渤海西部沙西北斜坡带下古生界潜山储层特征及成藏主控因素

Reservoir Characteristics and Main Controlling Factors of Hydrocarbon Accumulation of Lower Paleozoic Buried-Hill in Northwestern Shaleitian Slope of Western Bohai Sea

摘要

渤海规模性潜山油气发现集中在山头的太古宇变质岩，而下古生界碳酸盐岩发育在斜坡带，已有地质模式难以解释其成藏规律.运用岩心、薄片、地震、成像测井及分析化验等资料，开展了沙西北下古生界储层特征和成藏主控因素研究.结果表明，该区下古生界碳酸盐岩发育 “缝‒洞”型储层，储集空间受裂缝和岩溶两大因素控制；印支期以来的3期断裂活动形成了连排式构造‒地层圈闭；北侧南堡凹陷生烃灶的超压为成藏提供了强劲的充注条件，新生界披覆式泥岩提供了区域性封盖条件，断块上倾端的致密灰岩为油气在斜坡带成藏提供了遮挡条件.由此建立了 “古储古堵‒超压强注”的斜坡带碳酸盐岩潜山成藏模式，为潜山油气勘探提供了新思路.

关键词

渤海湾盆地 / 碳酸盐岩储层 / 多期裂缝 / 成藏条件 / 成藏模式 / 海洋地质学

Key words

Bohai Bay Basin / carbonate reservoir / multistage fracture / reservoir forming condition / reservoir forming model / marine geology

0 引言

碳酸盐岩油气藏在世界油气勘探中占有非常重要的地位，目前全球有近50%石油和25%天然气储量分布于碳酸盐岩储集体中（赵贤正等，2012； 董月霞等，2015； 马立驰等，2020）.2000年以来，全球发现了大量碳酸盐岩油气田，如里海盆地的Kashagan油田，中东地区的Kushk油田、Umm Niqa油田和Karan油田，以及阿姆河盆地的South Yolotan-Osman油田（Zou et al.， 2010； Hassani et al.， 2014； Yu et al.， 2015； Nie et al.， 2020） .我国的海相碳酸盐岩油气资源主要分布在中西部的塔里木、四川和鄂尔多斯等古生界克拉通盆地（潘建国等，2012； 陈安清等，2017，2019； Liu et al.， 2021； Su et al.， 2021； Wang et al.， 2021）.而我国东部海相碳酸盐岩地层发育较少，主要赋存于裂谷盆地的前新生界基底，发现有渤海湾盆地的任丘、千米桥、埕岛等潜山油气田（刘阳等，2011； 杨少春等， 2012） .“潜山”（buried hill）是指位于盆地基底、并被年轻地层不整合埋藏披覆的基岩突起，其不论时间的早晚均可形成.自1916年Healdton油田被发现以来，埋藏在盆地下的潜山圈闭也被认为是重要的勘探目标，随着油气勘探技术的发展，深部和超深部勘探已成为全球热点（Lima et al.， 2020； Liu et al.， 2021）.

渤海湾盆地BZ19-6大型变质岩油气取得突破发现后，越来越多的深层潜山成为中国近海盆地的钻探目标（Liu et al.， 2017； 田立新等，2020；李胜勇等，2021；薛永安等，2021）.渤海海域是渤海湾盆地深层潜山的最有利发育区，其新生代最大埋深超过11 000 m （谢武仁等，2008），中新生代复杂的构造活动形成了多个深层（大于3 500 m）、超深层（大于4 500 m）潜山构造带.这些潜山直接被新生代优质烃源岩覆盖，具有良好的成藏条件（褚榕等，2019； 薛永安等，2019）.截止目前，已在渤中凹陷4 000 m以深范围内发现多个碳酸盐岩潜山构造，其最大埋深可以超过6 000 m，属于典型的深层‒超深层碳酸盐岩潜山储层（邓运华， 2015）.渤海海域下古生界碳酸盐岩潜山勘探已历经50余载，早期勘探主要借鉴了任丘油田模式在凸起区钻探“山头型”碳酸盐岩潜山，但是仅发现有渤中28-1、石臼坨427等小型含油气构造.随着潜山勘探的不断深入，逐步认识到渤海海域的潜山山头多为太古宇变质岩（侯明才等，2019； 谢玉洪，2020），规模性的碳酸盐岩油气藏主要发育在潜山斜坡区（杨一珉等，2020）.沙西北地区新的钻井揭示了潜山斜坡区碳酸盐岩具有较好的油气显示.但是截止目前，并没有建立斜坡区碳酸盐岩潜山勘探的地质模式，特别是缺乏对该类型的碳酸盐岩潜山储层成因和成藏主控因素的认识.本文基于对渤海西部海域沙西北构造带的储层特征、断裂描述和油藏解剖的分析，试图探讨斜坡区下古生界碳酸盐岩潜山油气藏形成的主控因素，建立了斜坡带下古生界碳酸盐岩潜山成藏模式.

1 地质背景

沙西北构造带位于渤海湾盆地渤中坳陷西侧的沙垒田凸起西北缘，紧邻南堡凹陷.构造上处于凸起向凹陷过渡带的斜坡区（图1）.钻井揭示研究区普遍缺失中生界，潜山主要由太古界变质岩和下古生界碳酸盐岩组成，其上被新生界沙河街组及其以上的碎屑岩覆盖.下古生界地层自下而上沉积有寒武系的府君山组、馒头组、毛庄组、徐庄组、张夏组、崮山组、长山组、凤山组（图1c）和奥陶系的冶里组、亮甲山组、马家沟组、峰峰组（杨一珉等，2020； Ye et al.， 2021a）.中生代以来，研究区经历了印支、燕山、喜山等多期构造运动改造，发育北东向、北西向多组断层（Ye et al.， 2021b），形成了断块、断背斜等多种类型潜山构造.

2 储层特征

2.1　储层岩石学特征

岩心、薄片和测井资料表明，沙西北地区下古生界储集岩以灰岩和白云岩为主（图2）.岩性序列具有明显的两分特征，一般将其划分为上部岩性组合（简称“上组合”）和下部岩性组合（简称“下组合”）.

上组合由中‒下奥陶统的马家沟组、亮甲山组和冶里组及上寒武统的凤山组、长山组和崮山组组成.储层岩性包括白云岩和灰岩两大类.晶粒白云岩是最主要的储层，既有孔隙型，也有岩溶洞穴型.晶粒白云岩包括细晶、泥晶和不等晶多种结构（图2a、2b），白云石晶面见有非平直晶面和平直晶面两种，晶型表现为自形、半自形和他形等多种类型.亦可见少量的颗粒白云岩储层（图2c），颗粒成分主要为暗色泥晶白云石，颗粒之间由亮晶白云石环边胶结，部分颗粒间充填亮晶方解石.灰岩储层主要为晶粒灰岩和颗粒灰岩，以发育裂缝和岩溶洞穴为特征.晶粒灰岩储层主要见于奥陶系马家沟组（图2e），颗粒灰岩储层主要为上寒武统崮山组竹叶状灰岩（图2d）.

下组合包括中‒下寒武统的张夏组、徐庄组、毛庄组、馒头组和府君山组，其中下寒武统在研究区部分缺失，仅在CFD2-2-B、CFD2-2-C、CFD2-2-H钻遇馒头组和府君山组.下组合的储层主要为白云岩，勘探程度较低，未获得规模型油气发现.

2.2　储集空间特征

根据当前的勘探情况，油气储层主要分布在距潜山顶部300 m范围内.薄片鉴定显示研究区下古生界碳酸盐岩经历了较强的后期破坏性成岩作用改造，大多样品难以见到剩余原生孔隙，储层物性测试的孔隙度平均值仅有4.4%.岩心观察和成像测井分析表明，研究区的碳酸盐岩潜山储集空间以宏观的“缝‒洞”体系为主.岩心上发育大量岩溶作用形成的岩溶角砾和洞穴，其中洞穴直径大小分布在3~80 mm（图3a~3d），充填程度较低.同时岩心和薄片中可见未充填和半充填的裂缝以及溶蚀扩大缝，经统计岩心上裂缝密度可达20条/m，开度最高可达15~20 mm.岩心上也可观察到部分孔洞沿裂缝分布，极大地改善了储集空间的连通性（图3e~3h）.

2.3　裂缝特征及发育期次

沙西北地区下古生界岩心、薄片显示研究区主要裂缝类型为构造裂缝，结合成像测井可进一步判别其以剪裂缝为主，张裂缝数量较少.裂缝共分为北西向、北东向和北北东向3个组系，与周边主干断裂走向一致，主要为断层共生缝.剪裂缝主要为北西向和北东向，缝面平直，延伸较远；张裂缝以北北东向为主，数量较少，主要发育于北北东向断裂附近，缝面弯曲，延伸短，并切穿早期剪裂缝（图4，图5）.裂缝发育多以高角度为主，也可见部分低角度或水平裂缝.岩心观察显示裂缝充填程度较高，且剪裂缝相对于张裂缝的充填现象更为明显，充填物以方解石为主.

根据裂缝之间相互切割、限制及组合等关系，以及裂缝中方解石等充填物阴极发光特征（田晓平等，2021），认为研究区至少发育三期裂缝，并判定其形成先后顺序：北西向剪裂缝最早，北东向剪裂缝其次，北北东向张裂缝形成时间最晚（图5）.

剪裂缝是压应力的产物，张裂缝则与拉张应力环境相关（曾联波，2007）；结合区域古构造和应力场演化特征，中生代印支‒燕山期，研究区下古生界上覆上古生界石炭‒二叠系和中生界三叠‒侏罗系，埋深在5 000 m之下，古地温超过170 ℃（纪友亮等，2006）；同时处于持续挤压的递进变形环境当中（许志琴等，2012），其构造变形以塑形变形为主.推断印支期北东‒南西向挤压作用形成两组夹角较小的北西向剪裂缝，燕山期北西‒南东向挤压形成两组低角度相交的北东向剪裂缝，喜山期以北西西‒南东东向水平引张作用为主形成北北东向张裂缝.

3 成藏主控因素分析

3.1　“优势岩性‒裂缝叠合‒多期岩溶”耦合形成优质碳酸盐岩缝‒洞型储层

不同岩性或岩性组合溶蚀强度不同.碳酸盐岩溶蚀作用的模拟实验表明，灰岩中白云石含量小于9%时，随白云石含量的增加，溶蚀作用增强；白云石含量大于15%时，随白云石含量的增加，溶蚀作用减弱（师政，2019）.研究区下古生界顶部的亮甲山组‒冶里组主要发育白云岩和白云质灰岩岩性组合，对岩溶型储层形成最为有利，其次为马家沟组灰岩和泥质白云岩.根据地层相对厚度关系刻画沙西北地区下古生界各组段地层平面展布规律，结果显示沙西北构造带出露的地层主要为马家沟组、亮甲山组、冶里组，均为有利的岩性组合，为该区规模型优质储层形成提供了良好的物质基础.

构造运动对储层形成至关重要，构造应力是决定研究区裂缝发育的主导因素.断裂是发生岩溶作用的基础，岩溶时期断裂越发育，岩溶作用越强烈.沙西北地区主要经历了印支期、燕山期和喜山期三期构造运动.曹妃甸2-2构造区印支期遭受北东‒南西向挤压，形成多条北西向逆冲断裂及相关褶皱，构造变形较强，有利于形成高密度的剪裂缝；燕山期以北西‒南东向挤压应力为主导，形成大型北东向逆冲断裂，发育背冲构造、冲断构造及相关褶皱，也是重要裂缝发育期；喜山期北北东向断裂的伸展活动，一方面导致新生裂缝的发育，另一方面使得先存裂缝系统活化释放空间，促进岩溶作用对储层的进一步改造.应用古断距法可以半定量地恢复古断裂活动性强弱，进而表征各时期构造强度（史集建等，2019）；计算结果表明，曹妃甸2-2构造东区燕山期断裂和印支期逆冲断裂活动强度大，因此东侧两期强构造运动叠加交汇区内所受应力最强，裂缝也最为发育.

长期风化剥蚀形成的多期岩溶旋回是形成岩溶储层的保障（李振宏等，2006； 齐振琴等，2008）.曹妃甸2-2构造区下古生界潜山经历了多期强烈的构造运动，形成了多期岩溶作用.长期继承性发育的斜坡背景更有利于岩溶储层发育（金民东等，2016）.应用印模法与残厚法相结合的手段，恢复和分析了研究区古地貌发育特征，将曹妃甸2-2构造区精细划分为岩溶高地、岩溶上斜坡、岩溶下斜坡、岩溶洼地4个二级古地貌单元（图7）.从古地貌恢复结果与储层分布统计关系上看，岩溶上斜坡探井揭示的储层厚度最大，为60~100 m，部分地区的岩溶作用甚至能达到200 m以上的深度；岩溶下斜坡钻井储层厚度在10~20 m之间.说明沙西北构造斜坡背景下的岩溶上斜坡最有利于岩溶储层发育，同时曹妃甸2-2构造区主体位于岩溶上斜坡，利于岩溶储层的发育.

基于岩性、构造、古地貌三因素综合分析，建立了“优势岩性‒裂缝叠合‒多期岩溶”的三元耦合碳酸盐岩缝‒洞型储层发育模式（图6）：广泛出露的白云质灰岩优势岩性组合为规模型溶蚀储层的形成提供了较好的物质基础，多期构造应力叠加和多期构造挤压抬升是大量裂缝形成和多期不整合岩溶改造的关键和保障.综合分析认为，曹妃甸2-2构造区东侧构造应力强且古地貌位于岩溶上斜坡相带，地层风化壳残余厚度明显变薄，溶蚀时间更长，最有利于储层发育；其次为北东向主干走滑断裂附近区域，次级断裂和裂缝均比较发育，为地下流体提供了有利的网状溶蚀通道，也易形成较好的岩溶储层.

3.2　多期活动形成连排式掀斜断块潜山圈闭

研究区中生代以来经历了频繁的构造体制转换，发育纵横交错的断裂体系和复杂多样的潜山构造（张天付等，2009）.多期应力叠合成山背景下，构造演化同时也控制了大型下古生界潜山圈闭群的形成与分布.

印支‒燕山期持续挤压使得沙西北地区褶 皱‒冲断，大型背斜和挤压断块圈闭群初始形成；喜山期随着北东向断裂拉张活动、以及北西向先存断裂的伸展反转，印支‒燕山期古圈闭被破坏，同时形成北西、北东向断裂联合控制的断块圈闭群，同时由于不均一剥蚀作用，在斜坡区新形成下古生界上组合地层圈闭和构造‒地层复合圈闭.此后，研究区转入相对较为平静的拗陷期，潜山圈闭被快速埋藏，改造微弱（图7）.

3.3　“超压强注‒上盖侧挡”的斜坡带碳酸盐岩潜山成藏模式

3.3.1　油气充注历史

本次对CFD2-1-B井奥陶系进行了取样，磨制了7个包裹体薄片并进行了系统的荧光观察和显微测温分析，发现灰岩和白云岩储层中存在大量的石油包裹体、盐水包裹体以及少量的沥青包裹体.石油包裹体发强烈的蓝白色、黄绿色荧光，主要分布在方解石颗粒中，主要沿着方解石的解理缝、生物碎屑的内边缘分布（图8）.

对CFD2-1-B井奥陶系马家沟组储层中与石油包裹体同生的盐水包裹体进行了显微测温，结果显示包裹体均一温度在110~180 ℃之间，主峰在110~120 ℃、150~170 ℃之间（图9）.

油包裹体均一化温度表明存在两期油气的充注（图9b）.结合单井热埋藏史分析可知，油气第一次充注发生在3 Ma左右，此时处于新构造运动间歇期，伸展作用较弱，断层活动强度低（平均活动速率<5 m/Ma），断层和裂缝系统油气输导能力弱，持续时间短，充注量小（王奇等，2018；罗健等，2020）.第二期油包裹体均一温度与对应深度现今温度相近，甚至高于背景温度，反映油气可能主要是超晚期充注（徐豪等，2021；牛成民等，2022），现今可能仍在充注.岩石薄片观测结果显示，该期形成的石油包裹体成片分布，在各个深度段石油包裹体丰度很高，反映该期为油气主要充注期.该时期对应新构造运动强活动期，水平引张作用强，断层活动强度大（活动速率>25 m/Ma），导致新生断裂的发育和早期充填裂缝重新开启，形成断裂和缝网系统组成的立体输导格架.岩石薄片观测结果显示，该期形成的石油包裹体成片分布，在各个深度段石油包裹体丰度均较高，反映该期存在高效油气输导体系，为油气主要充注期.

3.3.2　油气成藏模式

沙西北斜坡带的单斜型潜山由于风化壳储层连通不好和缺少遮挡保存条件，难以形成大中型油气田.以曹妃甸2-2油田的勘探资料为基础，深入分析了研究区的圈闭特征、保存条件和成藏动力，建立了沙西北“古储古堵‒超压强注”的斜坡带碳酸盐岩潜山成藏模式（图10）.

一般而言，潜山斜坡区要形成油气藏，需要上倾方向具备侧向遮挡条件，阻止油气往山头高部位运移（赵贤正等，2012；董月霞等，2015； 马立驰等，2020）.研究区“上组合”发育巨厚的缝‒洞型储层，下伏致密的张夏组鲕粒灰岩.该套致密层溶蚀速率低、抗压强度大（朱庆杰等，2002； 张天付等，2009），应力易终止于大型断层和顶底层面等力学性质变化界面，层内难形成缝网体系，成为封堵性质绝佳的层系.因此，在上组合储层油气被上覆沙河街组和东营组区域性泥岩盖层封堵背景下，下伏致密层的上倾端侧向遮挡，阻止了油气向山头运移，油气得以在斜坡区聚集成藏.

油气运聚条件上，下古生界潜山构造低部位与新生界沙河街组优质烃源岩直接接触，即与生烃中心侧向对接.下古生界裂缝系统主要形成于中生代印支和燕山挤压构造期，喜山期在伸展断陷作用下早期的充填缝再次张开，形成有效裂缝，同时发生新的风化岩溶作用；所形成的缝‒洞体系成为新近纪油气的高效输导格架，低部位生烃中心生成的油气沿潜山风化壳缝‒洞型连续储导体向潜山高部位运移和聚集.更为重要的是曹妃甸2-2构造紧邻的林雀次洼和曹妃甸次洼均发育超压条件（孙明亮等，2010；董月霞等，2015； 汤建荣等，2016； 师政，2019），最大压力系数可达1.7以上.两大超压中心形成的油气运移动力，致使潜山斜坡区的常压圈闭成为油气运移和汇聚的指向区，从而油气向研究区的缝‒洞储层高效强力充注.

4 结论

（1）渤海西部地区沙西北曹妃甸2-2构造区下古生界潜山储集岩以白云岩和灰岩为主；裂缝及沿裂缝的溶蚀扩溶是最主要的储集空间；研究区发育至少三期裂缝，可分为北西向、北东向和北北东向3个组系，其中北西和北东向剪切缝为主要裂缝类型.

（2）研究区碳酸盐岩潜山储层受“优势岩性‒裂缝叠合‒多期岩溶”三元耦合控制，亮甲山‒冶里组白云岩和白云质灰岩是成储的优势岩性组合，印支、燕山、喜山三大关键构造期应力交汇区裂缝更为发育，主要岩溶期古地貌上斜坡是最为有利的岩溶相带.

（3）研究区断裂具有中新生代挤压‒伸展叠合发育特征，形成网格状断裂体系，控制了“印支成隆‒燕山控带‒喜山反转”的潜山形成过程和大型构造和构造‒地层潜山圈闭群的发育.

（4）研究区斜坡区碳酸盐岩潜山具有“古储古堵‒超压强注”成藏特征，超压是研究区油气强充注和规模成藏的主要动力，下组合张夏组致密鲕粒灰岩和泥岩组合具有良好的侧向封闭能力，两者共同构成该区规模成藏的主控因素.

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基金资助

国家科技重大专项(2016ZX05024G003G001)