李晓光， 陈 昌，韩宏伟

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

成熟探区指勘探程度相对较高的探区主要体现在2个方面：一方面是指资源探明程度高，另一方面是指对探区的油气成藏规律认识程度较深。成熟探区深化勘探大多依赖地球物理技术进步、钻探水平的提高和油气层改造技术突破的基础上进行精查细找、精雕细刻、攻坚啃硬、扩边展延，以期实现积少成多、积小成大之目的，这不失为成熟探区深化勘探的一条捷径。然而，对地下地质条件客观复杂程度难于把握，所谓山无同形、水无常貌，油气运移聚集发生在三维空间的漫长地质历史时期，因此，要想实现油气勘探真正意义上的突破和发现，新勘探思路和新成藏模式的建立应该是寻找大发现和新领域上突破的关键所在[1-3]。辽河坳陷处于渤海湾盆地东北隅，勘探面积约为12 000 m2，占渤海湾盆地总面积的1/20。历经50 a的勘探开发，目前探明石油储量为24.0×109t，探明天然气储量为725.0×109m3，常规资源探明率分别为58.7%和17.1%。累计生产原油4.9×109t，天然气895×109m3，储量采出程度分别为23.2%和47.7%。勘探开发已经进入高成熟阶段。近年来，按照深化地质认识、重构地质模型、重建成藏体系的总体思路对辽河坳陷开展深化勘探工作，在创新成藏模式、细化勘探单元及重组评价单元等方面进行了探索性工作并取得初步成效。

1 成熟盆地深化勘探实例

1.1 连续型油气成藏新模式及勘探突破

富油气凹陷连续型油气成藏模式[4]是在富油气断陷基本石油地质背景上建立起来，并经过勘探开发印证的宏观油气成藏规律，是指油气在富烃洼陷从中心到外围具有页岩油气藏—致密油气藏—常规油气藏—次生油气藏的分布发育规律。

辽河坳陷西部凹陷为新生代断陷湖盆，凹陷呈“东断西超”地质结构。凹陷中南段受东侧边界断层强烈活动控制，在沙河街组持续沉降，形成清水洼陷。来自于东侧中央凸起的物源体系在洼陷中心沉积。由洼陷边部至洼陷中心具备连续型油气藏发育的地质背景。

1.1.1 清水洼陷基本石油地质条件

清水洼陷为辽河坳陷最大的生烃洼陷，该区构造上位于辽河坳陷西部凹陷清水洼陷北部洼陷主体部位。从古近纪沙三段沉积时期以来，一直是西部凹陷中南段沉积、沉降中心。洼陷呈东陡西缓、北高南低格局，总体形态为北东走向的向斜构造。沙三段烃源岩厚度为400～900 m，最大厚度可达1 600 m；母质类型以Ⅰ—Ⅱ为主，有机碳含量为2.0%，最高可达7.0%，Ro为0.5%，为成熟—高成熟烃源岩，最大生油强度为8 400×104t/km2，最大生气强度为520×108m3/km2，是西部凹陷烃源岩厚度最大、生烃条件最好的洼陷。清水洼陷生成的油气沿疏导体系向洼陷四周运移，在洼陷周边的有利构造带聚集成藏(图1)。20世纪90年代，以断背斜、断块、断鼻为主要勘探对象，沿清水洼陷周边发现了数十亿吨探明储量规模的大型复式油气聚集带，这些油气藏为环富烃洼陷分布的常规油气藏、次生油气藏。而长期以来构造勘探的思路认为洼陷区缺乏形成构造圈闭的条件，构造控藏的观点严重桎梏了对洼陷带的勘探，导致清水洼陷的勘探一直处于停滞状态，是西部凹陷勘探程度最低的地区。进入21世纪，西部凹陷各二级正向构造带构造油气藏已基本勘探完毕，随着油气勘探的深入及勘探形势的紧张，需要加强对清水洼陷这类勘探空白区的勘探。

图1 s229井区位置Fig.1 The location of the Well Area s229

1.1.2 清水洼陷连续型油气成藏新模式

从2018年开始在双229井区就烃源岩分布发育、纵向油气层可能分布发育模式进行探索性研究，基于富烃洼陷建立连续型油气聚集成藏模式，进入真正的洼陷带源内勘探。认为洼陷中心发育粗碎屑物源沉积体，且与优质烃源岩呈“三明治”结构关系。沙三段沉积时期洼陷主要发育深湖相泥岩及湖底扇重力流体系，沙二段至沙一段沉积时期，根据水体深度及范围分为低位、湖侵和高位3个体系域，沙二段为低位体系域，沉积受古地貌影响明显，具有填平补齐的特征，在沟谷部位充填了以砂砾岩为主的扇三角洲沉积体；沙一段时水体加深，分为湖侵和高位体系域，沉积了以砂岩为主的扇三角洲相。这些湖底扇重力流和扇三角洲扇体快速进入湖盆，侧向穿插尖灭到湖相泥岩中，可形成侧向尖灭型岩性地层圈闭(图2)。同时这些扇体又被烃源岩直接包裹，具有充足的油气供给，具备形成岩性油气藏的优良条件。

图2 s229块油藏剖面Fig.2 The reservoir section of Block s229

为此，按照岩性油气藏的思路对清水洼陷开展勘探研究工作。清水洼陷岩性油气藏的勘探主要受两方面因素影响，具有一定的难度。一方面沉积演化的复杂性决定沉积砂体分布不稳定，物性不均一；另一方面由于洼陷区目的层埋藏较深、近物源的特征，给地震储层预测带来挑战。针对以上难点，加强了对该区的综合地质研究，开展岩性油气藏地质评价与地震储层预测技术攻关。地震储层预测技术包括地震资料高分辨处理，叠前、叠后地震储层预测与烃类检测，从宏观到微观对目标砂体进行预测和刻画。地震叠前、叠后联合反演证实储层较为发育，烃类检测结果具有异常反应[5-8](图3)。烃类异常区主要分布在洼陷中东部，存在3个集中区：南部qing22a井区、中部s246井区、北部w111井区，且具有越靠近洼陷中心烃类异常越明显的分布特征，这与该区岩性油气藏基本成藏条件一致。

图3 s229块叠前反演流体预测Fig.3 The pre-stack inversion fluid prediction plan of Block s229

1.1.3 清水洼陷勘探成效

通过目标优选，在洼陷中心烃类检测异常带部署实施s229井，该井于2014年8月25日完钻，完钻井深为4 080.0 m，完钻层位为沙二段，在沙二段3 352.6～3 366.0 m井段进行试油，压裂后4 mm油嘴自喷日产油量为52.2 m3/d，获高产工业油流。通过连续3 a的滚动勘探开发工作，在该区探明石油地质储量为2 800×104t。油气藏类型为环富烃洼陷分布的致密油气藏。

该区勘探的成功一方面突破了西部凹陷最大生烃洼陷中心岩性油气藏的勘探局面，为高成熟探区资源接替提供了基础。另一方面为断陷盆地富烃洼陷连续型油气藏的勘探提供了指导意义，基于富烃洼陷建立连续型油气聚集成藏模式，落实不同区域成藏要素，可实现勘探空白区的油气发现。

1.2 西部凹陷雷家地区页岩油藏评价新方法及勘探成效

辽河断陷位于渤海湾盆地伸展拉分的起始位置[9]，凹陷狭窄，主力烃源岩平面延展范围有限；地层倾角较大，小于10 °的地层分布范围有限；断裂极为发育，断裂分布密度大于5条/km2。基于断陷盆地富油气的特殊性(烃源岩厚度大、生烃潜力大)，优选雷家地区开展了页岩油勘探开发探索研究。

1.2.1 雷家地区基本石油地质条件

雷家地区构造上位于辽河坳陷西部凹陷陈家洼陷主体部位，面积约为300 km2。西部凹陷在沙四段沉积时期处于裂陷初期，雷家地区在湖盆水体偏咸、水动力条件较弱、缺少陆源碎屑注入、处于强还原环境的古背景下，沉积了一套以褐灰—褐黄色泥质云岩、粒屑云岩、深灰色泥岩夹云质泥岩及油页岩的互层组合，埋深约为3 000～4 000 m。垂向上划分为高升、杜家台2套油层组，杜家台油层组进一步细分为杜一段、杜二段、杜三段，顶底板均为厚层油页岩。以高升油层组及杜三段油层为主要层系发育的碳酸盐岩储层被油页岩直接包围，具有良好油气显示，形成源储一体、源储共生的页岩油成藏组合[10]。

陈家洼陷沙四段烃源岩厚度为100～200 m，最大为400 m，具有“两高一低”的特点：有机质丰度高，TOC含量为4%～8%；生油潜力高，S1+S2大于22 mg/g；热演化程度低，镜质体反射率Ro为0.3%～0.7%。由于热演化程度低，原油密度较大，20 ℃时密度为0.866～0.905 g/cm3，黏度较大，50 ℃时黏度为11.03～796.45 mPa·s，导致原油流动性差，对页岩油的开采效果造成了不利影响。

高升油层碳酸盐岩主要岩性为粒屑云岩、泥晶云岩，杜家台油层碳酸盐岩主要发育于杜三段，含大量方沸石，主要岩性为顶部的泥晶云岩和下部的方沸石质云岩[11]。据1486块次分析化验，碳酸盐岩主要储层为含泥白云岩，储集空间为层间缝、溶孔，实测孔隙度为2.0%～20.1%，平均为11.5%，渗透率为0.093～5.200 mD，平均为1.100 mD。根据矿物含量与油井产量对比分析，发现优势储层受碳酸盐岩含量影响，随着白云石含量的增大，储集性能变优，产能变好。

1.2.2 雷家地区平面单元评价

基于“七性”关系评价，将雷家地区页岩油“甜点”划分为3类：一类储层白云石含量大于50%，孔隙度大于10.0%，S1大于6 mg/g，岩性以含泥云岩为主；二类储层白云石含量为40%～50%，孔隙度为6.0%～10.0%，S1为3～6 mg/g，岩性以泥质云岩为主；三类储层白云石含量小于40%，孔隙度小于6.0%，S1小于3 mg/g，岩性以云质泥岩为主(图4)。

图4 lei88井“七性关系”评价Fig.4 The evaluation of "seven-property relationship" of Well lei88

基于“两宽一高”地震资料的叠前地震反演法，以测井“七性关系”评价结果为依据，建立一、二、三类储层岩石物理量版，利用叠前地震反演及基于贝叶斯理论的岩相流体判别技术预测储层分布[12-17]。图5为雷家地区lei93—lei97连井一类储层概率密度反演剖面及储层分类剖面。

图5 lei93—lei97连井一类储层概率密度反演剖面及储层分类剖面Fig.5 The probability density inversion section and reservoir classification section of Wells lei93-lei97 Class I reservoirs

1.2.3 雷家地区纵向单元划分及评价

鉴于雷家地区平面单元分布范围小，单层资源丰度低，从构造位置、地层曲率以及高升油层和杜家台油层叠合“甜点”3个方面，划分新的评价单元。即纵向上将高升油层的2个“甜点”段叠加确定高升“甜点”区，将杜家台油层3个“甜点”段叠加确定杜家台“甜点”区，最后将高升“甜点”区和杜家台“甜点”区叠加确定雷家地区页岩油“甜点”区[18-25]。

基于断裂-储层双要素评价法，将高升油层组与杜家台油层组一类储层叠加厚度与断裂纲要进行叠合，综合划分出页岩油3类开发区(图6)。一类开发区“甜点”厚度大于30 m，断裂密度小于5条/km2，采用长水平井单层开发，水平段长度为700～1 000 m；二类开发区“甜点”厚度大于30 m，断裂密度大于5条/km2，采用直井纵向多层开发；三类开发区“甜点”厚度小于30 m，断裂密度大于5条/km2，采用短直水平井单层开发，水平段长度小于300 m。以3类开发方式，实现了雷家地区页岩油由面到体的有效动用。一类开发区lei88区块部署水平井18口，钻探的lei88-dH5水平段长度为785 m，初期日产油为33.8 t/d，阶段累计产油1.2×104t。二类开发区钻探直井lei96、lei99、lei88-59-85井，高升及杜家台油层合采，初期日产油均大于10.0 t/d，阶段累计产油均大于7 000 t。在雷家地区基于断陷盆地纵向旋回式优质烃源岩发育特点，建立纵向页岩油“甜点”发育模式，实现了非常规油气目标评价由面到体的转变，拓展了断陷盆地非常规油气藏的勘探空间。

图6 雷家地区页岩油分类评价Fig.6 The classification evaluation of shale oil in the Leijia Area

1.3 东部凹陷煤系源岩新认识及勘探突破

东部凹陷是组成辽河坳陷的三大凹陷之一。相比另外两大凹陷，东部凹陷裂陷发生时间晚，沙三段特别是沙三中亚段湖相暗色泥岩是主力烃源岩，故以往勘探部署主要围绕该套烃源岩开展。随着勘探开发工作的不断深入，在东部凹陷多个区带发现浅层干气，甲烷含量超过95%。随着煤系烃源岩勘探的不断突破，开展了对东部凹陷沙三段上部煤系地层的重新认识。

1.3.1 东部凹陷沙三上段地层结构及源岩

东部凹陷沙三段是裂陷初期的产物，可划分为沙三下亚段洪(冲)积和滨浅湖沉积组合地层、沙三中亚段以深湖相暗色泥岩为主体的地层、沙三上亚段凹陷回返期以水上环境为主的泛滥盆地和河流体系沉积地层。其中，沙三上亚段可细分为3个准层序组：上部Ⅰ组为砂泥岩夹薄煤层，煤层厚度为10～20 m；Ⅱ组主要为砂泥岩互层，局部有火山岩，砂岩单层厚度一般为5～10 m，最大为20 m，砂地比为30%～40% ；Ⅲ组为煤层夹中-粗砂岩，煤层厚度为20～30 m，砂地比为30%(图7)。

图7 东部凹陷地层柱状图Fig.7 The stratigraphic bar chart of eastern sag

东部凹陷沙三上亚段煤系地层分布广、厚度大，沙三上亚段煤及炭质泥岩由浅至深均有发育(800～4 000 m)，埋藏跨度大。该套广泛发育的以煤层、炭质泥岩为主的煤系烃源岩，其热演化处于褐煤—长焰煤阶段。其中，煤的平均TOC含量值为43.76%，氯仿沥青“A”含量平均值为0.625 8%，热解生烃潜量(S1+S2)平均为96.8 mg/g，氢指数平均值为208 mg/g；炭质泥岩的TOC含量平均值为12.2%，氯仿沥青“A”含量平均值为0.484 2%，S1+S2平均值为40 mg/g，氢指数平均值为253 mg/g。在浅层发现天然气甲烷含量一般大于95%，甲烷同位素小于-55‰，证实为生物成因气，其母源为沙三上亚段煤系地层[21]。综上研究可知，东部凹陷的煤系烃源岩具有形成烃类物质的能力。

1.3.2 厘定沙三上段勘探单元

沙三上段自身煤系+碎屑岩+煤系的地层组合本身具备自生自储能力，可以作为独立成藏单元。从区域地层组合看，沙三上段处于上覆沙一段和下伏沙三中段之间，沙一段中下部为一套火山岩与细碎屑沉积体，沙三中段为主力烃源岩段，因此，沙三上亚段整体可以作为一个有效储集单元。因此，构建了沙三上亚段作为独立勘探单元的基本成藏模式：以自生自储为主导、顶部有区域盖层、下部近主力源岩的双源供给成藏体系。

在东部凹陷小龙湾、欧利坨子2个地区重点开展了以储层预测、岩性体识别为主的部署研究工作。针对小龙湾地区，主要储层为沙三上亚段Ⅲ组薄层砂岩，与煤层间互发育，单层厚度为5～10 m，预测难度极大。重点优选储层敏感曲线，采用曲线融合技术，突出储层敏感性，可以准确预测厚度为5～10 m的薄层砂岩。欧利坨子地区沙一段砂岩厚度较大，单层厚度为10～20 m，且勘探程度较高，常规波阻抗反演即可有效预测储层分布；沙三上亚段与小龙湾地区类似，主要采用曲线融合技术，开展多属性反演预测有效砂体分布。

2021年在小龙湾地区部署实施X47井(图8)，在沙三上亚段煤系地层11 m(3层)薄层砂岩中试气折算日产气为13.9×104m3/d，目前已累计产气800×104m3；2021至2022年，在欧利坨子地区沙一段、沙三上亚段老井试气12口，10口井获工业气流，累计产气超过2 000×104m3。

图8 X47井测井解释综合图Fig.8 The comprehensive interpretation map of Well X47 logging

结合地震资料构造解释、储层反演、地化录井、测井解释等手段对东部凹陷中浅层天然气成藏特征开展研究，认为东部凹陷煤系地层中浅层天然气呈现主源定型，优相控储，近源成藏的基本特征。煤系地层以中低煤阶源岩为主，富氢贫氧、镜质组富集的特点说明东部凹陷煤系源岩具备中浅层生气条件，临近驾掌寺断裂为煤系地层提供了丰富的地层水交换环境，使得煤系地层受到生物催化作用生成大量天然气，且近聚煤沉积中心及砂体发育区的部位，形成良好的源储配置，有利于中浅层天然气的成藏。以煤层为主的烃源岩与砂岩形成下生上储的关系，源储一体，具备原位成藏的条件。以此为基础，建立东部凹陷中浅层天然气成藏模式，在富油气洼陷成熟探区寻找优质天然气资源，重新评价中浅层勘探潜力。

2 结 论

(1) 地下地质体是客观存在的，对地下地质体的认识都建立在地震、钻井、测试等间接的、片面的资料基础上，通过“将今论古”和“已知推未知”的方式建立起来的。因此，在高成熟探区深化勘探过程中，真正的领域性、突破性发现一定是由地质模型、成藏模式和评价单元的改变带来的。辽河坳陷深化勘探的实践就证实了这一点，同样昭示着更多领域存在着更多新发现的可能性。

(2) 按照深化地质认识、重建成藏模式的总体思路，在西部凹陷清水洼陷创新成藏模式，打开了洼陷中心岩性油气藏的新局面；在西部凹陷雷家地区创建新的评价模型，拓展了页岩油的勘探空间；在东部凹陷沙三段重建勘探单元，在成熟探区内发现了新领域。上述勘探突破和发现首先源自于创新认识。

(3) 重构地质模型、重建成藏体系的总体思路，对辽河坳陷下步深化勘探有重要的指导作用。主力生烃洼陷源内原生油气藏、深层近源潜山油气藏、源内超压体系下的火山岩油气藏、致密砂岩油气藏等领域有望成为辽河坳陷下步重要资源接替领域。