冀延民

（鲁胜石油开发有限责任公司，山东东营  257000）

 

摘 要：利用区域地质、测井、录井、分析测试等多种技术方法，对渤海湾盆地垦东凸起南部新近系地层油气富集特征和成藏主控因素进行了综合分析研究。研究认为：该地区为一大型潜山披覆构造，具有双层结构特征，新近系的馆陶组和明化镇组披覆在整个垦东潜山之上。研究区油气绝大部分来自桩东凹陷和孤南洼陷，油气藏类型主要有构造岩性油藏和断块油气藏为主，前者如垦东18、垦东29馆上段油藏，含油层系全，油藏丰度高，横向变化大；后者如垦东12圈闭，应力性质以拉张为主，含油层系相对单一，含油高度小，但油藏面积较大，横向变化较小。研究区油气分布受断裂影响较大，靠近走滑主断裂，有利于油气聚集。大的构造背景是油气运移和聚集的有利指向区。

关键词：垦东凸起；潜山披覆构造；油气富集特征；主控因素

中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：1671-2064(2023)24-0011-04

 

0引言

垦东凸起位于山东省东营市垦利县境内黄河入海口处，勘探面积720km²。垦东凸起南部是受垦东断层和垦东南断层控制而形成的大型潜山披覆构造带。该区主要为黄河口运聚系统，西部有孤南-富林油源，东部有青东-莱州湾油源，具有丰富的油源条件^[1-3]。目前，垦东凸起已经探明了新北油田、新滩油田，发现了明化镇组、馆陶组及东营组三套含油层系，展示出垦东地区广阔的勘探前景。进一步加强对垦东地区及周边油气运聚规律和成藏控制因素的系统研究，从而带动垦东地区第三系油藏的立体勘探和整体评价。

1研究区地质概况

垦东南部位于沾化凹陷东部，西、南分别以垦东断层、垦东南断层与孤南—富林洼陷、青东凹陷相接，北部以斜坡过渡到桩东凹陷。构造上垦东地区位于郯庐断裂带的渤海段，郯庐断裂带在渤海段由东西两个分支断裂夹持下的凹凸相向的构造组成。垦东地区位于该段的西分支，特点是该地区的断裂为雁列式分布的多条断裂，其地质、构造、地层特点都受郯庐大断裂控制或影响^[4]。

垦东南部为一大型潜山披覆构造，具有双层结构特征，即前第三系潜山构造和在前第三系潜山背景上发育起来的浅层超覆披覆构造。长期的风化剥蚀和构造运动，使前第三系顶面构造呈现南高北低，中间高东西低的格局（见图1）。浅层披覆构造受潜山构造形态的影响明显，有较明显的继承性。古近系的东营组和沙河街组地层超覆在东部斜坡带上，新近系的馆陶组和明化镇组则披覆在整个垦东潜山之上。西部主体受潜山地形的形态控制，形成了两个局部披覆构造，区内小断层发育，断距一般10～15m，延伸2～6km。东部斜坡带整体北东倾，受两条大断层的影响，反向屋脊残丘山之上的地层明显少于或薄于断层下降盘的地层，且形成了多个反向断块或断鼻构造，成为斜坡带上油气的有利聚集部位^[5-6]。

图1 垦东南部构造图

据钻井、测井资料分析，本区钻遇地层从下至上为古生界、中生界、下第三系、上第三系以及第四系。由于受构造运动的影响，同一层系在不同的构造位置厚度变化较大，不同层系的分布范围也有较大差异^[7]。可划分为前第三系基底层和在此背景上发育起来的第三系超覆披覆层（见图2）。

图2 垦东地区南北向地层对比图

目的层馆陶组下段以辫状河沉积砂砾岩为储层，单层厚度大，砂岩含量平均为68.3%，为厚层砂岩夹泥岩岩性组合。馆上段为曲流河沉积，砂岩主要以中、薄层浅灰色中砂岩、粉砂岩及细砂岩为主，岩性组合为砂泥岩薄互层，沉积结构具有泥包砂的特征。明化镇组地层以河漫滩冲积平原沉积为主，底部发育透镜体状砂岩，中上部以泥岩为主，在整个垦东地区普遍发育。总体而言，新近系地层沉积时期晚，埋藏浅，成岩作用较差，砂岩疏松，以原生孔隙为主，次生孔隙不发育。孔隙结构较好，具有良好的孔渗结构，是有利的油气储集空间。

2油气成藏条件

2.1 油源条件

垦东地区四面被生油凹陷包围，西、南、东分别以断层与孤南－富林洼陷、青东、莱州湾凹陷相接，北以斜坡过渡到桩东凹陷。前人研究表明，桩东凹陷和孤南洼陷为本区提供绝大部分油源，但从油源对比分析，青东、莱州湾凹陷也为本区提供油源^[8]（见图3）。

青东凹陷以沙三段和沙四段为主要生油层，据位于凹陷边缘的青东1井资料分析，沙四段所生原油具有高γ-蜡烷和C29甾烷优势的特点；沙三段所生原油的规则甾烷也以C29占优势，且C28甾烷的丰度相对较低。

桩东凹陷的主要生油层为沙三段和东营组，据凹陷生油岩成熟度分析，东营组生油层在凹陷边缘Ro一般为0.3%-0.6%，为低成熟，愈向凹陷中心成熟度愈高，凹陷中部生油岩Ro值可达0.7%～0.9%；沙三段生油层在凹陷边部的Ro为0.5%～0.75%，属成熟阶段，凹陷中心生油岩Ro一般为1.2%～1.3%，为高成熟。对照垦东30井、垦东70井、垦东17井（油砂）和BZ34-1-1井、BZ34-2-1井等，发现其生标指纹十分相似，如萜烷分布指纹中γ-蜡烷含量很低，明显不同于垦东162井原油；甾烷分布指纹中以C27占优势，C28具有一定含量，与青东1井沙三段生油岩的甾烷分布特征差别明显。垦东70井和BZ34-1-1井原油均为成熟原油，不同之处是后者成熟度相对较高，这与其靠近桩东凹陷中心有关。

此外，垦东70井明化镇组的油从生物标志组合来看既有完整的甾、萜系列，又有严重降解的25-降藿烷系列，但是饱和烃色谱出现了大量完整的正构烷烃，表明原油没有发生生物降解，而重碳部分基线上升，存在难分离的“鼓包”，为严重的生物降解原油的典型特征，从而说明前期注入的原油发生了严重的生物降解，后期注入的原油没有发生降解，具有二次充注的特点。前期注入的油可能来源于桩东凹陷，注入后经过了生物降解之后又有另一种油注入，没有发生降解。至于两期原油是否同源，推测有东部莱州湾凹陷及南部青东凹陷烃源岩生成油的贡献，因两个凹陷样品少，有待于进一步验证。

图3 垦东地区油源分析图

2.2 输导条件

凹陷烃源岩生、排烃强度大，生、排烃期主要在馆陶组-第四系沉积时期，新近系油气输导方式控制了油气运移路线上油藏类型的分布，决定不同构造带含油气层段和油气富集程度不同^[9-10]。东部斜坡带油气“阶梯式”运移，由于侧向是岩性对接封堵，主要在断层上升盘形成断层-岩性油藏，层段主要以馆上段-明化镇组底部为主。油藏高度与遮挡断层断距正相关，断距越大，含油层段越大。

油气“网毯式”运移，岩性组合决定了馆上段底部为主要含油层段，形成古背景的岩性油气藏，走滑断层参与油气输导，所以走滑断裂带两侧的油气更富集，如垦东西部主体带已经发现垦东25块和垦东18块油气藏主要分布在走滑断裂带两侧。

断裂带走滑活动对主力含油气层系有重要影响。对于主干走滑断裂，断层的封闭性较好，较多的油气聚集在下部层位中。与之成对照，派生的走滑断层引张作用使断层开启，有利于油气向浅部层系运移，使新近系成为该区的主力含油气层系。馆下段是垦东地区油气横向运移的主要路径，由于东北走向走滑断裂带直接伸入桩东凹陷，断裂带成为油气纵向运移和横向运移的有利通道，靠近走滑断层油气显示层段较多，如位于中部较大型走滑断裂附近的垦东18井在馆陶组钻遇油层4层12m，而位于相当位置的垦东36井仅在馆陶组钻遇油层1层2m，所以走滑断裂带是油气纵向和横向输导的有利路径。

2.3 储盖组合

按层系划分，垦东地区可划分为中古生界、中新生界、沙四-沙三、沙一-东营、馆下段、馆上段、明化镇组共七套储盖组合。

馆上段为曲流河沉积，河道砂发育，物性好，是本区重要的储集层。根据垦东地区46口井统计，馆上段地层平均厚度276m，平均砂岩厚度112m，占地层厚度的40.6%，为明显的砂泥互层组合。由于曲流河道不断迁移，形成单个砂体横向变化较大，对比关系复杂，多为不连通的砂体，纵向上多期砂体叠合，相互穿插，平面上砂体叠合连片分布，为油气提供了良好的储集体。

图4 垦东701井储盖组合分析图

综合馆上段砂组的砂体分布特点，曲流河经垦东地区的概率性走向为东北向，但各砂组砂岩富集带有所差异。自下而上砂岩百分含量降低，平面上自南向北，自西向东泥岩百分含量增加，从馆上段砂岩百分含量变化直方图上看出，馆上段内部存在两套较好的盖层，这两组泥岩相对发育与其下部的砂岩组成两套次级储盖组合，其中馆上段底部次级组合主要分布于披覆构造主体，两次级储盖组合在斜坡超覆带都有分布。

明化镇组储盖组合以其底部砂岩为储层，明化镇组底部泥岩既是本组合的盖层又是区域盖层（见图4）。

2.4 油藏类型及分布

垦东地区已发现的油气藏全部分布于新近系，古近系仅在北部斜坡带见油气显示，前第三系尚没有发现。新近系油气藏相对集中分布于三套含油层系：A、明化镇组底部—馆上段顶部Ⅰ-Ⅱ砂组，以明化镇组底部为主，该套含油层系集中分布于东部斜坡带垦东70-斜102一带；B、馆上段Ⅰ+Ⅱ砂组到明化镇的Ⅳ、Ⅶ、Ⅷ砂组，该砂组组合主要发育在东部；C、馆上段Ⅵ、Ⅶ砂组—馆下段顶部，主要分布于西部（见图5）。

 

图5 垦东南部近东西向油藏对比剖面

垦东地区已经发现新近系在潜山披覆构造主体背景上形成受岩性、构造双重因素控制的构造岩性油藏，如垦东18、垦东29馆上段油藏，含油层系全，油藏丰度高，横向变化大，形成披覆构造油藏；走滑断裂形成的断块油气藏，如垦东12圈闭，应力性质以拉张为主，含油层系相对单一，含油高度小，但油藏面积较大，横向变化较小。在断层上升盘或下降盘断鼻构造高部位形成岩性-反向断鼻油气藏和岩性-顺向断鼻油气藏，如垦东70明化镇组油藏。

3油气富集主控因素

垦东地区油气在披覆构造背景下，不同的构造部位，其油气分布及控制因素亦有所不同。

3.1断层的发育程度控制含油层系

油气运移的通道主要有不整合面、储集层和断层。前两者油气以横向运移为主，垦东地区主要发育北东向的垦东大断层及次级断层，以及东西向的垦东26断层和垦东南断层，断层活动时期越长，断开的层位越多，油气纵向运移距离越大，到达的层位越多。本区斜坡带反向正断层活动至明化镇时期，时间长、断距大，油气纵向运移能力强，断层两盘形成含油层位多、含油井段长，如垦东12井从馆下段至明化镇组油气显示井段达350m，这些断层成组分布控制了油气的运移，形成油气纵向运移（见图6）。

而披覆主体部位断层正好相反，主要是由于岩性差异压实不均，形成岩性的小断层，断距一般10～15m，且不规则分布，这种断距与河道砂体沉积的厚度基本一致，断层消失于馆上段内部，而油层比较单一，厚度最厚15m，一般在5～10m之间，同时油层上下的泥岩较厚，这样由于断层的错动，只是断层两边砂岩与泥岩相接处，既有效地错断了断层两盘储层的对接，又没有使得馆上段曲流河道砂体与馆下段块砂相连，对于油藏的侧向封堵起到了关键作用，这样岩性断层就起了很好的封堵作用，从而形成主体带上圈闭面积小，厚度在6～15m的特点。

图6 垦东南部近南北向油藏对比剖面

3.2油气分布受构造、岩性双重因素控制

新滩地区在前第三系整体南抬北倾的古构造背景上，发育了两条北北东向延伸的鼻状构造，中间以鞍部相隔，该带构造幅度小，一般仅10m左右，断裂不发育，上第三系超复或披覆在中生界地层之上。

从目前的开发情况来，馆上段Ⅰ+Ⅱ砂组到明化镇的Ⅳ、Ⅶ、Ⅷ砂组多砂组含油，各小层基本含油，具有相对统一的油水界面，砂层越厚则油层越厚，因此说，曲流河砂体的发育程度控制了油气的富集程度。曲流河砂体的沉积控制主体部位油层发育特征。曲流河道砂体横向变化大，平面上砂体展布面积小，横向连通性差，对比关系复杂，多为相对独立的含油砂体。从钻井资料分析，最大单井钻遇油层7层12.5m，最小仅2层4.2m，最大单层有效厚度12.7m，最小仅0.7m。因此本区油层发育具有含油井段短，油层层数少，厚度小；横向分布不稳定，变化快的特点。

油气分布主要受古地形控制，形成微幅构造圈闭。且构造幅度低，一般在10m以下。以砂泥岩储盖组合配置关系较好的馆上底部含油为主，形成构造背景下的岩性—构造油藏。宏观上，油气的分布受构造控制，高部位油层相对发育，低部位较差。微观上，油气的富集受曲流河砂体的发育程度控制。

4结论

（1）研究区油气分布受断裂影响较大。靠近走滑主断裂，有利于油气聚集。大的构造背景是油气运移和聚集的有利指向区。

（2）宽缓的构造利于形成大规模油气藏，窄陡的构造形成的油气藏规模较小。

（3）地层沉积中心控制了储层的发育，储层的发育控制油气富集，主要发育构造-岩性、岩性、岩性-构造等类型油气藏。

 

参考文献

[1] 林玉祥,俞家声.垦东地区石油成藏系统及其演化[J].地质与勘探,2001,37(5):29-33．

[2] 刘金连,杨凤丽.垦东高凸起油气成藏机制研究[J].同济大学学报,2003,31(6):672-676．

[3] 彭存仓,顾菊萍.垦东地区上第三系馆陶组上段成藏规律研究[J].江汉石油学院学报,2002,24(4):10-12．

[4] 邹潋滟.垦东凸起构造特征及其对油气成藏的控制作用[J].油气地质与采收率,2008,15(4):27-29．

[5] 付兆辉,高喜龙,陆友明,等.渤海湾盆地垦东凸起构造特征与油气聚集[J].现代地质,2008,22(4):619-627．

[6] 石砥石,王永诗,王大华,等.垦东凸起上第三系油气成藏特征及勘探技术[J].中国海上油气(地质),2001,15(1): 51-55．

[7] 周维博.垦东凸起油气成藏特征分析[J].科技信息,2021 (7):614.

[8] 陈永红,陈庆春,林玉祥,等.渤海湾盆地垦东凸起油源对比与成藏条件研究[J].地质地球化学,2003,31(1):16-22．

[9] 武强,王应斌,杨在发,等.莱州湾地区垦东凸起东斜坡输导体系与油气成藏模式[J].石油地质,2010,(4):31-35.

[10] 杨贵丽,郑荣才,赵约翰,等.济阳坳陷垦东地区油气运聚规律再认识[J].油气地质与采收率,2015,22(3):10-15.

 

 

The Enrichment Characteristics and Main Controlling Factors of Oil and Gas in the Southern Part of Kendong Uplift in the Neogene Period

JI Yanmin

(Lusheng petroleum development limited liability company of shengli oilfield, Dongying  Shandong  257000)

Abstract:Utilizing various technical methods such as regional geology, logging, analysis and testing, a comprehensive analysis and study were conducted on the oil and gas enrichment characteristics and main controlling factors of the Neogene strata in the southern Kendong Uplift of the Bohai Bay Basin. Research suggests that the area is a large buried hill covering structure with a double-layer structure, with the Neogene Guantao Formation and Minghuazhen Formation covering the entire Kendong buried hill. The vast majority of oil and gas in the research area come from the Zhuangdong Depression and the Gunan Depression. The main types of oil and gas reservoirs are structural and lithological reservoirs and fault block oil and gas reservoirs. The former, such as the Kendong 18 and Kendong 29 upper section oil reservoirs, have a complete range of oil bearing layers, high reservoir abundance, and large lateral variations; the latter, such as the Kendong 12 trap, has a stress property mainly characterized by tension, with a relatively single oil bearing series and a small oil bearing height, but with a large oil reservoir area and relatively small lateral changes. The distribution of oil and gas in the study area is greatly affected by faults, and it is close to the strike slip main fault, which is conducive to oil and gas accumulation. The large structural background is a favorable directional area for oil and gas migration and accumulation.

Key words:Kendong uplift;Qianshan draped structure;oil and gas enrichment characteristics;main controlling factors