渤海海域潛山油氣運移模式與運聚能力定量評價*

牛成民 王飛龍 葉 濤 王廣源 崔普媛

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

潛山一詞最早由Powers提出，主要指在盆地沉積層序之下的基巖古地貌山[1]。渤海灣盆地作為我國潛山油氣藏研究的重點區域，潛山勘探經歷了多個發展階段：1975年渤海灣盆地任丘油田的發現掀起了潛山勘探的熱潮，之后因鮮有重大發現而陷入低谷[2-3]；2005年以來隨著興隆臺、千米橋、蘇橋、埕島等一大批潛山油氣田的發現，重新展示了渤海灣盆地潛山巨大的勘探潛力[4-8]。渤海海域作為渤海灣盆地的重要組成部分，近年來在潛山領域持續獲得重大突破：錦州25-1南、蓬萊9-1、渤中19-6、渤中21-2、渤中13-2等一大批不同層系、不同巖性潛山的突破，揭示了渤海潛山巨大的勘探潛力以及良好的勘探前景[9-15]。

針對渤海海域潛山的構造演化、儲層發育特征以及油氣成藏過程，大量學者已開展了大量的研究，并取得了豐碩的研究成果，有效推動了渤海潛山的勘探進程[16-20]。油氣運聚作為影響潛山成藏的關鍵要素，決定了潛山的成藏規模與勘探成效，但目前對渤海潛山油氣運移模式的系統梳理分類及運聚能力的定量評價研究還相對薄弱，這也嚴重制約了后續渤海潛山的勘探與評價。本文通過對大量已發現潛山油氣藏的解剖，從烴源巖與圈閉相對位置關系角度對渤海潛山進行了分類，總結了不同類型潛山的油氣運聚模式，探討了影響運聚能力的關鍵因素，并基于關鍵因素建立了定量評價方法。本次研究成果一方面豐富了潛山油氣運移理論，同時也對未來渤海海域及具有相似地質背景盆地的潛山油氣勘探具有重要的實踐指導意義。

1 區域地質概況

渤海海域位于渤海灣盆地東部，是渤海灣盆地新生代的沉積沉降中心，勘探面積約4×104km2[21]。渤海海域整體上具有隆坳相間的構造格局，環渤中地區主要的凸起帶以及潛山帶呈現出北西向或近東西向展布特征，而遼東灣地區則以北東走向為主(圖1)。渤海海域自下而上發育太古界、古生界、中生界以及新生界，其中新生代之前的地層統稱為潛山地層。太古界與下古生界巖性相對簡單，分別以區域變質巖與海相碳酸鹽巖為主；上古生界發育海陸過渡相含煤沉積；中生界巖性最為復雜，以富含火山巖的陸源碎屑沉積為特征，部分構造帶鉆遇燕山期的花崗巖[22-23]。

圖1 渤海潛山油氣田平面分布圖Fig.1 Distribution of the buried hill oil and gas fields in Bohai sea

渤海海域在新生代古近紀發生強烈裂陷，沉積了孔店組、沙河街組以及東營組的湖相地層[24]；新近紀進入熱沉降階段、發育館陶組、明化鎮組等河流相沉積[25]。目前渤海海域已發現多個潛山油氣田，油源對比揭示其油氣主要來源于沙河街組烴源巖，部分潛山原油有東營組成熟烴源巖的貢獻，整體上具有“新生古儲”的特征[26-27]。平面上，凹陷內部的低位潛山以及凸起之上的高位潛山均有商業性油氣田發現；縱向上，太古界變質花崗巖、古生界碳酸鹽巖以及中生界火成巖中也均有規模性油氣田的探明[28-29]。目前已發現的潛山儲集空間較為多樣，主要為構造裂縫以及沿裂縫形成的溶蝕孔洞[30]。

2 渤海潛山油氣藏類型

渤海海域為典型的中新生代陸相斷陷盆地，盆地內陡坡帶、緩坡帶以及洼陷帶內均發育了大量的潛山油氣藏。潛山油氣藏受所處構造位置差異的影響，其與烴源灶的距離遠近、接觸關系、輸導體系各不相同，也勢必造成運聚模式的差異。以渤海勘探實踐為基礎，基于潛山圈閉與烴源灶的關系,將渤海潛山油氣藏劃分為源內、源邊和源外三大類型。

2.1 源內型

渤海海域的主力烴源巖為沙河街組三段、一段以及東營組三段，將直接被上述成熟烴源巖所覆蓋的潛山定義為源內型潛山。源內型潛山多位于盆地的凹陷帶內，埋藏深度較大，多為低位潛山(圖2)。該類潛山由于直接位于生烴凹陷內部，油源條件十分優越，可近距離運聚成藏；其次，該類潛山上覆蓋層為古近系沙河街組—東營組湖相泥巖，是蓋層也是烴源巖，受生烴增壓以及欠壓實雙重作用影響超壓發育，具有良好的封蓋能力。該類潛山埋深較大，周圍的烴源巖多進入生氣階段，因此多形成氣田、凝析氣田或者高揮發油田，油藏品質好。目前渤海海域已獲得大中型油氣田發現的源內型潛山包括渤中19-6太古界變質花崗巖凝析氣田、渤中21-2和渤中22-1古生界碳酸鹽巖氣藏等。

圖2 渤海潛山油氣藏分類模式圖Fig.2 Classification of the buried hill reservoirs in the Bohai sea

2.2 源邊型

源邊型潛山主要指潛山圈閉緊鄰生烴凹陷的中低位潛山，潛山圈閉多通過斷層與烴源巖直接接觸，斷面可作為直接的供油氣窗口，可近源運聚成藏(圖2)。此類潛山上覆蓋層往往也是古近系湖相泥巖，但一般不是有效烴源巖，且受欠壓實作用影響往往發育超壓，形成了良好的蓋層條件。因此，這種類型潛山油源充足、蓋層條件較好，但由于潛山邊界斷層長期活動，油氣在淺層、中深層和潛山都有分布。典型代表如：渤中凹陷北部石臼坨凸起的428潛山、渤中凹陷東側渤東低凸起的龍口7-A潛山等。

2.3 源外型

源外型潛山指平面上圈閉分布在有效烴源灶之外，垂向上潛山上覆蓋層一般為東營組—新近系泥巖，為非烴源巖或未進入生烴階段的烴源巖。這類潛山多為中高位潛山，埋深小于源內型潛山(圖2)；潛山圈閉距離烴源灶較遠，油氣需要經歷較長距離運移，且油源主要為洼陷內早期生成的石油，以油藏為主，如錦州25-1南、渤中26-2和渤中28-1油田等。此外，由于埋藏較淺，部分油田遭受強烈的生物降解作用而形成稠油油藏，如蓬萊9-1油田。

3 不同類型潛山油氣藏運聚模式

不同類型的潛山成藏要素的配置不同，其運聚特征及其模式具有較大的差異。根據潛山與烴源灶的關系，考慮主要運移動力以及輸導體系，總結了渤海潛山油氣運聚模式，其中源內型潛山主要為“源內—斷壓雙控覆蓋式”近源運移模式，源邊型潛山主要為“源邊—斷壓雙控側供式”近源運移模式，而源外型潛山可發育“源外—斷裂—潛山頂面不整合”以及“源外—潛山內幕不整合”遠源運移模式。

3.1 “源內—斷壓雙控覆蓋式”近源運聚模式

渤中19-6太古界花崗巖潛山凝析氣田是渤海海域典型的源內型潛山氣田，其四周被生烴洼陷包圍，上部直接被沙河街組成熟烴源巖覆蓋。本文以該潛山為例介紹“源內—斷壓雙控覆蓋式”近源運移模式。

1) 位于生烴凹陷內。氣源對比結果表明，渤中19-6氣田的天然氣主要來源于渤中凹陷沙河街組三段烴源巖。由于埋深大，潛山上覆的烴源巖也已經成熟，整個潛山頂部及側向為成熟-高過成熟烴源巖所包裹。盆地模擬結果表明，沙三段烴源巖在25～10 Ma進入主生油期，在12 Ma至今進入主力生氣階段；流體包裹體資料證實渤中19-6潛山內發生過多期的油氣充注，12.0～5.1 Ma為原油充注階段，5.1 Ma以來進入天然氣的持續充注階段，原始的油藏逐步調整為現今的凝析氣藏[18]。

2) 斷壓雙控運移。渤中19-6潛山形成之后，在新生代遭受了走滑與拉張斷裂的強烈改造。這些新生代活動的斷裂，一方面將潛山分割為不同的塊體，同時使得潛山優質儲層直接與高成熟烴源巖對接，形成了供油窗口。如：BZ19-6-2Sa井南側的控山斷裂形成了近1 500 m的供油窗口；斷層下降盤超壓生烴中心生成的油氣直接沿斷面運移至潛山圈閉中，極大拓展了油氣的充注下限。

3) 古近系超壓泥巖蓋層。鉆井證實，渤中19-6潛山上覆地層泥巖厚度160～480 m，巨厚的泥巖蓋層使得油氣更容易在深部潛山儲層中發生就近運移和聚集。此外，BZ19-6-6井泥巖聲波時差資料揭示，研究區東二下亞段及以下古近系地層發育超壓，超壓層系厚度近500 m，其中沙河街組壓力系數最大可達1.6(圖3a)。臨近鉆井壓力系數統計結果也證實，潛山上覆泥巖超壓系數普遍在1.5以上，最大可達1.8左右(圖3b)。厚層的超壓泥巖蓋層，一方面為潛山天然氣的保存提供了良好的蓋層條件；更為重要的是，包裹在潛山周圍的這種強超壓，為油氣的側向運移甚至是向下運移，提供了充足的動力。

圖3 渤中19-6凝析氣田壓力發育特征Fig.3 Pressure characteristics of the BZ19-6 condensate gas field

因此，成熟烴源巖生成的油氣與潛山側面斷層或頂面不整合直接對接“零距離”充注，在源—儲強壓差的持續驅動下，周圍生烴灶和上部烴源巖生成的充足油氣不斷向潛山儲層中充注，形成了氣柱高度超1 000 m的大型凝析氣田(圖4)。該類潛山的成藏規模主要取決于圈閉的大小以及儲層的發育程度。

圖4 渤中19-6氣田“源內—斷壓雙控覆蓋式”近源運聚模式Fig.4 “Near-source and overpressure mantle” migration model of the BZ19-6 gas field

3.2 “源邊—斷壓雙控側供式”近源運移模式

源邊型潛山一般具有“源邊—斷壓雙控側供式”近源運移模式，龍口7-A是該類潛山的典型代表。龍口7-A潛山位于渤中凹陷和渤東凹陷夾持的渤東低凸起南段，圈閉類型為受凸起東、西兩側大斷層夾持的斷背斜，潛山主要儲層為中生界火山巖[31]。1980年鉆探PL7-1-1井，在館陶組、東營組和中生界火山巖中均獲得了油氣發現。

1) 緊鄰生烴凹陷。渤中凹陷南部和渤東凹陷發育沙三段、沙一二段和東下段3套有效烴源巖，有機質類型好、豐度高、厚度大。盆地模擬結果表明，渤中凹陷沙三段、沙一二段和東下段3套烴源巖總排油量約300×108t，渤東凹陷烴源巖總排油量約100×108t。因此，渤中凹陷和渤東凹陷3套烴源巖可為龍口7-A潛山提供充足的油氣源。

2) 兩側持續活動大斷層提供了大供烴窗。龍口7-A潛山為兩條近北東向長期活動邊界斷層所夾持，這兩條長期活動的邊界斷層可為潛山形成巨大的供油窗口，渤中凹陷一側控山邊界斷層供油窗口接近1 000 m，渤東凹陷一側控山邊界斷層供油窗口約為600 m。同時使得潛山優質儲層直接與高成熟烴源巖對接，有利于斷層下降盤超壓生烴中心生成的油氣直接沿斷面側向運移至潛山圈閉中。

3) 超壓提供了運移動力。渤中和渤東凹陷深層超壓普遍發育，其中渤中凹陷東三段最大壓力系數1.85，沙一二段最大壓力系數1.65，沙三段最大壓力系數2.05；渤東凹陷東三段最大壓力系數1.4，沙一二段最大壓力系數1.35，沙三段最大壓力系數1.65。另外，根據PL7-A-1壓力成因判別圖版(圖5)，PL7-A-1井古近系壓力系數隨深度增加而增大，聲波時差曲線值隨深度的增大逐漸變大，主要為欠壓實超壓成因；潛山內部的壓力系數為1.78，其壓力隨深度的增加而增大，且壓力連線平行于靜水壓力梯度，同時可能還含有液體烴向氣態的轉化增壓，在潛山取芯中見輕質油滲出和氣泡，主要為連通型傳遞超壓成因，這是由渤中、渤東凹陷超壓系統中的高壓流體通過斷裂或不整合充注所致。

圖5 PL7-A-1井壓力特征分析圖Fig.5 Pressure characteristics of Well PL7-A-1

綜上分析，渤中和渤東凹陷烴源巖生成的成熟油氣在超壓驅動下，側向穿過斷層和不整合面向龍口7-A潛山中不斷充注，形成“源邊—斷壓雙控側供式”近源運移模式(圖6)。該類潛山運聚能力除受潛山圈閉大小、儲集物性影響外，同時受斷裂輸導能力以及供烴量影響明顯。

圖6 龍口7-A構造“源邊—斷壓雙控側供式”近源運移模式Fig.6 “Source-side,fault-pressure dual control side supply”migration model of LK 7-A structure

3.3 源外遠源運移模式

3.3.1“源外—斷裂—潛山頂面不整合”遠源運移模式

蓬萊9-1油田是渤海典型的源外型潛山油田，具有“源外—斷裂—潛山頂面不整合”遠源運移模式。該油田位于渤東凹陷東南側的廟西北凸起之上，是一個大型的具有背斜構造背景的高位潛山。該潛山為燕山期花崗巖侵入體形成，后續經歷了燕山期-喜山期古近紀的長期風化剝蝕，潛山頂部花崗巖風化殼型儲層十分發育[32]。鉆探證實該潛山探明原油地質儲量近2×108t。

1) 源外遠距離供烴。蓬萊9-1油田為源外高潛山，油源對比結果證實潛山油氣主要來源于西北側的渤東凹陷[33]，主力生烴灶距離潛山圈閉約15 km，油氣需經歷長距離運移才能進入潛山聚集成藏。

2) 斷裂—潛山頂面不整合復合輸導。蓬萊9-1油田油氣運移的輸導體主要由潛山西北坡的斷裂與潛山頂部不整合面構成。北坡斷裂在新近系持續活動，為油氣自渤東凹陷向上運移提供了通道。不整合面的輸導能力是油氣能否橫向長距離運移的關鍵，鉆井證實在潛山頂部發育厚層的花崗巖風化砂礫巖層(圖7)，最大厚度可達近30 m，溶蝕孔和裂縫發育，具有極好的儲集和滲透性，孔隙度可達20%左右，為油氣橫向運移提供了良好通道；另外，風化砂礫巖層之下的網狀風化裂縫帶橫向連通性好，也可為油氣橫向運移提供良好通道。

圖7 蓬萊9-1花崗巖潛山不整合特征及輸導能力Fig.7 Unconformity characteristics and transport capacity of PL 9-1 granite buried hill

因此，渤東凹陷生成的成熟油氣，在源內超壓驅動下，首先沿大型控邊斷裂發生垂向運移；再通過斜坡帶基巖頂部不整合面繼續橫向運移，最終在蓬萊9-1潛山相對高部位聚集成藏(圖8)。該類潛山由于需要源外遠距離運移，除圈閉規模以及儲層物性外，供烴量、不整合輸導能力、源-儲壓差等對運聚量均具有重要的控制作用。

圖8 蓬萊9-1油田“源外—斷裂—潛山頂面不整合”遠源運移模式Fig.8 “Fault—unconformity on the top of buried hill” outside source migration model of PL9-1 oilfield

3.3.2“源外—潛山內幕不整合”遠源運移模式

“源外—潛山內幕不整合”與“源外—潛山頂部不整合”運移模式的不同在于，其橫向輸導層為潛山內幕不整合。秦皇島30-A油藏是該類運移模式的典型代表，該油田位于遼西南凸起的南傾末端，主要勘探層系為太古界內幕潛山，太古界頂部殘余較厚的中生界。該潛山演化過程復雜，自印支運動開始形成雛形，后續受燕山運動、尤其是喜山期的走滑及拉張改造明顯。秦皇島30-A構造于2019年鉆探1井，在太古界潛山中發現了42.5 m油層，油氣不是沿傳統的潛山頂面不整合運移，而是沿潛山內幕不整合面運移。

原油飽和烴氣相色-質譜顯示(圖9)，QHD30-A-1太古界原油更有可能主要來自渤中凹陷。在生標特征方面，QHD30-A-1太古界原油具有中等伽馬蠟烷烴、中等4-甲基C30甾烷、C27-29甾烷中具有C27優勢的特征；在成熟度方面，QHD30-A-1成熟度較高，表現為正構烷烴主峰碳前移，C29規則甾烷立體異構化參數大，C29ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)分別為0.42和0.43。通過對比，QHD30-A-1太古界原油生標特征、成熟度與QHD36-A-1沙二段原油更為接近，QHD36-A-1沙二段原油已證實來自渤中凹陷烴源巖[34]。而QHD30-B-1原油的伽馬蠟烷烴中等，C27-29甾烷中具有C29優勢，且原油成熟度低，C29ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)分別為0.26和0.25，其原油已證實來自秦南凹陷。因此，從油氣源對比角度看QHD30-A-1太古界原油更有可能主要來自渤中凹陷。

圖9 秦皇島30-A構造油源對比Fig.9 Oil-source correlation of the QHD30-A structure

從QHD30-A-1井所處構造位置看，其位于秦南凹陷陡坡帶，秦南凹陷的油氣沿著控山斷層形成的供油窗口可直接進入花崗巖圈閉，但是該凹陷油氣主運移方向為北部緩坡帶。而南側渤中凹陷的原油需要經過長距離的運移才能進入秦皇島30-A圈閉，鉆井揭示該區潛山頂部為中生界湖相泥巖，其在風化過程中難以形成有效輸導層；而中生界之下為太古界變質花崗巖(缺失古生界)，經歷印支期、燕山期等多期構造活動疊加改造和晚中生代—古生代長期暴露風化，變質花崗巖頂部容易形成厚層風化裂縫帶，形成優質的橫向輸導層。另外，區域地質研究也表明，渤中凹陷內部發育一太古界變質巖出露區，其與渤中凹陷成熟烴源巖直接接觸，成為渤中凹陷內部油氣向邊緣潛山運移的“進源口”。該運移模式在渤海較為少見，卻是一類重要的新模式(圖10)。

圖10 秦皇島30-A構造“源外—潛山內幕不整合”遠源運移模式Fig.10 “Outside source and inside unconformity”migration model of QHD 30-A structure

4 運聚能力定量評價

4.1 評價方法與參數賦值

潛山的油氣運移受到烴源巖供烴量、潛山儲集能力、輸導體系以及運移動力等多種因素的影響。為了定量表征潛山的運移能力，首先通過優選對潛山運聚量具有明顯控制作用的因素作為表征參數，然后對不同的因素賦予不同的權重，基于加權評價法定量評價潛山的運聚能力。

4.1.1關鍵參數賦值標準

無論是源內型、源邊型還是源外型潛山，控制運聚量的核心因素包括供烴洼陷的供烴量、供烴動力、供烴的距離、輸導體系的輸導能力以及潛山本身的儲集能力等。利用盆地模擬得到的匯聚量表征供烴量；考慮到潛山內部多為正常壓力，利用生烴灶內泥巖的壓力系數代表源儲壓差，即供烴動力；生烴灶中心距離潛山圈閉的距離表征供烴距離；不整合面的孔隙度以及風化殼厚度表征輸導能力；選擇目標潛山的孔隙度以及儲層面積表征其儲集能力。所有參數按指標范圍，賦予0～10的分值，參數越利于油氣運移，賦值越高，反之越低，10代表性能最好，0代表不具備相關性能。以2為間隔，將單項參數劃分為五個區間。結合已發現油田的數據，對單項參數進行統計分析，首先確定單項參數的中間值，將其賦值為6；將中間值與最小值劃分為兩等份，分別賦予2、4；同理，對中間值與最大值進行兩等份，分別賦予8、10(表1)。不同參數根據其重要性賦予不同的權重，所有參數權重之和為1。

表1 渤海海域潛山油氣運聚能力定量評價參數賦值標準Table 1 Standard for the quantitative evaluation parameters of oil and gas migration capacity of buried hills in Bohai sea area

4.1.2不同類型潛山評價方法

1) 源內型潛山

對于源內型潛山，由于其直接與烴源巖對接，其運移能力不受輸導體系的影響，因此剔除輸導體系輸導能力以及供烴距離兩個因素，控制其運聚能力(運聚量)的主要因素包括：烴源灶的供烴能力、潛山的儲集物性、儲層的規模以及供烴動力。考慮各個參數對油氣運聚能力的貢獻程度，尤其是源內潛山普遍發育超壓以及優質烴源巖，對上述評價參數進行權重賦值：供烴量為0.15、壓力系數為0.15、儲層物性為0.3、儲層規模為0.4。最終建立了源內型潛山運聚能力定量評價公式：F=0.15D供+0.15D壓+0.3D孔+0.4D面。其中：F為運聚能力，D供為供烴量，D壓為生烴中心泥巖壓力系數，D孔為潛山孔隙度，D面為潛山儲層面積。

2) 源邊和源外型潛山

源邊和源外型潛山較源內型潛山受輸導體系的輸導能力影響更為明顯，因此在上述表征參數的基礎上，同時需要考慮供烴距離、不整合面孔隙度以及不整合面的厚度等因素。同樣考慮各個參數對油氣運聚能力的貢獻程度，對上述評價參數進行權重賦值：供烴量為0.2、壓力系數為0.1、供烴距離0.2、不整合面孔隙度0.15、不整合面厚度0.15、儲層物性以及儲層規模各為0.1。最終建立了源內型潛山運聚能力定量評價公式：F=0.2D供+0.1D壓+0.2D距離+0.15×D孔(不整合)+0.15D厚度(不整合)+0.1D面+0.1D孔。其中：F為運聚能力，D供為供烴量,D壓為生烴中心泥巖壓力系數,D距離為供烴距離,D孔(不整合)為不整合面孔隙度,D厚度(不整合)為不整合風化砂礫巖厚度,D孔為潛山儲層孔隙度,D面為潛山儲層面積。計算結果中F值越大，代表潛山圈閉的油氣運聚潛力越大。

4.2 方法應用效果分析

基于以上評價方法，對渤海已發現潛山油田進行了評價(表2)，其中供烴量采用最新渤海盆地模擬結果，生烴中心泥巖壓力系數參考測壓取樣、測井曲線計算以及地球物理速度獲得，供烴距離利用雙狐軟件在地質圖件上量取，不整合面孔隙度以及厚度利用已鉆井實測統計獲得，潛山孔隙度利用實鉆井物性分析獲得，潛山儲層面積利用地球物理資料量取優勢儲層地震相的分布面積獲得。

表2 渤海海域潛山油氣田及構造運聚能力計算結果Table 2 Calculation results of hydrocarbon charging ability in buried hills of the offshore Bohai sea area

計算結果與實際鉆探情況基本相符，聚集量越大的潛山，F值越大(表2)。目前渤海已發現的儲量規模較大的潛山F值均在6以上，如渤中21-2、渤中22-1、錦州25-1南、曹妃甸2-2和渤中28-1油田；而F值在8以上的多為億噸級油氣田，如渤中19-6、蓬萊9-1油田；聚集儲量規模較小的油田或構造F值均在6以下，如錦州20-2、錦州25-1北等含油氣構造。

4.3 未鉆潛山評價與優選

基于上述方法，對渤海海域一些未鉆潛山圈閉進行了評價和優選。

1) 源內型潛山

渤海富烴凹陷內部發育一系列源內低位潛山，這些潛山是未來勘探的理想區域。遼西凹陷內部的錦州14-A潛山主體為太古界變質花崗巖，其頂部直接被沙河街組成熟烴源巖所覆蓋；沙河街組巨厚的超壓泥巖為油氣的保存提供了良好的蓋層條件，該潛山整體具有與渤中19-6相似的運移模式，定量評價結果表明其運聚能力大于6，證實其具有良好的勘探前景(圖11a)。渤中凹陷內部的渤中8-A低位潛山主要由中生界火山巖組成，地震相類比其與旅大25-1構造的火山爆發相具有極強的相似性，推測其儲層發育程度較好；更為重要的是，潛山頂部直接為古近系成熟烴源巖所覆蓋，同樣具有“源內—斷壓雙控覆蓋式”近源運聚模式(圖11b)，定量評價其運聚能力值為7.8(表2)，是未來值得探索的重要領域目標。

圖11 渤海典型潛山構造油氣運移模式Fig.11 Hydrocarbon migration models of typical buried hills in Bohai sea area

2) 源邊型潛山

渤東低凸起的龍口7-A潛山低潛山主要由中生界火山巖組成，地震相為爆發相，推測其儲層發育程度較好，渤中和渤東凹陷烴源巖生成的成熟油氣在超壓的驅動下，側向沿著斷層和不整合面可以向龍口7-A潛山中不斷充注，運移能力定量評價結果表明其運聚能力值為7.7(表2)，是未來值得探索的重要領域性目標。此外，秦皇島35-A潛山圈閉夾持在渤中凹陷和秦南凹陷之間，為源邊型潛山，該潛山處于優勢運移通道之上，具有較大的勘探潛力，也是近期勘探的有利方向。

3) 源外型潛山

源外型潛山多發育于盆地的凸起區或者斜坡帶，油氣需要經歷較為長距離的運移才能聚集成藏。遼西低凸起及其傾末端發育大量的內幕不整合面運移路徑，這為洼陷區的油氣向盆緣運移提供了優質的橫向通道，旅大25-A以及錦州25-A太古界潛山圈閉即位于該優勢運移通道之上(11c、d)，具有一定的勘探潛力。

5 結論

1) 根據潛山圈閉與主力生烴灶的接觸關系，將渤海海域潛山劃分為“源內型”“源邊”和“源外型”三大類，其中“源內型”潛山主要為分布在洼陷帶內的低位潛山，“源邊型”潛山為兩個洼陷之間且兩側受斷層控制的低位潛山；而“源外型”潛山則為斜坡帶以及陡坡帶的中高位潛山。

2) 不同類型的潛山運聚模式差異顯著，“源內型”潛山發育“源內—斷壓雙控覆蓋式”近源運聚模式，潛山儲集物性及圈閉規模是控制充注量的關鍵因素；源邊型潛山發育“源邊—斷壓雙控側供式”近源運聚模式，源外型潛山發育“源外—斷裂—潛山頂面不整合”以及“源外—內幕不整合”遠源運聚兩類模式，源邊和源外型潛山的運聚能力受圈閉大小、儲集物性、圈閉距生烴灶距離、生烴強度、不整合輸導能力、壓力系數等多種因素控制。

3) 在三類潛山運聚主控因素分析基礎上，基于專家打分和加權平均原理，分別建立了“源內型”“源邊”及“源外型”潛山的運聚能力定量評價方法，指出未來渤中8-A、錦州14-A等源內型潛山圈閉以及龍口7-A源邊型潛山圈閉是有利的勘探目標；旅大25-A等源外型潛山圈閉具有一定勘探潛力。