渤海海域潜山油气藏形成条件与富集模式*

王粤川 于海波 彭靖淞 陈心路 孙 哲 史梦琪

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

随着勘探程度和油气产量的不断提高，除进一步对新生代含油气层系进行深入勘探外，渤海海域急需寻找勘探接替领域[1-2]。几十年的勘探实践证实，渤海湾盆地陆上盆地基底潜山是油气勘探的重要领域之一，已发现的61个古潜山油气藏的探明储量占盆地总储量的10.4%，其中华北油田最高可达59.7%[3-4]。渤海潜山勘探起步也比较早，开始主要针对凸起之上的高位潜山进行钻探，在凸起及周边发现了渤中28、秦皇岛35等一些小型潜山油气藏，但油气储量占总地质储量的比例较低[4-5]。“十三五”以来，随着渤中19-6、渤中13-2等多个太古界变质岩潜山大型油气田的发现，掀起了渤海潜山勘探新高潮[6-8]，发现和落实了一批潜山圈闭，但这些潜山圈闭多位于中深层，油气成藏条件不清楚，影响了勘探方向选择和钻井部署。

调研发现，前人主要针对渤海潜山的构造演化和成因、地层和岩性特征、储层特征和控制因素、成藏过程和规律等某个方面进行了研究[9-14]，且主要涉及单个区带或潜山，而针对该地区潜山油气藏形成条件方面的研究还是缺乏系统的梳理，尤其是对潜山成藏关键要素的控制作用不很清楚，例如深埋潜山优质储层发育与否、潜山油气来源是否充足、潜山油气保存条件是否优越等。因此，系统开展渤海海域潜山油气成藏条件分析，弄清潜山成藏关键要素的控制作用，对该地区后续潜山勘探至关重要。

鉴于此，本文以渤海迄今已发现的潜山油气藏分析为基础，尤其是以近年来潜山油气新发现为重点，从储层形成、供烃有效性和油气保存等三大关键成藏要素入手，系统剖析了该地区潜山油气藏形成条件，建立了3种潜山油气富集模式，进而指出了该地区潜山下一步勘探的有利方向，对其他地区类似潜山研究具有一定的借鉴作用。

1 地质背景

渤海海域位于渤海湾盆地的中东部，东临胶辽隆起，西临黄骅坳陷、燕山造山带，南部与济阳坳陷相邻，北部与下辽河坳陷相邻，面积达7.3×104km2[6]。受大型走滑和伸展断裂的切割，渤海海域基底形成近NE、NW和EW向展布的复杂盆-岭结构(图1)。根据现今潜山地层不整合接触关系以及地层岩性差异，可将渤海海域潜山结构分成3种类型(图2)，即A型(单层)、B型(双层)和C型(三层)。其中，A型是指前寒武系变质岩地层直接出露；B型又分为2种亚类：B1型是指前寒武系变质岩地层上覆古生界碳酸盐岩和碎屑岩地层，B2型是指前寒武系变质岩地层上覆中生界火山岩和碎屑岩地层；C型是指前寒武系变质岩、古生界碳酸盐岩和中生界火山岩与碎屑岩地层均发育较全。

图1 渤海海域潜山分布图Fig.1 Distribution of buried hill in Bohai sea area

渤海潜山主要经历了加里东-海西期、印支期、燕山早中期、燕山晚期、新生代裂陷和断陷期等5个阶段构造演化叠加影响，其中印支期和燕山期为关键构造期[11]。印支期，受华南板块以及华北板块剪刀式的闭合影响，南北挤压逆冲作用导致渤海东部古生界大面积强烈剥蚀，由此对潜山内幕塑造定型起到了不可替代的作用，形成了A型、B1型结构潜山(图2)。燕山早中期，受伊泽奈崎板块俯冲作用的影响，渤海发生断陷作用和强烈的岩浆活动，中生界基性-酸性火山岩均广泛分布，并在早期潜山结构基础之上新形成了B2型、C型潜山结构(图2)。燕山晚期，华北弧后的扩张停止并产生挤压，造成了渤海上白垩统的缺失以及早中燕山期地层的局部剥蚀，至此潜山结构基本定型，后期新生代潜山内幕多继承燕山期形迹。

图2 渤海海域潜山地层岩性分布图Fig.2 Stratigraphic lithologic distribution of buried hill in Bohai sea area

2 油气藏形成条件

渤海海域早期针对潜山油气藏的勘探主要是借鉴陆地经验，认为潜山成藏条件较差。首先，潜山岩性复杂，难以形成好的储层，尤其是位于凹陷内的深埋潜山；其次，潜山内部自身不发育烃源岩，又为油型盆地，油气不易充注；最后，断层多期活动，特别是晚期新构造运动断层活动强烈，对油气富集具有负面作用[5-6，15-17]。进入21世纪，随着勘探不断深入，特别是“十三五”期间渤海海域多个大型变质岩潜山油气田的钻探发现，为深入分析该地区潜山油气藏形成条件奠定了基础。因此，基于目前所有已发现油气藏和油气地质数据，针对渤海潜山油气藏形成的关键要素进行了系统研究。

2.1 储层条件

渤海海域钻井揭示的潜山厚度较大的井资料统计结果显示，不发育储层的井数占比达56%[18]，表明储层是否发育对于该地区潜山油气成藏非常重要。因此，在渤海海域寻找油气富集的潜山，首先要弄清潜山储层发育规律并寻找优质储层。

1) 优势岩性(相)是储层发育的前提。

与渤海湾盆地岩石类型相似，钻井揭示渤海潜山岩石类型多样，包括碳酸盐岩、碎屑岩、侵入岩、喷出岩、火山碎屑岩、深成岩、区域变质岩、混合岩、动力变质岩等9种类型。渤海潜山已钻井资料统计表明，钻遇储层的井数占比中变质岩最高(为66.7%)，碳酸盐岩次之(为53.6%)，火山岩最低(为43.0%)。另外，储地比统计结果也具有类似的规律，即变质岩最高(为28.0%)，碳酸盐岩次之(为11.4%)，火山岩最低(为9%)。因此，渤海潜山成储的优势岩性为变质岩，其次为碳酸盐岩和火山岩，这也导致了目前渤海潜山油气藏变质岩的储量占比最大，约占全部储量的64%。

进一步对比分析表明，上述3种岩性中也具有不同的优势成储岩性序列。对于储层发育最好的变质岩，裂缝作为主要储集空间及流体改造的通道，是变质岩潜山储层发育的基础[3，10，12]。大量岩心和薄片观察表明(图3a、b)，长英质矿物含量是影响该地区太古界变质岩成储能力的重要因素之一。随着不同岩性长英质矿物含量增高，岩石脆性增强，容易形成裂缝；而当长英质矿物含量降低，岩石塑性变强，反而不易形成裂缝。三轴应力实验也证实，长英质矿物含量大于68%的岩石在应力作用下易形成网状裂缝[12]。例如，渤中19-6气田就发育变质花岗岩及混合花岗岩,在后期构造运动作用下形成了大量内幕裂缝[10]。对于碳酸盐岩，在渤海海域主要发育局限台地和开阔台地相的晶粒灰岩和白云岩，由于白云岩和灰岩的岩石成分相似，成储差异性不明显[13]。而对于火山岩，目前钻井结果显示成储潜力较差，但优势岩性控储与其他盆地比较类似[14,19]。因此，不同岩性、岩相决定了其储集空间类型、组合和发育程度，最终控制储集物性和储层有效性。从该地区潜山储层岩性统计结果来看，中酸性、中基性火山岩物性明显好于基性火山岩，而近火山口的隐爆角砾岩亚相、中酸性喷溢相上部亚相、侵出相外带亚相等火山岩相带储层物性较好，是形成局部储层甜点的有利岩相(图3c)。例如，石臼坨凸起上的秦皇岛35中生界油田(图1)，其储层岩性就是中酸性英安岩，岩相为喷溢相上部亚相和隐爆角砾岩亚相。

图3 渤海海域潜山变质岩和火山岩岩性与储层之间关系Fig.3 Relationship between lithology and reservoir of metamorphic and volcanic rocks for buried hill in Bohai sea area

2) 多期次多元流体溶蚀和应力叠加是形成优质储层的关键。

已有研究表明，风化淋滤作用是潜山优质储层形成的重要条件[19-20]。渤海潜山经历了多期构造运动，尤其是印支期、燕山期和喜山期构造运动将潜山抬升至地表，使其接受了长期的风化和大气淡水淋滤作用改造，不仅对于易溶的碳酸盐岩潜山储层形成十分关键[13]，而且对于变质岩和火山岩的意义也同样重大，能够形成大量的溶蚀孔隙和裂缝，明显改善了渤海潜山的岩石物性，有利于形成潜山风化壳型储层(图4)。从渤海潜山钻探结果来看，风化壳型储层分布具有以下规律：A型结构太古界变质岩潜山发育程度最好，其次为B1型结构古生界碳酸盐岩潜山，再其次为B2型、C型结构的中生界火山岩潜山，最差的为B2型、B1型、C型结构被覆盖的太古界变质岩和古生界碳酸盐岩潜山。以渤海两大太古界变质岩潜山油气田为例，渤中19-6气田属于A型潜山，其风化壳厚度约300 m；渤中13-2油田属于中生界覆盖的B2型潜山，风化壳发育相对更薄，厚度约200 m。并且，渤中13-2油田溶蚀面孔率比渤中19-6气田要小3%左右，溶蚀裂缝的发育程度也稍低(图4)。

图4 渤海海域A型和B2型结构变质岩潜山储层孔隙和裂缝纵向分布特征Fig.4 Vertical distribution characteristics of pores and fractures in A and B2 type metamorphic buried hill reservoirs in Bohai sea area

由于渤海潜山大多数为中生界覆盖(图2)，故内幕潜山地层风化淋滤较弱。但基于区域应力、裂缝识别、勘探实践等综合分析，渤海海域在印支期近南北向挤压、燕山期左旋走滑和喜山期的右旋走滑拉张应变叠加下发育近NE、NW、E-W向等3组断裂和裂缝体系[10-11]，尤其是局部形成了印支期NW-EW-NEE向和燕山期NE-NEE-SN向两组褶皱(图5)，有利于形成潜山内幕裂缝型储层。统计表明，无论是收缩构造还是拉张构造，它们均随着距主断裂距离增加，裂缝密度迅速降低，且收缩构造褶皱形变最大部位裂缝发育程度最高[8，10]。另外，这些早期形成的缝网系统也为后期热液流体的改造提供了物质基础，有利于进一步改善形成优质储层。以渤中13-2油田为例(图4)，尽管风化壳相对不发育，但是由于其与渤中19-6气田一样均经历了多期次挤压和拉张，尤其是二者形成的挤压褶皱均较发育，因此钻井揭示的内幕裂缝储层厚度均较大，为500 m左右。流体包裹体和微区地球化学分析也证实[10]，除了大气淡水淋滤作用改造外，这两大油气田还存在幔源CO2和烃类等深部热液流体对孔隙和裂缝充填物进行的溶蚀改造，对潜山优质储层形成具有明显改善作用。

图5 渤海海域多期次挤压褶皱对裂缝发育的控制Fig.5 Control of fracture development by multistage compressional folds in Bohai sea area

2.2 供烃条件

大量勘探实践证明，能否得到油气源供给是形成潜山油气藏的重要因素之一[21-24]。从渤海潜山勘探发现结果来看(图1、图6)，潜山油气藏均位于富烃凹陷周缘，其中又以新生界沉积厚度最大、埋藏最深的渤中凹陷为多，与其晚期大量生排烃作用有利于油气富集成藏有关；潜山油气藏与成熟烃源岩之间的距离基本在6 km以内，特别是渤中19-6等大型潜山油气藏主体均位于成熟烃源岩内部；油气源对比结果显示，大约90%潜山油气主要来自埋藏较深、成熟度较高的沙河街组主力烃源岩，其次为东营组下段烃源岩。这些都说明“源控”的重要性，因此，根据潜山油气藏与主要供油气烃源岩的空间配置关系，可以将渤海潜山分为两种：一种是位于大量生油气烃源岩范围内的源内潜山，另一种是超出大量生油气烃源岩范围一定距离外的源外潜山。

图6 渤海海域潜山油气藏与烃源岩和压力关系Fig.6 Relationship between buried hill reservoir and source rock and pressure in Bohai sea area

通过潜山油气藏输导体系和运移模式分析，总结出渤海海域潜山主要发育“上源-不整合”供烃、“侧源-断层”供烃和“深源-断层”供烃等3种模式，再根据直接供烃和间接供烃进一步细分，共有6种模式(图7)。在“上源-不整合”供烃模式中，直接供烃是指源内潜山直接被烃源岩所覆盖，油气从上至下直接运移至圈闭成藏；间接供烃是指油气主要通过潜山不整合的孔隙、裂缝，以及与其连接的其他输导体系运移至未被烃源岩所覆盖的源外潜山圈闭处成藏；该模式所涉及的潜山有A型太古界潜山、B型中生界潜山和古生界潜山以及C型中生界潜山。

图7 渤海海域潜山供烃类型与模式Fig.7 Types and models of hydrocarbon supply in buried hill of Bohai sea area

渤海湾盆地陆上和渤海海域潜山钻探结果均表明[6，21]，“侧源-断层”供烃模式是断陷盆地潜山油气藏形成的重要供烃方式，渤海各种结构类型的潜山均有机会通过该方式获得油气供给，并且潜山多位于源内。该模式直接供烃是指潜山圈闭与厚层烃源岩通过断面直接接触，供烃窗口高度和面积决定了油气的纵向分布和富集程度；间接供烃是指潜山圈闭与供烃断层横向距离较远，油气供给和富集成藏的关键是不整合、断层和内幕裂缝输导油气的效能。

另外，由于渤海海域东营组沉积地层厚度较大，导致沙河街组主力烃源岩与潜山圈闭纵向相距较远，因此该地区普遍发育“深源-断层”供烃模式，并且潜山在源内、源外均存在。其中，该模式直接供烃是指潜山圈闭紧邻烃源岩，但需要依靠断层纵向运移油气，主要包括B型中生界潜山和古生界潜山以及C型中生界和古生界潜山；间接供烃是指潜山圈闭纵向和横向距离烃源岩均较远，虽然各种结构类型的潜山都有可能有该种供烃方式，但综合分析认为该供烃模式不利于油气富集成藏。

上述潜山供烃模式及其组合构成了渤海潜山油气充注和富集成藏的桥梁，渤中19-6、渤中13-2等大中型潜山油气藏就是主要通过不整合、断层两种方式联合供烃形成了大型油气田。当然，潜山油气供给还与其他因素有关[21-24]，不整合结构及孔渗条件、断层与地层倾向配置关系、断层活动性等均对油气运移有影响，只有各种要素的良好耦合才能形成潜山油气的富集。

2.3 保存条件

渤海潜山发育多种岩性优质储层，富烃凹陷具有良好油气供烃条件，但最终能否形成富集潜山油气藏还与保存条件有关[15,25]。这是因为早期针对高位凸起潜山勘探已证实盖层的重要性[6]，并且晚期强烈的断裂活动易导致潜山的油气向浅层运移，尤其是对于轻质原油和天然气的富集提出了更高的要求[15-17]。

研究表明，渤海海域盆地内各凹陷内古近系裂陷期湖相沉积发育，具有水体深、水动力条件弱的特点，是高质量区域盖层形成的有利环境，所沉积的泥岩具有质纯、分布稳定连续、面积广、厚度大的特征，平均厚度为600 m，最大厚度超过5 000 m[18]。尤其是环渤中凹陷地区作为晚期渤海湾盆地的沉降中心，快速沉降导致泥岩易发生欠压实而形成超压，并且烃源岩大量生烃也有助于超压发育，特别是晚期大量生成天然气阶段气体体积发生膨胀，泥岩超压更易快速形成[18]。较高的泥岩排替压力是渤海潜山油气藏高度较高、成藏规模较大的必要条件，当超压泥岩的压力系数在1.2～2.0时，其排替压力值分布范围为4.81～27.91 MPa，平均值高达10.24 MPa[18]。

渤海潜山油气藏和泥岩盖层关系统计分析表明(图8)，古近系泥岩厚度和压力系数对潜山油气差异聚集具有明显影响。可以看出，当泥岩盖层厚度在100～700 m时，能够有效形成潜山油藏的保存，而形成潜山气藏的泥岩盖层厚度至少要大于700 m。泥岩压力在常压下就能形成潜山油藏，但是对于潜山气藏的有效保存，其压力系数至少需要超过1.4；并且，统计显示随着泥岩盖层厚度的增加和压力系数的增大，潜山油气藏高度和储量规模均与之具有较好的正相关关系。进一步对潜山流体性质和泥岩盖层厚度、压力系数的关系统计分析显示，随着盖层厚度、压力增大，原油密度呈现逐渐轻质化的特征，这说明厚层超压泥岩盖层有利于轻质油气的富集，是渤海海域潜山最终形成大型轻质油田和天然气田的保障(渤中19-6、渤中13-2等大中型油气藏均是发育于厚层超压泥岩盖层之下)。

图8 渤海海域古近系泥岩盖层与潜山油气藏特征关系Fig.8 Relationship between Paleogene mudstone caprock and buried hill reservoir characteristics in Bohai sea area

3 油气富集模式与勘探方向

基于上述渤海潜山油气藏形成条件分析，针对目前潜山油气勘探发现的典型油气藏，特别是解剖重点位于低凸起和凹陷斜坡部位的中位潜山以及位于洼陷附近的低位潜山，建立了3种潜山油气富集模式(图9)，进而指出了该地区潜山下一步勘探的有利方向。

1) 低位“溶缝体-源内强供-高压厚盖”天然气富集型

以渤中凹陷渤中19-6潜山气田为典型代表，此种富集模式多见于低位暴露型潜山(图9a)。在强烈的风化作用和构造作用下，风化淋滤孔隙、裂缝和内幕构造裂缝均较发育，孔隙度为0.2%～17.0%。由于源内主成藏期烃源岩的成熟度高，油气可以通过“上源-不整合”直接供烃和“侧源-断层”直接供烃方式，并以大供烃窗口运移成藏。已钻井结果和模拟压力分析表明[8-9]，潜山上覆湖相泥岩最厚可达1 200 m，从东营组下段开始出现超压，压力系数最大可达2.0，有利于天然气的保存和富集，也为油气的充注提供了较强动力，地层测试中存在弱超压也说明如此。

图9 渤海海域潜山油气富集模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation model of buried hill in Bohai sea area

2) 中、低位“缝网体-源内强供-中高压厚盖”油气富集型

以渤中凹陷渤中13-2油田为典型代表，此种富集模式多见于中位斜坡、低位双层结构覆盖型潜山(图9b)。由于潜山内幕地层经历的风化作用较弱，风化壳型储层不发育，但受到多期构造运动和断裂活动的影响，因此形成了裂缝较发育的优质储层，孔隙度为0.6%～8.3%。另外，源内主成藏期烃源岩的成熟度较高，油气可以通过“侧源-断层”直接供烃方式，并以大供烃窗口运移成藏，最大充注窗高度约1 000 m。从已钻井结果来看[7]，潜山上覆湖相泥岩厚度约700 m，沙河街组泥岩压力系数在1.4左右，能够较好地保存轻质原油和天然气。

3) 中位“缝溶体-源外强供-中压中厚盖”原油富集型

以辽西低凸起锦州25潜山油田为典型代表，此种富集模式多形成于中位低凸起暴露型潜山(图9c)。由于经历了更长时间的风化和大气淡水淋滤作用，因此溶蚀孔隙、裂缝较发育，孔隙度最高达23.3%。潜山位于源外，但距离供烃凹陷不远，油气可以通过“上源-不整合”间接供烃、“深源-断层”间接供烃方式运移至圈闭成藏。从已钻井结果来看[6]，上覆湖湘泥岩厚度约500 m，泥岩压力系数在1.2左右，因此该模式主要有利于保存原油，而天然气则相对难以保存。

基于上述潜山油气富集模式，从渤海潜山勘探实际出发，进一步明确了该地区潜山未来勘探的有利方向。目前渤海的高位凸起潜山勘探程度已经非常高，中、低位潜山勘探程度还比较低，特别是在渤中、辽中、辽西等富烃凹内部和周缘还存在大量的暴露型古生界碳酸盐岩、暴露型中生界火山岩以及覆盖型太古界变质岩中、低位潜山圈闭(图2)，储层、供烃和保存匹配条件较好，有利于轻质原油和天然气的保存，均是下一步潜山勘探的有利地区。

4 结论

1) 渤海海域潜山具有较好油气藏形成条件，其中优势岩性(相)是储层发育的前提，多期次多元流体溶蚀和应力叠加是形成优质储层的关键；富烃凹陷潜山油气来源更充足，能否成藏取决于“源-储”匹配关系，源内不整合与断层以大供烃窗口直接供烃有利于形成大规模油气藏；潜山油气聚集规模和流体性质与优质盖层有关，区域厚层超压泥岩盖层是形成大中型轻质油田和天然气田的必要条件。

2) 渤海海域潜山油气富集模式可总结为低位“溶缝体-源内强供-高压厚盖”天然气富集型、中位“缝溶体-源外强供-中压中厚盖”原油富集型以及中、低位“缝网体-源内强供-中高压厚盖”油气富集型等3种，渤中、辽中、辽西等富烃凹内部和周缘存在的大量暴露型古生界碳酸盐岩、暴露型中生界火山岩以及覆盖型太古界变质岩中、低位潜山圈闭均是下一步潜山勘探的有利地区。