渤海湾滩海地区具有复式油气富集的特点，成为近年我国石油储量增长最快的地区，已发现了胜利埕岛油田、辽河月海油田等一批高产油气田^[1-4]。关家堡开发区位于大港油田0~5 m水深的滩涂区，含油气构造位于渤海湾滩海区南部埕北断阶区。研究区面积140 km²，全部为三维地震覆盖。在2001年勘探发现以后，共钻探井6口、评价井5口，分别在沙河街组、馆陶组、明化镇组测试获高产油气流。该区含油面积为9.3 km²，上报的探明石油地质储量为1 885.24×10⁴ t(庄海8井区和庄海4X1井区)，三套储层的物性均较好，属中-高孔、中-高渗油藏。孔隙度的分布范围20%-38%，渗透率范围为(150~5 000)× 10^-3μm²。储层物性较好，非均质性较强。关家堡地区油藏复杂地质特征制约了下一步的油藏开发，因此有必要进行该区油气的富集规律的研究和深入的综合评价，以指导油藏高效开发。

1 油气成藏条件分析

歧口凹陷是黄骅坳陷主要的富油气凹陷^[5]。埕北断阶区构造在古近纪时期因黄骅盆地的断陷作用而逐渐变陡，地层整体向北倾，为一顺向的古斜坡^[6]，是主要的流体低势分布区。研究表明：沙三段油势等值线图上存在一个高势区，其范围从歧口-马棚口一带沿北东方向朝海域延伸，其位置与沙三段烃源岩的生烃中心相吻合，生成的油气从这一高势区向周围的低势区运移。馆陶组沉积期末的沙三段流体势场分布与东营组沉积期末基本一致，明化镇组沉积期末和现今的沙三段流体势场分布基本一致，主要显示从凹陷中心向凹陷边缘运移的总体趋势^[7]。

埕北断阶区构造整体呈现北低南高的格局，由凹陷向隆起逐步抬升，但是地层倾角不大，所以对油气长距离的侧向运移很有利^{[8, 9]}。由于受燕山和喜山运动构造期的影响，该区从沙三段沉积之后发育了一系列的北东-近东西向正断层^[10]。主要有羊二庄断层、赵北断层、张东断层、张北断层和歧东断层，其中羊二庄断层是一级断层，为埕宁隆起的边界断层，也是隆起区和斜坡带的分界线；而赵北、张东、张北、歧东等断层则侧列式展布，它们作为黄骅坳陷的二级断裂不但控制了第三系的沉积，而且控制了两盘构造圈闭的发育。这些断层延伸长度在16~35 km之间，最大断距超过1 500 m^[5]。断层节节北掉而形成了该区特有的断阶构造特征，使埕北断阶带划分为台阶式断裂构造带。同时这些断层的长期持续性活动为油气运移创造了条件。

2 油气成藏控制因素及成藏模式 2.1 3种控藏因素 2.1.1 地层不整合对油气侧向运移有桥梁及纽带的作用

不整合一般具有三段式结构：上段为底砾岩，中段为风化黏土层，下段为半风化岩层。其中底砾岩、风化淋滤带是油气运移的良好通道加上构造变动使不整合面的倾向从隆起向坳陷方向倾斜，促进了油气沿不整合面向隆起方向的运移^[8]。在埕北断阶带，由于多期的构造运动而形成了多期的地层不整合，这些不整合界面长期接受风化剥蚀，从而孔隙发育，而且连通性好，是良好的油气运移通道。在本区主要有新近系与古近系之间和第三系与前第三系之间两个不整合面，它们都是油气侧向运移的主要通道。由于第三系与前第三系之间沉积间隔时间较长，不整合面的风化和溶蚀充分，且埋深适中，而在不整合面之上又沉积了新构造层序粗碎屑岩，因此沿第三系与前第三系之间的不整合面油气可进行长距离的侧向运移。这种侧向运移是歧口凹陷中的浅层披覆背斜油气藏和半背斜油气藏的主要油源供给方式(图 1)。

2.1.2 断层对油气富集的控制作用

(1) 长期发育的主断层控制油气的宏观分布

到目前为止，在埕宁隆起及其斜坡带发现了张东、羊二庄一区和赵东3个千万吨级油田和张北、海4两个含油构造^[7]。在主要的构造发育区均发现油气分布，近来在关家堡地区油气勘探出现了重大突破，一个千万吨级的油田浮出水面，充分说明了该区是油气聚集成藏的有利区带。根据目前已钻探的油气藏分布特点分析，油气主要分布的圈闭在主控断层的两侧。受断层的晚期活动影响，新近系的油气一般分布在断距大、活动期长的主控断层两侧。

(2) 断面的几何形状影响油气的纵向分布

由座椅状北东走向的主控断层与其倾向相反的次级断层(即Y形)构成油气的垂向运移通道，油气主要聚集在主断层的下降盘，如羊二庄油田；而东西走向的座椅状断层，油气主要富集于中深层，如张东油田；由铲式主控断层与其倾向相反的次级断层构成油气垂向运移通道，油气则集中在长期活动断层两侧的圈闭中，如赵东油田。

(3) 断层的活动性控制油气的纵向分布

断裂展布不同、活动时间不同，其封闭性不同。研究区内北西向断层在各时间的封闭性都很好，不利于油气的运移和聚集；东西向断层在新近系沉积时期封闭性很好，但在古近系沉积时封闭性较差，有利于形成古近系油藏；而北东向断层在各时期的封闭性均较差，油气富集，可以形成新近系油藏。主控断层不同段落的拉张量控制着油气纵向上分布(图 2)：赵北断层水平拉张量具有自西向东由大变小的特点，西段各个时期的水平拉张量都很大，沙三段沉积时期近2 km，沙一段沉积时期为1.5 km，新近系沉积时期为0.5 km，从而在西段形成羊二庄油田；羊二庄断层与赵北断层相反，水平拉张量具有自西向东由小变大的趋势，东段在各时期的水平拉张量都很大，从而在东段形成赵东油田。

(4) 浅层的次级小断层是油气再次运移的通道

油气经由大断裂从深层运移到浅层，在多数情况下会沿次级小断层进行油气的再次运移，进入不同的圈闭，形成油气藏^[11]。

2.1.3 不同类型的输导网络控制油气的分布

(1) 断层和不整合面以及渗透型砂岩体组成立体输导网络

通过阶梯式的运移方式使坳陷中心的油气运移到埕北断阶带高台阶部位，油气主要以垂向和侧向运移的方式交替进行，从而在非生烃区的外带圈闭中聚集成藏^[7]。阶梯式运移的结果是离生油凹陷越远，含油深度越浅，为关家堡地区成藏提供基础。

(2) 沿主断层的垂直运移

在构造带内长期发育的主断层是油气主要运移通道^[12]。油气从深层高势区沿断面运移到浅层低势区。在该区发育了羊二庄、赵北、海4井等几条二级断层，由于这些断层的长期继承性活动，因此在断层的两侧形成了各种类型的圈闭，为油气的聚集成藏提供了条件。在大断裂下降盘多发育有近岸水下浊积扇、扇三角洲等碎屑堆积体，有利于深层油气侧向运移至断层两侧，或成为油气再次运移的中转站。大断层也释放了地层应力，对油气聚集比较有利，同时其长期的活动使得油气沿断面从深层向浅层运移，从而形成地层多层系含油。

2.2 3种成藏模式 2.2.1 斜坡带阶梯状成藏模式

油气的侧向运移是盆地边缘斜坡带成藏的必要条件，而垂向运移则是向浅层供油的重要方式；不整合面及与生烃层系相邻有效的储集层是油气侧向运移的通道^[12]。通常情况下，油气的运移以垂向和侧向的方式交替进行，从而将凹陷中成熟的油气运移到外围有效圈闭中聚集成藏(图 3)。海4井含油构造剖面，纵向上自下而上原油的密度逐渐增大(馆陶组原油密度为0.893 8/cm³，明下段原油密度为0.919 4/cm³)；横向上，与赵东和羊二庄油田同层位相比，海4井原油密度较低，反映了油气侧向运移的成藏特征。

2.2.2 断层与次级断层组成“Y”形成藏模式

次级断层多，断层间距小，则地层纵向连通性好，有利于油气运移；“Y”型断层断至层位深，达生油岩内，同样对油气的运移比较有利(图 4)。在有发现的油气田中，“Y”型断层最深的断点都断至东下段及以下地层，交点处上升盘的地层为沙三段及以下地层。而在无油气显示的歧口18—7构造中，“Y”型相交断层的断点只断至馆陶组，深度为2 600 m，交点处断层上升盘的地层也是馆陶组，在馆陶组以下地层没有发育次级断层，因而对油气的纵向运移不利。大断层上升盘地层的构造样式对油气的运移也有一定的影响。如上升盘是凸起，由于凸起地层年代较老，岩石性脆，断层附近的裂缝及构造角砾岩较发育，纵向连通性好，对油气的纵向运移有利，如港东、羊二庄、QK17-2油田^[13]。

2.2.3 次级小断层成藏模式

张善文^[11]认为次级小断层为油气垂向上运移的通道。研究区内馆2油组是河流相的泛滥平原沉积，储层夹在厚层泥岩之中，呈透镜体分布，由于馆陶组不具备生烃能力，所以它的成藏模式不同于发育在坳陷中心的高压透镜状砂岩体油藏，通过试采计算压力系数为0.95，属于正常压力系统下的油藏，经过分析认为次级小断层断到下覆沙河街组油层，造成油气沿着小断层向上运移至上伏透镜体(图 5)。

3 有利区块评价 3.1 有利区块评价

区域油藏评价要综合考虑油藏成藏的所有要素，但根据目前关家堡地区成藏背景的研究认为关家堡地区油源充足，生储盖配置条件优越，保存条件良好，所以油藏地质评价的主要控制因素为储集条件和圈闭条件，在进行权系数分配时，对上述两个条件有很大的倾斜。

在有利区块评价时，由于涉及的评价参数类型多样，既有定性参数，也有定量参数，并且参数之间关系复杂，为此采用地质风险概率法、模糊数学评判法和专家系统法等三种方法^[14-20]，对主要控藏因素：储层因素(岩性、沉积相、储层物性)和圈闭因素(落实程度、类型、面积、幅度、埋深)的8种参数采用上述三种数学方法，对油藏优劣程度进行定量的分析和评价，克服了常规含油气性及其优劣程度评价过程中许多定性因素带来的不确定性，降低了油藏地质评价中的风险。

在充分考虑关家堡油藏地质特点的基础上，根据层位、构造的差异，细分成6个评价区块，通过细致的基础地质研究，确定了各个评价区块的地质参数，采用北京石油勘探开发研究院开发的圈闭描述评价系统软件TrapDES2.1为平台，对关家堡地区油藏分块进行评价(表 1)。

3.2 有利区块的综合评价效果分析

(1) D18断鼻的馆陶组的油气是沿着羊二庄断层发育的次级断层运移上来的，具有储量大，油层厚度大(25.8 m)，评价最好。

(2) 庄海4X1井区油气主要富集在古近系，主要原因是羊二庄同生断层在古近纪活动强烈，油气大量运移注入，试采情况非常好，测井解释油层18层40.4 m，试油射开沙河街组1 660.0~ 1 689.6 m井段7层总厚18.9 m，油管10 mm自喷，日产油126 t、气60 625 m³，评价较好。

(3) 庄海8井区的油气在新近系、古近系都有良好的显示。古近系的油气主要是岩性一构造控制，新近系馆陶组油藏主要是构造控制的边底水油藏。古近系的油气储量中等，试油射开沙河街组1 507.6~1 536.2m，10.6111/2层，12.7mm油嘴，折日产油190 t，累计产油290 t；馆陶组油藏试油情况一般，馆陶组射开1 266.4~1 272.9 m，4.9m/2层，折日产油27.1t，综合评价一般。

(4) 庄海808X1井区油气来自次级小断层沟通下覆地层，储量小，试油射开馆陶3油组1 618.7~1 623.2 m，4.5m/1层，折日产油15.89 t，累计产油24.66 t，评价最差。

综上所述，关家堡地区油藏综合评价结果从好至差的排序为：D18断鼻→庄海4X1断块→庄海8井区→庄海808X1井区。

4 结论

(1) 通过对关家堡地区周围典型油藏的解剖，分析了油气控制因素，主要是构造演化控制地层沉积，沉积控制油气分布；地层不整合面对油气侧向运移于远离生油凹陷的构造带的油气富集具有桥梁及纽带的作用；断层对于油气富集的控制作用明显(长期发育的主断层控制油气的宏观分布、断面的几何形状影响油气纵向分布、断层的活动性控制油气的纵向分布、浅层的次级小断层是油气再分配的途径)；不同类型的输导网络控制着油气的分布。

(2) 建立了关家堡地区油气成藏模式(斜坡带阶梯状成藏模式、断层与次级断层组成“Y”形成藏模式、次级小断层成藏模式)。

(3) 利用三种地质评价方法(地质风险概率法、模糊数学评判法、专家系统方法)对关家堡地区油藏进行地质综合评价，然后结合测试资料对油藏排队优选，认为D18断鼻→庄海4X1断块→庄海8井区→庄海808X1井区依次变差。