渤海海域潛山油氣藏形成條件與富集模式*

王粵川 于海波 彭靖淞 陳心路 孫 哲 史夢琪

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

隨著勘探程度和油氣產量的不斷提高，除進一步對新生代含油氣層系進行深入勘探外，渤海海域急需尋找勘探接替領域[1-2]。幾十年的勘探實踐證實，渤海灣盆地陸上盆地基底潛山是油氣勘探的重要領域之一，已發現的61個古潛山油氣藏的探明儲量占盆地總儲量的10.4%，其中華北油田最高可達59.7%[3-4]。渤海潛山勘探起步也比較早，開始主要針對凸起之上的高位潛山進行鉆探，在凸起及周邊發現了渤中28、秦皇島35等一些小型潛山油氣藏，但油氣儲量占總地質儲量的比例較低[4-5]。“十三五”以來，隨著渤中19-6、渤中13-2等多個太古界變質巖潛山大型油氣田的發現，掀起了渤海潛山勘探新高潮[6-8]，發現和落實了一批潛山圈閉，但這些潛山圈閉多位于中深層，油氣成藏條件不清楚，影響了勘探方向選擇和鉆井部署。

調研發現，前人主要針對渤海潛山的構造演化和成因、地層和巖性特征、儲層特征和控制因素、成藏過程和規律等某個方面進行了研究[9-14]，且主要涉及單個區帶或潛山，而針對該地區潛山油氣藏形成條件方面的研究還是缺乏系統的梳理，尤其是對潛山成藏關鍵要素的控制作用不很清楚，例如深埋潛山優質儲層發育與否、潛山油氣來源是否充足、潛山油氣保存條件是否優越等。因此，系統開展渤海海域潛山油氣成藏條件分析，弄清潛山成藏關鍵要素的控制作用，對該地區后續潛山勘探至關重要。

鑒于此，本文以渤海迄今已發現的潛山油氣藏分析為基礎，尤其是以近年來潛山油氣新發現為重點，從儲層形成、供烴有效性和油氣保存等三大關鍵成藏要素入手，系統剖析了該地區潛山油氣藏形成條件，建立了3種潛山油氣富集模式，進而指出了該地區潛山下一步勘探的有利方向，對其他地區類似潛山研究具有一定的借鑒作用。

1 地質背景

渤海海域位于渤海灣盆地的中東部，東臨膠遼隆起，西臨黃驊坳陷、燕山造山帶，南部與濟陽坳陷相鄰，北部與下遼河坳陷相鄰，面積達7.3×104km2[6]。受大型走滑和伸展斷裂的切割，渤海海域基底形成近NE、NW和EW向展布的復雜盆-嶺結構(圖1)。根據現今潛山地層不整合接觸關系以及地層巖性差異，可將渤海海域潛山結構分成3種類型(圖2)，即A型(單層)、B型(雙層)和C型(三層)。其中，A型是指前寒武系變質巖地層直接出露；B型又分為2種亞類：B1型是指前寒武系變質巖地層上覆古生界碳酸鹽巖和碎屑巖地層，B2型是指前寒武系變質巖地層上覆中生界火山巖和碎屑巖地層；C型是指前寒武系變質巖、古生界碳酸鹽巖和中生界火山巖與碎屑巖地層均發育較全。

圖1 渤海海域潛山分布圖Fig.1 Distribution of buried hill in Bohai sea area

渤海潛山主要經歷了加里東-海西期、印支期、燕山早中期、燕山晚期、新生代裂陷和斷陷期等5個階段構造演化疊加影響，其中印支期和燕山期為關鍵構造期[11]。印支期，受華南板塊以及華北板塊剪刀式的閉合影響，南北擠壓逆沖作用導致渤海東部古生界大面積強烈剝蝕，由此對潛山內幕塑造定型起到了不可替代的作用，形成了A型、B1型結構潛山(圖2)。燕山早中期，受伊澤奈崎板塊俯沖作用的影響，渤海發生斷陷作用和強烈的巖漿活動，中生界基性-酸性火山巖均廣泛分布，并在早期潛山結構基礎之上新形成了B2型、C型潛山結構(圖2)。燕山晚期，華北弧后的擴張停止并產生擠壓，造成了渤海上白堊統的缺失以及早中燕山期地層的局部剝蝕，至此潛山結構基本定型，后期新生代潛山內幕多繼承燕山期形跡。

圖2 渤海海域潛山地層巖性分布圖Fig.2 Stratigraphic lithologic distribution of buried hill in Bohai sea area

2 油氣藏形成條件

渤海海域早期針對潛山油氣藏的勘探主要是借鑒陸地經驗，認為潛山成藏條件較差。首先，潛山巖性復雜，難以形成好的儲層，尤其是位于凹陷內的深埋潛山；其次，潛山內部自身不發育烴源巖，又為油型盆地，油氣不易充注；最后，斷層多期活動，特別是晚期新構造運動斷層活動強烈，對油氣富集具有負面作用[5-6，15-17]。進入21世紀，隨著勘探不斷深入，特別是“十三五”期間渤海海域多個大型變質巖潛山油氣田的鉆探發現，為深入分析該地區潛山油氣藏形成條件奠定了基礎。因此，基于目前所有已發現油氣藏和油氣地質數據，針對渤海潛山油氣藏形成的關鍵要素進行了系統研究。

2.1 儲層條件

渤海海域鉆井揭示的潛山厚度較大的井資料統計結果顯示，不發育儲層的井數占比達56%[18]，表明儲層是否發育對于該地區潛山油氣成藏非常重要。因此，在渤海海域尋找油氣富集的潛山，首先要弄清潛山儲層發育規律并尋找優質儲層。

1) 優勢巖性(相)是儲層發育的前提。

與渤海灣盆地巖石類型相似，鉆井揭示渤海潛山巖石類型多樣，包括碳酸鹽巖、碎屑巖、侵入巖、噴出巖、火山碎屑巖、深成巖、區域變質巖、混合巖、動力變質巖等9種類型。渤海潛山已鉆井資料統計表明，鉆遇儲層的井數占比中變質巖最高(為66.7%)，碳酸鹽巖次之(為53.6%)，火山巖最低(為43.0%)。另外，儲地比統計結果也具有類似的規律，即變質巖最高(為28.0%)，碳酸鹽巖次之(為11.4%)，火山巖最低(為9%)。因此，渤海潛山成儲的優勢巖性為變質巖，其次為碳酸鹽巖和火山巖，這也導致了目前渤海潛山油氣藏變質巖的儲量占比最大，約占全部儲量的64%。

進一步對比分析表明，上述3種巖性中也具有不同的優勢成儲巖性序列。對于儲層發育最好的變質巖，裂縫作為主要儲集空間及流體改造的通道，是變質巖潛山儲層發育的基礎[3，10，12]。大量巖心和薄片觀察表明(圖3a、b)，長英質礦物含量是影響該地區太古界變質巖成儲能力的重要因素之一。隨著不同巖性長英質礦物含量增高，巖石脆性增強，容易形成裂縫；而當長英質礦物含量降低，巖石塑性變強，反而不易形成裂縫。三軸應力實驗也證實，長英質礦物含量大于68%的巖石在應力作用下易形成網狀裂縫[12]。例如，渤中19-6氣田就發育變質花崗巖及混合花崗巖,在后期構造運動作用下形成了大量內幕裂縫[10]。對于碳酸鹽巖，在渤海海域主要發育局限臺地和開闊臺地相的晶粒灰巖和白云巖，由于白云巖和灰巖的巖石成分相似，成儲差異性不明顯[13]。而對于火山巖，目前鉆井結果顯示成儲潛力較差，但優勢巖性控儲與其他盆地比較類似[14,19]。因此，不同巖性、巖相決定了其儲集空間類型、組合和發育程度，最終控制儲集物性和儲層有效性。從該地區潛山儲層巖性統計結果來看，中酸性、中基性火山巖物性明顯好于基性火山巖，而近火山口的隱爆角礫巖亞相、中酸性噴溢相上部亞相、侵出相外帶亞相等火山巖相帶儲層物性較好，是形成局部儲層甜點的有利巖相(圖3c)。例如，石臼坨凸起上的秦皇島35中生界油田(圖1)，其儲層巖性就是中酸性英安巖，巖相為噴溢相上部亞相和隱爆角礫巖亞相。

圖3 渤海海域潛山變質巖和火山巖巖性與儲層之間關系Fig.3 Relationship between lithology and reservoir of metamorphic and volcanic rocks for buried hill in Bohai sea area

2) 多期次多元流體溶蝕和應力疊加是形成優質儲層的關鍵。

已有研究表明，風化淋濾作用是潛山優質儲層形成的重要條件[19-20]。渤海潛山經歷了多期構造運動，尤其是印支期、燕山期和喜山期構造運動將潛山抬升至地表，使其接受了長期的風化和大氣淡水淋濾作用改造，不僅對于易溶的碳酸鹽巖潛山儲層形成十分關鍵[13]，而且對于變質巖和火山巖的意義也同樣重大，能夠形成大量的溶蝕孔隙和裂縫，明顯改善了渤海潛山的巖石物性，有利于形成潛山風化殼型儲層(圖4)。從渤海潛山鉆探結果來看，風化殼型儲層分布具有以下規律：A型結構太古界變質巖潛山發育程度最好，其次為B1型結構古生界碳酸鹽巖潛山，再其次為B2型、C型結構的中生界火山巖潛山，最差的為B2型、B1型、C型結構被覆蓋的太古界變質巖和古生界碳酸鹽巖潛山。以渤海兩大太古界變質巖潛山油氣田為例，渤中19-6氣田屬于A型潛山，其風化殼厚度約300 m；渤中13-2油田屬于中生界覆蓋的B2型潛山，風化殼發育相對更薄，厚度約200 m。并且，渤中13-2油田溶蝕面孔率比渤中19-6氣田要小3%左右，溶蝕裂縫的發育程度也稍低(圖4)。

圖4 渤海海域A型和B2型結構變質巖潛山儲層孔隙和裂縫縱向分布特征Fig.4 Vertical distribution characteristics of pores and fractures in A and B2 type metamorphic buried hill reservoirs in Bohai sea area

由于渤海潛山大多數為中生界覆蓋(圖2)，故內幕潛山地層風化淋濾較弱。但基于區域應力、裂縫識別、勘探實踐等綜合分析，渤海海域在印支期近南北向擠壓、燕山期左旋走滑和喜山期的右旋走滑拉張應變疊加下發育近NE、NW、E-W向等3組斷裂和裂縫體系[10-11]，尤其是局部形成了印支期NW-EW-NEE向和燕山期NE-NEE-SN向兩組褶皺(圖5)，有利于形成潛山內幕裂縫型儲層。統計表明，無論是收縮構造還是拉張構造，它們均隨著距主斷裂距離增加，裂縫密度迅速降低，且收縮構造褶皺形變最大部位裂縫發育程度最高[8，10]。另外，這些早期形成的縫網系統也為后期熱液流體的改造提供了物質基礎，有利于進一步改善形成優質儲層。以渤中13-2油田為例(圖4)，盡管風化殼相對不發育，但是由于其與渤中19-6氣田一樣均經歷了多期次擠壓和拉張，尤其是二者形成的擠壓褶皺均較發育，因此鉆井揭示的內幕裂縫儲層厚度均較大，為500 m左右。流體包裹體和微區地球化學分析也證實[10]，除了大氣淡水淋濾作用改造外，這兩大油氣田還存在幔源CO2和烴類等深部熱液流體對孔隙和裂縫充填物進行的溶蝕改造，對潛山優質儲層形成具有明顯改善作用。

圖5 渤海海域多期次擠壓褶皺對裂縫發育的控制Fig.5 Control of fracture development by multistage compressional folds in Bohai sea area

2.2 供烴條件

大量勘探實踐證明，能否得到油氣源供給是形成潛山油氣藏的重要因素之一[21-24]。從渤海潛山勘探發現結果來看(圖1、圖6)，潛山油氣藏均位于富烴凹陷周緣，其中又以新生界沉積厚度最大、埋藏最深的渤中凹陷為多，與其晚期大量生排烴作用有利于油氣富集成藏有關；潛山油氣藏與成熟烴源巖之間的距離基本在6 km以內，特別是渤中19-6等大型潛山油氣藏主體均位于成熟烴源巖內部；油氣源對比結果顯示，大約90%潛山油氣主要來自埋藏較深、成熟度較高的沙河街組主力烴源巖，其次為東營組下段烴源巖。這些都說明“源控”的重要性，因此，根據潛山油氣藏與主要供油氣烴源巖的空間配置關系，可以將渤海潛山分為兩種：一種是位于大量生油氣烴源巖范圍內的源內潛山，另一種是超出大量生油氣烴源巖范圍一定距離外的源外潛山。

圖6 渤海海域潛山油氣藏與烴源巖和壓力關系Fig.6 Relationship between buried hill reservoir and source rock and pressure in Bohai sea area

通過潛山油氣藏輸導體系和運移模式分析，總結出渤海海域潛山主要發育“上源-不整合”供烴、“側源-斷層”供烴和“深源-斷層”供烴等3種模式，再根據直接供烴和間接供烴進一步細分，共有6種模式(圖7)。在“上源-不整合”供烴模式中，直接供烴是指源內潛山直接被烴源巖所覆蓋，油氣從上至下直接運移至圈閉成藏；間接供烴是指油氣主要通過潛山不整合的孔隙、裂縫，以及與其連接的其他輸導體系運移至未被烴源巖所覆蓋的源外潛山圈閉處成藏；該模式所涉及的潛山有A型太古界潛山、B型中生界潛山和古生界潛山以及C型中生界潛山。

圖7 渤海海域潛山供烴類型與模式Fig.7 Types and models of hydrocarbon supply in buried hill of Bohai sea area

渤海灣盆地陸上和渤海海域潛山鉆探結果均表明[6，21]，“側源-斷層”供烴模式是斷陷盆地潛山油氣藏形成的重要供烴方式，渤海各種結構類型的潛山均有機會通過該方式獲得油氣供給，并且潛山多位于源內。該模式直接供烴是指潛山圈閉與厚層烴源巖通過斷面直接接觸，供烴窗口高度和面積決定了油氣的縱向分布和富集程度；間接供烴是指潛山圈閉與供烴斷層橫向距離較遠，油氣供給和富集成藏的關鍵是不整合、斷層和內幕裂縫輸導油氣的效能。

另外，由于渤海海域東營組沉積地層厚度較大，導致沙河街組主力烴源巖與潛山圈閉縱向相距較遠，因此該地區普遍發育“深源-斷層”供烴模式，并且潛山在源內、源外均存在。其中，該模式直接供烴是指潛山圈閉緊鄰烴源巖，但需要依靠斷層縱向運移油氣，主要包括B型中生界潛山和古生界潛山以及C型中生界和古生界潛山；間接供烴是指潛山圈閉縱向和橫向距離烴源巖均較遠，雖然各種結構類型的潛山都有可能有該種供烴方式，但綜合分析認為該供烴模式不利于油氣富集成藏。

上述潛山供烴模式及其組合構成了渤海潛山油氣充注和富集成藏的橋梁，渤中19-6、渤中13-2等大中型潛山油氣藏就是主要通過不整合、斷層兩種方式聯合供烴形成了大型油氣田。當然，潛山油氣供給還與其他因素有關[21-24]，不整合結構及孔滲條件、斷層與地層傾向配置關系、斷層活動性等均對油氣運移有影響，只有各種要素的良好耦合才能形成潛山油氣的富集。

2.3 保存條件

渤海潛山發育多種巖性優質儲層，富烴凹陷具有良好油氣供烴條件，但最終能否形成富集潛山油氣藏還與保存條件有關[15,25]。這是因為早期針對高位凸起潛山勘探已證實蓋層的重要性[6]，并且晚期強烈的斷裂活動易導致潛山的油氣向淺層運移，尤其是對于輕質原油和天然氣的富集提出了更高的要求[15-17]。

研究表明，渤海海域盆地內各凹陷內古近系裂陷期湖相沉積發育，具有水體深、水動力條件弱的特點，是高質量區域蓋層形成的有利環境，所沉積的泥巖具有質純、分布穩定連續、面積廣、厚度大的特征，平均厚度為600 m，最大厚度超過5 000 m[18]。尤其是環渤中凹陷地區作為晚期渤海灣盆地的沉降中心，快速沉降導致泥巖易發生欠壓實而形成超壓，并且烴源巖大量生烴也有助于超壓發育，特別是晚期大量生成天然氣階段氣體體積發生膨脹，泥巖超壓更易快速形成[18]。較高的泥巖排替壓力是渤海潛山油氣藏高度較高、成藏規模較大的必要條件，當超壓泥巖的壓力系數在1.2～2.0時，其排替壓力值分布范圍為4.81～27.91 MPa，平均值高達10.24 MPa[18]。

渤海潛山油氣藏和泥巖蓋層關系統計分析表明(圖8)，古近系泥巖厚度和壓力系數對潛山油氣差異聚集具有明顯影響。可以看出，當泥巖蓋層厚度在100～700 m時，能夠有效形成潛山油藏的保存，而形成潛山氣藏的泥巖蓋層厚度至少要大于700 m。泥巖壓力在常壓下就能形成潛山油藏，但是對于潛山氣藏的有效保存，其壓力系數至少需要超過1.4；并且，統計顯示隨著泥巖蓋層厚度的增加和壓力系數的增大，潛山油氣藏高度和儲量規模均與之具有較好的正相關關系。進一步對潛山流體性質和泥巖蓋層厚度、壓力系數的關系統計分析顯示，隨著蓋層厚度、壓力增大，原油密度呈現逐漸輕質化的特征，這說明厚層超壓泥巖蓋層有利于輕質油氣的富集，是渤海海域潛山最終形成大型輕質油田和天然氣田的保障(渤中19-6、渤中13-2等大中型油氣藏均是發育于厚層超壓泥巖蓋層之下)。

圖8 渤海海域古近系泥巖蓋層與潛山油氣藏特征關系Fig.8 Relationship between Paleogene mudstone caprock and buried hill reservoir characteristics in Bohai sea area

3 油氣富集模式與勘探方向

基于上述渤海潛山油氣藏形成條件分析，針對目前潛山油氣勘探發現的典型油氣藏，特別是解剖重點位于低凸起和凹陷斜坡部位的中位潛山以及位于洼陷附近的低位潛山，建立了3種潛山油氣富集模式(圖9)，進而指出了該地區潛山下一步勘探的有利方向。

1) 低位“溶縫體-源內強供-高壓厚蓋”天然氣富集型

以渤中凹陷渤中19-6潛山氣田為典型代表，此種富集模式多見于低位暴露型潛山(圖9a)。在強烈的風化作用和構造作用下，風化淋濾孔隙、裂縫和內幕構造裂縫均較發育，孔隙度為0.2%～17.0%。由于源內主成藏期烴源巖的成熟度高，油氣可以通過“上源-不整合”直接供烴和“側源-斷層”直接供烴方式，并以大供烴窗口運移成藏。已鉆井結果和模擬壓力分析表明[8-9]，潛山上覆湖相泥巖最厚可達1 200 m，從東營組下段開始出現超壓，壓力系數最大可達2.0，有利于天然氣的保存和富集，也為油氣的充注提供了較強動力，地層測試中存在弱超壓也說明如此。

圖9 渤海海域潛山油氣富集模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation model of buried hill in Bohai sea area

2) 中、低位“縫網體-源內強供-中高壓厚蓋”油氣富集型

以渤中凹陷渤中13-2油田為典型代表，此種富集模式多見于中位斜坡、低位雙層結構覆蓋型潛山(圖9b)。由于潛山內幕地層經歷的風化作用較弱，風化殼型儲層不發育，但受到多期構造運動和斷裂活動的影響，因此形成了裂縫較發育的優質儲層，孔隙度為0.6%～8.3%。另外，源內主成藏期烴源巖的成熟度較高，油氣可以通過“側源-斷層”直接供烴方式，并以大供烴窗口運移成藏，最大充注窗高度約1 000 m。從已鉆井結果來看[7]，潛山上覆湖相泥巖厚度約700 m，沙河街組泥巖壓力系數在1.4左右，能夠較好地保存輕質原油和天然氣。

3) 中位“縫溶體-源外強供-中壓中厚蓋”原油富集型

以遼西低凸起錦州25潛山油田為典型代表，此種富集模式多形成于中位低凸起暴露型潛山(圖9c)。由于經歷了更長時間的風化和大氣淡水淋濾作用，因此溶蝕孔隙、裂縫較發育，孔隙度最高達23.3%。潛山位于源外，但距離供烴凹陷不遠，油氣可以通過“上源-不整合”間接供烴、“深源-斷層”間接供烴方式運移至圈閉成藏。從已鉆井結果來看[6]，上覆湖湘泥巖厚度約500 m，泥巖壓力系數在1.2左右，因此該模式主要有利于保存原油，而天然氣則相對難以保存。

基于上述潛山油氣富集模式，從渤海潛山勘探實際出發，進一步明確了該地區潛山未來勘探的有利方向。目前渤海的高位凸起潛山勘探程度已經非常高，中、低位潛山勘探程度還比較低，特別是在渤中、遼中、遼西等富烴凹內部和周緣還存在大量的暴露型古生界碳酸鹽巖、暴露型中生界火山巖以及覆蓋型太古界變質巖中、低位潛山圈閉(圖2)，儲層、供烴和保存匹配條件較好，有利于輕質原油和天然氣的保存，均是下一步潛山勘探的有利地區。

4 結論

1) 渤海海域潛山具有較好油氣藏形成條件，其中優勢巖性(相)是儲層發育的前提，多期次多元流體溶蝕和應力疊加是形成優質儲層的關鍵；富烴凹陷潛山油氣來源更充足，能否成藏取決于“源-儲”匹配關系，源內不整合與斷層以大供烴窗口直接供烴有利于形成大規模油氣藏；潛山油氣聚集規模和流體性質與優質蓋層有關，區域厚層超壓泥巖蓋層是形成大中型輕質油田和天然氣田的必要條件。

2) 渤海海域潛山油氣富集模式可總結為低位“溶縫體-源內強供-高壓厚蓋”天然氣富集型、中位“縫溶體-源外強供-中壓中厚蓋”原油富集型以及中、低位“縫網體-源內強供-中高壓厚蓋”油氣富集型等3種，渤中、遼中、遼西等富烴凹內部和周緣存在的大量暴露型古生界碳酸鹽巖、暴露型中生界火山巖以及覆蓋型太古界變質巖中、低位潛山圈閉均是下一步潛山勘探的有利地區。