渤海湾盆地周缘发育多个边缘凹陷，面积小、埋深浅^[1-3]，其油气勘探前景往往被忽视。随着油气勘探工作的深入，在庙西凹陷、莱州湾凹陷、黄河口凹陷等发现多个优质大中型油气田，展示了边缘凹陷较好的油气勘探潜力^[4-6]。勘探实践表明，在边缘凹陷近油源区展开勘探能够发现高丰度的油气富集区^[7]。青东凹陷处于渤海湾盆地东部海域，为典型的边缘凹陷，勘探程度低，仅在相对远源的洼陷西侧发现了桥东油田，探明+控制石油地质储量约为3000×10⁴t^[8-10]。而在近源区的KL20构造区油气勘探效果不佳，目前已钻4口探井，KL20-A-A、KL20-A-B、KL20-A-C3口井在沙三下亚段和沙四上亚段发现油层，井控探明石油地质储量低，仅为140×10⁴t；而北部断垒带南侧的KL20-A-D井油层分布于沙三中亚段和沙三上亚段，井控探明石油地质储量高，超700×10⁴t。青东凹陷近源区油气存在成熟与低成熟之分，空间分布具有明显的差异性。未成熟-低成熟石油具有饱和烃含量低、非烃含量高等特征，在渤海湾盆地的边缘凹陷中分布广泛，一般产自微咸水-咸水沉积的烃源岩，由树脂体、木栓质体等有机组分经过低温化学反应、细菌活动、生物催化等作用形成^[11]。青东凹陷沙四上亚段和沙三下亚段作为近源区主力烃源岩已被普遍认可，但是近源区存在双洼供烃、双套供烃的情况，且北部洼陷带和中部洼陷带双套烃源岩成熟度不同，两套烃源岩的生烃演化机制也不清。沙河街组发育大量粗碎屑近源堆积，岩性及构造圈闭极其发育^[12-13]。近源区的北部断垒带拥有良好的生储盖组合，在双洼混合充注、晚期成藏的情况下^[14-15]，有利成藏组合及近源成藏模式并不清楚^[16]，严重制约北部断垒带的近源成藏认识与勘探部署。本文对青东凹陷北部断垒带近源成藏条件进行深入探讨，通过对沙河街组烃源岩发育条件及生烃潜力、储层沉积体系及演化、构造古地貌等展开分析，明确了区域近源成藏的主控因素，建立了青东凹陷北部断垒带油气成藏模式，并指明了近源区下一步油气勘探方向。

青东凹陷位于济阳坳陷东部，其西侧为青坨子凸起，北侧为垦东凸起，东侧以郯庐走滑断裂中支与潍北凸起相隔，西南与青南凹陷相接，为受郯庐走滑和区域拉张共同控制下“北断南超”型箕状断陷^[16-21]。青东凹陷内部可划分为“三洼六带”，包括北部断阶带、北部洼陷带、北部断垒带、中部洼陷带、中部断垒带、南部洼陷带、南部断垒带、西部斜坡带及东部走滑带等三级构造单元。本文的主要研究区--KL20构造区位于青东凹陷北部断垒带，夹持于北部洼陷带和中部洼陷带之间，是近源成藏的有利场所（图 1a），钻井揭示研究区自下而上为中生界，古近系孔店组、沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组（图 1b）。

图 1

图 1 青东凹陷区域位置图（a）及地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional location of Qingdong Sag (a) and comprehensive stratigraphic column (b)

青东凹陷自古近纪以来经历了复杂的构造演化。孔店组-沙四下亚段沉积期为初始裂陷阶段，受区域伸展作用控制，青东凹陷“北断南超”的构造格局初具雏形；沙四上亚段-东营组沉积期为强裂陷阶段，东西向伸展断裂及派生断裂强活动，形成复杂的垒堑格局；在古近系沉积末期，喜马拉雅运动造成区域隆升剥蚀，构造高部位东营组剥蚀殆尽；新近系-第四系沉积期为整体坳陷阶段，构造稳定，断层较少，沙河街组烃源岩持续埋深，进入二次生烃阶段。受宏观构造控制，在深洼区沙三下亚段和沙四上亚段发育暗色湖相泥岩，为良好烃源岩，沙河街组扇三角洲前缘-滩坝砂体为良好储层^[22]，沙河街组具备良好的源储配置关系，是良好的近源油气勘探层系。

青东凹陷在沙河街组沉积期处于强裂陷阶段，具有相对较深的沉积背景^[23]，受北部断垒带和中部断垒带分割，形成了北、中、南3个洼陷（图 2），洼陷内部以厚层湖相暗色泥岩沉积为主，形成了沙四上亚段和沙三下亚段两套优质烃源岩。根据已钻井揭示和地震资料分析，沙河街组烃源岩沉积中心位于北部洼陷带边界断层附近，沉积厚度由北向南依次减薄，北部洼陷带烃源岩最大沉积厚度超1500m，南部洼陷带烃源岩最大沉积厚度约为800m。

图 2

图 2 青东凹陷南北向结构剖面图 Fig. 2 N-S direction structural section of Qingdong Sag

根据研究区已钻井烃源岩实验数据（表 1，图 3），沙三下亚段暗色泥岩TOC为0.33%~2.26%, 平均为1.53%；生烃潜量（S₁+S₂）为1.87~26.15mg/g，

表 1

表 1 青东凹陷及周边凹陷烃源岩地球化学表 Table 1 Geochemical parameters of source rocks in Qingdong Sag and its peripheral sags 凹陷 层位 TOC/% 氯仿沥青“A”/% S1+S2/（mg·g-1） Ro/% 有机质类型 青东凹陷 沙三下亚段 0.33~2.26(1.53) 0.06~0.19 1.87~26.15(7.58) 0.42~0.70(0.57) Ⅰ—Ⅱ1 沙四上亚段 0.43~3.24(1.69) 0.01~0.56 0.36~30.45(7.82) 0.48~0.82(0.69) Ⅰ—Ⅱ1 莱州湾凹陷 沙三下亚段 0.28~7.00(2.29) — 0.42~38.96(10.56) 0.40~0.80(0.58) Ⅰ—Ⅱ1 沙四上亚段 1.50~4.93(2.60) — 5.16~20.37(10.42) 0.60~0.75(0.69) Ⅱ1—Ⅱ2 黄河口凹陷 沙一二亚段 0.35~4.41(1.55) 0.02~1.53(0.44) 0.73~20.76(7.63) 0.46~1.01(0.69) Ⅱ1—Ⅱ2 沙三段 0.79~7.25(2.66) 0.03~1.91(0.57) 1.22~37.76(12.27) 0.54~0.92(0.72) Ⅱ1—Ⅱ2 注：括号内为平均值。

表 1 青东凹陷及周边凹陷烃源岩地球化学表 Table 1 Geochemical parameters of source rocks in Qingdong Sag and its peripheral sags

图 3

图 3 青东凹陷沙河街组烃源岩有机质显微组分图 Fig. 3 Macerals of organic matter in Shahejie Formation source rocks in Qingdong Sag

平均为7.58mg/g。沙四上亚段暗色泥岩TOC为0.43%~3.24%，平均为1.69%；生烃潜量（S₁+S₂）为0.36~30.45mg/g，平均为7.82mg/g，为好-极好烃源岩。研究区沙四上亚段和沙三上亚段烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主。显微组分均以壳质组为主，含量介于40%~90%，其次为腐泥组，镜质组与惰质组含量较低。壳质组和腐泥组主要成分以腐殖无定型与腐泥无定形为主，是生烃重要的有机质来源。另外，沙四上亚段岩性以灰质泥岩、含膏泥页岩为主，微量元素B含量为（55~60）×10_-6，运用亚当斯公式，计算沙四上亚段古盐度约为2.4%，结合高伽马蜡烷生物标志化合物特征反映沙四上亚段沉积期水体盐度较高，主要以咸水或半咸水为主。

从烃源岩平面分布来看（图 4），青东凹陷沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩厚度以北部洼陷带最大，沙三下亚段烃源岩最大厚度达800m，埋深也最大，中国海油矿区内最大埋深达3800m；沙四上亚段烃源岩最大厚度达到850m，最大埋深达4400m，是青东凹陷的生烃中心。其次是中部洼陷带，沙三下亚段烃源岩最大厚度达550m，埋深也达到了3200m；沙四上亚段烃源岩最大厚度达到700m，最大埋深也超过3650m。南部洼陷带烃源岩整体厚度与埋深均最小，沙四上亚段最大埋深仅约为2600m，生烃规模最小。

图 4

图 4 青东凹陷沙河街组烃源岩厚度图 Fig. 4 Thickness map of Shahejie Formation source rocks in Qingdong Sag

由于郯庐断裂带强烈活动，来自深部的地幔热流及热量很大。郯庐断裂带南段与渤海海域其他地区相比，沿北东方向地温梯度有明显增高^{[12, 24]}。青东凹陷一直为高热流值区，其现今大地热流介于68~80mW/m²，地温梯度为4.2℃/100m，大于济阳坳陷平均地温梯度3.5~4℃/100m；高地热流值对烃源岩的热演化具有明显的促进作用。青东凹陷内的钻井多位于断垒带和西部斜坡带，所钻遇烃源岩样品的成熟度普遍相对不高，沙三下亚段镜质组反射率R_o仅为0.42%~0.70%，平均为0.57%，多数处于低成熟阶段，部分未成熟；沙四上亚段镜质组反射率R_o为0.48%~0.82%，平均为0.69%，多数正处于生烃高峰早期阶段。从R_o与深度关系看，青东凹陷烃源岩在埋藏深度为2250m左右就进入成熟生烃阶段，镜质组反射率达到0.5%左右；烃源岩生烃门限深度显著降低，比相邻黄河口凹陷浅400~500m。

受高热流值背景和构造差异沉积共同控制，青东凹陷不同洼陷和不同层系的烃源岩经历了差异演化过程。以北部洼陷带与中部洼陷带为例，北部洼陷带生烃中心沙四上亚段烃源岩在沙二段沉积期进入成熟阶段（R_o≥0.5%），东营组沉积早中期末达到生烃高峰（R_o为0.7%），东营组沉积末期受整体构造抬升的影响，沙四上亚段烃源岩生烃进程停滞；新近纪随着埋深不断增加，烃源岩于馆陶组沉积中早期达到生烃高峰。类似地，北部洼陷带沙三下亚段烃源岩在沙一段沉积期进入成熟阶段，东营组沉积末期整体构造抬升，明化镇组沉积晚期才整体进入生烃高峰（图 5a）。由于埋深较浅，中部洼陷带沙四上亚段烃源岩在沙三段沉积期进入低成熟阶段，在明化镇组沉积期整体进入成熟阶段；而中部洼陷带沙三下亚段烃源岩在明下段沉积晚期进入成熟阶段，生烃规模相对较小（图 5b）。

图 5

图 5 青东凹陷埋藏史与生烃史模拟图 Fig. 5 Burial history and hydrocarbon generation history simulation of source rocks in Qingdong Sag

综上所述，受构造运动的影响，青东凹陷烃源岩经历了复杂而漫长的生烃过程，但在高热流值背景下，整体埋深较浅仍具备较强的生烃能力（图 6）。青东凹陷内沙四上亚段烃源岩生烃潜力高于沙三下亚段，北部洼陷带有效烃源岩优于中部洼陷带、南部洼陷带；沙三下亚段有效烃源岩只发育在埋深较大的北部深洼带。运用体积法，当运聚系数为0.15，分别计算了北部、中部、南部洼陷带的资源量，北部洼陷带资源量最大，约为3.8×10⁸t，中部洼陷带资源量次之，约为1.1×10⁸t，南部洼陷带资源量最小，约为0.2×10⁸t；相较以往资源评价结果，资源量增加了4.4×10⁸t。

图 6

图 6 青东凹陷（中南部）生烃强度图 Fig. 6 Hydrocarbon generation intensity map in Qingdong Sag (Middle-southern part)

研究表明，低成熟油具有高密度、高胶质与沥青质、低含蜡量、低Pr/Ph、低C₂₉胆甾烷20S/(20S+20R)与C₂₉胆甾烷ββ/(αα+ββ)的特征^{[15-16, 18]}。KL20-A-D井处于北部断垒带和中部洼陷带之间，沙三上亚段原油密度较高（约为0.91g/cm³），属于重质油，含蜡量低（12.49%），胶质+沥青质含量较高（约为28%），具有低Pr/Ph、高伽马蜡烷、低C₂₉胆甾烷ββ/(αα+ββ)与C₂₉胆甾烷20S/(20S+20R)等成熟度偏低的特点（表 2，图 7a），与位于西部斜坡带的QD5-X3井典型沙四上亚段低成熟油极为类似，经测算其成熟度对应的R_o约为0.45%（图 7b）；北部断垒带垦利区块的KL20-A-B井临近北部洼陷带，原油密度较小，约为0.83g/cm³，属于轻质油，且具有高含蜡量（31.97%）、较低胶质+沥青质含量（约为5.48%）的特征（表 2），生物标志化合物具有规则甾烷呈“V”形分布、较高的Pr/Ph、低伽马蜡烷、较高C₂₉胆甾烷ββ/(αα+ββ)与C₂₉胆甾烷20S/(20S+20R)等特征（图 7c），兼具沙四上亚段与沙三下亚段烃源岩特征（图 7d、e），应为北部洼陷带高成熟度烃源岩的贡献。

表 2

表 2 青东凹陷沙河街组部分原油物理性质及类型划分表 Table 2 Physical properties and types of some crude oil samples in Shahejie Formation in Qingdong Sag 井名 深度/m 层位 密度/（g·cm-3） 胶质/% 沥青质/% 含蜡量/% 原油类型 KL20-A-A 2114.5 沙三下亚段 0.84 4.93 0.82 39.42 轻质油 KL20-A-B 2256.80 沙三下亚段 0.83 4.98 0.5 31.97 轻质油 KL22-A-D 1784.5~1824 沙三上亚段 0.91 20.1 7.9 12.49 重质油 QD5-X3 1758~1919 沙四上亚段 0.95 — — 6.64 重质油

表 2 青东凹陷沙河街组部分原油物理性质及类型划分表 Table 2 Physical properties and types of some crude oil samples in Shahejie Formation in Qingdong Sag

图 7

图 7 青东凹陷原油及烃源岩生物标志化合物特征图 Fig. 7 Characteristics of crude oil and source rock biomarkers in Qingdong Sag

研究表明，有机包裹体颜色深浅及荧光特征反映原油成熟度高低，原油成熟度越高，包裹体单偏光及荧光颜色越浅^[25]。KL20-A-A井、KL20-A-B井沙三段/沙四段有机包裹体分析表明，研究区同时发育褐色重质油包裹体与淡黄色轻质油包裹体（图 8a-d），显示研究区储层接受了成熟油与低成熟油两种原油的充注。通过对KL20-A-A井沙四上亚段低成熟油与成熟油相伴生的盐水包裹体均一温度统计后发现这两期油气充注，分别对应7-3.8Ma与2-0Ma，相当于新近系明化镇组沉积中后期和第四系平原组沉积期（图 8e）。

图 8

图 8 青东凹陷北部断垒带包裹体特征图 Fig. 8 Characteristics of inclusions in fault horst zone in the northern Qingdong Sag

氯仿沥青“A”/TOC与（S₁+S₂）/TOC实测分析表明，研究区主力烃源岩热演化存在2个生油高峰（图 9），在地层埋深分别为1500~2200m与2600~2800m处，对应低成熟油和成熟油的生成范围。由此可知，青东凹陷存在早期有机质生未成熟-低成熟油和干酪根正常热降解生烃两种生烃机制。

图 9

图 9 研究区沙四上亚段烃源岩生油演化模式图[21] Fig. 9 Oil generation and evolution modes of source rocks in the upper sub-member of the fourth member of Shahejie Formation[21]

盆地模拟结果表明^[21]，北部洼陷带烃源岩较中部洼陷带、南部洼陷带具有更高的成熟度，沙三下亚段烃源岩R_o多大于0.7%，最高可达1.3%；沙四上亚段烃源岩成熟度多大于1.1%，最高可达2.0%；中部洼陷带、南部洼陷带成熟度整体相对较低，成熟度多小于0.7%。前人研究证实^{[14, 24, 26]}，研究区沙四上亚段烃源岩具有腐泥组与壳质组等富氢显微组分，是形成低成熟油重要的物质基础。沙四段沉积期，青东凹陷整体处于半干旱气候湖相还原环境下，水体咸化程度不断增加，沉积了一套暗色泥岩夹油页岩、膏岩、泥页岩，泥岩中大量耐盐藻类等水生生物及耐盐细菌等原核生物在缺氧条件下得以大量保存，使得沙四段泥岩中发育大量孢子体、壳屑体、藻类体及腐泥无定形等富氢显微组分。随着埋深不断增大至1500m左右，沙四段进入早期成岩阶段，此时有机质尚未进入生烃门限（R_o < 0.5%），但沙四上亚段泥岩中的富氢显微组分在强还原环境下，经过厌氧细菌等改造与含膏盐矿物的催化作用，有效降低这些富氢有机质基团中平均活化能，从而直接降解形成富含沥青的低成熟油气。KL20-C-A井沙四上亚段泥岩中黄铁矿（FeS₂）是由富氢显微组分经过细菌分解有机质产生H⁺把SO₄^2-还原成H₂S，并与Fe²⁺结合形成的（图 10a）。同时，QD14井与QD5-1井在埋深小于2250m的沙四上亚段泥岩显微组分中，干酪根裂缝及藻类体均见荧光显示，表明低成熟生烃机制的存在（图 10b、c）。随着埋深的不断加大，沙四上亚段烃源岩达到正常成熟阶段（R_o＞0.5%，埋深为2250m，此时北部洼陷带、中部洼陷带均对应沙三段沉积末期），进入干酪根热降解生烃阶段，开始形成正常成熟油气（图 10d），进入生烃高峰阶段（北部洼陷带对应沙二段沉积期），在东营组沉积末期遭受剥蚀，生烃进程停滞，至馆陶组沉积期开始进入缓慢沉降阶段，此时北部洼陷带沙四上亚段烃源岩整体处于生油高峰阶段。中部洼陷带因东营组沉积末期剥蚀作用更为强烈，在整个馆陶组沉积期仍处于未成熟-低成熟生油阶段，直到馆陶组沉积末期才整体重新进入正常成熟阶段，目前整体成熟度仍然较低（主体R_o为0.5%~0.7%）。因此，研究区目前发现的成熟度较高的原油主要来自北部洼陷带沙三下亚段、沙四上亚段烃源岩，低成熟油主要来自中部洼陷带沙四上亚段烃源岩。

图 10

图 10 青东凹陷沙四上亚段烃源岩显微组分特征图 Fig. 10 Maceral characteristics of source rocks in the upper sub-member of the fourth member of Shahejie Formation in Qingdong Sag

依据录井岩性序列、岩心壁心观察、测井相等特征，结合构造背景开展综合分析，认为青东凹陷主要发育扇三角洲和滩坝两种主要的沉积砂体；其中，凹陷中部湖区沙四上亚段至沙三段以滩坝相砂体发育为特征。

研究区垦利KL20-A区块夹持于北部洼陷带与中部洼陷带之间，古近纪处于滨浅湖的水下古构造高地，附近水体较浅，波浪作用较强，控制了沉积物入湖后的再分配，具有形成优质滩坝砂体的有利古地理环境。东部垦利KL20-B构造区发育来自潍北凸起的扇三角洲沉积，是湖盆的主要物源来源^[27]，湖泊中未胶结或弱胶结的碎屑沉积物经沿岸流及湖浪的二次搬运改造，易于形成滩坝沉积砂体（图 11）。

图 11

图 11 青东凹陷沙河街组沉积相图 Fig. 11 Sedimentary facies map of Shahejie Formation in Qingdong Sag

青东凹陷北部断垒带滩坝相砂体以中-细砂岩、粉砂岩为主，局部含砾石或粗砂；岩石类型以岩屑长石砂岩为主，磨圆次棱-次圆状，分选较好。滩坝相可以进一步识别划分出滩砂和坝砂两个亚相（图 12）。坝砂岩性组合为砂岩夹薄层泥岩，缺乏砂泥岩频繁互层特点，单层砂体厚度多为2~4m，岩性组合厚度一般大于10m；岩性相对较粗，以含砾砂岩、中-细砂岩为主；岩心可见砾石定向排列、平行层理（图 13a、b）；测井曲线上表现为锯齿状漏斗型或箱型；粒度累积概率曲线为跳跃、悬浮两段式特征，跳跃总体斜率大，分选较好，具有明显的冲刷回流点（图 14a），坝砂主要发育于构造高部位。滩砂岩性组合为薄层砂岩与泥岩频繁互层，单砂层厚度往往小于2m；岩性相对较细，以细砂岩、粉砂岩为主；岩心可见碳质纹层、波状层理、生物扰动构造（图 13c、d）；测井自然电位曲线经常呈指状，宽度较窄；粒度累积概率曲线为一跳一悬夹过渡式特征，分选及水动力弱于坝砂（图 14b）；滩砂围绕坝砂分布范围较为广泛。

图 12

图 12 青东凹陷滩坝相砂体沉积特征图 Fig. 12 Sedimentary characteristics of beach bar sand bodies in Qingdong Sag

图 13

图 13 青东凹陷滩坝相砂体岩心特征图 Fig. 13 Core characteristics of beach bar sand bodies in Qingdong Sag

图 14

图 14 青东凹陷滩坝相砂体粒度特征图 Fig. 14 Grain size characteristics of beach bar sand bodies in Qingdong Sag

断裂差异活动控制下的物源供给量及沉积古地貌是滩坝相砂体演化的重要控制因素。沙河街组沉积期，对滩坝相发育起控制作用的断裂体系有两组：北北东向郯庐走滑断裂中支及其派生的控制洼中隆的近东西向同沉积断裂。郯庐走滑断裂中支由3条走滑分支断层组成，平面上呈雁行状排列，每两条相邻分支断层之间形成断裂调节带，形成潍北凸起物源区向青东凹陷供源的主要输砂通道。走滑断裂的活动强度控制了凸起区向青东凹陷的物源供给量，决定了滩坝相砂体形成的物质基础。近东西向走滑派生断裂为同沉积伸展断裂^[22]，在沙河街组差异活动，控制了断垒带古地貌的变化，从而控制滩坝储层的相带平面分布位置。具体表现为，从沙四上亚段、沙三中下亚段再到沙三上亚段沉积期，郯庐走滑断裂北段断层活动强度由90m/Ma升至180m/Ma，再不断增加至210m/Ma，物源供给能力随之增加，中部洼陷带北断层活动强度由90m/Ma降至80m/Ma，再下降到40m/Ma，研究区古地貌由“小、陡”台地向宽缓台地变化。

沙四上亚段-沙三段沉积期，物源供给量不断增大、地貌不断变缓，使得滩坝砂体沉积范围逐步扩大（图 15），储层垂向上单砂层厚度不断增加（由1.4m增加到2.3m），砂地比不断变大（由11.4%增加到28.9%），物性逐渐变好，孔隙度、渗透率逐渐增加（平均孔隙度由20.6%增至27.4%，平均渗透率由77.4mD增至1130.9mD）（图 16）。

图 15

图 15 青东凹陷滩坝相砂体垂向演化模式图 Fig. 15 Vertical evolution pattern of beach bar sand bodies in Qingdong Sag

图 16

图 16 青东凹陷滩坝相砂体垂向储层变化特征图 Fig. 16 Vertical reservoir variation characteristics of beach bar sand bodies in Qingdong Sag

研究区沙三段-沙四段埋藏深度为1500~ 3000m，处于中成岩作用A期，镜下可见骨架颗粒点接触，压实作用较弱，原生孔隙保存较好（图 17a-d）。胶结作用中见石英增生作用，增生加大级别多为Ⅱ级（图 17e），黏土矿物见伊/蒙混层矿物、伊利石、高岭石和绿泥石（图 17f），伊/蒙混层矿物中蒙脱石层含量在10%~40%之间，溶蚀作用常见碳酸盐胶结物和长石、岩屑颗粒不同程度溶蚀，多数储油砂体经历了溶蚀作用的改造。滩坝相砂岩储层原生孔隙与次生孔隙并存，储集物性较好，实测孔隙度集中于15%~35%之间，渗透率集中于1.0~7521mD；测井解释数据孔隙度集中于13%~30%之间，渗透率集中于1700~2700mD。其中，沙三段滩坝相砂体分布面积广泛、物性较好，既是近源油气成藏的良好储层，也可以作为油气运移的通道。同时，沙三段储层向上变好的特征减小了油气运移阻力，为近源油气“阶梯运聚”提供了有利条件。

图 17

图 17 青东凹陷滩坝相砂体储层微观特征及储集空间类型图 Fig. 17 Microscopic characteristics and reservoir space types of beach bar sand bodies in Qingdong Sag

在构造、烃源及沉积特征分析的基础上，建立了青东凹陷北部断垒带的“双洼供烃-断裂控储-阶梯运聚”的近源汇聚型成藏模式。

青东凹陷作为典型的渤海湾盆地边缘凹陷，沙四上亚段和沙三下亚段作为主力烃源岩埋深浅；油源对比表明，研究区北部断垒带原油来源于北部洼陷带的成熟原油和中部洼陷带的低成熟原油。受郯庐走滑断裂带高热流值、有机质类型及咸化湖盆控制，沙四上亚段烃源岩具有早熟生烃演化特征，整体生烃演化存在早期低温热催化生烃和正常热降解生烃两种机制，生烃潜力较大，为近源成藏提供良好物质基础。同时，郯庐走滑断裂控制物源供给，中部洼陷带北断裂控制形成沉积古地貌背景，青东凹陷内主要发育扇三角洲和滩坝两类沉积体系；凹陷内的物源供给能力不断增加，滩坝沉积范围扩张，后转为坝砂沉积，沙三段储层质量向上逐渐变好；由于古近系埋藏浅，压实成岩作用较弱，储层孔隙保存较好，形成了储层物性好、厚度较薄、展布范围广泛的优质滩坝砂储集体，也为后期油气的长距离运移提供了介质。滩坝相储层上覆为沙二段前三角洲、辫状河三角洲前缘的泥岩沉积，二者形成了良好的储盖组合。

受古近系沉积早期伸展、晚期挤压形成的构造反转控制^[28]，构造高点不断向南迁移。研究区主要断层晚期活动弱，加之生、排烃期均较晚，油气运移以侧向近距离为主，与烃源岩良好接触的滩坝相砂体成为良好的输导层，在强流体势的驱动下^[29]，油气经短距离垂向运移，进入北部断垒带内的断鼻、断块及岩性圈闭内近源大规模汇聚成藏。北部断垒带以砂岩、泥岩频繁互层的滩坝相砂体作为油气向高部位运移的通道，源储配置关系良好，受地层的对接关系，由构造低部位向高部位含油气层位逐渐变浅，造成了越靠近北部烃源岩含油层位越深（沙四上亚段），远离北部烃源岩含油层位越浅的现象（沙三上亚段）（图 18）。KL20-A-D井区由于处于油气运聚低势区，成藏层系具备更为优势的储集条件，使得该井位的储量丰度明显高于KL20-A-A、KL20-A-B、KL20-A-C井区。

图 18

图 18 北部断垒带近源油气成藏模式图（剖面位置见图 1） Fig. 18 Hydrocarbon accumulation pattern near source rock in the northern fault horst zone (section location is in Fig. 1)

通过烃源岩条件、源储配置关系及油气运移等条件的综合分析，青东凹陷油气具有近源阶梯运移的特点，基于此在青东凹陷优选出北部断垒带KL20-A、中部断垒带KL20-C两个有利的勘探区块（图 1a）。KL20-A区块南部的KL20-A-D井区沙三上亚段是油气阶梯运聚的最终归宿，且储层以坝砂为主，厚度较大、物性好，是能够发现高丰度油藏最为有利的区带；KL20-A-A井区与KL20-A-D井区之间沙四上亚段、沙三下亚段处于油气向高部位运聚的必经之路，受滩坝相砂体横向尖灭及断裂的封挡，存在形成构造及构造-岩性油气藏的可能，有望持续拓展获得突破。研究区南部的中部断垒带KL20-C区块沙河街组与KL20-A区块具备相似的构造沉积背景，滩坝相砂体与中部洼陷带烃源岩形成良好的源储配置关系，也具备一定的勘探潜力。

（1）受郯庐走滑断裂带高热流值、有机质类型及咸化湖盆控制，沙四上亚段和沙三下亚段主力烃源岩干酪根存在早期低温热催化生烃和正常热降解生烃两种生烃机制，造成烃源岩具有早生早排特征，生烃门限较邻区浅400~500m，重新评价资源潜力，由0.7×10⁸t增加至5.1×10⁸t，提升了凹陷深化勘探的资源潜力，为近源油气成藏提供了充足的物质基础。

（2）郯庐走滑断裂控制物源供给，中部洼陷带北断裂控制形成沉积古地貌背景，青东凹陷内主要发育扇三角洲和滩坝两类沉积体系；湖盆中部，沙四上亚段至沙三上亚段沉积期，沉积砂体由滩砂逐渐向坝砂演化，砂体厚度变大、分布面积变广，砂体储集物性不断变好。

（3）开展油气成藏条件综合分析，建立了青东“边缘凹陷”断垒带“双洼供烃-断裂控储-阶梯运聚”的近源汇聚型成藏模式；优选出北部断垒带KL20-A区块和中部断垒带KL20-C区块两个有利的勘探潜力区块。