随着黄骅坳陷古生界含油气系统的勘探突破^[1]，来自太原组和山西组煤系烃源岩的油气多层系富集特征逐渐被揭示^[2-3]。相对于源内和源下油气藏，源上二叠系上石盒子组和下石盒子组层状砂岩油气藏特征及成藏机理的研究开始较早，且研究程度深^[4-5]。煤系地层内部的岩性砂体中通常能见到良好的油气显示，却迟迟未获得工业油气流，目前对于油气能否在此类岩性圈闭中富集成藏仍存在争议。大量研究报道了渤海湾盆地近源岩性油气藏勘探成功的案例^[6]，反映出近源优先充注的优势。2021年吐哈盆地丘东洼陷的吉7H井在侏罗系三工河组煤系地层内部岩性油气藏中获得高产油气流，揭示了源内油气藏的勘探潜力^[7]，为黄骅坳陷古生界源内油气勘探提供了参考。此外，渤海湾盆地和鄂尔多斯盆地中生代前同属华北克拉通，均发育煤系烃源岩，鄂尔多斯盆地源内大面积、低丰度的煤成气勘探大获成功^[8]，四川盆地、库车坳陷等地区源内煤成气的勘探也取得了一定成效^[9-10]。然而黄骅坳陷煤系地层内部岩性油气藏勘探仍未突破，究其原因，中生代、新生代强烈的构造活动使渤海湾盆地遭受了强烈改造而变得极为破碎，导致了构造活动区源内油气未能得到较好的保存。多数学者认为渤海湾盆地奥陶系潜山最有效的油气输导方式为源-储对接式输导^[11]，黄骅坳陷虽未见明显源-储对接的构造带但也发现了奥陶系规模煤系油气藏，煤系油气向下的运聚动力及运聚方式不清。通常，油气向下运移需满足源储压差大、输导层向上连通性差但向下连通性好的条件^[12]。因此，在以往研究的基础上，划分黄骅坳陷源内及源下油气成藏组合，系统分析油气成藏条件，同时结合油气地球化学测试、包裹体分析、物理模拟实验及构造解析等方法，剖析源内及源下油气聚集机制和成藏过程，并优选有利勘探区带，以期为黄骅坳陷源内及源下油气勘探提供参考。

渤海湾盆地油气资源丰富，是我国重要的含油气盆地之一。黄骅坳陷位于渤海湾盆地中部，总面积约1.7×10⁴ km²，其东西两侧分别为沧县隆起和埕宁隆起，北侧紧邻海西运动和印支运动形成的燕山褶皱带，南侧结束于临清坳陷。黄骅坳陷是在太古代—早元古代褶皱变质基底上发展形成的^[13]，受新生代强烈断陷作用改造^[14]，形成现今“北西断、南东超”的箕状断陷，整体呈北东向展布和凹凸相间的构造格局(图 1)。黄骅坳陷古生界含油气系统主要以石炭系太原组和二叠系山西组煤系烃源岩为供烃层系^{[1-2, 8]}，源内及源下含油气层主要分布于奥陶系、太原组和山西组。源下奥陶系优势储层分布于峰峰组和上马家沟组，主要发育潮坪-开阔台地相碳酸盐岩。至石炭纪—二叠纪，黄骅坳陷处于海陆过渡相沉积环境中，其中太原组沉积期为障壁岛、潟湖、潮坪复合聚煤环境，山西组沉积期为三角洲相聚煤环境。频繁的海进和海退使煤系源岩与障壁岛砂、河道砂形成互层，这些砂体也成为了源内油气的主要储集层^{[2, 8]}。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海湾盆地黄骅坳陷构造位置、区域构造及典型剖面 Fig. 1 Location, regional structure and typical profiles of Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

多期构造活动的叠加控制了黄骅坳陷烃源岩的生烃和排烃过程^[8]，同时也控制了储层的发育及后期改造，还控制了油气圈闭的形成、油气运聚成藏过程等，各关键构造期特征如下：①加里东期为稳定的海相克拉通盆地演化阶段，源下奥陶系碳酸盐岩地层形成于该阶段，为一套以浅海碳酸盐岩台地为主的沉积建造。峰峰组沉积以后，受加里东运动的影响，经历了长达120 Ma的沉积间断，黄骅坳陷古生界缺失上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统，同时造成奥陶系上部岩溶储层普遍发育^[14]。②印支期，在古特提斯洋闭合的背景下，黄骅坳陷处于南北向的挤压构造环境中^[15]，形成“隆凹相间”的构造格局，同时在古生界内部形成低角度逆冲断层和逆冲推覆构造^[13]。黄骅坳陷中—北部背斜区上古生界遭受强烈剥蚀，而黄骅坳陷南部向斜区上古生界剥蚀程度较弱，乌马营向斜中心甚至残留近400 m厚的下三叠统。③燕山期是华北克拉通解体和渤海湾盆地形成的关键期，由3幕运动组成^[16]。燕山Ⅰ幕运动发生于早—中侏罗世，早侏罗世黄骅坳陷北部仍遭受挤压、抬升和剥蚀，南部在区域弱拉张应力环境下发生沉降；中侏罗世黄骅坳陷普遍处于挤压-走滑的应力环境并发育逆冲和背斜构造，如王官屯—乌马营逆冲构造^[17]。燕山Ⅱ幕运动发生于晚侏罗世—早白垩世，在早白垩世强烈伸展背景下，由于南北伸展量的差异，以黄骅坳陷中部为轴，北区伸展量大导致地层沉降幅度大，中区伸展量其次，南区伸展量最小，南北部地貌形态反转为北低南高。燕山Ⅲ幕运动发生于晚白垩世，整个华北地台东部在挤压作用下大面积隆起并遭受剥蚀^[18]。④新生代黄骅坳陷经历了多期断陷演化，沉降幅度大，上古生界在此阶段所经历的大幅度深埋为烃源岩的大规模排烃提供了良好的条件^[19]。

黄骅坳陷石炭系太原组和二叠系山西组煤系烃源岩沉积于海陆过渡环境，主要沉积于潮坪、障壁岛、潟湖、三角洲等沉积相中，包括煤层、炭质泥岩和暗色泥岩^{[8, 20]}。平面上发育南、北2个烃源岩沉积中心，南部沉积中心位于乌马营地区，北部沉积中心位于歧口—北大港地区(图 2)。印支期构造活动导致南北部上古生界的差异剥蚀现象，使黄骅坳陷南部成为煤系烃源岩保存最完整、分布范围最广、厚度最大的区域。相比之下，黄骅坳陷北部烃源岩规模稍小。纵向上发育四大聚煤层，分别分布于太原组上段、太原组下段、山西组上段和山西组下段，其中主力煤系烃源岩分布于太原组顶部和山西组底部，部分区域的本溪组也发育有煤系烃源岩。太原组煤层厚度一般为2~16 m，山西组煤层厚度一般为4~10 m，烃源岩累计厚度为250~400 m。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤海湾盆地黄骅坳陷上古生界烃源岩厚度分布 Fig. 2 Thickness of Upper Paleozoic source rocks in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

煤系烃源岩的地球化学分析测试结果(表 1)显示，煤的TOC一般大于65%，最高可达78%，炭质泥岩的TOC为8%~16%，暗色泥岩的TOC一般小于6%。三类煤系烃源岩的生烃潜力(S₁+S₂)差异较明显，煤的S₁ + S₂为60.0~300.0 mg/g，炭质泥岩的S₁+ S₂为2.0~200.0 mg/g，暗色泥岩的S₁+ S₂为2.3~19.9 mg/g。利用热解峰温(T_max)和氢指数(HI)交会图版判别有机质类型，结果显示煤和炭质泥岩的有机质类型以Ⅱ₂型为主，含有部分Ⅱ₁型和Ⅲ型，暗色泥岩的有机质类型则以Ⅲ型为主，含有部分Ⅱ₂型(图 3)。煤系烃源岩R_o为0.50%~3.73%，其中大部分地区烃源岩都处于高成熟阶段，R_o多为1.0%~2.0%，部分地区如沧县隆起南段和东光凸起受火成岩侵入影响，R_o值大于2.0%，最大达3.73%(表 1)。根据中国陆相石油地质理论的烃源岩评价标准^[21-22]，黄骅坳陷煤的生烃级别为好，炭质泥岩和暗色泥岩的生烃级别均为中等，综合评价烃源岩为中—好烃源岩。煤层分布广，累计厚度大，生烃能力较强，为研究区主力烃源岩。以往根据煤系烃源岩有机显微组分的镜下特征，认为研究区太原组烃源岩以富氢的基质镜质体为主，而山西组烃源岩以均质镜质体为主^[5]，反映太原组烃源岩更富氢，具有更好的生油潜力^[23-24]。

表 1(Table 1)

表 1 渤海湾盆地黄骅坳陷上古生界烃源岩地球化学参数[7] Table 1 Geochemical parameters of Upper Paleozoic source rocks in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin 岩性 厚度/m 有机质类型 TOC/% Ro/% S1+S2/(mg·g-1) 煤 15~25 多数为Ⅱ2型，部分Ⅱ1型和Ⅲ型 > 65 0.50~3.73 60.0~300.0 炭质泥岩 30~60 8~16 2.0~200.0 暗色泥岩 60~150 多数为Ⅲ型，部分Ⅱ2型 < 6 2.3~19.9

下载CSV 表 1 渤海湾盆地黄骅坳陷上古生界烃源岩地球化学参数[7] Table 1 Geochemical parameters of Upper Paleozoic source rocks in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤海湾盆地黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩有机质类型判别图版 Fig. 3 Discriminant chart of organic matter types of Upper Paleozoic coal measure source rocks in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

黄骅坳陷古生界源内和源下发育的有利生-储- 盖组合是油气成藏的重要条件之一，太原组—山西组优质煤系烃源岩可以为源内和源下储层供烃^[8]。源内储-盖组合以太原组—山西组泥岩、炭质泥岩和煤为良好盖层，以太原组障壁岛砂体和山西组河道砂体为储集层；源下储-盖组合以上覆本溪组—太原组—山西组泥岩、炭质泥岩和煤为盖层，以上马家沟组和峰峰组潮坪-开阔台地相碳酸盐岩为优势储层(图 4)。目前，在源内的油气勘探中未获得工业油气流，但钻井获得油气显示，储层中也存在大量油气包裹体^{[1, 25]}，源下以天然气和轻质油为主，油气主要分布于碳酸盐岩储层的高部位。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤海湾盆地黄骅坳陷古生界源内和源下生-储-盖组合(根据文献[2]修改) Fig. 4 In-source and under-source source-reservoir-cap assemblages of Paleozoic in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

黄骅坳陷在太原组—山西组沉积期处于海陆过渡相向陆相过渡阶段，太原组主要发育障壁岛砂体，连续分布且累计厚度大；随着海水大范围退去和物源供给能力的增强，山西组主要发育层状河道砂体^[26]。频繁的海进和海退使障壁岛砂体、河道砂体与煤系烃源岩相互叠置(图 4)。

对大神塘潜山、北大港潜山、歧北潜山等构造带石炭系砂岩样品进行了岩心观察、铸体薄片观察及储层物性测试，结果显示黄骅坳陷太原组—山西组储层整体较为致密，实测物性数据表明其孔隙度为0.8%~10.5%，平均值为5.5%；渗透率小于0.1 mD的样品占57.83%，渗透率为0.1~1.0 mD的样品占32.1%，孔隙度与渗透率的相关性较差。储集空间以次生孔隙和裂缝为主，原生孔隙几乎不发育。其中，次生孔隙以粒内溶孔为主，主要为长石和岩屑颗粒的溶蚀孔；裂缝主要为构造缝及长石、石英等颗粒受强烈挤压而形成的破裂缝(图 4)。这主要是由于研究区太原组—山西组砂岩与煤系烃源岩紧密相邻，烃源岩生烃演化所产生的有机酸可能是储层次生溶孔产生的主要原因；其次，早期烃类充注抑制了石英的次生加大，有利于孔隙的保存；另外，多期构造活动使储层构造缝和微裂缝发育，有效改善了储层物性。

黄骅坳陷在中—晚奥陶世处于潮坪和台地相沉积环境中，沉积了大套碳酸盐岩。对源下油气勘探取得收获的北大港潜山和歧北潜山奥陶系储层样品进行岩心观察、铸体薄片观察及储层物性测试，实测物性数据显示其孔隙度为0.08%~22.90%，渗透率为0.001~85.500 mD(图 4)，孔隙度与渗透率相关性较差，储层物性与深度没有明显的相关性，表明其储集空间极为复杂。研究区奥陶系储层分为孔隙型、孔-洞-缝型及裂缝型三大类^[27]。由于原生孔隙容易被后期胶结物充填，因此孔隙型储层物性极差；孔-洞-缝型储层多发育于断裂附近或不整合面之下，风化淋滤作用有效改善了储层物性，储集空间以裂缝和次生溶蚀孔隙为主；多期构造活动产生大量构造裂缝，那些未被充填的裂缝成为了有效储集空间(图 4)。

在对源内和源下油气藏的研究中，根据圈闭构造特征，将黄骅坳陷源内岩性油气藏分为透镜体型和层状砂体型，将源下油气藏分为背斜型、断块-背斜型和断块-断鼻型(图 5)。研究区太原组—山西组沉积期频繁的海进和海退使砂体与煤系烃源岩紧密相邻并相互叠置，使得烃类能够优先进入这些近源砂体中^[28]。印支期、燕山期和喜山期强烈的构造活动造成上古生界内部断裂及微裂缝发育，虽然导致部分地区的圈闭或油气藏被破坏，但构造裂缝可使煤系烃源岩与源内砂体连通，在构造相对稳定区形成源内岩性油气藏。构造活动对黄骅坳陷南、北部的差异改造作用使源内油气藏类型呈现较大差异。受印支期挤压作用的影响，黄骅坳陷南部源下厚层碳酸盐岩主要呈低幅度背斜或断背斜形态，且受抬升剥蚀作用较弱，现今埋深较大^[19]，代表区域为乌马营—王官屯构造带。受喜山期伸展作用的影响，黄骅北部源下碳酸盐岩主要呈现断块、断鼻等形态^[29]，代表区域有孔西、歧北构造带等(图 6)。黄骅坳陷南部源下油气圈闭受抬升剥蚀作用较弱，受风化淋滤作用改造较少，裂缝型碳酸盐岩储层为优势储层。黄骅坳陷北部源下碳酸盐岩受强烈抬升剥蚀及伸展断裂作用控制，经历风化淋滤改造的奥陶系孔-洞-缝型碳酸盐岩为优势储层^{[27, 30]}。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤海湾盆地黄骅坳陷古生界源内和源下油气藏类型与分布 Fig. 5 Types and distribution of in-source and undersource reservoirs of Paleozoic in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤海湾盆地黄骅坳陷南北向典型中生界和古生界油气藏剖面 Fig. 6 Typical Mesozoic and Paleozoic reservoir profiles from north to south in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

黄骅坳陷源内油气勘探中未获得工业油气流，但源内储层中微观油气显示却很丰富(图 7a—7e)。太原组—山西组储层砂体粒度较小，多为致密储层。储层微观油气镜下特征表明，原油和沥青多分布于储层裂隙，部分存在于粒间孔隙中。歧北地区太原组致密砂岩储层镜下特征表明，储层中既存在发黄色和黄绿色荧光的低熟原油，也存在发蓝白色荧光的高熟原油。徐黑地区太原组砂岩储层包裹体观察结果显示，油包裹体多呈线状或带状分布于储层裂隙中，包括发黄色荧光的油包裹体(主峰波长约为540 nm)和发蓝绿色或蓝白色荧光的油包裹体(主峰波长约为490 nm)。此外，储层中常见单偏光下或荧光下为褐色的油质沥青和黑色的炭质沥青。利用显微傅里叶变换红外光谱与激光拉曼光谱均可测定包裹体的成分^[31]，蓝色荧光油包裹体红外光谱特征显示，其AREA[∑CH₂]/AREA[∑CH₃]值绝大多数小于4.0，X_inc(包裹体油气流体烷基链碳原子数)和X_std(正构烷烃烷基链碳原子数)值分别为15~40和5~12，说明晚期原油甲基相对丰富、碳链短、成熟度高，多为轻质油。对源内储层中出现的气包裹体进行激光拉曼光谱测试，可见谱图中2918 cm^-1处存在明显的特征拉曼峰(图 7f)，参照室温下流体包裹体主要组分的特征拉曼谱峰数据，该峰对应的气体成分应为甲烷^[32]。综上所述，研究区源内油气藏经历至少2期油气成藏，早期充注低熟原油，晚期充注高熟轻质油或天然气。黄骅坳陷石炭系所经历的最高温度约为160 ℃，未达到原油裂解生成沥青的条件，普遍存在的沥青说明油气藏可能遭受过破坏^[25]。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤海湾盆地黄骅坳陷古生界源内油气藏中原油、油包裹体荧光特征及气包裹体激光拉曼光谱 (a)荧光照片下可见黄色/黄绿色荧光原油及油质沥青，歧古8井，3 765.0 m；(b)荧光照片下可见蓝白的荧光原油和油质沥青，歧古8井，3 698.0 m；(c)荧光照片下可见炭质沥青，歧古8井，3 745.0 m；(d)荧光照片下可见群体状黄色荧光油包裹体，徐7井，1 299.5 m；(e)荧光照片下可见群体状蓝绿色荧光油包裹体沿裂缝分布，徐7井，1 284.5 m；(f)源内储层中气包裹体测到甲烷特征峰。 Fig. 7 Fluorescence characteristics of crude oil and oil inclusions and Laser Raman spectra of gas inclusions of Paleozoic in-source reservoirs in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

源下奥陶系的勘探中获得工业油气流，以轻质油和天然气为主，油气富集于风化壳储层或孔-洞-缝储层中^{[1, 27]}。从储层微观油气分布来看，早期原油在UV激发荧光中多以深褐色原油或不发荧光的炭质沥青形式存在，与油气藏经历的抬升和破坏有关^[33]，一般充填于溶蚀孔隙和裂缝中；晚期原油显示较强的蓝绿色和蓝白色荧光，多沿储层裂隙分布(图 8a，8b)。早期油包裹体发黄色荧光，晚期油包裹体发蓝白色荧光。油包裹体多被捕获于奥陶系缝-洞体系方解石脉或充填裂隙的方解石胶结物中，呈线状或群体状分布(图 8c，8d)。显微傅里叶变换红外光谱与激光拉曼光谱测试结果显示，晚期油气为高熟轻质油及天然气，然而，并非所有潜山奥陶系油气藏都为多期充注，部分潜山储层仅经历晚期高熟油气充注，部分储层未见油气充注痕迹。由于煤系油气向奥陶系运移方式为油气“倒灌”式运移，需要良好的输导通道和巨大的生烃压力^[34]，且具备特定成藏条件才能形成油气藏。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤海湾盆地黄骅坳陷奥陶系原油及油包裹体荧光特征 (a)荧光照片下可见储层裂隙中炭质沥青和轻质油，歧古8井，3 845.00 m；(b)荧光照片下可见储层裂隙中浅绿和浅蓝色荧光轻质油，歧古8井，4 013.00 m；(c)奥陶系缝-洞体系方解石脉中捕获黄褐色荧光油包裹体，孔古3井，3 402.91 m；(d)奥陶系缝-洞体系方解石脉中捕获蓝白色荧光油包裹体，歧古101井，4 005.10 m。 Fig. 8 Fluorescence characteristics of Ordovician crude oil and oil inclusions in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

根据以往对鄂尔多斯盆地、吐哈盆地和四川盆地煤系油气近源成藏特征的研究，煤系油气通常在巨大的生烃压力下以体积流或扩散流的方式进入烃源岩内部砂体或与煤系相邻的砂体中，形成大面积、低丰度的油气藏^{[8-9, 35]}。2021年吐哈盆地丘东洼陷的吉7H井在侏罗系三工河组煤系内部岩性油气藏中获得高产油气流，进一步揭示了源内油气藏的潜力^[7]。虽然黄骅坳陷源内油气勘探未取得突破，但在钻井过程中获得大量油气显示。源内储层镜下观察结果也显示了油气多期成藏的特征，但普遍存在的炭质沥青表明油气藏遭受过破坏或调整(图 7c)。与此对应的是，源上砂体中聚集了来自煤系地层的油气，断裂是油气向上运聚的主要通道^[1-2]。由此可见，黄骅坳陷煤系地层近源油气优先聚集，构造抬升或断裂活动使源内油气藏遭受破坏或调整。此外，频繁的构造活动也是源内油气未能富集的重要因素之一。

油气自上而下运移需满足油源断裂输导性好、源上断裂输导性相对较差和具备一定源储压差的条件^[12]。黄骅坳陷煤系烃源岩与奥陶系储层对接较少或不存在对接的地区，奥陶系储层中聚集了来自上覆煤系烃源岩的油气，揭示存在油气向下运移的现象。多期构造活动使黄骅坳陷发育众多连接煤系烃源岩和奥陶系储层的断裂，印支期挤压环境下多产生逆冲倾伏断裂，燕山期和喜山期拉张环境下多产生伸展断裂^[19]。值得注意的是，印支期断裂上端一般终止于石炭系—二叠系内部，下端连接奥陶系或更深部地层，多为角度平缓的逆冲倾伏断裂(图 9a)，此类断裂有利于煤系油气向源下奥陶系运移；燕山和喜山期断裂一般贯穿古生界和中生界，多为高角度伸展断裂(图 9b)，此类向上连通性强的断裂不利于油气向下运移。除断裂外，较大的源储压差也是油气向下运移的必要条件。黄骅坳陷煤系烃源岩内部通常具有异常高压，源下为常压段，现今源储压差一般超过10 MPa，为煤系油气向下运移至深部提供了必要的动力条件(图 10)。由此表明，在良好的疏导条件和充足的充注动力条件下，黄骅坳陷煤系烃源岩生成的油气更倾向于沿上端终止于石炭系—二叠系内部的印支期倾伏断裂向下运移至奥陶系碳酸盐岩储层中。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 渤海湾盆地黄骅坳陷典型剖面上连接煤系烃源岩和奥陶系储层的断层 Fig. 9 Typical faults connecting coal-measure source rocks and Ordovician reservoirs in Huanghua

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 渤海湾盆地黄骅坳陷古生界煤系烃源岩及其上下地层压力 Fig. 10 Pressures of Paleozoic coal-measure source rocks and the upper and lower strata in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

为了解不同产状及不同类型断层对油气运聚的影响，基于实际地质模型，开展了物理模拟实验。为探究具备不同倾角断裂的油气运移能力，在模型A中设置断层F₁倾角约为20°，断层F₂倾角约为60°，在距离2个断裂相同距离的位置设置注油口，其他模拟条件如地层材质、地层厚度、砂体粒度、渗透率等，均最大限度地进行等比例模拟(表 2)。该模拟实验结果显示，在同等条件下，通过低角度断层运移至源下碳酸盐岩储层中的油比通过高角度断层运移的油量大(图 11a)，说明低角度断层运移效率相对较高。为探究上端终止于石炭系—二叠系内部的印支期倾伏断层和连通多层系的燕山—喜山期伸展断层的油气运移特征，在模型A的基础上设置模型B，在F₂断层上端增加一个出油口。该模拟实验结果显示，油几乎全部通过F₁断层运移至源下储层中，然而在F₂断层中油大部分向上运移(图 11b)。上述实验结果显示，在实际地质情况下，印支期低角度断层可作为油气向下充注的优势输导通道，而燕山—喜山期高角度伸展断层向上连通性强，油气很难通过此类断层向下“倒灌”式充注。

表 2(Table 2)

表 2 模型A模拟参数 Table 2 Simulation parameters of model A 模拟项目 厚度/cm 填充砂体粒径/mm 渗透率/mD 备注 断层F1和F2 1.5 0.25~0.30 5 596 F1倾角约为20°，F2倾角约为60° 岩性砂体 2.0 0.10~0.15 1 156 泥岩层2、煤系烃源岩 2.0~4.0 420 煤系物性略好于泥岩层1 碳酸盐岩 4.0 0.15~0.20 2 266 泥岩层1、风化壳隔层 2.0 0

下载CSV 表 2 模型A模拟参数 Table 2 Simulation parameters of model A

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 油气成藏物理模拟实验模型及实验结果 Fig. 11 Physical simulation experimental model and experimental results of hydrocarbon accumulation

黄骅坳陷源下油气成藏机制多样，存在源-储对接的构造带油气运聚效率高。总体而言，在不具备源储对接条件的构造带，连通煤系烃源岩和奥陶系储层的印支期逆冲断裂是油气运移的良好通道，其中低角度倾伏断裂的输导性更佳；较大的源储压差为煤系油气向下运移至深部提供了必要的动力条件。

对烃源岩生烃-排烃史、烃源岩埋藏史-热演化史及流体包裹体分析等多重因素进行综合分析，认为黄骅坳陷为2期成藏，早期以原油充注为主，晚期以轻质油和天然气充注为主。黄骅坳陷油气成藏过程受构造活动控制^[5]，虽然不同区域受构造活动改造程度不一而导致成藏时间存在差异，但整体成藏特征一致。以歧北潜山为例，早期原油以深褐色、墨绿色油质沥青或发黄绿色荧光油包裹体的形式存在，与其伴生的盐水包裹体均一温度为100~135 ℃，峰值为120~135 ℃，对应油气大量充注时间为中白垩世(图 12)。根据油气大量充注入砂岩储层中一般会导致伊利石终止生长的特性，对北大港潜山港古4井石炭系砂岩中的伊利石进行同位素定年，结果显示伊利石年龄为(102.63±2.06)Ma，即为油气大量进入储层的时间，进一步证实了以上观点。晚期原油多以发蓝白色荧光的原油或油包裹体的形式存在，与其伴生的盐水包裹体均一温度为135~165 ℃，油气充注时间为新近纪中期至今。黄骅坳陷南部地区埋藏深度更大，烃源岩二次生烃时间更早，因此晚期充注时间为古近纪中期至今^{[2, 25]}。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 渤海湾盆地黄骅坳陷歧北潜山古生界油气成藏期次 Fig. 12 Hydrocarbon accumulation stages in Qibei buried-hill of Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

以渤海湾盆地多期构造活动为背景，结合煤系烃源岩生烃-排烃特征、生-储-盖组合、储层包裹体特征、油气成藏期次、油气聚集机制等分析结果，以歧北潜山和乌马营潜山为例，探讨了黄骅坳陷源内和源下油气成藏过程。

第1期油气规模成藏发生于中白垩世，低熟煤系原油大量充注于源内和源下储层。烃源岩中排出的油气通过裂缝运移至近源砂体中，形成低丰度、大面积分布的岩性油气藏，多分布于源内储层裂隙和粒间孔隙中。煤系油气向源下奥陶系运聚通常有2种方式：一种是运聚效率较高的源储对接式运聚成藏，另一种是在非源-储对接条件下，在巨大源-储压差驱动下通过印支期倾伏断层向源下运聚，最终聚集于奥陶系储层高部位(图 13)，多分布于岩溶孔洞和构造裂缝中。黄骅坳陷在白垩纪末期曾经历整体大幅抬升，部分地区白垩系被剥蚀殆尽^[18-19]，古油藏遭受破坏，部分油气转化成炭质沥青。新生代构造活动对黄骅坳陷不同区域的影响具有差异性，造成各区域二次生烃及晚期成藏时间不一致^[8]。古近纪中期发生快速埋藏及生排烃的区域如乌马营构造带，其油气规模成藏时间为古近纪中期至今，以高熟原油和部分天然气成藏为主。歧北构造带晚期成藏发生于新近纪中期至今(图 12)，以天然气和凝析油成藏为主。虽然各区域晚期成藏时间不一致，但成藏机制类似。整体而言，源内油气首先通过裂缝运移至近源砂体中，在构造活动强烈的区域，岩性砂体中已经成藏的油气可能会被调整至其他构造部位，油气以非源-储对接输导方式向源下奥陶系运聚的过程中，在源-储压差驱动下通过印支期低角度倾伏断层向下运聚，油气现今多分布于孔-洞-缝体系中^[27-30]。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 渤海湾盆地黄骅坳陷歧北潜山(a)和乌马营潜山(b)油气成藏过程 Fig. 13 Hydrocarbon accumulation process in Qibei(a)and Wumaying(b)buried-hill in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

黄骅坳陷源内及源下均发育良好的生-储-盖组合，是煤系油气多层系成藏的地质基础。然而，受多期构造活动的叠加影响，一次生烃所形成的油气藏多遭受破坏或调整。大量生成天然气和轻质油的二次生烃对研究区的油气勘探至关重要，基于生烃范围和规模^{[8, 24]}、储层改造特征^[26-27]、有利圈闭分布、断裂特征等要素，明确了研究区源内及源下油气藏有利勘探区。

结合国内外含油气系统的油气运移研究，已发现的油气藏大多围绕着烃源灶分布，距离烃源灶近的圈闭会有更好的成藏机会^[36-37]。黄骅坳陷二次生烃规模较大，大部分区域生烃强度大于20×10⁸ m³/km²，具备形成中—大型气田的条件^[38]，特别是位于烃中心的乌马营—王官屯、歧北、北大港等构造带的生烃强度大于100×10⁸ m³/km²，成藏物质基础雄厚。强烈构造活动导致了源内油气藏与上部地层连通，是此类油气藏被破坏或调整的主要原因，因此，源内油气藏通常较好地保存于构造相对稳定区内。黄骅坳陷东光—徐黑地区受中、新生代构造改造作用较弱，地层相对完整，源内岩性油气藏保存下来的概率较高。新生代深凹陷区不易受断裂破坏，且生烃强度大，南、北部深凹陷区也是源内岩性油气藏勘探有利目标区(图 14)。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 渤海湾盆地黄骅坳陷古生界含油气系统源内及源下油气勘探有利区预测 Fig. 14 Prediction of favorable areas for Paleozoic in-source and under-source oil and gas exploration in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin

除生烃条件外，储层改造作用和油气运聚优势通道是控制源下油气成藏的重要因素。源下奥陶系储层主要受大气淡水淋滤、断裂活动和有机酸溶蚀作用改造，以裂缝和次生溶孔为主要储集空间。在以往的研究基础上^{[27, 30]}，确定了黄骅坳陷储层有利改造区。在不具备源-储对接条件的构造带，连通煤系烃源岩和奥陶系储层的印支期逆冲断裂是油气运移的良好通道，其中低角度倾伏断裂的输导性更佳。印支期南北向的挤压应力使黄骅坳陷普遍发育逆冲推覆构造，但中生代、新生代的伸展作用使部分地区发育连通煤系烃源岩和上部多层系的断层，例如北大港、埕海、扣村等潜山构造带^[13]。乌马营、王官屯、歧北、北塘等构造带中印支期断裂发育且受后期伸展作用影响较小，煤系油气可通过印支期逆冲断裂向下运聚，最终聚集于奥陶系潜山高部位(图 14)。

(1) 渤海湾盆地黄骅坳陷发育诸多上端终止于煤系内部且下端连接奥陶系储层的印支期断裂，向上连通性差的特点使其成为源下油气成藏的优质输导通道。低角度断裂比高角度断裂油气输导效率更高，超过10 MPa的源储压差是成藏的良好动力。

(2) 烃源岩大量生-排烃初始阶段，黄骅坳陷煤系地层源内油气优先聚集，后期由于构造活动的改造，使源内油气藏遭受破坏或调整形成次生油气藏。良好的疏导断裂和较大的源-储压差使煤系油气具备向源下充注的条件，油气进入奥陶系储层后在浮力作用下沿奥陶系斜坡向上运聚，最终聚集于奥陶系储层顶部。

(3) 黄骅坳陷早期油气成藏发生于中白垩世，低熟煤成油大量充注，白垩纪末期的强烈地层抬升使古油藏破坏或调整形成次生油气藏。埋深大、二次生烃早的区域晚期成藏开始于古近纪中期，以高熟原油成藏为主，伴生部分天然气。埋藏浅、二次生烃晚的区域晚期成藏发生于新近纪中期至今，以煤型气和轻质油成藏为主。

(4) 黄骅坳陷有利生烃范围内构造相对稳定区为源内油气勘探有利区，印支期逆冲断裂发育且受伸展作用改造较弱的区域为源下非源-储对接型油气有利勘探区。