Geochemical characteristics and their geological implication in sediments from Laizhou Bay since late Quaternary
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摘要: 元素地球化学信息对于地层划分和物源分析具有重要的指示意义。通过分析莱州湾BH1302孔岩芯沉积物常微量元素特征发现，元素含量在地层分界处发生明显变化，可以作为晚第四纪地层划分的重要指标。结合钻孔岩性相、粒度特征和测年数据，将研究区晚第四纪以来的沉积划分为4段，分别对应于晚中更新世、MIS 5期、MIS 4—3期和MIS 1期。钻孔岩芯沉积物常微量元素在垂向上变化存在着共生的关系，除Na2O、Ba和Sr外，大部分常微量元素变化与粒径强相关。R型因子分析揭示陆源细颗粒碎屑沉积、陆源粗颗粒碎屑沉积和海洋自生元素供应对BH1302孔沉积物的地球化学组成具有重要作用，但不同时期影响作用有所差异，陆源细颗粒碎屑沉积占主导地位，但短时期内陆源粗颗粒碎屑沉积或海洋自生元素供应也可能成为主导因素。Abstract: Element geochemical information is important for stratigraphic division and provenance analysis. The characteristics of major and trace elements in the sediments of core BH1302 in Laizhou Bay are analyzed, whose concentrations change obviously at the stratigraphic boundary and can be used as an important index for the classification of late Quaternary strata. Combined with the lithologic facies, grain size and dates of core BH1302, the sediments in the study area since the late Quaternary can be divided into four phases, which corresponding to late Middle Pleistocene, MIS 5, MIS 4—3 and MIS 1, respectively. In vertical, the changes of major and trace elements of the core are characterized by a symbiotic relationship. Except for Na2O、Ba and Sr, most of the major and trace elements are strongly correlated with the mean particle size in the vertical distribution. R-type factor analysis revealed that the supply of terrigenous fine and coarse particulate and marine authigenic elements had important effects on the geochemical composition, but the effects are different in different periods. Terrigenous fine particulate supply is the dominant factor, but terrigenous coarse particulate supply or marine authigenic elements supply may also be the dominant factor in a short period.
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Keywords:
- geochemical /
- R-type factor analysis /
- late Quaternary /
- Laizhou Bay
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秦南凹陷位于渤海海域西北部（图1），面积约1 600 km2，呈EW走向，可划分为西洼、东洼和东南洼等3个次一级洼陷[1-5]。目前已钻探井32口，发现了秦皇岛29-2油田和秦皇岛30-1、秦皇岛22-3等3个含油气构造。秦南凹陷的油气勘探起于1976年，经历了46年，可大致划分为3个勘探阶段，1976—2008年为油气地质条件探索阶段，在凹陷内钻探了6口预探井，6口评价井，揭示了凹陷内的生储盖组合，并发现了1个含油气构造（秦皇岛30-1）。2009—2013年是主力油气田发现阶段，钻探了2口预探井，8口评价井，发现并评价了秦皇岛29-2油气田。2014—2022年为复杂油气藏探索阶段，此阶段钻探了8口预探井，2口评价井，发现1个含油气构造，但无海上开发价值。从勘探历程可以看出秦南凹陷钻探了16口预探井，只发现了一个油气田，尤其是最近9年钻探了7个圈闭，无一商业发现。秦南凹陷成藏主控因素是制约目前勘探的瓶颈问题。前人针对秦南凹陷构造演化、沉积体系、烃源岩开展过系统研究[ 6-11]，但是关于成藏主控因素研究较少，目前主要针对部分区带如秦南凹陷东南缘等[12-14]开展过研究，整体系统地分析整个秦南凹陷的研究较少。本文在前人研究基础上，总结秦南凹陷油气地质特征的研究，明确了该区良好的勘探潜力及不同储层组合油气成藏的主控因素，在此基础上对研究区油气成藏模式及其分布规律进行了分析，指出了较为有利的勘探区域。
1. 区域地质背景
秦南凹陷新生界地层纵向上依次发育古近系孔店组、沙河街组（沙四段、沙三段、沙二段、沙一段）及东营组（东三段、东二段、东一段），新近系馆陶组、明化镇组以及第四系平原组（图2）。秦南凹陷内发育NE、NEE东和NW向3组大断裂，这3组断裂控制了凹陷的形成与演化，也控制着烃源岩的展布及油气的分布[6-8]。受三组断裂的控制，秦南凹陷内发育东洼、西洼和东南洼共3个洼陷，其中东洼受NE向和NW向大断层控制，呈东断西超的半地堑结构（图3AA’），凹陷面积为760 km2，其新生界沉积岩最厚可达9 000 m；东南洼受近EW向和NW向两组断层控制，被断层复杂化，整体呈南断北超的半地堑结构（图3BB’），凹陷面积为350 km2，最大沉积岩厚度约为4 500 m。西洼主要受NE和NW向断层控制，NW向大断层为凹陷的西北边界，呈西北断东南超的半地堑结构（图3CC’），凹陷面积为490 km2，新生界沉积岩厚约5 500 m。
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图 2 秦南凹陷地层柱状图Figure 2. Stratigraphic column and sedimentary facies of the Qinnan Depression![]()
图 3 秦南凹陷各次洼结构特征（位置见图1）Figure 3. Structural characteristics of the Qinnan Depression (locations are shown in Fig.1)秦南凹陷的形成与演化过程可分为二期裂陷、二次抬升和一期拗陷共5个阶段。古新世末—始新世为裂陷Ⅰ期，在古新世末—始新世早期控凹大断层活动较弱，断层上、下盘差异升降幅度小，湖泊开始形成，面积小湖水浅，沙四—沙三段下部以冲积扇、浅湖相沉积为主。始新世中期凹陷边界断层活动强，下降盘湖水变深、面积增大，为强裂陷期，欠补偿沉积了沙三段中部厚层半深湖—深湖相泥岩，扇三角洲—浊积砂岩，是主力烃源岩形成期。始新世后期大断层活动减弱，湖水变浅，沉积了沙三段上部三角洲-浅湖相砂泥地层。始新末凹陷抬升，遭受剥蚀，发生准平原化，地震剖面上见局部不整合。渐新世为Ⅱ期裂陷，渐新世早期控凹大断层又开始活动，下降盘积聚湖水，沉积了沙二段河流-三角洲-滨浅湖砂泥岩，沙一段时期断层活动加强，湖水面增大，水变深，为大面积浅湖相泥岩夹砂岩沉积。渐新世中期控凹大断层活动强烈，为强裂陷期，沉积了东三段半深湖—深湖相厚层泥岩，渐新世晚期大断层活动逐渐减弱，湖水又逐步变浅，沉积了东二、东一段浅湖-三角洲-河流相砂泥岩。渐新世末控凹大断层停止活动，凹陷整体抬升，遭受了强烈剥蚀，从而结束了凹陷的裂陷发展阶段。进入新近纪时期，控凹大断层活动较弱，在后期稍强，为坳陷发展阶段，此时凹陷整体沉降，大断层对沉积不起控制作用，为区域性冲积扇、河流-三角洲的砂砾岩、砂泥互层沉积。秦南凹陷的构造-沉积演化过程控制了两套烃源岩、三套区域性储盖组合的形成。
2. 油气地质条件分析
2.1 烃源特征
秦南凹陷经历了两期裂谷，在强裂陷期形成了沙三段和沙一—东三段两套主力烃源岩，东三段烃源岩因埋藏深度不够并未成熟。沙三段沉积中期控凹断层活动强，差异升降幅度大，大断层下降盘湖水变深，湖盆面积增大，3个次洼在此时期成为一个统一凹陷，在凹陷周边沉积一系列的扇三角洲、三角洲，向湖中心逐渐过渡为浅湖、半深湖—深湖，其中半深湖—深湖相面积为660 km2，是暗色泥岩分布区，烃源岩厚度为300～600 m，最厚可达700 m。湖泊藻类是泥岩中有机质的主要来源，其次是陆源植物碎屑，为一套偏腐泥型的好—优质烃源岩，以Ⅱ1—Ⅰ型干酪根为主，泥岩中有机质丰度主体集中在2%～4%，生烃潜力（S1+S2）为5～20 mg/g（图4），沙三段烃源岩埋藏较深，Ro为0.5%～0.8%，处于低成熟－成熟阶段[10-13]。
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图 4 秦南凹陷沙三段和沙一段烃源岩有机地化指标Figure 4. The organic geochemical indicators of source rocks in the third and first members of the Paleogene Shahejie Formation of the Qinnan Depression沙一段烃源岩形成于第Ⅱ期强裂陷早期，控凹断层活动较强，但不是最强时期，东三段沉积期是秦南凹陷Ⅱ期裂陷断层活动最强、湖水最深的时期。沙一段沉积期湖盆呈“湖广水浅”的特征，此时处于干热气候，湖水蒸发量大，含盐度较高，利于有机质的保存，是形成沙一段优质烃源岩的重要原因。沙一段烃源岩无定型含量更高，以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根为主，有机质丰度主要为1.5%～3%，生烃潜力（S1+S2）主要为5～15 mg/g（图4）。烃源岩厚度约为50～200 m，面积约为700 km2，Ro为0.5%～0.7%，处于低成熟阶段[10-13]。
2.2 储盖组合特征
秦南凹陷及邻近凸起上的储层主要有火山岩、碳酸盐岩、碎屑岩3种类型，纵向上发育有3套区域性稳定的泥岩盖层，依次为沙三段、东二下段及明下段的泥岩，其泥岩单层及累计厚度均较大，横向分布稳定，与下伏储层构成了3套区域性储盖组合（图5），依次是前新生界潜山储层与上覆沙三段泥岩组成的下组合，沙一段—东三段储层与东二下段泥岩盖层组成的中组合，馆陶组-明下段储层与明下段泥岩盖层组成的上组合。钻井揭示已发现的油气层主要分布在这3套储盖组合中。
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图 5 秦南凹陷储盖组合地震剖面图Figure 5. Seismic cross-sections of reservoir-caprock assemblage of the Qinnan Depression（1）潜山下储盖组合
基岩潜山储层的岩石类型主要是中生界中酸性火山喷发岩和太古界混合花岗岩，这两种潜山储层主要分布在东洼与东南洼间的低隆起及邻近凹陷的凸起上，局部区分布有下古生界碳酸盐岩潜山储层。中生代白垩纪义县组火山通道相和侵出相的中酸性火山岩（流纹岩、隐爆角砾岩、粗面岩、安山岩、安山质火山角砾岩）是有效储层，呈中高孔-中低渗特征。孔隙度为5%～20%，渗透率为(0.1～3) ×10−3 μm2，目前已有BZ5、BZ6、BZ13等井钻遇此类储层。太古界变质花岗岩、混合花岗岩是本区较有利的储层，孔隙度一般为3%～5%，渗透率为(0.01～615)×10−3 μm2（平均值为5.58×10−3 μm2）。目前已在QHD30-2-A、QHD36-1-A等探井揭示了此类储层。在中生界火山岩及太古界混合花岗岩潜山储层上覆盖了沙河街组湖相泥岩盖层，泥岩厚度为30～110 m，横向分布稳定，为油气富集提供了封盖条件（图6）。
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图 6 秦南凹陷储盖组合连井图Figure 6. Loggings of multiple wells of reservoir-caprock assemblage in the Qinnan Depression（2）沙河街-东营组中储盖组合
中组合的东二下段泥岩平面上稳定分布，在凹陷周边的探井都揭示了该套泥岩，局部地区东三段与东二段泥岩连续分布，厚度更大（最厚可达500 m），盖层条件更好，全区分布的东二下段泥岩厚度一般为110～310 m，是一套优质的区域性盖层（图6），已发现的秦皇岛29-2亿吨级大油田的主要油气层就在这套区域盖层之下。从全凹陷范围来看，东二下段区域盖层之下发育有沙二段、沙一段、东三段的砂岩及生物碎屑灰岩储层。生物碎屑灰岩形成于沙一段沉积期，只在局部高地展布，累计厚度为10～25 m不等，物性好，孔隙度为20%～40%，渗透率为（1～1 500）×10−3 μm2，为中高孔-中高渗优质储层，可形成高产油气层，秦皇岛30-1、秦皇岛29-2构造均有碳酸盐岩储层的发育。砂岩储层形成于凹陷边缘的扇三角洲和辫状河三角洲，储层段含砂率30%～65%，单层砂层厚度一般为7～16 m，孔隙度为18%～22%，渗透率为(100～400) ×10−3 μm2，物性也较好，能形成高产油气层。
（3）馆陶组-明下段上储盖组合
秦南凹陷中新世是一套正旋回沉积，从馆陶组底部到明下段由粗变细，由冲积扇逐渐演变为河流相，再到三角洲，泥岩逐渐增多，盖层条件变好。其中明下段的储盖配置最好，砂岩含量为25%～42%，砂岩单层厚度2～35 m（一般3～8 m），泥岩单层厚度25～150 m，是一套区域性泥夹砂岩组合，加之埋深较小，成岩后生作用弱，储层孔隙度为20%～35%，渗透率(100～8 000)×10−3 μm2，是一套物性优良的区域性储盖组合（图6）。
2.3 运移条件
断层是秦南凹陷油气运移的重要通道，除控洼大断层之外，控制构造带和圈闭形成的断层也是继承性发育，这3类断层均可作为油气运移通道[14-16]。在烃源岩内与断层接触的砂体需先将分散的油气“泵吸”到砂体内[17]，发生初次运移，当饱和度达到约10%之后，砂体内富集的油气伴随着断层活动向上发生二次油气运移。另外，与烃源岩广泛接触的基岩不整合面及不整合面上的砂体也是油气运移的重要通道。秦南凹陷油气主运移-成藏期为5.1 Ma以来，经油-岩地化指标对比分析，秦南凹陷已发现的油气储量主要来自沙三段烃源岩的贡献，其次来自沙一段烃源岩。
2.4 圈闭类型及保存条件
秦南凹陷及邻近凸起上发育多种类型的圈闭[6-9，18-19]，不同部位的主要圈闭类型不同，主要受控凹大断层、地层产状及基底高3个因素的控制。凹陷陡坡带受控凹大断层的影响，在秦南凹陷的东南洼南部、西洼北部陡坡带大断层下降盘发育有构造-岩性、断鼻、断块圈闭，如秦皇岛29-2油气田，缺乏类型好的逆牵引背斜圈闭。在深凹陷带构造圈闭不发育，但有利于浊积扇等岩性圈闭的形成，秦皇岛26-1构造是位于西洼的湖底扇岩性圈闭。在3个洼陷的缓坡带缺乏断鼻、披覆背斜圈闭，因为顺向和反向断层发育，形成了秦皇岛22-1、秦皇岛22-3、秦皇岛28-2、秦皇岛28-3、秦皇岛28-4等断块、断鼻圈闭，同时因地层向斜坡上倾方向超覆，形成了秦皇岛23-1、秦皇岛22-2等地层-岩性圈闭。在凹内低隆起及邻近凸起上，基底高及上倾超覆地层形成了潜山-披覆背斜圈闭，如秦皇岛36-1、秦皇岛30-1、秦皇岛30-3、秦皇岛28-6、秦皇岛21-1等均属于此类型。秦南凹陷由于位于渤海海域中北部，新近纪断层活动并不强，加之上、中、下三套区域盖层厚度较大，横向分布稳定，油气藏保存条件好，某种程度上弥补了圈闭的不足，在一些类型较差的圈闭内形成油气聚集。如秦皇岛29-2和秦皇岛29-2E构造是东南洼陡坡带大断层下降盘的构造-岩性圈闭，因东二下段-东三段泥岩盖层条件优越，弥补了圈闭类型的缺陷，形成了亿吨级大油气田。
3. 成藏主控因素分析
3.1 潜山上生下储成藏主控因素
至目前为止，在秦南凹陷及相邻凸起上已钻探5个潜山圈闭，分别是秦皇岛28-2、秦皇岛30-1、秦皇岛30-2、秦皇岛35-1和秦皇岛36-1。在已钻的5个潜山圈闭中，在4个圈闭中发现了油气层，但油气藏储量小，没有开发价值，地质成功率为80%，商业成功率为零。钻探前的目标论证及钻后对比分析都说明，5个潜山圈闭均位于凹陷邻近的凸起或凸起倾没端基底高上，四周下倾的古近系湖相泥岩覆盖在潜山之上，整体潜山圈闭类型好，湖相泥岩分布稳定，封盖条件优越；新生界底不整合面及大断层沟通了潜山圈闭与烃源岩，运移路径顺畅；新近纪晚期断层活动较弱，保存条件也较好。因此综合分析认为5个已钻潜山没有发现商业油气田的主要问题是潜山储层条件较差。这5个潜山储层可分为两类，即中生界火山岩（秦皇岛30-1、秦皇岛30-2、秦皇岛35-1、秦皇岛28-2）、古生界的碎屑岩和碳酸盐岩（秦皇岛36-1）。储层非均质性是潜山成藏的主控因素。
秦皇岛35-1潜山圈闭位于秦南凹陷南部石臼坨凸起东倾末端，受秦南凹陷和渤中凹陷双源供烃，潜山之上覆盖了150～330 m的东营组泥岩盖层，潜山顶圈闭面积约40 km2，凹陷与凸起的边界大断层是油气运移的良好通道，并且秦南、渤中凹陷沙三段烃源岩超压普遍发育，为潜山油气充注提供了充足动力，因此该圈闭的烃源、运移、圈闭、盖层、保存条件均较好。目前在秦皇岛35-1潜山圈闭内共钻探了13口井，只有6口井在中生界火山岩内获得了油气发现，有效储层厚度为12～42 m，7口井测井解释为致密层（表1）。其中测试最高产量的是BZ5井，日产油近几百吨，日产气几万余方，但整体井控含油面积仅有1 km2左右，储量较小，探明石油地质储量仅为百万吨，没有开发价值。分析其主要原因是火山岩储层非均质性强，横向变化大，油气层受岩性控制作用，油气层均集中在近火山口的火山通道相和侵出相的安山角砾岩内，而远离火山口的溢流相、爆发相内不发育安山岩储层，主要发育凝灰岩、玄武岩，多为致密层（图7）。可见火山岩储层控制了秦皇岛35-1潜山油气储量，而火山岩相带决定了储层质量，火山岩相带的精细分析预测是提高该区潜山探井成功率的关键。
表 1 秦皇岛35-1构造钻井岩性及油气发现统计Table 1. Statistics of lithology and hydrocarbon discovery in the Qinhuangdao 35-1 Structure井名 中生界
地层
厚度/m岩石厚度/m 有效储层
厚度/m玄武岩 安山岩、安山质火山角砾岩 火山碎屑岩、集块岩、细晶岩 凝灰岩、凝灰质砂岩、泥岩 BZ5 444 258 55 4 127 40 BZ13 170 49 50 17 54 39 BZ13-1 190 93 70 26 1 65 BZ13-9 260 105 125 20 10 125 BZ13-2 220 113 11 21 75 0 BZ13-4 241 207 8 10 16 0 BZ13-7 357 218 7 38 94 0 ![]()
图 7 秦皇岛35-1构造中生界岩相分布图Figure 7. Mesozoic lithofacies distribution of the Qinhuangdao 35-1 Structure秦皇岛36-1潜山在石臼坨凸起东倾末端，圈闭中、西部主体部位是上古生界二叠系碎屑岩储层，砂泥岩互层，见炭质泥岩、煤层。砂岩见一定显示，均为差油层、致密层，物性很差，孔隙度小于5%，渗透率(0～1)×10−3 μm2，为特低孔、特低渗储层，测试结论多为低产油层、低产油水同层；在构造东侧的下部分布有下古生界寒武系风化壳碳酸盐岩储层，物性较好，测试获得高产，日产油上百吨，日产气近几万方，但该地层分布范围小，储量小，探明石油储量小，未商业开发。分析认为该潜山圈闭未获商业油气发现主要原因是高部位储层差而油气不富集。
3.2 始新统—渐新统自生自储成藏主控因素
始新统—渐新统是秦南凹陷的主要勘探层系，共钻探了秦皇岛22-1、秦皇岛22-2、秦皇岛22-3、秦皇岛26-1、秦皇岛28-3、秦皇岛28-4、秦皇岛29-2、秦皇岛29-2E、秦皇岛30-1等多个构造，包含一个（包含秦皇岛29-2和秦皇岛29-2E等构造）油气田，3个含油气构造，其他构造内均无油气发现。圈闭的地质成功率为36%，商业成功率为9%，其商业成功率远低于渤海油区的其他凹陷。勘探实践揭示在已证实的富生烃凹陷内，油气富集程度与圈闭类型有着重要的关系，同一类型的圈闭其成藏主控因素具有相似性，下面将分类探索凹陷内自生自储油藏的成藏主控因素。秦皇岛29-2油田是秦南凹陷内发现的唯一亿吨级油气田，它具有独特的油气成藏条件，秦皇岛29-2E构造是一个构造-岩性复合圈闭，位于秦南凹陷与石臼坨凸起分界大断层下降盘，其圈闭类型并不好，是一个顺向断块，地层没有向断层方向回倾，圈闭内东营组-沙二段储层与断层上升盘中生界地层对接侧封，并有一段是储层上倾尖灭在凸起上。由于盖层条件非常优越，储层之上东二上段-东三段泥岩厚达110～330 m，覆盖了整个圈闭，优越的盖层弥补了圈闭的不足（图8），秦皇岛29-2E圈闭内东三段-沙二段储层为扇三角洲和湖相碳酸盐岩混积滩沉积，埋深2500～3 500 m，物性好，油气层段实测孔隙度主体分布在16%～24%，平均孔隙度19.2%，渗透率主体分布在(400～1 000)×10−3 μm2，平均渗透率270×10−3 μm2，具有中孔、中渗的物性特征。该圈闭位于东南洼富生烃洼陷内，烃源条件优越，属自生自储式成藏，因其烃源、运移、储层、盖层条件优越，形成了秦南凹陷内目前发现的唯一大油气田。
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图 8 秦皇岛29-2E构造油气成藏模式图剖面位置见图1。Figure 8. Hydrocarbon accumulation pattern of the Qinhuangdao 29-2E StructureLocations are shown in Fig.1.由于秦南凹陷内断层多，活动时间长，决定了断块、断鼻为凹陷中最发育的圈闭类型。已钻探的秦皇岛22-1、秦皇岛22-2、秦皇岛22-3、秦皇岛28-3、秦皇岛28-4等圈闭均为断块、断鼻构造。通过对已钻的断鼻、断块圈闭进行系统分析，认识到它们都是由3—7个断块、断鼻组成，单个断块、断鼻面积0.6～4 km2，整个构造面积5～17 km2。钻井揭示，沙河街-东营组储层发育（表2），含砂率20%～60%，单层砂岩厚约2～30 m，其上覆东二下段区域性泥岩盖层，油气显示较多，单井显示厚度70～270 m，但多数井饱和度较高储层较薄，一般为几米到十几米不等，只有一口井近40 m（QHD22-3-A），单个断块探明储量较小。
表 2 秦南凹陷沙河街组-东营组钻井岩性及油气发现统计Table 2. Statistics of borehole lithology and hydrocarbon discovery in Shahejie-Dongying Formations in the Qinnan Depression井名 泥岩单层厚度/m 砂岩单层厚度/m 含砂率/% 砂岩总厚度/m 油气显示
厚度/m饱和度较高储层厚度/m QHD22-3-A 1～75 1～24 40 606 105 38 QHD28-2-B 1～104 1～76 33 241 100 12 QHD28-3-A 2～101 1～22 38.7 363 70 13 QHD28-4-D 1～89 1～34 39 350 35 5 QHD29-2-A 2～192 3～89 20 208 115 76 QHD29-2E-A 2～158 2～60 58 397 70 46 QHD30-1N-A 2～51 1～31 34 180 15 10 综合分析认为，断块、断鼻构造成藏主控因素是断层的侧封即圈闭有效性。秦皇岛22-3构造的钻探结果充分说明断层侧封的重要性。该构造位于东洼西北部，为大断层下降盘的断块圈闭，由25条小断层切割成10个断块，储层是沙二段、东三段扇三角洲砂岩，砂岩单层厚度2～15 m，泥岩单层厚度4～55 m，东二下段的控圈断层断距为30～50 m。在砂泥岩互层之上是东二下段区域性泥岩盖层，泥岩分布稳定，厚度为80～130 m。钻探的QHD22-3-A显示层为105 m，但有效储层只有37 m。井所在断块盖层之下断层两侧砂泥对接封堵性好，为油层，往下部砂砂对接增多，侧封条件变差，为水层，见油斑显示。可见井所在断块油层厚度取决于控圈断层断距、泥岩厚度、界岩关系，即断层封堵性（图9），断层封堵性是决定其是否成藏的关键。
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图 9 过QHD22-3-A井到东洼油气运移模式图剖面位置见图1。Figure 9. Pattern of hydrocarbon migration from Well QHD22-3-A to the eastern depressionLocations are shown in Fig.1.沙河街组-东营组自生自储成藏组合中还有一类重要的圈闭类型是披覆在潜山之上的呈背斜形态的圈闭，属于构造-岩性圈闭的一种。已钻的秦皇岛30-1、秦皇岛30-2属于此类圈闭，多位于邻近秦南凹陷的凸起倾没端基底高上。秦皇岛30-1、秦皇岛30-2在秦南东洼的东部边界大断层上升盘，辽西低凸起的西南倾没端，中生界基底高上沉积了沙一段、东三段、东二段地层，背斜形态好，上覆沙一段、东三段、东二段泥岩盖层分布稳定且厚度大（100～450 m），且靠近东洼和东南洼，油源及运移条件好，但圈闭内缺储层，QHD30-2-A井在基岩潜山面之上古近系为厚层泥岩夹薄砂岩、粉砂岩（单厚0.5～6 m），致使圈闭内没有油气富集，而秦皇岛30-1构造已钻4口井，只有一口井揭示沙一段的10 m生物碎屑灰岩为有效储层，其他井沙一段均为泥岩。因储层不发育，因此油气不富集。从已钻井可以看出，始新统-渐新统披覆背斜油气富集的主控因素是优质储层的发育程度。
3.3 中新统—上新统下生上储成藏主控因素
在秦南凹陷及邻近凸起上以中新统—上新统为主要目的层钻探了秦皇岛21-1、秦皇岛28-2、秦皇岛28-4、秦皇岛30-1N等4个圈闭，其中在秦皇岛28-2、秦皇岛28-4、秦皇岛30-1N构造中发现了油气层，油气层厚几米，无开发价值。根据已钻井分析，中新统下部的馆陶组为厚层砂岩、砂砾岩夹薄层泥岩，储层十分发育，泥岩盖层薄，而中新统上部的明化镇组下段是区域性的河流-三角洲沉积，在秦南凹陷及邻近凸起上为泥岩夹砂岩，含砂率25%～35%，泥岩单层厚5～65 m，砂岩单层厚1～5 m，储盖配置好，是一套区域性储盖组合（图6）。上述已钻的4个构造均是如此。运用三维地震资料发现的断块、断鼻、构造层-岩性圈闭可靠，钻井过程中在明下段见油气显示，但油气层较薄，油气层较薄的主要原因是圈闭不在油气优势运移路径上，致使已钻构造在明下段油气不富集。
秦皇岛21-1构造位于秦南凹陷西洼控凹大断层上升盘，明下段断块圈闭面积16 km2，钻井揭示明下段储盖条件很好，但只见微弱显示，没有油气层，主要原因是运移条件差，距离油源较远，导致该构造无油气聚集。秦皇岛28-4构造位于东洼西南部大断层上升盘，明下段储盖条件好，砂岩单层厚度2～35 m，泥岩单层厚度3～36 m，断块圈闭和构造-岩性圈闭落实，紧邻东洼深凹陷区，油源丰富，有大断层沟通烃源岩与圈闭内储层，明下段显示层十余米，测井解释油层几米，分析油气不富集的原因主要是大断层运移能力不足。断层根部缺砂体“中转站”连接烃源岩与断面，断面与烃源岩接触面积较小，不能吸附大量分散的油气到断层根部初次聚集。因供给断层的油源不足，致使明下段内油层薄，富集程度低。由此可见，明下段圈闭油气不富集的主要原因是运移条件差。油气运移是秦南凹陷及邻近凸起馆陶组-明下段组合成藏的主控因素（图10）。
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图 10 过QHD21-1-A井到东洼的油气运移模式图剖面位置见图1。Figure 10. Pattern of hydrocarbon migration from well QHD21-1-A to the eastern depressionLocations are shown in Fig.1.4. 勘探方向预测
秦南凹陷虽然位于盆地边缘，但钻井揭示其东洼和东南洼有很好的烃源条件，沙三段和沙一段两套主力烃源岩有机质丰度高、类型好，且已成熟，生成了大量油气（西洼的生油条件还未被钻井证实），凹陷内储层发育、储盖组合配置好、类型好且规模大的构造圈闭不多，但中—小型断鼻、断块、潜山圈闭较多，另外，构造-岩性、地层-岩性圈闭也较多，虽侧封条件较构造圈闭稍差，但优质盖层可弥补圈闭的不足，也可形成油气田。下面将按潜山下组合，沙河街组-东营组中组合，馆陶组-明化镇组上组合这3个层系预测秦南凹陷的勘探前景。
4.1 基岩潜山勘探方向
秦南凹陷内东洼与东南洼之间的低隆起带上发育潜山圈闭，储层是中生界火山岩和太古界混合花岗岩，在地震剖面上中生界火山岩中见“丘状”杂乱反射特征，是近火山通道相和侵出相特征，这两类相储层物性较好，太古界混合花岗岩在地震剖面上为“蠕虫状”杂乱反射特征，基岩断层发育，断层与岩性的耦合决定了潜山储层物性较好。在中生界火山岩和太古界混合花岗岩储层之上是沙河街组湖相泥岩，盖层条件好。继承性活动大断层沟通了东洼、东南洼内烃源岩与潜山圈闭内储层，烃源及运移条件优越。在东洼与东南洼之间的低隆起上有多个潜山圈闭未钻探，是下一步勘探的有利方向。
4.2 沙河街组-东营组勘探方向
秦南东洼的西斜坡是以沙河街组-东营组为主要勘探层系的有利地区，此斜坡上顺向与反向断层多，且断层长期活动，形成数量较多的断鼻、断块构造圈闭，单个圈闭面积不大（1～4 km2），但连在一起组成断块群，若发现油气田，可联合开发，沙河街组及东营组为三角洲-湖相沉积，砂泥互层，储层发育，断层对面的泥岩与断块内砂岩储层对接，形成封堵，约30%～60%储层侧封条件较好。东洼是已证实的富烃凹陷，而斜坡是最有利的油气运移方向，在西斜坡上已经发现了一个断块油藏秦皇岛22-3构造，但单个断块储量较小，还有较多的断块、断鼻圈闭没有钻探，是有利的勘探目标。
4.3 馆上段-明下段勘探方向
秦南凹陷内东洼和东南洼大断层下降盘馆陶组-明化镇组构造-岩性和岩性圈闭是浅层找油的有利部位，继承性发育的大断层沟通了东洼和东南洼内成熟的烃源岩，是油气垂向运移的有利通道，馆上-明下段为河流-三角洲-浅湖相沉积，砂岩与泥岩不等厚互层，因砂岩横向变化大，易形成构造-岩性和岩性圈闭，沿大断层纵向运移的油气到达馆上段-明下段后，作横向运移，在具有构造背景的圈闭内聚集成藏。邻近大断层，具有构造背景的馆上段-明下段岩性、构造-岩性圈闭是浅层油气勘探的有利方向。
5. 结论
（1）秦南凹陷钻探32口预探井，只发现了一个油气田，但生烃条件好，沙三段、沙一段欠补偿中-深湖相烃源岩发育，有机质丰度达1.5%～4%，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型，生烃量大，过去勘探效果差是因对其成藏主控因素认识不清。
（2）此凹陷发育下、中、上三套储盖组合，通过对已钻井深入系统分析，认为优质储层、有效圈闭和沟通油源断层分别是潜山下组合、沙河街-东营组中组合、馆陶组-明化镇组上组合油气成藏的关键控制因素。
（3）研究认为秦南凹陷东洼与东南洼间的低隆起是下组合勘探的有利方向，东洼西斜坡是中组合下一步勘探的有利方向，东洼和东南洼大断层下降盘是上组合勘探的有利方向。
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图 3 BH1302孔沉积物常量元素垂向分布图
Figure 3. Vertical distribution of major elements in the sediments of core BH302
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图 4 BH1302孔微量元素垂向分布
Figure 4. Vertical distribution of trace elements in the sediments of core BH302
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图 5 BH1302孔沉积物常微量元素相关性系数指示图
Figure 5. Correlation coefficient of major and trace elements in sediments of core BH1302
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图 6 各因子从大到小的特征值分布图（碎石图）
Figure 6. Distribution diagram of characteristic values of each factor from large to small (gravel diagram)
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图 7 BH1302孔沉积物元素影响因子得分曲线
Figure 7. The score curve of sediment elements influencing factors in core BH1302
表 1 BH-1302孔AMS14C测年结果
Table 1 AMS14C dating results of core BH1302
深度/m 材料 δ13C
/‰14C年龄/a 日历年龄（cal.aBP） 中值 范围（2σ） 4.38 螺 −3.2 6 530 ± 40 7 233 7 166～7 299 14.38 螺 −8.3 ＞43 500 — — 18.23 螺 −6.1 ＞43 500 — — 47.46 螺 +1.1 ＞43 500 — — 
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表 2 BH1302孔沉积物样品光释光测年结果
Table 2 Optically stimulated luminescence dating results for sediment samples of core BH1302
样品编号 深度/m 含水率ω /% U/10-6 Th/10-6 K/% 等效剂量/Gy 年龄/ka OSL-1 9.22 10.22 2.25 9.14 1.98 91.46 33.1±2.3 OSL-2 11.15 17.22 2.55 10.43 2.02 126.05 43.0±1.9 OSL-3 13.45 12.52 2.15 7.36 1.56 133.43 59.0±3.9 OSL-4 19.90 14.76 2.21 6.05 1.75 138.29 66.7±3.2 OSL-5 22.46 11.19 1.85 6.11 2.20 185.70 68.5±5.5 OSL-6 25.22 12.26 1.99 6.22 2.19 190.48 71.3±3.4 OSL-7 30.25 14.47 1.84 7.35 2.10 201.66 76.4±3.5 OSL-8 33.05 25.65 2.22 8.85 2.28 222.76 80.1±7.3 OSL-9 36.00 10.51 1.98 7.31 1.99 259.86 102.3±5.0
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表 3 BH1302孔沉积物常微量元素统计表
Table 3 Statistics of major and trace elements in the sediments of core BH1302
平均值 最大值 最小值 标准偏差 变异系数 主量元素
/%SiO2 57.65 77.26 40.76 7.91 0.14 Al2O3 10.96 16.03 8.06 1.82 0.17 CaO 4.27 11.37 0.62 2.07 0.48 MgO 1.79 2.66 0.28 0.56 0.31 K2O 2.44 3.64 1.94 0.29 0.12 Na2O 2.41 7.78 1.82 0.61 0.25 TiO2 0.56 0.79 0.09 0.14 0.24 P2O5 0.12 0.17 0.05 0.03 0.23 MnO 0.06 0.19 0.02 0.02 0.43 TFe2O3 3.68 6.58 0.94 1.32 0.36 微量元素/(μg/g) Ba 549.11 1 499.00 396.00 155.54 0.28 Sr 232.24 452.00 160.00 47.69 0.21 Rb 93.40 136.00 68.50 15.07 0.16 V 64.66 119.00 11.90 23.20 0.36 Cr 57.52 95.20 8.90 17.32 0.30 Zn 57.32 102.00 14.80 20.36 0.36 Ni 24.43 46.20 3.70 10.07 0.41 Pb 20.38 35.50 13.00 4.78 0.23 Cu 19.48 62.50 1.00 10.62 0.55 Ga 14.40 23.10 9.50 3.15 0.22 Co 10.24 25.00 1.83 4.00 0.39 Th 10.01 16.60 2.23 3.01 0.30 Sc 9.51 16.90 1.14 3.37 0.35 As 8.78 23.00 2.49 3.81 0.43
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表 4 BH1302孔沉积物主微量元素方差极大旋转因子载荷表
Table 4 Load table of maximum variance rotation factor of major and trace elements in the sediments of core BH1302
元素 因子1 因子2 因子3 元素 因子1 因子2 因子3 砂 −0.736 −0.479 −0.349 Co 0.882 0.23 0.248 粉砂 0.645 0.574 0.31 Sc 0.887 0.356 0.267 黏土 0.812 0.148 0.374 Ga 0.977 0.092 0.125 Al2O3 0.975 0.105 0.005 Th 0.852 0.403 0.209 MgO 0.728 0.415 0.486 Mz 0.807 0.37 0.359 TiO2 0.741 0.612 0.126 As 0.551 0.042 0.366 Fe2O3 0.915 0.247 0.24 K2O 0.299 −0.847 −0.208 Rb 0.945 −0.156 0.108 Sr −0.565 −0.692 0.203 V 0.903 0.305 0.259 Ba −0.191 −0.818 −0.203 Cu 0.866 0.03 0.327 CaO −0.076 0.229 0.934 Pb 0.825 −0.164 0.103 MnO 0.317 0.02 0.713 Zn 0.89 0.248 0.344 P2O5 0.356 0.495 0.546 Cr 0.87 0.43 0.168 SiO2 −0.531 −0.265 −0.746 Ni 0.907 0.262 0.267 方差贡献率/% 67.017 10.602 6.665
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百度学术
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