渤海海域中生界覆盖型潜山成藏认识与渤中13-2大油田发现*

薛永安 李慧勇 许 鹏 刘庆顺 崔海忠

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

潜山指的是被不整合埋藏在年轻地层之下属于盆地基底的古地形高点[1]。渤海海域发育多种类型潜山，从前新生代地层构成看，主要包括：太古界变质岩结晶基底、元古界—下古生界碳酸盐岩、中生界碎屑岩-火山碎屑岩。就太古界变质岩潜山而言，依据其上覆前新生代地层发育情况及与新生代地层接触关系，可划分为暴露型和覆盖型两类。暴露型潜山指的是太古界变质岩之上没有中生界-古生界覆盖，直接与新生界碎屑岩接触的潜山；覆盖型潜山指的是太古界变质岩之上被较为致密的中生界或古生界覆盖，不能直接与新生代碎屑岩地层接触的潜山，包括中生界—太古界二元结构覆盖型潜山和中生界—古生界—太古界三元结构覆盖型潜山[1]。

从渤海海域50余年的潜山勘探实践来看，太古界变质花岗岩暴露型潜山(下文统称“暴露型潜山”)已获得多个大中型油气田发现[2-5]，如位于辽东湾坳陷辽西低凸起的锦州25-1南大油田和近期在渤中凹陷西南部发现的渤中19-6大型凝析气田，特别是渤中19-6太古界暴露型潜山大凝析气田的成功发现，实现了中国东部天然气勘探的突破[6-10]，极大推动了渤海海域深埋潜山的勘探进程。对比而言，渤海海域被中生界覆盖的太古界潜山(下文统称“覆盖型潜山”)尚未获得规模型油气发现[11]。此外，在渤海湾盆地陆上覆盖型潜山勘探成功的实例也较少，除辽河坳陷兴隆台潜山大型油田外[12-14]，也只有冀中坳陷长3油田和济阳坳陷埕岛油田等少数覆盖型潜山获得中小规模油气发现[15-19]。

覆盖型潜山与暴露型潜山相比，油气成藏条件更为苛刻，成储和成藏规律更为复杂。以渤中19-6大气田为例，深埋暴露型潜山具有优越的成储和成藏条件。一方面，由于太古界变质花岗岩经历长期暴露，易于形成风化壳型—内幕型规模储集体；另一方面，由于潜山储层与上覆古近系烃源岩直接接触，具有多灶超压供烃、区域性超压泥岩封盖、晚期近源快速成藏的优势[7-9]。对比而言，覆盖型潜山由于在太古界变质岩与古近系烃源岩之间隔了较厚的中生代地层，且中生代地层岩性以凝灰岩、沉凝灰岩及凝灰质砂砾岩为主，一般较为致密，中生界致密层虽可作为下伏太古界变质岩潜山的盖层，但其对太古界变质岩潜山储层形成和油气充注具有较大的负面影响。从渤海已钻井情况看，覆盖型潜山顶部风化壳型储层发育普遍较差，不易形成规模型储集体；另外，中生界致密层将上覆古近系烃源岩与下伏太古界潜山地层隔开，导致油气充注和运移条件更加苛刻。因此，隔着中生界致密层，太古界变质花岗岩潜山是否能发育优质储层，油气如何运移充注，能否形成规模油气藏，是制约渤海海域覆盖型潜山勘探突破的地质难题。

针对上述地质难题，通过重点攻关研究，取得渤海海域覆盖型潜山成储、成藏的新认识，并指导勘探实践，首次在渤海海域渤中凹陷西南部成功发现了渤中13-2大型覆盖型潜山油田，突破了覆盖型潜山难以形成优质储层、难以规模成藏的传统认识，对渤海湾盆地及中国近海其他盆地覆盖型潜山的勘探具有重要启发意义。

1 区域地质背景

渤中13-2构造位于渤海海域渤中凹陷西南部，西邻渤中西南次洼，南接渤中19-6气田，北部与沙垒田凸起相邻(图1a)。钻井揭示研究区自下而上发育太古界、中生界、古近系沙河街组和东营组、新近系馆陶组和明化镇组以及第四系平原组7套地层。围区渤中凹陷主洼和西南次洼发育沙三段、沙一段和东二下—东三段3套烃源岩，有机质类型Ⅰ—Ⅱ2型，为好—优质烃源岩；研究区夹持于渤中凹陷主洼和西南次洼之间，具有优越的油气汇聚背景[20]。该区经历了印支、燕山、喜山等多期构造运动的改造，受北东向、南北向多期多走向断层的控制，发育一系列断块型潜山圈闭，南部渤中19-6大型凝析气田区为暴露型潜山，北部渤中13-2构造主体区为中生界覆盖型潜山(图1b)。

图1 研究区区域位置图(a)和潜山平面分布图(b)Fig .1 Location map(a)and buried hill distribution map(b)of study area

2 “垂向顶部差异，横向内幕连续”——大型变质花岗岩潜山储层分布模式

渤中13-2与渤中19-6构造均位于渤海郯庐西支走滑断裂带上，经历了多期构造运动，形成了复杂的断裂体系。渤中13-2构造西南侧局部地区(B、C井区)为太古界暴露区，与渤中19-6潜山类型相同。本文从钻井较多的渤中19-6和渤中13-2南块暴露型潜山入手，基于大量常规测井、FMI成像测井、岩心、壁心、岩屑及岩石薄片鉴定等资料，研究其储层发育特征及形成主控因素，进而预测中生界覆盖型潜山储层发育情况。

2.1 暴露型潜山储层发育特征

渤中19-6与渤中13-2南块太古界暴露型潜山的岩性和储层发育特征基本一致，岩性均以变质花岗岩和片麻岩为主。垂向上潜山储层明显具有二元结构，即表层风化裂缝带和内幕裂缝带(图2)[8]；横向上储层内幕形成相互连通的缝网结构。

图2 渤中19-6暴露型太古界潜山储层综合特征图Fig .2 Comprehensive reservoir characteristics of BZ19-6 Archean outcrop buried hill

上部风化裂缝带地层厚度为150.5～315.9 m，储层厚度为36.4～201.2 m，分布较稳定，储层净毛比高。发育网状缝和粒内溶蚀孔，以孔隙-裂缝型和裂缝-孔隙型储层为主，缝-缝及缝-孔相互沟通，形成很好的储集空间，储层物性较好。

内幕裂缝段地层厚度一般在120.7～740.2 m，储层厚度20.9～255.8 m，纵向致密段、隔夹层较多，非均质性强。内幕储层储集空间主要类型是裂缝，以高角度剪切缝为主，可见共轭剪切缝以及单向剪切缝，裂缝缝面平直且多切穿矿物颗粒，存在相互切割的多期裂缝，在内幕断裂发育区裂缝储层相对更发育。

通过钻井和地震资料系统分析，将前新生代断裂按活动期次划分为印支早期、印支晚期和燕山期3期，平面上3期断裂对研究区成储起到了关键作用，在靠近断裂范围内普遍发育多期改造的裂缝型储集空间(图3)。地球物理正演模拟指示不同尺度断裂(裂缝)均有不同程度的高角度反射现象，野外太古界露头也显示高角度断裂节理发育，表明潜山内幕高角度地震反射特征与内幕裂缝发育程度具有很强的相关性。从研究区过井地震剖面看，在靠近大断层及多期断层交会部位高角度反射更明显、更密集(图4)，这也反映了横向上潜山内幕裂缝储层发育与断层密切相关。

图3 渤中凹陷西南部前新生代断裂及潜山圈闭分布图Fig .3 Plane distribution of pre-Cenozoic faults and buried hill traps in southwest of Bozhong sag

图4 渤中19-6与渤中13-2构造区典型地震剖面(剖面位置见图3)Fig .4 Typical seismic profile of BZ19-6 and BZ13-2 structural area(see Fig.3 for location)

2.2 内幕裂缝型储层形成主控因素

渤中13-2覆盖型太古界潜山之上覆盖了300～1 500 m的巨厚中生界砂砾岩和凝灰岩，影响发育优质储层。通过对渤海典型覆盖型潜山顶部储层及其上覆中生界火山质砂砾岩研究表明，中生界覆盖型太古界变质花岗岩受上覆古老沉积岩和火成岩影响，上覆砂砾岩中的绿泥石在长时期的风化淋滤作用下容易形成水解作用，即绿泥石矿物被水沿着孔隙向下伏太古界变质岩的裂缝中渗透并充填其中，造成潜山顶部风化带裂缝被绿泥石矿物充填(图5)，而同时由于其上被中生界地层覆盖，出露时间相对更短，遭受风化淋滤改造作用更弱，难以形成风化壳型储层，渤海多年的钻井也未发现该类型储层。

图5 渤海典型覆盖型潜山顶部薄片特征(被充填较为严重)Fig .5 Characteristics of thin sections at the top of typical buried hill in Bohai(seriously filled)

成像测井资料显示渤中19-6、渤中13-2南侧暴露型潜山均发育东西、北西、北东东向等多期多组裂缝，裂缝走向与邻近主干断裂走向一致，裂缝密度与距断层的距离正相关。结合构造演化、区域应力场与裂缝发育关系分析，认为本区太古界潜山内幕裂缝形成主要受控于早印支期、晚印支期和燕山期3期构造应力叠加改造作用[21-30]。印支早期遭受南北向挤压，形成北西向逆冲断层和伴生挤压裂缝；印支晚期遭受北东向挤压，形成北北西向逆冲断层和伴生挤压裂缝；燕山期以来，遭受北北东向郯庐走滑断裂西支左旋走滑与北西向张蓬断裂渤中段的逆冲活动的共同作用，有利于形成网状连通型内幕裂缝(图6)。因此，早期挤压与晚期强烈的走滑及负反转作用的叠加改造，尤其是燕山期以来复杂的构造改造，是形成潜山内幕有效缝网的基础。

图6 渤中凹陷西南部太古界潜山应力场及裂缝发育模式图Fig .6 Stress field and fracture development model of Archean buried hill in southwest Bozhong sag

综上分析，“垂向顶部差异，横向内幕连续”是研究区变质岩潜山储集层分布模式(图7)。其特点是，顶部储层受中生界覆盖影响，风化裂缝型储层较暴露区潜山发育差；但内幕裂缝带与渤中19-6暴露型潜山类似，发育潜山内幕立体网络裂缝储层，且具有良好的储集物性。因此，预测内幕裂缝带储层是渤中13-2覆盖型潜山的主要勘探层系。

图7 渤中凹陷西南部太古界潜山裂缝型储层发育模式图Fig .7 Fracture development reservoir model of Archean buried hill in southwest Bozhong sag

3 “断面超压充注—网状缝高效输导” ——覆盖型潜山油气成藏模式

3.1 暴露型潜山油气成藏模式

渤中13-2构造南侧的渤中19-6气田被渤中凹陷主洼、南洼和西南洼所环绕，每个洼陷都是一个生烃中心，具有优越的成藏物质基础[9,11]。暴露型潜山顶面不整合与原地古近系优质烃源岩广泛接触，同时洼陷中心烃源岩生成的油气也可通过大型潜山顶面不整合运移至潜山圈闭。因此，潜山顶面不整合为烃类远距离高效运移和规模成藏创造了条件。另外，渤中19-6气田围区各洼陷带烃源岩处于高演化阶段，普遍发育超压，压力系数普遍达到1.4～1.6，而太古界潜山为常压-弱超压系统，超压为油气运移和充注提供了充足动力。综上所述，渤中19-6气田具有多洼烃源岩超压供烃、不整合高效输导和常压—弱超压潜山圈闭汇聚的成藏特征。

3.2 覆盖型潜山油气成藏模式

渤中13-2构造主体区太古界潜山被中生界致密砂砾岩和凝灰岩所覆盖，太古界潜山顶面不整合未与烃源岩直接接触，能否规模成藏存在争议，渤海也从未在该领域获得突破。通过对输导体系系统研究，认为渤中13-2太古界潜山具有“不整合—断层面—网状缝”复合油气输导路径。

首先，侧向断层面充注窗口是渤中13-2覆盖型潜山成藏的前提条件。渤中13-2构造主体区太古界潜山受上覆中生界致密层阻隔，油气难以沿大型不整合面充注成藏，更多以断层面作为侧向油气充注窗口，渤中13-2构造西部和南部断层发育，充注窗(断面与有效烃源岩接触部分)面积达7.3 km2，最大充注窗高度达1 000 m。

其次，太古界暴露区潜山顶部不整合及不整合—断层配置关系，对覆盖型潜山的规模成藏具有重要控制作用。暴露区潜山顶部发育风化壳孔缝型优质输导层，是周边生烃洼陷生成的油气向潜山圈闭运移的优质输导通道。但是，只有不整合的上倾部位与断层面充注窗口相接触时，油气在浮力作用下才可通过不整合输导层远距离运移至断层面附近，再通过断层面充注窗向潜山内幕充注成藏；如果不整合的下倾部位与断层面充注窗相接触时，油气则难以向潜山充注运移，仅依靠断层面附近的烃源难以满足潜山大规模油气充注的需求。因此，不整合—断面的良好配置对潜山大规模成藏具有重要控制作用。

另外，太古界潜山内幕受构造作用控制而发育的网状裂缝体系为烃类在潜山内幕远距离运移提供了可能。渤中13-2构造控圈断层长期活动，断层附近太古界潜山裂缝尤为发育，断层带和潜山裂缝带融为一体，油气更容易通过断面直接进入太古界潜山内幕。

从油气运移动力条件看，围区烃源岩层内普遍存在的超压，为烃类充注和运移提供了强的动力。渤中13-2构造围区沙河街组—东营组下段烃源岩内压力系数普遍介于1.4～1.8，表现为超压或强超压，超压烃源岩通过断层面与常压的太古界潜山储层直接对接，强压差可为烃类充注和油气在潜山储层内运移提供动力，驱使烃类向太古界潜山低势区运移聚集。

综上分析，认为渤中13-2覆盖型潜山具有“断面超压充注—网状缝高效输导”的油气接力运移成藏模式。渤中13-2构造东南侧区域不整合面与古近系优质烃源岩广泛接触，并且不整合高部位与渤中13-2构造潜山断层面供烃窗口相连，古近系烃源岩生成的油气可沿区域不整合面运移至断层面附近，在源—储强压差情况下，油气可以穿过断层面向太古界潜山内幕储层充注，而潜山内幕网状裂缝又为烃类向潜山低势区运移和聚集成藏提供了可能(图8)。

图8 渤中13-2覆盖型潜山油气成藏模式Fig .8 Oil and gas accumulation mode of BZ13-2 covered buried-hill

4 渤中13-2覆盖型潜山勘探突破

4.1 发现历程

渤中13-2地区在早期就已有发现，受潜山成藏认识和技术限制，1997年钻探的BZ13-1-1井完钻于中生界顶部，只发现了渤中13-1沙河街组小型油藏；2016—2017年，随着渤中19-6大型太古界花岗岩潜山凝析气田的发现，厘清了渤中19区—渤中13区印支期和燕山期为主的前中生代造山机制，并在渤中19-6构造北部中生界覆盖区发现渤中13-2大型整装潜山圈闭。渤中13-2潜山南部局部与渤中19-6相似，为太古界暴露型潜山。2018年在渤中13-2构造南部太古界暴露区钻探了BZ13-2-B井和BZ13-2-C井，均在太古界潜山发现厚层油层，证实了渤中19-6构造北部的暴露型太古界潜山同样具有很好的勘探潜力。基于渤中19-6和渤中13-2南块丰富的勘探资料，通过系统的成储、成藏研究，认识到该区太古界花岗岩潜山不仅具备形成大规模内幕网状裂缝型储层的地质条件，同时具备“超压强注—高效输导”潜山内幕成藏条件，进而预测渤中13-2构造主体区中生界覆盖型太古界潜山具有形成大规模油藏的有利条件。

2020年，在中生界覆盖区太古界潜山相继钻探了BZ13-2-D井、BZ13-2-E井和BZ13-2-F井，均获得成功。其中，BZ13-2-E井太古界潜山测井解释油层103.4 m(图9)，用11.11 mm油嘴求产，平均日产油411.48 m3，平均日产气252 678 m3。由此发现了渤中13-2具有亿方级储量规模的大型挥发性油田。

图9 BZ13-2-E井地层综合柱状图Fig .9 Comprehensive stratigraphic histogram of Well BZ13-2-E

4.2 油藏特征

渤中13-2油田含油层位主要为太古界。受走滑-伸展断裂体系相互切割的控制，圈闭为具有背斜、断鼻形态的复杂断块潜山圈闭，圈闭南部小部分面积为太古界暴露区，中北部主体部位为中生界覆盖区。南部太古界暴露区储层与渤中19-6凝析气田相似，由太古界变质岩及顶部砂砾岩组成；北部中生界覆盖区主要储层为太古界变质花岗岩，储集空间以裂缝为主，局部可见网状裂缝系统。太古界暴露区孔隙度在2.0%～6.7%，平均值3.6%，渗透率在0.1～29.8 mD，平均值为5.9 mD；中生界覆盖区太古界潜山储层孔隙度在0.6%～8.3%，平均值为3.13%，渗透率在0.1～97.1 mD，平均值为6.2 mD。

依据太古界潜山测试获得的地层温度和压力资料，渤中13-2油藏为常温、弱超压系统，地层温度梯度为3.6 ℃/100 m，压力系数为1.095～1.104。渤中13-2油藏地面原油具有低密度、低黏度、低含硫、高含蜡、高凝固点的特征，地面原油密度介于0.811～0.812 g/cm3(20 ℃)，黏度介于2.30～2.40 mPa·s(50 ℃)，含硫量介于0.02%～0.03%，含蜡量介于19.40%～21.84%，凝固点介于21～24 ℃(表1)。渤中13-2油藏原油高含溶解气，气油比介于486～682 m3/m3，溶解气具有中含CO2、微含硫的特点。溶解气中CH4含量介于78.05%～78.99%，C2H6—C6H14含量介于14.99%～16.24%，N2含量介于0.39%～0.79%，CO2含量介于5.23%～5.33%，H2S含量介于6.5～8.9 ppm(表1)。地层流体综合分析表明，渤中13-2太古界潜山油藏为挥发性油藏，井流物中C1+N2含量为61.19%，C2-C6+CO2含量为22.28%，C7+含量为15.06%。此外，渤中13-2油藏流体PVT实验分析表明，地层温度均低于临界温度与最大凝析温度，且泡点压力小于地层压力，随着地层压力低于泡点压力，压力的降低会导致剧烈相变，原油急剧收缩而脱气，气饱和度增加，形成挥发性油藏。

表1 渤中13-2油田原油和天然气分析数据Table 1 Crude oil and gas analysis data of Bozhong 13-2 oilfield

4.3 成藏模式

渤中13-2大型挥发性油田的发现，证实了“断面超压强注—网状裂缝高效输导”是覆盖型花岗岩潜山的成藏模式(图8)。来自周边富烃洼陷沙河街组—东营组下段烃源岩生成的油气，首先沿太古界暴露区区域不整合横向运移至渤中13-2潜山的控圈断层附近，然后在源—储强压差动力作用下，穿过断面直接充注进入潜山内幕网状裂缝储层，再通过连通的网状裂缝输导层向潜山低势区运移并大规模聚集成藏。

5 结束语

渤中凹陷西南部太古界潜山储层整体上具有“垂向顶部差异，横向内幕连续”的发育特点，渤中13-2覆盖型潜山发育横向连续的内幕裂缝型储层；渤中13-2覆盖型潜山区发育“不整合—断层面—网状缝”复式输导体系和烃源岩超压系统，具有“断面超压充注—网状缝高效输导”的潜山内幕油气成藏模式。

渤中13-2大油田是渤海海域中生界覆盖型潜山勘探的首个大突破，成功在渤中19-6大型凝析气田周边再获亿吨级轻质油气田发现，突破了覆盖型潜山难以形成优质储层、难以规模成藏的传统认识，拓展了渤海海域潜山勘探新领域，打开了渤海海域潜山勘探的新局面，渤海海域中生界覆盖型潜山勘探面积最大，勘探潜力很大。所形成的覆盖型潜山成储、成藏认识及配套勘探技术，对渤海海域及其他类似地区覆盖型潜山的勘探具有广泛的指导意义和推广应用价值。