油储量近30 000×104t，并全面投入开发，前后只用了5年，特别是1975年以后，基本上是当年探明，当年开发。

2.3 拓展勘探与规模增储阶段（1981—1991年）

立足于二级构造带整体含油的认识，对二级构造带进行整体解剖，虽然在勘探指导思想上前进了一步，但其基本思想仍然是正向构造控制油气的观点。20 世纪80 年代初期，辽河油田在深化石油地质综合研究的同时，加强了与渤海湾兄弟油田协同研究，深化地质认识，建立了不同类型构造带油气藏分布模式（图3），形成了复式油气聚集（区）带理论。在该理论指导下，广泛应用二维和三维数字地震及高凝油热采等技术，整体解剖二级构造带，构造和岩性并举，不同层系兼顾，三大凹陷的多个构造带都获得了新的规模发现，累计新增探明石油储量106 000×104t。1986年，辽河油田原油年产量登上千万吨台阶。

图3 辽河坳陷西部凹陷复式油气聚集带成藏模式（剖面位置见图1）Fig.3.Composite oil and gas accumulation model in the Western sag of Liaohe depression (profile location is shown in Fig.1)

2.3.1 西部凹陷西斜坡中段—南段探明储量大幅增长

辽河坳陷西部凹陷西斜坡中段—南段可进一步分为上台阶、高垒带和下台阶3个次级带。20世纪70年代，以高垒带为重点探明石油储量19 000×104t，80 年代，按照复式油气聚集带模式，对西部凹陷西斜坡的上台阶和下台阶进行扩展勘探，寻找新含油层系、新含油区块和新油气藏类型，探明储量年年有新增长。到1989年底，累计探明石油储量达77 000×104t。

2.3.2 西部凹陷东部陡坡带获规模发现

辽河坳陷西部凹陷东部陡坡带是受台安—大洼断层控制形成的复杂构造带。在深入分析二维地震资料和地质资料的基础上，精细解释三维地震资料，综合研究断裂演化、构造形态、圈闭类型和储集层分布规律，部署实施了洼16 井、海2 井、冷37 井等，并先后获得高产油气流，勘探取得了重大突破，在陡坡带南段发现了2 个千万吨级油田（大洼和海外河），在中段发现了1个亿吨级油田（冷家堡）。

2.3.3 大民屯凹陷发现静安堡大油田

辽河坳陷大民屯凹陷面积约800 km2。1971—1975 年，先后钻探了沈1、沈5、沈21、沈46 等探井，发现了大民屯和法哈牛油气田，并发现了曹台、静安堡和大荒地含油气构造。由于油品以高凝油为主，受当时试油和试采工艺限制，不能大规模开发，同时，受当时地震勘探技术的限制，深层构造不落实，加之西部凹陷西斜坡勘探取得重大突破，暂时中断了大民屯凹陷的勘探。

从1980 年冬开始，在研究高凝油热采工艺的同时，对大民屯凹陷重新部署地震详查，进行模拟12 次和数字24 次覆盖地震连片测量，资料品质有了明显改善。1982—1983 年，以大民屯凹陷中部的静安堡构造带为重点，部署实施的胜3 井和静3 井分别在新太古界变质岩和中—新元古界石灰岩中获高产油流，潜山勘探获得重大突破。为进一步落实潜山形态，1984 年冬，在静安堡构造带开展三维地震试验，1986年正式进行三维地震勘探，为地质研究、储量发现和油田开发提供了坚实的资料基础。到1989 年底，在静安堡构造带累计探明石油储量近20 000×104t。在大民屯凹陷建成了300×104t原油年生产能力，成为中国最大的高凝油生产基地。

2.3.4 东部凹陷北段找到3个中等规模油田

辽河坳陷东部凹陷北部地区主要包括牛居—青龙台断裂背斜构造带、茨榆坨潜山披覆构造带、头台—沈旦堡断阶带等正向二级构造带。早期钻探的牛1井、牛5井等已证实了牛居构造的含油气性，但勘探工作因地震资料（模拟6 次覆盖）难以满足需要而暂时中断。

从1980 年开始，应用24 次覆盖地震资料开展部署研究，对东部凹陷北部地区实施新一轮钻探，牛13井、龙10 井、茨10 井等获工业油气流，先后发现了牛居、青龙台和茨榆坨3个千万吨级油气田。

2.4 深化陆上与加快滩海阶段（1992—2005年）

随着勘探程度的提高，辽河坳陷陆上主要构造带均已钻探，辽河油田通过资源潜力分析，制定了深化陆上，加快滩海的战略部署。通过加强石油地质综合研究，强化新技术的应用，在深化复式油气聚集带勘探的同时，加强新区、新领域勘探，实现了辽河坳陷陆上低潜山油气藏和火成岩油气藏的突破，以及辽河滩海的油气大发现。累计新增探明石油储量80 500×104t。

2.4.1 坳陷陆上深化勘探成效显著

（1）低潜山油气藏勘探取得重要成果 20 世纪70—80 年代，以潜山为主要目的层，在西部凹陷西斜坡和大民屯凹陷的高潜山、中潜山获得了规模储量发现，但受“潜山具有统一油水界面”认识的限制，勘探进展缓慢。

1995 年初，在利用二维地震资料重新落实曙103圈闭时，认为该圈闭是沙四段杜家台油层披覆在潜山上的复合圈闭，部署实施了曙103 井。曙103 井在中新元古界试油，获日产油437.0 t、日产气45 823 m3的高产油气流。随后，对曙光低潜山带进行了重新评价和认识，建立了低潜山油气成藏模式（图4），部署实施曙107 井、曙110 井等获成功，突破了西部凹陷西斜坡潜山海拔-3 000 m 统一油水界面的传统认识[9]。

图4 辽河坳陷西部凹陷曙光潜山带油气成藏模式（剖面位置见图1）Fig.4.Oil and gas accumulation model in Shuguang buried hill belt in the Western sag of Liaohe depression(profile location is shown in Fig.1)

受曙光低潜山勘探成功的启示，1999—2004 年，利用新采集的二次三维地震资料，应用近（欠）平衡钻井技术，对大民屯凹陷低潜山和兴隆台低潜山实施评价和钻探，部署实施沈625 井、沈229 井、沈266 井、陈古1 井、马古1 井、马古3 井等获得成功，将大民屯凹陷潜山油水界面（-3 080 m）下延了700 m 以上[10]，将兴隆台潜山含油底界由-2 720 m下延到-4 300 m。大民屯凹陷低潜山新增探明石油储量3 982×104t。

（2）火成岩油气藏勘探取得重要突破 20 世纪70 年代初，东部凹陷热河台地区的热24 井在针对浅层砂岩勘探过程中，首次在沙三段火山岩中获得工业性油气流，就引起了研究人员的注意，但由于当时碎屑岩勘探效果更好，在随后很长一段时间，对火成岩油气藏的勘探一直处于探索中。1997 年，位于东部凹陷欧利坨子地区的欧26 井，在兼探的地质异常体中发现了粗面岩油气藏，获日产百吨高产油气流，从此揭开了辽河坳陷火山岩油气藏勘探的序幕。

欧26 井钻探成功后，针对火山岩开展了火山岩年代、储集层评价、油藏特征等多学科联合攻关，探讨了粗面岩的形成机理，明确了粗面岩的岩体分布规律，建立了粗面岩油气成藏模式，开始了有目的性的钻探。1999—2004 年，在东部凹陷黄沙坨和欧利坨子构造先后部署实施的小22 井、小23 井、欧48 井等在沙三段粗面岩中获得高产油气流，探明石油储量3 223×104t，发现了以火山岩为主要目的层的黄沙坨和欧利坨子2 个千万吨级油田，成为辽河油田增储上产的重要领域。

2.4.2 辽河滩海油气勘探获重大发现

辽河滩海位于辽东湾北部，水深5 m 以内的滩海地区，地表环境可划分为陆滩、海滩、潮间带和极浅海4种类型，是辽河坳陷陆上向海域的自然延伸。

20 世纪80 年代，开展了1∶200 000 重力测量、1∶50 000 航磁测量及少量二维地震勘探。1990—1995年，开展了全区二维和重点区块三维地震勘探。通过二维和三维地震资料联合解释和目标评价，先后在滩海西部的笔架岭构造带和东部的太阳岛—葵花岛构造带部署实施了LH4-1-1 井、LH13-1-1 井、LH18-1-l 井等，获得工业油气流，累计新增探明石油储量1 880×104t，探明天然气储量7.48×108m3，发现了笔架岭、太阳岛和葵花岛油田。

1996 年，在二维地震资料精细解释的基础上，在辽河滩海中部的海南—月东构造带部署实施海南1井和月东1 井，均在东营组获高产油气流。随后加大了勘探投入和研究力度，连续采集三维地震516.4 km2，构造带主体实现了三维地震满覆盖。以此为基础，对构造格局、油源条件、沉积相带、储集层发育特征等进行了系统研究，建立油气成藏模式（图5）。1996—2000 年，共完钻探井16 口，其中11 口井获油气流，探明石油储量10 336×104t，发现了辽河滩海的第一个亿吨级油气田——月海油田。

图5 辽河滩海月东披覆构造带油气成藏模式（剖面位置见图1）Fig.5.Oil and gas accumulation model in Yuedong drape structure belt in Liaohe beach (profile location is shown in Fig.1)

2.5 精细勘探与稳定发展阶段（2006年至今）

进入“十一五”，面对主要正向二级构造带已基本探明、整装油气田和大型构造油气藏发现几率越来越小的严峻形势，以富油气凹陷满凹含油理念[11-12]为指导，立足全坳陷，取得了一系列大规模储量发现和油气成藏新认识。

2.5.1 变质岩内幕油气藏勘探获重大突破

“十一五”以来，通过总结辽河坳陷西部凹陷和大民屯凹陷中、高、低潜山勘探的成功经验，开展了变质岩潜山内幕成藏条件和勘探技术的攻关研究与实践。

在前期对兴隆台潜山带的2 个低潜山（马圈子和陈家）勘探成功的基础上，认识到高潜山深部应该具有更优越的成藏条件。2005 年10 月，位于兴隆台潜山主体部位的兴古7 井于4 230 m 完钻，揭露新太古界1 640 m，共解释油层17 层136.0 m，差油层45 层414.5 m，试油3 次均获工业油流，发现了潜山内幕油气藏。随后加强了变质岩内幕油气成藏条件及成藏机理研究，并对该区实施新一轮的三维地震勘探。按照整体部署、整体评价的勘探思路，在兴隆台潜山带先后部署实施了13 口预探井（兴古8 井、陈古2 井、马古7 井等）和6 口评价井（兴古7-5 井、兴古7-6 井、兴古7-10 井等），均获工业油气流，将兴隆台潜山带新太古界油藏出油底界下延到4 660 m，潜山含油幅度超过2 360 m，并在此实践过程中逐渐总结建立了变质岩内幕油气成藏理论[13]。2010年，兴隆台潜山带整体探明石油储量12 700×104t。

2.5.2 火成岩油气藏勘探取得新成果

“十一五”和“十二五”期间，针对火成岩刻画中的瓶颈问题，引进技术，联合攻关，探索形成了火成岩发育区地震低频采集处理解释、火成岩体识别与预测、火成岩有利目标评价等技术：建立了火成岩岩性和岩相划分及识别标准，构建了火成岩机构模式：提出了近油源、近断裂、近优势相带油气富集的规律认识[14-17]。在靠近驾掌寺断裂带一侧的近油源地区，部署实施的红22 井、红28 井、于68 井等在火山岩地层中获工业油气流。

“十三五”以来，以桃园—大平房地区火成岩为重点开展研究，运用“两宽一高”地震资料、时频电磁资料，进一步落实火山岩体分布。储集层特征研究认为，桃园—大平房地区火成岩以水下喷发为主，火山通道相、爆发相、溢流相等各相带都因“淬火作用”而形成火山角砾岩，此类岩石原生砾间孔、砾间缝和次生溶蚀孔、溶蚀缝普遍发育，可成为良好储集层。2019 年，优先对桃园火成岩体实施风险勘探，部署实施的驾探1井在沙三段中—下亚段4 360.0—4 396.0 m井段的玄武质角砾岩中压裂试油，8 mm 油嘴，获日产325 200 m3的高产气流，取得深层火成岩气藏勘探的新突破，使火成岩成为深层天然气勘探重要领域。

2.5.3 岩性油气藏勘探成果不断扩大

“十一五”以来，针对辽河坳陷窄凹陷、近物源、相变快的地质特点，依据岩性地层油气藏地质理论[18]，在三维地震资料精细采集、处理的基础上，通过开展地层层序、构造格局、沉积储集层、油层改造等攻关研究，建立了陡坡型、缓坡型和洼陷型岩性油气藏成藏模式，形成了古地貌控扇、微相控储、有效储集层与构造共同控制油气富集新认识，利用厚层砂砾岩体期次划分和有效储集层预测技术，较好地解决了有效储集层预测和勘探目标优选问题，在陡坡带、洼陷带的多个地区获得成功，岩性油气藏勘探实现了从斜坡区向洼陷区、从中浅层到中深层的转变。大民屯凹陷西部陡坡带砂砾岩体新增探明石油储量1 124×104t，西部凹陷清水洼陷清东扇体新增探明石油储量2 293×104t。

2.5.4 页岩油勘探取得初步成果

沙河街组沉积时期，辽河坳陷经历多个稳定沉降期，沉积中心以浅湖—半深湖亚相为主，泥岩或页岩与粉细砂岩或白云质碳酸盐岩互层大面积发育，其既是富油气凹陷的有效烃源岩，又是页岩油大规模成藏的有利区[19-22]。2011 年以来，按照确定资源、储备技术、逐步突破的思路，优选西部凹陷曙光—雷家地区沙四段和大民屯凹陷中部沙四段，按照地质—工程一体化紧密协作的理念，开展资源潜力预测、“七性关系”及配套工程技术等攻关研究与钻探实践，初步形成了烃源岩、储集层、工程“三品质”评价预测和油层改造增产技术系列，建立了宏观、微观“三明治”式源储一体页岩油成藏模式及“甜点”识别方法与评价标准。在曙光—雷家地区预测页岩油资源量23 000×104t，完钻探井23 口，获工业油流11 口，新增探明石油储量1 064 ×104t，控制石油储量2 477× 104t，预测石油储量3 848×104t。在大民屯凹陷中部预测页岩油资源量23 600×104t，钻探资料井1 口，水平井3 口，其中沈页1 井采用细分切割等改造工艺，压后日产油12 t，日产气1 178 m3，取得了较好效果。

3 勘探启示

辽河坳陷经过60余年勘探，在12 400 km2的范围内，探明石油储量238 600×104t、天然气储量725.27×108m3（截至2019 年底），证实辽河坳陷是满凹含油的富油气区，不同层系、不同埋深、不同构造部位、不同岩性均可成藏。回顾历史，有3方面启示可供借鉴。

3.1 地质认识的提升、新技术的应用是储量持续发现的关键

辽河坳陷的勘探实践表明，油气勘探的突破得益于对石油地质理论或认识的创新和勘探技术的进步，但最为关键的是理论认识的创新。

20世纪60年代至70年代初，参照大庆油田长垣构造的勘探思路，按照高点控油的认识，利用模拟二维地震及非地震资料，钻探发现了2个油气田（热河台和黄金带）和多个含油气构造（于楼、兴隆台、前进等），但对断块油气藏的特点缺乏认识，未发现大规模储量。

20 世纪70 年代中后期，在局部详查的过程中，发现油气的聚集不仅受构造因素控制，还受岩相带的控制，构造岩相带是控制油气聚集的基本地质单元，形成了二级构造带控油的认识。按照该认识，利用数字二维地震资料，先后发现了4 个亿吨级大油田（兴隆台、曙光、高升和欢喜岭）。

20 世纪80 年代初期，在总结前期勘探成果的基础上，与渤海湾兄弟油田协同研究，发展二级构造带控油认识，形成了复式油气聚集（区）带理论：从属于一个构造带的多个含油层系、多个油水系统和多种油气藏类型组成的油气藏群，纵向上互相叠置，平面上迭合连片，构成一个复式油气聚集带。该理论使各凹陷正向二级构造带的不同层系、不同构造部位全部成为探索对象。20 世纪80—90 年代，在复式油气聚集（区）带理论指导下，广泛应用二维和三维数字地震和高凝油、稠油热采技术，三大凹陷的多个构造带都获得了新的大规模发现。其中，西部凹陷西部斜坡带勘探成果继续扩大，上台阶和下台阶发现大面积的稠油油藏和稀油油藏，欢喜岭油田和曙光油田成为储量4×108～5×108t的特大型油田：西部凹陷东部陡坡带由北到南多点开花，发现了3 个亿吨级储量区（冷家—雷家、小洼—海外河和海南—月东）：大民屯凹陷中央构造带发现了石油储量近2×108t的静安堡高凝油油田。

进入21 世纪，面对主要正向二级构造带已基本探明、大型构造油气藏发现几率越来越小的严峻形势，深化油气成藏条件研究，认为辽河坳陷烃源岩分布面积广、厚度大、质量好，储集层发育且类型丰富，具有满凹含油的基本条件。按照这一理念，利用二次三维地震、“两宽一高”地震、近（欠）平衡钻井、酸化压裂等新技术，勘探工作突破二级构造带范围，向全凹陷的基岩、岩性、火成岩和非常规油气藏领域延伸，取得了一系列大规模储量发现和油气成藏新认识。

3.2 裂谷盆地的油气勘探要更加注重对断裂发育演化的研究

断裂和断陷活动是裂谷盆地的主要特征。辽河坳陷经历了多期构造运动，断裂十分发育，主干断裂控制着凹陷及二级构造带的形成发育，同时还有众多的次级断裂，这些断裂对油气的分布富集具有重要的控制作用。

主干断裂的发育控制了凹陷的形态特征和二级构造带的形成[23]。辽河坳陷的主干断裂的共同特点是呈北东—南西方向展布，延伸长，断距大，多期发育，分段展布，性质多变。受早期伸展晚期走滑作用的影响，形成了辽河坳陷北部抬升，南部沉陷，东西分带，总体上呈箕状的凹陷形态特征。凹陷大体上都具有缓坡带、深陷带和陡坡带的三分性。以西部凹陷最典型，在陡坡带一侧主要是带状展布的断阶，陡坡带和深陷带之间局部发育逆冲构造（冷家堡地区）：深陷带常发育生烃洼陷和断裂背斜构造（兴隆台地区）：缓坡带下倾部位发育同生滑脱构造和地垒披覆构造，上倾部位多为断阶。辽河坳陷发育有12 个生烃洼陷（清水、长滩、荣胜堡等）和31 个正向二级构造带（兴隆台、牛居、静安堡等），为油气的生成和聚集提供了良好条件。

主干断裂的发育演化控制了凹陷内各沉积体系的变化及生储盖组合特征。大断裂是地壳上脆弱地带，易于被水体侵蚀而成为盆地供给水系或河流的流经途径，同时断裂又是古地形的突变带，因此主干断裂控制了沉积物源体系和沉积相带的变化。断裂的幕式活动，引起沉积空间和湖盆范围周期性扩张与收缩，控制了生储盖及其组合特征。

主干断裂是油气运移的重要通道。辽河坳陷沙四段和沙三段是主力生油气层系，其生成的油气沿主干断裂向上、向下运移，再通过渗透性砂体、不整合面运移到不同层系的圈闭中聚集成藏。已发现的众多浅层和潜山油气藏就是例证。

派生断裂对局部构造的形成和油气再分配起重要作用，与主干断裂组合，形成了辽河坳陷丰富的局部构造样式。基于区域上早期伸展和晚期走滑的宏观构造背景，派生断裂在早期伸展阶段主要以调节性的正向和反向正断层的形式出现，到晚期走滑阶段多为逆冲、羽状和雁列状分布在主干断裂的周围。多期次、多种性质的断裂活动，形成了辽河坳陷丰富的局部构造样式。按构造成因，可划分为伸展构造、走滑构造、反转构造等局部构造样式，构成了辽河坳陷多种类型的含油气构造圈闭。主干断裂往往是油源断裂，而更多影响油气分布富集的是派生断裂。早期发育的断裂，可使断块具有一定的圈闭条件，而晚期断裂往往破坏了原生的油气藏，使油气在新圈闭中聚集成藏。

另外，断裂控制特殊储集层的裂缝发育。勘探实践表明，在靠近断裂的潜山、火成岩等特殊储集层裂缝发育，储集性能好，而远离断裂处裂缝发育较少，储集性能差。如荣76 井离荣兴屯断裂较近，火山岩储集层裂缝相对发育，单井产量高，而位于同一火山岩体的荣101 井，因离断裂较远，裂缝不发育，钻探未获成功。

3.3 特殊类型油气藏也是富油气凹陷油气勘探的重要目标

3.3.1 变质岩内幕油气藏

2005 年，兴隆台潜山带主体部位钻探的兴古7井，在厚达1 640 m 的新太古界变质岩内幕发现多段油气层，在其后的成藏条件、成藏机理研究与钻探实践中，建立了变质岩内幕油气成藏理论：变质岩内幕由多种岩类构成，具有层状或似层状结构；在统一构造应力场的作用下，不同类型的岩石因其抗压和抗剪能力的差异，形成非均质性较强的多套裂缝型储集层和非储集层组合：不整合面、不同期次的断裂及内幕裂缝系统构成立体化的油气输导体系；油气以源-储双因素耦合为主导构成有效运聚单元，形成多套相对独立的新生古储型油气藏[24-26]（图6）。

图6 辽河坳陷西部凹陷兴隆台潜山带基岩内幕油气藏剖面（剖面位置见图1）Fig.6.Profile of oil and gas reservoirs inside bedrock of Xinglongtai buried hill belt in the Western sag of Liaohe depression(profile location is shown in Fig.1)

变质岩内幕油气成藏理论的提出使基岩勘探领域得到极大拓展，横向上从占凹陷10%～15%的潜山拓展到整个含油气盆地基底，纵向上由幅度200 m 以内的风化壳延伸到不小于烃源岩的最大埋深[10]。

3.3.2 火成岩油气藏

辽河坳陷东部凹陷中段—南段的红22 井、于68井、驾探1 井等的成功钻探表明，紧邻或“包裹”于生油岩系之中的中深层火成岩也具备规模成藏的有利条件（图7）。研究和钻探证实，火成岩比碎屑岩抗压实强度高，相同深度下火成岩保留了更多的储集空间，可以作为优势储集层。岩心观察显示，水上喷发的火山通道相火山角砾岩和溢流相粗面岩，水下喷发的不同相带的火成岩因“淬火作用”形成的具淬碎结构的火山角砾岩，原生砾间孔、砾间缝十分发育，次生溶蚀改造作用强烈，溶蚀孔和溶蚀缝普遍发育。统计结果显示，深度在3 500～4 500 m 的火成岩孔隙度仍可达到10%～20%，可为深层天然气成藏提供大规模储集体。

图7 辽河坳陷东部凹陷中南段火成岩成藏模式（剖面位置见图1）Fig.7.Oil and gas accumulation model in igneous rocks in middle-south segment of the Eastern sag of Liaohe depression(profile location is shown in Fig.1)

3.3.3 页岩油气藏

辽河坳陷的优质烃源岩主要为沙四段和沙三段的泥页岩，其生成的油气既可以运移到物性条件较好的地层中，形成自生自储、下生上储、新生古储型常规油气藏，也可以赋存在生油层内部或紧邻生油岩的原生空间内，形成页岩油气藏（图8）。2011 年以来，辽河油田在西部凹陷曙光—雷家地区和大民屯凹陷中部沙四段开展了页岩油成藏条件研究和增产技术试验，取得了良好效果。经过进一步探索，有望成为大规模经济增储的重要接替领域。

图8 辽河坳陷西部凹陷雷家地区页岩油成藏模式（剖面位置见图1）Fig.8.Shale oil accumulation model in Leijia area of the Western sag in Liaohe depression (profile location is shown in Fig.1)