2025, Vol. 37
2. 中国石油大港油田公司, 天津 300280
,
CHEN Changwei2,
LIU Guoquan1,
ZOU Leiluo1,
DONG Xiaowei1,
LIU Chuan2,
YANG Fei1,
ZHONG Wei1
2. PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
沧东凹陷位于黄骅坳陷南部，勘探面积为1 760 km2，是渤海湾盆地重要的富油凹陷之一。沧东凹陷常规石油总资源量为8.21×108 t，已探明石油地质储量为4.15×108 t，石油探明率为50.5%，仍具备可持续发展的资源基础，但油气勘探开发形势日趋严峻，规模储量的发现难度越来越大[1]。二级构造带分布于凹陷边缘的正向构造带（背斜、断块等），斜坡区位于凹陷边缘向中心过渡的倾斜地带，深凹区通常位于凹陷的中心地带。历经多年的勘探开发，在“源控论”、“复式油气聚集理论”和“断砂耦合理论”的指导下，沧东凹陷油气勘探以寻找二级构造带和斜坡区主体的构造油气藏和地层岩性油气藏为主要目标[2-4]。目前已经发现的枣园、王官屯、乌马营等油田多集中在二级构造带和斜坡区，而深凹区无井钻遇，勘探程度较低。
以往学者[5-7]通过对南襄盆地泌阳凹陷的研究，认为深凹区既是泌阳凹陷的沉降中心，也是沉积中心，同时还是生油中心。深凹区有别于斜坡区，具有埋藏深度大、构造稳定、发育成熟烃源岩、砂地比低等特征。陆相湖盆深凹区沉积环境以深湖—半深湖为主，砂体不发育，不具备形成规模油藏的基础[8]。2023年，油田公司通过转变勘探思路，提出沧东凹陷深凹区在孔二段沉积期发育大型扇三角洲砂体，部署深凹区风险探井CT1井（完钻井深5 398 m）获重大突破，日产油118.88 m3，有望开辟深凹区亿吨级油气增储战场，深凹区将成为油气规模增储建产的重点领域[9]。以往对沧东凹陷孔二段原油充注和油气成藏的研究多集中在斜坡区，认为斜坡区孔二段储层在沙河街组末期—东营组沉积期和馆陶组—明化镇组沉积期存在2期石油充注，且石油多聚集在位于构造高部位的构造油气藏和发育上倾尖灭、透镜体的岩性油气藏内[2, 10-11]。深凹区储层距离生烃中心近，却位于油气发散区，其原油充注特征和成藏模式与斜坡区存在差异。现阶段研究成果表明，沧东凹陷深凹区孔二段烃源岩具有早生烃早排烃、持续充注的特征[9]。但由于深凹区系统性取心资料不足及盆地模拟工作不充分，目前对沧东凹陷深凹区孔二段生烃特征、原油充注特征和油气成藏模式的研究尚且不够深入，深凹区和斜坡区孔二段油气成藏过程的差异不明显，在一定程度上制约了深凹区油气勘探的整体部署。因此，本研究拟通过油源对比、埋藏史模拟、生烃史恢复、流体包裹体分析以及原油充注强度分析等技术手段，深入剖析沧东凹陷深凹区孔二段原油充注特征及成藏模式，以期为深凹区油气勘探开发提供一定理论依据和技术支撑。
1 地质概况沧东凹陷为渤海湾盆地黄骅坳陷的一个次级构造单元，位于孔店凸起以南，沧县隆起以东，徐黑凸起以西，东西向分别受沧东断层和徐西断层围限，为大型复式地堑构造，勘探面积约1 760 km2[12-13]。沧东凹陷内部次级构造单元可进一步细分为3个深凹区、2个正向构造带和3个斜坡区，分别是沧东深凹区、常庄深凹区、南皮深凹区、孔店构造带（背斜带）、舍女寺断鼻构造带、孔西斜坡区、孔东斜坡区和南皮斜坡区，整体呈现出“三凹两凸三斜坡”的构造格局（图 1a）。沧东凹陷自新生代以来主要经历了坳陷阶段和构造反转阶段[14]。在孔一上亚段沉积之前，沧东凹陷表现为坳陷型湖盆；在孔一上亚段沉积之后，受沧东断层和徐西断层活动及中央隆升作用影响，沧东凹陷北部湖盆中心隆起，发生构造反转，形成孔店构造带、沧东深凹区、常庄深凹区、孔西斜坡区和孔东斜坡区，其中沧东深凹区和常庄深凹区处于沧东凹陷的沉降中心，已具备深凹区的雏形。沧东凹陷南部构造反转作用较弱，形成南皮深凹区和南皮斜坡区[15]。在孔一段沉积时期，受沧东断层和徐西断层加速沉降影响，沧东深凹区和常庄深凹区发育大规模冲积扇和扇三角洲[1]，沉积了巨厚的灰色砂岩、砾岩和红色泥岩，孔一段最大厚度约2.2 km。
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下载原图 图 1 渤海湾盆地沧东凹陷构造单元划分（a）及CT1井古近系孔二段录井综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic units in Cangdong Sag (a) and comprehensive column of logging analysis of the second member of Paleogene Kongdian Formation in well CT1 (b) in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
沧东凹陷孔二段古气候经历了半干旱—温暖湿润—干旱炎热的演化过程，为淡水—半咸水、偏还原的内陆封闭湖盆环境[16-17]，主要发育黑色泥页岩、灰色粉砂岩、细砂岩，并夹有灰色粉砂质泥岩和泥质粉砂岩。孔二段自底部到顶部可细分为孔二4、孔二3、孔二2和孔二1油层组，其中孔二3油层组是主力生油段，岩性为黑色泥页岩，夹薄层灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩。孔二2油层组是主要的储油层，岩性主要为灰色细砂岩和粉砂岩，并夹有薄层灰黑色泥岩（图 1b）[1]。
2 原油地球化学特征及来源沧东凹陷深凹区孔二段原油在20 ℃下测得的相对密度为0.850 4~0.850 5 g·cm-3，换算的美国石油学会石油密度（API度）为35，在50 ℃下测得原油的动力黏度为13.63~14.01 mPa·s，含蜡质量分数为15.93%~16.75%，含硫质量分数为0.06%，表现出低密度、中黏度、中含蜡和低含硫的轻质油特征（表 1）。
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下载CSV 表 1 沧东凹陷深凹区CT1井古近系孔二段4 755~5 114 m井段原油物性特征 Table 1 Physical properties of crude oil from the 4 755~5 114 m section of the second member of Paleogene Kongdian Formation of well CT1 in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
原油成熟度可通过C29 20S/（20S+20R），C29 ββ/（ββ+αα）、甲基菲指数（MPI）来综合评价。沧东凹陷深凹区孔二段原油的C29 20S/（20S+20R）值为0.50~0.54，已达到平衡值（0.52~0.55）[18]，C29ββ/（ββ+αα）值为0.54~0.56，接近平衡值（0.67~0.71）[18]，表明原油的成熟度相对较高（表 2）。与C29 20S/（20S+20R）和C29 ββ/（ββ+αα）指标相比，甲基菲指数具有更高的成熟度指示范围。利用甲基菲化合物计算沧东凹陷深凹区孔二段MPI为0.87。据沧东凹陷烃源岩的实测镜质体反射率（Ro）与MPI的拟合关系（Ro = 0.79MPI + 0.3）确定沧东凹陷深凹区孔二段原油的等效Ro为1.0%。基于C29 20S/（20S+20R），C29 ββ/（ββ+αα），MPI，综合判断孔二段原油热演化程度处于中成熟阶段。
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下载CSV 表 2 沧东凹陷深凹区CT1井古近系孔二段4 755~5 114 m井段原油生物标志化合物参数 Table 2 Biomarker compound parameters of crude oil from the 4 755~5 114 m section of the second member of Paleogene Kongdian Formation in well CT1 in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
原油的母质来源可通过C27甾烷和C29甾烷的相对丰度来确定，C27甾烷代表了水生生物（藻类或细菌）的贡献，C29甾烷反映了陆源有机质的输入[19]。沧东凹陷深凹区孔二段原油的C27，C28，C29规则甾烷含量呈现出逐渐增加的趋势（图 2），C27/C29规则甾烷的值为0.35~0.39，表明原油的有机质来源具有水生生物和陆源有机质的双重贡献，但以陆源有机质输入为主（表 2）。
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下载原图 图 2 沧东凹陷深凹区CT1井古近系孔二段原油和沙三段与孔二段烃源岩的生物标志（m/z 191，m/z 217）特征 Fig. 2 Biomarker characteristics of crude oil from the second member of Paleogene Kongdian Formation and source rocks from the third member of Paleogene Shahejie Formation and the second member of Paleogene Kongdian Formation in well CT1 in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
原油母质的沉积环境可通过伽马蜡烷指数、4-甲基甾烷/C29甾烷比值和姥植比来反映。伽马蜡烷通常来自于四膜虫醇，是水体分层的标志物，尽管水体分层包括盐度分层和温度分层，但伽马蜡烷的浓度通常被认为与沉积水体的盐度有关[20-21]。4-甲基甾烷来源于沟鞭藻，在淡水环境中含量较高[22]。姥植比通常用于判断原油母质的氧化还原环境，姥植比大于3代表氧化环境，小于1反映还原环境，1~3指示弱氧化—弱还原环境[23-24]。沧东凹陷深凹区孔二段原油的伽马蜡烷丰度值较高，伽马蜡烷指数为0.28~0.40，4-甲基甾烷丰度较低，4-甲基甾烷/C29甾烷的值为0.15~0.20，姥植比为1.05~1.07，表明原油母质的沉积环境为还原性的咸水湖泊环境（图 2、表 2）。
沧东凹陷古近系发育孔二段和沙河街组2套烃源岩，2套烃源岩的地球化学特征存在明显差异[11, 23]。以往学者针对沧东凹陷古近系2套烃源岩生物标志化合物的研究结果表明：孔二段烃源岩具有姥植比低（≤1.0）、伽马蜡烷指数高（> 0.1）、4-甲基甾烷/C29甾烷值低（<0.15）、C27/C29规则甾烷值低（<0.3）的特征，表明孔二段烃源岩形成于还原性的咸水环境，有机质来源以陆源有机质为主；沙三段烃源岩具有姥植比范围广（0.6~2.5）、伽马蜡烷指数低（<0.1）、4-甲基甾烷/C29甾烷比值高（>0.3）、C27/C29规则甾烷比值高（<0.7）的特征，表明沙三段烃源岩形成于弱氧化—弱还原的淡水环境，有机质来源以水生生物为主[23]。沧东凹陷深凹区孔二段储层原油的生物标志化合物特征与孔二段烃源岩相似，与沙三段烃源岩不具备亲缘系，表明深凹区原油来自于孔二段烃源岩（图 2）。
3 烃源岩生烃模拟对烃源岩生烃过程的研究依赖于精确恢复区域埋藏史和热史[25-26]。埋藏史恢复方法是利用孔隙度与地层深度的关系对地层进行脱压实回剥，进而模拟地层深度随时间的变化过程，常用的压实模型包括指数压实模型[27]和倒数压实模型[28]。Athy[27]提出了指数压实模型，认为孔隙度与埋藏深度呈指数关系，表达式为
| $\varphi=\varphi_o \times e^{-k z}$ | (1) |
式（1）中：k为压实因子，m-1；z为深度，m；φ为与深度z对应的孔隙度，无量纲；φo为初始孔隙度，无量纲。指数压实模型假设孔隙度与埋藏深度呈理想化指数衰减，未充分考虑高压下岩石的力学行为变化，对于深层高压地层的孔隙度预测会偏低。
Falvey等[28]提出了倒数压实模型，认为孔隙度的减小是上覆层负载的函数，假设孔隙度的增量与负载变化和排出率乘积呈比例关系，表达式为
| $\frac{1}{\varphi}=\frac{1}{\varphi_o}+k z$ | (2) |
倒数压实模型考虑了岩石在高应力作用下的塑性变形和孔隙结构演化，能反映不同岩性的差异压实行为。与指数压实模型对比，倒数压实模型更符合高压下孔隙闭合的非线性特征。倒数压实模型已在渤海湾盆地、塔里木盆地、四川盆地的埋藏史模拟中进行了广泛应用[25, 29-30]。利用BasinMod 1-D软件，采用倒数压实模型对各套地层进行逐层回剥从而实现埋藏史重建（图 3a）。在埋藏史模拟过程中，各套地层的孔隙度、压实因子和热导率由地层混合岩性百分比与默认的纯岩性孔隙度、压实因子和热导率计算求取。由于CT1井处于沧东凹陷深凹区，孔店组末期和东营组末期的构造抬升作用对CT1井的影响较弱，地层剥蚀量可忽略不计。埋藏史模拟结果显示，沧东凹陷深凹区自孔店组沉积期至现今处于持续埋藏的过程（图 3a）。
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下载原图 图 3 沧东凹陷深凹区埋藏史和热史（a）及模拟温度、模拟成熟度与实际值的关系（b） 注：Ek2为孔二段；Ek1 下为孔一段下亚段；Ek1 上为孔一段上亚段；Es为沙河街组；Ed为东营组；Ng为馆陶组；Nm为明化镇组；Q为第四系。 Fig. 3 Burial and thermal history (a) and relationships of simulated temperature and simulated maturity with their actual values (b) of the deep subsag zone, Cangdong Sag |
CT1井静温测试结果显示，在垂深4 743 m处的地层温度为152 ℃，在地表温度为15 ℃时，根据实测钻杆温度可求得沧东凹陷深凹区现今地温梯度为28.9 ℃/km。瞬变热流模型考虑了不同岩石单元的热容和热流随时间的变化[31]，根据地温梯度和不同地层的岩石热导率（表 3），利用瞬变热流模型计算出CT1井现今热流值为54.3 mW/m2。黄骅坳陷沧东凹陷在新生代为典型的拉张型断陷湖盆，用裂谷热流模型对其古热流进行恢复较为合理。本研究在埋藏史恢复和现今热流值计算的基础上，利用裂谷热流模型对热流史进行模拟，并用实测地层温度和镜质体反射率对模拟结果进行校正。结果显示模拟的温度和成熟度与实测地层温度和成熟度较为吻合，说明热史模拟结果较为准确（图 3b）。沧东凹陷深凹区古热流演化可分为2个阶段：65~45 Ma阶段，沧东凹陷处于初始裂陷期，由于碱性玄武岩喷发、地幔上涌和地壳拉张减薄导致基底热流上升[1]，古热流值持续快速上升并在45 Ma达到最高值（67.1 mW/m2）；45 Ma—现今阶段，岩浆上涌减弱，沧东凹陷进入缓慢冷却阶段，地表古热流值逐渐降低至54.3 mW/m2（图 4）。
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下载CSV 表 3 沧东凹陷深凹区CT1井不同地层单元的热导率数据 Table 3 Thermal conductivity data of different stratigraphic units in well CT1 in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
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下载原图 图 4 沧东凹陷深凹区热流史 Fig. 4 Heat flow history in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
沧东凹陷深凹区孔二段烃源岩以黑色泥岩、油页岩为主，烃源岩厚度在700 m左右，有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根为主[32]，总有机碳（TOC）质量分数为1.73%~3.42%，平均值为2.56%。劳伦斯利弗莫尔国家实验室（LLNL）生烃动力学模型是一种多组分动力学模型，该模型考虑了众多一级平行化学反应及其反应所需的活化能，能比较精确地模拟地质过程中有机质的生烃演化过程[33]。采用LLNL生烃动力学模型对CT1井生烃史进行了模拟。沧东凹陷深凹区孔二段烃源岩的生烃演化可划分为2个阶段：48~25 Ma阶段（孔一段末期—东营组沉积期）为大量生油阶段，孔二段底部烃源岩的生油转化率由0增加至100%，生油速率在41 Ma时达到最大，最大值为76 mg/g TOC·Ma；25~0 Ma阶段（馆陶组—现今）仅有少量原油生成，在该阶段，由于地层沉降速率低，古地温增加缓慢，导致烃源岩生油速率降低，生油速率最大值仅为11 mg/g TOC·Ma（图 5）。
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下载原图 图 5 沧东凹陷深凹区古近系孔二段烃源岩生油转化率（a）和生油速率（b）演化史 Fig. 5 Evolution histories of oil transformation efficiency (a) and oil generation ratio (b) of source rocks in the second member of Paleogene Kongdian in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
沧东凹陷深凹区孔二段储层成岩矿物中可观测到大量油包裹体和盐水包裹体（图 6）。基于单偏光和荧光观察，油包裹体可见于方解石胶结物（图 6a，6b）、长石颗粒（图 6c，6d）和石英微裂隙（图 6e，6f）中，以石英微裂隙中分布为主，呈串珠状和集群状分布，为次生流体包裹体。油包裹体长轴为3~15 μm，形状以椭圆形和不规则状为主，单偏光下颜色为无色或浅黄色，紫外光照射下发蓝白色荧光。油包裹体多为气液两相，在包裹体内可观察到气相组分，气液比为5%~10%。与油包裹体伴生的盐水包裹体在单偏光下为无色，荧光照射下不发光，包裹体的直径多集中在3~12 μm，形状以椭圆形为主，气液比均小于5%。
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下载原图 图 6 沧东凹陷深凹区古近系孔二段储层流体包裹体典型显微照片 （a—b）方解石胶结物中蓝白色荧光油包裹体的透射光和荧光照片，CT1井，4 573.1 m，；（c—d）长石颗粒中蓝白色荧光油包裹体的透射光和荧光照片，CT1井，4 698.4 m；（e—f）石英微裂隙中蓝白色荧光油包裹体的透射光和荧光照片，CT1井，4 823.6 m。 Fig. 6 Typical micrographs of fluid inclusions from reservoirs in the second member of Paleogene Kongdian Formation in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
含油气盆地碎屑岩储层矿物中的流体包裹体记录了烃类流体充注时的温度和成分特征[34-36]。对沧东凹陷深凹区CT1井5块砂岩样品中与油包裹体伴生的盐水包裹体进行了均一温度和盐度测定，共计70个测点。与油包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度为114~143 ℃，峰值温度为120~130 ℃（图 7a），盐度为0.18~12.94 wt%（图 7b）。
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下载原图 图 7 沧东凹陷深凹区古近系孔二段储层中与油包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度直方图（a）及均一温度和盐度交会图（b） Fig. 7 Histogram of homogenization temperatures (a) and cross plot of homogenization temperature and salinity (b) for aqueous inclusions coexisting with oil inclusions from reservoirs in the second member of Paleogene Kongdian Formation in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
油气藏中储层流体的可溶烃浓度一般被视为接近饱和，因此常用与油包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度代表原油的捕获温度，不需要进行压力校正，通过结合埋藏史可确定储层原油的充注时间[37]。流体包裹体显微测温结果显示，伴生盐水包裹体均一温度的最大值和最小值的差值通常小于20 ℃，表明流体包裹体未发生再平衡作用，因此伴生盐水包裹体的均一温度被认为是流体圈闭温度的可靠记录。结合埋藏史可得到沧东凹陷深凹区孔二段储层原油充注时间为45~6 Ma，对应时期为孔一段末期—明化镇组沉积时期，表明储层内原油发生了持续充注。流体包裹体峰值温度为120~130 ℃，表明原油大规模充注期为沙河街组沉积期。
4.2 原油充注强度储层原油充注强度可通过原油大规模充注时间、GOI（含油包裹体丰度指数）特征、压力系数和生产情况来表征。流体包裹体测温数据显示，76% 的伴生盐水包裹体均一温度为120~130 ℃，表明大规模原油充注发生在沙河街组沉积时期，原油大量充注到储层的时间较为集中。GOI常用于判别储层油气充满度[38]。以往研究表明，油层的GOI数值通常大于5%，原油运移层的GOI数值为1%~5%，含水层的GOI数值通常小于1%[38]。对沧东凹陷深凹区CT1井孔二段储层中5个深度样品中砂岩薄片的GOI数值进行统计，结果显示GOI数值分别为2%，60%，60%，80%，90%。储层GOI数值通常为60%~90%，表明储层经历过原油充注，并且原油充满程度较高。
在正常压实情况下，随着埋藏深度增大，压实作用增强，泥岩的声波时差会逐渐减小，当地层存在异常高压时，泥岩的声波时差会异常增大，CT1井孔二段泥岩声波时差存在3个异常段（图 8）。在3个声波时差异常段内，泥岩电阻率出现异常增大的现象，可能是由于烃类流体导致电阻率显著升高，或者是由于流体排出受阻而导致孔隙水矿化度降低[39]。泥岩密度主要受控于存储孔大小，CT1井泥岩的密度在2.6 g/cm3左右，整体变化较小，处于正常压实趋势的范围，表明欠压实作用较弱。补偿中子测井主要与含H+流体的体积和浓度有关，高束缚水含量的泥岩、有机质成熟生烃、欠压实导致的泥岩孔隙内束缚水保留较多，均会导致补偿中子测井值的异常增大[39]。综合泥岩声波时差、电阻率和补偿中子测井，判断孔二段内3个声波时差异常段为3个超压带（图 8）。基于泥岩声波时差，利用Eaton公式可定量计算地层压力[39]，超压带①的深度为4 782~4 995 m，压力为65.9~82.0 MPa，压力系数为1.28~1.59；超压带②的深度为4 609~4 743 m，压力为54.5~73.7 MPa，压力系数为1.12~1.50；超压带③的深度为4 492~4 518 m，压力为46.7~ 61.9 MPa，压力系数为0.99~1.31（图 9）。
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下载原图 图 8 沧东凹陷深凹区CT1井泥岩声波时差、电阻率、密度、补偿中子测井和井径曲线 Fig. 8 Curves of AC, resistivity, density, compensated neutron logging, and caliper data of mudstones of well CT1 in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
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下载原图 图 9 沧东凹陷深凹区CT1井岩性分类含量、流体压力和有机质丰度演化 Fig. 9 Evolution of lithology content, fluid pressure, and organic matter abundance of well CT1 in the deep subsag zone of Cangdong Sag |
沧东凹陷深凹区孔二段地层超压的成因以生烃增压为主，主要证据有：①孔二3油层组烃源岩质量好，有机质类型以腐泥型为主，厚度为226 m，TOC为2%~5%，Ro平均值为1.3%，含油性好，游离烃含量（S1）为1.5~6 mg/g，气测全烃值为10%~99.99%，具备生烃增压的物质基础。②生烃史（模拟结果）、储层流体包裹体（微观特征）和试油产量（宏观特征）均表明孔二段烃源岩已发生大量排烃且原油大规模充注到了储层，具备生烃增压的条件（参见图 5、图 6）。③孔二段储层内孔隙以次生溶蚀孔为主，原生孔隙较少，表明欠压实现象存在，但欠压实作用相对较弱。④超压带内烃源岩的TOC含量和S1明显高于常压段（图 9）。⑤在超压带内，泥岩声波时差和补偿中子测井值异常增大，泥岩电阻率出现异常增大，泥岩密度变化较小，表明超压成因以生烃增压为主（图 8）。⑥录井资料显示超压带①以泥页岩为主，超压带②和③为砂泥互层。与超压带②和③相比，超压带①不发育砂岩，且压力系数大，表明超压带①是由大段厚层泥页岩生烃导致压力升高形成泥页岩滞留型超压带，超压带②和③是由泥页岩生油向砂岩中运移而发生压力传递形成的压力平衡型超压带（图 9）。上述6点证据表明生烃增压是沧东凹陷深凹区孔二段储层超压的主要原因，因此超压的幅度在一定程度上反映了生烃作用的强度，孔二段储层压力系数为0.99~1.59，表明生烃作用强度大。
CT1井钻探情况揭示孔二段地层厚度为615 m，钻探过程中气测显示活跃，共见265 m/64层气测显示，气测全烃值为10.00%~99.99%。孔二段累计砂岩厚度为188 m，测井解释（差）油层共110 m/55层，油层的厚度占砂岩总厚度的59%，用4 mm油嘴日产油118.88 m3。尽管超压不能完全代表油气充注强度，但原油大规模充注时间集中、储层GOI数值大、压力系数大、气测显示活跃、油层厚度大、单井油产量高，均表明原油已发生大规模充注，原油充注强度大。
4.3 原油充注过程在孔店组沉积早期，沧东凹陷以大型坳陷沉积为主，断裂活动较弱（图 10a）。在孔店组沉积中晚期，沧东凹陷深凹区发育洪积扇沉积，来自沧县隆起的碎屑岩大规模输送至深凹区，沉积了巨厚的碎屑岩地层，其中孔一段厚度可达2 200 m（CT1井实测地层厚度）；与此同时，沧东断裂开始强烈活动，断层根部地层沉积厚度最大，远离沧东断层的地层发生显著减薄，由此导致了沧东凹陷深凹区的形成（图 10b）。由于巨厚的孔一段碎屑岩地层快速沉积，在48 Ma时期，沧东凹陷深凹区孔二段烃源岩的成熟度达到0.5%，烃源岩达到生烃门限，生烃门限深度为2 400 m，门限温度为95 ℃（图 3）。在45 Ma时期（孔一段沉积末期）孔二段烃源岩生成的原油开始充注到储层。在沙河街组沉积期，烃源岩的成熟度达到1.0%，生烃强度达到最大，生成的原油大规模充注到储层中（图 10c），被广泛发育的蓝白色荧光油包裹体所记录（图 6）。自东营组沉积时期开始，孔二段烃源岩生烃强度逐渐减弱，原油充注到储层的规模逐渐减小，原油充注过程一直持续到明化镇组沉积时期。
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下载原图 图 10 沧东凹陷深凹区油气成藏模式（剖面位置见图 1a，据文献[9]修改） Fig. 10 Hydrocarbon accumulation model of the deep subsag zone in Cangdong Sag |
以往研究表明，沧东凹陷斜坡区孔二段烃源岩存在2期生油，时间分别是沙河街组末期—东营组沉积时期和馆陶组—明化镇组沉积期[2]。沧东凹陷斜坡区孔二段储层存在2期油充注，早期充注原油在单偏光下为灰褐色，发浅黄色荧光，充注时间为沙河街组末期—东营组沉积期；晚期充注原油单偏光下为淡黄色，紫外光下发蓝色荧光，充注时间为馆陶组—明化镇组沉积时期[10]。与之对比，沧东凹陷深凹区孔二段烃源岩也存在2期生油，但主要以第一期为主，时间为孔一段末期—东营组末期（参见图 5），生油时间比斜坡区孔二段烃源岩更早；沧东凹陷深凹区孔二段储层原油充注为持续性地质过程，原油大规模充注期为沙河街组沉积时期（参见图 3），比斜坡区孔二段储层第一期原油充注时间更早；沧东凹陷深凹区孔二段储层充注原油在单偏光下为无色或浅黄色，在紫外光下发蓝白色荧光（参见图 6），与斜坡区发淡黄色荧光的第一期原油性质不同，深凹区储层充注原油的成熟度更高。
埋藏史模拟结果显示，在孔店组沉积时期，CT1井孔二段底界深度自0 m增加至3 200 m，在9 Ma内沉积了3 200 m，由此计算得出沧东凹陷深凹区地层沉积速率约为356 m/Ma（图 10）。由于地层沉积速率大，导致孔二段埋藏深度迅速增加，在孔一段末期烃源岩达到生烃门限温度，生烃时间早（参见图 3、图 5）。深凹区储层原油大规模充注时间（沙河街组沉积期）集中，GOI数值（60%~90%）大，生烃增压幅度大，气测显示活跃，油层厚度大，单井油产量高，表明深凹区原油充注强度大，成藏时间快。
5.2 构造稳定-源储互层-近源充注-连片成藏模式沧东凹陷深凹区断裂不发育，构造相对较稳定，为油气聚集提供了有利的构造背景（图 10）。以往研究表明，沧东凹陷深凹区紧邻沧县隆起大型物源区，为深凹区发育多层砂岩和泥岩奠定了基础，湖平面的多旋回进退为多层砂体叠置和多层烃源岩发育提供了良好条件[9]。沧东凹陷深凹区孔二 3油层层组时期以半深湖—深湖相沉积为主，砂地比为14%，沉积了厚约180 m的黑色泥页岩，TOC含量高（2%~5%），烃源岩质量好（参见图 1b）。深凹区孔二2油层组和孔二1油层组时期以扇三角洲前缘沉积为主，砂地比分别为57% 和50%，黑色泥页岩厚度分别约为120 m和50 m，砂岩储层和泥岩烃源岩呈现互层分布，砂地比适中，源储匹配（参见图 1b）。孔二段泥岩不仅是烃源岩，也是区域盖层，砂岩储层向上倾方向尖灭形成岩性油气藏。整体来看，深凹区孔二段砂地比为39%，砂岩有效储层发育，碎屑岩储集体在空间上多层分布，储层与烃源岩呈现互层叠置，成藏组合优越，利于油气快速充注（参见图 1b）。深凹区孔二段烃源岩厚度大，质量好，成熟度高，生成的原油可近源充注到孔二段储层中，充注强度大，避免了长距离运移导致的原油散失和分布再调整，利于形成大面积岩性油气藏。沧东凹陷深凹区有利砂体叠合面积约103 km2，基于CT1井孔二段油气资源丰度172×104 t/km2，估算出沧东凹陷深凹区油气资源量为1.77×108 t，已形成亿吨级油气规模增储区[40]。
6 结论（1）沧东凹陷深凹区孔二段储层原油伽马蜡烷指数为0.28~0.40，4-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.15~0.20，姥植比为1.05~1.07。原油母质的有机质来源主要以陆源有机质为主，沉积环境为还原性的咸水湖盆，深凹区原油来源于孔二段烃源岩。
（2）孔一段末—东营组沉积期为沧东凹陷深凹区孔二段烃源岩的大量生油期，在馆陶组沉积期—现今孔二段烃源岩的生油速率较低。
（3）沧东凹陷深凹区孔二段储层中发育大量油包裹体，与之伴生的盐水包裹体均一温度的峰值为120~130 ℃，原油大规模充注期为沙河街组沉积期。原油大量充注到储层的时间集中，储层GOI数值高（60%~90%），压力系数大（0.99~1.59），气测显示活跃（265 m/64层），油层厚度大（110 m/55层），单井油产量高（118.88 m3），原油充注强度大。
（4）沧东凹陷深凹区地层埋藏速度快，烃源岩生烃时间早，原油充注强度大。在构造稳定条件下，源储互层，原油以近源充注为主，具备形成大面积岩性油气藏的条件，初步估算沧东凹陷深凹区油气资源量为1.77×108 t。
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