石臼坨凸起明化镇组下段油气藏富集规律探讨

李鲜蓉，孙国智，李转红，王爱国

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安710069;2.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018)

石臼坨凸起是渤海湾盆地渤中坳陷的一个次级构造单元，面积约1 400 km2，北邻秦南凹陷，南邻渤中凹陷(见图1)，渐新世末以前基本上保持着隆起状态，整体形态西高东低，上覆地层主要为新近系，局部残留古近系东营组，其中明化镇组下段是油藏主要富集层段。目前石臼坨凸起主体部分有秦皇岛32－6和秦皇岛33－1两个在生产油田及少量含油气构造。

图1 石臼坨凸起区域位置图

生产实践表明，石臼坨凸起的油气成藏除受构造影响外(张国良，2000;邓运华，2005)，还受到岩性影响(薛永安，2001)，具有多套油水系统，以构造－岩性结合进行勘探有必要对石臼坨凸起上浅层明化镇组下段油气藏富集规律进行总结，为石臼坨凸起浅层勘探指明方向。

1 油气富集条件影响因素分析

对渤海湾盆地浅层油气富集规律的认识，主要集中在构造圈闭的完整程度，油气输导体系，断层组合模式及活动强度，储集层物性等方面(薛永安，2001;董波，2004;石砥石，2001;刘雅利，2005;)，不同地区之间既有共性，也有特性，影响油气富集的因素也不尽相同，就石臼坨凸起而言，油源、储层、运移条件是三个主要的控制因素。

1.1 油源

石臼坨凸起四周以断裂或斜坡形式与凹陷接触，渤中凹陷和秦南凹陷生成的油气沿边界断裂和不整合面向凸起运移，之后沿着凸起上的馆陶组输导层进行横向运移，再由切至馆陶组的晚期断裂向上运移至上新统圈闭中汇聚成藏，具立体网毯式运移特征(张国良，2000;薛永安，2001;董波，2004)。油源对比结果表明:石臼坨北侧油气主要来自秦南凹陷，源岩为偏腐植型烃源岩，南侧主要来自渤中凹陷腐植型烃源岩，源岩为偏腐泥型烃源岩，腐泥型烃源岩生烃能力通常要好于腐植型烃源岩。而渤中凹陷的生烃潜力达到39.2亿t，要远远大于秦南凹陷的1.3亿吨(朱伟林，2009)。因此由秦南凹陷供烃的秦皇岛27－2构造，秦皇岛33－1油田含油丰度偏低，而由渤中凹陷供烃的秦皇岛32－6油田和秦皇岛33－1南含油构造含油丰度较高(表1)，因此油源条件决定了石臼坨凸起南侧比北侧油气更富集。

表1 石臼坨凸起主要油田及含油构造探明储量级别含油丰度对比表

1.2 储层发育特征

近十几年来，以地震反演为核心的储集层预测技术有了长足的发展，测井约束反演可以对储集层深度、厚度、物性等提供可靠的依据(贾承造，2004)，渤海湾地区浅层储层预测技术目前已经比较成熟(赵国连，2008;范廷恩，2006;赖维成，2009)。石臼坨凸起浅层三维地震资料反射波组特征清楚，信噪比和分辨率高，目的层段波阻抗数据体可以较准确的区分砂泥岩，钻前预测岩性成功率可以达到100%。

三维勘探结果表明，石臼坨凸起浅层明下段以曲流河砂体为主(张国良，2000;养士英，1996;薛永安，2001)，埋深多在900～1 600 m之间，储盖组合良好(林青，2004;薛永安，2001)，河流相砂体横向变化快，钻井结果表明，油气层厚度与砂岩厚度具有较好的正相关性，与构造相对高低位置关系不明显(见图2)。

图2 石臼坨凸起主要探井明下段砂岩厚度与油气层厚度关系散点图

1.3 运移

浅层油气的运移聚集能力往往是影响油气成藏的重要因素。油柱高度是反映油气运移充注能力的重要参数，影响因素复杂，有圈源距离、储层物性、油气水密度差、盖层的圈捕能力、输导层倾角、圈源高程差和水动力条件等(刘堂晏，1998;宁方兴，2008)。

石臼坨凸起上缺乏直接沟通油源的大断层，因此切穿t0(馆陶组顶)的断层是间接沟通油源的重要方式，无论油源来自秦南凹陷还是渤中凹陷，圈闭距生烃中心的距离平均都超过了30 km，长距离的运移使得石臼坨凸起油柱高度一般不超过40 m，平均23.9 m(表2)。而储层物性、油气水密度差、盖层的圈捕能力等宏观条件在石臼坨凸起上差别不大。因此油气借助断层向圈闭充注过程中的水动力条件可能是影响油柱高度的重要因素。

模拟实验及勘探实践表明，切穿t0的间接沟通油源断层及其伴生的次级断层，对油气的运移聚集均有重要的作用(王永诗，2001)。统计结果表明断砂耦合长度(砂体与断层累计接触长度)与其油柱高度有一定的正相关关系，当耦合长度小于6 km时，二者几乎线性相关，超过6 km时，油柱高度基本在35～45 m之间(见图3)。

图3 秦皇岛32－6、33－1油田及其南侧构造砂体与断层接触长度与油柱高度关系散点

2 油气富集模式

石臼坨凸起主要发育晚期北东东向正断层，断层活动具有周期性(蔡乾忠，2001;李大伟，2004)。在断层开启期间，含烃流体顺断层向上运移，其压力要高于砂体中地层水的压力，因此会注入砂体形成混合流体，直至砂体内含烃的流体压力与断层中的流体压力一致;在断层封闭期间，断层内流体不活跃，在浅层几乎没有异常高压的情况下(薛永安，2001)，砂体内混合流体中的油气在浮力作用下与水发生分异;在断层携带含烃流体再次开启时，便与砂体中流体再次发生交换，如此循环往复，断砂耦合长度越长，砂体中的流体与断层中的流体交换的越充分，含烃饱和度就会越高，油水分异时的油柱高度就会越高，当油气在浮力作用下产生的压力与断层携带的含烃流体压力一致时，这种交换就会处于动态平衡，油柱高度便趋于稳定。

这一过程可以归结为三种模式;(1)砂体的高点与低点均与断层相接(见图4－a)，此时流体的处于开放的系统中，交换比较充分，油柱高度与断砂耦合长度密切相关，这是大部分砂体与断层的耦合情况;(2)砂体低点与断层接触，高点未与断层相接，在油水分异时，压力得不到释放，流体交换会较快达到平衡，油柱高度受断砂耦合长度影响中等(见图4－b);第三种是砂体高点均与断层相接，低点位于砂体中部，正常压力下低点流体势要高于高点(薛永安，2001)，断层中的流体与砂体中的流体交换范围有限，油柱高度比较低，受断砂耦合长度影响微弱(见图4－c)。

图4 断层与砂体流体交换模式图

渤海湾盆地浅层构造幅度小、面积大(薛永安，2001;翟光明，2003)，而石臼坨凸起同样主要为低幅构造(张国良，2000)，因此油气面积充满度整体比较高，基本都超过了50%(见图5)。其次，砂体面积越大，其与断层接触的几率就越大，可能拥有的断砂耦合长度就越长，其油柱高度就有可能越高。如秦皇岛33－1油田的2号砂体，以及秦皇岛32－6油田西区的3、4号砂体，面积较大，相应的与断层接触长度较长，油柱高度相对较高，储量也较大，往往可以作为开发的主要目的层。但是浅层油气勘探要回避以下风险:(1)钻探位置较低，如BZ4井(邓运华，2005);(2)断层侧封砂体对接，如HZ12井(薛永安，2001)。

表2 石臼坨凸起主要油田或含油气构造主要油气藏参数列表

图5 石臼坨凸起主要砂体幅度与圈闭充满度关系散点图

3 结语

(1)石臼坨凸起主体部分油源来自渤中凹陷和秦南凹陷，渤中凹陷的供烃能力要好于秦南凹陷，因此石臼坨凸起南侧勘探潜力要优于北侧;

(2)储层厚度是影响油气层厚度的重要因素，因此纵向上砂体叠合性好的砂体所处位置是有利的勘探区;

(3)断砂耦合长度影响油柱高度，断砂耦合长度较长，面积较大，幅度较低的砂体是勘探风险相对较小的砂体。

(4)石臼坨凸起南侧断层比较发育，砂体纵向叠合性好的部位是较有利勘探区。

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