王 昕,羅小平,吳俊剛,徐云龍,陳保柱,羅 健,侯明才

(1.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300450；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059)

石臼坨凸起作為渤海海域次級構(gòu)造單元，其東南緣南北分別與渤中富烴凹陷和秦南凹陷相鄰，是一個長期發(fā)育的古隆起，處于油氣長期優(yōu)勢運移的有利指向位置[1]。1975年，在石臼坨凸起東部428E構(gòu)造上鉆探BZ2井，并在古生界潛山中獲得高產(chǎn)油氣流。由此渤海海域的油氣勘探將基巖潛山作為勘探的主要目的層，揭示了前寒武系花崗巖、寒武系-奧陶系碳酸鹽巖、石炭系-二疊系碎屑巖及中生界火成巖等4類儲集巖。在BZ5井和BZ12井的試油過程中獲得高產(chǎn)油氣流，從而發(fā)現(xiàn)428W、428E和427等油田[2]。在石臼坨凸起東南緣427構(gòu)造、428E、428W及QHD30-1等構(gòu)造發(fā)現(xiàn)潛山油氣藏[3]，表明石臼坨潛山有豐富的油氣資源，勘探潛力較大(圖1)。

圖1 石臼坨凸起構(gòu)造概況及地層展布Fig.1 General structural situation and stratigraphic distribution of the Shijiutuo uplift

潛山作為渤海灣海域勘探重要層系，總體研究程度較低；加之巖性復雜，儲層類型多樣，成藏過程與成藏機理十分復雜。因此，對石臼坨凸起東南緣潛山油氣藏成藏機理的研究，有助于深化對潛山油氣規(guī)律的認識，加快潛山油氣勘探的步伐。

1 樣品及實驗

本次研究所有樣品均取自石臼坨凸起東傾末端潛山構(gòu)造帶及鄰區(qū)實際鉆井的巖心、巖屑、油砂及原油。烴源巖樣品取自沙一段、沙三段暗色泥巖，每口井分層位間隔采樣；原油及油砂取自各單井產(chǎn)油產(chǎn)氣層位(圖1)。

烴源巖和原油樣品抽提物色譜質(zhì)譜實驗檢測依據(jù)GB/T 18606-2001《氣相色譜質(zhì)譜法測定沉積物和原油中生物標志物》，先經(jīng)索氏抽提后，采用硅膠/氧化鋁柱色層分離法進行族組分分離，分別用正己烷、二氯甲烷/正己烷(體積比3∶1)及二氯甲烷/甲醇(體積比2∶1)洗脫，得到飽和烴、芳烴和非烴組分。對飽和烴進行尿素絡合法獲取正構(gòu)烷烴單體烴組分，然后對其進行色譜(GC)和色譜-質(zhì)譜聯(lián)用儀(GC-MS)分析。

對流體包裹體進行鏡下觀察分析及顯微測溫，巖相學分析使用LeicaD MRX HC顯微鏡完成；顯微測溫使用LINKAM THMS600型冷熱臺進行，分辨率在0.1℃左右，測溫范圍-196～600℃，加熱測溫誤差約為1℃，冷凍溫度測量誤差約為0.1℃，測試條件為溫度20℃、濕度30%。

烴源巖和原油樣品抽提物色譜質(zhì)譜實驗均在中海油實驗中心渤海實驗中心完成，流體包裹體巖相學分析及顯微測溫在中核集團北京地質(zhì)研究院完成。

2 油氣地球化學及油源

石臼坨凸起油氣分布極為零散，但總體來看主要集中于西北部凸起主體區(qū)、南傾末端(427構(gòu)造)、東傾末端(428E/W、QHD30-1/1N)。其中，凸起主體區(qū)油氣集中于QHD32-6、NB35-2、QHD33-1油田新近系(館陶組和明化鎮(zhèn)組下段)，沿凸起長軸方向呈點狀分布；凸起南傾末端(427構(gòu)造)油氣集中于BZ3-1井區(qū)東營組碎屑巖儲層和寒武-奧陶系灰?guī)r潛山儲層，呈多層系片狀分布；東傾末端(428E/W)油氣集中于BZ8井區(qū)、構(gòu)造南側(cè)QHD36-3、QHD35-2油田東營組和石炭-二疊系碎屑巖潛山，以及構(gòu)造北側(cè)QHD29-2/2E、QHD30-1/1N沙河街組和中生界火山巖潛山[4]，呈多層系片狀分布(圖1)。

2.1 族組成

從原油族組分資料來看，凸起主體區(qū)明化鎮(zhèn)組原油飽和烴質(zhì)量分數(shù)為33.1%～66.9%，芳烴質(zhì)量分數(shù)為20.2%～43.3%，非烴+瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)為14.9%～37.5%，飽芳比為0.7～3.0；427油田新近系原油飽和烴質(zhì)量分數(shù)為74.4%～82.0%，芳烴質(zhì)量分數(shù)為10.5%～13.5%，非烴+瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)為7.2%～12.1%，飽芳比為5.5～7.8；428油田飽和烴質(zhì)量分數(shù)為50.4%～79.4%，芳烴質(zhì)量分數(shù)為11.0%～20.1%，非烴+瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)為9.0%～29.6%，飽芳比為2.5～7.3；BZ6井中生界潛山油砂抽提物飽和烴質(zhì)量分數(shù)約為50%，芳烴質(zhì)量分數(shù)約為15%，非烴+瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)約為35%，飽芳比為3～4。凸起主體區(qū)原油飽和烴相對較低，飽芳比小于3；而428油田原油、427油田原油、BZ6中生界油砂飽和烴含量高，飽和烴與芳烴之比普遍大于3：說明凸起主體區(qū)原油和凸起傾末端原油在來源、成熟度和保存條件上存在差異(圖2)。

圖2 石臼坨凸起原油族組分三角圖Fig.2 Triangulation diagram for crude oil group compositions in Shijiutuo uplift

2.2 飽和烴色譜特征

從石臼坨凸起原油飽和烴色譜圖來看(圖3)，各地區(qū)原油普遍呈現(xiàn)前峰型，低碳數(shù)為主峰，奇偶優(yōu)勢不明顯。其中QHD27-2明化鎮(zhèn)組呈現(xiàn)后峰型，見明顯的生物降解鼓包；BZ6油砂抽提物Pr、Ph含量較低，可能受到了輕微的生物降解；QHD33-1和QHD32-6等凸起主體區(qū)油氣主要表現(xiàn)為Pr/Ph大于1，指示弱還原沉積環(huán)境；428構(gòu)造北側(cè)QHD29-2和BZ6地區(qū)原油主要表現(xiàn)為Pr/Ph小于1，指示強還原性沉積環(huán)境[5]。反映二者來源存在差異。

原油正構(gòu)烷烴和異構(gòu)烷烴可以用來指示母質(zhì)來源、沉積環(huán)境、成熟度以及生物降解程度的影響。從研究區(qū)飽和烴色譜數(shù)據(jù)(表1)來看，428構(gòu)造BZ8井區(qū)古生界油砂抽提物和北側(cè)QHD29-2/2E、QHD30-1/1N沙河街組原油、BZ6中生界火山巖潛山油砂抽提物的主峰碳為16～23，Pr/Ph普遍小于1。其中，QHD30-1N和QHD29-2館陶組、沙河街組原油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構(gòu)造潛山原油和428構(gòu)造南側(cè)QHD36-3、QHD35-2油田主峰碳以低碳數(shù)為主，Pr/Ph普遍大于1；凸起主體區(qū)QHD32-6、QHD33-1等構(gòu)造新近系原油主峰碳為25～31，Pr/nC17、Ph/nC18值普遍大于1：這些特征說明凸起主體區(qū)新近系原油和428構(gòu)造北側(cè)原油在母源環(huán)境和母質(zhì)輸入上存在差異，屬于不同來源。

圖3 石臼坨凸起原油飽和烴色譜對比Fig.3 Chromatographic contrast of saturated hydrocarbon in Shijiutuo uplift

從母質(zhì)類型可以看出(圖4)，BZ8潛山油砂抽提物、427構(gòu)造新近系、古近系原油、428構(gòu)造南側(cè)古近系原油、石臼坨凸起新近系和古近系原油均為Ⅱ、Ⅲ型有機質(zhì)混合輸入，且原油受生物降解較??；428構(gòu)造北側(cè)QHD29-2/2E古近系原油、QHD30-1N新近系和古近系原油、QHD30-1和BZ6潛山油砂抽提物主要為水生藻類等Ⅱ型有機質(zhì)輸入。

2.3 成熟度對比

甾烷和萜烷異構(gòu)體的比值和奇偶優(yōu)勢比(OEP)、碳優(yōu)勢指數(shù)(CPI)常用來指示有機質(zhì)或原油的成熟度[6-8]。從OEP-CPI交匯圖來看(圖5)，研究區(qū)原油總體為成熟原油，僅QHD30-1N新近系和古近系原油以及凸起主體區(qū)部分原油為低熟油。從圖6來看，也顯示該區(qū)僅QHD30-1N新近系和古近系原油為低熟原油。結(jié)合前文所述烴源巖成熟度特征研究，渤中凹陷東下段、沙一段、沙三段烴源巖演化程度均較高，普遍達到了成熟階段；而秦南凹陷沙三段主體進入成熟階段，部分沙三段、沙一段烴源巖處于低成熟階段。分析推測QHD30-1N古近系和新近系低熟原油應該與秦南凹陷低成熟烴源巖親緣性較大。BZ8古生界油砂與渤中凹陷沙三段源巖親緣性較大。

圖4 石臼坨凸起Pr/nC17、Ph/nC18原油及渤中凹陷烴源巖母質(zhì)類型識別圖Fig.4 Identification diagram of Pr/nC17,Ph/nC18 crude oil and parent material types of source rocks in Shijiutuo uplift,Bozhong sag

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

圖6 石臼坨凸起原油、烴源巖甾烷C2920S/(20S+20R)與C29ββ/(ββ+αα)關(guān)系圖Fig.6 Relation between C2920S/(20S+20R) and C29ββ/(ββ+αα) of crude oil,source rocks sterane in Shijiutuo uplift

2.4 甾萜烷特征對比

甾烷化合物和萜烷化合物作為沉積有機質(zhì)或原油中最重要的生物標志化合物類型，常用于油源對比和沉積環(huán)境研究[9-11]。其中，甾烷在沉積有機質(zhì)或原油中主要表現(xiàn)為3種基本結(jié)構(gòu)：規(guī)則甾烷、重排甾烷和4-甲基甾烷、甲藻甾烷等。在規(guī)則甾烷中，一般而言，C27甾烷來源于水生生物和藻類，C28主要來源于硅藻、顆石藻，C29甾烷來源于陸源高等植物，因此常用C27、C28、C29的比例來判斷生源的輸入情況[12]。從研究區(qū)原油的C27、C28、C29生物構(gòu)型甾烷組成三角圖來看(圖7)，BZ8潛山油砂、430構(gòu)造(QHD30-1/1N、QHD29-2、BZ6)潛山巖心表面油和古近系、新近系原油均顯示為混合有機質(zhì)輸入，具有C27C29的特點，水生生物和藻類貢獻較大。

圖7 石臼坨凸起原油及部分烴源巖生物構(gòu)型甾烷分布三角圖Fig.7 Triangle diagram showing distribution of sterane in biological configuration of crude oil and some source rocks

而從428構(gòu)造南側(cè)(QHD35-2和QHD36-3)沙一段、沙三段和QHD29-2沙一段、沙三段烴源巖的分布來看，南側(cè)烴源巖主要呈現(xiàn)出C27優(yōu)勢，而QHD29-2地區(qū)沙一段、沙三段烴源巖部分呈現(xiàn)C27優(yōu)勢，部分呈現(xiàn)C29優(yōu)勢。BZ8潛山巖心表面油、430構(gòu)造原油主要為秦南凹陷沙一段、沙三段烴源巖混合來源，428構(gòu)造南側(cè)古近系原油、石臼坨凸起新近系和古近系原油可能主要為渤中凹陷沙一段、沙三段烴源巖混合來源。

原油的甾萜烷指紋特征常用來進行油油對比和油源對比。從研究區(qū)甾萜烷指紋分布圖來看(圖8、圖9)，428構(gòu)造北側(cè)原油伽馬蠟烷含量高，Ts/Tm值小于或接近1，三環(huán)萜烷和孕甾烷含量低，重排甾烷豐度中等，多數(shù)具有C29甾烷優(yōu)勢，少部分具有C27甾烷優(yōu)勢，這些特征表明該區(qū)原油主要為秦南凹陷沙一段、沙三段烴源巖混合貢獻。石臼坨凸起主體地區(qū)原油和427構(gòu)造原油以及428構(gòu)造南側(cè)原油呈現(xiàn)出相似性，伽馬蠟烷含量較高，Ts/Tm值大于或接近于1，三環(huán)萜烷和孕甾烷含量高，重排甾烷豐度高，多數(shù)具有C27甾烷優(yōu)勢，少部分具有C29甾烷優(yōu)勢，這些特征表明該區(qū)原油主要為渤中凹陷沙一段、沙三段烴源巖混合貢獻。

綜合上述分析資料認為，石臼坨凸起上的原油整體表現(xiàn)為混源油的特征，成熟度高，少量受生物降解。428北側(cè)原油Pr/Ph小，Ts/Tm小，主要表現(xiàn)為C29優(yōu)勢，陸源植物貢獻較大，伽馬蠟烷含量較高，主要為秦南凹陷沙三段、沙一段烴源巖供油。BZ8潛山原油母質(zhì)來源為Ⅱ、Ⅲ型有機質(zhì)混合輸入，可能主要為秦南凹陷沙一段、沙三段混合貢獻，也有渤中凹陷的貢獻。427構(gòu)造和428構(gòu)造南側(cè)原油Pr/Ph較大，Ts/Tm較大，主要表現(xiàn)為C27優(yōu)勢，浮游動植物貢獻較大，伽馬蠟烷含量高，主要為渤中凹陷沙一段、沙三段烴源巖混合輸入。石臼坨凸起主體原油主要為渤中凹陷供油，且部分原油遭到了一定的生物降解。

3 成藏期次及充注過程

3.1 包裹體特征及GOI

428W構(gòu)造BZ5井中生代玄武巖氣孔中發(fā)育方解石杏仁體，其中主要發(fā)育一期油氣包裹體，豐度極高，包裹體為沿方解石微裂隙呈線或帶分布的重質(zhì)油包裹體，無熒光顯示(圖10-A、B、C)。氣孔中方解石的微裂縫中發(fā)育重質(zhì)油包裹體，GOI值極高，2件樣品分別為45%±、75%±。前古近系油氣充注儲層，并且充注程度高，在抬升剝蝕期古油藏降解，形成重質(zhì)油包裹體。古近系油氣充注后，形成的包裹體較少。BZ13井構(gòu)造位置較BZ5井低，安山巖儲層裂縫中發(fā)育淡褐色包裹體，主要發(fā)淡黃色熒光，部分樣品發(fā)藍白色熒光(圖10-D、E、F)，包裹體GOI值最大為15%±(表2)，表明該井安山巖儲層在前古近系油氣充注規(guī)模小，古近系油氣充注規(guī)模大，主要反映古近系油氣充注過程中形成的包裹體[13-16]。

428E構(gòu)造BZ8井潛山儲層為二疊系巖屑石英砂巖與長石石英砂巖，石英顆粒微裂縫中發(fā)育淡褐色包裹體，發(fā)淺黃色、淺黃綠色熒光(圖10-G、H)，GOI值不高，為0%～8%(表2)，未見有重質(zhì)油包裹體，表明主要為古近系油氣充注形成的包裹體。太古代花崗巖中長石溶蝕，顆粒微裂縫中殘留瀝青不發(fā)熒光，沿切穿石英顆粒微裂縫中分布重質(zhì)油包裹體不發(fā)熒光(圖10-I)，GOI值≤1%，表明該儲層為前古近系油氣運移通道，古近系油氣未充注太古代花崗巖儲層[17]。

表2 石臼坨凸起428構(gòu)造潛山儲層GOI值Table 2 GOI characteristics of the 428 structural buried hill reservoir in Shijiutuo uplift

圖10 石臼坨凸起428E/W構(gòu)造潛山儲層包裹體特征Fig.10 Inclusion characteristics of 428E/W structural buried hill in Shijiutuo uplift (A)玄武巖氣孔中方解石杏仁體,BZ5井,深度2 814.8 m，中生代玄武巖; (B)玄武巖氣孔中充填方解石微裂縫中重質(zhì)油包裹體,BZ5井,深度2 814.8 m,中生代玄武巖; (C)氣孔中方解石微裂縫中的重質(zhì)油包裹體,BZ5井,深度2 815.9 m，中生代玄武巖; (D)裂縫中充填方解石，發(fā)育淡褐色輕-中質(zhì)油包裹體,BZ13井,深度2 976.26 m，中生代安山巖; (E)同(D)，包裹體發(fā)較強淺黃色熒光; (F)充填方解石裂縫，發(fā)較強藍白色熒光的油包裹體,BZ13井,深度2 948.74 m，中生代安山巖; (G)切穿石英顆粒的微裂隙，分布呈淡褐色包裹體,BZ8井,深度3 149.89～3 150.91 m， 二疊系巖屑石英砂巖(含油); (H)同(G)， 包裹體發(fā)較強黃色熒光;(I)切穿石英顆粒微裂縫分布黑色重質(zhì)油包裹體，BZ8井，深度3 306.18～3 308.58 m，太古代花崗巖

3.2 包裹體均一溫度及鹽度

BZ5井玄武巖氣孔中充填的方解石微裂縫中含烴鹽水包裹體、BZ13井潛山儲層含烴鹽水包裹體，包裹體均一溫度主要在100～120℃(圖11)。

從包裹體均一溫度與鹽度交匯圖可以看出(圖12)，東傾末端428W構(gòu)造BZ5井中生代玄武巖氣孔充填方解石中的含烴鹽水包裹體均一溫度為90～110℃、鹽度(wNaCl)為6.45%～8.68%，平均為7.72%；BZ13井中生代安山巖微裂縫中充填的方解石含烴流體包裹體均一溫度為110～128℃，鹽度為3.39%～5.71%，平均為4.44%：2口井中含烴鹽水均一溫度與鹽度分別屬于不同期次形成的包裹體。BZ5井玄武巖氣孔中方解石中的含烴鹽水包裹體伴生不發(fā)熒光重質(zhì)油包裹體，微裂隙中有瀝青充填，說明包裹體是前古近系油氣充注形成的；隨著白堊紀末抬升剝蝕，前期形成的古油藏遭受破壞，形成重質(zhì)油包裹體，最終演化形成瀝青，前期古油藏充滿度較低。構(gòu)造低部位BZ13井安山巖微裂縫中方解石包裹體，未見瀝青分布，包裹體均一溫度較高、鹽度低，說明前古近系該火山巖儲層未充注原油，古近系烴源巖成熟后油氣充注火山巖儲層，包裹體反映了古近系油氣充注儲層的特征，形成低鹽度的含烴鹽水包裹體。428E構(gòu)造BZ8井，二疊系潛山碎屑巖儲層中的包裹體鹽度分布范圍大，鹽度為1.41%～9.34%，低鹽度與高鹽度包裹體均有；二疊系下部巖屑石英砂巖儲層中包裹體均一溫度為100～108℃，鹽度為5.26%～9.34%，平均為6.77%，只有高鹽度包裹體。太古代花崗巖儲層中分布瀝青與重質(zhì)油包裹體，包裹體鹽度為6.45%～10.36%，平均為7.48%，只有高鹽度包裹體。

圖11 石臼坨凸起428構(gòu)造潛山包裹體均一溫度直方圖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,中生代玄武巖; (B)BZ13井,深度2 948.74～2 976.26 m,安山巖; (C)BZ8井,深度2 868.8～3 150.91 m，二疊系砂巖; (D)BZ8井，深度3 306.18～3 308.58 m，太古代花崗巖

圖12 石臼坨凸起東傾末端428E/W構(gòu)造潛山包裹體均一溫與鹽度交匯圖度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

據(jù)包裹體產(chǎn)狀、均一溫度及鹽度，認為428E/W構(gòu)造在前古近系有油氣充注過程，其中在428E構(gòu)造BZ8井二疊系砂巖潛山儲層與中生代花崗巖潛山儲層都有原油充注，428W構(gòu)造BZ5井中生代玄武巖氣孔中在前古近系有油氣充注；而構(gòu)造低部位BZ13井中生代安山巖中前古近系沒有油氣充注，在白堊紀末抬升剝蝕過程中，形成重質(zhì)油包裹體與殘余瀝青。對應含烴鹽水包裹體鹽度值較高，一般大于6.0%。在古近系烴源巖成熟后，潛山儲層又經(jīng)歷了油氣充注過程，形成大量的油氣包裹體，對應的含烴鹽水包裹體的鹽度值較低，一般低于6.0%。

3.3 潛山油氣成藏時間與期次

結(jié)合單井熱演化史圖(圖13)，石臼坨凸起潛山帶428構(gòu)造帶含烴鹽水包裹體熒光顯示黃綠色，主要為晚期成藏。同時研究區(qū)存在少量含烴鹽水包裹體實測均一溫度均高于儲層背景溫度(圖13)。一般認為存在兩種原因：一種為油氣充注過程中有高溫流體侵入，導致儲層溫度整體升高[18]。另一種為深部超壓流體的幕式排放并快速充注淺部儲層，產(chǎn)生瞬態(tài)溫度效應，引起儲層溫度迅速升高；隨著超壓流體的充注停止，地層溫度逐漸降低，并逐漸接近背景溫度，與超壓流體的幕式排放相對應，被充注儲層的溫度變化亦表現(xiàn)為瞬態(tài)周期性特征[19]。

縱向上渤中凹陷深部沙三段烴源層內(nèi)普遍發(fā)育高壓型溫壓系統(tǒng)，其淺部發(fā)育靜壓型溫壓系統(tǒng)。深部高壓區(qū)域和淺部靜壓區(qū)域2個溫壓系統(tǒng)間能量差異較大，構(gòu)成了油氣垂向運移的動力。平面上超壓主要發(fā)育在凹陷內(nèi)及臨近凹陷區(qū)域，構(gòu)成了油氣側(cè)向運移的動力。因此研究區(qū)古近系油氣應為超壓流體的幕式充注，在晚期能夠快速大量地充注潛山儲層中。

綜合分析，該區(qū)主要存在1期油氣充注，且為晚期高壓幕式快速充注，發(fā)生在距今3 Ma左右。

4 油氣成藏機理

油氣成藏模式是對一個油氣藏生油巖、儲蓋組合、油氣來源、輸導體系、運移方向及各方面成藏因素的整體概括，同時，也涵蓋了該油氣藏在成藏后的保存和破壞過程，能夠全面反映油氣藏在成藏過程中受到的各方面作用。油氣藏模式的建立能讓我們更加全面具體地了解到油氣藏成藏的各方面控制因素以及油氣的運聚模式。

通過對石臼坨凸起主要潛山油氣成藏要素的歸納總結(jié)，并綜合典型潛山油氣藏解剖結(jié)果，基于三維地震剖面及單井資料，繪制成藏剖面圖，并建立了該區(qū)潛山油氣藏的成藏模式?；跐撋街車枷莨N模式、潛山油氣藏所處位置、輸導體系等可將石臼坨凸起潛山油氣成藏模式分為兩大類：三層侵蝕雙源復式輸導晚期型和雙層單源復式輸導晚期型。

4.1 428E/W

該類潛山儲層為中生界碎屑巖或火山巖，為裂縫-孔隙型儲層，潛山為中生界(碎屑巖+火山巖)、古生界碳酸鹽巖與太古代花崗巖3層結(jié)構(gòu)，儲層發(fā)育較好；潛山圈閉發(fā)育于2個凹陷之間的低幅凸起帶上，未與油源直接接觸，由渤中和秦南2個凹陷共同供烴，油氣通過不整合-斷層-不整合復式輸導體系進行運移，烴源灶與潛山圈閉運移通道匹配好，豐富的油氣來源及有利的輸導體系使油氣在潛山高部位聚集成藏。油氣主要為沙三段烴源巖晚期生成的原油充注潛山儲層。潛山儲層包裹體均一溫度顯示成藏時間晚，為3Ma B.P.以后。此類潛山油氣藏類型為：三層侵蝕雙源復式輸導晚期成藏型(圖14)。

圖13 BZ13井熱演化史及成藏期次Fig.13 Thermal evolution history and reservoir forming stages based on Well BZ13

4.2 427構(gòu)造

該類潛山主要發(fā)育在石南斜坡帶上，潛山結(jié)構(gòu)主要有太古界混合巖單層結(jié)構(gòu)、寒武-奧陶系碳酸鹽巖+太古界構(gòu)成的雙層結(jié)構(gòu)，儲層發(fā)育較好；還有3層結(jié)構(gòu)3種類型。427構(gòu)造的油氣藏主要分布在雙層結(jié)構(gòu)的潛山中(BZ12、BZ18)，單層結(jié)構(gòu)與3層結(jié)構(gòu)沒有油氣藏分布，油氣儲層為潛山頂面寒武-奧陶系碳酸鹽巖溶型，潛山與渤中凹陷烴源巖直接接觸，由渤中凹陷單一凹陷供烴，通過高滲砂體-斷層-不整合構(gòu)成潛山復式油氣輸導體系，成藏時間較晚，一般為9～2 Ma B.P.(圖15)。

5 結(jié) 論

a.石臼坨凸起潛山的油氣主要與渤中富烴凹陷沙三段優(yōu)質(zhì)烴源巖相關(guān)，有少量的東營組烴源巖有機質(zhì)的輸入，形成的原油成熟度較高。

圖14 石臼坨凸起東傾末端三層侵蝕雙源晚期復式輸導型潛山油氣藏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

圖15 石臼坨凸起南傾末端雙層侵蝕對接晚期復式輸導型潛山油氣藏Fig.15 Complex transmission buried hill oil and gas reservoir at the late stage of double layer erosion butt joint of Shijiutuo uplift

b.潛山在前古近系有油氣充注過程，后期抬升遭受氧化與生物降解作用，殘留在儲層孔隙中的是重質(zhì)油及瀝青；在古近系烴源巖成熟以后，潛山儲層又經(jīng)歷了油氣充注過程，對應充注時間為3 Ma B.P.。

c.該區(qū)成藏過程復雜，基于潛山結(jié)構(gòu)特征、供烴模式及輸導體系劃分為“三層侵蝕雙源復式輸導晚期型”和“雙層單源復式輸導晚期型”2種成藏模式。