渤海灣盆地古近系油氣富集差異性及主控因素

蔣有錄，蘇圣民，劉 華，王永詩，崔小君

[1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580； 2.中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257001]

渤海灣盆地是我國東部重要的含油氣盆地，油氣資源豐富，截至2017年底，累計探明石油地質(zhì)儲量為150.63×108t，探明天然氣地質(zhì)儲量為0.36×1012m3[1]。但不同坳(凹)陷油氣分布層系和富集程度差異懸殊，總體具有“東富西貧”、“縱向多層系分布”等特征。古近系為主力含油氣層系，石油探明儲量占總儲量的61%以上，已發(fā)現(xiàn)十多個億噸級大油田[2-5]。前人對渤海灣盆地不同地區(qū)新近系和前古近系油氣分布特征及成藏條件開展了深入研究[6-10]，但對不同地區(qū)古近系油氣富集差異性及主控因素的研究還較少。古近系作為渤海灣盆地主力生儲層系，是未來增儲的主力領(lǐng)域[2]。本文以統(tǒng)計資料為基礎(chǔ)，結(jié)合前人研究成果，分析了古近系油氣在縱向和平面上的富集差異性及其主控因素，以期對該盆地古近系油氣勘探有借鑒意義。

1 油氣成藏地質(zhì)背景

渤海灣盆地位于中國東部，盆地內(nèi)包括遼河、渤中、濟(jì)陽、冀中、黃驊、臨清和昌濰7個坳陷和埕寧、滄縣、內(nèi)黃、邢衡4個隆起，面積約20×104km2[6]。渤海灣盆地是一個古生代結(jié)晶基底之上的中、新生代疊合盆地，經(jīng)歷了印支期伸展、燕山早期擠壓造山、燕山晚期伸展與巖石圈減薄、沙三期—東營期拉分盆地形成、新近紀(jì)和第四紀(jì)整體拗陷5個構(gòu)造演化階段[11]。新生代盆地繼承了中生代盆地的構(gòu)造格局，沉積中心發(fā)生了遷移，構(gòu)造演化可分為3個裂陷伸展期[12]：古新世中期—始新世中期華北板塊開始裂陷至裂陷區(qū)互補相連，盆內(nèi)充填了巖性厚度變化大的孔店組和沙四段沉積；始新世中晚期裂陷作用加劇，斷陷湖盆范圍擴(kuò)大，發(fā)育沙三段深湖相泥巖與濁積砂巖互層；漸新世發(fā)生漸進(jìn)裂陷伸展，裂陷中心開始向渤海遷移，沉積厚度向渤海中心地區(qū)均勻加厚。漸新世末期裂陷作用基本結(jié)束，渤海灣盆地由斷陷轉(zhuǎn)化為坳陷。

多期構(gòu)造運動導(dǎo)致多套生儲蓋層發(fā)育(圖1)，渤海灣盆地新生界主力烴源巖分為孔二段、沙四段、沙三段、沙一段和東營組5個層段，主力生烴層段自盆地邊緣凹陷向渤海海域逐漸變多變新，且新烴源巖層的貢獻(xiàn)逐漸增大[6,13-14]。古近系儲層十分發(fā)育，主要為三角洲、扇三角洲、水下扇和灘壩等砂體[15-17]。古近系主要發(fā)育沙三段、沙一段兩套區(qū)域性蓋層，在全區(qū)穩(wěn)定分布，主要為泥巖類，盆地南部的東濮等凹陷發(fā)育膏鹽巖蓋層[18]。渤海灣盆地可以分為4個成油組合，即上部成油組合(新近系儲層)、中部成油組合(沙二段-沙三段儲層)、下部成油組合(沙四段-孔店組儲層)和新生古儲成油組合(前古近系儲層)[13]。

圖1 渤海灣盆地含油氣凹陷富集類型及生儲蓋組合Fig.1 The diagram showing the enrichment patterns and source rock-reservoir-caprock assemblages of the petroliferous depressions in the Bohai Bay Basin

渤海灣盆地古近系生烴層系大規(guī)模生烴期為新近紀(jì)及第四紀(jì)，具有向渤海海域逐漸變晚的趨勢，油氣主要生排烴期較晚，烴源巖多期生烴導(dǎo)致多期成藏，可劃分為早期成藏(古近紀(jì)末期)和晚期成藏(新近紀(jì)—第四紀(jì))兩個成藏期，且以晚期成藏為主[19]。

2 油氣分布特征

2.1 油氣富集類型

渤海灣盆地油氣分布廣泛，盆內(nèi)大多數(shù)凹陷均有油氣分布，具有滿盆含油的特點。從西向東，油氣富集區(qū)大致沿饒陽-霸縣、歧口-板橋、東濮、東營-沾化、渤中-遼河等凹陷呈北東向條帶狀展布(圖1)。不同凹陷油氣富集程度差異較大，油氣分布具有很強(qiáng)的不均一性。根據(jù)凹陷資源量、資源豐度和探明儲量，可將其分為極富油、富油、含油和貧油四種類型[5]。渤中、東營、沾化、遼西、東濮等凹陷油氣資源十分豐富，為極富油和富油凹陷；而濰北、大民屯、廊固等凹陷油氣資源及資源豐度相對較小，為含油凹陷；莘縣、德州等凹陷未發(fā)現(xiàn)規(guī)模儲量，為貧油凹陷。

縱向上，渤海灣盆地已發(fā)現(xiàn)的油氣藏分布于前古近系、古近系和新近系，主要分布于古近系和新近系。不同坳(凹)陷油氣的縱向分布也存在較大差異。渤中坳陷油氣主要分布于新近系，占總探明儲量70%以上[5]，古近系和前古近系油氣探明儲量較少。濟(jì)陽坳陷和黃驊坳陷油氣主要富集于古近系和新近系。昌濰坳陷和臨清坳陷油氣全部分布于古近系。冀中坳陷則主要富集于前古近系和古近系，新近系油氣較少[4]。

根據(jù)三大含油氣層系探明儲量百分比，將渤海灣盆地含油氣凹陷劃分為新近系富集型(儲量百分比大于25%)、古近系富集型(儲量百分比大于50%且新近系和前古近系儲量百分比均小于25%)和前古近系富集型(儲量百分比大于25%)三類。渤海灣盆地以古近系富集型凹陷為主，包括東營、遼河西部、東濮等富油凹陷，在盆地內(nèi)廣泛分布；新近系富集型凹陷主要分布于環(huán)渤海地區(qū)，包括渤中、歧口、沾化等富油凹陷；前古近系富集型凹陷多分布在盆地西部和邊緣凹陷，包括饒陽、霸縣、大民屯等凹陷(圖1)。從盆地邊緣到渤海海域，渤海灣盆地凹陷富集類型從前古近系和古近系富集型向新近系富集型過渡。

2.2 古近系油氣分布特征

2.2.1 平面分布特征

平面上，除臨清坳陷北部和冀中坳陷西南部，古近系油氣具有滿盆分布的特點，但不同地區(qū)油氣富集程度差異較大，整體上盆地東部地區(qū)的濟(jì)陽、渤中、黃驊等坳陷油氣富集程度高，油氣分布范圍廣，而西部地區(qū)的冀中、臨清等坳陷油氣富集程度低，具有“東富西貧”的特點(圖1)。

古近系自下而上，不同含油氣層段在平面上的分布差別較大?？椎杲M油氣零星分布，僅分布在濰北凹陷、滄南凹陷和濟(jì)陽坳陷東南部等地區(qū)。沙四段油氣分布范圍較大，主要分布于盆地邊緣凹陷，包括濟(jì)陽坳陷、黃驊坳陷西部、遼河坳陷西部、東濮凹陷等。沙三段油氣分布范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，全盆分布，形成遼河坳陷、濟(jì)陽坳陷、東濮凹陷等油氣富集區(qū)。沙二段油氣分布與沙三段范圍基本相同，是各凹陷的主力含油氣層系。沙一段油氣分布范圍顯著減小，主要集中在黃驊坳陷和遼河坳陷南部，濟(jì)陽、冀中等坳陷少量分布。東營組油氣分布的范圍進(jìn)一步縮小，主要富集在渤海海域內(nèi)(圖2)。

自下而上，古近系各含油氣層段油氣分布面積具有先增大后減小的特點，以沙三段油氣分布范圍最大?？椎杲M-沙四段深部層段油氣主要分布在盆地邊緣凹陷，沙三段-沙二段中部層段油氣全盆廣泛分布，沙一段-東營組淺部層段油氣主要集中于環(huán)渤海地區(qū)，整體上具有“下段盆緣分布、中段全盆分布、上段盆心分布”的特點(圖2)。

不同坳(凹)陷油氣平面分布存在較大差異。昌濰坳陷僅在濰北凹陷發(fā)現(xiàn)了規(guī)模儲量，油氣主要分布于濰北凹陷東南部灶戶鼻狀構(gòu)造帶。臨清坳陷僅東濮凹陷為富油氣凹陷，且具有北富南貧的特點。冀中坳陷油氣平面分布范圍廣，具有東富西貧的特點。遼河坳陷以西部凹陷油氣資源最豐富，平面上分布于生油洼陷周邊的緩坡帶和中央隆起帶。黃驊坳陷油氣平面上呈不規(guī)則帶狀分布，由南至北可分為滄東-南皮凹陷、板橋凹陷、歧口凹陷和南堡凹陷四個油氣富集區(qū)帶。濟(jì)陽坳陷各凹陷油氣均較富集，惠民凹陷油氣主要靠近臨南洼陷沿斷裂帶呈條帶狀分布，東營凹陷油氣呈環(huán)帶狀分布，車鎮(zhèn)凹陷以緩坡帶油氣最為富集，沾化凹陷潛山披覆帶油氣分布較多。渤中坳陷受勘探程度影響，已發(fā)現(xiàn)的古近系油氣偏少。

2.2.2 縱向分布特征

縱向上，渤海灣盆地古近系分為孔店組、沙四段、沙三段、沙二段、沙一段和東營組6套含油層段，以沙三段油氣探明儲量最高，占古近系探明儲量的33%，其次是沙二段，占24%。自上而下，從沙三段到孔店組，探明儲量占比逐漸降低；自下而上，從沙三段到東營組，探明儲量占比逐漸降低。即沙三段儲量最大，向淺部和深部儲量依次減少，占比逐次降低，古近系6套含油層段探明儲量百分比大體呈正態(tài)分布(圖3)。

圖2 渤海灣盆地不同凹陷古近系各層系油氣平面分布Fig.2 The lateral hydrocarbon distribution in different sequences of the Paleogene in the Bohai Bay Basin

渤海灣盆地不同坳陷古近系儲量縱向分布差異較大，昌濰坳陷和渤中坳陷探明儲量呈“單峰”分布，昌濰坳陷油氣全部分布于孔店組，渤中坳陷古近系油氣主要富集于東營組，占古近系總儲量60%以上。臨清、冀中、遼河、黃驊和濟(jì)陽等坳陷的探明儲量呈“雙峰”分布，濟(jì)陽和臨清坳陷以沙三段和沙二段為主力含油層系，冀中坳陷油氣主要富集于沙三段和東營組，遼河坳陷以沙三段和沙一段為主力含油層系，黃驊坳陷孔店組和沙一段油氣較為富集。由盆地邊緣的昌濰和臨清坳陷到盆地中心的渤中坳陷，含油層系從深層的孔店組和沙四段向淺層的沙一段和東營組過渡，探明儲量分布由“單峰”到“雙峰”再到“單峰”過渡(圖3)。

3 油氣富集差異性主控因素

3.1 凹陷生烴條件控制油氣富集程度

“源控論”認(rèn)為，油源區(qū)控制油氣田分布，油氣生成后就近運移聚集在油源區(qū)或其鄰近地帶，烴源巖分布對油氣分布起重要作用[20-21]。渤海灣盆地孔店組烴源巖主要在盆地邊緣濰北、滄東-南皮等少數(shù)凹陷提供油氣源，沙四段烴源巖主要發(fā)育于濟(jì)陽坳陷和冀中坳陷，沙三段烴源巖在盆地內(nèi)廣泛分布，沙一段烴源巖分布局限，主要集中在冀中坳陷和環(huán)渤海一帶，東營組烴源巖僅分布于渤中坳陷。整體上，沙三段有效烴源巖分布面積最大，由此向上、向下層段烴源巖分布面積逐漸減小[5]，從而控制了古近系油氣平面分布的分區(qū)性。

受內(nèi)部結(jié)構(gòu)的控制，多數(shù)凹陷發(fā)育多個生烴洼陷。洼陷是凹陷中的沉降、沉積中心，也是生烴的最基本單元，而不同洼陷的生烴條件往往差異懸殊，其烴源巖的規(guī)模和有機(jī)質(zhì)的豐度、類型及熱演化程度從根本上控制了凹陷的油氣富集程度[22-24]。盆地東部地區(qū)的生烴洼陷縱向上發(fā)育2～3套Ⅱ1-Ⅱ2型中等-好烴源巖，主力烴源巖厚度多大于1 000 m，而西部地區(qū)生烴洼陷縱向上發(fā)育一套好烴源巖和一套中等-差烴源巖，主力烴源巖厚度都不足1 000 m(圖4)。

受大地構(gòu)造背景影響，以蘭聊斷層為界，盆地西部地區(qū)的凹陷地溫梯度一般為31～32 ℃/km，而東部地區(qū)的凹陷地溫梯度通常為33～38 ℃/km[25]，西部地區(qū)多數(shù)凹陷古近系主力烴源巖最大埋深一般為4 500～5 500 m，而東部地區(qū)多數(shù)凹陷主力烴源巖最大埋深為5 000～7 000 m。受東、西部地區(qū)地溫梯度和烴源巖埋深差異的影響，東部地區(qū)古近系主力烴源巖熱演化程度明顯高于西部地區(qū)。東部地區(qū)富油氣凹陷主力烴源巖達(dá)到熱裂解生濕氣階段，少數(shù)達(dá)到生干氣階段，如渤中、歧口等凹陷古近系主力烴源巖埋藏深度通常大于6 000 m，洼陷中心處Ro最大值可達(dá)2.0%，除生成大量成熟石油外，還可生成大量裂解氣，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)板橋、JZ20-2等多個探明儲量超過100×108m3的氣田[26-28]。而盆地西部地區(qū)凹陷的主力烴源巖有機(jī)質(zhì)演化程度普遍較低，整體處于成熟生油階段、部分處于生濕氣階段，如饒陽凹陷現(xiàn)今大部分地區(qū)沙三段烴源巖Ro在0.8%～1.3%，主體部分處于生成熟油階段，僅河間洼槽中心處烴源巖Ro大于1.3%，處于高成熟生濕氣階段[29](圖4，圖5)。

從烴源巖規(guī)模、有機(jī)質(zhì)豐度、類型和成熟度差異上看[30-31]，盆地東部地區(qū)凹陷的生烴條件明顯優(yōu)于西部，尤其是東西部烴源巖的成熟度差異較大，這是造成東部各凹陷油氣資源量、富集程度比西部凹陷高的重要原因(圖5)。但由于古近系主力烴源巖熱演化程度主體未進(jìn)入大規(guī)模生裂解干氣階段，使得渤海灣盆地各凹陷均相對富油貧氣，已發(fā)現(xiàn)的大型天然氣田較少。

圖3 渤海灣盆地不同坳陷古近系不同層段探明石油儲量百分比Fig.3 The percentage of oil in place of different intervals of the Paleogene in various depressions in the Bohai Bay Basin

圖4 渤海灣盆地主要凹陷古近系烴源巖綜合評價Fig.4 The comprehensive evaluation of the Paleogene source rocks in major depressions in the Bohai Bay Basin

圖5 渤海灣盆地古近系主力烴源巖成熟度演變與油氣分布Fig.5 A diagram showing the maturity evolution of the Paleogene major source rocks in the Bohai Bay Basin and its hydrocarbon distribution

3.2 主力生烴層系及生儲蓋組合控制縱向油氣富集層段

凹陷構(gòu)造沉積歷史在宏觀上決定了主力生烴層系的縱向分布，而緊鄰烴源巖層的儲層具有優(yōu)先捕獲油氣的條件，油氣優(yōu)先富集于烴源巖層系及相鄰儲層[13]。

渤海灣盆地古近系發(fā)育3套生儲蓋組合，下部生儲蓋組合以孔店組和沙四段為生烴層系，孔店組和沙四段沖積扇、扇三角洲和灘壩砂體為主要儲層，沙四段頂部膏巖層和沙三中下亞段泥巖為蓋層?？椎杲M烴源巖為Ⅲ-Ⅱ型中等-好烴源巖，生烴條件較差，沙四段烴源巖為Ⅱ型好烴源巖，生烴條件相對較好，但孔店組和沙四段烴源巖分布范圍較局限，僅部分烴源巖層系發(fā)育超壓，油氣縱向運移距離短，以自生自儲為主，油氣多富集于孔店組-沙四段且儲量較低(圖6)。

中部生儲蓋組合以沙三段為主生烴層系，沙三段上部和沙二段為主要儲層，沙一段暗色泥巖為區(qū)域蓋層。沙三段烴源巖為Ⅱ1-Ⅰ型好烴源巖，是渤海灣盆地分布最廣、生烴能力最強(qiáng)的一套烴源巖，烴源巖層系發(fā)育超壓，油氣縱向運移距離大。沙三段上部-沙二段，發(fā)育河流、沖積扇、三角洲和濱淺湖等厚層砂巖，沙一段發(fā)育穩(wěn)定分布的厚層泥巖層，可有效阻止油氣上移并在其下部形成油氣聚集。該生儲蓋組合配置最佳，勝坨、東辛等大油田為典型實例，沙三段中下部烴源巖生成的油氣進(jìn)入沙二段和沙三上段儲集砂體中，上覆沙一段區(qū)域蓋層，形成最佳的生儲蓋組合，油氣富集程度高[13](圖6)。

上部生儲蓋組合以沙一段和東營組為生烴層系，沙一段和東營組河流三角洲、扇三角洲等砂體為主要儲層，東營組泥巖為區(qū)域蓋層。沙一段和東營組烴源巖為Ⅱ型好烴源巖，生烴條件較好，但受埋藏深度影響，除環(huán)渤中地區(qū)外，多數(shù)凹陷這兩套烴源巖的成熟度較低，生烴量小。演化程度較高地區(qū)的烴源巖層系發(fā)育超壓，油氣縱向運移距離大，油氣主要富集于沙一段-東營組。東營組蓋層厚度決定其油氣富集規(guī)模，整體上從盆地邊緣向海域方向東營組蓋層厚度逐漸增加，以渤中凹陷厚度最大，封蓋能力強(qiáng)，其東營組油氣儲量占比最大(圖6)。

從盆地邊緣到渤海海域，主力生烴層系逐漸變新、變多，致使主力生儲蓋組合也隨之變新、變淺，由下部生儲蓋組合(廊固、濰北凹陷)逐漸向上部生儲蓋組合(渤中、沾化凹陷)演變[32]，控制著古近系油氣由孔店組-沙四段富集向沙一段-東營組富集過渡(圖6)。

3.3 斷層輸導(dǎo)作用控制縱向油氣分布比例

斷層作為斷陷盆地油氣垂向運移的主要通道，其活動性差異控制了油氣運移期和運移規(guī)模，從而影響不同成油組合油氣宏觀分布[32-33]。渤海灣盆地輸導(dǎo)體系十分發(fā)育，運移動力較充足，生成的油氣首先賦存于古近系，并向與烴源巖對接或緊鄰的前古近系潛山運聚，在油源充足、斷層縱向溝通作用下，向淺部層系新近系運聚。根據(jù)“油氣分布的互補性”原理，分流作用決定了前古近系、古近系和新近系三大層系的油氣富集(圖7)。

圖6 渤海灣盆地代表性凹陷古近系不同層段烴源巖貢獻(xiàn)、超壓特征與儲量關(guān)系Fig.6 The relationship between source rock contribution,overpressure and reserves in different intervals of the Paleogene in typical depressions in the Bohai Bay Basin

圖7 渤海灣盆地富油凹陷油氣縱向分流模式Fig.7 The schematic diagram showing the vertical hydrocarbon split migration in hydrocarbon-rich depressions in the Bohai Bay Basina.實例分析；b.分流模式

綜合全盆考慮，以25 m/Ma和10 m/Ma為界，將新近系斷層輸導(dǎo)能力劃分為強(qiáng)輸導(dǎo)型、輸導(dǎo)型和保存型3個等級，以800×104，500×104和300×104t/km2為界，將烴源巖生烴能力劃分為很好、好、中等、差4個等級，以500 m，300 m為界，將古近系頂界蓋層劃分為好、中等、差3個等級[5]。根據(jù)上述標(biāo)準(zhǔn)對主要凹陷進(jìn)行統(tǒng)計分析表明(圖8)，渤海灣盆地新近紀(jì)斷層以保存型居多，輸導(dǎo)型和強(qiáng)輸導(dǎo)型較少，平面上呈環(huán)帶變化，盆地邊緣凹陷斷層在新近系活動速率較低，以保存型為主；到環(huán)渤海周緣地區(qū)，受構(gòu)造遷移影響，斷層晚期活動速率較大，以輸導(dǎo)型為主；至盆地中心渤海海域一帶，斷層活動速率大，為強(qiáng)輸導(dǎo)型。

保存型斷層活動速率低，油氣向上運移條件差，大規(guī)模油氣富集于古近系頂部蓋層之下，對應(yīng)古近系富集、前古近系富集型凹陷。生烴能力差到中等的凹陷，油氣資源量少，主要富集于烴源巖相鄰儲層，以古近系富集型凹陷為主。生烴能力較好的凹陷，油氣縱向分布層系多，以古近系和前古近系富集型凹陷為主。輸導(dǎo)型和強(qiáng)輸導(dǎo)型斷層活動速率較大，輸導(dǎo)條件好，有利于向上運移突破古近系頂界蓋層的封蓋，油氣縱向富集層位取決于斷層與烴源巖生烴及蓋層匹配關(guān)系，生烴能力較好且蓋層封閉能力中等到好的凹陷(渤中、沾化凹陷)，以新近系富集型為主，生烴能力中等且蓋層封閉能力好的凹陷(遼中凹陷)，以古近系富集型為主(圖8)。

整體上，保存型斷層和封閉性中等-好的古近系蓋層組合有利于油氣在古近系富集，從盆地邊緣到渤海海域，斷層由保存型逐漸向輸導(dǎo)型和強(qiáng)輸導(dǎo)型轉(zhuǎn)變，控制油氣縱向分布層系由前古近系和古近系向新近系過渡。

4 結(jié)論

1) 渤海灣盆地具有滿盆含油的特點，油氣分布具有較強(qiáng)不均一性。根據(jù)不同層系油氣富集差異性，將含油氣凹陷劃分為新近系富集型、古近系富集型和前古近系富集型三大類，以古近系富集型凹陷為主。古近系油氣具有“東富西貧”、 “不同層系分區(qū)性明顯”的特點。

2) 古近系孔店組、沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、東營組6套含油層系中，以沙三段探明儲量最高，并向上、向下各層段探明儲量占比逐漸降低，呈近似正態(tài)分布。孔店組-沙四段油氣主要分布在盆地邊緣凹陷，沙三段-沙二段油氣全盆地廣泛分布，沙一段-東營組油氣主要分布于環(huán)渤海地區(qū)；整體具有“下部層系盆緣分布，中部層系滿盆分布，上部層系盆心分布”的特點。

圖8 渤海灣盆地古近系烴源巖生烴能力和斷蓋配置關(guān)系Fig.8 The relationship between hydrocarbon-generating potential of source rocks and fault-caprock matching of the Paleogene in the Bohai Bay Basin

3) 凹陷的生烴條件從根本上控制了古近系油氣富集程度。受地溫梯度和烴源巖埋深影響，東部地區(qū)凹陷的生烴條件優(yōu)于西部，控制了不同凹陷油氣富集差異和“東富西貧”的油氣分布格局。主力生烴層系、生儲蓋組合和斷層輸導(dǎo)作用控制了油氣縱向分布層系。以沙三段為主力生烴層系的中部生儲蓋組合配置最佳，控制了縱向油氣儲量以沙三段和沙二段最高，沙一段和東營組蓋層規(guī)模、近源儲層發(fā)育程度和保存型斷層共同控制古近系油氣縱向富集。