束鹿凹陷西部斜坡带馆陶组油气成藏模式

梁越，杨丽丽，王芳，韩冰，王丹君，王雅迪，刘贺，王德良，贾昔东，王永君

束鹿凹陷西部斜坡带馆陶组油气成藏模式

梁越1，杨丽丽2，王芳3，韩冰1，王丹君4，王雅迪1，刘贺1，王德良1，贾昔东2，王永君1

（1. 东方地球物理公司研究院地质研究中心，河北 涿州 072750； 2. 东方地球物理公司塔里木物探处方法研究所，新疆 库尔勒 841000；3. 东方地球物理公司研究院华北分院，河北 任丘 062550； 4．昆明理工大学 国土资源工程学院，云南 昆明 650093）

束鹿凹陷位于冀中坳陷南部，钻录井资料表明，束鹿凹陷馆陶组底砾岩是一套形成于邻近高地附近的剥蚀或冲积产物，西部斜坡带馆陶组油藏具有双向油源，油气来自北部深县凹陷以及东部的束鹿北洼。馆陶组底砾岩油藏分布主要受构造背景和沉积相带控制，深部油气沿断层和不整合面向上运移，形成古生新储型油藏。储集层主要由馆陶组辫状河沉积砂体组成，与砾岩相伴生的砂岩可以构成良好的油气储层，形成岩性上倾尖灭、透镜体等多种类型的油气藏。馆陶组底部馆三段上部发育泥岩盖层，成藏和保存条件优越。

束鹿凹陷；馆陶组；底砾岩；岩性油藏

束鹿凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷南缘，主要包括西部斜坡带、中部洼槽带以及东部陡坡带，为前第三系基底背景上发育的东断西超的单断箕状凹陷[1-3]，勘探面积1 200 km2（图1）。研究区新近系馆陶组以河流相沉积为主，地层厚度超过250 m，自上而下可划分为馆陶组一、二、三段，通过不整合与接触下伏古近系地层接触。早期在凹陷内钻探了大量探井，馆陶组只在西部斜坡带北部外带多口井见良好显示，对其中8口井进行试油，只有JG16井为含油水层，其余均为水层，馆陶组勘探一直未获突破。

图1 研究区区域位置图

近年来，围绕束鹿凹陷馆陶组底砾岩展开了油气成藏、油藏类型系统研究，确定了馆陶组底砾岩在测井曲线以及地震剖面上的响应特征，相继发现了与馆陶组底砾岩相关的油气藏。2016年钻探的Shu21井在馆陶组底部试油获得22.89 m3·d-1的工业油流，打破了束鹿凹陷馆陶组勘探的沉寂局面。勘探实践证明，馆陶组底砾岩成因、分布与油气成藏具有重要的联系，因此深化认识渐新世晚期-中新世早期的沉积特征和构造背景、寻找与馆陶组底砾岩相关的构造-岩性以及岩性油气藏，对指导今后油气勘探具有重要的现实意义。

1 区域背景

研究区作为渤海湾盆地的一部分，具有东部新生代盆地的地层沉积样式，剖面上表现为断-坳样式的双层结构[4]（图2）。古近纪断陷盆地湖泊沉积充填结束于喜山期第二幕（东营期）之后，此时华北地区受到太平洋板块运动的影响，遭受强烈挤压作用，区域整体抬升，广泛发生侵蚀作用并发育河流相沉积。研究区的物源区为西部宁晋凸起的各个低凸起，发育多条携砂河流，河流为近源、短流高能砾质河。因此粒度特征呈现下粗上细的辫状河沉积为研究区普遍发育的沉积体系，岩性表现为厚层杂色底砾岩、砂砾岩以及粗砂岩、中砂岩夹薄层棕色、棕黄色、紫红色泥岩的特征。石英、长石为砂岩和砾岩的主要组成，见少量颗粒棱角状至半棱角状燧石块体。馆陶组地层埋深1200~1900m，平均厚度350~600m。Shu21井馆陶组底深1565m，厚达500m。

图2 束鹿凹陷特征剖面

2 成藏基本条件

2.1 烃源岩特征

地球化学已证实，束鹿凹陷存在三套烃源岩层：沙一下（Es1下）、沙三下亚段（Es3下）暗色泥岩和泥灰岩以及石炭-二叠系（C-P）煤系地层[5-6]，主要分布在凹陷南、中洼槽。

沙一下亚段沉积时期，束鹿凹陷经历了一次大规模的湖泛过程，形成一套未成熟-低熟烃源岩，即沙一下亚段的“特殊岩性段”。在凹陷中南部该段烃源岩母质类型较好，以Ⅱ2型为主，有机质丰度高；北部有机质丰度底，为较差烃源岩。

沙三段烃源岩为沙三段底部砾岩层上发育的厚度为300~1 200 m的泥灰岩，有机质丰度高，烃源岩母质类型属于Ⅱ1型和Ⅲ型，生烃门限温度达101 ℃，区内烃源岩有机质生烃门限深度为2 800 m[7]，烃源岩也已成熟。沙二段和沙三段地层的油气主要来自此套烃源岩，该套烃源岩凹陷内分布广泛，为一套优质烃源岩[8]。

石炭-二叠系埋藏深度在4 000～6 500 m，分布在凹陷的洼槽区，有机质丰度高，是较好的气源层，沙三段和潜山地层的油气主要来自此套烃源岩。

2.2 储集层条件

束鹿凹陷西部斜坡带馆陶组下段储层主要由辫状河沉积砂体组成（图3）。储集层物性较好，岩性由砂砾岩、中、细砂岩为主，总体埋藏较浅，胶结疏松。馆陶组底砾岩来源推测为西部宁晋凸起附近的冲积产物，镜下薄片鉴定为成分成熟度低、分选差、磨圆一般的特征。研究区油气最有利的储集相带为辫状河道和分支河道边缘亚相，由于河流相沉积的多变和复杂性，造成不同沉积相带的储集层岩性、物性变化较大。通过地震属性与钻井资料结合进行沉积环境划分（图4），统计结果表明，储集层主要分布在辫状河道及分支河道以及滩地亚相。

图3 束鹿凹陷连井剖面

图4 束鹿凹陷馆Ⅲ段下部沉积环境

2.3 顶底板条件

油气成藏并得以保存的一个重要条件是，顶底板层的封闭能力好。西部斜坡带浅层顶板层为馆陶组上、下亚段局部盖层。底板层为东营组上部河流相泥岩层（图3）。

2.3.1 顶板条件

馆陶组下亚段沉积地层以大套厚层块状砂砾岩为主夹薄层泥岩，缺乏区域性稳定盖层，但泛滥平原和河漫滩亚相沉积的薄层泥岩可作为布局盖层。馆陶组上段曲流河沉积砂体规模偏小，分布零星，剖面上多呈透镜状，平面上表现为条带状弯曲，发育大规模河漫滩泥岩，多套棕红色、紫红色河漫滩泥岩厚度约15~20 m，因沉积时间长、分布范围广，封堵能力和分布范围均大于馆陶组下段的盖层。

2.3.2 底板条件

东营组上段为辫状河沉积形成洪泛平原相带，以大套紫红色、浅棕色、灰绿色河流相泥岩夹浅灰色河道砂岩互层为主。其中泥地比达50%~70%，泥岩厚度约18~30 m，因其厚度大，分布范围广，可作为馆陶组底部砂砾岩储层的底板层。

2.4 运聚条件

综合烃源岩热演化史、流体包裹体分析结果[9]，束鹿凹陷油气运移始于馆陶组沉积早期，大量运移发生在馆陶组中晚期到明化镇组早期，其主要成藏期亦为这一时期。西部斜坡带浅层油气藏为“下生上储”型油藏。沙三下亚段生成的油气沿断层纵向运移，沿不整合面、渗透性砂层侧向运移，在上部的有效圈闭中聚集成藏。束鹿凹陷馆陶组不具备生烃能力，其油藏均为它源油气藏。

长期活动的断层及晚期活动断层是新近系油气成藏的关键[10]，东营组和沙一段发育的泥岩盖层隔开了馆陶组储层与沙三段主力烃源层，馆陶组油气只能通过油源断层作为油气的纵向输导通道获得油气补给。西部斜坡内带的该类断层，如J100断层，在浅层油气成藏过程中起到了重要作用。J100断层长期活动，在油藏形成过程中不仅提供了油气运移通道，而且影响了油气的聚集。斜坡外带北部多条断层起到类似作用。平面上，由于以断层垂向运移和补给为主，油气受油源断层控制并分布于断层相接地层的上倾方向，如斜坡断裂构造中/外带的鼻状构造轴部。

3 油气成藏模式

从目前勘探实践看，束鹿凹陷西部斜坡带外带没有大的构造背景，并且断裂系统不发育，因此成藏的关键因素之一为油气侧向运移的有效性。馆陶组下段发育辫状河沉积的厚层砾岩、砂砾岩和粗砂岩，具有典型“砂包泥”的沉积特征，砂地比高达70%~80%，多属于结构支撑，粒间孔隙大，横向连通性好。

此外馆陶组下段油藏的油气来自于洼槽区沙三下亚段烃源岩。馆下段为辫状河块状砂砾岩沉积，圈闭（油气）侧向封堵困难，砂体的上倾尖灭可导致油气聚集成藏，因此成藏的关键在于砂体周边非渗透地层的分布。

油气首先通过斜坡内带油源断裂垂向运移至馆陶组下段地层，再通过发育于馆下段孔渗条件优越的砂砾岩地层进行横向运移至有利储层发育区。如果储集层上倾方向或周边被泥岩包围，侧向封堵条件好。因此束鹿凹陷馆陶组油藏类型主要为岩性尖灭油藏或砂岩透镜体油藏，油藏主要分布在馆下段（图5）。

图5 束鹿凹陷西斜坡油藏模式图

4 结 论

1）束鹿凹陷西部斜坡带浅层油具有双向油源的优越条件，长期活动的同生断层及不整合面是其重要的运移通道。

2）含油层系为上第三系馆陶组下段，油气藏类型以河流相砂岩上倾尖灭形成的岩性油藏为主，馆陶组上段稳定分布的薄层泥岩构成了局部性盖层。馆陶组沉积中晚期到明化镇组早期是主要的成藏期。生、运、聚作用的合理时空匹配，是束鹿凹陷浅层油气聚集的重要因素。

3）浅层油藏的平面分布主要受构造背景和沉积相带控制，纵向分布受地层砂地比控制，馆陶组下段油藏易于形成岩性油藏，主要分布在西部斜坡外带的中北部。

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Hydrocarbon Accumulation Models of Guantao Formation in West Slope of Shulu Sag

1,2,3,1,4,1,1,1,2,1

（1. Geological Research Center of GRI,BGP Inc, Zhuozhou Hebei 072750, China;2. Eastern Geophysical Company Talimu Geophysical Research Institute, Korla Xinjiang 841000, China;3. Huabei Branch of GRI, BGP Inc, Renqiu Hebei 062550, China;4. Faculty of Land Resource Engineering ,Kunming University of Science and Technology, Kunming Yunnan 650093, China）

Sulu sag is located at the southern part of Jizhong depression. Well logging data shows that the basal conglomerate of Guantao formation in Sulu depression was generated by truncation or alluvial sediments, petroleum reservoir in western slope of Guantao formation is bi-directional oil source, hydrocarbon came from the north Shenxian sag and eastern Sulu sub-sag. Oil reservoir of the basal conglomerate in Guantao formation was controlled by structural background and sedimentary belts, the sandstone accompanying with conglomerate is good oil reservoir, the type of reservoir is mainly up dip lithology truncation and lens reservoir, shale developed at the upper part of section III in Guantao formation,making the seal condition good.

Shulu sag; Guantao Formation; Basal granule; Lithologic resrevoir

2020-08-28

梁越（1990-），男，蒙古族，中级工程师，硕士，河北省任丘市人，2015年毕业于中国地质大学（北京）构造地质学专业，研究方向：地震资料解释及综合地质。

P618.13

A

1004-0935（2020）09-1166-04