董 敏，張 瑞

(中國石油大學(華東)地球科學與技術(shù)學院，山東 青島 266580)

東營凹陷輸導體系構(gòu)成特征

董 敏，張 瑞

(中國石油大學(華東)地球科學與技術(shù)學院，山東 青島 266580)

輸導體系是烴源巖與圈閉聯(lián)系的物質(zhì)體現(xiàn)，是衡量圈閉有效性的重要標準。本文結(jié)合東營凹陷的地質(zhì)特征及層序地層格架，在盆地輸導體系要素研究基礎上，建立東營凹陷的輸導體系格架，分析盆地輸導體系的平面和剖面特征：平面上，油氣以生油洼陷為中心向四周放射狀運移，形成以生油洼陷為中心的復環(huán)帶狀分布的特點，油氣藏的平面分布特征明顯地受輸導體系構(gòu)成方式的控制(反演)，輸導體系平面分布特征又明顯受到沉積體系展布與斷裂分布的制約(正演)；剖面上，東營凹陷在不同的構(gòu)造時期輸導體系存在差異性，在盆地的不同構(gòu)造部位發(fā)育不同類型的輸導體系。

輸導體系 油氣藏分布 砂體展布 東營凹陷

1 研究區(qū)概況

輸導體系的研究是油氣成藏研究的重要部分，是連接烴源巖和圈閉的紐帶[1-3]。它決定著油氣運移的路徑和方向，并將成藏要素和成藏作用有機地統(tǒng)一成一個整體，控制著油氣成藏。因此，盆地內(nèi)輸導體系的研究是開展油氣預測的基礎，也是開展成藏機理研究的重要前提[4]。

東營凹陷位于渤海灣盆地濟陽坳陷的東南部，經(jīng)過50多年的勘探開發(fā)，共發(fā)現(xiàn)油田32個，氣田2個，累計探明石油地質(zhì)儲量22.2×108t。東營凹陷是一個從古新世發(fā)育起來的，具有典型“北斷南超、北陡南緩”的構(gòu)造特征的箕狀凹陷[5-8]。平面上，東營凹陷呈“三凸兩凹”的構(gòu)造格局，在陳家莊凸起與中央背斜帶之間為利津洼陷和民豐洼陷，在魯西隆起、廣饒凸起與中央隆起帶之間是博興洼陷和牛莊洼陷(圖1)。利津、博興、民豐及牛莊四個生油洼陷均具有繼承性發(fā)育的特點，是沙河街組和東營組沉積厚度最大、烴源巖埋藏最深的地區(qū)，遂成為生油氣中心[9-10]。

2 層序地層格架

東營凹陷經(jīng)歷了張扭斷陷和壓扭拗陷2個構(gòu)造演化階段(圖2)[11]。其中，主要成藏期為古近紀。

圖1 東營凹陷構(gòu)造單元

圖2 東營凹陷新生界層序地層單元及其界面特征

根據(jù)構(gòu)造演化和盆地充填特征，古近紀可分三個階段：①孔店組沉積早期至沙四段沉積末期(斷陷Ⅰ幕和Ⅱ幕)，相當于斷陷盆地的初始階段，該時期為盆地的緩慢沉降期，為初始裂陷階段，該時期為干旱—半干旱氣候條件，沉積淺湖、濱湖相暗色泥巖；②沙三段至沙二段下亞段沉積時期(斷陷Ⅲ幕)，該時期為盆地的強斷陷期，氣候由干旱—半干旱變?yōu)闈駶櫋Ｉ橙纬练e期，湖泊水體變深，沉積暗色泥巖、油頁巖等。在凹陷北部陡坡帶，地勢較陡及同沉積斷層活動，發(fā)育面積小、厚度大的近岸水下扇沉積體系，這些近岸水下扇沉積體是東營凹陷北部陡坡帶主要的儲集體；緩坡帶發(fā)育面積較大、厚度較薄的進積型三角洲及少量的濁積扇。沙二段下亞段沉積時期，湖泊水體變淺，主要斷裂的活動減弱，基底下陷基本停止，主要沉積粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖。③沙二段上亞段至東營組沉積時期(斷陷Ⅳ幕)，為斷陷盆地萎縮期，主要的斷裂活動減弱，構(gòu)造運動使整個凹陷再次抬升，湖盆面積縮小，水體逐漸變淺，物源供給較少。沉積厚度的中心向北遷移，沉積特征南北差異性增強。陡坡帶由水下扇向扇三角洲過渡；緩坡帶主要發(fā)育灘壩；洼陷帶中心則以三角洲—沖積平原相沉積為主體，主要沉積油頁巖、暗色泥巖。

3 東營凹陷輸導體系分布特征

油氣在運移過程中通過斷層、砂體及不整合面等輸導要素的相互組合形成輸導體系[3,12-13]。對不同油氣運移平面和剖面的分析表明，東營凹陷輸導體系構(gòu)成具有以下特征。

3.1輸導體系平面分布特征

東營凹陷可以劃分為孔店組—沙四段下亞段、沙四段上亞段—沙三段下亞段、沙三段中亞段、沙三段上亞段—沙二段、沙一段—東營組、館陶組等幾個含油范圍相似的組合。根據(jù)油藏分布范圍的相似性，可以推測這些油藏的油氣有可能通過同一套輸導體系運聚成藏。油藏與輸導體系的關系可以運用正反演的方法進行研究[14]：①通過正演，以本區(qū)的區(qū)域構(gòu)造發(fā)育情況及各種輸導要素的配置關系為出發(fā)點，確定油氣運移的主要路線；②通過反演，以洼陷為中心，以油藏位置為指向，近似確定油氣運移路線。運用正反演相結(jié)合的方法，確定東營凹陷有利的油氣運移路線，得到平面輸導路線圖。

從油藏分布特點來看，沙三段油藏可分為下、中、上3個亞段，其油藏分布既有自身特點，又與深淺層位的油藏具有一定的組合性，反映出承上啟下的特點。其所反映的輸導體系構(gòu)成最能代表整個東營凹陷的輸導體系構(gòu)成特點。因此，下面以沙三段油藏分布及油氣顯示詳細說明輸導體系平面分布特征(圖3)。研究區(qū)各洼陷烴源巖生成的油氣，均向鄰近的儲集層運移聚集。受斷裂和正向同沉積構(gòu)造控制，生油洼陷內(nèi)及周邊的正向構(gòu)造體系是兩凹陷主要的油氣分布聚集區(qū)，油氣以生油洼陷為中心向四周放射狀運移，形成以生油洼陷為中心的復環(huán)帶狀分布特點，一般呈對應放射狀路線運移。部分地區(qū)油氣垂直于斷層走向或順斷層走向呈條帶狀分布，形成條帶狀分布的油藏，油氣一般垂直于斷層走向運移。以上是通過已知油藏反推輸導體系(相當于反演)。

圖3 東營凹陷沙三段油氣藏分布及可能的運移路線

決定輸導體系發(fā)育規(guī)模和連通性的主要因素是其沉積條件，輸導層之間的空間配置關系也將影響其有效性[15]。結(jié)合東營凹陷不同砂體展布、斷層和不整合面分布情況，進行輸導體系的劃分(相當于正演)。從東營凹陷沙三段沉積體系與斷裂分布關系圖(圖4)可以看出，北部陡坡帶基底大斷裂控制了砂體的展布，在基底大斷裂附近主要發(fā)育了近岸水下扇及扇三角洲[16]，輸導通道主要是基底大斷裂和砂體，組成砂體—斷層型輸導體系。洼陷帶發(fā)育東營三角洲，砂體厚度大，展布范圍廣，輸導通道主要是砂體，組成簡單單一砂體輸導體系；中央隆起帶由于隆升的作用，斷裂發(fā)育，走向多樣，輸導通道主要是砂體與斷層的組合，組成網(wǎng)毯式輸導體系。南部緩坡帶發(fā)育一系列東西向近平行的正斷層，三角洲砂體厚度小，平面展布面積大，不整合廣泛發(fā)育，輸導體系主要為階梯型輸導體系和斷層—不整合面型輸導體系。

圖4 東營凹陷沙三段沉積體系與斷裂分布關系

3.2輸導體系剖面分布特征

東營凹陷大部分油氣藏是經(jīng)過二次運移形成的它源油氣藏。凹陷內(nèi)斷裂活動期較長，尤其是控制構(gòu)造活動和發(fā)育的二級斷層，具有斷距大，開始活動早，結(jié)束時間晚的特點，成為油氣垂向運移的主要通道[17]。

3.2.1 斷陷盆地初始階段輸導體系剖面特征

從東營凹陷輸導體系剖面圖(圖5)[18]中可以看出，緩慢沉降期(Ek-Es4)砂體主要分布在盆地的邊緣。根據(jù)盆地斷裂、不整合及砂體展布特征，輸導體系從北向南依次發(fā)育砂體—斷層型輸導體系、砂體—不整合輸導體系及不整合型輸導體系，其中在陡坡帶發(fā)育的砂體—斷層型輸導體系為緩慢沉降期形成的主要輸導體系。

圖5 東營凹陷輸導體系剖面

陡坡帶貫穿基底的大斷裂是輸導體系的重要組成部分，同砂體共同組成砂體—斷層型輸導體系。邊緣的基底大斷裂斷穿各個層系，且鄰近斷裂砂體沉積厚度大，為原油的大規(guī)模運移提供了良好的物質(zhì)基礎，在陡坡帶形成大油氣藏；而層序的底界面發(fā)育了大范圍的不整合面，這些不整合面是油氣側(cè)向長距離運移的通道，油氣沿著不整合面?zhèn)认蜻\移，在斜坡帶形成砂體—不整合輸導體系，緩坡帶則形成不整合型輸導體系。由于緩慢沉降期主要的輸導體系分布在盆地邊緣，油氣主要沿底界面的不整合面做側(cè)向運移,因此緩慢沉降期油氣以側(cè)向輸導為主，垂向輸導為輔。

3.2.2 斷陷盆地強斷陷階段輸導體系剖面特征

東營凹陷的加速沉降期(Es3-Es2)是盆地的強斷陷期，該時期氣候由干旱—半干旱變?yōu)闈駶櫍藭r湖水最深，屬于深水湖泊沉積。由于陡坡帶同沉積斷層的活動，發(fā)育平面上面積小、垂向上厚度大的近岸水下扇沉積體系，是東營凹陷北部陡坡帶主要的儲集體。緩坡帶的砂體沉積主要形成沖積扇、灘壩，洼陷帶的砂體沉積主要為濁積扇。東營凹陷加速沉降期輸導體系從北向南依次發(fā)育砂體—斷階性輸導體系、網(wǎng)毯式輸導體系、正反階梯型輸導體系。

在陡坡帶，砂體和多個斷層組合形成輸導通道，輸導特征表現(xiàn)為砂體—斷階型復式輸導；在緩坡帶，砂體展布及斷層的發(fā)育都有自邊緣向盆地中心遷移的趨勢，二者組合在距盆地邊緣較近位置表現(xiàn)為反向正斷層組成的反階梯型復式輸導體系，在距盆地邊緣較遠位置表現(xiàn)為正斷層組成的正階梯型復式輸導體系；中央隆起帶發(fā)育一系列走向近東西向平行排列的斷層，西部斷層以南傾為主，東部斷層以北傾為主。斷層活動較強烈，表現(xiàn)為網(wǎng)毯式輸導體系[19-21]；在洼陷帶主要為砂體—斷裂型輸導體系。同緩慢沉降期輸導體系類型相比，東營凹陷加速沉降期斷層發(fā)育數(shù)量多，組合復雜，砂體分布范圍廣，輸導體系結(jié)構(gòu)特征相對復雜。

3.2.3 斷陷盆地萎縮階段輸導體系剖面特征

斷陷萎縮期(Es1-Ed)斷陷活動已趨于尾聲，構(gòu)造運動使得凹陷整體抬升，氣候由潮濕向干旱逐漸轉(zhuǎn)變，水體逐漸變淺。斷陷萎縮期輸導體系從南向北依次發(fā)育斷裂—不整合面型輸導體系、網(wǎng)毯式—斷裂型輸導體系及正階梯型輸導體系。

4 結(jié)論

(1)平面上，油藏的分布特征研究是建立輸導體系格架的出發(fā)點，東營凹陷油氣藏圍繞生油洼陷呈環(huán)狀分布，對應油氣放射狀運移路線，推出輸導體系(相當于反演)；結(jié)合不同砂體展布、斷層和不整合面分布情況，進行輸導體系的劃分(相當于正演)。北部陡坡帶基底大斷裂控制了砂體的展布，輸導通道主要是基底大斷裂和砂體，組成砂體—斷層型輸導體系。洼陷帶輸導通道主要是砂體，組成簡單單一砂體輸導體系；中央隆起帶輸導通道主要是砂體與斷層的組合，組成網(wǎng)毯式輸導體系。南部緩坡帶不整合廣泛發(fā)育，輸導體系主要為階梯型輸導體系和斷層—不整合面型輸導體系。

(2)剖面上，東營凹陷斷陷盆地初始階段(Ek-Es4)輸導體系類型包括砂體—斷層型輸導體系、砂體—不整合輸導體系及不整合型輸導體系；斷陷盆地強斷陷階段(Es3-Es2)輸導體系類型包括砂體—斷階型輸導體系、網(wǎng)毯式輸導體系、正反階梯型輸導體系；斷陷盆地斷陷萎縮期(Es1-Ed)輸導體系類型包括斷裂—不整合面型輸導體系、網(wǎng)毯式—斷裂型輸導體系及正階梯型輸導體系。

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(編輯 曹征遠)

Constitution characteristics of the conducting system in Dongying Sag

Dong Min，Zhang Rui

(SchoolofGeosciences，ChinaUniversityofPetroleum(Huadong)，Qingdao266580，China)

Conducting system is a material embodiment in relationship between source rock and trap，and also an important criterion for judging effectiveness of traps.Based on analysis of essential factors of conducting system，combined with geological characteristics and sequence stratigraphic framework，the framework of the conducting system was established in Dongying Sag，to analyze characteristics of the conducting system in the horizontal and vertical direction.In the horizontal direction，oil and gas centered on source sag and migrated radially to surrounding area，to form complex ring zonal distribution characteristics focused on source sag.The planar characteristics of reservoir distribution are obviously controlled by conducting system structure (inversion).And the planar distribution feature of conducting system is restricted by depositional system distribution and fracture distribution (forward).In the vertical direction，there are differences in the conducting system at various tectonic periods and various types in different parts in Dongying Sag.

conducting system；reservoir distribution；sedimentary system plane distribution；Dongying Sag

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.04.004

TE121.3

A

2015-07-21；改回日期2015-08-16。

董敏(1990—)，女，在讀碩士研究生，研究方向為油氣田勘探。電話：15264252153，E-mail：1220578064@qq.com。