趙賢正，蒲秀剛，姜文亞，周立宏，金鳳鳴，肖敦清，付立新，李宏軍

（中國石油大港油田公司，天津 300280）

0 引言

渤海灣盆地古生界沉積以來經(jīng)歷了多期構(gòu)造演化疊合，古生界原始沉積遭受抬升剝蝕形成了壘塹相間的構(gòu)造格局，古潛山十分發(fā)育。處于中高部位的潛山經(jīng)過風化淋濾作用形成了優(yōu)質(zhì)儲集層，且上部多與新生界優(yōu)質(zhì)烴源巖對接，有利于形成新生古儲式油氣藏[1-5]；因此，“圍繞山頭打高點”是以往古生界油氣勘探的主要指導思想。經(jīng)勘探研究發(fā)現(xiàn)，與新生界缺乏有效對接的古生界鉆井也有油氣顯示，試油獲得工業(yè)油氣流，證實古生界具有相對獨立的油氣成藏系統(tǒng)。同屬華北克拉通的鄂爾多斯盆地古生界，早已發(fā)現(xiàn)了以石炭系-二疊系煤系為烴源巖的古生界含油氣系統(tǒng)[6]。近兩年來，通過對渤海灣盆地古生界原生油氣藏成藏條件再認識，在黃驊坳陷歧北潛山、烏馬營潛山相繼取得重大勘探突破，初步評價古生界天然氣藏規(guī)模超千億立方米，展示了黃驊坳陷乃至渤海灣盆地古生界巨大的油氣勘探潛力。

1 “新生古儲”型潛山勘探歷程

黃驊坳陷位于渤海灣盆地腹部，新生代沉積盆地下部為中生界、古生界殘余地層。依托7 654 km2三維地震資料，在坳陷中南部的大港油田探區(qū)范圍內(nèi)已經(jīng)落實潛山圈閉20余個（見圖1）。黃驊坳陷潛山勘探起步較早，但始終處于探索中。在1963—1986年長達23年的勘探過程中，主要圍繞大型隆起區(qū)探索高部位奧陶系碳酸鹽巖潛山的含油氣情況，部署實施的64口鉆井中，僅港北潛山的1口井在奧陶系獲日產(chǎn)油6.65 t、天然氣11 275 m3，由于油藏規(guī)模小，儲量無法計算上報。1987—2014年，根據(jù)“新生古儲”油氣成藏模式，將勘探方向轉(zhuǎn)移到有較好源儲對接關(guān)系的低位潛山，目的層仍是奧陶系，部署實施的103口鉆井中有44口獲工業(yè)油氣流，先后發(fā)現(xiàn)了千米橋、埕海、烏馬營等潛山油氣藏[7-10]。除千米橋潛山外，多數(shù)油氣藏因高含硫化氫，開發(fā)動用難度大，因此黃驊坳陷潛山一直不是增儲建產(chǎn)的主要領(lǐng)域。

圖1 黃驊坳陷中南部潛山分布與油氣勘探成果圖

從渤海灣盆地整體看，其基底結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，特別是凹凸相間的格局起伏變化大，殘余的前古近系不盡相同；但黃驊坳陷古生界保存最為齊全，厚度最大，有利于形成不同儲蓋組合的潛山圈閉（見圖2）。這些圈閉多與古近系烴源巖對接，有利于形成新生古儲的潛山油藏。黃驊坳陷相鄰的冀中坳陷和遼河坳陷等均在這一領(lǐng)域獲得勘探突破[11-15]，特別是近年來在渤中凹陷發(fā)現(xiàn)的渤中19-6超千億立方米大型凝析氣田，成為油氣儲量的重要來源[16-17]。截至2015年底，渤海灣盆地潛山領(lǐng)域累計探明石油地質(zhì)儲量16×108t，其中大港油田探明石油地質(zhì)儲量為4 021×104t，僅占3%左右；如何評價黃驊坳陷古生界為主的潛山油氣藏并實現(xiàn)規(guī)?？碧酵黄疲粌H是地質(zhì)學家努力探討的理論認識問題，也是老油田持續(xù)發(fā)展最為緊迫的現(xiàn)實需求。

圖2 渤海灣盆地東西向地質(zhì)剖面圖

2 古生界含油氣系統(tǒng)勘探發(fā)現(xiàn)及特征

以往“新生古儲”型潛山勘探將大型的潛山圈閉、潛山圈閉與古近系油源對接關(guān)系作為井位部署的主要依據(jù)，其中潛山的圈閉落實成為勘探成功與否的關(guān)鍵。以處于歧口凹陷港東斷層上升盤的港北潛山為例，該潛山與下降盤的古近系沙河街組烴源巖對接，具備形成新生古儲的油氣藏條件。1964年以后，勘探目標和方向主要針對碳酸鹽巖潛山構(gòu)造高點，在實施的40余口探井中，僅有港1井和太4井分別獲低產(chǎn)油流和工業(yè)油流，主要原因是潛山高點范圍小、落實難度大。因此，在長達30年的時間里，港北潛山勘探幾乎處于停滯狀態(tài)[18]。近年來，通過三維地震資料整體處理解釋，港北古潛山構(gòu)造形態(tài)逐漸清晰（見圖3）[19]。2015年部署實施的GG1507井獲油氣當量百噸高產(chǎn)（見表1、表2），并發(fā)現(xiàn)白堊系、二疊系（下石盒子組，P1x）、石炭系（太原組，C3t）3套碎屑巖新含油氣層系。通過對該潛山的油氣與巖石樣品分析測試對比，發(fā)現(xiàn)石炭系-二疊系、古近系均發(fā)育有效烴源巖，可以提供油氣源，但油氣來源從東北方向到西南方向呈現(xiàn)較大差異[20]；隨后部署鉆探的20余口探井均取得勘探突破，揭示古生界具有獨立的油氣成藏體系，并帶動了其他潛山的重大新發(fā)現(xiàn)。

2.1 烏馬營潛山二疊系勘探獲重大發(fā)現(xiàn)

烏馬營潛山位于滄東凹陷南部，因埋藏深度大而與古近系烴源巖沒有對接；在該區(qū)尋找與石炭系-二疊系煤系烴源巖有供烴關(guān)系的奧陶系潛山，是探索古生界自生自儲型油氣藏的主要方向。從20世紀末開始，通過三維地震落實石炭系-二疊系烴源巖與奧陶系儲集層對接的有利圈閉面積達20 km2。1998年在該圈閉鉆探的WS1井在鉆井過程中發(fā)現(xiàn)古生界油氣顯示活躍，達到熒光級別的顯示10余處，針對下古生界奧陶系酸化后測試獲得高產(chǎn)油氣流，試油日產(chǎn)氣達137 279 m3，但因硫化氫含量高達6.27%而永久性封井。多數(shù)學者認為，奧陶系深潛山容易發(fā)生TSR反應(yīng)（硫酸鹽熱化學還原作用）形成硫化氫，而上古生界碎屑巖因埋深大儲集層致密不能作為有效儲集層，因此針對古生界油氣勘探一度陷入停滯狀態(tài)。港北潛山二疊系勘探突破后，2017年重新對烏深1井未作為勘探目的層的二疊系下石盒子組進行取樣測試，發(fā)現(xiàn)深部碎屑巖在5 000 m深處仍發(fā)育孔隙度高達10%的有效儲集層，并對4 820～5 100 m井段氣測異常段由水層重新解釋評價為氣層，其厚度可達77 m/11層，落實該氣層頂面圈閉面積77 km2，計算圈閉資源量530×108m3。在該圈閉中重新部署鉆探Y(jié)G1井、YG2井、WT1井，在二疊系石盒子組均已發(fā)現(xiàn)厚氣層。其中YG1井發(fā)現(xiàn)二疊系石盒子組氣層109 m，下石盒子組下段4 959～4 988 m井段壓裂后試油獲得日產(chǎn)油24.26 t、氣80 122 m3高產(chǎn)油氣流，且不含硫化氫；YG2井下石盒子組揭示純氣層近100 m，該層段試油獲得日產(chǎn)氣178 897 m3、凝析油18.8 t高產(chǎn)油氣流（見表1、表2）。烏馬營潛山的勘探突破，再次證實上古生界二疊系具有形成非含硫化氫規(guī)模原生油氣藏的地質(zhì)條件。

圖3 港北潛山二疊系頂界構(gòu)造形態(tài)圖

表1 黃驊坳陷主要潛山石油產(chǎn)量及其物性數(shù)據(jù)表

表2 黃驊坳陷主要潛山天然氣產(chǎn)量及其地球化學特征數(shù)據(jù)表

2.2 歧北潛山奧陶系勘探獲非含硫化氫高產(chǎn)油氣流

歧北潛山位于歧口凹陷西南緣腹地，是隱伏在古近系斜坡之下的斷鼻潛山構(gòu)造，勘探面積達200 km2。以往研究認為，歧北中、古生界潛山與古近系烴源巖有較好的接觸關(guān)系，具備“新生古儲”型潛山有利成藏條件，并部署實施了QG1井等3口探井，在鉆井過程中，古生界、中生界均見到活躍的油氣顯示，奧陶系發(fā)現(xiàn)了少量硫化氫。近年來，按照石炭系生烴控源探索古生界含油氣系統(tǒng)的思路，重新落實古生古儲潛山有利圈閉面積24 km2。2017年部署實施了QG8井，該井古生界和中生界共鉆遇油氣層厚度121.2 m，其中奧陶系解釋油氣層64.9 m，峰峰組酸化壓裂后獲日產(chǎn)氣162 800 m3、油46.3 t的高產(chǎn)油氣流，且不含硫化氫（見表1、表2）。QG8井鉆探的突破，落實“古生古儲”天然氣圈閉資源量達600×108m3，證實了黃驊坳陷以石炭系-二疊系煤系為油氣源的原生油氣藏具有較大的資源潛力。

2.3 埕海等潛山發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)天然氣和凝析油

除烏馬營、歧北等潛山外，近年來在南大港潛山、埕海潛山等也發(fā)現(xiàn)了厚油氣層，試油獲得天然氣和凝析油高產(chǎn)。埕海潛山構(gòu)造帶位于歧口凹陷南緣，是一個古近紀定型的基巖斷裂背斜型潛山構(gòu)造。古近紀以來盆緣發(fā)生斷陷作用，古生界、中生界之上又覆蓋了3 400 m厚的漸新統(tǒng)及中、上新統(tǒng)，是一個典型的深埋藏內(nèi)幕潛山構(gòu)造。早期評價認為，區(qū)內(nèi)中生界和石炭系保存齊全，巖溶儲集層不發(fā)育，奧陶系潛山成藏條件差，導致埕海潛山油氣勘探程度極低。2008年以來，通過系統(tǒng)地構(gòu)造解釋，建立了“黑蓋側(cè)運”潛山成藏模式，認為古近系、石炭系-二疊系油氣烴源巖與中、古生界潛山普遍對接，供烴窗口大，因此與張北斷層、歧東斷層相接的構(gòu)造應(yīng)是首選勘探目標。部署實施的風險探井HG1井在奧陶系獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，日產(chǎn)氣量近30×104m3，但硫化氫含量高，二疊系亦發(fā)現(xiàn)良好油氣顯示。2018年部署實施的HG102井在二疊系獲得日產(chǎn)油8.19 t、氣1 905 m3的工業(yè)油氣流。此外，在南大港潛山部署的QG6井分別在奧陶系的峰峰組、馬家溝組以及二疊系石盒子組發(fā)現(xiàn)了110 m厚油氣層，鉆井氣測顯示活躍，證實古生界具有較大勘探潛力。

2.4 古生界油氣藏油氣特征

港北、歧北、烏馬營及埕海等潛山新發(fā)現(xiàn)證實，黃驊坳陷古生界存在奧陶系和二疊系等多套含油層系，油氣產(chǎn)量較高，但含油層系變化較大。碎屑巖潛山主要發(fā)現(xiàn)于黃驊坳陷中南部，這一地區(qū)保留了較厚的石炭系-二疊系，二疊系的上石盒子組（P1s）和下石盒子組砂巖含油性較高；奧陶系碳酸鹽巖目前在石炭系-二疊系覆蓋區(qū)的埕海、烏馬營、王官屯、港北潛山峰峰組和上馬家溝組發(fā)現(xiàn)含油儲集層。奧陶系儲集層氣油比較高，原油成熟度高于二疊系油藏。已經(jīng)獲得勘探突破的潛山原油物性及天然氣地球化學特征分析表明，原油20 ℃條件下密度一般為0.801 9～0.832 4 g/cm3，50 ℃條件下黏度為1.38～1.96 mPa·s，表現(xiàn)為高凝（大于0 ℃）、中高含蠟（一般大于10%）輕質(zhì)原油特征，其中奧陶系原油成熟度要高于二疊系，從南往北方向原油密度呈現(xiàn)變小趨勢；古生界潛山氣油比高，一般大于4 000 m3/t，以甲烷為主，干燥系數(shù)超0.90。奧陶系深潛山多含硫化氫和二氧化碳等酸性氣體，二疊系潛山非烴組分含量低。不同潛山、不同層系油氣產(chǎn)量變化較大，如港北潛山下古生界奧陶系和上古界石炭系-二疊系均發(fā)現(xiàn)了厚油氣層，但不同的井產(chǎn)出層位有較大差異，石油產(chǎn)量從幾噸至幾十噸均有分布，受油氣成藏條件影響較大。

2.5 古生界油氣藏油氣來源

黃驊坳陷古生界潛山儲集層大部分與古近系烴源巖及煤系烴源巖均有對接，兩類烴源巖均有可能提供油源。油源對比表明，南部烏馬營潛山原油C27—C29甾烷呈近“L”型，三環(huán)萜烷較高；北部的歧北潛山原油C27—C29甾烷呈反“L”型，且三環(huán)萜烷較低。但所有潛山原油生物標記化合物與石炭系-二疊系煤系相近，均含有較高伽馬蠟烷、高姥植比（Pr/Ph大于2.5）、相對低含量升藿烷等煤系有機質(zhì)特征（見圖4），證實原油來自石炭系暗色泥巖[20-21]。此外，港北潛山Z1502井二疊系凝析油姥植比為1.0～2.8，姥鮫烷占有一定優(yōu)勢，可能與氧化條件下源于陸源植物體的植醇經(jīng)氧化、脫羧基加氫形成含量豐富的姥鮫烷有關(guān)，反映出煤成油的典型特征（見圖5）。三環(huán)萜烷也具有極強的抗降解能力，具有指示烴源巖的意義，在三環(huán)萜烷化合物的分布中，前峰普遍偏高，C24四環(huán)萜烷含量較為豐富，而C26三環(huán)萜烷含量偏低，這可能與陸相成油母質(zhì)所在沉積環(huán)境中細菌作用有關(guān)。孕甾烷含量也與陸源高等植物有關(guān)，從甾烷生物標志化合物分布上看，孕甾烷分布均占有一定優(yōu)勢，也反映出目標井原油具有源自陸源有機質(zhì)的煤成油特征。伽馬蠟烷（γ蠟烷）抗生物降解作用強，其含量的富集與高鹽度的沉積環(huán)境關(guān)系密切，伽馬蠟烷與C31霍烷的比值是指示水體咸度的重要參數(shù)，實驗樣品中該參數(shù)均小于1.5，代表微咸水環(huán)境?？傮w而言，烏馬營和歧北等潛山沉積環(huán)境以偏氧化為主，水體介質(zhì)鹽度略低。

圖4 歧北、烏馬營潛山油-源生物標志化合物對比圖

圖5 歧北、烏馬營潛山Pr/Ph與伽馬蠟烷/C31霍烷關(guān)系圖

天然氣主要表現(xiàn)為高干燥系數(shù)（一般大于0.8）、同位素偏重的特征（見表2），除歧北潛山有古近系生成的油型氣注入外，大部分潛山天然氣同位素特征與古近系油型天然氣特征差異明顯（見圖6），證實天然氣也主要來自于石炭系-二疊系煤系烴源巖。

3 古生界含油氣系統(tǒng)特征

圖6 黃驊坳陷主要潛山天然氣成因判識圖版

通過對近年來勘探發(fā)現(xiàn)的港北潛山、烏馬營潛山和歧北潛山油氣藏解剖發(fā)現(xiàn)，古生界含油氣系統(tǒng)以上石炭統(tǒng)太原組、下二疊統(tǒng)山西組為烴源巖，油氣向上、下運移，分別形成上古生界含油氣系統(tǒng)、下古生界含油氣系統(tǒng)。上古生界含油氣系統(tǒng)主要儲集層是下石盒子組與上石盒子組砂巖，上石盒子組—石千峰組泥巖作為區(qū)域蓋層，下古生界含油氣系統(tǒng)主力儲集層為奧陶系峰峰組及上馬家溝組碳酸鹽巖儲集層，以太原組、本溪組（C2b）泥巖、煤層為蓋層。

3.1 石炭系-二疊系煤系烴源巖特征

黃驊坳陷基底為古向斜區(qū)，石炭系-二疊系保存相對完整，烴源巖主要發(fā)育在上石炭統(tǒng)太原組、下二疊統(tǒng)山西組，以煤層、炭質(zhì)泥巖、暗色泥巖為主。該套烴源巖在黃驊坳陷全區(qū)均有分布，由于剝蝕量不同造成厚度差異較大，從100 m至300 m不等，整體上具有北薄南厚的特征[7]。在北塘地區(qū)厚度僅為150 m，中部地區(qū)在GG1505井、HG1井區(qū)厚度較大，約200～300 m；南區(qū)厚度最大，主要分布在王官屯—南皮地區(qū)，厚度達300～450 m。上古生界煤巖的有機顯微組分以鏡質(zhì)組為主，鏡質(zhì)組的平均含量為56.7%～67.0%，惰質(zhì)組為19.2%～24.5%，殼質(zhì)組+腐泥組一般為12.3%～34.0%，其富氫的殼質(zhì)組分含量較高（見表3）。太原組煤層有機質(zhì)豐度一般大于60%，并且高于山西組，炭質(zhì)泥巖亦如此。與煤層不同，泥巖有機質(zhì)豐度差異較大，TOC值為0.25%～14.83%，平均值為4.32%；（S1+S2）值為0.45～20.14 mg/g，平均值為7.91 mg/g，且中等及以下樣品較多，占50%以上，總體評價山西組生烴條件略好于太原組。

表3 黃驊坳陷中南部上古生界煤巖顯微組分含量特征表

黃驊坳陷中南部煤系烴源巖熱演化程度差別很大，Ro值一般為0.5%～1.5%，部分地區(qū)（如滄縣隆起南段及東光地區(qū)）受火成巖侵入影響，Ro值超過2.0%，最大達3.73%。該區(qū)熱演化程度主要取決于其埋藏過程。通過單井剝蝕厚度恢復(fù)和埋藏史、熱演化史等研究，認為黃驊坳陷中南部上古生界主要有4種埋藏史類型，即持續(xù)深埋型、早抬晚埋型、間歇埋藏型和早埋晚抬型[7,22-25]，不同的埋藏史類型具有不同的烴源巖生烴過程。通過對烏馬營地區(qū)WS1井研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)埋藏史為早抬晚埋型，石炭系-二疊系烴源巖在上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)埋藏深度為2 812 m，Ro值已超過0.5%，經(jīng)歷了一次生烴過程。中生代末期遭受抬升剝蝕，生烴停滯，直到古近系孔店組沉積末期才開始進入二次生烴階段（見圖7）。

歧南、歧北以及埕海潛山大多具有晚期深埋的二次生烴過程，有機質(zhì)熱演化程度較高，Ro值超過1.5%。而孔店潛山、港西地區(qū)以及徐黑潛山盡管經(jīng)歷了長時期的演化，但后期抬升后繼續(xù)淺埋藏，二次生烴過程較短，烴源巖的成熟度普遍還處于相對較低的水平，Ro值為0.6%～1.0%；而其他地區(qū)中生代后期埋藏深度未達到二次生烴門限，沒有經(jīng)歷二次生烴，Ro值在0.5%以下。總體而言，黃驊坳陷中南部大部分地區(qū)石炭系-二疊系烴源巖在古近紀—新近紀具備二次生烴條件，存在兩個強生氣區(qū)，一個位于歧北—埕海地區(qū)，最大生氣強度可達190×108m3/km2；另一個位于烏馬營—王官屯地區(qū)，最大生氣強度為180×108m3/km2，這兩個生烴中心面積可達5 600 km2，為原生油氣藏有利勘探區(qū)（見圖8）。

圖7 烏馬營潛山WS1井早抬晚埋型埋藏史圖

圖8 黃驊坳陷中南部上古生界煤系烴源巖二次生烴期生氣強度平面分布

3.2 古生界含油氣系統(tǒng)儲集層特征

3.2.1 二疊系碎屑巖儲集層特征

黃驊坳陷上古生界二疊系潛山儲集層類型以碎屑巖為主，主要包括下石盒子組、上石盒子組砂巖。

下石盒子組砂巖屬于海退后內(nèi)陸河流相沉積，河床分布范圍廣，砂體極其發(fā)育，并且橫向變化相對穩(wěn)定，是黃驊坳陷上古生界最有利的儲集層系，累計厚度普遍大于70 m，最厚達170 m，該組的巖性上粗下細，砂地比一般大于30%，最高可超40%?？v向上，下石盒子組上部砂巖較下部發(fā)育，單層厚度最大可超20 m，一般為10 m左右。下石盒子組巖石類型整體上以巖屑石英砂巖和巖屑長石砂巖為主（碎屑組分石英、長石和巖屑含量分別為54%、24%、22%），長石石英砂巖次之，碎屑顆粒分選性好到中等，磨圓為次棱角狀，膠結(jié)類型主要為接觸式和孔隙式，顆粒支撐。

上石盒子組砂巖橫向變化較大，砂地比較低，東西分帶比較明顯，含砂率有所下降。橫向上，上石盒子組砂巖累計厚度為30～70 m，厚值區(qū)分布在埕海潛山、孔店—烏馬營潛山，砂巖厚值區(qū)串珠狀分布，砂地比北高南低，普遍小于20%。縱向上，上石盒子組頂部砂巖分布較為穩(wěn)定，下部以泥巖為主，砂體不發(fā)育。上石盒子組巖石類型整體上以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主（碎屑組分石英、長石和巖屑含量分別為42%、25%、33%），巖屑砂巖次之，相對下伏下石盒子組砂巖，上石盒子組砂巖的石英含量較低，上石盒子組碎屑顆粒分選性好—中等，磨圓次棱角狀，孔隙式膠結(jié)，點線狀接觸，顆粒支撐，粒徑大都小于0.5 mm。

上述兩套砂巖儲集層物性差別較小，孔隙度均值分別為8%和10%，滲透率均值分別為0.15×10-3μm2和0.13×10-3μm2，均為特低孔超低滲（見圖9）。通過鑄體薄片觀察與分析發(fā)現(xiàn)，由于粒級不同，儲集空間類型亦存在差異，但整體上儲集空間都是次生成因的，各層段均未見原生孔隙留存，以次生粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及晶間微孔為主，裂縫相對不發(fā)育，只在個別樣品中可見。次生粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔均主要由長石顆粒和巖漿巖巖屑的溶蝕改造而成。

圖9 黃驊坳陷二疊系砂巖孔隙度-滲透率交匯圖

3.2.2 奧陶系風化殼潛山儲集層特征

黃驊坳陷奧陶系上統(tǒng)及部分中統(tǒng)被剝蝕，僅殘留下統(tǒng)冶里組、亮甲山組以及中統(tǒng)的下馬家溝組、上馬家溝組以及峰峰組，主要由灰?guī)r及白云質(zhì)灰?guī)r組成，其中上馬家溝組和峰峰組巖溶儲集體最為發(fā)育。上馬家溝組屬于海退旋回，上部地層以較純的石灰?guī)r為主，泥質(zhì)含量少，夾少量泥粉晶白云巖，儲集層厚度一般為300 m左右；峰峰組殘留厚度為0～200 m，主要由白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r及凝灰?guī)r組成，從上而下泥質(zhì)含量逐漸增加。這兩套碳酸鹽巖經(jīng)過印支期區(qū)域性抬升與巖溶改造、加里東期抬升剝蝕與晚期長期埋藏溶蝕，發(fā)育大量溶蝕孔洞。巖溶洞穴帶主要呈蜂窩狀分布于主控伸展斷層的斷棱部位，向半地塹斜坡區(qū)巖溶洞穴急劇減小。巖溶古地貌形態(tài)對于儲集層發(fā)育具有重要的控制作用，殘丘、臺地、溶梁及斜坡帶在古巖溶發(fā)育過程中受到強烈改造，巖溶作用強度大，有效孔洞分布在風化殼段150 m范圍內(nèi)；而巖溶洼地以充填作用為主，孔洞相對不發(fā)育。除巖溶洞穴外，由于黃驊坳陷基底斷裂十分發(fā)育，中、新生代以來的構(gòu)造反轉(zhuǎn)和基巖斷裂改造，使得奧陶系碳酸鹽巖儲集層形成復(fù)雜裂縫型儲集層。目前已經(jīng)獲得高產(chǎn)的井段，奧陶系巖溶縫洞都非常發(fā)育，裂縫及其相關(guān)的溶蝕孔洞是風化殼型潛山儲集層高孔、高滲、高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的主要控制因素。

3.3 圈閉形成與油氣成藏特征

上古生界碎屑巖潛山圈閉的形成發(fā)育過程與渤海灣地區(qū)區(qū)域構(gòu)造變遷有緊密聯(lián)系，黃驊坳陷中南部上古生界潛山構(gòu)造演化表現(xiàn)出“三段式”特點，經(jīng)歷了古生代均衡沉降、侏羅紀—白堊紀內(nèi)幕成型、古近紀反轉(zhuǎn)定型等多階段構(gòu)造演化疊加成山過程（見圖10）。中生代內(nèi)幕圈閉定型以及古近紀以來的構(gòu)造活動對油氣成藏起重要控制作用[26-28]。

受3期構(gòu)造變形兩期構(gòu)造反轉(zhuǎn)的影響，黃驊坳陷中南部上古生界潛山構(gòu)造呈現(xiàn)出規(guī)律性分布的特點。印支期古隆起及相關(guān)構(gòu)造控制著不同構(gòu)造類型的展布，在印支期古隆起兩翼剝蝕區(qū)，可見古地貌殘丘和斷塊構(gòu)造疊合的構(gòu)造群；在印支期古隆起南翼斜坡發(fā)育復(fù)雜的逆沖推覆構(gòu)造和背斜型潛山構(gòu)造，受燕山期走滑疊置影響，該區(qū)上古生界內(nèi)幕結(jié)構(gòu)最為復(fù)雜；黃驊坳陷東南部是印支期古向斜區(qū)，該區(qū)中生代變形相對較弱，地層殘留厚度較大，目前保存的主要是漸新世形成的斷塊和斷鼻構(gòu)造，是典型后成型潛山發(fā)育區(qū)。早期定型的內(nèi)幕構(gòu)造為潛山成藏提供了有效的圈閉條件。

石炭系-二疊系流體包裹體均一溫度的分布范圍為85～170 ℃，多數(shù)測量值大于120 ℃，少數(shù)為100～120 ℃，個別小于100 ℃，結(jié)合古埋藏和古地熱史分析認為，黃驊坳陷中南部發(fā)生過兩期油氣成藏（見表4）。

圖10 黃驊坳陷中南部地質(zhì)構(gòu)造演化剖面圖

表4 黃驊坳陷中南部古生界儲集層流體包裹體測試結(jié)果

第一期為燕山期末（晚侏羅世—早白堊世），生烴最高溫度為120 ℃（見表4），該期生烴量小，僅形成小規(guī)模油氣藏，且后期易于遭受破壞；第二期為喜馬拉雅期（古近紀中期—現(xiàn)今），石炭系-二疊系煤系烴源巖有機質(zhì)成熟度高，二次生烴量大，是黃驊坳陷古生界潛山的主要成藏期。該時期形成的煤成天然氣沿高角度內(nèi)幕斷裂縱向輸導，形成源上古生界原生天然氣藏，在存在供烴窗口的地段，古近系生成的原油也有可能沿二疊系砂巖輸導層進入潛山內(nèi)幕側(cè)，并側(cè)向運聚至內(nèi)幕圈閉高點形成“混源”充注油氣藏。相對而言，奧陶系成藏組合埋深大，大多缺乏斷控供烴窗口，但煤系烴源巖生成的天然氣向下運移，導致奧陶系內(nèi)幕圈閉“上生下儲”近源垂向充注成藏，在奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲集層中聚集形成規(guī)模聚集的天然氣藏（見圖11）。但是新近紀中晚期，石炭系-二疊系埋深加大，地溫和有機質(zhì)成熟度大幅度增加，烴源巖進入排烴充注高峰期，該期構(gòu)造活動弱是黃驊坳陷中南部“古生古儲”型原生潛山油氣藏形成的保障[29]。

4 勘探發(fā)現(xiàn)意義

50多年的勘探已經(jīng)揭示上古生界煤系烴源巖是渤海灣盆地的一套重要生烴層系，以黃驊坳陷為典型代表，保留有相對較為完整的石炭系-二疊系，煤系烴源巖厚度大、分布廣、生烴強度大，具有原生油氣藏勘探得天獨厚的地質(zhì)條件。2017年以來，黃驊坳陷古生界油氣勘探突破證實了渤海灣盆地古生界含油氣系統(tǒng)這個新的增儲上產(chǎn)領(lǐng)域。初步評價渤海灣地區(qū)石炭系-二疊系煤系殘留面積達84 795 km2，殘留最大厚度達800 m（見圖12）。根據(jù)渤海灣盆地實際地質(zhì)條件，二次生烴期天然氣聚集系數(shù)保守取值2%，一次生烴期取0.5%，初步估算全盆地天然氣資源量超過1×1012m3。作為古生界潛山內(nèi)幕含油氣系統(tǒng)中原生油氣藏領(lǐng)域，目前黃驊坳陷勘探程度非常低，按照原生含油氣系統(tǒng)初步計算黃驊坳陷烏馬營、歧北、歧南、埕海4大潛山帶天然氣儲量達1 027.2×108m3、凝析油3 383.1×104t，黃驊坳陷古生界潛山展現(xiàn)出了千億立方米規(guī)模原生大氣區(qū)的巨大勘探前景。盡管渤海灣盆地不同坳陷上古生界殘留特征、經(jīng)歷演化階段差異較大，但在對渤海灣盆地古生界生烴條件、儲蓋組合、構(gòu)造演化深入研究的基礎(chǔ)上，按照古生界含油氣系統(tǒng)認識與方式評價，有望形成老油田重大的資源接替領(lǐng)域。

圖11 王官屯—烏馬營潛山油氣成藏模式圖

圖12 渤海灣盆地北部石炭系-二疊系殘余地層厚度圖

5 結(jié)論

近年來在黃驊坳陷中南部港北潛山、烏馬營潛山、歧北潛山等古生界油氣勘探取得重大突破，油氣源對比顯示油氣主要來自石炭系-二疊系烴源巖，證實了古生界作為獨立的含油氣系統(tǒng)，具備形成原生油氣藏的有利地質(zhì)條件；黃驊坳陷古生界保留較完整，發(fā)育上古生界碎屑巖及下古生界碳酸鹽巖兩類多套源儲組合，與石炭系-二疊系高豐度烴源巖形成相對獨立的油氣系統(tǒng)；多期構(gòu)造運動造成煤系烴源巖具有兩期生烴過程，其中孔店組沉積時期至今為二次生烴期，該期大規(guī)模的油氣充注、有利儲蓋組合與構(gòu)造活動的匹配關(guān)系決定了油氣富集規(guī)模；渤海灣石炭系-二疊系煤系殘留面積廣、殘留厚度大。按照黃驊坳陷原生成藏特征評價，初步估算資源規(guī)模超1×1012m3，勘探潛力巨大，有望成為深部油氣勘探的重大接替領(lǐng)域。