渤海湾盆地东以郯城—庐江断裂带为界，西接太行山东麓，北抵燕山造山带，南邻鲁西隆起，经历了中—新生代多期复杂构造活动，是中国东部重要含油气盆地之一^[1-2]。渤海湾盆地内次级坳陷以发育斜坡区为主要特征，且斜坡区赋存大量油气^[3-6]。黄骅坳陷斜坡区发育，其面积占坳陷总面积的60%~70%^[7-8]，并有丰富的油气发现^[9]。黄骅坳陷歧口凹陷斜坡区的发育受基底差异沉降及继承性大断裂活动两大主控因素共同影响，可划分为阶状断裂斜坡、多阶挠曲斜坡、简单斜坡及旋转掀斜斜坡4种类型^[10]。斜坡区具有高、中、低分异的特征，不同部位控砂控藏规律有所差异，主要表现为高斜坡沟槽控砂，优势运移汇聚相富集；中斜坡坡折控砂，优势构造岩性相富集；低斜坡远扇控砂，优势源储耦合相富集^[11]。

歧口凹陷滨海斜坡主体位于黄骅坳陷海岸线以东的滩海地区，是北大港潜山向东部歧口主凹过渡形成的斜坡构造，成藏条件优越^[12]。滨海斜坡区自西向东可划分为高、中、低3个区带，勘探面积为768km²，目前高、中斜坡勘探程度较高，在东三段取得了一系列勘探发现。早期按照构造找油思路在高斜坡发现唐家河油田，主力层位为东营组，探明储量为1247.5×10⁴t，目前累计产油421.45×10⁴t；在“断砂耦合”控藏理论指导下于中斜坡发现南港油田，新增探明与控制储量共计4000×10⁴t，其中预探井唐东9X2井初期在东三段取得突破，获百吨高产，已累计产油1.327×10⁴t、累计产气460×10⁴m^{3 [13]}。前期勘探工作已实现滨海高、中斜坡区东三段含油连片，展现出较大的勘探潜力。

滨海斜坡低斜坡区处于深凹区，以前认为深凹区东三段以半深湖—深湖相沉积为主，烃源岩发育，但砂体不发育。随着滨海斜坡高、中斜坡区勘探工作的不断深入，证实歧口凹陷东三段沉积期盆内、盆外物源充足，砂体可以波及深凹区。深凹区砂体与烃源岩相互匹配，成藏潜力大，是未来勘探的主要方向。由于地理条件限制，深凹区目前总体勘探程度低，砂体井控程度低。为落实深凹区东三段砂体发育情况及岩性圈闭含油气潜力，进一步实现“下洼找油”、满坡含油连片的目标，在深凹区新部署风险探井海探1井。本文基于海探1井的钻探发现，总结深凹区东三段控砂机制、储层特征和生烃条件，提出东三段油气成藏模式，为后续滨海斜坡深凹区油气勘探工作提供借鉴。

黄骅坳陷是渤海湾盆地中重要的构造单元之一, 其中歧口凹陷内部存在一个主凹区和北塘、歧北、歧南、板桥、埕北五大斜坡区（图 1a）。歧口凹陷发育复杂断层系统^[15-16]，主要包括北东向、近东西向和北西向3个优势断层走向（图 1b）。受盆外北部燕山褶皱带、西北部沧县隆起、南部埕宁隆起三大物源区和凹陷内部低隆起物源区持续影响，新生界从下到上发育了沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组4套地层（图 2）^[17-20]。

图 1

图 1 歧口凹陷区域构造图（a）及东三段底部三维构造图（b）（据文献[14]修改） Fig. 1 Regional structural map of Qikou Sag (a) and 3D structural map of the bottom of the third member of Dongying Formation (b) (modified after reference [14])

图 2

图 2 歧口凹陷地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column in Qikou Sag

歧口凹陷主力生烃层为沙三段和沙一中亚段、沙一下亚段，沙三段演化程度高，既是生油层也是生气层；沙一中亚段、沙一下亚段演化程度中等，以生油为主；东营组埋藏较浅，烃源岩演化程度低，以低成熟为主，但深凹区东营组已达到生排烃门限，可作为一套有效烃源岩。歧口凹陷区域泥岩盖层主要包括沙三段、沙一中亚段、东二段和明化镇组的泥岩，泥岩盖层的发育控制着油气垂向分布规律。

歧口凹陷滨海斜坡区夹持于北部海河—新港断层和南部歧东断层之间，地震剖面上显示滨海斜坡以歧中断层为界，其北为南倾正断层，其南为北倾正断层，南北向表现为地堑深凹特征（图 3）。受新生代以来差异沉降作用的影响，滨海斜坡自西向东逐渐向歧口主凹过渡，表现为东倾斜坡构造，根据高低关系划分为高、中和低3个区带（图 4）。

图 3

图 3 滨海斜坡过海探1井地震剖面图（剖面位置见图 1b） Fig. 3 Seismic profile cross Well Haitan 1 in Binhai slope (section location is in Fig. 1b)

图 4

图 4 滨海斜坡东西向地震剖面图（剖面位置见图 1b） Fig. 4 E-W direction seismic profile in Binhai slope (section location is in Fig. 1b)

基于海探1井钻探情况，从东三段砂岩储层发育特征、烃源岩发育情况、原油性质等方面进行总结，以加强深凹区基础地质情况认识，为实现油气勘探突破奠定基础。

海探1井钻探位置在歧中断层上升盘，位于歧口主凹区。海探1井按预期设计共钻遇东三段4套砂岩层，从下到上分别为东三下砂体、东三中1砂体、东三中2砂体和东三上砂体（图 5）。除东三上砂体测井解释为水层外，其余3套砂体测井解释油层共58.5m/7层，其中东三下砂体油层15.8m/2层，东三中1砂体油层17.3m/3层，东三中2砂体油层25.4m/2层。

图 5

图 5 海探1井东三段岩性与沉积相特征图 Fig. 5 Lithologic section and sedimentary facies characteristics of the third member of Dongying Formation in Well Haitan 1

对东三下砂体4318.5~4331.5m井段加砂压裂，日产油33.16m³，累计产油152.1m³。对东三中1砂体4208.6~4229.1m井段进行压裂，累计返排油140m³。东三中2砂体目前待试油。

东三下砂体岩性为浅灰色细砂岩，主要矿物成分为石英和长石，部分长石颗粒蚀变为绢云母（图 6a）；砂岩孔隙度为13.2%~15.8%，渗透率为3.75~4.35mD，孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔（图 6b），二维核磁实测含油饱和度为66.3%。东三中1砂体岩性也为浅灰色细砂岩，主要矿物成分为石英、长石和岩屑（图 6c）；砂岩孔隙度为12.8%~14.5%，渗透率为3.81~7.32mD，孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔（图 6d），二维核磁实测含油饱和度为59.4%。东三中2砂体岩性为浅灰色细砂岩，矿物成分主要为石英、长石和岩屑（图 6e）；孔隙度平均为14.2%，渗透率平均为11.18mD，孔隙类型为粒间孔和溶蚀孔（图 6f）。东三段新钻井岩心发育液化构造、撕裂状泥砾等重力流沉积构造（图 6g、h），镜下观察可见矿物颗粒整体分选差、磨圆次棱角状—次圆状，具备典型重力流沉积特征。

图 6

图 6 海探1井东三段砂岩镜下与岩心照片 Fig. 6 Microscopic and core photos of sandstone in the third member of Dongying Formation in Well Haitan 1 (a) 4323m，浅灰色细砂岩，镜下可见部分长石颗粒绢云母化蚀变严重；(b) 4323m，浅灰色细砂岩，可见粒间孔、溶蚀孔；(c) 4211m，浅灰色细砂岩，主要矿物成分为石英、长石和岩屑；(d) 4211m，浅灰色细砂岩，可见粒间孔、溶蚀孔；(e) 4162m，浅灰色细砂岩，分选磨圆中等；(f) 4162m，浅灰色细砂岩，可见粒间孔、溶蚀孔；(g) 4214m，浅灰色细砂岩，发育液化脉；(h) 4211m，浅灰色细砂岩中，发育液化脉

海探1井在东三段钻遇4套深灰色页岩（图 7中①至④套页岩），累计厚度为268m，其中底部第三、四套页岩单层厚度可达60~80m。从地球化学指标上看（图 7），4092~4152m深度段的第一套页岩，TOC在1.7%~3.5%之间，平均为2.6%；S₁在0.5~1.5mg/g之间，平均为1.0mg/g。4189~4205m深度段的第二套页岩，TOC在1.4%~4.2%之间，平均为3.2%；S₁在1.2~2.0mg/g之间，平均为1.6mg/g。4226~4308m深度段的第三套页岩，TOC在3.0%~5.9%之间，平均为4.2%；S₁在1.1~4.3mg/g之间，平均为2.8mg/g。4345~4448m深度段的第四套页岩TOC在1.9%~5.3%之间，平均为3.8%；S₁在2.3~4.2mg/g之间，平均为3.1mg/g。其中第三和第四套两套页岩R_o可达1.1%，已经超过生烃门限，是深凹区优越的烃源岩层系，且部分层段的含油饱和度指数OSI大于100mg/g，也展现出良好的非常规页岩油资源潜力。

图 7

图 7 海探1井东三段地球化学指标统计图 Fig. 7 Geochemical indicators diagram of the third member of Dongying Formation in Well Haitan 1

海探1井东三段试油出油，为了确定油源，对其原油性质进行分析，同时利用气相色谱质谱法对东三段油样和烃源岩样品的饱和烃中的生物标志化合物进行检测。结果表明，海探1井原油密度为0.87g/cm³，黏度为16.47~17.16mPa·s，而中部滩海中斜坡区唐东9X2井、唐东9X6井、唐东9X8井的原油密度平均为0.85g/cm³，黏度平均为5.74mPa·s，均明显小于海探1井的相关数值，表明其油源可能存在不同。气相色谱质谱分析结果显示，海探1井东三段原油具有低C₂₄四环萜烷、高伽马蜡烷、高ETR [(C₂₈+C₂₉)TT/(C₂₈TT+C₂₉TT+Ts)] 指数、高C₂₃三环萜烷/C₃₀藿烷、规则甾烷为“L”形分布特征，与海探1井东三段烃源岩具有相似性（图 8a、b），但与沙一中亚段烃源岩低ETR指数、低C₂₃三环萜烷/C₃₀藿烷存在明显不同（图 8c）。同时，东三段原油族组分碳同位素特征、饱和烃单体碳同位素特征与东三段烃源岩具有一致性，而与沙一中亚段烃源岩差异性较大（图 9）。上述油源对比结果表明，深凹区东三段油气来源于本层烃源岩。

图 8

图 8 海探1井油源对比图 Fig. 8 Oil source correlation diagram in Well Haitan 1 （a）海探1井东三段原油饱和烃色谱质谱特征；（b）海探1井东三段烃源岩色谱质谱特征；（c）C23TT/C30H—ETR指数图

图 9

图 9 海探1井原油与烃源岩碳同位素特征图 Fig. 9 Carbon isotope characteristics of oil and source rock in Well Haitan 1

过去一直认为，歧口深凹区在东营组沉积时为深湖环境，砂体不发育。近年来根据滨海斜坡高、中斜坡的勘探成果，预测深凹区东三段可能有砂体发育。利用弧长属性预测滨海斜坡东三段底部可能发育东、西两套砂体，西侧砂体带主要分布在滨海斜坡中斜坡区，东侧砂体带分布在滨海斜坡深凹区（图 10a）。同时在东西向地震剖面上可以看到东、西两套砂体的叠置关系，深凹区的西侧砂体可识别出东三下、东三中1、东三中2和东三上砂体（图 10b）。从沉积背景上来看，歧口凹陷沙一段—东营组沉积时期受太平洋板块向西俯冲于欧亚大陆下速度突然变大的影响，右行走滑逐渐加强^[21-22]。歧口凹陷兰聊走滑断层和东部海域郯城—庐江主干断层共同组成了右行右列走滑断层系，该断层系在歧口海域主凹区派生出南北向拉张应力场，形成拉分盆地^[23]。在此应力场控制下，东三段沉积时期，海河断层及其以南多条南倾正断层呈阶状层层下掉，歧口凹陷中部滩海区东三段古地貌显示北高南低（图 11a），歧口主凹成为最大沉降中心，北部物源可向南长距离输送碎屑物质。

图 10

图 10 歧口凹陷滨海斜坡深凹区东三段砂岩弧长属性（a）与地震剖面图（b） Fig. 10 Sandstone arc length attribute (a) and seismic profile (b) of the third member of Dongying Formation in Binhai slope

图 11

图 11 歧口凹陷东三段古地貌与物源特征图 Fig. 11 Paleogeomorphology and sediments source characteristics in Qikou Sag during the deposition period of the third member of Dongying Formatio （a）歧口凹陷东三段古地貌图；（b）燕山褶皱带物源锆石U—Pb年龄谱特征图；（c）海探1井东三段砂岩碎屑锆石U—Pb年龄谱特征图

为了进一步明确海探1井所钻遇重力流砂体的物源，利用激光电感耦合等离子体质谱法（LA-ICP-MS）对海探1井东三段中深度为4162m、4177m和4209m处的碎屑锆石进行U—Pb定年分析。将测年结果与燕山褶皱带物源区母岩年龄特征进行对比^[24-25]，发现海探1井东三段碎屑锆石年龄整体呈现出100~480Ma，1680~2000Ma和2300~2600Ma 3个年龄峰值，与燕山褶皱带物源区年龄峰值特征基本一致（图 11b、c），因此滨海斜坡深凹区东三段重力流砂体物源区为北部燕山褶皱带。歧口凹陷滨海斜坡东三段自北向南发育的沉积相主要有辫状河三角洲前缘和远岸水下扇重力流沉积等（图 12），表明东三段沉积时燕山褶皱带供源能力强，“远源输砂”影响到歧口深凹区。

图 12

图 12 歧口凹陷东三段沉积体系图 Fig. 12 Sedimentary system in Qikou Sag during the deposition period of the third member of Dongying Formation

传统认为歧口凹陷滨海斜坡深凹区发育沙一中亚段和沙三段两套主力烃源岩，东三段砂岩成藏主要依靠油源断层输导，形成下生上储型油气藏。海探1井钻探证实东三段发育4套页岩，且地球化学指标显示底部两套页岩为较好的烃源岩。从东三段有效烃源岩厚度等值线图可以看出（图 13），深凹区发育南、北两个烃源岩厚值区，厚度超过300m；TOC > 2%且R_o > 0.7%的优质烃源岩发育面积可达135km²。总的来看，深凹区东三段烃源岩分布面积广、埋深大、已达到生烃门限、资源潜力好，使得东三段具备了自生自储的潜力。油源对比结果也证实东三段发育自生自储型油气藏，改变了传统认为东三段发育下生上储油气藏的认识。东三段自生自储型油气藏的发现，开辟了东部滩海勘探开发的新局面。

图 13

图 13 深凹区东三段有效烃源岩厚度等值线图 Fig. 13 Thickness map of effective source rock in the third member of Dongying Formation in deep subsag area

滨海斜坡区断层发育，高斜坡唐家河油田发育北东向断层，其中港东断层、唐家河断层沟通沙一段和沙三段烃源岩，并且在成藏期活动，是高斜坡区主干油源断层，断砂耦合控藏使得高斜坡油气富集，形成下生上储构造油气藏。中斜坡区北东东和近东西向断层发育，以歧中断层及其以南数条北倾正断层组成的歧中断层系为代表。歧中断层系中数条断层沟通了沙一段和沙三段烃源岩，并且在成藏期活动，作为主干油源断层，将深部烃源岩生成的油气运移到浅部东三段成藏，在中斜坡形成了以南港油田为代表的断砂耦合控制的下生上储岩性油气藏^[26]。海探1井勘探结果表明，低斜坡区东三段存在自生自储油气藏，进一步丰富了对该区成藏模式的认识。总的来看，滨海斜坡从高斜坡区到低斜坡区，其油藏类型包括了断砂耦合控藏机制主导下形成的下生上储构造油气藏、岩性油气藏，以及自生自储岩性油气藏。不同油气藏类型的存在使得该区具有较为复杂的成藏模式，呈现出满坡含油的特征，展现出较大勘探潜力（图 14）。

图 14

图 14 滨海斜坡成藏模式图 Fig. 14 Hydrocarbon accumulation pattern in Binhai slope

黄骅坳陷页岩油多年勘探实践表明，良好的烃源岩均可以作为页岩油勘探对象。沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙三段、沙一下亚段、沙一中亚段4套主要页岩层有机质类型覆盖_Ⅰ、_Ⅱ、_Ⅲ型，TOC介于2%~6%，S₁介于2~20mg/g，R_o介于0.6%~1.5%，均已实现了勘探突破，充分表明良好的烃源岩达到一定的成熟度都可以形成页岩油^[27-28]。

通过海探1井的实施，证实歧口深凹区东三段发育4套页岩段，其中底部两套页岩段地球化学指标优越。岩石热解生烃潜量（S₁+S₂）和游离烃含量（S₁）可以直接反映页岩油含油量，含油饱和度指数OSI大于100mg/g，表明页岩油具有可流动性^[29-32]。第三套页岩S₁+S₂介于6.54~16.94mg/g，平均为11.77mg/g；S₁介于0.38~4.33mg/g，平均为2.64mg/g；OSI介于37~439mg/g，平均为113mg/g。第四套页岩S₁+S₂介于2.40~13.6mg/g，平均为9.12mg/g；S₁介于0.63~4.16mg/g，平均为2.66mg/g；OSI介于47.5~283.0mg/g，平均为107mg/g。综合上述地球化学指标，深凹区东三段第三、四套页岩含油性较好，可动性强，且平面分布范围广。总体来看，滨海斜坡深凹区东三段展现出较大的非常规页岩油资源潜力。

（1）海探1井在滨海斜坡深凹区钻遇目的层东三段4套砂体，基于碎屑锆石U—Pb定年结果与古地貌恢复，证实其物源区为北部燕山褶皱带，东三段砂体面积大，储集物性好。

（2）海探1井钻遇东三段4套深灰色页岩，累计厚度达268m，地球化学指标显示其生烃潜力好，为深凹区有利烃源岩层；油源对比表明海探1井所钻遇的油气藏为自生自储型，试油获工业油气流，开拓了勘探新领域。

（3）滨海斜坡从高斜坡到低斜坡发育了下生上储构造油气藏、下生上储岩性油气藏和自生自储油气藏；同时深凹区东三段页岩含油性好，分布面积广，展现出巨大的非常规页岩油资源潜力。