黄骅坳陷古生界含油气系统勘探突破及其意义

赵贤正，蒲秀刚，姜文亚，周立宏，金凤鸣，肖敦清，付立新，李宏军

（中国石油大港油田公司，天津 300280）

0 引言

渤海湾盆地古生界沉积以来经历了多期构造演化叠合，古生界原始沉积遭受抬升剥蚀形成了垒堑相间的构造格局，古潜山十分发育。处于中高部位的潜山经过风化淋滤作用形成了优质储集层，且上部多与新生界优质烃源岩对接，有利于形成新生古储式油气藏[1-5]；因此，“围绕山头打高点”是以往古生界油气勘探的主要指导思想。经勘探研究发现，与新生界缺乏有效对接的古生界钻井也有油气显示，试油获得工业油气流，证实古生界具有相对独立的油气成藏系统。同属华北克拉通的鄂尔多斯盆地古生界，早已发现了以石炭系-二叠系煤系为烃源岩的古生界含油气系统[6]。近两年来，通过对渤海湾盆地古生界原生油气藏成藏条件再认识，在黄骅坳陷歧北潜山、乌马营潜山相继取得重大勘探突破，初步评价古生界天然气藏规模超千亿立方米，展示了黄骅坳陷乃至渤海湾盆地古生界巨大的油气勘探潜力。

1 “新生古储”型潜山勘探历程

黄骅坳陷位于渤海湾盆地腹部，新生代沉积盆地下部为中生界、古生界残余地层。依托7 654 km2三维地震资料，在坳陷中南部的大港油田探区范围内已经落实潜山圈闭20余个（见图1）。黄骅坳陷潜山勘探起步较早，但始终处于探索中。在1963—1986年长达23年的勘探过程中，主要围绕大型隆起区探索高部位奥陶系碳酸盐岩潜山的含油气情况，部署实施的64口钻井中，仅港北潜山的1口井在奥陶系获日产油6.65 t、天然气11 275 m3，由于油藏规模小，储量无法计算上报。1987—2014年，根据“新生古储”油气成藏模式，将勘探方向转移到有较好源储对接关系的低位潜山，目的层仍是奥陶系，部署实施的103口钻井中有44口获工业油气流，先后发现了千米桥、埕海、乌马营等潜山油气藏[7-10]。除千米桥潜山外，多数油气藏因高含硫化氢，开发动用难度大，因此黄骅坳陷潜山一直不是增储建产的主要领域。

图1 黄骅坳陷中南部潜山分布与油气勘探成果图

从渤海湾盆地整体看，其基底结构较复杂，特别是凹凸相间的格局起伏变化大，残余的前古近系不尽相同；但黄骅坳陷古生界保存最为齐全，厚度最大，有利于形成不同储盖组合的潜山圈闭（见图2）。这些圈闭多与古近系烃源岩对接，有利于形成新生古储的潜山油藏。黄骅坳陷相邻的冀中坳陷和辽河坳陷等均在这一领域获得勘探突破[11-15]，特别是近年来在渤中凹陷发现的渤中19-6超千亿立方米大型凝析气田，成为油气储量的重要来源[16-17]。截至2015年底，渤海湾盆地潜山领域累计探明石油地质储量16×108t，其中大港油田探明石油地质储量为4 021×104t，仅占3%左右；如何评价黄骅坳陷古生界为主的潜山油气藏并实现规模勘探突破，不仅是地质学家努力探讨的理论认识问题，也是老油田持续发展最为紧迫的现实需求。

图2 渤海湾盆地东西向地质剖面图

2 古生界含油气系统勘探发现及特征

以往“新生古储”型潜山勘探将大型的潜山圈闭、潜山圈闭与古近系油源对接关系作为井位部署的主要依据，其中潜山的圈闭落实成为勘探成功与否的关键。以处于歧口凹陷港东断层上升盘的港北潜山为例，该潜山与下降盘的古近系沙河街组烃源岩对接，具备形成新生古储的油气藏条件。1964年以后，勘探目标和方向主要针对碳酸盐岩潜山构造高点，在实施的40余口探井中，仅有港1井和太4井分别获低产油流和工业油流，主要原因是潜山高点范围小、落实难度大。因此，在长达30年的时间里，港北潜山勘探几乎处于停滞状态[18]。近年来，通过三维地震资料整体处理解释，港北古潜山构造形态逐渐清晰（见图3）[19]。2015年部署实施的GG1507井获油气当量百吨高产（见表1、表2），并发现白垩系、二叠系（下石盒子组，P1x）、石炭系（太原组，C3t）3套碎屑岩新含油气层系。通过对该潜山的油气与岩石样品分析测试对比，发现石炭系-二叠系、古近系均发育有效烃源岩，可以提供油气源，但油气来源从东北方向到西南方向呈现较大差异[20]；随后部署钻探的20余口探井均取得勘探突破，揭示古生界具有独立的油气成藏体系，并带动了其他潜山的重大新发现。

2.1 乌马营潜山二叠系勘探获重大发现

乌马营潜山位于沧东凹陷南部，因埋藏深度大而与古近系烃源岩没有对接；在该区寻找与石炭系-二叠系煤系烃源岩有供烃关系的奥陶系潜山，是探索古生界自生自储型油气藏的主要方向。从20世纪末开始，通过三维地震落实石炭系-二叠系烃源岩与奥陶系储集层对接的有利圈闭面积达20 km2。1998年在该圈闭钻探的WS1井在钻井过程中发现古生界油气显示活跃，达到荧光级别的显示10余处，针对下古生界奥陶系酸化后测试获得高产油气流，试油日产气达137 279 m3，但因硫化氢含量高达6.27%而永久性封井。多数学者认为，奥陶系深潜山容易发生TSR反应（硫酸盐热化学还原作用）形成硫化氢，而上古生界碎屑岩因埋深大储集层致密不能作为有效储集层，因此针对古生界油气勘探一度陷入停滞状态。港北潜山二叠系勘探突破后，2017年重新对乌深1井未作为勘探目的层的二叠系下石盒子组进行取样测试，发现深部碎屑岩在5 000 m深处仍发育孔隙度高达10%的有效储集层，并对4 820～5 100 m井段气测异常段由水层重新解释评价为气层，其厚度可达77 m/11层，落实该气层顶面圈闭面积77 km2，计算圈闭资源量530×108m3。在该圈闭中重新部署钻探YG1井、YG2井、WT1井，在二叠系石盒子组均已发现厚气层。其中YG1井发现二叠系石盒子组气层109 m，下石盒子组下段4 959～4 988 m井段压裂后试油获得日产油24.26 t、气80 122 m3高产油气流，且不含硫化氢；YG2井下石盒子组揭示纯气层近100 m，该层段试油获得日产气178 897 m3、凝析油18.8 t高产油气流（见表1、表2）。乌马营潜山的勘探突破，再次证实上古生界二叠系具有形成非含硫化氢规模原生油气藏的地质条件。

图3 港北潜山二叠系顶界构造形态图

表1 黄骅坳陷主要潜山石油产量及其物性数据表

表2 黄骅坳陷主要潜山天然气产量及其地球化学特征数据表

2.2 歧北潜山奥陶系勘探获非含硫化氢高产油气流

歧北潜山位于歧口凹陷西南缘腹地，是隐伏在古近系斜坡之下的断鼻潜山构造，勘探面积达200 km2。以往研究认为，歧北中、古生界潜山与古近系烃源岩有较好的接触关系，具备“新生古储”型潜山有利成藏条件，并部署实施了QG1井等3口探井，在钻井过程中，古生界、中生界均见到活跃的油气显示，奥陶系发现了少量硫化氢。近年来，按照石炭系生烃控源探索古生界含油气系统的思路，重新落实古生古储潜山有利圈闭面积24 km2。2017年部署实施了QG8井，该井古生界和中生界共钻遇油气层厚度121.2 m，其中奥陶系解释油气层64.9 m，峰峰组酸化压裂后获日产气162 800 m3、油46.3 t的高产油气流，且不含硫化氢（见表1、表2）。QG8井钻探的突破，落实“古生古储”天然气圈闭资源量达600×108m3，证实了黄骅坳陷以石炭系-二叠系煤系为油气源的原生油气藏具有较大的资源潜力。

2.3 埕海等潜山发现高产天然气和凝析油

除乌马营、歧北等潜山外，近年来在南大港潜山、埕海潜山等也发现了厚油气层，试油获得天然气和凝析油高产。埕海潜山构造带位于歧口凹陷南缘，是一个古近纪定型的基岩断裂背斜型潜山构造。古近纪以来盆缘发生断陷作用，古生界、中生界之上又覆盖了3 400 m厚的渐新统及中、上新统，是一个典型的深埋藏内幕潜山构造。早期评价认为，区内中生界和石炭系保存齐全，岩溶储集层不发育，奥陶系潜山成藏条件差，导致埕海潜山油气勘探程度极低。2008年以来，通过系统地构造解释，建立了“黑盖侧运”潜山成藏模式，认为古近系、石炭系-二叠系油气烃源岩与中、古生界潜山普遍对接，供烃窗口大，因此与张北断层、歧东断层相接的构造应是首选勘探目标。部署实施的风险探井HG1井在奥陶系获高产工业气流，日产气量近30×104m3，但硫化氢含量高，二叠系亦发现良好油气显示。2018年部署实施的HG102井在二叠系获得日产油8.19 t、气1 905 m3的工业油气流。此外，在南大港潜山部署的QG6井分别在奥陶系的峰峰组、马家沟组以及二叠系石盒子组发现了110 m厚油气层，钻井气测显示活跃，证实古生界具有较大勘探潜力。

2.4 古生界油气藏油气特征

港北、歧北、乌马营及埕海等潜山新发现证实，黄骅坳陷古生界存在奥陶系和二叠系等多套含油层系，油气产量较高，但含油层系变化较大。碎屑岩潜山主要发现于黄骅坳陷中南部，这一地区保留了较厚的石炭系-二叠系，二叠系的上石盒子组（P1s）和下石盒子组砂岩含油性较高；奥陶系碳酸盐岩目前在石炭系-二叠系覆盖区的埕海、乌马营、王官屯、港北潜山峰峰组和上马家沟组发现含油储集层。奥陶系储集层气油比较高，原油成熟度高于二叠系油藏。已经获得勘探突破的潜山原油物性及天然气地球化学特征分析表明，原油20 ℃条件下密度一般为0.801 9～0.832 4 g/cm3，50 ℃条件下黏度为1.38～1.96 mPa·s，表现为高凝（大于0 ℃）、中高含蜡（一般大于10%）轻质原油特征，其中奥陶系原油成熟度要高于二叠系，从南往北方向原油密度呈现变小趋势；古生界潜山气油比高，一般大于4 000 m3/t，以甲烷为主，干燥系数超0.90。奥陶系深潜山多含硫化氢和二氧化碳等酸性气体，二叠系潜山非烃组分含量低。不同潜山、不同层系油气产量变化较大，如港北潜山下古生界奥陶系和上古界石炭系-二叠系均发现了厚油气层，但不同的井产出层位有较大差异，石油产量从几吨至几十吨均有分布，受油气成藏条件影响较大。

2.5 古生界油气藏油气来源

黄骅坳陷古生界潜山储集层大部分与古近系烃源岩及煤系烃源岩均有对接，两类烃源岩均有可能提供油源。油源对比表明，南部乌马营潜山原油C27—C29甾烷呈近“L”型，三环萜烷较高；北部的歧北潜山原油C27—C29甾烷呈反“L”型，且三环萜烷较低。但所有潜山原油生物标记化合物与石炭系-二叠系煤系相近，均含有较高伽马蜡烷、高姥植比（Pr/Ph大于2.5）、相对低含量升藿烷等煤系有机质特征（见图4），证实原油来自石炭系暗色泥岩[20-21]。此外，港北潜山Z1502井二叠系凝析油姥植比为1.0～2.8，姥鲛烷占有一定优势，可能与氧化条件下源于陆源植物体的植醇经氧化、脱羧基加氢形成含量丰富的姥鲛烷有关，反映出煤成油的典型特征（见图5）。三环萜烷也具有极强的抗降解能力，具有指示烃源岩的意义，在三环萜烷化合物的分布中，前峰普遍偏高，C24四环萜烷含量较为丰富，而C26三环萜烷含量偏低，这可能与陆相成油母质所在沉积环境中细菌作用有关。孕甾烷含量也与陆源高等植物有关，从甾烷生物标志化合物分布上看，孕甾烷分布均占有一定优势，也反映出目标井原油具有源自陆源有机质的煤成油特征。伽马蜡烷（γ蜡烷）抗生物降解作用强，其含量的富集与高盐度的沉积环境关系密切，伽马蜡烷与C31霍烷的比值是指示水体咸度的重要参数，实验样品中该参数均小于1.5，代表微咸水环境。总体而言，乌马营和歧北等潜山沉积环境以偏氧化为主，水体介质盐度略低。

图4 歧北、乌马营潜山油-源生物标志化合物对比图

图5 歧北、乌马营潜山Pr/Ph与伽马蜡烷/C31霍烷关系图

天然气主要表现为高干燥系数（一般大于0.8）、同位素偏重的特征（见表2），除歧北潜山有古近系生成的油型气注入外，大部分潜山天然气同位素特征与古近系油型天然气特征差异明显（见图6），证实天然气也主要来自于石炭系-二叠系煤系烃源岩。

3 古生界含油气系统特征

图6 黄骅坳陷主要潜山天然气成因判识图版

通过对近年来勘探发现的港北潜山、乌马营潜山和歧北潜山油气藏解剖发现，古生界含油气系统以上石炭统太原组、下二叠统山西组为烃源岩，油气向上、下运移，分别形成上古生界含油气系统、下古生界含油气系统。上古生界含油气系统主要储集层是下石盒子组与上石盒子组砂岩，上石盒子组—石千峰组泥岩作为区域盖层，下古生界含油气系统主力储集层为奥陶系峰峰组及上马家沟组碳酸盐岩储集层，以太原组、本溪组（C2b）泥岩、煤层为盖层。

3.1 石炭系-二叠系煤系烃源岩特征

黄骅坳陷基底为古向斜区，石炭系-二叠系保存相对完整，烃源岩主要发育在上石炭统太原组、下二叠统山西组，以煤层、炭质泥岩、暗色泥岩为主。该套烃源岩在黄骅坳陷全区均有分布，由于剥蚀量不同造成厚度差异较大，从100 m至300 m不等，整体上具有北薄南厚的特征[7]。在北塘地区厚度仅为150 m，中部地区在GG1505井、HG1井区厚度较大，约200～300 m；南区厚度最大，主要分布在王官屯—南皮地区，厚度达300～450 m。上古生界煤岩的有机显微组分以镜质组为主，镜质组的平均含量为56.7%～67.0%，惰质组为19.2%～24.5%，壳质组+腐泥组一般为12.3%～34.0%，其富氢的壳质组分含量较高（见表3）。太原组煤层有机质丰度一般大于60%，并且高于山西组，炭质泥岩亦如此。与煤层不同，泥岩有机质丰度差异较大，TOC值为0.25%～14.83%，平均值为4.32%；（S1+S2）值为0.45～20.14 mg/g，平均值为7.91 mg/g，且中等及以下样品较多，占50%以上，总体评价山西组生烃条件略好于太原组。

表3 黄骅坳陷中南部上古生界煤岩显微组分含量特征表

黄骅坳陷中南部煤系烃源岩热演化程度差别很大，Ro值一般为0.5%～1.5%，部分地区（如沧县隆起南段及东光地区）受火成岩侵入影响，Ro值超过2.0%，最大达3.73%。该区热演化程度主要取决于其埋藏过程。通过单井剥蚀厚度恢复和埋藏史、热演化史等研究，认为黄骅坳陷中南部上古生界主要有4种埋藏史类型，即持续深埋型、早抬晚埋型、间歇埋藏型和早埋晚抬型[7,22-25]，不同的埋藏史类型具有不同的烃源岩生烃过程。通过对乌马营地区WS1井研究发现，该区埋藏史为早抬晚埋型，石炭系-二叠系烃源岩在上侏罗统—下白垩统埋藏深度为2 812 m，Ro值已超过0.5%，经历了一次生烃过程。中生代末期遭受抬升剥蚀，生烃停滞，直到古近系孔店组沉积末期才开始进入二次生烃阶段（见图7）。

歧南、歧北以及埕海潜山大多具有晚期深埋的二次生烃过程，有机质热演化程度较高，Ro值超过1.5%。而孔店潜山、港西地区以及徐黑潜山尽管经历了长时期的演化，但后期抬升后继续浅埋藏，二次生烃过程较短，烃源岩的成熟度普遍还处于相对较低的水平，Ro值为0.6%～1.0%；而其他地区中生代后期埋藏深度未达到二次生烃门限，没有经历二次生烃，Ro值在0.5%以下。总体而言，黄骅坳陷中南部大部分地区石炭系-二叠系烃源岩在古近纪—新近纪具备二次生烃条件，存在两个强生气区，一个位于歧北—埕海地区，最大生气强度可达190×108m3/km2；另一个位于乌马营—王官屯地区，最大生气强度为180×108m3/km2，这两个生烃中心面积可达5 600 km2，为原生油气藏有利勘探区（见图8）。

图7 乌马营潜山WS1井早抬晚埋型埋藏史图

图8 黄骅坳陷中南部上古生界煤系烃源岩二次生烃期生气强度平面分布

3.2 古生界含油气系统储集层特征

3.2.1 二叠系碎屑岩储集层特征

黄骅坳陷上古生界二叠系潜山储集层类型以碎屑岩为主，主要包括下石盒子组、上石盒子组砂岩。

下石盒子组砂岩属于海退后内陆河流相沉积，河床分布范围广，砂体极其发育，并且横向变化相对稳定，是黄骅坳陷上古生界最有利的储集层系，累计厚度普遍大于70 m，最厚达170 m，该组的岩性上粗下细，砂地比一般大于30%，最高可超40%。纵向上，下石盒子组上部砂岩较下部发育，单层厚度最大可超20 m，一般为10 m左右。下石盒子组岩石类型整体上以岩屑石英砂岩和岩屑长石砂岩为主（碎屑组分石英、长石和岩屑含量分别为54%、24%、22%），长石石英砂岩次之，碎屑颗粒分选性好到中等，磨圆为次棱角状，胶结类型主要为接触式和孔隙式，颗粒支撑。

上石盒子组砂岩横向变化较大，砂地比较低，东西分带比较明显，含砂率有所下降。横向上，上石盒子组砂岩累计厚度为30～70 m，厚值区分布在埕海潜山、孔店—乌马营潜山，砂岩厚值区串珠状分布，砂地比北高南低，普遍小于20%。纵向上，上石盒子组顶部砂岩分布较为稳定，下部以泥岩为主，砂体不发育。上石盒子组岩石类型整体上以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主（碎屑组分石英、长石和岩屑含量分别为42%、25%、33%），岩屑砂岩次之，相对下伏下石盒子组砂岩，上石盒子组砂岩的石英含量较低，上石盒子组碎屑颗粒分选性好—中等，磨圆次棱角状，孔隙式胶结，点线状接触，颗粒支撑，粒径大都小于0.5 mm。

上述两套砂岩储集层物性差别较小，孔隙度均值分别为8%和10%，渗透率均值分别为0.15×10-3μm2和0.13×10-3μm2，均为特低孔超低渗（见图9）。通过铸体薄片观察与分析发现，由于粒级不同，储集空间类型亦存在差异，但整体上储集空间都是次生成因的，各层段均未见原生孔隙留存，以次生粒间溶孔、粒内溶孔及晶间微孔为主，裂缝相对不发育，只在个别样品中可见。次生粒间溶孔、粒内溶孔均主要由长石颗粒和岩浆岩岩屑的溶蚀改造而成。

图9 黄骅坳陷二叠系砂岩孔隙度-渗透率交汇图

3.2.2 奥陶系风化壳潜山储集层特征

黄骅坳陷奥陶系上统及部分中统被剥蚀，仅残留下统冶里组、亮甲山组以及中统的下马家沟组、上马家沟组以及峰峰组，主要由灰岩及白云质灰岩组成，其中上马家沟组和峰峰组岩溶储集体最为发育。上马家沟组属于海退旋回，上部地层以较纯的石灰岩为主，泥质含量少，夹少量泥粉晶白云岩，储集层厚度一般为300 m左右；峰峰组残留厚度为0～200 m，主要由白云岩、白云质灰岩及凝灰岩组成，从上而下泥质含量逐渐增加。这两套碳酸盐岩经过印支期区域性抬升与岩溶改造、加里东期抬升剥蚀与晚期长期埋藏溶蚀，发育大量溶蚀孔洞。岩溶洞穴带主要呈蜂窝状分布于主控伸展断层的断棱部位，向半地堑斜坡区岩溶洞穴急剧减小。岩溶古地貌形态对于储集层发育具有重要的控制作用，残丘、台地、溶梁及斜坡带在古岩溶发育过程中受到强烈改造，岩溶作用强度大，有效孔洞分布在风化壳段150 m范围内；而岩溶洼地以充填作用为主，孔洞相对不发育。除岩溶洞穴外，由于黄骅坳陷基底断裂十分发育，中、新生代以来的构造反转和基岩断裂改造，使得奥陶系碳酸盐岩储集层形成复杂裂缝型储集层。目前已经获得高产的井段，奥陶系岩溶缝洞都非常发育，裂缝及其相关的溶蚀孔洞是风化壳型潜山储集层高孔、高渗、高产、稳产的主要控制因素。

3.3 圈闭形成与油气成藏特征

上古生界碎屑岩潜山圈闭的形成发育过程与渤海湾地区区域构造变迁有紧密联系，黄骅坳陷中南部上古生界潜山构造演化表现出“三段式”特点，经历了古生代均衡沉降、侏罗纪—白垩纪内幕成型、古近纪反转定型等多阶段构造演化叠加成山过程（见图10）。中生代内幕圈闭定型以及古近纪以来的构造活动对油气成藏起重要控制作用[26-28]。

受3期构造变形两期构造反转的影响，黄骅坳陷中南部上古生界潜山构造呈现出规律性分布的特点。印支期古隆起及相关构造控制着不同构造类型的展布，在印支期古隆起两翼剥蚀区，可见古地貌残丘和断块构造叠合的构造群；在印支期古隆起南翼斜坡发育复杂的逆冲推覆构造和背斜型潜山构造，受燕山期走滑叠置影响，该区上古生界内幕结构最为复杂；黄骅坳陷东南部是印支期古向斜区，该区中生代变形相对较弱，地层残留厚度较大，目前保存的主要是渐新世形成的断块和断鼻构造，是典型后成型潜山发育区。早期定型的内幕构造为潜山成藏提供了有效的圈闭条件。

石炭系-二叠系流体包裹体均一温度的分布范围为85～170 ℃，多数测量值大于120 ℃，少数为100～120 ℃，个别小于100 ℃，结合古埋藏和古地热史分析认为，黄骅坳陷中南部发生过两期油气成藏（见表4）。

图10 黄骅坳陷中南部地质构造演化剖面图

表4 黄骅坳陷中南部古生界储集层流体包裹体测试结果

第一期为燕山期末（晚侏罗世—早白垩世），生烃最高温度为120 ℃（见表4），该期生烃量小，仅形成小规模油气藏，且后期易于遭受破坏；第二期为喜马拉雅期（古近纪中期—现今），石炭系-二叠系煤系烃源岩有机质成熟度高，二次生烃量大，是黄骅坳陷古生界潜山的主要成藏期。该时期形成的煤成天然气沿高角度内幕断裂纵向输导，形成源上古生界原生天然气藏，在存在供烃窗口的地段，古近系生成的原油也有可能沿二叠系砂岩输导层进入潜山内幕侧，并侧向运聚至内幕圈闭高点形成“混源”充注油气藏。相对而言，奥陶系成藏组合埋深大，大多缺乏断控供烃窗口，但煤系烃源岩生成的天然气向下运移，导致奥陶系内幕圈闭“上生下储”近源垂向充注成藏，在奥陶系碳酸盐岩缝洞储集层中聚集形成规模聚集的天然气藏（见图11）。但是新近纪中晚期，石炭系-二叠系埋深加大，地温和有机质成熟度大幅度增加，烃源岩进入排烃充注高峰期，该期构造活动弱是黄骅坳陷中南部“古生古储”型原生潜山油气藏形成的保障[29]。

4 勘探发现意义

50多年的勘探已经揭示上古生界煤系烃源岩是渤海湾盆地的一套重要生烃层系，以黄骅坳陷为典型代表，保留有相对较为完整的石炭系-二叠系，煤系烃源岩厚度大、分布广、生烃强度大，具有原生油气藏勘探得天独厚的地质条件。2017年以来，黄骅坳陷古生界油气勘探突破证实了渤海湾盆地古生界含油气系统这个新的增储上产领域。初步评价渤海湾地区石炭系-二叠系煤系残留面积达84 795 km2，残留最大厚度达800 m（见图12）。根据渤海湾盆地实际地质条件，二次生烃期天然气聚集系数保守取值2%，一次生烃期取0.5%，初步估算全盆地天然气资源量超过1×1012m3。作为古生界潜山内幕含油气系统中原生油气藏领域，目前黄骅坳陷勘探程度非常低，按照原生含油气系统初步计算黄骅坳陷乌马营、歧北、歧南、埕海4大潜山带天然气储量达1 027.2×108m3、凝析油3 383.1×104t，黄骅坳陷古生界潜山展现出了千亿立方米规模原生大气区的巨大勘探前景。尽管渤海湾盆地不同坳陷上古生界残留特征、经历演化阶段差异较大，但在对渤海湾盆地古生界生烃条件、储盖组合、构造演化深入研究的基础上，按照古生界含油气系统认识与方式评价，有望形成老油田重大的资源接替领域。

图11 王官屯—乌马营潜山油气成藏模式图

图12 渤海湾盆地北部石炭系-二叠系残余地层厚度图

5 结论

近年来在黄骅坳陷中南部港北潜山、乌马营潜山、歧北潜山等古生界油气勘探取得重大突破，油气源对比显示油气主要来自石炭系-二叠系烃源岩，证实了古生界作为独立的含油气系统，具备形成原生油气藏的有利地质条件；黄骅坳陷古生界保留较完整，发育上古生界碎屑岩及下古生界碳酸盐岩两类多套源储组合，与石炭系-二叠系高丰度烃源岩形成相对独立的油气系统；多期构造运动造成煤系烃源岩具有两期生烃过程，其中孔店组沉积时期至今为二次生烃期，该期大规模的油气充注、有利储盖组合与构造活动的匹配关系决定了油气富集规模；渤海湾石炭系-二叠系煤系残留面积广、残留厚度大。按照黄骅坳陷原生成藏特征评价，初步估算资源规模超1×1012m3，勘探潜力巨大，有望成为深部油气勘探的重大接替领域。