地质力学学报  2019, Vol. 25 Issue (3): 357-369
引用本文
张正涛, 林畅松, 李慧勇, 张国坤, 代江林. 渤海西部海域新生代盖层特征及对油气的控制作用[J]. 地质力学学报, 2019, 25(3): 357-369.
ZHANG Zhengtao, LIN Changsong, LI Huiyong, ZHANG Guokun, DAI Jianglin. CHARACTERISTICS OF THE CENOZOIC CAP ROCK AND ITS CONTROL ON HYDROCARBON IN THE WESTERN BOHAI SEA AREA[J]. Journal of Geomechanics, 2019, 25(3): 357-369.
渤海西部海域新生代盖层特征及对油气的控制作用
张正涛1 , 林畅松2 , 李慧勇3 , 张国坤3 , 代江林2     
1. 中国地质大学(北京)能源学院, 北京 100083;
2. 中国地质大学(北京)海洋学院, 北京 100083;
3. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300452
摘要:渤海西部海域新生代盖层发育情况与油气富集密切相关。利用渤西地区丰富的钻井资料、测井资料、取心分析化验资料等对研究区新生代盖层发育特征、封闭性及其对油气成藏的控制作用开展了研究。研究结果表明,该区主要发育东二段下部、明下段下部及明下段上部3套区域泥质岩盖层,东二段下部区域泥岩盖层相比于明下段两套区域泥岩盖层具有单层泥岩厚度大、色暗、质纯、高泥地比、横向分布稳定及更高成岩阶段等特点,东二段下部泥岩盖层封闭性好于明下段泥岩盖层;东二段下部区域泥岩盖层控制了油气在凹陷区域深部沙河街组、东营组的聚集成藏并决定了油气朝沙垒田古隆起上倾方向运移,明化镇组下段区域"终极盖层"与断裂共同作用控制了整个渤西地区新近系的油气富集程度;提出了"周边凹陷东二下区域泥岩盖层底面构造脊输导体系"、"凸起斜坡及内部明下段泥岩盖层、断裂‘耦合’油气输导体系"两种区域盖层控制下的油气输导模式。
关键词泥岩盖层    封闭性    油气运聚    沙垒田凸起    渤海西部海域    
DOI10.12090/j.issn.1006-6616.2019.25.03.033     文章编号:1006-6616(2019)03-0357-13
CHARACTERISTICS OF THE CENOZOIC CAP ROCK AND ITS CONTROL ON HYDROCARBON IN THE WESTERN BOHAI SEA AREA
ZHANG Zhengtao1 , LIN Changsong2 , LI Huiyong3 , ZHANG Guokun3 , DAI Jianglin2     
1. School of Energy Resources, China University of Geosciences(Beijing), Beijing 100083, China;
2. School of Ocean Sciences, China University of Geosciences(Beijing), Beijing 100083, China;
3. Tianjin Branch, China National Offshore Oil Corporation, Tianjin 300452, China
Abstract: The development of the Cenozoic cap rock in the western Bohai sea area is closely related to hydrocarbon accumulation. In order to clarify the control of cap rock on hydrocarbon enrichment, based on the drilling data, logging data and coring analysis data, the development characteristics of the Cenozoic cap rock and the sealing capacity were studied in the western Bohai sea area. The results show that:three sets of regional mudstone cap rocks are recognized in the study area, which are lower second member of the Dongying Formation(E3d2L), lower of the lower Minghuazhen Formation(N2mL), and upper of the lower Minghuazhen Formation. Compared with two sets of mudstone cap rocks in N2mL, the mudstone cap rock in E3d2L has the characteristics of large thickness, dark color, pure quality, high mud-land ratio, more stable lateral distribution and higher diagenetic stage. The mudstone cap rock of E3d2L has better sealing ability than the N2mL. Hydrocarbon accumulation and distribution in the Dongying Formation and the Shahejie Formation are controlled by E3d2L regional cap rock, which drives the migration of hydrocarbon toward the updip side of the Shaleitian paleo uplift. The "ultimate caprock" of N2mL and faults control the degree of hydrocarbon enrichment of Neogene in the western Bohai sea area. Two kinds of regional cap rock-controlled conduction modes, "the structural ridge transport system of mudstone cap rock in E3d2L around depression" and "the hydrocarbon migration system of mudstone cap rock and fault interaction on uplift slope and above in N2mL", are proposed.
Key words: mudstone cap rock    sealing property    hydrocarbon migration and accumulation    Shaleitian uplift    western Bohai Sea area    
0 引言

盖层是影响油气聚集、油气成藏的重要条件[1-2],盖层可有多种岩性构成,一般而言多以膏岩、泥岩、粉砂质泥岩、灰质泥岩、灰岩及致密砂岩为主,且其封闭性具有逐渐变差趋势[3],渤西地区新生代盖层为泥质岩盖层。自二十世纪七、八十年代以来,国内外大量学者针对泥岩盖层开展了许多工作,大体可划分为3个阶段:二十世纪八十年代以前,该阶段勘探目标主体为构造油藏,对盖层的研究相对简单,主要集中在泥岩厚度统计、岩性致密程度等静态描述方面[4];八十年代之后至2000年左右,泥岩盖层研究走向成熟期,发展完善了封闭机理[5-6],提出了综合利用地质、测井、实验室分析测试相结合的泥岩盖层综合评价方法[7-8];2000年以后盖层研究方法及评价手段更趋多样化[9],特别是随着计算机技术、分析化验等技术的发展,盖层封闭性评价具有由静态评价向历史动态分析、由宏观评价向宏观及微观相结合研究、由单一评价指标向多因素综合评价发展的趋势[10]。已有研究表明,中国东部陆相断陷盆地中浅层部位,泥岩盖层发育情况往往是油气富集的决定因素[11-12],表现为一方面盖层与烃源岩发育的空间分布关系影响油气聚集数量的大小,另一方面盖层与储层的相对发育位置决定了多种类型油气圈闭的形成。

渤海湾盆地渤海海域西部地区(简称“渤西地区”),是中海油天津分公司近年来重要的建产区域,虽然发现了曹妃甸11-1、曹妃甸12-1、曹妃甸6-4、渤中8-4、渤中19-6等一批油气田,但也打出一批失利井,前期认为的部分有利构造并未取得突破。研究区与渤海海域其他探区如渤中地区、辽东湾地区相比,基础地质研究相对薄弱。整体而言,研究区主要存在油气成藏机理不清、后备资源潜力不足的问题。前期勘探实践中,多侧重于烃源岩发育条件、圈闭有效性及砂岩储层分布等方面[13],渤西地区具有临近富生烃凹陷、烃源岩条件优越、新生代历经多期次构造活动、发育多类型圈闭及断裂输导体系等特征[14],而针对盖层研究特别是区域盖层对油气运移及富集的控制作用方面基本没有涉及,因此对盖层发育特征开展系统研究工作,对于明确该区油气富集规律,特别是沙垒田凸起、斜坡及凹陷部位油气富集差异性和指导下步油气勘探具有重要意义。

1 地质背景

研究区位于渤海西部海域内,区域构造位置属于渤海湾盆地埕宁隆起东北部(图 1),总体呈隆凹相间格局,具体包括沙垒田凸起及其围区的沙南凹陷、歧口凹陷、南堡凹陷及渤中凹陷各一部分[15]。地层发育特征总体表现为古近系及新近系由四周凹陷向沙垒田凸起逐级超覆在元古界花岗岩潜山或中生界之上,凹陷部位新生代地层发育较全,自下而上依次发育孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组及平原组,沙垒田凸起之上主要发育馆陶组、明化镇组和平原组。受控于区域构造运动背景,该区构造运动具有幕式特征[16],新生代早期以近南北伸展为主,中晚期以走滑作用为主[17]。发育两套主要的储盖组合[18],凸起部位发育馆陶组储层—明下段盖层组合、凹陷部位发育沙河街储层—东下段盖层组合。

图 1 渤西地区构造单元划分及区域盖层发育情况 Fig. 1 Tectonic units and regional cap rock distribution in the western Bohai Sea area
2 盖层发育特征 2.1 盖层宏观特征

盖层宏观发育特征主要指盖层的发育层位、厚度和平面分布范围,已有研究表明泥岩盖层的分布范围与厚度具有正相关性[19],泥岩厚度越大,其在平面上分布就越稳定,特别是在断裂活动发育区,泥岩厚度越大,其横向连续性就越强,越容易封闭油气。通过横跨沙垒田凸起的东向连井剖面(图 2,剖面位置见图 1),可知该区在纵向上主要发育东二下段、明下段下部及明下段上部三套区域泥岩盖层。

图 2 过沙垒田凸起东西向连井层序格架及区域盖层垂向分布特征 Fig. 2 Sequence stratigraphic framework cross the Shaleitian uplift and the vertical distribution characteristics of regional cap rock

东二下段盖层岩性以暗色泥岩、粉砂质泥岩为主,具有单层厚度大、泥岩质纯、横向分布稳定的特点,在除沙垒田隆起顶部区域之外稳定发育,中间高四周低,整体表现为沿沙垒田古隆起向外部发散状变厚趋势(图 3),在凸起斜坡部位累计泥岩厚度平均达到100~150 m,凹陷部位平均200~500 m,特别在沙东南、沙东北部位累计泥岩厚度可达600 m(图 3),单层泥岩厚度可达100 m以上(表 1),是研究区古近系重要的区域性盖层。

图 3 渤西地区东二段下部累计泥岩厚度平面展布图 Fig. 3 Accumulative thickness map of the lower E3d2L in the western Bohai Sea area

表 1 渤西地区明化镇组及东营组区域泥岩盖层厚度统计表 Table 1 Thickness of the regional mudstone cap rocks in the Minghuazhen and Dongying Formation in the western Bohai Sea area

明化镇组下段内部发育上、下两套区域泥岩盖层(图 2),岩性以灰褐色、棕红色、紫红色泥岩、粉砂质泥岩为主,与东二下段相比,单层泥岩厚度相对较小,以砂泥岩频繁互层为特征,泥地比明显小于东二下段区域泥岩盖层(表 1)。由于这两套盖层同位于明下段,且岩性、物性相近,为方便研究将其合并统计。明下段区域盖层整体呈东西厚中间薄分布特征(图 4),在沙垒田凸起部位厚度较薄,平均泥岩累计厚度150~300 m,在西部歧口凹陷和东部渤中凹陷泥岩累计厚度可达700 m以上。明下段这两套区域泥岩盖层厚度大,在全区稳定发育,构造相对平缓,虽受到后期新构造运动影响,局部被断裂破坏,但总体具有较好的封闭性,其与下覆馆陶组优质砂体构成了渤西地区新近系最重要的一套储盖组合。明下段区域泥岩盖层作为“终极盖层”阻止了油气沿活动断裂向上运移散失,而是沿其底面形态沿最小阻力原则在构造高部位聚集成藏,明下段盖层的发育情况决定了新近系的油气富集。

图 4 渤西地区明下段累计泥岩厚度平面展布图 Fig. 4 Accumulative thickness map of the lower N2mL in the western Bohai Sea area
2.2 盖层微观特征

通过对取心段镜下观察发现,明下段、东二下段盖层均以泥质岩为主。具体可见砂质泥岩、粉砂质泥岩、泥岩、含砂泥岩、含钙质泥岩及含灰质泥岩等多种岩性(图 5)。

a—泥岩,C6-4井,1720 m(正交光),明下段,泥状结构,含砂砾碎屑颗粒、铁方解石颗粒,微裂缝发育;b—砂质泥岩,C6-4井,1650 m(正交光),明下段,砂质泥状结构,泥质被铁质浸染,形成红色氧化铁;c—含钙砂质泥岩,C6-4井,1765 m(正交光),明下段,铁方解石胶结,微裂缝发育;d—粉砂质泥岩,C21-3井,1965 m(单偏光),东二下段,粉砂质泥状结构,粉砂岩成条带状分布;e—含砂泥岩,C6-4井,2254 m(正交光),东二下段,泥状结构,大量红褐色泥质重结晶呈鳞片状及纤维状较均匀分布;f—含灰质泥岩,C6-4井,2306 m(正交光),东二下段,见泥质、石英及长石被方解石胶结交代 图 5 渤西地区明化镇下段及东二段不同类型泥岩盖层镜下特征 Fig. 5 Mudstone microscopic photographs of the E3d2L and N2mL in the western Bohai Sea area

明下段区域盖层镜下可见:①泥岩,以泥状结构、砂质泥状结构为主,含砂砾,碎屑颗粒含量20%,砾石含量约10%,泥质含量70%。微裂缝发育,碎屑颗粒局部富集,呈定向分布,粒级为粉砂、细砂、中砂混杂分布,粒间被泥质杂基胶结(图 5a);②砂质泥岩,碎屑颗粒含量30%,泥质含量70%。碎屑颗粒局部富集,呈定向分布,粒级为粉砂、细砂、中砂混杂分布,粒间被泥质杂基胶结,泥质内混杂细粉砂颗粒和褐铁矿微粒,泥质有被铁质浸染现象,形成红色氧化铁(图 5b);③含钙砂质泥岩,岩石矿物成分主要由泥质(56%)、砂质(29%)及铁方解石(14%)组成,粒间孔(1%),大量泥质重结晶呈鳞片状及纤维状较均匀分布,砂质颗粒主要为细砂、粗砂及中砂,较均匀分布于泥质中,主要为石英及长石,见少量花岗岩岩屑及石英岩岩屑,少量粉砂多与泥质混杂分布,少量铁方解石较集中分布,岩石孔隙发育差,砂质分布处偶见粒间孔分布,见泥岩微裂缝发育,缝宽约0.03~0.1 mm,裂缝内未被充填(图 5c)。

东二下段泥岩盖层镜下常见:①粉砂质泥岩,泥状结构,岩石矿物成分主要由泥质、粉砂及白云石组成,大量泥质重结晶呈纤维状及丝絮状较均匀分布,白云石呈泥晶状较均匀分布于泥质中,粉砂颗粒成分主要为石英及长石,石英及长石较均匀分布于泥质中,局部见铁白云石,见少量生物碎片分布(图 5d);②含砂泥岩,粉砂质泥状结构,泥质含量85%,见大量红褐色泥质重结晶呈鳞片状及纤维状较均匀分布,砂质颗粒(含量15%)主要为细砂及粉砂,细砂颗粒较集中分布,粉砂颗粒较均匀分布于泥质中,主要为石英。岩石孔隙不发育,见泥岩微裂缝,缝宽约0.03~0.1 mm,裂缝内未被充填(图 5e);③含灰质泥岩,泥质重结晶呈纤维状较均匀分布,见泥质部分被方解石胶结交代,部分石英和长石被方解石胶结交代,岩石致密,未见孔隙(图 5f)。

3 盖层封闭性评价及其控制因素 3.1 盖层封闭性评价

盖层封闭性评价是盖层研究的核心内容,近年来不同学者开展了一系列工作,概括起来可划分为定性分析、半定量及定量评价两大方面。定性评价主要是统计泥岩盖层宏观展布特征、泥质含量、矿物成分、成岩阶段等参数来反映盖层情况[20-21]。半定量及定量评价主要从3个方面开展工作:①经验统计法,针对某一具体区块统计泥岩盖层发育厚度与其下部封闭油气情况[22],或者统计断裂对泥岩盖层的破坏程度(主要为断盖比)与下部油气关系[23],来得出盖层厚度的下限值或者盖层破坏程度的上限值,只有超过该值才具备封闭性;②理论计算法,以毛细管封闭理论为基础,通过计算泥岩盖层与储层间的排替压力差值,来反映盖层封闭能力,差值越大封闭性越好[24];③物理实验测试法,通过物理实验,来测试泥岩样品的突破压力[25-27]

文章对明下段和东二下段的15个泥岩样品采用直接驱替法进行了排替压力测试,测试工作在中海油渤海实验中心进行,测试方法采用气体驱替饱和煤油岩心,并经过校正得到泥岩盖层饱和水排替压力。测试结果(表 2)显示明下段泥岩样品饱和水突破压力分布在1.32~3.26 MPa,平均2.24 MPa;东二段泥岩样品饱和水突破压力分布在2.31~8.26 MPa,平均4.49 MPa。可见东二下段泥岩盖层突破压力明显高于明下段泥岩,这与东二下段具有较大的埋藏深度及更高的成岩阶段有关。同时选取研究区内13个主要油田的43口探井进行明下段、东二下段泥岩盖层及其下部油层厚度统计,结果发现东三段含油层系之上的直接盖层厚度分布在3~91 m,馆陶组及明下段主要油层之上直接盖层厚度分布在4~77 m;同时统计了5个明显受断裂断断穿油田的直接盖层发育情况,馆陶组及明下段油层直接盖层厚度分布在10~91 m。据此,可初步确定研究区油藏在未受断裂破坏情况下泥岩盖层厚度下限为3 m左右,而在受到断裂活动的影响下泥岩盖层厚度下限至少要在10 m左右。可见在较好圈闭条件下,薄层泥岩即可具备较好的封闭能力,这与李慧勇等[28]在辽东湾中南部的相关研究结果具有较好的一致性。综合分析认为东二下段、明下段下部及上部区域泥岩盖层,具有较高的封闭性。

表 2 渤西地区泥岩盖层样品排替压力测试数据 Table 2 Displacement of mudstone cap rock samples tested in laboratory in the western Bohai Sea area
3.2 盖层封闭性控制因素

泥岩盖层封闭性一般取决于其岩性、物性、成岩阶段等自身性质,如果盖层被断裂破坏时,断层的封闭性则是影响盖层封闭性的决定性因素[29]。渤西地区泥岩盖层封闭性受控于沉积环境、成岩作用及断裂活动。

沉积环境不同是造成明下段和东二下段泥岩盖层宏观差异性的根本原因,明下段以曲流河及泛滥平原沉积为主,该段区域泥岩盖层表现为大套泥岩夹粉、细砂岩,或者泥岩与粉、细砂岩不等厚频繁互层;东二下段发育深湖—半深湖沉积,以发育大段暗色泥岩为特征,与明下段泥岩盖层相比,具有单层厚度大、质纯、泥质含量高、分布稳定等特点。

成岩作用对泥岩封闭性具有重要影响:随着泥岩埋藏深度的增加,成岩作用具体包括压实作用、黏土矿物转化作用及胶结作用均对盖层封闭能力具有建设性作用。在泥岩成岩演化的不同阶段,不同类型成岩作用所起的作用也有差异,具体可划分为三个阶段:①平原组下部及明上段(埋深小于800 m),处于同生作用阶段,该时期以机械压实作用为主,沉积物快速压实脱水,孔隙度可有50%以上急剧降低至20%左右,在该阶段泥岩基本不具有封闭性;②明下段(埋深800~1500 m),处于早成岩阶段A期,该阶段以机械压实作用和黏土矿物转化作用为主,压实作用造成的孔隙度降低明显减慢(孔隙度10%~15%),蒙皂石开始向伊利石转化,伊/蒙混层65%~85%,有机质含量及成熟度较低,镜质体反射率小于0.35%,该位置盖层封闭性显著提高,平均突破压力达到2 MPa以上(表 2),构成了研究区上部区域性盖层;③东营组(沙垒田凸起及斜坡部位主要埋深1500~1900 m,在凹陷位置埋深2600~3000 m),处于早成岩B期—中成岩A期,该阶段以黏土矿物转化、胶结作用为主,压实作用引起的孔隙减少已非常缓慢,黏土矿物蒙皂石开始快速向伊利石转化,伊/蒙混层进入无序混层带,有机质丰度较明下段显著提高,成熟度增加,镜质体反射率0.4%~0.7%,普遍发育方解石胶结(图 5f),岩性致密,平均排替压力可达4.49 MPa,封闭性非常好,构成了研究区下部区域盖层。

断裂活动对盖层封闭性及油气运移的控制作用:根据断裂的发育规模及活动特征,研究区新生代发育的断裂大体可划分为三级,一级断裂主要为沙垒田边界断层,对周边凹陷的沉积充填具有控制作用(控凹断层),具有发育规模大、断裂活动时间长的特点;二级断裂主要分布于凹陷内部次级构造单元的分界位置,对凹陷内部构造带的发育具有控制作用(控带断层),发育规模较大,同样多为长期活动断裂;三级断裂在全区浅层呈带状密集发育,规模小(长数千米),主要发育在明化镇及馆陶组地层中。对研究区一、二级断裂活动速率进行了定量计算(图 6a),虽然不同走向的断裂在不同时期活动速率有所差异,但总体而言古近纪断裂活动强度远远大于新近纪,沙三段、沙一+二段、东营组、馆陶组、明化镇组断裂活动速率分别为130 m/Ma、40 m/Ma、75 m/Ma、5 m/Ma、25 m/Ma,活动强度具有“强”—“较强”—“强”—“弱”—“中等”的变化规律。以C14-1S井东营组油藏为例,根据单井埋藏史、热演化史结合流体包裹体均一温度资料,可判断其主成藏期为8 Ma至今(图 6b),即油气运移充注主要发生在明化镇沉积期至今。由于研究区烃源岩在10 Ma(明化镇下段)整体进入生烃高峰期[30],且断层活动速率达到25 m/Ma时具有较好的输导性[31],因此研究区主要断裂明化镇时期为油源断裂,构成了油气垂向运移的主要通道,说明明化镇时期断裂活动与油气主运移期具有较好的配套关系。断裂活动对泥岩盖层封闭性的破坏作用主要体现在油气通过断裂的突破压力要远远小于泥岩盖层甚至是砂岩储层的突破压力,流体运移遵循最小阻力原则,优先通过断裂来运移散失。汪晓萌等[32]曾对渤西地区曹妃甸21-3构造馆陶组断层突破压力开展相关研究,认为馆陶组断层位置突破压力仅为0.12~0.39 MPa,远远小于泥岩盖层的突破压力。因此,对于被断裂贯穿的泥岩盖层封闭性研究应以对断层封闭性开展评价为主。

图 6 渤西地区断裂活动速率及成藏期次分析 Fig. 6 Fault activity rate and hydrocarbon accumulation stage in the western Bohai Sea area
4 盖层对油气聚集的控制作用 4.1 盖层发育与油气富集的关系

渤海海域新近系近年来油气勘探实践表明,盖层的发育情况对油气富集具有重要的控制作用。渤海海域新近系物源主要来自于西北方的燕山褶皱带,自物源区向渤中凹陷依次发育为冲积扇、辫状河、曲流河、三角洲到浅湖沉积序列,新近系盖层发育情况由差逐渐变好,相应的油气富集情况也具有逐渐变好的趋势。渤海海域新近系具有代表性的主要油气藏的油气发育情况及盖层发育特征见图 7所示,可见新近系累计油层厚度与区域泥岩厚度具有明显的正相关性,原油密度与区域泥岩厚度具有负相关性。SZ36-1、LD27-2油藏临近源区,新近系以发育辫状河沉积为主,基本无稳定区域盖层发育,含油条件差,且以超稠—特稠油为主;LD32-2、CFD11-1、CFD12-1、QHD32-6等油藏以辫状河—曲流河过渡、曲流河沉积为主,盖层发育条件变好,具有稳定发育的区域泥岩盖层,新近系主要油层厚度累计达40 m以上,原油密度在0.95 g/cm3左右,属于常规稠油;PL14-3、BZ26-2油藏发育浅湖相沉积,盖层条件良好,稳定区域泥岩盖层厚200 m以上,油层厚60~100 m,原油密度低,以中质油和轻质油为主。据此可见,渤海海域明下段区域泥质盖层发育情况是新近系油气差异富集的主控因素。研究区古近系油气主要发育在沙垒田凸起周边凹陷内,而沙垒田凸起之上主体发育新近纪地层,仅在凸起斜坡部位零星发育东营组油藏。东二下段区域泥岩盖层对古近系油气富集规律具有明显的控制作用,以沙垒田凸起南侧沙南凹陷为例,油气主要发育在沙河街组二段和三段中,而在东二段区域泥岩盖层上部基本没有油气发现,说明在沙南凹陷范围内沙三段有效烃源岩生成的大量油气首先在下部近源有利圈闭聚集成藏,其次油气在东二下段盖层的控制下并不能有效垂向运移至浅部地层,而是在东二下盖层底面构造脊约束下朝沙垒田凸起上倾方向运移。

SZ36-1—绥中36-1油藏;LD27-2—旅大27-2油藏;LD32-2—旅大32-2油藏;CFD11-1—曹妃甸11-1油藏;CFD12-1—曹妃甸12-1油藏;QHD32-6—秦皇岛32-6油藏;PL14-3—蓬莱14-3油藏;BZ26-2—渤中26-2油藏 图 7 渤海海域地区新近系主要油田发育情况与泥岩盖层的关系 Fig. 7 The relationship between major oil fields and mudstone cap rock thickness of the Neogene in the Bohai Sea area

渤西地区油气富集规律总体上具有凹陷部位深层富集、凸起部位浅层富集的特征。凹陷(沙南凹陷、歧口地区)及斜坡部位(曹妃甸18-1构造、曹妃甸16-1构造等)油气主要分布在沙河街组和东营组,沙垒田凸起上(曹妃甸11-1构造、曹妃甸12-1构造)油气主要发育在馆陶组和明下段。此种油气富集规律根本上受控于区域泥岩盖层发育特征,凹陷深层成熟烃源灶生成的大量油气在向上运移的过程中,首先受到东二下段区域泥岩的遮挡作用,一部分在东二下段及以下层位聚集成藏,另一部分则沿东二下段区域泥岩盖层底面构造脊继续向沙垒田古隆起上倾方向运移,并与断裂输导体系相配合,输导至新近系浅部地层之中,并在遇到明下段“终极盖层”后聚集成藏。

4.2 盖层对油气运聚的控制作用

油气大规模二次运移方向及路径受控于区域盖层底面形态[33],背斜型盖层底面形态对油气运移具有汇聚作用,向斜型盖层底面形态具有发散作用。基于上述认识,油气将优先沿着区域盖层底面控制下的“构造脊”运移。但在断裂活动发育区,区域盖层往往被断层破坏,这时油气将遵循最小阻力原则,沿构造脊和开启断面共同作用所组成的“优势运移通道”运移。运用盆地模拟软件,对明下段油气运移路径开展了数值模拟(图 8a), 依据模拟结果,并结合研究区明下段下部区域泥岩盖层底面形态和新近系主要断裂活动特征,识别出了多条油气优势运移路径(图 8b)。可知沙垒田东凸起由于紧邻渤中及南堡等富烃源凹陷,构造高差较大,是多条构造脊运移路径和断裂运移路径主要的有利指向区域,油气富集条件优越,这也与渤西目前的实际油气发现相吻合。

a—明下段油气优势运移路径数值模拟;b—明下段区域泥岩盖层底面构造等值图(成熟烃源岩(图中蓝色虚线所示区域)生成的油气经泥岩盖层底面构造脊(红色箭头所示)、活动断裂(紫色箭头所示)构成的复合输导体系,向凸起部位运移);c—渤西地区油气成藏模式简图(深部“烃源灶”生成的油气在东二下段、明下段区域盖层以及断裂双重控制下聚集成藏) 图 8 区域盖层发育及对油气运聚的控制作用 Fig. 8 Hydrocarbon migration and accumulation control by the development of regional cap rocks

东二下段区域泥岩盖层与明下段两套区域泥岩盖层对油气运聚的作用的差异性:研究区生烃门限深度在2800 m左右,东二下段之下的富有机质泥岩地层均进入了生烃高峰,为有效烃源岩。烃源岩生成的油气首先在浮力作用下向上运移,在东二下段区域泥岩的阻挡下,沿盖层底界面向沙垒田凸起顶部汇聚(图 8c);运移上来的油气一部分在古潜山内聚集成藏,另一部分则沿潜山顶部不整合面、馆陶组砂砾岩体、活动断裂等继续向上运移,构成了新近系馆陶组、明下段的构造、岩性油气藏。统计发现,明下段两套区域泥岩盖层之上基本没有大规模油气田发育,可见明下段区域泥岩盖层具有较高的封闭性,是研究区的“终极盖层”。

结合上述认识及油气分布规律,认为研究区主要发育两种区域盖层控制下的油气输导体系。①周边凹陷东二下段区域泥岩盖层底面构造脊输导体系,该输导体系具有以下特征:从平面发育范围来讲,主要分布于沙垒田凸起周边凹陷及斜坡部位;从垂向发育层位来看,控制了东二下段及下部地层的油气分布规律;从对油气运移方向及过程来看,周边凹陷沙河街组生成的油气在东二下段区域泥岩盖层底面构造脊的约束下朝上倾方向汇聚指向中间沙垒田凸起。②凸起斜坡及内部明下段泥岩盖层及断裂“耦合”油气输导体系,该类输导体系主要分布在沙垒田凸起之上及斜坡部位,纵向上发育在馆陶及明化镇地层中,周缘运移来的油气沿主要断裂向上运移输导,遇到明下段下部盖层油气发生侧向分流,一部分在其下部储层中聚集成藏,一部分继续向上运移,并在明下段上部盖层控制下聚集成藏。值得注意的是,上述两种油气输导体系并非孤立存在的,而是紧密联系同步发育的,这两套油气输导体系从根本上控制了研究区新生代油气发育格局。

5 结论

(1) 渤西地区发育东二下段、明下段下部、明下段上部三套区域泥岩盖层,东二下段区域泥岩盖层围绕沙垒田凸起向上倾斜超覆发育,明下段盖层全区稳定发育。据单层泥岩厚度、平均泥地比、成岩阶段、黏土矿物类型及含量、排替压力等宏观及微观特征综合判断,三套盖层均具有较好的的封闭性,且东二下段泥岩盖层质量高于明下段盖层。

(2) 三套泥岩盖层的封闭性受控于沉积作用、成岩作用及断裂活动。深湖—半深湖沉积环境发育的大段暗色泥岩有利于形成区域泥岩盖层,成岩阶段的增加极大地提高了盖层的封闭性,断裂活动一方面破坏了盖层的有效性,另一方面与泥岩盖层组合共同决定了油气优势运移方向及路径。

(3) 研究区发育“周边凹陷东二下段区域泥岩盖层底面构造脊输导体系”及“凸起斜坡及内部明下段泥岩盖层、断裂‘耦合’油气输导体系”两种区域盖层控制下的油气输导模式。东二下段区域泥岩盖层主要作为油气运移的遮挡层,明下段两套区域盖层是全区的“终极盖层”,烃源灶生成的大量油气在东二下段倾斜区域盖层的控制下一部分在沙河街及东三段聚集成藏,另一部分在油源断裂的配合下运移汇聚至浅部地层,并最终在明下段“终极区域盖层”控制下聚集成藏。

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