渤海湾盆地黄骅坳陷乌马营潜山内幕原生油气藏形成特征

金凤鸣，王鑫,，李宏军，吴雪松，付立新，楼达，张津宁，冯建园

（1.中国石油大港油田公司，天津 300280；2.中国石油大学（华东），山东青岛 266580）

0 引言

晚古生代渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地同属华北克拉通盆地，沉积了一套广泛分布的含煤建造[1-2]，具有良好的煤系源岩生烃条件，但受后期构造分化、差异活动的影响，渤海湾盆地与鄂尔多斯盆地古生界油气成藏特征差异明显[2-5]。鄂尔多斯盆地为继承性发育的克拉通盆地，构造稳定，油气藏保存条件好，广覆式的生烃条件、大面积分布的三角洲砂体与近源持续油气充注的有效配置，有利于大型油气田的形成，目前已发现多个探明储量超千亿立方米的大气田[6-9]。与之相比，渤海湾盆地受中、新生代多期构造活动叠加改造影响，古生界演化成山[10-13]，新生界覆盖其上，易形成以古近系烃源岩供烃、古生界聚烃的“新生古储”型潜山油气藏，而以古生界煤系烃源岩为生烃灶并在古生界潜山内幕聚集的“古生古储”型潜山油气藏（原生油气藏）则经历了更为复杂的演化过程，其认识程度低，勘探难度大，深化该类油气成藏理论研究对开辟潜山内幕原生油气勘探具有重要意义。

近年来，大港油田公司持续探索潜山内幕原生油气藏勘探，在渤海湾盆地黄骅坳陷南部的乌马营潜山实现了勘探突破。本文以乌马营潜山为例，通过原生油气源条件、潜山内幕储盖组合与油气充注成藏期研究，论述乌马营古生界潜山内幕原生油气藏的形成与聚集特征，为黄骅坳陷乃至渤海湾盆地潜山内幕原生油气藏的勘探提供借鉴。

1 地质概况及发现

乌马营潜山位于黄骅坳陷南部，东临徐黑构造带，西接南皮洼陷，南靠东光斜坡带，北为王官屯构造带，整体形态为一北北东走向的宽缓背斜构造，勘探面积约为350 km2。乌马营潜山古生界背斜深埋于古近系之下，是典型的低位序潜山构造[14]。该潜山二叠系顶面构造由西侧的高陡逆冲推覆构造和东侧的宽缓背斜构造组成，逆冲、走滑和伸展3类断裂将潜山构造分割为3个局部构造；奥陶系顶部构造形态为一宽缓的北东东向背斜，被新近纪晚期下切的乌马营断层所切割，分成东断鼻和西背斜两部分（见图1）。

图1 乌马营潜山古生界顶面构造与油气源对比

1999 年大港油田公司在乌马营潜山西侧逆冲带钻探乌深1井，在二叠系、奥陶系均见良好油气显示，奥陶系峰峰组（埋深为5 460～5 496 m）测试获得日产（10～13）×104m3的高产气流，气源对比表明石炭系-二叠系煤系源岩供烃[15-16]，但因气体检测高含H2S而永久性封井，导致该区勘探停滞达18年之久。2017年大港油田公司深化多层系潜山内幕成藏研究，重新认识该潜山二叠系，老井复查乌深1井，原解释水层重新评价为气层76.8 m/11层，并部署钻探营古1井。营古1井完钻井深为5 045 m，在二叠系下石盒子组解释气层109 m/20层，下石盒子组下段（埋深4 959.4～4 987.7 m）压裂后6 mm油嘴放喷，日产油30.2 m3、气80 121 m3，气体检测不含H2S。该潜山与古近系烃源岩没有地层对接关系，油气源对比表明该井油气完全来源于上古生界煤系烃源岩，属于潜山内幕原生油气藏（见图1），这实现了古生界潜山内幕非含H2S原生油气藏勘探的重大突破。继续在该区钻探营古2井、乌探1井，均在二叠系发现油气层。

2 油气成藏特征

2.1 煤系烃源岩二次规模生气

黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩厚度大，累计100～450 m，分布范围广，展布面积可达9 589 km2。平面上煤系烃源岩发育两个厚度中心，南部中心厚度较大，以乌马营潜山构造带为中心，最大厚度可达450 m，北部则以歧南—埕海地区为中心。

黄骅坳陷纵向上发育石炭系-二叠系的本溪组、太原组与山西组3套煤系烃源岩，以太原组和山西组为主，岩性多样，发育暗色泥岩、煤岩与炭质泥岩3类烃源岩[17-18]。其中煤岩单层厚度为2～5 m，累计厚度为20～45 m，太原组煤岩分布最为稳定，占煤岩厚度的65%。炭质泥岩厚度为40～110 m，暗色泥岩厚度较大，为150～350 m，两者平面分布与煤岩有较好的对应关系。

烃源岩地球化学参数统计表明，黄骅坳陷煤系烃源岩有机质丰度较高，生烃潜力大，富氢组分含量高，具备良好的生烃基础。煤岩TOC值为11.5%～78.0%，（S1+S2）值为0.50～218.56 mg/g，氢指数为1.0～553.0 mg/g，山西组与太原组煤岩均达到好—极好标准，其中山西组相对较好。炭质泥岩TOC值为5.15%～19.8%，（S1+S2）值为0.18～53.64 mg/g，氢指数为1.0～331.0 mg/g，为好烃源岩。暗色泥岩TOC值为0.54%～5.95%，均值大于2.0%，（S1+S2）值为0.03～175.73 mg/g，氢指数为1.0～416.0 mg/g，为中等—好烃源岩。

黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩总体处于成熟—高成熟阶段，热演化程度随埋深变化具有分段性。烃源岩埋深3 000 m以浅时，镜质体反射率Ro值为0.5%～0.8%，成熟度没有明显增加趋势，这可能与烃源岩早期抬升前经历热演化过程有关[19-20]。烃源岩埋深3 000 m以深时，热演化程度逐渐加大，至埋深5 200 m左右Ro值达到1.30%，进入高成熟阶段。

采用Petromod盆地模拟软件对乌马营潜山乌深1井和营古1井煤系烃源岩进行热演化史模拟，模拟过程所用的古热流参数是在前人对渤海湾盆地古热流研究的基础上[21]利用乌深1井实测镜质体反射率反复校正后的结果。热演化史模拟结果表明，乌马营潜山普遍存在两期生烃，第1期生烃期距今约132～153 Ma，为中生代晚期，此后黄骅坳陷经历构造抬升与地层剥蚀，烃源岩热演化中止。新生代黄骅坳陷快速沉积了巨厚的孔店组、沙河街组与新近系，在烃源岩埋深超过一次生烃深度后进入二次生烃过程，该期生烃时间为距今约55 Ma至今，即孔店组沉积期至今，而烃源岩主生烃期（Ro值大于0.7%）则为距今约40 Ma至今，即沙三段沉积晚期至今（见图2a）。

生气模拟表明，黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩总生气量约为42×1012m3，其中煤岩贡献最大，总生气量约为19×1012m3，其次为炭质泥岩和暗色泥岩。烃源岩生气期可分为两期，晚期生气规模较大，约为26×1012m3，占总生气量的62%。煤系烃源岩平面上存在南北两个生气中心，南部中心为乌马营—王官屯地区，北部为歧北—埕海地区，最大生气强度均超过200×108m3/km2。其中乌马营—王官屯地区以乌马营潜山为中心规模生气，总生气量约为12.6×1012m3。这些地区由于生气强度大，生气时间晚，有利于天然气藏的后期保存，是目前天然气勘探最为有利的地区（见图2b）。

图2 黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩热演化史模拟与生气模拟

2.2 潜山内幕多储盖组合叠置发育

乌马营潜山自下而上发育4套有利的内幕储盖组合。下部储盖组合以本溪组暗色泥岩为盖层，奥陶系碳酸盐岩为储集层；中部储盖组合以太原组泥岩与煤系为盖层，太原组障壁砂体与台地相碳酸盐岩为储集层；上部储盖组合分布在二叠系中下部，以上石盒子组红色泥岩为区域性盖层，下石盒子组顶部含砾砂岩为储集层；顶部储盖组合则以石千峰组泥岩为盖层，上石盒子组曲流河相砂岩为储集层。目前，乌马营潜山探明的油气层主要分布在二叠系下石盒子组砂岩储集层与奥陶系碳酸盐岩储集层中，山西组与太原组有少量分布（见图3）。

图3 乌马营潜山内幕储盖组合特征

下部储盖组合储集层发育于奥陶系顶部的峰峰组与上马家沟组，为一套碳酸盐台地沉积（见图3）。成像测井显示，下古生界碳酸盐岩储集空间主要为次生孔、洞、缝，裂缝以高角度构造缝为主，溶蚀孔、洞以中小型为主，多沿裂缝分布。储集层物性数值跨度较大，乌深1井测井孔隙度为0.5%～17.8%，主体孔隙度为2.5%～5.0%，平均值为6.15%，奥陶系顶部近不整合面处的储集层物性相对较好。该套储盖层属于源下储盖组合。

上部储盖组合以下石盒子组河流相砂岩为储集层，整体表现为厚层中粗砂岩。营古1井录井数据表明该套储集层单层厚度为10～22 m，总厚度为130 m，砂地比大于30%。岩石成分成熟度较高，以石英砂岩为主，含少量岩屑质石英砂岩，石英含量多高于90%。储集层较为致密，孔隙度为0.15%～10.16%，主体为3.26%～7.89%，平均值为5.79%，渗透率为（0.01～6.47）×10-3μm2，主体为（0.12～3.17）×10-3μm2，平均值为1.28×10-3μm2。该套储集层原生孔隙几乎不发育，储集空间以微孔隙和次生溶孔为主，局部发育少量裂缝。其中微孔隙主要为高岭石晶间孔隙，次生孔隙为填隙物溶孔和少量颗粒边缘溶孔。该套储盖层属于源上储盖组合（见图3）。

2.3 晚期为主的油气充注

天然气聚集越晚，散失量越少，越有利于形成规模聚集和富集的大气田[22]，因此，确定油气大规模充注的时间非常重要。本次研究利用流体包裹体综合分析确定乌马营潜山油气充注时间与期次。流体包裹体是封闭于成岩自生矿物晶格缺陷或碎屑矿物成岩愈合裂隙中的流体样品，可以为油气充注与成藏史研究提供直接证据[23]。针对乌马营潜山营古1井二叠系下石盒子组这一主力产层进行系统取样，通过流体包裹体岩相学观察、烃类伴生盐水包裹体均一温度测定与营古1井热史模拟，认为乌马营潜山内幕原生油气具有两期成藏、早油晚气、晚期为主的充注特征。

第1期油气充注时间为白垩纪早期。营古1井二叠系下石盒子组样品镜下观察表明，粒间孔隙中填充了大量的炭质沥青，这些沥青透射光下为黑褐色，荧光下为不透光的黑色，与发蓝白色荧光的轻质油混杂填充在粒间孔隙中（见图4a—4b）。结合营古1井热演化史模拟，认为白垩纪早期石炭系-二叠系煤系烃源岩存在一次生烃过程（见图2a），该时期烃源岩进入生烃门限，但热演化程度较低，以生油为主，此后中生界抬升遭受剥蚀，早期充注至孔隙的油气被氧化形成了炭质沥青[24-26]。

第2期油气充注时间为沙三段沉积早期至明化镇组沉积中期（距今6～43 Ma），持续过程较长，主充注期为沙三段沉积晚期至馆陶组沉积晚期（距今约15～40 Ma）。镜下观察表明，大量含烃包裹体分布于石英成岩次生加大边中，或沿穿石英颗粒裂缝成线状、带状分布，包裹体丰度为65%～93%，其中气液两相含烃包裹体比例较高，占比85%，气烃包裹体占10%，液烃包裹体占比为5%。这些含烃包裹体中的液态烃在单偏光下呈浅黄色，紫外光下发蓝白色荧光，表明乌马营潜山下石盒子组砂岩储集层中曾发生过较大规模的轻质油充注与聚集过程[23]（见图4c—4f）。采用LabRAM HR800型激光拉曼探针对营古1井样品中气液两相包裹体中捕获的气体成分进行测定，实验过程中针对不同的流体包裹体分别选用532 nm和633 nm两个波长的激光进行测试。结果表明，在拉曼谱图的2 912 cm-1处存在一明显特征拉曼峰，参照室温下流体包裹体主要组分的特征拉曼谱峰数据，判断该峰对应的气体成分为甲烷[27]，表明该时期充注的气态烃以甲烷气为主（见图4g）。营古1井二叠系下石盒子组含烃伴生盐水包裹体均一温度为110～149 ℃，结合热史模拟认为该期充注时间距今6～43 Ma，为沙三段沉积早期至明化镇组沉积中期，其中130～139 ℃为主要均一温度区间，对应沙三段沉积晚期至馆陶组沉积晚期（距今15～40 Ma），为油气主充注期（见图5）。

乌马营潜山形成于中生代，燕山期—喜马拉雅期幕式构造活动（尤其是断裂构造）对天然气规模聚集与保存影响较大，而新近纪构造活动微弱，该时期煤系烃源岩规模生气与天然气大规模充注期匹配性较好，为天然气的后期保存与规模聚集奠定了基础。

3 潜山内幕原生油气复式聚集

乌马营潜山内幕原生油气藏具有煤系烃源岩二次规模生气、多内幕储盖组合叠置发育与晚期为主的油气充注3大优势成藏条件，形成了古生界潜山内幕源上砂岩和源下碳酸盐岩复式油气聚集（见图6）。

3.1 源下奥陶系碳酸盐岩块状气藏

乌马营潜山奥陶系碳酸盐岩发育大量高角度裂缝，岩溶缝洞体相互贯通，易形成块状油气聚集区。上覆的煤系烃源岩在大量供烃的同时，也可作为奥陶系储集层顶部的超压盖层，为气藏的聚集与保存提供有效封堵。天然气主力产层分布在奥陶系顶部风化壳附近，以底水块状凝析气藏赋存其中，气藏高点埋深

为5 150 m，气水界面深度为5 800 m，含气面积为17.9 km2，气柱高度为650 m（见图6），气藏压力为56.89 MPa，压力系数为1.04，属于正常压力系统下的水溶性湿气藏。天然气成分以甲烷为主，约占86.96%，重烃约占4.77%，非烃（主要为CO2）约占13.04%，在低产层段5 618～5 637 m处试气可见少量甲烷气，H2S占比高达16%。

图4 营古1井含烃包裹体岩相学观察与激光拉曼分析

图5 乌马营潜山内幕原生油气关键成藏事件

图6 乌马营潜山内幕原生油气复式聚集（剖面位置见图1）

3.2 源上二叠系下石盒子组砂岩层状气藏

乌马营潜山二叠系下石盒子组油气藏以石炭系-二叠系煤系烃源岩为供烃源岩，油气可沿断裂与砂体垂向或侧向运移至上部的下石盒子组砂岩储集层中，形成潜山内幕原生油气藏。该气藏沿下石盒子组砂岩呈层状展布，气藏高点埋深为4 450 m，气水界面埋深为5150 m，气藏厚度累计700 m（见图6），含气面积为9.6 km2，气藏压力为43.36 MPa，压力系数为0.87，地面凝析油含量为156.508 g/m3，为一低压系统下的凝析气藏。其中原油20 ℃时相对密度为0.809 0 g/cm3，50 ℃时黏度为1.36 mPa·s，凝固点为1 ℃，含蜡量为8.04%，含硫量为0.01%，含胶量为3.32%，气油比为5 255 m3/m3；天然气甲烷占比80.24%，重烃占9.99%，非烃（主要为CO2和N2）占8.94%，天然气相对密度为0.69，不含H2S。

4 成藏过程讨论

中新生代乌马营潜山经历了中晚三叠世的印支运动、侏罗纪—白垩纪的燕山运动与始新世以来的喜马拉雅运动[28-30]，多期构造变形影响了油气运移与聚集过程，形成了乌马营潜山内幕原生油气多期成藏复式聚集的特征。结合原生油气源条件、潜山内幕储盖组合与油气成藏时间研究，重构了油气成藏过程，认为乌马营潜山内幕原生油气充注与聚集过程具有“早期油气混注局部成藏-中期高点迁移调整成藏-晚期天然气规模充注复式成藏”的特征，不同阶段油气成藏特征差异明显。

4.1 早期油气混注局部成藏

印支期乌马营地区构造整体抬升，断裂褶皱变形较弱，主要表现为大型宽缓的隆起。燕山运动早期，研究区在继承印支期古构造格架的基础上，发育强烈的挤压构造运动，形成逆冲推覆构造圈闭[28]。白垩纪早期研究区相对连续的沉降过程沉积了巨厚的中生界，使得煤系烃源岩热演化程度增加，并在埋藏深度2 700 m左右Ro值达到0.7%，进入生烃门限。但由于烃源岩热演化程度较低，烃类充注以油气混注为主，规模相对较小，油气平面上聚集于营古1井所在的逆冲褶皱带构造高点，纵向上向源上的下石盒子组砂岩储集层和源下奥陶系碳酸盐岩储集层中充注成藏（见图7d）。

图7 乌马营潜山内幕原生油气成藏过程（剖面位置见图1）

4.2 中期高点迁移调整成藏

白垩纪晚期，乌马营潜山受到燕山运动晚期区域隆升作用影响，地层遭受大规模剥蚀，形成残留潜山[29]。该时期烃源岩整体埋深较浅，生烃中止。受上覆地层风化淋滤影响，早期聚集的油气遭受氧化，形成孔隙中残留的炭质沥青（见图7）。

喜马拉雅运动时期，黄骅坳陷进入断陷阶段，在中生代残留潜山之上沉积了巨厚的孔店组与沙河街组。烃源岩热演化史模拟表明，在沙三段沉积时期（距今约45 Ma），石炭系-二叠系煤系烃源岩随埋深增大开始二次生烃，埋深2 900 m左右Ro值达到0.7%，3 650 m左右Ro值达到1.0%。此时煤系烃源岩热演化程度较高，以生气为主，生油为辅。油气向邻近烃源岩层的下石盒子组砂岩储集层与奥陶系碳酸盐岩储集层中充注成藏，初期形成“上气下油”的油气藏，后期烃源岩随埋深增大热演化程度进一步加深，气油比提高，液态油在高温高压环境下逆蒸发为气态，形成凝析气藏（见图7）。该时期乌马营潜山存在较强烈的不均匀沉降和断裂活动，徐西断层自沙一段沉积期以来强烈的右行走滑造成了局部应力场的变化，导致乌马营潜山高点由潜山东北角向东南角迁移[30]。东营组沉积末期，构造高点由营古1井区逐渐迁移至乌深1井区。构造高点的迁移使得油气聚集带的近南北向逐渐调整为近北东东向，乌深1井区所在的构造圈闭成为了天然气规模聚集的主要场所。

除此之外，活动断层作为油气垂向运移的通道，为潜山早先聚集的油气调整分流至古近系储集层提供了通道，使之聚集于古近系有利圈闭中。东营组沉积末期，渤海湾盆地全区经历构造抬升，黄骅坳陷乌马营地区东营组存在少量剥蚀，烃源岩生烃短暂中止。

4.3 晚期天然气规模充注复式成藏

新构造运动阶段，盆地进入拗陷期，乌马营潜山构造活动趋于停止，上覆地层稳定沉积。煤系烃源岩经过深埋后，Ro值整体达到1.0%，部分地区超过1.3%，进入大规模生气阶段。该时期煤系气一部分向烃源岩上覆的下石盒子组砂岩储集层中充注，并在构造圈闭的高部位聚集成藏，一部分向烃源岩下伏的奥陶系碳酸盐岩储集层中充注成藏，形成了乌马营潜山内幕原生油气复式聚集（见图7）。

5 结论

黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩累计厚度大，分布范围广，烃源岩有机质丰度较高，生烃潜力大，富氢组分含量高，具备良好的生烃基础。生气模拟表明煤系烃源岩存在两期生气，晚期生气强度高，生气规模大，占总生气量的62%，乌马营潜山位于上古生界烃源岩南部生气中心，油气源条件有利。

乌马营潜山内幕发育4套有利储盖组合。其中下石盒子组厚层石英砂岩储集空间以微孔隙和次生溶孔为主，局部发育少量裂缝，奥陶系顶部的峰峰组和上马家沟组碳酸盐岩储集空间以中小型溶孔、溶洞与高角度裂缝为主，物性均较好，为乌马营潜山内幕主力产层。

乌马营潜山内幕原生油气具有两期成藏、早油晚气、晚期为主的聚集特征。晚期成藏距今6～43 Ma，充注持续过程较长，该时期构造活动微弱，煤系烃源岩规模生气与天然气大规模充注期匹配性较好，为天然气的后期保存与规模聚集奠定了基础。

乌马营潜山经历中新生代多期构造变形与改造，其潜山内幕原生油气运移与聚集过程具有“早期油气混注局部成藏-中期高点迁移调整成藏-晚期天然气规模充注复式成藏”的特征，形成了多类型圈闭、多岩性储集层、多层系成藏的复式油气聚集带。

黄骅坳陷乌马营潜山内幕原生油气资源丰富，潜力巨大，该领域的勘探发现与理论认识为渤海湾盆地潜山内幕原生油气勘探与成藏研究提供了借鉴。

符号注释：

Q——第四系；N——新近系；Ed——东营组；Es1——沙一段；Es3——沙三段；Ek1——孔一段；Ek2——孔二段；Ek3——孔三段；Mz——中生界；P——二叠系；C——石炭系；O——奥陶系；TOC——总有机碳含量，%；S1+S2——生烃潜量，mg/g；Ro——镜质体反射率，%；