黃河口凹陷古近系與新近系成藏主控因素與富集特征

劉成楨，姜 平，姜治群

(1.長江大學， 湖北 武漢 430100；2.中國石化勝利油田分公司，山東 德州 251507；3.中電科海洋信息技術研究院有限公司，北京 102249)

0 引 言

黃河口凹陷位于渤海灣盆地環渤中坳陷，現已發現BZ28-34、BZ25-1S、KL3-2等大中型油氣田，油氣儲量超過6×108m3，展現了巨大的油氣資源勘探潛力[1]。黃河口凹陷古近系地層油氣富集與構造活動關系密切，油氣富集層系主要為明化鎮組下段和沙河街組[2]。新近系它源油氣成藏具有特殊性，油氣時空分布特征較復雜，油氣生成、運移、聚集整個過程與斷裂體系活動史相互匹配，尤其是在成藏關鍵期，活動的油源斷裂更是控制了油氣的時空分布[3-4]。近幾年，部分學者針對黃河口凹陷油氣資源分布[5]、斷裂控藏[6-11]、沉積與儲層特征[12-13]、構造演化與斷裂組合特征[14]等方面做了大量基礎工作和有益的探討，但針對凹陷古近系與新近系成藏主控因素與富集規律的研究相對較少。因此，從優質烴源巖時空分布、油源斷裂發育特征、排烴期斷裂活動強度、區域性蓋層4個方面分析其對古近系與新近系成藏的控制作用，最終明確古近系與新近系油氣成藏特征，為下步勘探開發提供技術指導。

1 區域地質背景

黃河口凹陷繼承于中生代盆地基底之上，被渤南低凸起、萊北低凸起、墾東凸起所夾持，凹陷總體面積為3 300 km2，基底最大埋深可達7 000 m，受NNE向郯廬斷裂和NWW向張家口-蓬萊斷裂的影響，形成現今“三凸夾一凹”的構造格局(圖1)。郯廬斷裂的3個分支在凹陷均有發育，以郯廬斷裂中支為界，將整個凹陷劃分為中央走滑構造轉化帶和黃河口東、西2個次洼，剖面上表現為北斷南超的箕狀凹陷。

黃河口凹陷與渤海灣盆地構造演化過程具有一定的相似性，新生代經歷了多期構造運動，具體可以劃分為3期構造演化，即古近紀2期裂陷(Ek—Es4、Es3—Ed)和新近紀拗陷期(Ng—Qp)。以東營組與館陶組構造層序界面為界，自上而下劃分為斷陷構造層和坳陷構造層，多期構造演化使盆地結構上具有典型斷陷和坳陷疊置結構，其構造演化具有多幕裂陷、多旋回疊加、多成因機制復合的特征。新構造運動強烈，晚期構造沉降速率明顯加快，使得新生代斷裂體系具有多期次、多方向、多性質疊加復合特征。斷裂按走向可劃分為NNE向、NWW向與近EW、NE向3組優勢方向斷裂。目前鉆井鉆遇的新生界層系較為齊全，包括古近系孔店組(E2k)、沙河街組(E2s)、東營組(E3d)，新近系館陶組(N1g)、明化鎮組(N2m)及第四系平原組(Qp)。

圖1 黃河口凹陷平面構造

2 成藏主控因素

2.1 優質烴源巖時空分布

“源控論”強調油氣田環繞生油中心分布，并受生油區的嚴格控制，油氣藏分布圍繞生油中心呈環帶狀分布，尤其是優質烴源巖時空分布更是控制了大型油田的分布，有利構造離優質烴源巖越近，圈閉供烴能力越強，油藏儲量潛力越大。此次研究將結合烴源巖沉積厚度、TOC、Ro指標圈定黃河口凹陷優質烴源巖的時空分布。

古近紀沉積期，渤海灣盆地經歷了強烈的裂陷階段，黃河口凹陷沉積的暗色泥巖主要分布在沙三中段、沙一段及東三段。不同層系、不同井位烴源巖有機質的干酪根類型分析結果表明，黃河口凹陷干酪根類型主要為II1型與II2型。BZ25-1-5井和BZ29-4-4井沙三段烴源巖TOC為1.0%～5.0%，屬優質生油類型；東營組烴源巖TOC為0.5%～2.0%，屬中—優質生油類型。從S1+S2指標來看，沙河街組烴源巖生油潛力優于東營組烴源巖。從烴源巖Ro指標來看，現今烴源巖均已達到成熟階段。前人研究認為，進入新構造運動期(距今5.2 Ma)，凹陷整體經歷了一次快速沉降—充填過程，烴源巖快速埋藏，3套烴源巖均進入了生油高峰期。

由于東三段的烴源巖僅在西次洼達到成熟，分布范圍局限，對油氣成藏貢獻較小，而沙一段沉積厚度相對沙三段較薄，沙三段烴源巖是研究區的主力優質烴源巖層位。沙三段共發育3個沉積中心(圖2)，分別位于凹陷西南和西北次洼、東次洼；凹陷內沙三段烴源巖均已成熟，Ro大部分已經大于0.7%，特別是西洼的南次洼和北次洼中心部位烴源巖成熟度超過1.0%，3個沉積中心為優質烴源巖發育的有利部位。

圖2黃河口凹陷沙三段烴源巖分布特征

2.2 油源斷裂發育特征

黃河口凹陷新生代斷裂按走向可劃分為NNE向、NWW向與近EW、NE向3組優勢方向斷裂(圖1)。

黃河口凹陷具有明顯的下生上儲成藏特征，油源斷裂是油氣運移的重要通道和成藏的關鍵，油源斷裂通常具有以下特征：斷裂溝通源儲；斷裂活動期與烴源巖排烴期相同；斷裂具有良好的輸導能力。

依據木桶理論“短板效應”原理，綜合油源斷裂三因素分析，將油源斷裂劃分為3個級別：黃河口1號及萊州中支1、2號斷裂為一級油源斷裂；渤南1號斷裂、黃河口2、3號斷裂為二級油源斷裂；萊州西支1、2、3、4號斷裂及萊州中支3號斷裂為三級油源斷裂。上述斷裂皆為主干油源斷裂。

2.3 排烴期斷裂活動強度

前人研究表明，黃河口凹陷烴源巖排烴期為新近紀以后。排烴期斷層活動強度(Vf)統計結果(表1)表明：BZ25-1S、BZ28-34等大中型新近系油氣藏分布在于黃河口1號斷裂及萊州中支1、2號斷裂附近，深淺層均可成藏；排烴期不活動的萊州西支斷裂附近的BZ25-1油田深部成藏，斷裂附近淺層基本不含油氣(圖1)。蔣有錄[15]等人建立了渤海灣盆地沾化凹陷排烴期斷裂活動強度與斷裂開啟封閉的關系：Vf<4.0 m/Ma時，斷裂基本不起輸導作用；4.0 m/Ma≤Vf<8.0 m/Ma時，斷裂輸導能力次之；Vf≥8.0 m/Ma時，斷裂輸導能力最強。參照前人研究成果，并綜合考慮研究區排烴期斷裂活動速率的平均值，建立了研究區斷裂活動強度與輸導能力的標準：Vf<5.0 m/Ma時，斷裂不起輸導作用，古近系富集成藏為主；5.0 m/Ma≤Vf<8.0 m/Ma時，斷裂輸導能力中等，古近系可形成大中型油藏，但新近系油藏以中小型油氣藏為主；Vf≥8.0 m/Ma時，斷裂輸導能力最好，油氣可向上運移至淺層成藏，新近系可形成大型—特大型油氣藏。

表1 黃河口凹陷新近紀斷層活動強度統計

2.4 區域性蓋層分布

區域性蓋層對于含油氣盆地油氣垂向分布具有明顯的控制作用，尤其是在斷裂構造不發育的盆地表現尤為明顯。勘探實踐、構造演化和沉積特征證實黃河口凹陷共發育2套區域性蓋層：明化鎮組明下段濱淺湖相泥巖是新近系油藏的良好蓋層；東二下亞段—東三段發育的半深湖—深湖相泥巖段是古近系油藏的良好蓋層。斷裂與蓋層的配置關系是決定油氣能否沿斷裂突破封堵并最終在淺層聚集成藏的關鍵。采用有效斷接厚度法可有效分析斷蓋配置關系和油氣沿斷裂輸導能力。

根據井震資料，黃河口凹陷有20口井蓋層厚度小于斷裂斷距，蓋層被完全錯開，斷裂輸導能力強，油氣可沿斷裂運移至淺層，以新近系成藏為主；有3口井蓋層厚度大于斷裂斷距，蓋層部分被錯斷，斷裂輸導能力中等，油氣在新近系、古近系均可成藏；另有9口井蓋層厚度大于斷裂斷距且蓋層有效斷接厚度大于10 m，雖然斷裂將蓋層部分錯斷，但斷裂的輸導能力較弱，油氣只能在東營組區域性蓋層之下的古近系成藏。

3 成藏特征

3.1 新近系成藏特征

新近系在研究區分布最為廣泛，各個構造帶均有發現，新近系油藏主要包括BZ25-1S油田、BZ28-34油田群南部及BZ29-4油田等。以BZ25-1S油田為例(圖3)，凹陷北部陡坡帶BZ25-1和BZ25-1S油田分別位于控凹斷裂黃河口1號斷裂(F6斷裂)上盤和下盤，BZ25-1油田主力含油層系為沙河街組沙三段，探明油氣地質儲量為5 649×104m3，以儲量級別標準劃分為大型油氣藏；BZ25-1S油田主力含油層系為明化鎮組，探明油氣地質儲量為12 304×104m3，為特大型油氣藏。2個油田處于相似的構造背景，但成藏層位差異大。

綜合分析，BZ25-1S新近系特大型油藏具有以下成藏特征。

(1) 優質烴源巖條件為形成新近系大型油氣藏提供了良好物質條件。從油源示蹤標志化合物分析發現，BZ25-1、BZ25-1S油田油氣主要來源于黃河口凹陷沙三段烴源巖，部分來源于沙一段、沙二段烴源巖。

(2) 深入烴源巖的大型控洼、控帶斷裂是溝通油源與新近系儲層的關鍵。BZ25-1S構造位于控凹斷裂(F6斷裂)和淺層大量的次級斷裂之上，斷裂提供了深部油氣向淺層儲層聚集的運移通道，這是BZ25-1和BZ25-1S油田兩者成藏層位差異的本質條件。

(3) 排烴期斷裂活動強度決定了新近系油氣運移效率與規模。F6斷裂在主排烴期階段(N2m)的斷裂活動強度均大于12.0 m/Ma，排烴期斷裂活動強度均值達到10.7 m/Ma，由于斷裂晚期活動強度大，斷裂可作為油氣的高效運移通道，為深部油氣向淺層運移提供了良好的動力條件，是BZ25-1S特大型淺層油氣藏形成的又一關鍵性因素。

圖3BZ25-1S油田成藏模式

3.2 古近系成藏特征

古近系主要分布在凹陷陡坡帶，包含BZ35-2、BZ25-1、BZ34-9等油田。BZ35-2構造帶位于黃河口凹陷東洼北緣，按儲量標準劃分為中小型油藏，成藏層位為古近系東營組。以陡坡帶的BZ35-2含油氣構造帶為例(圖4)，古近系油藏具有以下特征。

圖4BZ35-2油田成藏模式

(1) 優質烴源巖條件。BZ35-2構造帶平面上緊鄰黃河口凹陷優質生烴中心東次洼，縱向上發育東營組、沙河街組等多套烴源巖，生烴層系為東營組東三段及沙河街組烴源巖，暗色泥巖厚度超過生烴層系厚度的70%以上，現今均已達到生烴門限，地球化學資料示蹤標志化合物指標證實BZ35-2油田油氣來源于黃河口東次洼。

(2) 油源斷裂發育特征。平面上，BZ35-2油田分布于萊北3號(f7斷裂)二級油源斷裂附近，該油源斷裂排烴期活動性較弱(表1)；剖面上，淺層次級斷裂發育較少，導致深部油氣向淺層運移缺乏良好的運移通道，是BZ35-2構造帶古近系成藏的關鍵性因素之一。

(3) 油氣沿斷裂運移能力是BZ35-2古近系成藏富集的本質因素。BZ35-2油田蓋層厚度大于50 m且蓋斷比(蓋層厚度與斷距之比)大于0.7，大套暗色的東營組區域性蓋層致使油氣不能突破東營組蓋層，僅運移至東營組蓋層底面并進行側向運移，在合適的構造位置聚集成藏；BZ29-4油田構造蓋層厚度小于50 m，當蓋斷比小于0.4，部分油氣可通過東營組區域性蓋層，運移至淺層成藏(表2)。

表2 BZ35-2油田東營組蓋層厚度與斷距統計

4 結 論

(1) 黃河口凹陷新近系它源成藏主控因素為油源斷裂發育特征與排烴期斷裂活動強度，新近系油田大多分布于繼承性一級油源斷裂附近，排烴期斷裂活動強度決定了新近系油氣運移效率與規模，排烴期斷裂活動強度大于8.0 m/Ma、蓋層有效斷接厚度小于10 m時，斷裂輸導能力強，油氣以淺層富集成藏為主。

(2) 黃河口凹陷古近系成藏主控因素為排烴期斷裂活動強度及區域性蓋層發育特征。古近系油田主要分布于晚期活動性較弱或者晚期不活動油源斷裂附近，排烴期斷裂活動強度小于4.0 m/Ma，蓋層有效斷接厚度大于10 m時，油氣以古近系深層富集成藏為主。

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