渤海湾盆地渤中坳陷天然气成藏主控因素与有利勘探方向

牛成民 于海波 胡安文 叶 涛 秦德海 华晓莉 梁舒艺

（ 中海石油（中国）有限公司天津分公司 ）

0 引言

渤海湾盆地是一个中—新生代的大型含油气盆地[1]。近年来，渤海海域发现了一系列大中型油田，如深层的渤中13-2油田、浅层的渤中13-1南油田和垦利6-1油田等[2-4]，也取得了一些认识。例如，施和生等[5]认为多期立体网状裂缝的发育程度及其与供烃窗的连通性是双层结构太古宇潜山成藏的关键；王德英等[6]在环渤中地区新近系油气运移分析的基础上，创立了“汇聚脊—断层—圈闭”的浅层油气控藏模式；徐长贵等[7]认为双向烃源供给、高效的油气输导体系和连片砂体是垦利6-1亿吨级油田油气成藏的主控因素。随着天然气勘探力度的加大，近年渤海湾盆地渤中坳陷的天然气勘探也获得了重大突破，相继发现了渤中19-6凝析气藏、渤中21-2气藏和渤中22-1气藏等[8-15]。其中，渤中19-6凝析气田储量规模超千亿立方米，是中国东部目前发现的最大的天然气田[9]。从目前实际勘探情况来看，渤海湾盆地渤中坳陷天然气整体勘探程度不高，仍具有较大勘探潜力。因此研究渤海湾盆地渤中坳陷天然气成藏主控因素，理清勘探潜力，指出下一步有利勘探区，具有重要的现实意义。

1 天然气藏特点

1.1 天然气藏分布特征

从平面上看，渤海湾盆地渤中坳陷天然气藏分布相对集中，主要发育于渤中凹陷西南部，包括曹妃甸18-2、渤中19-6北、渤中19-6和渤中26-2等凝析气藏，以及渤中21-2气藏与渤中22-1气藏（图1），约占渤海海域天然气藏总数的70%。渤中凹陷北部和东部发现天然气藏较少。

图1 渤中凹陷西南部气藏分布图Fig.1 Gas reservoir distribution in southwestern Bozhong Sag

从层位上看，在太古宇变质岩潜山、下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山、新生界古近系孔店组和东营组砂砾岩体中均发现了一定规模的气藏。曹妃甸18-2凝析气藏主力含油气层段为太古宇变质岩潜山及其上覆东营组三段底部砂砾岩，渤中19-6凝析气藏主要含气层段为太古宇变质岩潜山和上覆孔店组砂砾岩，渤中26-2凝析气藏主要含气层段为太古宇变质岩潜山，渤中21-2气藏、渤中22-1气藏和渤中19-6北凝析气藏的主力含气层段为下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山。其中，探明储量规模超千亿立方米的为渤中19-6太古宇变质岩潜山；其次，探明储量较大的为渤中21-2和渤中22-1的下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山。综合来看，太古宇变质岩潜山和下古生界碳酸盐岩潜山是渤中凹陷天然气主要富集层系。

1.2 天然气藏组分特征

渤中凹陷天然气藏组分最显著的特点是CO2含量差异大（表1）。CO2含量最高的是渤中21-2下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山气藏，高达50.12%；其次，渤中22-1下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山气藏CO2含量也相对较高，一般在34.00%上下。其他天然气藏中CO2含量较低，绝大多数小于10.00%。CO2含量与油气流体相态密切相关，具体表现为高含CO2的天然气藏为纯干气，如渤中21-2和渤中22-1气藏，低含CO2的天然气藏为凝析气。造成上述差异的原因可能为大规模CO2充注期（新近系馆陶组沉积期），早于油气成藏期（新近系明化镇组沉积期以来），早期充注的CO2占据有效储集空间后处于一套相对独立的压力系统下，后期原油很难再进入物性相对更差的储层中，仅部分烃类气可继续充注并与CO2混合，形成现今的高含CO2气藏。

渤中凹陷天然气藏组分另一个显著的特点是低含CO2的天然气藏烃类组分中乙烷及以上重烃含量较高，C2+平均含量为16.2%，一般在12%以上，干燥系数小于0.92，属于典型的湿气（表1）。这与渤中凹陷凝析气藏中天然气主要为沙河街组三段偏腐殖型干酪根的裂解气密切相关[9]。

表1 渤中凹陷天然气地球化学参数Table 1 Geochemical parameters of natural gas in Bozhong Sag

2 天然气成藏主控因素及成藏模式

2.1 天然气成藏主控因素

2.1.1 混合型烃源岩晚期快速熟化高强度生气是大型气藏形成的物质基础

前人对渤中凹陷已发现天然气田的油气特征、成因及来源开展了系统性研究，并取得了较为一致的认识：渤中凹陷天然气藏中的凝析油主要源自沙河街组三段烃源岩，天然气主要为沙河街组三段混合型干酪根裂解气[8-12,16-18]。渤中凹陷沙河街组三段烃源岩TOC介于0.10%～4.33%，均值为2.62%，S1+S2在2.03～18.31mg/g之间，均值为16.19mg/g，属于好—极好烃源岩。此外，沙河街组三段烃源岩主要形成于盐度相对较低的开放湖盆环境[19-20]，有机质中既有陆源高等植物又有菌藻类的贡献，有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型（本文将其称为混合型）（图2）。

图2 渤中凹陷烃源岩有机质类型图Fig.2 Organic matter types of source rocks in Bozhong Sag

王奇等[21]利用黄金管热模拟实验分析了渤中凹陷沙河街组三段混合型烃源岩生烃特征。结果表明，随着成熟度的增加，沙河街组三段烃源岩的GOR值（生气量与生油量比值）逐渐增大；Ro<1.0%，GOR增长缓慢，以生油为主；1.0%≤Ro≤1.3%，GOR显著增大，主要生成原油伴生气；当Ro>1.3%以后，GOR增加幅度更大，揭示油裂解气贡献增多[21]。在此基础上，结合盆地模拟分析结果可见，5.1Ma以前，渤中凹陷沙河街组三段烃源岩生气量仅占总生气量的16.6%，而5.1Ma至今，生气量占总生气量的83.4%，是早期生气量的5倍（图3）。这主要受新构造运动的影响所致，渤海湾盆地渤中凹陷晚期（5.1Ma以来）发生了快速沉降，沉降速率高达320m/Ma，沉积厚度达3000m。该时期的快速沉降使得沙河街组三段烃源岩埋深迅速增大，进一步促进有机质热演化程度迅速增大，导致晚期大规模生气。另外，该时期的大规模生气与区域超压泥岩盖层的形成相匹配[22]，使天然气能大规模富集成藏，从而为大气田的形成奠定了物质基础。

图3 渤中凹陷沙河街组三段烃源岩生气模式（据文献[19]修改）Fig.3 Gas generation model of the 3rd member of Shahejie Formation source rocks in Bozhong Sag (modified after reference [19])

2.1.2 多类型优质规模性储层是大型气藏形成的关键

渤中凹陷埋藏深度大，成岩作用强，但仍发育多种类型的有效储集体，主要分布在古近系砂砾岩、下古生界碳酸盐岩潜山和太古宇变质岩潜山中[23-24]。不同类型的储层，其特征和形成机制具有一定的差异性。

2.1.2.1 “优势矿物—多期应力—双向流体”三元共控太古宇优质储层

太古宇储层岩性主要为片麻岩，内部发育一定厚度的中基性侵入体，如闪长玢岩、辉绿岩和辉绿玢岩。中基性侵入体由于暗色矿物含量较高，同时侵入时间较晚，遭受构造改造较弱，多为致密层。

变质岩储层以裂缝型储层为主，也可见孔隙—裂缝型储层及孔隙型储层。垂向上变质岩储层物性、电性等具有规律性变化，可划分为4个带，分别为风化破碎带、风化裂缝带、相对致密带和内幕裂缝带（图4）。风化破碎带与风化裂缝带紧邻风化壳发育，受风化作用控制明显，其中风化破碎带岩性主要为风化成因砂砾岩，常规测井具有高声波时差、高中子孔隙度及低密度特征，成像测井主要为暗色背景下亮色角砾特征。风化破碎带孔隙度介于6.7%～15.7%，平均孔隙度为11.0%，是储集物性最好的层段。风化裂缝带储层以裂缝型储层为主，成像测井上见大量的暗色正弦条带，孔隙度介于1.4%～8.8%，平均孔隙度为4.5%。相对致密带储层发育程度较差，常规测井上具有高电阻率背景，成像测井亦为亮色背景，裂缝发育程度较差，基质孔隙度介于0.2%～9.0%，平均孔隙度为2.6%。相对致密带之下往往发育内幕裂缝带，此类储层与风化裂缝带储层具有相似的特征，但成因具有差异，内幕裂缝带受表层风化作用较弱。

图4 渤中凹陷变质岩储层垂向分带特征Fig.4 Vertical zoning characteristics of metamorphic rock reservoirs in Bozhong Sag

优势矿物含量与太古宇变质岩储层物性密切相关[25-26]。侯明才等观察渤中19-6构造太古宇潜山岩心时发现暗色矿物含量高的层段裂缝不发育，岩心致密而暗色矿物含量低的层段裂缝发育，岩心破碎[25]。勘探实践也证实了上述观点，如渤中19-6构造B1井潜山上部4024～4136m，岩性以二长片麻岩为主，岩石中长英质含量高，平均孔隙度为4.7%，综合解释气层99.8m，大部分可作为天然气储层。潜山下部4136～4180m，岩性以黑云二长片麻岩为主，薄片下可见大量黑云母定向排列，并普遍发生绿泥石化，平均孔隙度仅为2.6%，综合解释气层6.8m。储层段数据对比表明，在相同构造应力作用下，长英质含量越高，地层脆性越强，更易形成裂缝，储层越发育。

多期构造作用是太古宇变质岩潜山优质储层形成的关键。构造裂缝是主要的储集空间类型，同时也为后期的溶蚀提供了流体通道。华北克拉通自破坏以来经历了多期构造运动，主要包括印支期近南北向挤压、燕山期走滑活动和喜马拉雅期的多期拉张[27-28]。印支期受扬子板块与华北板块碰撞影响，产生大量近北西西向逆冲断层，同时伴生形成了逆冲相关褶皱，逆冲相关褶皱在平面上可形成不同的构造带，被动盘在靠近断裂带附近可形成大量裂缝，主动盘可进一步划分为前翼带、转折端带和后翼带，转折端带储层中裂缝最为发育，测试产能亦高，前翼带储层次之，后翼带整体储层相对最差。燕山期太平洋板块沿北北西向向东亚大陆俯冲，郯庐断裂发生左旋走滑逆冲，部分断层现今仍然保持着逆冲的特征，此时形成的走滑逆冲断块内同样发育了大量的裂缝。喜马拉雅早期研究区受走滑作用影响，由左旋向右旋演变，同时地幔柱活动引起盆地裂陷，形成大量近南北向张性断层，进而形成多走向的裂缝，受走滑活动影响强烈的区域发育北东向裂缝，受正断层影响的区域则主要发育近东西向裂缝（图5）。多期次的构造裂缝使潜山不仅发育上部风化壳储层，还可发育巨厚的内幕裂缝带，整体构成了变质岩储集体巨大的储集空间。

图5 不同期次构造运动与裂缝成因关系（据文献[19]修改）Fig.5 The relationship between tectonic movement and genesis of fractures in different periods (modified after reference [19])

风化淋滤过程中矿物差异溶蚀作用对长英质变质岩等结晶岩储层品质影响较大，长石类矿物的溶蚀是长英质变质岩类优质储层形成的主要机理[29]。渤中凹陷太古宇变质岩在地质历史时期长期暴露于地表，岩石遭受风化、剥蚀，使抗风化能力差的长石类矿物发生蚀变，大大增加了岩石的破碎程度。物理风化作用后，化学淋滤溶蚀作用对储层进行更进一步的改善，加大了裂缝的开度，使储层物性变好，有利于油气的储集和运移。尤其在潜山顶部和平缓部位，极易形成厚层风化壳，形成优质储层。除了大气淡水风化淋滤作用外，深部流体的注入对潜山储层也具有重要改善作用。深部流体类型主要有幔源CO2、烃类等，对早期裂缝再活化，形成沿裂缝分布的溶蚀扩大孔具有重要意义。裂缝中充填石英的包裹体激光拉曼光谱中可检测到大量CO2气体（图6）。CO2碳同位素分析显示，CO2确为无机成因[29]，表明有大量幔源流体的活动，在岩心和薄片中可见大量溶蚀现象(图7)。

图6 渤中19-6构造B6井4630m包裹体中的CO2气体拉曼光谱信号Fig.6 Raman spectra of CO2 in inclusion at depth 4630m in Well B6 of Bozhong 19-6 structure

图7 渤中凹陷变质岩潜山储层溶蚀特征Fig.7 Dissolution characteristics of metamorphic buried hill reservoir in Bozhong Sag

总之，渤海湾盆地渤中凹陷变质岩潜山储层垂向发育规律明显，主要受控于“优势矿物—多期应力—双向流体”，具有立体网状的储层发育模式（图8）。潜山顶部风化作用强烈，发育一套风化成因的砂砾岩层，形成由不整合面控制的似层状储层。中部储层由风化作用和构造裂缝共同控制，裂缝发育程度较高，能够形成多套碎裂带。下部储层是由断裂控制的枝状裂缝发育模式，局部可形成碎裂带。

图8 渤中凹陷变质岩潜山储层发育模式Fig.8 Development pattern of metamorphic buried hill reservoir in Bozhong Sag

依据上述地质认识，采用基于方位各向异性裂缝储层预测技术和基于绕射波的裂缝表征技术，分别对风化碎裂带—风化裂缝带和内幕裂缝带优质储层进行预测。如图9和图10所示，优质储层发育区与断裂具有较好的耦合关系，预测结果与上述地质认识较一致。渤中19-6构造太古宇潜山即发育上述储层模式，储层厚度大，形成了气柱高度达1500m的大型凝析气藏。

图9 基于方位各向异性的风化碎裂带—风化裂缝带储层预测图Fig.9 Reservoir prediction map of weathered cataclastic zone—weathered fracture zone by azimuthal anisotropy

图10 基于绕射波数据体的内幕裂缝带储层预测图Fig.10 Reservoir prediction map of inner fracture zone by diffracted wave data volume

2.1.2.2 有利沉积相带和岩溶作用共同控制古生界碳酸盐岩优质储层

渤中凹陷渤中21-2和渤中22-1气藏储层主要为古生界碳酸盐岩。已钻井发现的牙形石证实，区内古生界主要为早奥陶世至中奥陶世的地层[30]。通过与华北地区奥陶系古生物化石、测井曲线特征等对比，渤中21-2和渤中22-1构造区奥陶系自上而下可进一步划分为中奥陶统马家沟组和下奥陶统亮甲山组。

古生界碳酸盐岩优质储层的形成受岩性—岩相和岩溶作用共同控制。首先，岩性和岩相对储层的控制作用主要表现在白云岩储层相对发育和局限台地的潮下带和开阔台地的台内滩微相为有利相带[30-31]。潮下带微相白云岩储层发育多期溶蚀裂缝，呈半充填，储集空间主要为裂缝—孔隙，孔隙度约为6.0%。台内滩微相溶蚀孔洞发育，部分被充填，储集空间以孔洞—裂缝为主，孔隙度平均为7.0%。滩间和潮间带水动力条件较弱，形成的沉积物岩性较致密，多含泥质，基质孔隙基本不发育，不利于后期溶蚀，储集空间以裂缝为主，孔隙度平均为2.0%。总之，台内滩和潮下带微相储层物性较好，而滩间和潮间带微相储层物性较差。

岩溶作用是提高碳酸盐岩储层孔渗的重要建设性成岩作用[30-31]。大量岩心、薄片观察结果显示，研究区内普遍发育与岩溶作用相关的溶蚀孔洞、粒内溶孔、晶间溶孔、溶蚀缝等。加里东运动使华北地台整体隆升为陆地，碳酸盐岩潜山遭受长期的风化剥蚀，经历长时间的表生岩溶作用。燕山运动末期华北地台再次抬升遭受剥蚀，进而对古老岩溶地貌再次进行改造（图11）。岩溶储层的发育分布受古岩溶地貌的严格控制，不同的古岩溶地貌单元有着不同的水动力条件并控制着古岩溶的发育。风化壳岩溶储层厚度在岩溶斜坡带普遍大于岩溶高地带，岩溶斜坡带上钻探的风化壳岩溶储层厚度主要分布在90～130m，最大可达240m；岩溶高地带上钻探的风化壳岩溶储层厚度为100～110m。

图11 渤中凹陷碳酸盐岩潜山储层发育模式Fig.11 Development pattern of carbonate buried hill reservoir in Bozhong Sag

综上所述，深层碳酸盐岩储集体是有利沉积相带经过岩溶作用叠加的结果。岩性和沉积相是碳酸盐岩潜山储层形成的基础，岩溶作用是碳酸盐岩潜山储层形成的关键。据此认识，构建碳酸盐岩储层敏感因子，并采用基于岩溶相控的碳酸盐岩储层叠前反演技术（图12），对碳酸盐岩优质储层发育带进行预测，预测结果与钻井吻合较好，也符合上述地质认识。

图12 基于叠前地震反演的碳酸盐岩储层预测图Fig.12 Carbonate reservoir prediction map by pre-stack seismic inversion

2.1.2.3 “广源深洼控砂—应力改造控储”形成新生界大型砂砾岩储集体

新生界砂砾岩储层主要发育于渤中凹陷西南部渤中19-6构造南部的孔店组。孔店组沉积时期，渤中19-6构造南块发育断陷型深洼，物源充足且长期供给，洼陷区可容纳空间较大，在垂向上形成巨厚的、多期叠置的扇三角洲砂砾岩体，具有“源足、洼深、砂厚”的沉积特征（图13）。

图13 渤中凹陷孔店组砂砾岩储层形成模式Fig.13 Development pattern of glutenite reservoir of Kongdian Formation in Bozhong Sag

孔店组大型砂砾岩储层主要为裂缝—孔隙型，物性较好，孔隙度为3.2%～14.5%，平均为8.8%，渗透率为0.145～14.5mD。孔隙类型包括原生孔隙和后期溶蚀作用形成的次生孔隙，同时裂缝也是重要的储集空间（图14）。孔店组砂砾岩中裂缝成因分为3种，一种为在变质岩母岩风化淋滤阶段，砾石内部形成大量裂缝和溶蚀孔（图14a、b），在搬运过程中裂缝发生再扩大；第二种裂缝为形成在早成岩期的粒内缝，在压实作用下岩石体积快速收缩，颗粒破裂；第三种裂缝为砾石贯穿缝，为晚成岩期构造应力作用下贯穿颗粒形成的裂缝，对砂砾岩储层渗透率的改善起到关键作用。另外，渤中19-6凝析气藏中含有8%～10%的CO2，CO2侵位对砂砾岩储层具有明显的改善作用。扫描电镜及铸体薄片分析表明，当CO2进入储层后，由于浮力作用，CO2会聚集在砂砾岩上部，形成大量次生溶蚀孔，长石大量溶解往往伴随长石粒内溶蚀孔和铸模孔的出现及自生高岭石的生成（图14c）。CO2的侵位也会引起碳酸盐胶结物的溶蚀，释放大量早期胶结的原生孔隙；与此同时形成大量铁方解石、铁白云石及菱铁矿等二氧化碳伴生矿物（图14d），由于重力分异作用而分布在砂砾岩中下部，造成上下储层物性存在明显差异。

图14 渤中凹陷孔店组砂砾岩显微照片Fig.14 Microphoto of glutenite of Kongdian Formation in Bozhong Sag

此外，依据上述地质认识，采用相约束扩展弹性阻抗反演技术，对孔店组砂砾岩优质储层发育带进行预测（图15），预测的优质砂砾岩储层岩性边界清晰，与钻井吻合较好。

图15 基于相约束扩展弹性阻抗反演的砂砾岩储层预测图Fig.15 Glutenite reservoir prediction map by facies controlled extended elastic impedance inversion

2.1.3 厚层超压泥岩盖层是大中型天然气藏形成的保障

大中型天然气藏的形成，烃源岩是基础，封盖保存是关键[32]。渤中凹陷是渤海湾盆地演化的归宿，与周缘凹陷相比，除发育沙河街组泥岩之外，同时发育巨厚的东营组湖相泥岩，为天然气富集提供了良好的保存条件。

渤中凹陷大中型气藏直接盖层为沙河街组与东营组，钻井揭示东营组与沙河街组泥岩厚度可达800～1200m，巨厚的、区域稳定分布的泥岩为深层天然气保存提供了良好的盖层条件及运移汇聚条件[33]。另外，随着埋深增加，受欠压实和生烃作用的共同影响，从东营组二段开始，厚层泥岩中普遍发育超压，使得天然气更容易保存。前人将这种分布面积较广、厚度较大的高压异常泥岩带（局部地区包括特殊岩性地层，如膏岩等）简称“被子”[33-35]。

渤中凹陷发育两套超压“被子”，分别为上超压层与下超压层（东营组二段—三段为上超压层，沙河街组三段—四段为下超压层），其中上超压层厚度大，分布范围广，从凹陷到低凸起区均有分布，范围包括渤中凹陷的主要构造带，压力系数介于1.2～1.8之间；下超压层比上超压层压力系数大，最大可达2.0，但分布范围较小，一般分布于凹陷区，尖灭于斜坡部位。超压“被子”一方面保证凹陷中形成的大量天然气在“被子”之下汇聚并运移至构造带成藏，另一方面气藏形成之后保证其长期不散失。

2.2 天然气成藏模式

综合来看，渤中凹陷内太古宇潜山、古近系砂砾岩构造带和下古生界碳酸盐岩潜山构造带都具有洼中隆的构造背景，周缘次洼混合型烃源岩可为其提供充足的油气来源。具体表现为，邻近次洼沙河街组三段烃源岩通过断裂与潜山和古近系砂砾岩对接或直接覆盖其上，具有良好的供烃条件。多类型优质规模性储层不仅是油气的优质储集空间，而且是潜山内部油气运移的良好通道。此外，渤中凹陷太古宇潜山及上覆砂砾岩体或下古生界碳酸盐岩潜山之上均沉积了一套巨厚且平面广布的超压泥岩“被子”，且晚期断裂破坏弱，超压持续发育，一方面可将沙河街组三段混合型烃源岩生成的油气强封闭在这套特殊盖层之下并横向运移至太古宇潜山及上覆砂砾岩体或下古生界碳酸盐岩潜山中；另一方面，保证了其后漫长地质历史时期天然气不易散失，从而形成“盖下型”天然气藏（图16）。

图16 渤中凹陷油气成藏模式图Fig.16 Hydrocarbon migration and accumulation pattern in Bozhong Sag

3 有利勘探方向

依据上述天然气成藏富集规律，可将渤中坳陷天然气下一步勘探方向分为厚层超压泥岩盖层覆盖下的潜山和新生界砂砾岩体。

3.1 潜山勘探方向

渤中坳陷内大中型天然气藏多分布在厚层超压泥岩盖层覆盖下的潜山中。厚层超压泥岩盖层对天然气的汇聚和保存具有极其重要的作用。“优势矿物—多期应力—双向流体”共同控制着太古宇变质岩潜山优质储层的分布，沉积相带与岩溶作用共同控制古生界碳酸盐岩潜山优质储层的发育程度。因此，寻找构造改造强烈的太古宇变质岩潜山和高能相带与古隆起发育区的古生界碳酸盐岩潜山是下一步渤中坳陷天然气的有利勘探方向。如埕北低凸起北侧曹妃甸23-6构造，其具有凹中隆的有利构造背景，圈闭规模较大，古生界主要发育寒武系—奥陶系，地震相与渤中21-2/渤中22-1构造奥陶系优质储层地震相相似，发育碳酸盐岩高能相带的可能性较大。构造演化分析表明，该凹中隆继承性发育，古生代时期构造位置较高，利于古岩溶地貌的发育，易形成孔隙型优质储层。同时，曹妃甸23-6构造紧邻渤中西南洼，烃源岩条件十分优越，成藏与勘探潜力较大。

此外，一些被厚层超压泥岩盖层覆盖的中生界火山岩潜山也可成为下一步天然气有利勘探方向。研究表明，渤海海域中生界火山机构属于基底“改造型火山机构”，优质储层主要受控于岩浆性质、古地貌和后期改造[36]。具体而言，在风化壳内，爆发相或中性、酸性溢流相发育的残存火山机构是优质储层发育区。渤中凹陷区的龙口7-1、渤中8-3南、渤中16-1等中生界潜山具备发育优质火山岩储层的条件，且圈闭规模大，被巨厚超压泥岩覆盖，具备形成大型天然气藏的条件。

3.2 新生界砂砾岩体勘探方向

传统认为远离显性物源区不具备发育大型砂砾岩体的物质与地貌条件，但渤中19-6构造孔店组厚层砂砾岩的发现表明，针对新生代成盆早期古地貌特征的精细恢复，对强断陷期砂砾岩体分布预测具有至关重要的作用。因此，针对新生界砂砾岩体，一方面，对于与渤中19-6构造相似的由后期反转作用形成的现今构造脊，通过构造演化分析与古地貌恢复手段，明确成盆早期古地貌特征，识别隐性的物源区与沉积区，进而寻找大型砂砾岩体发育区，可成为下一步新生界砂砾岩体中天然气勘探方向之一。这类有利勘探区主要包括渤中19-6构造北侧南北向构造脊，其早期发育砂砾岩可能性较大，并且现今构造位置较高，具有优良的成藏条件。另一方面，对于继承性发育的（低）凸起，新生代早期处于强裂陷期，边界断层活动性较强，盆内局部物源区供源充足，尤其在凸起陡坡带，由于可容纳空间较大，利于发育规模型砂砾岩体。这类有利勘探目标主要集中在渤南低凸起北侧陡坡带、沙垒田凸起和石臼坨凸起的南侧陡坡带。此外，环渤中凹陷的斜坡带东营组二段下亚段至东营组三段厚层超压泥岩中发育远源规模性湖底扇体，且该层系偏腐殖型烃源岩大量生气，因此湖底扇中也可形成大型天然气藏，如渤中凹陷东南环的渤中18-3湖底扇。

4 结论

（1）渤海湾盆地渤中坳陷天然气藏分布集中，主要发育于渤中凹陷西南部太古宇变质岩潜山、下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山和新生界砂砾岩体中，其中下古生界奥陶系碳酸盐岩潜山气藏CO2含量高，为干气藏，其他天然气藏CO2含量低，为凝析气藏。

（2）渤中凹陷天然气藏主要受控于烃源岩条件、储层质量和盖层品质。其中渤中凹陷沙河街组三段混合型烃源岩晚期（5.1Ma以来）快速熟化高强度生气为大型气藏的形成奠定了物质基础；受控于“优势矿物—多期应力—双向流体”的太古宇变质岩潜山储层、沉积相带和岩溶作用共同控制的古生界碳酸盐岩潜山储层以及“广源深洼控砂—应力改造控储”形成的新生界砂砾岩储层为大气藏的形成提供了优质的储集条件；东营组至沙河街组广覆分布的厚层超压泥岩为大中型天然气藏形成提供了良好的保存条件。

（3）渤中凹陷天然气下一步勘探方向主要为厚层超压泥岩盖层覆盖下的潜山和新生界砂砾岩体，有利的潜山天然气勘探方向是埕北低凸起北侧曹妃甸23-6潜山、渤中凹陷内的龙口7-1潜山、渤中8-3南潜山等，有利的新生界砂砾岩体勘探方向为渤中19-6构造北侧南北向构造脊、渤南低凸起北侧陡坡带、沙垒田凸起和石臼坨凸起南侧陡坡带及渤中凹陷东南环的渤中18-3湖底扇。