錢賡，牛成民，楊波，涂丹鳳，李果營，高文博（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院）

渤海南部萊西構(gòu)造帶新近系油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)體系

錢賡，牛成民，楊波，涂丹鳳，李果營，高文博
（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院）

摘要：利用地球化學(xué)、地層壓力分析等手段，深入研究渤海南部萊西構(gòu)造帶新近系輸導(dǎo)體系的特征、分布、時空配置關(guān)系及其有效性，進一步揭示萊西構(gòu)造帶油氣成藏規(guī)律。分析萊西構(gòu)造帶新近系：斷裂體系、輸導(dǎo)層與蓋層，油氣輸導(dǎo)格架3要素研究其特征與空間匹配關(guān)系并進行靜態(tài)評價，發(fā)現(xiàn)除前人總結(jié)的館陶組—明下段V油層組外，明下段Ⅰ—Ⅲ油層組也是新近系油氣運移優(yōu)勢輸導(dǎo)層。在調(diào)節(jié)斷層分割與泥巖蓋層分隔下，兩個優(yōu)勢輸導(dǎo)層重組并構(gòu)成了萊西構(gòu)造帶新近系“千層糕”式油氣輸導(dǎo)格架。結(jié)合含氮化合物濃度、地層壓力、熒光錄井與砂體刻畫對油氣輸導(dǎo)路徑進行動態(tài)追蹤與運移通道刻畫，證實泥巖蓋層組”分隔新近系油氣輸導(dǎo)格架為上、下兩套油氣輸導(dǎo)體系，后者輸導(dǎo)通道以館陶組—明下段Ⅴ油層組塊狀砂礫巖體為主，前者主要由明下段Ⅰ—Ⅲ油層組相互疊置連通的南北向河道型砂體構(gòu)成，油氣沿兩個優(yōu)勢通道以橫向輸導(dǎo)為主，并伴有差異成藏現(xiàn)象。圖10表3參19

關(guān)鍵詞：渤海南部；萊西構(gòu)造帶；油氣輸導(dǎo)格架；優(yōu)勢輸導(dǎo)體系；油氣輸導(dǎo)方式；成藏規(guī)律

0　引言

輸導(dǎo)體系是指含油氣系統(tǒng)中所有運移通道（輸導(dǎo)層、斷層、裂縫、不整合面等）及其相關(guān)圍巖的總和[1]。作為溝通烴源巖與儲集層的橋梁，輸導(dǎo)體系對油氣成藏的控制作用明顯，同時也是油氣成藏規(guī)律研究的難點[2-4]。本文利用地球化學(xué)、地層壓力分析等手段，深入研究萊西構(gòu)造帶輸導(dǎo)體系的特征、分布、時空配置關(guān)系及其有效性，以期進一步揭示萊西構(gòu)造帶新近系油氣成藏規(guī)律[5]，解釋并重新認識油氣成藏過程的差異性與復(fù)雜性，指導(dǎo)成熟探區(qū)及鄰區(qū)油氣發(fā)現(xiàn)。

1　萊西構(gòu)造帶地質(zhì)概況

萊西構(gòu)造帶位于渤海灣盆地南部，屬于墾東—青坨子凸起東部次級構(gòu)造單元（見圖1），受北東向郯廬斷裂右旋走滑拉張作用及近東西向調(diào)節(jié)斷層控制，研究區(qū)整體逐階向南掀斜翹傾，具有北低南高的地貌特征[6]。油氣主要富集于新近系明化鎮(zhèn)組下段、明化鎮(zhèn)組上段底部以及館陶組頂部，來自黃河口凹陷的油氣在一系列近東西向、南傾斷層的調(diào)節(jié)下，沿新近系輸導(dǎo)層向構(gòu)造高部位進行油氣輸導(dǎo)。

圖1　萊西構(gòu)造帶區(qū)域位置及新近系地層柱狀圖（GR—自然伽馬）

2　油氣輸導(dǎo)格架靜態(tài)評價

油氣輸導(dǎo)格架3要素為：斷裂體系、輸導(dǎo)層與蓋層。通過分析萊西構(gòu)造帶新近系斷裂體系類型、輸導(dǎo)層連通性、蓋層系統(tǒng)穩(wěn)定性及三者空間匹配關(guān)系，建立油氣輸導(dǎo)格架并從靜態(tài)角度對其進行評價。

2.1斷裂體系類型

萊西構(gòu)造帶及其緊鄰的黃河口凹陷發(fā)育3種斷裂類型：①郯廬走滑斷裂，控制萊西構(gòu)造帶整體構(gòu)造格局；②油源斷裂，深切至黃河口凹陷烴源巖，控制萊西構(gòu)造帶油源供給；③萊西構(gòu)造帶調(diào)節(jié)斷層，近東西走向、南掉斷層，切割斷塊逐階向南掀斜翹傾，控制輸導(dǎo)層的空間組合形態(tài)（見圖2）。

2.2輸導(dǎo)層連通性

油氣輸導(dǎo)層的連通性決定了油氣輸導(dǎo)效率，目前評價輸導(dǎo)層連通性較為成熟的方法是從靜態(tài)角度分析砂巖含量與滲透性關(guān)系。

2.2.1砂巖含量

圖2　萊西構(gòu)造帶及黃河口凹陷斷裂體系與地層分布（剖面位置見圖1）

統(tǒng)計萊西構(gòu)造帶KL9井區(qū)及黃河口凹陷KL3井區(qū)6口井、5個層位砂巖含量發(fā)現(xiàn)：KL9井區(qū)館陶組砂巖含量最高，達60%以上；明下段Ⅳ—Ⅴ油層組砂巖含量最低，穩(wěn)定在40%左右；向構(gòu)造高部位明下段Ⅰ—Ⅲ油層組及明上段Ⅰ—Ⅲ油層組砂巖含量整體呈現(xiàn)遞增趨勢，其中明下段Ⅰ油層組增加幅度最大，KL9-C井區(qū)的砂巖含量為37.2%，KL9-E井區(qū)砂巖含量增加至73.1%（見表1、圖3）。綜上所述，明下段Ⅳ—Ⅴ油層組與館陶組砂巖含量較明下段Ⅰ—Ⅲ油層組及明上段底部穩(wěn)定。

表1　萊西構(gòu)造帶及黃河口凹陷新近系砂巖含量統(tǒng)計表

2.2.2滲透性

萊西構(gòu)造帶新近系館陶組發(fā)育辮狀河相塊狀砂礫巖體；明化鎮(zhèn)組為曲流河、極淺水三角洲沉積，巖性組合主要為泥巖與細砂巖互層，整體埋深較淺、孔滲較高。

滲透率統(tǒng)計結(jié)果顯示：向構(gòu)造上傾方向，滲透率整體呈遞增趨勢；館陶組滲透率為（189.5～333.0）×10-3μm2，明下段Ⅰ—Ⅲ油層組及明上段Ⅰ—Ⅲ油層組砂巖滲透率普遍大于500×10-3μm2，明顯高于館陶組（見表2）。綜上所述，明下段Ⅰ—Ⅲ油層組及明上段砂巖含量雖不及館陶組，但滲透率卻遠高于后者。

前人研究成果已經(jīng)證實了館陶組—明下段Ⅴ油層組作為油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)層的重要地位[6]。明下段Ⅰ—Ⅲ油層組與館陶組辮狀河塊狀砂礫巖沉積不同，受郯廬走滑斷裂對古地貌的控制，其發(fā)育南北向河道型砂體，疊合性好，延伸距離遠，且與斷層耦合程度高（見圖4），因此明下段Ⅰ—Ⅲ油層組相互疊置連通的南北向河道型砂體也可作為油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)層。

2.3蓋層穩(wěn)定性及其空間匹配關(guān)系

利用高分辨率層序地層原理，在明下段劃分了5套區(qū)域性泥巖蓋層。明下段Ⅳ—Ⅴ油層組泥巖蓋層分布穩(wěn)定；而在明下段Ⅰ—Ⅲ油層組，隨砂巖含量向上傾方向升高，泥巖蓋層厚度具稍減薄趨勢。整體上，明下段Ⅳ油層組頂明下段Ⅱ油層組頂明下段Ⅰ油層組頂附近發(fā)育3套相對穩(wěn)定的泥巖蓋層。

館陶組—明下段Ⅴ油層組、明下段Ⅰ—Ⅲ油層組是萊西構(gòu)造帶新近系油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)通道。在調(diào)節(jié)斷層分割與泥巖蓋層分隔下，兩個優(yōu)勢輸導(dǎo)層重組并構(gòu)成了萊西構(gòu)造帶新近系“千層糕”式油氣輸導(dǎo)格架（見圖3）。

3　油氣輸導(dǎo)通道動態(tài)追蹤

在油氣輸導(dǎo)格架的3要素中，輸導(dǎo)層是油氣輸導(dǎo)體系的主體。在明確了館陶組—明下段Ⅴ油層組、明下段Ⅰ—Ⅲ油層組兩個優(yōu)勢輸導(dǎo)通道之后，利用成藏動力學(xué)理論，結(jié)合區(qū)域沉積特征，根據(jù)咔唑類地質(zhì)色層分餾與地層壓力傳遞效應(yīng)，追蹤油氣二次運移的路徑并分析其方式與特點，進一步揭示萊西構(gòu)造帶新近系油氣成藏規(guī)律。

3.1含氮化合物濃度與油氣輸導(dǎo)體系

3.1.1咔唑類地質(zhì)色層分餾效應(yīng)

油氣運移作用是控制原油中吡咯類化合物豐度與相對分布的主要因素，利用該類化合物的分餾效應(yīng)可有效指示油氣運移方向[7]。含有氮原子雜環(huán)的咔唑類分子具有較強的極性，通過氮原子上鍵合的氫原子與地層中的有機質(zhì)或黏土礦物上的負電性原子（如氧原子）構(gòu)成氫鍵，使得部分咔唑類分子滯留于輸導(dǎo)層或儲集層中，從而在油氣運移途中出現(xiàn)咔唑類地質(zhì)色層分餾效應(yīng)[8-10]。根據(jù)這一特征，可對油氣二次運移效率進行定量評價[11]，具體表現(xiàn)為：隨運移距離的增加，原油中含氮化合物的絕對豐度逐漸降低[12]；同一油氣運移路徑，咔唑類濃度組合形式相似。

3.1.2咔唑類濃度分異與輸導(dǎo)體系劃分

萊西構(gòu)造帶新近系6個含氮化合物采樣分析數(shù)據(jù)顯示：咔唑類濃度分異明顯，在與運移距離的關(guān)系中呈現(xiàn)出兩個帶。第1個帶，KL9-A井明下段Ⅴ與Ⅳ油層組的2#與3#采樣點、KL9-E井明下段Ⅱ油層組1#采樣點，咔唑濃度大于3 ng/mg，1,8-二甲基咔唑濃度大于4 ng/mg，咔唑、1,8-二甲基咔唑、苯并咔唑濃度組合呈“∧”型；第2個帶，KL9-B井明下段Ⅲ油層組1#采樣點、KL9-D井明下段Ⅰ油層組2#采樣點、KL9-E井明上段Ⅱ油層組2#采樣點，咔唑濃度小于1 ng/mg，1,8-二甲基咔唑濃度小于2 ng/mg，咔唑、1,8-二甲基咔唑、苯并咔唑濃度組合為“∨”型（見表3、圖5、圖6）。咔唑類濃度與組合特征的明顯分異，說明兩個帶分屬于不同輸導(dǎo)體系：前者咔唑類濃度偏高、運移距離相對較近；后者咔唑類濃度偏低、油氣運移距離相對較長。

結(jié)合咔唑類濃度的分異性與斷-砂-泥構(gòu)成的“千層糕”式油氣輸導(dǎo)格架，證實了KL3-X到KL9-A/B井區(qū)的KL9-D井區(qū)的KL9-E井區(qū)的附近的穩(wěn)定泥巖段組成的區(qū)域性泥巖蓋層組”，將萊西構(gòu)造帶新近系輸導(dǎo)層分隔為上、下油氣輸導(dǎo)體系（見圖7）。受調(diào)節(jié)斷層錯斷分割，不同井區(qū)輸導(dǎo)通道存在差異：①下輸導(dǎo)體系主體由KL3-X到KL9-A/B井區(qū)館陶組—明下段Ⅴ油層組、KL9-D井區(qū)明下段Ⅱ—Ⅴ油層組、KL9-E井區(qū)明下段Ⅰ—Ⅳ油層組組成，輸導(dǎo)層主要為砂巖含量較高的塊狀砂礫巖與厚層砂體，油氣二次運距相對較短；②上輸導(dǎo)體系主體由KL3-X到KL9-A/B井區(qū)明下段Ⅱ—Ⅲ油層組、KL9-D井區(qū)明下段Ⅰ油層組、KL9-E井區(qū)明上段Ⅰ—Ⅲ油層組組成，輸導(dǎo)層主要為南北向疊置連通的河道型砂體，油氣二次運距相對較長（見圖7）。

圖3　萊西構(gòu)造帶及黃河口凹陷連井對比、層序劃分與“千層糕”式油氣輸導(dǎo)格架（剖面位置見圖1）（SP—自然電位）

表2　萊西構(gòu)造帶新近系砂巖滲透率統(tǒng)計表

圖4　萊西構(gòu)造帶新近系明下段Ⅰ—Ⅲ油層組河道型砂體展布

表3　萊西構(gòu)造帶新近系咔唑類濃度統(tǒng)計表

3.2地層壓力傳遞與油氣二次運移

3.2.1壓力傳遞效應(yīng)

圖5　萊西構(gòu)造帶新近系咔唑類濃度與深度關(guān)系散點圖

圖6　萊西構(gòu)造帶新近系咔唑類濃度組合特征

Magara在討論超壓形成機制時提及“注入作用”——地層深部較大的流體壓力有時可以通過斷層或裂隙傳遞到淺部儲集層中[12]。Swarbrick和Osborne將壓力傳遞定義為地下剩余孔隙流體壓力的重新分配[12]。根據(jù)超壓傳遞作用的方向（指向），可分為垂向傳遞和側(cè)向傳遞，沿斷裂的超壓傳遞就是典型的垂向傳遞，Mann和Mackenzie介紹了橫向傳遞：當(dāng)存在分布廣泛、連通性好的砂巖層時，流體（和壓力）就將沿水平方向移動[12]。

圖7 萊西構(gòu)造帶新近系上、下油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)體系（SP—自然電位）

根據(jù)流體包裹體資料，萊西構(gòu)造帶新近系為晚期快速充注、一期成藏，油氣（和壓力）以晚期幕式運移方式自古近系油藏向新近系垂向傳遞；在新近系上、下輸導(dǎo)體系油氣（和壓力）以橫向傳遞的方式發(fā)生連續(xù)傳遞與擴散，但是受儲集層空間展布范圍、砂體連通性的控制，傳遞的路徑與擴散程度均存在差異[13-15]。

3.2.2壓力系數(shù)的連續(xù)遞減特征

壓力系數(shù)反映地層壓力值的相對變化，同一輸導(dǎo)體系壓力系數(shù)近似或繼承性發(fā)育[16]。萊西構(gòu)造帶9口井及黃河口凹陷KL3-X井區(qū)共有475個地層壓力測量數(shù)據(jù)，計算壓力系數(shù)發(fā)現(xiàn)如下規(guī)律[17-19]：整體上，壓力系數(shù)以錐形向淺層連續(xù)遞減，說明油氣（和壓力）在新近系上、下輸導(dǎo)體系發(fā)生橫向連續(xù)傳遞；受泥巖蓋層組分隔，上輸導(dǎo)體系壓力系數(shù)遞減的幅度相對較大，由KL3-X井區(qū)的1.03±0.005降低至KL9-A井區(qū)的1.02±0.005，再到KL9-E井區(qū)的1.01±0.005；下輸導(dǎo)體系壓力系數(shù)遞減的幅度相對較小，由KL3-X井區(qū)的1.005～1.020降低至KL9-A井區(qū)的1.005～1.010，再到KL9-E井區(qū)的1.005～1.010（見圖8）。上、下輸導(dǎo)體系壓力系數(shù)傳遞幅度的不同首先證實了泥巖蓋層組的分隔作用，油氣（和壓力）在兩個輸導(dǎo)體系分別進行橫向傳遞；結(jié)合研究區(qū)沉積特征，上述壓力系數(shù)傳遞幅度的差異也反映了壓力傳播空間的差異，即：向構(gòu)造高部位，上輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)通道由南北向疊置連通極淺水三角洲河道型砂體轉(zhuǎn)變?yōu)榍骱酉鄩K狀砂體，儲集層展布變廣、砂巖含量增加、滲透性增強、砂體連通性變好、輸導(dǎo)能力提高，因此壓力系數(shù)遞減的幅度相對較大，油藏模式由構(gòu)造-巖性過渡到巖性-構(gòu)造油藏；下輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)通道為辮狀河相砂礫巖體與曲流河相塊狀砂體，砂巖含量、孔滲性與油氣輸導(dǎo)能力相對穩(wěn)定，向構(gòu)造高部位不存在儲集層空間展布與砂體連通性的顯著變化，因此壓力系數(shù)傳遞幅度相對較小，油藏模式以構(gòu)造或巖性-構(gòu)造油藏為主。

結(jié)合萊西構(gòu)造帶新近系上、下油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)體系主通道類型分析與評價、咔唑類濃度的分異、壓力系數(shù)的差異遞減與擴散，證實油氣在兩個輸導(dǎo)體系以相對獨立的橫向輸導(dǎo)為主，向構(gòu)造高部位泄壓區(qū)進行二次運移（見圖9）。

圖8　萊西構(gòu)造帶及黃河口凹陷典型井新近系地層壓力系數(shù)

4　成藏規(guī)律新認識與探討

在輸導(dǎo)體系中，油氣總是沿滲透性最好和阻力最小的路徑運移，即存在著油氣運移優(yōu)勢通道[1]。位于構(gòu)造高部位的KL9-C井，僅在明下段Ⅳ油層組發(fā)現(xiàn)1.4 m厚的油層，明下段Ⅱ—Ⅲ油層組無油氣顯示，成藏差異現(xiàn)象明顯，與其位于油氣輸導(dǎo)中轉(zhuǎn)站的位置極為不符（見圖3）。

根據(jù)下輸導(dǎo)體系壓力系數(shù)穩(wěn)定連續(xù)傳遞擴散特征，對比油氣輸導(dǎo)通道上壓力系數(shù)變化：KL9-C井下輸導(dǎo)體系壓力系數(shù)低于KL9-A井，并非連續(xù)穩(wěn)定下降（見圖10），說明油氣二次運移過程中沒有對KL9-C井區(qū)下輸導(dǎo)體系進行規(guī)模性充注；其井壁取心熒光顯示僅在其頂部油氣顯示較好，其下均無油氣顯示，而與輸導(dǎo)通道對應(yīng)的KL9-A/B井區(qū)油氣顯示較好，證實了KL9-C井區(qū)并非處于油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)通道。

利用地震屬性對上輸導(dǎo)體系南北向疊置連通砂體進行刻畫，發(fā)現(xiàn)KL9-C井所在砂體范圍小且相對孤立，與主力運移砂體不連通（見圖4）；KL9-C井東部發(fā)育一條擠壓性質(zhì)的隱性走滑斷裂（見圖4），可能對下輸導(dǎo)體系油氣運移起阻擋作用、對上輸導(dǎo)體系砂體展布起分隔作用，其“控運控砂”作用導(dǎo)致KL9-C井區(qū)油氣輸導(dǎo)處于劣勢，優(yōu)勢輸導(dǎo)通道位于隱性走滑斷裂以東。

圖9　萊西構(gòu)造帶新近系油氣橫向輸導(dǎo)模式（剖面位置見圖1）

圖10　KL9-A/C井、KL3-X井下輸導(dǎo)體系地層壓力系數(shù)對比（各井藍色柱子代表不同層系壓力系數(shù)）

5　結(jié)論

館陶組—明下段Ⅴ油層組、明下段Ⅰ—Ⅲ油層組是萊西構(gòu)造帶新近系油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)通道。在調(diào)節(jié)斷層分割與泥巖蓋層分隔下，兩個優(yōu)勢輸導(dǎo)層組合構(gòu)成了萊西構(gòu)造帶新近系“千層糕”式油氣輸導(dǎo)格架；油氣輸導(dǎo)通道動態(tài)追蹤顯示，泥巖蓋層組”分隔新近系油氣輸導(dǎo)格架為上、下兩套油氣輸導(dǎo)體系，提出并證實了明下段Ⅰ—Ⅲ油層組作為上輸導(dǎo)體系主體輸導(dǎo)層的重要地位，南北向展布相互疊置連通的河道型砂體為其油氣輸導(dǎo)通道；結(jié)合萊西構(gòu)造帶新近系上/下油氣優(yōu)勢輸導(dǎo)體系主通道類型的分析與評價、咔唑類濃度的分異、壓力系數(shù)的差異遞減與擴散，證實油氣在兩個輸導(dǎo)體系以相對獨立的橫向輸導(dǎo)為主向構(gòu)造高部位泄壓區(qū)進行二次運移；輸導(dǎo)格架靜態(tài)評價與油氣運移通道動態(tài)追蹤相結(jié)合，進一步揭示了萊西構(gòu)造帶新近系油氣成藏規(guī)律，解釋并重新認識油氣成藏中的差異性與復(fù)雜性，有助于指導(dǎo)成熟探區(qū)及圍區(qū)油氣新發(fā)現(xiàn)。

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（編輯黃昌武）

Hydrocarbon migration pathways in the Neogene of Laixi structural belt, southern Bohai Sea, China

QIAN Geng, NIU Chengmin, YANG Bo, TU Danfeng, LI Guoying, GAO Wenbo (Bohai Petroleum Research Institute, CNOOC Tianjin Company, Tianjin 300450, China)

Abstract:Characteristics, distribution, temporal and spatial configuration, and effectiveness of hydrocarbon migration pathways have been investigated through geochemical and formation pressure analysis etc, to further reveal hydrocarbon accumulation patterns in the Neogene of the Laixi structural belt, southern Bohai Sea of China. Firstly, three factors, faults, carrier rocks (beds) and mud caprocks of the transporting framework in the Neogene were examined to find out its feature and space configuration and made static state evaluation. It is found that besides the Guantao Formation – lower Minghuazhen Formation No. V oil layers, the No. I - III oil layers in the lower Minghuazhen Formation are also the dominant oil and gas carrier beds. Cutted by the adjustment faults and sealed by mudstone capcocks, the two carrier layers are combined into a “l(fā)ayered cake” type hydrocarbon migration framework. Then the hydrocarbon passage pathways were tracked dynamically and described using nitrogen compounds concentration, formation pressure, fluorescence logging and sand bodies description, which shows that themudstone cap layers” separate the Neogene hydrocarbon migration pathways into upper and lower units. The massive sandy conglomerate reservoirs in the Guantao Formation – lower Minghuazhen Formation No. V oil layers are the carrier bed of the lower hydrocarbon migration pathway, while the north-south trending overlapped and connected channel sandbodies in lower Minghuazhen Formation No. I - III oil layers are the carrier bed of the upper unit. Hydrocarbon migrated laterally along the two passage ways, accompanying with differential accumulation.

Key words:southern Bohai Sea; Laixi structural belt; hydrocarbon passage framework; dominant migration pathway; hydrocarbon migration pattern; accumulation pattern

基金項目：國家科技重大專項“渤海海域大中型油氣田地質(zhì)特征”（2011ZX05023-006-002）

中圖分類號：TE122.2

文獻標(biāo)識碼：A

文章編號：1000-0747(2016)01-0034-08

DOI:10.11698/PED.2016.01.04

第一作者簡介：錢賡（1986-），男，吉林長春人，中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院地質(zhì)工程師，從事油氣勘探與開發(fā)地質(zhì)相關(guān)工作。地址：天津市塘沽區(qū)濱海新村閘北路1號，中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，郵政編碼：300450。E-mail：qiangeng@outlook.com

收稿日期：2015-03-23修回日期：2015-12-10