东濮凹陷膏盐岩对油气的控制作用
边瑞康 武晓玲 聂海宽
（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 对东濮凹陷古近系泥页岩的分布特征、有机地球化学特征和储集特征进行了系统分析，认为沙河街组三段具有页岩油气成藏的物质基础和有利条件。分析认为沙三段具有页岩油、页岩气同时发育并以页岩油为主的特点。在成藏条件分析基础之上对沙三段页岩油气有利区进行了优选，其中沙三1亚段主要以页岩油为主，分布在北部地区的白衣阁—文明寨中间地区，沙三2亚段页岩油主要分布在濮城附近的大邢庄、毛岗一带和文留、户部寨、胡状集一带，页岩气主要分布在靠近前梨园洼陷的毛岗地区和文留地区的文45井一带；沙三3亚段页岩油主要分布在濮城—白衣阁一带和户部集、文留、徐镇集、前梨园一带，页岩气主要分布在文留、徐镇集与胡状集之间的深洼地带；沙三4亚段页岩油分布在户部寨—文留地区，页岩气主要分布在桥口—东明地区。
关键词 东濮凹陷 古近系 页岩油 页岩气 成藏条件
Accumulation Conditions of Eogene Shale Oil and
Gas in Dongpu Depression
BIAN Ruikang，WU Xiaoling，NIE Haikuan
（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，
Beijing 100083，China）
Abstract Systematic analyses of the distribution characteristics，organic geochemistry characteristics and reservoir characteristics of Eogene shale in Dongpu Depression indicate that Es3 formation have the basic materials and favorable conditions for forming shale oil and gas.There are characteristics of both developing shale oil and shale gas，and shale oil takes the majority of the proportion.Favorable areas of shale oil and shale gas in Es3 formation are optimized after analyzing accumulation conditions.Shale oil in mainly occurs in the middle area of Baiyige－Wenmingzhai.Shale oil in mainly occurs in Daxingzhuang，Maogang areas and Wenliu，Hubuzhai， Huzhuangji areas.Shale gas mainly occurs in Maogang area and well Wen－45 of Wenliu area.Shale oil in mainly occurs in Pucheng－Baiyige area and Hubuzhai，Wenliu，Xuzhenji，Qianliyuan areas；shale gas mainly occurs in the deep sag areas of middle Wenliu，Xuzhenji and Huzhuangji.Shale oil in mainly occurs in Hubuzhai －Wenliu area；shale gas mainly occurs in Qiaokou－Dongming area.
Key words Dongpu Depression；eogene；shale oil；shale gas；accumulation condition
中国博士后科学基金“华北石炭－二叠系煤系泥页岩含气性特征及主控因素研究”项目（2012M510714）。
2007年后受北美页岩油气勘探开发获得巨大成功的影响，国内石油公司重新意识到陆相断陷盆地页岩油气勘探的巨大潜力［1～6］。2008年，中国石油辽河油田在辽河东部凹陷开展了非常规天然气资源潜力研究，证实了辽河坳陷陆相古近系具有丰富的页岩气资源［7～8］。2011年3月辽河西部凹陷古近系曙古165井对沙三段泥岩进行压裂，日产油24m3，也充分证明了辽河坳陷陆相古近系页岩油的存在。自2010年开始，中国石化在东部老区开展了页岩油气老井复查复试工作，胜利、河南、江汉等油田分公司对100余口老井进行了复查，在泌阳凹陷、东营凹陷、沾化凹陷和东濮凹陷泥页岩段发现了丰富的油气显示。以东濮凹陷为例，在柳屯洼陷部署的风险探井濮深18井，在沙三中上亚段泥页岩中油气显示活跃，随后部署的濮深18－1井用钻杆投产方式放喷，日产油约420.75m3，首次在泥页岩中获得高产油流，取得东濮凹陷泥页岩油藏勘探的突破。此外，前期部署在中央隆起带文留潜山构造上的文古2井、文300井等井在沙三中上亚段泥页岩中也见到良好气测显示及多次后效显示，仅限于当时的工艺技术，未能求得产能，但这些钻井显示初步揭示了沙三中上亚段泥页岩油层可能具有连片分布的特点。除页岩油外，东濮凹陷沙三段也发现了页岩气的存在。桥口构造的桥14井曾在沙三段获得日产4.6×104m3的工业气流，此后中原油田对东濮凹陷深层气进行了多轮攻关，先后部署了一批“濮深” 字号井。其中濮深4井，在钻至5116.8m处发生强烈井喷，该井沙三中—沙三下亚段连续含气井段长达1200m，气测显示大套泥岩段普遍含气。随后濮深7井、濮深10井、濮深14井、新12井等在沙三下—沙四段均发生井喷或获得低产气流。可见，东濮凹陷古近系具有页岩油气形成的物质基础，并且具有页岩油、页岩气同时存在的特点。
1 泥页岩分布特征
东濮凹陷为典型的古近系断陷湖盆，沉积了厚达6500m的古近系湖相砂泥岩与含盐组合。根据地震解释和钻井资料揭示，泥页岩层主要赋存于古近系沙河街组沙四上亚段、沙三段和沙一段，其中沙三段是东濮凹陷主要的生烃层系，具有形成泥页岩油气藏的良好条件。
东濮凹陷发育有5个次级生油洼陷：濮城－前梨园洼陷、柳屯－海通集洼陷、葛岗集洼陷、南何家－孟岗集洼陷和观城洼陷。其中，北部的濮城－前梨园洼陷与柳屯－海通集洼陷长期大幅度、继承性沉降，生油岩发育，沉积厚度大，是最有利的生油洼陷。而葛岗集洼陷在第三纪中期大幅度沉降，晚期抬升；南何家－孟岗集洼陷早期沉降幅度小，晚期大幅度沉降，因此，烃源岩品质及油气的生成不如北部有利。
沙三段为一套下细上粗的反旋回沉积，在中央隆起带厚度为1500～2500m，在前梨园洼陷厚度达3000m以上。沙三段自上而下划分为沙三1、沙三2、沙三3、沙三4四个亚段，其岩性剖面的突出特点是发育有3套盐岩沉积，沙三段盐间泥岩为有效烃源岩，其沉积厚度大，分布范围广，属于深湖—半深湖相沉积。
沙三3亚段暗色泥页岩厚度一般介于100～400m之间，存在文留、胡状集、葛岗集、前梨园、马厂等多个沉积中心，最大沉积厚度可达300 ～400m，凹陷北部观城及南部梁寨一带厚度较薄，东部洼陷带厚度大于西部洼陷带。有效烃源岩岩性主要为灰－深灰色泥岩及深灰色、灰色含膏泥岩、白云质泥岩、钙质泥岩夹薄层褐色页岩。
沙三2亚段沉积中心位于海通集－胡状集一带，在白庙和前梨园也存在两个次级沉积中心。凹陷南部脑里集－三里集一带厚度较薄。沙三2亚段上部有效烃源岩最厚处主要分布于东西两洼，最厚可达400m，大部分厚100～300m。岩性主要为褐色油页岩、含膏泥岩及薄层深灰色泥岩、钙质泥岩。沙三2亚段下部厚度分布不均，最厚处可达600m，主要分布在柳屯－海通集洼陷带。该层段盐岩发育，下部盐岩段主要分布于卫87井、濮70井以南地区，上部盐岩段分布范围小于下部，主要分布于濮83井、濮139井以南区域。
沙三1亚段泥岩除西南部长垣－马厂一带厚度较薄外，其他地区厚度都大于100m，其中又以前梨园洼陷厚度最大，达到400～500m，在孟居一带厚度也较大，达到300m，北部卫城－观城一带厚度在100 ～200m之间。岩性以灰色、深灰色泥岩为主，部分夹灰色页岩、钙质页岩、油页岩。
综合分析，东濮凹陷沙三2亚段有效烃源岩厚度最大，最厚处可达900m，其次为沙三3亚段。从整体来看，北部有效烃源岩厚度大于南部，西部洼陷带厚度大于东部洼陷带。
2 泥页岩有机地球化学特征
2.1 有机质丰度
东濮凹陷沙河街组有机质泥页岩有机质丰度在纵向上变化较大，有机质丰度普遍不高，南部地区相对北部地区有机质丰度较低。北部地区沙三1亚段有机碳含量最高达到4.43％，沙三2亚段有机碳含量最高达到6.23％，沙三3亚段有机碳含量最高达到7.81％，尤其是北部的濮城前梨园洼陷沙三段有机碳含量平均达2.65％，柳屯－海通集凹陷有机碳含量均为1.18％。凹陷南部的葛岗集凹陷和南何家－孟岗集凹陷有机碳含量较低，生油能力较差。
沙三段岩心样品氯仿沥青 “A” 分析测试显示，其含量主要为0.001％～10.97％，平均为0.2237％。岩石热解烃S1、S2与S3之和在一定程度上能反映泥页岩的生烃能力，东濮凹陷3口井不同深度段岩心热解分析表明，沙三段生烃能力在0.68～25.95mg/g（表1）。可见，东濮凹陷古近系沙河街组有机质泥页岩在纵向和横向上分布均质性较强，以中等烃源岩为主，当然也存在烃源岩质量非常好的甜点区，例如北部地区。
表1 东濮凹陷沙三段有机质泥岩热解分析
续表
2.2 有机质类型
北部地区泥页岩有机质的主要来源为低等水生生物，如濮城－前梨园洼陷的沙三段，Ⅰ型干酪根占总数的23.8％，Ⅱ1型干酪根占该地区总数的47.6％，以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，占分析样品的71.4％，具有很高的生烃潜力（图1）；北部非含盐区Ⅱ1型干酪根占该地区总数的31.1％，Ⅱ2型干酪根占该地区总数的26.7％，以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，占分析总数的57.8％（图2）。南区相对要差一些，葛岗集等无盐区的沙三段Ⅱ1型干酪根占总量的16.7％，Ⅱ2型干酪根也仅占总量的16.7％，Ⅲ型干酪根却占了总量的66.7％。因此优质烃源岩主要分布在东濮凹陷北部含盐地带。
图1 东濮凹陷北部含盐区干酪根类型
图2 东濮凹陷北部非含盐区干酪根类型
2.3 热演化程度
整个东濮凹陷大约在2500m左右进入生烃门限（Ro ＝0.5％），沙三段主体处于成熟、高成熟演化阶段。沙三1亚段有机质成熟度主要分布在0.4％～1.4％，除少部分埋深较浅地区处于未成熟阶段外，其余皆处于成熟和高成熟演化阶段。凹陷东南部和西南部Ro值相对较低，主要分布在0.4％～1.0％，呈向中心地带演化程度逐渐变高的趋势；凹陷中部地区Ro值分布在0.8％～1.2％；东北部地区Ro值分布在0.4％～0.8％，北部和东部地区Ro值分布在0.8％～1.4％，有从东北部向东部和北部地区逐渐增加的趋势。沙三2亚段热演化程度处于成熟和高成熟阶段，Ro值分布在0.6％～1.5％，分布特征与沙三1亚段相似。高成熟区主要分布在凹陷东北部与西南部之间的中间地带。沙三3亚段热演化程度分布在0.4％～1.3％，凹陷北部边缘和南部边缘地区热演化程度较低，局部地区Ro值在0.4％左右，处于未成熟阶段，其余地区主要分布在0.8％～1.3％，呈南部和北部向四周增加的变化趋势。沙三4亚段热演化程度较高，Ro主要分布在0.6％～2.0％，大部分地区Ro＞1.0％，处于高成熟阶段，Ro值有由北、东、南向中部和西部逐渐变大的趋势。
东濮凹陷古近系沙三段泥页岩在东营期末期经历过地壳抬升，剥蚀厚度在1000m左右，且已发生过生排烃过程，与北美已发现页岩油气源岩的生烃埋藏史具有一定的相似性。由于北部含盐区在大约4200m才达到生油高峰，因此东濮凹陷在这个深度以浅以泥页岩油为主。
3 泥页岩储层特征
3.1 矿物组成
图3 PS18－1井沙三段不同深度段矿物含量
东濮凹陷濮深18－1井沙三段，矿物类型主要为黏土、石英、斜长石、方解石、白云石，其次是黄铁矿、硬石膏、菱铁矿，仅一个样品含有较少钙芒硝矿物（图3）。其中，黏土含量主要为4.7％～52.1％，平均含量26.1％，小于30％的样品占多数。石英含量主要为3.5％～25％，平均含量15.67％。斜长石在每个泥页岩样品中均有分布，主要含量为2％～51.9％，平均为16.4％，不同深度的样品含量变化较大。方解石含量主要为1％～45.6％，其中3258.2m段样品岩性为膏岩盐，方解石含量高达98％。白云石含量主要为1.1％～45％，平均12.91％。黄铁矿、菱铁矿、硬石膏发育于部分井段，含量较低。东濮凹陷沙三段脆性矿物类型主要为石英、方解石、白云石等。通过对PS18－1井和PS18 －8井不同深度段共计28个样品进行矿物组分分析统计，脆性矿物含量为6.7％～72％，平均43.84％，其中脆性矿物含量大于40％的样品数为66.67％（图4）。
图4 28个样品的脆性矿物含量分布
3.2 物性特征
孔隙度分析测试显示（表2），沙三段孔隙度分布在3.5％～14.24％，主要分布于3％～8％之间，平均为7.7％。沙三段有机质泥页岩渗透率分布在（0.0008889～0.0442）×10－3μm2，由于泥页岩较致密，渗透率整体偏低，属于超低渗型。泥页岩中发育的天然裂缝对渗透率影响较大，PS18－8井沙三段微裂缝较发育，渗透率相对其他微裂缝发育程度较弱的测试岩心要好。东濮凹陷沙三段有机质泥页岩比表面积主要分布在3.23 ～31.77m2/g，平均达16.32 m2/g。页岩气主要以吸附性形式赋存，比表面积是影响吸附气含量的主要因素之一。
表2 东濮凹陷沙三段泥页岩物性分析
续表
3.3 储集空间
图5 东濮凹陷沙三段粒间孔隙发育特征
图6 东濮凹陷沙三段有机孔发育特征
东濮凹陷沙三段储集空间可分为微孔隙和微裂缝（图5）两大类，其中孔隙空间可分为有机孔和无机孔。有机孔主要发育收缩孔和溶蚀孔（图6），无机孔主要分为黏土粒间微孔、晶间溶蚀孔和晶内溶蚀孔（图7）。充填状态主要为未充填和半充填，充填物主要为方解石和黄铁矿，主要孔径分布在50nm至1μm，可对页岩油的储集和运移提供通道。
图7 东濮凹陷沙三段溶蚀孔隙发育特征
3.4 泥页岩含气性
濮深18－1井、濮深18－8井、卫42井和文260井4口井不同深度段共计9个样品的含气性分析测试显示，东濮凹陷古近系泥页岩吸附气量分布在0.499～1.835m3/t，平均为1.06m3/t。等温吸附曲线均呈现3个阶段特征（图8）：(1)初期，随压力增加吸附气量直线增加；(2)中期，随着压力继续增加，吸附气量增速明显变缓；(3)末期，随着压力的继续增加，吸附气量接近饱和状态，微量变化，或不再变化。吸附气量大小与泥页岩有机质含量有较大关系，分析样品中PS18－1和PS18－8井岩心样品有机质丰度较高，吸附气量主要分布在1.5～1.7m3/t。卫42井和文260井的岩心样品TOC为0.3％～1.0％，所测得的吸附气含量主要为0.5～0.8m3/t。
4 有利区优选
有利区优选基于页岩分布情况、地球化学指标、含油气性等研究，采用多因素叠加、综合地质评价、地质类比等方法，优选出进一步钻探能够或可能获得工业页岩油气流的区域，参数见表3。
表3 页岩油、页岩气有利区优选参数
续表
图8 东濮凹陷沙三段等温吸附曲线｜Fig.8 Isothermal adsorption curves of Es3 in Dongpu Depression
优选结果显示，沙三1亚段泥页岩演化程度较低，主要以页岩油为主，主要分布在北部地区的白衣阁—文明寨中间地区；沙三2亚段页岩油有利区主要分布在濮城附近的大邢庄、毛岗一带和文留、户部寨、胡状集一带，页岩气有利区主要分布在靠近前梨园洼陷的毛岗地区和文留地区的文45井一带，分布面积较小；沙三3亚段页岩油有利区主要分布在濮城—白衣阁一带和户部集、文留、徐镇集、前梨园一带，页岩气有利区主要分布在文留、徐镇集与胡状集之间的深洼地带；沙三4亚段页岩油分布在户部寨—文留地区，页岩气主要分布在以Ⅱ2和Ⅲ型干酪根为主的桥口—东明地区（图9）。
5 结论
成藏条件分析认为，东濮凹陷古近系沙三段为页岩油气有利发育层段，并以发育页岩油为主。有利区优选结果显示，沙三1亚段主为页岩油，分布在白衣阁—文明寨中间地区；沙三2亚段页岩油主要分布在大邢庄、毛岗一带和文留、户部寨、胡状集一带，页岩气主要分布在毛岗地区和文留地区的文45井一带；沙三3亚段页岩油主要分布在濮城—白衣阁一带和户部集、文留、徐镇集、前梨园一带，页岩气主要分布在文留、徐镇集与胡状集之间的深洼地带；沙三4亚段页岩油主要分布在户部寨—文留地区，页岩气主要分布在桥口—东明地区。
图9 东濮凹陷沙三4亚段页岩油、页岩气有利区预测图
参考文献
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中国海相盆地分布广，海相沉积分布或规模均占有相当大的比重，下古生界以碳酸盐岩岩溶储层为主，层间-层内似层状岩溶储层大面积分布(表6-4)，多期不整合面发育，为大中型地层不整合油气藏的形成提供了重要的地质基础。顺层深岩溶是深层有效储层规模化发育的重要控制因素，在深层能发现大油气田。
一、古隆起及其围斜部位
古老海相盆地的隆起形成时间早，延续时间很长，是油气运移长期的有利指向区;古隆起规模大，隆起面积多在(1～4)×104km2之间，为海相地层油气勘探提供了广阔领域;具有良好的生储盖组合，多期成藏;隆起晚期构造活动相对较强，有利于油气的聚集与调整。
克拉通构造活动的强度及演化不同，大型隆起对油气的控制作用也不同。中国几大古生代克拉通盆地，以塔里木克拉通最活跃，鄂尔多斯华北克拉通最稳定，四川上扬子克拉通介于二者之间。塔里木盆地大部分海相油气田都集中在三大隆起及其斜坡部位;四川盆地海相天然气富集在具古隆起背景的喜马拉雅期局部构造上;鄂尔多斯庆阳古隆起并不直接控制天然气的富集。
和田河气田周缘由于古隆起迁移，形成古风化壳、台缘滩和推覆构造三大勘探领域，早期成藏区域北倾，晚期成藏区域南倾。玛东、玛北、玛南地区成藏条件存在差异，玛南处于和田河古隆起向东北延伸的部位，在石炭系沉积前遭受风化和淋滤，奥陶系桑塔木组遭受剥蚀，良里塔格组台缘相带颗粒灰岩有所保存，后被石炭系下泥岩段覆盖。通过地震反演预测该区奥陶系风化壳储层发育，同时发育沟通寒武系的压扭断层，对成藏十分有利。
表6-4 中国海相盆地典型地区岩溶储层分布特征
二、大型地层不整合油气藏
古隆起、古斜坡是形成大中型不整合油气藏的有利地带，包括不整合面下的削截油气藏、不整合面上的超覆油气藏。不整合油气藏的形成既受控于不整合类型、圈闭形成期与油气运聚成藏期匹配的控制，又受生、储、盖组合的配套、断裂发育状况、构造变形的控制。盖层质量直接关系到不整合油藏能否形成;不整合储集体的好坏及储集层的非均质性直接影响油气藏的储量和产能。
不整合(面)对油气聚集既有建设性作用，又有破坏性作用。建设性作用主要有:①为油气运移提供良好通道;②改善了不整合面下储集层(体)的储集性能;③不整合面上、下发育大量不整合圈闭。破坏性作用表现为对盖层的破坏使油气大量散失，即使是部分破坏，原油也将受到不同程度的氧化、水洗，使轻质组分逸散，重质组分留下，形成稠油或难于流动的沥青。此外，不整合面与通入古地表的断裂结合，会使油气沿不整合面、断裂面运移到地表逸散，使油气藏遭到一定的破坏。
中国三大盆地大中型地层不整合油气藏勘探领域广，如塔里木盆地不整合油气藏类型多、分布广，塔北南缘奥陶系岩溶发育区，良里塔格组、一间房组、鹰山组3套岩溶储层厚70～250m，有利面积达3.5×104km2;塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区，良里塔格组、鹰山组、蓬莱坝组3套岩溶储层厚100～400m，有利面积达1.2×104km2;麦盖提斜坡奥陶系岩溶区发育3期岩溶，有利面积达0.8×104km2;和田河周缘奥陶系潜山发育风化壳岩溶储层，有利面积达0.9×104km2。
在鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区，马五段白云岩向周缘扩展，有利面积达1.0×104km2;四川盆地雷口坡组风化壳区发育风化壳岩溶储层，勘探已获发现，有利面积达1.2×104km2;四川盆地震旦系—下古生界岩溶斜坡规模大，白云岩岩溶储层发育，有利面积可达8.5×104km2;渤海湾盆地潜山富油气凹陷成藏条件好，有利面积达0.5×104km2。
三、深层-超深层油气藏
随着油气勘探程度的不断深入，油气勘探向深层发展势在必行。如美国在埋深8088m的寒武-奥陶系碳酸盐岩储层中发现了贾伊费尔德气田，储层中次生孔、洞、缝大量发育，孔隙度为25%，渗透率为1020×10-3μm2(吴富强等，2006)。此外，美国西内盆地7663～8083m的下奥陶统碳酸盐岩内发现了阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田带等。
我国塔里木盆地，塔参1井在7100m进入上震旦统花岗闪长岩，其上白云岩缝洞非常发育，录井、取心、气测均有油气显示。轮东1井在6785～6805m的奥陶系累产原油28.61m3，在7141～7180m的深度发现了低产天然气，哈拉哈塘地区多口井在接近7000m的奥陶系有工业油气流产出。
塔北地区奥陶系及上部层位已发现了丰富的油气，塔北下部的寒武系更接近寒武系烃源岩，是油气勘探的有利接替领域。中石化塔深1井在寒武系见到了良好的油气显示，在埋深8400m、温度160℃、压力80MPa的上寒武统白云岩溶洞储集层中发现了褐黄色的液态烃，根据甲基菲指数换算的原油成熟度在1.08%～1.2%之间，为高成熟轻质油或凝析油。在对下奥陶统—上寒武统6800～7538m段进行测试时，有少量天然气产出，天然气以烃类气体为主，占97%;干燥系数为0.97，甲烷碳同位素组成为-37.9，对应的气源岩Ro为1.65%～1.91%，气的成熟度高于原油，属于典型的高演化油型干气。
塔深1井寒武系位于轮南台缘带，白云岩储层储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔及裂(溶)缝为主。塔深1井岩心测试孔隙度为0.6%～9.1%，渗透率为(0.001～34.4)×10-3μm2。测井解释储层44层641m，其中I类储层为66m/7层，孔隙度为4.5%～10.4%，孔隙类型为裂缝-孔洞型，主要发育于中寒武统;Ⅱ型储层为127m/9层，孔隙度为3%～5.7%，孔隙类型为孔洞型，主要发育于下寒武统、中寒武统和上寒武统底部;Ⅲ类储层为456.5m/28层，孔隙度为0.63%～5%，孔隙类型为溶孔型或裂缝型，主要发育于上寒武统。
上述塔深1井数据表明深层寒武系具备油气运聚条件。
刘景东1，2，3 蒋有录3
（1.南京大学地球科学系，江苏 南京 210093；2.中国石化石油勘探开发
研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.中国石油大学
地球科学与技术学院，山东 青岛 266555）
摘 要 从东濮凹陷蒸发岩系的地质特征出发，系统分析了膏盐岩对油气成藏诸要素的影响及其对油气分布的控制作用。研究结果表明，东濮凹陷烃源岩与膏盐岩共生，膏盐岩－砂泥岩过渡带的烃源岩有机质丰度最高；膏盐岩发育区烃源岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；膏盐岩的高热导作用使盐上烃源岩生烃门限深度降低和盐下烃源岩过成熟门限深度增加，有效地扩大了生烃窗范围。膏盐层下部砂岩储层孔隙度相对正常压实地层而言整体偏大，且随深度增加表现为先增加后减小，孔隙度最大值出现在膏盐层下部一定距离内。膏盐层不仅对油气具有很强的封堵能力，而且易于形成盐下、盐间、盐上及盐岩边缘等多种圈闭类型。膏盐层厚值区形成的异常压力明显大于膏盐层边缘区，油气更易于在膏盐层的遮挡下向膏盐层边缘区运移。综合分析认为，东濮凹陷膏盐层边缘区不仅具有良好的供烃和圈闭条件，而且具备油气充注的通道和动力条件，是最有利的油气聚集区。
关键词 膏盐岩 有机质 油气生成 油气运移聚集 油气分布 东濮凹陷
Control of Gypsum－salt Rock on Oil－gas Reservoir
in Dongpu Depression
LIU Jingdong1，2，3，JIANG Youlu3
（1.Department of Earth Science，Nanjing University，Nanjing 210093，China；
2.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi 214126，
China；3.School of Geosciences，China University of Petroleum，
Qingdao 266555，China）
Abstract Based on the geological features of evaporite Deposition in Dongpu Depression，we systematically analyzed the controls of gypsum－salt rock on pool forming elements and hydrocarbon distribution.The results show that source rock and gypsum－salt rock of Dongpu Depression have a symbiotic relationship，which distribute alternately in vertical and overlay in horizontal.The source rock in gypsum－salt and sand－shale transition zone has the highest organic matter abundance.Organic matter types of source rock in gypsum－salt zone and transition zone are mainly type Ⅰ and type Ⅱ1 Kerogen.For the role of high thermal conductivity of gypsum－salt rock，the upper source rock has shallower threshold depth for oil generation，and the lower source rock has deeper threshod depth，this effectively expand the scope of the hydrocarbon generation window.The porosity of sandstone covered by gypsum－salt rock has larger porosity than normal sediment stratums，it firstly increases and then decreases with increasing depth，and the maximum porosity appears within a certain distance from gypsum－salt rock.Gypsum－salt rock has strong sealing ability to trap oil and gas.The configuration of gypsum－salt rock and sandstone can forms kinds of traps under sypsum－salt，intersypsum－salt，upper sypsum－salt and at the edge of gypsum－salt.Under the similar structural conditions，the abnormal formation pressure under the thicker gypsum－salt rock is significantly greater than that at the edge of gypsum－salt rock，so the oil and gas is easier to be filled and preserved in the traps at the edge of gypsum－salt rock.Synthetical analysis lead to that at the edge area of gypsum－salt rock not only has good source rock and trap conditions，but also has hydrocarbon charging pathway and dynamics，so it becomes the most favourable area for oil and gas accumulation.
Key words gypsum－salt rock；organic matter；oil and gas generation；oil and gas migration and accumulation；oil and gas distribution；DongpuDepression
据统计，全球含油气盆地和具远景的含油气盆地有近200个，有一半以上的盆地发现了具商业价值的油气田，而这其中就有58％的油气田与含盐地层有关［1］。欧亚大陆所有含盐盆地基本上都含油气，其中一些还是世界上最大的含油气区，如中东、近东和北海的含盐盆地。在油、盐共生的盆地中，有46％的盆地的油气层产于盐系地层之下，41％的盆地的油气层产于盐系地层之上，13％的盆地的油气层产于盐系地层之间［2］。可见，盐岩与油气有着非常密切的关系。前人研究表明，蒸发盐型的环境具有巨大的有机物质生成能力，可以形成有利的生油岩系［2～6］。受沉积相变控制，膏盐岩周围普遍发育以牵引流为主的砂岩储集体［7，8］，石膏自身脱水也可形成具备储集能力的次生孔隙［9～12］，同时膏盐层对压实作用和其下部岩层的成岩作用有很强的抑制作用，有利于储层的原始孔隙的保存［6，13］。膏盐层具有很高的排驱压力，在盖层分级中属于特级盖层，对油气和异常压力均具有很强的封堵能力［14～16］。膏盐岩的塑性流动可以形成断层、裂缝［4，5］，成为有利的运移通道，也可以形成各种盐构造［17，19］，为油气聚集提供有利场所。虽然上述研究涉及了生烃有机质、储集层、盖层和圈闭等多个方面，但大多从单方面开展研究，缺乏深入和系统的分析，对膏盐岩发育区油气富集规律的认识存在不足。
东濮凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷东南部，呈NNE走向，北窄南宽，面积约5300km2。东濮凹陷北部地区具有 “两洼一隆一斜坡” 的构造格局，自西向东依次发育西部斜坡带、海通集洼陷、中央隆起带和前梨园洼陷，在中央隆起带内部还发育濮卫洼陷（图1）。钻遇的古近系有沙河街组沙四段、沙三段、沙二段、沙一段及东营组，其中沙三段地层厚度可达3000m，可细分为沙三下、沙三中、沙三上3个亚段，古近系属于一套湖泊相的含盐碎屑岩沉积体系。东濮凹陷北部地区主要发育5套膏盐层，包括沙一段的沙一盐、沙三上亚段的沙三1盐、沙三中亚段的沙三2盐和沙三3盐，沙三下亚段的沙三4盐，除沙三1盐分布局限外，其他4套膏盐层分布广泛，以文留、卫城地区为厚度中心，膏盐层累积厚度可达950m。勘探实践证实，东濮凹陷为渤海湾盆地油气并举的富油气凹陷，而近93.7％的石油和近80％的天然气分布于北部膏盐岩发育区，且油气在纵向上大部分分布于含膏盐层系，可见膏盐层对油气平面富集范围和纵向富集层位均具有重要的控制作用。
开展东濮凹陷膏盐层与油气关系研究，不仅有利于剖析东濮凹陷古近系油气成藏特征，而且对于认识断陷盐湖盆地含盐层系油气成藏规律，以及更好地挖掘其油气资源潜力具有重要的指导作用。
图1 东濮凹陷北部地区构造格局及盐岩分布图
1 蒸发岩系地质特征
东濮凹陷的蒸发岩与碎屑岩、碳酸盐岩在纵向上呈多旋回式发育，其蒸发岩系可以划分为两种组合类型，即碎屑岩－蒸发岩组合类型和碎屑岩－碳酸盐岩－蒸发岩组合类型（图2）。其中，碎屑岩－蒸发岩组合类型的岩性由下而上主要表现为砂泥岩→含膏泥岩→膏盐岩→盐岩→膏盐岩→含膏泥岩→砂泥岩的变化规律，该类型主要分布于沙三下亚段和沙三中亚段，沙三上亚段分布局限，在沙二段和沙一段分布最少；碎屑岩－碳酸盐岩－蒸发岩组合类型的岩性由下而上主要表现为砂泥岩→白云质泥岩→泥质白云岩→含膏泥岩→膏盐岩→盐岩→膏盐岩→含膏泥岩→泥质白云岩→白云质泥岩→砂泥岩的变化规律，在少数地层中碳酸盐岩表现为泥质灰岩，该类型主要分布于沙二段和沙一段，沙三段相对不发育。可以看出，这两种组合类型的岩性变化在纵向上均可划分为膏盐岩、膏盐岩－砂泥岩过渡带和砂泥岩，相应的地层可以划分为膏盐岩发育带、膏盐岩－砂泥岩过渡带和砂泥岩发育带，反映了古水体盐度由淡水→微咸水→咸水→微咸水→淡水的旋回式变化，这主要是由于沉积时的湖盆水体始终处于淡水注入和蒸发作用的平衡体系中，当蒸发作用大于淡水注入时，水体会浓缩咸化，且随着咸化程度的增加会沉积碳酸盐－硫酸盐－氯化盐等蒸发岩。
图2 东濮凹陷蒸发岩系纵向组合类型
2 膏盐岩对油气成藏要素的影响
2.1 有助于形成优质烃源岩
东濮凹陷古近系烃源岩包括沙三下、沙三中、沙三上亚段和沙一段，其中沙三下、沙三中亚段和沙一段烃源岩分布较为广泛，沙三上亚段分布局限。上述层系烃源岩的发育规模分别与凹陷内膏盐岩的发育规模相对应，且烃源岩与膏盐岩在纵向上互层，平面上叠置，具有明显的共生关系。为分析膏盐岩对烃源岩发育的影响，分别统计了膏盐岩发育区（包括膏盐岩发育区和膏盐岩－砂泥岩过渡带）和膏盐岩欠发育区（砂泥岩发育区）烃源岩的地球化学资料，并从空间上进行了对比。
2.1.1 有利于提高有机质丰度
研究发现，东濮凹陷北部地区烃源岩有机质丰度的高低与膏盐岩发育程度成对比。从不同层系来看，沙三下、沙三中亚段和沙一段膏盐岩发育区烃源岩的有机质丰度高，达到较好—好的标准，而沙三上亚段膏盐岩欠发育区烃源岩的有机质丰度相对较低，仅达到较差—较好的标准（表1）。横向上，文留及其周边地区为膏盐岩发育区，综合评价烃源岩有机质丰度高，而凹陷南部及西部等膏盐岩欠发育区烃源岩有机质丰度较低。不同岩性地层发育带及不同岩性烃源岩的有机质丰度参数对比表明，东濮凹陷膏盐岩－砂泥岩过渡带的膏泥岩、含盐泥岩有机质丰度最高，其次为膏盐岩－砂泥岩过渡带或膏盐岩发育带的盐间泥岩、盐上或盐下泥岩，砂泥岩发育带的泥岩或粉砂质泥岩有机质丰度则较低（图3）。烃源岩与膏盐岩的距离与烃源岩有机质丰度具有明显的负相关关系，即烃源岩越靠近膏盐岩，烃源岩有机质丰度越高，当烃源岩与膏盐岩距离超过30 ～40m时，烃源岩有机质丰度受膏盐岩的影响明显减弱（图4）。
表1 东濮凹陷北部古近系烃源岩有机质丰度评价
为研究不同沉积带烃源岩有机质丰度差异的原因，对卫69井膏盐岩发育带、膏盐岩－砂泥岩过渡带和砂泥岩发育带的泥质岩烃源岩分别进行了饱和烃气相色谱－色质分析（图5）。结果表明，膏盐岩发育带与砂泥岩发育带泥岩正构烷烃含量低，二者分布均呈偏前峰型，主峰碳分别为C18和C20；而膏盐岩－砂泥岩过渡带泥岩正构烷烃含量介于上述两者之间，分布呈双峰型，主峰碳为C18和C28，反映了膏盐岩发育带和砂泥岩发育带有机质以水生生物输入为主，而膏盐岩－砂泥岩过渡带则为水生生物和部分陆源高等植物的混合输入。膏盐岩－砂泥岩过渡带烃源岩的伽马蜡烷含量最高，可以作为不同盐度水体分层的标志，认为表层水盐度小（交替出现淡水和半咸水），利于水生生物的大量繁殖，同时由于河流等不断地供给陆源生物和有机物质，所以湖泊中持续有大量的生物和有机质供给；而深水部位的底层水盐度较大，缺氧条件好，利于优质烃源岩的堆积和保存，从而造成膏盐岩－砂泥岩过渡带烃源岩的有机质丰度要好于膏盐岩发育带和砂泥岩发育带。
2.1.2 有利于形成腐泥型有机质
东濮凹陷北部地区烃源岩有机质类型同样与膏盐岩发育程度有关，但影响程度相对较弱。沙三下、沙三中亚段和沙一段膏盐岩发育区的烃源岩有机质类型以Ⅱ1型干酪根为主，其次为Ⅰ和Ⅱ2型干酪根，有少量Ⅲ型干酪根；而膏盐岩欠发育区的沙三上亚段烃源岩同样以Ⅱ1型干酪根为主，但同时含有较大比例的Ⅱ2型干酪根（图6）。平面上，文留及其周边的膏盐岩发育区除沙三上亚段烃源岩含Ⅱ2型干酪根外，沙三中、下亚段和沙一段烃源岩干酪根均以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；而南部的桥口、白庙等膏盐岩欠发育区沙三段和沙一段烃源岩干酪根则以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主。因此可以看出，膏盐岩发育区易于形成Ⅱ1型和Ⅰ型干酪根烃源岩，膏盐岩欠发育区易于形成Ⅱ1型和Ⅱ2型干酪根烃源岩。
图3 东濮凹陷北部地区不同岩性烃源岩有机质丰度对比
2.1.3 有利于扩大生烃窗范围
地温是烃源岩有机质向油气转化过程中最有效、最持久的作用因素。由于膏盐岩相对其他岩性岩石热导率较高，生热率较低，使得深部地温容易传到浅部，从而导致紧邻膏盐层的上部地层地温梯度偏低于无盐地层，出现异常高温，而紧邻膏盐层的下部地层地温梯度则偏高于无盐地层，出现异常低温。如文留地区为沙三4盐的厚度中心，其沙三段烃源岩主要分布于沙三4盐之上，烃源岩达到生烃高峰（Ro＝1.0％）和过成熟阶段（Ro＝1.3％）的门限深度要明显深于桥口、白庙等膏盐岩欠发育区；马寨地区为沙三2盐的厚度中心，其沙三段烃源岩主要分布于沙三2盐之下，烃源岩达到生烃高峰（Ro＝1.0％）和过成熟阶段（Ro＝1.3％）的门限深度要明显浅于桥口、白庙等膏盐岩欠发育区（图7）。
膏盐层对温度的影响与其累积厚度密切相关［20］，膏盐层累计厚度越大，紧邻其上部和下部地层的温度差异就越大。据前人研究，东营凹陷每100m厚的膏盐层，其导热性可使其下部地层的温度比正常值降低2℃左右［10］。东濮凹陷卫76井含盐地层的温度纵向变化表明，含膏盐地层及其上部和下部地层地温梯度和地温存在明显的差异，约350m厚的含盐地层（其中膏盐岩约198m）造成其上部和下部地温分别与正常值最大差别为2～3℃。膏盐层造成的盐上和盐下地层温度异常使烃源岩生烃门限深度降低、过成熟门限深度增加，对全区来说可以有效地扩大生烃窗范围。
图4 东濮凹陷北部地区烃源岩－膏盐岩垂向距离与烃源岩丰度关系
图5 卫69井不同沉积地层泥岩饱和烃及萜烷色谱图
图6 东濮凹陷北部地区不同层段干酪根类型指数分布
2.2 改善膏盐层下部储层的储集性能
受盐湖盆地沉积沉降中心控制，不同时期膏盐岩的发育位置在不断变化，空间上表现为各套膏盐岩的明显迁移，从而导致不同膏盐岩与砂岩形成指状交叉带式接触，砂岩层大多上覆有膏盐层。这种指状交叉带在后期的构造运动作用下发生差异抬升，膏盐岩分布于构造高部位，向周边相变为砂岩和泥岩，有利于形成砂岩上倾尖灭圈闭。
图7 东濮凹陷北部地区不同位置烃源岩的热演化特征
图8 膏盐岩下部储层总孔隙度随深度变化关系
从濮33井孔隙度－深度变化关系可以看出，膏盐层下部储层孔隙度相对膏盐岩不发育区的正常压实地层偏大2％～10％（图8）。分析认为，导致膏盐层下部储层孔隙度偏大的原因主要包括3个方面：一是由于膏盐层较为致密，对下部地层产生明显欠压实，使下部地层保持较高的孔隙度；二是膏盐岩热导率高，下部地层热量容易散出，成岩演化作用受到抑制，使膏盐层下部储层的高孔隙度得以保存；三是膏盐层之下一般具有异常高压，且部分超过了岩石的破裂压力，易于产生裂缝，促使总孔隙度增加。
研究发现，膏盐层不仅可以使其下部储层孔隙度明显增大，而且其下部储层孔隙度随深度的变化也遵循一定的规律。一般紧邻膏盐岩发育的地层中往往含有一定量的碳酸盐，由于碳酸盐岩的胶结作用，紧邻膏盐岩储层的孔隙度会相对较低；另外在地层成岩压实过程中，地层水的垂向渗水作用导致部分膏盐岩晶粒会深入到膏盐岩周围储层中，也可导致储层孔隙度降低。碳酸盐和膏盐岩晶粒造成的孔隙度降低均随着与膏盐岩距离的增大而减弱。因此，膏盐层下部储层孔隙度的最大值并未紧邻膏盐层出现，而是出现在膏盐层往下的一定距离内，如濮33井两套含盐地层下部储层的最大孔隙度出现的位置距离上部膏盐层约165m左右，这是由于该位置碳酸盐和膏盐岩晶粒对孔隙度的影响降到最小，而随着深度的增加，由于膏盐层影响下部储层孔隙度增加的各种因素的影响逐渐减弱，从而导致孔隙度又逐渐减小。
2.3 膏盐层具备强封盖能力
东濮凹陷北部地区膏盐层厚度大，分布范围广，具有优越的油气封盖条件。对膏盐层分布与其下部油气柱高度的统计结果表明（图9），膏盐岩发育区大部分油气藏分布于厚度为0～50m的膏盐层之下，不同厚度的膏盐层与油气藏的最大含油或含气高度没有明显的相关性，反映了膏盐层对油气的封堵能力很强，仅50m厚的膏盐层就能封堵累计500m的含油或含气高度。另外，膏盐层对油的最大封堵高度以100～200m和200～500m为主，而膏盐层对气的最大封堵高度以＜100m和100～200m为主，说明膏盐层封堵的最大含油高度要明显大于最大含气高度。
图9 上覆最小膏盐层厚度与最大含气高度和最大含油高度频率分布
膏盐层的发育规模与其下部原油或天然气藏的规模也具有正相关关系。随膏盐层厚度增加，原油或天然气藏规模有增大的趋势，但当膏盐层厚度较小时，也能封堵较大规模的原油或天然气藏，统计结果表明，厚度为10m的膏盐层可封堵原油储量839×104t、天然气储量14×108m3，厚度为55m的膏盐层可封堵原油储量1726×104t。与渤海湾盆地的泥岩盖层相比，封堵相同储量规模的原油或天然气所需要的膏盐层厚度要远小于泥岩厚度，如辽河坳陷天然气地质储量大于10×108m3的气藏，泥岩盖层厚度一般需要大于100m；黄骅坳陷储量大于5×108m3的较大气藏，泥岩盖层厚度都在20m以上。
2.4 有利于形成多种与膏盐岩相关的圈闭
膏盐岩具有比泥岩更高的致密性，在纵向和横向上对油气均可起到很好的封堵作用，与储集层配置在一起，可以形成构造、岩性等多种圈闭类型。同时膏盐岩可塑性强，在较高的温压条件下，膏盐岩本身的构造变形影响膏盐岩上覆地层中圈闭的形成。从圈闭与膏盐岩的位置关系来看，与膏盐岩有关的圈闭包括盐下、盐间、盐上及盐岩边缘四大类，其中盐下圈闭又包括盐下地垒圈闭、盐下背斜圈闭和盐下断块圈闭，盐上圈闭主要为盐上地堑式断块圈闭，盐间圈闭主要为盐间泥岩裂缝圈闭，盐岩边缘圈闭包括盐岩遮挡断块圈闭和盐岩遮挡砂体尖灭圈闭等。各种圈闭的典型模式和特征如图10所示。
图10 东濮凹陷北部地区膏盐岩相关圈闭类型
3 膏盐岩分布影响油气运移方向
大量勘探实践表明，超压是大多断陷盆地油气运移充注的重要动力。东濮凹陷北部地区沙三段和沙一段发育多套厚层膏盐岩，平面上分布广泛，纵向上与砂泥岩互层，上覆地层沉积过程中泥岩难以垂向排液，易于形成欠压实，从而导致超压，而膏盐岩的存在又对超压的保存起到了积极作用。膏盐岩的成岩脱水作用也是异常压力的重要成因之一，石膏脱水变成硬石膏时，石膏的结晶格架中的结晶水将在变质过程中转化为游离状的自由水，当这些水进入相邻的地层孔隙中时，岩层中的流体压力将会增大。由于膏盐岩本身具有塑性强、易流动的特点，即使在构造挤压作用下，封闭层产生裂缝与断裂，膏盐岩的涂抹或充填也会在一定程度上阻止异常压力的散失。
膏盐层下部地层异常压力的发育程度与膏盐层的发育规模成正比，在相似的构造条件下，膏盐层厚值区下部地层的异常压力要明显大于膏盐层边缘区，因此膏盐岩边缘区异常压力幅度小，为相对低压区，有利于油气的充注和保存。
4 膏盐层与油气分布具有耦合关系
膏盐层分布与油气分布的叠合关系表明，油气与膏盐层展布方向一致，均呈NE－SW向，大部分油气围绕膏盐层厚度中心呈环状或半环状分布，膏盐层边缘区油气相对富集，其中膏盐层边部相变带为最有利的油气聚集区。从前面膏盐层厚度与含油气高度和油气藏储量规模的关系也可以看出，大部分油气藏分布于厚度为0～50m的膏盐层之下；受膏盐层封盖的油气藏，有90％的储量分布于膏盐层厚度小于100m的范围内。因此膏盐层边缘区是最有利的油气聚集区。
综合分析膏盐层边缘区油气富集的原因主要有以下3点：一是膏盐层边缘区烃源岩大部分处于膏盐岩－砂泥岩过渡带，有机质丰度高，有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主，构造上大多处于洼陷斜坡带，部分处于或邻近洼陷沉降中心，埋深较大，具有良好的成烃条件；二是膏盐层边缘区为膏盐岩和砂泥岩的相变带，受上覆膏盐层影响，下部砂岩储层物性较好，同时砂岩储层上部及其向膏盐岩一侧多为膏盐层所封堵，圈闭条件好；三是相对膏盐层沉积主体和洼陷沉积中心，膏盐层边缘区的超压幅度较低，而且膏盐层下部地层发育有良好的砂岩输导体，具备油气充注的动力和通道条件。
5 结论
1）东濮凹陷北部地区烃源岩与膏盐岩共生，膏盐岩发育区的烃源岩有机质丰度高于膏盐岩欠发育区，其中膏盐岩－砂泥岩过渡带的烃源岩有机质丰度最高；膏盐岩发育区烃源岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；紧邻膏盐层的上部和下部地层分别具有异常高温和异常低温，导致盐上烃源岩生烃门限深度降低和盐下烃源岩过成熟门限深度增加，对全区来说有效地扩大了生烃窗范围。
2）相对正常压实地层，膏盐层使其下部砂岩储层孔隙度整体偏大，其孔隙度随深度增加表现为先增加后减小的变化趋势，孔隙度最大值并不是紧邻膏盐层出现的，而是出现在膏盐层下部的一定范围内。膏盐层对油气具有很强的封堵能力，而且易于形成与膏盐岩相关的盐下、盐间、盐上及盐岩边缘等多种圈闭类型。
3）膏盐层对下部储层的保护及其垂向封堵作用使油气利于在膏盐层的遮挡下发生横向运移；在相似的构造条件下，膏盐层厚值区地层的异常压力要明显大于膏盐层边缘区，因而油气更易于向膏盐层边缘区的圈闭进行充注和保存。
4）东濮凹陷大部分油气围绕膏盐层厚度中心呈环状或半环状分布，综合分析认为膏盐层边缘区不仅具有良好的供烃和圈闭条件，而且具备油气充注的通道和动力条件，是最有利的油气聚集区。
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东濮凹陷膏盐岩对油气的控制作用视频
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