渤海古近系东营组三角洲相油田地质特征研究

施亚洲

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

渤海古近系东营组三角洲相油田地质特征研究

施亚洲

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452)

渤海古近系东营组三角洲相油田是渤海油田的主力含油层系。从构造、储层与沉积、流体和油藏等方面对渤海海域东营组三角洲相油田地质特征进行了研究，按河流三角洲和辫状河三角洲相砂岩油藏两种沉积相类型分别对储层分布特征进行了描述。在此基础上探讨了此类油田的流体分布特点和油藏模式，并认为渤海东营组三角洲相油田以中到大型为主，储层岩性大都属于高孔高渗的疏松砂岩，储层具有分布较稳定、油层厚和物性好等特点，原油以普通稠油为主，其次是中、低黏油。

东营组；三角洲相油田；构造；储层；流体特征；油藏类型

渤海已开发的古近系东营组三角洲相砂岩油田约占渤海油田总数的三分之一。东营组三角洲相砂岩油田探明石油地质储量占渤海油田总探明储量的23%，年产油量也接近渤海油田三分之一，是渤海油田勘探和开发的重要地质层位。渤海东营组典型油田主要有绥中36-1、旅大4-2、旅大5-2、旅大10-1、锦州9-3、锦州21-1、金县1-1和埕北油田等。上述单个油田的地质特征研究成果较为丰富，但缺乏对此类油田地质特征规律性的分析研究和总结。通过对东营组三角洲相油田地质特征的研究所取得的认识，有助于油田开展综合调整和提高油田采收率，也可为相似油田地质研究提供参考。

1 构造

渤海海域东营组三角洲相砂岩油田主要分布于渤海辽东湾海域，其次是渤中凹陷周围的低凸起及构造带上。区域地质研究认为，辽东湾地区为新生界断陷盆地，自中生代以来，经历了张裂、断陷和坳陷三个裂谷发育阶段，形成北北东向凹凸相间的构造格局，自西向东划分为辽西凹陷、辽西低凸起、辽中凹陷、辽东凸起和辽东凹陷五个构造单元[1]（图1）。其中，辽西低凸起、辽西凹陷和辽中凹陷中的局部构造是油气聚集良好场所，如绥中36-1、旅大10-1油田位于辽西低凸起中段，锦州9-3油田位于辽西低凸起北段，旅大4-2、5-2油田位于辽西凹陷中段，金县1-1油田和锦州21-1油田分别位于辽中凹陷的中段和北段。此外，还有少量的三角洲相砂岩油田分布于渤中凹陷周围的低凸起及构造带上，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。上述油田的一侧均以大断层为界，另一侧与生油凹陷相邻。如位于辽西低凸起的绥中36-1油田，油田西侧与辽西1号断层为界，与辽西凹陷相接，油田东翼与辽中凹陷相邻。

渤海油田古近纪为湖相断陷—断坳发展阶段，是烃源岩形成期，凸凹相间，断层控制了地层沉积。区内东营组断层分为Ⅰ～Ⅲ级，I级断层位于砂岩油藏一侧，即油藏边界断层。此类断层延伸长，断距大，一般长15～55 km，最长可达100 km以上，断距大于1 000 m，包括埕北断层和辽西1号断层。Ⅰ级断层控制构造发育和形态，对中、新生界沉积起着控制作用。同时，Ⅰ级断层也是油气由生油凹陷向低凸起运移的油源断层[2]。如辽西1号断层，位于辽西低凸起西侧，走向近北东，延伸长度达100 km以上，新生界最大断距达数千米，是分割辽西凹陷与辽西低凸起的边界大断层。该断层形成时间早，规模较大，其形成及规模控制了构造和沉积的分布特征。辽东湾地区东营组构造形成与辽西1号断层的发育密不可分。

图1 辽东湾古近纪构造区划图

东营组三角洲相油田内部断层不发育，属次生断层，包括Ⅱ级、Ⅲ级断层。Ⅱ级断层控制地层沉积和油气分布，并使构造分割为多个断块。Ⅲ级断层使构造复杂化，断距小，基本不控制地层沉积和油气分布。绥中36-1油田Ⅱ级断层分布于构造东南部，是一条北东走向的西掉次级断层，断距10～25 m，延伸较长，达6 km。该断层平行于西部边界断层，未破坏构造完整性，但对断层两侧Ⅱ油组储层和油水系统有一定控制作用。油田内还发育规模不大的小断层20余条，属于Ⅲ级断层。断层走向为北东—南西向和东西向，断距10～20 m。小断层的发育并没有破坏整个构造的完整性，仅在局部控制油水分布。

渤海东营组含油构造主要是在前古近系潜山基底上发育的披覆构造或断鼻构造。其圈闭类型以披覆背斜和断鼻构造圈闭为主，其次是断裂背斜和半背斜圈闭。

披覆背斜圈闭是在古潜山基础上因上覆地层差异压实作用形成的圈闭，具有构造简单、断层少、幅度小、面积中等的特点[2]。边界大断层的切割作用控制了油田构造形态，形成油田一侧以边界大断层为界，另一侧向凹陷斜坡倾没的构造格局。此类圈闭主要分布于辽西低凸起绥中36-1和锦州9-3油田，其次位于埕北低凸起的埕北构造。其中绥中36-1油田较为典型，是一个在古潜山背景上发育起来的披覆型半背斜构造，并受辽西1号断层控制。基底为古生代地层组成的潜山，第三系披覆沉积于潜山之上。油田呈北东—南西向展布，高点埋深1 350 m，长13 km，宽4.3 km，顶部平缓，翼部较陡，构造简单，形态相对完整。

断鼻构造圈闭主要分布于辽东湾海域辽西凹陷中段，如旅大4-2和5-2油田。这两个油田均是在辽西1号断层下降盘上发育起来的断鼻构造，其构造形态受边界大断层和圈闭内断层切割所控制。圈闭幅度185～340 m，圈闭面积2.7～4.7 km2。旅大4-2油田是一断鼻构造，其东部边界为辽西1号断层，西侧呈缓坡向辽西凹陷过渡。油田范围内发育一系列近东西向次生断层，与辽西1号断层相接，构造呈南北走向，顶部比较平缓，翼部相对较陡，地层倾角4°～18°，主力油组四油组圈闭面积3.2 km2，闭合幅度185 m。

断裂背斜圈闭主要分布于辽西低凸起中段的旅大10-1油田和辽中凹陷中段的金县1-1油田，其特点是圈闭幅度大，断层对油藏具有一定控制作用。如旅大10-1油田构造边界断层附近次级断层较发育，多为北东或东西走向。其中，一条走向和倾向与辽西1号断层相一致的次级断层，为辽西1号断层的派生断层，延伸长度1.4 km，目的层段平均断距60 m。该构造圈闭幅度在140～230 m之间，圈闭面积7.7～28.9 km2。

2 沉积与储层

2.1 河流三角洲相砂岩储层

渤海海域古近系东营组已开发河流三角洲相储层主要分布于绥中36-1、旅大4-2、旅大5-2、锦州9-3和锦州21-1等油田。东营组纵向上分为东一、东二和东三段，油层段主要分布于东二段，按照沉积旋回和岩性组合将储层纵向上分为零、Ⅰ～Ⅴ等多个油组。如绥中36-1油田储层为三角洲前缘沉积，按照沉积旋回、分级控制的原则将储层纵向上分为4个油组（零、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油组）；Ⅰ、Ⅱ油组是该油田的主力油层，可进一步细分为14个小层，其中1～8小层为I油组，9～14小层为Ⅱ油组[3]。

2.1.1 沉积特征

渤海海域古近系河流三角洲发育在大规模水退时期东二层序沉积时期，形成具明显进积特征的沉积序列，分布在凸起之间的凹陷斜坡部位，即盆地长轴的缓坡区。如辽东湾地区在东二段沉积时期，随着湖盆收缩和盆地内部构造活动的明显减弱，呈现西高东低、北高南低的地形特征。此时盆地各凸起对沉积体系分隔作用最弱，来自盆地东西两侧的物源充足。辽西低凸起及其周围接受来自西北方向古水流携带的泥砂沉积。这种构造、地形和沉积条件使得该区在东二段沉积时期发育了一系列南西向展布的三角洲沉积体系，尤其是来自盆地西部山海关隆起的充足物源使得沉积体系的进积距离更远、范围更大[1]。随着三角洲沉积砂体向凹陷中心不断推进，形成了储层发育、储盖组合好、厚度较大、分布范围较广的大中型砂岩储集体。

三角洲沉积由三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲亚相组成。三角洲平原亚相为“泥包砂”组合，以灰色、灰绿色泥岩为主，夹较厚层的中细砂岩或薄层砂岩。自然电位幅度一般较高，地震剖面上呈中等振幅、中连续反射特征，局部为透镜状反射。三角洲前缘亚相呈现进积或进积-退积序列，岩性以较厚层的中、细砂岩为主，夹薄层泥岩。自然电位幅度大，为漏斗形-箱型，地震剖面上为前积反射特征。前三角洲亚相以深灰色、灰色的泥岩、粉砂质泥岩为主，夹薄层粉砂岩和泥质粉砂岩，自然电位平缓低幅特征。自然伽马曲线上以进积序列区别于湖相泥岩；地震剖面上多呈连续的强反射特征[1]。

三角洲前缘亚相包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂以及水下分流间湾等沉积微相。三角洲前缘分流河道的频繁摆动和侧向迁移，使得水下分流河道、河口坝及远砂坝等微相在平面上相互迭置、侧向加积，并呈复合连片分布。除旅大4-2油田三角洲分布面积较小外，其它油田的三角洲砂体分布均较大，如绥中36-1油田东二段Ⅰ油组4小层复合砂体迭合面积达十几平方千米以上。

三角洲层序以向上变粗的反旋回特征为主，自下而上依次发育前三角洲、三角洲前缘及三角洲平原相，岩性剖面上可见2～3个以上沉积旋回，每个旋回又由若干个次一级小旋回构成。沉积旋回均经历了由水退至水进的沉积过程，表现在垂向上水下分流河道、河口坝、远砂坝以及水下分流间湾等沉积砂体的反复叠置，使得油田范围内沉积的复合砂体厚度可达20 m以上。

2.1.2 储层特征

古近系东营组河流三角洲相砂岩储层埋深在1 240～2 200 m之间。储层具有埋藏浅，岩性较疏松，孔隙发育，连通性好，以及中—高孔、中—高渗等特征。储层岩性是中—细粒岩屑长石砂岩、长石石英细砂岩和细粉砂岩，偶见含砾、中—粗砂岩和极细粉砂岩。

储层储集空间孔隙类型为粒间孔和溶蚀孔。根据东营组岩心物体样品统计结果，储层分为高孔高渗和中—高孔、中渗储层两种类型（表1）。高渗储层主要分布于绥中36-1和旅大5-2等油田，储层孔隙度主要在30%～36%之间，绥中36-1油田储层渗透率主要分布在（3 123～3 594）× 10-3µm2之间，旅大5-2油田东二上段储层渗透率一般大于1 000×10-3µm2，东二下段储层渗透率主要集中在（100～1 000）×10-3µm2。中—高孔、中渗储层主要分布于旅大4-2、锦州9-3和锦州21-1等油田，储层孔隙度主要在24%～34%之间，渗透率主要分布在（100～500）×10-3µm2之间。

区内河流三角洲相储层发育，砂体大面积连片分布、砂体连通性好。例如绥中36-1油田东营组下段，主力油组砂层发育、油层分布稳定，连续性好。储层段砂层厚度范围达到40～120 m。其中，油田Ⅰ期Ⅰ油组砂层厚度10.6～89.7 m，小层（砂体）之间相互叠加连片，局部井区小层之间上下连通；Ⅱ油组砂层厚度10～53.2 m，储层厚度变化比较大，泥质夹层比Ⅰ油组发育。I油组第4、6小层和Ⅱ油组第11小层是主力油层，在油田范围内广泛分布。

2.2 辫状河三角洲相砂岩储层

渤海海域古近系东营组已开发辫状河三角洲相砂岩油藏主要分布于辽东湾辽西低凸起中段、辽中凹陷中段和渤海西部埕北低凸起北高点，包括旅大10-1、金县1-1和埕北油田等，埋深-1 330～-1 820 m。油层分布于东营组东二、三段，岩性以中细砂岩为主。其中，埕北油田东营组油气层细分为上部次要油层和下部主要油层，旅大10-1油田东营组油气层进一步细分为零、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ等多个油组，Ⅱ油组是油田主力油组。

2.2.1 沉积特征

渤海海域古近纪东二段沉积时期，由于湖盆水域扩张和古地貌改变，盆地短轴方向和低凸起带上发育辫状河三角洲砂体沉积。辫状河三角洲是辫状水流进入稳定水体形成的粗碎屑三角洲，其发育受季节性洪水流量或山区河流流量控制。辫状河三角洲沉积特征介于河流三角洲和扇三角洲之间，储层岩性较河流三角洲要粗，供源为辫状河，距源区距离介于两者之间[4]。辫状河三角洲相沉积由辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘和前辫状河三角洲亚相构成。辫状河三角洲前缘亚相主要有水下分流河道、水下分流河道间、河口坝及前缘席状砂四个微相。

东营组辫状河三角洲沉积砂体通常发育在海域内挠曲斜坡带上，包括埕北低凸起北高点和辽西低凸起中段[5]。辫状河三角洲前缘沉积砂体厚度均较大，并呈现垂向上多期水下分流河道相互叠置、平面上迭合连片特征。如埕北油田东二段储层纵向上具明显正旋回性沉积特征，下部主要油层由厚层块状砂岩组成，厚度多在20～30 m之间。主要油层内部细分为四个相对稳定的宏观流动单元，代表四期三角洲叠置沉积而成。其中第1、4单元辫状河三角洲沉积微相见图2。旅大10-1油田东二下段发育辫状河三角洲前缘沉积砂体。其中，Ⅱ油组储层属于辫状河三角洲前缘砂沉积，发育水下分流河道砂体，平均单井钻遇砂层厚度43.4 m，单井钻遇最大厚度67.2 m。

2.2.2 储层特征

辫状河三角洲相储层岩性相对于河流三角洲相储层明显变粗。例如，旅大10-1油田东二下段岩性为中、粗粒及中、细粒长石岩屑砂岩夹薄层泥岩。埕北油田东营组油层岩性以中、细粒岩屑长石砂岩为主，其次是中、粗粒岩屑砂岩和砾状砂岩。辫状河三角洲相储层分为高孔、高渗和中孔、中渗储层两种。高孔、高渗储层主要分布于旅大10-1和埕北油田，储层孔隙度主要分布在21%～36%，渗透率变化较大，分布范围在（10～9 570）×10-3µm2之间（表1）。中孔、中渗储层主要分布于金县1-1油田东三段，油层埋深在-1 538～-1 820 m之间，孔隙度分布范围主要在18%～27%之间，渗透率分布范围主要介于（150～1 145）×10-3µm2之间。

图2 东营组主要油层第1、4单元三角洲沉积微相分布图

辫状河三角洲相储层发育，厚度相对较厚。例如，埕北油田下部主要油层厚度多在20～30 m之间，侧向上连续性好。旅大10-1油田东下段Ⅱ油组是油田的主力油组，储层属于辫状河三角洲前缘沉积，砂体发育，在平面上迭合连片分布，含油范围广、分布稳定。Ⅱ油组分为4个小层，平均单井钻遇砂层厚度43.4 m，单井最大厚度67.2 m。Ⅱ油组1小层砂层发育，砂层厚度7～30 m，平均厚度19.3 m，全区分布稳定；2小层砂层厚度4～29 m，平均厚度17.3 m，全区分布较为稳定；3小层砂层厚度2～21 m，平均厚度为10 m，厚度横向变化相对较大；4小层以泥岩为主，砂岩不发育，仅在个别井区发育薄层砂岩，分布局限。

3 流体

东营组三角洲相油田流体性质受油藏埋深、构造位置等因素影响，不同位置、埋深的油藏，流体性质也不同。按地层原油黏度值大小分类，东营组三角洲相油田原油分为普通稠油、中黏油和低黏油三种类型（表2）。

普通稠油油藏具有四高、三低特点，即高密度、高黏度、高胶质、高沥青质含量和低凝固点、低含硫、低含蜡量，主要分布于绥中36-1、旅大5-2、金县1-1和埕北油田。根据流体资料分析，这类稠油的地面原油密度介于0.909～0.997 g/cm3之间，地面原油黏度在23.0～11 355 mPa•s之间，地层原油黏度介于23.5～452.0 mPa•s之间，饱和压力在5.00～14.16 MPa之间。

表2 东营组三角洲相油田流体性质参数

中黏油油藏具有中黏、低含蜡、低凝固点，胶质沥青质低至中等的特点，主要分布于旅大10-1和锦州9-3油田。流体样品分析结果，地面原油密度在0.908～0.963 g/cm3之间，地层原油黏度介于5.5～19.43 mPa•s之间，凝固点在-10～-35℃之间，饱和压力介于11.40～15.10 MPa之间，地饱压差较小，属于未饱和油藏。

低黏油油藏具有密度小、黏度低等特点，主要分布于旅大4-2和锦州21-1油田。流体样品分析结果，地面原油密度在0.807～0.910 g/cm3之间，地面原油黏度在1.67～18.09 mPa•s之间，凝固点在-12～23 ℃之间，地层原油黏度介于1.75～4.13 mPa•s之间，饱和压力介于13.61～18.28 MPa之间。油藏地饱压差较小，属于未饱和油藏。

东营组三角洲相油田原油性质在平面上具有一定的分布规律，构造高部位原油性质明显好于构造低部位；原油黏度在平面上变化较大，同一油组构造高部位的原油黏度明显小于低部位。如绥中36-1油田地层原油性质受构造控制，平面上呈现出构造高部位好于构造低部位，Ⅰ期好于Ⅱ期的特点；纵向上，同一口井Ⅱ油组原油性质要好于Ⅰ油组。

东营组三角洲相油田主力油层天然气以气顶气和溶解气两种形式存在。其组分基本相同，甲烷质量分数在74%～97%之间，旅大5-2、绥中36-1和锦州9-3油田甲烷质量分数相对较高，大于95%；旅大4-2和旅大10-1油田天然气甲烷质量分数不高，介于77.87%～80.66%之间。二氧化碳质量分数均比较低，在0.09%～1.08%之间。上述两类气体不含硫化氢。

东营组三角洲相油田地层水水型均为碳酸氢钠型。除旅大4-2油田地层水矿化度稍高外，其它油田总矿化度在4 481～9 182 mg/L之间。

4 油藏

渤海海域古近系东营组砂岩油田，地层压力系数接近1.0，地温梯度约3 ℃/100 m，属正常温度、压力系统。油田地饱压差较小，气驱能量不大，天然边水能量充足，油田天然驱动方式以边水驱为主。

东营组三角洲相油田发育于海域内各个低凸起，储层受三角洲前缘砂体沉积特点控制，砂体呈层状分布，纵向上相互迭置、横向上侧向加积，呈现复合连片分布。主力油组储层分布具有砂层发育、分布稳定和连续性好的特点。油藏流体分布主要受岩性和断层两种因素控制，不同油组具有不同的油气水关系。

受岩性影响的东营组三角洲相油藏主要分布于绥中36-1、锦州9-3、锦州21-1和埕北油田，属披覆背斜圈闭。如绥中36-1油田是一个受岩性影响、纵向和横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏，油藏天然驱动方式以边水驱为主（图3）。埕北油田东营组主要油层砂体沿古潜山面呈层状分布，砂体间泥质夹层不发育，油田范围内四套砂体具同一油水界面。纵向上油层具有气顶和边水，平面上分为气顶区、纯油区和油水过渡带，属于构造层状油藏。

图3 绥中36-1油田东下段J2-H31井油藏剖面

受断层和断块控制的三角洲相油藏分布于旅大4-2、5-2、10-1和金县1-1油田。如旅大4-2油田属于受断层控制，平面和纵向上存在多个流体系统的构造层状油气藏。旅大5-2和旅大10-1油田储层分布相对较稳定，油水分布受断层和泥岩隔层控制，纵向上存在多套油水系统，以受岩性影响的层状构造油藏为主。

5 结论

（1）渤海海域东营组三角洲相砂岩油田主要分布于渤海辽东湾海域，其次是渤中凹陷周围的低凸起及构造带上。油田的一侧常以大断层为界，另一侧与生油凹陷相邻。构造圈闭类型主要是披覆背斜和断鼻构造圈闭，其次是断裂背斜和半背斜圈闭。

（2）东营组三角洲相砂岩储层按沉积相类型分为河流三角洲和辫状河三角洲相两种。河流三角洲相储层埋藏浅，岩性较疏松，孔隙发育，连通性好，储层物性具中—高孔、中—高渗特征。辫状河三角洲相储层岩性相对于河流三角洲相储层明显变粗，储层分为高孔、高渗和中孔、中渗储层两种，储层发育，厚度相对较厚。

（3）东营组三角洲相油田流体性质受油藏埋深、构造位置等因素影响，不同位置、埋深的油藏，流体性质也不同。按地层原油黏度值大小分类，东营组三角洲相油田原油分为普通稠油、中黏油和低黏油三种类型，以普通稠油为主。

（4）东营组三角洲相砂岩油田，油藏类型主要分为以受岩性影响的层状构造油气藏和受断层与断块控制的层状构造油藏两种。油藏具正常温度、压力系统，油藏天然驱动方式以边水驱为主。

[1] 朱伟林，米立军，龚再升，等．渤海海域油气成藏与勘探[M].北京：科学出版社，2009：37，110，129．

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[3] 周守为，等．中国近海典型油田开发实践[M]．北京：石油工业出版社，2009：24．

[4] 于兴河．碎屑岩系油气储层沉积学[M]．北京：石油工业出版社，2002：263．

[5] 周心怀，刘震，李潍莲．辽东湾断陷油气成藏机理[M]．北京：石油工业出版社，2009：228．

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

施亚洲，男，高级地质师，主要从事油田地质研究工作。E-mail：shiyzh3@cnooc.com.cn。