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摘 要： 摘要：利用最新高分辨率三維地震資料、測井錄井等資料，結(jié)合巖心觀察信息，從烴源巖、儲集層、生儲蓋組合、圈閉類型和輸導(dǎo)體系5個方面對黃河口凹陷油氣成藏條件進(jìn)行了系統(tǒng)分析。研究表明，黃河口凹陷烴源巖在整個凹陷普遍發(fā)育，共有3套烴源巖，其中沙河街組
摘要：利用最新高分辨率三維地震資料、測井錄井等資料，結(jié)合巖心觀察信息，從烴源巖、儲集層、生儲蓋組合、圈閉類型和輸導(dǎo)體系5個方面對黃河口凹陷油氣成藏條件進(jìn)行了系統(tǒng)分析。研究表明，黃河口凹陷烴源巖在整個凹陷普遍發(fā)育，共有3套烴源巖，其中沙河街組三段和東營組三段是主力烴源巖;主要的儲集層是新生界碎屑巖儲層和基巖儲層;生儲蓋層組合模式有下生中儲上蓋式、上生下儲上蓋式和自生自儲式;圈閉類型以斷塊圈閉為主;輸導(dǎo)系統(tǒng)以斷裂的垂向疏導(dǎo)為主;新構(gòu)造運(yùn)動對黃河口凹陷的影響是新近系油氣聚集的優(yōu)越條件，晚期斷裂活動對已形成油氣藏起到保存和二次分配的作用。油氣藏分布在平面上主要環(huán)繞生油洼陷呈環(huán)帶狀分布于洼陷周邊的構(gòu)造帶中，古近系油氣主要圍繞東部次洼呈環(huán)帶狀分布，新近系主要呈“T”字形分布，從古近系到新近系油氣有由周邊向中間、由南向北聚集的特征。
關(guān)鍵詞：油氣成藏條件;分布特征;黃河口凹陷;渤海海域
0引言
渤海海域黃河口凹陷是一個富生烴凹陷，同時也是油氣富集區(qū)，經(jīng)歷了30多年的勘探歷程，已在該凹陷內(nèi)已發(fā)現(xiàn)了B25-1、B25-1S、B34-2/4、B29-4、B28-1、B28-2S、K3-2等多個大中型油氣田以及B29-1、B25-2、B29-5、B34-3和B33-l等含油氣構(gòu)造圈閉。盡管黃河口凹陷地質(zhì)條件復(fù)雜多變，但前人仍然開展了許多有益的工作，包括斷裂與構(gòu)造演化、沉積與儲層預(yù)測-、烴源巖特征與發(fā)育機(jī)制5-7萬等等。但對于該凹陷內(nèi)油氣成藏條件與分布規(guī)律的系統(tǒng)研究涉及甚少，尚無公開文獻(xiàn)報(bào)道。伴隨著黃河口凹陷油氣勘探開發(fā)研究力度的不斷深入，陸續(xù)有新的油氣田被發(fā)現(xiàn)，但發(fā)現(xiàn)大規(guī)模油氣藏的難度也越來越大，因此，開展黃河口凹陷油氣成藏條件及分布特征工作是十分必要和重要的。作者在前人的研究工作基礎(chǔ)之上，充分利用高分辨率三維地震資料，從烴源巖特征、儲層條件，儲蓋組合模式、圈閉特征和輸導(dǎo)體系等方面對黃河口凹陷油氣成藏條件進(jìn)行系統(tǒng)分析和綜合研究，總結(jié)了油氣分布規(guī)律，為進(jìn)一步評價黃河口凹陷油氣勘探前景具有十分重要而現(xiàn)實(shí)的意義。
1區(qū)域地質(zhì)概況
黃河口凹陷位于渤海海域渤中坳陷南部，北部為渤南低凸起，東部為廟西凹陷，東南部為萊北低凸起，南部為墾東-青坨子凸起，西部是埋
!北凸起，凹陷總面積約3300km2，基底最大埋深約7000m，其中古近系地層最大厚度約3500m。
古近紀(jì)至現(xiàn)今構(gòu)造面貌總體表現(xiàn)為西深東淺、北陡南緩、凹中有隆，總體上為北斷南超的箕狀凹陷。二級構(gòu)造單元可劃分西北次洼、西南次洼、中央隆起帶、東部次洼、西北陡坡帶、西南緩坡帶、東北緩坡帶和東南緩坡帶等(圖1)。作為渤海灣盆地的組成部分，黃河口凹陷在構(gòu)造演化上具有典型的斷-坳疊置的特征，可劃分為古近紀(jì)裂陷期形成的半地璽和新近紀(jì)裂后期形成的坳陷，二者之間為區(qū)域性不整合m。沙三段、沙一段+二段和東營組下段烴源巖形成于古近系裂陷期的深湖一半深湖的沉積環(huán)境“。黃河口凹陷基底最大埋深約7000m，古近系、新近系發(fā)育齊全，古近系厚3500m[]。
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2油氣成藏條件
2.1烴源巖條件
黃河口凹陷主要發(fā)育沙河街組三段(Es)、沙河街組一段+二段(Es…)、東營組三段(E。d)3套烴源巖。有機(jī)地球化學(xué)分析結(jié)果表明(表1)，沙河街組三段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)碳含量平均在2%以上，除了中央隆起帶，總烴含量平均值大于2900×10～，生烴潛量(S+S)大于6mg/g，有機(jī)質(zhì)類型好，以Ⅱ型為主，在西部次洼(西北次洼和西南次洼)R值已達(dá)到1%以上，處于成熟一高熟階段，在東部次洼和中央隆起帶該層段源巖也已進(jìn)入了生烴門限，并處于生烴高峰階段，是黃河口凹陷的主力烴源巖。沙河街組一段+二段有機(jī)質(zhì)豐度一般遠(yuǎn)低于沙河街組三段，有機(jī)碳含量通常在0.5%以上，總烴含量大于300×10‘。‘，生烴潛量一般小于5mg/g，以Ⅱ型和Ⅱ型為主，該組烴源巖底部大約在東營組沉積末期開始成熟，現(xiàn)今仍處于生烴高峰期，而該套烴源巖頂部在明化鎮(zhèn)組下段沉積末期開始成熟，現(xiàn)今剛進(jìn)入生烴高峰期。各生油洼陷東營組三段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度相近，其有機(jī)碳含量平均值大于0.6%，總烴含量除西部次洼達(dá)到500×10外，東部次洼和中央隆起帶均低于500×10～;生烴潛量(S。+s)僅中央隆起小于5mg/g，以Ⅱ型為主，該層段烴源巖底部在明化鎮(zhèn)組上段沉積末期進(jìn)人生油門限，現(xiàn)今剛達(dá)到成熟階段。黃河口凹陷東、西兩個次洼的烴源巖演化有些差異。總體上，東部次洼的烴源巖成熟度較西部次洼低，而中央隆起帶則最低。
2.2儲集層條件
2.2.1新生界碎屑巖類儲集體
黃河口凹陷勘探實(shí)踐證明油氣儲集層有沙河街組三段、沙河街組一段+二段、東營組三段、東二下段、館陶組及明化鎮(zhèn)組下段，其中主要為沙河街組三段、沙河街組一段+二段、東營組二段和明化鎮(zhèn)下段。雖然館陶組砂巖分布很廣，砂地比較大，巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖，但由于黃河口凹陷新近系斷裂非常發(fā)育，使得館陶組砂體主要起輸導(dǎo)油氣運(yùn)移的作用。黃河口凹陷儲層的孔隙度和滲透率隨著埋藏深度增加，呈減小的趨勢。古近系沙河街組三段儲集性能明顯好于沙河街組一段+二段，為高孔一高滲儲層，沙河街組一段+二段為高孑L一低滲儲層;東營組一段為低一中孑L隙度、低一特低滲透率儲層;東營組二段為高～特高孔隙度、高一特高滲儲層;東營組三段為中一低孔隙度、低一特低滲透率儲層。新近系儲層物性很好，明化鎮(zhèn)組主要為高一特高孑L隙度、中一高滲透率儲層，孔隙度范圍為20%～46%，滲透率變化范圍27×10～～13152.6×10m;館陶組儲層為高一特高孔隙度、高一特高滲儲層，儲層物性較好，孔隙度24%～32%，滲透率變化范圍較大，為10×10～一12029×10～m(圖2)。
黃河口凹陷新生界砂體發(fā)育，主要包括三角洲平原分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、砂質(zhì)灘壩等砂體，它們和生油凹陷直接接觸形成儲一源匹配，十分有利于油氣藏的形成，如B28—2S油田東營組油藏、B34—1油田沙河街組油藏和B25—1s及B34—1油田明化鎮(zhèn)組下段和館陶組油藏等。儲層類型是砂巖基質(zhì)孔隙和裂縫，主要是由成巖作用、斷裂作用以及淋濾溶蝕作用形成的次生孔縫，可分中微觀縫、宏觀縫和溶孔、溶洞，其中，基質(zhì)孔隙主要為少量溶蝕孔、粒內(nèi)溶孔。儲層在縱向上分為裂縫發(fā)育帶、次裂縫發(fā)育帶。儲層的巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖。
2.2.2潛山基若類儲集體在黃河口凹陷中，盡管新生界碎屑巖類儲集體占主要地位，但基巖類儲集層也是不可忽視的。在地質(zhì)學(xué)范疇，基巖是指前寒武紀(jì)的結(jié)晶變質(zhì)巖系，而在石油地質(zhì)學(xué)范疇，基巖除包括結(jié)晶變質(zhì)巖系外，還包括火成巖和沉積巖，其地質(zhì)時代包括前寒武紀(jì)、古生代和中生代。黃河口凹陷潛山基巖類儲集體根據(jù)巖性的不同，又可細(xì)分為太古宇一古元古界變質(zhì)花崗巖儲集體、中生界安山巖和火山碎屑巖儲集體、古生界碳酸鹽巖儲集體。由于黃河口凹陷的深部位(烴源巖)與古潛山高部位(儲集體)直接側(cè)向接觸，對油氣的聚集十分有利。B26-2油田太古宇潛山混合花崗巖是結(jié)晶基底，經(jīng)歷多期構(gòu)造變動及巖漿熱液蝕變和風(fēng)化淋濾作用，形成縫洞儲集體。測井解釋其儲層孔隙度分布范圍2.1%~9.7%，平均為5.6%;滲透率為0.1×103~157.2×l03um㎡，平均值為48.3×103um²。太古宇潛山儲層的滲透能力主要依賴于裂縫，裂縫相當(dāng)發(fā)育且連續(xù)性好，裂縫中有90%以上的屬寬縫-特寬縫，有46.9%的裂縫被完全充填，其他見不同程度的充填，還可見少量未充填孔洞。包圍潛山帶的古近系生油巖生成的油氣，通過大斷層面或不整合面進(jìn)人太古宇縫洞儲集空間并聚集成藏，形成了B26-2油田潛山油氣藏。
B28-1是一典型的斷塊型潛山油氣田，主要儲層為古生界奧陶系及寒武系碳酸鹽巖，巖性以白云巖及白云質(zhì)石灰?guī)r為主，裂縫和溶蝕孔隙較為發(fā)育，測井解釋孔隙度分布范圍1.1%~13.5%，平均為7.7%;滲透率為0.07×l03230.1×103um2，平均值為70.5×10um²。
B28-1-1井位于B28-l的南側(cè)，鉆遇中生界安山巖，巖心觀察和鏡下鑒定發(fā)現(xiàn)，網(wǎng)狀裂縫發(fā)育，一般寬0.02~0.03mm，可為油氣的儲集提供了良好的空間。
2.3生儲蓋組合模式
黃河口凹陷構(gòu)造沉積演化與整個渤中坳陷同步，特別是新構(gòu)造運(yùn)動期(5.lMa以來)快速沉積埋藏(>200m/Ma)是該區(qū)以及整個渤中坳陷不同于渤海灣盆地其他構(gòu)造單元的重要特征之一1]，目前，黃河口凹陷新近紀(jì)油氣主要分布在明化鎮(zhèn)組下段，明化鎮(zhèn)組上段和館陶組泥巖作為新近紀(jì)油藏的優(yōu)質(zhì)蓋層;古近紀(jì)油氣主要分布在東營組二段和沙河街組二段及三段，東營組一段和三段、沙河街組一段的泥巖沉積段是古近紀(jì)油藏區(qū)域優(yōu)質(zhì)蓋層;古近紀(jì)沙河街組三段巨厚的泥巖層作為前第三紀(jì)潛山油氣藏的重要區(qū)域蓋層。明化鎮(zhèn)組、東營組和沙河街組區(qū)域性儲蓋組合的良好配置關(guān)系是黃河口凹陷油氣富集的主控因素之一(圖3)。
2.3.1下生中儲上蓋式組合模式下生中儲上蓋式組合模式在黃河口凹陷通常表現(xiàn)為：(1)以古近系沙河街組三段巨厚暗色泥巖為有效烴源巖，沙河街組三段上部和沙河街組二段辮狀河三角洲和扇三角洲砂體為儲層，沙河街組一段泥巖和東營組三段的局部泥巖為蓋層，形成了正常的下生中儲上蓋式生儲蓋組合，如，B34-6/7油田和B25-1油田等。(2)以古近系東營組三段暗色泥巖作為烴源巖，東營組二段辮狀河三角洲砂體為儲層，東營組一段為深湖一半深湖相沉積，巖性較細(xì)，成為天然蓋層，為一套下生中儲上蓋式的生儲蓋組合，如B34-4油田和B35-2油田等。
2.3.2上生下儲上蓋式組合模式此類模式主要分布于黃河口凹陷偏北的渤南低凸起部位，該處油源為沙河街組三段高成熟的烴源巖，儲層主要包括太古宇潛山變質(zhì)花崗巖、中生界安山巖和火山碎屑巖儲集體，新生界沙河街組三段烴源巖生成的油氣沿?cái)嗔选⒖卓p和疏導(dǎo)砂體垂向和側(cè)向運(yùn)移至古潛山中聚集，形成以B26-2油田為代表的上生下儲上蓋式組合模式。
2.3.3自生自儲式組合模式黃河口凹陷經(jīng)歷了古新世-漸新世早期(孔店組-沙河街組沉積期，55~32.8Ma)和漸新世中晚期至上新世早期(東營組-明化鎮(zhèn)組下段沉積期，32.8-5.lMa)的兩個裂陷-拗陷旋回及上新世晚期(明化鎮(zhèn)組上段-平原組沉積期，5.1~0Ma)以來的新構(gòu)造運(yùn)動再活動期，以沖積扇-辮狀河平原沉積、半深湖-深湖相沉積以及辮狀河三角洲平原和扇三角洲前緣沉積為主，形成了復(fù)雜多變的沉積-沉降體系，垂向上各個層位相互疊置交錯，構(gòu)成了黃河口凹陷自生自儲式的組合模式，B34-6油田就是此類成藏組合模式的典型代表。