劉桂和

（中海石油烏干達有限公司，北京100027）

1 地質背景

渤中29－4構造位于黃河口凹陷東洼北緣渤南低凸起，緊鄰黃河口凹陷東洼生油中心（圖1），根據(jù)邊界大斷層可將整個構造分為三塊：凸起區(qū)、斷階帶和下降盤。由凸起區(qū)至邊界斷層、從深至淺，渤中29－4構造不同塊有多種圈閉類型。F井區(qū)為披覆在奧陶系潛山之上的斷裂背斜構造，深層古近系沙河街組和部分東營組地層缺失；斷階帶深層為“兩山夾一深谷”的構造格局，發(fā)育了近SN向及近EW向兩組斷裂，南部以深大斷裂與凹陷為界，西部以寬緩斷面向凹陷區(qū)過渡；下降盤則依托邊界斷層發(fā)育了大型繼承性斷鼻構造，地層向東、西、南三個方向下傾，剖面上表現(xiàn)為 “Y”字形結構。

圖1 渤中29－4油田含油面積、斷裂結構

20世紀90年代，在渤中29－4斷階帶鉆探了A井，僅在明下段發(fā)現(xiàn)了一些油氣層，但由于對天然氣藏來源存在爭議，同時斷塊復雜，成藏模式不清晰，勘探一度陷入停滯。2006年以后，隨著對黃河口凹陷淺層油氣成藏認識的逐步加深，以“區(qū)帶多層系勘探”思路對渤中29－4構造的勘探評價取得突破，從潛山到明上段都發(fā)現(xiàn)了油氣，證實為復式油氣藏。深入分析渤中29－4油田成藏特征，對類似復雜構造油氣勘探具有一定參考意義。

2 渤中29－4油田成藏分析

2.1 油氣成熟度特征

渤中29－4油藏原油總體C29ββ／（αα＋ββ）甾烷比值位于0.39～0.47，平均值在0.45，C2920S／（20S＋20R）甾烷比值介于0.40～0.47之間，平均值為0.43，整體變化區(qū)間較小，且沒有達到平衡值（圖2），油氣為烴源巖生烴高峰期的產(chǎn)物。層位上的原油成熟度相差不大（圖2），明下段、東營組和沙河街組原油C29ββ／（αα＋ββ）甾烷平均比值分別為0.46、0.42、0.47，C2920S／（20S＋20R）甾烷平均比值分別為0.42、0.45和0.41，同一層系有不同的成熟度，表明具有有多期油氣充注。渤中29－4油田原油總體略低于圍區(qū)油田成熟度，鄰區(qū)渤中34－1、渤中28－2南油田C29ββ／（αα＋ββ）甾烷比值0.44～0.50，平均值為0.48，C2920S／（20S＋20R）甾烷比值介于0.42～0.45，平均值為0.43［1］。

根據(jù)δ13C同位素特征，BZ29－4－A井明下段天然氣δ13C1為 －40.4‰，δ13C1（－40.4）＜δ13C3（－23.8）＜δ13C2（－27.6），出現(xiàn)δ13C同位素倒轉，說明明下段天然氣屬生物降解氣；沙河街組天然氣δ13C1為－41.5‰，δ13C1（－41.5）＜δ13C2（－29.3）＜δ13C3（－28.9），反映沙河街組天然氣為與油伴生的油型氣。深、淺層天然氣δ13C1較接近，表明具有相同的成熟度；但淺層較深層δ13C2同位素明顯偏重，進一步證實淺層天然氣是生物降解作用生成。

圖2 渤中29－4油田與鄰區(qū)油田甾烷比值交匯圖

2.2 原油生物標志化合物特征

黃河口凹陷主要發(fā)育沙三段、沙一段－沙二段和東三段3套主力烴源巖，3套烴源巖有機質類型均以ⅡA－ⅡB型為主，為中等－好烴源巖［2］。東三段、沙一段－沙二段、沙三段烴源巖伽馬蠟烷指數(shù)與4－甲基甾烷指數(shù)分布圖分別落在（＜0.1，＜0.1），＞0.1，＜0.25）和（＜0.1，＞0.1）三個區(qū)間內［1］。渤中29－4油藏7個原油樣品伽馬蠟烷指數(shù)、4－甲基甾烷指數(shù)有較明顯的區(qū)別。其中A、E井有4個明下段原油樣品，B、D井為東營組原油樣品，沙三段原油樣品為E井樣品。從圖3可知，明下段原油樣品分布在沙三段烴源巖生物標志物范圍內，伽馬蠟烷指數(shù)、4－甲基甾烷指數(shù)分布為 A 井（0.05，0.38）、（0.10，0.37），E 井（0.10，0.31）、（0.11，0.30），4個樣品具有較高4－甲基甾烷指數(shù)特征；B、D井東營組原油樣品伽馬蠟烷指數(shù)、4－甲基甾烷指數(shù)分別為（0.10，0.19）、（0.10，0.22），落在沙一段－沙二段與沙三段烴源巖之間，表明東營組原油可能具有混合油源特征，沙一段－沙二段、沙三段兩套烴源巖可能對東營組油藏都有貢獻；E井沙三段油藏伽馬蠟烷指數(shù)、4－甲基甾烷指數(shù)為（0.16，0.23），落在沙三段烴源巖范圍內。因此，根據(jù)生物標志物特征，渤中29－4油田的油氣主要來自沙三段烴源巖，同時沙一段－沙二段烴源巖有一定貢獻。

圖3 黃河口凹陷烴源巖伽馬蠟烷指數(shù)、4－甲基甾烷指數(shù)分布圖（周心懷，2012，有改編）

2.3 油氣運移特征

研究表明，渤海海域包括黃河口地區(qū)斷裂輸導是油氣運移的顯著特征［1－3］，斷裂帶調節(jié)斷層－砂體耦合控制了油氣運移優(yōu)勢路徑，如渤中28－2南油田［2］，錦州25－1南油田［3］、金縣1－1油田等。綜合油氣顯示、油氣層厚度、生物標志物組合［1］以及油氣物性［4］等特征能較好刻畫油氣充注方向。

油氣顯示和油層厚度能反映渤中29－4油田油氣運移方向（圖4）。渤中29－4油田6口井分別屬于不同的斷塊，B、D井區(qū)位于構造下降盤，A、C、E等3口井處于構造斷階帶，F(xiàn)井區(qū)分布在構造凸起區(qū)；古近系地層從下降盤B井區(qū)依次向斷階帶、凸起區(qū)抬升，在F井區(qū)處于構造最高位置；新近系地層為“塹、壘”相間的格局，整體仍有往斷階帶、凸起區(qū)升高的趨勢。明化鎮(zhèn)組油氣層在構造區(qū)都有分布，具有油氣層單層厚度?。ň?0.0m以下）、油氣藏埋深跨度大等特點，最淺在B井的589 m砂體，最深也在B井1 515 m砂體，既有油藏、純氣藏，也有帶氣頂?shù)挠筒兀瑲鈱永塾嫼穸茸畲蟮膮^(qū)域分布在下降盤和斷階帶靠近邊界斷層的斷塊中。館陶組以層狀構造油氣藏為主，主要分布在C、D井區(qū)，油藏埋深1 501～1 970 m，C井區(qū)館陶組油層比D井區(qū)要厚且埋藏相對要淺。古近系東營組為巖性構造油藏，主要分布在下降盤B、D井區(qū)；沙河街組為層狀構造油藏，分布斷階帶在C、E井區(qū)。在斷階帶鉆遇潛山斷面過程中見到良好的油氣顯示，說明沿斷面、潛山不整合油氣運移活躍。

因此，根據(jù)油氣顯示厚度和深度，下降盤油氣運移最為活躍（圖4），D井在448 m就見到氣顯示，縱向顯示段長達2 860 m，B、D井平均顯示井段2 600 m，累計油氣顯示厚度分別為204 m、186 m，而在斷階帶A、C、F等井區(qū)與下降盤相比，顯示層位要深，在1 270 m 以下，平均顯示井段長約1 274 m，遠小于下降盤，累計油氣顯示厚度也小于下降盤；凸起區(qū)F井區(qū)顯示層位淺于斷階帶，為1 160 m，但是顯示井段長僅有678 m。綜合從油層分布深度和豐度來看，下降盤、斷階帶和上升盤含油層位逐漸抬高；在斷層下降盤明下段以氣藏為主，館陶組油氣顯示集中在館陶組中下部，在斷階帶C、E井區(qū)明下段以油藏為主，館陶組油氣段為館陶組中上部；F井區(qū)只在明下段薄層油氣聚集?？梢?，渤中29區(qū)油氣運移具有兩個優(yōu)勢方向，一是天然氣在大斷層縱向運移更活躍，二是油氣沿下降盤、斷階帶和上升盤逐漸向渤南低凸起運移，越遠離油源斷層，油氣豐度越低，如F井區(qū)。

圖4 渤中29－4探井油氣顯示深度及油氣層厚度

生物標志物特征也說明不同井區(qū)之間油氣聚集有一定差異。從圖3可知，斷階帶明化鎮(zhèn)組油藏生物標志物特征基本上都落在沙三段烴源巖，斷階帶沙河街組油藏同樣也是在沙三段烴源巖區(qū)間內，而下降盤東營組油藏落在沙三段與沙一段之間；深、淺層生物標志物的差異性反映淺層明下段油氣來自于較深部早期成熟的沙三段烴源巖，古近系東營組、沙河街組油藏來自于相對較淺的烴源巖，以沙三段為主，混合了沙一段－沙二段烴源巖油氣；斷階帶具有相似的油氣來源同時也證實斷階帶是深部早期成熟烴源巖油氣主要運移方向之一。

由前文可知，明化鎮(zhèn)組天然氣主要是生物降解氣，因而明化鎮(zhèn)組天然氣來源于較深層的原油降解，如在下降盤D井區(qū)館陶組原油樣品原油粘度2 443 mPa·s，相對密度高達0.982 8，遠高于埋藏較淺的明下段油藏的0.898 0～0.925 2，館陶組油藏明顯受次生改造，有較高的C－25降藿烷（圖5）。沿斷階帶地層水分析表明，在明化鎮(zhèn)組、館陶組地層中具有生物降解的條件，A井明化鎮(zhèn)組1 431～1 445 m層段水樣總礦化度3 499 mg／L，水型為NaHCO3；D井館陶組1 962.5 m層段水樣總礦化度6 603 mg／L，水型為NaHCO3；而在D井較深層的館陶組下部2 303 m、東營組2 544 m 層段總礦化度分別為23 588、71 195 mg／L，為CaCl2水型；深淺水型具有明顯差異，說明晚期活動斷裂使得淺層明化鎮(zhèn)組－館陶組地層具有開啟性水動力條件，低礦化度和活躍水動力條件創(chuàng)造了生物降解條件。可見，淺層天然氣主要來自聚集在館陶組區(qū)域性砂體中的原油受到生物降解作用縱向運聚成藏。

圖5 渤中29－4油田D井館陶組原油（2 040m）遭受生物降解原油色譜－質譜特征

2.4 成藏特征

晚期成藏在黃河口地區(qū)具有普遍性［1－3］。C井不同層位鹽水包裹體具有不同均一溫度分布特征，東二段油藏鹽水包裹體均一溫度主要分布在65～75℃；沙河街組油藏鹽水包裹體分布在兩個區(qū)間，第一期分布在65～75℃，第二期主要分布在85～100℃。結合沉積埋藏史及地熱史分析，東二段油氣充注始于7 Ma，持續(xù)至今；沙河街組油氣充注分為兩期，分別為9～4 Ma和第四紀至今。包裹體分析表明，渤中29－4油田具有與區(qū)域相似的成藏特征，整體具有晚期成藏的特點。

因此，渤中29－4油田是晚期油氣快速充注成藏，主要有兩個階段：①成藏早期來自深部的沙三段烴源巖油氣一部分沿斷層、不整合運移，形成斷階帶沙河街組早期油藏，另一部分沿斷層運移至下降盤館陶組砂體中，匯聚在館陶組中的油氣，受到低礦化度地層水沖洗發(fā)生生物降解，形成下降盤或斷階帶的生物降解氣藏，與此同時，仍有大量油氣沿斷層－館陶組砂體耦合組成的構造脊向凸起區(qū)運移，在主要油氣運移路徑上富集成藏（圖6）；②成藏晚期來自較淺的沙三段或沙一段－沙二段烴源巖油氣形成下降盤東營組油藏，也對斷階帶沙河街組油藏也有一定貢獻（圖6）。

3 勘探意義

渤中29－4油田是一個受到邊界斷層控制，又同時受到凸起控制的復雜斷塊構造，獨特的構造特征和成藏特征對相似構造勘探具有一定的參考意義。渤中29－4成藏分析表明，由凹陷向低凸起帶，油氣運移優(yōu)勢通道對凸起區(qū)構造油氣富集起到關鍵作用。對比低凸起帶F井和斷階帶C／E井區(qū)構造特征，在兩井區(qū)之間存在明顯的鞍部（圖6），且渤中29－4構造F井區(qū)主體沿NNW向下傾，不處于油氣主要注入方向SW－NE向的油氣優(yōu)勢運移方向上。渤中29－4構造F井區(qū)油氣運移條件不利是形成F井低豐度油氣藏的主要原因。渤中29－4構造南部的萊北低凸起具有與之相似的成藏背景，萊北低凸起潛山是長條形NNE向的背斜，古近系構造具有繼承性，但面積較??；淺層為復雜斷塊，由多條斷層遮擋，具有多個高點，區(qū)帶構造最高點鉆探了KL－A井，全井段油氣顯示主要集中在明下段750～1 500 m 范圍內，氣測全量在1.00%～23.52%，油氣層厚度約20 m，油氣豐富表明該區(qū)處于油氣運移優(yōu)勢通道。從KL－A井館陶組頂部構造圖可知，由凹陷西北向東南KL－A井逐漸抬升，KL－A井區(qū)為油氣的最終歸宿（圖7）。KL－A井長達750 m的油氣顯示段也說明了KL－A井處于油氣運移優(yōu)勢路徑上。油氣運移優(yōu)勢路徑對斜坡和凸起區(qū)油氣分布控制顯著［5－9］。因此，該地區(qū)油氣勘探有利區(qū)沿凹陷－斷階帶－KL－A井區(qū)油氣優(yōu)勢運移通道分布。

圖6 渤中29區(qū)成藏模式（剖面位置見圖1）

4 結論

（1）渤中29－4油田為明下段沉積期以來形成，油氣主要來自沙三段烴源巖，有部分沙一段－沙二段烴源巖貢獻；明化鎮(zhèn)組天然氣主要為生物降解氣藏，古近系天然氣為與油伴生的油型氣。

（2）輸導體系控制渤中29－4構造油氣富集部位。斷層控制了下降盤油氣運移，斷層－砂體耦合形成的油氣優(yōu)勢通道控制了斷階帶、凸起區(qū)油氣富集。在復雜斷裂帶，刻畫油氣優(yōu)勢運移通道是尋找油氣有利勘探區(qū)的有效手段。

圖7 KL－A井及圍區(qū)館陶組頂部構造

［1］ 周心懷.渤中28－2南油田成藏分析及勘探意義［J］.中國海上油氣，2012，24（5）：1－5.

［2］ 徐長貴，周心懷，鄧津輝，等.遼西凹陷錦州25－1大型輕質油田發(fā)現(xiàn)的地質意義［J］.中國海上油氣，2010，22（1）：7－15.

［3］ 孫和風，周心懷，彭文緒，等.渤海南部黃河口凹陷晚期成藏特征及富集模式［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（3）：307－214 .

［4］ 王應斌，薛永安，張友，等.油氣差異聚集原理應用效果分析——以黃河口凹陷為例，海洋石油［J］.2010，30（4）：20－25.

［5］ Hao F，Zhou XH，Zhu YM，et al.Mechanisms for oil depletion and enrichment on the Shijiutuo uplift，Bohai Bay Basin，China［J］.AAPG Bulletin，2009，93：1015－1037.

［6］ 趙忠新，王華，郭齊軍，等.油氣輸導體系的類型及其輸導性能在時空上的演化分析［J］.石油實驗地質，2002，24（6）：527－532.

［7］ 何登發(fā).斷裂－巖性體油氣藏特征［J］.石油學報，2007，28（2）：22－29.

［8］ 王芝堯，蘇俊青，錢茂路.斷塊區(qū)巖相古地理對巖性油氣藏形成的影響——以歧口凹陷濱海斜坡區(qū)古近紀為例［J］.石油地質與工程，2010，24（6）：1－5.

［9］ 邢衛(wèi)新，費永濤，楊永毅，等.含油氣盆地成藏分析方法及進展［J］.石油地質與工程，2006，20（6）：12－15