受新构造运动控制，新近系是渤海湾盆地渤海海域主力含油层系之一^[1-3]，明化镇组探明油气地质储量约占渤海海域的35%（截至2023年底），形成了特色的渤海晚期成藏理论体系。勘探实践表明，凸起背斜区新近系勘探成效良好^[4]，先后发现秦皇岛32-6、曹妃甸11-1、蓬莱19-3等超亿吨级大油田，洼陷区的古隆起带也有渤中19-4、曹妃甸12-6等多个大中型油田的发现^[5-6]。斜坡带虽处于油气由凹陷区向凸起区运移的必经之路上，但浅层勘探效果不佳，反向断裂斜坡区勘探成效相对较好，发现垦利9-1油田、垦利9-5/6油田等^[7]；顺向斜坡带尚未获得规模性油气发现，仅在莱北低凸起北斜坡渤中34-9油田有少量发现^[8]。渤海湾盆地济阳坳陷、冀中坳陷、辽河坳陷等斜坡带以古近系成藏为主，多为源内、近源成藏模式^[9-10]，例如孤北顺向断坡，烃源岩层系为沙河街组沙三下亚段，主要含油层系为沙三中、沙三上亚段^[11]；鼻状构造带与烃源岩配置、运移断层断面形态及输导层顶面构造脊是控制斜坡带油气运移的关键因素^[12-13]。对于渤海海域浅层勘探而言，远离沙河街组烃源岩，与渤海湾盆地陆上油田源内、近源成藏存在显著差异。

在渤海海域新近系油气勘探过程中，从“中转站”控运模式，再到“汇聚脊”控运模式的提出，渤海油田勘探工作者认识到陡坡带源内扇体、潜山风化壳的油气汇聚对浅层明化镇组成藏和富集具有重要的控制作用^{[4, 14]}。胜利油田提出的“网毯式”运移模式^[15]，也是在馆陶组下段厚层砂岩顶面存在构造圈闭时，切至馆陶组储层圈闭的断层纵向运移油气至馆陶组上段—明化镇组成藏。石臼坨凸起东段斜坡区为顺向斜坡区，凸起基底不发育“汇聚脊”，馆陶组也不发育构造圈闭，陡坡带扇体中转而来的油气沿馆陶组厚层含砾砂岩向凸起高部位运聚成藏^[16]，因此斜坡区断层的垂向截留能力较差，导致明化镇组下段（明下段）砂体油气勘探成效不佳。随着渤海浅层勘探程度的不断深入，馆陶组输导层中油气汇聚对明下段油气运移的控制作用日益凸显，但鲜见相关研究。本文以渤海湾盆地渤中坳陷石臼坨凸起东段为靶区，从明下段油气运移路径全链条分析出发，探索顺向斜坡背景下馆陶组输导层油气汇聚能力及其对明下段油气运移的控制作用，为渤中坳陷地区明化镇组持续增储上产提供指导。

石臼坨凸起位于渤海湾盆地渤中坳陷，处于渤海海域中西部。凸起为近东西走向，南北两侧被秦南凹陷、渤中凹陷所夹持，为油气运聚的最终指向区^[17]。凸起整体为“西高东低”，在西段高部位背斜区发现了南堡35-2油田；在中段高部位发现了秦皇岛32-6、秦皇岛33-1南等油田，主要含油层系为明下段（图 1），凸起西段、中段明下段累计探明石油地质储量约为3.0×10⁸t，馆陶组探明储量约为0.2×10⁸t。凸起东段为顺向断裂斜坡区背景，明下段勘探成效较差（图 2）。明下段油源对比表明，南侧的渤中凹陷沙河街组烃源岩为主力供烃层系^[17]，主成藏期为3.6Ma至今^[18-19]，为典型的晚期成藏。

图 1

图 1 石臼坨凸起地质概图(据文献[7]修改) Fig. 1 Geological overview of Shijiutuo bulge (modified after reference [7])

图 2

图 2 石臼坨凸起近东西向地震剖面图（剖面位置见图 1a） Fig. 2 Nearly E-W direction seismic profile of Shijiutuo bulge (section location is in Fig. 1a)

石臼坨凸起从深至浅发育古潜山、古近系东营组、新近系馆陶组和明化镇组及第四系平原组（图 1b）。其中，钻井揭示潜山主要为中生界玄武岩、凝灰岩及古生界石灰岩、白云岩，背斜圈闭高点均无油气显示，储层欠发育；古近系主要为东营组二段，发育厚层砂岩夹薄层泥岩的辫状河三角洲沉积；新近系馆陶组为辫状河沉积，表现为大套厚层含砾砂岩夹薄层泥岩，砂地比为87%~95%；明下段为厚层泥岩夹薄层砂岩的极浅水三角洲沉积，砂地比为20%~35%，储盖组合优越，为凸起之上主要的含油层系。

石臼坨凸起之上东营组无生烃能力，油气的运聚条件成为凸起区明下段油气成藏的关键。馆陶组是控制油气由凹向凸的关键层系，馆陶组输导层的油气中转作用是凸起斜坡区明下段油气富集的前提。

渤中凹陷生成的油气沿石南1号断层向石臼坨凸起运移。石南1号断层为分隔石臼坨凸起和渤中凹陷的边界断层，为新生代长期活动断层。该断层背靠石臼坨凸起物源区，其下降盘古近系普遍发育规模扇三角洲扇体；在主成藏期断层活动速率普遍大于25m/Ma^[20]，为油气垂向运移的主要通道。

从勘探实践角度，凸起东段上盘陡坡带以及下盘凸起区馆陶组油气显示活跃并成藏，而石南1号断层两侧的明下段砂体均无油气显示，如陡坡带的QHD34-B-1井、凸起斜坡区的QHD33-D-2井（图 3）。这表明，油气沿石南1号断层垂向运移至馆陶组即发生侧向分流。同时结合SGR（泥岩涂抹因子）、断面正应力等计算石南1号断层开启系数^[21]，馆陶组SGR远小于东营组、明下段，对应的开启系数普遍大于3.5^[17]，断层在馆陶组保持开启，在明下段处于闭合状态。从地质分析角度，钻井揭示凸起中生界/古生界潜山风化壳物性较差^[6]，无法形成运移通道；馆陶组为辫状河沉积，发育厚层含砾砂岩夹薄层泥岩，砂岩平均孔隙度为29.0%，平均渗透率为3701mD，明下段底部发育富泥段，良好的储盖组合使馆陶组砂砾岩层成为长距离输导路径；而明下段为极浅水三角洲沉积，为厚泥夹薄砂的岩性组合，不利于输导层形成。综上所述，凸起东段陡坡带油气向上运移时，馆陶组为优势侧向分流层系。

图 3

图 3 石臼坨凸起东段陡坡带秦皇岛33/34区馆陶组顶面形态图 Fig. 3 Morphology of top Guantao Formation in Qinhuangdao 33/34 block in the steep slope of the eastern bulge of Shijiutuo bulge

凸起区明下段已发现探明石油地质储量超过3.0×10⁸t，油气沿馆陶组输导层侧向分流方向直接决定了后续的勘探潜力区带。石南1号断层两盘馆陶组油柱高度、圈闭充满度差异明显。其中，石南1号断层西段上升盘南堡35-BS、秦皇岛31-D馆陶组油柱高度为27~35.2m，圈闭充满度为100%；下降盘陡坡带馆陶组普遍发育逆牵引背斜圈闭，油柱高度仅为9~20m，圈闭充满度为18%~65%（图 1a、图 4）；石南1号断层东段下降盘的QHD33-G-1d井、QHD34-B-1井馆陶组背斜圈闭充满度分别仅有29%和19%（图 1a、图 4），表明陡坡带馆陶组原油充注量明显不足，间接证实凸起斜坡区秦皇岛27-3构造为馆陶组输导层的优势分流方向。

图 4

图 4 石臼坨凸起石南1号断层两侧馆陶组油柱高度、圈闭充满度直方图 Fig. 4 Histogram of oil column and trap filling degree of Guantao Formation on both sides of Shinan No.1 Fault of Shijiutuo bulge

油气自南侧渤中凹陷沙河街组生成，沿石南1号断层垂向运移至馆陶组时，由沿断层的垂向运移转化为沿输导层的横向运移，在切至馆陶组输导层的断层晚期活动控制下，油气由馆陶组输导层垂向调整至明下段砂体。整体表现为从高部位背斜区到低部位斜坡区，从凸起西段、中段到凸起东段，明下段油藏由富集到贫化的趋势（图 2、图 5）。

图 5

图 5 石臼坨凸起东段斜坡区油藏剖面图（剖面位置见图 1a） Fig. 5 Oil reservoir profile in the east section of Shijiutuo bulge (section location is in Fig. 1a)

物理模拟实验表明，断层垂向运移能力受到深层油气汇聚条件的控制，只有输导层存在早期规模性的油气汇聚，断层幕式活动时才能产生大规模油气垂向运移^[22]。勘探实践也证实，仅仅切至烃源岩而无汇聚背景的单条断层，仅与断面附近生成的油气接触，垂向运移量较小^[23-24]。石臼坨凸起东段斜坡区馆陶组厚层含砾砂岩与明下段底部富泥地层组合，形成良好的油气侧向运移通道；馆陶组输导层顶面坡度由斜坡区低部位到高部位逐渐变小，且发育若干构造脊。研究区馆陶组输导层非均质性较强，且坡度存在变化，不同物性之间的砂砾岩及泥岩隔夹层之间发育大量微观层面的岩性圈闭，控制形成了输导层中的原油汇聚，为斜坡区输导层之上的明下段成藏提供油气中转的基础。

石臼坨凸起东段斜坡区馆陶组输导层有效构造圈闭发育程度差，但是砂砾岩的物性分布具有明显的非均质性。因此，宏观的油气运移“高速公路”非均质性极强。虽然斜坡区馆陶组输导层不发育“显性”的构造圈闭，但输导层由不同孔渗条件的砂岩垂向、横向组合而成，而不同物性的砂岩之间、厚层砂岩与泥岩隔层之间形成了众多微观层面的“隐形”岩性圈闭^[25]，从而为原油的汇聚提供了圈闭条件。

从凸起中段秦皇岛32-6油田馆陶组测井解释物性分析，馆陶组含砾砂岩的孔隙度介于15%~37%，主要分布于18.5%~37.0%，平均为29%；渗透率跨度极大，在10~12000mD均有分布，主要集中于500~8000mD，平均为3701mD（图 6），渗透率突进系数为3.24，为典型的不均匀型输导层。

图 6

图 6 秦皇岛32-6油田馆陶组物性参数频率直方图 Fig. 6 Histogram of physical property parameters of Guantao Formation in Qinhuangdao 32-6 Oilfield

以石南1号断层西段陡坡带CFD6-A-3d井1565.5~1574.1m岩心为例，常规测井中GR值较为平稳，但是针对岩心定位的高精度GR值出现明显波动（图 7），出现多个明显高峰值，因此8.6m岩心中泥岩含量的垂向非均质性明显。从沉积层序方面分析，岩心发育多个沉积冲刷面，为细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾砂岩等多种岩性的组合，泥质条带普遍发育，而且发育斜层理、交错层理、波状层理等多种沉积构造，表现出多期沉积与侵蚀的特征。垂向上泥岩含量和砂岩类型的变化，证实在岩心尺度上砂岩物性在垂向上存在显著变化，从而形成较强的输导层非均质性。

图 7

图 7 石臼坨凸起CFD6-A-3d井馆陶组岩心描述综合柱状图 Fig. 7 Comprehensive core description column of Guantao Formation in Well CFD6-A-3d of Shijiutuo bulge

馆陶组输导层的原油汇聚控制了明下段的差异富集。原油汇聚是输导层中油气运移动力和阻力相互作用的结果^[26]。浮力是油气在浅层输导层中运移的主要动力，而输导层的毛细管压力是主要阻力。当原油浮力小于毛细管压力时，原油处于汇聚状态。输导层非均质性变化导致了毛细管压力的变化，理论上可以将输导层分为有着众多不同毛细管压力的输导层。在馆陶组输导层非均质性一定的条件下，即毛细管压力为常量的条件下，当输导层坡度较小时，沿输导层上倾方向的浮力分量同时减小，要克服输导层中的毛细管压力则需形成更大的浮力，即需要更大的油柱高度。较小的坡度和较大的油柱高度，必然导致较大的连续油相的长度，因此输导层的低坡度有利于油气在输导层中的大规模汇聚。模拟实验表明，在输导层非均质性和汇聚油柱高度一定的条件下，原油汇聚油相的长度与输导层坡度呈反比^[27]。

输导层毛细管压力横向变化快、难以定量预测，因此运移动力即浮力就是控制原油汇聚的关键因素，而在其中输导层坡度是最为关键的参数。针对斜坡区输导层在非均质性一定的条件下对原油汇聚效果的影响，设计5组物理模拟实验，模拟输导层坡度分别为5°、10°、15°、20°、30°，实验中用100目的玻璃微珠模拟泥岩，用20目玻璃微珠模拟高渗区，30目玻璃微珠模拟低渗带（图 8）。实验表明，输导层倾角大于5°时，低渗带的封堵会造成运移过程中的损失量增加；输导层倾角小于5°时（图 9），随着倾角减小，封堵油量大增，造成局部聚集成藏。通过输导层坡度和封堵油量理论值和实测值的拟合，相关系数达0.9964，表明输导层坡度大小是控制斜坡区原油汇聚能力的关键参数；输导层非均质性一定的条件下，坡度越小，汇聚效果越好。

图 8

图 8 非均质性一定的条件下输导层坡度对原油汇聚量的控制物理模拟实验 Fig. 8 Physical simulation experiment of the control of slope gradient of transport layer on oil accumulation amount given the fixed heterogeneity

图 9

图 9 不同输导层坡度与原油汇聚量相关散点图 Fig. 9 Scatter plot between the gradient of various transport layers and oil accumulation amount

在上述物理模拟实验中，当输导层高渗区、输导层低渗区、周围泥岩物性条件一定时，输导层坡度存在规模性汇聚的门槛值，即5°。在理论分析中，当浮力分量等于输导层最小、最大毛细管压力时，可以计算出的输导层顶面坡度为运移—汇聚动态平衡的最小值、最大值，而实际门槛值一定在两者之间。凸起西段斜坡区馆陶组埋深为1500~2000m，原油平均密度约为0.84t/m³（50℃），地层水密度约为1.01t/m³，油柱高度最大为100m，相邻的南堡35-2油田馆陶组最大毛细管压力为0.0315MPa，最小毛细管压力为0.0123MPa（表 1）。根据输导层中浮力分量等于毛细管压力进行计算，最大毛细管压力反算出最小的输导层坡度为4.2°，最小毛细管压力反算出最大的输导层坡度为10.9°。因此，对于凸起西段南堡35-2油田低部位的斜坡区而言，当馆陶组输导层坡度小于4.2°时，油藏沿输导层方向的浮力分量小于毛细管压力，原油在输导层中处于汇聚状态；当坡度大于10.9°时，油藏沿输导层方向的浮力分量大于毛细管压力，原油在输导层中处于运移状态。

表 1

表 1 南堡35-2油田馆陶组毛细管压力数据表 Table 1 Capillary pressure data of Guantao Formation in Nanpu 35-2 Oilfield 样品号 深度/m 孔隙度/% 渗透率/mD 排驱压力(毛细管压力）/MPa 最大孔喉半径/µm 汞饱和度50%时压力/MPa 汞饱和度50%时孔喉半径/µm 孔喉半径平均值/µm 最大汞饱和度/% 退汞效率/% 3-018V 1390.38 32.3 423.2 0.0315 23.357 0.2985 2.464 5.226 92.17 61.26 3-012 1389.25 36.7 1012.7 0.0217 33.894 0.240 3.065 8.163 86.44 59.09 3-007 1388.10 32.3 1219.1 0.0123 59.603 0.2424 3.035 9.284 90.47 56.40

表 1 南堡35-2油田馆陶组毛细管压力数据表 Table 1 Capillary pressure data of Guantao Formation in Nanpu 35-2 Oilfield

研究区明下段油藏为晚期成藏，大致对应第四系平原组沉积期，因此成藏期的输导层坡度可近似为现今的坡度。石臼坨凸起东段斜坡区坡度介于0.4°~3.2°，斜坡区的高部位（中北部）坡度整体较小，介于0.2°~0.8°，斜坡区的低部位（南部的石南1号断层附近）坡度普遍大于2°（图 10）。在相同输导层毛细管压力条件下，斜坡区高部位输导层坡度较小，导致输导层中克服毛细管压力的浮力分量骤减，那么连续油相的长度需相应的增加才能达到“输导—汇聚”的油柱高度的门槛值。统计表明，当馆陶组输导脊坡度小于1°时，原油汇聚效果较好，切至输导层的断层具有较强的中转能力，对应井区明下段油层厚度普遍大于10m，反之断层中转能力较弱，对应明下段砂体含油丰度较低（图 10、图 11）。凸起西段馆陶组平均砂地比为54%，砂岩平均渗透率为818mD，而凸起东段馆陶组平均砂地比为91%，砂岩平均渗透率为1158mD，因此凸起东段馆陶组输导层非均质性相对西段而言较弱，输导层毛细管压力小于西段的南堡35-2油田，因此凸起东段斜坡区输导层门槛坡度值相对较小。

图 10

图 10 石臼坨凸起馆陶组顶面输导层坡度等值线分布图 Fig. 10 Contour line of slope gradient of the transport layer at top Guantao Formation of Shijiutuo bulge

图 11

图 11 石臼坨凸起馆陶组输导层坡度与井区油层厚度统计图 Fig. 11 Relationship between slope gradient of the transport layer in Guantao Formation and oil layer thickness of Shijiutuo bulge

来自渤中凹陷沙河街组烃源岩生成的油气，首先在石南1号断层和扇三角洲中转站的配置下向上运移，与凸起上馆陶组厚层含砾砂岩输导层配置，完成油气由凹陷区向凸起区运移。凸起斜坡区馆陶组发育构造脊，斜坡区的低部位馆陶组构造脊（靠近石南1号断层附近）坡度较大（1.0°~3.2°），油气汇聚能力较差，斜坡区高部位馆陶组构造脊坡度较小（0.2°~1.0°），在输导层非均质性影响下形成规模性原油汇聚，与切至馆陶组的顺向断裂体系配合，使油气由馆陶组输导层中转至明下段河道砂体或连片砂体，在凸起斜坡区大规模聚集成藏^[17]（图 12）。

图 12

图 12 石臼坨凸东段油气成藏模式图 Fig. 12 Hydrocarbon accumulation pattern in the east section of Shijiutuo bulge

在“缓坡汇聚—断层中转”运移模式指导下，凸起东段斜坡区新增石油探明地质储量约3000×10⁴t，助力了秦皇岛27-3明下段亿吨级油田发现，打破了顺向斜坡区馆陶组输导层“过而不留”的传统认识。石臼坨凸起东北倾末端馆陶组构造脊坡度较小，且紧邻秦南凹陷，QHD28-B-1井明下段见74.0m油气显示，测井解释9.3m油层，因此东段斜坡区明下段也展现出了良好的勘探前景（图 10）。

（1）石臼坨凸起南侧石南1号断层是渤中凹陷生成油气的主要垂向运移通道；凸起区馆陶组厚层砂砾岩与明下段底部泥岩有机配置，是凸起区油气横向汇聚的优势层系。

（2）馆陶组输导层具有明显的非均质性，利于形成“隐性”岩性圈闭，是控制斜坡区原油汇聚能力的基本前提；输导层中运移动力和阻力的耦合是斜坡区原油汇聚能力的内在机制。

（3）馆陶组输导层坡度是斜坡区汇聚能力的主控因素。物理实验模拟和已发现油藏统计分析表明，当斜坡区馆陶组输导层坡度小于1°时，浮力不足以克服毛细管压力，可产生规模性原油汇聚，从而保证了断层具有较强的垂向中转能力。

（4）建立了凸起斜坡区“缓坡汇聚—断层中转”运移模式。突破了秦皇岛32-6油田低部位馆陶组输导层“过而不留”的传统认识，指导了在石臼坨凸起东段斜坡区明下段发现规模性油藏。