渤海灣盆地秦南凹陷油氣成藏主控因素分析

張瑩，劉志峰，郭剛，朱文奇，陳少平，王濤

中海油研究總院有限責任公司，北京 100028

秦南凹陷位于渤海海域西北部（圖1），面積約1 600 km2，呈EW 走向，可劃分為西洼、東洼和東南洼等3 個次一級洼陷[1-5]。目前已鉆探井32 口，發現了秦皇島29-2 油田和秦皇島30-1、秦皇島22-3等3 個含油氣構造。秦南凹陷的油氣勘探起于1976年，經歷了46 年，可大致劃分為3 個勘探階段，1976—2008 年為油氣地質條件探索階段，在凹陷內鉆探了6 口預探井，6 口評價井，揭示了凹陷內的生儲蓋組合，并發現了1 個含油氣構造（秦皇島30-1）。2009—2013 年是主力油氣田發現階段，鉆探了2 口預探井，8 口評價井，發現并評價了秦皇島29-2 油氣田。2014—2022 年為復雜油氣藏探索階段，此階段鉆探了8 口預探井，2 口評價井，發現1 個含油氣構造，但無海上開發價值。從勘探歷程可以看出秦南凹陷鉆探了16 口預探井，只發現了一個油氣田，尤其是最近9 年鉆探了7 個圈閉，無一商業發現。秦南凹陷成藏主控因素是制約目前勘探的瓶頸問題。前人針對秦南凹陷構造演化、沉積體系、烴源巖開展過系統研究[6-11]，但是關于成藏主控因素研究較少，目前主要針對部分區帶如秦南凹陷東南緣等[12-14]開展過研究，整體系統地分析整個秦南凹陷的研究較少。本文在前人研究基礎上，總結秦南凹陷油氣地質特征的研究，明確了該區良好的勘探潛力及不同儲層組合油氣成藏的主控因素，在此基礎上對研究區油氣成藏模式及其分布規律進行了分析，指出了較為有利的勘探區域。

圖1 秦南凹陷區域位置圖Fig.1 Regional tectonics of Qinnan Depression

1 區域地質背景

秦南凹陷新生界地層縱向上依次發育古近系孔店組、沙河街組（沙四段、沙三段、沙二段、沙一段）及東營組（東三段、東二段、東一段），新近系館陶組、明化鎮組以及第四系平原組（圖2）。秦南凹陷內發育NE、NEE 東和NW 向3 組大斷裂，這3 組斷裂控制了凹陷的形成與演化，也控制著烴源巖的展布及油氣的分布[6-8]。受三組斷裂的控制，秦南凹陷內發育東洼、西洼和東南洼共3 個洼陷，其中東洼受NE 向和NW 向大斷層控制，呈東斷西超的半地塹結構（圖3AA’），凹陷面積為760 km2，其新生界沉積巖最厚可達9 000 m；東南洼受近EW 向和NW 向兩組斷層控制，被斷層復雜化，整體呈南斷北超的半地塹結構（圖3BB’），凹陷面積為350 km2，最大沉積巖厚度約為4 500 m。西洼主要受NE 和NW 向斷層控制，NW 向大斷層為凹陷的西北邊界，呈西北斷東南超的半地塹結構（圖3CC’），凹陷面積為490 km2，新生界沉積巖厚約5 500 m。

圖2 秦南凹陷地層柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column and sedimentary facies of the Qinnan Depression

秦南凹陷的形成與演化過程可分為二期裂陷、二次抬升和一期拗陷共5 個階段。古新世末—始新世為裂陷Ⅰ期，在古新世末—始新世早期控凹大斷層活動較弱，斷層上、下盤差異升降幅度小，湖泊開始形成，面積小湖水淺，沙四—沙三段下部以沖積扇、淺湖相沉積為主。始新世中期凹陷邊界斷層活動強，下降盤湖水變深、面積增大，為強裂陷期，欠補償沉積了沙三段中部厚層半深湖—深湖相泥巖，扇三角洲—濁積砂巖，是主力烴源巖形成期。始新世后期大斷層活動減弱，湖水變淺，沉積了沙三段上部三角洲-淺湖相砂泥地層。始新末凹陷抬升，遭受剝蝕，發生準平原化，地震剖面上見局部不整合。漸新世為Ⅱ期裂陷，漸新世早期控凹大斷層又開始活動，下降盤積聚湖水，沉積了沙二段河流-三角洲-濱淺湖砂泥巖，沙一段時期斷層活動加強，湖水面增大，水變深，為大面積淺湖相泥巖夾砂巖沉積。漸新世中期控凹大斷層活動強烈，為強裂陷期，沉積了東三段半深湖—深湖相厚層泥巖，漸新世晚期大斷層活動逐漸減弱，湖水又逐步變淺，沉積了東二、東一段淺湖-三角洲-河流相砂泥巖。漸新世末控凹大斷層停止活動，凹陷整體抬升，遭受了強烈剝蝕，從而結束了凹陷的裂陷發展階段。進入新近紀時期，控凹大斷層活動較弱，在后期稍強，為坳陷發展階段，此時凹陷整體沉降，大斷層對沉積不起控制作用，為區域性沖積扇、河流-三角洲的砂礫巖、砂泥互層沉積。秦南凹陷的構造-沉積演化過程控制了兩套烴源巖、三套區域性儲蓋組合的形成。

2 油氣地質條件分析

2.1 烴源特征

秦南凹陷經歷了兩期裂谷，在強裂陷期形成了沙三段和沙一—東三段兩套主力烴源巖，東三段烴源巖因埋藏深度不夠并未成熟。沙三段沉積中期控凹斷層活動強，差異升降幅度大，大斷層下降盤湖水變深，湖盆面積增大，3 個次洼在此時期成為一個統一凹陷，在凹陷周邊沉積一系列的扇三角洲、三角洲，向湖中心逐漸過渡為淺湖、半深湖—深湖，其中半深湖—深湖相面積為660 km2，是暗色泥巖分布區，烴源巖厚度為300～600 m，最厚可達700 m。湖泊藻類是泥巖中有機質的主要來源，其次是陸源植物碎屑，為一套偏腐泥型的好—優質烴源巖，以Ⅱ1—Ⅰ型干酪根為主，泥巖中有機質豐度主體集中在2%～4%，生烴潛力（S1+S2）為5～20 mg/g（圖4），沙三段烴源巖埋藏較深，Ro 為0.5%～0.8%，處于低成熟—成熟階段[10-13]。

圖4 秦南凹陷沙三段和沙一段烴源巖有機地化指標Fig.4 The organic geochemical indicators of source rocks in the third and first members of the Paleogene Shahejie Formation of the Qinnan Depression

沙一段烴源巖形成于第Ⅱ期強裂陷早期，控凹斷層活動較強，但不是最強時期，東三段沉積期是秦南凹陷Ⅱ期裂陷斷層活動最強、湖水最深的時期。沙一段沉積期湖盆呈“湖廣水淺”的特征，此時處于干熱氣候，湖水蒸發量大，含鹽度較高，利于有機質的保存，是形成沙一段優質烴源巖的重要原因。沙一段烴源巖無定型含量更高，以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主，有機質豐度主要為1.5%～3%，生烴潛力（S1+S2）主要為5～15 mg/g（圖4）。烴源巖厚度約為50～200 m，面積約為700 km2，Ro 為0.5%～0.7%，處于低成熟階段[10-13]。

2.2 儲蓋組合特征

秦南凹陷及鄰近凸起上的儲層主要有火山巖、碳酸鹽巖、碎屑巖3 種類型，縱向上發育有3 套區域性穩定的泥巖蓋層，依次為沙三段、東二下段及明下段的泥巖，其泥巖單層及累計厚度均較大，橫向分布穩定，與下伏儲層構成了3 套區域性儲蓋組合（圖5），依次是前新生界潛山儲層與上覆沙三段泥巖組成的下組合，沙一段—東三段儲層與東二下段泥巖蓋層組成的中組合，館陶組-明下段儲層與明下段泥巖蓋層組成的上組合。鉆井揭示已發現的油氣層主要分布在這3 套儲蓋組合中。

（1）潛山下儲蓋組合

基巖潛山儲層的巖石類型主要是中生界中酸性火山噴發巖和太古界混合花崗巖，這兩種潛山儲層主要分布在東洼與東南洼間的低隆起及鄰近凹陷的凸起上，局部區分布有下古生界碳酸鹽巖潛山儲層。中生代白堊紀義縣組火山通道相和侵出相的中酸性火山巖（流紋巖、隱爆角礫巖、粗面巖、安山巖、安山質火山角礫巖）是有效儲層，呈中高孔-中低滲特征?？紫抖葹?%～20%，滲透率為(0.1～3) ×10-3μm2，目前已有BZ5、BZ6、BZ13 等井鉆遇此類儲層。太古界變質花崗巖、混合花崗巖是本區較有利的儲層，孔隙度一般為3%～5%，滲透率為(0.01～615)×10-3μm2（平均值為5.58×10-3μm2）。目前已在QHD30-2-A、QHD36-1-A 等探井揭示了此類儲層。在中生界火山巖及太古界混合花崗巖潛山儲層上覆蓋了沙河街組湖相泥巖蓋層，泥巖厚度為30～110 m，橫向分布穩定，為油氣富集提供了封蓋條件（圖6）。

圖6 秦南凹陷儲蓋組合連井圖Fig.6 Loggings of multiple wells of reservoir-caprock assemblage in the Qinnan Depression

（2）沙河街-東營組中儲蓋組合

中組合的東二下段泥巖平面上穩定分布，在凹陷周邊的探井都揭示了該套泥巖，局部地區東三段與東二段泥巖連續分布，厚度更大（最厚可達500 m），蓋層條件更好，全區分布的東二下段泥巖厚度一般為110～310 m，是一套優質的區域性蓋層（圖6），已發現的秦皇島29-2 億噸級大油田的主要油氣層就在這套區域蓋層之下。從全凹陷范圍來看，東二下段區域蓋層之下發育有沙二段、沙一段、東三段的砂巖及生物碎屑灰巖儲層。生物碎屑灰巖形成于沙一段沉積期，只在局部高地展布，累計厚度為10～25 m 不等，物性好，孔隙度為20%～40%，滲透率為（1～1 500）×10-3μm2，為中高孔-中高滲優質儲層，可形成高產油氣層，秦皇島30-1、秦皇島29-2 構造均有碳酸鹽巖儲層的發育。砂巖儲層形成于凹陷邊緣的扇三角洲和辮狀河三角洲，儲層段含砂率30%～65%，單層砂層厚度一般為7～16 m，孔隙度為18%～22%，滲透率為(100～400) ×10-3μm2，物性也較好，能形成高產油氣層。

（3）館陶組-明下段上儲蓋組合

秦南凹陷中新世是一套正旋回沉積，從館陶組底部到明下段由粗變細，由沖積扇逐漸演變為河流相，再到三角洲，泥巖逐漸增多，蓋層條件變好。其中明下段的儲蓋配置最好，砂巖含量為25%～42%，砂巖單層厚度2～35 m（一般3～8 m），泥巖單層厚度25～150 m，是一套區域性泥夾砂巖組合，加之埋深較小，成巖后生作用弱，儲層孔隙度為20%～35%，滲透率(100～8 000)×10-3μm2，是一套物性優良的區域性儲蓋組合（圖6）。

2.3 運移條件

斷層是秦南凹陷油氣運移的重要通道，除控洼大斷層之外，控制構造帶和圈閉形成的斷層也是繼承性發育，這3 類斷層均可作為油氣運移通道[14-16]。在烴源巖內與斷層接觸的砂體需先將分散的油氣“泵吸”到砂體內[17]，發生初次運移，當飽和度達到約10%之后，砂體內富集的油氣伴隨著斷層活動向上發生二次油氣運移。另外，與烴源巖廣泛接觸的基巖不整合面及不整合面上的砂體也是油氣運移的重要通道。秦南凹陷油氣主運移-成藏期為5.1 Ma 以來，經油-巖地化指標對比分析，秦南凹陷已發現的油氣儲量主要來自沙三段烴源巖的貢獻，其次來自沙一段烴源巖。

2.4 圈閉類型及保存條件

秦南凹陷及鄰近凸起上發育多種類型的圈閉[6-9，18-19]，不同部位的主要圈閉類型不同，主要受控凹大斷層、地層產狀及基底高3 個因素的控制。凹陷陡坡帶受控凹大斷層的影響，在秦南凹陷的東南洼南部、西洼北部陡坡帶大斷層下降盤發育有構造-巖性、斷鼻、斷塊圈閉，如秦皇島29-2 油氣田，缺乏類型好的逆牽引背斜圈閉。在深凹陷帶構造圈閉不發育，但有利于濁積扇等巖性圈閉的形成，秦皇島26-1 構造是位于西洼的湖底扇巖性圈閉。在3 個洼陷的緩坡帶缺乏斷鼻、披覆背斜圈閉，因為順向和反向斷層發育，形成了秦皇島22-1、秦皇島22-3、秦皇島28-2、秦皇島28-3、秦皇島28-4 等斷塊、斷鼻圈閉，同時因地層向斜坡上傾方向超覆，形成了秦皇島23-1、秦皇島22-2 等地層-巖性圈閉。在凹內低隆起及鄰近凸起上，基底高及上傾超覆地層形成了潛山-披覆背斜圈閉，如秦皇島36-1、秦皇島30-1、秦皇島30-3、秦皇島28-6、秦皇島21-1 等均屬于此類型。秦南凹陷由于位于渤海海域中北部，新近紀斷層活動并不強，加之上、中、下三套區域蓋層厚度較大，橫向分布穩定，油氣藏保存條件好，某種程度上彌補了圈閉的不足，在一些類型較差的圈閉內形成油氣聚集。如秦皇島29-2 和秦皇島29-2E 構造是東南洼陡坡帶大斷層下降盤的構造-巖性圈閉，因東二下段-東三段泥巖蓋層條件優越，彌補了圈閉類型的缺陷，形成了億噸級大油氣田。

3 成藏主控因素分析

3.1 潛山上生下儲成藏主控因素

至目前為止，在秦南凹陷及相鄰凸起上已鉆探5 個潛山圈閉，分別是秦皇島28-2、秦皇島30-1、秦皇島30-2、秦皇島35-1 和秦皇島36-1。在已鉆的5 個潛山圈閉中，在4 個圈閉中發現了油氣層，但油氣藏儲量小，沒有開發價值，地質成功率為80%，商業成功率為零。鉆探前的目標論證及鉆后對比分析都說明，5 個潛山圈閉均位于凹陷鄰近的凸起或凸起傾沒端基底高上，四周下傾的古近系湖相泥巖覆蓋在潛山之上，整體潛山圈閉類型好，湖相泥巖分布穩定，封蓋條件優越；新生界底不整合面及大斷層溝通了潛山圈閉與烴源巖，運移路徑順暢；新近紀晚期斷層活動較弱，保存條件也較好。因此綜合分析認為5 個已鉆潛山沒有發現商業油氣田的主要問題是潛山儲層條件較差。這5 個潛山儲層可分為兩類，即中生界火山巖（秦皇島30-1、秦皇島30-2、秦皇島35-1、秦皇島28-2）、古生界的碎屑巖和碳酸鹽巖（秦皇島36-1）。儲層非均質性是潛山成藏的主控因素。

秦皇島35-1 潛山圈閉位于秦南凹陷南部石臼坨凸起東傾末端，受秦南凹陷和渤中凹陷雙源供烴，潛山之上覆蓋了150～330 m 的東營組泥巖蓋層，潛山頂圈閉面積約40 km2，凹陷與凸起的邊界大斷層是油氣運移的良好通道，并且秦南、渤中凹陷沙三段烴源巖超壓普遍發育，為潛山油氣充注提供了充足動力，因此該圈閉的烴源、運移、圈閉、蓋層、保存條件均較好。目前在秦皇島35-1 潛山圈閉內共鉆探了13 口井，只有6 口井在中生界火山巖內獲得了油氣發現，有效儲層厚度為12～42 m，7 口井測井解釋為致密層（表1）。其中測試最高產量的是BZ5 井，日產油近幾百噸，日產氣幾萬余方，但整體井控含油面積僅有1 km2左右，儲量較小，探明石油地質儲量僅為百萬噸，沒有開發價值。分析其主要原因是火山巖儲層非均質性強，橫向變化大，油氣層受巖性控制作用，油氣層均集中在近火山口的火山通道相和侵出相的安山角礫巖內，而遠離火山口的溢流相、爆發相內不發育安山巖儲層，主要發育凝灰巖、玄武巖，多為致密層（圖7）?？梢娀鹕綆r儲層控制了秦皇島35-1 潛山油氣儲量，而火山巖相帶決定了儲層質量，火山巖相帶的精細分析預測是提高該區潛山探井成功率的關鍵。

表1 秦皇島35-1 構造鉆井巖性及油氣發現統計Table 1 Statistics of lithology and hydrocarbon discovery in the Qinhuangdao 35-1 Structure

圖7 秦皇島35-1 構造中生界巖相分布圖Fig.7 Mesozoic lithofacies distribution of the Qinhuangdao 35-1 Structure

秦皇島36-1 潛山在石臼坨凸起東傾末端，圈閉中、西部主體部位是上古生界二疊系碎屑巖儲層，砂泥巖互層，見炭質泥巖、煤層。砂巖見一定顯示，均為差油層、致密層，物性很差，孔隙度小于5%，滲透率(0～1)×10-3μm2，為特低孔、特低滲儲層，測試結論多為低產油層、低產油水同層；在構造東側的下部分布有下古生界寒武系風化殼碳酸鹽巖儲層，物性較好，測試獲得高產，日產油上百噸，日產氣近幾萬方，但該地層分布范圍小，儲量小，探明石油儲量小，未商業開發。分析認為該潛山圈閉未獲商業油氣發現主要原因是高部位儲層差而油氣不富集。

3.2 始新統—漸新統自生自儲成藏主控因素

始新統—漸新統是秦南凹陷的主要勘探層系，共鉆探了秦皇島22-1、秦皇島22-2、秦皇島22-3、秦皇島26-1、秦皇島28-3、秦皇島28-4、秦皇島29-2、秦皇島29-2E、秦皇島30-1 等多個構造，包含一個（包含秦皇島29-2 和秦皇島29-2E 等構造）油氣田，3 個含油氣構造，其他構造內均無油氣發現。圈閉的地質成功率為36%，商業成功率為9%，其商業成功率遠低于渤海油區的其他凹陷?？碧綄嵺`揭示在已證實的富生烴凹陷內，油氣富集程度與圈閉類型有著重要的關系，同一類型的圈閉其成藏主控因素具有相似性，下面將分類探索凹陷內自生自儲油藏的成藏主控因素。秦皇島29-2 油田是秦南凹陷內發現的唯一億噸級油氣田，它具有獨特的油氣成藏條件，秦皇島29-2E 構造是一個構造-巖性復合圈閉，位于秦南凹陷與石臼坨凸起分界大斷層下降盤，其圈閉類型并不好，是一個順向斷塊，地層沒有向斷層方向回傾，圈閉內東營組-沙二段儲層與斷層上升盤中生界地層對接側封，并有一段是儲層上傾尖滅在凸起上。由于蓋層條件非常優越，儲層之上東二上段-東三段泥巖厚達110～330 m，覆蓋了整個圈閉，優越的蓋層彌補了圈閉的不足（圖8），秦皇島29-2E 圈閉內東三段-沙二段儲層為扇三角洲和湖相碳酸鹽巖混積灘沉積，埋深2 500～3 500 m，物性好，油氣層段實測孔隙度主體分布在16%～24%，平均孔隙度19.2%，滲透率主體分布在(400～1 000)×10-3μm2，平均滲透率270×10-3μm2，具有中孔、中滲的物性特征。該圈閉位于東南洼富生烴洼陷內，烴源條件優越，屬自生自儲式成藏，因其烴源、運移、儲層、蓋層條件優越，形成了秦南凹陷內目前發現的唯一大油氣田。

圖8 秦皇島29-2E 構造油氣成藏模式圖剖面位置見圖1。Fig.8 Hydrocarbon accumulation pattern of the Qinhuangdao 29-2E Structure Locations are shown in Fig.1.

由于秦南凹陷內斷層多，活動時間長，決定了斷塊、斷鼻為凹陷中最發育的圈閉類型。已鉆探的秦皇島22-1、秦皇島22-2、秦皇島22-3、秦皇島28-3、秦皇島28-4 等圈閉均為斷塊、斷鼻構造。通過對已鉆的斷鼻、斷塊圈閉進行系統分析，認識到它們都是由3—7 個斷塊、斷鼻組成，單個斷塊、斷鼻面積0.6～4 km2，整個構造面積5～17 km2。鉆井揭示，沙河街-東營組儲層發育（表2），含砂率20%～60%，單層砂巖厚約2～30 m，其上覆東二下段區域性泥巖蓋層，油氣顯示較多，單井顯示厚度70～270 m，但多數井飽和度較高儲層較薄，一般為幾米到十幾米不等，只有一口井近40 m（QHD22-3-A），單個斷塊探明儲量較小。

表2 秦南凹陷沙河街組-東營組鉆井巖性及油氣發現統計Table 2 Statistics of borehole lithology and hydrocarbon discovery in Shahejie-Dongying Formations in the Qinnan Depression

綜合分析認為，斷塊、斷鼻構造成藏主控因素是斷層的側封即圈閉有效性。秦皇島22-3 構造的鉆探結果充分說明斷層側封的重要性。該構造位于東洼西北部，為大斷層下降盤的斷塊圈閉，由25 條小斷層切割成10 個斷塊，儲層是沙二段、東三段扇三角洲砂巖，砂巖單層厚度2～15 m，泥巖單層厚度4～55 m，東二下段的控圈斷層斷距為30～50 m。在砂泥巖互層之上是東二下段區域性泥巖蓋層，泥巖分布穩定，厚度為80～130 m。鉆探的QHD22-3-A 顯示層為105 m，但有效儲層只有37 m。井所在斷塊蓋層之下斷層兩側砂泥對接封堵性好，為油層，往下部砂砂對接增多，側封條件變差，為水層，見油斑顯示?？梢娋跀鄩K油層厚度取決于控圈斷層斷距、泥巖厚度、界巖關系，即斷層封堵性（圖9），斷層封堵性是決定其是否成藏的關鍵。

圖9 過QHD22-3-A 井到東洼油氣運移模式圖剖面位置見圖1。Fig.9 Pattern of hydrocarbon migration from Well QHD22-3-A to the eastern depression Locations are shown in Fig.1.

沙河街組-東營組自生自儲成藏組合中還有一類重要的圈閉類型是披覆在潛山之上的呈背斜形態的圈閉，屬于構造-巖性圈閉的一種。已鉆的秦皇島30-1、秦皇島30-2 屬于此類圈閉，多位于鄰近秦南凹陷的凸起傾沒端基底高上。秦皇島30-1、秦皇島30-2 在秦南東洼的東部邊界大斷層上升盤，遼西低凸起的西南傾沒端，中生界基底高上沉積了沙一段、東三段、東二段地層，背斜形態好，上覆沙一段、東三段、東二段泥巖蓋層分布穩定且厚度大（100～450 m），且靠近東洼和東南洼，油源及運移條件好，但圈閉內缺儲層，QHD30-2-A 井在基巖潛山面之上古近系為厚層泥巖夾薄砂巖、粉砂巖（單厚0.5～6 m），致使圈閉內沒有油氣富集，而秦皇島30-1 構造已鉆4 口井，只有一口井揭示沙一段的10 m生物碎屑灰巖為有效儲層，其他井沙一段均為泥巖。因儲層不發育，因此油氣不富集。從已鉆井可以看出，始新統-漸新統披覆背斜油氣富集的主控因素是優質儲層的發育程度。

3.3 中新統—上新統下生上儲成藏主控因素

在秦南凹陷及鄰近凸起上以中新統—上新統為主要目的層鉆探了秦皇島21-1、秦皇島28-2、秦皇島28-4、秦皇島30-1N 等4 個圈閉，其中在秦皇島28-2、秦皇島28-4、秦皇島30-1N 構造中發現了油氣層，油氣層厚幾米，無開發價值。根據已鉆井分析，中新統下部的館陶組為厚層砂巖、砂礫巖夾薄層泥巖，儲層十分發育，泥巖蓋層薄，而中新統上部的明化鎮組下段是區域性的河流-三角洲沉積，在秦南凹陷及鄰近凸起上為泥巖夾砂巖，含砂率25%～35%，泥巖單層厚5～65 m，砂巖單層厚1～5 m，儲蓋配置好，是一套區域性儲蓋組合（圖6）。上述已鉆的4 個構造均是如此。運用三維地震資料發現的斷塊、斷鼻、構造層-巖性圈閉可靠，鉆井過程中在明下段見油氣顯示，但油氣層較薄，油氣層較薄的主要原因是圈閉不在油氣優勢運移路徑上，致使已鉆構造在明下段油氣不富集。

秦皇島21-1 構造位于秦南凹陷西洼控凹大斷層上升盤，明下段斷塊圈閉面積16 km2，鉆井揭示明下段儲蓋條件很好，但只見微弱顯示，沒有油氣層，主要原因是運移條件差，距離油源較遠，導致該構造無油氣聚集。秦皇島28-4 構造位于東洼西南部大斷層上升盤，明下段儲蓋條件好，砂巖單層厚度2～35 m，泥巖單層厚度3～36 m，斷塊圈閉和構造-巖性圈閉落實，緊鄰東洼深凹陷區，油源豐富，有大斷層溝通烴源巖與圈閉內儲層，明下段顯示層十余米，測井解釋油層幾米，分析油氣不富集的原因主要是大斷層運移能力不足。斷層根部缺砂體“中轉站”連接烴源巖與斷面，斷面與烴源巖接觸面積較小，不能吸附大量分散的油氣到斷層根部初次聚集。因供給斷層的油源不足，致使明下段內油層薄，富集程度低。由此可見，明下段圈閉油氣不富集的主要原因是運移條件差。油氣運移是秦南凹陷及鄰近凸起館陶組-明下段組合成藏的主控因素（圖10）。

圖10 過QHD21-1-A 井到東洼的油氣運移模式圖剖面位置見圖1。Fig.10 Pattern of hydrocarbon migration from well QHD21-1-A to the eastern depression Locations are shown in Fig.1.

4 勘探方向預測

秦南凹陷雖然位于盆地邊緣，但鉆井揭示其東洼和東南洼有很好的烴源條件，沙三段和沙一段兩套主力烴源巖有機質豐度高、類型好，且已成熟，生成了大量油氣（西洼的生油條件還未被鉆井證實），凹陷內儲層發育、儲蓋組合配置好、類型好且規模大的構造圈閉不多，但中—小型斷鼻、斷塊、潛山圈閉較多，另外，構造-巖性、地層-巖性圈閉也較多，雖側封條件較構造圈閉稍差，但優質蓋層可彌補圈閉的不足，也可形成油氣田。下面將按潛山下組合，沙河街組-東營組中組合，館陶組-明化鎮組上組合這3 個層系預測秦南凹陷的勘探前景。

4.1 基巖潛山勘探方向

秦南凹陷內東洼與東南洼之間的低隆起帶上發育潛山圈閉，儲層是中生界火山巖和太古界混合花崗巖，在地震剖面上中生界火山巖中見“丘狀”雜亂反射特征，是近火山通道相和侵出相特征，這兩類相儲層物性較好，太古界混合花崗巖在地震剖面上為“蠕蟲狀”雜亂反射特征，基巖斷層發育，斷層與巖性的耦合決定了潛山儲層物性較好。在中生界火山巖和太古界混合花崗巖儲層之上是沙河街組湖相泥巖，蓋層條件好。繼承性活動大斷層溝通了東洼、東南洼內烴源巖與潛山圈閉內儲層，烴源及運移條件優越。在東洼與東南洼之間的低隆起上有多個潛山圈閉未鉆探，是下一步勘探的有利方向。

4.2 沙河街組-東營組勘探方向

秦南東洼的西斜坡是以沙河街組-東營組為主要勘探層系的有利地區，此斜坡上順向與反向斷層多，且斷層長期活動，形成數量較多的斷鼻、斷塊構造圈閉，單個圈閉面積不大（1～4 km2），但連在一起組成斷塊群，若發現油氣田，可聯合開發，沙河街組及東營組為三角洲-湖相沉積，砂泥互層，儲層發育，斷層對面的泥巖與斷塊內砂巖儲層對接，形成封堵，約30%～60%儲層側封條件較好。東洼是已證實的富烴凹陷，而斜坡是最有利的油氣運移方向，在西斜坡上已經發現了一個斷塊油藏秦皇島22-3 構造，但單個斷塊儲量較小，還有較多的斷塊、斷鼻圈閉沒有鉆探，是有利的勘探目標。

4.3 館上段-明下段勘探方向

秦南凹陷內東洼和東南洼大斷層下降盤館陶組-明化鎮組構造-巖性和巖性圈閉是淺層找油的有利部位，繼承性發育的大斷層溝通了東洼和東南洼內成熟的烴源巖，是油氣垂向運移的有利通道，館上-明下段為河流-三角洲-淺湖相沉積，砂巖與泥巖不等厚互層，因砂巖橫向變化大，易形成構造-巖性和巖性圈閉，沿大斷層縱向運移的油氣到達館上段-明下段后，作橫向運移，在具有構造背景的圈閉內聚集成藏。鄰近大斷層，具有構造背景的館上段-明下段巖性、構造-巖性圈閉是淺層油氣勘探的有利方向。

5 結論

（1）秦南凹陷鉆探32 口預探井，只發現了一個油氣田，但生烴條件好，沙三段、沙一段欠補償中-深湖相烴源巖發育，有機質豐度達1.5%～4%，有機質類型為Ⅰ—Ⅱ1型，生烴量大，過去勘探效果差是因對其成藏主控因素認識不清。

（2）此凹陷發育下、中、上三套儲蓋組合，通過對已鉆井深入系統分析，認為優質儲層、有效圈閉和溝通油源斷層分別是潛山下組合、沙河街-東營組中組合、館陶組-明化鎮組上組合油氣成藏的關鍵控制因素。

（3）研究認為秦南凹陷東洼與東南洼間的低隆起是下組合勘探的有利方向，東洼西斜坡是中組合下一步勘探的有利方向，東洼和東南洼大斷層下降盤是上組合勘探的有利方向。