施亞洲

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

渤海古近系東營組三角洲相油田地質(zhì)特征研究

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（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

渤海古近系東營組三角洲相油田是渤海油田的主力含油層系。從構(gòu)造、儲層與沉積、流體和油藏等方面對渤海海域東營組三角洲相油田地質(zhì)特征進(jìn)行了研究，按河流三角洲和辮狀河三角洲相砂巖油藏兩種沉積相類型分別對儲層分布特征進(jìn)行了描述。在此基礎(chǔ)上探討了此類油田的流體分布特點(diǎn)和油藏模式，并認(rèn)為渤海東營組三角洲相油田以中到大型為主，儲層巖性大都屬于高孔高滲的疏松砂巖，儲層具有分布較穩(wěn)定、油層厚和物性好等特點(diǎn)，原油以普通稠油為主，其次是中、低黏油。

東營組；三角洲相油田；構(gòu)造；儲層；流體特征；油藏類型

渤海已開發(fā)的古近系東營組三角洲相砂巖油田約占渤海油田總數(shù)的三分之一。東營組三角洲相砂巖油田探明石油地質(zhì)儲量占渤海油田總探明儲量的23%，年產(chǎn)油量也接近渤海油田三分之一，是渤海油田勘探和開發(fā)的重要地質(zhì)層位。渤海東營組典型油田主要有綏中36-1、旅大4-2、旅大5-2、旅大10-1、錦州9-3、錦州21-1、金縣1-1和埕北油田等。上述單個油田的地質(zhì)特征研究成果較為豐富，但缺乏對此類油田地質(zhì)特征規(guī)律性的分析研究和總結(jié)。通過對東營組三角洲相油田地質(zhì)特征的研究所取得的認(rèn)識，有助于油田開展綜合調(diào)整和提高油田采收率，也可為相似油田地質(zhì)研究提供參考。

1 構(gòu)造

渤海海域東營組三角洲相砂巖油田主要分布于渤海遼東灣海域，其次是渤中凹陷周圍的低凸起及構(gòu)造帶上。區(qū)域地質(zhì)研究認(rèn)為，遼東灣地區(qū)為新生界斷陷盆地，自中生代以來，經(jīng)歷了張裂、斷陷和坳陷三個裂谷發(fā)育階段，形成北北東向凹凸相間的構(gòu)造格局，自西向東劃分為遼西凹陷、遼西低凸起、遼中凹陷、遼東凸起和遼東凹陷五個構(gòu)造單元[1]（圖1）。其中，遼西低凸起、遼西凹陷和遼中凹陷中的局部構(gòu)造是油氣聚集良好場所，如綏中36-1、旅大10-1油田位于遼西低凸起中段，錦州9-3油田位于遼西低凸起北段，旅大4-2、5-2油田位于遼西凹陷中段，金縣1-1油田和錦州21-1油田分別位于遼中凹陷的中段和北段。此外，還有少量的三角洲相砂巖油田分布于渤中凹陷周圍的低凸起及構(gòu)造帶上，包括埕北、渤南以及曹妃甸低凸起等，如埕北油田位于埕北低凸起西北端。上述油田的一側(cè)均以大斷層為界，另一側(cè)與生油凹陷相鄰。如位于遼西低凸起的綏中36-1油田，油田西側(cè)與遼西1號斷層為界，與遼西凹陷相接，油田東翼與遼中凹陷相鄰。

渤海油田古近紀(jì)為湖相斷陷—斷坳發(fā)展階段，是烴源巖形成期，凸凹相間，斷層控制了地層沉積。區(qū)內(nèi)東營組斷層分為Ⅰ～Ⅲ級，I級斷層位于砂巖油藏一側(cè)，即油藏邊界斷層。此類斷層延伸長，斷距大，一般長15～55 km，最長可達(dá)100 km以上，斷距大于1 000 m，包括埕北斷層和遼西1號斷層。Ⅰ級斷層控制構(gòu)造發(fā)育和形態(tài)，對中、新生界沉積起著控制作用。同時，Ⅰ級斷層也是油氣由生油凹陷向低凸起運(yùn)移的油源斷層[2]。如遼西1號斷層，位于遼西低凸起西側(cè)，走向近北東，延伸長度達(dá)100 km以上，新生界最大斷距達(dá)數(shù)千米，是分割遼西凹陷與遼西低凸起的邊界大斷層。該斷層形成時間早，規(guī)模較大，其形成及規(guī)?？刂屏藰?gòu)造和沉積的分布特征。遼東灣地區(qū)東營組構(gòu)造形成與遼西1號斷層的發(fā)育密不可分。

圖1 遼東灣古近紀(jì)構(gòu)造區(qū)劃圖

東營組三角洲相油田內(nèi)部斷層不發(fā)育，屬次生斷層，包括Ⅱ級、Ⅲ級斷層。Ⅱ級斷層控制地層沉積和油氣分布，并使構(gòu)造分割為多個斷塊。Ⅲ級斷層使構(gòu)造復(fù)雜化，斷距小，基本不控制地層沉積和油氣分布。綏中36-1油田Ⅱ級斷層分布于構(gòu)造東南部，是一條北東走向的西掉次級斷層，斷距10～25 m，延伸較長，達(dá)6 km。該斷層平行于西部邊界斷層，未破壞構(gòu)造完整性，但對斷層兩側(cè)Ⅱ油組儲層和油水系統(tǒng)有一定控制作用。油田內(nèi)還發(fā)育規(guī)模不大的小斷層20余條，屬于Ⅲ級斷層。斷層走向?yàn)楸睎|—南西向和東西向，斷距10～20 m。小斷層的發(fā)育并沒有破壞整個構(gòu)造的完整性，僅在局部控制油水分布。

渤海東營組含油構(gòu)造主要是在前古近系潛山基底上發(fā)育的披覆構(gòu)造或斷鼻構(gòu)造。其圈閉類型以披覆背斜和斷鼻構(gòu)造圈閉為主，其次是斷裂背斜和半背斜圈閉。

披覆背斜圈閉是在古潛山基礎(chǔ)上因上覆地層差異壓實(shí)作用形成的圈閉，具有構(gòu)造簡單、斷層少、幅度小、面積中等的特點(diǎn)[2]。邊界大斷層的切割作用控制了油田構(gòu)造形態(tài)，形成油田一側(cè)以邊界大斷層為界，另一側(cè)向凹陷斜坡傾沒的構(gòu)造格局。此類圈閉主要分布于遼西低凸起綏中36-1和錦州9-3油田，其次位于埕北低凸起的埕北構(gòu)造。其中綏中36-1油田較為典型，是一個在古潛山背景上發(fā)育起來的披覆型半背斜構(gòu)造，并受遼西1號斷層控制?；诪楣派貙咏M成的潛山，第三系披覆沉積于潛山之上。油田呈北東—南西向展布，高點(diǎn)埋深1 350 m，長13 km，寬4.3 km，頂部平緩，翼部較陡，構(gòu)造簡單，形態(tài)相對完整。

斷鼻構(gòu)造圈閉主要分布于遼東灣海域遼西凹陷中段，如旅大4-2和5-2油田。這兩個油田均是在遼西1號斷層下降盤上發(fā)育起來的斷鼻構(gòu)造，其構(gòu)造形態(tài)受邊界大斷層和圈閉內(nèi)斷層切割所控制。圈閉幅度185～340 m，圈閉面積2.7～4.7 km2。旅大4-2油田是一斷鼻構(gòu)造，其東部邊界為遼西1號斷層，西側(cè)呈緩坡向遼西凹陷過渡。油田范圍內(nèi)發(fā)育一系列近東西向次生斷層，與遼西1號斷層相接，構(gòu)造呈南北走向，頂部比較平緩，翼部相對較陡，地層傾角4°～18°，主力油組四油組圈閉面積3.2 km2，閉合幅度185 m。

斷裂背斜圈閉主要分布于遼西低凸起中段的旅大10-1油田和遼中凹陷中段的金縣1-1油田，其特點(diǎn)是圈閉幅度大，斷層對油藏具有一定控制作用。如旅大10-1油田構(gòu)造邊界斷層附近次級斷層較發(fā)育，多為北東或東西走向。其中，一條走向和傾向與遼西1號斷層相一致的次級斷層，為遼西1號斷層的派生斷層，延伸長度1.4 km，目的層段平均斷距60 m。該構(gòu)造圈閉幅度在140～230 m之間，圈閉面積7.7～28.9 km2。

2 沉積與儲層

2.1 河流三角洲相砂巖儲層

渤海海域古近系東營組已開發(fā)河流三角洲相儲層主要分布于綏中36-1、旅大4-2、旅大5-2、錦州9-3和錦州21-1等油田。東營組縱向上分為東一、東二和東三段，油層段主要分布于東二段，按照沉積旋回和巖性組合將儲層縱向上分為零、Ⅰ～Ⅴ等多個油組。如綏中36-1油田儲層為三角洲前緣沉積，按照沉積旋回、分級控制的原則將儲層縱向上分為4個油組（零、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組）；Ⅰ、Ⅱ油組是該油田的主力油層，可進(jìn)一步細(xì)分為14個小層，其中1～8小層為I油組，9～14小層為Ⅱ油組[3]。

2.1.1 沉積特征

渤海海域古近系河流三角洲發(fā)育在大規(guī)模水退時期東二層序沉積時期，形成具明顯進(jìn)積特征的沉積序列，分布在凸起之間的凹陷斜坡部位，即盆地長軸的緩坡區(qū)。如遼東灣地區(qū)在東二段沉積時期，隨著湖盆收縮和盆地內(nèi)部構(gòu)造活動的明顯減弱，呈現(xiàn)西高東低、北高南低的地形特征。此時盆地各凸起對沉積體系分隔作用最弱，來自盆地東西兩側(cè)的物源充足。遼西低凸起及其周圍接受來自西北方向古水流攜帶的泥砂沉積。這種構(gòu)造、地形和沉積條件使得該區(qū)在東二段沉積時期發(fā)育了一系列南西向展布的三角洲沉積體系，尤其是來自盆地西部山海關(guān)隆起的充足物源使得沉積體系的進(jìn)積距離更遠(yuǎn)、范圍更大[1]。隨著三角洲沉積砂體向凹陷中心不斷推進(jìn)，形成了儲層發(fā)育、儲蓋組合好、厚度較大、分布范圍較廣的大中型砂巖儲集體。

三角洲沉積由三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲亞相組成。三角洲平原亞相為“泥包砂”組合，以灰色、灰綠色泥巖為主，夾較厚層的中細(xì)砂巖或薄層砂巖。自然電位幅度一般較高，地震剖面上呈中等振幅、中連續(xù)反射特征，局部為透鏡狀反射。三角洲前緣亞相呈現(xiàn)進(jìn)積或進(jìn)積-退積序列，巖性以較厚層的中、細(xì)砂巖為主，夾薄層泥巖。自然電位幅度大，為漏斗形-箱型，地震剖面上為前積反射特征。前三角洲亞相以深灰色、灰色的泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，夾薄層粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，自然電位平緩低幅特征。自然伽馬曲線上以進(jìn)積序列區(qū)別于湖相泥巖；地震剖面上多呈連續(xù)的強(qiáng)反射特征[1]。

三角洲前緣亞相包括水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、前緣席狀砂以及水下分流間灣等沉積微相。三角洲前緣分流河道的頻繁擺動和側(cè)向遷移，使得水下分流河道、河口壩及遠(yuǎn)砂壩等微相在平面上相互迭置、側(cè)向加積，并呈復(fù)合連片分布。除旅大4-2油田三角洲分布面積較小外，其它油田的三角洲砂體分布均較大，如綏中36-1油田東二段Ⅰ油組4小層復(fù)合砂體迭合面積達(dá)十幾平方千米以上。

三角洲層序以向上變粗的反旋回特征為主，自下而上依次發(fā)育前三角洲、三角洲前緣及三角洲平原相，巖性剖面上可見2～3個以上沉積旋回，每個旋回又由若干個次一級小旋回構(gòu)成。沉積旋回均經(jīng)歷了由水退至水進(jìn)的沉積過程，表現(xiàn)在垂向上水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩以及水下分流間灣等沉積砂體的反復(fù)疊置，使得油田范圍內(nèi)沉積的復(fù)合砂體厚度可達(dá)20 m以上。

2.1.2 儲層特征

古近系東營組河流三角洲相砂巖儲層埋深在1 240～2 200 m之間。儲層具有埋藏淺，巖性較疏松，孔隙發(fā)育，連通性好，以及中—高孔、中—高滲等特征。儲層巖性是中—細(xì)粒巖屑長石砂巖、長石石英細(xì)砂巖和細(xì)粉砂巖，偶見含礫、中—粗砂巖和極細(xì)粉砂巖。

儲層儲集空間孔隙類型為粒間孔和溶蝕孔。根據(jù)東營組巖心物體樣品統(tǒng)計結(jié)果，儲層分為高孔高滲和中—高孔、中滲儲層兩種類型（表1）。高滲儲層主要分布于綏中36-1和旅大5-2等油田，儲層孔隙度主要在30%～36%之間，綏中36-1油田儲層滲透率主要分布在（3 123～3 594）× 10-3μm2之間，旅大5-2油田東二上段儲層滲透率一般大于1 000×10-3μm2，東二下段儲層滲透率主要集中在（100～1 000）×10-3μm2。中—高孔、中滲儲層主要分布于旅大4-2、錦州9-3和錦州21-1等油田，儲層孔隙度主要在24%～34%之間，滲透率主要分布在（100～500）×10-3μm2之間。

區(qū)內(nèi)河流三角洲相儲層發(fā)育，砂體大面積連片分布、砂體連通性好。例如綏中36-1油田東營組下段，主力油組砂層發(fā)育、油層分布穩(wěn)定，連續(xù)性好。儲層段砂層厚度范圍達(dá)到40～120 m。其中，油田Ⅰ期Ⅰ油組砂層厚度10.6～89.7 m，小層（砂體）之間相互疊加連片，局部井區(qū)小層之間上下連通；Ⅱ油組砂層厚度10～53.2 m，儲層厚度變化比較大，泥質(zhì)夾層比Ⅰ油組發(fā)育。I油組第4、6小層和Ⅱ油組第11小層是主力油層，在油田范圍內(nèi)廣泛分布。

2.2 辮狀河三角洲相砂巖儲層

渤海海域古近系東營組已開發(fā)辮狀河三角洲相砂巖油藏主要分布于遼東灣遼西低凸起中段、遼中凹陷中段和渤海西部埕北低凸起北高點(diǎn)，包括旅大10-1、金縣1-1和埕北油田等，埋深-1 330～-1 820 m。油層分布于東營組東二、三段，巖性以中細(xì)砂巖為主。其中，埕北油田東營組油氣層細(xì)分為上部次要油層和下部主要油層，旅大10-1油田東營組油氣層進(jìn)一步細(xì)分為零、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ等多個油組，Ⅱ油組是油田主力油組。

2.2.1 沉積特征

渤海海域古近紀(jì)東二段沉積時期，由于湖盆水域擴(kuò)張和古地貌改變，盆地短軸方向和低凸起帶上發(fā)育辮狀河三角洲砂體沉積。辮狀河三角洲是辮狀水流進(jìn)入穩(wěn)定水體形成的粗碎屑三角洲，其發(fā)育受季節(jié)性洪水流量或山區(qū)河流流量控制。辮狀河三角洲沉積特征介于河流三角洲和扇三角洲之間，儲層巖性較河流三角洲要粗，供源為辮狀河，距源區(qū)距離介于兩者之間[4]。辮狀河三角洲相沉積由辮狀河三角洲平原、辮狀河三角洲前緣和前辮狀河三角洲亞相構(gòu)成。辮狀河三角洲前緣亞相主要有水下分流河道、水下分流河道間、河口壩及前緣席狀砂四個微相。

東營組辮狀河三角洲沉積砂體通常發(fā)育在海域內(nèi)撓曲斜坡帶上，包括埕北低凸起北高點(diǎn)和遼西低凸起中段[5]。辮狀河三角洲前緣沉積砂體厚度均較大，并呈現(xiàn)垂向上多期水下分流河道相互疊置、平面上迭合連片特征。如埕北油田東二段儲層縱向上具明顯正旋回性沉積特征，下部主要油層由厚層塊狀砂巖組成，厚度多在20～30 m之間。主要油層內(nèi)部細(xì)分為四個相對穩(wěn)定的宏觀流動單元，代表四期三角洲疊置沉積而成。其中第1、4單元辮狀河三角洲沉積微相見圖2。旅大10-1油田東二下段發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積砂體。其中，Ⅱ油組儲層屬于辮狀河三角洲前緣砂沉積，發(fā)育水下分流河道砂體，平均單井鉆遇砂層厚度43.4 m，單井鉆遇最大厚度67.2 m。

2.2.2 儲層特征

辮狀河三角洲相儲層巖性相對于河流三角洲相儲層明顯變粗。例如，旅大10-1油田東二下段巖性為中、粗粒及中、細(xì)粒長石巖屑砂巖夾薄層泥巖。埕北油田東營組油層巖性以中、細(xì)粒巖屑長石砂巖為主，其次是中、粗粒巖屑砂巖和礫狀砂巖。辮狀河三角洲相儲層分為高孔、高滲和中孔、中滲儲層兩種。高孔、高滲儲層主要分布于旅大10-1和埕北油田，儲層孔隙度主要分布在21%～36%，滲透率變化較大，分布范圍在（10～9 570）×10-3μm2之間（表1）。中孔、中滲儲層主要分布于金縣1-1油田東三段，油層埋深在-1 538～-1 820 m之間，孔隙度分布范圍主要在18%～27%之間，滲透率分布范圍主要介于（150～1 145）×10-3μm2之間。

圖2 東營組主要油層第1、4單元三角洲沉積微相分布圖

辮狀河三角洲相儲層發(fā)育，厚度相對較厚。例如，埕北油田下部主要油層厚度多在20～30 m之間，側(cè)向上連續(xù)性好。旅大10-1油田東下段Ⅱ油組是油田的主力油組，儲層屬于辮狀河三角洲前緣沉積，砂體發(fā)育，在平面上迭合連片分布，含油范圍廣、分布穩(wěn)定。Ⅱ油組分為4個小層，平均單井鉆遇砂層厚度43.4 m，單井最大厚度67.2 m。Ⅱ油組1小層砂層發(fā)育，砂層厚度7～30 m，平均厚度19.3 m，全區(qū)分布穩(wěn)定；2小層砂層厚度4～29 m，平均厚度17.3 m，全區(qū)分布較為穩(wěn)定；3小層砂層厚度2～21 m，平均厚度為10 m，厚度橫向變化相對較大；4小層以泥巖為主，砂巖不發(fā)育，僅在個別井區(qū)發(fā)育薄層砂巖，分布局限。

3 流體

東營組三角洲相油田流體性質(zhì)受油藏埋深、構(gòu)造位置等因素影響，不同位置、埋深的油藏，流體性質(zhì)也不同。按地層原油黏度值大小分類，東營組三角洲相油田原油分為普通稠油、中黏油和低黏油三種類型（表2）。

普通稠油油藏具有四高、三低特點(diǎn)，即高密度、高黏度、高膠質(zhì)、高瀝青質(zhì)含量和低凝固點(diǎn)、低含硫、低含蠟量，主要分布于綏中36-1、旅大5-2、金縣1-1和埕北油田。根據(jù)流體資料分析，這類稠油的地面原油密度介于0.909～0.997 g/cm3之間，地面原油黏度在23.0～11 355 mPa?s之間，地層原油黏度介于23.5～452.0 mPa?s之間，飽和壓力在5.00～14.16 MPa之間。

表2 東營組三角洲相油田流體性質(zhì)參數(shù)

中黏油油藏具有中黏、低含蠟、低凝固點(diǎn)，膠質(zhì)瀝青質(zhì)低至中等的特點(diǎn)，主要分布于旅大10-1和錦州9-3油田。流體樣品分析結(jié)果，地面原油密度在0.908～0.963 g/cm3之間，地層原油黏度介于5.5～19.43 mPa?s之間，凝固點(diǎn)在-10～-35℃之間，飽和壓力介于11.40～15.10 MPa之間，地飽壓差較小，屬于未飽和油藏。

低黏油油藏具有密度小、黏度低等特點(diǎn)，主要分布于旅大4-2和錦州21-1油田。流體樣品分析結(jié)果，地面原油密度在0.807～0.910 g/cm3之間，地面原油黏度在1.67～18.09 mPa?s之間，凝固點(diǎn)在-12～23 ℃之間，地層原油黏度介于1.75～4.13 mPa?s之間，飽和壓力介于13.61～18.28 MPa之間。油藏地飽壓差較小，屬于未飽和油藏。

東營組三角洲相油田原油性質(zhì)在平面上具有一定的分布規(guī)律，構(gòu)造高部位原油性質(zhì)明顯好于構(gòu)造低部位；原油黏度在平面上變化較大，同一油組構(gòu)造高部位的原油黏度明顯小于低部位。如綏中36-1油田地層原油性質(zhì)受構(gòu)造控制，平面上呈現(xiàn)出構(gòu)造高部位好于構(gòu)造低部位，Ⅰ期好于Ⅱ期的特點(diǎn)；縱向上，同一口井Ⅱ油組原油性質(zhì)要好于Ⅰ油組。

東營組三角洲相油田主力油層天然氣以氣頂氣和溶解氣兩種形式存在。其組分基本相同，甲烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)在74%～97%之間，旅大5-2、綏中36-1和錦州9-3油田甲烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對較高，大于95%；旅大4-2和旅大10-1油田天然氣甲烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)不高，介于77.87%～80.66%之間。二氧化碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)均比較低，在0.09%～1.08%之間。上述兩類氣體不含硫化氫。

東營組三角洲相油田地層水水型均為碳酸氫鈉型。除旅大4-2油田地層水礦化度稍高外，其它油田總礦化度在4 481～9 182 mg/L之間。

4 油藏

渤海海域古近系東營組砂巖油田，地層壓力系數(shù)接近1.0，地溫梯度約3 ℃/100 m，屬正常溫度、壓力系統(tǒng)。油田地飽壓差較小，氣驅(qū)能量不大，天然邊水能量充足，油田天然驅(qū)動方式以邊水驅(qū)為主。

東營組三角洲相油田發(fā)育于海域內(nèi)各個低凸起，儲層受三角洲前緣砂體沉積特點(diǎn)控制，砂體呈層狀分布，縱向上相互迭置、橫向上側(cè)向加積，呈現(xiàn)復(fù)合連片分布。主力油組儲層分布具有砂層發(fā)育、分布穩(wěn)定和連續(xù)性好的特點(diǎn)。油藏流體分布主要受巖性和斷層兩種因素控制，不同油組具有不同的油氣水關(guān)系。

受巖性影響的東營組三角洲相油藏主要分布于綏中36-1、錦州9-3、錦州21-1和埕北油田，屬披覆背斜圈閉。如綏中36-1油田是一個受巖性影響、縱向和橫向上存在多個油氣水系統(tǒng)的構(gòu)造層狀油氣藏，油藏天然驅(qū)動方式以邊水驅(qū)為主（圖3）。埕北油田東營組主要油層砂體沿古潛山面呈層狀分布，砂體間泥質(zhì)夾層不發(fā)育，油田范圍內(nèi)四套砂體具同一油水界面。縱向上油層具有氣頂和邊水，平面上分為氣頂區(qū)、純油區(qū)和油水過渡帶，屬于構(gòu)造層狀油藏。

圖3 綏中36-1油田東下段J2-H31井油藏剖面

受斷層和斷塊控制的三角洲相油藏分布于旅大4-2、5-2、10-1和金縣1-1油田。如旅大4-2油田屬于受斷層控制，平面和縱向上存在多個流體系統(tǒng)的構(gòu)造層狀油氣藏。旅大5-2和旅大10-1油田儲層分布相對較穩(wěn)定，油水分布受斷層和泥巖隔層控制，縱向上存在多套油水系統(tǒng)，以受巖性影響的層狀構(gòu)造油藏為主。

5 結(jié)論

（1）渤海海域東營組三角洲相砂巖油田主要分布于渤海遼東灣海域，其次是渤中凹陷周圍的低凸起及構(gòu)造帶上。油田的一側(cè)常以大斷層為界，另一側(cè)與生油凹陷相鄰。構(gòu)造圈閉類型主要是披覆背斜和斷鼻構(gòu)造圈閉，其次是斷裂背斜和半背斜圈閉。

（2）東營組三角洲相砂巖儲層按沉積相類型分為河流三角洲和辮狀河三角洲相兩種。河流三角洲相儲層埋藏淺，巖性較疏松，孔隙發(fā)育，連通性好，儲層物性具中—高孔、中—高滲特征。辮狀河三角洲相儲層巖性相對于河流三角洲相儲層明顯變粗，儲層分為高孔、高滲和中孔、中滲儲層兩種，儲層發(fā)育，厚度相對較厚。

（3）東營組三角洲相油田流體性質(zhì)受油藏埋深、構(gòu)造位置等因素影響，不同位置、埋深的油藏，流體性質(zhì)也不同。按地層原油黏度值大小分類，東營組三角洲相油田原油分為普通稠油、中黏油和低黏油三種類型，以普通稠油為主。

（4）東營組三角洲相砂巖油田，油藏類型主要分為以受巖性影響的層狀構(gòu)造油氣藏和受斷層與斷塊控制的層狀構(gòu)造油藏兩種。油藏具正常溫度、壓力系統(tǒng)，油藏天然驅(qū)動方式以邊水驅(qū)為主。

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Study on the Geological Characteristics of Delta Facies Oilfelds in Paleogene Dongying Formation of Bohai Bay

SHI Yazhou

（Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tanggu Tianjin 300452, China）

Delta facies oilfelds in Paleogene Dongying Formation of Bohai Bay are the main oil-bearing series. In this paper, the geological characteristics of delta facies oilfelds of main Dongying Formation in Bohai Bay have been studied, focus mainly on structure, stratigraphy, sedimentation, fuid and reservoir characteristics. The reservoir description on the distribution characteristics of fuvial delta facies and braided river delta sandstone facies reservoirs have been conducted. Based on the study results, the fuid distribution characteristics and reservoir modes of such oilfelds have been discussed. It is believed through study that most of the delta facies oilfelds are large scale reservoirs, and the reservoir lithology is mainly unconsolidated sandstone, with high porosity and high permeability. The reservoirs are characterized by steady distribution, relative large thickness and good physical properties. The oils are mainly heavy oil, and secondly medium and low viscosity oils.

Dongying Formation; delta facies oilfeld; structure; formation; fuid feature; reservoir mode

TE122.1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2013.04.006

1008-2336（2013）04-0006-07

2013-06-06；改回日期：2013-08-01

施亞洲，男，高級地質(zhì)師，主要從事油田地質(zhì)研究工作。E-mail：shiyzh3@cnooc.com.cn。