王元君，滕玉波，，石文龙，郭 涛，王 军，姜本厚

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中海石油（中国）有限公司 天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津300452）

层序地层学是20世纪70年代末由美国Riee大学P.R.Vail与Exxon公司卡特研究中心的同行R.M.Mitchum和J.B.Sargree等在地震地层学基础上创立的一门新的地层学分支［1－3］。高分辨率层序地层学作为近年来地学研究热点之一，在陆相盆地石油地质学的理论研究和思维方式上有质的飞跃［4，5］。具有成因关系的层序叠加样式分析，能够有效地阐明生、储、盖的配置关系；在等时地层格架内开展的沉积充填过程分析，能够提高砂体分布和各种地层参数的预测精度［6］；层序古地貌、层序界面及基准面升降分析，在隐蔽油气藏勘探中起到很大的指导作用，也为地层－岩性圈闭预测提供了科学依据［7，8］。

秦南凹陷东南斜坡位于渤海石臼坨凸起东倾末端的428构造北侧（图1）。前期，由于资料限制，该区层序地层研究相对薄弱，对古近系的沉积演化特征缺乏整体的认识，限制了对该区油气成藏演化特点的深入了解［9－13］。本文从钻井、测井资料入手，以地震资料为依据，本着划分结果的合理性、可操作性以及正确预测隐蔽油气藏有利区发育区带及层序的原则，从成因演化特征上对古近系东营组进行了层序划分并建立沉积演化模式，总结该区东营组第三段（简称“东三”）层序隐蔽油气藏发育的类型，指导油气藏勘探。

1 层序地层特征及沉积演化

1.1 层序地层格架及演化特征

图1 秦南凹陷东南斜坡区位置Fig.1 Location of the southeast slope in the Qinnan depression

在针对本区东营组的层序地层学研究中，主要从基础资料入手，利用地震资料在横向上分辨率高的特点，通过精细分析地震反射界面特征及构造边缘地层叠置样式，反映构造演化期次和水体变化特征；通过单井相、地震相的有序变化划分层序；通过钻井剖面结构、测井曲线样式、微体古生物含量变化等多种方法综合识别钻井层序界面及洪泛面；通过钻井层序界面标定、地震反射终止特征、地震反射结构及形态类比等方法综合判别地震层序界面及洪泛面［12－14］。

在三维地震工区内对识别出的层序界面和洪泛面进行对比追踪，把东营组划分为东三、东二和东一等3个Ⅲ级层序（图2）。由于秦南凹陷东南斜坡区在东二、东一层序时期位于湖盆的中心，物源供给不充分，地震反射特征变化小，不能很好地反映层序的演化情况，因此只是把这2个层序对该区油气成藏的作用进行了简单的分析，而是重点研究了东三层序。

图2 A井层序地层及沉积相分析Fig.2 Sequence stratigraphy and sedimentary facies analysis of Well A

从整个渤海海域的区域沉积演化特征来看，东营组沉积时期盆地由断陷阶段进入凹陷阶段（图3）。在428构造北斜坡区东三层序的早期低位域沉积期，湖盆再度下陷，随着湖盆扩张，湖平面不断上升，沉积物逐渐退积，湖盆边缘以向上变粗的进积结构砂质沉积为主，湖盆内为向上变粗的准层序组叠加而成的整体向上变深的沉积组合（图4-B）；在地震剖面上表现为逐层超覆的反射特征，底界面表现为一个超覆面（图4-A），在整个428构造北斜坡区普遍分布。同时受调节断层的影响，在调节断层的下降盘为物源的主要注入口，低位体系域沉积的砂体会更厚（图4-B）。

水侵体系域沉积期，随着湖平面上升速率的降低，水体分布逐渐达到最大，主物源提供的沉积物减少，仅428凸起局部出露的潜山提供物源，沉积物以细粒泥岩和泥质粉砂岩为主（图4-B）。该阶段在地震剖面上表现为一个明显的转换面（洪泛面），界面之下为超覆反射特征，界面之上为进积反射特征。该转换面在整个428构造的北斜坡区可以区域追踪对比（图4-A）。

图3 渤海海域东营组沉积时期湖平面变化曲线Fig.3 Lake level change curve when Dongying Formation deposited in Bohai sea area

高位体系域沉积期，由于构造活动减弱，可容纳空间增长速率降低，受气候和物源等因素的影响，湖平面开始下降，湖盆范围变小，凸起区大面积暴露地表遭受剥蚀，与主物源共同补给本区，沉积物向盆内快速推进，形成向上变粗的反旋回结构砂质沉积（图4-B），地震剖面表现为明显的向湖盆方向前积的反射特征（图4-A）。

图4 秦南凹陷东南斜坡区东营组层序结构Fig.4 Sequence structure of Dongying Formation in the southeast slope of the Qinnan depression

东二层序时期整个渤海湾盆地水体突然上升，湖盆面积达到最大。此时秦南凹陷的东南斜坡区距离物源较远，为沉积中心，沉积物供给不足，处于“饥饿”沉积阶段，沉积速率缓慢，地层产状十分平缓，沉积厚度基本相同，沉积了分布稳定的厚层泥岩，它为东三层序提供了天然优质的区域盖层，使油气得以很好地保存。在地震剖面上东二层序底界面为一个明显的不整合面，界面之下在秦南凹陷东南斜坡区表现为产状较陡的进积反射特征，界面之上为区域分布稳定的平行连续反射特征（图4-A）。

东一层序时期，湖盆进一步萎缩，地形变得更加平缓，沉积了大面积以砂砾岩为主的河流相碎屑岩；顶底均为平行整合接触。顶界面为一个全区分布稳定的Ⅱ级层序界面，界面之上为弱振幅不连续空白反射的馆陶组粗砂砾岩，界面之下表现为连续强振幅地震反射特征（图4-A）。

对于东三层序的划分结果，从井震标定的一致性来看，低位体系域在岩性组合特征上表现为向上变细的正旋回沉积，对应于地震剖面的超覆反射特征；水侵体系域整体岩性较细，向湖盆方向沉积物减薄，对应于地震剖面的转换面；高位体系域为向上变粗的反旋回岩性组合特征，顶部单层砂体厚度大，在地震剖面上表现为向盆地方向进积的反射特征，反映了该时期水体逐渐变浅的过程。这与经典的层序地层模式是吻合的，既说明东三层序划分结果的合理性，也说明层序地层学技术在陆相层序研究中的适用性。

1.2 沉积体系展布及沉积模式

湖水的进退、湖盆水体的深度、古地貌及古水流是控制沉积体的形成、类型和规模的几个重要因素。通过层序地层和古地貌分析，结合钻井资料，在井约束下，以层序充填模式为指导进行地震相解释，进而对沉积体系和有利储层的空间展布进行预测，揭示沉积充填过程。

作者以井－震结合编制了本区东三层序体系域沉积体系展布图（图5）。本区沉积充填特征如下。

a.东三层序低位体系域沉积时期，秦南凹陷东南斜坡区边界断层下降盘主要为辫状河三角洲沉积。随着水体的加深，三角洲向边界断层方向退积，单个扇体规模并不大；但由于距离物源较近，各期砂体侧向连片，垂向上相互叠置，整体来说砂体比较发育。

b.水侵体系域时期，此时为东三层序水体最深时期，凸起区出露地表范围较小，物源供给不足，导致湖相泥岩沉积夹杂少量的粉砂岩，且分布较稳定。

c.高位体系域时期，水体开始下降，石臼坨凸起区及东倾末端开始提供物源。随着湖平面下降，沉积物向湖盆方向进积，盆地边缘辫状河三角洲沉积较发育，三角洲垂向连续叠置，单层砂体厚度大，横向分布广，向盆内延伸较远，储层十分发育，与东二层序厚层泥岩构成良好的储盖组合，也是本区构造－岩性圈闭发育的主要时期。

d.东二层序时期，水体突然快速上升，此时湖盆面积达到最大。研究区位于湖盆的沉积中心，主要以深湖相泥岩沉积为主，横向分布十分稳定。

通过上述分析，东三层序主要以辫状河三角洲沉积体系为主，发育了2套良好的储盖组合：早期低位体系域发育的上倾尖灭砂体与中期水侵体系域的泥岩盖层形成的储盖组合；高位域时期辫状河三角洲分布范围更广，延伸距离更大，它在428构造北侧的秦南凹陷东南斜坡区广泛分布，与区域分布稳定的东二层序的厚层泥岩盖层组成完美的储盖组合（图6）。

2 隐蔽油气藏类型及潜力

隐蔽油气藏的类型是由其沉积相类型决定的。通过以上层序地层及其沉积体系展布特征研究，综合该区石油地质条件，认为在秦南凹陷东南斜坡区主要发育2种类型的隐蔽油气藏：地层油气藏、岩性油气藏。

a.地层油气藏：东三层序高位体系域的储层和东二层序区域分布稳定的厚层泥岩相配合，形成大规模的地层油气藏。它以广泛分布的辫状河三角洲砂体为储层，以层序界面和内部发育的断层为运移通道，接受来自前方小次洼以及秦南东洼的油气，形成地层油气藏。由于该区具有良好的顶封和侧封条件，因此该油气藏类型受构造影响相对较小，储层的展布及其发育情况为油气藏发育规模的主控因素。

图5 秦南凹陷东南斜坡区东三层序沉积体系展布图Fig.5 Sedimentary system distribution of Dong 3sequence in the southeast slope of the Qinnan depression

图6 东三层序沉积模式图Fig.6 Depositional model of Sequence Dong 3

b.岩性油气藏：主要是指东三层序低位体系域上倾尖灭砂体以水侵体系域泥岩做盖层，形成上倾尖灭岩性油气藏。它以低位体系域发育的砂体为储层，以水侵体系域的泥岩为盖层，以东三层序的底界面和层序内部次级小断层为运移通道，接受来自东三层序本身和前端次洼和秦南东洼的油气，形成上倾尖灭岩性油气藏。影响这种岩性圈闭成藏的主要因素为输导条件和砂体的配合情况。

目前，秦南凹陷东南斜坡区共钻探了5口钻井，发现亿吨级油气田，油气层受东二层序区域分布稳定的泥岩盖层控制，主要沿东三层序顶部分布，同时在低位域也有油气成藏。其主力含油气层位及油气藏类型和钻前预测完全相符，证明了层序地层学技术在隐蔽油气藏勘探中的指导作用。

较高的圈闭油柱高度，表明该区良好的保存条件和油气输导条件，运移到此的油气得以很好地保存，因此该区油气成藏的主控因素就是砂体的展布形态和发育情况。多期三角洲之间以及单期三角洲内部水下分流间湾发育的泥岩，导致复杂的油水系统，形成垂向和侧向发育多期地层－岩性油气藏，因此该区隐蔽油气藏的勘探潜力很大（图7）。

3 结论

目前的钻探结果已经表明在秦南凹陷的东南斜坡区是一个重要的、极具勘探价值的构造区，具有良好的储盖组合条件以及优质的保存条件，是寻找优质隐蔽油气藏的最佳场所。通过本文分析得出以下结论：

a.在秦南凹陷的东南斜坡区古近系东营组东三层序成藏条件优越，存在2套储盖组合，发育地层圈闭和岩性圈闭2种隐蔽油气藏类型。

图7 东三层隐蔽油气藏成藏模式图Fig.7 Petroleum accumulation model of the subtle oil and gas reservoir in Sequence Dong 3

b.该区油气主要沿东二层序底部分布，区域盖层下储层的展布特征及发育情况是形成地层油气藏的主控因素，隐蔽油气藏勘探潜力大。

c.该区的钻探成功揭示了秦南凹陷的巨大生烃潜力，在秦南凹陷与该区成藏条件相似的区域还很多，表明秦南凹陷的整体勘探潜力很大。

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