0 引言
煤成烃理论体系的成熟和勘探实践的成功揭示了煤系烃源岩的巨大潜力［1-3］。在煤成烃理论的指导下，世界上发现一系列与煤系烃源岩相关的油气藏。以美国为代表的世界油气工业在煤系油气勘探中取得突破，2019年美国仅煤层气产量就达到了280×108 m3。此外，煤系油气资源还包括煤系供烃的致密油气和常规油气。中国煤系油气勘探近年来取得丰硕成果，2019年中国煤层气产量为59×108 m3，致密气产量为410×108 m3［4］。中国典型煤系油气藏主要分布于鄂尔多斯盆地［5-6］、吐哈盆地［7-8］、琼东南盆地［9］、四川盆地［10］及塔里木盆地库车坳陷［11］等盆地（坳陷）中，煤系油气纵向上分布层位广，油气既能聚集于源内或近源储集体中，也可长距离运聚成藏。煤系地层中油气藏类型多样［12］，勘探前景十分广阔。
渤海湾盆地和鄂尔多斯盆地中生代以前同属华北克拉通，均发育煤系烃源岩。中生代强烈的构造活动对鄂尔多斯盆地影响较小，却使渤海湾盆地遭受强烈改造而变得极为破碎，导致古生界含油气系统的勘探困难重重。近年来黄骅坳陷古生界含油气系统接连取得重大勘探突破，揭示了良好前景。但受复杂构造活动影响，黄骅坳陷煤系油气藏勘探程度低、油气水关系复杂，煤系油气成藏机制仍不十分清楚［13-15］。本文解剖了黄骅坳陷重点潜山古生界油气藏，对生烃、储层改造、油气源断裂活动、油气充注期次与过程等成藏要素进行分析，同时进行成藏要素的时空匹配，明确油气成藏机制。另外，将黄骅坳陷和中国的各类煤系地层油气成藏模式进行对比，分析其共性与特殊性，以期为渤海湾盆地煤系地层油气成藏研究及油气勘探提供参考。
1 区域地质背景
2 油气成藏地质特征及油气藏分类
2.1 煤系烃源岩分布及地球化学特征
图2 黄骅坳陷上古生界煤系源岩空间分布特征［剖面位置见图1（a）中c—c’］Fig.2 Spatial distribution characteristics of Upper Paleozoic coal measure in Huanghua Depression（the location of profile c-c’ is shown in Fig.1（a）） |
黄骅坳陷太原组煤的TOC值一般大于75%，山西组煤的TOC值一般大于65%。煤中氯仿沥青“A”质量分数一般为0.6%~4.0%，且主要集中于1.0%~3.0%之间。煤的生烃潜量一般为60~300 mg/g。炭质泥岩的TOC值主要介于8%~20%之间，暗色泥岩TOC值一般小于6%。炭质泥岩和暗色泥岩的氯仿沥青“A”质量分数介于0%~2%之间，大部分介于0.015%~0.28%之间。炭质泥岩生烃潜量一般为2~200 mg/g，暗色泥岩生烃潜量介于2.5~6 mg/g之间。煤系烃源岩的有机质类型主要为III型，还有部分II2型和极少部分II1型。黄骅坳陷烃源岩R O值为0.5%~3.73%，其中大部分地区烃源岩都处于高成熟阶段。部分地区如沧县隆起南段和东光凸起受火成岩侵入影响，R O值超过2.0%，最大达3.73%（表1）。根据中国陆相石油地质理论的烃源岩评价标准［3，26］，黄骅坳陷煤的生烃级别为好，炭质泥岩和暗色泥岩为中等，综合评价烃源岩为中—好烃源岩。
表1 黄骅坳陷上古生界煤系烃源岩地球化学参数[27]Table 1 Geochemical parameters of Upper Paleozoic coal-measure source rocks in Huanghua Depression［27］ |
| 岩性 | 厚度/m | 有机质类型 | TOC/% | 氯仿沥青 “A”/% | R O/% | （S 1+S 2）/（mg/g） |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 煤 | 15~25 | 大部分为III型， 部分II2 型和极少部分II3型 | >65 | 0.6~4.0，主要1.0~3.0 | 0.50~3.73 | 60.0~300.0 |
| 炭质泥岩 | 30~60 | 8~20 | 0~2， 主要0.015~0.28 | 2.0~200.0 | ||
| 暗色泥岩 | 60~150 | <6 | 2.5~6.0 |
2.2 古生界含油气系统油气来源
石炭系—二叠系煤系烃源岩和古近系湖相烃源岩是黄骅坳陷2套主要烃源岩。从源—储空间分布角度分析，在古近系源岩与古生界储层存在对接的区域，油气混源的几率较大，在不存在对接的区域主要为煤系烃源岩供烃。典型单源供烃的区域如乌马营潜山，其原油具有高γ-蜡烷和高姥植比（Pr/Ph值大于3）的特征。原油三环萜烷含量高，C27—C29甾烷呈“L”型分布，4-甲基甾烷含量较低。孕甾烷含量与高等植物来源有关，该区域原油孕甾烷分布具有一定优势［图4（a）］。原油生物标志化合物特征均与石炭系—二叠系煤系烃源岩特征相似［图4（c）］，指示了乌马营潜山原油来自煤系烃源岩。典型双源供烃的区域如王官屯潜山，其原油C27—C29规则甾烷呈反“L”型分布［图4（b）］，表明原始母质以陆源高等植物为主。同时，原油的三环萜烷含量较高，具有煤成油的特征。然而，原油的低Pr/Ph值（平均0.33）和高γ蜡烷含量则反映其母质形成于咸水深湖相还原环境。石炭系—二叠系煤系烃源岩中几乎不含4-甲基甾烷，但王官屯潜山二叠系包裹体油中含有一定量的4-甲基甾烷［图4（b）］，反映了湖相烃源岩对油气成藏具有一定贡献。此外，前人［14-15］研究也证实煤系烃源岩对歧北潜山、北大港潜山、埕海潜山等多数潜山的古生界油藏具有一定贡献。在天然气特征方面，除了歧北潜山有油型气注入外，其他潜山天然气主要表现为高甲烷系数和同位素值偏高的特征，证明天然气也主要来自煤系烃源岩［14，27］。
2.3 储盖组合特征及油气藏分类
黄骅坳陷古生界潜山内幕的多套有利生储盖组合是油气成藏的重要条件之一，按照生、储、盖的空间位置，划分出源下、源内和源上组合［图1（b）］。源下储层以上马家沟组和峰峰组为优势储层，为潮坪—开阔台地环境中沉积的厚层状或块状碳酸盐岩储集体［29］。源下储层物性较好，实测物性数据表明其孔隙度为0.08%~22.9%，渗透率为（0.001~85.5）×10-3 μm2，煤系地层可成为其区域盖层。源下油气藏如图5（a）中类型一，虽然煤系烃源岩覆盖于下部奥陶系之上，但油气很难直接倒灌至奥陶系顶部，断裂能够较好地连接碳酸盐岩储层与煤系源岩。已发现的油气藏多位于储层顶部，北大港、乌马营等地区均发现规模油气藏。源内储层主要为煤系地层中分布连续、累计厚度大的障壁岛砂体，多以岩性圈闭的形式存在，目前未获得工业油气流，但油气显示丰富，如歧北潜山和乌马营潜山。源内砂体不仅与烃源岩近距离接触，且频繁的构造活动使煤系地层内部产生大量沟通源岩和岩性砂体的裂缝，为源内砂体创造油气“就近聚集”的条件［30］。山西组—太原组煤系源岩可作为源内储层的良好区域盖层［图1（b）］。源内圈闭如图5（a）中类型2所示，烃源岩中排出的烃类可优先聚集于此类圈闭中。源上储层以乌马营—王官屯地区下石盒子组和上石盒子组层状砂岩为代表，发育于辫状河和曲流河沉积环境，分布广泛且厚度稳定［19］。二叠系砂体随埋深变化不明显，在5 000 m深的地层仍发育有效储层，砂体孔隙度范围为5%~12%，受风化淋滤改造的储层最大孔隙度可达24%。上、下石盒子组和石千峰组的厚层泥岩可成为源上储层的优质区域盖层［图1（b）］。源上油气藏主要为二叠系层状砂岩油气藏，还包括中生界和古近系油气藏（图5）。
2.4 潜山类型
3 油气充注期次与充注特征
受多期构造活动改造，黄骅坳陷地层破碎，埋藏史恢复难度大。本文研究根据已有的地质分层、残余厚度、剥蚀厚度等，在PetroMod软件中模拟了典型潜山的地层埋藏史—热史，利用实测R O和地温校正了模拟值，增加了模拟结果的可靠性。在地层埋藏史—热史的约束下，对油气储层薄片镜下特征及包裹体测试结果进行分析，明确了油气成藏期次，分析过程如下。
不同性质（热成熟度和密度）的原油在紫外光的激发下具有不同的荧光颜色和荧光光谱。随着成熟度的增加，烃类荧光颜色会按照红色→橙色→黄色→绿色→蓝色的规律变化，称之为蓝移现象［31］。奥陶系储层薄片观察结果表明储层中存在2期原油，早期原油一般发深褐色荧光，多以油质沥青和暗色炭质沥青的形式存于颗粒间和裂缝中［图6（a）］；早期油包裹体多存在于矿物愈合裂隙和方解石胶结物中，呈线状或群体状分布，在UV激发荧光下呈黄色［图6（b）］。晚期原油显示较强的蓝绿色和蓝白色荧光，多分布于矿物颗粒间和裂隙中［图6（a）］；晚期油包裹体发蓝白色荧光，多呈群体状分布于方解石胶结物中［图6（b）］。与烃类伴生的盐水包裹体均一温度也指示了奥陶系油气2期充注特征，充注早期均一温度范围为100~125 ℃，充注晚期均一温度多位于130~150 ℃的温度区间内［图6（c）］。然而并非所有奥陶系潜山油气藏都具有早、晚2期充注特征，部分储层中仅存在大量蓝白色荧光原油或油包裹体及大量气态烃包裹体，代表着晚期高熟油气充注。由于煤系油气向奥陶系运移方式为油气“倒灌”式运移，需要良好的输导通道和巨大的生烃压力［32］。因此，推测黄骅坳陷奥陶系具有早、晚2期成藏特征的构造带需具备连通煤系烃源岩和奥陶系储层的优势输导通道。
黄骅坳陷源内储层以障壁岛相砂岩为主，因其最邻近源岩，可优先捕获排出的油气。源内油气储层薄片观察与分析结果表明油气曾聚集成藏，后期构造活动将已经成藏的油气调整至其他圈闭中，是近年来在此类砂体中较难获得工业油气流的重要原因。石炭系砂岩内普遍充注有2期油气，早期原油以深褐色、墨绿色油质沥青的形式存在于储层中，晚期油气多为显示蓝白色荧光的轻质油气（图7）。与油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度分布特征佐证了源内2期成藏，早期成藏发生于白垩纪中期，晚期成藏发生于新近纪晚期至今（图7）。此外，北大港潜山港古4井石炭系砂岩中的伊利石K—Ar同位素定年结果表明，油气进入储层的时间为102.63±2.06 Ma，进一步说明白垩纪中期油气已充注。渤海湾盆地在白垩纪末期发生大规模抬升［21］，早期充注的油气在抬升过程中遭受生物降解或氧化作用［33］，使得早期原油多以炭质沥青的形式存在（图7）。
对源上油气藏样品进行包裹体分析测试，薄片观察结果表明储层中存在液态烃包裹体、气包裹体、沥青包裹体及盐水包裹体，油包裹体在单偏光下多呈黄褐色，具有一定透明度，气包裹体呈灰色［图8（a）］。荧光薄片观察结果表明，矿物颗粒间和储层裂隙中常见炭质沥青和蓝色荧光原油［图8（b）］，早期充注的原油遭受生物降解或氧化后形成炭质沥青，晚期高熟原油在储层中多显示蓝色荧光，表明油气藏经历了早、晚2期油气充注。同时，储层中常见包含不同荧光颜色包裹体的裂缝相互交叉［图8（b）］，早期低熟黄色荧光油包裹体被捕获于矿物裂缝中，晚期不同方向的构造裂缝切割了早期裂缝，高熟油气赋存于晚期裂缝中，揭示了油气多期充注现象。与烃类伴生的盐水包裹体均一温度分布特征也证明了源上油气为2期充注，充注早期均一温度范围为110~130 ℃，充注晚期均一温度多高于130 ℃［图8（c）］。结合地层埋藏史—热史，认为早期充注发生于中白垩世，晚期充注发生于古近纪晚期至今（图9）。
4 油气成藏关键要素分析与匹配
4.1 烃源岩热演化及生烃史
结合区域构造背景和地层埋藏史—热史模拟结果（图7，图9），综合分析认为区域构造演化控制了地层埋藏过程［21-23］，从而控制了煤系烃源岩热演化。印支期构造活动使黄骅坳陷整体褶皱变形，黄骅坳陷南部位于向斜区，沉积了一定厚度的三叠系，煤系烃源岩经历一定程度的埋藏后开始生烃。而黄骅坳陷北部处于背斜区，地层抬升导致该时期煤系烃源岩未能生烃［图10（a）］；印支运动末期（晚三叠世），黄骅坳陷发生整体抬升；燕山运动I幕和II幕（早侏罗世—中白垩世），黄骅坳陷经历了数次断陷活动，煤系烃源岩在经历沉降后普遍达到中成熟阶段（0.7%<R O<1.0%），部分深埋区烃源岩达到高成熟阶段。黄骅坳陷沉降中心也开始由南向北迁移，但南部烃源岩的演化程度仍高于北部［图10（b）］。燕山运动晚期（晚白垩世），渤海湾盆地整体受挤压并被抬升剥蚀，生烃暂停或极缓慢生烃。
基于地层埋藏—热史和烃源岩热演化，结合生烃热模拟实验及参数，在PetroMod软件中模拟了煤系烃源岩生气史和生油史。以黄骅坳陷南部为例，煤系烃源岩大约从130~100 Ma开始处于生油高峰期（R O>0.7%），且100 Ma前后开始进入生油间歇期。随后受构造活动影响，该区域地层被抬升和剥蚀，煤系烃源岩生烃过程逐渐暂停。直至38 Ma，地层持续快速沉降，地温快速升高，煤系烃源岩至27 Ma生油结束［图11（a）］。煤系烃源岩整体呈现早、晚2期生油的特征。然而，烃源岩进入生气阶段相对较晚，从30 Ma开始，地层迅速沉降，煤系烃源岩开始快速生气。随后由于东营组沉积末期的地层短暂抬升导致生烃暂停或极缓慢生烃。此后，随着地层快速沉降，生气速率再次加快，生气过程一直持续至今［图11（b）］。生烃热模拟结果表明，煤系烃源岩生烃阶段从低到高的产物依次是重质油、轻质油和天然气。早期生烃阶段，煤系烃源岩普遍演化至中成熟（0.7%<R O<1.0%），以生成低熟—成熟重质油为主；晚期生烃阶段，烃源岩演化至高成熟—过成熟阶段，主要生成轻质油和大量天然气。
4.2 储层改造作用分析
无论是碳酸盐岩储层还是碎屑岩储层，在约5 000 m的埋深下仍具备有效的储集空间［图12（a）］，与储层演化过程中所受的改造作用密不可分。黄骅坳陷古生界主要经历了3次埋藏和2次规模抬升（图7，图9）。在地层演化过程中，储层改造作用使其粒间孔、溶蚀孔和裂缝发育［图12（b）］。初次埋藏阶段为早二叠世至中三叠世，此阶段储层主要经历压实作用，粒间体积急剧缩小；初次抬升阶段为中—晚三叠世，三叠系遭受强烈剥蚀，二叠系局部出露地表，上古生界储层经历大气淡水淋滤，导致长石等矿物大量溶解。奥陶系被抬升至近地表，强烈的断裂褶皱改造和岩溶作用叠合，在奥陶系中形成缝洞体；二次埋藏阶段为中生代，此时烃源岩处于低熟—成熟阶段［图10（b）］，煤系烃源岩大量生成有机酸，储层遭受强烈的有机酸溶蚀。油气藏中气分析数据表明油气藏中CO2大量存在，其摩尔分数介于3%~8%之间。此外，包裹体中也检测出CO2气体，证实有机酸溶蚀过程的存在。另外，烃类充注作用对石英次生加大具有抑制作用，使孔隙空间更好地保存下来［37］。荧光及阴极发光薄片观察结果显示，早期溶孔中充填了大量炭质沥青（图9），证明了早期暴露、有机酸溶蚀及原油充注对石英加大的抑制作用为早期油气成藏创造了良好的储集空间；二次抬升阶段为白垩纪中、晚期，上白垩统被剥蚀殆尽；三次埋藏阶段为新生代，地层持续沉降，此过程中煤系地层持续生成有机酸或二氧化碳，使得长石、方解石等矿物遭受溶蚀［38］。此外，在经历中—新生代多期次构造活动改造后，古生界储层发育大量构造裂缝，为烃类聚集创造良好的空间。此外，晚期烃类包裹体多在裂缝中成串或成群分布，指示了裂缝为烃类的优势储集空间（图13）。
4.3 油源断裂活动
以沧东断层为例，沧东断层中段于早—中侏罗世开始逆冲，活动速率为-10 m/Ma。在晚侏罗世—早白垩世经历负反转作用，转变为张性伸展断层，活动速率为20.5 m/Ma。黄骅坳陷在晚白垩世处于挤压的应力环境下，活动速率为-13 m/Ma。新生代断层表现为强烈的伸展活动，沧东断层在沙河街组三段—二段沉积期断层活动到达顶峰，活动速率达113 m/Ma，随后断层活动性减弱，步入消亡期（图14）。
4.4 成藏要素匹配及成藏过程
煤系烃源岩演化、储层改造、油气源断裂活动及油气充注期次在时空上的良好匹配是黄骅坳陷古生界油气成藏的必要条件。如油气充注综合模式图（图9）所示，印支期表生岩溶作用、喜马拉雅期的地层溶蚀及构造活动创造了良好的储集空间，煤系烃源岩在早—中白垩世的大量生油为油气成藏提供良好的物质基础，中白垩世的强烈断裂活动为油气运聚创造了高效输导通道。其结果是，大量低熟—成熟原油及少量天然气在中白垩世成藏。然而，晚白垩世强烈构造抬升使得早期油气藏遭受破坏，储层中残余大量炭质沥青。喜马拉雅期强烈断陷活动不仅使储层形成大量构造裂缝并提升了储集物性，断裂也成为油气运聚的优质输导通道。与此同时，有机酸溶蚀及奥陶系经历的埋藏热液岩溶作用也使古生界储层的储集性有所提升［29］。煤系烃源岩在经过喜马拉雅期的持续深埋后达到高—过成熟演化阶段，生成大量天然气和高熟原油。第二期规模成藏发生于古近纪晚期至今，以大量天然气和少量高熟原油成藏为主。
5 煤系油气成藏模式探讨
目前中国煤系油气成藏分为3种基本类型，分别为源内或近源成藏型、远源成藏型（有调整）和远源成藏型（无调整）。具备典型煤系油气源内或近源成藏特征的盆地如鄂尔多斯盆地、吐哈盆地和四川盆地［图15（a）］，煤系气通常在巨大生烃压力下以体积流或扩散流的方式进入烃源岩内部砂体或与煤系相邻的砂体中，形成大面积、低丰度、甜点富气的气藏［6-7，10］。具备典型煤系油气远源成藏特征（无调整）的盆地为琼东南盆地［图15（b）］，煤系油气被排出后一般沿各类输导层运移至上部有利圈闭内聚集成藏。然而，琼东南盆地煤系油气成藏是具有特殊地质背景的，凸起的盐丘切割了煤系烃源岩，强输导性的断层或不整合面直接沟通了烃源岩和有效圈闭，油气直接沿优势输导层进入圈闭［9］。具备典型煤系油气远源成藏特征（有调整）的地区如塔里木盆地库车坳陷、四川盆地和吐哈盆地［图15（c）］，油气早期充注于近源砂体或大型背斜构造带中。后期构造作用对原生油气藏造成一定程度的破坏，早期近源油气藏中的油气被调整至上部有利圈闭中，形成次生油气藏［5，8，11］。
受多期构造活动影响，黄骅坳陷构造特征复杂，煤系油气呈现多层系富集的特征，既可在源内岩性砂体中成藏，也能向下进入奥陶系储层，还可以沿复式输导体系进入源上储集体（图16）。黄骅坳陷煤系地层油气成藏兼具国内典型油气成藏模式中近源成藏和远源成藏的特征，更重要的是具有调整成藏特征。前文已经提及，源内储层包裹体特征证实其经历了早期油气聚集过程，但频繁的构造活动使早期聚集的油气被调整至其他圈闭中。现今黄骅坳陷油气圈闭多沿断裂带分布的现象也佐证了断裂对油气的调整作用。油气优先富集于煤系地层内部岩性砂体也符合油气“近源富集成藏”理论［30］。此外，钻井过程中钻遇煤系内部砂体时一般会有强烈的烃类显示，推断现今煤系烃源岩不断生成的油气仍优先进入近源砂体中。因此，根据黄骅坳陷煤系油气成藏特征，初步提出煤系“油气中转站”成藏模式，即油气优先在源内或近源储集体中聚集，后期由于构造活动改造，油气由“中转站”向油气低势区调整富集。如图16所示，存在于煤系内部或邻近烃源岩的砂体在油气成藏初期可优先捕获被排出的烃类，后期构造活动使早期聚集的油气散失或运移至低势区形成次生油气藏。“油气中转站”型油气圈闭的存在降低了烃类散失的风险，有助于提高油气聚集效率。
油气成藏早期，类比鄂尔多斯盆地近源油气充注模式，认为黄骅坳陷石炭系内部大面积分布的障壁岛砂体及与烃源岩邻近的二叠系砂体可优先捕获煤系油气，油气在巨大的生烃压力下通过构造裂缝或微裂缝进入近源储集层中。此外，在断裂发育、排烃压力大的区域，煤系油气也可沿断裂进入源下裂缝—溶蚀孔洞型碳酸盐岩储集体和源上裂缝—溶蚀孔隙型层状砂体储集层（图16）；晚白垩世，大规模构造抬升使得早期油气藏遭受破坏（图9）；古近纪中期开始，伴随着地层的不断沉降，煤系烃源岩逐渐演化至成熟—高成熟阶段，排出大量天然气和少量轻质油。在断裂活动较弱时，煤系油气就近聚集于源内或近源砂体中。随着断裂活动的逐渐增强，已经聚集成藏的油气沿断裂向低势区调整，主要向二叠系层状砂岩中聚集，也可向更远的中生界甚至古近系砂体中运移。另外，在强大的二次生烃压力下，在源内或近源砂体发育较少且断裂输导性强的区域，煤系油气可直接沿断裂运移至源下或源上储集体中，具备远源运移（无调整）成藏特征（图16）。
6 结论
（1）渤海湾盆地黄骅坳陷煤系烃源岩保存完整、分布范围广，综合评价其生烃级别为中—好烃源岩。煤系油气在纵向上分布于奥陶系、石炭系—二叠系、中生界和古近系。按照源—藏位置关系总结出3种成藏组合：①源下成藏组合；②源内成藏组合；③源上成藏组合。
（2）构造演化控制了烃源岩早、晚2次生烃过程：一次生烃生成低熟原油和少量天然气，二次生烃生成大量天然气和少量高熟原油。油气2期成藏：第一期成藏发生于中白垩世，低熟原油和少量天然气主要储集于粒间孔及溶蚀孔隙中。晚白垩世的构造抬升使古油藏遭受破坏。第二期成藏发生于古近纪中期至今，大量天然气和高熟原油主要储集于溶蚀孔隙和构造裂缝中。
（3）总结国内煤系油气成藏有3种类型，分别为源内或近源成藏型、远源成藏型（有调整）、远源成藏型（无调整）。根据黄骅坳陷煤系油气成藏特征，初步提出煤系油气“中转站”成藏模式，即油气优先在源内或近源储集体中聚集，后期由于构造运动改造，油气由“中转站”向低势区调整富集。综合分析认为中国煤系油气普遍具有早期近源聚集，后期构造调整成藏的特征。且油气“中转站”型圈闭的存在降低了烃类散失的风险，有助于提高油气聚集效率。
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