渤海湾盆地渤中26⁃6潜山油田油气异源混合成藏特征及充注过程

Accumulation Characteristics and Charging Process of Heterogeneous Mixed Reservoir in Bozhong 26⁃6 Buried Hill Oilfield, Bohai Bay Basin

摘要

渤中26⁃6潜山油田位于渤海湾盆地渤中坳陷渤南低凸起西段，是继渤中19⁃6潜山凝析气田之后，渤海海域新发现的又一个亿吨级潜山油田，也是近年来中国近海取得的最大油气发现.为了解决该油田存在的成藏规律不清，特别是油气来源和成藏过程与模式尚不明确的问题，综合运用原油生物标志化合物、流体包裹体分析及烃源岩生烃模拟等方法进行了系统分析，取得以下几点创新性认识：（1）渤中26⁃6潜山油田原油与天然气具有异源特征，分别来自不同的凹陷，原油主要来源于黄河口凹陷沙三段，凝析气主要来自于渤中凹陷南次洼沙三段；（2）渤中26⁃6潜山油田明显经历了早期正常油（10~5 Ma）、中期凝析油气（5~0 Ma）、晚期轻质油（2.5~0 Ma）3期油气充注历程，中期与晚期流体充注规模较大，对渤中26⁃6油田的聚集成藏具有决定作用；（3）渤中凹陷南次洼与黄河口凹陷烃源岩生烃演化差异以及烃源岩与渤中26⁃6潜山接触关系的不同，造成渤中26⁃6不同区块成藏模式与流体相态的差异. 上述认识对丰富潜山油气成藏规律、指导类似潜山油气勘探具有重要意义.

Abstract

Bozhong 26⁃6 Oilfield is located in the west section of Bonan Low Uplift, Bozhong Depression, Bohai Bay Basin.It is an another buried hill oil field newly discovered in Bohai Sea area with 100 million ton reserves after the exploration breakthrough of Bozhong 19⁃6 buried hill condensate gas field,is also the largest oil and gas discovery in China's offshore waters in recent years. In response to solve unclear reservoir formation laws in the research area, especially the unclear source and accumulation process of oil and gas,this paper comprehensively uses the methods of crude oil physical property analysis, biomarkers, inclusion Petrography, homogenization temperature⁃paleosalinity and hydrocarbon generation simulation of source rocks, a systematic analysis was conducted,the results have shown that:（1） Bozhong 26⁃6 structure has different oil and gas sources,the characteristics of biomarker compounds indicate that crude oil mainly comes from the third member of the Shahejie Formation in the Huanghekou sag, however, condensate gas mainly comes from the third member of the Shahejie Formation in the southern subsag of the Bozhong Depression;(2) The Bozhong 26⁃6 oilfield has gone through three stages of oil and gas injection: early normal mature crude oil, middle condensate oil and gas (natural gas), and late light oil，The large scale of fluid filling in the middle and late stages plays a decisive role in the formation of reservoirs in the Bozhong 26⁃6 oilfield;(3)There are differences in hydrocarbon generation evolution between the source rocks in the Small sub depression in the southern part of Bozhong Depression and the Huanghekou Depression, and the contact relationship between the source rocks and the Bozhong 26⁃6 buried hill is different.therefore, this leads to differences in reservoir formation patterns and fluid phase states between different blocks in Bozhong 26⁃6.The above understanding and inspiration are of great significance for enriching the rules of buried hill oil and gas accumulation and guiding oil and gas exploration.

Graphical abstract

关键词

渤中26⁃6 / 潜山油气田 / 混合成藏 / 成藏特征 / 充注过程 / 石油地质.

Key words

Bozhong 26⁃6 / buried hill oil⁃gas reservior / mixed accumulation / reservoir characteristics / filling process / petroleum geology

0 引言

潜山油气藏概念自20世纪20年代提出后（李军等，2006；王鹏等，2022），在世界各地沉积盆地中均有发现. 如，越南湄公河盆地白虎中生界潜山油藏、阿尔及利亚哈希迈萨乌德寒武系潜山油藏、乍得Bongor盆地中生界潜山油藏等（Cuong et al.，2009；李威等，2017；王鹏等，2022）. 国内潜山油气藏勘探始于1959年酒西盆地鸭儿峡古生界志留系潜山油藏（饶钦祖，1991；谢全民等，2001），但整体储量规模较小（探明石油地质储量约1千万吨）. 真正迎来潜山勘探突破的是1975年渤海湾盆地任丘碳酸盐岩潜山油藏的发现（费宝生等，2005），累计探明储量达6亿吨. 此后在辽河兴隆台（罗静兰等，2004）、黄骅千米桥等相继取得重要发现（吴李泉等，2002；郑亚斌等，2007）. 渤海海域也先后发现了渤中28⁃1、锦州25⁃1南、蓬莱9⁃1油藏以及渤中19⁃6太古界变质岩潜山凝析气藏（周心怀等，2005，2015，2022；朱伟林等，2009）. 随着国内外潜山勘探不断取得突破，对潜山油气成藏研究也更加深入，先后取得了一系列重要理论认识：如任丘碳酸盐岩潜山“新生古储”潜山成藏理论（费宝生和汪建红，2005）、兴隆台潜山带源内型双元多层结构油气成藏模式（罗静兰等，2004）、千米桥古生界印支-燕山早期挤压逆冲成圈机制（吴李泉等，2002）、蓬莱9⁃1花岗岩潜山“似层状”油藏模式（周心怀等，2015）、渤中19⁃6构造晚期爆发式生烃理论以及厚层泥岩超压封盖机制等（谢玉洪，2020；周心怀等，2022）. 这些认识对潜山油气藏的勘探提供了有益的借鉴.

渤中26⁃6潜山油田位于渤海湾盆地渤中坳陷渤南低凸起西段. 多年来围绕该构造进行了多轮次勘探，针对不同层系部署了多口探井，一直未取得突破. 2021年以来，受处于同一构造体系内的渤中19⁃6潜山凝析气藏勘探成功的启示（薛永安，2019；薛永安等，2020；庞小军等，2023），对渤中26⁃6潜山油田成藏条件进行了重新梳理，突破构造高部位油气富集的传统思维，在渤南低凸起太古界低部位块体部署钻探BZ26⁃6⁃2井，钻遇油气层达311.5 m，成功发现了渤中26⁃6亿吨级潜山油气藏，现已成为国内最大的太古界变质岩潜山油气藏. 目前对渤中26⁃6潜山油田的研究主要集中在构造演化、圈闭特征、储层等成藏因素的静态描述（范廷恩等，2023；周家雄等，2023），而缺乏从渤中26⁃6潜山油田的油气来源出发，对充注过程与成藏机制进行动态研究.

本文综合运用原油物性分析、生物标志化合物、包裹体岩相学、均一温度、古盐度分析及盆地模拟等技术手段，在对渤中26⁃6潜山油田烃源、储层、圈闭等成藏特征进行精细描述的基础上，从油气来源出发，对油气的生成、运移与充注过程进行精细研究，并建立油气成藏模式，进而总结出潜山油气富集规律，阐明不同区块油气赋存相态差异的成因. 本次研究对完善潜山油气成藏理论、指导潜山油气勘探具有重要的意义.

1 区域地质概况

渤中26⁃6潜山油田位于渤海海域西南部，西距渤中19⁃6凝析气田约15 km. 构造上属于渤海湾盆地渤南低凸起西段，南侧以近东西向深大断裂为界与黄河口凹陷相连，北侧西段以深大断裂与渤中凹陷南次洼相接，向东边界断层逐渐消失，过渡为斜坡带. 东西两侧被北东向郯庐走滑断裂带分支断层分割，形成狭长的断块（图1）. 渤南低凸起西段潜山地层以太古界变质岩为主，向北斜坡带潜山地层则依次出露古生界碳酸盐岩与中生界火山岩（图1、图3）. 凸起区潜山地层之上直接覆盖古近系东营组，向上依次发育新近系馆陶组、明化镇组以及第四系平原组. 沙河街组仅在凸起区东南缘倾末端发育.

研究区经历了多期构造运动，形成多组不同走向的断裂及褶皱等构造体系（王德英等，2022）. 印支运动期，受华北板块与扬子板块剪刀式闭合碰撞的影响，研究区遭受南北向强烈挤压作用，形成受逆冲断层控制的近东西向延伸的大型逆冲、对冲构造，初步奠定了渤南低凸起西段古隆起的雏形（吴智平等，2007）. 燕山运动期，受太平洋板块向华北板块NW向俯冲影响，研究区遭受北西向强烈挤压作用，形成西高东低的古地貌格局，同时受北东向走滑分量的影响，形成一系列NE向左旋走滑断裂，对潜山切割改造（李伟等，2010）. 喜山运动早期（古近纪时期），受南北向拉张作用影响，印支期形成的东西及北西西向边界断裂重新活化，研究区地层经历强烈的差异沉降，南北两侧断层下降盘发生强烈断陷（漆家福等，1995），形成黄河口凹陷及渤中凹陷，位于断层上升盘的渤南低凸起相对隆升，古近纪凸起区整体遭受抬升剥蚀，仅在东二下段沉积时期沉没于水下，接受湖相泥岩沉积，至此，研究区两洼夹一凸的构造格局正式成型. 喜山运动晚期（新近纪时期）研究区进入全面拗陷阶段，潜山地层持续深埋形成现今构造格局（肖述光等，2019）.

2 潜山油藏特征

渤中26⁃6潜山油田具有埋深中等、含油层系集中、油层厚度大、含油面积大、油品性质好等特点，是一个整装、优质的大型潜山油气田.

2.1　含油层段主要集中在太古界变质岩潜山，储层物性较好，但纵向分带性明显

渤中26⁃6潜山油田主要含油层系为太古界，少量含油层系为分布在北部斜坡区下古生界以及凸起东南缘潜山上覆的新生界沙河街组. 油气藏埋深3 550.0~4 048.3 m，单井钻遇油层平均厚度169 m，最大油层厚度超过300 m. 平面上看，渤中26⁃6潜山油田含油面积较大，累计超过55 km²，储量丰度大于300×10⁴ t/km²，按照我国原油储量丰度划分标准，属于高丰度油田. 因此，渤中26⁃6潜山油田具有含油层系集中、油层厚度大、埋藏深度中等、含油面积广、储量丰度高等特征.

渤中26⁃6潜山油田太古界潜山储层岩性主要为区域变质作用形成的花岗片麻岩，局部为受混合岩化和碎裂化的作用形成的碎裂岩、糜棱岩与混合岩化花岗岩. 储集空间类型以孔隙为主、裂缝为辅，孔隙度为2.1%~16.2%，平均5.5%；渗透率0.003~13.700 mD，平均0.470 mD，为低中孔、特低-中渗型储层. 受差异风化、溶蚀作用及构造运动的多重影响，储层主要集中分布在距潜山顶部400 m以内，具有“似层状”发育特点，但纵向非均质性强，具有明显的分带性. 储层自上而下可分为强风化带、弱风化带和内幕裂缝带（图2）. 顶部强风化带具体特征为：风化淋滤作用强烈，储集空间以溶蚀孔隙为主，发育少量裂缝，物性较好（平均孔隙度约6.8%，渗透率9.85 mD），净毛比较高（32%~88%，平均55%），是潜山油层分布最集中的层段；中部弱风化带风化淋滤作用减弱，储集空间以孔隙-裂缝型或裂缝-孔隙型为主，镜下可见大量沿裂缝发育的溶蚀扩大孔，物性较差（平均孔隙度约2.3%，渗透率3.17 mD），净毛比较低（7%~67%，平均32%）；底部内幕裂缝带储层不太发育，储集空间主要以构造运动产生的裂缝为主，物性最差（平均孔隙度约1.9%，渗透率1.57 mD），净毛比最低（7%~15%，平均11%）. 纵向上看，油气主要分布在强风化带，其次是弱风化带，内幕裂缝带分布则极少.

2.2　构造总体宽缓，发育多个大型断块圈闭，超压泥岩与压扭断层的发育有利于油藏的保存

渤中26⁃6潜山油田是在太古界变质岩穹隆上继承发育而来的大型整装块状油气藏，整体表现为大型宽缓的“台地”，具有西窄东宽、西高东低的特征. 构造南北两侧受边界大断裂限制，东西方向被一系列北东向断层分割，形成多个次级断块圈闭，在平面上可分为西、中、东3个大的区块，单个圈闭面积为4.4~53.1 km². 另外，在西块与中块的南侧边界断层下降盘发育狭长的断阶带，被多条延伸较短的南北向走滑断层分割成多个断块圈闭，断块圈闭面积普遍较小，约2.1~5.3 km². 总体上看，渤中26⁃6潜山构造圈闭总面积较大，累计达110.4 km²（图3）.

渤中26⁃6油田潜山地层之上直接覆盖了一套稳定分布的东营组深湖相泥岩，厚度为200~400 m，是研究区重要的区域性盖层. 钻井数据表明，该套深湖相泥岩普遍发育超压，压力系数1.2~1.5，超压的存在对油气垂向运移具有重要的阻滞作用（付广等，2006）. 区域构造分析表明，渤中26⁃6构造区新构造运动较弱，晚期断层活动性较弱，极少断至潜山地层，而早期潜山内幕断层除西块边界断层长期活动外，绝大多数进入新生代以后停止活动（图11）（周家雄等，2023），构造活动对盖层的破坏作用较小. 因此，东营组超压泥岩的存在与该区新构造运动时期较弱的构造活动强度为油气在渤中26⁃6深层潜山储层的保存提供了良好的条件.

从平面上看，油气在渤中26⁃6潜山油田西、中、东块均有分布，但东块含油面积与储量均明显高于西块与中块，是渤中26⁃6潜山油田的主体区. 已钻井揭示3个区块间油水界面不统一，是3个独立的油水系统，这表明北东向断层对油藏具有较强的分割作用. 由于研究区原岩绿泥石与黑云母等暗色矿物含量较高，在燕山期压扭应力作用下，塑性变形强烈，导致岩石颗粒发生定向排列而形成糜棱岩，从而造成断裂带内孔渗性降低，对流体横向运移起到封隔作用（刘德良和陶士振，2001）.

2.3　整体以轻质油为主，油品性质较好，带凝析气气顶，各断块相态又各有差异

渤中26⁃6潜山油田总体上为带气顶的油藏，但不同区块油气赋存相态又有差异：西块以凝析气藏为主，底部含薄油环；中块以油藏为主，高部位是否含凝析气尚未证实；东块为带较小凝析气顶的油藏，造成这种差异的原因后文会作详细论述. 渤中26⁃6潜山油田原油为典型的轻质油，具有低密度、低粘度、低硫、高蜡、高凝固点、低胶质沥青质含量的特点. 在20 ℃条件下，地面原油密度0.812~0.840 t/m³；在50 ℃条件下，地面原油粘度为3.38~4.37 mPa·s，含蜡量17.92%~20.41%，含硫量平均为0.06%，凝固点介于+22~+32 ℃，胶质沥青质含量介于3.34%~11.3%.

顶部天然气主要为凝析气，具有高甲烷含量、中-高含二氧化碳的特点. 其中甲烷含量在72.05%~81.05%之间，二氧化碳含量介于7.94%~18.09%；另外，天然气含有微量氮气及极低含量的硫化氢，氮气含量介于0.33%~4.17%，硫化氢含量在0~13×10^-6.

3 混合成藏过程

3.1　油气源对比

生物标志化合物特征显示，渤中26⁃6潜山油田常规原油与凝析油气具有不同的来源：常规原油主要来源于黄河口凹陷沙三段，凝析油气主要来自于渤中凹陷南次洼沙三段. 从原油气相色谱-质谱图可知，常规原油生物标志化合物具有中-高4⁃甲基甾烷、中伽马蜡烷、低C₁₉/C₂₃三环萜烷与C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷、中-高三芳甲藻甾烷特征，且C₂₉ααα甾烷S/（S+R）与C₂₉甾烷ββ/（αα+ββ）较低，显示原油成熟度相对较低（Hao et al.， 2011）（图4d，图5），这与黄河口凹陷沙三段来源的原油特征类似（图4c）. 而与渤中凹陷南次洼东营组来源的原油所具有的高C₁₉/C₂₃三环萜烷与C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷、低4⁃甲基甾烷、低三芳甲藻甾烷（图4a）特征差异明显，同时也与渤中凹陷南次洼沙三段来源的原油具有的中等4⁃甲基甾烷、低伽马蜡烷、低C₁₉/C₂₃三环萜烷与C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷、中-高三芳甲藻甾烷（图4b）与高成熟度［表现为C₂₉ααα甾烷S/（S+R）、C₂₉甾烷ββ/（αα+ββ）明显偏高，如图5中BZ19⁃6⁃A井凝析油］等生标差异较大，表明常规原油应主要来自于黄河口凹陷沙三段烃源岩；而凝析油生标具有偏低的4⁃甲基甾烷、低伽马蜡烷、低C₁₉/C₂₃三环萜烷与C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷、中-高三芳甲藻甾烷以及高成熟度［C₂₉ααα甾烷S/（S+R）、C₂₉甾烷ββ/（αα+ββ）较高，如图5中BZ26⁃2⁃A井凝析油与BZ26⁃6⁃B凝析油与常规原油的混合油］等特征（图4e，图5），与渤中凹陷南次洼沙三段原油特征相近（图4b，图5中BZ19⁃6⁃A井凝析油），反映出渤中26⁃6潜山油田凝析油气应主要来自渤中凹陷南次洼沙三段.

凝析气甲烷与乙烷碳同位素分析（谢敏俊仕，2021）结果显示，渤中26⁃6潜山油田凝析气以偏腐殖型气为主；利用甲烷碳同位素与镜质体反射率R_o换算公式（沈平等，1991；Xu et al.，1994），计算凝析气成熟度R_o约1.6%~1.9%，均大于1.5%，与渤中凹陷南次洼已发现的天然气类型与成熟度一致；而黄河口凹陷已发现的天然气类型以油型气为主，成熟度R_o均小于1%（图6），表明渤中26⁃6潜山油田天然气与黄河口凹陷已发现天然气成熟度差异较大. 天然气类型与成熟度的差异再次表明渤中26⁃6潜山油田凝析油气与常规原油具有不同的来源. 凝析油气主要来自渤中凹陷南次洼，常规原油则主要来自黄河口凹陷.

3.2　烃源岩特征与生烃演化史分析

渤中26⁃6油田太古界潜山上覆东营组泥岩因埋藏较浅（深度小于3 000 m），本身不具备生烃能力，油气主要来自两侧的渤中凹陷南次洼和黄河口凹陷. 其中，北侧的渤中洼陷烃源岩以沙三段与东营组为主，有机质类型偏腐殖型，以Ⅱ₂⁃Ⅲ型为主，TOC在0.45%~11.20%（平均值2.30%），属于非常好烃源岩，由于这两套烃源岩埋深普遍超过4 500 m，最深达7 000 m，其主体成熟度相对较高（R_o超过1.2%），已进入生气阶段（谢敏俊仕，2021）；南侧的黄河口凹陷烃源岩以沙三段烃源岩为主，有机质丰度高（TOC介于0.23%~7.00%，平均值约2.50%），属于非常好烃源岩，有机质整体偏腐泥型（以Ⅱ₁⁃Ⅱ₂型为主）. 黄河口凹陷沙三段烃源岩埋深普遍超过3 000 m，正处于生烃高峰阶段（陈斌等，2006）. 渤中凹陷南次洼和黄河口凹陷均具有良好生烃条件，为渤中26⁃6油藏的大规模聚集成藏提供了充足的物质基础.

因构造演化不同，黄河口凹陷与渤中凹陷南次洼烃源岩生烃演化史存在较大差异. 本文分别选取位于黄河口凹陷和渤中凹陷南次洼中心的两口虚拟井（图1、图7），采用PetroMod软件进行了一维埋藏史与生烃史模拟，基于EasyRo%模型并结合周边探井实测的烃源岩镜质体反射率（R_o%）来约束热史条件. 模拟结果表明，南北两个生烃凹陷的烃源岩共存在3个明显的生油、生气高峰，分别为距今15 Ma、7 Ma和5 Ma（图7a，7b）. 北侧的渤中凹陷南次洼因构造沉降速度较快，沙三段烃源岩率先进入生烃门限，于距今15 Ma左右进入生油高峰；此后，东营组烃源岩开始进入生烃门限，于距今7 Ma，进入生油高峰，开始大量生油，而此时沙三段烃源岩已进入生气高峰，R_o普遍大于1.2%，开始大规模生凝析气，成为渤中26⁃6潜山油田凝析气的主要来源. 南侧的黄河口凹陷沙三段烃源岩因构造沉降速度较慢，在距今5 Ma左右，才进入生油高峰，生成大量轻质油，成为BZ26⁃6潜山油田原油的主要贡献者. 南北两个凹陷烃源岩的差异演化为渤中26⁃6潜山油田原油与天然气的大规模强充注与差异混合成藏提供了重要前提.

3.3　包裹体发育特征：岩相学、均一温度与盐度

流体包裹体是研究油气成藏过程的有效方法之一，流体包裹体宿主矿物的岩相学特征、均一温度、盐度可有效表征储层流体的性质、成分与形成条件与充注期次（刘超英等，2008；陈红汉，2014；金晓辉等，2014）. 渤中26⁃6油田潜山储层流体包裹体较为发育，按照烃类性质的差异可将烃类流体包裹体分为正常油包裹体、纯气相与凝析油气包裹体、轻质油包裹体，分别描述如下：

（1）正常油包裹体在渤中26⁃6油田潜山储层中发育极少，根据已发现的包裹体统计，多在西块已钻井中发育，东块仅在BZ26⁃6⁃K井潜山上覆的沙一二段储层中发育，存在于石英颗粒次生加大边，沿切穿砂岩石英颗粒的微裂隙成线状或成带分布. 包裹体荧光颜色一般能反映烃类演化程度，随着有机质从低成熟向高成熟演化，荧光颜色逐渐变浅（孙玉梅等，2002）正常油包裹体透射光下呈深褐色，荧光呈黄绿色、暗褐色（图8a，8b），显示包裹体内烃类成熟度较低（孙玉梅等，2002）. 与其伴生的盐水包裹体均一温度较低，主要分布在85~105 ℃，古盐度较高，可达20%~25%（图9中I期包裹体）.

（2）凝析油气与纯气相包裹体. 凝析油气包裹体数量分布较少，仅在渤中26⁃6潜山油田顶部储层石英颗粒内成岩裂纹中呈孤立状分布，呈单一液相或呈气液两相；一般为次球形，透射光下颜色相对较暗，荧光颜色为蓝色或蓝白色，显示烃类成熟度相对较高（图8c，8d）；而纯气相包裹体在潜山储层中普遍发育，一般存在于石英颗粒内成岩裂纹中，少数存在于长石微裂缝中，呈串珠状或群体状分布，包裹体形状一般为次球形或不规则形，颗粒直径为2~40 μm，透射光下呈黑色，不发荧光或发蓝白色微弱荧光，显示包裹体中烃类为有机质高演化阶段的产物（图8e，8f，8g，8h）. 与其伴生的盐水包裹体均一温度主要分布在110~120 ℃，古盐度较低，约0~5%（图9中II期包裹体）.

（3）轻质油包裹体在渤中26⁃6潜山油田储层中普遍较发育，一般存在于石英颗粒内成岩裂纹中，呈串珠状或群体状分布，呈单一液相，包裹体形态一般为次球形或条形，少数无规则，透射光下颜色较浅，荧光下呈蓝绿色、蓝色和黄绿色（图8i，8j），这与颗粒间孔隙内原油荧光特征相似（图8k，8l），显示烃类成熟度中等. 与其伴生的盐水包裹体均一温度主要分布135~150 ℃；古盐度中等，约8%~18%（图9中III期包裹体）.

3.4　充注过程

渤中凹陷南次洼与黄河口凹陷烃生烃演化史的差异造成渤中26⁃6潜山油田经历了多期多相态流体的充注. 流体包裹体分析及单井埋藏史、热史与生烃史模拟研究表明，渤中26⁃6潜山油田可能明显经历了早期正常油、中期凝析油气（天然气）、晚期轻质油三期油气充注历程，充注时间分别对应于距今10~5 Ma、5~0 Ma与2.5~0 Ma.

新构造运动初期（距今约15 Ma）（徐杰等，2012），渤中凹陷南次洼构造沉降速度加快，沙三段烃源岩快速成熟，并进入生烃高峰，生成的成熟原油沿潜山不整合面或边界断裂面向渤中26⁃6油田潜山及其上覆沙河街组圈闭中运移（图11a）成藏. 而此时黄河口凹陷因沉降速度相对较慢，油气仅刚进入生烃门限，生成的成熟度较低的原油也可穿断层向凸起之上的潜山或上覆的沙河街组进行充注，但充注强度与范围可能较小. 该期捕获的含烃流体包裹体以正常油为主，与其伴生的盐水包裹体以低均一温度、高盐度为主要特征（图9）. 根据BZ26⁃6⁃K井潜山上覆沙一段油气伴生盐水包裹体均一温度结合热史模拟分析可知，渤中26⁃6早期正常油充注开始的地质时间约10 Ma（图10）. 该期包裹体仅在西部钻井及东部个别钻井中发现，表明该期原油充注可能规模不大，对渤中26⁃6潜山主体中、东块油气成藏影响较小.

新构造运动中期（距今7 Ma），研究区构造沉降速度进一步加快，渤中凹陷南次洼沉降速率明显高于黄河口凹陷，渤中凹陷南次洼沙三段烃源岩开始进入大规模生凝析气湿气阶段，渤中凹陷南次洼东营组烃源岩也达到了生油高峰，而此时黄河口凹陷沙三段烃源岩尚未进入生油高峰阶段. 渤中凹陷南次洼沙三段烃源岩生成的凝析油气因组分较轻，密度较小，可沿潜山不整合面及内幕裂缝带向渤中26⁃6构造进行长距离运移，并在构造高部位聚集，驱使早期聚集的原油向下运移；而渤中凹陷南次洼东营组烃源岩生成的原油因密度相对较大、重组分较多，长距离运移量相对较少，主要在靠近烃源岩发育主体区的26⁃6潜山油田西块北侧边界断裂下降盘的断块圈闭中聚集成藏（图11b），而黄河口凹陷因尚未达到生烃高峰，其生成的原油的成熟度较低，重组分可能较多，油气进入潜山内幕后因物性较差，不能进行长距离运移，可能仅在近源的局部潜山及沙河街组圈闭中聚集成藏，因此分布范围较为有限. 该期捕获的含烃流体包裹体以纯气相或气液两相为主，与其伴生的盐水包裹体以中等均一温度（110~125 ℃）、低盐度为主要特征（图9）. 结合单井热史模拟分析可知，该期凝析气/天然气开始充注的地质时间约5 Ma，时间可能一直持续到新构造运动晚期. 该期纯气相包裹体在潜山储层中普遍存在，表明渤中26⁃6潜山油田经历过大规模凝析气或天然气充注.

新构造运动晚期（5 Ma以后），渤中26⁃6潜山油田南侧的黄河口凹陷沙三段烃源岩整体进入生油高峰，黄河口凹陷沙三段烃源岩生成的轻质油开始向渤中26⁃6油田潜山进行大规模充注. 该期捕获的含烃流体包裹体以轻质油包裹体为主，与其伴生的盐水包裹体以中等均一温度（135~150 ℃）、高盐度为主要特征（图9），结合单井热史模拟分析可知，开始充注地质时间约2.5 Ma（图10）. 由于本期轻质油充注的规模较大，造成渤中26⁃6潜山油田中块与东块中期聚集成藏的凝析气/天然气在地层高温高压条件下大规模溶解于轻质油中，仅在高部位保留了较小规模的凝析气顶，最终形成了带凝析气顶的轻质油藏；而渤中26⁃6潜山油田西块由于距离渤中凹陷南次洼生烃中心更近，晚期继续接受大规模天然气充注，加上边界断层晚期活化，造成油气发生大规模蒸发分馏，大量的天然气带动深层原油中的轻质馏分沿断层向浅层馆陶组与明下段调整，导致渤中26⁃6潜山油田西块深浅层均有油气层分布（图11c）.

3.5　油气成藏模式探讨

渤中26⁃6潜山油田紧邻的黄河口凹陷和渤中凹陷南次洼烃源岩层段因生烃作用普遍发育超压（压力系数约1.3~1.5）（谢敏俊仕，2021）. 在超压动力的作用下，油气沿潜山顶部不整合面或直接进入潜山内幕网状裂缝进行横向运移，最终向潜山高部位聚集，在上覆古近系东营组超压泥岩盖层的封闭遮挡下保存成藏，同时受北东向断层侧向封堵作用影响，在各个断块形成具有独立油水系统的块状油气藏（图3）.

由于黄河口凹陷和渤中凹陷南次洼生烃演化过程及与渤中26⁃6潜山接触关系不同，造成渤中26⁃6潜山不同区块成藏过程与模式又有一定差异：渤中凹陷南次洼烃源岩主体区主要分布在洼陷西部，与渤中26⁃6潜山构造西块直接对接，而距离东块相对较远（10 km以上）. 生成的油气需沿潜山顶部不整合面或潜山内幕裂缝带顺着北部斜坡进行长距离横向运移，才能向东块聚集成藏（图12）. 渤中凹陷南次洼沙三段烃源岩进入生烃阶段时间相对较早，早期原油（15 Ma）成熟度较低，重组分含量较高，因此其运移距离不可能太远，主要在西块聚集成藏；而此时黄河口凹陷烃源岩成熟度相对更低，生成的油气主要在距离更近的中块、东块聚集成藏，且充注量相对较少，因此早期原油充注时捕获的正常油包裹体在西块已钻井中发现较多，而在东块已钻井中发现较少. 中期渤中凹陷南次洼生成的凝析油气与天然气因轻组分较多、运移动力较强，在西块聚集成藏之外，还可沿潜山顶部不整合面或潜山内幕裂缝带顺着北部斜坡进行长距离运移，在渤中26⁃6潜山中块与东块聚集成藏，该期油气充注规模相对较大. 其中西块因靠近烃源岩主体区，接受凝析气与天然气充注规模较大，形成了凝析气藏，后期受天然气持续充注与晚期断层活动的影响，发生蒸发分馏作用，深层油气沿深大断裂向浅层调整，形成轻质油气藏；中块和东块因晚期断层不活动且离渤中凹陷南次洼烃源岩主体区较远，受后期天然气充注影响较小，油气主要聚集在深层潜山.

黄河口凹陷烃源岩与渤中26⁃6油田潜山储层以深大断裂的形式直接对接，接触面积相对较大（接触面积达27 km²），黄河口凹陷生成的轻质油直接穿过断层面向渤中26⁃6潜山储层下部的内幕裂缝带直接充注，经潜山内幕相互连通的孔-洞-缝立体网络体系，再向中上部的风化带运移聚集，已钻井在潜山内幕裂缝带见到良好的荧光与气测异常等油气显示，可见内幕裂缝带是油气运移的重要通道. 渤中26⁃6潜山南侧东、中、西块分别发育3个向黄河口凹陷延伸的大型构造脊，是油气汇聚的优势通道，黄河口凹陷生成的轻质油可沿着这3条大型构造脊向各个区块大规模运移成藏（图12）. 黄河口凹陷生烃时间较晚，其生成的轻质油向渤中26⁃6潜山大规模充注发生在渤中凹陷南次洼凝析气（天然气）充注之后，由于本次充注规模较大，渤中26⁃6潜山油田中、东块早期天然气大规模溶解于油中，凝析油气只在构造顶部聚集；西块则持续接受来自渤中凹陷南次洼的天然气充注，凝析气藏得以保留，仅在气藏底部形成轻质油环.

4 结论与启示

4.1　主要结论

（1）天然气同位素与原油生物标志化合物特征均表明，渤中26⁃6潜山油田原油与天然气具有异源特征，原油与天然气分别来自不同的生烃凹陷. 渤中26⁃6潜山北侧的渤中凹陷南次洼烃源岩演化程度较高，是渤中26⁃6潜山油田天然气的主要贡献者，而黄河口凹陷烃源岩演化程度较低，是渤中26⁃6潜山油田原油的主要贡献者.

（2）渤中26⁃6构造明显经历了早油中气晚油3期成藏过程. 早期（10~5 Ma）渤中凹陷南次洼沙3段率先进入生油高峰，渤中26⁃6构造主要接受来自渤中凹陷南次洼与黄河口凹陷成熟的正常油充注；中期随着南次洼沙三段烃源岩埋深不断增大，进入大规模生凝析气阶段，渤中26⁃6构造开始接受来自渤中凹陷南次洼为主的凝析油气（天然气）充注（5~0 Ma）；晚期随着黄河口凹陷进入生油高峰，渤中26⁃6构造开始接受来自黄河口凹陷的轻质油充注（2.5~0 Ma）. 生烃史模拟与流体包裹体分析均显示，中期与晚期流体充注规模较大，对渤中26⁃6油田的聚集成藏起到至关重要的作用.

（3）由于南北两个凹陷烃源岩生烃演化及与渤中26⁃6潜山接触关系不同，造成渤中26⁃6不同区块间成藏模式与最终油气相态存在明显差异. 西块因靠近渤中凹陷南次洼烃源岩主体区，烃源岩与渤中26⁃6潜山构造西块直接对接，中期接受规模较大的天然气充注，形成了凝析气藏，受天然气持续充注与边界断层重新活动的影响，发生蒸发分馏作用，潜山油气沿边界断裂向浅层发生局部调整，然而随着晚期来自黄河口凹陷轻质油的充注，在潜山凝析气藏底部形成油环；中块和东块因晚期断层不活动且离渤中凹陷南次洼烃源岩主体区较远，中晚期天然气充注量相对较小，主要接受了晚期来自黄河口凹陷轻质油的充注，大量轻质油的充注也促进了早期充注的天然气溶解，在深层潜山形成带凝析气顶的轻质油藏.

4.2　主要启示

渤中26⁃6潜山油田的成藏特征与过程的研究为中浅埋深凸起断块型潜山油气勘探提供了几点重要启示：

（1）近源多期强充注是油气大规模聚集成藏的重要前提. 渤中26⁃6潜山位于渤南低凸起之上，紧邻黄河口凹陷与渤中凹陷南次洼两个生烃洼陷，具有双洼供烃的优势，是多条优势汇聚路径的最终指向区（图12）. 在黄河口凹陷及渤中凹陷南次洼烃源岩与潜山储层直接对接，且发育多条构造脊，有利于油气大规模汇聚；两大生烃洼陷自15 Ma以来接力式生烃、多期次运移与充注对渤中26⁃6潜山大规模成藏提供了重要的物质基础.

（2）油气的充注过程决定了油气田最终的相态，其中最后一期油气充注对油气相态的影响最为重要. 渤中26⁃6潜山经历了3期明显的油气充注. 其中中期充注的凝析气（天然气）规模较大，在渤中26⁃6潜山构造进行大规模聚集；若无晚期黄河口凹陷轻质油的充注，渤中26⁃6构造将可能会像渤中19⁃6一样形成凝析气田，其储量规模将大大缩小. 正是因为晚期黄河口凹陷轻质油的大规模充注，使中期充注的天然气在地层高温高压下大规模溶解于轻质油中，最终形成了带凝析气顶的轻质油藏.

（3）晚期断层的欠发育、超压泥岩稳定分布与切割各断块断层的侧向封堵作用等因素的耦合是高丰度油田形成的关键. 晚期断层的强烈活动，易沟通深浅层形成垂向运移通道，导致油气大量调整至浅部地层，从而不利于潜山油气的保存. 渤中26⁃6潜山西块即是受边界断层晚期强烈活动的影响（断层活动速率大于25 m/Ma），潜山油气向浅层发生重新调整；而东块晚期断层活动性较弱，油气主要在深层潜山聚集成藏（图11c）. 超压泥岩的稳定分布阻滞了潜山油气向上逸散，有利于潜山油气的保存. 无论在渤中26⁃6还是渤中19⁃6气田（周心怀等，2022），潜山储层之上覆盖了一层厚度较大的东营组深湖相超压泥岩，一方面控制了油气在这套泥岩下的运移聚集，另一方面也阻止了油气向上的快速散失. 断层的侧向分割作用有利于油田各断块间独立成藏，这无疑降低油田总烃柱高度，增大了各断块成藏的可能性. 据测算，若无北东向断层的切割，按照现有的油水界面，渤中26⁃6油田最大烃柱高度将高达1 200 m，这对埋藏如此浅的潜山油藏来说几乎不可能，位于低部位的东块主体区几乎很难成藏. 正是由于分割断块的北东向断层良好的侧向封堵能力使得渤中26⁃6潜山油田各断块间得以独立成藏，最大烃柱高度不超过800 m，东块主体区也因此得以突破，从而大大推动了渤中26⁃6潜山油田的发现.

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基金资助

“十四五”中海油集团公司科技重大专项“渤海复杂断陷盆地深层/超深层油气勘探关键技术研究”(KJGG2022⁃0401)