卿 穎，張敬藝，汪浩源，唐小云，郭 穎

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

引 言

隱蔽油氣藏是指在現(xiàn)有勘探方法和技術(shù)條件下，較難識別和描述的油氣藏[1－2]。隨著勘探程度的不斷提高，一些形態(tài)好、構(gòu)造易勘探的地層油氣藏越來越少，隱蔽油氣藏成為了當(dāng)前重要的勘探對象[3]。南堡凹陷位于渤海灣盆地黃驊坳陷的東北部，北面緊鄰燕山褶皺帶，是一個在華北地臺基底上經(jīng)中、新生代斷塊運動而形成的，具有北斷南超結(jié)構(gòu)的典型陸相斷陷盆地箕狀凹陷構(gòu)造[4]，是渤海灣盆地北側(cè)一個小型的油氣富集區(qū)，主要的含油氣正向構(gòu)造帶勘探程度很高，斜坡帶和構(gòu)造較低部位的隱蔽油氣藏勘探程度相對較低，其探明石油地質(zhì)儲量不到總探明儲量的十分之一，與國內(nèi)外成熟探區(qū)差距較大，南堡凹陷的隱蔽油氣藏具有巨大的勘探潛力。

1 基本概況

高南斜坡帶位于南堡凹陷中北部，高柳斷層以南地區(qū)，西為老爺廟構(gòu)造帶，東為柳南斷鼻，北邊為拾場次凹，南邊緊鄰林雀次凹，自北向南發(fā)育多級坡折，構(gòu)造演化具有繼承性發(fā)育的特征，勘探面積約為70 km2。截至目前，在古近系東營組—新近系明化鎮(zhèn)組已發(fā)現(xiàn)多套含油層系，構(gòu)造主體部位已整體探明并進入開發(fā)階段，斜坡部位由于油藏主控因素復(fù)雜，雖有多口井獲得工業(yè)油流，但難以形成有效開發(fā)井網(wǎng)，阻礙了該區(qū)的勘探進程。由于高南地區(qū)緊鄰林雀生烴次凹，油氣資源豐富，受北東和北西兩大物源的影響，斜坡區(qū)扇三角洲前緣水下分流河道砂體和滑塌濁積砂體較為發(fā)育，垂向上具有良好的生儲蓋配置關(guān)系，具備了形成巖性油藏的條件，預(yù)示高南斜坡古近系東營組將成為巖性油藏勘探的重點區(qū)域。

2 構(gòu)造特征

南堡凹陷為中新生代裂谷型斷陷盆地，在構(gòu)造上屬于華北地臺燕山分區(qū)的東南部分，北部邊界是西南莊斷裂，東部邊界是柏各莊斷裂，南以沙北斷裂與沙壘田凸起相鄰，西以澗東斷層與北塘凹陷相接。凹陷內(nèi)斷層十分發(fā)育，除邊界斷層外，斷層以北東向、北東東向的張性正斷層為主。高柳斷層為凹陷內(nèi)最重要的1條南北分區(qū)性斷層，控制著凹陷南北兩側(cè)的沉積和構(gòu)造演化。東營組地層沉積時期為南堡凹陷的裂陷晚期，西南莊、柏各莊邊界斷層活動減弱，高柳斷裂活動加強，致使高柳斷層上升盤相對抬升，遭受剝蝕，沉積中心轉(zhuǎn)移到高柳斷層的下降盤，林雀次凹成為新的沉積中心。

圖1 南堡凹陷南北向構(gòu)造演化剖面

高南地區(qū)位于高柳斷層下降盤，剖面上呈“Y”字形組合的斷階帶，東營組表現(xiàn)為1個大型的鼻狀構(gòu)造，被一系列與高柳斷層平行或斜交的派生斷層分割成多個斷鼻或斷塊，構(gòu)造形態(tài)多呈北東向展布[5－6]。高柳斷層為平面上向南突出，自西向東走向由北西逐漸過渡為近東西向的南傾正斷層，是凹陷內(nèi)最重要的同沉積斷層之一。高柳斷層活動性研究結(jié)果表明，其活動始于Es1沉積時期(圖1)，在Ed沉積時期構(gòu)造活動最為強烈，不但控制了凹陷南北兩側(cè)不同的構(gòu)造演化格局，而且控制了南北兩側(cè)不同含油氣系統(tǒng)的形成。高柳斷層是由受西南莊、柏各莊斷層影響形成的2條南掉斷層組合而成，靠近邊界斷層處活動性強，高南主體部位活動弱，在東營組沉積末期斷層活動性趨于一致。高柳斷層分段性活動導(dǎo)致高南主體東西兩側(cè)差異沉降。高南主體部位東營組沉積前構(gòu)造位置較高，為東營組巖性圈閉的形成提供有利的構(gòu)造背景。

3 巖性油藏成藏條件

3.1 構(gòu)造坡折帶為巖性圈閉有利發(fā)育區(qū)

構(gòu)造坡折帶對層序、沉積和巖性圈閉的發(fā)育具有十分重要的控制作用，不同構(gòu)造坡折帶可以形成不同類型的巖性圈閉[7－9]。構(gòu)造坡折帶的差異沉降可導(dǎo)致砂體的層數(shù)和厚度明顯加大，沉積旋回增多[10]，構(gòu)造坡折帶是不整合面開始發(fā)育的部位，有利于形成地層圈閉。

高南地區(qū)由于受高柳同沉積斷層影響，在斜坡區(qū)發(fā)育構(gòu)造坡折，在地震剖面上沿館陶組標志層玄武巖進行層拉平，厚度快速變化清晰可見，自北向南地層厚度逐漸增大(圖2)。自高南主體部位至南堡2號構(gòu)造，古近系東三段地層厚度從100 m迅速增加到600 m，變化梯度為50 m/km，來自北東和北西方向的物源在坡折帶上易于形成巖性圈閉。

圖2 高南地區(qū)南北向地震剖面

3.2 烴源巖發(fā)育為巖性油藏形成奠定資源基礎(chǔ)

南堡凹陷是一個典型的陸相淡水湖泊沉積盆地，形成了半深湖—深湖相暗色泥巖和油頁巖等優(yōu)質(zhì)烴源巖，發(fā)育了沙三段、沙一段、東三段3套有效烴源巖，其中沙三段和沙一段為主力烴源巖層系，油氣資源豐富[11]。高南地區(qū)處于拾場、林雀等生油凹陷之間，具有良好的油氣供給條件。沙三段有效烴源巖厚度為 100～400 m，有機碳含量為0.05% ～3.68%，平均為2.42%，大于0.5%的樣品占全部樣品數(shù)的53.3%;生烴潛量為0.05～22.41 mg/g，平均為 12.11 mg/g;氯仿瀝青“A”含量為0.0040% ～0.0051%，平均為0.005%;總烴含量為13.40 ～16.82 μg/g，平均為15.11 μg/g，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅰ型，Ro為0.6% ～1.4%，處于生油高峰期，綜合評價為極好的烴源巖，為研究區(qū)重要的烴源巖層系之一。

沙一段有效烴源巖厚度集中在50～250 m，最大厚度超過300 m，有機碳含量為1.2% ～2.3%，大于0.5%的樣品占全部樣品的48.2%;生烴潛量為0.14～8.58 mg/g，平均為2.37 mg/g;氯仿瀝青“A”含量為0.010% ～0.219%，平均為0.124%;總烴含量為 45.98～125.45 μg/g，平均為 90.19 μg/g，有機質(zhì)類型以Ⅱ2和Ⅲ型為主，Ro介于0.6% ～1.2%，處于成熟階段，屬于好烴源巖。

3.3 北東走向次級斷層為油氣運移提供有利通道

該地區(qū)以沙一段和沙三段為主力生烴層系，東營組以形成源上成藏組合為特征，因此斷層在油氣成藏過程中起著至關(guān)重要的作用。油氣運移通道主要存在斷層單一通道、斷層—砂體復(fù)式通道，油氣運移方式以階梯狀運移方式和“T”形運移方式為主。

烴源熱演化史研究表明，高尚堡地區(qū)埋深達到3300 m 時 Ro值為0.5%，進入生烴門限[12]，沙三段烴源巖在東三段沉積末期才開始生排烴，東三段烴源巖在明化鎮(zhèn)下段沉積末期開始生排烴。因此，只有在東營組沉積期及其以后持續(xù)活動并達到烴源巖層系的斷層才能起到溝通油源的作用，北東走向的高柳1號、2號和3號斷層與高柳斷層相接，成為良好的導(dǎo)油斷層，而那些未達到生烴層系的無根斷層或?qū)в蛿鄬拥拇渭墧鄬?，將成為配油斷層。其中，?dǎo)油斷層的次級斷層將捕獲導(dǎo)油斷層的部分油氣使其沿斷面運移，在適合的儲層中成藏。無根斷層將捕獲儲層中側(cè)向運移的油氣，并最終運移到有利的圈閉中成藏。

4 主要油氣藏模式與控制因素

4.1 主要的油氣成藏模式

南堡凹陷高南斜坡區(qū)古近系東營組巖性油藏為典型的源外下生上儲型油藏。受油源斷層、河道砂體側(cè)向變化以及遮擋斷層等因素的控制，易于形成多種形式的巖性、構(gòu)造—巖性圈閉。根據(jù)其空間配置方式，建立了3種典型的油氣成藏模式(圖3)。

圖3 高南地區(qū)東營組巖性油藏模式

4.1.1 同沉積斷層下降盤分流河道砂體上傾尖滅油藏模式

高柳斷層是一條大型生長性正向正斷層，自西向東由北西—南東走向過渡為近東西走向，延伸長度達20 km，高南主體部位斷距超過1 km，控制了高南地區(qū)東營組的構(gòu)造、沉積和油藏的形成與分布。高柳斷層由東西2段組成，受斷層差異性活動影響，高南主體部位東營組沉積前構(gòu)造相對較高，為構(gòu)造坡折帶的形成奠定基礎(chǔ)。東營組沉積期水體變化較快，砂體沿上傾方向尖滅，并被低滲透或不滲透巖層所圍，易于形成巖性圈閉。高南地區(qū)發(fā)育多條與高柳斷層相交的次級斷層，一旦斷層切割砂體將會成為油氣進入上傾尖滅砂體的運移通道，最終形成上傾尖滅油藏(圖3a)，砂巖上傾尖滅油藏將是高南斜坡區(qū)目前乃至今后勘探的主要類型之一。

4.1.2 砂巖透鏡體油藏模式

目前，在高南斜坡區(qū)已發(fā)現(xiàn)的砂巖透鏡體油藏主要發(fā)育于東一段和東三段，位于三角洲前緣及坡折帶前端緩坡帶上，以規(guī)模相對較小的滑塌濁積砂體作為儲層，被厚層泥巖所圍，有利于油氣在透鏡體內(nèi)聚集成藏，該類油藏有利發(fā)育區(qū)為洼陷內(nèi)較低洼處，由于處于生油巖包圍之中，因而可能形成較好的油藏，目前在G21x1井區(qū)已發(fā)現(xiàn)該類油藏(圖3b)。砂巖透鏡體油藏是今后高南斜坡帶低洼部位勘探的重要類型。

4.1.3 不整合遮擋油藏模式

地層不整合油藏形成于不整合面之下，儲集層以層狀砂巖為主，砂巖儲集層上下發(fā)育泥巖頂、底板層。受構(gòu)造運動影響，不整合面之下的地層發(fā)生不均衡抬升并遭受剝蝕，使地層產(chǎn)狀與不整合面斜交形成地層不整合圈閉。該類油藏的形成主要取決于油氣運移通道和不整合面的封閉性，區(qū)域上主要分布于構(gòu)造運動強烈、抬升較高的斜坡高部位、凸起帶和古潛山翼部?，F(xiàn)今在高南斜坡帶上已發(fā)現(xiàn)該類油藏，生產(chǎn)效果良好(圖3c)。

4.2 主要控制因素

4.2.1 油氣的運移聚集受構(gòu)造背景控制

高南地區(qū)東營組整體上表現(xiàn)為向南傾的斜坡構(gòu)造，繼承性發(fā)育，處于低勢區(qū)，緊鄰林雀生油洼槽，是油氣最佳的運移指向區(qū)。區(qū)內(nèi)北東走向斷層發(fā)育，并與高柳斷層相接，起到良好的油氣運移通道作用，斜坡帶上存在一系列上傾尖滅的巖性體，為油氣的聚集提供了有利場所。

4.2.2 油藏分布受油源斷層和沉積相帶控制

高南地區(qū)深部有油源，淺層有圈閉，運移有通道，扇三角洲前緣砂體發(fā)育，具備下生上儲油藏形成的有利條件。高南地區(qū)發(fā)育一系列北東走向的次級斷層，是高柳斷層的派生斷層或調(diào)節(jié)斷層，高柳斷層活動時間長、層位深，溝通深部源巖與上部圈閉，成為油氣長期運移、聚集的通道，控制油氣藏的形成與分布?，F(xiàn)今已發(fā)現(xiàn)的G21x1、G183x1等油藏，均分布于高柳1號斷層的兩側(cè)。

由于高南地區(qū)東營組為扇三角洲相沉積，其儲集砂體類型主要為扇三角洲前緣分流河道砂、河口壩、前緣席狀砂，分布范圍窄、相變快。因此，油藏的含油范圍受沉積相帶的控制作用明顯。

5 勘探成果

通過對高南地區(qū)東營組扇三角洲前緣巖性油藏成藏條件與主控因素的研究，以鉆井資料為基礎(chǔ)，利用目標區(qū)新處理的地震資料結(jié)合測井約束反演，采用井震聯(lián)合的方法開展巖性圈閉識別與評價，并優(yōu)選出有利目標進行鉆探，取得了良好的勘探效果。從2011年至今，在高南斜坡帶上針對東營組巖性圈閉先后鉆探了G129x1、G183x1等6口井，均獲得成功，目前已投產(chǎn)井的初期日產(chǎn)油均在10 t/d以上，初步落實了儲量規(guī)模，為后續(xù)開發(fā)提供優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能建設(shè)區(qū)塊奠定了基礎(chǔ)。

6 結(jié)論

(1)南堡凹陷高南地區(qū)東營組具有良好的構(gòu)造背景和豐富的油氣資源，具備巖性油藏形成的基本條件，油源斷層和有利沉積相帶共同控制油藏的形成與分布。

(2)通過成藏條件的綜合分析，建立了高柳同沉積斷層下降盤東營組扇三角洲前緣分流河道砂巖油藏成藏模式，高南斜坡區(qū)東營組發(fā)育上傾尖滅、砂巖透鏡體及不整合遮擋3種巖性油藏。

(3)近2 a在高南地區(qū)針對東營組下生上儲型巖性油藏相繼鉆探的6口井，均獲得工業(yè)油流，為南堡陸地油田增儲上產(chǎn)提供了新領(lǐng)域。

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