富油凹陷油气分布有序性与富集差异性——以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷为例

王永诗，郝雪峰，胡阳

（1. 中国石化胜利油田分公司，山东东营 257001；2. 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

0 引言

断陷盆地油气分布规律与富集模式是油气藏预测的关键，一直以来备受石油地质学界的关注[1-2]。自20世纪60年代以来，中国石油地质工作者先后提出了源控论[3]、复式油气聚集带理论[4-5]、油藏“环带状”分布[6-7]、隐蔽油气藏理论[8]、富油气凹陷论[9]、满凹含油论[10-11]等油气成藏理论，反映了石油地质学研究从现象表征到机理探求不断发展的过程。随着勘探实践和地质认识的不断深入，石油地质家开始重新思考断陷盆地油藏分布规律，如富油凹陷油藏最终宏观分布规律是什么？油气富集受何因素控制？这些问题不仅是陆相断陷盆地石油地质学的研究目标，同时在勘探实践中发挥着至关重要的作用。目前中国东部陆相断陷盆地大都进入中—高勘探程度[12]，勘探对象日益复杂，如何实现油气储量的不断发现，是成熟探区精细勘探、效益勘探的需求。此外，新一轮油气资源评价结果表明，东部成熟探区仍具有较大剩余资源量，勘探潜力大。因此，本文以东营凹陷为例，以关键成藏要素演化为主线，在精细地质建模的基础上，开展压力-流体-储集性等成藏要素的联动演化及其耦合控藏作用研究，揭示油气有序性分布及差异性富集的内在机理，进而有效指导成熟探区勘探实践。

1 油气分布的有序性及富集的差异性

1.1 油气分布的有序性

勘探实践表明，东营凹陷油气具有有序性分布的特点，如岩性、构造、地层等油藏类型在空间上横向毗邻、纵向叠置，不同油藏类型之间往往有过渡类型存在，但在不同地区、不同构造单元油藏分布序列存在差异。从凹陷、二级层序和沉积体系来看，油气有序性分布具有普遍性。

在凹陷层次上，东营凹陷主要发育4个生油洼陷，自每个洼陷中心到边缘，依次发育岩性油藏、构造-岩性油藏、岩性-构造油藏、构造油藏、地层油藏，油藏类型在平面上分布是有序的，且围绕洼陷中心呈环带状分布（见图1）。

在二级层序层次上，以东营凹陷主力含油层系古近系沙河街组四段上亚段—沙河街组二段下亚段（Es4s—Es2x）为例，自洼陷中心至边缘，依次发育岩性油藏、构造油藏和地层油藏，不同油藏类型之间还发育构造-岩性、岩性-构造等过渡油藏类型，油藏分布序列较完整（见图2）。其他二级层序内油藏序列不完整，油藏类型分布样式存在明显差异，反映了不同二级层序与烃源岩空间配置关系的差异。

图2 东营凹陷二级层序不同油藏类型分布图（据文献[13]修改，剖面位置见图1）

在沉积体系层次上，以东营三角洲为例，三角洲沉积体系主要由前三角洲亚相（滑塌浊积砂体）、三角洲前缘亚相（河口坝砂体）、三角洲平原亚相（分流河道砂体）组成，自洼陷中心至边缘依次发育岩性油藏、构造-岩性油藏、构造油藏（见图3），有序性分布特征明显。同时东营凹陷滩坝砂体和砂砾岩扇体油藏类型也具有类似的有序分布特征[13-14]。

图3 东营凹陷三角洲沉积体系油藏类型分布图

综上所述，断陷盆地油藏类型在凹陷、二级层序和沉积体系等层次上有序分布、横向毗邻、纵向叠置。油藏类型分布的有序性认识促进了对油藏空间分布的科学预测和评价，指导了不同区带（层系）主要勘探对象的主动转移。

1.2 油气富集的差异性

油气分布的有序性是盆地内油藏空间分布的规律，而盆地内不同构造岩相带油气成藏主控因素的不同，在油气富集模式上则体现出明显的差异性。就东营凹陷而言，古近系发育了陡坡带砂砾岩、凹陷带浊积岩和缓坡带滩坝砂等不同类型储集体，其成藏主控因素不同，导致油气富集模式有着明显的差异[14-18]。在大量油藏解剖的基础上，建立了油气成藏及差异富集的模式。

图4 陡坡带砂砾岩油气富集模式

陡坡带砂砾岩油藏：具有扇根封堵、扇中有利相带控制油气富集的成藏模式（见图4）。横向上，就同一期砂砾岩扇体而言，具有扇缘裂缝输导、扇根侧向封堵、扇中油气富集的特征；纵向上，对于多期叠置的砂砾岩扇体而言，可以划分为高充满度带、过渡带和低充满度带。埋深3 280～4 100 m为高充满度带，扇根的封堵能力强，油藏类型为扇根封堵的岩性油藏，油藏非油即水，油气充满度高，含油高度为80～190 m，油藏宽度为600～2 500 m。埋深2 500～3 280 m为过渡带，扇根的封堵能力中等，油藏类型为构造-岩性或岩性油藏，油水间互，油气充满度中等，含油高度为20～90 m，油藏宽度为300～1 500 m。埋深1 700～2 500 m为低充满度带，扇根封堵能力较差，多为背斜自圈闭构造油藏和地层油藏，油气充满度低，以含油水层为主，含油高度为10～70 m，油藏宽度为200～1 000 m。

凹陷带浊积岩油藏：具有压力-隐蔽输导的油气富集模式（见图5）。统计结果表明，当烃源岩排烃强度大于350×104t/km2时，烃源岩区普遍发育异常高压，利于源内浊积岩透镜体成藏；勘探实践中超过四分之三的岩性体油气藏地层压力系数大于1.2（属于超压），超压区岩性体圈闭的油气充满度高，油气富集程度较高；源外浊积岩透镜体成藏取决于与烃源岩的距离，断裂和裂隙带垂向输导油气，目前已发现浊积岩油藏主要分布于源岩向上约225 m的范围内，源外浊积岩油藏油气充满度随着与源岩距离的增加而逐渐降低。

图5 洼陷带浊积岩油气富集模式

缓坡带滩坝砂油藏：具有“压吸”充注的油气富集模式（见图 6），其中烃源岩广泛超压控制了油气富集。靠近凹陷中心烃源岩高压区，油藏类型以岩性油藏为主，油气充满度高，油气藏无明显的边底水，表现为非油即干特征。凹陷斜坡中部的压力过渡区，油藏类型以构造-岩性油藏为主，油气充满度也较高，局部可见到油水间互。凹陷边缘构造高部位的常压区，油藏类型以构造油藏和地层油藏为主，油气充满度较低，油水层间互现象比较普遍，具有明显的边底水。

图6 缓坡带滩坝砂油气富集模式

2 油气分布有序性及富集差异性的控制机制

盆地沉积充填和压力结构的有序性控制了油气有序性分布，而盆地内不同构造带油气富集的差异性则受到压力-流体-储集性耦合作用的控制。

2.1 断陷盆地沉积体系发育有序性是油气分布有序性的基础

渤海湾盆地新生代的发育演化整体受控于太平洋板块俯冲和印度板块挤压碰撞的共同作用[19-20]，作为渤海湾盆地内部三级构造单元，东营凹陷于新生代经历了裂陷和裂后拗陷两大演化阶段，盆地结构整体表现为北断南超的箕状凹陷。受凹陷构造格局的控制，沉积体系从凹陷中心到边缘依次发育深水浊积扇、前三角洲、三角洲前缘、三角洲平原、河流和冲积扇，呈现有序展布的特征。纵向上典型二级层序内部或整个断-拗层序格架内，沉积体系类型变化基本上也呈有序性变化（见图7）。

图7 东营凹陷古近系沉积体系发育模式图

统计结果表明，东营凹陷不同沉积体系发育的主要油藏类型存在差异，凹陷中心深水浊积扇、前三角洲是岩性圈闭主要组成部分，也是凹陷内输导体系的重要组成，主要发育岩性油藏；三角洲前缘则发育断层-岩性圈闭，主要发育构造-岩性油藏和构造油藏；三角洲平原不仅是大型构造油藏的主力储集层，同时也是盆地横向输导体系的主要组成部分，主要发育构造油藏；河流主要发育构造油藏和岩性-构造油藏；冲积扇则主要发育地层油藏（见图 8）。可见，从凹陷中心到边缘沉积体系的有序性决定了成藏静态要素有序分布的基础条件，即沉积充填的有序性控制了圈闭类型、输导体系等成藏要素的连续性特征，进而决定了油气分布的有序性。

图8 东营凹陷不同沉积环境主要发育的油藏类型

2.2 断陷盆地压力结构是油气分布有序性的关键

地层超压在油气的生成—运移—聚集过程中具有重要的作用。据钻井DST和MDT测试压力数据表明，东营凹陷超压主要发育于沙三段和沙四段，与烃源岩发育层系一致，而上覆沙二段、沙一段、东营组、馆陶组和明化镇组以及下伏孔店组均为常压系统，整体表现为单超压特征[21]。超压中心多位于凹陷沉积（沉降）中心，超压幅度大，压力系数可达2.0，向凹陷边缘地层压力逐渐过渡为常压区（见图9）。

图9 东营凹陷沙河街组四段滩坝砂岩油藏分布剖面图（剖面位置见图1）

图10 东营凹陷滩坝砂压力环境与油藏类型对应关系

表1 东营凹陷不同类型油藏属性统计结果

缓坡带滩坝砂勘探实践表明，地层压力结构的有序性控制油藏类型的有序性分布。超压区内主要发育岩性油藏（见图10），从油藏地球化学特征来看，油气成熟度地球化学参数差异不大（见图 9），显示出高压驱动为主的成藏特点。虽然岩性油藏中代表成藏阻力的排驱压力和饱和度中值压力值最大（见表 1），但超压环境为油气充注提供充足动力，为岩性圈闭的油气富集提供有利条件。常压区以构造油藏发育为主（见图10），油气成熟度地球化学参数呈明显有序性分布，下部成熟度高、上部成熟度低（见图 9），体现出常压区以浮力驱动为主的成藏特点。构造油藏成藏阻力较小（见表 1），油水密度差所产生的浮力驱替毛细管孔隙中的水，使烃类在圈闭中聚集成藏。断层是压力过渡区垂向泄压的主要通道，储集层是油气横向运移通道，油气成熟度地球化学参数发生倒转（见图9），表现为超压-浮力联合驱动为主的成藏特点，油藏类型多样化，但多以构造-岩性油藏为主（见图10）。

2.3 压力-流体-储集性耦合控制油气富集差异性

不同构造岩相带位置的差异具有不同构造沉降、沉积充填样式及成岩演化过程，进而决定了压力-流体-储集性作用机理、演化过程的不同（见图11），决定了油气成藏过程中不同的耦合方式以及最终的油气藏富集样式差异性。

图11 压力-流体-储集性联动演化及其耦合作用示意图

就陡坡带砂砾岩而言，具有近物源、快速堆积、粗细混杂的特点，抗压实能力较弱，储集层非均质性强，优质储集层是控制砂砾岩油气成藏的关键因素[22-24]。研究结果表明，酸碱流体交替作用控制了砂砾岩储集层次生孔隙的发育。东营组沉积末期，下伏孔店组—沙河街组四段下亚段膏盐层脱水形成的碱性流体主要通过缺少泥岩隔层的扇根亚相及靠近扇根的扇中部分向上运移，扇根亚相除了发生强压实作用外，还形成硬石膏和碳酸盐强胶结，原始孔隙消耗殆尽，以至于伴随烃源岩生烃形成的酸性流体难以大规模对扇根储集层进行溶蚀，扇根储集层物性逐渐变差（见图12）。而扇中亚相原始沉积条件较好，抗压实能力强，泥岩隔层发育，碱性流体作用范围有限，形成部分碳酸盐胶结物，保存了部分原生孔隙，为后期酸性流体注入提供了空间，酸性流体对长石颗粒以及早期碳酸盐胶结物进行溶蚀，进一步改善了扇中亚相储集空间（见图12）。可见，扇中储集层物性变好，扇根储集层物性进一步变差，形成了扇根封堵的成岩圈闭。馆陶组沉积末期至今，烃源岩经历了东营组沉积末期的构造抬升及后期沉降，烃源岩二次生烃排出的有机酸对扇中储集层再次溶蚀，进一步改善扇中储集空间，而扇根持续遭受压实作用，储集层逐渐致密，油气封堵能力增强，成岩圈闭逐渐定型。油气地球化学指标对比表明，砂砾岩体不同油藏、同一油藏不同部位油气来源存在明显差异。砂砾岩油藏的油气主要来自于沙四段烃源岩，但不同层位砂砾岩油藏、同一油藏不同部位油气来源存在明显差异。沙四段上亚段靠凹陷一侧（如盐 22-X1井）油气源于沙四段下亚段烃源岩和沙四段上亚段烃源岩，具有混源的特征（见图 13a）；沙四段上亚段靠近扇根一侧（如盐22井）和沙三段（如盐16井）油气均来自于沙四段下亚段烃源岩（见图13b、图13c）。两套含油气系统虽然在空间上纵向叠置，但油气沿扇体纵向运聚成藏受控于扇根成岩演化程度。在早期沙四段下亚段烃源岩生排烃阶段，砂砾岩扇体扇根部位储集物性较好，可作为垂向输导层使油气运移至浅层，在以盐16井为代表的沙三段构造圈闭中聚集成藏。而在晚期沙四段上亚段烃源岩生排烃阶段，随着埋深加大，扇根部位储集物性逐渐变差，封堵能力增强，沙四段上亚段油气多以横向运移为主，在靠近沙四段上亚段烃源岩成岩圈闭中聚集成藏。因此，在靠近扇根部位和浅层油藏的油气主要来自于沙四段下亚段烃源岩，而靠近扇端部位油藏的油源则具有沙四段上亚段烃源岩和沙四段下亚段烃源岩混源特征，显示出扇根由开启向封闭转化的过程。由于砂砾岩扇体紧邻沙四段烃源岩，烃源岩生烃增压为油气充注提供动力，但目前已发现的多为常压砂砾岩油藏，表明扇体内油气运移以浮力驱动为主。在油源充足的条件下，砂砾岩扇根与扇中之间突破压力差决定了油藏富集程度。

图12 东营凹陷砂砾岩扇体油气富集机制（剖面位置见图1）

图13 盐22-X1井（a）、盐22井（b）、盐16井（c）原油生物标志物谱图

洼陷带浊积岩和滩坝砂多包裹于烃源岩中或紧邻烃源岩，储集层形成演化与烃源岩生烃演化过程中排出酸性流体有关。酸性流体造成酸性不稳定矿物（长石和碳酸盐矿物）的溶蚀，形成大量次生溶蚀孔隙（见图14），改善了深部储集层储集性能。烃源岩生烃增压作用导致烃源岩内部形成异常压力封存箱，包裹于异常压力封存箱内的砂体受超压保护，地层超压使得孔隙流体承载一部分的负载压力，抑制了压实作用，利于储集层物性的有效保存[25]，同时酸性环境下长石蚀变消耗大量地层水[26-27]，在深层封闭系统内耗水反应使其内部压力降低，进而有效改善了储集空间。烃源岩生烃增压与储集层耗水降压所形成巨大的压力差为油气充注提供动力，形成烃源岩超压控制油气充满度的“压吸”充注的油气运聚模式（见图14）。

图14 东营凹陷滩坝砂油气充注机制

3 油气分布有序性及富集差异性的勘探意义

东营凹陷作为中国东部陆相断陷盆地的典型代表之一，其油气分布有序性及富集差异性的特征可以为类似盆地的油气勘探提供借鉴。盆地内油气分布的有序性揭示了同一成藏系统下油气分布的规律性和不同层系储量空白区的勘探潜力，为成熟探区的勘探选区提供指导。区带间油气富集模式的差异性揭示了盆地内不同类型油气藏控制油气富集的关键要素、勘探思路及关键技术的不同，针对控制油气富集的关键要素进行攻关，进而开展精细地质建模和量化评价，为实现高效勘探提供保障，是实现高效勘探的关键。这种认识适用于不同层次的勘探过程，有力支持含油气盆地群、含油气盆地、油气聚集带勘探的科学部署，支撑成熟探区的稳定持续发展。

3.1 转变高勘探程度空白区勘探思路

针对高勘探程度盆地储量空白区的勘探，首先在盆地构造演化、沉积充填及其成藏要素的综合分析基础上，建立油气分布的有序性模式，预测储量空白区可能发育的油藏类型，进而有效指导宏观勘探选区。在优选重点评价区带的基础上，通过对已发现油藏的精细解剖，明确油气成藏主控因素，结合失利井分析，剖析储量空白区形成原因，进而通过类比储量区和储量空白区，明确制约该区勘探的关键成藏要素及耦合作用的差异性。从关键控藏要素入手，开展精细地质建模和定量评价，开展目标优选和勘探部署，从而实现主力含油层系探明储量叠合连片。

3.2 勘探实践效果

以缓坡带滩坝砂勘探为例介绍勘探部署思路转变及勘探实践效果。以往滩坝砂油藏的勘探主要集中在高部位鼻状构造及其翼部，但由于砂体分布和油气藏类型认识不清，在低斜坡区和深洼带存在大量储量空白区（见图15a），储量空白区内有多口钻井（如高89井）见到良好的油气显示，说明滩坝砂在低斜坡区和深洼带具有较大的勘探潜力。从沉积体系上看，缓坡带滨浅湖滩坝砂广泛分布，具有储集层大面积连片分布的特点，为油气有序性分布提供了物质基础，同时滩坝砂体多与烃源岩超压中心侧接，超压为滩坝砂体大面积成藏提供条件。依据油气有序性分布模式，推测自凹陷边缘向中心依次发育构造油藏、构造-岩性油藏和岩性油藏，预测深洼带可能发育岩性油气藏，进而优选深洼带储量空白区作为重点评价区带。针对深洼带异常高压区岩性油藏，从储集层分布和压力特征入手，开展精细地质建模和重新评价，相继部署完钻探井68口，分别在樊东地区和利津洼陷发现了樊159、樊147、梁75、梁76等整装储量区块，新增探明储量1.94×108t，实现了东营凹陷原有12个油田同一层系滩坝砂岩油藏的整体含油连片（见图15b）。

图15 东营凹陷滩坝砂油藏勘探成效示意图

4 结论

断陷盆地沉积体系有序性的发育是油藏有序性分布的基础，压力结构的连续性是控制油藏有序性分布的关键。从凹陷中心到边缘，凹陷、二级层序及大规模沉积体系内油藏类型均呈岩性油藏—构造油藏—地层油藏有序分布的特征，不同类型中间往往存在构造-岩性、岩性-构造等过渡油藏类型，油藏类型有序性分布具有普遍性。

受压力-流体-储集性耦合作用的控制，不同构造带的油气富集特征存在差异。酸碱交替作用控制了陡坡带砂砾岩体扇中优质储集层的发育，形成了扇根封堵、扇中富集的油气富集模式，其中扇根与扇中之间的突破压力差决定了油藏富集程度；酸性流体作用控制了滩坝砂和浊积岩优质储集层的发育，烃源岩生烃超压与储集层改善过程中形成的低压所产生的压力差，为油气充注提供动力，形成了烃源岩超压控制油气充满度的“压吸”充注的油气充注机制。

断陷盆地油藏类型分布有序性揭示了同一成藏系统下油气空间分布的规律性，是成熟探区进行油气预测的基础。区带间油气富集的差异性揭示了不同类型油藏控制油气富集的关键要素不同，是实现精细勘探、高效勘探的关键。