前人研究表明^{[11, 12]}, 孔店组为古近系湖盆初始裂陷期沉积, 为一完整的二级层序, 可进一步划分为4个三级层序, 其中孔二段为湖扩期沉积, 为一个完整的三级层序, 从下至上可细分为4个四级层序（SQEk₂⁴— SQEk₂¹）。这一沉积时期沧东凹陷为一封闭性湖盆, 受盆外孔店凸起、沧县隆起、东光凸起、徐黑凸起4大物源影响, 该区发育了10个子物源口, 与之对应, 在湖盆周缘发育10个大小不等的三角洲朵叶体^[12]。由于洼槽结构及不同三角洲朵叶体波及范围的差异, 沉积相自湖盆边部至湖盆中心具有规律性变化, 形成了内、外、中分带性的沉积与储集层特征（见图3）。

图3

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	图3 沧东凹陷孔二段沉积体系图

在洼槽的外环带（A区）, 主体发育三角洲平原、三角洲前缘亚相, 中— 细砂发育, 平均砂地比30%以上, 砂岩以厚层为主, 单层平均厚度大于2 m, 而泥岩多以紫红色— 灰色为主, 通常不具备生烃条件。

在洼槽区的中环带（B区）, 为粉细砂岩— 粉砂质泥岩、灰云岩为主的常规— 致密过渡带, 平均砂地比5%~30%, 砂岩以薄互层为主, 单层平均厚度小于2 m, 泥岩多为灰色— 深灰色, 主体发育三角洲前缘远端、重力流及灰云坪相, 暗色泥岩厚度中等, TOC值为0.5%~2.0%, 生烃条件较好。

洼槽区内环带（C区）, 主体发育前三角洲及半深湖相, 岩性为粉砂质泥状岩、灰云岩、泥质灰云岩、灰云质泥状岩、泥页岩为主的混合细粒岩, 平均砂地比小于5%, 砂层极少, 砂屑出现以混染为主, 暗色泥状岩厚度大, TOC值大于2%, 生烃条件优良。中环与内环共同构成了沧东凹陷孔二段的细粒沉积相区^{[12, 13, 14, 15]}。从沉积洼槽的分带与斜坡分区对应关系看, 继承型斜坡多受凸起边界控制, 高、中、低斜坡区对应洼槽区的外、中、内环带。而改造型斜坡受边界断层控制, 由于后期构造反转, 原先的外、中、内环带则变成低、中、高斜坡区。这些差异决定了不同斜坡带油气成藏模式与油藏分布序列的差异。

孔二段沉积时期沧东凹陷为闭塞湖盆, 整体处于偏咸化还原的沉积环境, 在最大湖泛期形成一套细粒沉积岩为主体的高丰度优质烃源岩, 其岩性主要为深灰色块状泥岩以及页理发育的油页岩, 在沉积洼槽区广泛分布, 最大厚度超过400 m。受后期湖盆改造作用控制, 洼槽边部烃源岩遭受剥蚀, 呈现沿古洼槽环带状减薄的趋势。陆源输入的营养物质, 导致湖盆生物繁茂, 促使湖盆古生产力大大提高, 形成以Ⅰ 型和Ⅱ ₁型为主的沉积有机质。此外, 偏腐殖型干酪根占20%左右, 反映陆源输入有机质也是母质来源的重要组成部分^[16]。孔二段不同结构类型烃源岩有机质丰度有所差异, 块状暗色泥岩TOC值一般在2%以上, 平均值可达3.07%, 而页理较为发育的油页岩TOC值一般大于3%, 平均值可达4.87%（见表1）。洼槽中心区有机质丰度最高, 且可溶烃含量也较高, （S₁+S₂）值均在30 mg/g以上, 达到优质烃源岩标准。钻井揭示孔二段烃源岩R_o值一般在0.50%~0.92%, 盆地模拟计算现今埋藏最深的地区R_o值超过1.3%, 主要以生油为主。通过干酪根溶胀热模拟实验可以看出, R_o值在小于0.5%时已经开始生成少量低熟油, 大部分吸附或溶解在干酪根网络中, 随着干酪根吸附量达到饱和, 多余的烃类从干酪根中游离出来到邻近的黏土微裂缝及矿物颗粒粒间孔隙中, 这部分资源是形成页岩油的主要部分^{[17, 18]}。因此, 孔二段烃源岩具有分布集中、演化高效、成烃量大的明显特征。

表1

表1

表1 沧东凹陷孔二段烃源岩有机质丰度数据表 岩性 TOC/% （S1+S2）/（mg• g-1） 沥青“ A” /% 总烃/10-6 综合评价 块状暗色泥岩 0.14~8.41 3.07(195) 0.03~69.91 19.46(135) 0.003~1.410 0.350(93) 14.23~10 332.44 2 106.44(89) 优质烃源岩 油页岩 2.32~9.23 4.87(28) 1.23~77.55 36.59(27) 0.05~2.79 0.63(14) 396.36~14 278.81 3 448.43(13) 优质烃源岩 注：表中数值分子为最小值~最大值, 分母为平均值, 括号内数值为样品数

表1 沧东凹陷孔二段烃源岩有机质丰度数据表

受渤海湾盆地后期构造运动影响, 沧东凹陷原型洼槽发生差异性沉降, 中部隆起带泥页岩遭受抬升, 致使其成熟度较低; 而后期沉降的洼陷区埋深较大, 热演化程度高, R_o值一般为0.7%~1.1%, 处于大量生油阶段。孔二段生成的油气主要表现出原地滞留和运移两种情况：大部分以残留的形式原地滞留在烃源岩层内, 通过演化程度和生排烃计算, 整个洼槽区残留烃占总生烃量的48%以上, 主要形成页岩油和致密油。排出烃量按两种方式运移, 其中一部分沿洼槽边部的连通砂体侧向运移, 形成地层-岩性油气藏及洼槽边部的构造油气藏; 另一部分沿油源断裂垂向输导, 形成洼槽区上部的构造油气藏。除运移方式外, 不同输导体系的输导能力差异对油气运移特征起重要的控制作用。以断层输导体系为例, 沧东凹陷主要油源断裂分布在二级构造带上, 其断层生长指数（断层下降盘厚度与上升盘厚度的比值, 其值越大反映断层活动越强烈）一般在1.5以上^[19], 有利于油气向上运移形成洼槽区上部的常规油聚集带, 如已发现的油藏规模最大的孔店构造带就是断裂活动强度最大的地区, 而洼槽中心断层生长指数小, 断层活动性弱, 因而有利于页岩油的保存。

原型洼槽北部后期改造抬升, 形成孔店构造带。该区主要断裂及基本格局形成于孔一上— 沙河街组沉积期的断陷发育期, 该时期为各目的层系圈闭形成期。在新近系馆陶组、明化镇组沉积后, 孔二段烃源岩渐次成熟并大量生排烃, 油气沿前期发育的主要断裂持续向上运移, 在与油源断裂接触发育的逆牵引背斜、挤压背斜、滑塌背斜、断鼻和断块圈闭中聚集, 从而形成5种构造油藏类型（见图5）, 因此大断裂与有利砂体的配置关系控制油气富集。以王官屯油田为例, 沿徐西大断层及其分支断层发育一系列断鼻或逆牵引背斜, 下部孔二段优质烃源岩发育且进入大量生排烃阶段, 活动强度较大的徐西断层成为油气向上运移的主通道, 在上部孔一段的逆牵引背斜或断鼻中聚集成藏。

图5

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	图5 沧东凹陷复杂断块油藏类型图

孔二段沉积时期, 盆外的物源体系向盆内高强度输送, 形成从三角洲平原到三角洲前缘的沉积体系, 砂体呈现出从盆地边部到盆地中心减薄的格局, 因此中环区为岩性尖灭的区域。继承性洼槽外环带, 即高斜坡处于孔二段有效烃源岩之外, 总体成藏条件较差, 中斜坡位于辫状河三角洲前缘主砂体区, 水下分支河道与河口坝砂体发育, 储集性能好, 孔二段多物源多期砂体与孔二段生油岩互层式沉积, 能自生自储, 近源充注, 且紧临孔二段湖盆中心, 是油气运聚指向区, 有利于形成地层-岩性油气藏。此外, 在沧东凹陷北部, 沉积洼槽的内环带在孔一段沉积期末隆起形成孔店构造带, 原来顺坡向下尖灭的砂体反转成向上尖灭的砂体, 因此形成上倾尖灭的岩性圈闭, 从而在原内环带上形成岩性油藏（见图6）。

图6

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	图6 沧东凹陷反转型洼槽源侧-岩性油气成藏模式（剖面位置见图1）

沉积洼槽的中环带属于过渡相带, 岩性呈现出暗色泥页岩、灰云岩及砂岩互层。其中碳酸盐岩和砂岩储集层相对致密, 孔隙度一般为4%~7%, 裂缝相对较为发育, 具备一定的油气储集能力。该环带暗色泥页岩有机质丰度高, 一般进入大量生排烃阶段, 生成的油气短距离运移至与其紧密接触的致密储集层中, 从而形成致密砂岩油或致密灰云岩油^{[25, 26, 27, 28, 29, 30]}。从源储组合关系看, 可以划分为千层饼式、互层式和夹层式3种主要类型（见图7）。

图7

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	图7 沧东凹陷致密油主要类型示意图

沉积洼槽的内环带主要以细粒沉积岩为主, 岩性为泥页岩, 岩石成分分析及镜下鉴定, 该套细粒沉积岩泥页岩层可以继续划分为厚层灰云岩、厚层长英质页岩、纹层状混积岩及薄层状灰云岩等4类。这4类细粒沉积岩均具有良好的生烃能力, 同时具备一定的储集能力, 为典型的源储一体页岩油。通过对TOC（总有机碳含量）、S₁（游离烃含量）、孔隙度、渗透率、脆性矿物含量、试油效果等量化指标以及地层结构、荧光显示级别等半定量参数的归一化综合评价可知, 纹层状混积岩模式中富有机质纹层最为发育, 是相对最为有利的源储组合模式, 其次是薄层状灰云岩模式。由于页岩油富集与演化程度密切相关, 因此以有机质成熟度0.8%为界, 将有利甜点区进一步划分为Ⅰ 类甜点和Ⅱ 类甜点。需要说明的是, 内环带的北侧由于后期抬升, 演化程度低, 生烃能力差, 从而形成了“ C” 型环带的页岩油富集有利区（见图8）, 有利区面积达640 km²。

图8

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	图8 沧东凹陷孔二段内环细粒区页岩油有利区评价图

沧东凹陷孔二段有效烃源岩分布在深洼区周围, 以烃源岩为中心, 油气发生横向和垂向运移输导, 与圈层状沉积的储集体相匹配, 形成圈层状油气富集模式。从平面上看, 孔二段页岩油、致密油、地层-岩性油藏、构造油藏有序分布, 并呈环带状分布^[31]。孔二段内环带为传统的烃源岩发育区, 砂体不发育, 残留在优质烃源岩中的石油资源量很大, 特别是R_o值为0.5%~1.3%的区域页岩油最为富集。孔二段中环带为岩性油藏和致密油发育区, 优质烃源岩与上倾尖灭的岩性圈闭配置形成岩性油藏, 而优质烃源岩与致密储集层配置则形成致密油, 岩性油藏与致密油表现为此消彼长的“ 互补性” 的特征。孔二段外环带主要发育地层岩性油藏或构造油藏, 该环带在后期遭受剥蚀, 形成地层圈闭或依附于大断裂的断鼻构造。由于远离烃源岩灶, 只有在油气优势运移通道上的圈闭才能有效成藏, 目前已经发现的油藏主要分布在舍女寺断鼻带、孔东斜坡高部位等。

洼槽区在纵向上的主要油藏类型分别为构造油藏、岩性油藏、页岩油（致密油）的分布序列。洼槽区上部的孔一段主要发育沿油源断裂分布的断鼻、断块等构造油藏, 洼槽内主体以页岩油为主, 但在过渡带的Ek₂²和Ek₂⁴油组发育致密砂岩油, 在Ek₂³油组和Ek₂¹油组下部发育以灰云岩储集层为主的致密油。在洼槽的中高部位, 则发育常规构造-岩性油藏。

沧东凹陷洼槽区上部主要以孔一段为主, 多数构造带是由被断层复杂化的多个断块区组成, 再加上含油目的层多、储集层横向变化快, 油源断裂和有利砂体是油气富集的主要控制因素。中央构造带发育3组断裂体系, 断裂活动强度大, 且沟通孔二段优质烃源岩控制油气输导。这些断裂控制的油藏类型包括构造油藏、岩性油藏和构造-岩性油藏。截至目前, 该层段已探明的石油地质储量为2.64× 10⁸ t, 探明率达64%以上, 但通过构造与砂体精细刻画, 在小集地区通过整体评价研究, 新增探明储量2 061.2× 10⁴ t, 开发方案部署新钻井80口, 预计新建生产能力25.05× 10⁴ t, 成为大港油田整装建产最多的区块。同样, 在歧口凹陷其他类似的成熟区带也获得新的勘探突破, 证实了富油洼槽源上构造带仍然具有较大的勘探潜力。

近年来, 以南皮斜坡为勘探重点, 识别出孔二段东、西、南3个物源方向辫状河三角洲砂体多期叠置、连片分布, 砂层储集性能好, 建立了有效烃源岩分布范围内大面积连片含油的岩性油藏成藏模式。以此模式为指导, 针对南皮中斜坡不同物源砂体开展精细砂体描述与储集层预测, 落实东西两个砂体带, 预测有利砂体面积为196 km², 圈闭资源量为13 225× 10⁴ t, 是预探部署规模增储的重要目标。近两年来部署实施预探井10口, 获得工业油流井8口, 新增石油地质储量5 507× 10⁴ t, 展示了较大的规模勘探潜力。

基于孔二段全井段连续取心及化验联测分析, 建立了致密砂岩甜点段的识别标准, 并优选官西地区以Ek₂²、Ek₂⁴致密砂岩为重点部署探井4口, 均获得工业油流。“ 甜点” 段埋深3 300~3 800 m, 落实有利面积120 km²。其中的G1608井孔二段二亚段顶部致密砂岩, 3 224.2~3 237.2 m试油, 5 mm油嘴放喷, 日产油21.3 t, 累计产油80.96 t, 展示了孔二段砂质致密油良好的勘探前景。

沧东凹陷孔二段湖盆主体区稳定连续分布细粒沉积岩, 通过甜点评价与分布预测, 明确了官东、官西两个页岩油甜点区, 纵向上发育7个甜点段, 其中, Ek₂¹细粒沉积岩发育段可归纳为4个岩性组合模式, 厚层长英质页岩模式和纹层状混积岩模式最利于页岩油富集。为实现该区页岩油规模增储和效益动用, 在官东地区部署实施了两口水平井, 并完成40 000 m³液、1 300 m³砂的体积压裂^[32]。目前已排液约140 d, 两口井排液均在25%以上, 并获得日产近40 t的工业油流。按照质量含油率法初步估算, 沧东凹陷孔二段页岩油预测资源量约6.8× 10⁸ t, 技术可采储量合计超过5 000× 10⁴ t, 两口水平井控制+预测储量可达100× 10⁴ t。此外, 近年来还有13口直井在该层获得工业油流, 证实孔二段页岩油（少部分为短距离运移聚集的致密油）是沧东凹陷建产增储的重要接替资源。