0 引言
黄骅坳陷发育歧口和沧东2个主要生油气凹陷［5］，古近系泥页岩和石炭系—二叠系煤系泥页岩为全区的主力烃源岩［6-11］。针对石炭系—二叠系烃源岩评价，前人［12-16］已经做了大量研究工作。国建英等［17-18］、王振升等［19］对QS1井高成熟天然气和歧口凹陷的天然气成因类型开展了较为系统的研究。对于上古生界的成藏条件，有些学者也在近几年开始进行有意义的探讨。金凤鸣等［4］论述了乌马营潜山油气藏的形成与聚集特征，赵贤正等［5］对黄骅坳陷古生界碳酸盐岩潜山和上古潜山的成藏要素进行了总结。由于黄骅地区遭受了强烈的造山运动改造，油气成藏条件非常复杂，该领域持续增储上产面临与成藏规律相关的一系列地质问题［20］。目前，从整个大港探区的角度开展天然气成藏的研究相对较少，针对深层天然气的研究也不够深入［21-22］，特别是针对石炭系—二叠系天然气成藏、富集规律深度系统的研究工作才刚刚起步。因此，深入认识渤海湾盆地北部上古生界油气藏地质特征，研究油气差异富集模式，对有效支撑油气勘探部署至关重要［5-20］。
本文对大港探区钻遇石炭系—二叠系的65口重点探井的录井、测井解释资料进行统计分析，研究20口井的地质地球化学和岩心分析数据、高精度三维地震解释成果和储层沉积相及岩相数据，开展烃源岩丰度和成熟度、烃源岩生烃模拟、储层特征分析、成藏期次和成藏模式等综合研究，结合近几年的勘探成果，从气源、储层以及成藏3个方面深入系统分析成藏规律，创新性构建了黄骅坳陷上古生界“两期排烃、源储叠置、晚活调整充注”的天然气成藏模式，提出大港探区石炭系—二叠系天然气成藏有利条件及下一步勘探方向，对渤海湾盆地深入探索上古生界勘探潜力具有重要意义。
1 地质背景
上古生界和中、下三叠统沉积期，大港探区是晚古生代克拉通内坳陷盆地的一部分，发育海陆交互相沉积，厚度为800~1 200 m。总体古地貌特征为北高南低，物源来自北部。晚二叠世后，古秦岭—大别山海槽开始闭合，发育了以河湖相砂泥质沉积组合为主的上二叠统上部石千峰组和中、下三叠统。中、下三叠统零星残留在北塘、沧州等地，厚度为0~900 m，其原型盆地可能仍是大型的克拉通内部坳陷盆地。晚三叠世受太行山以东地区大面积隆升，大港探区缺失上三叠统［24］。
2 石炭系—二叠系煤系烃源岩发育广泛
大港探区石炭系—二叠系总体上是在海退背景下形成的，以海陆交互相含煤地层和陆相碎屑岩沉积为主。石炭系发育本溪组和太原组，二叠系自下而上发育山西组、石盒子组和石千峰组。太原组基本属于陆表海沉积，山西组显示出一种由海到陆的过渡，这种沉积类型的变迁形成了广泛分布的二叠系山西组和石炭系太原组煤系烃源岩，平面分布达9 589 km2。
2.1 烃源岩空间展布特征
大港探区石炭系—二叠系发育煤、炭质泥岩和暗色泥岩3种烃源岩，主要沉积中心位于孔南和埕海—歧南地区。煤系烃源岩主要分布在山西组和太原组（图2），石炭系本溪组只在局部地区零星分布。其中石炭系太原组为滨海沼泽相沉积，煤系烃源岩厚度大，且平面分布稳定；二叠系山西组为海陆过渡相三角洲沉积，与太原组相比，烃源岩厚度相对较薄，平面分布稳定性较差，厚度为10~25 m，局部地区可达30 m，单层厚度为1.0~3.9 m，山西组与太原组相比，煤层总厚度和单层厚度都明显减薄，平面分布不稳定。炭质泥岩在纵向上的分布与煤层具有相同的变化规律，石炭系的炭质泥岩厚度为20~70 m，二叠系为10~50 m。暗色泥岩在孔南地区和歧口凹陷都以二叠系的厚度较大，在王官屯—乌马营—黑龙村地区石炭系暗色泥岩为50~150 m，二叠系为100~250 m，歧口凹陷埕海地区石炭系为50~100 m，二叠系为100~175 m。3种烃源岩相比，山西组暗色泥岩分布稳定，连片性好，太原组暗色泥岩主要分布在南部和东北部（图2）。
2.2 烃源岩有机质丰度与生烃潜量
表1 大港探区有机碳含量统计Table 1 The total carbon content statistic of Dagang exploration area |
| 地区 | 煤岩有机碳含量 | 暗色泥岩有机碳含量 | 炭质泥岩有机碳含量 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 范围/% | 平均/% | 范围/% | 平均/% | 范围/% | 平均/% | |
| 歧口 | 25.3~67.4 | 41.50 | 2.0~4.5 | 3.20 | 10~17.5 | 14 |
| 孔南 | 29~89.3 | 56.40 | 2.0~3.5 | 3.00 | 10~15 | 12 |
| 王关屯 | 50~70 | 58 | 2.0~4.5 | 3.20 | 10~15 | 12 |
| 乌马营 | 50~75 | 60 | 2.0~3.0 | 2.50 | 10~15 | 12 |
大港探区太原组烃源岩氢指数（I H）从数十到近500 mg/g都有，母质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2—Ⅲ型，其中，煤以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，炭质泥岩以Ⅱ2型为主，暗色泥岩以Ⅱ2—Ⅲ型为主；山西组烃源岩氢指数（I H）分布范围宽，最高可达750 mg/g，母质类型全，但主体仍以Ⅱ2—Ⅲ型为主。煤岩生烃潜量一般为93~154 mg/g，煤岩最大生烃潜量为175.8 mg/g，其中中区煤岩生烃潜量为83.6~175.7 mg/g，平均值为102 mg/g，南区煤岩生烃潜量为68~154.03 mg/g，平均值为88.3 mg/g。煤系地层炭质泥岩平均有机碳含量为11%~14.6%，暗色泥岩的有机碳含量平均值为1.6%~2.57%，以埕海—南大港—北大港和孔西—王官屯—乌马营地区丰度较高，炭质泥岩的生烃潜量平均值为21.6~29 mg/g，氢指数一般大于150 mg/gTOC，暗色泥岩的生烃潜量平均值为2.2~3.7 mg/g［图3（b）］。
表2 渤海湾盆地石炭系—二叠系煤系泥岩和炭质泥岩有机质丰度评价标准(据文献[28])Tabel 2 The mudstone and carbonaceous mudstone organic richness assessment criteria of Carboniferous-Permian in Bohai Bay Basin(from Ref.[28]) |
| 烃源岩 类型 | 评价参数 | 分级评价标准 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| 好 | 中 | 差 | 非 | ||
| 泥岩 | TOC/% | >3.0 | 3.0~1.5 | 1.5~0.5 | <0.5 |
| 氯仿沥青“A”/% | >0.1 | 0.1~0.05 | 0.05~0.01 | <0.01 | |
| （S 1+S 2）/（mg/g） | >6.0 | 6.0~2.5 | 2.5~0.5 | <0.5 | |
| HC/10-6 | >400 | 400~200 | 200~120 | <120 | |
| 炭质泥岩 | 氯仿沥青“A”/% | >0.4 | 0.4~0.3 | 0.3~0.2 | <0.2 |
| （S 1+S 2）/（mg/g） | >35 | 35~25 | 25~15 | <15 | |
| TOC/% | >20 | 20~15 | 15~10 | <10 | |
表3 渤海湾盆地石炭系—二叠系煤的有机质丰度评价标准 (据文献[28])Tabel 3 The coal organic richness assessment criteria of Carboniferous-Permian in Bohai Bay Basin(from Ref.[28]) |
| 评价参数 | 分级评价标准 | |||
|---|---|---|---|---|
| 好 | 中 | 差 | 非 | |
| （S 1+S 2）/（mg/g） | >230 | 230~160 | 160~110 | <110 |
| I H/（mg/g） | >300 | 300~220 | 220~150 | <150 |
| （壳质组+腐泥组）/% | >30 | 15~30 | 5~15 | <5 |
| 氯仿沥青“A”/% | >3.5 | 3.5~3.0 | 3.0~1.5 | <1.5 |
2.3 烃源岩热演化特征
实测R O及拟合曲线推算未钻达地层的R O显示，大港探区石炭系烃源岩R O值一般为0.60%~2.10%。仅南部少数井（如BG1、J9x1等井）R O值发生明显突变，推测烃源岩受火成岩烘烤影响，R O值明显变高，其他地区也有火山岩的催熟作用。剔除火山岩烘烤作用的影响，R O值与深度有较好的相关性。在3 000 m埋深以浅的深度范围内，R O值分布于0.5%~0.8%内，变化趋势不明显，埋深大于3 000 m的深层，R O值开始逐渐增高，在5 200 m左右R O值达到1.30%，进入凝析油湿气阶段，据此趋势推算，在埋深6 600 m进入过成熟干气阶段［图3（c）］。
大港探区石炭系—二叠系烃源岩经历不同埋藏史，形成一次生烃和二次生烃。以乌深1井为例，石炭系—二叠系经历了埋藏—抬升—再埋藏的构造升降过程。三叠纪—早侏罗世，煤系烃源岩R O值为0.5%~0.75%，进入生烃阶段，为第一期生烃期。此后经历一次抬升剥蚀，烃源岩演化中止。古近纪开始，盆地经历快速沉积过程，形成了巨厚的孔店组及以上地层，R O值持续增高，目前已达1.0%~1.6%，再次具备良好的生气条件，烃源岩进入二次生烃期（图4）。总之，研究区经受了多次沉积间断和大规模的抬升剥蚀才形成现今的地层分布状况，期间还经历了火山岩的催熟作用，因此，烃源岩现今热演化程度是多期生烃和异常热作用共同累加的结果。
3 石炭系—二叠系发育多种储集类型
3.1 储层物性特征
大港探区石炭系—二叠系储层以低孔、低渗为主，孔隙度小于8%的储层在石炭系占91%、二叠系占63%。储层整体致密，局部（断层、溶蚀发育区）存在“甜点”（表4）。石炭系的碎屑岩储层占64.93%，是主要的储集岩类；碳酸盐岩储层占29.66%。二叠系主要的储集岩类也为碎屑岩储层，占89.8%，火山岩储层占8.0%，碳酸盐岩储层占2.2%，二叠系储层主要发育于三角洲相带中。
表4 石炭系储层孔隙度统计Table 4 Statistical table of porosity of Carboniferous reservoir |
| 层位 | 岩石类型 | 孔隙度平均值 /% | 孔隙度最大值 /% | 孔隙度最小值 /% |
|---|---|---|---|---|
| 石炭系 | 火山岩 | 4.47 | 10.57 | 1.01 |
| 碎屑岩 | 5.91 | 35.00 | 0.45 | |
| 碳酸盐岩 | 3.59 | 20.00 | 1.01 | |
| 二叠系 | 火山岩 | 3.11 | 20.794 | 1.03 |
| 碎屑岩 | 9.58 | 38.51 | 1.15 | |
| 碳酸盐岩 | 4.87 | 26.05 | 1.02 |
石炭系储层储集空间包括原生孔隙、次生孔隙及微裂缝等，次生孔隙最为发育，占比达72.73%，包括铸模孔、长石溶孔、杂基溶孔、泥岩岩屑溶孔、喷出岩岩屑溶孔及粉砂岩岩屑溶孔等，其中长石溶孔及杂基溶孔相对其他次生孔隙而言较为发育。石炭系在侏罗纪发生过一次生烃和油气运聚，储层中保存有一定原生孔隙，占比18.18%，而微裂缝受构造、岩石脆性和节理等影响，不同构造带、不同岩性发育程度有别，统计数据显示，整体占比为9.09%。此外石炭系后期遭受多次大的构造活动，储层中构造裂缝带发育占整个储层厚度的60%以上，有效改善了致密储层的连通性和储集空间。
3.2 储层次生改造作用
4 石炭系—二叠系天然气成藏主控因素及成藏模式
4.1 气源主要来自石炭系—二叠系煤系烃源岩
4.2 2期排烃、晚期充注成藏
大港探区石炭系—二叠系天然气成藏时间具有2期成藏，早油晚气，晚期为主的特征。第一期油气充注时间较早，推测为白垩纪早期，在营古1井二叠系下石盒子组砂岩样品包裹体中发现粒间孔隙中填充大量的炭质沥青［图8（a）］，均一温度在80~90 ℃之间［图8（d）］，是早期油气充注的证据［5］。该时期源岩进入生烃门限，但热演化程度较低，以生油为主。主力成藏期发生在东营组沉积末期，此时煤系烃源岩进入二次生排烃期，油气充注持续过程较长，包裹体均一温度表明，130~150 ℃为主要分布区间，对应沙三段沉积晚期至馆陶组沉积晚期（距今约40~15 Ma），之后，在明化镇组沉积末期，全域构造抬升，经历地层剥蚀且大量断层持续活动，为油气二次侵入提供了运移通道，对先期形成的油气藏起到一定的调整（图4，图8）。
4.3 源储叠置、近源聚集成藏
大港探区石炭系—二叠系的下石盒子组底部和中上部砂体规模分布，单层厚度大，局部厚度可达25 m以上，横向延伸远（可达10 km以上）；太原组上部砂体次之，发育2~3套砂组，较稳定分布（图9）。纵向上，处于生烃中心且紧邻烃源岩的上石盒子组和太原组砂岩储层受烃源岩排烃过程中伴生的有机酸溶蚀作用强，次生溶孔相对发育；横向上，位于逆冲推覆断裂带附近的砂岩储层受复杂构造应力挤压变形，裂缝和微裂缝发育，两者叠合区储层发育。
目前已发现的石炭系—二叠系气藏均位于主力气源范围内，空间上天然气呈现就近聚集的富集特征。在乌马营—王官屯构造带上，石炭系—二叠系煤系烃源岩广泛发育，经历过二次生烃过程，二次生气强度>200×108 m3/km2，煤系气源充足。在该构造带上，上古生界发育有3套有利储盖组合，包括石千峰组泥岩与上石盒子组砂岩、上石盒子组区域性红色泥岩与下石盒子组顶部含砾砂岩、太原组泥岩及煤系地层与太原组细砂岩。具有源储叠置的特点，使得煤、炭质泥岩和湖相泥岩生成的不同种类天然气能够近源聚集成藏。通过对王古1井和乌深1井等井开展岩石吸附气碳同位素分析，发现不同含气层与紧邻的气源岩具有对应的碳同位素，乌深1井5 460~5 496 m试油井段与上覆煤层相距较近（约90 m），天然气同位素与煤岩烃源岩相似；王古1井3 830.2~3 867 m和4 514.6~4 580 m 2套试油井段与煤层相距较远（约220 m），天然气同位素与泥岩烃源岩更相似，油气具有原生、就近聚集特征（表6）。
表 6 乌马营地区碳同位素特征Table 6 Isotope characteristics of natural gas of Wumaying area |
| 井号 | 深度/m | 层位 | δ13C1/‰ | δ13C2/‰ | δ13C3/‰ | δ13C4/‰ | 来源 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 营古2 | 4 702.8~4 734. 2 | 二叠系 | -33.86 | -24.38 | -23.22 | 文献［18］ | |
| 营古1 | 4 738.0~4 760.0 | 二叠系 | -33.4 | -21.9 | -22.1 | -23.3 | 文献［18］ |
| 营古1 | 4 789.0~4 874.0 | 二叠系 | -33.21 | -21.88 | -22.11 | -22.94 | 文献［18］ |
| 营古1 | 4 959.4~4 987.7 | 二叠系 | -36.4 | -20.9 | -21.2 | -22.5 | 文献［18］ |
| 王古1 | 3 830.2~3 867.0 | 二叠系 | -35.5 | -25.4 | -23.5 | -24.5 | |
| 王古1 | 3 830.2~3 867.0 | 二叠系 | -35.3 | -25.7 | -23.7 | -24.3 | |
| 王古1 | 4 514.6~4 580 | 奥陶系 | -33.03 | -25.37 | -25.05 | -26.49 | |
| 乌探1 | 4 958. 2~4 997.2 | 二叠系 | -35.72 | -22.18 | -20.33 | -20.39 | 文献［18］ |
| 乌探1 | 4 958. 2~4 997.2 | 二叠系 | -35.8 | -22.26 | -20.34 | -20.3 | 文献［18］ |
| 乌深1 | 5 460. 0~5 496.0 | 奥陶系 | -38 | -22.4 | -22.1 | -24.1 | |
| 乌深1 | 5 456. 0~5 515.0 | 奥陶系 | -38.5 | -22.4 | -22.1 | -24.1 | |
| 乌深1 | 5 630. 0~5 647.0 | 奥陶系 | -36.8 | -23. 00 | -22.7 | -23.6 |
4.4 断裂晚期活动对气藏起到一定调整作用
在石炭系—二叠系沉积时期，我国北方是统一的华北盆地，为一套海陆过渡相和陆相沉积，随着中生代太行山的隆升，太行山以西的鄂尔多斯盆地下降，上古生界生成的天然气得以保存，太行山以东抬升，比如沁水盆地和南华北盆地（包括渤海湾盆地）生成的天然气遭到一定程度的破坏［34］。研究区上古生界具有优质的烃源岩和储层条件，成藏主要受制于抬升破坏程度和保存条件。
港东、港西气田是典型的晚期调整气藏，源内断层的活动性起到非常重要的成藏控制作用。位于港东断层下降盘的滨深22气藏，构造稳定，断裂以源内沟源断层为主，保存条件好，位于优质烃源岩发育区，形成自生自储型气藏，天然气富集程度高。而位于滨海复杂断裂区的滨深3X1井，发现多套油气层，层系虽多，但天然气聚集规模较小，仅高点富集。原因就是源外断裂发育，后期活动强，早先形成的气层保存条件差，沿断层多次运移。
石炭系—二叠系潜山其上主要发育3类源外断层，“早活晚停”型断层，对石炭系—二叠系储层起到一定改造作用；“早活持续”型断层，对石炭系—二叠系起到构造定山、储层改善和油气纵向输导等作用；“浅层晚活”型断层可对前期已经形成的油气藏起到一定调整作用，部分油气沿继承型持续活动的张性断层向上运移至浅层再次聚集成藏或逸散，形成现今顶气、中油和下气的气藏分布格局［图10（c）］。
4.5 天然气充注方式和通道决定成藏部位
分析不同气源、不同输导方式和途径，可有效预测重点勘探层系分布［26］。通过对已发现油气藏进行解剖分析，研究区具有单源和混源的天然气来源，天然气的输导方式主要是沿断层、裂缝发育带、连续砂体输导层运移，典型气藏有3种主要的成藏机制，即新生古储近源聚集、古生古储源储叠置聚集和晚活调整混源气充注成藏。
东光气藏是以断层与古近系源岩侧向对接沟通源岩，天然气沿断层面和不整合面向石炭系—二叠系储层运移聚集，乌马营—王官屯潜山气藏为石炭系—二叠系气源自生自储或上生下储，沿不整合面、源储接触位置的优势砂体、裂缝或断层面运移，并于近源聚集；北大港潜山为混源潜山气藏，在构造高部位缝网输导层和储集体系中运聚成藏，受不同气源和输导通道共同控制，形成多套叠置混源，晚期气侵为主的气层，富集于近断层孔缝发育层段，烃源岩—输导层共同作用控制天然气聚集部位（图10）。
因此，从成藏的主要控制作用分析，认为准原地烃源岩、次生改造储层和断层活动性是制约研究区上古生界天然气成藏的主控因素；从“源、输、改、聚“的角度，可将本区的主要成藏模式概括为“两期排烃、源储叠置、晚活调整充注”。
5 天然气有利勘探方向
研究区歧北—埕海和乌马营—王官屯发育两大煤系生烃中心，最大生气强度可达200×108 m3/km2，生气总量近42×1012 m3，为气藏形成提供了丰富的物质基础。在生烃中心及其附近发育石炭系—二叠系大型辫状河扇三角洲砂体储层，以低孔低渗为主，整体致密，孔隙度一般在3%~10%之间，局部［风化壳、断裂、烃源岩（溶蚀孔）发育区］存在“甜点”，为天然气规模成藏提供了有利空间。新近纪以后的断裂活动减弱以及石炭系—二叠系上覆沙四、沙三段区域泥岩盖层有利于天然气的保存。生烃早期已经形成的洼中宽缓构造和斜坡断垒、断鼻等构造带—乌马营—王官屯洼中宽缓构造带、舍女寺斜坡断鼻带、东光东翼斜坡断鼻带、歧北低斜坡断垒带、埕海断阶带、羊二庄斜坡断阶带为天然气长期聚集提供了有利圈闭条件。
根据研究区天然气成藏主控因素和成藏模式，结合三维地震资料精细解释、烃源岩生烃潜力和储层岩性等综合评价结果，识别出以古生古储源储叠置聚集和晚活调整混源气充注成藏为主的未来增储的3个有利目标区，分别是中南部乌马营—王官屯洼中、南部东光东翼低斜坡和研究区中北部歧北低斜坡，以二叠系下石盒子组和山西组为主要勘探目的层。这3个有利构造带或位于生烃中心，或紧邻生烃中心，生储互层，规模分布，构造及岩性复合圈闭形成时间早，发育沟源断层，加之主要生烃时间晚（主生烃期发生在古近纪），易于天然气后期保存［29］，具备规模成藏有利条件。
6 结论
通过渤海湾盆地大港探区石炭系—二叠系的地震、钻井、地质、地球化学综合研究，认为大港探区是渤海湾盆地石炭系—二叠系保留较完整的探区，古生界发育多套储盖组合，具备优质的烃源岩条件，生气强度大，源储叠置，成藏条件有利，具有重大的勘探开发潜力。
（1） 大港探区石炭系—二叠系发育煤、炭质泥岩和暗色泥岩3种煤系烃源岩，煤系地层富氢组分含量高、生烃能力强，煤和炭质泥岩的类型相对稳定，具备规模生气并伴生一定原油的能力。石炭系烃源岩经历了埋藏—抬升—再埋藏的地质过程，形成一次和二次生烃。
（2） 石炭系—二叠系沉积主要为海陆过渡相—陆相沉积，以碎屑岩与碳酸盐岩为主的储层类型，碎屑岩储层占绝对优势，以低孔低渗为主。储集空间包括原生孔隙、次生孔隙及微裂缝等，次生孔隙最为发育。
（3） 上古生界发育有3套有利储盖组合，具有源储叠置的特点，使得煤、炭质泥和湖相泥岩生成的不同种类天然气能够近源聚集成藏。准原地烃源岩、次生改造储层和断层活动性是上古生界天然气成藏的主控因素，提出了黄骅坳陷上古生界“两期排烃、源储叠置、晚活调整充注”的天然气成藏模式。
（4） 大港探区上古生界天然气勘探潜力大，成藏条件好，是未来天然气勘探的现实领域，其中深层洼中宽缓潜山带和斜坡断垒潜山带是有利的勘探方向，提出了乌马营—王官屯洼中、东光东翼低斜坡、歧北低斜坡3个未来规模勘探增储的有利目标区。
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