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摘 要： 摘要：針對廟西南凸起館陶組主要成藏砂體類型與油氣富集程度的差異，分析油氣運聚條件及其對油氣成藏的影響，總結差異成藏規律。研究表明，油田區為多斷階脊斷接力式油氣運聚模式，油氣先沿館陶組底部區域砂巖輸導脊向高部位斷階區橫向運移，再由通脊斷裂將
摘要：針對廟西南凸起館陶組主要成藏砂體類型與油氣富集程度的差異，分析油氣運聚條件及其對油氣成藏的影響，總結差異成藏規律。研究表明，油田區為多斷階“脊—斷”接力式油氣運聚模式，油氣先沿館陶組底部區域砂巖輸導脊向高部位斷階區橫向運移，再由“通脊”斷裂將油氣分配至淺層聚集成藏。增壓應力的分布與強度是影響油氣運移與保存的關鍵，控制主要成藏砂體類型與油氣富集程度。
增壓區利于油氣保存而不利于油氣運移，以厚砂體成藏為主;弱增壓區、亞增壓區利于油氣運移但不利于油氣保存，主要為薄砂體成藏。構造低部位弱增壓與高部位增壓型斷塊運移與保存條件最優，油氣最為富集。同一斷塊內部，“脊—斷”條件控制不同井區的油氣豐度，“通脊”斷裂切至輸導脊的構造位置越高、在輸導脊上累計錯動面積越大，該區域的油氣豐度也越高。這種油氣差異成藏規律有效指導了廟西南凸起館陶組的高效評價，同時為類似地區的油氣勘探提供了重要參考價值。
關鍵詞：廟西南凸起;館陶組;差異成藏;輸導脊;增壓區;釋壓區;渤海
0引言
凸起區是油氣運聚的最終歸屬，也是渤海油田最為重要油氣富集單元，目前渤海海域最大的超億噸級油田蓬萊19-3就位于渤南低凸起之上。在凸起區油氣富集規律研究方面，前人的研究成果主要集中在構造條件對油氣的控制[1-3]，而關于油氣運移條件對油氣富集程度的控制方面研究相對較少。凸起區的油氣經歷了從凹陷區通過橫向輸導層向凸起區的長距離橫向運移，同時在橫向運移過程中隨著晚期活動斷層的分配調整，由于橫向輸導條件、垂向分配斷層和保存條件的差異，不同區帶油氣富集存在差異。輸導脊是橫向輸導層的構造脊，是油氣運移的優勢路徑[4]。
本文從油氣運移路徑分析入手，重點針對橫向輸導條件、垂向分配斷層和不同斷塊的應力狀態等方面，探討油氣運移條件和保存條件對油氣富集的控制作用。
1概況
廟西南凸起位于渤海海域中東部，緊鄰廟西凹陷與渤東凹陷，成藏背景優越，在其周圍已經發現了蓬萊19-3、蓬萊25-6和蓬萊19-9油田。受南側NEE向邊界斷層和東側NNE向邊界斷層控制，廟西南凸起整體向NW方向下傾，與廟西北洼成緩坡式接觸關系。由于廟西南凸起處于郯廬走滑斷裂帶內，構造應力復雜[5]，區內走滑斷裂與伸展斷裂復合發育，近SN向走滑斷裂與近EW向伸展斷裂將油田區劃分為多個斷塊構造。垂向上，自下而上地層依次為元古界片巖、古近系東二下段泥巖、新近系館陶組、明化鎮組和第四系平原組，其中主要成藏層位為館陶組，與蓬萊19-3、蓬萊25-6油田的主要成藏層位一致[1]。
在館陶組油氣勘探評價過程中，發現各斷塊間主要成藏砂體的類型與油氣富集程度存在差異，甚至有些整裝圈閉內部不同井區間的油氣富集程度也存在差異，這種成藏差異直接影響該區后續評價方案的制定。油氣成藏是生、儲、蓋、圈、運、保等多種因素共同作用的結果，受特定地質條件限制，控制油氣成藏差異的關鍵因素往往為上述的部分因素[2，3]。
廟西南凸起東西方向由走滑斷層切割為多個斷階區，構造格局、地層結構與相鄰的廟西北凸起(蓬萊9-1油田)、渤南低凸起(蓬萊19-3油田)具有明顯差異[6]，油氣成藏規律也更加復雜，沒有類似成藏背景的油田參考借鑒。筆者利用鉆井、地震、分析化驗資料和物理模擬實驗，剖析廟西南凸起館陶組的油氣運聚條件，探討關鍵成藏要素對油氣成藏差異的影響，總結成藏規律，為油田后續高效評價以及類似地區的勘探提供參考。
2油氣運聚條件分析
2.1油氣來源與充注方向
據油氣地球化學指標對比分析，廟西南凸起館陶組油氣主要為渤東凹陷和廟西南洼的油源貢獻，其中研究區南側的3井區、5井區為廟西南洼的原油，典型特征為低熟、中等伽瑪蠟烷和中低4-甲基甾烷[7];北側1井區、6井區主要為渤東凹陷的原油，典型特征為成熟、中等伽瑪蠟烷和中高4-甲基甾烷[7];無論是渤東凹陷還是廟西南洼的原油，油氣都是從西側向研究區充注。
2.2橫向運移通道
凹陷中生成的油氣在凸起區規模聚集必須通過橫向輸導層的高效輸導。渤東地區橫向輸導層有潛山不整合面和館陶組底部骨架砂體兩種類型，如蓬萊9-1區、渤中22/23區主要橫向輸導層為潛山不整合面，蓬萊7區潛山不整合面和館陶組底部骨架砂體均為橫向輸導層。廟西南凸起潛山不整合面之下為元古界巖性致密的片巖，不整合面之上覆蓋東二下段富泥地層，因此，不整合面附近缺乏有效的連通儲集空間，難以作為油氣橫向運移的通道，鉆井過程中潛山不整合面附近也未見到油氣顯示。
對于骨架砂巖，當地層含砂率在20%左右砂體之間開始連通，含砂率在40%以上時孔隙砂體之間的連通性較好[8]。廟西南凸起館陶組為辮狀河三角洲沉積，儲層砂巖主要為(水下)分流河道沉積，自下而上呈“粗—細—粗”的粒序結構。館陶組沉積早期水體能量強，發育厚層(含礫)砂巖(單層厚度>4m)。
鉆井統計顯示，館陶組底部厚層(含礫)砂巖平面分布廣泛，Ⅳ油組含砂率處于39%～58%之間，砂體之間連通性較好。位于同一斷塊的5、1、6井館陶組底部錄井顯示層段油水關系一致，屬于同一油水系統，說明館陶底部砂體橫向連通性好，為主要橫向輸導層。館陶組中部巖性組合為薄層砂巖(單層厚度<4m)與泥巖頻繁互層，含砂率15%～23%，該富泥層段為底部厚層砂巖段提供遮擋，保障油氣沿館陶組底部骨架砂體橫向輸導。
2.3“脊—斷”輸導體系
油氣進入館陶組底部骨架砂體輸導層后，首先向輸導層構造脊匯聚，然后沿脊向構造高部位運移，在輸導脊路徑上的構造圈閉中聚集。由于近SN向走滑斷裂的分隔和遮擋，油氣首先在近油源的西支走滑遮擋形成的圈閉中聚集。隨著油氣不斷充注，輸導脊上圈閉中聚集油氣的飽和壓力逐漸增大。
當油藏飽和壓力大于控圈走滑斷層的開啟壓力時，油氣突破斷層遮擋，一部分沿走滑斷裂帶垂向運移，一部分繼續向高部位斷階的中支走滑、東支走滑遮擋形成的圈閉內聚集;油氣沿館陶組底部區域砂巖橫向運聚的同時，走滑派生的北東向“通脊”斷裂亦將油氣分配到館陶組中上部聚集成藏，表現為“脊—斷”接力式的運移方式，其中館陶組底部區域砂巖輸導脊主要起匯聚、中轉的作用。這種沿輸導脊多斷階的油氣運聚方式，與經典的差異聚集理論相似[9]，在油源充足的前提下，距離油源較遠的高位斷階區亦有油氣聚集。
廟西南凸起緊鄰廟西凹陷與渤東凹陷，周邊已經發現了億噸級的蓬萊19-3、蓬萊25-6油田，油源充足，東支走滑附近的高位斷階區(1號斷塊4井區)也發現了油氣。由于低位斷階靠近油源，存在二次充注，并且含油層系埋深也較高位斷階區大，生物降解作用相對較弱，其油品性質相對較好。
3差異成藏剖析
盡管廟西南凸起各斷塊的油氣運聚模式相同，但受源圈距離、構造應力、“脊—斷”配置條件等因素影響，斷塊之間乃至斷塊內部油氣成藏存在明顯差異。
3.1成藏差異特征
(1)不同斷塊主要成藏砂體類型與油氣富集程度差異
按厚層、薄層劃分成藏砂體類型，研究區可以劃分為2類：一類是1號斷塊和2號斷塊主要以館陶組中下部薄砂體成藏為特征，其中2號斷塊構造高部位厚砂體也成藏;另一類則是3號斷塊主要為頂部厚層砂體成藏。由于館陶組以薄砂體成藏為主，厚砂體成藏相對較少，儲量規模主要分布在連續含油的薄層段。
據鉆井揭示的油底計算，2號斷塊薄油層最大油柱高度55m，厚層最大油柱高度僅15m;1號斷塊薄油層最大油柱高度35m;3號塊厚油層最大油柱高度35m。綜合儲量規模和平面含油豐度分析，館陶組中下部薄砂體與頂部部分厚砂體均成藏的2號斷塊油氣最為富集，以館陶組中下部薄砂體成藏為特征的1號塊次之，以館陶組頂部厚層成藏為主的3號塊油氣富集程度相對最差。
(2)同一斷塊不同井區油氣充注強度差異
由于館陶組中下部薄砂巖的橫向非均質性，同一斷塊不同井區存在油水關系不一致的現象，這種現象是不同井區油氣充注強度存在差異的直接體現。如圖2，2號斷塊的1井薄層段在Ⅳ油組中部見水，連續270m井段含油;6井薄油層段在Ⅲ油組底部見水，連續210m井段含油;5井雖然構造位置較6井高，但薄油層段在Ⅱ油組底部見水，連續120m含油。根據薄層段連續含油層段的跨度和見水層段的深淺分析，1井區油氣充注強度最大，6井區次之，5井區最弱。
3.2關鍵差異成藏要素分析
(1)壓應力的分布與強度控制不同斷塊成藏砂體類型與油氣富集程度根據前人的油氣運移物理模擬實驗[10]，油氣向目的層系充注過程中通常選擇優勢通道，在薄砂體與厚砂體之間，由于儲集物性產生的毛細管阻力差異，厚砂體是油氣充注的首選目標。因此，在油氣充注強度相同的條件下，若薄砂體成藏，厚砂體也一定有油氣的充注，但其能否成藏取決于斷塊圈閉的側封條件。相對厚砂體，薄砂體成藏則對圈閉側封的要求相對較低，油氣充注強度是薄砂體成藏的關鍵。
2號斷塊東側控圈的走滑斷層在館陶組斷距5～10m，1號斷塊和3號斷塊近東西向控圈斷層晚期活動強烈，一定程度上影響圈閉的側封性。除斷層活動性與巖性對接因素外，應力也是影響圈閉側封的主要因素。據徐長貴[11]關于走滑斷裂控藏的研究成果，增壓區斷裂的閉合程度強于釋壓區，增壓區利于油氣保存，在斷層兩盤砂-砂對接情況下依然能成藏，而釋壓區利于油氣運移。廟西南凸起館陶組地層整體寬緩，地層坡腳在1.5°左右，油氣在館陶組底部區域砂巖橫向運移過程中流體勢差異較小，構造應力對油氣橫向運移與遮擋的影響格外突出。
通過斷裂的活動精細剖析與館陶組地層形變分析，研究區主要包括3種類型的增壓區：走滑-伸展交匯型增壓區、走滑側接型增壓區以及走滑伴生型增壓區。伸展-走滑交匯型增壓區主要發育在走滑斷裂和伸展斷裂的交匯位置，由于走滑旋轉受阻而導致增壓，位于研究區南側，如3號斷塊，新西蘭北島斷裂體系-陶波斷陷交匯區也發育類似成因的增壓帶[12]。
走滑側接型增壓區是走滑轉換型增壓區的一種[11]，在走滑斷裂疊覆位置發育，研究區主要表現為右旋左階的疊覆增壓，在中支走滑斷裂帶的兩條走滑斷層之間發育。走滑伴生型增壓區為典型走滑斷裂發育的壓性構造，走滑斷裂附近發育，與張性構造伴生，在西支、中支走滑附近發育。
4結論
廟西南凸起館陶組為多斷階“脊—斷”接力式運聚方式，其中館陶組底部區域砂體為油氣橫向運移的輸導脊，張性“通脊”斷裂為主要的運移斷層。受走滑斷裂與伸展斷裂復合作用控制，研究區構造應力分布復雜，增壓應力的分布與強度控制不同斷塊成藏砂體的類型與油氣富集程度，其中構造低部位弱增壓與高部位增壓型斷塊最有利于油氣的充注與保存，薄層和厚層均能成藏，油氣最為富集。
工區南側整體處于增壓區，主要為厚層成藏，應加強館陶組頂部厚層砂體搜索。工區北側壓應力較弱，側封條件相對較差，應加強館陶組中下部薄層砂體勘探。“通脊”斷裂與輸導脊的配置方式、在輸導脊上的累計錯動面積控制同一斷塊不同井區的油氣充注強度。“通脊”斷裂切至輸導脊的構造位置越高、在輸導脊上累計錯動面積越多，該區域的油氣豐度也越高，是勘探部井的首選區域。
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