渤海海域新生界大型岩性油气藏形成条件及勘探方向

牛成民，杜晓峰，王启明，张 参，丁熠然

（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

岩性油气藏勘探是国内油气储量增长的重要方向，相对于构造油气藏，岩性油气藏在地质背景、成因机制等方面都有其独特性。在过去的几十年里，地质学家针对岩性油气藏的形成机制与分布规律等关键问题，从层序地层、沉积相带类型、成藏模式等方面等进行了详细的研究，相关理论和实践都逐渐趋于成熟。如低位域形成的各类扇体是岩性圈闭最有利的目标［1-2］；构造坡折带附近和三角洲前缘相带等是岩性油气藏发育的有利地带［3］；不同的沉积体系及其砂体展布能够形成不同的圈闭和油气藏类型，如坳陷型盆地大型浅水三角洲和湖盆中心重力流等［4-5］，均具有大面积成藏的潜力。近年来，在中国陆上凹陷中心和斜坡带两大领域均有岩性油气藏的突破与发现［6-7］。与陆地油区钻井多、钻探成本低、地质认知程度高的勘探条件不同，渤海油田岩性地层油气藏勘探钻探成本和经济门槛均较高，必须寻找规模型岩性油气藏，然而，由于地质条件的差异，国内外可直接借鉴的地质认识和经验技术有限［8-9］。因此，对于海上少井条件下岩性油气藏勘探的形成机制与分布规律等基础性研究尤为重要。从20 世纪80 年代末开始，渤海油田针对古近系近岸扇和湖底扇等领域进行了长期勘探探索，但岩性圈闭的勘探整体上仍然存在“数量少、成效差”的特点。“十一五”以来，随着渤海油田勘探程度的不断提高，有利的大型构造圈闭越来越少，岩性油气藏勘探逐步成为渤海增储上产的重要接替领域。目前针对渤海海域岩性油气藏的研究大都是以单个构造或油田为例［10-12］，如针对渤海浅层极浅水三角洲型岩性油气藏，学者们做了大量关于成藏方面的研究［10-11］，但缺乏系统和宏观的认识，对规模型砂体成因以及形成的岩性油气藏发育特征研究较少。

从渤海海域新生界大型岩性油气藏的形成条件和发育特征入手，总结各种沉积体系和构造环境下的岩性油气藏类型及勘探潜力，以期为未来渤海海域大型岩性油气藏的勘探指明方向。

1 地质概况

渤海湾盆地是中生代末以来叠置在华北中—古生界基底上发育的新生代克拉通裂谷断陷盆地。渤海油田位于渤海湾盆地的中东部，海域面积7.3×104km2，水深大于5 m 的可勘探面积为5.2×104km2，区内包括14个凹陷和10个凸起，分别为北部的下辽河坳陷，向海域延伸的辽西、辽中、辽东凹陷；西南部的黄骅坳陷，向海域延伸的歧口、北塘、南堡凹陷；南部的济阳坳陷，向海域延伸至青东、莱州湾、黄河口凹陷和莱北低凸起；处于中心的渤中凹陷则是渤海湾盆地构造沉积演化的归宿。在地幔热隆起和斜向挤压双动力源作用下，郯庐走滑断裂营维段呈北北东方向纵贯全区（图1a），在多期走滑活动，特别是新构造运动时期强烈的右旋走滑活动影响下，盆地结构表现为伸展与走滑双控型特征［13］，对海域的盆山构造演化、沉积体系以及烃源岩具有明显的控制作用，也具备了形成多类型的岩性油气藏的基本地质条件。

1.1 构造特征

渤海海域新生代地层自下而上为古近系孔店组、沙河街组、东营组以及新近系馆陶组和明化镇组，其中沙河街组自下而上分为沙四段、沙三段、沙二段和沙一段，东营组自下而上分为东三段、东二段和东一段。盆地构造演化具有多幕裂陷、多旋回叠加、多成因机制复合特征［13］，可分为5 个阶段，即孔店组沉积期的裂陷Ⅰ幕（50.5～65.0 Ma）、沙四段沉积期的裂陷Ⅱ幕（42.0～50.5 Ma）、沙三段沉积期的裂陷Ⅲ幕（38.0～42.0 Ma）、沙一二段—东营组沉积期裂陷Ⅳ幕（24.6～32.8 Ma）以及馆陶组至明化镇组下段（明下段）沉积期的裂后热沉降阶段（5.1～24.6 Ma）（图1b）。不同时期的构造活动、沉积物供给条件、气候条件不同，形成的沉积体类型、时空分布规律以及烃源岩分布均存在差异。此外，研究区海域新构造运动以来强烈走滑与拉张形成了数量更多、规模更大的断裂体系，为晚期快速油气充注成藏提供更有利的垂向疏导体系，有利于规模型岩性油气藏的形成。

1.2 沉积特征

渤海海域新生代经历了从初始裂陷到裂后热沉降多个构造演化阶段，在每个阶段都有其独特的沉积特征，提供了多种类型的富砂沉积体［14］。发育大型连片厚层砂体是海域规模型油气藏勘探的必备条件。沙三段沉积期，裂陷活动强烈，凹陷加速沉降，盆内及周缘凸起向相邻湖区提供物源，主要发育扇三角洲和半深湖—深湖相泥质沉积，局部见湖底扇沉积；沙一二段沉积期，湖盆进入裂陷扩张期，以近源扇三角洲和辫状河三角洲为主，局部发育有碳酸盐岩台地相和滨浅湖滩坝相；东三段沉积期，裂陷活动再次加强，形成欠补偿环境，在洼陷区主要为半深湖—深湖亚相，局部边界断层下降盘发育近源扇三角洲沉积，部分缓坡地区发育滨浅湖及湖底扇沉积；东二段沉积期，断裂活动减弱，周缘及外源的沉积物大量注入，形成过补偿沉积，主要为辫状河三角洲、湖底扇、滨浅湖泥质和半深湖泥质沉积（图2）。新近纪渤海海域的沉积环境表现为湖盆萎缩，海域沉积中心逐渐东移，远离物源区，形成河流—极浅水三角洲沉积演化，局部地区发育浅水湖泊沉积，频繁砂泥岩互层构成了良好的储盖组合。构造活动演化差异导致沉积体系类型不同，近源扇三角洲、湖底扇、河流—极浅水三角洲等领域形成的砂体规模较大，储盖组合优良，具备了形成规模型岩性勘探的储集空间。

1.3 烃源岩特征

烃源岩是生成油气的物质基础，是形成岩性油气藏的前提条件。幕式的构造活动控制了主力烃源岩类型与分布。渤海海域古近系主要发育沙三段、沙一段和东三段3 套烃源层。由于演化方式（裂陷或走滑拉分）、演化强度（沉降量和沉降速率）等的不同，导致各凹陷间沉积充填、有机物质生成及保存方式的差异，从而影响了烃源岩有机质的丰度和类型［15］，但总体上渤海海域各凹陷各套烃源岩的有机质类型主要为Ⅱ型，Ⅰ型和Ⅲ型均较少，属于混合型有机质。3 套烃源岩的有机质丰度均较高，为中等—好。目前已探明了大量与这3 套源岩相关的油气，证明其具备形成大型岩性油气藏的基础。烃源岩分布位置的差异决定了不同层位的油气运聚和成藏模式也存在差异，其中，沙河街组—东三段多为源内成藏模式，东二段为近源或源上成藏模式，其上的浅层均为典型的源外成藏模式。

2 油气藏形成条件与发育特征

渤海海域经历了多幕裂陷和沉降发育，自周围山区和隆起区向海域方向的沉积、沉降、构造及断裂均表现为由老向新转移的趋势，且不同构造演化阶段控制沉积体系类型及其时空差异分布。

从构造、沉积、烃源等条件综合来看，沙河街组、东营组和明化镇组下段是渤海海域大型油气藏开发的有利层系（图3）。其中，明化镇组下段主要形成于湖盆萎缩期，发育河流—极浅水三角洲沉积，合理的储盖组合有利于新近系形成大面积油气藏；东营组形成于构造发育的坳陷期，受盆外水系供给，形成的大型复合湖底扇有利于在古近系形成规模型油气藏；沙河街组形成于渤海海域构造发育的断陷期，受盆内物源影响，形成的近源扇三角洲有利于形成厚层、丰度高的油气藏。

2.1 湖盆萎缩期明化镇组下段岩性油气藏

与古近纪裂陷期多幕次强构造活动不同，渤海新近系成为渤海湾盆地的汇水中心，具有整体构造稳定、沉降缓慢、湖泊水域范围大、内部无分割、地形平缓、坡度小等特点［16］，明化镇组下段表现为湖盆萎缩期阶段，形成大面积油气藏，机制如下：①沉降中心由四周向渤中凹陷迁移，导致新近系厚度大、粒度细，在环渤中、黄河口、莱州湾地区广泛发育河流相和极浅水三角洲—湖泊相沉积体系，频繁砂泥互层构成了良好储盖组合，且砂体横向叠合连片，为油气藏的形成提供了大面积的储集砂体，并表现为高孔高渗的特点；②由于海域浅层属于典型的源外成藏体系，深层生成的油气必须通过不整合面、深大断裂、渗透性砂体等汇聚体系沟通至浅层岩性圈闭内才能规模型成藏。在新构造运动下，发育大量沟通烃源岩与浅层岩性圈闭的晚期活动性断裂，有利于油气成藏，而且断裂晚期活动性越强，形成的油气藏丰度越高。相对湖平面的波动、古物源及水系径流量的变化导致不同构造位置砂体成因与组合类型均有差异，油气藏的发育程度及形成的规模也各不相同。按照成因类型划分可将渤海海域浅层油气藏分为河道型、河湖交互体系和极浅水三角洲油气藏等3 类（图4，图5）。

（1）河道型油气藏。多发育在陆区，由于准平原化以曲流河形成的河道为主，其沉积过程与河流的侧向迁移有关，可形成多期河道垂向叠加，单期河道垂向厚度多为8～10 m。以渤中26-2 地区为例，浅层明化镇组下段局部地区发育河道型岩性油气藏，钻井上表现为绿色泥岩背景下发育钟形河道沉积，整体地震振幅较弱，而河道振幅较强，通常以中低连续性、中低频蠕虫、波状、透镜状地震反射构型为主，在盆地边缘（盆缘坡折带靠陆一侧）可见因河流下切侵蚀形成的“Ⅴ”或“U”字形充填地震反射外形（图4a）。孤立河道砂体四周被泥岩包裹，在有沟通深层烃源岩的断裂发育时易形成油气藏，其成藏规模与河道的宽度和下切厚度有关，但总体上难以形成大型油气藏。

（2）河湖交互体系油气藏。主要发育在斜坡区，处于陆区与纯湖区交界位置，由于坡缓水浅，受古气候主导下湖平面频繁升降变化的影响，岸线迁移频次和幅度均较大，形成了河流与浅水湖泊交互发育的相带［17-18］。向陆一侧砂体构成多为侧向叠置拼合、透镜-拼合板状，反映了底荷-悬浮负载的河流沉积，地震振幅整体上强于陆相区；向盆地方向则与浅水三角洲交互出现，中强振幅、中低连续性的波状-透镜状地震相代表了浅水三角洲沉积，砂体多为透镜-拼合板状。总体上河湖交互体系砂体是浅水三角洲分流河道和陆相河流河道的多期叠合，地震属性反映出的砂体平面特征多为朵状+网状结构，主砂体多平行于岸线。该相带横向延伸距离远，形成的复合河道砂体在侧向以指状相互接触并依次拼接，构成类似于网状的复合河道连片砂体，形成低幅度大面积分布的岩性圈闭。位于研究区南部莱北低凸起的垦利6-1 油田就属于该类型，深层沙河街组生成的油气垂向运移进入浅层圈闭中渗透性强的砂体高效运聚成藏，由于砂体呈现网状并且横向连通性较强，形成了大面积油气充注［19-20］（图6），形成的油气藏规模较大。

（3）极浅水三角洲油气藏。主要发育在凹陷区，部分凸起区也有分布，往往具有大面积、近等厚的前缘砂体和宽平原-窄前缘的亚相组合，由于地形平缓且水体相对较浅，多为水下分流河道砂体，河口坝相对不发育。受物源供给、气候变化等多种因素的共同作用［17］，水进水退频繁，砂体平面特征多为朵状、枝状（网状）、片状的宏观三角洲形态和砂体组合类型。沉积物粒度较细，以细砂岩、粉砂岩和泥岩为主，反粒序和正粒序均发育，测井相表现为指形或钟形。在地震剖面中多为连续性较差的波状或孤立透镜状地震反射，但在层序发育的早期，可以形成叠置连片的水下分流河道砂体，地震反射多为中连续性、中强振幅的波状或板状构型。砂体在湖平面频繁波动下，砂泥岩垂向与侧向呈现交互式叠置关系，有利于岩性圈闭的大量发育（图4，图5）。区域相对稳定厚层泥岩盖层与极浅水三角洲前缘砂体共同组成合理的储盖组合。该类油气藏主要与新构造运动晚期活动有关，一方面活跃的新构造运动形成大量的晚期断层，有利于油气向浅层运移；另一方面，浅层砂体发育部位往往存在于区域大的汇聚背景，构成油气运移的长期低势区，也有利于形成高丰度油气藏。位于研究区石臼坨凸起中部的秦皇岛33-1 南油田群以及渤中28-34油田群都属于该类型［11］。

2.2 坳陷期东营组大型湖底扇油气藏

断陷湖盆凹陷中心广泛发育湖底扇沉积，类型多、成因机制复杂，是陆相油气藏勘探的重要领域。渤海海域周边的胜利油区湖底扇沉积主要发育于古近系沙河街组三段中亚段，属于强裂陷幕晚期，成因机制主要为滑塌浊积扇，单个规模较小［21］。渤海油区湖底扇的发育背景与陆区有一定的相似性，也有明显的不同，其大型湖底扇一般分布于裂后坳陷期，即东营组三段（东三段）和东营组二段下亚段（东二下段），往往表现出纵向多期叠加，横向叠合连片的特征（图7）。湖底扇的形成作为事件性沉积，是势能积累与释放的过程，渤海油区东营组具备形成大型湖底扇油气藏的有利条件：①东营组中后期盆内凸起大部分没于水下，形成湖底扇的物质基础主要来自盆外（隆起）水系和三角洲等先期沉积物的后天改造，充足的物源条件为湖底扇的形成提供了物质基础［22］，也决定了湖底扇沉积的规模和分布的丰度；②裂后坳陷期断裂活动减弱，沉积速率加快，凹陷带整体表现为快速沉积夷平的过程，往往形成角度较大的同沉积坡折带，坡折带下方及洼陷带是重力流堆积的主要区域，古坡折带位置也决定着湖底扇分布及平面上的分异；③除构造运动、地震作用等触发应力外，湖平面的周期性变化对重力流的形成也十分有利，正是这种变化造成物源系统的动态变化和沉积物在坡折带不同部位的堆积，决定了重力流空间的分布和纵向叠加样式；④东二下段—东三段沉积时期多为源上或近源成藏模式，坡折带附近多发育沟通深层沙河街组烃源岩与湖底扇的晚期活动断裂，且坡折带附近多发育有汇聚背景，更有利于深层油气汇集再垂向疏导运移至湖底扇岩性圈闭内成藏。受控于物源供给条件及发育位置的差异，渤海海域的大型湖底扇油气藏又可分为洼陷区滑塌浊积扇和斜坡区坡移扇2 种。

（1）洼陷区滑塌浊积扇。多发育在东二下段与东三段，尤以前者居多。主要分布在环渤中凹陷以及辽中凹陷中部与北部（图8）。由于前期裂陷幕的强构造活动形成了“盆-岭”相间的构造格局，造就了各类坡折带的形成，增大了斜坡带与凹陷带古地貌的高度差，为湖底扇的形成奠定了良好的“地势”基础。该时期地势趋于平缓，剥蚀作用较弱，盆内凸起（低凸起）一般不能作为主要的物源供给来源，主要依赖于盆外水系的补给。比如辽中凹陷北部，主要受古辽河水系和古大凌河水系的持续供给，沿轴向向西南方向形成富砂的大型三角洲沉积，在沉积坡折带的下方洼陷区形成大型富砂湖底扇沉积，内部期次多，垂向厚度可达百米，地震上多为杂乱反射。由于靠近洼陷区且受沉积坡折控制，四周被深湖相泥岩包围，该类岩性圈闭有效性较好。成藏与否的关键是湖底扇附近烃源岩成熟程度以及沟通烃源岩的活动性断裂是否发育。

（2）斜坡区坡移扇。盆内低凸起在不同的演化阶段对沉积控制作用完全不同，在湖盆裂陷期，主要起到遮挡限制盆外物源补给的作用；在坳陷期，盆内低凸起有部分地区淹没于水下,如辽西低凸起中段在东三段沉积期发育了一系列被大型沟谷分割而形成的“链状岛”物源，西部盆外水系沿辽西凹陷的走向带不断推进形成的分布范围广、期次多、迁移快的大型富砂三角洲沉积体系，在相对湖平面的波动下，能越过辽西低凸起“链状岛”物源进入辽中凹陷。斜坡高部位三角洲前缘朵叶体在压实沉陷、地震、湖水动力及洪水作用等因素影响下发生断裂，在重力作用下向前滑动、滑塌，碎屑流化和浊流化，在合适的古地形背景下堆积形成，往往具有重力流与牵引流的双重特征，表现出单层厚度大、多期叠置、叠合连片及物性好的特点（图9）。

近期在辽中凹陷中南部西斜坡发现的旅大10-6构造东三段湖底扇就属于斜坡区坡移扇油气藏，斜坡区高部位三角洲富砂程度较高，形成湖底扇规模大、富砂性好，并且多期叠置发育。东三段湖底扇埋深尚未达到生排烃门限，为源外成藏层系，属于“脊-断”耦合成藏模式，即凹陷区沙河街组生成的油气，通过构造脊之上的沙三段砂砾岩由凹陷区向斜坡带运聚，在砂砾岩断层的作用下，油气产生垂向中转，运至扇体时发生侧向分流，最终在斜坡带聚集成藏（图10）。其岩性圈闭的有效性取决于斜坡区上倾方向三角洲砂体延伸距离以及侧向泥岩的发育程度，而含油面积与砂体展布面积有关，含油气丰度取决于深层是否发育汇集背景以及与断裂的匹配关系。

2.3 断陷期沙河街组近源扇体油气藏

渤海古近系沙一二段沉积期为断陷间歇期，以整体缓慢沉降为主，宏观古地貌差异相对较小。该时期主要以盆内大型凸起和低凸起（凹中低隆）为物源区，多发育呈裙带分布的近源扇三角洲沉积，以盆内低凸起形成的近源扇三角洲最利于形成规模型油气藏。杜晓峰等［23］对渤海古物源进行研究后提出了“局部物源”的概念，认为依托局部物源形成的近源扇三角洲沉积体是油气藏勘探的现实领域。其油气成藏机制：①渤海海域发育郯庐与张蓬2 条走滑断裂带，由于晚中生代左旋走滑活动和新生代右旋走滑活动的作用，对受北西向伸展断裂控制的“盆-岭”结构进行了切割改造，在各大型凸起的翼部或倾没端形成了多个规模相对较小的盆内局部物源（428 构造带、渤南低凸起西段等），为富集型近源扇体油气藏的形成提供了物源条件。②由于差异沉降和局部物源持续抬升活动，在大型水系影响较小的构造位置发育垂向叠加厚度大、粒度粗、富砂的近源扇三角洲沉积，侧向叠置程度低且横向变化快更易于尖灭，与上覆湖相泥岩构成良好的储盖组合，有利于形成油气藏。需要注意的是由于受盆外水系影响小，在沙一二段沉积时局部物源周围往往发育与扇三角洲相伴生的混合沉积，在垂向上与扇三角洲砂砾岩交替发育，混积型储层厚度大、物性好、产能高，在渤海海域中深层勘探中极具价值［24］。③局部物源所形成的近源扇三角洲沉积大多处于沙河街主力生烃层系内部，烃源岩丰度高、类型好，生烃条件优越，同时扇体多紧邻大型不整合面，有利于洼陷区生成的油气横向输导至近源扇体内成藏。④沙河街组沉积期，洼陷区多为欠压实形成的超压环境，超压系数普遍高于1.3，为油气的运聚提供了充足的动力，形成的油气藏丰度较高。

在多期幕式构造沉降过程中形成了不同的构造样式，也决定了近源扇体地层油气藏不同的类型。根据规模发育程度，渤海海域局部物源近源扇三角洲大型地层油气藏主要有3 种：近源扇三角洲侧向尖灭型、走向斜坡地层超覆型和近源扇三角洲上倾尖灭型（图11）。

（1）近源扇三角洲侧向尖灭型油气藏。主要发育在长期活动的边界断裂下降盘，多为陡坡带背景，由于局部物源区经风化剥蚀在断层活动量最大位置能够形成厚层的砂砾岩体沉积，受古地貌影响，垂向多期叠置并且稳定分布。在地震上往往表现为明显的楔形反射特征，向侧翼方向推进距离短，并与半深湖相泥岩相接触，在横向上易于侧向尖灭，具有较好的封堵条件，形成有效的岩性圈闭。由于砂体厚度大，直接与烃源岩接触，更易于近源规模型成藏（图12）。

（2）走向斜坡地层超覆型油气藏。受伸展与走滑作用的双重控制，局部物源区的边界断层呈现分段的特征，由于构造应力转换并保持平衡，在不同断层之间通常发育转换带。走向斜坡的转换带是物源进入湖区的入口，是富砂质碎屑沉积发育的场所，扇体与地层在上倾方向形成地层超覆接触关系，从而形成地层型圈闭（图12）。圈闭的有效性主要受控于上超点的顶底板条件，上超线的范围以及地层的幅度决定了该类油气藏的总含油气面积。

（3）近源扇三角洲上倾尖灭型油气藏。在构造总体稳定的背景下，由于局部物源逐步消亡，形成的近源扇体表现为明显的进积特征，各期次的扇体在上倾方向均具有尖灭的特点，受晚期的湖相泥岩覆盖，能够形成在横向上逐级推进、垂向上不完全叠置的上倾尖灭型岩性圈闭群。其成藏需要与断层的活动相配合，并且表现为含油气面积较大，含油砂体互不连通的成藏模式。

3 勘探潜力与攻关方向

3.1 明下段河湖交互体系油气藏

渤海海域浅层新近系地层埋藏浅，钻井周期短，勘探成本低。围绕渤海海域黄河口凹陷、石臼坨凸起等勘探老区的岩性油气藏勘探已取得实效，并发现了大规模油气藏。因此，在浅层持续开展岩性油气藏勘探是满足渤海储量增长的现实需要。黄河口凹陷西段和部分环渤中凹陷斜坡区在浅层发育河湖交互体系，砂体连片分布，均被富生烃凹陷环绕，油源充沛，勘探潜力极大。未来针对该领域还需加强砂体成因模式与油气富集规律的攻关研究。目前主流观点认为渤海南部垦利6区明下段河湖连片砂体的形成主要是受到低可容纳空间、强物源供给以及快速湖侵的影响（图13），但对河湖交互体系砂体动力学机制及其主控因素的分析还有待深入，可加强薄储层的精细刻画，尤其是对砂体横向连通性及侧向砂体叠置关系的研究；在成藏方面应重点关注运聚能力的定量评价，以期预测出油气高丰度区块。

3.2 东营组湖底扇油气藏

渤海古近系东营组发育大规模的湖底扇型岩性圈闭群，储盖组合优良，也是不容忽视的勘探领域。环渤中凹陷以及辽中凹陷中部和北部是东营组湖底扇发育的主要位置，未钻湖底扇圈闭分布范围广、面积大，且都处于富生烃洼陷，成藏条件优越、勘探前景良好。湖底扇的富砂性分析、岩性圈闭的精细描述和油气成藏模式是制约该领域突破的关键问题：①加强对东营组湖底扇圈闭成因机制、时空分布规律研究，重点关注未钻圈闭的富砂性分析；②由于地层埋深大（大于3 500 m）、地震资料分辨率低、钻井少等因素制约，有针对性开展地震资料重新处理、加强叠前与叠后反演方法探索，实现湖底扇岩性圈闭的精细描述与雕刻；③环渤中凹陷湖底扇普遍埋藏较深，综合考虑扇体成因与成岩作用等因素的影响，提高钻前优质储层分布预测的精度；④转变勘探思路，寻找有汇聚背景的东三段源内湖底扇或东二下段低位域湖底扇，由源上湖底扇勘探向源内或近源成藏转移，降低油气勘探风险，寻找高丰度油气藏富集区。

3.3 沙河街组近源扇体油气藏

近年来，近源扇体勘探与开发已经成为渤海油田储量与产量持续快速增长的重要支撑点，下一步可从以下4 个方面展开工作：①石臼坨凸起西段陡坡带、渤南低凸起陡坡带、埕北低凸起陡坡带等区域背山面洼，以盆内局部物源为主，极易形成厚层砂砾岩，且易于尖灭，是下一步岩性勘探重点突破方向。②围绕沙一二段沉积期，局部物源形成的近源扇体勘探成效相对较好，而对古近系早期如孔店组和沙河街组四段的研究和勘探程度均较低，未来应重点针对成盆早期的古物源和古地貌开展恢复研究，明确有利的勘探方向和目标。③针对近源扇体勘探中存在的部分厚层砂砾岩体埋深大、横向非均质强、储层物性差和测试产能低的问题，可以从物源体系及其对富砂沉积体和优质储层的控制机理方面开展研究。以渤南低凸起为例，采用古物源面貌恢复技术，研究认为渤南低凸起范围广、高程大（图14），能提供充足的碎屑物质，在陡坡带下方形成巨厚砂砾岩沉积。由于缺少对剥蚀母岩岩性进行精细恢复的有效技术手段，尚难以刻画孔店组碳酸盐岩母岩平面分布范围，近期钻遇的砂砾岩物性较差，未获得商业产能。因此，加强对古物源母岩岩性的恢复与优质储层预测研究，并以沉积研究为纽带，建立宏观主控因素与微观储层性能之间的联系，以期实现钻前对储层质量进行准确预测。④在深层测试工艺上，应加强攻关技术研究，优选合理工艺流程，积极探索海上砂砾岩大型压裂和酸化措施的可行性。

3.4 其他油气藏

除上述三大领域外，古近系沙三段大型三角洲和沙一二段滩坝也是渤海未来勘探的潜力领域。其中，大型三角洲沉积受盆外水系供给，具有规模大、期次多、厚度大、相带变化慢等特点，且具有较好的储盖组合，又处于生烃凹陷内，成藏条件较好。典型区域为莱州湾凹陷北部沙三段发育的大型前积三角洲，下一步加强前积层各期次砂体岩性边界刻画、顶板泥岩发育程度与侧封条件的研究，寻找潜在的有利勘探区。沙一二段发育富含生物碎屑的滩坝沉积，具有较高的物性参数，典型区域为环渤中凹陷，目前已测试获产，但由于滩坝砂体厚度较小，横向变化快，多覆盖在潜山之上，预测砂体平面分布与厚度难度较大，需在地质模式指导下，综合水体环境、物源条件、古地貌背景及地球物理技术等进行综合预测以提高预测精度。

4 结论

（1）渤海海域不同时期的构造活动、物源供给条件等不同，形成的沉积体类型、时空分布规律以及烃源岩分布均存在差异，具备形成多类型大型岩性油气藏的地质条件。

（2）独特的地质条件决定断陷期沙河街组、坳陷期东营组和湖盆萎缩期明下段是渤海海域大型油气藏的重点层系。其中，明下段形成了河道型、极浅水三角洲型、河湖交互型等3 类大型油气藏；东营组形成了滑塌浊积扇和坡移扇2 类大型油气藏；沙河街组形成了近源扇三角洲侧向尖灭型、走向斜坡地层超覆型、近源扇三角洲上倾尖灭型等3类大型油气藏。

（3）围绕渤海海域富烃洼陷应持续加强明下段河湖交互体系油气藏、东营组湖底扇油气藏、沙河街组近源扇体油气藏等三大领域的勘探与攻关研究。黄河口凹陷西段和部分环渤中凹陷斜坡区的明下段勘探开发潜力极大，需加强砂体成因与精细描述研究，关注运聚能力的定量评价；石臼坨凸起西段陡坡带、渤南低凸起陡坡带以及埕北低凸起陡坡带等区域的沙河街组近源扇体可作为下步勘探的重点突破方向；渤南低凸起等沙河街组近源扇厚层砂砾岩体储层物性差、测试产能低，可开展古物源恢复技术提高储层质量钻前预测精度和进行测试工艺攻关；环渤中凹陷以及辽中凹陷中部和北部东营组湖底扇勘探前景良好，应重点关注未钻圈闭的富砂性分析，有针对性的开展地震资料重新处理，加强叠前与叠后反演方法探索；莱州湾凹陷北部等区域沙三段大型前积三角洲和沙河街组滩坝可作风险勘探目标。