渤海海域莱北低凸起新近系大面积高丰度岩性油藏形成条件

徐长贵，杨海风，王德英，赵弟江，王利良

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

在渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷、渤中坳陷渤中凹陷、辽河坳陷清水洼陷等地区新近系均获得了一系列岩性油气藏发现[1-3]，对新近系岩性油气藏的圈闭形成条件[4-7]、储集层沉积环境和特征[8-10]、油气运移模式[11-13]等方面都取得诸多认识。2002年，笔者首次提出渤中坳陷新近系发育湖泊三角洲沉积体系[8]；2006年，王永诗等则认为济阳坳陷新近系馆陶组辫状河沉积受古地貌形态控制形成岩性或地层超覆圈闭[10]。针对新近系岩性油气运移模式，张善文等和邓运华等分别提出“网毯式”与“中转站式”油气运移模式[11-12]；薛永安则指出渤海海域古近系中发育“汇聚脊”是造成上覆新近系有利圈闭成藏的关键[13]。这些认识都为本地区勘探提供了借鉴。

但是，渤海海域莱北低凸起石油地质条件特殊，其岩性油气藏勘探面临两大难点，一是本区不同于黄河口凹陷及其他地区新近系明化镇组下段极浅水三角洲发育地区、也不同于渤海海域馆陶组辫状河连片砂体发育地区，沉积环境复杂，长期以来，没有找到大面积的广布的砂体，传统观点认为难以形成大面积岩性圈闭；二是莱北低凸起不是一个长期继承性发育的凸起，它早期沉没于水下，晚期才隆起，能否接受油气大量、长期供给形成高丰度岩性油气藏尚有不确定性。鉴于此，应对研究区开展持续攻关，力争寻求海上大面积高丰度岩性油田勘探突破。

通过近几年艰苦探索，莱北低凸起发现了垦利6-1亿吨级大面积高丰度岩性油藏，结束了莱北低凸起没有大油田的历史。本文通过综合30余口钻井资料、300余份样品分析化验资料及 800 km2左右的高精度三维地震资料，对莱北低凸起新近系大面积高丰度岩性油藏基本特征进行总结，并从油源条件、储集层成因及油气运移等角度阐述油藏形成机制，分析油藏的成藏模式，以期对渤海海域及其他类似地质背景地区的岩性油藏勘探提供一定的借鉴意义。

1 区域基本地质特征

莱北低凸起位于渤海南部海域，南邻莱州湾凹陷，北接黄河口凹陷，东西两侧被郯庐断裂带东支与中支所夹持，整体呈北东向菱形展布的特征（见图 1），整体面积约1 050 km2。凸起上发育古近系沙三段到新近系明化镇组及第四系平原组，是一个早期沉没于水下、晚期隆起的的低凸起。

图1 莱北低凸起区域位置图

1.1 莱北低凸起区域构造格架与演化

莱北低凸起南北两侧受伸展断层分割，东西两侧则受郯庐走滑断层夹持[14]，基底为一个北东—南西走向狭长的低凸起，北东和南西方向分别以斜坡形式过渡到黄河口凹陷与莱州湾凹陷东北洼（见图2a）。

莱北低凸起受走滑与伸展多期叠加作用影响，发育一系列伸展断层或走滑派生的伸展断层（见图2b）。其中一组为近东西向伸展断裂，发育规模大，对古近系沉积起到明显控制作用，剖面上呈铲式正断层，兼具走滑性质，浅层与次级断层构成负花状构造；另外一组密集发育于走滑带中支附近及北部向黄河口凹陷过渡的斜坡带，为一系列北东向伸展断层，剖面上多呈板式或铲式，多断至古近系甚至基底。

图2 莱北低凸起及周缘构造格架

古新世—始新世中期，研究区以南北向伸展作用为主，产生一系列东西向延伸的断层，莱北低凸起处于莱北 1号断层上升盘，遭受抬升剥蚀。始新世中晚期—渐新世，随郯庐断裂带右行走滑活动逐渐增强，莱北低凸起在郯庐断裂带东支与中支的夹持下发生顺时针被动旋转，使得研究区产生东侧南降北升、西侧南升北降的相对构造变动，初步奠定了莱北低凸起北东向狭长展布的菱形格局。中新世，受岩石圈均衡作用和地壳冷却收缩影响，渤海湾盆地发生整体沉降，沉积中心逐渐向北部渤中凹陷迁移，莱北低凸起成为该沉积中心的边缘斜坡带[12]。

1.2 莱北低凸起地层发育特征与沉积环境演化

莱北低凸起地层与沉积环境演化与渤海海域其他凸起不同[15-18]。该区新生界自下而上依次发育古近系始新统沙河街组三段（简称“沙三段”，E2s3），渐新统沙河街组二段（简称“沙二段”，E3s2）、沙河街组一段（简称“沙一段”，E3s1）、东营组（E3d），新近系中新统馆陶组（N1g）、明化镇组下段（简称“明下段”，N1ml），上新统明化镇组上段（简称“明上段”，N2mu）以及第四系平原组（Qp）。整体缺失古新统，沙三段局部缺失，东营组则缺失东一段（见图3）。

图3 莱北低凸起地层综合柱状图

沙三段沉积时期，莱北低凸起开始沉没于水下接受沉积，受来自西南方向垦东凸起物源的影响，发育多期辫状河三角洲与滨浅湖沉积，岩性主要为粉细砂岩、中砂岩与厚层褐灰色泥岩；沙三段沉积末期，莱北低凸起区又露出于湖平面之上，已沉积的辫状河三角洲遭受剥蚀。沙一、二段沉积时期，莱北低凸起再次沉没于水下，沉积环境为滨浅湖及辫状河三角洲，岩性主要为浅灰色细砂岩与灰色泥岩呈不等厚互层。东营组沉积时期，莱北低凸起继承了前期的构造格局，发育浅滨湖及辫状河三角洲沉积，岩性组合为浅灰色砂岩与灰色泥岩不等厚互层，上部为夹绿灰色沉凝灰岩与玄武岩；东营组沉积末期，受东营运动影响，研究区发生构造反转，遭受抬升剥蚀缺失东一段。进入新近纪，渤海湾盆地整体进入裂后拗陷阶段，馆陶组沉积时期，研究区发生强烈的准平原化作用，主要发育辫状河沉积，主要岩性为厚层砂岩夹泥岩。明化镇组下段沉积时期，莱北低凸起地形坡度极缓、可容纳空间低，受气候、季节等因素影响造成河流和湖泊环境的频繁交互，发育一套泥岩与细砂岩、粉砂岩交互的浅水三角洲沉积（见图4）。

图4 莱北低凸起沉积演化剖面对比图（剖面位置见图1；GR—自然伽马；SP—自然电位）

1.3 莱北低凸起明下段主力油层组高分辨率层序地层特征

根据区域地层对比、油水分布关系以及地层厚度等，研究区明下段可划分出 5个油层组，分为Ⅰ—Ⅴ油层组，其中Ⅲ—Ⅴ油层组为砂泥岩互层，沉积储盖组合优越，是研究区主要含油层段，其中又以V油层组为主力油层。本文以Ⅲ—Ⅴ油层组为研究层段对其进行高分辨率层序地层分析。

明下段Ⅴ油层组中下部发育一个完整的中期基准面旋回 SQ1，该时期莱北低凸起为坡度极缓的缓坡环境，可容纳空间较小，北东向物源供给相对充分，泥岩均为偏氧化环境下的褐红色（见图5）。Ⅴ油层组上部至Ⅲ油层组发育一个完整的中期基准面旋回 SQ2，Ⅴ油层组沉积晚期以后，基准面快速上升，可容纳空间开始加大，沉积了一套广泛分布的砂体，是垦利6-1油田的主力储集层。此后水体不断加深，泥岩由褐红色转变为灰绿色，在Ⅳ油层组中部可容纳空间达到最大，此时藻类的丰度和分异度达到最大，反映研究区处于浅水湖泊环境。此后基准面开始下降，泥岩逐渐变为红褐色，反映湖水不断退去，砂体受河流作用控制明显。

图5 KL6-1-B井岩性剖面与藻类分布特征

2 垦利6-1油田基本特征

通过对莱北低凸起多年持续攻关，最终发现垦利6-1大型岩性油气田，垦利 6-1油田具有油藏埋深较浅、油品性质好、测试产能高、含油层段集中、含油面积大及储量丰度较高等特点，是一个整装、优质的大型油田。

2.1 油藏油层埋深与物性特征

垦利 6-1油田的油层主要分布在新近系明下段，明下段按照油层对比关系从上到下可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共 5个油层组，虽然从Ⅰ—Ⅴ油层组都有油气层分布，但主力含油层段主要集中在明下段Ⅴ油层组中上部、Ⅳ油层组底部，埋深范围为1 200～1 550 m。砂体厚度横向分布稳定，钻井揭示油层单层厚度为3～15 m，平均厚度为10 m（见图6）。

图6 垦利6-1油田主要油层钻井对比图（剖面位置见图1；Rs—浅侧向电阻率；Rd—深侧向电阻率）

储集层岩性以中—细粒岩屑长石砂岩为主，矿物成分主要为石英、长石和岩屑，碎屑颗粒分选中等—好，磨圆度次棱—次圆状。孔隙度为 15%～40%，平均值为31%。渗透率为（8～19 721）×10-3μm2，平均值为2 205×10-3μm2，以高孔、高渗储集层为主。孔隙类型以原生粒间孔为主，孔隙发育好，分布均匀，连通性好，粒间充填物为丝片状伊蒙混层。颗粒间以点接触为主，长石风化中等（见图7）。

图7 垦利6-1油田明下段储集层微观特征

2.2 油水系统、温压特征与油藏类型

由于垦利 6-1油气藏含油层系较为单一，各砂体均具有统一的油水界面，为边水油藏。垦利6-1油气藏主要含油气层段的地层温度为50.0～72.7 ℃，温度梯度为 3.56 ℃/100 m，压力系数为 1.02，压力梯度为0.916 MPa/100 m，属正常温度和正常压力系统。垦利6-1油藏位于低凸起区，油气沿大面积连片砂体呈层状分布，砂体展布范围决定了含油面积，约100 km2，油气的充注能力决定了烃柱高度，约40～80 m，油藏类型为典型的岩性油藏及构造-岩性油藏。

2.3 油品性质与测试产能情况

垦利 6-1油气藏原油油质较好，为中质—普通重质原油，具有黏度高、胶质沥青质含量中等、含蜡量中等、含硫量低、凝固点高等特点。地面原油密度为0.906～0.939 g/cm3（20 ℃），黏度为 43.36～113.80 mPa·s（50 ℃），含硫量为0.21%～0.37%，含蜡量为3.04%～16.01%，胶质沥青质为 13.27%～22.63%，凝固点为-16.0～27.0 ℃。由于油层原油物性好，单井测试日产高达79～187 m3。

2.4 含油面积与储量规模特征

垦利6-1油田主力油层叠合面积超过100 km2，油藏储量规模大，探明原油地质储量为亿吨级，储量丰度约为110×104m3/km2，是渤海湾盆地新近系发现的规模较大的整装亿吨级岩性油田。

3 垦利6-1大型岩性油藏形成条件

3.1 双向烃源供给

垦利 6-1岩性油田位于莱北低凸起之上，紧邻黄河口凹陷与莱州湾凹陷两个富烃凹陷，具有双向供烃的优越油源条件（见图8）。

图8 垦利6-1油田成藏模式图（剖面位置见图1）

黄河口凹陷发育沙三段和沙一、二段和东三段 3套烃源岩。岩性以深灰色、灰黑色以及黑色的泥岩和油页岩为主，统计表明，沙三段和东三段烃源岩为好—优质烃源岩；沙一、二段烃源岩为中—好烃源岩。有机质类型均以Ⅱ1—Ⅱ2型为主（见表1）。沙三段与沙一、二段烃源岩成熟度较高，现今处于生烃高峰期。东三段埋藏尚浅，刚达到成熟阶段[19]。根据各层段生烃指标与油源对比分析，认为沙三段烃源岩是黄河口凹陷最有力的烃源岩[20]。沙三段烃源岩生标以中等重排甾烷、中等伽马蜡烷、中等四甲基甾烷为主要特征（见图9a）。

莱州湾凹陷发育沙四段、沙三段 2套烃源岩[21]。岩性均为厚层暗色泥岩为主，局部夹玄武岩或砂岩。有机质丰度与类型参数统计表明，沙三段、沙四段均为好—优质烃源岩，沙三段有机质类型以Ⅱ1—Ⅲ型为主，沙四段有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2为主（见表 1）。沙四段烃源岩主体进入生烃高峰阶段，而沙三段大部分已成熟，但成熟度相对较低，仅局部进入生烃高峰阶段。莱州湾凹陷主洼沙三段与沙四段烃源岩以高重排甾烷、低伽马蜡烷、高四甲基甾烷、低伽马蜡烷等生标特征与黄河口沙三段烃源岩相区别（见图9b）。

表1 黄河口与莱州湾凹陷烃源岩综合评价

饱和烃气相色质谱分析表明，垦利 6-1油气藏具有双洼双向供烃特征。在垦利6主体区原油具有中—高重排甾烷，中等伽马蜡烷，中—低四甲基甾烷，Ts/Tm＞1，成熟度中等特征，这与黄河口凹陷沙三段烃源岩生标特征一致（见图 9a、图 9c），表明主体区原油主要来自黄河口凹陷；而在靠近莱州湾凹陷的垦利10-1北构造区原油具有高重排甾烷，低伽马蜡烷，高四甲基甾烷，Ts/Tm＞1，成熟度中—高的特征，这与莱州湾凹陷沙三段与沙四段烃源岩具有明显的亲缘关系（见图9b、图9d），表明莱州湾凹陷烃源岩对垦利6-1油气田有一定的贡献。

图9 垦利6-1油气藏及围区原油及烃源岩饱和烃气相色质谱特征

3.2 继承性构造脊、晚期活动断层与广布的连片砂体构成的高效油气输导体系

3.2.1 块体旋转效应下发育两种类型“继承性构造脊”

区域构造研究表明，受控于郯庐断裂带走滑作用和地幔上涌双构造动力源的影响，莱北低凸起构造演化与定型具有多成因机制复合的特征[22-27]。始新世早期，受南北向伸展作用的控制，渤海海域东南部地区发育多个北降南抬的多米诺式掀斜断块，莱北低凸起的雏形初步形成。始新世末期—渐新世，随着郯庐走滑断裂带右旋走滑活动的日益增强，南北向的拉张伸展作用与北北东向的剪切作用共同控制了莱北低凸起这一掀斜断块的构造演化和几何形态。在此时期，在郯庐走滑断裂东支、中支和南侧边界断裂的共同控制下，莱北低凸起发生呈顺时针方向的块体旋转活动[14,27-28]。块体旋转运动使莱北低凸起西北部和东南部处于远离走滑断裂带伸展应力区、进而形成局部下降；而凸起的东北部和西南部则处于挤压应力区，呈现局部挤压抬升的构造特征。到了新近纪，由于渤海湾盆地发生整体沉积作用，进入拗陷作用阶段，莱北低凸起及其围区整体构造格局亦较为稳定。

显然，在块体旋转效应的影响下，在莱北低凸起的西南部垦利10-1北区块和东北部垦利6区块形成了两类继承性发育的构造脊（见图10）。对于新生代之前和古新世末期形成的 T8与 T5这两大具有高效渗透性的不整合而言，这两类构造脊亦是极为重要的向新近系浅层提供规模性二次运移条件的油气“汇聚脊”[29]。

其中，垦利10-1北“构造脊”由于整体构造特征呈由北向南逐渐抬升的特点，高部位受南侧边界断层遮挡，为“断背斜型构造脊”；垦利6区块“构造脊”整体构造特征呈中间高、两侧低的特征，为典型的“背斜型构造脊”。这两类优质构造脊的发育为本身不具备生烃条件的莱北低凸起提供了优越的油气运移和二次供给条件，为远离油源区大型油气藏的形成奠定了物质基础。实际钻探结果亦证实，莱北低凸起新近系含油范围内与构造脊的分布具有良好的空间匹配关系（见图10）。

3.2.2 莱北低凸起新构造运动形成的晚期活动断层特征

新近纪以来，在经历了馆陶组构造相对稳定期后，渤海湾盆地受太平洋板块向欧亚板块加速俯冲及印度向欧亚板块碰撞产生的远程效应的影响，于明化镇组沉积期再次进入构造活跃期，整体处于张扭性应力场状态下[30-32]，莱北低凸起地区先存的东西向伸展断层再次活化，并带有一定的左旋走滑性质，在断层附近伴生大量仅在浅层发育的北东走向断层，形成复杂“Y”字形或负花状构造。东西向伸展断层发育规模较大，整体活动性较强（活动速率大于15 m/Ma），不少断层直达海底，伴随天然气苗逸散，表明断裂至今仍在活动，是研究区主要的运移断层。

同时由于莱北低凸起处于郯庐断裂中支与东支之间，受北北西向拉张应力与北东—南西向挤压应力叠加影响，在北部斜坡带产生一系列北东向张性断裂，呈雁列式排列，部分断至基底，有效地沟通了深层构造脊与浅部储集层，对油气输导较为有利。

3.2.3 广布的叠置连片砂体发育特征

在明下段V油层组沉积末期，莱北低凸起整体处于坡度极小的宽缓斜坡带，受研究区河流和湖泊环境的频繁交互影响，发育一套横向稳定分布的浅水三角洲前缘砂体，由于此时研究区坡度极缓，分流河道密集网状交织，相互叠置，后期湖浪对分流河道砂体进行席状化改造，形成厚度相对较薄、平面连片分布的席状砂体充填于分流河道之间，把分流河道砂体相互连通起来。从而形成了大面积分布的叠置连片砂体。

3.2.4 构造脊、晚期活动断层与广布的连片砂体构成高效油气输导网络

莱北低凸起两种类型继承性构造脊与沟通构造脊的晚期活动断层以及广布的连片砂体构成高效的油气输导网络。勘探初期，将主要的勘探靶区选在垦利4-1构造区，该区位于莱北低凸起西北部斜坡带，北西向伸展断层发育，但由于不在继承性构造脊之上（见图10），且明下段Ⅳ—Ⅴ油层组砂体孤立分布，横向连片性较差，导致该区缺乏高效的油气输导网络体系，黄河口凹陷区生成的油气无法顺利运移至浅层砂体中聚集成藏，因此该区探井成功率较低（50%），发现储量较小且分布分散，无法开发动用。垦利6-1构造区位于莱北低凸起背斜型构造脊之上（见图10），明下段低位砂体连片分布，晚期发育多条断至基底的北东向伸展断层，断距较大，有效沟通构造脊与明下段低位砂体，构成了高效的油气输导网络，油气运移路径较为通畅，因此该区油气分布较为集中，储量丰度较高，是垦利6-1油田的主体区。

图10 莱北低凸起构造脊与含油面积叠合图

3.3 河湖相低位砂体

3.3.1 明下段主力油层组沉积体系特征与连片砂体成因

莱北低凸起明下段油气层的在纵向上的分布十分稳定，80%以上的油层都集中在 SQ2基准面上升半旋回的早期（明下段Ⅴ油层组顶部），这一时期基准面和沉积可容纳空间低，发育横向稳定分布的叠置连片浅水三角洲砂体，称之为“低位砂体”（见图11）。

图11 渤海海域莱北低凸起明下段Ⅲ—Ⅴ油层组连井基准面旋回对比图（剖面位置见图1）

新近纪中新世中后期，莱北低凸起经历了渐新世末期广泛的抬升剥蚀，以及馆陶组沉积时期的填平补齐作用，至明化镇组下段沉积时期，演化成为相对稳定的宽缓斜坡带，根据地层厚度横向变化率估算，沉积时期的地形坡度小于0.5°。局部地区沉降幅度较大，形成浅水湖泊沉积环境，研究区主要发育河流-浅水三角洲沉积体系。

由于莱北低凸起明下段Ⅴ油层组的厚度横向变化率极小，据此估算沉积时期该地区地形十分平缓（小于0.5°），湖平面的小幅波动就会造成湖岸线的长距离横向迁移，因此发育宽阔的浅水三角洲前缘亚相。浅水三角洲前缘亚相可以划分为内前缘与外前缘。内前缘是指平均高水位与平均低水位之间的沉积相区,外前缘是指位于平均低水位线以下的三角洲前缘的前端部分。浅水三角洲内前缘亚相是湖水间歇性覆盖最频繁的区域，受湖水频繁升降冲刷作用强烈。连片低位砂体主要发育在内前缘亚相。通过对 3口取心井的岩心观察，结合平面属性特征、粒度概率曲线，认为研究区浅水三角洲内前缘亚相内主要发育水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂等沉积微相。水下分流河道微相是分流河道入湖后继续延伸的部分，一个完整的水下分流河道从下至上是由粗变细的正旋回，旋回底部见含泥砾的细砂岩，顶部发育细砂岩与泥岩的薄互层，沉积构造以斜层理和板状交错层理为主。河口坝微相位于水下分流河道河口末端，是由粉砂岩和细砂岩组成的反旋回，测井曲线呈漏斗型，沉积构造以水平层理为主。席状砂通常分布于河口坝前部以及分流河道之间，是河口坝和水下分流河道受波浪、沿岸流等湖水动力改造后再沉积形成，岩性以粉砂岩为主，局部见泥质条带（见图12）。

图12 典型沉积微相岩性及沉积构造特征

在枯水期，湖岸线位置低，内前缘间歇性暴露在水上，主要发育密集网状交织的分流河道。形成的分流河道砂体一般薄于典型的曲流河砂体，厚度一般为8～12 m。在汛水期，随着湖平面上升，岸线向陆方向长距离迁移，这些密集的分流河道被覆盖在水下，接受湖浪、沿岸流等湖水动力改造，使河道型砂体产生席状化。薄层席状化砂体将密集交织的分流河道横向连通起来，形成大面积相互连通的叠置型砂体。针对这套低位砂体钻探的40余口探井证实，低位砂体在横向上大面积连通，具有统一的油水界面和压力系统。在明下段Ⅴ油层组顶部砂体（低位砂体）沉积后，基准面的快速上升造成快速湖侵，这可能与中新世晚期（距今 6.0～8.5 Ma）的亚洲夏季风明显增强事件有关[33-34]。湖侵期的泥岩直接覆盖在连片的低位砂体之上，形成良好的储盖组合（见图13）。

图13 莱北低凸起明下段Ⅴ油层组沉积末期河湖交互背景下叠置连片型砂体沉积模式图

3.3.2 低可容纳空间下岩性圈闭特征

莱北低凸起新近系明下段Ⅲ—Ⅴ油层组，研究区地形坡度缓，湖盆水体较浅、整体可容纳空间较低，由于受气候、季节、水动力等多因素影响，基准面频繁变化，发育叠覆型极浅水三角洲型和曲流河道型等多种类型砂体。根据岩性圈闭的主要成因类型，将岩性圈闭划分为岩性尖灭型圈闭和断层-岩性复合型圈闭两大类（见图14）。

图14 垦利6-1油田明化镇组下段Ⅴ油层组岩性圈闭类型

岩性尖灭型圈闭包括三角洲前缘岩性尖灭型与古河道型岩性圈闭。在基准面上升半旋回时期，由于研究区河流和湖泊环境的频繁交互，浅水三角洲前缘的分流河道及河口砂坝沉积等遭受频繁改造，容易造成三角洲前缘砂体被泥岩等非渗透性层包裹，形成三角洲前缘岩性尖灭型圈闭。该类型圈闭发育有利区主要位于垦利6/5构造区，往往成片状分布，被部分断层切割。古河道型岩性圈闭一般在基准面下降半旋回中晚期发育，主要为曲流河河道或浅水三角洲分流河道型砂体，多呈条带状分布，周围为泥岩等非渗透性层所遮挡形成的圈闭。该类型圈闭主要在垦利10-1北构造区发育。

断层-岩性复合型圈闭主要是指砂体储集层受断层切割形成复合岩性圈闭。该类圈闭主要在垦利 6-1油气藏低部位断阶带发育。受湖水改造作用影响，砂体席状化程度高，平面展布范围广，晚期受新构造运动影响，而形成的晚期断裂切割封堵性砂体圈闭。

3.4 大型叠置连片砂体“藤-蔓”式油气运聚模式

继承性构造脊-活动的油源断层-广布的连片砂体构成了莱北低凸起油气藏“藤蔓式”油气运聚模式，是该地区大面积高丰度岩性油藏形成的关键。“藤蔓式”油气运聚模式包括3大主要成藏要素（见图15）。

图15 新近系大型叠置连片砂体“藤-蔓”式油气运聚模式

①深层油气构造脊。研究区T8与T5这两大不整面在油期气成藏期形成的油气构造脊是新近系明下段油气成藏的有效中转站[35-36]，其油气汇聚能力决定浅层砂体油气藏规模，莱北低凸起古近系东西两段分别发育垦利10-1北“断背斜型构造脊”和垦利6“背斜型构造脊”，位于构造脊上方的圈闭是油气的有利汇聚区。

②断层优势运移通道。油源断裂活动性控制油气的垂向运移效率，当油气在优势汇聚区域汇聚后，需要沿油源断裂运移至浅层明下段，断层的活动性越强，对油气的垂向运移效率就越高。运用偶极横波远探测技术对油源断裂微裂缝进行识别与统计，发现当成藏期断裂活动速率大于15 m/Ma时，微裂缝发育，钻井在浅层普遍能获得较好油气层发现。油气构造脊之上密集发育北东走向的断裂系统即组成油气从深部构造脊向明下段有利砂体运移的优势通道。

③大型“藤蔓”状叠合连片砂体。新近系明下段发育低位三角洲前缘砂体，其分流河道具有密集交切叠置、相互连通的特征，组成“网”状分布的砂体骨架，即为叠合砂体的“藤”；湖浪作用对分流河道砂体席状化改造后，充填于分流河道之间的厚度相对较薄、平面连片分布的席状砂体，即为叠合砂体的“蔓”。分流河道砂体厚度大、物性好，与运移断层搭接时既可作为油气侧向运移的“高速公路”，也可作为油气聚集的储集层；随着油气充注的持续增强，在浮力作用的推动下，油气逐渐由“藤”向“蔓”中运移，最终形成平面连片含油的分布特征。

4 结论

勘探结果显示垦利 6-1油田为一整装、优质的大型岩性油田，具有油藏埋深较浅、油品性质较好、测试产能高，含油层段集中，含油面积大，储量丰度中等特点。垦利6-1油田形成的关键地质要素有4个方面：一是明下段Ⅳ—Ⅴ油层组发育的低可容空间条件下河湖相交互叠合连片砂体，储集物性好，厚度横向分布稳定，是新近系明下段大型岩性圈闭形成的基本条件；二是莱北低凸起夹持于黄河口凹陷和莱州湾凹陷两大富烃凹陷之间，具有双凹双向供烃的有利条件，为大规模岩性油藏的形成提供了物质基础；三是受控于郯庐走滑断裂和南侧边界断裂活动形成的块体旋转效应，莱北低凸起发育了断背斜型与背斜型两种类型的“构造脊”，为油气规模性汇聚奠定了基础；四是由深层油气构造脊、断层优势运移通道与大型“藤蔓”状叠合连片砂体 3大成藏因素组成的大型叠置连片砂体“藤-蔓”式油气运聚模式决定了垦利6-1大型岩性油气藏明下段油气呈大范围连片分布。