构造区油气成藏模式 临高构造区构造－岩性圈闭型天然气成藏模式

不同叠合构造单元经历的构造运动强度，残留地层厚度、烃源岩热演化史的差异，造成其成藏过程、油气藏发育和组合特点不同。同时，不同构造区发育的主要叠合构造单元类型以及叠合构造单元之间的变化接触关系不同，造成不同构造区含油气组合的不同。

（一）叠合构造单元油气藏特点

1.持续沉降型（I）叠合构造单元

持续沉降型（I）叠合构造单元是中生代控盆断层下降盘与新生代控盆断层下降盘的叠合部分，具有较厚的中生代地层和新生代地层，往往具有前古近系残留厚度大的特点，持续的深埋往往造成烃源岩演化程度高，在现今处于生烃终止状态，如邱县凹陷发育的古生界烃原岩。但在部分地区如南皮凹陷，中生代以来虽在早中侏罗世、晚侏罗世—早白垩世持续沉降，但幅度较小、地层沉积厚度薄，烃源岩在中生代演化程度低，具备二次大量生烃的条件。而新生代的深埋，为烃源岩二次大量生烃和油气聚集、保存奠定了基础。综合乌马营潜山的成藏特点，I型叠合构造单元内可能形成的油气藏组合为寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏或内幕油气藏，石炭系—二叠系岩性-构造或岩性油气藏，中生界岩性、地层或构造油气藏（图5-2-48）。

2.中沉新剥型（Ⅱ₁）叠合构造单元

中沉新剥型（Ⅱ₁）叠合构造单元为中生代接受沉积、新生代抬升剥蚀的构造单元类型，其中生界厚度较大，地温梯度高，各套烃源岩在中生代发生一次生烃作用。而在新生代沉积厚度薄，达不到烃源岩二次生烃所需的温度，该类型构造单元的油气藏为中生代时期形成的古油藏或临近地区二次生烃运移至该单元而形成的。

Ⅱ₁型叠合构造单元可能发育的油气藏类型（图5-2-49）主要有寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏或内幕油气藏、石炭系—二叠系岩性-构造或岩性油气藏。

图5-2-48 持续沉降型（I）叠合构造单元油气藏组合模式图

图5-2-49 中沉新剥型（Ⅱ₁）叠合构造单元油气藏组合模式图

3.中复新沉型（Ⅱ₂）叠合构造单元

图5-2-50是中复新沉型（Ⅱ₂）叠合构造单元油气藏分布模式，该类叠合构造单元是目前发现原生油气藏最多的构造单元，也是下一步华北地区前古近系油气勘探的主要构造单元。Ⅱ₂型叠合单元一般伴有构造反转，储层类型多样，相应的形成的圈闭类型较多，可以形成多种类型的油气藏。影响该种类型油气藏成藏的主要因素类似于I型叠合单元，但其与I型相比其有利条件是：当新近纪烃源岩进入大规模二次生烃时，断至烃源岩层的断层大多停止活动，阻止了后期生成的烃类沿断层散失，这也可能是所发现的油气藏大多为自生自储、就近聚集成藏的一个原因。

Ⅱ₂型叠合构造单元可能发育的油气藏类型主要有寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏或内幕油气藏、石炭系—二叠系岩性-构造或岩性油气藏、中生界岩性、地层或构造油气藏。

4.中复新剥型（Ⅱ₃）叠合构造单元

中复新剥叠型（Ⅱ₃）合构造单元内地层残留情况差异悬殊，可进一步划分为2种类型，一种是以冀北地区为代表，该类中新元古界之上直接覆盖中生界，而缺失古近系—新近系沉积，其中生界及中新元古界烃源岩的主要生烃期为燕山期，主要的油气藏类型有中新元古界的风化壳构造油气藏及中生界的岩性、地层和构造油气藏，保存条件是寻找该类叠合构造单元发育的原生油气藏的关键控制因素（图5-2-51A）。

图5-2-50 中复新沉型（Ⅱ₂）叠合构造单元油气藏组合模式图

图5-2-51 中复新剥型（Ⅱ₃）叠合构造单元油气藏组合模式图

另一种是以大城凸起为代表，其地层分布情况如图5-2-51B所示，中生界保存较全，上覆有较薄的古近系和第四系，该型构造单元内的中生界及古生界烃源岩在燕山期可能发生过大量的生烃作用，也即主要的成藏期，主要的油气藏类型有寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏或内幕油气藏、石炭系—二叠系岩性-构造或岩性油气藏、中生界岩性、地层或构造油气藏。保存条件是该类叠合构造单元能否有大规模油气聚集的关键条件。

5.中剥新沉型（Ⅱ₄）叠合构造单元

中剥新沉型（Ⅱ₄）叠合构造单元是前古近系油气成藏比较优越的构造单元类型，但要求中生代时期地层剥蚀厚度不大，古生界烃源岩保存齐全，保留有新生代二次生烃作用的物质条件，东濮凹陷文留气田即属于该种构造单元类型。

Ⅱ₄型叠合构造单元发育的主要油气藏类型有寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏或内幕油气藏、石炭系—二叠系岩性-构造或岩性油气藏及古近系构造油气藏（图5-2-52）。

6.持续抬升型（Ⅲ）叠合构造单元

持续抬升型（Ⅲ）叠合构造单元中生代以来长期处于隆升剥蚀状态，以缺失中生界及古近系为特征，具有早期生烃、早期成藏的特点，可能发育的油气藏类型有中新元古界风化壳构造油气藏及内幕油气藏（图5-2-53）。

图5-2-52 中剥新沉型（Ⅱ₄）叠合构造单元油气藏组合模式图

图5-2-53 持续抬升型（Ⅲ）叠合构造单元油气藏组合模式图

（二）构造区油气藏分布规律

根据对断裂分布、活动特征及构造样式的分析，结合残留地层的分布特点，将渤海湾盆地划分为3大构造区，各构造区发育的主要叠合构造单元类型不同，ⅰ型构造区主要以具有中新生代继承性发育的I、Ⅱ₂、Ⅱ₄、Ⅲ型叠合构造单元为主；ⅱ型构造区由于中生代、新生代构造作用的相互叠加，主要发育Ⅰ、Ⅱ₁、Ⅱ₂型叠合构造单元；ⅲ型构造区为走滑带继承性叠加，发育Ⅱ₂、Ⅱ₃、Ⅲ型叠合构造单元。由于不同构造单元具有不同的残留地层特征、生储盖组合、沉积埋藏史、热演化史和不同的油气生成聚集史，造成了不同构造区的油气藏分布的差异。

1.ⅰ型构造区油气藏分布

ⅰ型构造区主要以Ⅰ、Ⅱ₂、Ⅱ₄、Ⅲ型叠合构造单元为主（图5-2-54），其中Ⅱ₂型（中复新沉）和Ⅱ₄（中剥新沉）型叠合构造单元是主要的油气藏分布区，Ⅱ₂型可能存在的油气藏类型为寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏及内幕油气藏和石炭系—二叠系的岩性-构造油气藏及岩性油气藏；Ⅰ型（持续沉降）油气藏的分布受构造单元中生代沉积厚度的影响，可能存在有石炭系—二叠系的岩性-构造油气藏及岩性油气藏和中生界岩性、地层及构造油气藏。

2.ⅱ型构造区油气藏分布

ⅱ型构造区主要以Ⅰ、Ⅱ₂、Ⅱ₄、Ⅲ型叠合构造单元为主（图5-2-55），其中Ⅱ₂（中复新沉）型叠合构造单元是主要的油气藏分布区，可能存在的油气藏类型为寒武系—奥陶系风化壳构造油气藏及内幕油气藏、石炭系—二叠系的岩性-构造油气藏及岩性油气藏和中生界岩性、地层及构造油气藏；Ⅰ（持续沉降）型叠合构造单元可能存在石炭系—二叠系的岩性-构造油气藏及岩性油气藏和中生界岩性、地层及构造油气藏组合。

图5-2-54 ⅰ型构造区主要油气藏分布模式图

图5-2-55 ⅱ型构造区主要油气藏分布模式图

3.ⅲ型构造区油气藏分布

ⅲ型构造区主要以Ⅱ₂、Ⅱ₃、Ⅱ₄、Ⅲ型叠合构造单元为主（图5-2-56），其中Ⅱ₂（中复新沉）型叠合构造单元是主要的油气藏分布区，可能存在的油气藏类型为石炭系—二叠系的岩性-构造油气藏及岩性油气藏和中生界岩性、地层及构造油气藏；Ⅱ₃（中复新剥）型叠合构造单元可能存在元古界风化壳构造油气藏和中生界岩性、地层及构造油气藏组合；Ⅱ₄（中剥新沉）型叠合构造单元可能存在元古界风化壳构造油气藏。

图5-2-56 ⅲ型构造区主要油气藏分布模式图

初步明确了不同构造区前古近系油气成藏规律~

战略选区项目在剖析前古近系原生油气藏基本特征和钻探井分析的基础上，进一步明确了前古近系原生油气藏的控制因素，在具有烃源岩发育的条件下，叠合构造单元的类型是最重要的控制因素，由此建立了不同叠合构造单元的成藏模式。
（一）剖析了前古近系原生油气藏主控因素
前古近系各层系均发现了原生油气藏，共20余个，这些油气藏主要以二次生烃、“自生自储”为主，发育在Ⅰ、Ⅱ2 、Ⅱ3 和Ⅱ4 型叠合构造单元。其中，古生界二次生烃型、喜马拉雅期一次生烃型油气藏分布于新生代沉积型叠合构造单元；印支期—燕山期一次生烃型油气藏分布于新生代剥蚀型叠合构造单元。
1.印支期—燕山期一次生烃原生油气藏主控因素
冀北中新元古界双洞油藏属于该种类型，其所属的叠合构造单元类型为Ⅱ3型。发育5套烃源岩，具有较好的储盖条件。该油藏从石炭系—二叠纪开始生烃，到三叠纪末进入成熟阶段，但热演化程度较低，生排烃量较小，能保存下来的油气数量也比较少。中晚侏罗世接受了较厚沉积，发生了第二次大量生烃过程。但新生代以来，该区一直处于隆起阶段并遭受剥蚀，造成古油藏的破坏。所以，对于印支期—燕山期一次生烃型油气藏，盖层条件和断层封堵性是最主要的成藏控制因素。
2.喜马拉雅期一次生烃原生油气藏主控因素
渤中6井属于该种类型，其位于受断层控制的残丘背斜的翼部。该油藏在喜马拉雅期一次生烃，并近距离运移至各种圈闭中成藏，形成了地层、岩性等油气藏。可见此类油气藏主要富集的区带是环中生代洼陷的近源圈闭，呈多套层系含油的特点。所以，对于喜马拉雅期一次生烃型油气藏，烃源岩条件是成藏的关键。
3.喜马拉雅期二次生烃原生油气藏主控因素
孔西油藏、苏桥－文安气田、东濮凹陷文留气藏属于该种类型。
通过各种喜马拉雅期二次生烃型油气藏的典型剖析，总结出成藏的关键因素有：①喜马拉雅期二次大量生烃（生烃强度大于50×104 t /km2）；②有利的叠合构造单元，中生界浅埋或弱剥、新生界深埋的Ⅱ2、Ⅱ4、Ⅰ型叠合构造单元保证了晚期大量二次生烃；③盖层及侧向封堵决定了富集区、层系。此外，断裂与盖层的配置对于油气的输导方式与方向也具有重要的控制作用。
从一次、二次生烃原生油气藏主控因素分析来看，发现规模储量的油气藏成藏关键有：①有利烃灶元：均为晚期成藏，喜马拉雅期二次大量生烃强度大于50×104 t/km2 ；②有利构造单元：Ⅱ2 、Ⅱ4 型及部分Ⅰ型叠合构造单元，中生界浅埋、新生界深埋，有利于成烃演化与保存；③有利遮挡单元：断裂与盖层配置控制了油气输导方式、方向与保存条件。
（二）明确了不同构造区油气成藏规律
不同的叠合构造单元不仅具有不同的构造演化史，由此也造成了烃源岩热演化史、生烃过程和主生烃期的差异。在空间分布上，随着叠合构造单元及其组合的差异，具有不同的油气藏组合。
在i 型构造区，叠合构造单元主要以Ⅰ、Ⅲ、Ⅱ2 、Ⅱ4 型为主。其中，Ⅱ2 型是最主要的成藏区，可能发育寒武纪—奥陶纪风化壳构造或内幕油气藏、石炭纪—二叠纪岩性－构造或岩性气藏和中生代岩性、地层及构造等油气藏3类油气藏组合；Ⅱ4型是主要的成藏区，可能发育中—新元古代风化壳构造油气藏、寒武纪—奥陶纪风化壳构造或内幕油气藏、石炭纪—二叠纪岩性－构造或岩性气藏等3类油气藏组合；Ⅰ型可能发育石炭纪—二叠纪岩性－构造或岩性气藏和中生代岩性、地层及构造2类油气藏组合。
在ii 型构造区，叠合构造单元主要以Ⅰ、Ⅲ、Ⅱ1 、Ⅱ2 型为主。Ⅱ2 型叠合构造单元是最主要的成藏区，可能发育寒武纪—奥陶纪风化壳构造或内幕油气藏、石炭纪—二叠纪岩性－构造或岩性气藏和中生代岩性、地层及构造等油气藏3类油气藏组合；Ⅰ型叠合构造单元，可能发育石炭纪—二叠纪岩性－构造或岩性气藏和中生代岩性、地层及构造等2类油气藏组合。
在iii 型构造区，叠合构造单元主要以Ⅱ2 、Ⅱ3 、Ⅱ4 、Ⅲ型为主。Ⅱ2 型是最主要的成藏类型，可能发育石炭纪—二叠纪岩性－构造或岩性气藏和中生代岩性、地层及构造等2类油气藏组合；Ⅱ3型可能发育中新元古代风化壳构造油气藏和中生代岩性、地层及构造等2类油气藏组合；Ⅱ4型可能发育中新元古代风化壳构造油气藏。

大量研究成果表明作为油气运移的主要输导体包括高孔渗砂体、不整合界面、断裂或裂隙体系。临高区发育明显不整合界面有S60和S40界面，地震剖面均揭示了对下伏地层的削截现象和上覆地层的超覆现象，而其他三级层序界面多数以整合或相对短时间间断。因而，相比而言，S60和S40两界面具有更强的流体输导能力，而其他界面输导能力微弱。
临高构造带深部断裂系统均不切过三亚组及以上地层，而是以隐伏断裂的形式控制上覆地层的坡折带分布和地层厚度的变化，因此，这些隐伏断裂不能构成裂后期地层中流体和天然气的输导体。莺歌海盆地北部天然气主要输导体是高孔渗砂体和S60、S40不整合界面。在断陷期天然气成藏中，断裂系统可能起到重要的作用。由于裂后期切穿式断裂不发育，因而对该区油气聚集十分不利。因此，临高构造带天然气成藏应是与断陷期烃源岩之间具有输导通道的储层，特别是位于S60、S40不整合界面之上的低位三角洲和盆底扇储层，其可能天然气成藏模式包括以下两类。
1.盆地中央低位三角洲成藏模式
如前所述，强制海退所形成的低位三角洲为海平面初始下降时产物，砂体的底为层序的底界面，并与上一个层序的高水位体系域相邻。低位进积楔具有如下一些特征:
(1)出现向海的一侧，相对较粗，孤立存在，与上一个层序的高水位体系域相邻。
(2)低水位进积楔的顶面由许多小的阶梯状递降序列形成，表现为一个向海倾斜的斜坡。
(3)低水位进积楔形成之后，当后期海侵开始时，对低水位进积楔产生一定程度的改造，并在低水位进积楔顶部形成冲刷面，这样在低水位进积楔顶部形成相对较粗的砂岩层，如图6－18所示，以低水位进积楔顶部岩性最粗，其远端逐渐变细。
(4)低水位进积楔之上通常被海侵泥岩所覆盖。所以，低水位进积楔构成缓斜坡背景条件下岩性圈闭的最有利地区。如果存在好的油源，该低水位进积楔砂体则是很好的岩性油气藏类型。
研究成果表明，盆地北部莺西斜坡带在三亚组和梅山组及黄流组沉积时期均为缓斜坡背景，在S51、S50、S40、S31界面形成规模不等的低位三角洲和斜坡扇沉积。该类扇体成藏模式具有如下特点:

图6－18 低位三角洲及其岩性变化

(1)研究区南部低位三角洲分布区仅三亚组和梅山组进入生烃门限，特别是三亚组和梅山组位于临高构造南部有效烃源岩分布区内，甚至可能夹于有效烃源岩之间，气源丰富。
(2)莺西斜坡带低位三角洲为远源三角洲沉积，以细粒砂岩为主，由于其上覆莺歌海组厚度不大，因而具有较好的物性条件。
(3)在临高构造至东方1－1构造地区，深部断裂均未刺穿上覆裂后期沉积地层，所以该区天然气输导体主要是S60、S40强削蚀的不整合界面以及砂岩体。这些低位三角洲直接伸入烃源岩内，或者本身与下伏高位体系域砂体毗邻，构成了良好的输导能力。值得注意的是在S51、S50界面的低位三角洲，由于层序界面输导能力较弱，对其成藏不利。
(4)根据研究区区域分析，三亚组和梅山组地层埋藏较浅，只有研究区南部地层可能出现超压现象，但其超压强度远小于中央坳陷地区。
(5)不利因素是研究区南部三亚组低位三角洲砂体由于埋藏较深，加大了勘探成本。在S40、S31界面发育的低位三角洲由于有S40这类强削蚀的不整合界面作为良好的输导通道，对天然气成藏条件十分有利。
2.临高构造低位体成藏模式
临高构造是盆地深部隐伏断裂在伸展过程中形成的同沉积披覆背斜，在临高构造东侧与中央凹陷发育构造坡折带，这些坡折带在三亚组和梅山组形成斜坡扇等低位域砂体，这些砂体与临高构造的结合构成了该区有利的成藏组合。该类砂体成藏模式具有如下特点(图6－19，图6－20)。
(1)临高构造地区由于三亚组和梅山组埋藏较浅，大多未进入生烃门限，因而该区主要有效烃源岩为深部的崖城组和陵水组，位于临高构造东侧中央拗陷带三亚组和梅山组部分已进入生烃门限，可提供部分烃源。
(2)临高构造斜坡扇的物源来自于红河和莺西斜坡带，沉积物以细粒砂岩为主，部分为临高构造高部位剥蚀产物。

图6－19 盆地中央低位三角洲成藏模式图


图6－20 临高构造低位体成藏模式

(3)崖城组和陵水组所形成的烃源岩主要通过深部断裂向上运移，然后通过砂岩层或S60强削蚀的不整合界面进行侧向输导。从输导系统特征来看，越毗邻于S60不整合界面对天然气成藏越有利。
(4)从LG20－1－1资料可以看出，临高构造深部崖城组和陵水组可能存在超压现象，这种异常高流体压力可作为天然气运移主要驱动力。
(5)不利因素是临高构造深部断裂系统大多不穿过三亚组地层，有些地方甚至不穿过陵水组地层，尽管该区深部存在较厚的崖城组和陵水组地层，这样对该区排烃和二次运移非常不利。因此，该区勘探方向应以陵水组和三亚组低位体为主，特别是岩性尖灭与构造复合的圈闭。

油气成藏条件
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南海万安盆地中部油气成藏特征
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高酸值油藏成藏模式
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前陆盆地油气成藏与富集规律
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准噶尔盆地西北缘高酸值油藏成藏模式
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总结了油气富集成藏(矿)地质特征与分布规律
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盆地中央底辟带刺穿型天然气成藏模式
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油气分布规律
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