渤海湾盆地东营凹陷古近系深层油气成藏系统及勘探潜力

宋明水，王永诗，郝雪峰，安天下

渤海湾盆地东营凹陷古近系深层油气成藏系统及勘探潜力

宋明水1，王永诗1，郝雪峰2，安天下2

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

东营凹陷是渤海湾盆地具有代表性的陆相断陷盆地，深部层系勘探程度低，丰深1、丰深斜101等井获得高产工业油气流，显示了良好的勘探潜力。以东营凹陷古近系深层为对象，在烃源岩分析基础上，结合优质储层成因研究，建立油气成藏模式，明确深层勘探潜力方向。结果表明：东营凹陷古近系深层的沙四下亚段及孔店组构成独立的含油气系统，孔二段、沙四下亚段发育的盐湖（咸化）环境烃源岩具有排烃时期早、排烃时间长、效率高、生排烃周期长的特点，为深层油气成藏系统提供了有利的油源条件；咸化湖泊的多类型沉积体经历了酸-碱交替的成岩流体环境，形成了以次生溶蚀孔隙为主的优质储层，为深层油气成藏提供了良好的储集条件；深层油气成藏系统的油气藏分布与断陷盆地结构、沉积储层发育和成藏动力系统具有良好的对应性，“自源型”及“他源型”油气成藏模式有序分布；缓坡带红层和滩坝砂岩及陡坡带砂砾岩等不同类型油气藏是东营凹陷古近系深层重要的勘探领域。

油气成藏系统；勘探潜力；深层；古近系；东营凹陷；渤海湾盆地

近10年来，国内各含油气盆地的勘探重点逐步向深部油气成藏系统转移，深层油气藏成为当前和未来油气勘探发展的重要领域之一［1-2］。中国渤海湾、松辽、鄂尔多斯、四川、准噶尔和塔里木等盆地在深层领域不断取得勘探成果，展示了深层油气的勘探潜力，对于老油区的资源接替和增储上产起到了重要的支撑作用［3］。不断拓展深层油气勘探领域，已成为中国陆上油气勘探开发必然的战略抉择［4-8］。目前深层油气成藏系统内基本地质要素及相互作用等认识面临诸多挑战，比如：深层烃源条件及资源潜力、油气来源，深层不同类型储集体在经历长期复杂成岩改造后的优质储层成因及预测，深层油气相态、成藏模式、保存条件及分布规律等问题制约了油气勘探［5-9］。

东营凹陷是渤海湾盆地中陆相断陷之一（图1）。本文提及的古近系深层，是指断陷初始期的沙河街组四段下亚段及孔店组含油气层系，参照国内深层划分标准［10］，埋深一般在3 500 m以下。以往勘探的主要对象为沙四上亚段及以上层系，经历了多年勘探后，主力层系探明程度均超过50 %［11］。而作为非主要勘探对象的沙四下亚段及孔店组，资源发现程度低，虽然近期部署的丰深1、丰深斜101等井获得高产工业油气流，显示了良好的勘探潜力，但深层的烃源、储层、成藏模式等基础石油地质问题认识不清，制约了勘探向深部探索的过程。研究深层油气成藏系统特征及勘探潜力，有利于全面认识盆地油气成藏规律和指导勘探实践［12-14］。因此，围绕上述问题，系统开展了古近系深层油气成藏系统中烃源岩发育背景、优质储层成因机制及油气成藏模式等方面的深入分析，明确了勘探潜力及有利勘探方向，建立了深层油气成藏模式，指导了油气勘探实践，为陆相断陷盆地深层油气勘探提供了借鉴。

图1　东营凹陷古近系深层构造纲要

a.渤海湾盆地；b.济阳坳陷；c.东营凹陷

1　古近纪成盆演化

1.1　构造演化特征

东营凹陷是在华北克拉通及古生界基底之上发育的中、新生代断陷盆地，经历了晚侏罗世至早白垩世初始裂陷、古近纪断陷及新近纪拗陷等3个成盆阶段［15-16］。古近系可细分为断陷初期（65 ～ 45 Ma）、断陷扩张期（45 ～ 35 Ma）及断陷衰退期（35 ～ 23 Ma）。孔店组—沙四下亚段沉积期（65 ～ 45 Ma），在NE - SW向区域应力场拉张作用下形成的陈南、石村等NW向正断层，控制了主要沉降中心和沉积中心的展布，东营凹陷表现为两个相对独立的沉积单元，即东营凹陷北部半地堑式断陷和博兴地堑式断陷；沙四上亚段—沙二下亚段沉积期（45 ～ 35 Ma），盆地区域应力场转变为NW - SE向拉张，并伴随郯庐断层右旋走滑作用，在裂陷初期控盆断层基础上，新发育了一批倾角较大的NE向和EW向断层，受其控制形成了博兴、牛庄、利津和民丰等4个次级洼陷；后期在转换-伸展作用控制下发育了中央构造带［17-18］。沙二上亚段—东营组沉积期（35 ～ 23 Ma），盆地再次进入扩张沉降时期，但扩张沉降的幅度明显弱于断陷扩张期，形成浅断陷湖盆；东营组沉积时期济阳坳陷沉积中心向北迁移至沾化凹陷；东营组沉积末期，东营凹陷随全区整体抬升而受到剥蚀（图2）。

图2　东营凹陷古近系构造演化过程（剖面位置见图1）

1.2　气候及湖盆水体演化特征

为了明确古近系气候及水体演化特征，利用目前较为认可的定量旋回地层学分析方法开展了地质年代的精确厘定［19-20］。前人研究表明，GR曲线对气候变化比较敏感，可以作为湖盆沉积环境及地层旋回性变化的替代指标［21］。选取单146井、郝科1井及胜科1井的自然GR曲线组成东营凹陷古近系总GR序列，首先对总GR序列预白化处理，去除加权平均趋势值，得到剩余值序列；接着对该剩余值进行多窗谱频谱分析［22］，即可获取古近系自然GR序列的405 ka天文调谐的时间序列；在此基础上，以最新的国际地质年代表中的古近系顶界的地质年龄（23.03 Ma）［23］为锚点，向下计算各层段的顶底界时间，最终建立了东营凹陷古生代“金钉子剖面”（图3）。根据重新厘定的各层段的地质时间，并匹配全球古气候演化过程来看，处于北纬40°以南的东营凹陷在古近纪断陷初期大气温度较高，呈先升后降趋势，拐点出现在距今约51 Ma，整体为异常干热气候条件；断陷扩张期，温度持续下降至距今34 Ma，为适宜气候条件；裂陷衰退期，在34 ～ 26 Ma主要为间冰期，26 ～ 23 Ma演变为潮热气候（图3）。

图3　东营凹陷古生代“金钉子”剖面及气候条件演化综合图

在前人对古近系古湖泊开放和封闭特征认识的基础上［24］，结合主要烃源岩发育层系气候演化过程，利用地层中能够反映沉积物成因来源的Fe，Ca，Mg，Na，K和Al元素的变化趋势，以及地层中能够反映水体盐度的石膏、盐岩的发育程度，重新建立了湖泊水体环境演化序列（图4）。认为在孔店组—沙四下亚段早期，化学成因来源的Ca和Mg元素和陆源碎屑成因来源的K和Al元素含量的增加与减小交替变化，反映水体量变化频繁，考虑到该时期为异常干热气候，地层中发育膏岩，判定其主要为间歇性盐水湖环境。沙四下亚段晚期Ca和Mg元素含量逐渐增多，而K和Al元素含量减小，表明水体稳定。同时Na元素含量高，地层中膏岩及盐岩较发育，表明盐度较高，认为其主要为永久性盐水湖环境。而在裂陷扩张阶段，由沙四上亚段时期到沙三中亚段时期，Ca和Mg元素含量呈稳定的减小趋势，而K和Al元素呈稳定的增高趋势，同时地层主要为暗色，膏岩和盐岩也逐渐变少，表明盐度逐渐降低，判定沙四上亚段时期为咸水湖，沙三下亚段时期为半咸-微咸水湖，沙三中亚段时期为微咸-淡水湖。

1.3　沉积充填特征

古近纪不同演化阶段的物源供给、水体环境及气候等因素共同控制了沉积充填特征。

孔店组—沙四下亚段沉积期，构造活动强烈、气候异常干热、盐湖水体频繁升降，盆地边部形成了冲积扇、漫湖三角洲、滩坝、近岸水下扇及扇三角洲等红色、紫红色粗碎屑沉积，勘探中通常称其为“红层”，是有利储层形成的基础。而在湖盆中央发育灰质泥岩、油页岩、盐岩及膏岩等盐湖相沉积物，是有利的烃源岩发育区。特别是在湖盆中央发育的分布广、厚度大（500 m以上）的稳定盐膏层，具有良好的封盖作用，为古近系深层独立油气成藏系统的形成提供了条件（图5）。沙四上亚段—沙二下亚段沉积期，气候条件潮湿，湖盆水体较深，物源供给充足，盆地的陡坡带发育近岸水下扇，扇三角洲等砂砾岩沉积，缓坡带由早期的冲积扇逐渐演变发育了大型三角洲、滨浅湖及滩坝等牵引流沉积，各洼陷发育大面积的半深湖-深湖相泥页岩沉积。沙四上亚段—沙二下亚段是东营凹陷的主力烃源岩层系和含油气层系。

图4　东营凹陷主要烃源岩发育层系古湖泊水体环境演化序列

图5　东营凹陷古近系深层咸化湖泊环境沉积充填模式（连井剖面位置见图1）

2　古近系深层资源潜力

前期研究认为东营凹陷古近系油气成藏的烃源岩主要发育在沙四上亚段和沙三下亚段［24-25］；基于前述的古近纪湖盆演化、气候条件（图3）及湖盆水体环境的重新分析结果（图4），认为孔店组和沙四下亚段沉积时期的间歇—永久性盐湖较淡水湖泊也具有良好的烃源岩形成条件。盐湖（咸化）环境中主要发育蓝细菌等嗜盐生物，其古生产力水平生碳量约为1 000 g/（m2·a）明显高于淡水藻类的古生产力水平生碳量300～400 g/（m2·a）；同时，盐水（咸化）湖往往具备较好的封闭性水文地质条件，能够隔绝外部的氧气，有利于沉积有机质的保存。依据钻井及取心样品测试，落实了孔二段及沙四下亚段两套咸化环境优质烃源岩的特征。不同层系烃源岩的发育地区、规模及地化特征存在差异（图6；表1）。

图6　东营凹陷不同层系咸化环境烃源岩分布

表1　东营凹陷古近系深层烃源岩地化特征

注：部分数据来源于文献［25］。0.07～0.94/0.41含义为数据范围/平均值。

孔二段烃源岩为异常干热气候条件下局限半深湖-深湖相沉积，在NW向断层的控制下，主要分布于牛庄洼陷及石村等两个地区，厚度中心呈近北西向展布，最厚可达400 m以上（图6）；岩性以灰黑色泥岩夹膏岩为主，有机质类型为Ⅰ、含量Ⅱ-Ⅲ型；有机碳（）含量为0.05 % ～ 1.16 %；氯仿沥青A含量为0.01 % ～ 0.07 %，生烃潜量1+2为0.01 ～ 0.27 mg/g，镜质体反射率o为0.96 % ～ 4.17 %，为过成熟、中等烃源岩（表1）。

沙四下亚段烃源岩分布面积较孔二段扩大，受陈南断层控制，主要分布于民丰和利津洼陷，厚度中心呈近东西向展布，最厚可达800 m以上，向盆缘减薄（图6）。纵向上受膏岩分隔，可分为沙四下亚段上部和下部两套烃源岩，上部烃源岩条件好于下部。上部岩性为钙质泥岩，有机质类型以Ⅱ1-Ⅱ2型为主，为0.3 % ～ 3.5 %，氯仿沥青A含量为0.3 % ～ 0.9 %，1+2为0.9 ～ 8.2 mg/g，o为0.9 % ～ 1.3 %，为成熟优质烃源岩；下部岩性为泥岩，有机质类型与上部近似，为0.3 % ～ 0.8 %，氯仿沥青A含量为0.1 % ～ 0.2 %，1+2为0.2 ～ 0.9 mg/g，o为1.1 % ～ 1.3 %，为高成熟、中等-差烃源岩（表1）。

与淡水环境相比，盐湖（咸化）湖泊环境烃源岩因富含无机元素，导致其活化能低于淡水环境烃源岩10 ～ 20 kJ/mol。模拟结果显示，在埋深2 500 m即可进入排烃门限，具有排烃时期早、排烃时间长、效率高、生排烃周期长的特点［26］。油源对比结果显示，在东营凹陷北部陡坡带盐家地区多口井钻遇的高产工业油气流均来自于深层烃源岩，最新一轮资源量评价结果显示东营凹陷古近系深层石油资源量近6.5×108t。综上所述，古近系盐湖（咸化）环境发育的优质烃源岩能够为深层油气成藏提供资源基础。

3　深层优质储层成因

3.1　深层流体场演化过程

3.1.1碱性流体演化过程

水体性质影响陆源碎屑沉积的成岩演化过程，现代盐湖研究显示，水体碱性与盐度呈正相关关系［27］。东营凹陷古近系断陷初期盐湖的碱卤水控制了成岩早期的碱性流体环境，而受蒸发浓缩形成的膏岩层（图5）热演化控制了后期碱性成岩流体环境。随埋深的增加，石膏的演化过程为石膏—生石膏（CaSO4·2H2O）—熟石膏（CaSO4·1/2H2O）—硬石膏（CaSO4），各阶段的演化主要受控于古温度的变化，对应的温度界限分别为42，90和150 ℃；整个演化过程中伴随着吸附水和束缚水的脱出，产生的碱性流体进入到储集层中，促使碱性环境的成岩作用发生［28-29］。不同时期碱性流体成岩环境对古近系深层优质储层的形成有两方面作用：一是成岩早期的碳酸盐胶结，抑制了后期压实作用的进一步进行；二是能够为后来有机酸溶蚀形成次生孔隙提供物质条件。

3.1.2酸性流体演化过程

烃源岩中的干酪根在热演化中会形成短链羧酸等有机酸，其过程主要发生在60 ～ 140 ℃的温度区间，并且在75 ～ 90 ℃时，热解形成的短链羧酸浓度达到最高峰；但在80 ～ 120 ℃时最有利于有机酸的保存，低于80 ℃时，形成的有机酸会被细菌分解，高于120 ℃时，有机酸则脱羧形成烃类和CO2等产物，在高于160 ℃时会全部转化为CO2［17-18］。烃源岩的热演化生成有机酸的排出，是成岩环境中的酸性流体主要来源。东营凹陷古近系发育的沙三下亚段、沙四上亚段、沙四下亚段及孔二段烃源岩的埋藏史和热演化史分析认为，自孔二段烃源岩（52.7 Ma）进入排酸阶段开始，4套烃源岩先后在不同阶段发生热演化排酸，相互叠加控制了古近系深层酸性流体浓度的演化［30］。也正是由于多期酸性流体的生成，为古近系深层不同类型的储集体在经历早期碳酸盐胶结、后期持续深埋压实作用过程中发生硅酸盐及碳酸盐矿物溶解形成次生溶蚀孔隙提供了可能。

3.2　深层酸、碱共控优质储层成因模式

古近系深层沉积的红层、砂砾岩及滩坝和浊积岩等类型储层，岩性主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑砂岩，具有岩石类型多、组分复杂、成分成熟度低、高岩屑和高钙质的特点［18］。在咸化湖盆初始水体条件、膏岩层与烃源岩热演化等因素共同控制下，古近系深部储集体普遍经历了酸-碱交替的流体作用过程，形成了深层以次生溶蚀孔隙为主的优质储层（图7），为油气成藏提供了良好的储集条件，但不同类型储集体经历的酸、碱性流体充注过程及有利储层的成因机制存在差异。

图7　东营凹陷古近系深层优质储层成因模式

a. 缓坡带被断层切割红层砂体；b. 缓坡带滩坝砂体；c. 陡坡带深层砂砾岩体扇中亚相砂体

3.2.1缓坡带红层优质储层成因模式

缓坡带红层经历的流体演化过程为碱性—弱酸性—碱性—酸性—弱酸性，发育压实作用/石膏胶结/碳酸盐胶结—早期碳酸盐胶结物溶蚀/长石溶蚀/石英次生加大等酸性成岩作用—碳酸盐胶结物/长石溶蚀作用，储集空间主要为酸性条件下长石及碳酸盐胶结物溶蚀孔（图7a，图8a—c）。镜下薄片统计显示，埋深在3 500 m以下有利储层的次生溶蚀孔隙的体积分数可达60 %以上［18，31-33］；此外，被断层切割的厚层红层砂体，上部酸性溶蚀作用要强于下部，使得储集物性上部较下部好。

3.2.2缓坡带滩坝优质储层成因模式

缓坡带滩坝经历的流体演化过程为弱碱性—弱酸性—酸性—弱酸性—碱性，发育压实作用/少量碳酸盐胶结物—早期碳酸盐胶结物溶蚀/长石溶蚀/石英次生加大—碳酸盐胶结物、长石等溶蚀作用/黄铁矿胶结/晚期石英次生加大（图7b，图8d—f）。由于缺乏有利于碳酸盐胶结物形成的钙质物质，所以在弱碱性流体环境形成的碳酸盐胶结物相对较少［27］。而被断层切割的滩坝砂岩，因能够接受周围泥岩热演化产生的有机酸，发育长石溶蚀孔等类型次生孔隙，可形成有利储层。

3.2.3陡坡带砂砾岩体优质储层成因模式

陡坡带深层砂砾岩的扇根亚相储层在背部控盆断层的沟通作用下，长期接受深层膏岩热演化形成的碱性流体，流体演化过程为碱性—弱酸性—碱性—碱性，发育早期压实及泥质胶结物的重结晶、后期碳酸盐胶结和少量的酸性溶蚀（图8g）；而扇中亚相紧邻烃源岩和膏岩层，不断经历酸性与碱性流体的交替注入，流体环境演化过程为碱性—弱酸性—碱性—酸性—弱酸性，发育早期压实作用/碳酸盐胶结作用—长石溶蚀/石英加大等酸性溶蚀作用—铁方解石胶结作用—晚期碳酸盐溶蚀、长石溶蚀/黄铁矿胶结及石英晚期加大—沥青充填、碳酸盐胶结等成岩序列（图7c，图8h，i）。有利的储集空间为碳酸盐胶结物、长石等矿物的次生溶蚀孔隙，增孔量可达8.7 %［18］。

4　深层油气成藏模式

古近系深层良好的烃源岩条件、有利储层发育条件和封盖条件，决定了其独立的含油气系统。按照油气来源不同可划分为“自源型”和“他源型”油气藏。

4.1　深层油气藏特征

钻探结果显示，古近系深层油气藏具有“来源多、类型多、相态多”等特点（表2）。油源对比已证实的为深层供烃的源岩层系有沙三下亚段、沙四上亚段、沙四下亚段及孔二段等4套烃源岩；发育构造、构造-岩性、地层及岩性等4类油气藏类型；油气呈裂解气、凝析油气和常规油气等相态类型；虽埋藏深，但储层物性较好，具备较高产能，如丰深1井钻遇的砂砾岩油藏，在沙四下亚段4 316 ～ 4 313 m井段测试获日产油81.7 t、日产气11.8×104m3的高产工业油气流。

4.2　油气成藏模式及分布序列

“自源型”油气成藏模式：指古近系深层中“源”、“藏”属于同一层系的成藏模式，油源来自盐下的烃源岩［E2和E4（下）］，储层为陡坡带砂砾岩和深洼区盐湖环境储集体，储集层紧邻或处在烃源岩之中，油气藏类型以岩性类为主（图9）。这类油气藏一般埋深较大，储层物性是油气富集高产的关键因素。由于烃源岩埋藏深、油气演化程度高，同时受膏岩层封隔，超压发育，油气充满程度高，油气并存且以气为主、油层与干层或气层与干层互层特点。以陡坡带盐家地区沙四下亚段砂砾岩体油气藏为例，丰深斜101井（图1）在沙四下亚段4 525 ～ 4 552 m井段试油，获得日产油16.95 t、日产气30 550 m3的高产工业油气流，气层孔隙度最低可达4.2 %，向上逐渐过渡为油气层。

图8　东营凹陷古近系深层优质储层微观特征

a.官12井，埋深3 321.40 m，红层，方解石胶结孔隙；b.樊深1井，埋深3 582.40 m，红层，白云石溶解；c.樊深1井，埋深4 056.70 m，红层，碳酸盐胶结；d.利671井，埋深4 215.66 m，滩坝砂，铁白云石、方解石胶结；e.利57井，埋深4 161.15 m，滩坝砂，长石颗粒溶蚀；f.利671井，埋深3 917.47 m，滩坝砂，长石溶蚀为高岭石；g.丰深10井，埋深3 822.40 m，砂砾岩，白云石致密胶结；h.永928井，埋深3 757.10 m，砂砾岩，长石溶蚀成骨架状；i.坨465井，埋深4 786.53 m，砂砾岩，胶结物及颗粒发生溶蚀形成次生孔隙

表2　东营凹陷古近系深层已发现油气藏特征

图9　东营凹陷古近系深层油气成藏模式

“他源型”油气成藏模式：指古近系深层中“源”、“藏”分属于不同层系的成藏模式。油源来自盐膏层上部E3和E4（上）及盐下的E4（下）和E2，储层为缓坡漫湖和河流相沉积的红层储集体；发育构造油藏、构造-岩性油藏、地层油藏等3种油藏类型。这类油气藏远离油源，油源断层断距决定了上升盘含油层段，储层品质决定油气富集部位（图9）。该类油藏整体呈高凝固点、低胶质、低沥青质特点，且原油凝固点和粘度由洼陷带向盆缘逐渐降低，存在边底水，含油高度在60 ～ 100 m。以南部缓坡带陈官庄地区孔店组红层油藏为例，官斜23井（图1）在孔一段3 155 ～ 3 139.8 m井段试油，日产油4.23 t，含水62.2 %；密度为0.919 8 g/cm3，粘度为550 mPa·s，凝固点高达42 ℃。

古近系深层油气成藏系统的油气藏分布与断陷盆地结构、沉积储层发育和成藏动力系统具有良好的对应性，“自源型”及“他源型”油气成藏模式有序分布。由盆缘带—缓坡带—深洼带—陡坡带，油气藏分布序列依次为：盆缘带“他源型”地层超覆油藏、剥蚀不整合油藏；斜坡带“他源型”构造-岩性油藏、构造油藏；深洼区“自源型”岩性油气藏；陡坡带“自源型”岩性、构造-岩性油气藏。（图9）。

5　深层油气勘探潜力

东营凹陷深层在盐湖（咸化）烃源岩、酸-碱共控成因优质储层及有利输导条件的配置下，古近系深层的缓坡带红层、滩坝砂及陡坡带砂砾岩均具有良好的油气成藏条件和勘探潜力。

5.1　缓坡带红层勘探潜力

缓坡带沙四下亚段-孔店组“红层”可形成受断层切割的断块圈闭和地层圈闭，通过油源断层与烃源岩侧向对接的圈闭是有利的油气聚集场所。按照“源岩-储层-断层-圈闭”等成藏要素相互匹配思路，鼻状构造背景上的断块油藏，构造-岩性油藏是有利勘探领域。

5.2　缓坡带滩坝砂勘探潜力

缓坡带沙四下—孔店组滩坝砂岩多紧邻或包裹于沙四下亚段烃源岩中，能够形成“自源型”油气藏，其富集程度受超压、有效储层及断层发育等因素控制［33］。在砂体精细刻画基础上，邻近超压中心的厚层滩坝砂形成构造-岩性油藏是有利勘探领域。

5.3　陡坡带深层砂砾岩勘探潜力

陡坡带深层砂砾岩体紧邻深层烃源岩，发育“自源”型油气藏，酸-碱流体交替控制下的成岩圈闭以及构造-岩性类圈闭是油气有利的聚集场所。油气的富集受扇中有利相带和断层封闭能力控制。在深层砂砾岩有利相带精细刻画基础上，凝析-裂解的岩性油气藏是有利勘探领域。

6　结论

1）古近系深层成盆演化及沉积充填为深层油气成藏系统形成提供了烃源层、有利储层及封盖层等基本物质条件。

2）盐湖（咸化）环境下发育的孔二段、沙四下亚段优质烃源岩，具有古生产力高、排烃时期早、排烃效率高、周期长的特点，能够为深层油气成藏系统形成提供资源基础。

3）古近系深层咸化湖泊的储集体普遍经历了酸-碱交替的成岩环境，能够在深部形成以次生溶蚀孔隙为主要储集空间的有效储层，为油气成藏提供了良好的储集条件。

4）古近系深层油气成藏系统主要发育“自源型”和“他源型”两类油气成藏模式，油气藏分布与断陷盆地结构、沉积储层发育和成藏动力系统具有良好的对应性。缓坡带红层“他源型”构造油藏，缓坡带滩坝砂“自源型”构造-岩性油藏及陡坡带砂砾岩“自源型”凝析岩性油气藏是下步有利的勘探领域。

致谢：编辑部老师及审稿专家在文章最终成文过程中提出了宝贵的修改意见，在此一并表示衷心感谢。

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Petroleum systems and exploration potential in deep Paleogene of the Dongying Sag，Bohai Bay Basin

Song Mingshui1，Wang Yongshi1，Hao Xuefeng2，An Tianxia2

（1，，，257015，；2，，，，257015，）

The Dongying Sag is a representative non-marine faulted depression in the Bohai Bay Basin. Two wells （FSh1 1 and FShX 101） drilled into the deep of the sag were tested with high rates of oil flow，revealing great exploration potential of deeper layers that have been relatively overlooked during years of intensive oil and gas exploration and development in the basin. This study，taking the deep Paleogene strata in the sag as an example，aims to assess the potential through oil and gas accumulation models established on analyses of source rocks and genesis of high-quality reservoirs in the sag. The results show that the E（Kongdian Formation） and lower E4layers in the deep Paleogene constitute on their own an independent petroleum system. The source rocks in the E2and lower E4，developed in a saline lake （salinized） environment are characterized by an early，long and efficient hydrocarbon expulsion and a long hydrocarbon generation-expulsion cycle，providing key components for the formation of a deep petroleum system. The multi-type sedimentary facies of the saline lake have experienced alternative modification of acidic and alkaline diagenetic fluids，and formed high-quality reservoirs mainly composed of secondary dissolution pores，which provided good reservoir conditions for the deep hydrocarbon accumulation. The distribution of oil/gas reservoirs in the deep layers corresponds well to the structure of faulted depression，the development of sedimentary reservoirs and the dynamic system of hydrocarbon accumulation. The “indigenous” and “non-indigenous” hydrocarbon accumulation patterns are orderly distributed. Different types of oil/gas reservoirs，such as red beds and beach bar sandstone in gentle slope zone，as well as sandy conglomerate in steep slope zone，are the focus of exploration in the deep Paleogene of Dongying Sag.

hydrocarbon accumulation system，exploration potential，deep strata，Paleogene，Dongying Sag，Bohai Bay Basin

TE122.3

A

0253-9985（2021）06-1243-12

10.11743/ogg20210601

2020-03-27；

2021-10-06

宋明水（1964—），男，博士、教授级高级工程师，油气勘探部署和石油地质。E⁃mail： Songmingshui.slyt@sinopec.com。

国家科技重大专项（2016ZX05006-003）；中国石化科技部项目（P18060-2，P19027-2，P21034-1）。

（编辑张亚雄）