不整合是区域性构造运动的产物，对构造演化的认识^[1]和油气的运聚与成藏都有重要意义^[2-5]。出于不同的研究角度以及研究手段，前人从地层产状^[6]、地震反射特征^[7-8]、成因机制^[9]、沉积间断特征^[10-11]、构造应力特征^[12]和油气成藏特征^[13]等多个方面对不整合类型进行了划分。基于野外观测^[14]、钻井岩心^[5]、测井资料^[15-17]等研究方法，将不整合的空间结构划分为3层，即上覆岩层、风化黏土层和半风化岩层。由于风化黏土层易受古地貌、母岩岩性、剥蚀强度等因素影响而难以保存，使不整合变为两层结构^[18]，因此，不整合的空间结构在不同地区存在差异。

不整合作为油气储集单元和运移体系中重要的组成部分，在油气成藏和油气运输过程中起到至关重要的作用^[19-20]。国内外已发现众多与不整合相关的油气藏，明确了不整合的空间结构对油气勘探的重要指导意义^[5]。潜山是渤海海域目前重要的油气勘探方向，并先后发现了渤中19-6、渤中13-2等多个大中型潜山油气田，环渤中凹陷潜山带已成为油气勘探的重点目标区。不整合作为潜山结构的主要组成部分^[21]，是潜山油气成藏过程中重要的油气输导通道和储集单元，对不整合类型和空间结构的系统认识有助于潜山油气勘探工作。渤中凹陷北部发育多个前古近系潜山构造，古近系底部不整合作为潜山地层与新生界之间发育的区域性不整合界面，对潜山油气运移与成藏具有重要意义。本文主要利用三维地震资料、钻测井资料以及岩心薄片资料，对渤中凹陷北部古近系底部不整合的类型和空间结构进行系统分析，旨在为该地区的油气勘探提供科学依据。

1.   区域地质概况

渤海湾盆地是发育于新生代的裂陷盆地，盆地基底经历中生代印支运动和燕山运动的挤压–剥蚀–伸展–挤压–剥蚀的改造作用后，在新生代古近纪进入盆地的裂陷期。古近系作为盆地裂陷期的主要沉积地层，其底部不整合是渤海湾盆地重要的地质界面。由于盆地基底历经多期的构造改造作用，使得古近系底部出露多个时期的地层，导致古近系底部不整合结构相对复杂。

渤中凹陷北部潜山带位于渤海湾盆地海域辽西凸起南倾没端，东西两侧受限于渤中凹陷和秦南凹陷，北部与辽西凸起相连，南部与石臼坨凸起衔接（图1）。研究区前古近系基底以太古界，下古生界寒武系、奥陶系，上古生界石炭系、二叠系以及中生界侏罗系和白垩系为主，其中古生界奥陶系和二叠系在古近系底部局部出露；基底之上发育古近系孔店组、沙河街组、东营组、新近系和第四系（图2）。

图  1  渤中凹陷北部位置及地震剖面图

Figure  1.  Location and seismic profile of the northern Bozhong Sag

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图  2  渤中凹陷北部地层综合柱状图

Figure  2.  Comprehensive stratigraphic histogram in the northern Bozhong Sag

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渤中凹陷北部地区生储盖条件良好，东营组和沙河街组是研究区主要的生烃层位，广泛分布在渤中凹陷和秦南凹陷中，并已达到生烃门限^[22]；古近系河湖相的碎屑岩和前古近系经构造作用改造的火山岩、碳酸盐岩和变质岩基底，共同作为研究区内的油气储层；新近纪拗陷期和古近纪裂陷期的泥岩在研究区内展布稳定，是良好的油气盖层（图2）。

2.   不整合类型与结构分类

2.1   不整合类型

前人有多种划分不整合的方案，高长海等（2013）基于前人的研究成果，结合成因机制、不整合上下地层的地震反射特征和油气圈闭特征，将不整合划分为平行–褶皱型、平行–削截型、平行–平行型、超覆–褶皱型、超覆–削截型和超覆–平行型6种类型^[13]。据此本文结合三维地震资料解释，在研究区内识别出5种不整合类型，包括凸起区的平行–褶皱型和平行–削截型、陡坡带的超覆–削截型、缓坡带的超覆–平行型及断控缓坡带—凹陷区的平行–平行型（图3）。从不整合类型的分布规律可以看出，地形地貌对不整合类型的分布起主要控制作用。

图  3  渤中凹陷北部古近系底部不整合类型特征

Figure  3.  Characteristics of unconformity types at bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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平行–褶皱型主要分布于辽西凸起南段主体部位。辽西凸起南段在燕山末期至喜山期，经受挤压、剥蚀、整体下降3个构造演化阶段，前古近系基底保留残存褶皱形态，同时上覆古近系东营组沉积时期也未遭受强烈的挤压作用，整体呈平行式稳定沉积于中生界残存褶皱之上。

平行–削截型主要分布于石臼坨凸起北部与秦南凹陷之间（图1）。地震剖面上，界面之上同相轴与不整合面平行，界面之下同相轴与界面斜交。研究区中，该类不整合类型多发育在负反转断裂上盘，燕山晚期的挤压作用导致断裂上盘中生界遭受削截，古近纪裂陷阶段伸展作用使断裂反转接受新生界沉积，在靠近断裂部位形成平行–削截型不整合。

超覆–削截型主要发育在凸起顶端向缓坡带转折的部位，临近凸起顶部，削截角度较大，临近缓坡凹陷带，削截角度较小，是平行–削截型向平行–平行型的过渡类型。受燕山中期和喜山裂陷期伸展作用的影响，断块翘倾形成的单斜遭受剥蚀，在后期接受稳定沉积后，形成超覆–削截型不整合。超覆–削截型不整合主要分布在凸起部位和陡坡带。

平行–平行型主要分布在受断裂控制的缓坡带及凹陷内部，界面上下同相轴均与不整合面呈平行样式。此不整合是燕山末期遭受挤压隆升剥蚀之后，受裂陷期控沉积断裂的影响，使基底发生与断裂倾向相向的掀斜作用，同时上覆古近系形成半地堑，在半地堑底部近断裂位置形成平行–平行型不整合。该类不整合是油气从生烃凹陷向凸起圈闭中运移的重要通道。

超覆–平行型主要发育在不受断裂控制的缓坡带和受断裂控制的缓坡带向陡坡带的过渡区域，以渤中凹陷向辽西凸起南倾没端和辽中凹陷向辽西凸起的过渡区域最为典型，是平行–平行型向超覆–削截型的过渡类型。地震剖面上体现为不整合界面与下部同相轴平行，与上部同相轴斜交。此类不整合是油气从生烃凹陷向凸起带运移的重要路径。

2.2   不整合空间结构

不整合的类型是形成不整合油气藏的基础，不整合与油气的关系不仅与不整合的类型相关，而且受不整合的空间结构控制^[5]。不整合的空间结构对于油气具有双重作用，既能输导储集，又能封堵赋存^[23]。不整合空间结构受不整合面之上的岩层、风化黏土层及半风化岩层共同控制。

不整合面之上的岩层定义为依附于该不整合面发育的岩层^[24]。研究区内不整合面之上的岩层以古近系河湖相的砂砾岩、泥岩为主。砂砾岩主要发育在沙河街组和东营组，分选磨圆中等，灰质砂岩中含有生物介壳，粒间孔隙与溶蚀孔隙发育，孔渗性良好，但分布较为局限，是研究区内良好的油气运移通道和储集单元。泥岩发育层位较多，孔店组、沙河街组下部和东营组下部均发育大套泥岩，分布范围广，是区域内稳定的油气盖层，其中沙河街组与东营组也是古近系主要的生油层。测井曲线上，砂砾岩表现为低自然伽马值，高声波时差，深、浅电阻率之间具有较明显的幅度差；泥岩表现为高自然伽马值，低声波时差，高自然电位，深、浅电阻率之间基本无幅度差（图4）。

图  4  渤中凹陷北部古近系底部不整合空间结构模式及测井响应特征

Figure  4.  Spatial structure model and logging response characteristics of the unconformity at bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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半风化岩层以中生界的火山岩、上古生界的砂岩和下古生界的碳酸盐岩为主。中生界火山岩以义县组中酸性的流纹质火山角砾岩、安山岩和玄武岩等为主，分布广泛，局部发育中生界孙家湾组泥岩；上古生界以云质细砂岩为主，研究区内主要分布在石臼坨凸起缺失中生界的东倾没端；下古生界以奥陶系的石灰岩为主，主要分布在辽西凸起南段下古生界暴露区。由于研究区内古近系底面出露的岩性多样，导致半风化岩层测井曲线特征复杂（图4）。

半风化岩层遭受物理、化学和生物风化作用形成风化黏土层，风化黏土层的发育程度和分布范围受母岩岩性、暴露时间及古地形等多种因素影响^[24]，在空间上的展布特征存在差异，凸起上较薄或缺失，斜坡带–凹陷区域发育稳定^[18]。前人研究表明，风化黏土层的缺失总体分为两种情况，一种是不整合面作为沉积间断面，母岩暴露风化时间较短，未形成风化黏土层；另一种是风化黏土层形成之后遭受剥蚀而缺失，该种类型的风化黏土层缺失一般会在下伏半风化岩层的顶部存在泥质充填的富集区域^[25]。结合研究区岩心薄片特征以及前人研究成果^[17,26-27]，在测井曲线上，风化黏土层相对于母岩或半风化岩层表现为中低电阻率、高声波时差、高自然伽马值以及低于正常泥岩的自然电位（图4）。

2.3   不整合空间结构分类

根据录井岩性资料、测井资料和薄片资料及有无风化黏土层将研究区古近系底部不整合划分为2大类7小类，分别是缺失风化黏土层的砂（不整合面之上的砂砾岩）–火（不整合面之下的火山岩）型、泥（不整合面之上的泥岩）–砂型和泥–火型不整合以及发育风化黏土层的砂–泥（风化黏土层）–火型、砂–泥–灰（不整合面之下的灰岩）型、泥–泥–泥（不整合面之下的泥岩）型和泥–泥–火型不整合。

砂–火型不整合之上为沙一段含砾细砂岩，下伏地层为白垩系义县组火山角砾岩，缺失风化黏土层，以C3井最为典型。不整合面之上的岩层以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主，含砾细砂岩上部为一套厚层泥岩；半风化岩层溶蚀孔隙、砾间孔隙和裂缝均发育，不整合上下岩层均有油气显示（图5a）。

图  5  渤中凹陷北部典型井古近系底部不整合空间结构特征

Figure  5.  Characteristics of unconformity spatial structure revealed in typical wells on bottom Paleogene of the northern Bozhong Sag

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泥–火型不整合之上为东三段的厚层泥岩，半风化岩层为中生界安山岩，缺失风化黏土层。由于研究区内中生界火山岩分布广泛，且东营组基本上覆盖全区，A1井和A3井古近系底部不整合均为该种类型（图5b），A1井半风化岩层见油气显示。

泥–砂型不整合之上为东二下段的大套泥岩，夹薄层泥质粉砂岩；半风化岩层为上古生界白云质细砂岩，缺失风化黏土层。该类型以A5井为典型代表，主要分布在上古生界碎屑岩暴露的区域（图5c），半风化岩层见油气显示。

砂–泥–火型不整合之上为沙三中段的碎屑岩，紧邻风化黏土层的是厚约1 m的砂岩，上覆大套泥岩；风化黏土层厚3 m，测井曲线上表现为自然伽马和声波时差明显变大，深、浅电阻率增大；半风化岩层为中生界九佛堂组的安山岩，不整合上下均无油气显示，以A4井为代表（图5d）。

砂–泥–灰型不整合之上为东二下段的砂砾岩，半风化岩层为奥陶系石灰岩，发育3 m厚的风化黏土层，不整合上下均有油气显示。该类型主要分布在辽西凸起南段下古生界暴露区域，仅在D1井可见（图5e）。

泥–泥–泥型不整合之上为孔店组的砂泥岩，泥岩与不整合面接触；半风化岩层为中生界孙家湾组泥岩，发育5 m厚的风化黏土层，测井曲线表现为较正常泥岩低的自然伽马、中低电阻率，自然电位由高变低，A2井为该类典型井（图5f）。

泥–泥–火型不整合之上为沙河街组泥岩，半风化岩层为中生界玄武岩，风化黏土层厚7 m，测井曲线表现为较高的自然伽马值、高声波时差和深、浅电阻率变低，以A6井为代表（图5g），半风化岩层未见油气显示。

3.   不整合与油气成藏的关系

风化黏土层对油气具有稳定的封堵作用，不整合面之上的岩层与半风化岩层的岩性和物性决定了不整合结构对油气的实际作用。当不整合上下的岩层孔渗较好时，不整合是优质的油气运移通道和储集单元；当不整合上下为孔渗差的岩层时，不整合结构对油气以封堵作用为主。不整合上下地层的油气显示是不整合运移油气最直接的证明，根据不整合空间结构类型及不整合上下岩层的含油性对研究区典型井进行统计分析，结果显示不整合空间结构与不整合上下岩层的含油性具有密切联系（表1）。

表  1  渤中凹陷北部古近系底部不整合油气显示统计

Table  1.  Oil and gas display in the unconformity at the bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

不整合结构		井号	含油性
			不整合之上	半风化岩层
缺失风化 黏土层	砂-火型	C2、C3、C4	油层	油层
	泥-火型	A1	不含油	气层
		A3	不含油	不含油
	泥-砂型	A5、B1	不含油	油层
发育风化 黏土层	砂-泥-火型	A4	不含油	不含油
	砂-泥-灰型	D1	油斑	油斑
	泥-泥-泥型	A2、B2	不含油	不含油
	泥-泥-火型	A6、C1	不含油	不含油

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依据表1的统计结果，将研究区内不整合结构对油气的输导通道类型划分为双运移通道型（I型）、单运移通道型（Ⅱ型）及封堵型（Ⅲ型）3种类型，其中单运移通道型可细分为不整合完全起输导储集作用的Ⅱ₁型和不整合上层封堵下层输导储集的Ⅱ₂型两个亚类（图6）。

图  6  渤中凹陷北部古近系底部不整合运移通道类型

Figure  6.  Unconformity migration channel type at the bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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根据研究区古近系底部不整合类型及通道类型，将不整合运聚类型细分为侧向型、圈闭+侧向型、侧向+垂向型和封堵型4种（图7）。侧向型代表油气可以通过不整合进行侧向运输，全区所有I型和Ⅱ型不整合对油气均有侧向输导的作用，凹陷中平行–平行型不整合仅具有侧向输导能力；圈闭+侧向型表示油气既可以通过不整合进行侧向运输，又能形成不整合圈闭，风化黏土层和上覆泥岩等物性较差的岩层作为有效圈闭的盖层，主要分布在凸起区和斜坡带；侧向+垂向型表示油气既可以侧向运输又可以垂向运输，在断层遮挡的条件下可形成有效油气藏；封堵型对油气无输导能力。

图  7  渤中凹陷北部古近系底部不整合运聚类型

Figure  7.  Unconformity migration-accumulation type at the bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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双运移通道I型为砂–泥–灰结构，主要分布在下古生界出露区，风化黏土层作为封堵层，将上下岩层分为两个相对独立的输导储集单元，不整合上下岩层中均有油气显示。Ⅱ₁型为砂–火型结构，缺乏风化黏土层，不整合面上下岩层均为孔渗良好的岩层，整体作为单一的油气输导储集单元，在断层遮挡条件下可形成油气藏，研究区中C3井最为典型（图8a）；Ⅱ₂型包括泥–砂型和泥–火型两种结构，半风化岩层对油气起输导储集作用，不整合之上的泥岩地层起封堵作用，泥–砂型分布在上古生界出露区，以B1井为例，不整合之上为东营组泥岩，在不整合之下的上古生界砂岩中形成油气藏（图8b）。Ⅲ型包括砂–泥–火型、泥–泥–泥型、泥–泥–火型和泥–火型4种，不整合上下岩层均无油气显示，对油气起封堵作用。

图  8  渤中凹陷北部古近系底部典型不整合油藏剖面

Figure  8.  Typical profiles of the unconformity reservoirs at the bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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4.   不整合输导性与上下岩层关系

4.1   不整合之上岩层特征

研究区不整合之上以砂岩和泥岩为主，泥岩在不整合结构中以封堵作用为主，砂岩既可作为输导层（I型和Ⅱ₁型），又能充当封堵层（Ⅲ型），砂岩的物性条件决定了对油气的作用。以Ⅱ₁型不整合结构的3口井为例，不整合之上砂岩镜下特征表现为中等分选，磨圆度介于次圆与次棱，颗粒支撑，点线接触为主，粒间孔隙和溶蚀孔隙发育，发育微裂缝（图9）。可以观察到，C2井砂岩主要以粒间孔和溶蚀孔为主，C3井以粒间孔隙为主，C4井以溶蚀孔隙为主，均具有较为良好的孔隙结构。

图  9  渤中凹陷北部古近系底部不整合之上砂岩薄片特征

Figure  9.  Thin section characteristics of sandstone overlain the unconformity at the bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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C2井和C3井砂岩段孔隙度和渗透率测试结果显示，目的层段砂岩样品的孔隙度为5.3%～32.4%，渗透率为（0.027～397.8）×10⁻³ μm²，结合钻井油气显示，当孔隙度＜10%、渗透率＜0.1×10⁻³ μm²时，难以形成油层，但有油气显示，且C2、C3、C4、D1井相对于A4井声波时差数值较小，表明A4井砂岩段孔隙度特征对油气输导的影响较小，裂缝有效性可能是影响A4井砂岩段油气输导的原因。

裂缝倾角是影响裂缝有效性的重要因素之一，深、浅电阻率的比值能够反映裂缝倾角特征，一般认为，低角度裂缝是油气成藏中的无效缝。统计研究区5口不整合之上砂岩段深、浅电阻率比值，结果显示不整合之上砂岩具油气显示的D1井、C2井、C3井和C4井砂岩层多以高角度裂缝为主（RD/RS＞1），无油气显示的A4井砂岩段主要发育低角度裂缝（RD/RS＜1）（图10），表明裂缝倾角或裂缝的有效性对不整合之上砂岩层的油气输导起重要作用。

图  10  渤中凹陷北部古近系底部不整合之上砂岩裂缝倾角特征

Figure  10.  Characteristics of dip angle of fracture in the sandstone overlain the unconformity at bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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4.2   半风化岩层特征

半风化岩层作为不整合结构中遭受风化剥蚀的主体，是不整合输导储集油气的主要结构单元。研究区半风化岩层岩性多样，包括泥岩、砂岩、火山岩和碳酸盐岩，除泥岩外，砂岩与碳酸盐岩见油气显示，火山岩部分见油气显示。火山岩作为研究区半风化岩层的主要类型，其物性特征决定了研究区古近系底部不整合与油气成藏关系。

通过岩心薄片资料发现，半风化岩层存在明显的泥质渗滤充填现象。C3井缺失风化黏土层，半风化岩层的流纹质火山角砾岩以角砾结构为主，火山角砾占约80%，被后期的长英质胶结物充填（图11a），发育微裂缝；碱长粗面岩中石英斑晶明显，裂缝孔隙均未遭受充填（图11b）。A4井与A2井发育风化黏土层，A4井半风化岩层安山岩受泥质充填明显（图11c），A2井半风化岩层为粉砂质泥岩（图11d）。A1井缺失风化黏土层，不整合面处安山岩孔隙部分遭受泥质充填（图11e），不整合面以下3 m处泥质充填不明显，孔隙发育（图11f），且其上覆岩层为泥岩，推测A1井半风化岩层的泥质充填主要受上覆泥岩地层影响。

图  11  渤中凹陷北部古近系底部半风化岩层薄片特征

Figure  11.  Thin section characteristics of semi-weathered strata at the bottom of the Paleogene in the northern Bozhong Sag

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研究区内火山岩具有岩性变化快、非均质性强的特点^[28]，同时火山岩半风化岩层物性及其原始孔隙度和渗透率均与岩性相关^[26,28]，偏基性火山岩更易形成风化黏土层，导致其表面风化孔隙及原生孔隙遭受充填^[26]。研究区A2、A3、A4、C2和C3井火山岩物性测试数据显示^[28]，火山角砾岩孔渗性最好，安山岩与流纹岩次之，玄武岩较差，凝灰岩最差（图12）。该特征与半风化岩层含油关系对应良好，C2、C3、C4井半风化岩层均为火山角砾岩，油气丰富；安山岩半风化岩层含油气；玄武岩半风化岩层未见油气。

图  12  渤中凹陷北部火山岩岩性与孔渗关系分布图^[28]

Figure  12.  Relationship between lithology and porosity and permeability of volcanic rocks in the northern Bozhong Sag

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风化黏土层对半风化岩层物性影响显著，以A1井和A4井为例（图5），A1井缺失风化黏土层，半风化岩层为安山岩，镜下孔隙部分被上覆泥质充填（图11e），有油气显示；A4井发育风化黏土层，半风化岩层为安山岩，无油气显示。

综上所述，火山岩岩性控制了半风化岩层原始孔渗特征以及风化黏土层的发育程度，孔渗良好且不易发育风化黏土层的火山岩是优质的油气输导储集单元，对研究区半风化岩层火山岩岩性展布特征进行精细刻画是寻找古近系底部不整合相关油气的重要工作。

5.   结论

（1）渤中凹陷北部古近系底部不整合类型有平行–褶皱型、平行–削截型、平行–平行型、超覆–削截型和超覆–平行型。平行–平行型主要分布在断裂控制的缓坡带和凹陷中；超覆-平行型分布在渤中凹陷向辽西凸起过渡的缓坡带；超覆–削截型分布在凹陷向凸起过渡的陡坡带；平行–削截型和平行–褶皱型均分布在凸起顶部。不整合空间结构以是否发育风化黏土层分为2大类7小类，分别是砂–火型、泥–火型、泥–砂型、砂–泥–火型、砂–泥–灰型、砂–泥–泥型及泥–泥–火型。

（2）渤中凹陷北部古近系底部不整合划分为3种通道类型，分别为双运移通道I型、单运移通道Ⅱ₁型和Ⅱ₂型、封堵型Ⅲ型。结合不整合类型及通道类型，将不整合运聚类型分为侧向型、侧向+圈闭型、侧向+垂向型和封堵型4种，其中以侧向型为主。

（3）研究区不整合之上的岩层与半风化岩层的物性共同控制不整合与油气成藏关系。不整合之上物性良好、高角度有效裂缝发育的砂岩是有利的输导储集单元；半风化岩层的输导和储集能力受火山角砾岩及偏酸性的原始孔渗良好且不易发育风化黏土层的火山岩控制。