渤海海域渤中19-6大型凝析气田形成条件与成藏特征

徐长贵，于海波，王军，刘晓健

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

渤海湾盆地是中国东部重要含油气盆地，截至2017年底，渤海湾盆地共发现气田139个，天然气探明地质储量3 600×108m3，其中最大的千米桥凝析气田探明天然气地质储量305×108m3、凝析油896×104t[1]。经历半个多世纪的勘探未发现大型天然气田，晚期构造活动强烈的渤海海域长期以来被认为难以形成大规模的天然气田。

前人研究将渤海湾盆地天然气发现少的原因归为烃源岩和盖层两个方面：渤海湾盆地主要烃源岩古近系沙河街组为腐泥型和混合型，演化程度不够高，以生油为主，不利于大型油型气藏的形成[2-4]；渤海湾盆地强烈的构造活动对盖层起到破坏作用，不利于天然气的保存[3,5]。位于渤海湾盆地海域的渤海油田近几年在成气物质基础、圈闭形成演化、优质储集层成因和天然气保存条件等方面做了大量的研究[6-16]，这些研究成果指导渤海油田成功发现了渤中19-6千亿立方米级大型气田，揭开了渤海海域深层天然气勘探的新篇章。

本文以钻井、地震、岩心、地球化学等大量资料为基础，分析渤海海域深层天然气成藏基本条件，总结渤中19-6气田的成藏特征，建立深埋低潜山-砂砾岩复合体凝析气田成藏模式，为渤海湾盆地乃至其他类似的油型陆相断陷盆地天然气勘探提供借鉴。

1 区域地质概况

渤中凹陷处于渤海湾盆地中东部的渤海海域，渤中19-6气田位于渤中凹陷西南部（见图1a）。渤中19-6构造位于渤中19构造脊，该构造脊同其西侧的渤中13构造脊、东侧的渤中 21-22构造脊一起构成了面积近400 km2的低潜山群（见图1b）。这3个构造脊是在太古界基底上发育起来的、受郯庐走滑断裂切割形成的复杂构造脊。渤中19-6气田被南北走向的郯庐断裂切割成东、西两部分，并进一步被近东西向次级断裂切割成复杂断块（见图1b）。

图1 研究区位置图（a）及构造纲要图（b）

渤中凹陷潜山地层在纵、横向上分布变化较大，由北部的中生界、下古生界和太古界 3套地层逐渐过渡到南部的太古界 1套地层，下古生界厚度为 50～1 200 m，中生界厚度为100～1 600 m。上覆新生界厚度可达4 500 m，发育古近系孔店组、沙河街组和东营组，新近系馆陶组和明化镇组，以及第四系。孔店组以厚度为400～700 m的砂砾岩为主，沙河街组和东营组下部主要为巨厚的深灰色和灰色湖相泥岩，夹薄层粉砂岩、细砂岩，东营组上部至新近系主要为厚层砂岩、砂砾岩与泥岩不等厚互层，为河流相和三角洲相沉积。

渤中19-6气田主力气层为太古界和披覆于低潜山之上的孔店组，气田西部、东部和东北部分别被渤中凹陷西南洼、南洼和主洼环绕，洼陷中发育沙三段、沙一段和东三段 3套优质烃源岩，烃源岩处于成熟—过成熟阶段，超覆于低潜山和砂砾岩之上或通过大断层断面直接接触。

2 渤中19-6气田形成的基本条件

2.1 渤中凹陷具有多套巨厚高演化的腐殖-腐泥型优质烃源岩

渐新世以来，渤海海域渤中凹陷是整个渤海湾盆地的沉降和沉积中心，新生界沉积厚度巨大，且渤中凹陷还处于整个渤海湾盆地地壳最薄的位置，大地热流值明显偏高，为形成优质天然气田所必需的气源岩及其高演化程度创造了良好的区域地质条件。

太平洋板块向欧亚板块俯冲作用导致地幔隆升造成地壳拉张减薄，叠加走滑作用形成了新生代裂谷盆地[17-18]。渤中凹陷处于郯庐走滑断裂与张家口—蓬莱断裂、秦皇岛—旅顺断裂的交汇部位，是整个渤海湾盆地发展演化的末端，在孔店组沉积期—新近纪逐渐成为渤海湾盆地沉降和沉积中心（见图2），接受了巨厚的始新统—渐新统的沙河街组—东营组和新近系馆陶组—明化镇组沉积[19]。随着沉积中心迁移，渤中凹陷发育了沙三段、沙一段和东营组3套湖相烃源岩[20]，其中东营组烃源岩在渤中凹陷是一套重要的烃源岩。沙河街组和东营组烃源岩总厚度普遍超过1 000 m，最厚可达3 000 m以上，构成渤中凹陷大规模气源岩。

图2 渤海湾盆地区域地质剖面图（剖面位置见图1）

渤中凹陷地幔隆升和地壳减薄作用强烈，壳幔之间的莫霍面埋深最小仅约25 km[21]，是渤海湾盆地地壳厚度最薄的区域（见图3）。特殊的深部结构导致较高的大地热流背景，凹陷区大地热流值为60～65 mW/m2，周围凸起区大地热流值往往超过70 mW/m2[19]。

图3 渤海湾盆地地壳厚度图

曾有研究认为渤海湾盆地没有找到大型天然气田的主要原因是天然气资源不丰富[3]，古近系沙河街组烃源岩有机质以腐泥型和混合型为主，热演化程度多处于成熟或高成熟阶段，以生油为主，生气为辅，没有生成大量裂解气，因而不利于形成大型油型气气藏[2,4]。

渤中凹陷古近系沙河街组和东营组优质烃源岩有机质类型好、丰度高，TOC值最高可达 6%，HI值最高可达800 mg/g。但与陆上济阳坳陷沙四段烃源岩主要形成于强还原和咸水沉积环境、干酪根显微组分以腐泥型为主[22-23]不同的是，渤中凹陷优质烃源岩姥鲛烷与植烷的比值为0.1～2.7，伽马蜡烷与C30藿烷比值为 0.05～0.30，应用微量元素恢复的古盐度为 5‰～9‰，烃源岩主要形成于还原—弱氧化和微咸水—半咸水环境，干酪根显微组分中腐泥组和壳质组含量均较高，反映在烃源岩有机质构成中低等水生生物和陆源高等植物均有重要贡献；以CFD23-3-1井为例，烃源岩干酪根类型指数为 29～87（平均为 62），干酪根类型为腐殖-腐泥型，全岩光片下藻类体呈分散状或不清晰的纹层状，生烃活化能较高，平均生油活化能为219～222 kJ/mol[24]，有利于烃源岩在高热演化阶段生气。生烃热模拟实验表明，渤中凹陷优质烃源岩生气潜力可达总生烃潜力的38%，反映渤中凹陷腐殖-腐泥型烃源岩既可以在成熟阶段大量生油，又可以在高—过成熟阶段大量生气。应用生烃模拟实验结果，结合已钻井烃源岩演化剖面，得出渤中凹陷生油门限深度为2 500 m、Ro值为0.5%，生油高峰下限深度为4 100 m、Ro值为0.9%，液态窗范围2 100～4 750 m、Ro值范围0.5%～1.5%。渤中凹陷烃源岩普遍埋深超过5 000 m，最大埋深可达12 000 m，大埋深和高热流使渤中凹陷烃源岩处于成熟—过成熟阶段，镜质体反射率为1.2%～3.6%，主要处于生气阶段。

渤中凹陷南部东三段和沙一段优质烃源岩排烃强度约 1 000×104t/km2[13]，其中排气强度超过 20×108m3/km2，洼陷区排气强度更高，满足了大气田的形成条件[25]。研究认为渤中凹陷天然气资源量可能超过万亿立方米，具有形成大气田的充足天然气资源基础。

2.2 多期次构造演化形成大规模低潜山-孔店组砂砾岩体复合圈闭

渤中 19-6构造是在太古界基底上发育起来的大型、多层系、多结构、深埋低潜山复合圈闭（见图4），圈闭类型及成因复杂。

从层系上看，渤中19-6圈闭群在太古界潜山之上，部分地区覆盖了中生界以及第三系孔店组砂砾岩。从结构上可分为两种类型，即仅发育太古界潜山的单层结构类型，以及包括太古界潜山-中生界潜山和太古界潜山-孔店组砂砾岩体的双层结构类型。单层结构类型主要分布在渤中19-6构造的中北部，太古界潜山-中生界潜山双层结构类型主要分布在渤中 19-6构造的西侧，太古界潜山-孔店组砂砾岩体双层结构类型主要分布在渤中19-6构造的南部。主要为断块型、背斜型和鼻状构造圈闭，单个圈闭面积为2.0～73.7 km2，总圈闭面积达250.8 km2，圈闭幅度为75～1 225 m，圈闭高点埋深为3 825～5 475 m。

图4 渤中凹陷西南部地质剖面图（剖面位置见图1）

渤中19-6低潜山圈闭形成演化主要经历了4个构造阶段：印支期—燕山早期挤压逆冲成山阶段、燕山中期拉张块断隆升阶段、燕山晚期反转褶隆抬升阶段、喜马拉雅期改造埋藏定型阶段（见图5）。

前印支期，华北地台经历的加里东和海西运动[26-27]以垂直升降为主，仅形成宽缓的褶皱，上奥陶统—下石炭统沉积缺失，发育低幅背斜型圈闭（见图5a）。

印支期—燕山早期，在持续强烈挤压作用下[28-29]，形成大量近东西向逆冲断裂；同时，伴随南北向走滑断裂强烈左旋压扭活动，渤中19-6构造区褶皱隆升遭受剥蚀，下古生界剥蚀殆尽，太古界变质岩出露地表，早期背斜型圈闭被断裂改造复杂化，形成幅度和面积更大的背斜型、断块型和断鼻型圈闭群（见图5b、图5c）。

燕山中期，华北地区构造体制和应力场特征发生根本性变革[30-35]，研究区由先前的压扭剪切应力场转为张扭剪切应力场，先存的近东西向断裂发生伸展反转，走滑断裂发生大规模左行走滑拉张，渤中19-6构造区作为块断差异隆升区，继承性发育的背斜型、断块型和断鼻型圈闭群被进一步改造破碎复杂化（见图5d）。

燕山晚期，研究区转入近南北向弱挤压应力场，渤中19-6构造区进一步差异隆升，形成北高南低构造格局，北部以具有背斜形态的断背斜、断鼻型圈闭为主，南部以断层夹持的断块型圈闭为主（见图5e）。

喜马拉雅早期，一方面在强裂陷作用下，先存断裂发生伸展活化，在孔店组沉积期北部遭受剥蚀、南部接受砂砾岩沉积；另一方面存在幕式压扭作用，南部发生反转抬升，南、北两部分具有背斜背景的复杂断块圈闭群基本定型。喜马拉雅晚期，研究区转入相对较为平静的拗陷期，改造微弱，潜山被上覆沉积物快速覆盖埋藏形成低潜山构造（见图5f）。

2.3 具有多类型岩性优质储集层

区域构造演化分析表明，渤中19-6构造在印支期—燕山期和喜马拉雅期郯庐走滑断裂活动强烈，对太古界变质岩以及孔店组砂砾岩中裂缝的形成起到了控制作用。太古界变质岩储集层受印支期以来郯庐断裂持续走滑作用的改造，发育多期次裂缝以及碎裂岩等动力变质岩，在潜山内部形成规模巨大的裂缝型优质储集层。受喜马拉雅期郯庐断裂活动影响，孔店组砂砾岩内部形成大量裂缝，为深埋砂砾岩裂缝-孔隙型优质储集层的形成提供了条件。

图5 渤中19-6低潜山构造演化史示意图（剖面位置见图1）

2.3.1 太古界变质岩储集层特征及其主控因素

渤中19-6构造太古界潜山岩石类型多样，主要为变质岩和后期侵入的岩脉。变质岩以片麻岩（见图6a、图6b）、变质花岗岩（见图6c）、混合片麻岩（见图6d）、碎裂岩（见图6e）和碎斑岩（见图6f）为主。侵入岩脉多为辉绿岩（见图6g）、花岗斑岩（见图6h）和二长斑岩（见图6i），这类岩体多以岩枝产状穿插于变质岩中。太古界变质岩储集空间按成因可分为风化淋滤孔（缝）（见图6j）、矿物颗粒晶内裂缝（见图6k）和构造裂缝3大类，镜下观察裂缝具有多期形成特征（见图6l），为气藏提供有效储集空间。228块变质岩岩心孔隙度和渗透率测试结果显示，孔隙度为0.2%～21.9%（平均为 4.4%），渗透率为（0.003～614.784）×10-3μm2（平均为5.050×10-3μm2），表明该区变质岩储集层非均质性极强。

渤中19-6气田变质岩潜山储集层不同于常规分带模式，而是分为2个储集层段，在2个储集层段之间发育约200 m厚的致密带（见图7），该致密带是下一步的研究重点之一。

太古界变质岩优质储集层主要受岩性、风化淋滤和构造3种因素控制[36-39]。渤中19-6构造太古界变质岩区域的岩性以二长片麻岩、变质花岗岩以及混合花岗岩为主，岩石中长英质脆性矿物含量高，在后期构造运动作用下极易发育裂缝，具有较好的岩性基础。变质岩潜山经历长期风化、剥蚀作用的改造，形成大量风化淋滤孔隙和裂缝，大大改善了储集层的物性。太古界潜山自印支期以来经历了多期构造运动，产生不同走向的裂缝组成裂缝网络，为后期油气聚集提供了良好的储集场所。研究区太古界主要发育印支期、燕山期、喜马拉雅早期、喜马拉雅晚期共4期裂缝（见图8）：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，发育大量近北西西向挤压裂缝；燕山期受太平洋板块沿北北西向向东亚大陆俯冲[40-41]，郯庐断裂发生左旋挤压，派生出大量北东向挤压裂缝；喜马拉雅早期地幔柱活动引起盆地裂陷，形成大量近南北向张性断层，进而派生出近东西向拉张裂缝；喜马拉雅晚期太平洋俯冲方向变化，郯庐断裂发生右旋走滑拉张，派生出大量北东向张性裂缝。整体而言，4期构造裂缝形成3组裂缝体系，构成了变质岩储集层主要的储集空间。

第1储集层段的气层厚度为40～300 m，储集层净毛比为 0.18～0.68，孔隙度为 0.6%～17.0%（平均为7.1%），渗透率为（0.05～90.30）×10-3μm2（平均为7.40×10-3μm2），不同井区储集层发育程度存在较大差异。受风化淋滤作用影响，优质储集层集中发育在潜山顶部120 m之内，下部储集层受岩性和断裂发育程度影响呈现优质储集层和差储集层间互发育的特点。第一储集层段从上往下分为风化砂砾岩带、风化裂缝带和内幕裂缝带（见图7）。风化砂砾岩带分布在潜山顶部，主要由风化淋滤作用形成，风化砂砾岩成分以变质岩颗粒为主，储集空间为孔隙型（见图9a、图9b），发育少量裂缝，储集层物性最好。风化裂缝带发育在潜山上部，受构造作用和风化淋滤作用双重影响，储集空间类型为孔隙-裂缝型和裂缝型（见图9c），镜下可见大量沿裂缝发育的溶蚀扩大孔（见图9d）。内幕裂缝带以构造成因为主，可见长石矿物在构造应力作用下发生解理应力变形（见图9e）以及断裂带中大量碎基充填现象（见图9f）。

图6 渤中19-6气田潜山岩石类型及裂缝特征

图7 BZ19-6-7井变质岩储集层分带（GR—自然伽马；

第 2储集层段主要为构造作用形成的裂缝性储集层，厚度约230 m，净毛比为0.52，孔隙度为0.2%～10.9%（平均为2.8%），渗透率为（0.04～0.05）×10-3μm2（平均为0.05×10-3μm2），镜下和成像测井均可见大量裂缝发育（见图9g、图9h），分带性不明显。

基岩带位于潜山最下部，主要为受风化和构造作用影响微弱的新鲜岩石，裂缝不发育，是变质岩潜山储集层物性最差部位，为非储集层。

由于渤中19-6气田太古界变质岩潜山存在两个明显的储集层段，使得该气田在潜山顶面之下一千多米处仍然存在良好的储集层，储集层总厚度巨大，大大拓宽了潜山的勘探领域。

2.3.2 孔店组砂砾岩储集层特征及其主控因素

孔店组砂砾岩储集层主要分布在渤中19-6气田的南部。孔店组沉积期湖盆处于初始断陷时期，湖盆范围局限，物源面积大且供给充足。控洼断裂长期活动，发育扇三角洲沉积，提供大量近距离搬运的粗碎屑物质。随着相对湖平面上升，扇三角洲呈退积式发育特征，在垂向上形成多期叠置、厚度大的粗碎屑沉积体（见图10），钻井揭示最大沉积厚度可达736 m。孔店组砂砾岩砾石主要源自粒径较小且分选较好的太古界变质岩，少量为粒径较大且呈次棱—棱角状的中生界火山岩（见图11a、图11b）。反映物源主要来自太古界，其次来自中生界。砂砾岩孔隙度为3%～14.5%，平均值为7.8%；渗透率为（0.02～14.50）×10-3μm2，平均值为4.93×10-3μm2（见表1），主体属于特低孔—特低渗储集层。砂砾岩储集空间主要为孔隙和裂缝，其中孔隙主要包括原生粒间孔（见图11c）、粒间溶蚀孔（见图11d）、粒内溶蚀孔（见图11e），裂缝主要包括砾石内部裂缝（见图11f）和砾石贯穿缝（见图11g）。

图8 渤中19-6气田太古界不同时期构造应力与裂缝发育关系图

砂砾岩储集层的形成演化受沉积、构造和成岩作用共同影响，其中沉积作用是基础，构造作用和成岩作用是关键。研究区砂砾岩物源主要为太古界变质岩，母岩在物源区遭受风化淋滤形成大量裂缝和溶蚀孔，砾石在搬运过程中裂缝和溶孔进一步扩大，砾石沉积后这些孔缝能够继续保存下来，形成继承型储集空间，并可作为油气良好的储集体。另外，喜马拉雅期郯庐断裂活动对深部砂砾岩优质储集层的形成起到了控制作用，薄片观察到砂砾岩内部发育大量晚成岩期构造应力作用下贯穿颗粒形成的裂缝，对砂砾岩储集层渗透率的改善起到关键作用，也为后期 CO2等酸性流体对储集层的溶蚀改造提供了较好的通道。

图9 渤中19-6气田太古界变质岩储集层不同分带储集空间特征

2.4 巨厚湖相超压泥岩盖层为天然气成藏提供良好保存条件

渤中19-6构造区在东二段下亚段—沙河街组发育490～1 200 m厚的湖相泥岩（见图12）。已钻井和压力模拟分析揭示，该套泥岩普遍发育超压，具有明显的双超压层结构，可划分为上超压层（东二段下亚段+东三段泥岩）和下超压层（沙河街组泥岩）。上超压层地层压力系数为1.2～1.8，广泛分布在渤中19-6构造区，为区域优质盖层；下超压层地层压力系数大，最高可达2.0，分布比较局限，多数分布在次洼区和潜山构造的斜坡部位，为局部盖层。

区域构造分析表明，渤中19-6构造区与渤海海域东部郯庐断裂东支相比，新构造运动强度存在较大差异。郯庐断裂东支新构造运动活跃，断裂极其发育，有利于油气沿活动断裂向浅层运移聚集成藏[42-44]；渤中19-6构造区新构造运动较弱，晚期断裂欠发育，多数断层断至而未断穿厚层泥岩段（见图12），不利于油气沿断裂向上运移，但有利于油气在深层聚集成藏。渤中19-6构造区稳定分布的巨厚湖相超压泥岩盖层一方面控制了天然气在这套厚层泥岩之下运移聚集，另一方面阻止天然气以较快的速度向上逸散，为天然气聚集成藏提供了很好的保存条件。

图10 渤中19-6气田孔店组砂砾岩沉积相图

表1 BZ19-6-1井孔店组砂砾岩物性统计表

图11 渤中19-6气田孔店组砂砾岩岩性和储集空间类型

3 渤中19-6气田成藏特征与成藏模式

3.1 气藏特征

3.1.1 天然气特征与气源

渤中19-6气田属于特高含凝析油凝析气藏，气油比为 951～1 658 m3/m3，地面凝析油含量大于 700 g/m3，20 ℃条件下的凝析油密度为 0.792 6～0.808 9 g/cm3（平均为0.799 9 g/cm3），50 ℃条件下的黏度为1.244～2.136 mPa·s（平均为 1.677 mPa·s），含硫量低于 0.03%，含蜡量为 11.80%～18.26%（平均为14.49%），胶质+沥青质含量为0.17%～1.42%（平均为0.88%），凝固点为 12～22 ℃（平均为 18 ℃），相比渤海海域其他油气田的凝析油具有“高含蜡量、高凝固点”的特征。

图12 渤中19-6构造古近系厚层泥岩发育特征（剖面位置见图1）

天然气中烷烃气含量为83.58%～90.85%（平均为89.25%），CO2含量为 9.15%～16.27%（平均为10.64%），H2S含量为（10.44～36.63）×10-6，属于“中等—高含二氧化碳、微含硫化氢”天然气（见表2）。

表2 渤中19-6气田天然气组分与碳同位素组成统计表

渤中19-6气田天然气中甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素组成含量分别为-38.8‰～-38.5‰、-27.0‰、-25.6‰～-25.5‰，C7轻烃中甲基环己烷和二甲基环戊烷含量分别为37%和 13%，根据相关标准[45-50]判断属于油型气，来源于腐殖-腐泥型烃源岩（见图13a）。

渤中 19-6气田天然气 ln（C1/C2）和 ln（C2/C3）的均值分别为2.2和1.1，与四川中部地区上三叠统须家河组[51]相近，结合郭利果等[52]图版判识为干酪根降解气（见图13b、图13c）。

应用戴金星建立的油型气甲烷碳同位素组成与镜质体反射率的回归公式[45]计算得到渤中19-6气田天然气成熟度对应的镜质体反射率为1.64%～1.71%，属于高成熟天然气，与沙三段烃源岩成熟度相近，判断气源主要为沙三段烃源岩，同时推测可能来自地幔幔源CO2气。由于超压泥岩向下和侧向沿断面及不整合面排烃会有部分天然气来源于沙一段和东营组烃源岩。

CO2碳同位素组成δ13C为-7.0‰～-3.6‰，结合CO2含量综合判断为无机成因（见表2）。

3.1.2 天然气的分布

渤中19-6气田主力含气层为太古界潜山和古近系孔店组。钻井揭示潜山气层厚度为40～400 m，具有如下特征：①平面上，构造高部位气层厚度（106～271 m）大于构造低部位气层厚度（40～45m）；②纵向上气层主要分布在潜山顶部，次为潜山内幕，如南块潜山顶部120 m范围内净毛比为0.80、气层厚度为96.5 m，内幕470 m范围内净毛比为0.37、气层厚度为174.5 m，北块潜山顶部120 m范围内净毛比为0.98、气层厚度为117.9 m，内幕210 m范围内净毛比为0.49、气层厚度为102.2 m。

图13 渤中19-6气田天然气成因类型判识（据文献[45-46，51-52]修改，Ⅰ—煤成气区；Ⅱ—油型气区；Ⅲ—倒转混合气区；Ⅳ—煤成气和油型气区；Ⅴ—煤成气、油型气、混合气区；Ⅵ—生物气和亚生物气区）

古近系孔店组单井气层厚度为200～300 m，总含气面积近10 km2。根据储集层质量和测试产能将储集层在纵向上划分为两类：Ⅰ类储集层分布在孔店组顶部，厚度为160～200 m，储集层质量相对较好、测试产能较高；Ⅱ类储集层分布于孔店组下部，储集层质量比Ⅰ类稍差，厚度为30～130 m，测试产能较低。

渤中19-6气田太古界潜山为块状气藏，气柱高度最高处达1 194 m；古近系孔店组为层状气藏，气柱高度465 m。太古界潜山和孔店组砂砾岩三级天然气地质储量超千亿立方米，三级凝析油地质储量达数千万立方米，是渤海湾盆地罕见的大型凝析气藏。

3.1.3 气藏特征

渤中19-6气田地层测试资料表明，孔店组地层压力为45.57～46.96 MPa，地层压力系数为1.21～1.36，地层温度为134.1～134.9 ℃，属弱超压、正常温度气藏。太古界潜山南、北块气藏地层压力存在一定的差异，南块潜山顶部地层压力为46.93 MPa，地层压力系数为1.26，地层温度为152 ℃；北块潜山顶部地层压力为 48.72 MPa，地层压力系数为 1.15，地层温度为171.4 ℃，总体属于常压—弱超压、正常温度系统气藏。

3.2 成藏模式

渤中19-6气田具有近源、多灶超压供烃特征。渤中凹陷古近系沙三段烃源岩直接披覆在砂砾岩和低潜山之上，或者沙河街组和东营组烃源岩通过断层与低潜山对接，烃源岩生成的油气可以通过风化壳和断层就近进入圈闭成藏，具有近源成藏的优势。渤中 19-6气田被渤中凹陷西南洼、南洼和主洼环绕，每个洼陷为一个生烃中心，具有多灶供烃的优势。洼陷带处于高演化阶段的烃源岩普遍发育超压，为油气成藏提供充足动力。

渤中19-6气田具有超压气源、优质盖层和常压—弱超压储集层形成的“黄金储盖组合”。主要储集体是孔店组砂砾岩体和低潜山变质岩，其上覆地层为厚达1 000 m的超压泥岩[53]。

渤中 19-6气田具有天然气超晚期快速成藏的特征。现今的凝析气田在地质历史上经历了早期（距今24～5 Ma）油藏形成与破坏、晚期—超晚期（距今5～0 Ma）油藏调整与凝析气藏转换两个主要的阶段（见图14）。古近纪末期（距今24 Ma），渤中南洼和渤中西南洼烃源岩小范围进入成熟阶段并开始生排烃，渤中19-6构造油气开始聚集形成小规模油藏，但由于油藏埋藏浅（约2 000 m）、盖层条件差而遭受了生物降解及构造运动的破坏，油气突破成岩程度较低的东营组泥岩盖层并逸散，现今凝析油中出现的少量25-降藿烷证明了先期油藏浅埋藏并遭受生物降解的过程（见图14a）。新构造运动初始期（距今5 Ma），渤中南洼和渤中西南洼烃源岩广泛进入成熟—高成熟阶段并大量生排烃，渤中19-6构造开始大规模聚油，新构造运动使部分聚集的原油沿断层向上运移并在浅层新近系馆陶组和明化镇组圈闭再次聚集成藏，形成渤中 19-4中型油田，渤中19-6气田储集层中与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度为110～150 ℃，结合埋藏史确定成藏期主要为距今5 Ma[54-55]（见图14b）。新构造运动晚期，渤中南洼和渤中西南洼烃源岩整体进入高成熟阶段并大量生气，渤中19-6构造天然气开始大规模聚集，天然气在高温高压下对先期油藏形成气侵，导致原油可溶组分溶解进入天然气，沥青在储集层中沉淀下来，先期油藏转换为凝析气藏，渤中19-6气田圈闭上部普遍发育沥青，根据Jacob[56]建立的沥青反射率与镜质体反射率公式计算得到的沥青等效镜质体反射率仅为0.9%，反映沥青为气侵成因，渤中19-6气田储集层中油包裹体发育丰度很高，GOI值高达 80%，而气包裹体发育丰度低，现今斜坡带烃源岩仍处于大量生气阶段，反映了渤中19-6气田天然气为超晚期成藏。超晚期快速成藏有利于渤中 19-6气田的保存（见图14c）。

图14 渤中19-6气田潜山气藏成藏过程（Ar—太古界；

综上所述，渤中凹陷西南洼、南洼和主洼沙三段烃源岩经历了早油晚气的生排烃过程，从烃源岩中排出的油气，在上覆巨厚、区域分布稳定的优质泥岩盖层的控制下，沿不整合面、断裂运移，尤其是主力烃源岩与低潜山对接，侧向供烃窗口大，同时，烃源岩中普遍发育的超压为天然气运移提供了良好的动力条件，渤中19-6气田经历了早油晚气的成藏过程，超晚期天然气大规模聚集成藏并完成油藏向凝析气藏的转换（见图15）。

图15 渤中19-6气田成藏模式图（剖面位置见图1，Ar—太古界；Mz—中生界；E1—2k—孔店组；E2s—沙河街组；E3d3—东三段；E3d2L—东二段下亚段；E3d2U—东二段上亚段；E3d1—东一段；N1g—馆陶组；N1mL—明化镇组下亚段）

4 结论

渤中凹陷具有形成大型气田得天独厚的地质条件。渤中凹陷沉积沉降中心的区域构造位置形成多套巨厚成熟度较高的腐殖-腐泥型优质烃源岩，提供了充足的气源；多期次构造演化控制形成多类型复合圈闭；郯庐断裂活动形成多类型岩性优质储集层，具有潜山变质岩和孔店组砂砾岩 2类优质储集层，潜山为块状气藏，孔店组砂砾岩为层状气藏；巨厚湖相超压泥岩盖层为天然气成藏提供良好的条件。

渤中19-6气田属于大型特高含凝析油凝析气藏，天然气成因类型为腐殖-腐泥气和干酪根降解气，具有气层厚度大、气柱高度大、成藏过程先油后气的特征，潜山为块状气藏，孔店组砂砾岩为层状气藏，气藏具有超压源岩多途径强充注、多套常压—弱超压储集层汇聚、厚层超压泥岩盖层保存、天然气超晚期快速成藏的成藏模式。渤中19-6气田的发现为渤海湾盆地天然气勘探打开了一个领域，对类似盆地的天然气勘探具有重要的借鉴意义。