李宏义 吴克强 刘丽芳 王春红 陈建华 林 青

（中海油研究总院）

沙南凹陷构造演化的“跷跷板”效应与油气评价新认识

李宏义 吴克强 刘丽芳 王春红 陈建华 林 青

（中海油研究总院）

在地震资料区域解释和编图的基础上，结合各类钻井资料，对渤海海域沙南凹陷从凹陷结构、地层展布和构造演化等方面进行了分析，进而评价了沙南西洼烃源岩的质量、规模和资源潜力。沙南凹陷沙三段地层西厚东薄，而东营组地层西薄东厚，表现出沙南凹陷早期西洼埋藏深、后期东洼埋藏深的“跷跷板”迁移过程；受沙三段沉积时期西倾古地貌的影响，沙南西洼发育沙三中亚段中深湖相—深湖相优质烃源岩，其分布范围广、厚度大、有机质丰度高；沙南西洼总生烃量可达44亿t，油气资源潜力较大，展示出良好的油气勘探前景。

沙南凹陷 构造演化 “跷跷板”效应 油气资源评价

1 问题的提出

沙南凹陷位于渤海西部海域，夹持于沙垒田凸起、埕子口凸起与埕北低凸起之间，面积约3235 km2（图1），属于新生代发育起来的北断南超的箕状凹陷。沙南凹陷自下而上发育的地层有孔店组、沙河街组（包括沙三段、沙二段和沙一段）、东营组（包括东三段、东二段和东一段）、馆陶组、明化镇组以及第四系。其中，东三段、沙一段和沙三段为3套烃源岩发育层系；明化镇组下段、馆陶组、东二段和沙二段为主要的含油气层段。

整体上，沙南凹陷可分为东、西2个洼陷，大致以SHN1井附近的低隆起为界。沙南东洼目前已钻探井16口，发现了4个油田和1个含油构造，在沙南东洼周边的沙垒田凸起、埕北低凸起上也发现了一批大中型油田，佐证了沙南东洼是一个富生烃洼陷；沙南西洼目前已钻探井19口，仅发现了4个含油气构造，其储量规模也很小，而且从图1可以看出，沙南西洼基底的埋藏深度明显浅于沙南东洼，且沉降－沉积中心范围也相对较小。因此，沙南西洼的资源潜力和勘探前景一直以来倍受质疑。前人对于沙南西洼生烃量、资源量的认识也不统一，且差距较大。那么，沙南西洼的资源潜力到底如何？是否具有勘探前景？笔者在对这些问题的研究中，发现沙南凹陷的构造演化存在“跷跷板”现象，且对该区油气资源评价具有重要意义。

图1 沙南凹陷区域构造单元划分图

2 沙南凹陷构造演化的“跷跷板”现象

在地震资料区域构造解释和编图的基础上，结合各类钻井资料，对沙南凹陷从凹陷结构、地层展布和构造演化等方面进行了系统分析，发现沙南凹陷东、西洼沙三段地层与东营组地层存在明显的不协调性（非继承性），表明沙南凹陷构造演化过程中存在先西倾后东斜的“跷跷板”演化过程。

2.1 沙南凹陷地层发育的不协调性

从地震剖面上看，孔店组—沙河街组沉积时期，沙南西洼和东洼均属于北断南超的箕状洼陷，沙南断层和沙东南断层分别是控制2个洼陷的控洼断层。在沙南凹陷沙三段等厚度图上（图2），沙南西洼沙三段的最大沉积厚度为2300 m，而东洼沙三段的最大沉积厚度为1700 m，具有西厚东薄的特点；在东营组等厚度图上（图3），沙南西洼东营组的最大沉积厚度为1150 m，而东洼东营组的最大沉积厚度为1950 m，具有西薄东厚的特点。由此可见，沙南凹陷东、西洼沙三段和东营组地层表现出明显的不协调性（非继承性），表明从沙三段到东营组沉积时期，沙南凹陷经历了一个先西倾后东斜的“跷跷板”演化过程。

图2 沙南凹陷沙三段地层厚度等值线图

图3 沙南凹陷东营组地层厚度等值线图

另外，沙南西洼的SHN3井（位于埕北低凸起西侧）目前处于相对高部位，揭示出251 m的沙三下亚段；而沙南东洼的SHN4井（位于埕北低凸起东侧）目前处于相对低部位，却缺失沙三下亚段（图4），反映出埕北低凸起也经历了先西倾后东斜的“跷跷板”演化过程。

图4 SHN3井和SHN4井地层对比（剖面位置见图1）

2.2 沙南凹陷“跷跷板”构造演化过程

利用层拉平技术恢复不同地质时期的古地貌，再现沙南凹陷的这种“跷跷板”式的构造演化过程。沙三段沉积时期，沙南西洼相对大而深，东洼相对小而浅，西洼为整个凹陷的沉降－沉积中心（图5c）；沙一段—沙二段沉积时期，沙南凹陷构造活动较弱，进入稳定的热沉降阶段，不存在明显的沉降－沉积中心，东、西洼地层厚度无明显差异；东三段沉积时期，沙南凹陷进入第2次裂陷发育期，但沙南东、西洼沉降－沉积速率相差不大，因而沙南东、西洼沙一段—沙二段和东三段地层总厚度近乎一致（图5b）；东二段—东一段沉积时期，沙南凹陷演化为断拗复合结构，此时沙南东洼与东侧的渤中凹陷连为一体，凹陷的沉降－沉积中心整体东移，地层整体向东倾斜，沙南东洼地层厚度大且埋藏较深（图5a）。

图5 沙南凹陷“跷跷板”构造演化过程（剖面位置见图1）

3 沙南凹陷“跷跷板”构造演化的地质效应

沙南凹陷“跷跷板”式的构造演化造成了沙三段西厚东薄、东营组西薄东厚的沉积现象，并形成了沙南凹陷沙三段沉积时期西深东浅、东营组沉积时期东深西浅的古地貌格局，进而影响到沙南凹陷烃源岩的规模、质量及其有效性。

3.1 “跷跷板”构造演化为沙南西洼沙三段发育优质烃源岩创造了条件

受沙三段沉积时期地层整体西倾的影响，沙南西洼沙三下和沙三中亚段都发育较大面积的半深湖相—深湖相沉积。在地震剖面上，半深湖相—深湖相沉积主要表现为平行、中等连续、中—低频、中强振幅的反射特征[1]，这种反射在沙三段的不同亚段以及沙南西洼内部都有着比较稳定的分布。本次沙南凹陷沉积相研究结果表明，沙三下亚段沉积时期，湖盆相对封闭，水体微咸—半咸，砂体一般分布于控洼坡折带之上，扇三角洲砂体沿周围凸起边缘分布，半深湖相沉积发育在深洼陷带；沙三中亚段沉积时期，水体变深，湖盆面积扩张，水体微咸，中深湖相—深湖相沉积的范围相对扩大（表1）。总体反映出在凹陷整体向东发生翘倾之前，西洼中深湖相面积略大于东洼或大体相当，但其中深湖相一深湖相沉积厚度要超过东洼（表1）。

表1 沙南凹陷沙三中、下亚段中深湖相—深湖相沉积面积及最大厚度统计表

沙南西洼多口钻井揭示了沙三段中深湖相的岩性组合和生物组合。除个别位于凹陷边缘的井外，多数井均在沙三段揭示了厚层暗色泥岩、油页岩夹薄层碳酸盐岩偶夹薄层浊积砂层的岩性组合。这套岩性组合在电测曲线上表现为低电阻率、低自然电位值、高伽马值，藻类和有机碳含量一般较高。如SHN2井钻遇的沙三中亚段，岩性组合为泥岩夹黑色油页岩及浅灰色细砂岩、粉砂岩，泥岩含钙；泥质岩以深灰色为主，泥质含量可达86%；油页岩总厚为55 m，单层最厚为42 m，钙质页岩为7 m；有机屑、无定形、浮游藻类含量都较高（图6），浮游藻类高含量的层段基本上与非海相沟鞭藻高含量的分布层段一致，反映了微咸—半咸的半深湖相—深湖相沉积环境[2]。

沙三段沉积时期，沙南西洼范围较广的中深湖—深湖为有机质的保存和优质烃源岩的形成提供了有利条件。从有机质类型来看，沙三中、上亚段烃源岩有机质类型较好，主要为Ⅰ型和Ⅱ1型（图7）；从有机质丰度来看，沙南西洼沙三段、沙一段—沙二段和东三段的很多样品均可达到好—很好烃源岩的标准，尤其是沙三中亚段和沙一段—沙二段半深湖相—深湖相烃源岩，TOC值在2%～5%，S1＋S2值在7～46 mg/g，为优质烃源岩（图8）。

3.2 “跷跷板”构造演化造成东、西洼烃源岩有效性存在差异

东营组沉积时期沙南凹陷发生“跷跷板”作用，整体向东发生倾斜，沙南西洼相对东洼而抬起，东营组厚度呈现出东厚西薄的特征，沙三段在埋深上也表现出东深西浅的特点。正是这种“跷跷板”作用造成了东、西洼在有效烃源岩层系的构成上以及烃源岩的热成熟度上存在差异。

东营组沉积时期以来，由于沙南东洼埋深加大，致使沙三段、沙一段—沙二段和东三段埋藏深度都超过生烃门限（2900 m），全部进入成熟阶段，即东洼存在3套有效烃源岩，这也是能在沙南东洼周缘发现大量油气，东洼能成为富生烃洼陷的主要原因。相比较而言，沙南西洼只有沙三段和部分沙一段—沙二段的埋深超过生烃门限（2900 m左右），也就是说沙南西洼只发育2套有效烃源岩，且整体的热演化程度要低于东洼，这也正是影响沙南西洼生烃能力的关键。

4 沙南凹陷油气评价新认识

尽管沙南西洼在烃源岩层系及演化成熟上较沙南东洼要逊色一些，但是由于沙三段沉积时期沙南凹陷整体西倾，为沙南西洼沙三段发育大规模的中深湖相—深湖相优质烃源岩提供了良好的先天条件。沙南西洼沙三段烃源岩现今成熟度（Ro）为0.80%～1.25%，已进入生烃高峰阶段，其中Ro值大于0.80%的范围约为620 km2，大于1.00%的范围约为230 km2（图9）。沙南凹陷生烃量模拟结果表明，沙南西洼总生烃量约为44亿t。我国南襄盆地泌阳凹陷生烃量最新评价结果仅有36亿t，探明储量却已达到2.5亿t，已被勘探实践证实为一个富生烃凹陷[3]。相比而言，沙南西洼也是一个潜在的富生烃洼陷，具备较大的勘探潜力。

图9 沙南凹陷沙三段烃源岩Ro等值线图

5 结论和建议

（1）沙南凹陷沙三段地层具有西厚东薄的特点，东营组地层具有西薄东厚的特点，反映沙南凹陷构造演化经历了一个先西倾后东斜的“跷跷板”式的构造演化过程。

（2）尽管沙南西洼现今埋藏深度浅于沙南东洼，但受沙三段沉积时期西倾古地貌的影响，沙南西洼发育沙三中亚段中深湖相—深湖相优质烃源岩，其分布范围广、厚度大、有机质丰度高，总生烃量可达44亿t。因此，沙南西洼应该具备很好的勘探前景。

（3）南部缓坡带位于沙南西洼油气的主要运移方向上，输导体系和储层发育，且发育多种类型的圈闭，是沙南西洼最有利的区带，有望成为沙南西洼油气勘探的突破口。

[1] 邓运华，李建平.浅层油气藏的形成机理——以渤海油区为例[M].北京：石油工业出版社，2008.

[2] 刘传联，徐金鲤，汪品先.藻类勃发——湖相油源岩形成的一种重要机制[J].地质论评，2001，47（2）：207－209.

[3] 王庆寿，何祖荣.深化泌阳凹陷认识开拓油气勘探领域[J].河南石油，2002，16（1）：1－6.

A“Seesaw”effect of structural evolution and some new cognition in hydrocarbon evaluation in Shanan sag，Bohai Sea

Li Hongyi Wu Keqiang Liu Lifang Wang Chunhong Chen Jianhua Lin Qing
（CNOOC Research Institute，Beijing，100027）

By a regional interpretation and mapping of seismic data and in combination with various drilling data，Shanan sag in Bohai sea was analyzed in several aspects such as configuration，stratigraphy and structural evolution，and then the quality，size and resources potential of its source rocks were evaluated.In this sag，Member 3 of Shahejie Formation is thicker in the west and thinner in the east，and Dongying Formation is thicker in the east and thinner in the west，indicating a transfer process of“Seesaw”style from early west sagging and deep－burial to late east sagging and deep－burial.In the west depocenter of the sag，a set of excellent source rocks in subdeep－deep lacustrine facies has developed in the middle sub－member of Member 3，Shahejie Formation，due to a west－dipping paleogeomorphology during deposition of this Member 3，and it is wide in distribution，great in thickness and rich in organic abundance.There is a greater potential of hydrocarbon resources in the west depocenter，with the total hydrocarbon generation up to 4.4 billion tons，showing a quite good perspective in hydrocarbon exploration.

Shanan sag；structural evolution；“Seesaw”effect；hydrocarbon resources evaluation

李宏义，男，工程师，2008年毕业于中国石油大学（北京），获博士学位，现从事油气勘探研究工作。地址：北京市东城区东直门外小街6号海油大厦（邮编：100027）。E－mail：lihy12＠cnooc.com.cn。

2010－09－19改回日期：2010－10－26

（编辑：周雯雯）