渤海海域石臼坨凸起大型岩性油气藏成藏关键要素

王德英，于 娅，张 藜，史盼盼

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

0 引言

凸起区是油气运聚的最终指向区，为油气勘探的重点靶区。目前已经在渤海海域凸起区新近系发现了秦皇岛32-6、南堡35-2、蓬莱19-3 等亿吨级、甚至十亿吨级的大油田［1-4］，其勘探发现储量占渤海油田总储量的60%以上［2］，而新近系的浅水三角洲和辫状河流的富砂沉积本身并不具备生烃条件，油气如何运移和富集成藏是新近系油气地质研究中的关键问题［。现有研究成果主要有3 种认识：①“中转站”理论认为在不具备生烃能力的新近系，油气规模性成藏必须依靠大断层下降盘直接与烃源岩指状相接的砂体“中转”运移［5］；②“网毯式”油气成藏体系理论则认为仓储层作为沟通油源断裂网层和上部聚集网层的“桥梁”，从而对油气运移和成藏起到重要作用［6］。③“汇聚脊”理论强调浅层构造的规模性商业聚集的关键是深层存在脊状的汇聚低势区，控制油气富集成藏或初始运聚［2］。油气勘探发现并非受单一因素控制，这些理论的提出丰富和完善了渤海湾盆地浅层油气运聚理论，指导了渤海油田多个新近系油田的勘探发现，奠定了中国第二大油区的储量基础［5］。

石臼坨凸起是近年来渤海海域新近系重要的储量增长区［1，7-8］，其浅层累计发现三级石油地质储量超过3 亿m3［6］，尤其是近年来以岩性圈闭勘探思路在继秦皇岛33-1 等新近系小型构造圈闭勘探之后，发现了秦皇岛33-1S 亿吨级岩性油气田［6-7］，对渤海凸起区规模性岩性油气藏勘探具有重要意义。目前的研究成果主要集中在石臼坨凸起区油藏特征［9］，岩性圈闭刻画中的关键地质、地球物理技术［1，7］，油气输导体系［10］及差异成藏模式［11］等方面，突出了对亿吨级油藏特征的描述，并未指明石臼坨凸起区能发现诸如秦皇岛32-6，南堡35-2，秦皇岛33-1 S 多个亿吨级油气区的关键因素。因此，基于地震资料，在少井区开展的远离烃源岩灶的大规模岩性圈闭发育规律研究，并寻找“富油区”的主控因素，以期为渤海海域及类似地区的精细勘探提供指导和借鉴。

1 区域地质特征与油藏特征

1.1 区域地质概况

石臼坨凸起位于渤海海域渤中坳陷的西北部，为长期继承性发育的宽缓凸起，南北两侧紧邻秦南凹陷和渤中凹陷，总面积约为1 000 km2（图1）。凸起上钻遇地层包括新近系馆陶组（N1g）和明化镇组（N1+2m）、古近系东营组（Ed）、中生界（Mz）、古生界（Pz）、太古界（Ar）。在中新世之前，石臼坨凸起处于相对隆升状态［10］，之后转为坳陷演化阶段，整体沉降接受沉积，因此新近系厚度为500～900 m。在该凸起的南侧，近NW 向的边界断裂控制了凸起与渤中凹陷分界，同时也是油气从南部油源区向凸起浅层运移的油源断裂［10］，而凸起内部发育了一系列近NEE 走向的晚期断裂切入了馆陶组，也是油气在馆陶组横向运移、继续垂向分配的重要通道。

图1 石臼坨凸起区域位置|Fig.1 Regional location of Shijiutuo uplift

1.2 油藏特征

秦皇岛33-1S 油田是在古隆起背景上发育的被断层复杂化的低幅度披覆背斜构造，构造幅度多小于20 m，断层以NE 向为主。主要含油层位为明化镇组下段（图1），油层埋藏浅，深度为886～1 398 m。参考秦皇岛33-1 油田的油组划分，根据地层厚度、砂层分布以及油气水分布规律，将明下段划分为0，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ等4 个油组，油层主要集中在上部的0，Ⅰ，Ⅱ油组（图2）。明下段为曲流河相沉积，储层横向变化快，各油组砂岩体积分数为14%～46%。秦皇岛33-1 S 油田的储盖组合由浅水三角洲中的湖相泥岩与水下分流砂坝和水下分流河道砂体组成［12］。明下段140 块岩心样品分析显示，其储层为特高孔高渗的优质储集层，孔隙度为24.6%～41.9%，平均值为35.4%；渗透率为11.6～18 902.7 mD，平均值为5 586.4 mD。其油气分布具有“一砂一藏”的特点，油、气、水关系复杂，纵向上为多套油水系统，含油、气砂体具有独立的流体系统，且以边、底水油藏为主。Ⅱ，Ⅲ油组以常规原油为主，0，Ⅰ油组以稠油为主，其地面原油密度为0.92～0.97 g/cm3。这说明秦皇岛33-1S 油田的油藏类型为具有多套油水系统的构造-岩性油气藏和岩性油气藏。

图2 秦皇岛33-1 南油田油藏剖面Fig.2 Reservoir model of Qinhuangdao 33-1 oilfield

2 成藏关键要素

2.1 “汇聚脊”

“汇聚脊”是浅层构造下方具有脊状或似脊状的深层地质体［2］。勘探实践证实“汇聚脊”控制了凸起浅层油气的聚集丰度［2］。凸起区新近系油气成藏为“他源型”成藏模式，油气从相邻凹陷中的深层烃源岩到浅层砂体的漫长运聚途中能否形成油气的有效汇聚，并形成规模性商业油气藏的前提是构造下方古近系中是否存在有效的“汇聚脊”。受NW向隐伏走滑断裂的影响［图3（a）—（b）］，石臼坨凸起区发育NB35-2，QHD32-6，QHD33-1 和QHD27-3等4 个“高凸起型“汇聚脊”［图3（a），（c）］，纵向上叠合较好，在新生界底面和新近系底面均发育。这类汇聚脊以接力的方式向浅层运移油气。油气沿潜山不整合面和大断裂垂向运移，之后沿新生界骨架砂体，即馆陶组高效输导体运聚至高凸起的“汇聚脊”，在晚期断裂活动下向浅层构造聚集成藏。不整合面、渗透性储集层和晚期切穿馆陶组输导层的活动断裂为其重要组成要素。潜山不整合面的底砾岩、半风化岩石形成输导通道，其中半风化带为主要横向运移路径［13］。石臼坨凸起新生界下伏地层包括古生界灰岩、中生界碎屑岩和火山岩等，在古生界及中生界潜山已发现了427 与428 油田［14］，顶面风化壳储层发育，可作为有效输导层横向运移油气。

2.2 “脊-断”耦合

有脊型油气先被汇聚在优势汇聚脊中，当晚期切脊断裂发育时，油气继续向明化镇组浅层运移，而切脊断裂不发育时则汇聚在下方馆陶组圈闭中。无脊型如斜坡带，虽然路径上没有优势汇聚脊优先汇聚油气，但如果前方更高凸起部位发育汇聚脊，斜坡带负责截流的油气运移断层就尤为关键，则油气在依靠不整合面和晚期活动断裂向上运移过程中，途经的地带只要晚期断裂活跃，加上断裂发育程度、地层产状、岩性圈闭与断裂接触强度等将综合影响油气的富集丰度。通过实验设计，采用封闭模型来模拟“有脊型”与“无脊型”2 种模式下油气的运移模式。

图3 石臼坨凸起横切3 个构造脊的地震剖面及4 个高凸起型汇聚脊立体显示图Fig.3 Seismic section of three structural ridges and four high uplift convergent ridges in Shijiutuo uplift

在图4（a）的实验模拟中分别设计2 组产状及搭接完全一致的断裂来模拟晚期切至馆陶组输导层的运移断层。在右下方注入油气，图4（b）为不同时间段后油气持续充注的结果。

图4 油气持续充注实验模型（a）和结果（b）（a1）为有汇聚脊模式；（a2）为无汇聚脊模式；（b1）780 min，油气主要在汇聚脊，并开始沿F2 切脊断裂向上运移；（b2）1 360 min，先后沿着F1 切脊断裂向汇聚脊上运移，下部无汇聚脊切入馆陶组的F4 断裂也有一定油气充注；（b3）1 500 min 油气沿F2 切脊断裂充注到顶部1 号2 cm 厚砂体，且与之搭接的F1 分支断裂也有一定的油气充注，同时2 号4 cm 厚砂体侧向也有充注；无汇聚脊切入馆陶组的F4 断裂也有一定程度的油气充注；（b4）1 860 min，油气沿F2 切脊断裂和与之搭接的F1 分支断裂充注到顶部1 号2 cm 厚砂体，并侧向运移，2 号4 cm 厚砂体侧向输导能力进一步增强。无汇聚脊切入馆陶组的F4 断裂2 号到达顶部1 号2 cm 厚砂体，同时4 cm 厚砂体侧向输导能力进一步增强，与之搭接的F3 断裂油气充注至2 号4 cm 厚砂体，但仅有少量油气继续向上运移Fig.4 Experimental model（a）and results（b）of hydrocarbon continuous filling

实验模拟显示油气优先集中在汇聚脊中，当被晚期切入汇聚脊的断层沟通后，进一步向上运移至浅层明下段砂体中，同时沿明下段砂体横向输导；斜坡带这种不存在汇聚脊时，晚期油源断裂同样可以将切入输导层中的油气运移至浅层，优先沿主油源断裂向上，分支断裂输导能力较弱，同时明下段砂体具备横向输导能力。另外也可看出明下段厚层砂体较薄层砂体横向输导能力强。图5 渤中36区为有脊型油气运移模式，在汇聚脊下方汇聚的油气被晚期油源断裂切割，在主油源断裂附近形成油气有效聚集。蓬莱31 区为无脊型油气运移模式，馆陶组输导层中的砂体被晚期油源断裂切割，在主油源断裂及其搭接断层附近形成油气有效聚集。

图5 有脊型与无脊型油气运移模式Fig.5 Hydrocarbon migration model with and without catchment ridge

石臼坨凸起馆陶组、潜山两层汇聚脊发育，油气主要位于汇聚脊的背斜圈闭内。从高凸起型“汇聚脊”分布来看，NB35-2 和QHD32-6 汇聚脊的面积较大，且构造位置较高，背斜圈闭面积能达37.4 km2，而QHD33-1 和QHD27-3 汇聚脊面积较小，构造位置较低，背斜圈闭面积仅9.5 km2。依据互补原则，当汇聚脊面积大，背斜圈闭背景大时，油气主要汇聚在背斜圈闭中，如秦皇岛32-6 油田油层分布及储量均位于构造较高的部位，而在背斜圈闭外钻探的QHD32-6-5 井则全井录井无油气显示。汇聚脊发育，但圈闭面积小时，则可在油气汇聚路径上寻找有利富集区，如秦皇岛33-1 在背斜圈闭内仅发现储量869.5 万t，却在运移路径上的秦皇岛33-1S 发现亿吨级油田［9-11］。

汇聚脊自身走向与生油凹陷长轴的配置关系同样影响油气的富集程度［5］。其他石油条件相似的圈闭，其长轴方向与生油凹陷展布的方向平行则汇油面积大，油源充足，而垂直时则汇油面积小［5］。石臼坨凸起浅层背斜圈闭长轴呈近东西向展布，与渤中凹陷方向基本一致，其南侧边界断裂深切入渤中凹陷烃源岩，汇油面积大，油气充注能力强，除了NB35-2，QHD32-6，QHD33-1 和QHD27-3 等在浅层圈闭中富集油气外，其东倾末端秦皇岛29-2 油田浅层也有大量油气发现。

2.3 “断-砂”耦合

“他源型”油气先垂向后侧向的运移模式既要考虑早期汇聚脊作为深层油气选择的优势路径外，仍要考虑后期油气侧向运移的优势路径［14］，这一路径及汇聚模式由“断-砂”共同控制。“断”指的是晚期发育的切入汇聚脊的沟通油源断裂，决定油气进一步向明化镇组运移的能力；“砂”指的是明化镇组极浅水三角洲砂体岩性圈闭。砂体的发育程度，与切脊断层的接触程度决定汇油圈闭的面积及最终油气的充注程度［15］。

石臼坨凸起除了受NW 向隐伏走滑断裂控制外，主要发育一组近EW 向和NEE 走向断裂，这组NEE 走向晚期断裂大都切入馆陶组，成为凸起内部重要的油源断层。这些断层断距为5～50 m，而浅水三角洲砂体厚度为5～30 m，被断层切割后砂体与泥岩对接的几率较大，从而形成有效汇油圈闭的几率较高。

在新近纪，渤海海域成为整个渤海湾盆地的沉积沉降中心。馆陶组—明化镇组沉积期除了发育辫状河、曲流河沉积外，还发育多个湖盆萎缩期的滨浅湖及极浅水三角洲沉积［16-17］。这一时期以极浅水三角洲平原—前缘沉积为主，地形坡度缓，单个砂体席状化程度高，展布范围广，面积大，纵向上多期砂体容易相互叠置，明显区别于以往的孤立浅水湖泊的周缘三角洲和以往的河流—湖泊相勘探［15］，形成一套巨厚的岩性圈闭叠合体。地震分辨率内可识别的地质砂体在平面上形成的岩性圈闭面积最大超过10 km2，单个砂体的厚度较大，约10～30 m。多期大规模砂体为规模性岩性圈闭的发育、断砂耦合进行有效的油气沟通奠定了良好基础。明下段砂岩单层厚度2～31 m，总厚度145～180 m（图6）。精细的层序分析表明，石臼坨凸起区在明下段沉积期主要发育低位体系域和高位体系域储盖组合体。在低位体系域沉积期，分流河道以顺直型为主，砂体呈条带状展布，且受波浪作用较弱，岩性圈闭以分支河道和废弃河道形式存在。实验模拟也证实在该时期河道以进积特征为主，而冲越沉积局部形成河口坝，这种砂坝通常厚度大（2～16 m），分布窄，分支河道相对贫砂；或进一步河道化形成河道为主，分支河道富砂的样式［16］。湖扩域时期，随着湖平面的上升，河道化作用减弱，单期河道厚度和分布均减小，河道宽度进一步变窄，单层砂体厚度明显减薄（1～8 m）（图7）。高位域时期随着水深缓慢下降，三角洲朵叶体受波浪等改造，河坝和河道砂体形成席状、片状的浅水三角洲前缘叠置型砂坝砂体，发育多级末端分流河道系统。该时期单期砂体厚度大（2～31 m），平面分布广，储盖配置优良。

图6 石臼坨凸起明下段四级层序格架内储盖组合特征Fig.6 Characteristics of reservoir-cap assemblages of the fourth-order sequence framework of the lower Minghuazhen Formation in Shijiutuo uplift

图7 断-砂耦合成藏效应Fig.7 Reservoir-forming effect of fault-sand coupling

油气如何能够在浅层目标构造及岩性圈闭中聚集起来，与沟通油源断层及浅水三角洲砂体的耦合配置关系（断层的接触长度、接触面积有关，也与断-砂耦合中断层与砂体配置样式及断层活动性）密切相关。从断层-砂体的接触关系来看，包括断层与砂体产状一致的正向断层模式，油气往往在断层上升盘圈闭中聚集，而断层与砂体产状相反的反向断层模式中，油气赋存在断层下降盘圈闭中；与断层接触附近砂体位置较低，向两侧均抬升的反屋脊式最有利于油气聚集，与之相反的屋脊式油气成藏机会较小（图7）。在渤海油田，大多数地层产状与大断层组合为反向正断式，油气主运移和聚集方向是下降盘储层，其上升盘多为水层［5］。在下降盘中逆牵引构造是最优势的运移指向区，油层通常厚，丰度高。在QHD33-3 构造，2 条NE 走向断层夹持块，沿油源断层垂向运移至浅层后从平面接触关系来讲，断层与砂体面接触方式要比点接触方式更有利于成藏。已有研究表明砂体与油气运移断层的接触程度影响了油气在岩性圈闭中的充满程度［14］。从已钻井断层与砂体接触长度和岩性圈闭内烃柱高度关系来看，存在一定的正相关关系（图8），但当断-砂接触长度超过3 km 后，接触长度增大，烃柱高度值并未发生明显变化，这也和前述油气的充注能力与断层、砂体配置样式及断层活动性多种因素相关一致。

图8 石臼坨凸起断-砂耦合关系Fig.8 Fault-sand coupling relationship in Shijiutuo Uplift

3 “脊-断-砂”三元控藏模式在石臼坨凸起区的应用

当来自生油凹陷中的油气汇聚起来沿有效通畅的“汇聚脊”运移至凸起区的路径中时，馆陶组“汇聚脊”继续主导了油气总的运移方向和路径。同时其垂向分布还取决于沟通油源断层及浅水三角洲砂体的耦合配置关系以及运移断层的活动强度和输导脊的配置关系［18］。这一“脊-断-砂”三元耦合控藏模式在渤海海域多个油田的发现中具有重要的指导意义［19-20］，形成的油气运移输导网调整和控制了新近系PL19-3，QHD32-6，CFD11-1 等大型油田的最终成藏［21-22］（图9）。

图9 脊-断-砂控藏模式Fig.9 Ridge-fault-sand controlled reservoir model

在馆陶组顶面形态控制下，油气沿馆陶组汇聚脊优先运移，这样的汇聚脊在石臼坨凸起上共有4条（图10），其中2 条路径控制了秦皇岛33-1S 亿吨级油田的形成。在主运移路径上，NEE 向断裂晚期活动，切至馆陶组汇聚脊，使油气向构造高部位运移并重新分配。当油气遇到砂体进行侧向分流时［23］，主要受砂体厚度、砂体与断层接触样式和倾角以及储层物性、上覆泥岩厚度等多种因素影响［24］。前面在实验模拟中已经证实，厚层砂体（厚度4 m）比薄层砂体（2 m）储层通道空间更大，因此分流油气的能力更强。储层物性条件和上覆泥岩厚度条件在全区相似，因此在该区影响不明显。从研究区2 口井的油气成藏来看，地层整体呈向南掀斜，QHD33-3-7 井和QHD33-4-1 井分别位于油源断层的两盘。断层两盘砂体与断层呈现反屋脊式接触，油气沿断裂充注点向NE 方向运移时，在断层两盘分流，沿与断层沟通较好的砂体低部位向上汇聚，向北在QHD33-3-7 井砂体聚集成藏，向南汇聚在QHD33-4-1 井砂体（图11）。在此模式指导下，在QHD33-1S，QHD33-2，QHD33-3，QHD33-4［7］等构造部署的多口井位均获得商业突破，钻井成功率100%，三级石油地质储量达亿吨以上。同时继续向南拓展，在脊-断-砂耦合良好的QHD33-5 构造，针对1 038 m砂体钻探QHD33-5-1 井，该砂体测井解释油层厚度为9.9 m，单砂体获得探明+控制石油地质储量为762.05 万t，具有极好的经济效益，非常契合海上高钻井费用所要求的高经济门槛。该亿吨级油田是特殊作业条件海域内隐蔽油气藏的首个商业性发现，同时也为沙垒田凸起、黄河口地区以及凹陷中浅层隐蔽油气藏勘探提供了重要的勘探范例。

图10 石臼坨凸起油气充注路径与模式Fig.10 Pathway and model of the hydrocarbon injection in Shijiutuo uplift

图11 秦皇岛33-1S 油田断层两盘油气充注模式Fig.11 Hydrocarbon injection model of the two side wall of fault in QHD33-1S oilfield

4 结论

（1）通过对渤海海域石臼坨凸起区的新近系油气分布特征和富集规律开展研究，提出了规模型成藏关键因素包括：①“汇聚脊”控制了油气初次运移聚集的优势部位，决定了油气向浅层运移的规模；②“脊-断”耦合控制油气进一步向浅层运移；③“断-砂”耦合控制大面积岩性圈闭发育以及油气充注程度。

（2）“脊-断-砂”三元控藏模式的建立指导了秦皇岛33-1S 亿吨级油气发现，是高经济门槛限制下的海域内隐蔽油气藏的首个商业性发现。