辽河坳陷西部凹陷潜山油气输导体系特征

鞠俊成

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

辽河坳陷位于渤海湾盆地东北角，包括西部、东部及大民屯等富油气凹陷[1-2]。西部凹陷位于辽河坳陷西侧，为前古近系基底上发育的一个新生代箕状断陷型凹陷，油气资源丰富[3]，整体占辽河坳陷探明储量的70%。潜山是主要的含油层系之一，是深化勘探和油气规模储量的重点目标层系[4]。西部凹陷潜山勘探始于20世纪70年代，经历了从风化壳型高潜山(埋深小于2 500 m)到低潜山(埋深大于4 000 m)以及潜山内幕等勘探历程，累计探明石油储量为2.4×108t，发现时间集中在“十二五”以前，且凹陷整体勘探程度和储量贡献率极不均衡，其中过半储量位于凹陷中部的兴隆台潜山。“十二五”以来，针对该凹陷的潜山勘探虽有所发现[5]，但均未形成规模储量。根据第四次全国油气资源评价结果，西部凹陷潜山石油资源量为6.0×108t，潜山石油探明率仅为40%，远低于凹陷的整体探明率(68%)。为明确潜山下步规模效益增储方向和有利目标优选，文中利用近50 a积累的钻录测井、分析化验、试油试采等地质数据，在典型潜山成藏条件分析的基础上，指出源储关系和有效的输导条件是控制油气成藏的主要因素，总结了3种类型潜山的输导体系特征，形成了目标优选的研究思路和对策，指导潜山深化勘探，对同类型断陷潜山的油气勘探有借鉴意义。

1 潜山岩性特征

西部凹陷潜山地层包括新太古界、新元古界、古生界和中生界，潜山顶界与古近系呈角度不整合接触。其中，新太古界变质岩系为辽河坳陷目前已发现最古老的结晶基底，年代归属于新太古代，层位为Ar3(表1)，岩性为变质岩和多期侵入岩[6]，变质岩按成因分为区域变质岩、混合岩和碎裂岩三大类。侵入岩主要包括花岗岩、闪长(玢)岩、煌斑岩、辉绿岩等，侵入年代为213.8～248.4 Ma，经历了早、中、晚三叠世3期岩浆侵入活动(表2)。

表1 西部凹陷太古宇变质岩锆石年龄

表2 西部凹陷太古宇火山侵入岩锆石同位素年龄

新元古界岩性以海相沉积的碳酸盐岩夹碎屑岩为主，钾氩法测得海绿石全岩年龄值为895.7～655.0 Ma，地质时代属于新元古代。古生界在西部凹陷中段普遍发育，岩性为一套深灰色、紫红色石灰岩，通过牙形石等多门类微体古生物手段结合岩石地层学、同位素地层学以及地球物理测井等资料，确定地质时代主要为奥陶系[7]。中生界属于填平补齐式沉积，岩性为火山岩和粗碎屑沉积，揭示地层有三叠系、上侏罗统和下白垩统。其中，碎屑岩岩性为杂色砂砾岩、砂岩和泥岩互层；火山岩为基性玄武岩、中酸性的安山岩和花岗岩，在中晚三叠世、中晚侏罗世、早白垩世多期喷发(表3)，与陆相碎屑岩呈互层状分布。

表3 西部凹陷中生界火山岩锆石同位素年龄

2 潜山构造特征

2.1 构造特征

渤海湾盆地是在华北地台基底上发育的新生代张性块断盆地，辽河坳陷西部凹陷位于渤海湾盆地东北角西侧，面积为2 560 km2，为一个北东向展布的新生代箕状凹陷。受印支期、喜山期、燕山期等多期构造运动的改造[8]，基底潜山呈北东向展布，整体构造形态西缓东陡，自西向东分别为西部潜山带、中部潜山带和东部潜山带如图1西部凹陷基底潜山构造所示。基底主干断裂呈北东—北北东向展布，主要包括台安-大洼断层、兴西-双台子断层和齐家断层等，控制了凹陷基底的构造形态，同时也控制着凹陷新生代的构造演化和沉积充填历史。

图1 西部凹陷基底潜山构造

2.2 构造演化

辽河坳陷为华北地台新生代断陷，区域构造演化经历了太古宙—古元古代准地台形成、中新元古代—古生代准地台盖层发育和中—新生代准地台破坏改造等演化阶段。辽河西部凹陷属于燕辽台褶带的一部分，基底现今构造的形成是多次构造运动叠加的结果[9]。新生代始新世沙三、沙四沉积期东西向强烈拉张运动形成坳陷基底的基本构造格局，渐新世晚期侧向挤压应力形成的右旋走滑使西部潜山带进一步抬升，形成现今的构造形态。

3 潜山油气输导体系

3.1 潜山类型划分

辽河坳陷潜山勘探实践表明，潜山与有效源岩的接触方式、供油窗口的大小与潜山成藏和含油气幅度关系密切，潜山供油气窗口是风化壳及内幕成藏的关键[10-11]。西部凹陷烃源岩成熟门限深度约为2 700 m，对应镜质体反射率(Ro)为0.5%，按潜山与成熟烃源岩接触关系，将西部凹陷潜山划分为源内型、源边型和源外型(图1、2)。其中源内型潜山位于生烃洼陷之内，包括中部潜山带的双台子和兴隆台潜山[12-13]；源边型潜山位于生烃洼陷周边，典型如中央凸起潜山带中部的赵家潜山[14]；源外型潜山远离生烃洼陷，如西斜坡高台阶潜山。

图2 西部凹陷潜山类型

3.2 潜山油气输导体系

按照构成要素类型，将西部凹陷潜山油气输导体系划分为断裂输导型、储集层输导型(孔隙、裂缝)、不整合输导型和复式输导型4种类型[15-16](表4)。

表4 潜山输导体系类型

3.2.1 源内型潜山

源内型潜山位于生烃洼陷之中，烃源岩直接超覆、披覆其上，或侧向上通过断层与成熟烃源岩直接接触，多方向供烃，具有复式输导条件，输导体系最为有利，裂缝型储层与内幕断层控制了潜山内部油气再分配，潜山裂缝的发育程度影响含油气丰度和产能[17]。潜山岩性的不均一性决定了其具有储隔层交互分布的特点，形成风化壳及内幕油气藏。兴隆台潜山为典型的源内型潜山，该潜山位于西部凹陷中段，西侧与南侧潜山通过断层与成熟烃源岩直接接触，北侧与东侧沙三段烃源岩超覆、披覆于潜山之上，具有高效的油气输导条件。潜山岩性为新太古界混合花岗岩与混合片麻岩，内部有多期中生界侵入体(图3)。按照优势岩性序列形成储隔层间互分布的特征，其中太古界混合花岗岩、混合片麻岩与中生界酸性侵入体为优势储层，太古界角闪岩、中生界中基性侵入体(煌斑岩、辉绿岩等)为内幕隔层[18]，油气通过断面与不整合运移至潜山顶面，形成风化壳油藏；油气通过断面与裂缝型储层运移至潜山内幕，形成内幕油气藏。潜山与有效烃源岩的接触底界决定了潜山的含油气幅度，整体形成顶部风化壳油气藏和层状(似层状)内幕潜山油气藏。

图3 兴隆台潜山岩性结构

3.2.2 源边型潜山

源边型潜山单边以断面或不整合为主要源储通道，潜山含油气性及幅度受控于供油窗口的大小及潜山储层的发育程度。另外，断层的活动期与主油气运移期的配置关系、上覆地层的封堵性能决定了潜山含油气丰度与油品性质(稀油或稠油)。赵家潜山为典型的源边型潜山，该潜山西侧通过大洼断层沟通成熟源岩，形成大幅度供油窗口，最大可达1 700 m，输导条件有利[19]，潜山含油幅度大。大洼断层为继承性长期活动断层，不同深度和层位封堵性能存在差异[20-21]。同时，潜山带上覆地层岩性以砂岩为主，泥质岩类不发育，造成潜山顶部风化壳以稠油为主，潜山内幕则既有稀油油藏，也存在稠油、超稠油油藏(图4)。

图4 东部潜山带赵家潜山成藏模式

源外型潜山远离生烃洼陷，与成熟烃源岩不直接接触，油气通过断层、不整合及渗透性储层运移至潜山成藏，断层沟通源岩层，为油气垂向运移通道，不整合为横向运移通道[22]，主要发育风化壳型潜山油藏。西斜坡高台阶潜山为典型的源外型潜山，东侧断层沟通沙三、沙四段源岩，多期发育的不整合为油气远距离运移通道，因此，具有较好的输导条件，潜山顶部地层普遍见油斑、油迹显示[23]。由于上覆古近系地层邻近西部凸起物源区，岩性以砂岩、砂砾岩为主，封堵性能差，潜山发育风化壳型稠油—超稠油油藏(表5)。由表5可知，其产能低、效益差。

表5 不同类型潜山油品性质

4 潜山勘探潜力分析

截至目前，西部凹陷潜山剩余资源量为3.6×108t，潜山深化勘探仍有较大的资源潜力。源内型中部潜山带仍是效益储量的首选领域，重点是精细落实潜山形态和源-山关系，优选有利构造-优势岩性-源岩发育叠合区进行部署，兴隆台潜山已整体探明投入开发，双台子潜山北部(南部为国家级自然保护区)是勘探重点，目前已落实有利目标，新井正钻，预期取得新的突破；源边型潜山领域广，是规模储量发现的重要拓展领域，勘探重点是准确落实成熟源岩的分布边界以及源岩与潜山的对接关系，井震结合划定供油窗口范围，并根据有效源岩埋深，预测含油底界，确定钻探目标与合理井深；源外型潜山是西部凹陷领域最广的勘探目标，但受保存条件影响，以风化壳型稠油油藏为主，勘探重点是在细化油气输导条件的基础上，落实潜山上覆盖层条件。

5 结 论

(1) 西部凹陷油源条件优越，油气资源丰富。按潜山与成熟烃源岩接触关系，将西部凹陷潜山划分为源内、源边和源外3种类型，建立了不同类型潜山的油气输导模式。

(2) 由于源储关系和油气输导条件的差异，不同类型潜山含油气丰度差异大，其中源内型潜山具有优越的裂缝型储层-断裂-不整合复式油气输导条件，发育风化壳和内幕油气藏；源边型潜山单边以断面或不整合为主要输导通道，潜山含油气性及幅度受控于供油窗口的大小及潜山储层的发育程度；源外型潜山以通源断层为油气垂向运移通道，不整合为横向运移通道，发育风化壳型潜山油藏。

(3) 源内型潜山是效益勘探和规模增储的首选目标，源边型潜山为油气增储重要拓展领域和目标，源外型潜山受保存条件制约，以风化壳型稠油-超稠油油藏为主，总体经济效益差，为潜山远景探索目标。