作者：中国石油华北油田公司
出版社：石油工业出版社
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古潜山勘探开发文集.2016年.第一辑试读：
《古潜山勘探开发文集》(2016年第一辑)编委会
主 编：卢学军
副主编：赵艳红
编 委：罗承建 袁建国 秦 义 费宝生
黄希陶 要春生 李纪红 曹会卿
赵志刚 罗 强 陶明华 涂太明
王吉茂 郭永军 周明顺 王海潮
赛汉塔拉凹陷烃源岩有机相及有效烃源岩定量表征
赵志刚1 王文英1 梁明2 于来双3 王洪波1(1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院 河北任丘 062552；2.北京兴油工程项目管理有限公司吉林省分公司 吉林省吉林市 132000；3.中国石油华北油田公司规划计划处 河北任丘 062552)
0 引言
[1]有机相概念最初由Rogers提出 ，随后烃源岩有机相在石油勘[2-10]探中得到了广泛应用 。在有机相划分上，国内外学者根据实际研究需要及使用范围，采用不同的指标提出了许多分类方案。Rogers(1980)认为有机相包括有机质类型、来源和沉积环境3方面因素，将有机质类型与其成因联系起来进行有机相分类，更好地反映了有机质的空间分布及其相互关系。Jones(1987)则认为有机相的概念来源于煤相，提出“有机相是一个给定地层单位的可制图亚单位，其在有机成分基础上区别于相邻的亚单位，不考虑沉积岩的无机面貌”。考虑了有机质来源、沉积环境、保存环境等因素，再对有机相分类，反映了各种地质体的有机质富氢程度和生源特征。我国学者郝芳(1994)、彭立才(2001)和姚素平等(2009)也综合考虑烃源岩有机岩石[11-13]学、有机地球化学和沉积学特征进行了有机相的划分 ，对推动沉积盆地烃源岩的油气生成潜力研究起到了重要作用。在实际油气勘探中，有机相研究可用于定量表征烃源灶。不同有机相的烃源岩生排烃潜力不同，对烃源岩按有机相进行分类评价，可以更好地分析盆地的勘探前景。这在实际应用中就要求划分简便可行、易于操作。本文通过大量的岩石热解数据分析，对赛汉塔拉凹陷烃源岩有机相进行划分，结合盆地埋藏史、热史的分析，实现有效烃源岩的定量表征。
1 区域地质概况
赛汉塔拉凹陷位于二连盆地腾格尔坳陷西部，凹陷南北两端为北东走向，中部为北北东走向，总体呈一舒缓“S”形。凹陷北西面是苏尼特中央隆起，南面是温都尔庙隆起，东面是查干诺东凸起。东西2宽约23km，南北长约100km，总面积为2300 km ，基底埋深大于[14]5000m，是腾格尔坳陷内最大的凹陷(图1) 。图1 赛汉塔拉凹陷构造位置1—额仁淖尔；2—赛汉塔拉；3—洪浩尔舒特；4—吉尔嘎郎图；5—阿南—阿北；6—巴音都兰
2 赛汉塔拉凹陷烃源岩有机相与分布特征
2.1 有机相分类[5]根据英国石油公司(BP)的分类方案(Pepper和Corvi) ，将烃源岩分为有机相A、B、C、D/E、F共5类(表1)，有机相C主要发育在陆相湖泊环境中，有机质来源主要为淡水藻类和细菌，属于倾油型烃源岩。有机相D/E和F代表倾气型烃源岩，主要发育在陆源有机质较多的环[15]境。Evenick等的研究表明 ，湖相烃源岩包含了C、D/E、F不同的有机相，说明湖相沉积环境有多变的沉积体系，包含不同类型的干酪[16]根，这同样表明湖相烃源岩具有很强的非均质性。王飞宇等 根据全球范围内湖相烃源岩岩石热解数据的统计，认识到湖相烃源岩的初始氢指数(I )与总有机碳含量TOC有很好的相关性，I 随TOC的增加HH而增加，当TOC大于3%时，I 达到最大，基本保持不变。由此将有H机相的表征简化为TOC和I 层段的划分：TOC大于2%时，I 为400HH～600mg/g的烃源岩属于有机相C；TOC为1%～2%时，I 为200～H400mg/g的烃源岩属于有机相D/E；TOC小于1%时，I 小于200mg/gH的烃源岩属于有机相F。进一步根据Pepper(1995)对不同有机相生烃动力学的研究，确定烃源岩的生烃动力学参数，为解决烃源灶的精细表征问题打下基础。表1 不同有机相的特征描述(据Pepper和Corvi，1995)2.2 烃源岩展布特征
二连盆地赛汉塔拉凹陷经历了断陷成湖、扩张深陷、萎缩消亡的[17-20]断陷湖盆完整发育阶段 ，自下而上依次发育了古生界石炭系、中生界侏罗系、下白垩统巴彦花群阿尔善组(K ba)、腾格尔组(腾一1段K bt 、腾二段K bt )、赛汉塔拉组(K bs)及新生界古近系—新近11121系、第四系(图2)。其中腾一段和阿尔善组代表了湖盆发育的全盛时期。从阿四段到腾一段为连续沉积，是一个完整的水进系列，发育了2套重要的烃源岩，腾二段沉积早期凹陷稳定沉降，晚期缓慢抬升，湖盆逐渐消亡，腾二段沉积早期沉积了区内第三套富含有机质的湖相烃源岩。
统计整理赛汉塔拉凹陷540余个岩石热解数据，根据烃源岩TOC与氢指数(I )的关系，可以将烃源岩分为有机相C相、D/E相及F相(图H3)。赛汉塔拉凹陷发育腾二段、腾一段和阿尔善组3套烃源岩。烃源岩具强非均质性，其中腾二段烃源岩以有机相D/E相和F相为主，兼有少量C相。氢指数为200～400mg/g的D/E相烃源岩约占总体的48%；氢指数小于200mg/g的F相烃源岩约占总体的37%；氢指数大于400mg/g的烃源岩约占总体的15%。腾一段烃源岩主要以D/E相和F相为主，D/E相占总体的47%，F相占总体的41%，C相占总体的12%。阿尔善组烃源岩以F相为主，占总体的52%，D/E相烃源岩占总体的47%，C相烃源岩基本不发育。
选取赛汉塔拉凹陷陡坡带的赛66井和缓坡带的赛12井研究烃源岩垂向及平面展布特征(图4、图5)。赛66井位于赛东洼槽西侧，处于凹陷深洼区，完钻井深为2470m，完钻层位为K bt ，在腾二段的砂11砾岩中发现油层。根据华北油田勘探开发研究院(2014)对赛汉塔拉凹陷层序及沉积相的研究，该井钻揭的腾一段发育滨浅湖相泥岩，TOC平均为1.24%，I 平均为115mg/g。腾二段主要发育湖底扇和扇三角H洲砂岩，夹少量浅湖相泥岩，整体上腾二段烃源岩的TOC随深度变化不大，为0.61%～1.96%，平均为1.41%。I 随深度增加而略微增H加，到腾二段底部达到最大，I 为31～198mg/g，平均为119mg/g。H反映出腾二段沉积早期到晚期湖盆水体逐渐变浅，烃源岩发育逐渐变差，有机相由D/E相变为F相。图2 赛汉塔拉凹陷地层综合柱状图图3 赛汉塔拉凹陷烃源岩有机相划分及氢指数分布图4 赛汉塔拉凹陷腾一段底部构造及分析井分布
赛12井位于巴彦东构造，处于凹陷的缓坡带，完钻井深为2539.86m，完钻层位为侏罗系。整个井段揭示了腾二段(K bt )、腾12一段(K bt )和阿尔善组(K ba)3套烃源岩。该井在阿尔善组沉积时期111
赛12井位于巴彦东构造，处于凹陷的缓坡带，发育近岸水下扇沉积，烃源岩发育较差，主体为F相，TOC为0.22%～1.02%，平均为0.63%。I 为14～268mg/g，平均为97mg/g。腾一段沉积时期发育了H大套湖相泥岩，TOC和I 均随着深度的增加而降低，TOC为0.57%～H2.15%，平均为1.44%，I 为65～346mg/g，平均为236mg/g，整体上H属于D/E相烃源岩。腾二段沉积早期以深湖相为主，沉积晚期水体变浅，发育湖底扇及浅湖相沉积，烃源岩的TOC随深度增加而增加，为0.88%～3.16%，平均为2.09%。I 随深度增加也比较明显，到腾二H段底部达到最大，为443.2mg/g。垂向上反映了烃源岩有机小型断陷湖盆有效烃源岩分布特征研究中指出相由F相到D/E相的变化。[21]
赵贤正等 在对，赛汉塔拉凹陷有效烃源岩分布类型为“近洼缓坡型”，即近洼缓坡带发育的烃源岩要优于深洼带。研究区的赛12井和赛66井分别位于近洼缓坡带及深洼带，前述分析印证了这一观点，处于缓坡带的赛12井烃源岩发育的有机相和厚度均好于赛66井。这与沉积相的发育密切相关，处于深洼区、靠近陡坡带的赛66井更有利于发育近岸水下扇及扇三角洲沉积，烃源岩有机相发育变差，而远离陡坡带的赛12井主要以湖泊相沉积为主，烃源岩有机相变好。图5 赛66井和赛12井沉积有机地球化学剖面
3 烃源岩有机成熟度
赛汉塔拉凹陷在晚白垩世整体抬升遭受剥蚀，对烃源岩的热演化[22，23]产生了重要影响 。因此，恢复剥蚀厚度，准确标定烃源岩的有机成熟度是定量表征该凹陷生烃量的关键所在。而定量分析存在剥蚀厚度、古地温梯度、地表温度(K —E全球温室事件)3个不确定性2因素。目前恢复剥蚀厚度的常用方法为泥岩声波时差法及镜质组反射
[24-26]率法 ，但这两种方法由于适用条件及本身精度限制不能准确求取剥蚀厚度，此外，整个盆地古地温梯度和地表温度由于地质条件和时间的变化也难以准确求取。在盆地模拟中，最重要的是利用大量实测数据准确拟合生烃曲线，从而消除这3个不确定性因素的误差。
综合应用岩石热解数据，结合烷烃参数(CPI和OEP)、生物标志物成熟度参数(甾烷异构化)和镜质组反射率，标定赛97井烃源岩的成熟度，其门限深度为1900m(图6)。利用生烃动力学模型分析软件(Kinex)对赛97井烃源岩(有机相D/E)进行生烃曲线拟合，结果显示，当古地温梯度为40℃/km、剥蚀厚度为500m时，与岩石热解数据、甾烷异构化指数和镜质组反射率数据拟合很好。在赛汉塔拉凹陷中，由于构造背景的差异，不同区域的剥蚀厚度不同，通过对5口典型井剥蚀厚度的恢复和有机成熟度的标定实现对整个凹陷埋藏热史的恢复，从而确定主力烃源岩有机成熟度的分布(图7)。腾二段烃源岩处于未成熟—低成熟阶段，镜质组反射率为0.4%～0.85%，仅在赛东洼槽局部达到0.7%～0.85%。腾一段烃源岩基本进入成熟阶段，镜质组反射率为0.7%～1.2%，赛东洼槽成熟度较高，镜质组反射率为0.9%～1.2%。阿尔善组烃源岩成熟度更高些，镜质组反射率为0.8%～1.4%。图6 赛97井岩石热解、烷烃、生物标志物参数和R 随深度的变化o地表温度为10℃，地温梯度为40℃/km，与实测数据拟合，剥蚀厚度为500m图7 赛汉塔拉凹陷烃源岩有机成熟度分布
4 赛汉塔拉凹陷有效烃源岩定量表征
排烃强度是烃源岩有机质丰度、有机质类型成熟度、烃源岩厚度和烃源岩性质(吸附能力)的综合反映，可实现有效烃源岩的定量表征，是二连盆地评价小微型洼槽油气勘探潜力的重要指标，排烃强度越大，油气勘探前景越广阔。
前文研究表明，赛汉塔拉凹陷有效生油岩为腾一段D/E相烃源岩，含有少量C相烃源岩；阿尔善组分布范围广，但主要为D/E相和F相烃源岩；腾二段含有少量C相烃源岩，但成熟度较低，为次要烃源岩。通过研究区内18口探井的烃源岩测井地球化学评价(ΔlogR技术)定量表征K bt 、K bt 、K ba3套D/E相烃源岩(TOC＞1%)厚度和I ，12111H按照Pepper(1995)生排烃模型确定干酪根生烃动力学参数，结合热史分析，计算出3套烃源岩的排烃强度图(图8)。
赛汉塔拉凹陷富油洼槽主体位于赛东洼槽。腾一段烃源岩在南部2排油量较大，可达3.5mmt/ km ，北部洼槽成熟度较南部低，排油量28最高为2.0 mmt/km 。全区累计排油量达2.55×10 t。而阿尔善组在整个赛东洼槽均有油气排出，因烃源岩厚度和类型较腾一段差，其排2油强度小于腾一段烃源岩，为0.2～0.8mmt/km ；腾二段在赛东洼槽2局部排油强度可达0.5～1.5mmt/km ，但分布局限。图8 赛汉塔拉凹陷烃源岩的排油强度空间分布
5 结论
(1)赛汉塔拉凹陷发育的湖相烃源岩具有高度非均质性，应用大量岩石热解数据对烃源岩有机相进行简易划分，实现烃源岩的分类评价。
(2)赛汉塔拉凹陷自下而上发育阿尔善组(K ba)、腾一段(K bt )111及腾二段(K bt )3套烃源岩，垂向上从阿尔善组的F相变为腾一段及12腾二段下部的D/E相，再到腾二段上部的F相，平面上从近陡坡带到缓坡带烃源岩有机相变好，厚度变大。
(3)综合应用岩石热解数据，烷烃CPI和OEP、生物标志物参数和镜质组反射率标定烃源岩有机成熟度，认为腾二段烃源岩处于未成熟—低成熟阶段，镜质组反射率为0.4%～0.85%，腾一段烃源岩进入成熟阶段，镜质组反射率为0.7%～1.2%，阿尔善组烃源岩镜质组反射率为0.8%～1.4%。
(4)通过对烃源岩有机相、成熟度、厚度分析，定量表征赛汉塔2拉凹陷的有效烃源岩。腾一段烃源岩排油强度为0.5～3.5mmt/km ，2阿尔善组烃源岩排油强度为0.2～0.8mmt/km ，腾二段局部排油强度2可达0.5～1.5mmt/km 。
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(编辑 李纪红)
再论生油洼槽的聚油特征
费宝生(中国石油华北油田公司华美综合服务处 河北任丘 062552)
0 引言
我国石油地质学家胡朝元等早在20世纪的50—60年代研究中国[1]东部陆相断陷时，就提出了源控论的观点 ，认为陆相断陷油气运移距离短，油气分布受油源区的控制。同时强调了油源区存在与否，是决定一个新区有无油气田的根本前提；并根据这一理论提出了定凹选带的勘探方法。该方法综合运用物探、地质方法，结合钻参数井，找出生油区(凹陷)，再在区内或邻近地带钻探有利的构造带，可以较快地发现新油田。该理论半个多世纪以来一直指导中国东部断陷盆地油气勘探实践，发挥了重要的作用。
20世纪80年代，我国石油地质学家在研究二连盆地时发现，该盆地不是一个统一的汇水盆地，而是一个具有相似构造发育史的小盆地群集合体。盆地内的分割性较强，一个凹陷往往分割为若干个洼槽，且只有那些相对大而深的洼槽才具备生烃条件。找到了主力生烃洼槽，就找到了油气藏。不是一个凹陷控制油源区，而是主生油洼槽控制油
[2]源区 ，源控论的单元更小了，从而提出“定洼选块”，这是对源控论的新发展。
一些过去认为埋藏浅、成油条件不好的凹陷，近年来相继发现油气藏，如额尔登苏木凹陷、何日斯太凹陷等，其中沙那凹陷还发现了轻质油，这些勘探成果进一步丰富了我们的认识。对这些认识进行讨论，有助于促进二连盆地及同类型盆地的油气勘探。
1 洼槽的石油地质特征
1.1 构造活动控制洼槽的形成和发育断陷盆地的伸展活动从控盆、控凹(洼)边界断层拉张开始。在拉张过程中，由于受到边界条件的限制，应力发生变化，产生侧接式断层、变换断层等变换带，形成分割性强、大小不等的洼槽。洼槽的规模(洼槽的沉降幅度和宽度)与控凹边界断层的断距、走向和拉张应力[3]的方向等关系十分密切。C.K.Morley 对裂谷(断陷)盆地研究认为：斜裂谷段的垂直断距要比垂直拉伸方向的裂谷段小。一般斜拉伸方向成40°～50°时，其沉降(垂直断距)要比纯拉伸的情况减小20%；斜度越大沉降量减小越迅速。二连盆地早白垩世拉张应力的方向为北西—南东向，与之呈正交的北东向张性断层受到拉张应力最大。如二连盆地白音查干凹陷为一个北断南超的箕状凹陷。北部控凹边界断层的西段为白音北断层，走向北东42°，与拉伸方向近乎垂直，倾向为南东100°，倾角为45°，长度为40km，最大断距为4000～6000m。洼2槽中发育暗色泥岩2254.4m，烃源岩面积为488km ；东段为红克断层，走向为北东80°，倾向为南东170°，倾角为45°，长度为110km，最大断距为200～500m。在洼槽中基本无烃源岩分布。由此可见，断层对生油洼槽的控制作用十分明显。1.2 油气运移距离短
断陷盆地油气从生烃中心高势能区向四周低势能区作短距离运移。油气一般分布在生油区内，生油区外很少发现油气藏。二连盆地424统计资料表明：生油强度大于50×10 t/km 、聚油强度大于5 ×10 t/2km 的生油区内才能找到油藏；小于这个基数的地区未发现油藏或很少见油气显示。
如二连盆地阿南凹陷蒙古林油田的油源来自南部善南洼槽埋深大于1250m的下白垩统腾格尔组和阿尔善组生油岩，横向上运移最大距离可达20km，一般为5～12km；垂向上运移距离一般为200～1000m。
根据渤海湾盆地冀中坳陷油源对比结果，横向上，宁3井Es 生1油岩可以与任丘油田的原油对比，推测侧向运移距离最大可达15km；纵向上，雄县霸28井雾迷山组潜山油藏埋深1016m，油源来自霸县凹[4]陷4000m以下Es 生油岩，可见油气垂向运移最大可达3km 。3[5]
陆相断陷油气短距离运移、就近聚集，究其原因是 ：
(1)沉积相带限制了油气运移。
断陷分割性强，洼槽规模小，近物源、多物源，导致了沉积相带窄、变化快、相序不完整等特点。作为侧向运移主要通道砂砾岩输导层，横向变化大，非均质性强，因此限制了油气长距离运移。
(2)断层发育阻滞了油气运移。
断陷内断层十分发育，发育了不同组系、级别和成因的断层，且数量多、密度大，几乎每隔2～3 km就有一条断层，形成密如蛛网的断层网络；加之烃源层系的砂泥比低，一般为30%，砂岩单层厚度薄，一般不超过10～15m，凡垂直断距上千米到数十米的断层，都能把砂砾岩输导层和不整合面运移通道节节切断，这在很大程度上破坏和阻滞油气侧向运移的距离和规模。
(3)油气丰度影响了油气运移。2
断陷内的洼槽规模一般偏小，面积为200～2000km ，盖层厚度为1000～10000m；油气资源丰度有高有低。在运移通道畅通的前提下，油气资源丰富的洼槽，油气运移的距离较长，如辽河坳陷西部凹陷清水洼槽的欢喜岭油田和二连盆地阿南凹陷善南洼槽的蒙古林油藏，油气运移距离都达20km左右。而在油气资源较贫乏的洼槽，油气运移的距离更短，多在洼槽中心附近聚集。
(4)原油性质妨碍了油气运移。
陆相断陷原油含蜡高，一般为15%～25%，油气自烃源岩一次运移出来之后，向洼槽周边作二次运移，由于地温降低及生物降解、水洗氧化、轻烃散失，黏度增大，也是防碍油气运移的因素之一。
综上所述，被动式裂谷盆地洼槽控油是由构造、沉积和油气短距离运移等特定条件所决定的。1.3 发育了多种储层类型
洼槽带是断陷盆地长期发育的沉降带，是深湖相和半深湖相发育区；同时又是各类砂体前缘带的分布区。主要发育有滑塌浊积扇、深水浊积扇、湖底扇和扇三角洲前缘席状砂等。这些砂体楔入到烃源岩之中，为岩性油气藏的形成创造了条件。1.4 具有良好的保存条件
洼槽区一般断层不发育，且长期处于沉积区，泥岩发育，有利于油气保存。
2 生油洼槽的油气成藏模式
2.1 反转构造油气成藏模式断陷盆地在断陷发育阶段中后期，往往发生构造反转，在洼槽区形成反转背斜或反转断鼻构造，成为油气聚集的有利场所。
2.1.1 反转背斜油气成藏模式
二连盆地阿尔凹陷中央反转背斜带由北向南依次发育了哈达背斜、阿尔3背斜、沙麦背斜和罕乌拉背斜。该构造带南北长40km，东2西宽4～5km，面积约180km ，是油气聚集的主要区带(图1)。图1 阿尔凹陷中央反转背斜带成藏模式
2.1.2 反转断鼻构造油气成藏模式
二连盆地巴音都兰凹陷南洼槽东部陡坡带笛力(巴Ⅱ号)断层下降盘发育反转断鼻构造，形成了宝力格油田巴19构造岩性油气藏。
笛力断层是一条反转断层，在腾一段沉积前为正断层，在腾一段—赛汉塔拉组沉积末发生构造反转为逆断层。反转活动致使南洼槽沉积中心由东向西迁移，同时形成了由南东向北西倾伏的反转鼻状构造，其上发育了物源来自东部凸起的阿尔善组扇三角洲沉积砂体向上尖灭。从而形成了北部和东部受构造控制，西部为断层遮挡，南部受岩性尖灭控制的构造—岩性复合圈闭。圈闭高点埋深1300m，幅度为2225m，圈闭面积为14.5km 。
储层主要为下白垩统阿尔善组阿四段扇三角洲前缘亚相分流河道微相，个别井(巴22井等)为楔状砂微相。岩性为岩屑长石细砂岩和含砾砂岩。孔隙类型主要为粒间孔、粒间溶孔。储层物性好，如Ⅱ砂组砂岩厚度为10～70m，孔隙度为12.2%～22.4%，平均为18.5%；渗透率为3.16～1301 mD，平均为145.2mD。Ⅲ砂组砂岩厚度为10～50m，孔隙度为14.4%～23.4%，平均为17.3%；渗透率为3.22～507mD，平均为123.4mD，属中孔、中高渗储层。
油藏的低部位受构造控制，Ⅱ油组油水界面为海拔630m左右，Ⅲ油组油水界面海拔约为636 m；高部位受岩性尖灭的控制，为构造—岩性复合油藏(图2)。图2 宝力格油田巴19油藏剖面2.2 坡折带上倾尖灭岩性油气成藏模式
二连盆地乌里雅斯太凹陷南洼槽在坡折带下方木日格和苏布鼻状构造形成上倾尖灭岩性油藏。
乌里雅斯太凹陷是一个西断东超的箕状凹陷，分为西部陡坡带、中央洼槽带(包括了南洼槽、中洼槽和北洼槽)和东部斜坡带。在南洼槽东部斜坡带上发育了两个鼻状构造，自北而南依次为苏布和木日格鼻状构造。构造轴向为北西西，自东向西倾伏于洼槽中。在斜坡带上发育多组小规模断层，断层长度为1～18.5km，断距一般小于200m，并且中间断距大，向两端断距变小。断层走向有北北东—近南北向、北东向、北北西向和北西西向，多数为顺倾向断层，少数为反倾向断层。其中北北东向—近南北向断层最发育，这组断层与凹陷的走向一致。这些断层大部分控制腾二段以下地层沉积，从而形成多级断层坡折带。其中在坡折中带部位太45井—太47井—太13井—太25井一线以东发育了一条主要的坡折带，南部表现为断层坡折带，北部表现为侵蚀坡折带，控制储层的分布和油藏的形成。
斜坡带北部发育有侵蚀坡折带和褶皱坡折带；在北部侵蚀坡折带下面，即下白垩统腾一段与阿尔善组之间的不整合面下面，阿尔善组遭受强烈剥蚀、风化、淋滤，使早期形成的阿尔善组扇三角洲砂体储集性能得到了改善，从而在侵蚀坡折带的下面形成阿尔善组地层不整合油气藏。
斜坡带中段发育木日格和苏布鼻状褶皱坡折带。在木日格和苏布鼻状构造南翼受断层坡折带控制的高位体系域湖底扇砂砾岩储层，厚度大、分布广，并插入深湖相生油泥岩中，其上被湖泛泥岩覆盖，形成理想的生储盖组合。因此在坡折中带找到了下白垩统腾一段湖底扇砂砾岩上倾尖灭的木日格岩性油藏(图3)。紧邻木日格构造的北部，苏布鼻状构造受褶皱坡折带控制，在鼻状构造的南翼找到了腾一段湖底扇砂砾岩上倾尖灭岩性油藏；在鼻状构造的北翼找到了来自陡坡物源的扇三角洲前缘砂体上倾尖灭岩性油藏。图3 乌里雅斯太凹陷成藏模式2.3 三角洲前缘席状砂岩性油气成藏模式
二连盆地宝饶洼槽三角洲前缘席状砂岩性油气藏，处于生油洼槽中心，油气资源丰富。沉积相带属于(扇)三角洲前缘及前(扇)三角洲，发育三角洲前缘分流水道砂、席状砂及深水浊积砂，夹于生油岩之中，形成理想的生储盖组合。由于洼槽区构造圈闭不发育，因此，坡折带、地层不整合面和岩性尖灭线是油气成藏的主要控制因素。平行洼槽方向受沉积朵叶体界线的控制，垂直洼槽方向受坡折带和地层[6]不整合面的控制，发育岩性、地层油气藏 。如林5油藏(图4)，在垂直洼槽方向，腾二段Ⅵ、Ⅶ砂组受断层坡折带控制，Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂组受沉积坡折带的控制；在平行洼槽方向，受朵叶状砂体边界的控制，各砂体互不连通，从而形成三角洲前缘席状砂岩性油气藏。图4 林5井-林9井-林6井Ⅲ砂组叠瓦状砂体岩性圈闭模式2.4 砂岩透镜体岩性油气成藏模式
断陷盆地透镜体岩性油气藏屡见不鲜，但单个油藏的规模都不大。整体来看，纵向上砂体可以成组出现，平面上多个含油砂体叠合连片形成大面积含油的局面，如济阳坳陷牛庄洼陷等。本文以冀中坳陷廊固凹陷中岔口油田和济阳坳陷东营凹陷营11油藏为代表，论述其特征。
2.4.1 中岔口油田
中岔口油田位于廊固凹陷韩村洼槽。沙三段沉积时，湖盆开阔，沉降幅度较大，沉积速率较快，发育了扇三角洲—浊积扇体系。物源来自西边大兴凸起，发育了固安扇三角洲，在扇三角洲前缘发育了浊积扇。沙三中亚段储层岩性为细—粉砂岩，成分主要为石英、长石及少量岩屑，泥质胶结。沙三下亚段储层岩性为岩屑长石粉砂岩，少量细砂岩，成分以石英、长石为主，岩屑次之。颗粒多呈次棱角—次圆状，分选好—中等，胶结物为泥质和碳酸盐类，胶结类型为孔隙式，颗粒间呈点接触，储集空间类型以粒间孔为主，少量长石溶孔，孔径一般为0.03～0.05mm，孔内充填物少，连通性好。
储层物性较好，沙三中亚段储层孔隙度为26.6%～33.2%，平均为30.7%；渗透率为26.6～758mD，平均为337mD。沙三下亚段储层孔隙度为21.6%～29.2%，平均为26.4%；渗透率为10～1728mD，平均为200mD，属高孔、中渗储层。
这些浊积砂呈透镜状分布，砂体展布方向近东西向或北西向，夹于大套深湖相泥岩中，形成了良好的生储盖组合。
该油田沙三段油藏主要为浊积砂岩性透镜体油藏(图5)，局部受中岔口断层和安16井断层影响，为构造—岩性油藏。图5 中岔口油田安14井-安13井油层对比(据赵政璋等，1990)
2.4.2 营11透镜体岩性油藏
该油藏位于东营凹陷中央背斜构造带的北侧小向斜内。据王秉海[7]等 研究，油层为沙三段深水浊积砂岩体，岩性以粉细砂岩为主。基本上是一个单砂体，砂体厚度最大为23.6m，主要发育于小向斜的东半部，从向斜向西很快尖灭。该砂体除向斜低部位外，大面积含油，2探明含油面积7.4km ，压力系数高，原始压力系数为1.57，是一个未被断层分割的透镜体岩性油藏(图6)。图6 营11砂岩透镜体岩性油藏剖面(据王秉海等，1992)
3 洼槽油气勘探方向
洼槽控油论在二连盆地的油气勘探中得到了广泛应用。由于二连断陷盆地群具有短水流、近物源、多物源、窄相带、变化快的沉积特点和强烈的差异升降构造运动特点，不是每个洼槽都具备成藏条件，只有那些持续沉降的大而深的主洼槽才具有较好的生排烃条件；加之油气运移距离短，油气主要围绕主洼槽周边聚集，因此找到主力生油洼槽后，坚持勘探必有突破；若主力生油洼槽周边构造圈闭不发育，就“下洼”找油，寻找地层岩性油气藏。在勘探实践中，取得了显著的勘探效果。3.1 分析主力生油洼槽
首先，根据重力、电法、地震和地质等资料，综合分析凹陷大体的结构特征，寻找重力、电法的低值区；垂直区域伸展方向的控凹边界大断层或两条大断层交会处的断层下降盘低洼处，分析判断可能存在的主力生油洼槽。进一步利用地震资料搞清凹陷结构特征，同时注意地震T 反射层识别和确定。过去有的凹陷由于地震T 反射层识别gg困难，导致凹陷埋深变浅，影响对洼槽生油潜力的评价，如沙那凹陷等。然后在综合研究的基础上，优选临近可能生油洼槽的圈闭部位钻探，验证其生油条件和含油气特征，实现突破。3.2 围绕主力生油洼槽，坚持找油必有发现
二连盆地油气勘探坚持围绕主力生油洼槽进行，如阿南凹陷发育4个洼槽，始终围绕面积大、烃源层厚、埋藏深、成熟度高的善南主力生油洼槽进行勘探，最终发现了阿尔善大油田。在紧邻善南洼槽的阿尔善构造带，发现了阿南腾二段浅气层、哈南腾一段顶部、阿南及蒙古林腾一段底部、阿南和哈南阿四段、阿北和蒙古林阿三段、古生界凝灰岩6套含油气层系。在阿尔善断裂上升盘找到了蒙古林砂岩上倾尖灭油藏和半背斜砾岩油藏、阿北和阿东安山岩体背斜型油藏；在断裂的下降盘找到了阿南逆牵引背斜油气藏、哈南潜山油藏及其披覆背斜油藏、夫特砾岩及砂岩断块油藏、夫特西哈40井断鼻油藏和哈20断块油藏等，构成一个复式油气聚集带。又如吉尔嘎朗图凹陷宝饶洼槽，是主力生油洼槽，围绕该洼槽开展勘探，在陡坡带发现了吉35砾岩油藏；在宝饶中央构造带，找到了吉41背斜油藏、吉45和吉36断块油藏等；在斜坡带找到了锡林西断背斜油藏、锡林背斜—岩性油藏等；在洼槽中，发现了林4、林10、林15等11个岩性油藏(区块)。
在二连盆地各凹陷的主力生油洼槽，坚持勘探，顽强找油，均不断有新的发现，如巴音都兰凹陷的南洼槽、乌里雅斯太凹陷的南洼槽、赛汉塔拉凹陷的赛东洼槽等都找到了新油田或新油藏。3.3 “下洼”找油，寻找地层岩性油气藏
随着勘探的深入，一些富油气洼槽明显的构造圈闭都已勘探，然而剩余的油气资源量还十分丰富。针对这种情况，改变思路，创新思维，大胆“下洼”找油，寻找地层岩性油气藏。运用立足资源选区带—构造研究找背景—沉积研究找砂体—综合研究定靶区的方法，不断取得新的突破和发现。如巴音都兰凹陷是二连盆地最早发现油气显示的凹陷，从1981年投入钻探至2001年经历了20年“四上三下”曲折的勘探历程。东西南北中都已钻探，苦于找不到好的储集相带，虽3获得工业油流，但产量都很低，单井日产油仅1～5m ，均未获得重大突破。由于南洼槽具有良好的生油条件，所以一直坚持研究。2001年，通过创新思维，转变勘探思路，“下洼”寻找岩性油气藏，结果发现了巴19构造—岩性油气藏。进一步分析，优选出成藏条件相似的巴Ⅰ号构造，钻探巴24井、巴51井等均获得成功，找到了宝力格油田。又如冀中坳陷饶阳凹陷中部留西构造带，该带是饶阳凹陷油气富集带之一，已做三维地震，累计钻井157口，发现了雾迷山组、沙三段、沙一段、东营组和新近系5套含油层系，探明石油地质储量45822×10 t，是勘探程度较高的老区。但该带资源转化率仅为40%，4还有剩余石油资源量8748×10 t，勘探潜力较大。20世纪90年代后期，从构造圈闭的角度出发，很难发现有一定规模的目标，因而转变勘探思路，寻找岩性圈闭。在地质综合研究的基础上，以老井复查为线索，创新思维，建立大型同生断层下降盘根部负地形河道砂体岩性圈闭成藏模型。饶阳凹陷东营期沉积时，湖盆衰退，发育一套以河流相为主的沉积。这时，在同生断层下降盘根部往往形成负地形，河流因势利导，沿负地形分布，下切充填形成条带状河道砂体。主要物源为自西南向北东方向的新河—饶阳古水流体系，该区属河流中下游曲流河。由于断层长期活动，沟通下伏烃源层，油气运移至砂体中形成河道砂岩性油藏。同时，根据老井复查的结果、留89井在东一段、东二段见到良好的油气显示，试油获低产油流。还发现远离断层的构造上倾方向的留413井等砂层明显减薄，说明该区有形成岩性油藏的可能性。通过艰苦细致的工作和跟踪式的油藏描述等新技术、新方法，最终找到了河道砂岩性油藏。还有很多其他实例，就不一一列举了。
4 结束语
生油洼槽区油气资源丰富，发育多种类型的储层，有三角洲前缘的席状砂体、湖底扇砂体、浊积岩砂体等。可以形成多种类型油气藏，如反转背斜油气藏、反转断鼻油气藏、洼槽边部坡折带上倾尖灭岩性油气藏、洼槽中部透镜体油气藏等。因此，洼槽区是油气挖潜的重要勘探领域。
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(编辑 曹会卿)
饶阳凹陷蠡县斜坡带北段沙二下亚段地震相—沉积相分析
侯凤香 王莉 刘慧 王海燕 刘日达(中国石油华北油田公司勘探开发研究院 河北任丘 062552)
0 引言
蠡县斜坡带是饶阳凹陷重要的油气聚集区之一。经多年勘探，前人在烃源岩、构造及沉积特征等方面进行了详细研究，总结出许多规[1-4]律性认识 ，但对地震相研究较少。本文针对该区主要目的层段沙二下亚段，利用地震波振幅、频率、连续性、内部结构及外部形态等特征，井—震结合，开展以砂层组为单元的地震相分析，并将地震相转化为沉积相，刻画其沉积特征及沉积体系平面展布，进而提出了有利圈闭。
1 研究区概况
蠡县斜坡带位于冀中坳陷饶阳凹陷西部，为一个西抬东倾、北东走向的继承性斜坡带，西接高阳低凸起，东临任西、肃宁西洼槽，北2至雁翎潜山构造带，南到刘村低凸起，勘探面积约2000km 。主要生油层位为沙一下亚段和沙三中上亚段，主要含油层位为沙二下亚段和沙一下亚段。
蠡县斜坡带断裂活动相对比较弱，发育了北东向及北西向两组断裂，北西向断裂形成于沙四段—孔店组沉积前，至沙三段沉积后逐渐停止活动；北东向断裂形成于沙三段沉积前，至东营组沉积之后逐渐停止活动。斜坡带受以上两组断裂的影响，形成了南北分区、东西分带的构造格局(图1)。图1 蠡县斜坡带中北段构造纲要
2 沙二段地震层序划分
地震层序划分是地震相分析的基础。地震层序是以不整合或与之对应的整合面为界，内部反射特征相对一致的地震单元。蠡县斜坡带沙二段为河流相沉积，地震剖面多表现为水平、近于平行的强弱振幅交互的反射特征，因而根据基准面旋回、井—震结合对比确定地层[5]层序界线 ，将该段划分为基准面上升体系域和基准面下降体系域[6] 。基准面上升体系域即沙二下亚段是该区的主要含油层段和重点研究对象。
3 沙二下亚段地震相特征及其地质意义
地震相是由特定地震反射参数限定的三维空间地震反射单元，是[7，8]一种特定沉积相或地质体的地震响应 ，如可识别出湖相、辫状[9-11]河三角洲相、火山岩等 。通过对蠡县斜坡带北段井—震结合对比研究，认为该区沙二下亚段发育5种典型的地震相。3.1 低-中频-弱振幅叠瓦状前积反射地震相(Y61井区)
该类地震相砂岩顶以低—中频、中短轴状、弱振幅、不连续—较连续反射为特征，砂岩顶与下伏沙二段底界平行，在上下平行界面之间发育微倾斜的、互相平行的、不连续的叠瓦状反射层，通常反映[12]浅水环境下的短期强水流沉积 。此类地震相主要分布在工区西北部，典型代表为Y61井，岩性为厚层灰色细砂岩与紫红色泥岩互层，砂岩厚度较大，一般为5～10m，砂岩百分比达60%；自然电位呈箱形，电阻率呈刺刀状高阻。分析认为，该井沙二下亚段低—中频—弱振幅叠瓦状前积反射地震相所代表的地质意义为辫状河道心滩砂体(主河道)(图2)。图2 低-中频-弱振幅叠瓦状前积反射地震相标定结果3.2 低频-中强振幅-较连续叠瓦状前积反射地震相(Y64井区)
该类地震相以低频、中振幅、短轴、近连续反射为特征(图3)。砂岩顶为中强振幅，与下伏沙二段底界平行，在上下平行界面之间发育近平行的、较连续的叠瓦状反射层，主要分布在工区西北部，与上述低—中频—弱振幅叠瓦状前积反射交替出现。典型的代表井为Y64井，灰色细砂岩与紫红色泥岩构成正旋回，砂岩厚度为3～5m，砂岩百分比为32%，均低于Y61井；自然电位呈钟形，电阻率呈刺刀状高阻。分析认为，该井沙二下亚段反映的地震相为低频—中强振幅—较连续叠瓦状前积反射地震相，代表的地质意义为距主河道稍远的辫状河道砂体。3.3 中频-中强振幅较连续近平行地震相(XL10-1井区)
该类地震相砂岩顶、底以中频、中强振幅、较连续反射为特征，砂岩主体位于波谷位置(图4)。此类地震相主要呈北北西向分布在博士庄及雁翎潜山围斜部位，典型的代表井为XL10-1井，岩性为灰色细砂岩与紫红色泥岩构成的不等厚互层，砂岩较发育，砂岩厚度一般为3～10m，砂岩百分比为44%；自然电位呈箱形，电阻率为齿状高阻。分析认为，该井沙二下亚段中频、中强振幅、较连续地震相代表的地质意义为曲流河道主河道砂体。图3 低频-中强振幅-较连续叠瓦状前积反射地震相标定结果图4 中频-中强振幅丘形较连续近平行地震相标定结果3.4 低-中频-中弱振幅较连续近平行地震相(XL10-60井区)
该类地震相砂岩顶为低—中弱振幅，底为中强振幅，较连续近平行地震反射，砂岩主体位于顶波峰以下位置(图5)，主要分布在斜坡中低部位博士庄—雁翎潜山围斜部位，典型代表井为XL10-60井，灰色细砂岩与紫红色泥岩构成反旋回，砂岩欠发育，砂岩厚度一般为3～8m，砂岩百分比为26%；自然电位呈指状，电阻率为齿状中高阻。分析认为，该井沙二下亚段反映的低—中频、中弱振幅、较连续近平行地震相代表的地质意义为曲流河河道间沉积。图5 低-中频-中弱振幅较连续近平行地震相标定结果3.5 中频-强振幅连续平行地震相(Y51井区)
此类地震相砂岩顶为强振幅、砂岩底为中振幅，砂岩主体位于波峰以下，总体为中强振幅、较连续、中频、近平行地震相(图6)。该类地震相主要分布在斜坡低部位靠近洼槽区的位置，典型的代表井为Y51井，岩性为灰色细砂岩与紫红色泥岩构成的沉积，砂岩欠发育，砂岩厚度一般为2～5m，砂岩百分比为17%；自然电位呈指状及近平直状，电阻率为齿状中高阻。分析认为，该井沙二下亚段反映的强振幅、较连续、中频、近平行地震相，代表沉积作用相对稳定、沉积能量较低的河流相泛滥平原沉积。图6 中频-强振幅连续平行地震相标定结果
4 沉积相分布特征
4.1 地震相向沉积相转化追踪沙二下亚段砂岩顶底对应的地震反射层位，再利用储层预测软件进行地震相分类划分(图7)，在此基础上，根据多口井单井沉积相分析及前人研究成果，建立过井剖面地震相与沉积相之间的关系，将以上5种地震相转化为与之对应的沉积相(亚相)，即辫状河、曲流河及泛滥平原，编绘出河道及河漫滩等微相(图8)。图7 蠡县斜坡带中北部沙二下亚段地震相划分图8 蠡县斜坡带中北部沙二下亚段沉积相4.2 沉积相特征分析
从图8可看出，蠡县斜坡带北段沙二下亚段以河流沉积体系为主，物源来自西部及北部，形成3个西部主物源、北部次物源，同时刘李庄高地也提供了部分物源。西部主物源水流方向为北西—南东向，分别沿g1—d36、g41—g36及gs1—xl23形成3个规模较大的辫状河支流；北部沿d12—y53形成辫状河支流；刘李庄及雁翎古高地向雁翎东及南翼提供了近北西—南东向的次物源。从西北到东南发育3个沉积单元，西北部为复合冲积扇发育区，博士庄—雁翎东南两翼因地形平缓开阔而发育更为稳定的曲流河；东南部外缘远离物源，发育泛滥平原沉积。
5 有利岩性圈闭预测
总体来看，蠡县斜坡带北段在沙二下亚段沉积时期由于复杂的古地形、丰富的物源，形成以辫状河—曲流河发育为特征的沉积体系，侵蚀充填过程频繁。北西向发育的心滩、边滩砂等砂体与北东向断裂及南西抬、北东倾的构造背景相结合，易于形成构造—岩性及岩性圈闭。
目前在蠡县斜坡带北段鼻状构造的中高部位已发现了雁63、西柳10等构造—岩性油藏，下步重点勘探区域是鼻状构造翼部及斜坡中低部位。这些区域曲流河沉积发育，边滩砂也较发育，被河漫滩泥岩遮挡，与北东向断裂相匹配，易于形成构造—岩性或岩性圈闭。
6 结论
(1)井—震结合精细标定，目标区沙二下亚段发育低—中频—弱振幅叠瓦状前积反射地震相、低频—中强振幅—较连续叠瓦状前积反射地震相、中频—中强振幅较连续近平行地震相、低—中频—中弱振幅较连续近平行地震相，以及中频—强振幅连续平行地震相。将地震相转化为沉积相，主要识别了辫状河、曲流河及泛滥平原沉积。
(2)确定了研究区沙二下亚段沉积相在平面上的分布特征，主物源来自西部、次物源来自北部，西北部以辫状河沉积为主，中部以曲流河沉积为主，靠近洼槽的东部为泛滥平原沉积。
(3)研究区沙二下亚段心滩砂、边滩砂被北东向断裂切割易于形成构造—岩性圈闭，鼻状构造翼部及斜坡中低部位是下步勘探的重点地区。
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(编辑 李纪红)
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