黃驊坳陷孔西斜坡區(qū)奧陶系原生油氣藏成藏過程及模式

摘要：

黃驊坳陷孔西斜坡區(qū)經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，上古生界煤系烴源巖多次生排烴，奧陶系儲(chǔ)層發(fā)生兩期油氣充注。該斜坡區(qū)具有較大的油氣資源潛力。針對(duì)該地區(qū)成藏過程與成藏模式認(rèn)識(shí)不清的問題，通過三維地震解釋、測錄井資料分析、巖心觀察、薄片鑒定、流體包裹體測溫、氣相色譜分析等方法，結(jié)合埋藏史-生烴史模擬，以孔西斜坡區(qū)構(gòu)造演化過程為基礎(chǔ)，開展了下古生界奧陶系碳酸鹽巖油氣藏儲(chǔ)層特征、成藏過程及模式的綜合研究。結(jié)果表明：儲(chǔ)集空間分為孔隙型和裂縫型兩類，其中多期次半充填裂縫是最主要的儲(chǔ)集空間類型。加里東運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致華北地區(qū)大規(guī)模抬升，奧陶系長期差異性剝蝕形成巖溶儲(chǔ)層，早、中三疊世三疊世孔西斜坡區(qū)廣覆式生烴，油氣向下進(jìn)入奧陶系的巖溶儲(chǔ)層，

古油藏

形成；早中侏羅世晚期孔西斜坡區(qū)在構(gòu)造應(yīng)力作用下形成西高東低的逆沖帶，古油氣藏向構(gòu)造高部位調(diào)整，原油被水洗、氧化等破壞；古近紀(jì)早期孔西地區(qū)普遍接受沉積，至始新世地勢發(fā)生反轉(zhuǎn)，逆沖帶深埋，深洼區(qū)煤系烴源巖二次生烴，油氣通過逆斷層及裂縫進(jìn)入奧陶系儲(chǔ)層；逆沖帶奧陶系油氣藏頂部和側(cè)部地層以泥巖為主，具有良好的封堵條件，使油氣聚集成藏，蓋層及側(cè)向封堵層不利的斜坡區(qū)高部位和凸起區(qū)，油氣難以保存，形成了低部位產(chǎn)油產(chǎn)氣、高部位產(chǎn)水的局面。

關(guān)鍵詞：黃驊坳陷；奧陶系；碳酸鹽巖；儲(chǔ)集空間；成藏過程；成藏模式

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220076

中圖分類號(hào)：P618.13

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

收稿日期：2022-03-23

作者簡介：韓學(xué)雨（1998—），女，碩士研究生，主要從事油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)方面的研究，E-mail：2031561618@qq.com

通信作者：遠(yuǎn)光輝（1986—），男，教授，博士，主要從事油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)方面的研究，E-mail：yuan.guanghui@upc.edu.cn

基金項(xiàng)目：國家科技重大專項(xiàng)（2016ZX05006-007）；國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（41821002）

Supported by the Major National Science and Technology Projects （2016ZX05006-007） and the National Natural Science Foundation of China （41821002）

Accumulation Process and Model of the Primary Ordovician Oil and Gas Reservoirs in Kongxi Slope Area， Huanghua Depression

Han Xueyu1， Li Yuhai2， Lou Da3， Wang Wenqing2， Wang Zhukun1，

Sun Peipei1， Zheng Zhi1， Yuan Guanghui1

1. School of Geosciences， China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580，Shandong， China

2. Dagang Branch，Research Institute of Petrochina Oriental Geophysical Company， Tianjin 300280， China

3. PetroChina Dagang Oilfield Company， Tianjin 300450， China

Abstract：

The Kongxi slope area in the Huanghua depression has experienced multi-stage tectonic movements， the Upper Paleozoic coal measure source rocks have generated and discharged hydrocarbons several times， and the Ordovician reservoir has been charged with oil and gas for two stages， which has great potential of oil and gas resources. Aiming at the problem of unclear understanding of accumulation process and model in this area through three-dimensional seismic interpretation， logging data analysis， core observation， thin section identification， fluid inclusion thermometry， gas chromatography analysis and other methods， combined with the burial history-hydrocarbon generation history simulation， based on the tectonic evolution process in Kongxi slope area， the reservoir characteristics， accumulation process and model of the Ordovician carbonate reservoir in Lower Paleozoic are studied comprehensively. The results show that： The reservoir space is divided into porosity type and fracture type， of which multi-stage semi-filled fractures are the main type of reservoir space. The Caledonian movement led to the large-scale uplift of North China， and the Ordovician karst reservoirs were formed by long-term differential denudation. Hydrocarbon generation was widespread in Kongxi slope area in the Early-Middle Triassic， and the oil and gas entered the Ordovician karst reservoirs downward， and the ancient oil and gas reservoirs were formed. The thrusting belt with high west and low east was formed under the action of tectonic stress in the Late Early-Middle Jurassic. The ancient oil reservoirs were adjusted to the higher part of structure， and the crude oil was destroyed by water washing and oxidation， etc. In the Early Paleogene， Kongxi area generally received sediment， and the terrain reversed in the Eocene. The thrust belt was deeply buried， and the coal measure source rock in the deep depression area generated secondary hydrocarbon， and oil and gas entered the Ordovician reservoirs through thrust faults and fractures. The top and side strata of the Ordovician reservoir in the thrust belt are mainly mudstone， which has good sealing conditions for oil and gas to gather into the reservoir. In the high part and raised areas of the slope area where the cap layer and the lateral sealing layer are unfavorable， oil and gas are difficult to be preserved， resulting in oil and gas gathering in the lower part and water gathering in the higher part.

Key words：

Huanghua depression; Ordovician; carbonate rock; reservoir space; accumulation process; accumulation model

0 引言

碳酸鹽巖潛山油氣藏是重要的油氣藏類型，也是我國油氣勘探的重要領(lǐng)域［1］。黃驊坳陷大港探區(qū)孔西潛山有多口探井鉆遇奧陶系碳酸鹽巖，獲得了油氣重要發(fā)現(xiàn)［2］。前人對(duì)奧陶系孔古3井和孔古7井原油成藏期和油氣來源進(jìn)行了研究［3-4］，認(rèn)為奧陶系烴源巖具有重要貢獻(xiàn)，但在進(jìn)行地球化學(xué)指標(biāo)對(duì)比時(shí)，選用的奧陶系潛在烴源巖中仍殘留有較多的原油，這些殘留在巖心中的原油與采出的原油本就具有可能相同的來源，從而干擾了油源對(duì)比結(jié)果的分析。奧陶系潛在烴源巖的有機(jī)碳（TOC）含量低，生烴能力相對(duì)有限，而孔西斜坡區(qū)奧陶系之上上覆石炭系—二疊系煤系烴源巖厚度大、有機(jī)碳含量高，經(jīng)歷了多期生烴過程，潛在的生烴潛力未受到足夠重視。

近年來在黃驊坳陷多個(gè)潛山（如歧北潛山、烏馬營潛山）發(fā)現(xiàn)石炭系—二疊系煤系烴源巖為主要油氣來源的古生-古儲(chǔ)型油氣藏，表明該套煤系烴源巖具有很大的生烴潛力［2，5］。由于黃驊坳陷孔西斜坡區(qū)不同部位構(gòu)造演化存在差異，因此煤系烴源巖生烴過程不同，進(jìn)而導(dǎo)致不同部位成藏條件的差異性，油氣成藏過程的復(fù)雜性阻礙了原生油氣藏的精細(xì)勘探。近幾年孔西地區(qū)部署了新的探井，獲得了更多地質(zhì)資料，通過與黃驊坳陷南部石炭系—二疊系煤系源巖的油樣對(duì)比，明確了孔古3井和孔古7井原油與石炭系—二疊系煤系烴源巖存在的成因聯(lián)系。立足于勘探實(shí)踐，結(jié)合構(gòu)造演化史、生烴史、油氣充注史，對(duì)孔西斜坡區(qū)奧陶系油藏的成藏過程進(jìn)行了研究，建立了多期構(gòu)造升降、多期油氣充注背景下的成藏模式，以期指導(dǎo)研究區(qū)奧陶系的下步勘探，同時(shí)對(duì)黃驊坳陷其他碳酸鹽巖潛山油氣藏的研究提供借鑒。

1 地質(zhì)背景

黃驊坳陷位于渤海灣盆地中部，是一個(gè)新生代時(shí)期發(fā)育起來的富油氣坳陷。整體呈北東—南西走向，東、西兩側(cè)分別以埕西斷裂和滄東斷裂為界，與埕寧隆起和滄縣隆起相接［6］。黃驊坳陷經(jīng)歷了地臺(tái)結(jié)晶基底的形成、穩(wěn)定地臺(tái)蓋層的發(fā)育、地臺(tái)的解體和陸相盆地蓋層的發(fā)育4個(gè)構(gòu)造演化階段，發(fā)育有太行基底、燕遼基底和魯西基底3種不同類型的結(jié)晶基底［7］。

孔西斜坡區(qū)位于黃驊坳陷中部、孔店凸起西斜坡，深埋于滄東凹陷之下，為一呈北東方向展布并被數(shù)條逆沖斷層所夾持的狹長線狀斷塊山。該斜坡區(qū)由寒武奧陶系和石炭系—二疊系構(gòu)成，南北長16 km，東西寬1～3 km，南陡北緩，呈楔狀產(chǎn)出，總面積24 km2［8-9］（圖1）。

孔西斜坡區(qū)的構(gòu)造演化過程分為3個(gè)階段［11］：古生代華北地臺(tái)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)較為平穩(wěn)，中奧陶系沉積之后，加里東運(yùn)動(dòng)使得華北地區(qū)地殼大規(guī)模緩慢抬

升，奧陶系長期露出地表遭受不同程度的淋濾、風(fēng)化和剝蝕［12］；中侏羅世晚期為燕山運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈造山期，在近東西向應(yīng)力作用下，黃驊坳陷形成了多條北東向逆沖斷層［13-15］，在孔西斜坡區(qū)表現(xiàn)為由數(shù)條逆斷層組成的逆沖帶，逆沖帶為應(yīng)力集中區(qū)域，地層抬升剝蝕量可超過1 000 m，遠(yuǎn)離逆沖帶的現(xiàn)今斜坡區(qū)和凸起區(qū)，剝蝕厚度減小，且由高角度不整合過渡為近平行不整合；新生代喜山運(yùn)動(dòng)期，孔西斜坡區(qū)西高東低的地勢發(fā)生反轉(zhuǎn)，逆沖帶深埋于古近系深洼陷中，斜坡區(qū)自西向東逐漸抬起，該過程一直持續(xù)到沙一段沉積期（圖2）。

古生界沉積之后，多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)生多次抬升剝蝕，導(dǎo)致古生界發(fā)育不全，其殘余地層包括下古生界的寒武系、奧陶系和上古生界的石炭系—二疊系。其中寒武系和奧陶系以海相碳酸鹽巖沉積為主，上覆石炭系是海陸過渡相沉積，以煤層、暗色泥巖為主，兩套地層呈角度不整合接觸［11］。研究目的層下奧陶統(tǒng)厚度為400～900 m，自下而上發(fā)育冶里組、

亮甲山組、下馬溝組、上馬溝組與峰峰組。其中：冶里組以灰色石灰?guī)r為主，下部為石灰?guī)r夾泥質(zhì)灰?guī)r；亮甲山組上部為白云巖，下部為石灰?guī)r夾泥質(zhì)灰?guī)r；下馬溝組上部為灰褐色石灰?guī)r，中部為白云巖，底部為白云巖夾泥灰?guī)r；上馬溝組上部為灰褐色石灰?guī)r夾泥質(zhì)灰?guī)r，底部為白云巖夾泥灰?guī)r；峰峰組為灰色石灰?guī)r和泥灰?guī)r，含石膏層［16-18］。奧陶系之上部分區(qū)域覆蓋了石炭系—二疊系煤系地層，石炭系—二疊系山西組和太原組煤系地層是該區(qū)優(yōu)質(zhì)的烴源巖層和區(qū)域性蓋層，太原組整體好于山西組。其中煤巖在全區(qū)廣泛分布，是主力的烴源巖［6］。

2 現(xiàn)今油藏特征

2.1 儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間

孔西斜坡區(qū)奧陶系儲(chǔ)層經(jīng)歷了復(fù)雜的構(gòu)造演化過程，儲(chǔ)集空間類型多樣。通過對(duì)巖心和鑄體薄片進(jìn)行的系統(tǒng)觀察，儲(chǔ)集空間分為孔隙型和裂縫型兩大類（圖3）。孔隙型儲(chǔ)集空間又分為原生孔隙和次生溶孔。原生孔隙現(xiàn)今基本不可見，推斷顆粒間原生孔隙被方解石膠結(jié)物致密膠結(jié)。

半充填裂縫是孔西斜坡區(qū)奧陶系儲(chǔ)層最主要的儲(chǔ)集空間類型，巖心觀察可見大量宏觀裂縫（圖3a）。根據(jù)裂縫產(chǎn)狀和切割關(guān)系等判斷，研究區(qū)內(nèi)裂

縫是多期次形成的（圖3b），按成因又可分為構(gòu)造裂

縫和溶蝕擴(kuò)大裂縫。現(xiàn)存裂縫多被瀝青、亮晶方解石等充填或半充填（圖3c—e），多期次半充填裂縫是油氣運(yùn)移和保存的主要空間。

研究區(qū)次生溶孔廣泛發(fā)育于泥晶白云巖和裂縫充填物中，在鑄體薄片中呈現(xiàn)圓形、橢圓形或不規(guī)則形狀，多沿裂縫發(fā)育，孔徑在0.05～0.10 mm之間（圖3f）。巖心資料顯示碳酸鹽巖溶洞大部分呈串珠狀分布，多個(gè)溶洞被裂縫連通，也有少數(shù)孤立分布的溶洞，形狀不規(guī)則。后期沿溶洞周圍生長方解石、石英等，被半充填的溶洞，是有效的油氣運(yùn)移和儲(chǔ)集空間。

鑄體薄片統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，奧陶系儲(chǔ)層次生溶孔的面孔率主要集中在0～5%，最大可以達(dá)到20%，次生面孔率大于5%的儲(chǔ)層占比不超過15.00%（圖4）。

2.2 原油和瀝青特征

2.2.1 原油特征

孔西斜坡區(qū)孔古4井和牛古1X1井原油為黑

褐色，其中：孔古4井原油相對(duì)密度為0.78，50 ℃條件下黏度為1.15 mPa·s；牛古1X1井第一層（3 128～3 135 m）和第二層（3 104～3 110 m）原油相對(duì)密度均為0.87，50 ℃條件下第一層原油黏度為5.42 mPa·s，第二層原油黏度為6.35 mPa·s。

取孔古4井白堊系原油、營古2井二疊系原油、營101井二疊系原油、牛古1X1井奧陶系第一層和第二層原油開展色譜-質(zhì)譜對(duì)比分析。其中：孔古4井、營古2井和營101井原油全油氣相色譜結(jié)果表現(xiàn)出低碳烷烴富集、高碳烷烴較少、同時(shí)相對(duì)低碳的單環(huán)或雙環(huán)芳烴也較多的特征（圖5a—c）。

牛古1X1井兩層原油的全油氣相色譜圖有很大的差異，第一層原油呈現(xiàn)出高碳數(shù)為主的特征，并且呈現(xiàn)出強(qiáng)烈的早期原油生物降解的特征（圖5d）；而第二層原油一方面在高碳區(qū)域呈現(xiàn)出較明顯的原油生物降解特征，另一方面又整體呈現(xiàn)為以低碳數(shù)烷烴為主的特征，同時(shí)低碳的單環(huán)或雙環(huán)芳烴也較多（圖5e）［19-21］。牛古1X1井兩層原油的不同特征表明，第一層原油以早期低熟油氣充注為主，第二層原油則是早期低熟油氣和強(qiáng)烈的晚期凝析油兩期充注，且第二期原油與營古2井、營101井和孔古4井等原油同源，都是石炭系—二疊系煤系烴源巖高演化階段的產(chǎn)物。

分別在單偏光和紫外光下進(jìn)行巖石薄片鑒定，發(fā)現(xiàn)半充填裂縫中普遍有原油殘留。紫外光下原油主要發(fā)出兩種熒光：藍(lán)色和暗黃色。孔古3井（圖6a，b）和孔古7井

（圖6c，d）半充填裂縫中有大量藍(lán)色熒光和少量暗黃色熒光，而孔古6井（圖6e，f）半充填裂縫中發(fā)暗黃色熒光較多，還有少量藍(lán)白色熒光。由于熒光顏色可以指示原油成熟度，一般認(rèn)為

具藍(lán)色或藍(lán)白色熒光的原油成熟度高，而具黃色熒光的原油成熟度較低，因此孔古3井和孔古7井殘留原油成熟度高于孔古6井。油包裹體（圖6c，d）在單偏光下呈黑褐色，形狀不規(guī)則，大小不均勻。包裹體豐度較高，在碳酸鹽巖礦物中帶狀或群狀分布，也可見孤立分布。其熒光顏色與半充填裂縫中原油熒光顏色相似。

2.2.2 瀝青特征

通過巖心觀察，發(fā)現(xiàn)半充填裂縫中普遍殘留有黑褐色瀝青（圖7a—d）。在單偏光下瀝青包裹體與油包裹體形態(tài)相似，顏色較深且不具有熒光（圖7e，f）。瀝青包裹體發(fā)育較少，一般在碳酸鹽巖礦物中孤立分布。紫外光下半充填裂縫中藍(lán)色熒光的原油周圍可見少量黑色瀝青，推測其為早期原油在熱演化過程中成熟度增加和部分瀝青化的結(jié)果。

對(duì)孔古4井與牛古1X1井第一層原油族組分分離提取出的瀝青質(zhì)進(jìn)行激光拉曼測試，獲取激光拉曼譜圖（圖8a—d）。根據(jù)1 580～1 600 cm-1處對(duì)應(yīng)的G峰拉曼位移與1 350～1 380 cm-1處對(duì)應(yīng)的D峰拉曼位移的差值以及D峰拉曼強(qiáng)度與G峰拉曼強(qiáng)度比值的關(guān)系，表示出瀝青質(zhì)的成熟度［22］。結(jié)果（圖8e）表明，研究區(qū)樣品瀝青質(zhì)成熟度較高，均為過成熟，可以推測出孔西地區(qū)油氣熱演化程度比較高。

3 油氣藏成藏過程與模式

在構(gòu)造史、生烴史及成藏史分析的基礎(chǔ)上，明確了古油藏形成與破壞、現(xiàn)今油藏形成的主控因素。以構(gòu)造演化過程為約束，建立了孔西斜坡奧陶系油藏的動(dòng)態(tài)成藏過程。

3.1 古油藏形成

3.1.1 奧陶系頂部普遍發(fā)育風(fēng)化殼巖溶儲(chǔ)層

加里東抬升運(yùn)動(dòng)使奧陶系侵蝕面之下不同程度地發(fā)育巖溶儲(chǔ)層［12］。韓品龍等［16］對(duì)大港探區(qū)奧陶系峰峰組地層進(jìn)行了細(xì)分和對(duì)比，結(jié)果表明，大港探區(qū)峰峰組頂面小層的出露特征在平面上不盡相同，自孔店以南至北大港以北地區(qū)，剝蝕程度整體上呈現(xiàn)由弱變強(qiáng)的規(guī)律（圖9）。鉆井資料顯示，該層鉆進(jìn)過程中發(fā)生鉆具放空和鉆井液漏失的情況，證實(shí)奧陶系頂部發(fā)育溶蝕孔洞和裂縫，儲(chǔ)集性能較好［1］。

通過對(duì)孔西斜坡區(qū)孔古1、孔古3和孔古6井等多口井奧陶系碳酸鹽巖巖心觀察，發(fā)現(xiàn)特征巖溶角礫發(fā)育，角礫間泥質(zhì)充填明顯［23］；巖心上可見宏觀尺度的高角度裂縫發(fā)育，且鏡下薄片鑒定表明裂縫多被方解石充填或半充填，未完全充填的裂縫中可觀察到殘余瀝青（圖7d）。因此在加里東運(yùn)動(dòng)抬升期，奧陶系經(jīng)歷長時(shí)間的風(fēng)化剝蝕，形成了大量構(gòu)造、溶蝕裂縫，奧陶系頂部普遍發(fā)育風(fēng)化殼巖溶儲(chǔ)層（圖10）。

3.1.2 中三疊世晚期上古生界煤系烴源巖廣覆式生烴

自中石炭世始，華北地區(qū)再次沉降，形成了中、晚石炭世和早二疊世時(shí)期的海陸交互相沉積，具有形成煤系烴源巖的沉積背景，大港探區(qū)石炭系—二疊系煤系烴源巖分布面積近10 000 km2［5］。通過資料分析，推測出孔西地區(qū)煤層分布厚度較大，煤系優(yōu)質(zhì)烴源巖集中在山西組中下部和太原組中上部，烴源巖厚度由西向東、由南向北逐漸減薄。孔古7井和孔71井是孔西地區(qū)優(yōu)質(zhì)煤巖主要發(fā)育地區(qū)，其中孔古7井發(fā)育14層煤巖，累積厚度為40.50 m，孔71井發(fā)育16層煤巖，累積厚度為53.50 m（圖11）。

對(duì)深洼區(qū)虛擬井、逆沖帶孔古4井和凸起區(qū)孔71井上古生界埋藏史—熱史—生烴史進(jìn)行模擬（圖12），發(fā)現(xiàn)煤系烴源巖鏡質(zhì)體反射率Ro達(dá)到0.5%甚至超過0.7%，已經(jīng)達(dá)到生烴門限，烴源巖生成低熟油氣。因此，中三疊世晚期，孔西斜坡區(qū)發(fā)生廣覆式生烴作用，奧陶系儲(chǔ)層裂縫和包裹體中均賦存有瀝青（圖7），也指示了上古生界煤系烴源巖生成的油氣向下運(yùn)移，進(jìn)入奧陶系頂部的巖溶儲(chǔ)層，巖溶系統(tǒng)的發(fā)育程度控制了古油藏發(fā)育規(guī)模。

3.1.3 古油藏保存條件優(yōu)越

晚三疊世的印支運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致奧陶系再次抬升，由埋藏史圖（圖12）可以看出，古油藏未出露地表接受大氣淡水的破壞。殘留上古生界厚度仍可達(dá)1 000 m，古油藏可以得到保存。此外，通過統(tǒng)計(jì)孔西斜坡區(qū)不同構(gòu)造位置上古生界的砂地比（表1），發(fā)現(xiàn)研究區(qū)砂地比很低，以泥巖為主，且砂巖與泥巖為互層沉積。中、下三疊統(tǒng)巖石粒度細(xì)，以紫紅色泥巖、砂質(zhì)泥巖與淺灰紫色、淺紫紅色、灰色砂巖互層為主。因此古油藏蓋層條件也十分優(yōu)越，使油藏形成后不易散失。

3.2 古油藏調(diào)整與現(xiàn)今油藏形成

3.2.1 中侏羅世逆沖使油藏連通地表

中侏羅世構(gòu)造抬升對(duì)油藏發(fā)育的影響具有多面性：首先，中侏羅世平坦的地形被改變，形成了西高東低的地勢，古油藏向構(gòu)造高部位調(diào)整至連通地表，接受大氣淡水的改造；其次，強(qiáng)烈的擠壓逆沖作用使奧陶系碳酸鹽巖發(fā)生脆性破裂，形成大規(guī)模構(gòu)造裂縫，成為二次成藏的有利儲(chǔ)集空間；最后，孔店西斷層形成，在中生代時(shí)期表現(xiàn)為逆斷層，在新生代滄東斷裂的斷陷活動(dòng)中發(fā)生構(gòu)造性質(zhì)的改變，成為走滑斷層，是現(xiàn)今油藏的主要油源斷層。隨著距逆沖帶越遠(yuǎn)，逆沖強(qiáng)度越弱，裂縫發(fā)育程度應(yīng)越差。

已有鉆井資料揭示，逆沖帶（圖7a）與斜坡區(qū)（圖7b，c）儲(chǔ)層的裂縫內(nèi)普遍有瀝青殘留，且前者瀝青含量明顯高于后者，這反映了逆沖帶內(nèi)古油藏遭受了更強(qiáng)烈的破壞。通過薄片觀察發(fā)現(xiàn)，半充填的裂縫中普遍發(fā)育黑色瀝青（圖7d），方解石脈體中發(fā)育固態(tài)瀝青包裹體（圖7e，f）。值得注意的是，部分包裹體腔中半充填瀝青主要吸附在包裹體內(nèi)壁，且包裹體形狀不規(guī)則，反映了古油藏遭受到破壞，包裹體打開，瀝青經(jīng)歷烴類水洗和氧化。

3.2.2 深洼區(qū)與逆沖帶上古生界煤系烴源巖生烴強(qiáng)度大

通過對(duì)孔店西斷層西側(cè)深洼區(qū)和逆沖帶上古生界烴源巖生烴史模擬（圖12）可知，逆沖帶孔古4井石炭系—二疊系煤系烴源巖的底部溫度現(xiàn)今已經(jīng)超過130 ℃，Ro約1.0%，進(jìn)入有機(jī)質(zhì)演化的成熟階段，生成大量油氣。深洼區(qū)煤系烴源巖底部溫度超過190 ℃，Ro超過1.3%，達(dá)到了有機(jī)質(zhì)演化的高成

熟階段，以生凝析氣為主。

3.2.3 深洼區(qū)與逆沖帶烴類通過孔店西斷層-裂縫系統(tǒng)進(jìn)入潛山

前人［6］研究認(rèn)為，黃驊坳陷發(fā)育源儲(chǔ)分離、源儲(chǔ)側(cè)接和源儲(chǔ)疊置型油氣藏，前者以北大港潛山和王官屯潛山較典型，后者以烏馬營潛山和孔西潛山較典型，源儲(chǔ)疊置型油藏的特征為石炭系—二疊系烴源巖與古生界儲(chǔ)層上下疊置，油氣通過儲(chǔ)層裂縫、孔隙等通道往下充注，源儲(chǔ)壓差為油氣充注動(dòng)力。

裂縫中除了殘留瀝青外，還發(fā)育黃色和藍(lán)白色的烴類（圖6a，b，e，f），此外在充填的方解石中還發(fā)育黃色和藍(lán)白色熒光的包裹體（圖6c，d）。烴類包裹體以藍(lán)白色熒光為主，黃色熒光的低熟烴類包裹體較少。包裹體的熒光顏色反映了烴類的成熟度，

因此儲(chǔ)層中2種熒光的包裹體說明，儲(chǔ)層經(jīng)歷2期油氣充注，早期為低熟油氣，隨著埋深增加，成熟—高熟油氣開始充注。

通過對(duì)流體包裹體進(jìn)行均一溫度的測定，也可以在一定程度上解釋油氣充注過程。我們選取孔古1井和孔古6井巖石薄片中體積較大、形狀規(guī)則、邊界清晰、氣泡明顯的鹽水包裹體作為測試對(duì)象，共測得溫度數(shù)據(jù)37個(gè)，將其分別投點(diǎn)在鹽水包裹體均一溫度柱狀圖（圖13）上，可以清楚看出包裹體均一溫度分布均存在2個(gè)峰值：孔古1井鹽水包裹體第一個(gè)峰值在95～100 ℃，頻數(shù)較多，第二個(gè)峰值在110～115 ℃；孔古6井鹽水包裹體的溫度變化范圍較大，第一個(gè)峰值在80～85 ℃，第二個(gè)峰值在110 ℃左右，進(jìn)一步說明儲(chǔ)層經(jīng)歷了2期油氣充注［24］。

3.2.4 油藏保存條件

由現(xiàn)今油藏剖面（圖14）分析可知，孔西斜坡區(qū)油氣集中在逆沖帶附近。孔古4井和孔古7井油藏的頂部和側(cè)部為上古生界和中生界。由表1上古生界砂地比統(tǒng)計(jì)可知，地層以泥巖為主，可作為有利蓋層。孔古4井和孔古7井上古生界和中生界巖性特征為泥巖、砂巖互層頻繁，泥巖累積厚度大，此外還發(fā)育少量火成巖，因此顯示奧陶系油藏具有有利的封蓋條件。

3.3 油氣成藏模式

以試油結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)合孔西斜坡區(qū)成藏各主控因素，建立了奧陶系油藏的成藏模式。

3.3.1 古油藏形成階段

加里東運(yùn)動(dòng)時(shí)期，奧陶系頂部形成風(fēng)化巖溶系統(tǒng)，為油氣充注提供了有利儲(chǔ)集空間。上古生界山西組—太原組發(fā)育了煤系地層，以煤層及炭質(zhì)泥巖作為主要烴源巖。隨著上古生界和中、下三疊統(tǒng)的沉積，在中三疊世晚期烴源巖底部埋深超過2 500 m，Ro超過0.5%，此時(shí)發(fā)生低熟油氣的充注。在源儲(chǔ)壓差的驅(qū)動(dòng)下，油氣倒灌進(jìn)入奧陶系頂部儲(chǔ)層，也可以向上運(yùn)移至二疊系砂巖中成藏。該期生烴過程時(shí)間很短暫，隨著晚三疊世時(shí)期地層的抬升，溫度降低，生烴作用停止。

3.3.2 古油藏破壞、調(diào)整階段

中侏羅世晚期，黃驊坳陷構(gòu)造應(yīng)力由近南北向變?yōu)榻鼥|西向或北東向，地層發(fā)生擠壓、抬升，形成多個(gè)逆沖推覆帶。孔西斜坡區(qū)發(fā)生了西高東低的地勢變化，古油藏向構(gòu)造高部位調(diào)整。在構(gòu)造抬升過程中，大氣淡水沿逆斷層和伴生的裂縫系統(tǒng)向下滲入油藏，原油發(fā)生氧化、水洗等破壞，原油黏度變大，甚至瀝青化。同時(shí)，大氣淡水沿裂縫發(fā)生溶解作用，形成了斜坡區(qū)奧陶系儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間，為晚期油氣充注奠定了基礎(chǔ)。

3.3.3 現(xiàn)今油藏定型階段

古近紀(jì)早期，即孔店組一段、孔店組二段沉積時(shí)期，斜坡區(qū)和凸起區(qū)普遍接受沉積，空間上地層厚度相差不大。從孔店組三段沉積開始，在滄東斷層的正斷作用控制下，孔西斜坡區(qū)發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，中生代處于高部位的西側(cè)發(fā)生深埋藏，而中生代的低部位發(fā)生抬起，形成了凸起。此時(shí)，孔店西斷層西側(cè)的深洼區(qū)烴源巖進(jìn)入二次生烴門限，油氣沿孔店西斷層—裂縫系統(tǒng)進(jìn)入奧陶系儲(chǔ)層，斜坡區(qū)烴源巖不生烴。此階段，構(gòu)造活動(dòng)趨于穩(wěn)定，油藏發(fā)生定型。

3.3.4 油氣大規(guī)模充注階段

隨著新近紀(jì)和第四紀(jì)的披覆性沉積，孔西斜坡區(qū)構(gòu)造樣式未發(fā)生改變。深洼區(qū)烴源巖持續(xù)埋藏，進(jìn)入生凝析氣階段，油氣沿孔店西斷層和裂縫帶進(jìn)入奧陶系儲(chǔ)層，在上古生界和中生界蓋層的封堵下成藏。斜坡區(qū)上古生界烴源巖也進(jìn)入二次生烴階段，在蓋層、側(cè)向封堵層良好的部位，油氣可進(jìn)入奧陶系成藏，在蓋層及側(cè)向封堵層不利的斜坡區(qū)高部位和凸起區(qū)，油氣難以保存。油氣沿不整合面持續(xù)向凸起運(yùn)移，沿齊家務(wù)斷層和孔店西斷層進(jìn)入淺層。最終形成了低部位產(chǎn)油產(chǎn)氣（圖15）、高部位產(chǎn)水的局面［26］。

4 結(jié)論

1）黃驊坳陷孔西潛山奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造，基本不可見原生孔隙。有效儲(chǔ)集空間類型分為孔隙型和裂縫型兩大類，其中多期次半充填裂縫是油氣運(yùn)移和保存的主要空間。牛古1X1井第一層原油以早期低熟油氣充注為主，第二層原油則是早期低熟油氣和強(qiáng)烈的晚期凝析油兩期充注的結(jié)果。半充填裂縫中普遍有原油和瀝青殘留，孔古3井和孔古7井殘留原油成熟度較高，高于孔古6井。殘留瀝青普遍為過成熟，反映孔西地區(qū)油氣熱演化程度較高。

2）建立了多期構(gòu)造升降、多期油氣充注背景下的成藏模式。孔西斜坡區(qū)石炭系—二疊系煤系烴源巖發(fā)育，煤巖在全區(qū)廣泛分布，是主力的烴源巖。中三疊世晚期煤系烴源巖開始生烴，生成的油氣向下進(jìn)入奧陶系頂部的巖溶儲(chǔ)層。晚三疊世印支運(yùn)動(dòng)抬升并未使奧陶系油藏暴露地表遭受破壞，此外蓋層條件也十分優(yōu)越，使油藏形成后可以良好保存。中侏羅世抬升運(yùn)動(dòng)使孔西地區(qū)形成多條北東向逆沖斷層，古油藏被破壞。奧陶系碳酸鹽巖發(fā)育大規(guī)模構(gòu)造裂縫，成為二次成藏的有利儲(chǔ)集空間，古近紀(jì)以來，孔西斜坡區(qū)逆沖帶煤系烴源巖二次生烴，油氣通過逆斷層和構(gòu)造裂縫運(yùn)移到奧陶系儲(chǔ)集層，良好的蓋層使油氣保存下來不易散失。

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