楊海風，徐長貴，牛成民，錢 賡，李正宇，高雁飛，黃 振

[中海石油(中國)有限公司 天津分公司,天津 300459]

自20世紀90年代以來，在渤海海域和周邊地區(qū)發(fā)現(xiàn)了諸如蓬萊19-3、秦皇島32-6等多個新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組大型油田[1]，其中，渤海海域在新近系已發(fā)現(xiàn)的油氣儲量占到整個渤海油田總儲量的65%，揭示了渤海灣盆地新近系油氣勘探的巨大潛力[2,3]。渤海灣盆地新近系主要發(fā)育河流相沉積體系，不具備生烴條件，運移條件是控制油氣成藏和富集的關鍵這一認識已成為業(yè)界研究共識[1-11]。前人亦重點對新近系的油氣成藏輸導體系開展了深入而富有成效的研究。如鄧運華和張善文等人基于渤海海域和濟陽坳陷新近系大量勘探實例的深入剖析，分別建立了“中轉(zhuǎn)站”[4]和“網(wǎng)毯式”[5]成藏理論，有效指導了新近系油氣勘探[7-11]。鄧運華等基于渤海油區(qū)新近系20多年油氣勘探的探索與實踐，系統(tǒng)提出了淺層油氣運聚理論，并有效指導了大量油氣田發(fā)現(xiàn)[11]。但這些理論的提出主要是從定性的角度對渤海灣盆地新近系油氣運移與成藏的模式進行的研究，如提出“大斷裂-砂體‘中轉(zhuǎn)站’模式運移能力強、小斷層及走滑斷裂運移油氣能力弱”，指明有利勘探的部位，但并未明確究竟多大規(guī)模的運移斷層可在新近系形成油氣的富集；提出“地層—斷層組合關系控制油氣富集部位”，明確了“在新近系儲-蓋組合中，大斷層下降盤石油富集，上升盤不富”，但普遍的鉆井結(jié)果顯示即使均位于大斷層下降盤相鄰的砂體，油氣的富集程度也有很大差別，有的為油氣層，有的則為水層，反映了新近系油氣成藏和富集的復雜性；指出了“圈閉匯油面積大小決定油田規(guī)?！保珒H從宏觀的角度進行了闡述，未明確針對具體的油藏而言需要多大的匯油面積才能形成油氣的富集。近年來，隨著渤海油田勘探程度的日益增加，油氣勘探工作已進入精細勘探階段，尤其是在國際低油價的背景下，如何提高勘探工作的商業(yè)成功率是油公司亟待解決的問題，而傳統(tǒng)的定性分析研究已漸難以滿足實際生產(chǎn)需求。諸多學者也針對新近系油氣富集的控制作用開展了大量定量研究工作，并建立了相應的定量評價模型[12-17]。如蔣有錄等提出“生排烴期斷層活動差異系數(shù)(FDC)對新近系油氣富集進行定量表征”[16]；呂延防等重點研究了斷層側(cè)向封閉性定量評價方法，并建立了“考慮時間因素的斷層封閉性定量評價與地質(zhì)模型”[17]。但前期研究均側(cè)重于對斷層輸導能力的定量評價，由于地下油氣成藏為從源到儲的綜合效應，過于強調(diào)單一要素的影響將難以準確表征地下實際情況，尤其是對于油氣成藏條件和成藏模式存在較大差別的區(qū)帶而言，這些評價方法的適用性難具普遍性。鑒于此，本文即以渤海灣盆地黃河口凹陷為研究靶區(qū)，綜合考量不同構(gòu)造帶內(nèi)主要成藏條件的差別，對新近系油氣成藏及富集的控制因素進行定量研究，以期對今后新近系的精細勘探起到有益的指導作用，并對淺層油氣運聚理論進一步補充和完善。

1 地質(zhì)概況

黃河口凹陷地理位置上位于渤海南部海域，整體呈東西走向，凹陷總面積約3 300 km2，基底最大埋深約7 000 m。大地構(gòu)造位置上，黃河口凹陷處于渤海海域渤中坳陷南部、濟陽坳陷的東北部，北依渤南低凸起、南接墾東凸起、萊北低凸起，東西分別以走滑斷層為界分別與廟西凹陷和沾化凹陷相鄰(圖1)[6]。

從構(gòu)造演化過程來看，黃河口凹陷大體經(jīng)歷古近系裂陷階段和新近系-第四系拗陷階段，并控制形成了古近系以扇三角洲、辮狀河三角洲、曲流河三角洲和濱淺湖-半深湖主的湖泊相沉積體系，以及新近系河流相和淺水三角洲相沉積體系。其中，裂陷階段又可分為大致相當于孔店組-沙四段、沙三段、沙一、二段和東營組沉積時期等4個不同特征的裂陷伸展幕，控制著古近系優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育，且勘探證實沙河街組烴源巖是黃河口凹陷主力烴源巖[18]。拗陷階段可以細分為相當于館陶組-明下段、明上段、第四系等3個熱拗陷幕。受多期構(gòu)造運動的共同控制，黃河口凹陷主要發(fā)育了NNE向展布的走滑型斷裂和近EW向(或NWW向)的伸展型、走滑-伸展疊加型斷裂兩大斷裂體系，并將黃河口凹陷分隔為西洼、中洼、東洼、東部斷隆帶、中央隆起帶、西支走滑帶、東支走滑帶等七個主要的構(gòu)造單元。近40年的勘探實踐已充分表明黃河口凹陷為渤海海域重要的富烴凹陷，黃河口凹陷已累計發(fā)現(xiàn)油氣儲量超過10×108m3油當量。其中新近系是極為重要的勘探目的層系,相繼在新近系發(fā)現(xiàn)BZ34、BZ29-4、BZ28-2S、BZ25-1/1S和BZ36-1等一批大中型油田。

圖1 黃河口凹陷構(gòu)造綱要及新近系油氣田分布(據(jù)文獻[6]修改)Fig.1 The structure outline of the Huanghekou Sag,and the distribution of oil and gas fields of the Neogene (modified from reference[6])

2 新近系油氣成藏有利條件

2.1 淺水三角洲沉積體系

渤海海域作為渤海灣盆地演化的最終歸宿，在新近紀館陶組沉積晚期至明化鎮(zhèn)組下段沉積中晚期，黃河口凹陷成為渤海灣盆地的匯水中心，出現(xiàn)濱淺湖相沉積環(huán)境，發(fā)育了分流砂壩型和分流河道型兩種類型的淺水三角洲沉積體系(圖2a)[19,20]。淺水湖泊背景下形成的穩(wěn)定分布的湖相泥巖與水下分流砂壩砂體或水下分流河道砂體形成良好儲蓋組合與優(yōu)越的儲集條件[21]。巖心和壁心分析結(jié)果表明，明化鎮(zhèn)組和館陶組儲層均為高孔隙度、高滲透率儲層。其中，各油田主力油層的明化鎮(zhèn)組儲層平均孔隙度范圍為27.3%～32.7%，平均滲透率為582.6×10-3～2 482.5×10-3μm2；館陶組儲層孔隙度為12.7%～35.1%，平均孔隙度為22.1%，滲透率變化范圍較大，為10×10-3～5 530.8×10-3μm2，平均值為1 270.6×10-3μm2。此外，相對于曲流河道砂體，淺水三角洲砂呈明顯的扇狀-坨狀展布特征，面積大、連通性好，為油氣的富集提供了儲集空間[20]。

2.2 正向構(gòu)造帶

受地幔底辟作用和周緣板塊運動方向與速度變化的影響，黃河口凹陷新生代受到了巖石圈的伸展裂陷和郯廬斷裂的走滑兩種不同應力的共同影響，且伸展作用貫穿了其整個演化歷史，而走滑作用具有幕式特征[22-24]。自距今42 Ma以來即先后經(jīng)歷了始新世末期、漸新世末期以及上新世末期等多期與郯廬斷裂帶右旋走滑作用密切相關的構(gòu)造抬升事件[23]，進而在研究區(qū)內(nèi)形成了東支走滑帶、中支走滑帶(中央隆起帶)和西支走滑帶三大具有典型構(gòu)造反轉(zhuǎn)特征的正向構(gòu)造帶(圖2b)。此外，東部斷隆帶是具有基底潛山背景的洼中隆起帶，為黃河口凹陷內(nèi)長期夾持于黃河口東洼與中洼之間的又一重要的正向構(gòu)造帶。這些凹中正向構(gòu)造帶的發(fā)育與定型控制著整個黃河口凹陷新近系大規(guī)模斷塊型圈閉群的形成與分布。如在東支走滑帶目前已在館陶組頂部落實大批連片分布的斷塊型圈閉，圈閉面積0.6～10.1 km2，圈閉總面積合計達94.9 km2；東部斷隆帶亦在館陶組頂部新發(fā)現(xiàn)落實了較大規(guī)模的斷塊型圈閉群，圈閉面積為0.3～6.7 km2，圈閉總面積合計達88.5 km2。顯然，四大凹中正向構(gòu)造帶的發(fā)育不僅為油氣的規(guī)模性運移提供了良好的低勢背景，其內(nèi)部大規(guī)模斷塊型圈閉群的發(fā)育更為油氣的規(guī)模性聚集奠定了基礎。

圖2 黃河口凹陷構(gòu)造結(jié)構(gòu)特征與油氣分布Fig.2 Structural characteristics and hydrocarbon distribution of Huanghekou Saga.新近系綜合柱狀圖；b.沙河街組三段沉積末期古地貌；c.東西向油氣藏剖面

2.3 油源斷裂發(fā)育期與烴源巖主生排烴期

上新世明化鎮(zhèn)組沉積時期(12～2 Ma)，研究區(qū)受太平洋板塊俯沖加速的影響，郯廬斷裂帶右旋走滑作用明顯增強，走滑反轉(zhuǎn)帶及其相鄰區(qū)域內(nèi)發(fā)育大量斷至深部古近系烴源巖的E-W向和NEE向正斷層，并使得早期形成的斷層發(fā)生活化[23]。而生烴研究及基于流體包裹體的證據(jù)均表明，明上段沉積時期(約5 Ma至現(xiàn)今)是黃河口凹陷研究區(qū)沙河街組烴源巖的主要生排烴期[21]。顯然，此期深大油源斷裂的發(fā)育不僅形成和改造了大量斷塊型圈閉，而且其活動時間與主生排烴期形成了“黃金搭檔”，為新近系油氣藏的快速高效形成提供了可能。

3 新近系油氣富集特征與差異控藏因素

3.1 油氣富集特征

勘探實踐證實，黃河口凹陷三大走滑反轉(zhuǎn)帶以及北部斷隆帶新近系均為重要的油氣富集帶(圖1和圖2c)。如在西支走滑帶已發(fā)現(xiàn)BZ25-1/1S油田中新近系儲量超過了1×108m3，中央隆起帶發(fā)現(xiàn)的BZ28-34油田群新近系油氣當量近2×108m3，近年來在東部斷隆帶和東支走滑帶新近系新發(fā)現(xiàn)的儲量也分別超過1×108m3和3 000×104m3。目前黃河口凹陷新近系已發(fā)現(xiàn)油氣儲量近8×108m3，其中超過90%的儲量分布在新近系明化鎮(zhèn)組下段。油藏解剖研究顯示，黃河口凹陷構(gòu)造型圈閉背景的發(fā)育控制著油氣成藏的豐度，但油氣成藏的邊界均主要受控于砂體的尖滅，且具有一砂一藏的特征，為典型的構(gòu)造-巖性油氣藏[20](圖2c)。

由于新近系本身不具備生烴條件，在其內(nèi)部聚集成藏的油氣均應為源自深部的古近系烴源巖或為先期已形成的油氣藏再調(diào)整的油氣，且運移距離至少在1 000 m以上，甚至可超過3 000 m，作為油氣主要垂向運移路徑的斷層自然是影響新近系油氣成藏的關鍵因素之一[4]；同時，斷層的活動強度、分布密度及組合樣式影響新近系油氣成藏規(guī)模。在古近系，斷層活動越強，分布密度越廣，油氣自古近系烴源巖或倉儲層向新近系運移效率越高，如渤中29-4油田，多組順向斷層溝通古近系沙三段烴源巖與新近系明下段砂體，為其提供了千萬方資源規(guī)模(圖3)；在淺層，斷層與新近系砂體耦合，其主要起到資源再分配調(diào)節(jié)作用，其活動強度、分布組合直接影響新近系油藏富集程度與規(guī)模，如中央構(gòu)造脊上發(fā)育的新近系億方級渤中34-1油田，淺層大量發(fā)育的“Y字型”不僅提高了斷-砂匹配關系，而且提升了油氣分配效率，擴大了淺層砂體成藏規(guī)模。

3.2 走滑反轉(zhuǎn)帶與斷隆帶差異成藏模式與控藏因素

由于不同構(gòu)造帶的油氣成藏條件具有較大差別，制約油氣運移斷層輸導油氣或分配油氣能力的因素也不盡相同。如東支走滑帶、中央隆起帶和西支走滑帶這三大走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶在始新世-漸新世裂陷作用發(fā)生時期仍處于相對低的構(gòu)造部位，進而在古近系東二下-東三段發(fā)育了大套區(qū)域穩(wěn)定分布的湖相泥巖，泥巖厚度180～415 m，平均厚度為260 m，形成了一套重要的區(qū)域蓋層，也是阻礙油氣自沙河街組主力烴源巖向新近系運移的重要因素(圖3)。

相比而言，東部斷隆帶為在古潛山背景下繼承性發(fā)育的構(gòu)造帶，在古近紀即為水下高地，東營組沉積厚度較薄(40～200 m)；由于北部緊鄰渤南低凸起物源區(qū)，該時期主要發(fā)育相對富砂的近源辮狀河三角洲沉積體系，整體砂巖百分含量為55.3%～58.6%，泥巖總厚度一般為20～100 m，且橫向分布穩(wěn)定性差、單層泥巖厚度多小于10 m，相對缺乏優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層(圖4)。

此外，東支走滑帶構(gòu)造帶、中央隆起帶和西支走滑帶在古近紀沙河街組沉積時期表現(xiàn)為伸展斷陷沉積為主的特點，發(fā)育了優(yōu)質(zhì)烴源巖，并且現(xiàn)今烴源巖整體埋深普遍超過3 000 m，具有良好的生排烴能力[18-21]；新近紀受多期走滑增壓反轉(zhuǎn)作用影響，在新近系形成了大規(guī)模斷塊型圈閉群[24]。即三大走滑反轉(zhuǎn)帶新近系圈閉與古近系有效烴源巖具有“圈-源”垂向同位展布的特點(圖3)。但東部斷隆帶雖然在古近紀始新世受NS向拉張應力的控制發(fā)育系列近EW伸展斷裂[23]，并受后期走滑-伸展復雜應力作用的影響，亦在新近系發(fā)育了大規(guī)模的斷塊型圈閉群，但沙河街組沉積厚度較薄、埋藏較淺(最厚約350 m、埋深不足2 500 m)，且主要發(fā)育近源富砂的辮狀河三角洲沉積，不具備為新近系圈閉供烴的條件，該構(gòu)造帶的油氣需來自其鄰近的中洼與東洼內(nèi)的沙河街組烴源巖。即東部斷隆帶新近系圈閉與古近系烴源灶具有“圈-源”垂向異位展布的特點。

圖3 黃河口凹陷中央隆起帶油氣藏剖面Fig.3 Reservoir profile of the central uplift zone of Huanghekou Sag

圖4 黃河口凹陷東部斷隆帶油氣藏剖面Fig.4 Reservoir profile of the eastern fault-uplift belt of Huanghekou Sag

成藏條件的顯著差別，決定了黃河口凹陷兩類新近系油氣富集帶應具有不同的油氣成藏模式。主要依據(jù)供烴條件和油氣運移方式的不同，可將黃河口新近系油氣富集帶的成藏模式歸納為垂向貫通式和側(cè)向匯聚垂向再分配式兩類(圖5)。

三大走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶新近系圈閉與古近系烴源灶垂向同位分布的特點決定了走滑斷裂帶內(nèi)派生的張性深大斷裂是油氣從源到儲的主要輸導路徑，即油氣的運移方式以沿斷層垂向運移為主，油氣運移至新近系圈閉后，便有機會進入與油源斷層相接觸的巖性砂體內(nèi)聚集成藏，為典型的垂向貫通式油氣成藏模式。受斷裂垂向快速輸導作用的影響，該類油氣藏往往會伴生有明顯的蒸發(fā)分餾作用，如中央隆起帶具有明顯的蒸發(fā)分餾作用，如BZ28-2S、BZ34-1、BZ29-4 等以淺層油氣為主的油田均可見到此類現(xiàn)象[21]。但由于古近系東二下-東三段區(qū)域泥巖蓋層的發(fā)育，將會對油氣自深部向淺層的運移起到明顯的阻礙作用。顯然三大走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶新近系油氣的運移受到斷層的輸導能力與區(qū)域蓋層的封堵能力的共同控制。

圖5 黃河口凹陷油氣綜合成藏模式Fig.5 The comprehensive pattern of the hydrocarbon accumulation in the Huanghekou Sag

與三大走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶相比，東部斷隆帶東營組缺乏優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層，其新近系油氣供給能力的強弱更受控于斷裂的垂向輸導能力。但東部斷隆帶新近系“圈-源”垂向異位展布的特點決定了僅依靠垂向展布的斷裂無法形成有效的輸導體系。油氣運聚的過程：鄰近生烴洼陷生成的油氣需先沿斷隆帶進行側(cè)向運移，深入烴源巖層內(nèi)部、橫向連片展布的砂體為油氣自構(gòu)造低部位向高部位側(cè)向運聚的輸導層。在此過程中油氣被斷至斷隆帶古近系的斷裂截流再分配，進行垂向二次分配至新近系，最終進入與輸導斷層接觸良好的砂體內(nèi)聚集成藏。 如位于東部斷隆帶低部位鄰近生烴中心的BZ36-2A井在古近系沙河街組和東三段發(fā)現(xiàn)厚度較大的油層(油層厚50.3 m、差油層厚43.2 m)，當且運移至較高部位的BZ36-4A井時，由于蓋層相對不發(fā)育，在古近系雖見到良好的油氣顯示，但未形成規(guī)模性的油氣聚集，僅鉆遇3.2 m厚的油層、58.3 m厚的油水同層和含油水層，其中一部分沿斷層向淺層進行運移至新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組(發(fā)現(xiàn)油層12.8 m，含油水層和油水同層68.4 m)，一部分則沿橫向展布的砂體繼續(xù)向高部位進行運移，如處于斷隆帶高部位的BZ36-1AS井在古近系沙河街組僅發(fā)現(xiàn)9.9 m的含油水層，多數(shù)油氣則通過垂向斷層的調(diào)整分配運移至淺層新近系聚集成藏(該井在新近系館陶組和明下段共計發(fā)現(xiàn)油氣層89.7 m，油水同層和含油水層91.7 m)。

總結(jié)黃河口凹陷新近系油氣藏富集模式與主控因素(表1)，走滑反轉(zhuǎn)帶新近系圈閉與古近系有效烴源巖具有“圈-源”垂向同位展布的特點，油源斷層成為溝通古近系烴源巖與新近系圈閉的輸導通道，鑒于東營組發(fā)育厚層湖相泥巖區(qū)域蓋層，因此斷層的活動強度與區(qū)域蓋層厚度成為制約走滑反轉(zhuǎn)帶新近系油氣成藏規(guī)模的主控因素；斷隆帶新近系圈閉與古近系烴源灶具有“圈-源”垂向異位展布的特點，在古近系地層油氣優(yōu)先沿輸導脊富集于倉儲層，然后在切倉斷層作用下向新近系圈閉進行二次運移，因此古近系倉儲層輸導脊的發(fā)育與切倉斷層的位置直接影響油氣運移的規(guī)模。另外，當油氣運移至新近系地層，根據(jù)斷層與新近系砂體耦合程度，油氣進行資源再分配再調(diào)節(jié)，斷層的活動強度、分布及組合樣式也是影響新近系油藏富集程度與規(guī)模的重要因素。

表1 渤海灣盆地黃河口凹陷新近系油氣藏富集模式-主控因素特征Table 1 The hydrocarbon accumulation patterns and controls in the Neogene of the Huanghekou Sag

4 新近系油氣運移能力定量表征

黃河口凹陷走滑反轉(zhuǎn)帶與斷隆帶成藏條件的顯著差別，決定了油氣自古近系烴源巖向新近系圈閉富集的兩種模式：垂向貫通與側(cè)向匯聚垂向再分配。垂向貫通式油氣富集模式的主控因素為斷層的活動強度與區(qū)域蓋層厚度；側(cè)向匯聚垂向再分配油氣富集模式的主控因素為古近系倉儲層輸導脊的發(fā)育與切倉斷層的位置；另外，新近系斷層的活動強度、分布及組合樣式也是影響新近系油藏富集程度與規(guī)模的重要因素。因此，針對兩類富集模式及其主控因素、新近系斷—砂耦合關系，分別開展表征新近系油氣運移能力的定量研究方法。

4.1 “斷-蓋”聯(lián)合控制走滑反轉(zhuǎn)帶新近系油氣垂向運移能力

區(qū)域蓋層的發(fā)育對于古近系油氣的成藏與保存起到重要的作用，但同時也是阻礙油氣自主力烴源巖沙河街組向新近系運移的主要因素，且厚度越大、阻礙運移的能力應越強[25]。反之，油源斷裂作為油氣垂向運移的主要通道，其活動性的相對強弱決定了其垂向輸導的能力，一般斷層活動性越強，其垂向運移能力亦越強。據(jù)前人研究，蓋層被斷層錯開以后，起封閉作用的蓋層厚度就不再是原蓋層厚度，而是斷層兩盤蓋層與蓋層的對接厚度，稱為蓋層有效斷接厚度[13]。

H′=(H-h)cosθ

式中：H′為有效斷接厚度，m；H為蓋層厚度，m；h為斷層斷距，m；θ為斷層傾角，(°)。

本文對走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶20余口井東營組區(qū)域蓋層及其與切穿該套蓋層的斷層之間的有效斷接厚度進行了統(tǒng)計。從蓋層有效斷接厚度與油氣層分布的對應關系來看(圖6)，走滑反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶內(nèi)東營組區(qū)域泥巖蓋層與油源斷層的有效斷接厚度H′>10 m時，油氣難以大規(guī)模地運移至淺層新近系，當區(qū)域泥巖蓋層與油源斷層的有效斷接厚度H′<10 m時，油氣則具備向淺層新近系較大規(guī)模垂向運移的能力。

圖6 黃河口凹陷走滑反轉(zhuǎn)帶區(qū)域蓋層斷接厚度與油氣成藏層位的關系Fig.6 The relationship between the thickness of regional seal in juxtaposition with faults and the horizons of hydrocarbon enrichment in the inverted strike-slip structural belt of Huanghekou Sag

4.2 “脊-斷”聯(lián)合控制凹中斷隆帶新近系供烴能力

東部斷隆帶緊鄰北部渤南低凸起物源區(qū)，在古近系發(fā)育了相對富砂的沉積體系。其中沙河街組二段為辮狀河三角洲沉積的大套厚層砂礫巖，處于主體區(qū)的BZ36-1AS、BZ36-2A、BZ36-4A井區(qū)表現(xiàn)為多期扇體疊置，砂巖百分含量55.2%～98.9%，平均為81.4%，處于斷隆帶與深洼相接部位的BZ36-2B、BZ36-2BW井揭示的砂巖百分含量亦在20.0%左右，孔隙度為16.8%～25.5%，平均20.9%；東三段辮狀河三角洲沉積水下分流河道砂體非常發(fā)育，多期河道砂體交互疊置，復合河道砂體厚度達24.9m～81.8 m，砂巖百分含量51%～67%，平均59%，儲層孔隙度主要分布范圍12%～31.0%，平均值21.1%。穩(wěn)定分布的優(yōu)質(zhì)沉積砂體不僅是良好的儲集層，更是上覆新近系油氣成藏重要的倉儲層[9,10]。由于油氣在三維地質(zhì)體內(nèi)的運移程總是遵循最大動力學法則，在倉儲層內(nèi)也只有平面上相對低流體勢的部位才可能是油氣優(yōu)勢運聚帶，可稱之為“輸導脊”，且地層傾角越大，油氣匯聚的能力越強[27]。顯然，對于古近系圈閉而言，只有圈閉處于輸導脊上時，成藏的概率才會更大，并且當油源充足時，流體勢最低的圈閉油氣豐度最大。

對于新近系起再分配油氣作用的運移斷層而言，也只有那些斷至倉儲層輸導脊部位的斷層才可能是有效運移斷層。如BZ36-1AS井所在構(gòu)造運移斷層即切至北部斷隆帶輸導脊的最高部位，該井即在新近系明下段和館陶組獲得良好的油氣發(fā)現(xiàn)，而BZ36-4A井區(qū)所在構(gòu)造的圈閉、儲層條件均與之相當，但其運移斷層近斷至輸導脊的較低部位，在新近系發(fā)現(xiàn)的油層明顯較少，而更低部位的BZ36-2A井，新近系斷層并未斷至輸導脊部位，該井在新近系發(fā)現(xiàn)的儲層全為水層(圖6)。

為表征斷隆帶內(nèi)新近系斷裂的再分配油氣的能力，本文引入有效供油面積(Sc)定量模型(圖7a)。即根據(jù)斷層切穿輸導脊的斷距以及與輸導脊切割的長度，并充分考慮輸導脊的砂巖百分含量以及輸導脊的地層傾角，其公式為：

Sc=ΔHLфtgθ

(2)

式中：Sc為有效供油面積，km2；L為輸導脊與運移斷層接觸長度，km；ΔH為斷層斷距，km；ф為輸導脊砂巖百分含量，%；θ為輸導脊頂面地層傾角，(°)。

通過對東部斷隆帶已鉆井區(qū)古近系有效供烴面積與新近系油氣藏的儲量豐度進行對比分析，結(jié)果顯示有效供油面積對新近系的原油儲量豐度有著明顯的控制作用，當Sc<3×10-3km2時，新近系難以成藏，當Sc≥12×10-3km2新近系形成高豐度油田的概率較大，新近系已鉆井發(fā)現(xiàn)的儲量豐度多大于150×104t/km2(圖7b)。

4.3 “斷-砂”共控新近系構(gòu)造-巖性圈閉的油氣成藏規(guī)模

無論是走滑反轉(zhuǎn)帶，還是凹中斷隆帶，新近系圈閉在具備油氣垂向運移能力的條件下，油源斷層與砂體有效接觸是砂體成藏的基本前提。兩者接觸程度越大應越有利于砂體的規(guī)模性成藏，并且油氣在砂體中運移能力同樣應受控于本砂層的含泥量的控制。當砂體中泥質(zhì)含量較高時，也難以成藏，這也是常鉆遇干層的主要原因。為了綜合評價上述多種因素對砂體成藏的影響，付廣等提出并建立了斷-砂配置側(cè)向分流輸導油氣能力評價指數(shù)(T)[15]。該評價指數(shù)模型建立的重要基礎之一，是從一維線狀的角度提出了斷-砂接觸長度的概念。但地下砂體與油源斷層的接觸狀態(tài)實際是呈二維的面狀，并且一個成藏砂體往往與多條運移斷層相接觸，構(gòu)成三維的斷-砂接觸狀態(tài)，每一條運移斷層與成藏砂體的有效接觸面積都會對油氣的富集有著重要影響(圖8)。為更客觀地表征成藏砂巖的油氣富集能力，本文提出總有效接觸合面積(TS)的概念，TS代表著與成藏砂體相接觸所有效接觸面積之和[公式(3)～(5)]，該值越大意味著由油源斷裂向成藏砂體輸導油氣的能力越強。

圖7 黃河口凹陷斷隆帶新近系“脊-斷”控藏模式及定量預測模型Fig.7 The hydrocarbon accumulation pattern jointly controlled by “ridge-fault”,and the quantitative prediction model of the Neogene in the faulted uplift structural belt in the Huanghekou Saga.輸導脊油氣運聚系數(shù)計算模型；b.輸導脊的運聚系數(shù)與圈閉油氣資源量相關關系

圖8 渤海灣盆地黃河口凹陷“斷層-砂體”耦合接觸定量模型Fig.8 The quantitative model for determining the “fault-sand body” contacting area in the Huanghekou Sag

(3)

Si=LiHi

(4)

(5)

式中：Hi為第i條油源斷層與砂體接觸厚度，m；h為井鉆遇砂層厚度，m；β為砂體傾角，(°)；αi為第i條斷層傾角，°；Li為第條油源斷層與砂體接觸長度，m；Si為第i條斷層與砂體的有效接觸面積，m2；vsh為儲層泥質(zhì)含量，無量綱；TS為總有效接觸面積，m2。

利用本方法對渤海新近系主要油田的已鉆井鉆揭砂體的斷-砂總有效接觸面積進行了系統(tǒng)計算。將其與已成藏砂體的油氣充滿度作相關分析，發(fā)現(xiàn)當TS<1×104m2時，與運移斷層相接觸的砂體的充滿度明顯偏低，多低于15%，且多以油水同層和水層為主；當TS>2×104m2時，油氣充滿度明顯呈隨總有效接觸面積增大而增大的趨勢(圖9)。其中，亦有相反特征的實例，如兩砂體與已證實有效油源斷層的總有效接觸面積分別高達7.45×104m和9.12×104m ，但鉆探結(jié)果顯示為水層。另一成藏砂體的總有效接觸面積高達9.85×104m2，油氣充滿度高度僅不足25%。分析其主要原因，則主要在于砂體厚度大、平面展布面積大，但高部位斷層斷距較小，未有效斷開砂體，不能形成有效巖性圈閉所致。

圖9 渤海灣盆地黃河口凹陷新近系構(gòu)造-巖性油藏“斷-砂”有效接觸面積與油氣充滿度相關關系Fig.9 The effective “fault-sand” contacting area vs.the hydrocarbon fill factor for the Neogene structural-lithologic reservoirs in the Huanghekou Sea

5 結(jié)論

1) 黃河口凹陷新近系具有優(yōu)越的油氣成藏條件，油氣藏主要分布控于走滑反轉(zhuǎn)帶和凹中斷隆帶兩類凹中正向構(gòu)造單元內(nèi)。其中，走滑反轉(zhuǎn)帶內(nèi)新近系油氣成藏模式為垂向貫通式，凹中斷隆帶內(nèi)新近系油氣成藏模式為側(cè)向匯聚垂向再分配式。

2) 走滑反轉(zhuǎn)帶和斷隆帶新近系油氣運移的主控因素差別較大。其中，走滑反轉(zhuǎn)帶內(nèi)斷層的活動強度和古近系區(qū)域蓋層共同控制油氣垂向運移能力，可以用區(qū)域泥巖蓋層與油源斷層的有效斷接厚度(H′)進行定量表征，當H′<10m時，油氣則具備向淺層新近系較大規(guī)模垂向運移的能力；斷隆帶新近系油氣的運移受到油氣運移倉儲層內(nèi)的輸導脊和斷至倉儲層的斷層共同控制，當通倉斷層與輸導脊相匹配、且有效供油面積Sc≥12×10-3km2新近系形成高豐度油田的概率較大，新近系已鉆井發(fā)現(xiàn)的儲量豐度多大于150×104t/km2。

3) 在具備油氣垂向供給條件的前提下，新近系油氣成藏規(guī)模受到“斷-砂”接觸程度的控制。有效油源斷裂與砂體的總有效接觸面積TS越大應越有利于砂體的規(guī)模性成藏。當TS<1×104m2時，與運移斷層相接觸的砂體的充滿度明顯偏低，多低于15%，且多以油水同層和水層為主；當TS>2×104m2時，砂體規(guī)模性成藏的概率較大，油氣充滿度明顯呈隨總有效接觸面積增大而增大的趨勢。