徐国盛, 陈　飞, 周兴怀, 王　昕

李建平2, 王国芝1, 王　霄1, 范　蕾1

(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 天津分公司勘探开发研究院，天津 300452)



蓬莱9-1构造花岗岩古潜山大型油气田的成藏过程

徐国盛1, 陈飞1, 周兴怀2, 王昕1

李建平2, 王国芝1, 王霄1, 范蕾1

(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 天津分公司勘探开发研究院，天津 300452)

[摘要]目前国内针对燕山运动期中生代侵入的花岗岩潜山油气如何成藏且成藏规模之大的研究非常匮乏。该文主要采用岩心观察、薄片鉴定、指纹化石对比及油气盆地模拟等方法，对渤海海域蓬莱9-1构造花岗岩潜山的储层特征、油源对比及成藏条件进行了详细剖析，恢复了渤海蓬莱9-1构造花岗岩古潜山大型油气田的成藏过程，并建立成藏模式。根据花岗岩风化壳的风化程度，自上而下分为：砂-砾质风化带、裂缝带与基岩带，主要储集空间为溶蚀孔隙与微裂缝，风化壳储层发育厚度几十米，甚至达200多米。古潜山油源来自渤东南洼沙三段、沙一段或东营组烃源岩。储层发育区主要分布于风化壳的高部位，新近系馆陶组是潜山油藏有利的封堵层。古潜山油藏具有“下生上储顶盖的新生古储式组合”和“高压驱烃、断层不整合输导、油气仓储式成藏”的特点。

[关键词]蓬莱9-1构造;燕山运动期;花岗岩古潜山;成藏过程;成藏模式

渤海海域蓬莱9-1构造是近年来中国近海首次发现的以花岗岩古潜山风化壳为储层的大型油气田。花岗岩潜山及其上部的新近系明化镇组(N2m)与馆陶组(N1g)构成了由半背斜和潜山组成的大型复合圈闭。2010年4月，中国石油海洋公司在渤海东部进行勘探，发现蓬莱9-1含油气构造，通过测试评价井蓬莱9-1-5井200多米厚油层和蓬莱9-1-2井77 m厚油层，日产油均达到数百桶，具有很大勘探潜力，属大型花岗岩古潜山油田。本文主要对蓬莱9-1构造花岗岩潜山的储层特征、成藏过程及成藏模式进行研究，其成果对国内燕山运动期侵入的花岗岩潜山风化壳尤其是渤海海域的花岗岩潜山风化壳的油气勘探开发有着重要借鉴与指导意义。

1区域地质背景

蓬莱9-1油田位于渤海东部海域(图1)，构造位于庙西北凸起上，西南方与蓬莱15-2构造相接，平均水深27.0~33.0 m。庙西北凸起为一狭长构造凸起带，轴向为北西-南东向，其北东向与南西向分别与渤东与庙西生烃凹陷相邻。庙西北凸起沿轴向两端分别为元古宇变质岩山头，鞍部为中生界花岗岩侵入带，其“两端高，中部凹”的形态主要是由于变质岩与花岗岩的差异风化造成的。花岗岩侵入带受风化剥蚀程度明显强于变质岩，所以在侵入带上部就形成了具有良好油气储集空间的花岗岩风化壳。风化壳之上，发育新近系馆陶组、明化镇组和第四系。

图1　渤海海域蓬莱9-1构造位置图Fig.1　Tectonic location of Penglai 9-1 structure in Bohai area

2花岗岩风化壳储层特征

2.1储层垂向分带性

花岗岩本身属坚硬岩石，但在气候、地形、地貌、生物等风化作用影响下，可具有垂向分带性[2]。根据蓬莱9-1地区花岗岩风化壳的特点，通过岩心、岩屑观察，并结合各种测井曲线综合对比分析，将潜山花岗岩风化壳由上至下分为：砂-砾质风化带、裂缝带与基岩带，其受风化程度依次减弱(图2)。

图2　PL9-1-7井潜山风化壳分带及各带对应的测井响应曲线Fig.2　Zonation and corresponding logging curves of buried hill weathering crust in Well PL9-1-7

图3　蓬莱9-1潜山储集空间类型照片Fig.3　Microphotographs showing reservoir space of buried hill in Penglai 9-1 structure(A)砂质风化带内石英晶内显微裂缝和粒间孔(铸体薄片),PL9-1-2井，深度1 285.0 m，(-); (B)砂质风化带内粒间孔(铸体薄片)，PL9-1-7井，深度1 367.0 m，(-); (C)裂缝带发育构造缝及溶孔，PL9-1-11井，深度1 605 m，(-); (D)砂质风化带内的显微裂缝，PL9-1-2井，深度1 287 m, (-); (E) 裂缝带网状裂缝并遭受溶蚀, PL9-1-11井，深度1 605 m, (-); (F)基岩带遭强烈蚀变长石中发育微裂缝,PL9-1-7井，深度1 560 m,(+)。Pl.斜长石;Fsp.长石;Q.石英

砂-砾质风化带位于风化壳上部，受风化程度强，岩层最为疏松，主要是由砂-砾质岩屑、花岗岩岩块以及黏土构成，在测井曲线响应上具有“两高两低”的特征，即高声波时差、高中子孔隙度、低密度和低电阻率。砂-砾质风化带在成像测井上，整体由暗色中-低阻黏土质组成，仅少量高阻亮色斑点，还可见排列规则的低阻水平纹层缝。

裂缝带位于风化壳下部，受风化程度较弱，主要由花岗岩岩块构成，声波时差曲线具有“周波跳跃”特征；成像测井上，整体由亮色中-高阻花岗岩岩块组成，部分为中-低阻黏土质，但黏土质含量明显比砂-砾质风化带少。裂缝带内分布有较多的裂缝，多为黑色未充填的低阻缝，仅见少量白色被石英或方解石充填的高阻缝。纵向上，裂缝的分布不均匀，裂缝的产状也具有非均一性。

基岩带处于风化壳之下基岩部分，主要由新鲜的花岗岩基岩构成，储层不发育，偶见少量裂缝。

2.2储层储集空间类型

蓬莱9-1花岗岩潜山储层的储集空间类型主要为孔隙与裂缝[1]，其中又可进一步划分为粒间孔、溶孔、微裂缝及显微裂缝(图3)。

2.2.1粒间孔

粒间孔主要发育于砂-砾质风化带，该带是整个花岗岩风化壳受风化、淋滤影响最严重的层段。花岗岩经风化后，主要形成黏土矿物和石英、长石单矿物颗粒，少见砾质岩屑。由于强烈的风化剥蚀作用，矿物之间形成砂状结构，颗粒之间呈不规则状相互支撑；而未被黏土矿物充填的空间，则形成粒间孔。当风化、淋滤作用越强烈时，岩层越疏松，粒间孔就越发育，能作为原油大量储集的最有利空间。

2.2.2晶内溶孔

晶内溶孔主要发育于砂-砾质风化带与裂缝带之中，花岗岩风化壳下部基岩带鲜有发育。晶内溶孔的形成，是由于酸性流体的侵蚀。而这种酸性流体可能是富含CO2的大气淡水，也可能是富含有机酸的地层水或油田卤水。晶内溶孔常见于遭受强烈蚀变的长石中，沿着长石的解理缝呈不规则状展布。少数石英晶体内也见晶内溶孔，一般是在裂缝发育后，地下酸性流体沿着裂缝注入，从而发生溶蚀，故呈串珠状。在裂缝带中，沿着黑云母解理缝，也发育晶内溶孔。

2.2.3裂缝

花岗岩风化壳裂缝主要分为显微裂缝及微裂缝，其中显微裂缝发育于脆性矿物颗粒内，常见于石英或长石矿晶中。而微裂缝贯穿整个岩石，规模较显微裂缝大。在砂-砾质风化带中，裂缝虽有发育，但不是主要的储集空间；而在裂缝带中，裂缝占据主导地位，PL9-1-5井整个裂缝段都被原油充填。裂缝不仅可以作为储集空间，也可作为良好的运移通道。孤立的晶内溶孔，没有与之相连的喉道，不能成为良好的储集空间;而裂缝的发育，连通了晶内溶孔，而且常伴随有酸性流体的注入，进一步将溶蚀孔隙扩大，这样就可作为原油储集的有利空间。

3花岗岩风化壳油源对比

蓬莱9-1潜山原油受生物降解影响较大，饱和烃色谱参数已不能反映油源及源岩的沉积环境。因此，应采用受生物降解作用影响较小的芳烃生物标志化合物来确定油源，其中芳甾类烃抗生物降解作用最强(王军，杨波，中海油天津分公司勘探开发研究院)。

图4　PL9-1周边构造及PL9-1潜山油源芳烃色谱图Fig.4　The aromatic hydrocarbon chromatogram of oil sources for the PL9-1 and surrounding structure 1峰: 3-甲基三芳甾烷(C27); 2峰: 4-甲基三芳甾烷(C27); 3峰: 3,24-二甲基三芳(C29); 4峰: 4,23,24-三甲基三芳甾烷(C29); 5峰: 4-甲基-24-乙基三芳甾烷(C29); 6峰: 3-甲基-24乙基三芳甾烷(C29)

根据蓬莱9-1周边已证实油源的构造对比分析，可确定蓬莱9-1构造的油源(图4)。其中，只需对比分析4,23,24-三甲基三芳甾烷及4-甲基-24-乙基三芳甾烷值的高低，就可判定油源为沙一段(Es1)、沙三段或东营组(E3d)。蓬莱3-1构造东一段至东二上段原油，证实来自渤东南洼沙一段，具有高4,23,24-三甲基三芳甾烷和中4-甲基-24-乙基三芳甾烷的特征。蓬莱19-3构造，油源为渤东南洼沙三段，具有高4,23,24-三甲基三芳甾烷和高4-甲基-24-乙基三芳甾烷值。蓬莱9-2构造馆陶组原油具有低4,23,24-三甲基三芳甾烷和低4-甲基-24-乙基三芳甾烷的特征，油源为渤东南洼东营组。而蓬莱13-2构造明上段的油源为混源，既有来自渤东南洼沙三段的原油，也有来自沙一段的原油，具有高4,23,24-三甲基三芳甾烷和中高4-甲基-24-乙基三芳甾烷的特征。

蓬莱9-1潜山油源可分为沙三段与沙一段混源型和沙一段与东营组混源型。据PL9-1-4井与PL9-1-5井的原油芳烃色谱图分析，具有高4,23,24-三甲基三芳甾烷和中高4-甲基-24-乙基三芳甾烷，与蓬莱13-2构造原油芳烃色谱图相似，可以确定为渤东南洼沙三段与沙一段混源。而从PL9-1-11井与PL9-1-12井的芳烃色谱图上可以看出，具有中4,23,24-三甲基三芳甾烷和中低4-甲基-24-乙基三芳甾烷的特征，油源为渤东南洼沙一段与东营组混源。通过上述芳烃色谱图油源对比分析可以看出，庙西北凸起上蓬莱9-1潜山油源具有规律性分布特征(图5)。构造的北部原油来自渤东南洼沙三段与沙一段混源；构造南部油源为渤东南洼沙一段与东营组混源。

图5　蓬莱9-1构造古潜山油源分布图Fig.5　Distribution of buried hill oil sources in Penglai 9-1 structure

4花岗岩风化壳油气成藏条件

4.1烃源条件

蓬莱9-1花岗岩潜山油源主要为渤东南洼沙一段、沙三段及东营组的烃源岩。沙一段为中深湖-浅湖沉积，而沙三段沉积水体更深，为中深湖-深湖沉积，暗色油页岩以Ⅱ1-Ⅱ2型干酪根为主，有机碳的质量分数(wTOC)>2%，为优质烃源岩[3]。渤东凹陷东营组由南向北依次为深湖-半深湖-滨浅湖沉积，其中暗色泥岩以Ⅱ2-Ⅲ型干酪根为主，wTOC约为1%，为较好的烃源岩[4,5]。

油源对比分析结果表明，蓬莱9-1构造北部花岗岩潜山原油来自渤东南洼沙三段与沙一段烃源岩，构造南部为渤东南洼沙一段与东营组混源。渤东凹陷沙河街组烃源岩在馆陶组沉积末期(约12 Ma B.P.)，开始进入生烃门限；在明下段沉积末期(约5.3 Ma B.P.)，沙河街组烃源岩进入大量生、排烃阶段，上覆东营组烃源岩开始进入生烃门限；现今，沙河街组与东营组烃源岩均处于生烃高峰期。渤东南洼自12 Ma B.P.至今持续向蓬莱9-1构造花岗岩潜山提供充足的油源。

4.2储集条件

蓬莱9-1花岗岩潜山根据储层厚度、孔隙度和储集空间类型分为储层发育区、储层欠发育区和储层不发育区(图6)。储层发育区主要分布在蓬莱9-1构造的东南部，也是古潜山风化壳的高部位，受风化、剥蚀作用最强烈，由东南向西北方向，储层越不发育。根据潜山油层厚度图统计分析(图7)，储层越发育，含油层厚度越大。

潜山构造高部位，花岗岩风化壳受风化剥蚀越强烈，形成的砂、砾质风化带越厚，储集物性越好。在储层发育区中，PL9-1-5井储层最厚，其中砂、砾质风化带厚约16 m，裂缝带达235.5 m，而且经试油测试分析，油层的总厚度达235.5 m。通过对壁心孔隙度数据统计分析，PL9-1-5井砂、砾质风化带孔隙度平均为5.7%，裂缝带平均为4.6%。该区内，PL9-1-2井砂、砾质风化带最厚，

图6　蓬莱9-1古潜山储层分布平面图Fig.6　Distribution of buried hill reservoir in Penglai 9-1 structure

图7　蓬莱9-1古潜山油层厚度统计图Fig.7　Statistics showing oil reservoir thickness in Penglai 9-1 structure

约为82 m，平均孔隙度为12.9%，裂缝带厚约93 m，平均孔隙度为9.5%，而且经试油分析，其总油层厚度为69.1 m。总体来说，PL9-1-1井、PL9-1-2井、PL9-1-4井、PL9-1-5井、PL9-1-8井和PL9-1-15井所在区域，砂、砾质风化带及裂缝带发育齐全，储层总厚度达150 m，孔隙度较高，有良好的油气显示，为储层最为发育区。PL9-1-14井与PL9-1-7井所在区域，储层厚度>60 m，明显较储层发育区薄，孔隙度较小，但仍有较好的油气显示，所以将该区定为储层欠发育区。研究区内PL9-1-10井、PL9-1-11井、PL9-1-13井、PL9-1-16井和PL9-1-17井位于潜山西北部，储层厚度<60 m，油气显示总体较差，所以将该区定为储层相对不发育区。总之，风化壳储层发育厚度几十米，甚至达200多米，为蓬莱9-1花岗岩古潜山大型整装油田的形成奠定了坚实储集基础。

4.3生储盖组合条件

蓬莱9-1构造花岗岩储层主要发育在潜山高部位，受风化、剥蚀作用强烈，有良好的储集空间和较厚、较广的分布范围。构造西北部为渤东生烃凹陷，潜山油藏油源主要为渤东南洼沙三段、沙一段及东营组烃源岩层，具有较高和较好的有机质丰度及类型。潜山油藏之上，直接覆盖馆陶组。馆陶组为一套湖相沉积的含粉砂质泥岩，颗粒较细，具有较高的排驱压力，厚度>200 m，能作为潜山油藏有利的封堵层。所以，蓬莱9-1古潜山油藏属于“下生上储顶盖型”生储盖组合特征，具有优越的空间配置条件。

4.4运聚条件

潜山花岗岩油藏油源主要为渤东南洼沙三段、沙一段及东营组烃源岩。根据地震层速度分析，在东营组底及沙河街组底的2个地层切片上，可见渤东凹陷的低速异常区域，进一步证明有超压区域发育，为原油长距离运移提供了动力。分析渤东低凸起PL7-1-1井压力测试结果发现，渤东凹陷存在异常超压现象，而且向凹陷深部方向，超压越发育。渤东凹陷东营组与沙河街组均位于超压带上，东营组地层压力系数为1.1~1.4，属微超压带；下伏沙河街组地层压力系数>1.4，属超压带。为此，超压在烃源岩层普遍发育，为油气向蓬莱9-1古潜山运移提供强劲动力。

蓬莱9-1构造油气运移主要是通过断层及不整合面输导。断层不仅可作为运移通道，而且能控制新近系油藏分布，明显在花岗岩潜山之上的明化镇组及馆陶组油藏分布在断层附近。而渤东凹陷油气主要通过不整合面运聚到潜山花岗岩储层中，不整合面之上是古近系或新近系碎屑岩，而不整合面之下为潜山风化壳，油气运移是通过不整合面上、下的“底砾岩连通孔隙”及“风化、淋滤带裂缝-溶蚀孔洞”两类高效运载层[9]运移输导。通过对变质岩岩心样品薄片观察，发现PL9-1-3井、PL9-1-6井、PL9-1-9井及PL9-1-12井中，变质岩上部同样遭受风化、剥蚀作用，溶蚀孔及微裂缝均有不同程度发育，并且在PL9-1-3井中，明显见有油气充填过的痕迹(图8)，主要见于溶蚀孔边部及微裂缝中间，足以证明上述观点，即变质岩潜山风化壳同样可作为油气运移通道。

5花岗岩风化壳油气成藏过程

蓬莱9-1花岗岩古潜山形成演化以及油气成藏经历了以下4个阶段(图9)。

163 Ma B.P.，岩浆岩底辟式侵入变质岩中。

图8　蓬莱9-1古潜山变质岩油侵薄片Fig.8　Microphotographs of oil immersion thin sections showing metamorphic rocks in Penglai 9-1 structure(A)PL9-1-3井，深度1 265~1 270 m，(-); (B)PL9-1-3井，深度1 265~1 270 m，(+)

图9　蓬莱9-1构造花岗岩古潜山形成演化与油气成藏模式图Fig.9　The formation and evolution of granite buried hill and the mode of hydrocarbon accumulation in Penglai 9-1 structure

163~130 Ma B.P.，早期变质岩风化、剥蚀后，花岗岩揭顶，后期花岗岩风化、剥蚀，形成风化壳。同时，变质岩同样遭受风化、剥蚀，但其受风化程度明显弱于花岗岩，由于这种“差异风化性”，蓬莱9-1构造北东和南西两侧形成变质岩山头。

130~23 Ma B.P.，岩石圈地幔折沉，地表伸展，形成断陷盆地，花岗岩顶部继续遭受风化、剥蚀，形成以溶蚀孔洞与微裂缝为主要储集空间的储层，并相继为渤东凹陷和庙西凹陷沙河街组及东营组沉积提供物源。沙河街组沉积水体较深，为中深湖沉积；东营组沉积水体较浅，为浅湖-滨浅湖沉积，有机质丰度高，有机质类型好，为后期花岗岩潜山油藏提供了充足的油源。

23~12 Ma B.P.，岩石圈继续折沉，潜山沉降，馆陶组沉积覆盖于潜山之上。12 Ma B.P.沙河街组烃源岩开始进入生烃门限，但油气主要还是聚集在凹陷内，未向庙西北凸起上大规模运移(图10)。

12 Ma B.P.至现今，地层继续沉降。明化镇组沉积期，沙河街组烃源岩进入大量生、排烃阶段，同时东营组开始进入生烃门限，油气通过断层及不整合面运聚到潜山顶部形成大型油藏。而东营组烃源岩成熟较晚，所以油气充注成藏相对较晚。潜山上覆馆陶组为一套封闭性较好的盖层，确保蓬莱9-1花岗岩古潜山大型油田形成与保存。

6结 论

图10　渤东南洼烃源岩成熟度演化剖面图Fig.10　The maturity evolution of source rocks in the southeast depression of Bohai area

a.蓬莱9-1构造花岗岩古潜山风化壳自上而下分为：砂-砾质风化带、裂缝带与基岩带，其受风化程度依次减弱，主要的储集空间类型为孔隙与微裂缝。风化壳储层发育厚度几十米，甚至达200多米，为花岗岩古潜山大型整装油田的形成奠定了坚实储集基础。

b.蓬莱9-1潜山油源具有规律性分布特征。构造北部原油来自渤东南洼沙三段与沙一段混源；构造南部油源为渤东南洼沙一段与东营组混源。渤东南洼自12 Ma B.P.至今持续向蓬莱9-1构造花岗岩潜山提供充足的油源。

c.蓬莱9-1潜山油藏表现“下生上储顶盖型”生储盖组合特征，具备良好的空间配置条件；呈现“高压驱烃、断层不整合输导、油气仓储式成藏”的显著特点。

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Hydrocarbon accumulation process of large scale oil and gas field of granite buried hill in Penglai 9-1 structure, Bohai, China

XU Guo-sheng1, CHEN Fei1, ZHOU Xing-huai2, WANG Xin1,LI Jian-ping2, WANG Guo-zhi1, WANG Xiao1, FAN Lei1

1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;2.CNOOC (China) Limited by Share Ltd. Tianjin Branch, Tianjin 300452, China

Abstract:The granite buried hill weathering crust reservoir of Penglai 9-1 on the bulge of Miaoxibei in Bohai is a large scale oil and gas field firstly discovered in offshore China. However, the mechanism of hydrocarbon accumulation in granite buried hill in such a large-scale oilfield during the Yanshan movement is rarely studied. Therefore, different methods of core observation, thin section identification, fingerprint fossil comparison and hydrocarbon basin simulation are used to analyze the reservoir characteristics of granite buried hill, oil and source rock correlation and conditions of hydrocarbon accumulation, so as to restore the hydrocarbon accumulation process and construct the accumulation mode of Penglai 9-1 structure. According to the extent of weathering, granite weathering crust is divided from top to bottom into three parts: sand - gravel weathered zone, fracture zone and the bedrock zone respectively. The thickness of weathering crust varies from several tens of meters to even more than two hundred meters. It shows that the main reservoir space of oil and gas is dissolution pores and micro-cracks in the rocks and the oil source of buried hill comes from the first and third Groups of Shahejie Formation and Dongying Formation in the southern depression of east Bohai area. Favorable reservoirs are covered by seal rock of Guantao Formation of Neogene and mainly distributed in the high part of the weathering crust. The buried hill oilfield is characteristic of 3 layers structure with source rocks at the bottom, reservoir in the middle and cap rocks on the top, a combination of young source rocks in old reservoirs. The study proposes that high pressure drives hydrocarbon to migrate through fault-related unconformity and result in warehouse accumulation.

Key words:Penglai 9-1 structure; Yanshan movement stage; granite buried hill; hydrocarbon accumulation process; hydrocarbon accumulation mode

[文献标志码][分类号] TE122.31 A

[基金项目]国家科技重大专项(2011ZX05023-001-014)。

[收稿日期]2015-04-15。

[文章编号]1671-9727(2016)02-0153-10

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.02.02

[第一作者] 徐国盛(1962-),男,博士,教授，博士生导师,从事油气成藏动力学研究, E-mail:xgs@cdut.edu.cn。