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潜山油气藏一直以来是油气勘探重要的方向，目前在全世界范围内已发现了众多的潜山油气藏。1916年在俄克拉荷马州发现的Healdton油田被认为是世界上最早被发现的潜山油气田（Dake and Bridge，1932）。有目的、有计划的潜山油气藏钻探是委内瑞拉马拉开波盆地的拉巴斯油田，并取得了巨大成功（P'an，1982）。随后，在巴西、利比亚、阿尔及利亚、埃及和俄罗斯等世界各地均发现了潜山油气藏（P'an，1982; Zhao Xianzheng et al.，2015; Uzkeda，2020; Yasin et al.，2022）。我国最早发现的潜山油田是1959年在酒西盆地发现的玉门鸭儿峡潜山油田，20世纪70年代在渤海湾盆地又相继发现了义和庄潜山油田及兴隆台、曙光、东胜堡等太古宇和中新元古界潜山油田（Zhao Xianzheng et al.，2015）。目前，已在我国东部渤海湾盆地冀中、济阳、辽河、黄骅、渤中和东濮等坳陷以及西部准噶尔、塔里木、二连等盆地发现了众多潜山油气田。近几年的勘探成果显示，成藏机理复杂的潜山油气藏具备良好的勘探前景，为油气资源接替的重要领域（赵贤正等，2014; Zhao Xianzheng et al.，2015; 金凤鸣等，2019）。
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前人对渤海湾盆地潜山油气成藏进行了大量的研究，取得了丰硕的理论成果，如辽河油田建立的“变质岩、花岗岩潜山内幕成藏理论”，华北油田提出的“隐蔽型潜山油气成藏理论”以及胜利油田提出的“多样性潜山成因、成藏理论”均不同程度指导了潜山油气勘探（赵贤正等，2014; Zhao Xianzheng et al.，2015; 蒋有录等，2015）。潜山成藏理论的研究工作主要侧重于油气藏的形成条件、分布规律、主控因素和成藏模式等方面，如前人认为渤海湾盆地潜山油气富集程度受凹陷富油气性、烃源岩层系、优质储层发育规模以及供烃窗口等因素控制，并建立了“源-储-导”三元耦合控藏模式，其中储集条件为首要条件（蒋有录等，2015）。而邓运华（2015）认为潜山圈闭位置、储层岩性、运移、盖层条件是渤海海域基岩潜山油气成藏的主控因素，且其中圈闭位置决定油源供给，在富生烃凹陷内或紧邻生烃凹陷是潜山成藏的最重要条件。可以发现，不同潜山油气成藏条件和过程具有复杂性和差异性特征，因此针对不同潜山油气成藏主控因素和成藏模式应该“具体问题具体分析”。
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冀中坳陷位于渤海湾盆地西部，是一个中、新生代多旋回陆相叠合型盆地。潜山油气藏一直是冀中坳陷重要的勘探领域，随着勘探程度的不断深入，规模大、易发现的潜山油气藏已基本钻探殆尽（蒋有录等，2020; 田建章等，2022），而成藏机理复杂、难发现的潜山油气藏已成为冀中坳陷油气资源接替的至关重要方向（Zhao Xianzheng et al.，2015; Liu Nian et al.，2017）。束鹿凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷的南部（图1a），潜山油气藏同时具有天然气、凝析油、正常油至重质油等多种不同物理性质的油气（Cai Chuan et al.，2022）。东部洼中隆和西部斜坡潜山的油气性质存在明显差异，其中洼中隆潜山为含天然气的轻质油藏，而斜坡潜山为正常油-重质油藏（王元杰等，2021）。探勘早期发现了台家庄和荆丘两个洼中隆潜山油气藏和南小陈潜山油藏，2014年在束鹿西斜坡钻探的晋古17井和晋古20井却以失败而告终。近年来，在西部斜坡带钻探的晋古21井、晋古22井、晋古23井、晋古14-1井以及晋古33井均获高产工业油流（黄远鑫等，2018; 王丹君等，2021），表明冀中坳陷南部潜山油气勘探具有较大潜力，同时也暗示潜山油气成藏机理较复杂。束鹿潜山带已发现的油气主要位于东部凹陷中的洼中隆、西斜坡带的北段和南段，含油气层系主要为奥陶系峰峰组（O2f）和上、下马家沟组（O2s+x）。目前，关于束鹿潜山带油气成藏机理方面的研究较少，主要集中在烃源岩生烃潜力、潜山油气藏特征与分类、原油地球化学性质与来源以及油气成藏潜力等方面的研究（张林炎等，2011; Li Qing et al.，2016，2017; 黄远鑫等，2018; 朱洁琼等，2019; 王丹君等，2021; 王元杰等，2021; 王鹏等，2022; Cai Chuan et al.，2022）。另外，针对束鹿凹陷西斜坡潜山带油气成藏主控因素，前人做过一些总结，主要认为盖层有效性和侧向封闭性是斜坡带油气成藏的关键因素（黄远鑫等，2018; 朱洁琼等，2019），但对于整个束鹿潜山带油气藏的解剖、成藏主控因素的剖析以及成藏模式建立还未系统地研究和总结，严重制约了研究区下一步的油气勘探。因此，本文基于大量的钻井、测录井、地球化学资料、样品测试与分析以及盆地模拟的方法，系统剖析了束鹿潜山带不同类型潜山的油气成藏条件，揭示了油气成藏主控因素，并建立了油气成藏模式，研究成果可为研究区潜山带油气成藏机理的认识和油气勘探的决策提供科学依据。
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1 地质概况
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1.1 区域地质特征
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束鹿凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷的南部，是在古生界基底上发育的东断西超的狭长单断箕状凹陷（图1a）。东南以新河断层为界，西部以斜坡形式过渡为宁晋凸起，北部受衡水断裂控制。整个凹陷自西向东可分为凸起带、斜坡带和洼槽带，两条近东西走向断层又将东部洼槽划分为南、中、北部三个次级洼槽，并形成两个小型古隆起。其中，西部斜坡带和东部洼槽的洼中隆是油气运移的有利指向区（图1c）。束鹿凹陷经历了加里东期稳定沉降、印支-燕山期褶断发展、喜马拉雅早期断陷和喜马拉雅晚期区域拗陷四个构造演化阶段（邱隆伟等，2006）。寒武系—奥陶系碳酸盐岩潜山基底之上沉积了巨厚的新生界，从下至上包括沙河街组（Es）、东营组（Ed）、馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）和平原组（Qp）（图1b）。古近系沙河街组三段下亚段（Es3x）为研究区主要的烃源岩（Li Qing et al.，2017; 王元杰等，2021）。目前发现的油气均位于遭受长期风化剥蚀淋滤的奥陶系（O），岩溶孔-缝-洞储层非常发育。潜山油气藏的盖层主要为上覆的古生界和新生界，其中石炭系—二叠系（C-P）、沙河街组（Es）以及东营组（Ed）泥岩均可作为有效盖层。
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1.2 油气藏类型及分布特征
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束鹿潜山带主要有两种油气藏类型（图1c），一类为受断层控制低凸起的断背斜潜山，主要分布在洼中隆; 另一类为受反向断层控制的断块潜山，主要分布在西斜坡带。洼中隆潜山为典型的断背斜潜山油气藏（图1c），奥陶系储层通过断层直接与洼槽中心的Es3x烃源岩侧向对接，披覆的C-P可作为良好的盖层，源储盖匹配关系良好（Cai Chuan et al.，2022）。原油密度和黏度较小，分别为0.757~0.836 g/cm3和0.757~3.034 mPa· s，含硫量和含蜡量分别为0.14%~0.26%和9.94%~21.02%。原油族组分以饱和烃为主，为典型的轻质油，与原油伴生的有天然气。地层压力系数为0.97~1.02，地温梯度为27.9~30.2℃/km，为正常的温压系统。储层地层水的平均矿化度为11856 mg/L，以CaCl2和Na2SO4水型为主，反映储层处于相对封闭的水文地球化学环境。
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图1 束鹿潜山带区域位置图（a）和地层柱状图（b）及油气藏剖面图（c）
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Fig.1 Location map (a) , generalized stratigraphic column (b) and cross section (c) of the Shulu buried-hill belt
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断块型斜坡潜山位于西斜坡带，由一系列北西走向、向东倾的正断层控制，属于典型的断块型潜山油藏（图1a、c）。奥陶系储层遭受了长期的风化淋滤作用，泥浆漏失严重。潜山上覆的沙河街组一段和东营组泥岩可作为良好的区域性盖层。控山反向断层的下降盘沉积的Es泥岩与潜山碳酸盐岩对接，具有良好的侧向封闭性（蔡川，2020）。原油遭受了生物降解作用（王元杰等，2021），密度和黏度较大，分别为0.867~1.062 g/cm3和11.97~14690 mPa· s，含硫量和含蜡量分别为0.16%~2.08%和4.80%~22.49%。沥青质含量高达54.7%，为重质稠油。储层压力系数为0.96~1.00，地温梯度约为29.1~30.0℃/km，为正常的温压系统。储层地层水总矿化度为1696.8 mg/L，水型为Na2SO4型，反映储层处于半开放—半封闭环境，油气保存条件一般。
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2 油气成藏条件
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2.1 油气源条件
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前人通过油-气-源对比发现，不管是洼中隆还是斜坡带，潜山原油均来源于Es3x烃源岩（刘念，2020; 王元杰等，2021）。其中，洼中隆潜山油气来自于生烃中心成熟度较高的烃源岩，而斜坡带潜山原油主要来源于生烃凹陷边缘低成熟度的Es3x烃源岩（王元杰等，2021）。束鹿凹陷Es3x为深湖相沉积，岩性以泥灰岩为主，夹少量暗色泥岩和油页岩（苏静等，2008）。该套烃源岩在平面上东厚西薄，纵向上分布范围较大，其埋深为3000~6500 m（赵贤正等，2014; Li Qing et al.，2017）。有机质丰度高，TOC平均可达1.74%，S1+S2平均可达9.56 mg HC/g rock。有机质主要来源于浮游生物和高等植物，以II1型干酪根为主（王元杰等，2021）。现今多数样品已进入生油窗口（Ro＞0.5%），少数样品还处于未成熟阶段，具有良好的生烃潜力。本文利用PetroMod软件对束鹿凹陷Es3x烃源岩进行了热成熟度史模拟，其中，生烃模型选取Easy%Ro模型（Sweeney and Burnham，1990），Es3x及其上覆各地层厚度和顶、底面埋深通过华北油田勘探开发研究院3D地震解释获取，岩性和地层分层参考油田实际的完井报告; Es3x厚度和有机地球化学参数、大地热流、热史以及岩石热物性数据参考前人成果（Li Qing et al.，2016，2017; Chang Jian et al.，2018; 蔡川，2020; 刘念，2020; 王元杰等，2021）。模拟结果表明，平面上洼槽边缘区Es3x烃源岩热演化程度较低，而洼槽中心Es3x烃源岩热演化程度较高（图2）。在Es1时期，深洼区Es3x烃源岩进入生烃门限。在东营期末期，北、中、南3个深洼成熟度达到0.5%~1.2%，以生成低熟—成熟油气为主，此时洼槽边缘区Es3x烃源岩处于未熟状态（图2a）。随着埋藏深度的增加，现今整个束鹿凹陷Es3x烃源岩均已成熟，在北、中、南三个深洼成熟度达到0.9%~2.0%，以生成熟—高成熟油气为主，此时洼槽边缘区成熟度达到0.5%~0.9%，以生成低熟—成熟油为主（图2b），可为斜坡潜山油气成藏提供较充足的油源。
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2.2 储层条件
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束鹿潜山带奥陶系储层岩性主要为泥晶白云岩、灰质白云岩和泥晶灰岩，沉积环境以潮下-潮间沉积的灰坪、灰云坪、云灰坪以及云坪等沉积微相为主（黄远鑫等，2018）。自奥陶纪晚期以来，潜山碳酸盐岩地层遭受了长达上亿年的风化淋滤作用，在古近纪以来由于新河断层的剧烈活动，发生西抬东倾的翘倾运动，导致潜山地层被大量剥蚀（ 蔡川，2020; 杜金虎，2022）。奥陶系储层储集空间类型多样，以次生的孔、洞、缝为主，偶见残余的原生孔隙。通过岩芯观察及薄片鉴定，孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔为主，可见少量铸模孔和残余粒间孔（图3）。裂缝包括构造缝、溶蚀缝和压溶缝。储层粒间溶孔主要发育在泥晶灰岩和角砾灰岩中，孔隙边缘呈不规则溶蚀港湾状（图3a、b）。粒内溶孔为颗粒内部部分被选择性溶蚀而形成的孔隙（图3a），若颗粒被完全溶尽，则形成铸模孔（图3a）。研究区奥陶系储层裂缝较发育，构造缝边缘平直、延伸远，具有明显的方向性，部分可见白云石半充填或全充填（图3c、d、f）。溶蚀缝在构造缝基础上经溶蚀扩大而形成的，裂缝边缘有明显的溶蚀痕迹，多不规则，部分可见方解石半充填（图3e）。另外，储层还发育压溶缝，多呈锯齿状，被沥青充填（图3d）。构造缝和溶蚀缝作为油气的重要储集空间，提高了储层的渗透性。奥陶系储层发育的孔隙、溶洞和裂缝可形成不同的组合系统，从而形成良好储集空间。另外，录井资料显示，潜山不整合面之下放空、漏失现象普遍，且深度分布范围较大。在凸起区漏失深度最大可达500 m，漏失量为10~100 m3，放空长度为0.1~2.2 m。斜坡区漏失深度最大可达700 m，漏失量为100~1000 m3，放空长度为0.05~4.2 m。相比之下，斜坡区的漏失量、放空长度更大，岩溶储层更加发育。
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图2 束鹿凹陷Es3烃源岩成熟度演化与供烃窗口叠合图
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Fig.2 Superposition diagram of Es3 source rock maturity evolution and hydrocarbon generation windows in the Shulu sag
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图3 束鹿潜山带奥陶系储层岩芯及镜下特征
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Fig.3 Core and microscopic characteristics of the Ordovician reservoirs in the Shulu buried-hill belt
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（a）—泥晶灰岩发育粒间孔、粒内孔和铸模孔，晋古23井，1621 m;（b）—角砾灰岩发育粒间孔，晋古39井，1915 m;（c）—泥晶灰岩发育多期构造缝，晋古21井，1765.2 m;（d）—泥晶灰岩发育构造缝和压溶缝，晋古22井，1502 m;（e）—白云岩发育溶蚀孔和溶蚀缝，晋古22 井，1637.8 m;（f）—灰质白云岩发育高角度构造缝; 晋古21井，1870.2 m
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(a) —intergranular, intragranular and mold pores in micritic limestone, well JG23, 1621 m; (b) —intergranular pores in brecciated limestone, well JG39, 1915 m; (c) —multistage structural fractures in micritic limestone, well JG21, 1765.2 m; (d) —structural fractures and stylolites in micritic limestone, well JG22, 1502 m; (e) —dissolution pores and dissolution fractures in dolomite, well JG22, 1637.8 m; (f) —high-angle structural fractures in limestone dolomite, well JG21, 1870.2 m
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2.3 输导条件
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洼中隆和斜坡带潜山油气输导体系不同，洼中隆潜山以断层输导为主，而斜坡带潜山以不整合输导为主。不整合面是斜坡潜山油气藏重要的输导体系，潜山顶面不整合之下发育的半风化岩石层为油气提供了重要的侧向运移通道。通过岩芯观察及薄片鉴定，半风化岩石层的次生孔、洞、缝发育，孔隙主要为溶蚀孔，裂缝主要包括构造缝、溶蚀缝和压溶缝（蔡川等，2020）。溶孔、溶洞和裂缝往往呈现出不同的组合形态，构成了良好的油气侧向运移通道。另外，洼槽区发育的台家庄和荆丘两条近东西走向的北掉断层，将洼槽区在南北方向上分割成三个生烃次洼（图1a）。断层沟通了Es3x烃源岩与奥陶系储层，油气通过断层输导进入断背斜圈闭聚集成藏，具有较高的油气输导效率（图1c）。而斜坡潜山带主要发育北东走向的反向断裂（图1c），其规模较小，相互切割形成断块构造。潜山反向断层侧向对接的主要为沙河街组泥岩或凸起区风化剥蚀的碎屑物在断层下降盘冲蚀沟槽中形成的快速堆积物，可形成有效侧向封堵（黄远鑫等，2018; 刘念，2020）。斜坡潜山带反向断层主要与潜山顶面形成断块圈闭，其幅度相对较小，决定了研究区潜山油藏“小而多”的油气分布特征。因此，洼中隆和斜坡带潜山油气输导条件不同，洼中隆潜山通过油源断层直接高效输导，而斜坡潜山主要为不整合面远距离输导。
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2.4 油气保存条件
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凸起区的盖层岩性为Ng疏松砾岩和砂岩，封盖条件差; 斜坡区外带潜山主要被广泛发育的Es和东营组湖相泥岩覆盖，自凸起向洼槽盖层逐渐增厚，保存条件逐渐变好; 而斜坡内带和洼槽区，潜山储层被较为致密的C-P泥岩覆盖，且其上还发育Es3泥岩盖层。因此，洼中隆和斜坡内带潜山保存条件良好。另外，束鹿潜山带地层水矿化度平面上自西向东逐渐增高，具有明显分区性（蔡川，2020; Cai Chuan et al.，2022）。基于水化学参数和潜山埋藏深度等关键要素，将束鹿潜山划分为强交替区、中等交替区、弱交替区、交替阻滞区和泄水区五个水交替强度区，水交替强度依次减弱，油气保存条件逐渐变好（蔡川，2020; 蔡川等，2022）。斜坡带不同区域水交替强度不同，位于凸起区的强交替区地层水矿化度小，与大气降水联系紧密，水动力较强，不利于油气的保存; 位于斜坡外带的中等交替区地层水矿化度略高，地层水交替依然比较频繁，保存条件也较差; 位于斜坡内带的弱交替区地层水矿化度较高，水动力有所减弱，油气保存条件一般; 位于洼槽的交替阻滞区潜山深度较大，地层水交替缓慢，封闭性较好，但被C-P隔开了沙河街组烃源岩和奥陶系储层，缺乏有效供烃窗口，且圈闭不发育，因此难以作为有效成藏区（刘念，2020; 蔡川，2020; Cai Chuan et al.，2022）。整体来看，束鹿潜山带保存条件从洼槽区至凸起区逐渐变差，洼中隆保存条件最好，斜坡带其次，越靠近凸起区水动力条件越活跃，油气几乎难以保存。
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3 油气成藏主控因素
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3.1 供烃条件控制了油气成熟度与分布
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斜坡潜山和洼中隆潜山分别由洼槽边缘和洼槽中心的Es3x烃源岩供烃，两者成熟度存在差异（刘念，2020; 王元杰等，2021）。由于Es3x烃源岩本身厚度较大且裂缝欠发育，洼槽中心生成的高—过成熟度油气难以运移至斜坡潜山（张锐锋等，2021），大部分滞留于烃源岩内形成“自生自储”致密油藏或沿着切穿烃源岩内部的断层向浅部储层运移（赵贤正等，2014; Li Qing et al.，2016），因此斜坡潜山主要由洼槽边缘的低熟烃源岩供烃。根据烃源岩热演化分析，在东营期末期，束鹿凹陷北、中、南3个深洼达到低熟—成熟阶段，而此时斜坡区Es3烃源岩处于未熟状态（图2a）。现今整个束鹿凹陷Es3烃源岩均已成熟，北、中、南三个深洼达到成熟—高成熟，此时斜坡区Es3烃源岩成熟度达到低熟—成熟阶段（图2b）。由于斜坡区Es3烃源岩与潜山储层间的C-P阻挡，则供烃窗口对斜坡带潜山油气充注与富集至关重要。通过Es3烃源岩各时期成熟度平面分布与供烃窗口叠合发现，在东营组沉积期，成熟的Es3烃源岩（Ro＞0.5%）距离供烃窗口较远（图2a）。由于Es3x烃源岩本身厚度较大以及C-P的隔档，洼槽中心生成的低成熟度原油难以运移至供烃窗口进入斜坡潜山。因此，斜坡潜山储层没有捕获到早期生烃洼槽生成的油气。但是，洼中隆潜山位于成熟烃源岩区，早期生成的油气可以通过断层直接聚集成藏。而现今洼槽边缘区低熟—成熟烃源岩与供烃窗口具有良好的叠合关系（图2b），此时洼槽边缘区Es3x烃源岩生成的低熟—成熟油气可以直接进入供烃窗口，然后沿不整合运移至斜坡潜山聚集成藏。同时，洼槽中心区Es3x烃源岩生成的成熟—高成熟的油气再次直接充注到洼中隆潜山聚集成藏。因此，斜坡潜山原油多以未熟—低熟油为主，而洼中隆潜山油藏原油已达到成熟—高成熟。除此之外，束鹿凹陷北洼Es3烃源岩成熟度略高于中洼和南洼，可能也是导致斜坡北段原油成熟度略高于南段的原因。
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供烃窗口具有南北部大、中部小的特征（图2），而现今工业油气流井也主要分布在油气潜山的南、北段，中段油气勘探均以失败告终。因此，供烃窗口的大小在一定程度上控制了油气的富集与分布。另外，源储距离在一定程度上控制了油气的聚集成藏。通过统计多口探井试油日产量与探井和生烃中心直线距离的关系可知，潜山油藏的试油日产量随着与生烃洼槽中心距离的增大而逐渐减小，具有明显的负相关关系（图4）。故烃源岩热演化程度、与储层的供烃窗口大小以及源储距离均在一定程度上控制了油气的富集和分布。
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图4 束鹿潜山带单井试油日产量与源储距离关系
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Fig.4 Relationship between daily oil production of wells and source-reservoir distances in the Shulu buried-hill belt
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3.2 输导体系控制了油气的运聚和规模
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区域上发育的奥陶系顶不整合面对束鹿潜山带油气运聚具有重要作用（蔡川等，2020）。本文在利用PetroMod软件对束鹿凹陷Es3x烃源岩热成熟度史模拟的基础上，对潜山带奥陶系油气优势运移路径也进行了模拟。基于已建成的三维地质格架，选择Es3x为烃源岩、奥陶系为输导层和储层，基于最大动力学原则（Hindle，1997）进行优势运移路径模拟。结果表明，束鹿潜山带油气总体上垂直于斜坡走向向高部位潜山运移，油气优势运移路径受构造脊控制且优势运移路径上的构造高点为油气有利聚集区（图5）。晋古33井、晋古14-1井、晋古21井、晋古22井、晋古23井、晋古1井和晋古2井等潜山均有处于优势运移路径上且为构造高点，这些井均有工业油气流。而晋92井、晋古39井和晋2井未在优势运移路径上，因此这些井未见油气显示。另外，通过平面油气优势运移路径模拟可以发现，斜坡带南段和北段油气优势运移路径密度大，而斜坡中段优势运移路径稀少，这也可能是导致油气在斜坡带南、北段相对富集，而在中段不太富集的原因。
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图5 束鹿潜山带油气运移模拟结果
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Fig.5 Simulation results of hydrocarbon migration in the Shulu buried-hill belt
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斜坡带潜山发育大量的小规模的反向断层，其上升盘潜山地层局部翘倾抬升，形成局部单断潜山圈闭。由于研究区反向断层活动期早且断距较小，未能将Es3泥岩和冲沟混杂致密堆积断开，整体上具有良好的封挡条件（孔冬艳等，2005）。因此，潜山带反向断层断距大小直接决定了断块圈闭的幅度，从而决定了油藏规模。斜坡潜山反向断层数量多、断距小的特征也在一定程度上控制了斜坡潜山油藏“小而多”的分布特征。通过统计研究区油藏试油产量和对应反向断层断距的关系，两者具有较好的对应关系，即反向断距越大，断块圈闭幅度越大，油藏规模越大。例如晋古14-1井油藏反向断距为178.5 m，其产量为104.9 m3/日; 而晋古23井油藏反向断距为116.9 m，其产量只有65.3 m3/日。
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3.3 保存条件控制了原油性质与富集
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一方面，保存条件控制了油气的性质。北段潜山埋藏深度大（＞2700 m），次生变化以水洗作用为主，仅存在轻微的生物降解（刘念，2020; Cai Chuan et al.，2022），保存条件相对较好，因而原油以正常油为主。而南段潜山埋藏深度较浅（＜2000 m），遭受了水洗作用和不同程度的生物降解作用，保存条件较差，故原油以重质稠油为主。另一方面，保存条件控制了油气的富集程度。从洼槽区至凸起区，盖层厚度逐渐减薄，泥质含量逐渐降低，封盖条件逐渐变差。而且，从洼槽区至凸起区地层水矿化度逐渐降低，水动力逐渐增强，保存条件逐渐变差。因此，凸起区几乎未见油气显示，斜坡带油藏主要为正常油—重质油，而洼中隆则为轻质油和天然气。斜坡区盖层薄，保存条件一般，油藏也出现漏失现象（刘念，2020）。从矿化度变化趋势来看，研究区地层水的流动方向总体上是由凸起区经斜坡区向洼槽区流动（何登发，2007; Cai Chuan et al.，2022），水动力则成为油气运移的阻力，越靠近凸起区，油气运移的阻力越大，因此油气受水动力限制主要汇集在斜坡带的弱交替区（蔡川，2020）。保存条件差的凸起区尚无油藏发现，而保存条件一般的斜坡区主要以稠油油藏为主，保存条件较好的洼中隆主要为轻质油油藏（蔡川，2020）。因此，盖层封盖能力和水动力条件所反映的油气保存条件对油气是否能有效成藏具有明显的控制作用。
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4 油气成藏模式
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4.1 油气充注期次和时间
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在油气藏或运移路径中被矿物晶格的缺陷或窝穴捕获的流体包裹体，保留了被捕获时温压条件、油气性质及流体组分等信息（Burley et al.，1989; Pedersen and Christensen，2007）。因此，包裹体是油气运移过程最直接、最原始的证据，由于不同期次油气充注的性质及成熟度不同，多油气源、多期次充注的复杂油气藏储集层中一般捕获多期不同类型的流体包裹体（Burley et al.，1989; Parnell，2010）。在对储层成岩矿物中的流体包裹体进行系统的显微岩相学和显微测温学分析的基础上，通过与烃类包裹体伴生盐水包裹体的均一温度结合储层埋藏史和热演化史，联合主力烃源岩热演化生烃史，可以厘定油气藏烃类流体充注的期次及具体成藏时间。
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束鹿潜山带奥陶系储层包裹体广泛发育（图6，表1）。其中斜坡带潜山油包裹体在透射光下为黄色或黄褐色（图6a、c），荧光下为黄色（图6b、d）。气液比普遍较低，为4.6%~17.1%。另外，在透射光下矿物孔缝中可见黄褐—黑色原油充填（图6c），反映了成熟度相对低的原油充注事件。与油包裹体共生的盐水包裹体均一温度范围较广，为50.3~118.1℃，其峰值为60~80℃（图7a），将盐水包裹体均一温度峰值区间投影到储层埋藏史的温度曲线上，推测流体包裹体捕获时间约为5~1 Ma，对应地质时间为明化镇期—现今（图7a）。洼中隆荆丘潜山晋古2-5井油气包裹体较发育，主要存在两种不同类型的包裹体:① 透色光下呈无色或淡黄色，荧光下为黄色—黄褐色，呈串珠状分布在方解石脉体中（图6e、f）。气液比较低，一般为5.3%~19.6%，反映了成熟度相对低的原油充注事件。与油包裹体共生的盐水包裹体均一温度为82.3~137.8℃，其峰值为110~130℃，将盐水包裹体均一温度峰值区间投影到储层埋藏史的温度曲线上，推测流体包裹体捕获时间约为35~27 Ma，对应地质时间为Es2末期—东营期（图7b）。② 透色光下呈无色，荧光下为黄绿色（图6g、h）。气液比较高，一般为8.9%~22.6%，反映了成熟度相对较高的原油充注事件。与油包裹体共生的盐水包裹体均一温度为126.8~176.2℃，其峰值为150~170℃，将盐水包裹体均一温度峰值区间投影到储层埋藏史的温度曲线上，推测流体包裹体捕获时间约为8~0 Ma，对应地质时间为明化镇期—现今（图7b）。
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Es3x主力烃源岩热演化生烃史模拟结果表明，束鹿凹陷洼槽区存在两期主要生烃期（图2），第一期为Es1—东营期，以生低熟—成熟原油为主; 第二期为明化镇期—现今，以生成熟—高成熟油气为主。束鹿凹陷洼槽边缘区仅存在明化镇期—现今一期主要生烃期，即明化镇期—现今，以生低熟—成熟原油为主。因此，根据流体包裹体的岩相学特征和显微测温结果，结合烃源岩的热演化生烃史分析，洼中隆潜山具有Es2末期—东营期和明化镇期—现今两期油气充注事件; 而斜坡带潜山仅存在明化镇期—现今一期原油充注事件。
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图6 束鹿潜山带典型单井奥陶系储层方解石脉体中流体包裹体显微特征
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Fig.6 Microscopic characteristics of fluid inclusions in calcite shear veins from typical wells in Ordovician reservoirs, in the Shulu buried-hill belt
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（a）—黄色油气包裹体，透射光;（b）—黄褐色油气包裹体，荧光;（c）—黄褐色油包裹体，透射光;（d）—黄褐色油包裹体，荧光;（e）—无色油包裹体，透射光;（f）—黄色油包裹体，荧光;（g）—无色油包裹体，透射光;（h）—黄绿色油包裹体，荧光
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(a) —oil inclusion with yellow color under transmitted light; (b) —the same inclusion with yellowish-brown fluorescence; (c) —oil inclusion with yellowish-brown under transmitted light; (d) —the same inclusion with yellowish-brown fluorescence; (e) —colorless oil inclusions under transmitted light; (f) —the same inclusions with yellow fluorescence; (g) —colorless oil inclusions under transmitted light; (h) —the same inclusions with yellow-green fluorescence
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图7 束鹿潜山带晋古22井（a）和晋古2-5井（b）盐水包裹体均一温度及成藏期次
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Fig.7 Homogenization temperatures of brine inclusions in the reservoirs, and the timing of filling and entrapment of wells JG22 (a) and JG2-5 (b) in the Shulu buried-hill belt
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图8 束鹿潜山带油气成藏模式
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Fig.8 Schematic illustration showing hydrocarbon accumulation models in the Shulu buried-hill belt
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4.2 油气成藏模式
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基于前文油气藏解剖和油气成藏要素分析，洼中隆和斜坡带潜山在油气性质、油气藏类型、充注动力、成藏期次、输导体系和保存条件等方面均存在差异（表2）。洼中隆潜山主要为正常油—轻质油，伴有少量的天然气，斜坡带潜山主要为正常油—稠油; 洼中隆潜山主要发育断背斜油气藏，而斜坡带潜山主要发育断块型油藏; 洼中隆潜山紧邻生烃洼槽，为近距离运移成藏，斜坡潜山带远离烃源灶，为远距离运移成藏; 洼中隆潜山主要为断层直接输导，斜坡带潜山主要为不整合输导; 洼中隆紧邻生烃洼槽，Es3烃源岩大量生烃产生较大的压力，源储压差大，充注动力强，斜坡带潜山远离生烃中心，源储压差小，充注动力弱; 洼中隆潜山经历了Es2末期—东营期和明化镇期—现今两期油气充注过程，而斜坡带潜山主要经历了明化镇期—现今一期油气充注过程; 洼中隆保存条件良好，斜坡带潜山保存中等。基于上述成藏条件与特征分析，根据源储关系、油气输导体系以及油气藏类型等可将束鹿潜山带的油气成藏模式划分为洼中隆的近源断层输导断背斜聚集模式和斜坡带的远源不整合输导反向断块-高潜山聚集模式（图8）。
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5 结论
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（1）束鹿潜山带油气成藏主控因素为供烃条件、输导体系和保存条件，其中供烃条件一定程度上控制了油气成熟度与分布，输导体系控制了油气的运聚和规模，而保存条件控制了原油性质与富集。
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（2）束鹿潜山带洼中隆和斜坡带油气成藏期次和时间具有差异性，其中洼中隆经历了Es2末期—东营期和明化镇期—现今两期原油充注过程，而斜坡带潜山只经历了明化镇期—现今一期低熟—正常原油充注过程。
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（3）基于束鹿潜山带洼中隆和斜坡带潜山在油气性质、油气藏类型、充注动力、成藏期次、输导体系和保存条件等方面差异性，建立了束鹿潜山带洼中隆的近源断层输导断背斜聚集和斜坡带的远源不整合输导反向断块-高潜山聚集的两种油气成藏模式。
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摘要
近年来,束鹿潜山带油气勘探取得重大突破,展现出冀中坳陷南部潜山较大的油气勘探潜力。但是,潜山带油气成藏主控因素与成藏模式还未开展系统研究和总结,严重制约了研究区下一步的油气勘探。本论文基于大量的钻井、测录井、地球化学资料、样品测试分析以及盆地模拟的方法,系统剖析了束鹿潜山带不同类型潜山的油气成藏条件,揭示了油气成藏主控因素,并建立了油气成藏模式。结果表明,束鹿潜山带油气成藏主控因素为供烃条件、输导体系以及保存条件,其中供烃条件一定程度上控制了油气成熟度与分布,输导体系控制了油气的运聚和规模,而保存条件控制了原油性质与富集。束鹿潜山带的洼中隆潜山经历了古近系沙河街组二段(Es2)沉积末期—东营期(Ed)和明化镇期(Nm)—现今两期油气充注过程,为近源断层输导断背斜聚集的油气成藏模式;而斜坡带潜山只经历了明化镇期(Nm)—现今一期低熟—正常原油充注过程,为远源不整合输导反向断块-高潜山聚集的油气成藏模式。研究成果可为研究区潜山带油气成藏机理的认识和油气勘探提供科学依据。
Abstract
Significant breakthroughs have lately been made in oil and gas exploration in the Shulu buried-hill belt, showing great potential for oil and gas exploration in the southern Jizhong depression. However, the main controlling factors and models of hydrocarbon accumulation in the buried-hill belt have not been systematically studied, which limits the further oil and gas exploration in the area. In this paper, the hydrocarbon accumulation conditions of different types of buried-hill reservoirs, the main controlling factors and models of hydrocarbon accumulation in the Shulu buried-hill belt, Jizhong depression have been systematically analyzed based on numerous drilling, logging, geochemical data, sample testing and analysis, and basin modeling method. The results show that the main controlling factors of hydrocarbon accumulation in the Shulu buried-hill belt are source kitchen, migration system and preservation condition, among which the source kitchen controls the maturity and distribution of hydrocarbons to a certain extent, migration system controls the migration and accumulation, and the size of the reservoir, while the preservation conditions control the property and enrichment of oil and gas. The reservoirs in the paleo-uplifts experienced two stages of hydrocarbon charge events (late Es2 to Ed and Nm to present), characterized by near-source fault transport-faulted anticline accumulation system. The reservoirs in the slope area only experienced a single stage of low maturity-normal oil charge event from Nm to present, typical of far-source unconformable transport-reverse fault block accumulation system. The research results may provide scientific basis for understanding hydrocarbon accumulation mechanism and oil and gas exploration in buried-hill belts of the area.
