自20世纪90年代以来，新近系已成为渤海湾盆地极为重要的油气勘探领域，先后发现了秦皇岛32-6、蓬莱19-3、渤中25-1南等一系列新近系大型油田^[1-8]。其中渤海海域在新近系发现的油气储量已超过所发现油气总储量的70%。长期的勘探实践过程中，业界专家与学者亦提出了“中转站”“网毯式”等多项适用于渤海湾盆地浅层新近系油气勘探的成藏理论与地质认识^[1-2]。已发现的新近系大型油田（亿吨级油田），主要分布于邻近生烃凹陷的凸起区，如截至2018年，渤海油田的11个主要凸起（低凸起）区中，已有10个凸起区获得了超过20个的大型新近系油田，莱北低凸起是渤海油田探区内唯一未获商业油气发现的（低）凸起。莱北低凸起南北夹持于黄河口凹陷和莱州湾凹陷两大已证实的富烃凹陷之间，应具有优越的油气成藏条件^[9]。但该区自1979年开始实施钻探研究以来，展开多轮勘探，在各个构造区带和每个勘探层系均部署了钻井，均只见油气不见油气田。总的看来，莱北低凸起存在的主要勘探难题有以下两个方面：①传统观点认为莱北低凸起整体为一南抬北倾的单斜构造背景下受长期活动断层切割形成的逐级抬升的断阶构造，断层的侧向封堵能力存在较大风险，该区是否具备油气规模性成藏的保存条件不清楚^[10]；②前期钻探结果表明莱北低凸起新近系也获得较好的油气显示和一定规模的油气层，但油气层厚度薄、储量规模小、油气层分布不集中，无法建立开发立足点。2019年以来，渤海油田勘探工作者重新对该区的油气成藏条件进行系统梳理，并积极转变勘探思路和改进勘探技术，在莱北低凸起成功发现垦利6-1新近系大型岩性油田。本文重点介绍其发现历程及在此过程中形成的关键地质认识与勘探技术，旨在为业界同行提供启示与借鉴。莱北低凸起构造演化主要分为3个阶段：①古新世—始新世中期，太平洋板块对欧亚板块的俯冲方向为NNW向、NWW向，加之地幔上涌产生的水平拉张应力场，研究区在裂陷伸展活动影响下，主要表现为NW向断裂和近EW向控凹断裂发育，在凸起西段初步形成了“北断南超”的单斜构造。②始新世晚期—渐新世，郯庐断裂带右旋走滑活动，研究区以北西向拉张为主，凸起持续抬升，控凹边界伸展断裂继承性活动。③东营组沉积期，断陷湖盆继续沉降，NW向断裂和近EW向控凹断裂继承性活动，受凸起高部位持续抬升的影响，沿构造脊发育一系列NW向和近EW向晚期活动断裂^[9-10]。

从构造位置上看，莱北低凸起北邻黄河口凹陷，南侧以近南东向大断层为界与莱州湾凹陷相接，东西向被郯庐走滑断裂带夹持，整体呈北东向略狭长的菱形（图 1左）^[9]。已钻井揭示，研究区自下而上依次发育古近系沙三段、沙一+二段、东营组，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。其中新近系明化镇组下段（简称明下段）和馆陶组见到较好的油气显示与油气层（图 1右），明下段自上而下可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ5个油组。新生代以来，受走滑、伸展叠合构造活动影响，发育了复杂的断裂体系（图 1左）。

图 1

图 1 莱北低凸起区域位置图（左）及新近系综合柱状图（右） Fig. 1 Location map of Laibei low bulge (left) and Neogene comprehensive stratigraphic column (right)

莱北低凸起沙三段沉积厚度较薄，且埋藏较浅，凸起区不具备生烃能力，但凸起北侧和南侧分别被黄河口和莱州湾两大富烃凹陷夹持，具有良好的油源条件^[11-13]。其中，北侧的黄河口凹陷烃源岩以沙三段烃源岩为主，有机质丰度高（好—优质烃源岩），有机质类型好（以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主），且成熟度较高，现今处于生烃高峰期；南侧的莱州湾凹陷烃源岩以沙三段和沙四段烃源岩为主，这两套烃源岩均为好—优质烃源岩，沙三段烃源岩有机质类型以Ⅱ₁—Ⅲ型为主，沙四段烃源岩有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主，大部分已成熟，生烃中心已进入生烃高峰阶段。

根据主要勘探目标类型与主要勘探目的层的不同，可将垦利6-1油田的勘探历程划分为潜山勘探、古近系—新近系构造圈闭勘探、新近系河道型砂体勘探、立体勘探和大型岩性圈闭勘探突破5个阶段。

1979年及以前，借鉴陆上勘探经验，以“占山头，打高点”的潜山勘探思路，在莱北低凸起开展勘探研究工作。1979年8月，以中生界和古生界为目的层首次部署钻探了BA井，但受工程事故影响，该井未钻至设计井深即被迫完钻（完钻层位为东营组）。1979年10月继续以中生界为主要目的层，在BA井的东侧高点钻探了BB井。BB井潜山进尺达到1536m，但在潜山未见到油气显示，首战莱北低凸起宣告失利。钻后分析认为，该区中生界岩性主要为安山岩，裂缝不发育、储层质量差是失利的主要原因。

1979—2007年，在“复式油气成藏理论”指导下，再上莱北低凸起，以主探古近系构造圈闭、兼探新近系构造圈闭的勘探部署思路，在莱北低凸起南段、中段、北段3个高点分别钻探了KL4-2A井、KL6-A井和BZ36-A井3口井。除KL6-A井外，其余两口井在古近系获得良好的油气显示，KL4-2A井在沙二段测井解释油层仅为0.7m，BZ36-A井在东营组二段上部测井解释油层仅为11.7m，但由于测试未获得商业产能。宣告二上莱北低凸起失利。

2008—2010年，借助莱州湾凹陷北部陡坡带垦利10-1油田成功评价的契机，以新近系河道型砂体为主要目的层，又部署钻探了KL10-A井和KL10-B井。其中，KL10-B井仅获得3.0m荧光显示，KL10-A井虽在新近系发现2.0m气层、9.1m油层，但单层油层最厚仅为3.9m，不具备商业开采价值。三上莱北低凸起又以勘探失利而结束。

2011—2018年，受黄河口凹陷南部斜坡带渤中34-9油田发现的启发，针对莱北低凸起北部断阶带垦利4-1构造展开了同时以古近系构造圈闭和新近系岩性圈闭为勘探目标的立体勘探。2017年4月钻探了KL4-1A井，该井虽在古近系钻探失利，但在新近系发现油层23.0m，单层油层厚度为6.8m，燃起了再度进军莱北低凸起的信心。但后期的整体评价过程中，钻探成功率仅为50%（共钻探6口井），且已发现油气分布较为分散，无法建立有效开发立足点，四上莱北低凸起再遇挑战。

2019年以来，将勘探方向由传统的构造圈闭、构造—岩性圈闭勘探转移到岩性圈闭勘探，并通过技术创新和精细勘探研究，明确了莱北低凸起的油气富集规律与主力含油层系，成功发现垦利6-1亿吨级油田，不仅实现了莱北低凸起商业性油田发现的零突破，更是拉开了新近系大型岩性圈闭勘探的新篇章。

垦利6-1油田新近系含油层段分布在明下段和馆陶组（图 1右）。其中，主要含油层段为明下段Ⅳ—Ⅴ油组，主力油层埋藏深度为1200~1550m，主要含油层段沉积相类型为浅水三角洲沉积，沉积微相主要为分流河道、分流间湾、水下分流河道和水下分流间湾，河口坝沉积和远沙坝沉积相对不发育（图 2）。主力砂体整体上呈连片席状分布，厚度横向分布稳定，砂体厚度多大于8m。

图 2

图 2 垦利6-1油田明下段Ⅳ—Ⅴ油组沉积相划分 Fig. 2 Sedimentary facies subdivision of Ⅳ-Ⅴ oil layers of lower Minghuazhen Formation in KL6-1 oilfield

明下段Ⅳ—Ⅴ油组储层岩性以细—中粒岩屑长石砂岩为主，矿物成分主要为石英、长石、岩屑，碎屑颗粒分选中等—好，磨圆度为次棱状—次圆状。井壁取心和岩心资料分析结果显示，油层孔隙度为14.9%~39.8%，平均孔隙度为31.2%；渗透率为7.9~19721.3mD，平均渗透率为2205.52mD，为高孔、高渗型储层。明下段Ⅰ—Ⅲ油组发育曲流河沉积，岩性以厚层状红褐色泥岩为主，分布较为稳定，是研究区良好的区域性盖层。

垦利6-1油田油品性质较好，为中质—普通重质原油，具有黏度高、胶质沥青质含量中等、含蜡量中等、含硫量低和凝固点高等特点。地面原油密度为0.906~0.939g/cm³（20℃），黏度为43.36~113.80mPa·s（50℃），含硫量为0.21%~ 0.37%，含蜡量为3.04%~16.01%，胶质沥青质含量为13.27%~22.63%，凝固点为-16.0~27.0℃。

测试和压力资料分析结果显示，垦利6-1油田明下段主力含油层系地温梯度为3.56℃/100m，压力梯度为0.916MPa/100m，属于常温、常压油藏。

近年来，随着渤海油田持续加强精细勘探战略的实施，针对浅层“他源型”成藏体系的油气成藏条件开展了系统分析与定量评价研究^[14-16]，认为油气运移是制约浅层成藏与富集的关键所在，浅层能否形成规模性的商业油气藏取决于是否同时具备“汇”和“聚”两大要素，并结合大量勘探实践案例分析，明确提出了“汇聚脊”控制着浅层油气富集的认识，并建立了“汇聚脊”控制渤海海域浅层油气富集模式^[15-16]。该认识的核心思想之一在于，能够与古近系烃源岩大面积相接触的不整合面和较大规模展布的砂（砾）质沉积体这两种高效渗透性地质体的空间形态是表征油气汇聚能力的关键，对于“他源型”的成藏体系而言，这两种高效渗透性地质体只有在空间上形成一个脊状形态，浅层圈闭才有可能具有规模性成藏的条件。而莱北低凸起中生界顶部不整合面（T₈）由于遭受长期暴露剥蚀，可作为重要的高效渗透性地质体。

为精细研究该套不整合面能否具备为莱北低凸起提供油源的能力，渤海油田勘探工作者充分利用三维地震资料，并综合考虑渤海油田油气主力成藏期为距今12Ma以来的实际地质条件^[17-19]，对T₈现今地貌形态进行了精细刻画。现今地貌三维显示结果表明，莱北低凸起南部和东北部地区发育两个具有良好汇油条件的油气“汇聚脊”（图 1左），预示这两个区块应具有大规模油气汇聚成藏的有利条件，坚定了继续在该区勘探的信心。

针对老井的复查结果显示，位于构造最高部位的KL6-A井虽然在明下段钻遇的油气层单层厚度较薄（0.9~3.6m）、探明石油地质储量少（仅为10余万吨），但在埋深为1100~1480m的井段内，所有砂体均见到良好油气显示，可解释油气层累计厚度26.4m。这一现象充分表明研究区明下段已具备良好的供烃条件，但是储层厚度及储层横向展布面积是制约规模性油气聚集的关键。为此，利用高分辨率层序地层学对研究区明下段沉积体系进行精细分析。研究结果表明，莱北低凸起明下段主要发育浅水三角洲沉积体系，受微古地貌和湖平面变化影响，KL6-A井所处的构造高部位以湖相泥岩和浅水三角洲远端的席状砂沉积为主，多发育薄储层；下倾部位可容纳空间相对较大，是浅水三角洲水下分流河道微相和河口坝微相的有利发育部位，利于岩性圈闭的发育；从宏观构造位置来看，下倾部位亦是油气从凹陷运移至凸起高部位的“必经之路”，应具有良好的油气运移条件^[20]。上述认识指导了油气勘探目标由早期的以“构造高点”为中心转向以相对低部位的岩性圈闭为中心。2019年5月，新部署钻探的KL6-B井成功获得商业油气流。该井发现油层厚度达20m，发现石油地质储量超过1000×10⁴t，钻杆测试日产油超过180m³。KL6-B井的钻探成功开启了莱北低凸起新近系岩性勘探的新篇章。

为寻找研究区油气的富集规律，对已钻井分别展开了以三级层序和四级层序为核心的层序地层格架与油气层分布对应关系的研究（图 1右）。从三级层序地层格架与油气层分布对应关系研究结果来看，三级层序区域洪泛面对油气层的分布起到明显的控制作用，油气层主要分布于三级层序格架内区域最大湖泛面之下的低位体系域—湖侵体系域。最大湖泛面之上，油气层分布数量有限，且以气层为主，少见油层。另外，从四级层序地层格架与油气层分布的对应关系研究结果来看，研究区明下段Ⅴ油组发育向上变浅型四级层序类型，储层相应发育在四级层序顶部，油气层也在这些储层密集发育段最为富集。显然，三级层序发育特征及四级层序类型共同决定了明下段Ⅴ油组顶部为油气优势富集层。在此基础上，进一步明确了主力含油层系应为明下段Ⅴ油组。

研究表明，明下段Ⅴ油组沉积末期，莱北低凸起整体为低位体系域沉积，湖泊水体浅、物源供给充足、水平面变化较快，整体处于河湖交互的沉积环境，曲流河水道和水下分流河道频繁受到湖浪作用改造，形成大型叠合连片砂体。由于明下段Ⅴ油组连片砂体分布范围广，在砂体边界和内部能够与大量油气运移断层形成搭接关系，具有多点充注、连片含油的可能（图 3）。基于此，2019年以来，以明下段Ⅴ油组顶部大型连片砂体为主要勘探目标系统部署了近40口井，目标砂体钻遇率达到100%，油气层发现成功率为91%。钻探结果表明，明下段Ⅴ油组顶部大型连片砂体具有烃柱高度大、含油丰度高的特点。该套砂体的烃柱高度为63~80m，含油丰度可超过100×10⁴m³/km²。评价结果也证实，该套砂体石油探明地质储量占整个油田探明地质储量的75%以上，是垦利6-1油田的主力含油砂体。

图 3

图 3 莱北低凸起油气成藏模式图 Fig. 3 Hydrocarbon accumulation model of Laibei low bulge

已钻井统计表明，研究区明下段砂体厚度普遍较小，一般为4~12m。然而，目的层地震资料主频为30Hz，由此计算地震纵向分辨率极限约为17.5m。因此，基于常规资料难以有效进行砂体准确识别和刻画，严重制约对岩性圈闭展布范围及其体积大小的客观认识。此外，地震振幅受储层厚度和地层结构等因素影响较大，仅仅基于振幅进行油气识别存在较强的不确定性。

针对上述问题，建立了基于岩性约束地质统计学反演的砂体定量刻画与流体识别技术，并在实际应用中取得了良好的效果。首先通过多元非线性拟合方法，建立声波时差、密度和其他参数之间的定量关系，实现测井曲线数字化校正和预测，有效解决浅层井眼扩径导致的测井曲线失真及随钻测井中声波曲线缺失的难题。其次将沉积相、地震属性、砂体垂向厚度分布等信息转换为三维砂地比数据，并在其约束下进行地质统计学反演，实现砂体厚度和连通性准确刻画。新的地质统计学反演结果对砂体的纵向识别能力较传统的90°相移结果显著提升（图 4a、b），KL6-Bsa井钻遇的10m以下的薄砂体均得到准确的识别和刻画，砂体预测厚度与实钻结果更加吻合。统计表明，该技术对5m以上的砂体识别准确率达100%，对2~5m砂体识别准确率达62.5%，该技术有效提高了储层纵向识别能力。

图 4

图 4 基于岩性约束地质统计学反演的砂体定量刻画与流体识别技术预测成果图 Fig. 4 Prediction results of quantitative description of sand body and fluid identification based on lithologic-constrained geo-statistical inversion （a）传统90°相移剖面；（b）地质统计学反演结果；（c）流体识别结果

在储层精细刻画的基础上，提出基于振幅—厚度同步变换流体因子构建的油气识别技术，明确地震振幅的主控因素，并在振幅与厚度统计关系中引入坐标旋转的思想，由此构建流体识别敏感因子，实现砂体含油气性的定量预测^[21-25]。由图 4c可见，流体识别结果得到钻井的证实，KL6-Bsa井钻遇的1.3m油层和2.9m油水同层得到了准确的识别。为了进一步研究含油气有利区的平面展布范围，基于计算得到流体因子数据体，沿主力砂体顶面（图 4c中1.34s附近）向下以20ms时窗提取最小振幅属性，结果如图 5所示，可见多条北东向河道砂体均具有较好的含油气性，KL6-Bsa井位于主河道边缘，其含油气性与预测结果吻合较好。

图 5

图 5 流体识别结果概率分布图 Fig. 5 Probability distribution map of fluid identification results

（1）垦利6-1油田为新近系大型岩性油田，具有储层稳定、物性好、油层分布集中、埋深浅、测试产能高、油品性质较好的特点。垦利6-1大型岩性油田的发现，结束了莱北低凸起40余年未获得商业性油气发现的历史，是在勘探老区实现新突破的经典案例。环渤中凹陷其他地区新近系明化镇组同样也具有形成类似大型岩性圈闭的可能性，需在进一步深化深部“汇聚脊”分布的基础上进行系统研究。

（2）莱北低凸起南部和东北部两大“汇聚脊”的发育为新近系油气规模性聚集提供了良好的油气运移条件；明下段Ⅴ油组沉积末期在低位体系域沉积条件下发育的大型叠合连片砂体为新近系大型岩性油藏的形成提供优越的储集条件，也是垦利6-1油田的主力油层。

（3）基于岩性约束地质统计学反演的砂体定量刻画与流体识别技术实现了莱北低凸起新近系河湖交互沉积背景下的岩性圈闭的精细刻画与流体性质的准确预测，对厚度5m以上的砂体识别准确率达100%，厚度2~5m的砂体识别准确率达62.5%，有效提高了储层纵向识别能力，保障了40余口探井的高效部署与实施。