渤海海域潜山油气运移模式与运聚能力定量评价*

牛成民 王飞龙 叶 涛 王广源 崔普媛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

潜山一词最早由Powers提出，主要指在盆地沉积层序之下的基岩古地貌山[1]。渤海湾盆地作为我国潜山油气藏研究的重点区域，潜山勘探经历了多个发展阶段：1975年渤海湾盆地任丘油田的发现掀起了潜山勘探的热潮，之后因鲜有重大发现而陷入低谷[2-3]；2005年以来随着兴隆台、千米桥、苏桥、埕岛等一大批潜山油气田的发现，重新展示了渤海湾盆地潜山巨大的勘探潜力[4-8]。渤海海域作为渤海湾盆地的重要组成部分，近年来在潜山领域持续获得重大突破：锦州25-1南、蓬莱9-1、渤中19-6、渤中21-2、渤中13-2等一大批不同层系、不同岩性潜山的突破，揭示了渤海潜山巨大的勘探潜力以及良好的勘探前景[9-15]。

针对渤海海域潜山的构造演化、储层发育特征以及油气成藏过程，大量学者已开展了大量的研究，并取得了丰硕的研究成果，有效推动了渤海潜山的勘探进程[16-20]。油气运聚作为影响潜山成藏的关键要素，决定了潜山的成藏规模与勘探成效，但目前对渤海潜山油气运移模式的系统梳理分类及运聚能力的定量评价研究还相对薄弱，这也严重制约了后续渤海潜山的勘探与评价。本文通过对大量已发现潜山油气藏的解剖，从烃源岩与圈闭相对位置关系角度对渤海潜山进行了分类，总结了不同类型潜山的油气运聚模式，探讨了影响运聚能力的关键因素，并基于关键因素建立了定量评价方法。本次研究成果一方面丰富了潜山油气运移理论，同时也对未来渤海海域及具有相似地质背景盆地的潜山油气勘探具有重要的实践指导意义。

1 区域地质概况

渤海海域位于渤海湾盆地东部，是渤海湾盆地新生代的沉积沉降中心，勘探面积约4×104km2[21]。渤海海域整体上具有隆坳相间的构造格局，环渤中地区主要的凸起带以及潜山带呈现出北西向或近东西向展布特征，而辽东湾地区则以北东走向为主(图1)。渤海海域自下而上发育太古界、古生界、中生界以及新生界，其中新生代之前的地层统称为潜山地层。太古界与下古生界岩性相对简单，分别以区域变质岩与海相碳酸盐岩为主；上古生界发育海陆过渡相含煤沉积；中生界岩性最为复杂，以富含火山岩的陆源碎屑沉积为特征，部分构造带钻遇燕山期的花岗岩[22-23]。

图1 渤海潜山油气田平面分布图Fig.1 Distribution of the buried hill oil and gas fields in Bohai sea

渤海海域在新生代古近纪发生强烈裂陷，沉积了孔店组、沙河街组以及东营组的湖相地层[24]；新近纪进入热沉降阶段、发育馆陶组、明化镇组等河流相沉积[25]。目前渤海海域已发现多个潜山油气田，油源对比揭示其油气主要来源于沙河街组烃源岩，部分潜山原油有东营组成熟烃源岩的贡献，整体上具有“新生古储”的特征[26-27]。平面上，凹陷内部的低位潜山以及凸起之上的高位潜山均有商业性油气田发现；纵向上，太古界变质花岗岩、古生界碳酸盐岩以及中生界火成岩中也均有规模性油气田的探明[28-29]。目前已发现的潜山储集空间较为多样，主要为构造裂缝以及沿裂缝形成的溶蚀孔洞[30]。

2 渤海潜山油气藏类型

渤海海域为典型的中新生代陆相断陷盆地，盆地内陡坡带、缓坡带以及洼陷带内均发育了大量的潜山油气藏。潜山油气藏受所处构造位置差异的影响，其与烃源灶的距离远近、接触关系、输导体系各不相同，也势必造成运聚模式的差异。以渤海勘探实践为基础，基于潜山圈闭与烃源灶的关系,将渤海潜山油气藏划分为源内、源边和源外三大类型。

2.1 源内型

渤海海域的主力烃源岩为沙河街组三段、一段以及东营组三段，将直接被上述成熟烃源岩所覆盖的潜山定义为源内型潜山。源内型潜山多位于盆地的凹陷带内，埋藏深度较大，多为低位潜山(图2)。该类潜山由于直接位于生烃凹陷内部，油源条件十分优越，可近距离运聚成藏；其次，该类潜山上覆盖层为古近系沙河街组—东营组湖相泥岩，是盖层也是烃源岩，受生烃增压以及欠压实双重作用影响超压发育，具有良好的封盖能力。该类潜山埋深较大，周围的烃源岩多进入生气阶段，因此多形成气田、凝析气田或者高挥发油田，油藏品质好。目前渤海海域已获得大中型油气田发现的源内型潜山包括渤中19-6太古界变质花岗岩凝析气田、渤中21-2和渤中22-1古生界碳酸盐岩气藏等。

图2 渤海潜山油气藏分类模式图Fig.2 Classification of the buried hill reservoirs in the Bohai sea

2.2 源边型

源边型潜山主要指潜山圈闭紧邻生烃凹陷的中低位潜山，潜山圈闭多通过断层与烃源岩直接接触，断面可作为直接的供油气窗口，可近源运聚成藏(图2)。此类潜山上覆盖层往往也是古近系湖相泥岩，但一般不是有效烃源岩，且受欠压实作用影响往往发育超压，形成了良好的盖层条件。因此，这种类型潜山油源充足、盖层条件较好，但由于潜山边界断层长期活动，油气在浅层、中深层和潜山都有分布。典型代表如：渤中凹陷北部石臼坨凸起的428潜山、渤中凹陷东侧渤东低凸起的龙口7-A潜山等。

2.3 源外型

源外型潜山指平面上圈闭分布在有效烃源灶之外，垂向上潜山上覆盖层一般为东营组—新近系泥岩，为非烃源岩或未进入生烃阶段的烃源岩。这类潜山多为中高位潜山，埋深小于源内型潜山(图2)；潜山圈闭距离烃源灶较远，油气需要经历较长距离运移，且油源主要为洼陷内早期生成的石油，以油藏为主，如锦州25-1南、渤中26-2和渤中28-1油田等。此外，由于埋藏较浅，部分油田遭受强烈的生物降解作用而形成稠油油藏，如蓬莱9-1油田。

3 不同类型潜山油气藏运聚模式

不同类型的潜山成藏要素的配置不同，其运聚特征及其模式具有较大的差异。根据潜山与烃源灶的关系，考虑主要运移动力以及输导体系，总结了渤海潜山油气运聚模式，其中源内型潜山主要为“源内—断压双控覆盖式”近源运移模式，源边型潜山主要为“源边—断压双控侧供式”近源运移模式，而源外型潜山可发育“源外—断裂—潜山顶面不整合”以及“源外—潜山内幕不整合”远源运移模式。

3.1 “源内—断压双控覆盖式”近源运聚模式

渤中19-6太古界花岗岩潜山凝析气田是渤海海域典型的源内型潜山气田，其四周被生烃洼陷包围，上部直接被沙河街组成熟烃源岩覆盖。本文以该潜山为例介绍“源内—断压双控覆盖式”近源运移模式。

1) 位于生烃凹陷内。气源对比结果表明，渤中19-6气田的天然气主要来源于渤中凹陷沙河街组三段烃源岩。由于埋深大，潜山上覆的烃源岩也已经成熟，整个潜山顶部及侧向为成熟-高过成熟烃源岩所包裹。盆地模拟结果表明，沙三段烃源岩在25～10 Ma进入主生油期，在12 Ma至今进入主力生气阶段；流体包裹体资料证实渤中19-6潜山内发生过多期的油气充注，12.0～5.1 Ma为原油充注阶段，5.1 Ma以来进入天然气的持续充注阶段，原始的油藏逐步调整为现今的凝析气藏[18]。

2) 断压双控运移。渤中19-6潜山形成之后，在新生代遭受了走滑与拉张断裂的强烈改造。这些新生代活动的断裂，一方面将潜山分割为不同的块体，同时使得潜山优质储层直接与高成熟烃源岩对接，形成了供油窗口。如：BZ19-6-2Sa井南侧的控山断裂形成了近1 500 m的供油窗口；断层下降盘超压生烃中心生成的油气直接沿断面运移至潜山圈闭中，极大拓展了油气的充注下限。

3) 古近系超压泥岩盖层。钻井证实，渤中19-6潜山上覆地层泥岩厚度160～480 m，巨厚的泥岩盖层使得油气更容易在深部潜山储层中发生就近运移和聚集。此外，BZ19-6-6井泥岩声波时差资料揭示，研究区东二下亚段及以下古近系地层发育超压，超压层系厚度近500 m，其中沙河街组压力系数最大可达1.6(图3a)。临近钻井压力系数统计结果也证实，潜山上覆泥岩超压系数普遍在1.5以上，最大可达1.8左右(图3b)。厚层的超压泥岩盖层，一方面为潜山天然气的保存提供了良好的盖层条件；更为重要的是，包裹在潜山周围的这种强超压，为油气的侧向运移甚至是向下运移，提供了充足的动力。

图3 渤中19-6凝析气田压力发育特征Fig.3 Pressure characteristics of the BZ19-6 condensate gas field

因此，成熟烃源岩生成的油气与潜山侧面断层或顶面不整合直接对接“零距离”充注，在源—储强压差的持续驱动下，周围生烃灶和上部烃源岩生成的充足油气不断向潜山储层中充注，形成了气柱高度超1 000 m的大型凝析气田(图4)。该类潜山的成藏规模主要取决于圈闭的大小以及储层的发育程度。

图4 渤中19-6气田“源内—断压双控覆盖式”近源运聚模式Fig.4 “Near-source and overpressure mantle” migration model of the BZ19-6 gas field

3.2 “源边—断压双控侧供式”近源运移模式

源边型潜山一般具有“源边—断压双控侧供式”近源运移模式，龙口7-A是该类潜山的典型代表。龙口7-A潜山位于渤中凹陷和渤东凹陷夹持的渤东低凸起南段，圈闭类型为受凸起东、西两侧大断层夹持的断背斜，潜山主要储层为中生界火山岩[31]。1980年钻探PL7-1-1井，在馆陶组、东营组和中生界火山岩中均获得了油气发现。

1) 紧邻生烃凹陷。渤中凹陷南部和渤东凹陷发育沙三段、沙一二段和东下段3套有效烃源岩，有机质类型好、丰度高、厚度大。盆地模拟结果表明，渤中凹陷沙三段、沙一二段和东下段3套烃源岩总排油量约300×108t，渤东凹陷烃源岩总排油量约100×108t。因此，渤中凹陷和渤东凹陷3套烃源岩可为龙口7-A潜山提供充足的油气源。

2) 两侧持续活动大断层提供了大供烃窗。龙口7-A潜山为两条近北东向长期活动边界断层所夹持，这两条长期活动的边界断层可为潜山形成巨大的供油窗口，渤中凹陷一侧控山边界断层供油窗口接近1 000 m，渤东凹陷一侧控山边界断层供油窗口约为600 m。同时使得潜山优质储层直接与高成熟烃源岩对接，有利于断层下降盘超压生烃中心生成的油气直接沿断面侧向运移至潜山圈闭中。

3) 超压提供了运移动力。渤中和渤东凹陷深层超压普遍发育，其中渤中凹陷东三段最大压力系数1.85，沙一二段最大压力系数1.65，沙三段最大压力系数2.05；渤东凹陷东三段最大压力系数1.4，沙一二段最大压力系数1.35，沙三段最大压力系数1.65。另外，根据PL7-A-1压力成因判别图版(图5)，PL7-A-1井古近系压力系数随深度增加而增大，声波时差曲线值随深度的增大逐渐变大，主要为欠压实超压成因；潜山内部的压力系数为1.78，其压力随深度的增加而增大，且压力连线平行于静水压力梯度，同时可能还含有液体烃向气态的转化增压，在潜山取芯中见轻质油渗出和气泡，主要为连通型传递超压成因，这是由渤中、渤东凹陷超压系统中的高压流体通过断裂或不整合充注所致。

图5 PL7-A-1井压力特征分析图Fig.5 Pressure characteristics of Well PL7-A-1

综上分析，渤中和渤东凹陷烃源岩生成的成熟油气在超压驱动下，侧向穿过断层和不整合面向龙口7-A潜山中不断充注，形成“源边—断压双控侧供式”近源运移模式(图6)。该类潜山运聚能力除受潜山圈闭大小、储集物性影响外，同时受断裂输导能力以及供烃量影响明显。

图6 龙口7-A构造“源边—断压双控侧供式”近源运移模式Fig.6 “Source-side,fault-pressure dual control side supply”migration model of LK 7-A structure

3.3 源外远源运移模式

3.3.1“源外—断裂—潜山顶面不整合”远源运移模式

蓬莱9-1油田是渤海典型的源外型潜山油田，具有“源外—断裂—潜山顶面不整合”远源运移模式。该油田位于渤东凹陷东南侧的庙西北凸起之上，是一个大型的具有背斜构造背景的高位潜山。该潜山为燕山期花岗岩侵入体形成，后续经历了燕山期-喜山期古近纪的长期风化剥蚀，潜山顶部花岗岩风化壳型储层十分发育[32]。钻探证实该潜山探明原油地质储量近2×108t。

1) 源外远距离供烃。蓬莱9-1油田为源外高潜山，油源对比结果证实潜山油气主要来源于西北侧的渤东凹陷[33]，主力生烃灶距离潜山圈闭约15 km，油气需经历长距离运移才能进入潜山聚集成藏。

2) 断裂—潜山顶面不整合复合输导。蓬莱9-1油田油气运移的输导体主要由潜山西北坡的断裂与潜山顶部不整合面构成。北坡断裂在新近系持续活动，为油气自渤东凹陷向上运移提供了通道。不整合面的输导能力是油气能否横向长距离运移的关键，钻井证实在潜山顶部发育厚层的花岗岩风化砂砾岩层(图7)，最大厚度可达近30 m，溶蚀孔和裂缝发育，具有极好的储集和渗透性，孔隙度可达20%左右，为油气横向运移提供了良好通道；另外，风化砂砾岩层之下的网状风化裂缝带横向连通性好，也可为油气横向运移提供良好通道。

图7 蓬莱9-1花岗岩潜山不整合特征及输导能力Fig.7 Unconformity characteristics and transport capacity of PL 9-1 granite buried hill

因此，渤东凹陷生成的成熟油气，在源内超压驱动下，首先沿大型控边断裂发生垂向运移；再通过斜坡带基岩顶部不整合面继续横向运移，最终在蓬莱9-1潜山相对高部位聚集成藏(图8)。该类潜山由于需要源外远距离运移，除圈闭规模以及储层物性外，供烃量、不整合输导能力、源-储压差等对运聚量均具有重要的控制作用。

图8 蓬莱9-1油田“源外—断裂—潜山顶面不整合”远源运移模式Fig.8 “Fault—unconformity on the top of buried hill” outside source migration model of PL9-1 oilfield

3.3.2“源外—潜山内幕不整合”远源运移模式

“源外—潜山内幕不整合”与“源外—潜山顶部不整合”运移模式的不同在于，其横向输导层为潜山内幕不整合。秦皇岛30-A油藏是该类运移模式的典型代表，该油田位于辽西南凸起的南倾末端，主要勘探层系为太古界内幕潜山，太古界顶部残余较厚的中生界。该潜山演化过程复杂，自印支运动开始形成雏形，后续受燕山运动、尤其是喜山期的走滑及拉张改造明显。秦皇岛30-A构造于2019年钻探1井，在太古界潜山中发现了42.5 m油层，油气不是沿传统的潜山顶面不整合运移，而是沿潜山内幕不整合面运移。

原油饱和烃气相色-质谱显示(图9)，QHD30-A-1太古界原油更有可能主要来自渤中凹陷。在生标特征方面，QHD30-A-1太古界原油具有中等伽马蜡烷烃、中等4-甲基C30甾烷、C27-29甾烷中具有C27优势的特征；在成熟度方面，QHD30-A-1成熟度较高，表现为正构烷烃主峰碳前移，C29规则甾烷立体异构化参数大，C29ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)分别为0.42和0.43。通过对比，QHD30-A-1太古界原油生标特征、成熟度与QHD36-A-1沙二段原油更为接近，QHD36-A-1沙二段原油已证实来自渤中凹陷烃源岩[34]。而QHD30-B-1原油的伽马蜡烷烃中等，C27-29甾烷中具有C29优势，且原油成熟度低，C29ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)分别为0.26和0.25，其原油已证实来自秦南凹陷。因此，从油气源对比角度看QHD30-A-1太古界原油更有可能主要来自渤中凹陷。

图9 秦皇岛30-A构造油源对比Fig.9 Oil-source correlation of the QHD30-A structure

从QHD30-A-1井所处构造位置看，其位于秦南凹陷陡坡带，秦南凹陷的油气沿着控山断层形成的供油窗口可直接进入花岗岩圈闭，但是该凹陷油气主运移方向为北部缓坡带。而南侧渤中凹陷的原油需要经过长距离的运移才能进入秦皇岛30-A圈闭，钻井揭示该区潜山顶部为中生界湖相泥岩，其在风化过程中难以形成有效输导层；而中生界之下为太古界变质花岗岩(缺失古生界)，经历印支期、燕山期等多期构造活动叠加改造和晚中生代—古生代长期暴露风化，变质花岗岩顶部容易形成厚层风化裂缝带，形成优质的横向输导层。另外，区域地质研究也表明，渤中凹陷内部发育一太古界变质岩出露区，其与渤中凹陷成熟烃源岩直接接触，成为渤中凹陷内部油气向边缘潜山运移的“进源口”。该运移模式在渤海较为少见，却是一类重要的新模式(图10)。

图10 秦皇岛30-A构造“源外—潜山内幕不整合”远源运移模式Fig.10 “Outside source and inside unconformity”migration model of QHD 30-A structure

4 运聚能力定量评价

4.1 评价方法与参数赋值

潜山的油气运移受到烃源岩供烃量、潜山储集能力、输导体系以及运移动力等多种因素的影响。为了定量表征潜山的运移能力，首先通过优选对潜山运聚量具有明显控制作用的因素作为表征参数，然后对不同的因素赋予不同的权重，基于加权评价法定量评价潜山的运聚能力。

4.1.1关键参数赋值标准

无论是源内型、源边型还是源外型潜山，控制运聚量的核心因素包括供烃洼陷的供烃量、供烃动力、供烃的距离、输导体系的输导能力以及潜山本身的储集能力等。利用盆地模拟得到的汇聚量表征供烃量；考虑到潜山内部多为正常压力，利用生烃灶内泥岩的压力系数代表源储压差，即供烃动力；生烃灶中心距离潜山圈闭的距离表征供烃距离；不整合面的孔隙度以及风化壳厚度表征输导能力；选择目标潜山的孔隙度以及储层面积表征其储集能力。所有参数按指标范围，赋予0～10的分值，参数越利于油气运移，赋值越高，反之越低，10代表性能最好，0代表不具备相关性能。以2为间隔，将单项参数划分为五个区间。结合已发现油田的数据，对单项参数进行统计分析，首先确定单项参数的中间值，将其赋值为6；将中间值与最小值划分为两等份，分别赋予2、4；同理，对中间值与最大值进行两等份，分别赋予8、10(表1)。不同参数根据其重要性赋予不同的权重，所有参数权重之和为1。

表1 渤海海域潜山油气运聚能力定量评价参数赋值标准Table 1 Standard for the quantitative evaluation parameters of oil and gas migration capacity of buried hills in Bohai sea area

4.1.2不同类型潜山评价方法

1) 源内型潜山

对于源内型潜山，由于其直接与烃源岩对接，其运移能力不受输导体系的影响，因此剔除输导体系输导能力以及供烃距离两个因素，控制其运聚能力(运聚量)的主要因素包括：烃源灶的供烃能力、潜山的储集物性、储层的规模以及供烃动力。考虑各个参数对油气运聚能力的贡献程度，尤其是源内潜山普遍发育超压以及优质烃源岩，对上述评价参数进行权重赋值：供烃量为0.15、压力系数为0.15、储层物性为0.3、储层规模为0.4。最终建立了源内型潜山运聚能力定量评价公式：F=0.15D供+0.15D压+0.3D孔+0.4D面。其中：F为运聚能力，D供为供烃量，D压为生烃中心泥岩压力系数，D孔为潜山孔隙度，D面为潜山储层面积。

2) 源边和源外型潜山

源边和源外型潜山较源内型潜山受输导体系的输导能力影响更为明显，因此在上述表征参数的基础上，同时需要考虑供烃距离、不整合面孔隙度以及不整合面的厚度等因素。同样考虑各个参数对油气运聚能力的贡献程度，对上述评价参数进行权重赋值：供烃量为0.2、压力系数为0.1、供烃距离0.2、不整合面孔隙度0.15、不整合面厚度0.15、储层物性以及储层规模各为0.1。最终建立了源内型潜山运聚能力定量评价公式：F=0.2D供+0.1D压+0.2D距离+0.15×D孔(不整合)+0.15D厚度(不整合)+0.1D面+0.1D孔。其中：F为运聚能力，D供为供烃量,D压为生烃中心泥岩压力系数,D距离为供烃距离,D孔(不整合)为不整合面孔隙度,D厚度(不整合)为不整合风化砂砾岩厚度,D孔为潜山储层孔隙度,D面为潜山储层面积。计算结果中F值越大，代表潜山圈闭的油气运聚潜力越大。

4.2 方法应用效果分析

基于以上评价方法，对渤海已发现潜山油田进行了评价(表2)，其中供烃量采用最新渤海盆地模拟结果，生烃中心泥岩压力系数参考测压取样、测井曲线计算以及地球物理速度获得，供烃距离利用双狐软件在地质图件上量取，不整合面孔隙度以及厚度利用已钻井实测统计获得，潜山孔隙度利用实钻井物性分析获得，潜山储层面积利用地球物理资料量取优势储层地震相的分布面积获得。

表2 渤海海域潜山油气田及构造运聚能力计算结果Table 2 Calculation results of hydrocarbon charging ability in buried hills of the offshore Bohai sea area

计算结果与实际钻探情况基本相符，聚集量越大的潜山，F值越大(表2)。目前渤海已发现的储量规模较大的潜山F值均在6以上，如渤中21-2、渤中22-1、锦州25-1南、曹妃甸2-2和渤中28-1油田；而F值在8以上的多为亿吨级油气田，如渤中19-6、蓬莱9-1油田；聚集储量规模较小的油田或构造F值均在6以下，如锦州20-2、锦州25-1北等含油气构造。

4.3 未钻潜山评价与优选

基于上述方法，对渤海海域一些未钻潜山圈闭进行了评价和优选。

1) 源内型潜山

渤海富烃凹陷内部发育一系列源内低位潜山，这些潜山是未来勘探的理想区域。辽西凹陷内部的锦州14-A潜山主体为太古界变质花岗岩，其顶部直接被沙河街组成熟烃源岩所覆盖；沙河街组巨厚的超压泥岩为油气的保存提供了良好的盖层条件，该潜山整体具有与渤中19-6相似的运移模式，定量评价结果表明其运聚能力大于6，证实其具有良好的勘探前景(图11a)。渤中凹陷内部的渤中8-A低位潜山主要由中生界火山岩组成，地震相类比其与旅大25-1构造的火山爆发相具有极强的相似性，推测其储层发育程度较好；更为重要的是，潜山顶部直接为古近系成熟烃源岩所覆盖，同样具有“源内—断压双控覆盖式”近源运聚模式(图11b)，定量评价其运聚能力值为7.8(表2)，是未来值得探索的重要领域目标。

图11 渤海典型潜山构造油气运移模式Fig.11 Hydrocarbon migration models of typical buried hills in Bohai sea area

2) 源边型潜山

渤东低凸起的龙口7-A潜山低潜山主要由中生界火山岩组成，地震相为爆发相，推测其储层发育程度较好，渤中和渤东凹陷烃源岩生成的成熟油气在超压的驱动下，侧向沿着断层和不整合面可以向龙口7-A潜山中不断充注，运移能力定量评价结果表明其运聚能力值为7.7(表2)，是未来值得探索的重要领域性目标。此外，秦皇岛35-A潜山圈闭夹持在渤中凹陷和秦南凹陷之间，为源边型潜山，该潜山处于优势运移通道之上，具有较大的勘探潜力，也是近期勘探的有利方向。

3) 源外型潜山

源外型潜山多发育于盆地的凸起区或者斜坡带，油气需要经历较为长距离的运移才能聚集成藏。辽西低凸起及其倾末端发育大量的内幕不整合面运移路径，这为洼陷区的油气向盆缘运移提供了优质的横向通道，旅大25-A以及锦州25-A太古界潜山圈闭即位于该优势运移通道之上(11c、d)，具有一定的勘探潜力。

5 结论

1) 根据潜山圈闭与主力生烃灶的接触关系，将渤海海域潜山划分为“源内型”“源边”和“源外型”三大类，其中“源内型”潜山主要为分布在洼陷带内的低位潜山，“源边型”潜山为两个洼陷之间且两侧受断层控制的低位潜山；而“源外型”潜山则为斜坡带以及陡坡带的中高位潜山。

2) 不同类型的潜山运聚模式差异显著，“源内型”潜山发育“源内—断压双控覆盖式”近源运聚模式，潜山储集物性及圈闭规模是控制充注量的关键因素；源边型潜山发育“源边—断压双控侧供式”近源运聚模式，源外型潜山发育“源外—断裂—潜山顶面不整合”以及“源外—内幕不整合”远源运聚两类模式，源边和源外型潜山的运聚能力受圈闭大小、储集物性、圈闭距生烃灶距离、生烃强度、不整合输导能力、压力系数等多种因素控制。

3) 在三类潜山运聚主控因素分析基础上，基于专家打分和加权平均原理，分别建立了“源内型”“源边”及“源外型”潜山的运聚能力定量评价方法，指出未来渤中8-A、锦州14-A等源内型潜山圈闭以及龙口7-A源边型潜山圈闭是有利的勘探目标；旅大25-A等源外型潜山圈闭具有一定勘探潜力。