宋明水，王永詩，郝雪峰，安天下

渤海灣盆地東營凹陷古近系深層油氣成藏系統(tǒng)及勘探潛力

宋明水1，王永詩1，郝雪峰2，安天下2

（1.中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257015； 2.中國石化 勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015）

東營凹陷是渤海灣盆地具有代表性的陸相斷陷盆地，深部層系勘探程度低，豐深1、豐深斜101等井獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，顯示了良好的勘探潛力。以東營凹陷古近系深層為對象，在烴源巖分析基礎上，結合優(yōu)質(zhì)儲層成因研究，建立油氣成藏模式，明確深層勘探潛力方向。結果表明：東營凹陷古近系深層的沙四下亞段及孔店組構成獨立的含油氣系統(tǒng)，孔二段、沙四下亞段發(fā)育的鹽湖（咸化）環(huán)境烴源巖具有排烴時期早、排烴時間長、效率高、生排烴周期長的特點，為深層油氣成藏系統(tǒng)提供了有利的油源條件；咸化湖泊的多類型沉積體經(jīng)歷了酸-堿交替的成巖流體環(huán)境，形成了以次生溶蝕孔隙為主的優(yōu)質(zhì)儲層，為深層油氣成藏提供了良好的儲集條件；深層油氣成藏系統(tǒng)的油氣藏分布與斷陷盆地結構、沉積儲層發(fā)育和成藏動力系統(tǒng)具有良好的對應性，“自源型”及“他源型”油氣成藏模式有序分布；緩坡帶紅層和灘壩砂巖及陡坡帶砂礫巖等不同類型油氣藏是東營凹陷古近系深層重要的勘探領域。

油氣成藏系統(tǒng)；勘探潛力；深層；古近系；東營凹陷；渤海灣盆地

近10年來，國內(nèi)各含油氣盆地的勘探重點逐步向深部油氣成藏系統(tǒng)轉(zhuǎn)移，深層油氣藏成為當前和未來油氣勘探發(fā)展的重要領域之一［1-2］。中國渤海灣、松遼、鄂爾多斯、四川、準噶爾和塔里木等盆地在深層領域不斷取得勘探成果，展示了深層油氣的勘探潛力，對于老油區(qū)的資源接替和增儲上產(chǎn)起到了重要的支撐作用［3］。不斷拓展深層油氣勘探領域，已成為中國陸上油氣勘探開發(fā)必然的戰(zhàn)略抉擇［4-8］。目前深層油氣成藏系統(tǒng)內(nèi)基本地質(zhì)要素及相互作用等認識面臨諸多挑戰(zhàn)，比如：深層烴源條件及資源潛力、油氣來源，深層不同類型儲集體在經(jīng)歷長期復雜成巖改造后的優(yōu)質(zhì)儲層成因及預測，深層油氣相態(tài)、成藏模式、保存條件及分布規(guī)律等問題制約了油氣勘探［5-9］。

東營凹陷是渤海灣盆地中陸相斷陷之一（圖1）。本文提及的古近系深層，是指斷陷初始期的沙河街組四段下亞段及孔店組含油氣層系，參照國內(nèi)深層劃分標準［10］，埋深一般在3 500 m以下。以往勘探的主要對象為沙四上亞段及以上層系，經(jīng)歷了多年勘探后，主力層系探明程度均超過50 %［11］。而作為非主要勘探對象的沙四下亞段及孔店組，資源發(fā)現(xiàn)程度低，雖然近期部署的豐深1、豐深斜101等井獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，顯示了良好的勘探潛力，但深層的烴源、儲層、成藏模式等基礎石油地質(zhì)問題認識不清，制約了勘探向深部探索的過程。研究深層油氣成藏系統(tǒng)特征及勘探潛力，有利于全面認識盆地油氣成藏規(guī)律和指導勘探實踐［12-14］。因此，圍繞上述問題，系統(tǒng)開展了古近系深層油氣成藏系統(tǒng)中烴源巖發(fā)育背景、優(yōu)質(zhì)儲層成因機制及油氣成藏模式等方面的深入分析，明確了勘探潛力及有利勘探方向，建立了深層油氣成藏模式，指導了油氣勘探實踐，為陸相斷陷盆地深層油氣勘探提供了借鑒。

圖1　東營凹陷古近系深層構造綱要

a.渤海灣盆地；b.濟陽坳陷；c.東營凹陷

1　古近紀成盆演化

1.1　構造演化特征

東營凹陷是在華北克拉通及古生界基底之上發(fā)育的中、新生代斷陷盆地，經(jīng)歷了晚侏羅世至早白堊世初始裂陷、古近紀斷陷及新近紀拗陷等3個成盆階段［15-16］。古近系可細分為斷陷初期（65 ～ 45 Ma）、斷陷擴張期（45 ～ 35 Ma）及斷陷衰退期（35 ～ 23 Ma）。孔店組—沙四下亞段沉積期（65 ～ 45 Ma），在NE - SW向區(qū)域應力場拉張作用下形成的陳南、石村等NW向正斷層，控制了主要沉降中心和沉積中心的展布，東營凹陷表現(xiàn)為兩個相對獨立的沉積單元，即東營凹陷北部半地塹式斷陷和博興地塹式斷陷；沙四上亞段—沙二下亞段沉積期（45 ～ 35 Ma），盆地區(qū)域應力場轉(zhuǎn)變?yōu)镹W - SE向拉張，并伴隨郯廬斷層右旋走滑作用，在裂陷初期控盆斷層基礎上，新發(fā)育了一批傾角較大的NE向和EW向斷層，受其控制形成了博興、牛莊、利津和民豐等4個次級洼陷；后期在轉(zhuǎn)換-伸展作用控制下發(fā)育了中央構造帶［17-18］。沙二上亞段—東營組沉積期（35 ～ 23 Ma），盆地再次進入擴張沉降時期，但擴張沉降的幅度明顯弱于斷陷擴張期，形成淺斷陷湖盆；東營組沉積時期濟陽坳陷沉積中心向北遷移至沾化凹陷；東營組沉積末期，東營凹陷隨全區(qū)整體抬升而受到剝蝕（圖2）。

圖2　東營凹陷古近系構造演化過程（剖面位置見圖1）

1.2　氣候及湖盆水體演化特征

為了明確古近系氣候及水體演化特征，利用目前較為認可的定量旋回地層學分析方法開展了地質(zhì)年代的精確厘定［19-20］。前人研究表明，GR曲線對氣候變化比較敏感，可以作為湖盆沉積環(huán)境及地層旋回性變化的替代指標［21］。選取單146井、郝科1井及勝科1井的自然GR曲線組成東營凹陷古近系總GR序列，首先對總GR序列預白化處理，去除加權平均趨勢值，得到剩余值序列；接著對該剩余值進行多窗譜頻譜分析［22］，即可獲取古近系自然GR序列的405 ka天文調(diào)諧的時間序列；在此基礎上，以最新的國際地質(zhì)年代表中的古近系頂界的地質(zhì)年齡（23.03 Ma）［23］為錨點，向下計算各層段的頂?shù)捉鐣r間，最終建立了東營凹陷古生代“金釘子剖面”（圖3）。根據(jù)重新厘定的各層段的地質(zhì)時間，并匹配全球古氣候演化過程來看，處于北緯40°以南的東營凹陷在古近紀斷陷初期大氣溫度較高，呈先升后降趨勢，拐點出現(xiàn)在距今約51 Ma，整體為異常干熱氣候條件；斷陷擴張期，溫度持續(xù)下降至距今34 Ma，為適宜氣候條件；裂陷衰退期，在34 ～ 26 Ma主要為間冰期，26 ～ 23 Ma演變?yōu)槌睙釟夂颍▓D3）。

圖3　東營凹陷古生代“金釘子”剖面及氣候條件演化綜合圖

在前人對古近系古湖泊開放和封閉特征認識的基礎上［24］，結合主要烴源巖發(fā)育層系氣候演化過程，利用地層中能夠反映沉積物成因來源的Fe，Ca，Mg，Na，K和Al元素的變化趨勢，以及地層中能夠反映水體鹽度的石膏、鹽巖的發(fā)育程度，重新建立了湖泊水體環(huán)境演化序列（圖4）。認為在孔店組—沙四下亞段早期，化學成因來源的Ca和Mg元素和陸源碎屑成因來源的K和Al元素含量的增加與減小交替變化，反映水體量變化頻繁，考慮到該時期為異常干熱氣候，地層中發(fā)育膏巖，判定其主要為間歇性鹽水湖環(huán)境。沙四下亞段晚期Ca和Mg元素含量逐漸增多，而K和Al元素含量減小，表明水體穩(wěn)定。同時Na元素含量高，地層中膏巖及鹽巖較發(fā)育，表明鹽度較高，認為其主要為永久性鹽水湖環(huán)境。而在裂陷擴張階段，由沙四上亞段時期到沙三中亞段時期，Ca和Mg元素含量呈穩(wěn)定的減小趨勢，而K和Al元素呈穩(wěn)定的增高趨勢，同時地層主要為暗色，膏巖和鹽巖也逐漸變少，表明鹽度逐漸降低，判定沙四上亞段時期為咸水湖，沙三下亞段時期為半咸-微咸水湖，沙三中亞段時期為微咸-淡水湖。

1.3　沉積充填特征

古近紀不同演化階段的物源供給、水體環(huán)境及氣候等因素共同控制了沉積充填特征。

孔店組—沙四下亞段沉積期，構造活動強烈、氣候異常干熱、鹽湖水體頻繁升降，盆地邊部形成了沖積扇、漫湖三角洲、灘壩、近岸水下扇及扇三角洲等紅色、紫紅色粗碎屑沉積，勘探中通常稱其為“紅層”，是有利儲層形成的基礎。而在湖盆中央發(fā)育灰質(zhì)泥巖、油頁巖、鹽巖及膏巖等鹽湖相沉積物，是有利的烴源巖發(fā)育區(qū)。特別是在湖盆中央發(fā)育的分布廣、厚度大（500 m以上）的穩(wěn)定鹽膏層，具有良好的封蓋作用，為古近系深層獨立油氣成藏系統(tǒng)的形成提供了條件（圖5）。沙四上亞段—沙二下亞段沉積期，氣候條件潮濕，湖盆水體較深，物源供給充足，盆地的陡坡帶發(fā)育近岸水下扇，扇三角洲等砂礫巖沉積，緩坡帶由早期的沖積扇逐漸演變發(fā)育了大型三角洲、濱淺湖及灘壩等牽引流沉積，各洼陷發(fā)育大面積的半深湖-深湖相泥頁巖沉積。沙四上亞段—沙二下亞段是東營凹陷的主力烴源巖層系和含油氣層系。

圖4　東營凹陷主要烴源巖發(fā)育層系古湖泊水體環(huán)境演化序列

圖5　東營凹陷古近系深層咸化湖泊環(huán)境沉積充填模式（連井剖面位置見圖1）

2　古近系深層資源潛力

前期研究認為東營凹陷古近系油氣成藏的烴源巖主要發(fā)育在沙四上亞段和沙三下亞段［24-25］；基于前述的古近紀湖盆演化、氣候條件（圖3）及湖盆水體環(huán)境的重新分析結果（圖4），認為孔店組和沙四下亞段沉積時期的間歇—永久性鹽湖較淡水湖泊也具有良好的烴源巖形成條件。鹽湖（咸化）環(huán)境中主要發(fā)育藍細菌等嗜鹽生物，其古生產(chǎn)力水平生碳量約為1 000 g/（m2·a）明顯高于淡水藻類的古生產(chǎn)力水平生碳量300～400 g/（m2·a）；同時，鹽水（咸化）湖往往具備較好的封閉性水文地質(zhì)條件，能夠隔絕外部的氧氣，有利于沉積有機質(zhì)的保存。依據(jù)鉆井及取心樣品測試，落實了孔二段及沙四下亞段兩套咸化環(huán)境優(yōu)質(zhì)烴源巖的特征。不同層系烴源巖的發(fā)育地區(qū)、規(guī)模及地化特征存在差異（圖6；表1）。

圖6　東營凹陷不同層系咸化環(huán)境烴源巖分布

表1　東營凹陷古近系深層烴源巖地化特征

注：部分數(shù)據(jù)來源于文獻［25］。0.07～0.94/0.41含義為數(shù)據(jù)范圍/平均值。

孔二段烴源巖為異常干熱氣候條件下局限半深湖-深湖相沉積，在NW向斷層的控制下，主要分布于牛莊洼陷及石村等兩個地區(qū)，厚度中心呈近北西向展布，最厚可達400 m以上（圖6）；巖性以灰黑色泥巖夾膏巖為主，有機質(zhì)類型為Ⅰ、含量Ⅱ-Ⅲ型；有機碳（）含量為0.05 % ～ 1.16 %；氯仿瀝青A含量為0.01 % ～ 0.07 %，生烴潛量1+2為0.01 ～ 0.27 mg/g，鏡質(zhì)體反射率o為0.96 % ～ 4.17 %，為過成熟、中等烴源巖（表1）。

沙四下亞段烴源巖分布面積較孔二段擴大，受陳南斷層控制，主要分布于民豐和利津洼陷，厚度中心呈近東西向展布，最厚可達800 m以上，向盆緣減薄（圖6）。縱向上受膏巖分隔，可分為沙四下亞段上部和下部兩套烴源巖，上部烴源巖條件好于下部。上部巖性為鈣質(zhì)泥巖，有機質(zhì)類型以Ⅱ1-Ⅱ2型為主，為0.3 % ～ 3.5 %，氯仿瀝青A含量為0.3 % ～ 0.9 %，1+2為0.9 ～ 8.2 mg/g，o為0.9 % ～ 1.3 %，為成熟優(yōu)質(zhì)烴源巖；下部巖性為泥巖，有機質(zhì)類型與上部近似，為0.3 % ～ 0.8 %，氯仿瀝青A含量為0.1 % ～ 0.2 %，1+2為0.2 ～ 0.9 mg/g，o為1.1 % ～ 1.3 %，為高成熟、中等-差烴源巖（表1）。

與淡水環(huán)境相比，鹽湖（咸化）湖泊環(huán)境烴源巖因富含無機元素，導致其活化能低于淡水環(huán)境烴源巖10 ～ 20 kJ/mol。模擬結果顯示，在埋深2 500 m即可進入排烴門限，具有排烴時期早、排烴時間長、效率高、生排烴周期長的特點［26］。油源對比結果顯示，在東營凹陷北部陡坡帶鹽家地區(qū)多口井鉆遇的高產(chǎn)工業(yè)油氣流均來自于深層烴源巖，最新一輪資源量評價結果顯示東營凹陷古近系深層石油資源量近6.5×108t。綜上所述，古近系鹽湖（咸化）環(huán)境發(fā)育的優(yōu)質(zhì)烴源巖能夠為深層油氣成藏提供資源基礎。

3　深層優(yōu)質(zhì)儲層成因

3.1　深層流體場演化過程

3.1.1堿性流體演化過程

水體性質(zhì)影響陸源碎屑沉積的成巖演化過程，現(xiàn)代鹽湖研究顯示，水體堿性與鹽度呈正相關關系［27］。東營凹陷古近系斷陷初期鹽湖的堿鹵水控制了成巖早期的堿性流體環(huán)境，而受蒸發(fā)濃縮形成的膏巖層（圖5）熱演化控制了后期堿性成巖流體環(huán)境。隨埋深的增加，石膏的演化過程為石膏—生石膏（CaSO4·2H2O）—熟石膏（CaSO4·1/2H2O）—硬石膏（CaSO4），各階段的演化主要受控于古溫度的變化，對應的溫度界限分別為42，90和150 ℃；整個演化過程中伴隨著吸附水和束縛水的脫出，產(chǎn)生的堿性流體進入到儲集層中，促使堿性環(huán)境的成巖作用發(fā)生［28-29］。不同時期堿性流體成巖環(huán)境對古近系深層優(yōu)質(zhì)儲層的形成有兩方面作用：一是成巖早期的碳酸鹽膠結，抑制了后期壓實作用的進一步進行；二是能夠為后來有機酸溶蝕形成次生孔隙提供物質(zhì)條件。

3.1.2酸性流體演化過程

烴源巖中的干酪根在熱演化中會形成短鏈羧酸等有機酸，其過程主要發(fā)生在60 ～ 140 ℃的溫度區(qū)間，并且在75 ～ 90 ℃時，熱解形成的短鏈羧酸濃度達到最高峰；但在80 ～ 120 ℃時最有利于有機酸的保存，低于80 ℃時，形成的有機酸會被細菌分解，高于120 ℃時，有機酸則脫羧形成烴類和CO2等產(chǎn)物，在高于160 ℃時會全部轉(zhuǎn)化為CO2［17-18］。烴源巖的熱演化生成有機酸的排出，是成巖環(huán)境中的酸性流體主要來源。東營凹陷古近系發(fā)育的沙三下亞段、沙四上亞段、沙四下亞段及孔二段烴源巖的埋藏史和熱演化史分析認為，自孔二段烴源巖（52.7 Ma）進入排酸階段開始，4套烴源巖先后在不同階段發(fā)生熱演化排酸，相互疊加控制了古近系深層酸性流體濃度的演化［30］。也正是由于多期酸性流體的生成，為古近系深層不同類型的儲集體在經(jīng)歷早期碳酸鹽膠結、后期持續(xù)深埋壓實作用過程中發(fā)生硅酸鹽及碳酸鹽礦物溶解形成次生溶蝕孔隙提供了可能。

3.2　深層酸、堿共控優(yōu)質(zhì)儲層成因模式

古近系深層沉積的紅層、砂礫巖及灘壩和濁積巖等類型儲層，巖性主要為長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖和巖屑砂巖，具有巖石類型多、組分復雜、成分成熟度低、高巖屑和高鈣質(zhì)的特點［18］。在咸化湖盆初始水體條件、膏巖層與烴源巖熱演化等因素共同控制下，古近系深部儲集體普遍經(jīng)歷了酸-堿交替的流體作用過程，形成了深層以次生溶蝕孔隙為主的優(yōu)質(zhì)儲層（圖7），為油氣成藏提供了良好的儲集條件，但不同類型儲集體經(jīng)歷的酸、堿性流體充注過程及有利儲層的成因機制存在差異。

圖7　東營凹陷古近系深層優(yōu)質(zhì)儲層成因模式

a. 緩坡帶被斷層切割紅層砂體；b. 緩坡帶灘壩砂體；c. 陡坡帶深層砂礫巖體扇中亞相砂體

3.2.1緩坡帶紅層優(yōu)質(zhì)儲層成因模式

緩坡帶紅層經(jīng)歷的流體演化過程為堿性—弱酸性—堿性—酸性—弱酸性，發(fā)育壓實作用/石膏膠結/碳酸鹽膠結—早期碳酸鹽膠結物溶蝕/長石溶蝕/石英次生加大等酸性成巖作用—碳酸鹽膠結物/長石溶蝕作用，儲集空間主要為酸性條件下長石及碳酸鹽膠結物溶蝕孔（圖7a，圖8a—c）。鏡下薄片統(tǒng)計顯示，埋深在3 500 m以下有利儲層的次生溶蝕孔隙的體積分數(shù)可達60 %以上［18，31-33］；此外，被斷層切割的厚層紅層砂體，上部酸性溶蝕作用要強于下部，使得儲集物性上部較下部好。

3.2.2緩坡帶灘壩優(yōu)質(zhì)儲層成因模式

緩坡帶灘壩經(jīng)歷的流體演化過程為弱堿性—弱酸性—酸性—弱酸性—堿性，發(fā)育壓實作用/少量碳酸鹽膠結物—早期碳酸鹽膠結物溶蝕/長石溶蝕/石英次生加大—碳酸鹽膠結物、長石等溶蝕作用/黃鐵礦膠結/晚期石英次生加大（圖7b，圖8d—f）。由于缺乏有利于碳酸鹽膠結物形成的鈣質(zhì)物質(zhì)，所以在弱堿性流體環(huán)境形成的碳酸鹽膠結物相對較少［27］。而被斷層切割的灘壩砂巖，因能夠接受周圍泥巖熱演化產(chǎn)生的有機酸，發(fā)育長石溶蝕孔等類型次生孔隙，可形成有利儲層。

3.2.3陡坡帶砂礫巖體優(yōu)質(zhì)儲層成因模式

陡坡帶深層砂礫巖的扇根亞相儲層在背部控盆斷層的溝通作用下，長期接受深層膏巖熱演化形成的堿性流體，流體演化過程為堿性—弱酸性—堿性—堿性，發(fā)育早期壓實及泥質(zhì)膠結物的重結晶、后期碳酸鹽膠結和少量的酸性溶蝕（圖8g）；而扇中亞相緊鄰烴源巖和膏巖層，不斷經(jīng)歷酸性與堿性流體的交替注入，流體環(huán)境演化過程為堿性—弱酸性—堿性—酸性—弱酸性，發(fā)育早期壓實作用/碳酸鹽膠結作用—長石溶蝕/石英加大等酸性溶蝕作用—鐵方解石膠結作用—晚期碳酸鹽溶蝕、長石溶蝕/黃鐵礦膠結及石英晚期加大—瀝青充填、碳酸鹽膠結等成巖序列（圖7c，圖8h，i）。有利的儲集空間為碳酸鹽膠結物、長石等礦物的次生溶蝕孔隙，增孔量可達8.7 %［18］。

4　深層油氣成藏模式

古近系深層良好的烴源巖條件、有利儲層發(fā)育條件和封蓋條件，決定了其獨立的含油氣系統(tǒng)。按照油氣來源不同可劃分為“自源型”和“他源型”油氣藏。

4.1　深層油氣藏特征

鉆探結果顯示，古近系深層油氣藏具有“來源多、類型多、相態(tài)多”等特點（表2）。油源對比已證實的為深層供烴的源巖層系有沙三下亞段、沙四上亞段、沙四下亞段及孔二段等4套烴源巖；發(fā)育構造、構造-巖性、地層及巖性等4類油氣藏類型；油氣呈裂解氣、凝析油氣和常規(guī)油氣等相態(tài)類型；雖埋藏深，但儲層物性較好，具備較高產(chǎn)能，如豐深1井鉆遇的砂礫巖油藏，在沙四下亞段4 316 ～ 4 313 m井段測試獲日產(chǎn)油81.7 t、日產(chǎn)氣11.8×104m3的高產(chǎn)工業(yè)油氣流。

4.2　油氣成藏模式及分布序列

“自源型”油氣成藏模式：指古近系深層中“源”、“藏”屬于同一層系的成藏模式，油源來自鹽下的烴源巖［E2和E4（下）］，儲層為陡坡帶砂礫巖和深洼區(qū)鹽湖環(huán)境儲集體，儲集層緊鄰或處在烴源巖之中，油氣藏類型以巖性類為主（圖9）。這類油氣藏一般埋深較大，儲層物性是油氣富集高產(chǎn)的關鍵因素。由于烴源巖埋藏深、油氣演化程度高，同時受膏巖層封隔，超壓發(fā)育，油氣充滿程度高，油氣并存且以氣為主、油層與干層或氣層與干層互層特點。以陡坡帶鹽家地區(qū)沙四下亞段砂礫巖體油氣藏為例，豐深斜101井（圖1）在沙四下亞段4 525 ～ 4 552 m井段試油，獲得日產(chǎn)油16.95 t、日產(chǎn)氣30 550 m3的高產(chǎn)工業(yè)油氣流，氣層孔隙度最低可達4.2 %，向上逐漸過渡為油氣層。

圖8　東營凹陷古近系深層優(yōu)質(zhì)儲層微觀特征

a.官12井，埋深3 321.40 m，紅層，方解石膠結孔隙；b.樊深1井，埋深3 582.40 m，紅層，白云石溶解；c.樊深1井，埋深4 056.70 m，紅層，碳酸鹽膠結；d.利671井，埋深4 215.66 m，灘壩砂，鐵白云石、方解石膠結；e.利57井，埋深4 161.15 m，灘壩砂，長石顆粒溶蝕；f.利671井，埋深3 917.47 m，灘壩砂，長石溶蝕為高嶺石；g.豐深10井，埋深3 822.40 m，砂礫巖，白云石致密膠結；h.永928井，埋深3 757.10 m，砂礫巖，長石溶蝕成骨架狀；i.坨465井，埋深4 786.53 m，砂礫巖，膠結物及顆粒發(fā)生溶蝕形成次生孔隙

表2　東營凹陷古近系深層已發(fā)現(xiàn)油氣藏特征

圖9　東營凹陷古近系深層油氣成藏模式

“他源型”油氣成藏模式：指古近系深層中“源”、“藏”分屬于不同層系的成藏模式。油源來自鹽膏層上部E3和E4（上）及鹽下的E4（下）和E2，儲層為緩坡漫湖和河流相沉積的紅層儲集體；發(fā)育構造油藏、構造-巖性油藏、地層油藏等3種油藏類型。這類油氣藏遠離油源，油源斷層斷距決定了上升盤含油層段，儲層品質(zhì)決定油氣富集部位（圖9）。該類油藏整體呈高凝固點、低膠質(zhì)、低瀝青質(zhì)特點，且原油凝固點和粘度由洼陷帶向盆緣逐漸降低，存在邊底水，含油高度在60 ～ 100 m。以南部緩坡帶陳官莊地區(qū)孔店組紅層油藏為例，官斜23井（圖1）在孔一段3 155 ～ 3 139.8 m井段試油，日產(chǎn)油4.23 t，含水62.2 %；密度為0.919 8 g/cm3，粘度為550 mPa·s，凝固點高達42 ℃。

古近系深層油氣成藏系統(tǒng)的油氣藏分布與斷陷盆地結構、沉積儲層發(fā)育和成藏動力系統(tǒng)具有良好的對應性，“自源型”及“他源型”油氣成藏模式有序分布。由盆緣帶—緩坡帶—深洼帶—陡坡帶，油氣藏分布序列依次為：盆緣帶“他源型”地層超覆油藏、剝蝕不整合油藏；斜坡帶“他源型”構造-巖性油藏、構造油藏；深洼區(qū)“自源型”巖性油氣藏；陡坡帶“自源型”巖性、構造-巖性油氣藏。（圖9）。

5　深層油氣勘探潛力

東營凹陷深層在鹽湖（咸化）烴源巖、酸-堿共控成因優(yōu)質(zhì)儲層及有利輸導條件的配置下，古近系深層的緩坡帶紅層、灘壩砂及陡坡帶砂礫巖均具有良好的油氣成藏條件和勘探潛力。

5.1　緩坡帶紅層勘探潛力

緩坡帶沙四下亞段-孔店組“紅層”可形成受斷層切割的斷塊圈閉和地層圈閉，通過油源斷層與烴源巖側(cè)向?qū)拥娜﹂]是有利的油氣聚集場所。按照“源巖-儲層-斷層-圈閉”等成藏要素相互匹配思路，鼻狀構造背景上的斷塊油藏，構造-巖性油藏是有利勘探領域。

5.2　緩坡帶灘壩砂勘探潛力

緩坡帶沙四下—孔店組灘壩砂巖多緊鄰或包裹于沙四下亞段烴源巖中，能夠形成“自源型”油氣藏，其富集程度受超壓、有效儲層及斷層發(fā)育等因素控制［33］。在砂體精細刻畫基礎上，鄰近超壓中心的厚層灘壩砂形成構造-巖性油藏是有利勘探領域。

5.3　陡坡帶深層砂礫巖勘探潛力

陡坡帶深層砂礫巖體緊鄰深層烴源巖，發(fā)育“自源”型油氣藏，酸-堿流體交替控制下的成巖圈閉以及構造-巖性類圈閉是油氣有利的聚集場所。油氣的富集受扇中有利相帶和斷層封閉能力控制。在深層砂礫巖有利相帶精細刻畫基礎上，凝析-裂解的巖性油氣藏是有利勘探領域。

6　結論

1）古近系深層成盆演化及沉積充填為深層油氣成藏系統(tǒng)形成提供了烴源層、有利儲層及封蓋層等基本物質(zhì)條件。

2）鹽湖（咸化）環(huán)境下發(fā)育的孔二段、沙四下亞段優(yōu)質(zhì)烴源巖，具有古生產(chǎn)力高、排烴時期早、排烴效率高、周期長的特點，能夠為深層油氣成藏系統(tǒng)形成提供資源基礎。

3）古近系深層咸化湖泊的儲集體普遍經(jīng)歷了酸-堿交替的成巖環(huán)境，能夠在深部形成以次生溶蝕孔隙為主要儲集空間的有效儲層，為油氣成藏提供了良好的儲集條件。

4）古近系深層油氣成藏系統(tǒng)主要發(fā)育“自源型”和“他源型”兩類油氣成藏模式，油氣藏分布與斷陷盆地結構、沉積儲層發(fā)育和成藏動力系統(tǒng)具有良好的對應性。緩坡帶紅層“他源型”構造油藏，緩坡帶灘壩砂“自源型”構造-巖性油藏及陡坡帶砂礫巖“自源型”凝析巖性油氣藏是下步有利的勘探領域。

致謝：編輯部老師及審稿專家在文章最終成文過程中提出了寶貴的修改意見，在此一并表示衷心感謝。

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Petroleum systems and exploration potential in deep Paleogene of the Dongying Sag，Bohai Bay Basin

Song Mingshui1，Wang Yongshi1，Hao Xuefeng2，An Tianxia2

（1，，，257015，；2，，，，257015，）

The Dongying Sag is a representative non-marine faulted depression in the Bohai Bay Basin. Two wells （FSh1 1 and FShX 101） drilled into the deep of the sag were tested with high rates of oil flow，revealing great exploration potential of deeper layers that have been relatively overlooked during years of intensive oil and gas exploration and development in the basin. This study，taking the deep Paleogene strata in the sag as an example，aims to assess the potential through oil and gas accumulation models established on analyses of source rocks and genesis of high-quality reservoirs in the sag. The results show that the E（Kongdian Formation） and lower E4layers in the deep Paleogene constitute on their own an independent petroleum system. The source rocks in the E2and lower E4，developed in a saline lake （salinized） environment are characterized by an early，long and efficient hydrocarbon expulsion and a long hydrocarbon generation-expulsion cycle，providing key components for the formation of a deep petroleum system. The multi-type sedimentary facies of the saline lake have experienced alternative modification of acidic and alkaline diagenetic fluids，and formed high-quality reservoirs mainly composed of secondary dissolution pores，which provided good reservoir conditions for the deep hydrocarbon accumulation. The distribution of oil/gas reservoirs in the deep layers corresponds well to the structure of faulted depression，the development of sedimentary reservoirs and the dynamic system of hydrocarbon accumulation. The “indigenous” and “non-indigenous” hydrocarbon accumulation patterns are orderly distributed. Different types of oil/gas reservoirs，such as red beds and beach bar sandstone in gentle slope zone，as well as sandy conglomerate in steep slope zone，are the focus of exploration in the deep Paleogene of Dongying Sag.

hydrocarbon accumulation system，exploration potential，deep strata，Paleogene，Dongying Sag，Bohai Bay Basin

TE122.3

A

0253-9985（2021）06-1243-12

10.11743/ogg20210601

2020-03-27；

2021-10-06

宋明水（1964—），男，博士、教授級高級工程師，油氣勘探部署和石油地質(zhì)。E?mail： Songmingshui.slyt@sinopec.com。

國家科技重大專項（2016ZX05006-003）；中國石化科技部項目（P18060-2，P19027-2，P21034-1）。

（編輯張亞雄）