王 昕,罗小平,吴俊刚,徐云龙,陈保柱,罗 健,侯明才

(1.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300450；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

石臼坨凸起作为渤海海域次级构造单元，其东南缘南北分别与渤中富烃凹陷和秦南凹陷相邻，是一个长期发育的古隆起，处于油气长期优势运移的有利指向位置[1]。1975年，在石臼坨凸起东部428E构造上钻探BZ2井，并在古生界潜山中获得高产油气流。由此渤海海域的油气勘探将基岩潜山作为勘探的主要目的层，揭示了前寒武系花岗岩、寒武系-奥陶系碳酸盐岩、石炭系-二叠系碎屑岩及中生界火成岩等4类储集岩。在BZ5井和BZ12井的试油过程中获得高产油气流，从而发现428W、428E和427等油田[2]。在石臼坨凸起东南缘427构造、428E、428W及QHD30-1等构造发现潜山油气藏[3]，表明石臼坨潜山有丰富的油气资源，勘探潜力较大(图1)。

图1 石臼坨凸起构造概况及地层展布Fig.1 General structural situation and stratigraphic distribution of the Shijiutuo uplift

潜山作为渤海湾海域勘探重要层系，总体研究程度较低；加之岩性复杂，储层类型多样，成藏过程与成藏机理十分复杂。因此，对石臼坨凸起东南缘潜山油气藏成藏机理的研究，有助于深化对潜山油气规律的认识，加快潜山油气勘探的步伐。

1 样品及实验

本次研究所有样品均取自石臼坨凸起东倾末端潜山构造带及邻区实际钻井的岩心、岩屑、油砂及原油。烃源岩样品取自沙一段、沙三段暗色泥岩，每口井分层位间隔采样；原油及油砂取自各单井产油产气层位(图1)。

烃源岩和原油样品抽提物色谱质谱实验检测依据GB/T 18606-2001《气相色谱质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》，先经索氏抽提后，采用硅胶/氧化铝柱色层分离法进行族组分分离，分别用正己烷、二氯甲烷/正己烷(体积比3∶1)及二氯甲烷/甲醇(体积比2∶1)洗脱，得到饱和烃、芳烃和非烃组分。对饱和烃进行尿素络合法获取正构烷烃单体烃组分，然后对其进行色谱(GC)和色谱-质谱联用仪(GC-MS)分析。

对流体包裹体进行镜下观察分析及显微测温，岩相学分析使用LeicaD MRX HC显微镜完成；显微测温使用LINKAM THMS600型冷热台进行，分辨率在0.1℃左右，测温范围-196～600℃，加热测温误差约为1℃，冷冻温度测量误差约为0.1℃，测试条件为温度20℃、湿度30%。

烃源岩和原油样品抽提物色谱质谱实验均在中海油实验中心渤海实验中心完成，流体包裹体岩相学分析及显微测温在中核集团北京地质研究院完成。

2 油气地球化学及油源

石臼坨凸起油气分布极为零散，但总体来看主要集中于西北部凸起主体区、南倾末端(427构造)、东倾末端(428E/W、QHD30-1/1N)。其中，凸起主体区油气集中于QHD32-6、NB35-2、QHD33-1油田新近系(馆陶组和明化镇组下段)，沿凸起长轴方向呈点状分布；凸起南倾末端(427构造)油气集中于BZ3-1井区东营组碎屑岩储层和寒武-奥陶系灰岩潜山储层，呈多层系片状分布；东倾末端(428E/W)油气集中于BZ8井区、构造南侧QHD36-3、QHD35-2油田东营组和石炭-二叠系碎屑岩潜山，以及构造北侧QHD29-2/2E、QHD30-1/1N沙河街组和中生界火山岩潜山[4]，呈多层系片状分布(图1)。

2.1 族组成

从原油族组分资料来看，凸起主体区明化镇组原油饱和烃质量分数为33.1%～66.9%，芳烃质量分数为20.2%～43.3%，非烃+沥青质质量分数为14.9%～37.5%，饱芳比为0.7～3.0；427油田新近系原油饱和烃质量分数为74.4%～82.0%，芳烃质量分数为10.5%～13.5%，非烃+沥青质质量分数为7.2%～12.1%，饱芳比为5.5～7.8；428油田饱和烃质量分数为50.4%～79.4%，芳烃质量分数为11.0%～20.1%，非烃+沥青质质量分数为9.0%～29.6%，饱芳比为2.5～7.3；BZ6井中生界潜山油砂抽提物饱和烃质量分数约为50%，芳烃质量分数约为15%，非烃+沥青质质量分数约为35%，饱芳比为3～4。凸起主体区原油饱和烃相对较低，饱芳比小于3；而428油田原油、427油田原油、BZ6中生界油砂饱和烃含量高，饱和烃与芳烃之比普遍大于3：说明凸起主体区原油和凸起倾末端原油在来源、成熟度和保存条件上存在差异(图2)。

图2 石臼坨凸起原油族组分三角图Fig.2 Triangulation diagram for crude oil group compositions in Shijiutuo uplift

2.2 饱和烃色谱特征

从石臼坨凸起原油饱和烃色谱图来看(图3)，各地区原油普遍呈现前峰型，低碳数为主峰，奇偶优势不明显。其中QHD27-2明化镇组呈现后峰型，见明显的生物降解鼓包；BZ6油砂抽提物Pr、Ph含量较低，可能受到了轻微的生物降解；QHD33-1和QHD32-6等凸起主体区油气主要表现为Pr/Ph大于1，指示弱还原沉积环境；428构造北侧QHD29-2和BZ6地区原油主要表现为Pr/Ph小于1，指示强还原性沉积环境[5]。反映二者来源存在差异。

原油正构烷烃和异构烷烃可以用来指示母质来源、沉积环境、成熟度以及生物降解程度的影响。从研究区饱和烃色谱数据(表1)来看，428构造BZ8井区古生界油砂抽提物和北侧QHD29-2/2E、QHD30-1/1N沙河街组原油、BZ6中生界火山岩潜山油砂抽提物的主峰碳为16～23，Pr/Ph普遍小于1。其中，QHD30-1N和QHD29-2馆陶组、沙河街组原油Pr/nC17、Ph/nC18值比中生界小，Pr/Ph、C21-/C22+、(C21+C22)/(C28+C29)比中生界油大；而427构造潜山原油和428构造南侧QHD36-3、QHD35-2油田主峰碳以低碳数为主，Pr/Ph普遍大于1；凸起主体区QHD32-6、QHD33-1等构造新近系原油主峰碳为25～31，Pr/nC17、Ph/nC18值普遍大于1：这些特征说明凸起主体区新近系原油和428构造北侧原油在母源环境和母质输入上存在差异，属于不同来源。

图3 石臼坨凸起原油饱和烃色谱对比Fig.3 Chromatographic contrast of saturated hydrocarbon in Shijiutuo uplift

从母质类型可以看出(图4)，BZ8潜山油砂抽提物、427构造新近系、古近系原油、428构造南侧古近系原油、石臼坨凸起新近系和古近系原油均为Ⅱ、Ⅲ型有机质混合输入，且原油受生物降解较小；428构造北侧QHD29-2/2E古近系原油、QHD30-1N新近系和古近系原油、QHD30-1和BZ6潜山油砂抽提物主要为水生藻类等Ⅱ型有机质输入。

2.3 成熟度对比

甾烷和萜烷异构体的比值和奇偶优势比(OEP)、碳优势指数(CPI)常用来指示有机质或原油的成熟度[6-8]。从OEP-CPI交汇图来看(图5)，研究区原油总体为成熟原油，仅QHD30-1N新近系和古近系原油以及凸起主体区部分原油为低熟油。从图6来看，也显示该区仅QHD30-1N新近系和古近系原油为低熟原油。结合前文所述烃源岩成熟度特征研究，渤中凹陷东下段、沙一段、沙三段烃源岩演化程度均较高，普遍达到了成熟阶段；而秦南凹陷沙三段主体进入成熟阶段，部分沙三段、沙一段烃源岩处于低成熟阶段。分析推测QHD30-1N古近系和新近系低熟原油应该与秦南凹陷低成熟烃源岩亲缘性较大。BZ8古生界油砂与渤中凹陷沙三段源岩亲缘性较大。

图4 石臼坨凸起Pr/nC17、Ph/nC18原油及渤中凹陷烃源岩母质类型识别图Fig.4 Identification diagram of Pr/nC17,Ph/nC18 crude oil and parent material types of source rocks in Shijiutuo uplift,Bozhong sag

图5 石臼坨凸起原油CPI/OEP图Fig.5 Crossplot diagram for crude oil CPI/OEP of Shijiutuo uplift

图6 石臼坨凸起原油、烃源岩甾烷C2920S/(20S+20R)与C29ββ/(ββ+αα)关系图Fig.6 Relation between C2920S/(20S+20R) and C29ββ/(ββ+αα) of crude oil,source rocks sterane in Shijiutuo uplift

2.4 甾萜烷特征对比

甾烷化合物和萜烷化合物作为沉积有机质或原油中最重要的生物标志化合物类型，常用于油源对比和沉积环境研究[9-11]。其中，甾烷在沉积有机质或原油中主要表现为3种基本结构：规则甾烷、重排甾烷和4-甲基甾烷、甲藻甾烷等。在规则甾烷中，一般而言，C27甾烷来源于水生生物和藻类，C28主要来源于硅藻、颗石藻，C29甾烷来源于陆源高等植物，因此常用C27、C28、C29的比例来判断生源的输入情况[12]。从研究区原油的C27、C28、C29生物构型甾烷组成三角图来看(图7)，BZ8潜山油砂、430构造(QHD30-1/1N、QHD29-2、BZ6)潜山岩心表面油和古近系、新近系原油均显示为混合有机质输入，具有C27C29的特点，水生生物和藻类贡献较大。

图7 石臼坨凸起原油及部分烃源岩生物构型甾烷分布三角图Fig.7 Triangle diagram showing distribution of sterane in biological configuration of crude oil and some source rocks

而从428构造南侧(QHD35-2和QHD36-3)沙一段、沙三段和QHD29-2沙一段、沙三段烃源岩的分布来看，南侧烃源岩主要呈现出C27优势，而QHD29-2地区沙一段、沙三段烃源岩部分呈现C27优势，部分呈现C29优势。BZ8潜山岩心表面油、430构造原油主要为秦南凹陷沙一段、沙三段烃源岩混合来源，428构造南侧古近系原油、石臼坨凸起新近系和古近系原油可能主要为渤中凹陷沙一段、沙三段烃源岩混合来源。

原油的甾萜烷指纹特征常用来进行油油对比和油源对比。从研究区甾萜烷指纹分布图来看(图8、图9)，428构造北侧原油伽马蜡烷含量高，Ts/Tm值小于或接近1，三环萜烷和孕甾烷含量低，重排甾烷丰度中等，多数具有C29甾烷优势，少部分具有C27甾烷优势，这些特征表明该区原油主要为秦南凹陷沙一段、沙三段烃源岩混合贡献。石臼坨凸起主体地区原油和427构造原油以及428构造南侧原油呈现出相似性，伽马蜡烷含量较高，Ts/Tm值大于或接近于1，三环萜烷和孕甾烷含量高，重排甾烷丰度高，多数具有C27甾烷优势，少部分具有C29甾烷优势，这些特征表明该区原油主要为渤中凹陷沙一段、沙三段烃源岩混合贡献。

综合上述分析资料认为，石臼坨凸起上的原油整体表现为混源油的特征，成熟度高，少量受生物降解。428北侧原油Pr/Ph小，Ts/Tm小，主要表现为C29优势，陆源植物贡献较大，伽马蜡烷含量较高，主要为秦南凹陷沙三段、沙一段烃源岩供油。BZ8潜山原油母质来源为Ⅱ、Ⅲ型有机质混合输入，可能主要为秦南凹陷沙一段、沙三段混合贡献，也有渤中凹陷的贡献。427构造和428构造南侧原油Pr/Ph较大，Ts/Tm较大，主要表现为C27优势，浮游动植物贡献较大，伽马蜡烷含量高，主要为渤中凹陷沙一段、沙三段烃源岩混合输入。石臼坨凸起主体原油主要为渤中凹陷供油，且部分原油遭到了一定的生物降解。

3 成藏期次及充注过程

3.1 包裹体特征及GOI

428W构造BZ5井中生代玄武岩气孔中发育方解石杏仁体，其中主要发育一期油气包裹体，丰度极高，包裹体为沿方解石微裂隙呈线或带分布的重质油包裹体，无荧光显示(图10-A、B、C)。气孔中方解石的微裂缝中发育重质油包裹体，GOI值极高，2件样品分别为45%±、75%±。前古近系油气充注储层，并且充注程度高，在抬升剥蚀期古油藏降解，形成重质油包裹体。古近系油气充注后，形成的包裹体较少。BZ13井构造位置较BZ5井低，安山岩储层裂缝中发育淡褐色包裹体，主要发淡黄色荧光，部分样品发蓝白色荧光(图10-D、E、F)，包裹体GOI值最大为15%±(表2)，表明该井安山岩储层在前古近系油气充注规模小，古近系油气充注规模大，主要反映古近系油气充注过程中形成的包裹体[13-16]。

428E构造BZ8井潜山储层为二叠系岩屑石英砂岩与长石石英砂岩，石英颗粒微裂缝中发育淡褐色包裹体，发浅黄色、浅黄绿色荧光(图10-G、H)，GOI值不高，为0%～8%(表2)，未见有重质油包裹体，表明主要为古近系油气充注形成的包裹体。太古代花岗岩中长石溶蚀，颗粒微裂缝中残留沥青不发荧光，沿切穿石英颗粒微裂缝中分布重质油包裹体不发荧光(图10-I)，GOI值≤1%，表明该储层为前古近系油气运移通道，古近系油气未充注太古代花岗岩储层[17]。

表2 石臼坨凸起428构造潜山储层GOI值Table 2 GOI characteristics of the 428 structural buried hill reservoir in Shijiutuo uplift

图10 石臼坨凸起428E/W构造潜山储层包裹体特征Fig.10 Inclusion characteristics of 428E/W structural buried hill in Shijiutuo uplift (A)玄武岩气孔中方解石杏仁体,BZ5井,深度2 814.8 m，中生代玄武岩; (B)玄武岩气孔中充填方解石微裂缝中重质油包裹体,BZ5井,深度2 814.8 m,中生代玄武岩; (C)气孔中方解石微裂缝中的重质油包裹体,BZ5井,深度2 815.9 m，中生代玄武岩; (D)裂缝中充填方解石，发育淡褐色轻-中质油包裹体,BZ13井,深度2 976.26 m，中生代安山岩; (E)同(D)，包裹体发较强浅黄色荧光; (F)充填方解石裂缝，发较强蓝白色荧光的油包裹体,BZ13井,深度2 948.74 m，中生代安山岩; (G)切穿石英颗粒的微裂隙，分布呈淡褐色包裹体,BZ8井,深度3 149.89～3 150.91 m， 二叠系岩屑石英砂岩(含油); (H)同(G)， 包裹体发较强黄色荧光;(I)切穿石英颗粒微裂缝分布黑色重质油包裹体，BZ8井，深度3 306.18～3 308.58 m，太古代花岗岩

3.2 包裹体均一温度及盐度

BZ5井玄武岩气孔中充填的方解石微裂缝中含烃盐水包裹体、BZ13井潜山储层含烃盐水包裹体，包裹体均一温度主要在100～120℃(图11)。

从包裹体均一温度与盐度交汇图可以看出(图12)，东倾末端428W构造BZ5井中生代玄武岩气孔充填方解石中的含烃盐水包裹体均一温度为90～110℃、盐度(wNaCl)为6.45%～8.68%，平均为7.72%；BZ13井中生代安山岩微裂缝中充填的方解石含烃流体包裹体均一温度为110～128℃，盐度为3.39%～5.71%，平均为4.44%：2口井中含烃盐水均一温度与盐度分别属于不同期次形成的包裹体。BZ5井玄武岩气孔中方解石中的含烃盐水包裹体伴生不发荧光重质油包裹体，微裂隙中有沥青充填，说明包裹体是前古近系油气充注形成的；随着白垩纪末抬升剥蚀，前期形成的古油藏遭受破坏，形成重质油包裹体，最终演化形成沥青，前期古油藏充满度较低。构造低部位BZ13井安山岩微裂缝中方解石包裹体，未见沥青分布，包裹体均一温度较高、盐度低，说明前古近系该火山岩储层未充注原油，古近系烃源岩成熟后油气充注火山岩储层，包裹体反映了古近系油气充注储层的特征，形成低盐度的含烃盐水包裹体。428E构造BZ8井，二叠系潜山碎屑岩储层中的包裹体盐度分布范围大，盐度为1.41%～9.34%，低盐度与高盐度包裹体均有；二叠系下部岩屑石英砂岩储层中包裹体均一温度为100～108℃，盐度为5.26%～9.34%，平均为6.77%，只有高盐度包裹体。太古代花岗岩储层中分布沥青与重质油包裹体，包裹体盐度为6.45%～10.36%，平均为7.48%，只有高盐度包裹体。

图11 石臼坨凸起428构造潜山包裹体均一温度直方图Fig.11 Histogram showing uniform temperature of inclusions for the 428 structural buried hill in Shijiutuo uplift(A)BZ5井,深度2 814.8～2 815.9 m,中生代玄武岩; (B)BZ13井,深度2 948.74～2 976.26 m,安山岩; (C)BZ8井,深度2 868.8～3 150.91 m，二叠系砂岩; (D)BZ8井，深度3 306.18～3 308.58 m，太古代花岗岩

图12 石臼坨凸起东倾末端428E/W构造潜山包裹体均一温与盐度交汇图度Fig.12 Crossplot diagram of uniform temperature and salinity of inclusions of 428E/W structural buried hill at the east plunging position of Shijiutuo uplift

据包裹体产状、均一温度及盐度，认为428E/W构造在前古近系有油气充注过程，其中在428E构造BZ8井二叠系砂岩潜山储层与中生代花岗岩潜山储层都有原油充注，428W构造BZ5井中生代玄武岩气孔中在前古近系有油气充注；而构造低部位BZ13井中生代安山岩中前古近系没有油气充注，在白垩纪末抬升剥蚀过程中，形成重质油包裹体与残余沥青。对应含烃盐水包裹体盐度值较高，一般大于6.0%。在古近系烃源岩成熟后，潜山储层又经历了油气充注过程，形成大量的油气包裹体，对应的含烃盐水包裹体的盐度值较低，一般低于6.0%。

3.3 潜山油气成藏时间与期次

结合单井热演化史图(图13)，石臼坨凸起潜山带428构造带含烃盐水包裹体荧光显示黄绿色，主要为晚期成藏。同时研究区存在少量含烃盐水包裹体实测均一温度均高于储层背景温度(图13)。一般认为存在两种原因：一种为油气充注过程中有高温流体侵入，导致储层温度整体升高[18]。另一种为深部超压流体的幕式排放并快速充注浅部储层，产生瞬态温度效应，引起储层温度迅速升高；随着超压流体的充注停止，地层温度逐渐降低，并逐渐接近背景温度，与超压流体的幕式排放相对应，被充注储层的温度变化亦表现为瞬态周期性特征[19]。

纵向上渤中凹陷深部沙三段烃源层内普遍发育高压型温压系统，其浅部发育静压型温压系统。深部高压区域和浅部静压区域2个温压系统间能量差异较大，构成了油气垂向运移的动力。平面上超压主要发育在凹陷内及临近凹陷区域，构成了油气侧向运移的动力。因此研究区古近系油气应为超压流体的幕式充注，在晚期能够快速大量地充注潜山储层中。

综合分析，该区主要存在1期油气充注，且为晚期高压幕式快速充注，发生在距今3 Ma左右。

4 油气成藏机理

油气成藏模式是对一个油气藏生油岩、储盖组合、油气来源、输导体系、运移方向及各方面成藏因素的整体概括，同时，也涵盖了该油气藏在成藏后的保存和破坏过程，能够全面反映油气藏在成藏过程中受到的各方面作用。油气藏模式的建立能让我们更加全面具体地了解到油气藏成藏的各方面控制因素以及油气的运聚模式。

通过对石臼坨凸起主要潜山油气成藏要素的归纳总结，并综合典型潜山油气藏解剖结果，基于三维地震剖面及单井资料，绘制成藏剖面图，并建立了该区潜山油气藏的成藏模式。基于潜山周围凹陷供烃模式、潜山油气藏所处位置、输导体系等可将石臼坨凸起潜山油气成藏模式分为两大类：三层侵蚀双源复式输导晚期型和双层单源复式输导晚期型。

4.1 428E/W

该类潜山储层为中生界碎屑岩或火山岩，为裂缝-孔隙型储层，潜山为中生界(碎屑岩+火山岩)、古生界碳酸盐岩与太古代花岗岩3层结构，储层发育较好；潜山圈闭发育于2个凹陷之间的低幅凸起带上，未与油源直接接触，由渤中和秦南2个凹陷共同供烃，油气通过不整合-断层-不整合复式输导体系进行运移，烃源灶与潜山圈闭运移通道匹配好，丰富的油气来源及有利的输导体系使油气在潜山高部位聚集成藏。油气主要为沙三段烃源岩晚期生成的原油充注潜山储层。潜山储层包裹体均一温度显示成藏时间晚，为3Ma B.P.以后。此类潜山油气藏类型为：三层侵蚀双源复式输导晚期成藏型(图14)。

图13 BZ13井热演化史及成藏期次Fig.13 Thermal evolution history and reservoir forming stages based on Well BZ13

4.2 427构造

该类潜山主要发育在石南斜坡带上，潜山结构主要有太古界混合岩单层结构、寒武-奥陶系碳酸盐岩+太古界构成的双层结构，储层发育较好；还有3层结构3种类型。427构造的油气藏主要分布在双层结构的潜山中(BZ12、BZ18)，单层结构与3层结构没有油气藏分布，油气储层为潜山顶面寒武-奥陶系碳酸盐岩溶型，潜山与渤中凹陷烃源岩直接接触，由渤中凹陷单一凹陷供烃，通过高渗砂体-断层-不整合构成潜山复式油气输导体系，成藏时间较晚，一般为9～2 Ma B.P.(图15)。

5 结 论

a.石臼坨凸起潜山的油气主要与渤中富烃凹陷沙三段优质烃源岩相关，有少量的东营组烃源岩有机质的输入，形成的原油成熟度较高。

图14 石臼坨凸起东倾末端三层侵蚀双源晚期复式输导型潜山油气藏Fig.14 Late double-source complex transmission of buried hill oil and gas reservoir with three layers of erosion at the plunging position of Shijiutuo

图15 石臼坨凸起南倾末端双层侵蚀对接晚期复式输导型潜山油气藏Fig.15 Complex transmission buried hill oil and gas reservoir at the late stage of double layer erosion butt joint of Shijiutuo uplift

b.潜山在前古近系有油气充注过程，后期抬升遭受氧化与生物降解作用，残留在储层孔隙中的是重质油及沥青；在古近系烃源岩成熟以后，潜山储层又经历了油气充注过程，对应充注时间为3 Ma B.P.。

c.该区成藏过程复杂，基于潜山结构特征、供烃模式及输导体系划分为“三层侵蚀双源复式输导晚期型”和“双层单源复式输导晚期型”2种成藏模式。