引言

渤东低凸起南段新近系油气资源量十分可观，但受限于复杂的断裂体系及较低的勘探程度，油气成藏模式模糊不清。研究区前期研究主要集中于区域构造演化及圈闭形成方面^[1-2]，油气运移条件研究缺乏，难以建立有效的成藏模式指导实际勘探。对环渤中地区而言，油气输导的分析主要针对断裂活动强度及其与古近系泥岩盖层厚度配置关系等垂向运移方面^[3]，横向运移方面仅局限于对古近系近源“中转”砂体的宏观分析^[4]，缺乏对凸起之上横向输导路径的精细研究。前人对油气横向输导通道的研究主要集中在骨架砂体^[5-6]，并且进入定量评价阶段，而对于不整合面横向输导的研究主要集中于不整合面垂向分带及圈闭类型方面^[7-9]，输导能力评价处于定性描述阶段。因此，在总结前人研究与钻井资料分析基础上，通过岩芯观察、薄片鉴定、油源对比以及地球物理属性分析，对渤东低凸起南段油气输导条件进行精细研究，认为潜山不整合面为主要横向运移通道，进一步建立横向输导能力的定量评价参数，并指导勘探实践。

1 研究区石油地质条件概述

渤东低凸起南段位于渤海海域中东部，为近南北走向的垒块构造，东西两侧分别被渤东凹陷与渤中凹陷所夹持，南北两端以倾末端的形式延伸至深凹区，成藏背景十分优越(图 1)。研究区现钻井两口(A1、A2井)，馆陶组为主要含油层系。钻井证实潜山为中生界火山岩，古近系东营组整体为富泥地层，新近系馆陶组以辫状河三角洲相为主，而明化镇组以极浅水三角洲相为主，为油气的聚集成藏提供了良好的储层条件(图 2)。

2 油气输导条件分析

渤东低凸起之上古近系仅残余东营组数百米的富泥地层，普遍缺失沙河街组(图 1，图 2)。经过周边井油源对比表明，馆陶组油样表现为典型的中-低伽马、中-高4-甲基甾烷的谱图特征，而生标化合物交汇图版(C$_{19}$四环萜烷/C$_{23}$三环萜烷与C$_{24}$四环萜烷/C$_{26}$三环萜烷，伽马蜡烷/C$_{30}$藿烷与4-甲基甾烷/29规则甾烷)更加清晰地表明，沙三段为研究区主要的烃源岩层系，可能混有少量的沙一段烃源岩的贡献(图 3)。渤东低凸起之上馆陶组的运移断层并未切至沙河街组，而是切至潜山斜坡(图 1b)，这说明渤东低凸起原油只能来自东、西两侧深凹区的沙三段烃源岩，而两侧深凹区产生的原油只有经过横向输导才能到凸起之上的新近系成藏。

前人研究表明，不整合面与骨架砂体是油气横向输导的两种主要路径^[10]，而研究区地层发育特征表明馆陶组砂体与潜山不整合面(T$_8$地震反射面)是油气横向输导的两种潜在路径。横向输导路径的确定及输导能力的评价对于新近系成藏至关重要。

2.1 馆陶组骨架砂体横向输导潜力

研究区馆陶组为河湖交互相沉积，砂岩百分含量在30%~50%。精细层序分析表明研究区馆陶期存在一次完整的水进、水退过程。早期低位域(馆陶组下段)对应粗粒辫状河河道沉积，而中期水进域(馆陶组中段)形成厚度较薄、岩性较细的堤岸微相与河漫滩泥岩互层，晚期高位域(馆陶组上段)对应垂向进积的辫状河沉积。从砂岩发育程度来看，馆陶组上段与下段骨架砂岩具备横向输导的潜力。

其中，馆陶组中段砂岩百分含量在26%~ 36%，整体可作为局部盖层，油气经过短距离横向输导后砂岩输导层出现尖灭便聚集成藏，是油气聚集的有利层段；馆陶组上段砂岩百分含量为45%~55%，与明下段底部区域分布的富泥段形成良好的输导层-盖层组合，馆陶组下段砂岩百分含量为40%~70%，与馆陶组中段形成良好的输导层-盖层组合，在与盖层组合较好的条件下可发生油气横向输导，在盖层缺失时由横向输导转为垂向输导，在遇到合适的盖层(泥质条带发育)时，又由垂向转为横向输导，属于阶梯式横向输导(图 4)。

从A1井馆陶组底部厚层砂岩及上覆泥岩段均方根振幅属性来看，厚层砂岩在研究区分布广泛，盖层条件也较为稳定(图 5)，具备形成输导脊的物质基础。从构造格架来看，低凸起两侧的深凹区发育深、浅两套断裂体系(图 1b)，深切烃源岩的长期活动断层发育程度较低，沙河街组烃源岩生成的油气垂向运移受阻，因此，馆陶组上、下段骨架砂体横向输导能力受到限制，与石臼坨凸起边界大断层沟通烃源岩与馆陶组骨架砂体形成鲜明的差异^[11]。

2.2 潜山不整合面横向输导潜力

完整的不整合面自上而下应分为水进砂体、黏土层、半风化岩石等3部分，形成了以水进砂体、半风化岩石为输导路径的上、下两套输导体系^[12]。济阳拗陷不整合面结构研究表明，陆相断陷盆地不整合结构层主要由空间上交互频繁的砂、泥岩组成，半风化岩石物性较差，砂、泥岩在横向上变化较快，难以形成长距离横向输导^[6]。研究区潜山顶部的不整合面之上水进砂体(底砾岩)发育程度低，导致上输导体系不发育，而风化黏土层与上覆古近系泥岩形成良好的盖层条件，而且潜山半风化岩石物性良好(图 2)，这都为油气在半风化岩石中的横向输导创造了条件。

2.2.1 潜山不整合面半风化岩石物性较好

结合镜下薄片分析与测井曲线响应特征，认为研究区潜山以中酸性溢流相火山熔岩(安山岩、英安岩)为主^[13](图 6)。火山岩原生孔隙发育程度受控于原始的岩性岩相，其中溢流相熔岩原生孔缝包括气泡、自碎角砾间孔缝及原生节理等^[14]。偏酸性熔岩黏度较大，气泡不易逸散，另外固结速度快，显脆性，易破碎产生自碎角砾，因此研究区潜山偏酸性火山熔岩原生孔、缝更为发育。

次生孔缝方面，郯庐走滑主断裂带新生代强烈构造运动产生明显的后期改造作用，这是渤海油田与渤海湾盆地其他探区的重要差异之一。研究区潜山位于郯庐主干断裂带之上，而准噶尔盆地研究表明，大型断裂对于火山岩物性的改善作用明显^[9]，A1井火山岩岩芯也发育多组构造裂缝及溶孔。

研究区偏酸性火山熔岩发育良好的原生与次生孔、缝，火山岩较强的抗压性也为原生气孔的保存提供了良好条件，松辽盆地火山岩物性研究表明，火山熔岩孔隙度随深度变化线性关系不明显^[15]。

A1井潜山半风化岩石测井解释出近70 m的储层段，表明潜山不整合面具备较长距离横向输导的物性基础。由图 6可以看出，A1井在潜山半风化岩石中见到了良好的油气显示，壁芯见到荧光显示，岩芯中见到了气泡与轻质油的渗出，荧光直照与滴照也表现了较高的含油级别，另外取样还获得了一定体积的原油，这就直接证明了半风化岩石的横向输导能力。

2.2.2 潜山与凹陷组合构造样式较好

受控于应力场的变换及地层沉积特征，渤东低凸起两侧渤中、渤东凹陷深凹区普遍发育两套断裂体系^[16]，深部断裂一般未切穿东二段，而晚期断层一般未切至东二段(图 1)，不利于油气沿断层直接进行垂向输导。潜山凸起以缓坡倾末端的方式深入凹陷区，由深凹区向凸起高部位输导通道十分通畅，且潜山斜坡部位较好的保存条件容易形成厚度较大的半风化岩石层^[17]，更加有利于油气沿半风化岩石的横向输导。

3 半风化岩石输导脊输导效率分析

凹陷区油气输导是发散的，无特定规律，而斜坡凸起区油气输导由发散到收敛，形成若干优势输导通道(横向输导脊)，虽然只占输导层的1%~ 10%，但却运移了绝大部分的油气^[18]，因此输导脊的存在是相应浅层富集成藏的先决条件。输导层输导脊不仅为油气输导通道，与断裂下降盘深部砂岩充当浅部成藏“中转站”的角色^[19]相似，半风化岩石输导脊的运聚量直接决定了浅层成藏的丰度。

3.1 半风化岩石输导脊进行差异横向输导

不整合面输导脊油气运聚量受控于半风化岩石孔缝的发育程度、顶面圈闭条件及构造位置。首先孔隙是半风化岩石主要的储集空间，而裂缝虽占储集空间的极小部分，但可沟通互不连通的孔隙，因此孔缝越发育，连通型的储集空间越大，半风化岩石运聚量越大；其次，在相同面积下，背斜型、断鼻型、断块型输导脊顶面圈闭油气运聚量依次减小；再次，当输导脊顶面存在多个高度不同的圈闭时，近源方向的输导脊圈闭首先被充满，该输导脊对应的新近系圈闭具备较好的成藏丰度基础；若在烃源持续充足供给的条件下，不同位置的输导脊圈闭终将被充满；在油源供给量有限的情况下，处于近源端的基底独立高部位具有较好的聚油效果(图 7)。

3.2 半风化岩石输导脊输导能力的定量评价

潜山顶部半风化岩石输导脊作为油气在新近系成藏的必经之路，其油气横向运聚量对新近系含油丰度有着举足轻重的作用。随着环渤中凹陷地区新近系的持续勘探，半风化岩石输导脊的输导能力的定量评价显得尤为重要。前人油气运移物理模拟实验表明油滴运移至输导层顶部之后才进行横向运移^[20-21]，实际钻探结果也证实油气显示段一般位于输导层受盖层封盖的顶部，因此，输导脊的输导效率与其厚度基本无相关性。关于横向输导脊油气运聚量的分析，主要偏重于骨架砂体方面，半风化岩石输导脊研究一般在于理想化模型的建立，认为深凹区产生的油气向高部位不整合圈闭运移^[22-24]，欠缺油气勘探中实际应用与推广意义。本次选取输导脊与烃源岩的接触程度、输导脊与水平线的角度以及输导脊之上的圈闭面积等3个影响因子，求解半风化岩石输导脊输导系数$G$

$ G = LS\rm{sin}\alpha $

(1)

式中：$G$-半风化岩石输导脊输导系数；$L$-输导脊与沙河街组烃源岩接触长度，km；$\alpha$-输导脊倾角，(°)；$S$-输导脊之上的圈闭面积，km$^2$。

通过拟合，庙西凸起、渤南低凸起、渤东低凸起之上的蓬莱9-1油田、渤中28-1油田及一系列含油构造等半风化岩石输导系数$G$与相对应构造储量、资源量呈明显的正相关关系(图 8)，也证明了该输导系数可以较好地反映输导脊的输导能力。

4 勘探实例

渤东低凸起南段紧邻富生烃渤中与渤东凹陷，是油气运聚的有利指向区。虽然20世纪80年代钻探的A1井在馆陶组见到了良好的油气显示，但由于井况复杂，未能顺利进行测试求产。近年来，以新的三维地震资料采集、处理为契机，渤东低凸起区勘探迎来曙光。

在勘探程度极低的情况下，在面积近2 000 km$^2$研究区寻找油气高丰度区，建立勘探立足点至关重要。分析认为低凸起南段以倾末端的形式向渤中凹陷延伸，在明确潜山不整合面横向输导油气的基础上，计算出某构造半风化岩石输导系数近60，具备良好的横向聚油力，输导脊圈闭的高部位发育长期活动断层，横向与垂向输导条件配置良好，表明该构造新近系具备形成高丰度油藏的潜力。该构造高部位钻探的A2井在新近系钻遇油气显示砂岩厚度近400 m，馆陶组测试获得高产油流，证明了极其活跃的油气输导条件，也间接反映了输导系数的可靠性(图 9)。

5 结论

(1) 渤东低凸起南段潜山不整合面半风化岩石原、次生孔缝发育，与泥岩盖层形成稳定的组合，倾末端的构造样式也有利于长距离大规模横向输导；馆陶组砂泥组合横向变化，横向输导以阶梯式为主，缺乏深切烃源岩的长期活动断层配合，横向输导能力受到限制。

(2) 潜山半风化岩石输导脊控制了油气横向运聚量，为浅层新近系的成藏提供了物质基础，输导能力主要受到输导脊与烃源岩接触长度、输导脊倾角以及输导脊之上圈闭面积的共同影响，输导系数与对应储量呈明显的正相关关系。