徐長貴，楊海風，王德英，趙弟江，王利良

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

在渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷、渤中坳陷渤中凹陷、遼河坳陷清水洼陷等地區(qū)新近系均獲得了一系列巖性油氣藏發(fā)現(xiàn)[1-3]，對新近系巖性油氣藏的圈閉形成條件[4-7]、儲集層沉積環(huán)境和特征[8-10]、油氣運移模式[11-13]等方面都取得諸多認識。2002年，筆者首次提出渤中坳陷新近系發(fā)育湖泊三角洲沉積體系[8]；2006年，王永詩等則認為濟陽坳陷新近系館陶組辮狀河沉積受古地貌形態(tài)控制形成巖性或地層超覆圈閉[10]。針對新近系巖性油氣運移模式，張善文等和鄧運華等分別提出“網(wǎng)毯式”與“中轉(zhuǎn)站式”油氣運移模式[11-12]；薛永安則指出渤海海域古近系中發(fā)育“匯聚脊”是造成上覆新近系有利圈閉成藏的關(guān)鍵[13]。這些認識都為本地區(qū)勘探提供了借鑒。

但是，渤海海域萊北低凸起石油地質(zhì)條件特殊，其巖性油氣藏勘探面臨兩大難點，一是本區(qū)不同于黃河口凹陷及其他地區(qū)新近系明化鎮(zhèn)組下段極淺水三角洲發(fā)育地區(qū)、也不同于渤海海域館陶組辮狀河連片砂體發(fā)育地區(qū)，沉積環(huán)境復(fù)雜，長期以來，沒有找到大面積的廣布的砂體，傳統(tǒng)觀點認為難以形成大面積巖性圈閉；二是萊北低凸起不是一個長期繼承性發(fā)育的凸起，它早期沉沒于水下，晚期才隆起，能否接受油氣大量、長期供給形成高豐度巖性油氣藏尚有不確定性。鑒于此，應(yīng)對研究區(qū)開展持續(xù)攻關(guān)，力爭尋求海上大面積高豐度巖性油田勘探突破。

通過近幾年艱苦探索，萊北低凸起發(fā)現(xiàn)了墾利6-1億噸級大面積高豐度巖性油藏，結(jié)束了萊北低凸起沒有大油田的歷史。本文通過綜合30余口鉆井資料、300余份樣品分析化驗資料及 800 km2左右的高精度三維地震資料，對萊北低凸起新近系大面積高豐度巖性油藏基本特征進行總結(jié)，并從油源條件、儲集層成因及油氣運移等角度闡述油藏形成機制，分析油藏的成藏模式，以期對渤海海域及其他類似地質(zhì)背景地區(qū)的巖性油藏勘探提供一定的借鑒意義。

1 區(qū)域基本地質(zhì)特征

萊北低凸起位于渤海南部海域，南鄰萊州灣凹陷，北接黃河口凹陷，東西兩側(cè)被郯廬斷裂帶東支與中支所夾持，整體呈北東向菱形展布的特征（見圖 1），整體面積約1 050 km2。凸起上發(fā)育古近系沙三段到新近系明化鎮(zhèn)組及第四系平原組，是一個早期沉沒于水下、晚期隆起的的低凸起。

圖1 萊北低凸起區(qū)域位置圖

1.1 萊北低凸起區(qū)域構(gòu)造格架與演化

萊北低凸起南北兩側(cè)受伸展斷層分割，東西兩側(cè)則受郯廬走滑斷層夾持[14]，基底為一個北東—南西走向狹長的低凸起，北東和南西方向分別以斜坡形式過渡到黃河口凹陷與萊州灣凹陷東北洼（見圖2a）。

萊北低凸起受走滑與伸展多期疊加作用影響，發(fā)育一系列伸展斷層或走滑派生的伸展斷層（見圖2b）。其中一組為近東西向伸展斷裂，發(fā)育規(guī)模大，對古近系沉積起到明顯控制作用，剖面上呈鏟式正斷層，兼具走滑性質(zhì)，淺層與次級斷層構(gòu)成負花狀構(gòu)造；另外一組密集發(fā)育于走滑帶中支附近及北部向黃河口凹陷過渡的斜坡帶，為一系列北東向伸展斷層，剖面上多呈板式或鏟式，多斷至古近系甚至基底。

圖2 萊北低凸起及周緣構(gòu)造格架

古新世—始新世中期，研究區(qū)以南北向伸展作用為主，產(chǎn)生一系列東西向延伸的斷層，萊北低凸起處于萊北 1號斷層上升盤，遭受抬升剝蝕。始新世中晚期—漸新世，隨郯廬斷裂帶右行走滑活動逐漸增強，萊北低凸起在郯廬斷裂帶東支與中支的夾持下發(fā)生順時針被動旋轉(zhuǎn)，使得研究區(qū)產(chǎn)生東側(cè)南降北升、西側(cè)南升北降的相對構(gòu)造變動，初步奠定了萊北低凸起北東向狹長展布的菱形格局。中新世，受巖石圈均衡作用和地殼冷卻收縮影響，渤海灣盆地發(fā)生整體沉降，沉積中心逐漸向北部渤中凹陷遷移，萊北低凸起成為該沉積中心的邊緣斜坡帶[12]。

1.2 萊北低凸起地層發(fā)育特征與沉積環(huán)境演化

萊北低凸起地層與沉積環(huán)境演化與渤海海域其他凸起不同[15-18]。該區(qū)新生界自下而上依次發(fā)育古近系始新統(tǒng)沙河街組三段（簡稱“沙三段”，E2s3），漸新統(tǒng)沙河街組二段（簡稱“沙二段”，E3s2）、沙河街組一段（簡稱“沙一段”，E3s1）、東營組（E3d），新近系中新統(tǒng)館陶組（N1g）、明化鎮(zhèn)組下段（簡稱“明下段”，N1ml），上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組上段（簡稱“明上段”，N2mu）以及第四系平原組（Qp）。整體缺失古新統(tǒng)，沙三段局部缺失，東營組則缺失東一段（見圖3）。

圖3 萊北低凸起地層綜合柱狀圖

沙三段沉積時期，萊北低凸起開始沉沒于水下接受沉積，受來自西南方向墾東凸起物源的影響，發(fā)育多期辮狀河三角洲與濱淺湖沉積，巖性主要為粉細砂巖、中砂巖與厚層褐灰色泥巖；沙三段沉積末期，萊北低凸起區(qū)又露出于湖平面之上，已沉積的辮狀河三角洲遭受剝蝕。沙一、二段沉積時期，萊北低凸起再次沉沒于水下，沉積環(huán)境為濱淺湖及辮狀河三角洲，巖性主要為淺灰色細砂巖與灰色泥巖呈不等厚互層。東營組沉積時期，萊北低凸起繼承了前期的構(gòu)造格局，發(fā)育淺濱湖及辮狀河三角洲沉積，巖性組合為淺灰色砂巖與灰色泥巖不等厚互層，上部為夾綠灰色沉凝灰?guī)r與玄武巖；東營組沉積末期，受東營運動影響，研究區(qū)發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，遭受抬升剝蝕缺失東一段。進入新近紀，渤海灣盆地整體進入裂后拗陷階段，館陶組沉積時期，研究區(qū)發(fā)生強烈的準平原化作用，主要發(fā)育辮狀河沉積，主要巖性為厚層砂巖夾泥巖。明化鎮(zhèn)組下段沉積時期，萊北低凸起地形坡度極緩、可容納空間低，受氣候、季節(jié)等因素影響造成河流和湖泊環(huán)境的頻繁交互，發(fā)育一套泥巖與細砂巖、粉砂巖交互的淺水三角洲沉積（見圖4）。

圖4 萊北低凸起沉積演化剖面對比圖（剖面位置見圖1；GR—自然伽馬；SP—自然電位）

1.3 萊北低凸起明下段主力油層組高分辨率層序地層特征

根據(jù)區(qū)域地層對比、油水分布關(guān)系以及地層厚度等，研究區(qū)明下段可劃分出 5個油層組，分為Ⅰ—Ⅴ油層組，其中Ⅲ—Ⅴ油層組為砂泥巖互層，沉積儲蓋組合優(yōu)越，是研究區(qū)主要含油層段，其中又以V油層組為主力油層。本文以Ⅲ—Ⅴ油層組為研究層段對其進行高分辨率層序地層分析。

明下段Ⅴ油層組中下部發(fā)育一個完整的中期基準面旋回 SQ1，該時期萊北低凸起為坡度極緩的緩坡環(huán)境，可容納空間較小，北東向物源供給相對充分，泥巖均為偏氧化環(huán)境下的褐紅色（見圖5）。Ⅴ油層組上部至Ⅲ油層組發(fā)育一個完整的中期基準面旋回 SQ2，Ⅴ油層組沉積晚期以后，基準面快速上升，可容納空間開始加大，沉積了一套廣泛分布的砂體，是墾利6-1油田的主力儲集層。此后水體不斷加深，泥巖由褐紅色轉(zhuǎn)變?yōu)榛揖G色，在Ⅳ油層組中部可容納空間達到最大，此時藻類的豐度和分異度達到最大，反映研究區(qū)處于淺水湖泊環(huán)境。此后基準面開始下降，泥巖逐漸變?yōu)榧t褐色，反映湖水不斷退去，砂體受河流作用控制明顯。

圖5 KL6-1-B井巖性剖面與藻類分布特征

2 墾利6-1油田基本特征

通過對萊北低凸起多年持續(xù)攻關(guān)，最終發(fā)現(xiàn)墾利6-1大型巖性油氣田，墾利 6-1油田具有油藏埋深較淺、油品性質(zhì)好、測試產(chǎn)能高、含油層段集中、含油面積大及儲量豐度較高等特點，是一個整裝、優(yōu)質(zhì)的大型油田。

2.1 油藏油層埋深與物性特征

墾利 6-1油田的油層主要分布在新近系明下段，明下段按照油層對比關(guān)系從上到下可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共 5個油層組，雖然從Ⅰ—Ⅴ油層組都有油氣層分布，但主力含油層段主要集中在明下段Ⅴ油層組中上部、Ⅳ油層組底部，埋深范圍為1 200～1 550 m。砂體厚度橫向分布穩(wěn)定，鉆井揭示油層單層厚度為3～15 m，平均厚度為10 m（見圖6）。

圖6 墾利6-1油田主要油層鉆井對比圖（剖面位置見圖1；Rs—淺側(cè)向電阻率；Rd—深側(cè)向電阻率）

儲集層巖性以中—細粒巖屑長石砂巖為主，礦物成分主要為石英、長石和巖屑，碎屑顆粒分選中等—好，磨圓度次棱—次圓狀?？紫抖葹?15%～40%，平均值為31%。滲透率為（8～19 721）×10-3μm2，平均值為2 205×10-3μm2，以高孔、高滲儲集層為主?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，孔隙發(fā)育好，分布均勻，連通性好，粒間充填物為絲片狀伊蒙混層。顆粒間以點接觸為主，長石風化中等（見圖7）。

圖7 墾利6-1油田明下段儲集層微觀特征

2.2 油水系統(tǒng)、溫壓特征與油藏類型

由于墾利 6-1油氣藏含油層系較為單一，各砂體均具有統(tǒng)一的油水界面，為邊水油藏。墾利6-1油氣藏主要含油氣層段的地層溫度為50.0～72.7 ℃，溫度梯度為 3.56 ℃/100 m，壓力系數(shù)為 1.02，壓力梯度為0.916 MPa/100 m，屬正常溫度和正常壓力系統(tǒng)。墾利6-1油藏位于低凸起區(qū)，油氣沿大面積連片砂體呈層狀分布，砂體展布范圍決定了含油面積，約100 km2，油氣的充注能力決定了烴柱高度，約40～80 m，油藏類型為典型的巖性油藏及構(gòu)造-巖性油藏。

2.3 油品性質(zhì)與測試產(chǎn)能情況

墾利 6-1油氣藏原油油質(zhì)較好，為中質(zhì)—普通重質(zhì)原油，具有黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、含蠟量中等、含硫量低、凝固點高等特點。地面原油密度為0.906～0.939 g/cm3（20 ℃），黏度為 43.36～113.80 mPa·s（50 ℃），含硫量為0.21%～0.37%，含蠟量為3.04%～16.01%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)為 13.27%～22.63%，凝固點為-16.0～27.0 ℃。由于油層原油物性好，單井測試日產(chǎn)高達79～187 m3。

2.4 含油面積與儲量規(guī)模特征

墾利6-1油田主力油層疊合面積超過100 km2，油藏儲量規(guī)模大，探明原油地質(zhì)儲量為億噸級，儲量豐度約為110×104m3/km2，是渤海灣盆地新近系發(fā)現(xiàn)的規(guī)模較大的整裝億噸級巖性油田。

3 墾利6-1大型巖性油藏形成條件

3.1 雙向烴源供給

墾利 6-1巖性油田位于萊北低凸起之上，緊鄰黃河口凹陷與萊州灣凹陷兩個富烴凹陷，具有雙向供烴的優(yōu)越油源條件（見圖8）。

圖8 墾利6-1油田成藏模式圖（剖面位置見圖1）

黃河口凹陷發(fā)育沙三段和沙一、二段和東三段 3套烴源巖。巖性以深灰色、灰黑色以及黑色的泥巖和油頁巖為主，統(tǒng)計表明，沙三段和東三段烴源巖為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖；沙一、二段烴源巖為中—好烴源巖。有機質(zhì)類型均以Ⅱ1—Ⅱ2型為主（見表1）。沙三段與沙一、二段烴源巖成熟度較高，現(xiàn)今處于生烴高峰期。東三段埋藏尚淺，剛達到成熟階段[19]。根據(jù)各層段生烴指標與油源對比分析，認為沙三段烴源巖是黃河口凹陷最有力的烴源巖[20]。沙三段烴源巖生標以中等重排甾烷、中等伽馬蠟烷、中等四甲基甾烷為主要特征（見圖9a）。

萊州灣凹陷發(fā)育沙四段、沙三段 2套烴源巖[21]。巖性均為厚層暗色泥巖為主，局部夾玄武巖或砂巖。有機質(zhì)豐度與類型參數(shù)統(tǒng)計表明，沙三段、沙四段均為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖，沙三段有機質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅲ型為主，沙四段有機質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅱ2為主（見表 1）。沙四段烴源巖主體進入生烴高峰階段，而沙三段大部分已成熟，但成熟度相對較低，僅局部進入生烴高峰階段。萊州灣凹陷主洼沙三段與沙四段烴源巖以高重排甾烷、低伽馬蠟烷、高四甲基甾烷、低伽馬蠟烷等生標特征與黃河口沙三段烴源巖相區(qū)別（見圖9b）。

表1 黃河口與萊州灣凹陷烴源巖綜合評價

飽和烴氣相色質(zhì)譜分析表明，墾利 6-1油氣藏具有雙洼雙向供烴特征。在墾利6主體區(qū)原油具有中—高重排甾烷，中等伽馬蠟烷，中—低四甲基甾烷，Ts/Tm＞1，成熟度中等特征，這與黃河口凹陷沙三段烴源巖生標特征一致（見圖 9a、圖 9c），表明主體區(qū)原油主要來自黃河口凹陷；而在靠近萊州灣凹陷的墾利10-1北構(gòu)造區(qū)原油具有高重排甾烷，低伽馬蠟烷，高四甲基甾烷，Ts/Tm＞1，成熟度中—高的特征，這與萊州灣凹陷沙三段與沙四段烴源巖具有明顯的親緣關(guān)系（見圖9b、圖9d），表明萊州灣凹陷烴源巖對墾利6-1油氣田有一定的貢獻。

圖9 墾利6-1油氣藏及圍區(qū)原油及烴源巖飽和烴氣相色質(zhì)譜特征

3.2 繼承性構(gòu)造脊、晚期活動斷層與廣布的連片砂體構(gòu)成的高效油氣輸導(dǎo)體系

3.2.1 塊體旋轉(zhuǎn)效應(yīng)下發(fā)育兩種類型“繼承性構(gòu)造脊”

區(qū)域構(gòu)造研究表明，受控于郯廬斷裂帶走滑作用和地幔上涌雙構(gòu)造動力源的影響，萊北低凸起構(gòu)造演化與定型具有多成因機制復(fù)合的特征[22-27]。始新世早期，受南北向伸展作用的控制，渤海海域東南部地區(qū)發(fā)育多個北降南抬的多米諾式掀斜斷塊，萊北低凸起的雛形初步形成。始新世末期—漸新世，隨著郯廬走滑斷裂帶右旋走滑活動的日益增強，南北向的拉張伸展作用與北北東向的剪切作用共同控制了萊北低凸起這一掀斜斷塊的構(gòu)造演化和幾何形態(tài)。在此時期，在郯廬走滑斷裂東支、中支和南側(cè)邊界斷裂的共同控制下，萊北低凸起發(fā)生呈順時針方向的塊體旋轉(zhuǎn)活動[14,27-28]。塊體旋轉(zhuǎn)運動使萊北低凸起西北部和東南部處于遠離走滑斷裂帶伸展應(yīng)力區(qū)、進而形成局部下降；而凸起的東北部和西南部則處于擠壓應(yīng)力區(qū)，呈現(xiàn)局部擠壓抬升的構(gòu)造特征。到了新近紀，由于渤海灣盆地發(fā)生整體沉積作用，進入拗陷作用階段，萊北低凸起及其圍區(qū)整體構(gòu)造格局亦較為穩(wěn)定。

顯然，在塊體旋轉(zhuǎn)效應(yīng)的影響下，在萊北低凸起的西南部墾利10-1北區(qū)塊和東北部墾利6區(qū)塊形成了兩類繼承性發(fā)育的構(gòu)造脊（見圖10）。對于新生代之前和古新世末期形成的 T8與 T5這兩大具有高效滲透性的不整合而言，這兩類構(gòu)造脊亦是極為重要的向新近系淺層提供規(guī)模性二次運移條件的油氣“匯聚脊”[29]。

其中，墾利10-1北“構(gòu)造脊”由于整體構(gòu)造特征呈由北向南逐漸抬升的特點，高部位受南側(cè)邊界斷層遮擋，為“斷背斜型構(gòu)造脊”；墾利6區(qū)塊“構(gòu)造脊”整體構(gòu)造特征呈中間高、兩側(cè)低的特征，為典型的“背斜型構(gòu)造脊”。這兩類優(yōu)質(zhì)構(gòu)造脊的發(fā)育為本身不具備生烴條件的萊北低凸起提供了優(yōu)越的油氣運移和二次供給條件，為遠離油源區(qū)大型油氣藏的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。實際鉆探結(jié)果亦證實，萊北低凸起新近系含油范圍內(nèi)與構(gòu)造脊的分布具有良好的空間匹配關(guān)系（見圖10）。

3.2.2 萊北低凸起新構(gòu)造運動形成的晚期活動斷層特征

新近紀以來，在經(jīng)歷了館陶組構(gòu)造相對穩(wěn)定期后，渤海灣盆地受太平洋板塊向歐亞板塊加速俯沖及印度向歐亞板塊碰撞產(chǎn)生的遠程效應(yīng)的影響，于明化鎮(zhèn)組沉積期再次進入構(gòu)造活躍期，整體處于張扭性應(yīng)力場狀態(tài)下[30-32]，萊北低凸起地區(qū)先存的東西向伸展斷層再次活化，并帶有一定的左旋走滑性質(zhì)，在斷層附近伴生大量僅在淺層發(fā)育的北東走向斷層，形成復(fù)雜“Y”字形或負花狀構(gòu)造。東西向伸展斷層發(fā)育規(guī)模較大，整體活動性較強（活動速率大于15 m/Ma），不少斷層直達海底，伴隨天然氣苗逸散，表明斷裂至今仍在活動，是研究區(qū)主要的運移斷層。

同時由于萊北低凸起處于郯廬斷裂中支與東支之間，受北北西向拉張應(yīng)力與北東—南西向擠壓應(yīng)力疊加影響，在北部斜坡帶產(chǎn)生一系列北東向張性斷裂，呈雁列式排列，部分斷至基底，有效地溝通了深層構(gòu)造脊與淺部儲集層，對油氣輸導(dǎo)較為有利。

3.2.3 廣布的疊置連片砂體發(fā)育特征

在明下段V油層組沉積末期，萊北低凸起整體處于坡度極小的寬緩斜坡帶，受研究區(qū)河流和湖泊環(huán)境的頻繁交互影響，發(fā)育一套橫向穩(wěn)定分布的淺水三角洲前緣砂體，由于此時研究區(qū)坡度極緩，分流河道密集網(wǎng)狀交織，相互疊置，后期湖浪對分流河道砂體進行席狀化改造，形成厚度相對較薄、平面連片分布的席狀砂體充填于分流河道之間，把分流河道砂體相互連通起來。從而形成了大面積分布的疊置連片砂體。

3.2.4 構(gòu)造脊、晚期活動斷層與廣布的連片砂體構(gòu)成高效油氣輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)

萊北低凸起兩種類型繼承性構(gòu)造脊與溝通構(gòu)造脊的晚期活動斷層以及廣布的連片砂體構(gòu)成高效的油氣輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)?？碧匠跗冢瑢⒅饕目碧桨袇^(qū)選在墾利4-1構(gòu)造區(qū)，該區(qū)位于萊北低凸起西北部斜坡帶，北西向伸展斷層發(fā)育，但由于不在繼承性構(gòu)造脊之上（見圖10），且明下段Ⅳ—Ⅴ油層組砂體孤立分布，橫向連片性較差，導(dǎo)致該區(qū)缺乏高效的油氣輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)體系，黃河口凹陷區(qū)生成的油氣無法順利運移至淺層砂體中聚集成藏，因此該區(qū)探井成功率較低（50%），發(fā)現(xiàn)儲量較小且分布分散，無法開發(fā)動用。墾利6-1構(gòu)造區(qū)位于萊北低凸起背斜型構(gòu)造脊之上（見圖10），明下段低位砂體連片分布，晚期發(fā)育多條斷至基底的北東向伸展斷層，斷距較大，有效溝通構(gòu)造脊與明下段低位砂體，構(gòu)成了高效的油氣輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)，油氣運移路徑較為通暢，因此該區(qū)油氣分布較為集中，儲量豐度較高，是墾利6-1油田的主體區(qū)。

圖10 萊北低凸起構(gòu)造脊與含油面積疊合圖

3.3 河湖相低位砂體

3.3.1 明下段主力油層組沉積體系特征與連片砂體成因

萊北低凸起明下段油氣層的在縱向上的分布十分穩(wěn)定，80%以上的油層都集中在 SQ2基準面上升半旋回的早期（明下段Ⅴ油層組頂部），這一時期基準面和沉積可容納空間低，發(fā)育橫向穩(wěn)定分布的疊置連片淺水三角洲砂體，稱之為“低位砂體”（見圖11）。

圖11 渤海海域萊北低凸起明下段Ⅲ—Ⅴ油層組連井基準面旋回對比圖（剖面位置見圖1）

新近紀中新世中后期，萊北低凸起經(jīng)歷了漸新世末期廣泛的抬升剝蝕，以及館陶組沉積時期的填平補齊作用，至明化鎮(zhèn)組下段沉積時期，演化成為相對穩(wěn)定的寬緩斜坡帶，根據(jù)地層厚度橫向變化率估算，沉積時期的地形坡度小于0.5°。局部地區(qū)沉降幅度較大，形成淺水湖泊沉積環(huán)境，研究區(qū)主要發(fā)育河流-淺水三角洲沉積體系。

由于萊北低凸起明下段Ⅴ油層組的厚度橫向變化率極小，據(jù)此估算沉積時期該地區(qū)地形十分平緩（小于0.5°），湖平面的小幅波動就會造成湖岸線的長距離橫向遷移，因此發(fā)育寬闊的淺水三角洲前緣亞相。淺水三角洲前緣亞相可以劃分為內(nèi)前緣與外前緣。內(nèi)前緣是指平均高水位與平均低水位之間的沉積相區(qū),外前緣是指位于平均低水位線以下的三角洲前緣的前端部分。淺水三角洲內(nèi)前緣亞相是湖水間歇性覆蓋最頻繁的區(qū)域，受湖水頻繁升降沖刷作用強烈。連片低位砂體主要發(fā)育在內(nèi)前緣亞相。通過對 3口取心井的巖心觀察，結(jié)合平面屬性特征、粒度概率曲線，認為研究區(qū)淺水三角洲內(nèi)前緣亞相內(nèi)主要發(fā)育水下分流河道、水下分流河道間、河口壩、席狀砂等沉積微相。水下分流河道微相是分流河道入湖后繼續(xù)延伸的部分，一個完整的水下分流河道從下至上是由粗變細的正旋回，旋回底部見含泥礫的細砂巖，頂部發(fā)育細砂巖與泥巖的薄互層，沉積構(gòu)造以斜層理和板狀交錯層理為主。河口壩微相位于水下分流河道河口末端，是由粉砂巖和細砂巖組成的反旋回，測井曲線呈漏斗型，沉積構(gòu)造以水平層理為主。席狀砂通常分布于河口壩前部以及分流河道之間，是河口壩和水下分流河道受波浪、沿岸流等湖水動力改造后再沉積形成，巖性以粉砂巖為主，局部見泥質(zhì)條帶（見圖12）。

圖12 典型沉積微相巖性及沉積構(gòu)造特征

在枯水期，湖岸線位置低，內(nèi)前緣間歇性暴露在水上，主要發(fā)育密集網(wǎng)狀交織的分流河道。形成的分流河道砂體一般薄于典型的曲流河砂體，厚度一般為8～12 m。在汛水期，隨著湖平面上升，岸線向陸方向長距離遷移，這些密集的分流河道被覆蓋在水下，接受湖浪、沿岸流等湖水動力改造，使河道型砂體產(chǎn)生席狀化。薄層席狀化砂體將密集交織的分流河道橫向連通起來，形成大面積相互連通的疊置型砂體。針對這套低位砂體鉆探的40余口探井證實，低位砂體在橫向上大面積連通，具有統(tǒng)一的油水界面和壓力系統(tǒng)。在明下段Ⅴ油層組頂部砂體（低位砂體）沉積后，基準面的快速上升造成快速湖侵，這可能與中新世晚期（距今 6.0～8.5 Ma）的亞洲夏季風明顯增強事件有關(guān)[33-34]。湖侵期的泥巖直接覆蓋在連片的低位砂體之上，形成良好的儲蓋組合（見圖13）。

圖13 萊北低凸起明下段Ⅴ油層組沉積末期河湖交互背景下疊置連片型砂體沉積模式圖

3.3.2 低可容納空間下巖性圈閉特征

萊北低凸起新近系明下段Ⅲ—Ⅴ油層組，研究區(qū)地形坡度緩，湖盆水體較淺、整體可容納空間較低，由于受氣候、季節(jié)、水動力等多因素影響，基準面頻繁變化，發(fā)育疊覆型極淺水三角洲型和曲流河道型等多種類型砂體。根據(jù)巖性圈閉的主要成因類型，將巖性圈閉劃分為巖性尖滅型圈閉和斷層-巖性復(fù)合型圈閉兩大類（見圖14）。

圖14 墾利6-1油田明化鎮(zhèn)組下段Ⅴ油層組巖性圈閉類型

巖性尖滅型圈閉包括三角洲前緣巖性尖滅型與古河道型巖性圈閉。在基準面上升半旋回時期，由于研究區(qū)河流和湖泊環(huán)境的頻繁交互，淺水三角洲前緣的分流河道及河口砂壩沉積等遭受頻繁改造，容易造成三角洲前緣砂體被泥巖等非滲透性層包裹，形成三角洲前緣巖性尖滅型圈閉。該類型圈閉發(fā)育有利區(qū)主要位于墾利6/5構(gòu)造區(qū)，往往成片狀分布，被部分斷層切割。古河道型巖性圈閉一般在基準面下降半旋回中晚期發(fā)育，主要為曲流河河道或淺水三角洲分流河道型砂體，多呈條帶狀分布，周圍為泥巖等非滲透性層所遮擋形成的圈閉。該類型圈閉主要在墾利10-1北構(gòu)造區(qū)發(fā)育。

斷層-巖性復(fù)合型圈閉主要是指砂體儲集層受斷層切割形成復(fù)合巖性圈閉。該類圈閉主要在墾利 6-1油氣藏低部位斷階帶發(fā)育。受湖水改造作用影響，砂體席狀化程度高，平面展布范圍廣，晚期受新構(gòu)造運動影響，而形成的晚期斷裂切割封堵性砂體圈閉。

3.4 大型疊置連片砂體“藤-蔓”式油氣運聚模式

繼承性構(gòu)造脊-活動的油源斷層-廣布的連片砂體構(gòu)成了萊北低凸起油氣藏“藤蔓式”油氣運聚模式，是該地區(qū)大面積高豐度巖性油藏形成的關(guān)鍵。“藤蔓式”油氣運聚模式包括3大主要成藏要素（見圖15）。

圖15 新近系大型疊置連片砂體“藤-蔓”式油氣運聚模式

①深層油氣構(gòu)造脊。研究區(qū)T8與T5這兩大不整面在油期氣成藏期形成的油氣構(gòu)造脊是新近系明下段油氣成藏的有效中轉(zhuǎn)站[35-36]，其油氣匯聚能力決定淺層砂體油氣藏規(guī)模，萊北低凸起古近系東西兩段分別發(fā)育墾利10-1北“斷背斜型構(gòu)造脊”和墾利6“背斜型構(gòu)造脊”，位于構(gòu)造脊上方的圈閉是油氣的有利匯聚區(qū)。

②斷層優(yōu)勢運移通道。油源斷裂活動性控制油氣的垂向運移效率，當油氣在優(yōu)勢匯聚區(qū)域匯聚后，需要沿油源斷裂運移至淺層明下段，斷層的活動性越強，對油氣的垂向運移效率就越高。運用偶極橫波遠探測技術(shù)對油源斷裂微裂縫進行識別與統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)當成藏期斷裂活動速率大于15 m/Ma時，微裂縫發(fā)育，鉆井在淺層普遍能獲得較好油氣層發(fā)現(xiàn)。油氣構(gòu)造脊之上密集發(fā)育北東走向的斷裂系統(tǒng)即組成油氣從深部構(gòu)造脊向明下段有利砂體運移的優(yōu)勢通道。

③大型“藤蔓”狀疊合連片砂體。新近系明下段發(fā)育低位三角洲前緣砂體，其分流河道具有密集交切疊置、相互連通的特征，組成“網(wǎng)”狀分布的砂體骨架，即為疊合砂體的“藤”；湖浪作用對分流河道砂體席狀化改造后，充填于分流河道之間的厚度相對較薄、平面連片分布的席狀砂體，即為疊合砂體的“蔓”。分流河道砂體厚度大、物性好，與運移斷層搭接時既可作為油氣側(cè)向運移的“高速公路”，也可作為油氣聚集的儲集層；隨著油氣充注的持續(xù)增強，在浮力作用的推動下，油氣逐漸由“藤”向“蔓”中運移，最終形成平面連片含油的分布特征。

4 結(jié)論

勘探結(jié)果顯示墾利 6-1油田為一整裝、優(yōu)質(zhì)的大型巖性油田，具有油藏埋深較淺、油品性質(zhì)較好、測試產(chǎn)能高，含油層段集中，含油面積大，儲量豐度中等特點。墾利6-1油田形成的關(guān)鍵地質(zhì)要素有4個方面：一是明下段Ⅳ—Ⅴ油層組發(fā)育的低可容空間條件下河湖相交互疊合連片砂體，儲集物性好，厚度橫向分布穩(wěn)定，是新近系明下段大型巖性圈閉形成的基本條件；二是萊北低凸起夾持于黃河口凹陷和萊州灣凹陷兩大富烴凹陷之間，具有雙凹雙向供烴的有利條件，為大規(guī)模巖性油藏的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；三是受控于郯廬走滑斷裂和南側(cè)邊界斷裂活動形成的塊體旋轉(zhuǎn)效應(yīng)，萊北低凸起發(fā)育了斷背斜型與背斜型兩種類型的“構(gòu)造脊”，為油氣規(guī)模性匯聚奠定了基礎(chǔ)；四是由深層油氣構(gòu)造脊、斷層優(yōu)勢運移通道與大型“藤蔓”狀疊合連片砂體 3大成藏因素組成的大型疊置連片砂體“藤-蔓”式油氣運聚模式?jīng)Q定了墾利6-1大型巖性油氣藏明下段油氣呈大范圍連片分布。