李 威，鄧運(yùn)華

（中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

渤海灣盆地是中國(guó)東部重要含油氣盆地，經(jīng)歷半個(gè)多世紀(jì)的勘探，發(fā)現(xiàn)的大部分含氣構(gòu)造帶主要以產(chǎn)油為主，前人也認(rèn)為渤海灣盆地主要為油型盆地［1-2］。中國(guó)海油通過長(zhǎng)期的攻關(guān)研究，積極向深層挺進(jìn)，2018 年發(fā)現(xiàn)了探明儲(chǔ)量超千億方的整裝凝析氣田—渤中19-6凝析氣田［1-2］。這一發(fā)現(xiàn)，一舉打開了渤海灣盆地渤海海域深層天然氣勘探的新領(lǐng)域，實(shí)現(xiàn)了油型盆地中找大氣田的歷史性跨越，對(duì)于推動(dòng)渤海灣盆地深層-超深層油氣勘探意義重大。

前人對(duì)渤中19-6 凝析氣田成因及來源多有研究［1-5］，在成藏方面從構(gòu)造沉積演化史、埋藏?zé)崾返群暧^角度，以及油氣地化特征、包裹體特征等微觀角度對(duì)渤中19-6凝析氣田凝析油氣成藏主控因素及充注期次進(jìn)行了相關(guān)研究［6-8］，并取得了一定認(rèn)識(shí)：①新近紀(jì)晚期，受新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，渤中凹陷沉降速率高達(dá)320m·Ma-1，快速沉積沉降加速了渤中凹陷各次洼沙河街組烴源巖的成熟演化，熟化速率達(dá)0.14%～0.41%·Ma-1，生成大量天然氣，形成現(xiàn)今渤中19-6 大型天然氣藏［9-10］；②利用包裹體均一溫度，結(jié)合埋藏?zé)崾?，認(rèn)為渤中19-6 凝析氣田原油充注事件為12Ma 左右開始，天然氣充注時(shí)間在5Ma 左右開始，具有早油晚氣的成藏過程［4，9-10］。

總結(jié)前人的認(rèn)識(shí)，基本都是認(rèn)為地層快速埋藏引起烴源巖快速熟化，沒有探討巖漿活動(dòng)等異常熱事件對(duì)成藏的影響。但是從構(gòu)造發(fā)育特征及已鉆井情況來看，渤中19-6構(gòu)造帶所處區(qū)帶深大斷裂發(fā)育，新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)期斷層活化，巖漿活動(dòng)普遍，從鉆井中普遍見到火山巖等。在成藏方面更多的是對(duì)獨(dú)立的包裹體樣進(jìn)行分析，同時(shí)結(jié)合埋藏史進(jìn)行判斷；缺乏對(duì)包裹體系統(tǒng)性、整體性的分析，對(duì)油氣成藏沒有整體性的認(rèn)識(shí)。鑒于此，本文立足渤中19-6 凝析氣田所處的構(gòu)造帶，從微觀、宏觀兩方面探討油氣成藏：微觀方面主要對(duì)包裹體進(jìn)行系列取樣，從縱向上多層位、多深度的進(jìn)行對(duì)比，結(jié)合包裹體賦存礦物、包裹體鹽度、溫度等信息對(duì)油氣充注特征進(jìn)行綜合對(duì)比和判斷分析；宏觀方面從地質(zhì)角度分析巖漿活動(dòng)及其發(fā)育特征，同時(shí)分析巖漿活動(dòng)對(duì)烴源巖生烴及油氣成藏的影響。以期從巖漿等異常熱事件的角度，探討渤海海域中深層潛山油氣成藏特征。本文對(duì)深入認(rèn)識(shí)渤中凹陷深層潛山油氣成藏與分布規(guī)律具有重要的科學(xué)理論和現(xiàn)實(shí)意義。

1 地質(zhì)概況

渤中凹陷位于渤海灣盆地中東部，面積近1×104km2，是渤海海域面積最大的二級(jí)構(gòu)造單元。渤中19-6凝析氣田位于渤中凹陷西南部渤中19-6構(gòu)造帶深層，凝析油氣主要賦存于孔店組砂礫巖及潛山中［1-6］（圖1）。

圖1 渤中19-6凝析氣田區(qū)域位置圖Fig.1 Location of Bozhong 19-6 condensate gas field

渤中19-6構(gòu)造帶淺部為渤中19-4中型油田，原油賦存于館陶組、明化鎮(zhèn)組中，構(gòu)造帶北部、西部和東部分別為沙壘田凸起、埕北低凸起和渤南低凸起［1-3］。渤中19-6構(gòu)造帶及周緣次洼發(fā)育沙三段、沙一段、東三段、東二段4 套烴源巖，4套烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度均屬于有效烴源巖，部分地區(qū)達(dá)到了好—最好烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型以混合型為主，其中沙三段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型—Ⅱ2型，沙一段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型，東三段、東二段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型屬于Ⅱ1型—Ⅱ2型［1，4］。渤海海域渤中凹陷具有較高的大地?zé)崃髦?，同時(shí)沉積了巨厚的東營(yíng)組和館陶組—明化鎮(zhèn)組地層，使得沙三段、沙一段和東三段、東二段烴源巖的埋深較大，普遍超過4 000 m，最大埋深可超過10 000 m。其中東營(yíng)組烴源巖整體處于成熟階段，沙河街組烴源巖屬于高—過成熟階段。烴源巖豐度較高、類型以混合型為主以及較高的熱演化程度，是該區(qū)得以形成大油氣田的基礎(chǔ)。

2 油氣充注成藏特征

2.1 烴類流體包裹體特征

選取渤中19-6 構(gòu)造帶A 井進(jìn)行系列取樣，樣品深度從3 800 m～4 400 m，涉及孔店組及基巖潛山，選取四個(gè)深度段進(jìn)行包裹體取樣和分析。油氣包裹體發(fā)育豐度高（GOI為5%±～50%±），包裹體大多為沿切穿砂巖石英顆粒及其加大邊的成巖期后微裂隙成線狀或成帶分布。從油氣包裹體發(fā)育豐度來看，所選取的包裹體均屬于代表油氣運(yùn)移的有效包裹體。鏡像觀察顯示微裂隙中成線狀或成帶分布的包裹體主要為淡黃色—灰色輕質(zhì)油包裹體，顯示藍(lán)綠色熒光，氣烴呈灰色，無熒光顯示。部分包裹體中含有瀝青，與烴類包裹體伴生的是廣泛分布的淡褐色含烴鹽水包裹體（圖2）。

圖2 渤中19-6構(gòu)造帶包裹體特征Fig.2 Characteristics of inclusions in Bozhong 19-6 structure belt

2.2 流體包裹體鹽度及均一溫度分布

包裹體世代劃分與鹽度及測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)相結(jié)合的統(tǒng)計(jì)分期是確定包裹體宿主巖層油氣充注期次和時(shí)間的重要途徑。油氣運(yùn)移充注過程中，如果是同一流體充注，包裹體具有相同的鹽度分布區(qū)間，不同流體充注，鹽度分布則具有不同的分布特征。多期次油氣成藏過程形成的不同世代的包裹體均一溫度往往具有多峰態(tài)的分布特征，單一“峰溫”基本代表了特定油氣充注成藏時(shí)期所捕獲流體包裹體，不同總體的“峰溫”往往指示不同充注成藏期次［11-15］。

從A井不同深度的包裹體賦存體系來看（圖2），烴類包裹體發(fā)育豐度高，包裹體均呈線狀、帶狀分布于微裂隙中，分布具有明顯的方向性。統(tǒng)計(jì)流體包裹體鹽度，從最淺的3 800 m到最深的4 400 m，鹽度分布范圍相似，鹽度分布主峰均為＜3.0%，鹽度較低，表明形成包裹體期間，不同深度的賦存礦物捕獲的為同種性質(zhì)的流體（圖3a）。通過統(tǒng)計(jì)不同深度的宿主礦物中與烴類流體包裹體伴生的含烴鹽水包裹體均一溫度，發(fā)現(xiàn)從淺至深包裹體均一溫度連續(xù)分布，范圍相似，主峰溫度均為160 ℃（圖3b）；結(jié)合包裹體賦存體系及包裹體鹽度分布特征，表明不同深度的包裹體為同一流體在同一時(shí)期充注形成。

利用鉆井測(cè)試過程中獲得的靜井溫度，統(tǒng)計(jì)計(jì)算A 井的地層溫度分布特征，并將不同深度的包裹體均一溫度主峰溫度與相應(yīng)深度的地層溫度進(jìn)行對(duì)比（圖3c）：對(duì)比圖中可以發(fā)現(xiàn)，從淺至深（3 800 m～4 400 m）包裹體均一溫度主峰溫度相同且均高于地層溫度，表明該地區(qū)的油氣充注具有瞬時(shí)性、穿層性和高溫的特征；同時(shí)在基巖潛山中賦存的包裹體還發(fā)育有近200 ℃的流體包裹體。綜合判斷，油氣形成具有異常熱事件的成藏特征。對(duì)于包裹體均一溫度高于埋藏地層溫度的流體包裹體，前人做過研究，認(rèn)為包裹體形成時(shí)期的流體溫度高于圍巖地層溫度，這類流體是典型的深部熱液流體。據(jù)此，同樣認(rèn)為渤中19-6構(gòu)造帶主要為深部熱液流體所引起的異常充注事件［16］。

3 巖漿對(duì)油氣成藏的影響

3.1 巖漿發(fā)育特征

巖漿活動(dòng)與構(gòu)造運(yùn)動(dòng)密切相關(guān)，斷裂的活動(dòng)強(qiáng)度和位置控制了巖漿活動(dòng)的規(guī)模和火成巖的分布。前人普遍認(rèn)為郯廬斷裂帶附近火山活動(dòng)活躍，火山巖主要呈NE 向展布，且對(duì)構(gòu)造活動(dòng)區(qū)的熔巖樣品進(jìn)行了分析，Mg’分布在0.65～0.75之間，主要為幔源型原生巖漿［17-19］。渤中19-6構(gòu)造帶位于渤中凹陷西南部，區(qū)內(nèi)郯廬斷裂和張家口—蓬萊斷裂發(fā)育，火成巖分布范圍較廣。從渤中凹陷西南部鉆井巖心來看，多口井在基巖潛山、中生界、新生界的沙河街組、東營(yíng)組和館陶組鉆遇巖漿巖，巖性主要為以輝綠巖為主的基性侵入巖和以玄武巖為主的基性噴出巖。區(qū)域分析表明，巖漿巖發(fā)育受構(gòu)造控制，斷裂的分布及發(fā)育模式控制著巖漿上涌通道和巖漿巖的分布，在郯廬斷裂、張家口—蓬萊斷裂的共同控制下，伸展斷裂和走滑斷裂發(fā)育，巖漿在沿這些斷裂上涌的過程中侵入圍巖，在地震剖面上具有明顯的穿層特征［18］。研究區(qū)主要發(fā)育以輝綠巖體為主的侵入巖，在地震剖面中與圍巖界面較為清晰，巖體形態(tài)普遍不規(guī)則，多分布于斷層兩側(cè)，與圍巖界面不平行，突變接觸，同時(shí)在剖面上也可以發(fā)現(xiàn)明顯的巖漿通道，具有“裂隙式”上涌的特征（圖4）。渤中凹陷西南部晚期發(fā)育NE向和近WE向2組斷裂，斷層切穿基底有效溝通底部巖漿房，是巖漿巖向淺層運(yùn)移和噴發(fā)的主要通道，控制了巖漿巖縱向和平面的分布。前人對(duì)渤中凹陷西南部巖漿巖平面分布也有研究，認(rèn)為巖漿巖平面近NE 向展布，多期巖漿平面分布面積超1 000 km2［19］。

3.2 巖漿活動(dòng)對(duì)烴源巖生烴作用的影響

巖漿侵入帶來的異常熱力對(duì)烴源巖的影響是最直接的，在烴源巖生烴的不同階段，具有不同的效應(yīng)，它幾乎影響了烴源巖演化的全過程。巖漿侵入提高了盆地的地溫梯度，加速了有機(jī)質(zhì)的熱演化程度，使生油門限變淺，促進(jìn)生烴作用進(jìn)程，加速烴源巖的熱成熟［20］。

渤中19-6 構(gòu)造帶烴源巖在巖漿高溫作用下，熱演化加快，生排烴作用明顯。從渤中19-6構(gòu)造帶A、B、C 三口井的Ro演化圖來看（圖5）：3 500 m 左右開始，Ro存在明顯的跳躍，在不到500 m的深度范圍內(nèi)，Ro增量（ΔRo）極為明顯；其中A井ΔRo超過1.0%，B井ΔRo超過0.7%，C井ΔRo超過0.3%，遠(yuǎn)超過上覆地層快速埋藏帶來的Ro增量。同時(shí)從研究區(qū)ΔRo變化幅度來看，A→B→C逐漸減小，即從南東到北西方向巖漿烘烤作用逐漸減小。結(jié)合前人研究［19］，巖漿巖主要發(fā)育在南洼，導(dǎo)致南洼區(qū)域普遍發(fā)育高含量的CO2氣藏，而研究區(qū)毗鄰南洼，因此從分布來看受巖漿巖影響明顯的區(qū)域主要是研究區(qū)南東部。

渤中19-6 構(gòu)造帶Ro的突變和跳躍表明巖漿對(duì)烴源巖的生烴演化具有明顯的影響，在巖漿作用下，烴源巖在短時(shí)間內(nèi)快速成熟到高熟（圖5），也造成了生烴演化的異常變化。

以渤中19-6構(gòu)造帶A井為例，表征烴源巖生排烴特征的有機(jī)地球化學(xué)參數(shù)隨著巖漿侵入體與烴源巖的接觸距離遠(yuǎn)近呈現(xiàn)出規(guī)律性變化（圖6）。有機(jī)質(zhì)Ro在3 400 m～3 700 m深度范圍內(nèi)，從1.0%左右突變至2.0%左右，即烴源巖演化程度從成熟階段在短期內(nèi)進(jìn)入高熟階段，相應(yīng)的烴源巖各項(xiàng)指標(biāo)也呈現(xiàn)突變性變化。TOC在該深度段急劇下降，從1.2%降低至0.3%左右，表明烴源巖有效碳消耗程度巨大，從S3、OI急劇上升而HI跳躍下降，表明在短時(shí)間內(nèi)，耗氫作用明顯，烴源巖中氫元素消耗殆盡，而殘留死碳含量加大，生成的CO2含量劇增（S3），在該時(shí)期烴產(chǎn)率PI呈幾何倍數(shù)增加，從0.1上升至0.25左右（圖6）。同時(shí)可以看出，隨著距離侵入巖體的增大，侵入體上下烴源巖都逐漸恢復(fù)至正常。其中侵入巖體上部在300m范圍內(nèi)各項(xiàng)指標(biāo)跳躍明顯，隨著距離侵入巖體越近，TOC、HI突變式下降越明顯，耗碳、耗氫作用加劇，表明受到侵入體的熱烘烤作用明顯，300 m之上烴源巖受影響作用較??；在侵入巖體下部，200 m 范圍內(nèi)，參數(shù)跳躍明顯，與上部具有同樣的規(guī)律，受熱烘烤作用顯著，200 m之下的深度烴源巖受影響較小。

從這些參數(shù)的變化來看，巖漿侵入體對(duì)烴源巖的影響顯著，不僅加速了有機(jī)質(zhì)的成熟和生烴，同時(shí)導(dǎo)致烴源巖排烴作用顯著。與上部沒有受到侵入體熱影響的烴源巖相比（圖6），烴源巖受到侵入體熱影響時(shí)將會(huì)使得附近烴源巖生烴轉(zhuǎn)化率增高，轉(zhuǎn)化率曲線發(fā)生明顯跳動(dòng)［21］。

圖6 渤中19-6構(gòu)造帶A井烴源巖地球化學(xué)剖面圖Fig.6 Geochemical profile of source rock in Well A of Bozhong 19-6 structure belt

3.3 巖漿活動(dòng)對(duì)油氣充注的影響

巖漿活動(dòng)不僅帶來大量的熱，加速烴源巖的生排烴進(jìn)程，同時(shí)巖漿熱流體中還伴有H2O、CO2和H2S等氣體。渤中凹陷火山活動(dòng)比較活躍的地區(qū)已發(fā)現(xiàn)的天然氣藏中，CO2含量普遍較高，最高可達(dá)90.61%，通過分析認(rèn)為CO2氣體為幔源的無機(jī)成因氣［22-23］。緊鄰渤中19-6構(gòu)造帶的東南區(qū)發(fā)育有天然氣藏，氣藏同樣分布于潛山中，氣藏中CO2含量介于34.6%～48.92%之間，CO2的碳同位素為-3.4‰，氦同位素的R/Ra比值超過2，為幔源無機(jī)成因［23］，表明渤中19-6構(gòu)造帶所在地區(qū)巖漿熱流體中伴有大量的CO2氣體。

渤中19-6凝析氣田中已取的5個(gè)天然氣樣品成分含量，CO2含量介于7%～20%之間，CO2的碳同位素分布在-7‰～2.5‰之間，屬于典型的無機(jī)成因天然氣，結(jié)合周邊的CO2氣藏成因，認(rèn)為渤中19-6構(gòu)造帶中CO2屬于幔源成因氣。渤中19-6構(gòu)造帶包裹體中可見深灰色的天然氣包裹體，主要沿石英斑晶微裂隙成帶分布，拉曼測(cè)試為CO2氣體和CH4氣體（圖7）包裹體中CO2氣體和CH4氣體為共存關(guān)系，說明油氣運(yùn)移過程中，巖漿熱流體所伴生的CO2氣體同期充注，對(duì)油氣的運(yùn)移產(chǎn)生了很大的影響。

圖7 渤中19-6構(gòu)造帶天然氣包裹體特征Fig.7 Characteristics of natural gas inclusions in Bozhong 19-6 structure belt

巖漿熱液流體在地下深處通常具有較高的溫度和壓力，并富含CO2，是其能溶解攜帶油氣、促使油氣向淺部運(yùn)移的決定性因素。CO2的臨界溫度和壓力分別為30.98 ℃和7.38MPa，超臨界狀態(tài)下，CO2密度接近于液體、黏度接近于氣體、對(duì)有機(jī)物質(zhì)的溶解能力非常強(qiáng)［24］。對(duì)油氣運(yùn)移充注來說，超臨界態(tài)的CO2是一個(gè)非常好的溶劑，能溶解攜帶油氣向淺部地層運(yùn)移。同時(shí)由于CO2為非極性分子，對(duì)烴源巖生成的烴類組分具有相容性，因此從分子極性來說油氣也較易于溶解到超臨界態(tài)的CO2流體。超臨界的CO2的流體除增加油氣在熱液流體中的溶解能力之外，還能使油水之間的界面張力降低、降低原油黏度、減小油氣運(yùn)動(dòng)阻力等，有利于油氣的快速運(yùn)移充注［16］。

渤中19-6 構(gòu)造帶位于構(gòu)造活動(dòng)區(qū)，地溫梯度為36 ℃·km-1左右，地層壓力達(dá)到51 MPa，滿足CO2的臨界溫度和壓力。據(jù)Gerlach的估算，全球陸相火山巖漿房放出CO2的速率為792 Mt·a-1，而噴發(fā)放出CO2的速率為66 M·a-1［25-26］。在渤中凹陷，晚期構(gòu)造活動(dòng)活躍期，位于沉積蓋層之下的巖漿房在斷層的溝通作用下，伴隨巖漿的上涌釋放出大量幔源CO2氣體，在地層溫度和壓力條件下，CO2將以超臨界狀態(tài)通過基底深大斷裂向上運(yùn)移，迅速融入渤中凹陷烴源巖所生成的原油中，并降低原油黏度及油水界面張力促進(jìn)油氣二次運(yùn)移。

3.4 渤中19-6構(gòu)造帶成藏模式

渤中19-6構(gòu)造帶3 500 m以深的潛山部位富集凝析油氣，即現(xiàn)今的渤中19-6凝析氣田；構(gòu)造帶上部淺層館陶組、明化鎮(zhèn)組富集原油，形成現(xiàn)今的渤中19-4油藏；油藏與凝析氣藏之間發(fā)育巨厚的東營(yíng)組、沙河街組地層，形成渤中19-6構(gòu)造帶上油下氣的分布格局。

對(duì)比深層和淺層的原油地球化學(xué)參數(shù)，可以發(fā)現(xiàn)在表征母質(zhì)來源的參數(shù)C27/C29甾烷、aaaC27/C29甾烷分布范圍一致，均分布在1.0～1.4之間（表1），表明原油母質(zhì)來源相似；在表征母質(zhì)環(huán)境的參數(shù)C30DH/C29Ts、G/C30H上［27］，深層和淺層的原油參數(shù)分布范圍也相似（表1），進(jìn)一步證實(shí)深層和淺層的母源一致。從成熟度參數(shù)來看，飽和烴參數(shù)C29規(guī)則甾烷的各類異構(gòu)體分子化合物比值是常用的參數(shù)，深層和淺層的參數(shù)值均分布在平衡值0.55附近，表明深層和淺層的原油均成熟（表1），考慮到C29規(guī)則甾烷異構(gòu)體參數(shù)表征的主要是烴源巖的熱演化Ro 小于1.0%的階段生成的產(chǎn)物，因此該參數(shù)只能表明渤中19-6 構(gòu)造帶深部和淺部原油均成熟，具體的成熟度差異，本文主要利用芳烴甲基菲參數(shù)F1進(jìn)行計(jì)算，從計(jì)算結(jié)果來看，深部原油成熟度主要在1.5%左右，淺層的原油成熟度主要分布在0.9%左右（表1），即說明深部的原油成熟度高于淺部原油。

表1 渤中19-6構(gòu)造帶油氣地球化學(xué)參數(shù)表Tab.1 Hydrocarbon geochemical parameters table of Bozhong 19-6 structure belt

綜合深淺層原油的母源、環(huán)境、成熟度進(jìn)行對(duì)比，認(rèn)為深層和淺層的原油來源相似，生成階段不同，深層原油為烴源巖高熟階段生成，而淺部原油為烴源巖成熟階段形成。

在考慮巖漿對(duì)烴源巖烘烤作用的基礎(chǔ)上，利用斯倫貝謝公司的PetroMod軟件Easy%Ro模型，對(duì)渤中19-6 構(gòu)造帶渤中南次洼烴源巖進(jìn)行熱成熟度模擬，并利用渤中19-6構(gòu)造帶的烴源巖實(shí)測(cè)Ro進(jìn)行熱演化標(biāo)定；同時(shí)選取渤中凹陷中巖漿巖不發(fā)育的次洼烴源巖進(jìn)行成熟度模擬，兩者進(jìn)行對(duì)比。

烴源巖成熟度演化史表明（圖8），南次洼烴源巖在40 Ma 左右，熱演化Ro達(dá)到0.5 %，進(jìn)入生烴階段，35 Ma 左右，熱演化Ro達(dá)到0.6%左右，烴源巖進(jìn)入生排烴階段，油氣開始進(jìn)入裂縫、儲(chǔ)層等疏導(dǎo)體中運(yùn)移，20 Ma 左右烴源巖熱演化Ro達(dá)到0.9%左右，開始大量排烴，所形成的原油成熟度也主要為0.9 %左右，成熟原油向渤中19-6 構(gòu)造帶運(yùn)移、聚集，在歷史時(shí)期中形成目前渤中19-4 油田的烴類主體；15Ma開始，烴源巖熱演化加速，10 Ma烴源巖熱演化程度達(dá)到1.5%左右，處于生成濕氣階段，排烴作用下凝析氣向渤中19-6 潛山圈閉運(yùn)移，開始聚集成藏并持續(xù)充注，形成現(xiàn)今的渤中19-6 凝析氣田烴類主體。而從巖漿巖不發(fā)育的地區(qū)烴源巖熱演化來看，烴源巖成熟度演化是穩(wěn)步上升的，20 Ma左右進(jìn)入大量生烴階段，到10 Ma 左右烴源巖仍處于成熟-高熟階段，Ro未達(dá)到1.5%；從兩個(gè)區(qū)域烴源巖熱演化縱向?qū)Ρ葋砜?，?0 Ma左右開始，受巖漿巖烘烤作用明顯的渤中19-6區(qū)域烴源巖熱演化明顯加速，在不到5 Ma 的時(shí)間內(nèi)，Ro從1.0%左右增大到1.6%左右，而未受巖漿烘烤的區(qū)域Ro在不到5 Ma的時(shí)間內(nèi)，從1.0%左右增大到1.3%左右；即巖漿的烘烤作用對(duì)烴源巖具有明顯的促進(jìn)作用，短期內(nèi)讓烴源巖快速進(jìn)入濕氣階段，形成大量的濕氣。

圖8 渤中19-6構(gòu)造帶烴源巖熱成熟度演化史Fig.8 Source rocks maturity history in Bozhong 19-6 structure belt

渤中19-6 凝析氣田主要賦存于太古界潛山中，潛山之上直接覆蓋古近紀(jì)沉積地層。對(duì)于基巖潛山儲(chǔ)層的形成具有重要作用的主要是印支運(yùn)動(dòng)和燕山運(yùn)動(dòng)，強(qiáng)烈擠壓、走滑作用，造成渤中19-6 構(gòu)造帶褶皺隆升，遭受剝蝕，下古生界剝蝕殆盡，太古界變質(zhì)巖出露地表，風(fēng)華淋濾作用強(qiáng)烈［3，16］。古近紀(jì)期間，渤中19-6 構(gòu)造帶開始接受沉積，基巖潛山上逐漸被古近系地層覆蓋，其中在部分區(qū)域沉積有孔店組地層；構(gòu)造帶大部分區(qū)域從沙河街組開始接受沉積，發(fā)育有沙河街組三段、沙河街組一段、東營(yíng)組三段等三套烴源巖層。對(duì)渤中19-6 構(gòu)造帶進(jìn)行構(gòu)造演化恢復(fù)，同時(shí)結(jié)合洼陷烴源巖熱演化史分析渤中19-6 構(gòu)造帶油氣成藏模式（圖9）。

圖9 渤中19-6構(gòu)造帶潛山油藏成藏演化史過程Fig.9 Process recovery of buried hill oils accumulation history in in Bozhong 19-6 structure belt

新近紀(jì)時(shí)期，館陶組沉積初期（24 Ma 左右），渤中19-6構(gòu)造帶周緣次洼烴源巖成熟度達(dá)到0.7%及以上，開始生排烴，油氣沿著斷層及風(fēng)化殼向潛山圈閉中運(yùn)移；20 Ma左右烴源巖演化程度達(dá)到1.0%左右，大量生排烴，形成成熟原油，進(jìn)入斷層及風(fēng)化殼等疏導(dǎo)體系中快速二次運(yùn)移，在持續(xù)的正常成熟原油的充注作用下，渤中19-6潛山圈閉中形成原生正常成熟油藏；中新世新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)育，斷裂等構(gòu)造活躍，潛山圈閉被斷層切割，賦存于潛山圈閉中的成熟原油沿著圈閉向上運(yùn)移，進(jìn)入淺層明化鎮(zhèn)組，形成現(xiàn)今的渤中19-4中型油藏，現(xiàn)今在渤中19-6潛山圈閉頂層中可見到瀝青等，瀝青等效反射率為0.9%左右［1］，與現(xiàn)今渤中19-4油藏原油成熟度一致，同時(shí)從目前已發(fā)現(xiàn)的渤中19-4油藏的原油特征來看，原油以偏稠油藏為主，色譜圖中鼓包發(fā)育正構(gòu)烷烴降解、25-降藿烷普遍發(fā)育等特征，均表明，現(xiàn)今渤中19-4油藏是前期賦存于渤中19-6潛山圈閉中的原生油藏后期發(fā)生次生調(diào)整作用形成的。新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響不僅溝通了潛山圈閉和淺層圈閉，使得潛山中發(fā)育的原生油藏向上調(diào)整為偏稠油油藏，同時(shí)溝通了巖漿房，巖漿上涌，帶來大量熱量，烘烤古近系烴源巖，烴源巖快速高熟化，爆發(fā)式生成大量的凝析油氣，在超臨界狀態(tài)CO2的作用下，改善了原油二次運(yùn)移條件，加速了運(yùn)移過程，凝析油氣沿著斷層及風(fēng)化殼等迅速進(jìn)入渤中19-6潛山圈閉中，形成現(xiàn)今的渤中19-6凝析氣藏；造成現(xiàn)今上油下氣的分布格局（圖9）。巖漿沿?cái)嗔焉嫌浚环矫娲龠M(jìn)烴源巖熱演化、凝析油運(yùn)移，同時(shí)對(duì)古油藏具有一定的破壞作用。巖漿活動(dòng)的高溫作用促使古油藏迅速蒸發(fā)分餾，渤中19-4油藏芳香度為1.5遠(yuǎn)高于下部渤中19-6凝析氣藏的芳香度0.7，同時(shí)從渤中19-4油藏的正構(gòu)烷烴分布來看，碳原子數(shù)小于20的部分大量散失，表現(xiàn)為油藏高含非烴、瀝青質(zhì)，低含飽和烴的特征；表明渤中19-6 古油藏在形成渤中19-4 油藏的過程中明顯受到巖漿熱作用，普遍發(fā)生了蒸發(fā)分餾作用，大量輕組分散失；從現(xiàn)今渤中19-4油藏的分布范圍來看，局限在渤中19-6構(gòu)造帶中間西部淺層，充滿度不高，屬于中小型油田。

4 結(jié)論

（1）渤中19-6 構(gòu)造帶凝析氣田不同深度的包裹體具有相似的鹽度和均一溫度分布范圍，且不同深度的均一溫度主峰溫度均表現(xiàn)為高于地層的溫度，顯示了油氣充注屬于事件性成藏，具有穿層、瞬時(shí)、高溫的特征。

（2）渤中19-6構(gòu)造帶巖漿活動(dòng)發(fā)育，以輝綠巖等侵入巖為主，巖漿侵入對(duì)烴源巖的影響顯著，加速了有機(jī)質(zhì)的成熟，促使烴源巖在短時(shí)間內(nèi)大量形成凝析油；伴隨巖漿侵入的大量超臨界狀態(tài)幔源CO2流體，與渤中凹陷烴源巖所生成的原油迅速融合，降低原油黏度及油水界面張力，改善了原油二次運(yùn)移條件，加速了運(yùn)移過程。

（3）渤中19-6 潛山構(gòu)造帶在新近紀(jì)早期24 Ma左右開始形成古油藏，新近紀(jì)晚期，受新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，形成大量斷層，古油藏被破壞，向上運(yùn)移調(diào)整形成現(xiàn)今的渤中19-4 油田；同時(shí)在新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響下，斷層溝通巖漿房，巖漿上侵，產(chǎn)生大量異常熱量，對(duì)烴源巖進(jìn)行烘烤，極大的加速了烴源巖的成熟進(jìn)程，短時(shí)間內(nèi)大量形成凝析油氣，充注進(jìn)入渤中19-6潛山圈閉，形成現(xiàn)今的渤中19-6凝析氣田。

作者貢獻(xiàn)聲明：

鄧運(yùn)華：負(fù)責(zé)學(xué)術(shù)指導(dǎo)，論文審閱。

李威：負(fù)責(zé)論文撰寫、圖件繪制。