渤海海域潛山油氣運(yùn)移模式與運(yùn)聚能力定量評(píng)價(jià)*

牛成民 王飛龍 葉 濤 王廣源 崔普媛

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459)

潛山一詞最早由Powers提出，主要指在盆地沉積層序之下的基巖古地貌山[1]。渤海灣盆地作為我國(guó)潛山油氣藏研究的重點(diǎn)區(qū)域，潛山勘探經(jīng)歷了多個(gè)發(fā)展階段：1975年渤海灣盆地任丘油田的發(fā)現(xiàn)掀起了潛山勘探的熱潮，之后因鮮有重大發(fā)現(xiàn)而陷入低谷[2-3]；2005年以來(lái)隨著興隆臺(tái)、千米橋、蘇橋、埕島等一大批潛山油氣田的發(fā)現(xiàn)，重新展示了渤海灣盆地潛山巨大的勘探潛力[4-8]。渤海海域作為渤海灣盆地的重要組成部分，近年來(lái)在潛山領(lǐng)域持續(xù)獲得重大突破：錦州25-1南、蓬萊9-1、渤中19-6、渤中21-2、渤中13-2等一大批不同層系、不同巖性潛山的突破，揭示了渤海潛山巨大的勘探潛力以及良好的勘探前景[9-15]。

針對(duì)渤海海域潛山的構(gòu)造演化、儲(chǔ)層發(fā)育特征以及油氣成藏過(guò)程，大量學(xué)者已開展了大量的研究，并取得了豐碩的研究成果，有效推動(dòng)了渤海潛山的勘探進(jìn)程[16-20]。油氣運(yùn)聚作為影響潛山成藏的關(guān)鍵要素，決定了潛山的成藏規(guī)模與勘探成效，但目前對(duì)渤海潛山油氣運(yùn)移模式的系統(tǒng)梳理分類及運(yùn)聚能力的定量評(píng)價(jià)研究還相對(duì)薄弱，這也嚴(yán)重制約了后續(xù)渤海潛山的勘探與評(píng)價(jià)。本文通過(guò)對(duì)大量已發(fā)現(xiàn)潛山油氣藏的解剖，從烴源巖與圈閉相對(duì)位置關(guān)系角度對(duì)渤海潛山進(jìn)行了分類，總結(jié)了不同類型潛山的油氣運(yùn)聚模式，探討了影響運(yùn)聚能力的關(guān)鍵因素，并基于關(guān)鍵因素建立了定量評(píng)價(jià)方法。本次研究成果一方面豐富了潛山油氣運(yùn)移理論，同時(shí)也對(duì)未來(lái)渤海海域及具有相似地質(zhì)背景盆地的潛山油氣勘探具有重要的實(shí)踐指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤海海域位于渤海灣盆地東部，是渤海灣盆地新生代的沉積沉降中心，勘探面積約4×104km2[21]。渤海海域整體上具有隆坳相間的構(gòu)造格局，環(huán)渤中地區(qū)主要的凸起帶以及潛山帶呈現(xiàn)出北西向或近東西向展布特征，而遼東灣地區(qū)則以北東走向?yàn)橹?圖1)。渤海海域自下而上發(fā)育太古界、古生界、中生界以及新生界，其中新生代之前的地層統(tǒng)稱為潛山地層。太古界與下古生界巖性相對(duì)簡(jiǎn)單，分別以區(qū)域變質(zhì)巖與海相碳酸鹽巖為主；上古生界發(fā)育海陸過(guò)渡相含煤沉積；中生界巖性最為復(fù)雜，以富含火山巖的陸源碎屑沉積為特征，部分構(gòu)造帶鉆遇燕山期的花崗巖[22-23]。

圖1 渤海潛山油氣田平面分布圖Fig.1 Distribution of the buried hill oil and gas fields in Bohai sea

渤海海域在新生代古近紀(jì)發(fā)生強(qiáng)烈裂陷，沉積了孔店組、沙河街組以及東營(yíng)組的湖相地層[24]；新近紀(jì)進(jìn)入熱沉降階段、發(fā)育館陶組、明化鎮(zhèn)組等河流相沉積[25]。目前渤海海域已發(fā)現(xiàn)多個(gè)潛山油氣田，油源對(duì)比揭示其油氣主要來(lái)源于沙河街組烴源巖，部分潛山原油有東營(yíng)組成熟烴源巖的貢獻(xiàn)，整體上具有“新生古儲(chǔ)”的特征[26-27]。平面上，凹陷內(nèi)部的低位潛山以及凸起之上的高位潛山均有商業(yè)性油氣田發(fā)現(xiàn)；縱向上，太古界變質(zhì)花崗巖、古生界碳酸鹽巖以及中生界火成巖中也均有規(guī)模性油氣田的探明[28-29]。目前已發(fā)現(xiàn)的潛山儲(chǔ)集空間較為多樣，主要為構(gòu)造裂縫以及沿裂縫形成的溶蝕孔洞[30]。

2 渤海潛山油氣藏類型

渤海海域?yàn)榈湫偷闹行律懴鄶嘞菖璧?，盆地?nèi)陡坡帶、緩坡帶以及洼陷帶內(nèi)均發(fā)育了大量的潛山油氣藏。潛山油氣藏受所處構(gòu)造位置差異的影響，其與烴源灶的距離遠(yuǎn)近、接觸關(guān)系、輸導(dǎo)體系各不相同，也勢(shì)必造成運(yùn)聚模式的差異。以渤?？碧綄?shí)踐為基礎(chǔ)，基于潛山圈閉與烴源灶的關(guān)系,將渤海潛山油氣藏劃分為源內(nèi)、源邊和源外三大類型。

2.1 源內(nèi)型

渤海海域的主力烴源巖為沙河街組三段、一段以及東營(yíng)組三段，將直接被上述成熟烴源巖所覆蓋的潛山定義為源內(nèi)型潛山。源內(nèi)型潛山多位于盆地的凹陷帶內(nèi)，埋藏深度較大，多為低位潛山(圖2)。該類潛山由于直接位于生烴凹陷內(nèi)部，油源條件十分優(yōu)越，可近距離運(yùn)聚成藏；其次，該類潛山上覆蓋層為古近系沙河街組—東營(yíng)組湖相泥巖，是蓋層也是烴源巖，受生烴增壓以及欠壓實(shí)雙重作用影響超壓發(fā)育，具有良好的封蓋能力。該類潛山埋深較大，周圍的烴源巖多進(jìn)入生氣階段，因此多形成氣田、凝析氣田或者高揮發(fā)油田，油藏品質(zhì)好。目前渤海海域已獲得大中型油氣田發(fā)現(xiàn)的源內(nèi)型潛山包括渤中19-6太古界變質(zhì)花崗巖凝析氣田、渤中21-2和渤中22-1古生界碳酸鹽巖氣藏等。

圖2 渤海潛山油氣藏分類模式圖Fig.2 Classification of the buried hill reservoirs in the Bohai sea

2.2 源邊型

源邊型潛山主要指潛山圈閉緊鄰生烴凹陷的中低位潛山，潛山圈閉多通過(guò)斷層與烴源巖直接接觸，斷面可作為直接的供油氣窗口，可近源運(yùn)聚成藏(圖2)。此類潛山上覆蓋層往往也是古近系湖相泥巖，但一般不是有效烴源巖，且受欠壓實(shí)作用影響往往發(fā)育超壓，形成了良好的蓋層條件。因此，這種類型潛山油源充足、蓋層條件較好，但由于潛山邊界斷層長(zhǎng)期活動(dòng)，油氣在淺層、中深層和潛山都有分布。典型代表如：渤中凹陷北部石臼坨凸起的428潛山、渤中凹陷東側(cè)渤東低凸起的龍口7-A潛山等。

2.3 源外型

源外型潛山指平面上圈閉分布在有效烴源灶之外，垂向上潛山上覆蓋層一般為東營(yíng)組—新近系泥巖，為非烴源巖或未進(jìn)入生烴階段的烴源巖。這類潛山多為中高位潛山，埋深小于源內(nèi)型潛山(圖2)；潛山圈閉距離烴源灶較遠(yuǎn)，油氣需要經(jīng)歷較長(zhǎng)距離運(yùn)移，且油源主要為洼陷內(nèi)早期生成的石油，以油藏為主，如錦州25-1南、渤中26-2和渤中28-1油田等。此外，由于埋藏較淺，部分油田遭受強(qiáng)烈的生物降解作用而形成稠油油藏，如蓬萊9-1油田。

3 不同類型潛山油氣藏運(yùn)聚模式

不同類型的潛山成藏要素的配置不同，其運(yùn)聚特征及其模式具有較大的差異。根據(jù)潛山與烴源灶的關(guān)系，考慮主要運(yùn)移動(dòng)力以及輸導(dǎo)體系，總結(jié)了渤海潛山油氣運(yùn)聚模式，其中源內(nèi)型潛山主要為“源內(nèi)—斷壓雙控覆蓋式”近源運(yùn)移模式，源邊型潛山主要為“源邊—斷壓雙控側(cè)供式”近源運(yùn)移模式，而源外型潛山可發(fā)育“源外—斷裂—潛山頂面不整合”以及“源外—潛山內(nèi)幕不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)移模式。

3.1 “源內(nèi)—斷壓雙控覆蓋式”近源運(yùn)聚模式

渤中19-6太古界花崗巖潛山凝析氣田是渤海海域典型的源內(nèi)型潛山氣田，其四周被生烴洼陷包圍，上部直接被沙河街組成熟烴源巖覆蓋。本文以該潛山為例介紹“源內(nèi)—斷壓雙控覆蓋式”近源運(yùn)移模式。

1) 位于生烴凹陷內(nèi)。氣源對(duì)比結(jié)果表明，渤中19-6氣田的天然氣主要來(lái)源于渤中凹陷沙河街組三段烴源巖。由于埋深大，潛山上覆的烴源巖也已經(jīng)成熟，整個(gè)潛山頂部及側(cè)向?yàn)槌墒?高過(guò)成熟烴源巖所包裹。盆地模擬結(jié)果表明，沙三段烴源巖在25～10 Ma進(jìn)入主生油期，在12 Ma至今進(jìn)入主力生氣階段；流體包裹體資料證實(shí)渤中19-6潛山內(nèi)發(fā)生過(guò)多期的油氣充注，12.0～5.1 Ma為原油充注階段，5.1 Ma以來(lái)進(jìn)入天然氣的持續(xù)充注階段，原始的油藏逐步調(diào)整為現(xiàn)今的凝析氣藏[18]。

2) 斷壓雙控運(yùn)移。渤中19-6潛山形成之后，在新生代遭受了走滑與拉張斷裂的強(qiáng)烈改造。這些新生代活動(dòng)的斷裂，一方面將潛山分割為不同的塊體，同時(shí)使得潛山優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層直接與高成熟烴源巖對(duì)接，形成了供油窗口。如：BZ19-6-2Sa井南側(cè)的控山斷裂形成了近1 500 m的供油窗口；斷層下降盤超壓生烴中心生成的油氣直接沿?cái)嗝孢\(yùn)移至潛山圈閉中，極大拓展了油氣的充注下限。

3) 古近系超壓泥巖蓋層。鉆井證實(shí)，渤中19-6潛山上覆地層泥巖厚度160～480 m，巨厚的泥巖蓋層使得油氣更容易在深部潛山儲(chǔ)層中發(fā)生就近運(yùn)移和聚集。此外，BZ19-6-6井泥巖聲波時(shí)差資料揭示，研究區(qū)東二下亞段及以下古近系地層發(fā)育超壓，超壓層系厚度近500 m，其中沙河街組壓力系數(shù)最大可達(dá)1.6(圖3a)。臨近鉆井壓力系數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果也證實(shí)，潛山上覆泥巖超壓系數(shù)普遍在1.5以上，最大可達(dá)1.8左右(圖3b)。厚層的超壓泥巖蓋層，一方面為潛山天然氣的保存提供了良好的蓋層條件；更為重要的是，包裹在潛山周圍的這種強(qiáng)超壓，為油氣的側(cè)向運(yùn)移甚至是向下運(yùn)移，提供了充足的動(dòng)力。

圖3 渤中19-6凝析氣田壓力發(fā)育特征Fig.3 Pressure characteristics of the BZ19-6 condensate gas field

因此，成熟烴源巖生成的油氣與潛山側(cè)面斷層或頂面不整合直接對(duì)接“零距離”充注，在源—儲(chǔ)強(qiáng)壓差的持續(xù)驅(qū)動(dòng)下，周圍生烴灶和上部烴源巖生成的充足油氣不斷向潛山儲(chǔ)層中充注，形成了氣柱高度超1 000 m的大型凝析氣田(圖4)。該類潛山的成藏規(guī)模主要取決于圈閉的大小以及儲(chǔ)層的發(fā)育程度。

圖4 渤中19-6氣田“源內(nèi)—斷壓雙控覆蓋式”近源運(yùn)聚模式Fig.4 “Near-source and overpressure mantle” migration model of the BZ19-6 gas field

3.2 “源邊—斷壓雙控側(cè)供式”近源運(yùn)移模式

源邊型潛山一般具有“源邊—斷壓雙控側(cè)供式”近源運(yùn)移模式，龍口7-A是該類潛山的典型代表。龍口7-A潛山位于渤中凹陷和渤東凹陷夾持的渤東低凸起南段，圈閉類型為受凸起東、西兩側(cè)大斷層夾持的斷背斜，潛山主要儲(chǔ)層為中生界火山巖[31]。1980年鉆探PL7-1-1井，在館陶組、東營(yíng)組和中生界火山巖中均獲得了油氣發(fā)現(xiàn)。

1) 緊鄰生烴凹陷。渤中凹陷南部和渤東凹陷發(fā)育沙三段、沙一二段和東下段3套有效烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高、厚度大。盆地模擬結(jié)果表明，渤中凹陷沙三段、沙一二段和東下段3套烴源巖總排油量約300×108t，渤東凹陷烴源巖總排油量約100×108t。因此，渤中凹陷和渤東凹陷3套烴源巖可為龍口7-A潛山提供充足的油氣源。

2) 兩側(cè)持續(xù)活動(dòng)大斷層提供了大供烴窗。龍口7-A潛山為兩條近北東向長(zhǎng)期活動(dòng)邊界斷層所夾持，這兩條長(zhǎng)期活動(dòng)的邊界斷層可為潛山形成巨大的供油窗口，渤中凹陷一側(cè)控山邊界斷層供油窗口接近1 000 m，渤東凹陷一側(cè)控山邊界斷層供油窗口約為600 m。同時(shí)使得潛山優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層直接與高成熟烴源巖對(duì)接，有利于斷層下降盤超壓生烴中心生成的油氣直接沿?cái)嗝鎮(zhèn)认蜻\(yùn)移至潛山圈閉中。

3) 超壓提供了運(yùn)移動(dòng)力。渤中和渤東凹陷深層超壓普遍發(fā)育，其中渤中凹陷東三段最大壓力系數(shù)1.85，沙一二段最大壓力系數(shù)1.65，沙三段最大壓力系數(shù)2.05；渤東凹陷東三段最大壓力系數(shù)1.4，沙一二段最大壓力系數(shù)1.35，沙三段最大壓力系數(shù)1.65。另外，根據(jù)PL7-A-1壓力成因判別圖版(圖5)，PL7-A-1井古近系壓力系數(shù)隨深度增加而增大，聲波時(shí)差曲線值隨深度的增大逐漸變大，主要為欠壓實(shí)超壓成因；潛山內(nèi)部的壓力系數(shù)為1.78，其壓力隨深度的增加而增大，且壓力連線平行于靜水壓力梯度，同時(shí)可能還含有液體烴向氣態(tài)的轉(zhuǎn)化增壓，在潛山取芯中見輕質(zhì)油滲出和氣泡，主要為連通型傳遞超壓成因，這是由渤中、渤東凹陷超壓系統(tǒng)中的高壓流體通過(guò)斷裂或不整合充注所致。

圖5 PL7-A-1井壓力特征分析圖Fig.5 Pressure characteristics of Well PL7-A-1

綜上分析，渤中和渤東凹陷烴源巖生成的成熟油氣在超壓驅(qū)動(dòng)下，側(cè)向穿過(guò)斷層和不整合面向龍口7-A潛山中不斷充注，形成“源邊—斷壓雙控側(cè)供式”近源運(yùn)移模式(圖6)。該類潛山運(yùn)聚能力除受潛山圈閉大小、儲(chǔ)集物性影響外，同時(shí)受斷裂輸導(dǎo)能力以及供烴量影響明顯。

圖6 龍口7-A構(gòu)造“源邊—斷壓雙控側(cè)供式”近源運(yùn)移模式Fig.6 “Source-side,fault-pressure dual control side supply”migration model of LK 7-A structure

3.3 源外遠(yuǎn)源運(yùn)移模式

3.3.1“源外—斷裂—潛山頂面不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)移模式

蓬萊9-1油田是渤海典型的源外型潛山油田，具有“源外—斷裂—潛山頂面不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)移模式。該油田位于渤東凹陷東南側(cè)的廟西北凸起之上，是一個(gè)大型的具有背斜構(gòu)造背景的高位潛山。該潛山為燕山期花崗巖侵入體形成，后續(xù)經(jīng)歷了燕山期-喜山期古近紀(jì)的長(zhǎng)期風(fēng)化剝蝕，潛山頂部花崗巖風(fēng)化殼型儲(chǔ)層十分發(fā)育[32]。鉆探證實(shí)該潛山探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量近2×108t。

1) 源外遠(yuǎn)距離供烴。蓬萊9-1油田為源外高潛山，油源對(duì)比結(jié)果證實(shí)潛山油氣主要來(lái)源于西北側(cè)的渤東凹陷[33]，主力生烴灶距離潛山圈閉約15 km，油氣需經(jīng)歷長(zhǎng)距離運(yùn)移才能進(jìn)入潛山聚集成藏。

2) 斷裂—潛山頂面不整合復(fù)合輸導(dǎo)。蓬萊9-1油田油氣運(yùn)移的輸導(dǎo)體主要由潛山西北坡的斷裂與潛山頂部不整合面構(gòu)成。北坡斷裂在新近系持續(xù)活動(dòng)，為油氣自渤東凹陷向上運(yùn)移提供了通道。不整合面的輸導(dǎo)能力是油氣能否橫向長(zhǎng)距離運(yùn)移的關(guān)鍵，鉆井證實(shí)在潛山頂部發(fā)育厚層的花崗巖風(fēng)化砂礫巖層(圖7)，最大厚度可達(dá)近30 m，溶蝕孔和裂縫發(fā)育，具有極好的儲(chǔ)集和滲透性，孔隙度可達(dá)20%左右，為油氣橫向運(yùn)移提供了良好通道；另外，風(fēng)化砂礫巖層之下的網(wǎng)狀風(fēng)化裂縫帶橫向連通性好，也可為油氣橫向運(yùn)移提供良好通道。

圖7 蓬萊9-1花崗巖潛山不整合特征及輸導(dǎo)能力Fig.7 Unconformity characteristics and transport capacity of PL 9-1 granite buried hill

因此，渤東凹陷生成的成熟油氣，在源內(nèi)超壓驅(qū)動(dòng)下，首先沿大型控邊斷裂發(fā)生垂向運(yùn)移；再通過(guò)斜坡帶基巖頂部不整合面繼續(xù)橫向運(yùn)移，最終在蓬萊9-1潛山相對(duì)高部位聚集成藏(圖8)。該類潛山由于需要源外遠(yuǎn)距離運(yùn)移，除圈閉規(guī)模以及儲(chǔ)層物性外，供烴量、不整合輸導(dǎo)能力、源-儲(chǔ)壓差等對(duì)運(yùn)聚量均具有重要的控制作用。

圖8 蓬萊9-1油田“源外—斷裂—潛山頂面不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)移模式Fig.8 “Fault—unconformity on the top of buried hill” outside source migration model of PL9-1 oilfield

3.3.2“源外—潛山內(nèi)幕不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)移模式

“源外—潛山內(nèi)幕不整合”與“源外—潛山頂部不整合”運(yùn)移模式的不同在于，其橫向輸導(dǎo)層為潛山內(nèi)幕不整合。秦皇島30-A油藏是該類運(yùn)移模式的典型代表，該油田位于遼西南凸起的南傾末端，主要勘探層系為太古界內(nèi)幕潛山，太古界頂部殘余較厚的中生界。該潛山演化過(guò)程復(fù)雜，自印支運(yùn)動(dòng)開始形成雛形，后續(xù)受燕山運(yùn)動(dòng)、尤其是喜山期的走滑及拉張改造明顯。秦皇島30-A構(gòu)造于2019年鉆探1井，在太古界潛山中發(fā)現(xiàn)了42.5 m油層，油氣不是沿傳統(tǒng)的潛山頂面不整合運(yùn)移，而是沿潛山內(nèi)幕不整合面運(yùn)移。

原油飽和烴氣相色-質(zhì)譜顯示(圖9)，QHD30-A-1太古界原油更有可能主要來(lái)自渤中凹陷。在生標(biāo)特征方面，QHD30-A-1太古界原油具有中等伽馬蠟烷烴、中等4-甲基C30甾烷、C27-29甾烷中具有C27優(yōu)勢(shì)的特征；在成熟度方面，QHD30-A-1成熟度較高，表現(xiàn)為正構(gòu)烷烴主峰碳前移，C29規(guī)則甾烷立體異構(gòu)化參數(shù)大，C29ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)分別為0.42和0.43。通過(guò)對(duì)比，QHD30-A-1太古界原油生標(biāo)特征、成熟度與QHD36-A-1沙二段原油更為接近，QHD36-A-1沙二段原油已證實(shí)來(lái)自渤中凹陷烴源巖[34]。而QHD30-B-1原油的伽馬蠟烷烴中等，C27-29甾烷中具有C29優(yōu)勢(shì)，且原油成熟度低，C29ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)分別為0.26和0.25，其原油已證實(shí)來(lái)自秦南凹陷。因此，從油氣源對(duì)比角度看QHD30-A-1太古界原油更有可能主要來(lái)自渤中凹陷。

圖9 秦皇島30-A構(gòu)造油源對(duì)比Fig.9 Oil-source correlation of the QHD30-A structure

從QHD30-A-1井所處構(gòu)造位置看，其位于秦南凹陷陡坡帶，秦南凹陷的油氣沿著控山斷層形成的供油窗口可直接進(jìn)入花崗巖圈閉，但是該凹陷油氣主運(yùn)移方向?yàn)楸辈烤徠聨?。而南?cè)渤中凹陷的原油需要經(jīng)過(guò)長(zhǎng)距離的運(yùn)移才能進(jìn)入秦皇島30-A圈閉，鉆井揭示該區(qū)潛山頂部為中生界湖相泥巖，其在風(fēng)化過(guò)程中難以形成有效輸導(dǎo)層；而中生界之下為太古界變質(zhì)花崗巖(缺失古生界)，經(jīng)歷印支期、燕山期等多期構(gòu)造活動(dòng)疊加改造和晚中生代—古生代長(zhǎng)期暴露風(fēng)化，變質(zhì)花崗巖頂部容易形成厚層風(fēng)化裂縫帶，形成優(yōu)質(zhì)的橫向輸導(dǎo)層。另外，區(qū)域地質(zhì)研究也表明，渤中凹陷內(nèi)部發(fā)育一太古界變質(zhì)巖出露區(qū)，其與渤中凹陷成熟烴源巖直接接觸，成為渤中凹陷內(nèi)部油氣向邊緣潛山運(yùn)移的“進(jìn)源口”。該運(yùn)移模式在渤海較為少見，卻是一類重要的新模式(圖10)。

圖10 秦皇島30-A構(gòu)造“源外—潛山內(nèi)幕不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)移模式Fig.10 “Outside source and inside unconformity”migration model of QHD 30-A structure

4 運(yùn)聚能力定量評(píng)價(jià)

4.1 評(píng)價(jià)方法與參數(shù)賦值

潛山的油氣運(yùn)移受到烴源巖供烴量、潛山儲(chǔ)集能力、輸導(dǎo)體系以及運(yùn)移動(dòng)力等多種因素的影響。為了定量表征潛山的運(yùn)移能力，首先通過(guò)優(yōu)選對(duì)潛山運(yùn)聚量具有明顯控制作用的因素作為表征參數(shù)，然后對(duì)不同的因素賦予不同的權(quán)重，基于加權(quán)評(píng)價(jià)法定量評(píng)價(jià)潛山的運(yùn)聚能力。

4.1.1關(guān)鍵參數(shù)賦值標(biāo)準(zhǔn)

無(wú)論是源內(nèi)型、源邊型還是源外型潛山，控制運(yùn)聚量的核心因素包括供烴洼陷的供烴量、供烴動(dòng)力、供烴的距離、輸導(dǎo)體系的輸導(dǎo)能力以及潛山本身的儲(chǔ)集能力等。利用盆地模擬得到的匯聚量表征供烴量；考慮到潛山內(nèi)部多為正常壓力，利用生烴灶內(nèi)泥巖的壓力系數(shù)代表源儲(chǔ)壓差，即供烴動(dòng)力；生烴灶中心距離潛山圈閉的距離表征供烴距離；不整合面的孔隙度以及風(fēng)化殼厚度表征輸導(dǎo)能力；選擇目標(biāo)潛山的孔隙度以及儲(chǔ)層面積表征其儲(chǔ)集能力。所有參數(shù)按指標(biāo)范圍，賦予0～10的分值，參數(shù)越利于油氣運(yùn)移，賦值越高，反之越低，10代表性能最好，0代表不具備相關(guān)性能。以2為間隔，將單項(xiàng)參數(shù)劃分為五個(gè)區(qū)間。結(jié)合已發(fā)現(xiàn)油田的數(shù)據(jù)，對(duì)單項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，首先確定單項(xiàng)參數(shù)的中間值，將其賦值為6；將中間值與最小值劃分為兩等份，分別賦予2、4；同理，對(duì)中間值與最大值進(jìn)行兩等份，分別賦予8、10(表1)。不同參數(shù)根據(jù)其重要性賦予不同的權(quán)重，所有參數(shù)權(quán)重之和為1。

表1 渤海海域潛山油氣運(yùn)聚能力定量評(píng)價(jià)參數(shù)賦值標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Standard for the quantitative evaluation parameters of oil and gas migration capacity of buried hills in Bohai sea area

4.1.2不同類型潛山評(píng)價(jià)方法

1) 源內(nèi)型潛山

對(duì)于源內(nèi)型潛山，由于其直接與烴源巖對(duì)接，其運(yùn)移能力不受輸導(dǎo)體系的影響，因此剔除輸導(dǎo)體系輸導(dǎo)能力以及供烴距離兩個(gè)因素，控制其運(yùn)聚能力(運(yùn)聚量)的主要因素包括：烴源灶的供烴能力、潛山的儲(chǔ)集物性、儲(chǔ)層的規(guī)模以及供烴動(dòng)力?？紤]各個(gè)參數(shù)對(duì)油氣運(yùn)聚能力的貢獻(xiàn)程度，尤其是源內(nèi)潛山普遍發(fā)育超壓以及優(yōu)質(zhì)烴源巖，對(duì)上述評(píng)價(jià)參數(shù)進(jìn)行權(quán)重賦值：供烴量為0.15、壓力系數(shù)為0.15、儲(chǔ)層物性為0.3、儲(chǔ)層規(guī)模為0.4。最終建立了源內(nèi)型潛山運(yùn)聚能力定量評(píng)價(jià)公式：F=0.15D供+0.15D壓+0.3D孔+0.4D面。其中：F為運(yùn)聚能力，D供為供烴量，D壓為生烴中心泥巖壓力系數(shù)，D孔為潛山孔隙度，D面為潛山儲(chǔ)層面積。

2) 源邊和源外型潛山

源邊和源外型潛山較源內(nèi)型潛山受輸導(dǎo)體系的輸導(dǎo)能力影響更為明顯，因此在上述表征參數(shù)的基礎(chǔ)上，同時(shí)需要考慮供烴距離、不整合面孔隙度以及不整合面的厚度等因素。同樣考慮各個(gè)參數(shù)對(duì)油氣運(yùn)聚能力的貢獻(xiàn)程度，對(duì)上述評(píng)價(jià)參數(shù)進(jìn)行權(quán)重賦值：供烴量為0.2、壓力系數(shù)為0.1、供烴距離0.2、不整合面孔隙度0.15、不整合面厚度0.15、儲(chǔ)層物性以及儲(chǔ)層規(guī)模各為0.1。最終建立了源內(nèi)型潛山運(yùn)聚能力定量評(píng)價(jià)公式：F=0.2D供+0.1D壓+0.2D距離+0.15×D孔(不整合)+0.15D厚度(不整合)+0.1D面+0.1D孔。其中：F為運(yùn)聚能力，D供為供烴量,D壓為生烴中心泥巖壓力系數(shù),D距離為供烴距離,D孔(不整合)為不整合面孔隙度,D厚度(不整合)為不整合風(fēng)化砂礫巖厚度,D孔為潛山儲(chǔ)層孔隙度,D面為潛山儲(chǔ)層面積。計(jì)算結(jié)果中F值越大，代表潛山圈閉的油氣運(yùn)聚潛力越大。

4.2 方法應(yīng)用效果分析

基于以上評(píng)價(jià)方法，對(duì)渤海已發(fā)現(xiàn)潛山油田進(jìn)行了評(píng)價(jià)(表2)，其中供烴量采用最新渤海盆地模擬結(jié)果，生烴中心泥巖壓力系數(shù)參考測(cè)壓取樣、測(cè)井曲線計(jì)算以及地球物理速度獲得，供烴距離利用雙狐軟件在地質(zhì)圖件上量取，不整合面孔隙度以及厚度利用已鉆井實(shí)測(cè)統(tǒng)計(jì)獲得，潛山孔隙度利用實(shí)鉆井物性分析獲得，潛山儲(chǔ)層面積利用地球物理資料量取優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層地震相的分布面積獲得。

表2 渤海海域潛山油氣田及構(gòu)造運(yùn)聚能力計(jì)算結(jié)果Table 2 Calculation results of hydrocarbon charging ability in buried hills of the offshore Bohai sea area

計(jì)算結(jié)果與實(shí)際鉆探情況基本相符，聚集量越大的潛山，F(xiàn)值越大(表2)。目前渤海已發(fā)現(xiàn)的儲(chǔ)量規(guī)模較大的潛山F值均在6以上，如渤中21-2、渤中22-1、錦州25-1南、曹妃甸2-2和渤中28-1油田；而F值在8以上的多為億噸級(jí)油氣田，如渤中19-6、蓬萊9-1油田；聚集儲(chǔ)量規(guī)模較小的油田或構(gòu)造F值均在6以下，如錦州20-2、錦州25-1北等含油氣構(gòu)造。

4.3 未鉆潛山評(píng)價(jià)與優(yōu)選

基于上述方法，對(duì)渤海海域一些未鉆潛山圈閉進(jìn)行了評(píng)價(jià)和優(yōu)選。

1) 源內(nèi)型潛山

渤海富烴凹陷內(nèi)部發(fā)育一系列源內(nèi)低位潛山，這些潛山是未來(lái)勘探的理想?yún)^(qū)域。遼西凹陷內(nèi)部的錦州14-A潛山主體為太古界變質(zhì)花崗巖，其頂部直接被沙河街組成熟烴源巖所覆蓋；沙河街組巨厚的超壓泥巖為油氣的保存提供了良好的蓋層條件，該潛山整體具有與渤中19-6相似的運(yùn)移模式，定量評(píng)價(jià)結(jié)果表明其運(yùn)聚能力大于6，證實(shí)其具有良好的勘探前景(圖11a)。渤中凹陷內(nèi)部的渤中8-A低位潛山主要由中生界火山巖組成，地震相類比其與旅大25-1構(gòu)造的火山爆發(fā)相具有極強(qiáng)的相似性，推測(cè)其儲(chǔ)層發(fā)育程度較好；更為重要的是，潛山頂部直接為古近系成熟烴源巖所覆蓋，同樣具有“源內(nèi)—斷壓雙控覆蓋式”近源運(yùn)聚模式(圖11b)，定量評(píng)價(jià)其運(yùn)聚能力值為7.8(表2)，是未來(lái)值得探索的重要領(lǐng)域目標(biāo)。

圖11 渤海典型潛山構(gòu)造油氣運(yùn)移模式Fig.11 Hydrocarbon migration models of typical buried hills in Bohai sea area

2) 源邊型潛山

渤東低凸起的龍口7-A潛山低潛山主要由中生界火山巖組成，地震相為爆發(fā)相，推測(cè)其儲(chǔ)層發(fā)育程度較好，渤中和渤東凹陷烴源巖生成的成熟油氣在超壓的驅(qū)動(dòng)下，側(cè)向沿著斷層和不整合面可以向龍口7-A潛山中不斷充注，運(yùn)移能力定量評(píng)價(jià)結(jié)果表明其運(yùn)聚能力值為7.7(表2)，是未來(lái)值得探索的重要領(lǐng)域性目標(biāo)。此外，秦皇島35-A潛山圈閉夾持在渤中凹陷和秦南凹陷之間，為源邊型潛山，該潛山處于優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道之上，具有較大的勘探潛力，也是近期勘探的有利方向。

3) 源外型潛山

源外型潛山多發(fā)育于盆地的凸起區(qū)或者斜坡帶，油氣需要經(jīng)歷較為長(zhǎng)距離的運(yùn)移才能聚集成藏。遼西低凸起及其傾末端發(fā)育大量的內(nèi)幕不整合面運(yùn)移路徑，這為洼陷區(qū)的油氣向盆緣運(yùn)移提供了優(yōu)質(zhì)的橫向通道，旅大25-A以及錦州25-A太古界潛山圈閉即位于該優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道之上(11c、d)，具有一定的勘探潛力。

5 結(jié)論

1) 根據(jù)潛山圈閉與主力生烴灶的接觸關(guān)系，將渤海海域潛山劃分為“源內(nèi)型”“源邊”和“源外型”三大類，其中“源內(nèi)型”潛山主要為分布在洼陷帶內(nèi)的低位潛山，“源邊型”潛山為兩個(gè)洼陷之間且兩側(cè)受斷層控制的低位潛山；而“源外型”潛山則為斜坡帶以及陡坡帶的中高位潛山。

2) 不同類型的潛山運(yùn)聚模式差異顯著，“源內(nèi)型”潛山發(fā)育“源內(nèi)—斷壓雙控覆蓋式”近源運(yùn)聚模式，潛山儲(chǔ)集物性及圈閉規(guī)模是控制充注量的關(guān)鍵因素；源邊型潛山發(fā)育“源邊—斷壓雙控側(cè)供式”近源運(yùn)聚模式，源外型潛山發(fā)育“源外—斷裂—潛山頂面不整合”以及“源外—內(nèi)幕不整合”遠(yuǎn)源運(yùn)聚兩類模式，源邊和源外型潛山的運(yùn)聚能力受圈閉大小、儲(chǔ)集物性、圈閉距生烴灶距離、生烴強(qiáng)度、不整合輸導(dǎo)能力、壓力系數(shù)等多種因素控制。

3) 在三類潛山運(yùn)聚主控因素分析基礎(chǔ)上，基于專家打分和加權(quán)平均原理，分別建立了“源內(nèi)型”“源邊”及“源外型”潛山的運(yùn)聚能力定量評(píng)價(jià)方法，指出未來(lái)渤中8-A、錦州14-A等源內(nèi)型潛山圈閉以及龍口7-A源邊型潛山圈閉是有利的勘探目標(biāo)；旅大25-A等源外型潛山圈閉具有一定勘探潛力。