遼東灣坳陷遼西凹陷北部和中部洼陷油氣成藏條件

楊寶林，葉加仁，劉一茗，單　超，薛海琴

（1.中國地質大學a.構造與油氣資源教育部重點實驗室；b.資源學院，武漢430074；2.中國地質大學江城學院，武漢430200）

遼東灣坳陷遼西凹陷北部和中部洼陷油氣成藏條件

楊寶林1，葉加仁1，劉一茗1，單超1，薛海琴2

（1.中國地質大學a.構造與油氣資源教育部重點實驗室；b.資源學院，武漢430074；2.中國地質大學江城學院，武漢430200）

對遼西凹陷北部洼陷與中部洼陷的成藏基本條件進行分析對比認為，北部洼陷烴源巖厚度大、有機質豐度高、成熟度高，儲集層多為高孔—特高孔、中—高滲砂巖，泥巖蓋層單層厚度大、超壓廣泛發育，圈閉的閉合幅度和面積大，運移動力充足，以斷層垂向輸導為主，晚期斷層不發育，保存條件好；中部洼陷烴源巖厚度相對較小，有機質豐度中等，成熟度較低，儲集層以中孔低滲砂巖為主，泥巖蓋層單層厚度相對較小、超壓局部發育，圈閉的閉合幅度和閉合面積相對較小，運移動力相對較弱，輸導體系復雜，晚期斷層發育，對先存油氣藏具一定破壞作用。研究結果表明，北部洼陷與中部洼陷均具備油氣成藏的基本條件，但北部洼陷的成藏條件優于中部洼陷，是遼西凹陷油氣勘探的有利區域。

渤海灣盆地；遼西凹陷；油氣成藏；油氣運移；斷裂

遼西凹陷位于渤海灣盆地遼東灣坳陷西部，呈北東—南西走向，面積約3 500 km2，東側依次為遼西低凸起、遼中凹陷、遼東凸起及遼東凹陷，遼西凹陷和遼中凹陷為遼東灣的2個主力生烴凹陷[1]。郯廬斷裂帶營濰段經過遼中凹陷，其西支發育的遼西1號、遼西2號和遼西3號3條大斷裂將遼西凹陷和遼中凹陷分隔開來，形成相對獨立的2個生烴凹陷。遼西凹陷可進一步分為北部洼陷、中部洼陷和南部洼陷（簡稱北洼、中洼和南洼）3個次級構造單元（圖1）。目前遼西凹陷的油氣勘探主要集中在北洼和中洼，但二者在勘探成效方面存在較大的差異：北洼已發現1個油氣田、5個含油氣構造；中洼目前尚未發現具有商業價值的油氣田，只發現了2個含油氣構造。前人對遼西凹陷的油氣地質條件和特征作了比較多的研究：文獻［2-3］利用地震地層學的方法對遼西凹陷古近系儲集層進行了研究，對北洼古近系異常地層壓力進行了分析；文獻［4］研究了遼西凹陷中南部古近系的構造格架、層序地層格架以及古地理；文獻［5］證實了遼西凹陷中段走滑構造的存在及其與油氣運聚的關系；文獻［6］采用稀疏脈沖法，對遼西凹陷中洼SZ30-3構造進行了儲集層反演預測；文獻［7］基于地震及單井資料，評價了遼西凹陷沙河街組的烴源巖發育狀況。但對于同處遼西凹陷不同次級構造單元之間油氣聚集的差異性對比卻鮮有報道。本文分析了北洼與中洼的成藏條件，以及造成兩洼之間油氣聚集差異性的主要因素，以期對該區的油氣勘探決策提供參考依據。

圖1　遼東灣坳陷構造綱要

1　烴源巖條件

遼西凹陷北洼和中洼均發育漸新統東營組東三段、始新統沙河街組沙一段和沙三段3套烴源巖，其中沙三段為主力烴源巖[1]。

（1）有機質豐度據2 185個樣品的分析數據統計（表1），北洼與中洼東三段和沙一段烴源巖的有機質豐度相近，東三段烴源巖均達中等—好級別，沙一段為好—極好的烴源巖，但主力烴源層沙三段的有機質豐度卻差別較大，北洼明顯高于中洼。北洼沙三段達極好級別，中洼沙三段為中等—好的烴源巖。

表1　遼西凹陷北洼和中洼烴源巖地球化學參數統計

遼西凹陷有機質豐度主要受控于構造演化、沉積環境和離物源區遠近等因素。沙三段沉積時期，遼西凹陷處于斷陷作用階段，斷裂活動強烈并分割性強，形成了北、中、南3個洼陷，其中北洼以半深湖—深湖沉積為主，且離物源區較遠，低等水生生物發育，導致其有機質豐度高；而中洼以濱淺湖沉積為主，且離綏中水系物源區較近，不利于水生生物繁殖，因而有機質豐度較低。至沙一段和東三段沉積時期，凹陷進入斷拗轉化階段，斷裂活動性減弱，北洼和中洼已基本聯為一體，但北洼沙河街組烴源巖的厚度和面積均明顯大于中洼（表2）。

表2　遼西凹陷北洼和中洼沙河街組烴源巖對比

（2）有機質類型根據最大熱解溫度與氫指數關系確定的有機質類型（圖2），北洼烴源巖的有機質類型明顯優于中洼。北洼沙河街組烴源巖的有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ型為主（圖2a）；而中洼主要為Ⅱ型和Ⅲ型（圖2b）。

圖2　遼西凹陷北洼和中洼有機質類型

（3）有機質成熟度根據鏡質體反射率（Ro）與埋藏深度之間關系確定出的遼西凹陷北洼與中洼烴源巖生烴門限深度（Ro為0.5%）大致相同，均為2 500 m（圖3）。在此基礎上，統計對比了北洼和中洼3套烴源巖的鏡質體反射率（表3）。

從表3中可看出，北洼各烴源層尤其是沙三段主力烴源巖層的有效烴源巖（Ro＞0.5%）所占比例、鏡質體反射率平均值都比中洼的要大。

綜上所述，北洼烴源巖具有厚度大、有機質豐度高、成熟度高的特點；而中洼烴源巖的厚度相對較小，有機質豐度中等，成熟度較低。

圖3　遼西凹陷北洼與中洼烴源巖鏡質體反射率

表3　遼西凹陷北洼與中洼有機質成熟度對比%

2　儲蓋條件

（1）儲集層北洼和中洼不同層位的儲集層成因類型既相似，也有差別。北洼沙河街組儲集層主要為扇三角洲前緣相砂體，中洼沙三段也以扇三角洲前緣相砂體儲集層為主，但沙一段和沙二段主要為辮狀河三角洲相砂巖儲集層；北洼和中洼東營組儲集層都以三角洲前緣相砂體為主，但兩個洼陷的東二段儲集層在沉積微相和平面分布范圍上稍有差異，其中北洼既發育河口壩亞相砂體也發育水下分流河道亞相砂體，且砂體在整個洼陷的平面展布范圍大，約占整個洼陷的80%，而中洼主要發育水下分河道亞相砂體，其展布范圍只占整個洼陷的30%~40%.

在儲集層物性方面，由于成巖作用的差別[1，8]，北洼和中洼也表現出一定的差異性：北洼儲集層孔隙度多在20%以上，滲透率主要分布在50 mD以上，為高孔—特高孔、中—高滲儲集層；中洼儲集層孔隙度主要分布在12%~20%，滲透率多小于10 mD，以中孔低滲儲集層為主。

（2）蓋層遼西凹陷古近系發育東二下亞段—東三段和沙三段2套區域性泥巖蓋層，其中東二下亞段—東三段區域性蓋層在2個洼陷都分布極廣，而且大部分都是厚度巨大的純泥巖，不含任何碎屑顆粒，為優質區域性蓋層。在蓋層單層泥巖厚度上，北洼一般為幾十米到幾百米，最大達671 m，平均蓋地比超過80%，而中洼多為幾米到幾十米，最大515 m，平均蓋地比大于60%.在蓋層超壓方面，北洼和中洼稍有區別，其中北洼發育深淺2套幅度大、分布廣的超壓層，而中洼只發育淺層超壓層。

表4　遼西凹陷北洼與中洼主要構造圈閉基本要素

3　圈閉條件

遼西凹陷已發現的圈閉類型比較單一，以斷塊、斷鼻、斷背斜、披覆背斜等構造圈閉為主，單純的巖性圈閉較少。文獻［1］指出，遼西凹陷的構造圈閉多形成于沙河街組、東營組沉積時期，多為同沉積構造圈閉。筆者采用盆地模擬方法對遼西凹陷的生排烴史進行了模擬分析，結果表明，北洼沙三段烴源巖在東營組沉積時期開始大量生烴，中洼僅有沙三下亞段小部分烴源巖在東一段沉積末期進入生排烴階段，所以遼西凹陷的圈閉形成期早于烴源巖主生排烴期，為有效圈閉。對比北洼和中洼發育的主要構造圈閉要素（表4），北洼圈閉的閉合面積和閉合幅度總體上要比中洼的大，更有利于形成較大規模的油氣藏。

4　運移條件

（1）運移動力據聲波測井資料分析（圖4），北洼內部泥巖普遍發育深、淺2套欠壓實—超壓體系，分別對應于沙三段和東二下亞段—東三段2套烴源巖系，且深部超壓體系的強度和分布范圍都要大于淺部超壓體系，這為油氣的運移提供了強大的驅動力；而中洼只發育淺部一套欠壓實—超壓體系，對應于東二下亞段—東三段烴源巖系，且其超壓幅度和展布范圍均較北洼的小，只在靠近遼西低凸起的斜坡帶局部發育超壓，緩坡帶和洼陷中央超壓發育不甚明顯。

圖4　遼西凹陷北洼和中洼泥巖欠壓實—超壓縱向發育

結合烴源巖成熟度演化史和剩余壓力演化史的盆地數值模擬分析結果，發現遼西凹陷北洼和中洼的剩余壓力演化既存在相似的規律，也存在著較大差異，二者的剩余壓力演化都經歷了3期的增壓—泄壓旋回，但是中洼剩余壓力值卻比北洼小得多。以北洼LZ273測線為例，沙三段沉積時期，構造運動強烈，地層沉降速率大，產生強烈的欠壓實作用，遼西2號斷裂和遼西3號斷裂之間的洼陷深處出現大面積超壓，遼西2號斷裂下降盤深處也局部發育超壓，但是強度和幅度比洼陷最深處都要小。沙一段和沙二段沉積時期，裂陷作用減弱，進入穩定的熱沉降階段，孔隙流體滲出，超壓強度逐漸減??；到東三段沉積時期，遼西凹陷進入裂陷階段的再陷期，構造運動再一次加強，又出現了較強的超壓，此時東三段內部也由于欠壓實作用，產生了強度較小的超壓；東二段沉積時期，隨著構造運動的減弱，超壓強度本應有所減小，但此時遼西凹陷北洼沙三段烴源巖大部分已經成熟，且有一部分達到中成熟階段，生烴作用強烈，導致了超壓的加大，隨著埋深的增加，烴源巖越來越成熟，生烴作用也在不斷增強，所以超壓也在一直增大，直到東一段發生構造抬升之前超壓強度達到最大；之后由于東一段開始抬升并遭受剝蝕，部分壓力也得到釋放；明化鎮組沉積時期開始，由于烴源巖達到生烴高峰，生烴作用急劇增強，壓力又進一步增大；第四系平原組沉積開始，烴源巖生烴作用減弱，壓力又降低。綜上，遼西凹陷的剩余壓力演化經歷了增壓（沙三段沉積期）—泄壓（沙一段和沙二段沉積期）—增壓（東三段—東一段沉積期）—泄壓（東一段沉積末期）—增壓（明化鎮組沉積期）—泄壓（平原組沉積期）3期的旋回。

（2）運移通道遼西凹陷北洼的油氣運移通道較為單一，以斷層為主要運移通道，油氣在烴源巖內生成后，在超壓的驅動下排出，沿斷層垂向運移至低勢能的構造高部位，在合適的圈閉中聚集成藏；而中洼的輸導體系比較復雜，運移通道有斷層-砂體、斷層-不整合、斷層-不整合-砂體等多種類型。

由圖1可看出，遼西凹陷北洼發育2條大的長期活動斷裂，分別是遼西2號和遼西3號斷裂，晚期斷裂極少發育。其中，遼西3號斷裂為遼西凹陷北洼的控洼斷裂，遼西2號斷裂穿過遼西凹陷北洼中央，使得北洼由一個半地塹變成兩個相連的半地塹，遼西2號斷裂附近形成構造高部位，成為油氣運移有利指向區，油氣主要沿斷裂進行垂向運移。中洼發育有長期活動斷裂，而且沙河街組沉積期、東營組沉積期和新近紀斷裂都比較發育。遼西1號和旅大4號斷裂為遼西凹陷中洼控洼斷裂，其油氣一部分沿源控斷裂垂向運移至上部儲集層砂體，一部分沿不整合側向運移至遼西1號斷裂后，又沿此斷裂垂向運移至遼西低凸起。

遼西凹陷構造演化經歷了地殼拱張階段、裂陷階段、拗陷階段和構造再活動階段，發生了幕式變化的構造運動，斷裂活動也相應具有多期性，沙四段—東一段沉積期，控洼斷裂活動整體較為強烈，控制著遼西凹陷烴源巖的發育和分布，東一段沉積末期至明化鎮組沉積期，斷裂活動相對較弱，烴源巖開始大量生排烴，此時控洼斷裂作為油源斷裂，溝通了烴源巖和儲集層，為油氣的運移提供了通道，控制著遼西凹陷油氣的成藏。明化鎮組沉積之后，大部分油氣都已聚集成藏，此時控洼斷裂處于構造再活動階段，控制著油氣的再分配。生排烴期控洼斷裂的側向封閉性控制著遼西凹陷北洼和中洼的油氣運移方向，北洼控洼斷裂在油氣生排烴期側向主要起封閉作用，因此北洼生成的油氣主要在洼內聚集成藏；而中洼控洼斷裂在油氣生排烴期側向多起輸導作用，大部分油氣先進行側向運移然后沿斷裂垂向運移至其東側的遼西低凸起聚集成藏。油源對比結果也證實，遼西凹陷中洼的油氣對遼西低凸起的油氣成藏作出了貢獻[9-10]。

5　保存條件

遼西凹陷北洼由于儲蓋條件優越，泥巖單層厚度和累計厚度都比較大，能夠對油氣形成有效的封蓋，加之晚期斷裂不甚發育，對已聚集成藏的油田或含油氣構造基本沒有破壞作用；而遼西凹陷中洼雖也具備良好的儲蓋條件，但是泥巖單層厚度和累計厚度整體比北洼都要小，且遼西凹陷中洼斷層密度大于北洼，晚期斷裂較為發育，這就可能導致本已在中洼圈閉中聚集成藏的油氣，遭到破壞而散失，例如SZ29-4構造和SZ30-3構造的失利就有可能是因為斷層切割破壞了蓋層的有效封閉，導致油氣往低凸起運移、逸散。

6　結論

（1）遼西凹陷北洼烴源巖具有厚度大、有機質豐度高、成熟度高的特點；而中洼烴源巖的厚度相對較小、有機質豐度中等、成熟度較低。

（2）北洼與中洼的儲集層、蓋層和圈閉都比較發育，為油氣聚集提創造了良好條件，但北洼的儲集層物性、蓋層封閉能力以及圈閉幅度與面積均要好于中洼。

（3）北洼的油氣運移條件好于中洼，北洼內部泥巖普遍發育深、淺2套欠壓實—超壓體系，運移通道以斷層最為重要，以垂向運移為主；而中洼只發育淺部1套幅度和展布范圍均相對較小的欠壓實—超壓體系，輸導體系復雜。

（4）北洼晚期斷裂不發育，而中洼晚期斷裂發育，這對先存油氣藏具有一定的破壞作用。

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Hydrocarbon Accumulation Conditions of North Sub?Sag and Central Sub?Sag in Liaoxi Sag, Liaodong Bay Depression

YANG Baolin1,YE Jiaren1,LIU Yiming1,SHAN Chao1,XUE Haiqin2
(1.ChinaUniversity of Geosciences,a.MOE Key Laboratory of Structure and Hydrocarbon Resources,b.School of Resource,Wuhan, Hubei 430074,China;2.JiangchengCollege,ChinaUniversity of Geosciences,Wuhan,Hubei 430200,China)

The hydrocarbon accumulation conditions of north sub?sagand central sub?sagin Liaoxi sagof LiaodongBay depression was cor?related and analyzed.It is recognized that the north sub?sag is characterized by large thickness of source rocks,high organic matter abun?dance,high maturity;the reservoirs are mostly sandstone with high?super high porosity,middle?high permeability,the mud cap rock has large single layer thickness and the overpressure is widely developed,the trap closure amplitude and area are large,the migration force is sufficient,the fluid is mainly transported vertically along the faults that are undeveloped in the late stage of tectonic movement,and the oil conservation condition is good.The central sub?sag is characterized by relatively small thickness of source rocks,medium organic matter abundance,low maturity;the reservoirs are dominated by sandstone with middle porosity and low permeability,the mud cap rock has small single layer thickness,the overpressure is locally developed,the trap closure amplitude and area are relatively small,the migration force is relatively weak,the transport system is complex,the fault in the late stage of tectonic movement is developed,which has a certain of damag?es to previous existing oil?gas reservoirs.The studied result indicates that the north and central sub?sags do have basic conditions for hydro?carbon accumulation,but the north sub?sag is better than the central sub?sag in reservoir?forming condition,hence it is a favorable area for petroleum exploration in Liaoxi sag,

Bohai Bay basin;Liaoxi sag;hydrocarbon accumulation;petroleum migration;fault

TE112.41

A

1001-3873（2015）01-0025-05DOI：10.7657/XJPG20150105

2014-02-15

2014-11-03

國家科技重大專項（2011ZX05023-001-001）

楊寶林（1986-），男，江西贛州人，博士，油氣勘探，（Tel）13871535255（E-mail）yangbaolin.123@163.com.