渤海海域浅层油气运移成藏理论技术创新与勘探突破*

（中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459）

渤海湾盆地历经60余年勘探，探明石油地质储量约150×108t，年产量约7 000×104t，均占到了我国总量的三分之一，被誉为中国两大超级盆地之一，已建成胜利、辽河、华北、大港、冀东、中原、渤海等七大原油生产基地。但随着勘探工作的日益深入，目前该区已进入高勘探阶段，大中型油气田发现的难度越来越大，所发现的油气田以中小型为主[1-4]。尤其是对于作为渤海海域主力储量和产量层系的浅层而言，继续寻找规模性储量的难度更大，前期该套主力层系的储量发现占比已经超过80%[5]。近年来，渤海油田勘探家们积极转变勘探思路，通过地质认识和勘探技术的创新，在渤海海域持续发现一大批中轻质、高产大中型油田，使得渤海油田的储量发现一直保持较高水平（在新发现的储量中，浅层规模性储量占比接近75%），渤海油田探明经济可采储量连续数年在全国排名第一或第二，为渤海油田2025年上产4 000×104t提供了重要支撑，也为保障国家石油安全提供了重要支持。通过总结近几年的勘探成果，认为“汇聚脊”控制浅层油气运移富集成藏理论以及在其指导下基于地球物理方法的高勘探程度区浅层规模型构造-岩性目标勘探技术的创新是渤海海域大中型油气田持续发现的重要因素，而且所取得的重要成果对后续勘探将起到重要的促进作用，亦具有很高的科学价值。

1 “汇聚脊”控制浅层油气运移富集模式

浅层新近系作为渤海海域油气勘探的主力层系，已发现了大批亿吨级油田[6-7]，但在浅层勘探过程中也钻探了大批空井或油气显示井；而且随着勘探程度的不断提高，很多地区浅层勘探已进入更为复杂的小断块勘探阶段，难以发现较大型的完整构造。因此，如何提高探井成功率和降低成本是渤海油田不断努力的方向。渤海湾盆地烃源层为古近系沙河街组，浅层储集层系一般为新近系明下段和馆陶组，两者之间为厚达500～2 000 m的东营组，且该层段地层一般为巨厚泥岩，古近系生成的油气要汇聚起来并通过断层穿过东营组进入新近系才能成藏。显然，油气运移是渤海海域浅层油气成藏的“灵魂”。换言之，油气运移条件的研究是该地区浅层勘探研究的关键。笔者于2018年在深入分析渤海油田几十年来浅层油气勘探的成功经验与失败教训的基础上，提出了“汇聚脊”控制浅层油气运移富集认识，明确了“汇聚脊”的概念以及三类“汇聚脊”发育特征[8-9]。随着该认识在渤海油田勘探实践中的不断深入应用，笔者对油气初次、二次运移进行了模型化和定量化的深入探讨，进一步明确了“汇聚脊”汇聚机理与汇聚能力，丰富和完善了“汇聚脊”控制浅层油气富集模式，并重新认识了潜在目标的勘探潜力，持续获得了新的勘探突破。

1.1 油气初次、二次运移汇聚机理

油气成藏过程有生、储、盖、圈、运、保等六大核心要素，其中生、储、盖、圈、保等五大要素均可以通过地球物理、钻井取心、实验分析、野外露头剖析等手段观察和计算，而油气运移是无法直接观察和计算的。因此，尝试通过模型分析来研究油气首先从烃源岩运移进入渗透层（初次运移），之后在渗透层二次运移汇聚的问题。

如图1所示，与沙河街组烃源岩相连接，且能够接受烃源岩中初次运移油气的渗透性地质体有4类：不整合面T5、不整合面T8、砂体C及断层F。其中，断层F插入烃源岩且与烃源岩接触面积很小，只能接受极少量初次运移进入的油气，发生不了大规模的二次运移，不能为与其相连接的圈闭进行油气充注而形成商业聚集；而不整合面T5、T8及砂体C由于与烃源岩大面积接触，可以接受大量初次运移的油气，并在其中汇集后向一些特定方向发生二次运移。

图1a、c为模型化箕状凹陷剖面，图1b、d为对应的平面模型。假设该凹陷面积100 km2，等轴分布，即东西、南北各长10 km，其东侧为大断层F，断层根部凹陷最深，向西逐步抬升，烃源岩最厚在断层部位为100 m，西侧厚度为0 m；烃源岩上、下界面分别为T5、T8不整合面，在西、东两侧各有一构造圈闭A和B，圈闭面积均为10 km2。下面分析油气初次、二次运移过程及两个圈闭捕获油气的机会。

图1 渤海海域油气初次、二次运移汇聚模式Fig.1 Pattern of primary and secondary migration for hydrocarbons accumulation in Bohai sea

烃源岩中生成的油气最初排出进入其邻近渗透层发生初次运移。图1a中烃源岩中油气分子能够进入的渗透层有3类：上、下界面的T5和T8不整合面及东侧的断层F，从图1b中可以计算油气初次运移进入的3个渗透层面积分别为：T5面积≈10 km×10 km=100 km2；T8面积≈10 km×10 km=100 km2；断层F面积≈0.1 km×10 km=1.0 km2。油气在3个渗透层汇集，发生油气二次运移。从图1a可见，由于T5和T8不整合面向西一直抬升，汇聚其中的油气在流体势作用下二次运移方向均向西，进入圈闭A成藏（模型假设西侧只有一个圈闭）；而断层F中渗入油气发生二次运移方向是中浅层，进入圈闭B成藏。因此，在图1a模型假设的情况下，能够为圈闭A与圈闭B提供油气运移的汇油面积比例为：A汇油面积∶B汇油面积=（100+100）∶1=200∶1。也就是说，典型箕状凹陷中生成的油气主要通过烃源岩上、下的不整合面发生二次运移汇聚，在图1a模型假设的情况下主要向西进入圈闭A成藏，而圈闭B难以通过断层获取大量油气成藏。

但是，在图1c模型假设的情况下，由于断层F根部有较大面积的砂体存在，而砂体表面积大，呈指状伸入烃源岩，且与断层F相连，进入砂体的油气在断层开启时可以为圈闭B供油。假设砂体面积为50 km2，其上、下表面积之和为50 km2+50 km2=100 km2，由于实际沉积砂体的空间展布呈指状伸入烃源岩，其与烃源岩接触的汇油面积要远大于100 km2，这种情况下尽管圈闭A可获得的汇油面积仍然大于圈闭B，但后者能够接受二次充注的机会大幅提高。

1.2 “汇聚脊”控制浅层油气富集模式

研究表明，渤海海域中浅层发育5类圈闭（图2）。这些圈闭位于烃源岩之外，是源外成藏，必须通过断层与其下方能够大面积接受烃源岩中排入油气（一次运移），并在侧向上发生大量汇集（二次运移）的3类高效渗透性地质体相连，才能接受大量油气充注成藏，即深层“汇聚脊”控制浅层油气富集成藏[10-12]；而只靠单条断层或几条断层与烃源岩相接触，则不能形成大量油气充注[13-14]。汇聚机理模型分析表明，与烃源岩大面积接触的3类高效渗透性地质体（T5、T8、砂体C）的空间形态是决定中浅层油气能否成藏的关键（图1）。如果圈闭处于烃源岩内（为源内成藏），那么这3类高效渗透性地质体二次运移汇集的油气可直接进入，形成大、中、小型等各类油气藏。如果圈闭位于烃源岩外（为源外成藏），那么这3类高效渗透性地质体只有在空间上形成一个脊状形态，才能造成其中发生二次运移的油气形成局部侧向运移“中断点”，从而迫使油气沿着与其相连的断层向中浅层运移成藏，否则中浅层圈闭无法规模性成藏。

图2 “汇聚脊”控制渤海海域浅层油气富集模式（据文献[8]修改）Fig.2 Petroleum enrichment controlling model for“catchment ridge”on shallow strata in Bohai sea（edit after article[8]）

2 基于地球物理方法的高勘探程度区浅层规模型构造-岩性目标研究与突破

渤海海域高勘探程度区新近系规模型构造圈闭基本钻探殆尽，岩性勘探成为储量增长的主要方向。而且经过多年勘探实践，高勘探程度区区域基本石油地质条件与油气成藏规律认识也相对清晰，特别是“汇聚脊”控藏理论创新使得对高勘探程度区浅层的油气富集规律、富集模式更加明确。基于此搜索有利成藏区带，在有利区带内开展基于地球物理方法的浅层规模型构造-岩性圈闭勘探成了必然。近期在精细勘探背景下针对新近系岩性目标勘探过程中[1]，渤海油田总结了一套基于地球物理方法的浅层规模型构造-岩性目标研究思路与技术，取得了良好的勘探效果，为快速的目标研究、井位部署以及完成储量任务提供了保障。

2.1 基于地球物理方法的浅层规模型构造-岩性目标研究流程

1）明确深层“汇聚脊”发育区。黄河口凹陷成熟烃源岩主要为古近系沙河街组，成熟烃源岩生成的油气资源优先在“汇聚脊”发育区汇聚，再通过与“汇聚脊”沟通的深大断裂进行再分配。勘探实践表明，黄河口地区深层“汇聚脊”控制浅层油气富集，浅层油气大规模成藏的区域在古近系基本都存在“汇聚脊”，如渤中28-2南、渤中34-1、渤中34-9、垦利3-2、渤中29-4、渤中29-1、渤中29-6等油田。渤海海域浅层主要为晚期成藏，现今构造面貌基本代表了油气充注期的形态[15]，因此，利用现今潜山顶面与沙河街组三段顶面构造图，再结合古近系砂体分布图，基本可以初步确定黄河口凹陷主要“汇聚脊”分布地区。

2）寻找晚期持续活动的切脊大断裂。大断裂是油气垂向运移的主要通道，渤海油田大量勘探实践证实，沟通深部“汇聚脊”和浅层储层的大断裂存在，常形成规模性油气藏，且深大断裂的活动时期决定油气的富集层系。在新近纪强烈活动的沟通深部“汇聚脊”和浅层储层的大断裂存在的区域，油气主要富集在浅层；切脊大断裂在新近纪活动弱或基本不活动的区域，油气往往在中深层富集，浅层基本没有油气发现。例如，渤中35-2油田区深层存在“汇聚脊”，但切脊大断裂在新近纪活动性差，油气主要在古近系东营组富集。通过常规地球物理解释方法在地震剖面、构造图上可以很好的落实这些切脊大断裂。

3）进行浅层有利岩性圈闭描述、烃类检测与目标优选。按照深层“汇聚脊”发育、晚期持续活动切脊大断裂发育控制浅层油气富集区带的理念，结合构造-岩性互补的认识，优选这些构造带的浅层开展大规模构造-岩性圈闭的刻画。目前，渤海海域针对浅层的断裂、岩性圈闭描述技术很成熟，特别是五步法大规模岩性圈闭描述技术以及在隐性走滑指导下的构造圈闭解释技术让浅层又发现了规模型的构造-岩性圈闭[16-21]。油气在新近系的富集成藏主要受控于断砂耦合程度以及砂体的规模品质[22-24]，这些因素既决定了输导体系的有效性，也决定了浅层明化镇组下段油气藏分布与规模。因此，按照断砂耦合程度进一步开展目标优选，并对目标圈闭的烃类检测效果进行深入分析，结果表明目前围绕与晚期强烈活动的油源断裂耦合好的厚砂体（厚度＞8 m）应用地球物理烃类检测技术效果好，在此基础上可优选岩性目标快速进行井位部署。

2.2 地球物理烃类检测技术方法优选及定量化应用

应用地球物理技术检测砂体的含油气性，其原理主要基于地震波通过含油气地层后信号频谱发生的高频衰减、低频增强、主频变低、频带变窄等变化。渤海油田勘探开发实践已证实，该方法具有效率高的优点，其检测结果可作为快速筛选潜力目标区的依据，但其预测精度受限于地层结构和地震资料品质。因此，在选定深层“汇聚脊”-晚期持续活动切脊大断裂-新近系断砂耦合好的目标靶区后，要根据不同地区地层结构和地震资料特点，明确储层含烃前后的地震响应机理差异，有针对性地开展技术攻关，选择适合本地区的地球物理技术方法，达到凸显油气异常、降低烃检多解性的目的，进而定量化优化井位部署方案。

以黄河口凹陷渤中34-9油田围区为例。该区地震资料低频丰富、AVO趋势保持较好，典型油气层与水层的AVO整体规律具有明显差异。统计该区内已钻井砂体厚度、孔隙度、泥质含量、含油饱和度等，利用正演模拟技术对影响振幅大小的各种因素进行定量化分析，结果表明：对于厚度5 m以上砂体，孔隙度变化范围28%～34%，与振幅相对变化成正相关，引起的变化率最高为22%；泥质含量变化范围5%～15%，与振幅相对变化成负相关，引起的变化率最大为29%；含油饱和度变化范围25%～65%，与振幅相对变化成正相关，引起的变化率最大为54%。楔形模型模拟发现，当储层厚度在λ/8～λ/4时，储层厚度变化所引起的振幅变化率最大约30%，同一厚度的油层和水层振幅可以区分；当储层厚度在λ/8以下及λ/2以上时，受地震资料分辨率的影响，地震响应不可靠。针对单一变量围岩干涉，当干涉的砂体之间距离大于12 m时，振幅相对变化最高达41%；当干涉的砂体之间距离小于12 m时，振幅相对变化最高达100%。由此可知，流体、围岩干涉、厚度、泥质含量、孔隙度对振幅的影响依次减小（图3），而对于研究区同一时期的同一个河道砂体，储层厚度大致相同，孔隙度和泥质含量也基本相当，而在围岩为厚层泥岩夹砂岩的情况下，砂体内流体性质是引起振幅变化的唯一原因，振幅属性对该区含油气性最为敏感，因此选取最小振幅阈值属性对该区进行烃类检测。

图3 黄河口凹陷渤中34-9油田围区各单因素对振幅值影响程度Fig.3 Influence degree of each single factor on amplitude value in BZ34-9 oilfield surrounding area，Huanghekou sag

研究发现，甜点属性、频率衰减梯度以及最小振幅属性振幅阈值等方法得到的油气检测结果与实际钻探情况吻合较好。对该区所有已钻井明下段油气层进行统计（剔除6 m以下和20 m以上的储层），获得振幅与厚度的对应关系，结果显示振幅值小于-40 000的储层都是油层。对该区内的目的层进行最小振幅提取（剔除振幅值在-40 000以上的储层），获得振幅值在-40 000以下的分布范围（图4），相当于油气分布范围。因此，在全区岩性目标搜索和追踪的基础上，基于以上多种地球物理方法优选的含油气概率高、厚度大的有利砂体，并结合油气运移优势路径等地质认识进行井位部署。渤中34-9油田及围区钻遇本期砂体的探井很好地验证了这一结论，如部署在振幅值小于-40 000区域的KL6-1-2、BZ34-9-7井分别获得厚度10.8、9.5 m的油层发现，而部署在振幅值大于-40 000区域的BZ34-6-A3、KL4-1-5d井分别钻遇厚度16.2、11.1 m的水层，从而证实了在地质条件明确的前提下利用地球物理技术优选浅层岩性目标是高效且可靠的，也为该区后续钻探的多口探井提供了有利依据。

图4 黄河口凹陷渤中34-9油田围区最小振幅属性与含油气性定量关系Fig.4 Quantitative comparison between minimum amplitude attribute and petroliferous property in BZ34-9 oilfield surrounding area，Huanghekou sag

3 勘探实践突破

通过地质认识和勘探技术的创新，重新认识了渤海海域浅层油气运移条件，建立了浅层油气富集与深层油气初次、二次运移的关系，明确了浅层油气富集贫化机理，在“汇聚脊”控藏理论指导下获得了浅层勘探突破。近期在油气勘探程度较高的黄河口凹陷、渤中凹陷西斜坡和莱北低凸起等地区发现了渤中29-6、渤中36-1、渤中34-9、渤中13-1南、垦利6-1等多个大中型油气田。下面以渤中29-6油田、垦利6-1油田为例进行勘探实践剖析。

3.1 黄河口凹陷渤中29-6油田

渤中29-6构造横跨黄河口凹陷中洼东北半环及渤南低凸起中段，其周边已经发现多个中小型油田群，但长期以来因其断块小而碎被认为勘探潜力不大。经地震资料大连片处理后，发现该构造发育3种不同的“汇聚脊”：构造北区深层发育近东西向“高凸起型汇聚脊”，具备良好的油气汇聚能力；构造中区处于陡坡带，古近系辫状河三角洲沉积发育，形成陡坡“沉积砂体型汇聚脊”；构造南区处于洼陷区，发育“洼中隆起型汇聚脊”，同样可起到油气汇聚作用，显示该构造区浅层仍有较大潜力（图5）。在此思路指导下，在渤中29-6构造重点针对明化镇组展开了油气探索与整体评价。BZ29-6-1井和BZ29-6S-1/1Sa井的成功钻探，特别是BZ29-6-3/3Sa井钻探后，渤中29-6“亿吨级”油田的面纱逐渐被揭开。后期钻探结果表明，位于构造脊上的探井均获得了很好的油气发现，油田中区的BZ29-6-2井及BZ29-6-12d井、油田西南区的BZ29-6-8井以及油田北区的BZ29-6-3井均有较大规模的储量发现，而且浅层油气丰度也明显高于周边其它同类型油田；但“汇聚脊”之外的探井钻探效果均不理想，如BZ29-6-4井和BZ29-6-10井区探明石油地质储量均不足100×104t。因此，渤中29-6油田的发现，是在“汇聚脊”控制浅层油气富集模式指导下对高勘探程度区进行成藏条件再认识后获得的新发现，创造了在小油田群周边滚动出一个亿吨级大油田的经典案例，为其他高勘探程度区如何获得勘探突破提供了新思路。

图5 黄河口凹陷渤中29-6构造汇聚脊控浅层油气富集成藏模式Fig.5 Shallow petroleum enrichment model controlled by catchment ridge on BZ29-6 structure of Huanghekou sag

3.2 莱北低凸起垦利6-1油田

垦利6-1油田位于渤海南部的莱北低凸起。该凸起区南、北两侧夹持于莱州湾凹陷和黄河口凹陷两大富烃凹陷之间，且构造主体受一系列近北东—南西向继承性发育的大断层控制，发育一系列的断鼻、断块圈闭，应具有良好的油气富集条件。但自20世纪70年代开始勘探以来，针对该凸起区的研究工作已历经40余年，却一直未获勘探突破。前期先后以潜山、古近系和新近系为主要目的层开展了多轮次钻探，累计钻井14口，虽然在新近系和古近系获得了一定的油气显示和油气层发现，但油气层薄、储量规模小、测试产能低，不具有商业价值。截至2018年，莱北低凸起仍是渤海海域唯一没有获得商业油气发现的凸起。近期，在“汇聚脊”控藏理论指导下，结合最新的地球物理技术与方法，明确了莱北低凸起发育2类具有隐伏特征的“汇聚脊”，分别为以南部垦利10-1北构造为代表的“凸起-断背斜型汇聚脊”及以东北部垦利5/6构造区为代表的“凸起-背斜型汇聚脊”（图6）。这2种类型“汇聚脊”决定了该凸起区必定有大规模油气汇聚成藏的条件，坚定了继续勘探的信心。但前期勘探中已有的构造圈闭几乎钻探殆尽，仍无规模性油气发现。为了在该凸起区寻找大中型油气田，必须要转变勘探思路，由“汇聚脊”上的构造圈闭转移到“汇聚脊”上的构造-岩性圈闭，并且为了突破在“汇聚脊”上进行岩性勘探的瓶颈难题，建立了相应的砂体精细描述及烃类检测技术。

图6 莱北低凸起两大汇聚脊特征Fig.6 Characteristics of two catchment ridges on Laibei low uplift

研究表明，储层精细刻画及烃类检测结果对于渤海海域浅层新近系岩性目标搜索和井位部署至关重要，因此在该区充分运用多种地球物理方法开展了储层描述和含油气性预测。根据区域沉积模式，该区明下段Ⅴ油组砂体大面积连片分布，砂体的连通性和尖灭点精细刻画是砂体追踪的关键。由于该区砂体厚度普遍小于15 m，低于地震资料分辨率，因此，首先通过分频随机反演，提高储层刻画分辨能力，进而结合已钻井地震响应特征的精细标定以及振幅变化率等平面属性，综合判断不同期次砂体的连通性以及平面展布范围。

图7 垦利6-1油田主力砂体烃类检测、含油范围图与主力油层分布特征Fig.7 The hydrocarbon detection&prediction with oil bearing area of main sands and distribution characteristics of main oil reservoirs in KL6-1 oilfield

此外，通过对该区已钻井砂体厚度、含油气性与地震振幅之间关系的统计发现，当最小振幅小于-42 000时，砂体厚度一般大于7 m、含油气概率约为92%；当最小振幅介于-2 400～-4 200时，砂体厚度一般大于5.5 m、含油气概率约为80%；当最小振幅大于-2 400时，砂体厚度普遍较小、含油气概率较低。基于此进行了一批井位部署，钻探结果表明含油气范围与烃类检测结果吻合程度高（图7a、b）。最终，在“汇聚脊”控藏理论指导下，莱北低凸起打破了40年的勘探沉寂，终获大型油田发现。钻探结果显示，垦利6-1油田具有油藏埋深浅、储量纵向分布集中、含油面积大、测试产能高的特点，是一个整装、优质的大型岩性油田。该油田油气藏埋藏深度1 210.0～1 530.6 m，受限于隐伏型“汇聚脊”汇烃能力的控制，油层分布相对较为集中，油层厚度普遍不大，主力油层分布于明下段Ⅴ油组顶部的大型连片砂体内，油层厚度5.0～13.6 m，平均厚度8.2 m（图7c）。但是，该区明下段Ⅴ油组顶部呈连片展布的大型砂体有力提升了垦利6-1油田的储量品味，主力油层单个油藏探明最大含油面积近30 km2（图7b）。测试和测压资料显示，垦利6-1油田主力油层明下段单井测试日产油最高可达187.28 m3；地层温度50.0～72.7℃，温度梯度3.56℃/100 m，原始地层压力10.740～16.872 MPa，压力系数1.02，压力梯度0.916 MPa/100 m，属正常温度和正常压力系统油藏。截至目前，垦利6-1油田已钻探证实为一个新的亿吨级油田，且是迄今为止渤海海域新近系储量规模最大的岩性油藏。

4 结束语

近年来，渤海油田的勘探家们针对高勘探程度区的地质特征，进一步解放思想，转变勘探思路，基于地质认识和勘探技术的创新，实施了一系列艰苦的勘探实践。通过多年的持续攻关，不断深化渤海海域浅层油气运移模式与富集机理，进一步强化地球物理方法在目标研究与井位部署中的技术创新与应用，有效指导了渤海油田高勘探程度区浅层勘探持续获得重大突破，发现了一系列大中型油气田，不仅确保了渤海油田浅层勘探实现领域性突破和储量、产量的持续增长，为渤海油田稳产3 000×104t以及2025年上产4 000×104t提供了有力保障，同时也为保障国家能源安全奠定了坚实的物质基础。