張 博

（中國石化股份勝利油田分公司東勝集團(tuán)股份公司，山東 東營257001）

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷孤南洼陷東南部，孤東潛山到墾東凸起的槽溝地帶，為墾東斷裂帶、孤東斷裂帶和墾利斷裂帶共同作用的負(fù)向構(gòu)造帶，勘探面積約為60k m2（如圖1）。該構(gòu)造帶處于孤南洼陷到墾東潛山油氣運(yùn)移通道上，在大斷層繼承性活動(dòng)的基礎(chǔ)上，發(fā)育多條低級(jí)序的次級(jí)斷層，館陶組為河流相沉積體系。根據(jù) “網(wǎng)毯式”油氣聚集成藏理論，該構(gòu)造帶館陶組具有形成巖性油藏、構(gòu)造-巖性油藏的地質(zhì)背景。通過近年來該帶油氣勘探評(píng)價(jià)，展現(xiàn)了該帶隱蔽型油氣藏良好的成藏條件和勘探前景。

1 地質(zhì)特征

1.1 構(gòu)造特征

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶為孤南洼陷一個(gè)次級(jí)洼陷，墾東斷裂帶、墾利斷裂帶和孤東斷裂帶控制該構(gòu)造帶的構(gòu)造格局，斷層多以雁行式和平行式展布，同時(shí)在繼承性大斷層的基礎(chǔ)上，發(fā)育多條低級(jí)序的次級(jí)斷層，低級(jí)序斷層是館陶組油氣的聚散的主要控制因素[1]。該負(fù)向構(gòu)造帶是在墾東斷裂帶、墾利斷裂帶和孤東斷裂帶幕次性構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用下，經(jīng)過這些繼承性大斷層長期作用，形成了馬鞍型的 “地壘—地塹—地壘”構(gòu)造格局 （如圖1）。該負(fù)向構(gòu)造演化分為三個(gè)階段：斷陷階段、斷坳階段和坳陷階段。其中，斷坳階段和坳陷階段是該負(fù)向構(gòu)造帶斷裂活動(dòng)最為活躍階段，形成了廣泛發(fā)育的斷裂伴生構(gòu)造。在斷裂伴生構(gòu)造的長期活動(dòng)時(shí)期，孤南洼陷烴源巖輻射狀向外排烴，斷裂活動(dòng)和油氣運(yùn)移時(shí)機(jī)的有機(jī)配置，形成了良好的油氣輸導(dǎo)條件，合理的儲(chǔ)蓋組合配置空間，為館陶組油氣成藏提供了圈閉條件。

1.2 沉積特征

圖1 孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶T1′構(gòu)造圖

孤東-墾東負(fù)向構(gòu)造帶館陶組主要沉積體系為河流相，由于河床側(cè)向遷移，即凸岸不斷側(cè)向加積，凹岸不斷側(cè)向侵蝕，具有一段時(shí)間的延續(xù)性，并形成曲流河沉積地層中的主要儲(chǔ)集體—河道砂體。河道砂體在有效輸導(dǎo)體系的作用下，得到油氣的有效充注，便可形成巖性油藏或者構(gòu)造-巖性油藏。

（1）沉積構(gòu)造

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶館陶組河流相沉積層序?yàn)槎Y(jié)構(gòu)，具有典型的下粗上細(xì)的正旋回特征，自上而下為塊狀砂巖、大型交錯(cuò)層理砂巖、小型波狀層理砂巖、水平層理泥巖、塊狀泥巖。從測(cè)井曲線看，地層傾角測(cè)井極板曲線呈鐘形反映正韻律性，地層傾角測(cè)井紅、藍(lán)模式交互出現(xiàn)，反映砂體側(cè)向加積和水流方向。

（2）沉積層序

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶館陶組沉積層序?yàn)椋呵魃皦?、天然堤、廢棄河道和泛濫平原，它們發(fā)育在河流的不同位置，其中曲流砂壩是最為富集的油氣儲(chǔ)集體。

①曲流砂壩：曲流河沉積剖面中砂巖發(fā)育帶，主要由塊狀、大型槽狀交錯(cuò)層理及平行層理砂巖、小型波狀交錯(cuò)層理和波狀層理粉砂巖及泥質(zhì)巖構(gòu)成向上變細(xì)沉積層序，自然電位曲線呈 “鐘形”，厚度常大于5.0 m；一個(gè)曲流砂壩由多個(gè)側(cè)積體側(cè)傾疊加組成，側(cè)積體之間以側(cè)積面河楔形泥質(zhì)側(cè)積層隔開。②天然堤沉積：發(fā)育在曲流砂壩外側(cè)的凹岸上，由粉砂巖和泥巖組成，自然電位曲線幅度低，呈 “齒形”。③廢棄河道沉積：發(fā)育在曲流砂壩上與凹岸之間，由河道砂巖沉積與河道廢棄后的泥質(zhì)沉積物組成。④泛濫平原沉積：岸外廣泛分布。

（3）沉積微相特征

館上段是孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶主要含油層系，為典型的 “泥包砂”正韻律曲流河沉積體系，曲流河沉積可劃分為河道、堤岸和泛濫平原三個(gè)亞相。河道亞相為主要含油砂體發(fā)育，可以劃分為主河道微相、河道邊緣相。

①主河道微相：包括河道滯留充填沉積和邊灘沉積，以側(cè)向加積為主。沉積物粒度粗，以細(xì)砂為主，物性好。沉積構(gòu)造以較大的交錯(cuò)層理為主。自然電位曲線異常幅度大，微電極、深淺側(cè)向曲線幅度差大，回返小、夾層少，曲線相對(duì)較平滑。砂層厚度一般大于5.0 m，為本區(qū)館上段儲(chǔ)層中厚度最大，滲透率最高的相帶。②河道邊緣相：沉積物粒度較主河道微相，以粉細(xì)砂為主，泥質(zhì)夾層相對(duì)較多。層理多為小型交錯(cuò)層理和斜層理。砂層厚度相對(duì)較小，一般在2～5 m，反映水動(dòng)力條件相對(duì)較弱。

1.3 儲(chǔ)蓋特征

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶館陶組為河流相沉積，館陶組上段為一套砂泥巖互層的曲流河沉積，主要發(fā)育了河道、堤岸、泛濫平原等3種亞相。其中，河道亞相中的曲流砂壩是富集的儲(chǔ)集體，主要含油層段為館上段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ砂組，砂巖含量為14%～28%，油層厚度4.0～10.0 m，巖性為細(xì)砂巖、粉砂巖，具有很好的物性；同時(shí)，館上段儲(chǔ)蓋組合配置良好，砂泥互層形式存在，館上段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ砂組上下泥巖沉積較穩(wěn)定，區(qū)域廣泛分布，厚度較大，一般在10～30 m之間，可以作為良好的蓋層，從而形成館上段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ砂組良好的儲(chǔ)蓋組合。一個(gè)完整的曲流河沉積旋回，就是一套有利的儲(chǔ)蓋組合。

1.4 油源條件

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶位于孤南洼陷東部，孤南洼陷為沾化凹陷的主要生油洼陷，發(fā)育砂三段、沙一段和東營組三套暗色泥巖、油泥巖和油頁巖等烴源巖，生油巖具有北厚南薄的沉積特征，厚度為400～600 m，有機(jī)碳含量為0.74%～2.25%，氯仿瀝青 “A”含量為0.095%～0.203%，氫元素含量為11.31%～11.73%。孤南洼陷生油巖地化指標(biāo)有機(jī)質(zhì)含量高，干酪根類型屬Ⅰ～Ⅱ類[2]，各層組鏡質(zhì)體反射率均達(dá)到生油門限。優(yōu)質(zhì)的烴源巖為孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶油氣成藏提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2 油氣成藏特征

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶館陶組發(fā)育有多種類型的油氣藏，主要含油層系為館上段，平面上具有疊合連片的特點(diǎn)，主要形成三種圈閉組合類型：斷鼻構(gòu)造圈閉、構(gòu)造-巖性圈閉和巖性圈閉。

2.1 斷鼻構(gòu)造油氣藏

斷鼻構(gòu)造油氣藏主要發(fā)育負(fù)向構(gòu)造的東南部，主要含油層系為Ng4、Ng5和Ng6砂層組，具有油氣縱向分布長、平面分布范圍大的特點(diǎn)，油氣成藏主要受構(gòu)造控制。孤南洼陷油氣沿墾利大斷層初次運(yùn)移，然后在幕次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的作用下，在紅柳斷裂帶通過低級(jí)序斷層二次運(yùn)移。根據(jù)流體動(dòng)力學(xué)原理，油氣由高勢(shì)區(qū)向低勢(shì)區(qū)鼻狀構(gòu)造圈閉進(jìn)行多次充注，從而形成斷鼻造油氣藏[3]。例如墾東521、墾東53塊館陶組為典型的斷鼻構(gòu)造油氣藏。

2.2 構(gòu)造-巖性油氣藏

構(gòu)造-巖性油氣藏主要發(fā)育負(fù)向構(gòu)造帶的西部，含油層系為Ng4砂層組，油氣成藏受構(gòu)造和巖性的雙重控制，構(gòu)造控制油氣富集，砂體控制儲(chǔ)量規(guī)模。斷層和砂體的合理配置關(guān)系，決定砂體的含油性，合理的儲(chǔ)蓋配置控制油氣縱向分布，油氣在斷層兩側(cè)聚集成藏。例如孤東821、孤東822-斜1和墾東642-4塊館陶組為典型的構(gòu)造-巖性油氣藏。

2.3 巖性油氣藏

巖性油藏主要發(fā)育負(fù)向構(gòu)造的斜坡帶，具有“雙向油氣運(yùn)移、兩種成藏模式、疊合連片分布”的特點(diǎn)，主要形成Ng4和Ng6巖性油藏。館上段為曲流河沉積體系，具有多套良好的儲(chǔ)蓋配置組合，是油氣聚集成藏的良好的儲(chǔ)集空間。根據(jù)“斷坡控砂、復(fù)式輸導(dǎo)、相勢(shì)控藏”的巖性油藏成藏理論，孤南洼陷的油氣沿油源斷層和館下段儲(chǔ)集體運(yùn)移，在館上段有利儲(chǔ)蓋組合圈閉條件下，形成透鏡體巖性油氣藏[4]。例如墾東641、墾東642-1和墾東642-3塊館陶組為典型的巖性油氣藏。

3 油氣成藏主控因素

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶館陶組油氣成藏，具有“復(fù)式輸導(dǎo)、幕次充注、相勢(shì)控藏、疊合連片”的特點(diǎn)，油氣成藏受構(gòu)造和巖性的雙重控制，斷裂構(gòu)造和沉積相帶的合理配置，控制該帶館陶組油氣成藏和分布規(guī)律。

3.1 斷裂波及區(qū)是油氣成藏的有利區(qū)

斷層溝通油源并形成圈閉，斷裂波及區(qū)是成藏的有利區(qū)。該構(gòu)造帶位于孤東斷裂帶、墾東斷裂帶和墾利斷裂帶之間的結(jié)合部，是斷裂活動(dòng)有效波及區(qū)。雖然斷層不發(fā)育，但是受走滑擠壓作用影響，形成溝梁相間的構(gòu)造格局，處于油氣運(yùn)移通道上梁部的河道砂體圈閉，最先捕獲油氣形成油氣藏。墾東641、墾東642、墾東642-1、墾東642-2和墾東642-3巖性圈閉的勘探，證實(shí)了斷裂波及區(qū)是負(fù)向構(gòu)造帶油氣成藏的有利區(qū)。

3.2 儲(chǔ)蓋配置控制成藏及油氣分布

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶為河流相沉積體系，由于河流的擺動(dòng)及流相砂體分布的不穩(wěn)定性，砂體變化對(duì)上第三系油藏內(nèi)油氣的分布及富集起重要控制作用。該帶負(fù)向構(gòu)造由于圈閉幅度小，油氣充滿程度低，油藏儲(chǔ)量豐度低，巖性變化對(duì)館上段油藏分布及富集的影響非常突出，與油源斷層或含油構(gòu)造高部位儲(chǔ)層分布較連續(xù)、穩(wěn)定的局部構(gòu)造或砂體，油層厚度較大，含油性較好；反之，厚度減薄、含油性差，河道砂體的分布是控制油氣分布的主要因素。

3.3 負(fù)向構(gòu)造帶正向微構(gòu)造控制油氣成藏

（1）宏觀上，負(fù)向構(gòu)造帶與披覆構(gòu)造主體疊合含油連片，具有主體油田油水過渡帶特點(diǎn)，但有其獨(dú)立的油水系統(tǒng)和油氣分布規(guī)律，不受披覆構(gòu)造主體油水界面的限制。

（2）斷裂帶是油氣的運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道，靠近走滑構(gòu)造帶兩側(cè)，具有微幅構(gòu)造背景的砂體發(fā)育區(qū)富含油氣。

（3）負(fù)向構(gòu)造背景下，處于油氣運(yùn)移通道上的正向微構(gòu)造，是油氣充注成藏的有利圈閉，可形成微幅構(gòu)造巖性油氣藏。

4 結(jié)論

孤東-紅柳負(fù)向構(gòu)造帶館陶組油氣成藏，受斷裂活動(dòng)、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和沉積體系等的共同作用，走滑斷裂有效波及區(qū)是油氣成藏的有利區(qū)帶；負(fù)向構(gòu)造帶上，正向微幅構(gòu)造控制油氣成藏；油氣運(yùn)移通道上的曲流砂壩，是最為富集的含油砂體；新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)負(fù)向構(gòu)造帶館陶組油氣成藏具有主導(dǎo)作用。