渤海灣盆地北部上古生界油氣藏地質(zhì)特征及勘探潛力

劉海濤，甘華軍，李宏軍，趙長毅，楊潤澤，李志勝，馬 恒

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國地質(zhì)大學(武漢) 資源學院，湖北 武漢 430074；3.中國石油大港油田分公司，天津 300280)

渤海灣盆地隨著勘探程度的不斷提高，油氣勘探目標層系突破了新生界地層，而是繼續(xù)向中生界以及更古老地層進軍。近年來我國潛山領域油氣勘探取得了良好的效果，尤其在渤海灣盆地陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了諸多與上古生界煤系地層相關的潛山油氣資源，證明了該盆地古生界石炭—二疊系地層具有良好的油氣資源前景，開拓全新的增儲領域。渤海灣盆地形成了以上古生界煤系烴源巖為核心的古生界含油氣系統(tǒng)，烴源巖是油氣富集的物質(zhì)基礎，因此對渤海灣盆地古生界石炭—二疊系烴源巖特征及油氣資源潛力評價將為后期油氣勘探?jīng)Q策提供重要依據(jù)。近年來，針對渤海灣盆地石炭—二疊系煤系烴源巖資源量評價，前人已經(jīng)做了大量研究工作，但沒有深入分析烴源巖的生烴機理，獲取黃驊坳陷古生界烴源巖準確的生烴動力學參數(shù)，導致無法更準確的進行資源量評價。

黃驊坳陷在古生界潛山油氣勘探領域產(chǎn)生了重大突破，并發(fā)現(xiàn)了包括烏馬營、歧北、千米橋、北大港、王官屯、孔西等在內(nèi)的多個潛山油氣藏，這些油氣藏既有奧陶系儲層，也有古生界和中生界儲層，既有“新生古儲”型油氣藏，也有“古生古儲”型油氣藏，這種成藏樣式的多樣性為深入油氣充注及成藏規(guī)律的研究增加了難度，也為該區(qū)的油氣資源評價和勘探提出了新的挑戰(zhàn)。因此，筆者從烴源巖地化特征及生烴機理出發(fā)，開展烴源巖綜合評價和資源量的準確模擬和計算，從而為勘探?jīng)Q策提供重要的支持；在此基礎上結合典型的潛山油氣藏解剖，探尋油氣成藏規(guī)律，并通過進一步的油氣成藏物理模擬，去探尋和總結油氣成藏規(guī)律，為油氣的分布和預測提供更準確的實證，為研究區(qū)以及類似的深部油氣勘探提供參考和借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤海灣盆地作為中國東部最重要的含油氣盆地之一，油氣資源豐富。大港探區(qū)主體位于渤海灣盆地中心地帶，包括黃驊坳陷、滄縣隆起、埕寧隆起3個大地構造單元，勘探面積約1.8×10km，大港探區(qū)主要的含油氣構造單元位于黃驊坳陷內(nèi)(圖1)。黃驊坳陷區(qū)盆地演化經(jīng)歷了太古代—早元古代華北地臺基底形成和固結、中晚元古代—古生代(包括早中三疊世)為穩(wěn)定地臺發(fā)展、中生代褶皺或斷陷盆地和新生代裂陷盆地四大發(fā)展階段，構造活動活躍，故而形成了南北分區(qū)、東西分帶的構造格局，是渤海灣盆地重要的研究區(qū)域之一。黃驊坳陷的分布范圍限定在滄縣隆起與埕寧隆起之間(圖1)，西側與冀中坳陷以滄縣隆起為分隔，東側與濟陽坳陷以埕寧隆起為分隔。其中古生界受中奧陶世末期加里東運動抬升作用的影響，形成了長達137 Ma的沉積間斷，普遍缺失早石炭紀地層，于晚石炭紀再度接受沉積，從下到上發(fā)育本溪組、太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組、石千峰組，其中本溪組和太原組為海陸過渡相，山西組為三角洲相，石盒子組為河流相。而黃驊坳陷石炭—二疊系從海相到海陸過渡相再到陸相沉積的煤系地層和泥巖成為古生界主要烴源巖。

圖1 黃驊坳陷古生界構造圖及地層柱狀Fig.1 Paleozoic structural map and stratigraphic histogram of Huanghua Depression

2 石炭—二疊系煤系烴源巖地化特征與分布

2.1 煤系烴源巖地化特征

太原組烴源巖地化特征

太原組泥巖TOC質(zhì)量分數(shù)分布范圍較廣，為0.03%～63.60%,平均值為3.53%。太原組泥質(zhì)烴源巖熱解S+S的分布為0.03～127.58 mg/g，平均值為2.57 mg/g，大部分的樣品為中—好烴源巖，部分樣品為非烴源巖類型(圖2(a))。泥巖中有機質(zhì)類型以Ⅱ型為主，Ⅲ型次之，部分為Ⅱ型；多數(shù)樣品顯示為成熟階段，少數(shù)樣品為未成熟或過成熟階段(圖2(b))。

太原組煤系烴源巖TOC質(zhì)量分數(shù)分布在0.66%～93.89%,平均值為36.21%,太原組煤系烴源巖熱解S+S的分布在0.05～224.43 mg/g，平均值為72.38 mg/g。大量的數(shù)據(jù)點為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖，少部分井(東探1井和滄隆101)的數(shù)據(jù)點顯示為較好的烴源巖(圖2(c))。太原組煤系烴源巖中的有機質(zhì)類型主要為Ⅱ2型，其次為Ⅱ1型(徐13、澗海1)，此外港古16102的一個數(shù)據(jù)點為Ⅲ型。太原組煤系烴源巖的成熟度普遍低于1.3%，即大多數(shù)煤系烴源巖已處于成熟階段(圖2(d))。

山西組烴源巖地化特征

山西組泥質(zhì)烴源巖TOC質(zhì)量分數(shù)的分布在0.01%～40.88%,平均值為3.67%；山西組泥質(zhì)烴源巖熱解S+S的分布在0.001 7～61.590 0 mg/g，平均值為5.88 mg/g(圖3(a))，大部分樣品的落點于中—好烴源巖，還有部分樣品為非烴源巖類型。山西組泥質(zhì)烴源巖中的有機質(zhì)類型也主要為Ⅲ型和Ⅱ2型，且Ⅲ型區(qū)域數(shù)據(jù)點多于Ⅱ2型；少部分井(如港深6的全部數(shù)據(jù)點，莊63的部分數(shù)據(jù)點)為Ⅱ1型，僅關古1井的一個數(shù)據(jù)點到達了最好的生烴巖的有機質(zhì)類型，為Ⅰ型。山西組泥質(zhì)烴源巖烴源巖的成熟度整體上也是小于1.3%，大部分數(shù)據(jù)點落在成熟區(qū)，也有部分井的數(shù)據(jù)點(港古16102、莊63、太10等)的烴源巖成熟度要低于0.5%，該范圍屬于未成熟—低成熟階段；也有部分井的數(shù)據(jù)點(如海古1，滄參1和港古16 102)高于1.3%，該范圍屬于過成熟階段(圖3(b))。

圖2 黃驊坳陷太原組烴源巖質(zhì)量與有機質(zhì)類型Fig.2 Source rock quality and organic matter types of the Taiyuan Formation in Huanghua depression

山西組煤系烴源巖TOC含量的分布在1.22%～80%，平均值為35.21%，山西組煤系烴源巖熱解S+S的分布在0.46～207.4 mg/g，平均值為70.08 mg/g。山西煤系烴源巖質(zhì)量為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖，只有少部分數(shù)據(jù)點(港古2-1和歧古101)顯示為較好烴源巖(圖3(c))。山西組煤系烴源巖中的主要有機質(zhì)類型為Ⅱ2型，有少部分數(shù)據(jù)點(港深6、太10等)的有機質(zhì)類型為Ⅱ1型，此外還有部分數(shù)據(jù)點(塘深1和孔古7)的有機質(zhì)類型為Ⅲ型。山西組煤系烴源巖的成熟度大部分處于0.5%～1.3%這一成熟階段內(nèi)，只有滄參1的煤系烴源巖成熟度表現(xiàn)為過成熟以及埕海24、太10和徐14的煤系烴源巖成熟度表現(xiàn)為未成熟(圖3(d))。

2.2 石炭—二疊系烴源巖分布特征

研究區(qū)上古生界烴源巖以煤及泥巖為主，在全區(qū)內(nèi)均有分布(圖4)。太原組下段煤層厚度為0～10 m，孔店、北大港及埕海地區(qū)煤層較厚，厚度為6～10 m；太原組下段泥巖厚度為0～60 m，歧口、徐黑地區(qū)泥巖厚度較大，為30～60 m。太原組上段煤層厚度為0～14 m，烏馬營及孔店地區(qū)煤層較厚，最大厚度約為14 m；太原組上段泥巖厚度為0～35 m，烏馬營、孔店及埕海地區(qū)泥巖厚度較大，為15～35 m。山西組煤層厚度為0～11 m，北大港及埕海地區(qū)為厚值區(qū)，煤層厚度可達6～10 m；山西組泥巖厚度總體為0～80 m，烏馬營—王官屯地區(qū)為泥巖分布厚值區(qū)，最大厚度可達70 m。

圖3 黃驊坳陷山西組烴源巖質(zhì)量與有機質(zhì)類型Fig.3 Source rock quality and organic matter type of the Shanxi Formation in Huanghua depression

結合大港探區(qū)上古生界烴源巖有機地化特征分析，研究區(qū)歧口凹陷、王官屯—烏馬營潛山及其周邊地帶、孔店、鹽山、北塘、徐黑及北大港地區(qū)烴源巖厚度較大，且具有較大生烴潛力，為優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)。

3 上古生界煤系烴源巖生烴演化與資源潛力

3.1 上古生界烴源巖生烴動力學參數(shù)

本研究選取的太原組和山西組具有代表性的煤和泥巖樣品進行生烴動力學高溫高壓熱模擬實驗，擬獲取探區(qū)內(nèi)煤及泥巖的生烴動力學參數(shù)，從而為更為準確評價探區(qū)內(nèi)古生界烴源巖生烴潛力及資源量提供關鍵參數(shù)。在實驗過程中，生氣與生油的生烴動力學實驗將分開進行，烴源巖的生氣和生油的生烴動力學實驗方法參照TANG等和劉金鐘等。本研究選取該樣品分別代表了太原組上下段的煤和泥巖以及山西組煤和泥巖樣品共5個樣品進行生烴動力學熱模擬，分別對熱解烴C,C,C,C及C生成或裂解動力學參數(shù)進行了模擬計算，計算其生烴動力學參數(shù)(表1)。

(1)2個泥巖樣品均體現(xiàn)出平均活化能CC。

(2)太原組上段和山西組煤生油的平均活化能C>C，而太原組下段煤生油的平均活化能C

(3)泥巖干酪根和煤生成氣態(tài)烴和液態(tài)烴中輕烴和重烴的活化能太原組明顯都低于山西組，說明在相同的地質(zhì)背景下，太原組的泥巖干酪根和煤更早進入生烴門限。

(4)通過實際樣品模擬得到的生氣和生油的生烴動力學參數(shù)，在通過化學動力學計算資源量的能夠得到更為準確的結果。這套動力學參數(shù)可應用于地質(zhì)條件下的生烴模擬。

圖4 黃驊坳陷上古生界太原組—山西組烴源巖殘留厚度Fig.4 Residual thickness of source rocks from the upper Paleozoic Taiyuan Formation to Shanxi Formation in Huanghua depression

表1 黃驊坳陷石炭—二疊系烴源巖生烴動力學實驗熱模擬及參數(shù)計算

3.2 上古生界煤系烴源巖熱演化

黃驊坳陷乃至渤海灣盆地的印支期—燕山期構造類型具有多樣性和復雜性，因此盆地埋藏史和熱史的準確恢復難度很大。本研究在結合殘余地層厚度以及大港油田恢復厚度數(shù)據(jù)的基礎上，通過實測的鏡質(zhì)體反射率對該區(qū)的熱史進行了恢復，從而再現(xiàn)了古生界烴源巖的熱史及其演化過程。研究區(qū)太原組烴源巖在65 Ma時，在0.5%～1.6%，其中鹽山1井附近達到1.4%，研究區(qū)西南角的滄參1井的為最大值，達到1.6%，此時太原組烴源巖西南部均進入了生油高峰，局部進入了生氣階段(>1.3%)(圖5(a))。到現(xiàn)今(0 Ma)，研究區(qū)的在0.50%～3.73%，很明顯存在幾個值分布較高的區(qū)域，分別在烏馬營地區(qū)，鹽山1井以及岐古1和海古1井附近(圖5)。

3.3 上古生界煤系烴源巖資源潛力評價

結合熱史模擬結果，本研究進一步對凹陷的生烴量進行計算，其結果顯示中生界末期(K末)，烴源巖才剛剛進入生油高峰期，未進入生氣階段。生油面積為11 238.38 km，生油強度最大為3 300 kt/km(圖6)，平均值為707.05 kt/km；生油量為20.63億t。生油強度中心位于埕海潛山群以及烏馬營—王官屯潛山群地區(qū)。

Q末(現(xiàn)今)，石炭—二疊系烴源巖均進入大量生氣階段。生氣面積為11 238.38 km，生氣強度最大為200×10m/km(圖7)，平均值為53.05×10m/km；生氣量為56.17萬億m。生氣強度中心位于孔店周緣潛山群以及烏馬營—王官屯潛山群地區(qū)。

最終獲取了大港探區(qū)不同層段的生烴量計算結果：太原組下段為主力生烴層，生氣量為28.74萬億m，占總生氣量51.17%；生油量為13.97億t，占總生油量的67.72%。其次是太原組上段生氣量為14.34萬億m，占總生氣量25.53%；生油量為4.05億t，占總生油量的19.63%。山西組生烴能力較小，生氣量為13.09萬億m，占總生氣量23.3%；生油量為2.61萬億t，占總生油量的12.65%。整個石炭—二疊系烴源巖總的生氣量為56.17萬億m，其中煤生烴一次生油量達20.63億t，一次生氣量4.14萬億m；二次生氣量高達52.02萬億m。

圖5 黃驊坳陷石炭系太原組烴源巖成熟度及其演化平面Fig.5 Maturity distribution and its evolution of Carboniferous Taiyuan Formation source rocks inthe Huanghua depression

圖6 黃驊坳陷石炭—二疊系烴源巖K末生油強度Fig.6 Oil generation intensity of Carboniferous Permian source rocks in the Huanghua depression

圖7 黃驊坳陷石炭—二疊系烴源巖Q末(即現(xiàn)今)生氣強度Fig.7 Gas generation intensity map of Carboniferous Permian source rocks at the end ofQuaternary(0 Ma) in the Huanghua depession

4 上古生界油氣成藏特征及富集規(guī)律

4.1 油氣源對比

通過對古潛山油氣藏中的原油進行色譜-質(zhì)譜分析，獲取原油的生標標志物等關鍵參數(shù)并進行油源對比。本研究中新獲取的3個原油樣品包括歧古8，官古1601以及烏馬營的營古13口井的二疊系原油在地球化學特征上差異較大，潛山油藏的油源具有多源以及復雜性。結合前人研究成果，對比營古1、王官屯的官古1601和岐古8的原油地化特征分析結果，認為以營古1井為代表的烏馬營地區(qū)的原油可能來源于古近系沙河街組的源巖，屬于新生古儲型潛山油藏(圖8(a))；以官古1601井為代表的王官屯地區(qū)的原油來源于孔二段的源巖，也屬于新生古儲型油藏(圖8(b))，而以岐古8井為代表的岐口地區(qū)的原油來源于煤系地層，可能為古生界源巖，屬于古生古儲型油氣藏(圖8(c))。

本次研究分別獲取不同潛山帶具有代表性井位的天然氣進行組分及碳氫同位素組成分析，并根據(jù)判別分析圖來判別天然氣成因和來源(圖9)。研究發(fā)現(xiàn)以板深6、板深7井等井為代表的千米橋潛山古生界奧陶系古潛山氣藏中的天然氣以高成熟煤成氣以及凝析油伴生氣為主，為熱解成因氣，可能來源于石炭—二疊系的煤系烴源巖；以王古1、官15-18井為代表的王官屯地區(qū)古—中生界古潛山氣藏中的天然氣分布于高成熟凝析氣和過成熟裂解氣區(qū)，為熱解成因氣，可能以煤型氣為主，可能來源于石炭—二疊系的煤系烴源巖；以海古1和海古101井為代表的埕海地區(qū)古生界奧陶系潛山氣藏中的天然氣以過成熟裂解氣為主，為熱解成因氣，可能以油型氣或干酪根裂解氣為主，氣源主要還是以煤成氣為主，既可能為石炭—二疊系煤層，還有可能來源于泥巖熱解后的油型氣；以烏探1井和營古1井為代表的烏馬營地區(qū)古—中生界古潛山氣藏中的天然氣分布于高成熟凝析氣和成熟油氣區(qū)，為熱解成因氣，可能以煤型氣為主，可能來源于石炭—二疊系的煤系烴源巖；以港古1501、港古1505、港古1507等井為代表性的港古地區(qū)古—中生界古潛山氣藏中的天然氣分布于高成熟凝析氣和成熟油氣區(qū)，為熱解成因的煤型氣和油型氣及其混合氣，氣源復雜(可能為石炭—二疊系的煤系烴源巖+泥巖)。

4.2 古潛山油氣藏類型及模式

在構造地層演化研究的基礎上，充分結合油氣源對比，并利用流體包裹體等資料，對黃驊坳陷典型油氣藏解剖，綜合建立了4種成藏模式：繼承型油氣成藏、反轉(zhuǎn)型調(diào)整成藏、斜坡殘留古油氣藏調(diào)整、今構造復式油氣藏(圖10)。

繼承性油氣成藏模式可以概括為“2期成藏，早期油氣破壞和調(diào)整，晚期油氣繼承性成藏，斷層和巖性砂中轉(zhuǎn)站疏導”，以烏馬營潛山為代表，這種繼承型古構造油氣藏，斷層不同部位對成藏效率具有顯著控制作用。油氣分兩幕充注，早期為早白堊世，晚期為古近紀至今。它的成藏過程呈現(xiàn)白堊紀末期油氣往逆沖構造高點調(diào)整，晚期繼承性成藏的特點。通過氣源對比可以發(fā)現(xiàn)，這類古潛山氣藏中的天然氣分布于高成熟凝析氣和成熟油氣區(qū)，為熱解成因氣，以煤型氣為主，來源于石炭—二疊系的煤系烴源巖(圖10)。

反轉(zhuǎn)型調(diào)整成藏模式可以概括為“兩期成藏，早期構造反轉(zhuǎn)和油氣藏調(diào)整，晚期雙源分注，高點注入，斷層和構造不整合疏導，構造和地層復試油氣藏”，以王官屯潛山為代表，這種反轉(zhuǎn)型油氣藏，低角度逆沖斷層疏導效率更高，巖性砂體可作為油氣運移中轉(zhuǎn)站。油氣成藏可分為兩期，早期為早白堊世的煤系源巖進行供烴，晚期從古近紀開始分兩幕進行油氣充注。它的成藏過程具有早期聚集于古高點(今低點)，晚期構造反轉(zhuǎn)，今高點聚集的特點。經(jīng)油源對比可以發(fā)現(xiàn)，這類古潛山氣藏中的天然氣分布于高成熟凝析氣和過成熟裂解氣區(qū)，為熱解成因氣，以煤型氣為主，來源于石炭—二疊系的煤系烴源巖；油來源于孔二段，為“新生古儲”油氣(圖10) 。

斜坡殘留古油氣藏調(diào)整成藏模式可以概括為“兩期成藏，早期斜坡油氣藏殘留，晚期調(diào)整，側向運聚，高點成藏”，以孔店凸起為代表，儲層厚度及滲透率、復合輸導對成藏效率具有顯著控制作用。這類成藏模式分兩期成藏，第1期為中三疊世低熟油氣充注；晚三疊世油藏遭受大幅抬升和破壞，早期油瀝青化；新近紀末期至今為第2期充注，來自C—P的高熟油氣以及來自沙三段烴源巖的大規(guī)模石油充注。它的成藏過程具有晚期斷裂調(diào)整成藏，今構造復式油氣藏的特點。經(jīng)油源對比可以發(fā)現(xiàn)，這類古-古潛山氣藏中的天然氣分布于高成熟凝析氣和成熟油氣區(qū)，為熱解成因的煤型氣和油型氣及其混合氣，氣源復雜(圖10)。

復式油氣藏成藏模式可以概括為“兩期成藏，早期油氣藏殘留，晚期雙源分注和調(diào)整成藏，垂向和側向運移，高點聚集”，以歧北潛山為代表，單源分注，晚期斷裂調(diào)整成藏，多層系富集。

圖9 黃驊坳陷潛山油氣藏中天然氣成因及氣源判識Fig.9 Origin of natural gas and its source identification in buried hill reservoirs in Huanghua Depression

這種成藏模式分2期成藏，早期充注規(guī)模小，僅在二疊系成藏；晚期充注規(guī)模大，向上進入二疊系，向下進入奧陶系，歧北潛山晚期斷裂作用調(diào)整油氣分布，現(xiàn)今為復式油氣聚集，既有不整合面之下的地層油氣藏，也有潛山內(nèi)幕構造油氣藏。經(jīng)油源對比發(fā)現(xiàn)，這類古潛山天然氣藏為煤型氣，來源于石炭—二疊系；油來源于煤系烴源巖，為“古生古儲”煤成油氣(圖10)。

4.3 古生界油氣成藏物理模擬

為了清楚了解油氣成藏過程中斷層的影響情況，為此針對實際地質(zhì)特征，設計了“斷層垂向分段部位對油氣成藏效率的模擬”、“不整合輸導、不同滲透性和地層厚度條件下的油氣充注效率模擬”、“斷層與不整合輸導對油氣成藏效率模擬”、“不同斷層傾角下巖性砂體和碳酸鹽巖儲集體油氣運移積聚機理”4組油氣成藏物理模擬實驗(圖11)。

第1組“斷層垂向分段部位對油氣成藏效率的模擬”實驗結果表明，受到分段生長對斷層垂向彎曲帶下、中、上部滲透性的影響，在油源相對不足的情況下，斷層垂向彎曲段下部控制的儲層成藏效率最高，中、上部儲層成藏效率極低(基本不成藏)；若油源充足，彎曲段下部仍保持最高的成藏效率，中、下部儲層可部分成藏(圖11(a))。

第2組實驗結果表明，不整合輸導模型中，3套儲層的厚度和滲透性差異對油氣充注速率和成藏效率具有顯著影響：首先，不整合的高滲透性特征為油氣提供了優(yōu)越的輸導條件；其次，相同儲層滲透性下，厚度越大的儲層成藏效率越高，充滿程度越大；再次，相同儲層厚度條件下，滲透性越好的儲層成藏效率越高；最后，滲透性越高、厚度越大的儲層對儲層成藏效率貢獻越大(圖11(c))。

第3組實驗結果表明，斷層和不整合復合輸導模型中，相同的儲層滲透性和厚度條件下，單獨由斷層輸導和由斷層-不整合復合輸導的儲層成藏效率相比，前者遠低于后者，即不整合輸導對不整合下伏直接接觸的儲層成藏效率具有顯著的貢獻作用(圖11(c))。

第4組驗結果表明，斷層傾角差異對碳酸鹽巖儲集體石油運移和聚集具有重要的影響。斷層傾角越小，越有利于油氣向下伏的碳酸鹽巖儲集體充注。斷層傾角差異對巖性砂體石油運移和聚集影響不明顯。

圖10 黃驊坳陷古生界油氣運移與成藏模式Fig.10 Hydrocarbon migration and accumulation model of Paleozoicburial hill reservoirs in Huanghua Depression

圖11 黃驊坳陷古生界油氣輸導與差異富集物理模擬Fig.11 Physical simulation of Paleozoic hydrocarbon migration and differential accumulation inthe Huanghua Depression

靠近烴源巖的巖性砂體，容易聚集成藏，遠離烴源巖的巖性砂體，只有較大的充注壓力下，才能運聚成藏。當斷層物性與碳酸鹽巖儲集體、巖性砂體物性相差較大時，不利于石油向巖性砂體充注，物性相差較小時，更有利于注入油經(jīng)斷層進入巖性砂體。斷層傾角越小，越有利于碳酸鹽巖儲集體油氣充注和成藏。充注壓力越大，碳酸鹽巖儲集體油氣充注速率越快，聚集的油氣越多，并聚集在碳酸鹽巖儲集體的背斜部位(圖11(b))。

針對上述實驗結果，建立了坪坡式斷層輸導油氣物理模型、復合疏導物理模型和不整合輸導物理模型(圖11)，3種物理模型的油氣成藏各不相同，坡坪式斷層彎曲段下部利于油氣成藏，彎曲段中部和上部輸導油氣性能較差；儲層厚度與滲透率對成藏效率具有顯著控制作用；復合輸導有利于規(guī)模成藏，不整合面附近優(yōu)勢厚層儲集體甚至負向潛山為優(yōu)勢聚集區(qū)(圖11)。

5 結 論

(1)黃驊坳陷石炭—二疊系煤系烴源巖為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖，處于成熟階段，既生氣也生油，有機質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，Ⅲ型次之；優(yōu)質(zhì)烴源巖分布范圍廣。

(2)生烴動力學熱模擬及資源量盆地模擬計算結果顯示，太原組煤系烴源巖更早進入生油門限和生氣門限，大港探區(qū)石炭—二疊系總生氣量為56.17萬億m，生油總量20.63億t，具有巨大的油氣資源潛力。

(3)黃驊坳陷不同潛山帶油氣藏的油氣源具有多源以及復雜性，結合構造地質(zhì)背景建立了4種成藏模式：繼承型油氣成藏、反轉(zhuǎn)型調(diào)整成藏、斜坡殘留古油氣藏調(diào)整、今構造復式油氣藏。

(4)通過對典型油氣藏成藏物理模擬實驗，建立了坪坡式斷層輸導油氣物理模型、復合疏導物理模型和不整合輸導物理模型，探討了油氣運移和差異聚集的多種控制因素。