经过60多年的勘探开发，东营凹陷已经进入高成熟勘探开发阶段。东营凹陷古近系主要发育3套烃源岩，主要包括沙三(沙河街组三段)中—下亚段、沙四(沙河街组四段)上—沙四下亚段以及孔二段(孔店组二段)，主力含油层系主要以沙河街组为主(李志明等，2010)。随着勘探程度的不断深入，勘探开发逐渐向深层转移，孔店组作为深部含油气系统越来越引起足够的重视(姜敏，2011)。进入2000年后，部署钻探的王100井、王130井均获得成功，上报探明石油地质储量73×104 t，之后部署钻探的王斜131井、王斜132井、王140井等多口钻至孔店组的探井均获得成功，彰显了孔店组的勘探潜力。尤其在2004年，王46井在孔二段中钻遇烃源岩，显示了深层孔店组本身具有的生烃能力，也由此东营凹陷深部层系的勘探展现曙光。
目前，孔二段烃源岩虽然发育，但生烃潜能无法准确评价。主要原因在于目前所钻遇的孔二段烃源岩样品较少，仅在王46井、胜科1井等获取，且不同学者通过地化手段做了大量工作进行油源对比，所取得的认识也不尽相同。通过对孔二段烃源岩、沙四段烃源岩和孔一段原油的甾萜类生物标志化合物、碳同位素和中分子量烃进行对比(李素梅等，2005a；王圣柱，2007；王建伟等，2008)，很多学者认为孔店组原油主要来自于孔二段烃源岩，但浅层混入了沙四段烃源岩生成原油，属于混源油；而上古生届奥陶系原油与孔店组深层原油具有相同的油气来源，同样来自于孔二段烃源岩(李素梅等，2005b；王圣柱等，2007)。但通过地化手段进行油源对比过程中，原油地化参数不能完全与孔二段烃源岩一致(孟江辉等，2010)，比如所钻遇的孔二段烃源岩并没有C29规则甾烷优势，而孔店组原油C27—C29规则甾烷呈反“L”型或不对称“V”型，具有明显的C29规则甾烷优势(李素梅等，2005c)，因此不能明确孔店组原油是否有孔二段烃源岩生烃的贡献。由于东营凹陷孔二段烃源岩取心较少，且孔一段原油成熟度较高，生物标志化合物等地化参数浓度较低，利用原油地化参数进行判识孔二段烃源岩生烃潜力较为受限。为此，笔者等将从烃源岩地化特征和储层流体包裹体检测两个方面来判识东营凹陷南坡东段孔店组生排烃的可能性，旨在为研究区下一步油气勘探提供决策依据。
1 地质背景
研究区位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段，西邻纯化构造，东接八面河断裂带，北至牛庄洼陷，南抵乐安油田，勘探面积约为650 km2(图1)。该区构造上主要由牛庄洼陷南部斜坡、陈官庄断裂带、王家岗鼻状断裂带和王家岗东南断裂带(王家岗与八面河结合部)4个次级构造单元构成，整体构造较为简单，主要表现为单斜和鼻状构造，但局部断裂系统非常复杂。
图1 渤海湾盆地东营凹陷南坡东段地质概况图
Fig. 1 Geological sketch of the south slope area in Dongying Sag, Bohai Bay Basin
依据盆地构造、地层发育特征及火成岩活动，东营凹陷的演化历程可以分为3个阶段，即晚侏罗世至早白垩世初始裂陷、古近纪断陷及新近纪坳陷阶段(许卫平等，2000；宋国奇等，2013；宋明水等，2021)，其中，古近纪断陷期是东营凹陷发育的主要阶段，可划分为4个幕次，即初始期、发展期、鼎盛期和萎缩期。在断陷初始期，正是孔店组沉积时期，郯庐断裂带由左旋走滑向右旋转换，运动状态由南向北、由东向西迁移，作用强度较大，在北部形成沉降中心，从断陷发展期之后进入沙河街组地层沉积时期。
孔店组与下伏地层呈不整合接触，从下往上依次发育孔二段和孔一段，孔一段可划分为孔一下、孔一中和孔一上3个亚段。孔二段中下部岩性主要发育灰色、深灰色泥岩，夹灰色及浅灰色含砾砂岩和粉砂岩，上部以紫红色和褐色、灰色泥岩为主，夹少量细粉砂岩沉积；孔一下亚段主要以砾岩、砂岩、含砾砂岩为主，夹紫红色泥岩与泥质粉砂岩；到孔一中和孔一上亚段，岩性颗粒明显变细，砂岩厚度逐渐减薄，除局部发育砂砾岩外，普遍以细砂岩与粉砂岩为主，孔一段上部发育厚层紫红色泥岩夹细粉砂岩沉积。从气候特征来看，孔二段沉积时期气候条件比较湿热，而孔一段沉积时期，气候较为干旱(谭先锋等，2016，2018)。
2 孔二段烃源岩分布
通过对东营凹陷南坡地区孔二段沉积时期的古地貌进行恢复(图2)，可以看出孔二段沉积时期，古地貌整体为四周高、中间低的特征，北部发育两个古洼陷中心。王46井和胜科1井并未在洼陷的中心，王46井在洼陷的南部边缘，而胜科1井更靠近洼陷中心，在西部洼陷中心的西部边缘。古地貌的发育也控制了沉积体系的分布特征，在洼陷中心发育湖泊沉积体系，因此孔二段沉积时期东营凹陷发育半深湖—深湖相沉积，局部发育沼泽相。
图2 渤海湾盆地东营凹陷南坡地区孔二段沉积时期古地貌恢复图
Fig. 2 Paleogeomorphological restoration map of the south slope of Dongying Sag during
the sedimentary period of Ek2, Bohai Bay Basin
根据王46井、胜科1井钻遇的孔二段烃源岩层段在地震剖面中标定可以看出(图3)，孔二段烃源岩具有强振幅、低频率、高连续性的地震反射特征，在平面上反映出孔二段烃源岩发育厚度较大，最厚可达550 m，发育在洼陷中心地带，向四周逐渐减薄。胜科1井孔二段烃源岩发育较厚，达400 m，王46井发育在洼陷边缘，厚度相对减薄，达200 m。综合东营凹陷南坡东段古地貌、沉积中心及地震相分析，认为凹陷南坡东段半深湖—深湖相孔二段烃源岩主要发育在北部区域。
图3 渤海湾盆地东营凹陷南坡地区王46—胜科1地震剖面图
Fig. 3 Seismic profile of the Well W46—the Well SK1 of the south slope of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
3 孔二段烃源岩地化特征
3.1 有机质丰度
评价烃源岩生烃潜力，主要进行有机质丰度评价，包括有机碳含量、氯仿沥青“A”含量、总烃含量、岩石热解生烃潜量等指标(云金表等，2014)。其中，有机碳是沉积岩中与有机质有关的碳元素，较低成熟度的沉积岩中原始有机质只有较少的有机碳转化为油气并运移出去，因此在烃源岩低成熟—成熟阶段通常用残余有机碳来反映原始有机质丰度(袁彩萍等，2006；陈建平等，2015)；氯仿沥青“A”及总烃含量主要反映有机质向石油的转化程度；岩石热解是快速评价烃源岩的方法，对烃源岩热解生成的峰其面积分别为S1和S2，S1代表岩石中残留烃的含量，S2代表干酪根在热解过程中新生成的烃类，通过S1与S2可以作为评价良好油源岩的指标(李高杰等，2020)。
根据王46、胜科1井孔二段烃源岩样品的检测结果来看，王46井有机碳含量在0.17%～0.91%之间，氯仿沥青“A”在0.0049%～0.0175%；胜科1井孔二段烃源岩有机碳含量在0.29%～0.94%之间，氯仿沥青“A”含量较小，平均值为0.0028%。岩石热解参数S1+S2分析值，王46井孔二段烃源岩为0.04～0.09 mg/g，胜科1井分布在0.02～1.61之间，岩石热解参数相对较小。根据我国陆相泥质岩类烃源岩有机质丰度评价标准(王剑等，2020)，孔二段烃源岩评价为中等—差烃源岩。
3.2 原始有机碳含量恢复
当烃源岩演化到一定程度，生成的烃量达到一定的饱和之后，就会开始大量排烃，且排烃量随热演化程度的增大而增加，这也造成了现在检测到的有机碳含量均为残余有机质含量。对于东营凹陷孔二段烃源岩来说，热演化程度较高，甚至已经进入过成熟阶段，所检测的有机碳含量必然对判断孔二段烃源岩有机质丰度造成一定的误差，因此需要对残余TOC进行恢复。
本次研究利用的是化学元素守恒法获得的不同类型不同成熟度烃源岩原始有机质恢复系数。通过对东营凹陷孔二段烃源岩原始TOC进行恢复(表1)，可以看出王46井恢复后的原始TOC值分布范围在0.27%～1.60%之间，胜科1井孔二段烃源岩恢复后的原始TOC分布范围在0.48%～1.57%之间。因此从恢复的有机碳含量来看，东营凹陷南坡地区孔二段烃源岩属于中等—较好的烃源岩。
表1 渤海湾盆地东营凹陷孔二段原始有机碳恢复数据表
Table 1 Recovery of original organic carbon of Ek2 source rocks
in Dongying Sag, Bohai Bay Basin
井号深度(m)层位岩性有机质类型TOC(%)恢复系数原始TOC(%)王463778.00孔店组灰色泥岩Ⅱ20.321.2340.39王464112.50孔店组灰色泥岩Ⅱ20.11.3060.13王464203.00孔店组灰色泥岩Ⅱ10.991.6021.59王464204.36孔店组灰色泥岩Ⅱ10.171.6020.27王464205.05孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.911.2181.11胜科16889.00孔店组灰色泥质砂岩Ⅲ0.941.6711.57胜科16906.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.441.6680.73胜科16920.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.421.6680.70胜科16951.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.651.6711.09胜科16954.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.421.6760.70胜科16956.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.431.6750.72胜科16987.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.291.6720.48胜科16997.00孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.481.6740.80胜科17025.80孔店组深灰色泥岩Ⅲ0.311.6780.52
3.3 有机质类型
烃源岩有机质类型是决定有机质生烃能力的一项重要指标。不同类型的干酪根，其生烃能力差异较大(王茹等，2012)。一般来说，Ⅰ型有机质生烃潜力最大，其次为Ⅱ型和Ⅲ型。笔者等主要通过干酪根镜下观察及显微组分分析法划分有机质类型。
根据胜科1井孔二段烃源岩干酪根镜下鉴定(图4)，可以判断出孔二段烃源岩有机质类型较好，干酪根可能以Ⅱ型为主。在6902.00～6903.00 m深度段可以看到有大量黑色有机碎屑，从形态上可以认为是低等水生生物降解形成；在6918.00 m深度段中，有大量黑色有机碎屑发育，形态与高等植物来源的镜质组不同，推测可能来源于低等水生生物。
图4 渤海湾盆地东营凹陷胜科1井孔二段烃源岩干酪根镜下观察图
Fig. 4 Microscopic observation of Ek2 source rocks’ kerogen in the Well SK1 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
(a)胜科1井，6930.00 m，Ek2，透射光照片；(b)胜科1井，6902.00～6903.00 m，Ek2，透射光照片；(c)胜科1井，6918.00 m，Ek2，透射光照片；(d)胜科1井，6920.00～6921.00 m，Ek2，荧光照片
(a) the Well SK1, 6930.00 m, Ek2, Transmitted light; (b) the Well SK1, 6902.00～6903.00 m, Ek2, Transmitted light; (c) the Well SK1, 6918.00 m, Ek2, Transmitted light; (d) the Well SK1, 6920.00～6921.00 m, Ek2, Fluorescence
显微组分分析法采用T指数定量划分有机质类型(侯庆杰等，2018)，计算公式为：
T=(100A+50B-75C-100D)/100
式中，A为腐泥组含量，B为壳质组含量，C为镜质组含量，D为惰质组含量。通过对王46井孔二段烃源岩T指数的计算可以发现，腐泥组含量为34.7%～77.7%，壳质组几乎不发育，镜质组+惰质组含量在22.3%～65.3%之间，T指数范围在-14.3～61.0之间，因此王46井有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅲ型。胜科1井腐泥组含量在0～35%之间，壳质组同样几乎不发育，镜质组+惰质组含量在65%～100%之间，T指数范围在-91.8%～28%，综合来看，胜科1井有机质类型主要以Ⅲ型为主(表2)。
表2 渤海湾盆地东营凹陷孔二段烃源岩显微组分
Table 2 Microscopic components of Ek2 source rocks
of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
井号层位深度(m)岩性腐泥组(%)壳质组(%)镜质组(%)惰质组(%)T指数王46井Ek23788.00泥岩46.0054.005.5Ek24112.50泥岩43.7056.301.475Ek24203.00泥岩73.7026.3053.975Ek24204.36泥岩77.7022.3060.975Ek24205.05泥岩34.7065.30-14.275胜科1井Ek26930.00泥岩7.7034.058.392.3Ek26954.00泥岩0032.767.3100.0Ek27025.30泥岩6.3031.062.793.7Ek27025.80泥岩3508.057.065.0
3.4 有机质成熟度
有机质成熟度是沉积有机质的热演化程度，反映了有机质向油气转化的程度，对于评价烃源岩具有重要参考意义(Graham et al., 1990；Carroll et al., 1992)。反映烃源岩热演化程度的指标有很多，笔者主要通过镜质体反射率来探究孔二段烃源岩的成熟度(赵贤正等，2015)。王46井孔二段烃源岩镜质体反射率在0.96%～1.25%，主要大于1.2%，演化程度较高，可能进入主生烃期；胜科1井孔二段烃源岩埋深较大，对6890.00～7025.80 m深度段进行镜质体反射率检测发现，胜科1井孔二段烃源岩镜质体反射率主要在4.04%～4.16%，成熟度高，已经进入过成熟阶段。
因此从地化特征总体来看，东营凹陷南坡东段孔二段发育的烃源岩，综合评价属于中等—较好烃源岩，具有一定的生烃潜力。但由于王46井、胜科1井可能未处于沉积中心，目前所取孔二段烃源岩岩心较少，且演化程度较高，因此所取得的烃源岩测试结果还不能明确孔二段烃源岩的生烃潜能，而前人通过生物标志化合物等手段进行油源分析也较为受限。因此笔者等从含油气检测的角度结合所取岩心分析的烃源岩地化特征来对孔二段烃源岩生烃潜能进行判识。
4 孔店组流体包裹体证据
本次研究主要采集王46井孔一段储层样品，进行流体包裹体检测，测试在中国地质大学(武汉)“构造与油气资源”教育部重点实验室完成。
4.1 岩相学观察和成岩作用
选取王46井孔一段油层2996～2998 m深度段，通过铸体薄片及阴极发光照片进行成岩作用分析，发现东营凹陷孔店组成岩作用主要有机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用等。沉积物压实程度较大，颗粒之间以线状接触为主，局部出现凹凸接触，且由于压实作用石英颗粒被压断，部分云母被压实变形。胶结类型为孔隙式胶结，通过阴极光照片可以看出，王46井发育较多早期方解石胶结物，呈橘黄色阴极光，少量发育铁方解石，呈现暗黄色阴极光，且在薄片中可以观察到石英加大边。此外，硬石膏的发育较为普遍。在铸体薄片中可以观察到大量的有机酸溶蚀现象，次生孔隙较为发育，少见原生孔隙。综合分析，王46井孔一段油层成岩阶段处于中成岩A期(图5)。
图5 渤海湾盆地东营凹陷王46井孔一段成岩作用特征
Fig. 5 Diagenesis characteristics of Ek1 in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
(a)、(d)王46井，2998.30 m，Ek1，(a)为透射光，(d)为正交光，有机酸溶蚀孔隙发育，云母被压弯；(b)、(e)王46井，2998.30 m，Ek1，(b)为透射光，(e)为相应阴极光，方解石胶结物发育；(c)王46井，2998.30 m，Ek1，有机酸溶蚀现象；(d)王46井，2998.30 m，Ek1，有机酸溶蚀现象
(a),(d) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, (a) is transmitted light, (d) is orthogonal light, organic acid dissolution pores was developed, mica was bent; (b),(e) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, (b) is transmitted light, (e) is cold cathode luminescence, calcite cement was developed; (c) the Well 46, 2998.30 m, Ek1, organic acid corrosion; (d) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, organic acid corrosion
对王46井孔一段油层段薄片进行透射光、荧光和阴极光等岩相学观察显示，王46井油包裹体主要捕获在早期方解石及石英颗粒裂纹中，方解石胶结物中发育原生包裹体，石英颗粒裂纹中发育次生包裹体；气包裹体主要宿主矿物在石英颗粒裂纹内，属于次生包裹体。其中油包裹体个体较小，大小主要小于5 μm。气液两相盐水包裹体在方解石胶结物、石英颗粒内裂纹中均能检测到，但在石英加大边中未检测到盐水包裹体。
4.2 流体包裹体显微荧光分析
本文流体包裹体检测运用Nikon 80I透射光和荧光双通道显微镜，配置Maya2000Pro显微荧光光谱仪，对直径>2 μm的单包裹体进行荧光检测。单个油包裹体显微荧光光谱成熟度参数分析结果表明，王46井孔店组捕获了黄绿色、蓝绿色和亮蓝色3种不同荧光颜色的油包裹体(图6)，表明了该井孔店组可能发生了3期油气充注(陈红汉，2014)。统计油包裹体荧光光谱参数可以看出(图7)，第一期油包裹体主要在石英颗粒内裂纹中捕获，波长主要为580 nm，QF535主要为1.61；第二期油包裹体主要在石英颗粒内裂纹和方解石胶结物中检测到，波长范围在491～503 nm，QF535分布在0.90～1.45；第三期油包裹体主要在石英颗粒内裂纹及方解石胶结物中检测到，波长范围在459～478 nm，QF535分布在0.49～1.75之间。
图6 渤海湾盆地东营凹陷王46井孔一段2998.30 m储层油包裹体荧光光谱
Fig. 6 Micro-fluorescent spectra of oil inclusions in the Ek1 reservoirs of the Well W46
in Dongying Sag, Bohai Bay Basin
图7 渤海湾盆地东营凹陷王46井孔一段单个油包裹体QF535与λmax关系
Fig. 7 The relationship between QF535 and λmax of individual oil inclusions from Ek1 Formation in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
4.3 流体包裹体显微测温
本次研究显微测温、测盐仪器为Linkam THMS 600G冷热台，测定误差在±0.1℃，显微测温过程中初始升温速率设置为5℃/min，当包裹体气泡减小，临近均一状态时升温速率调整为1.5℃/min。对王46井孔一段砂岩样品进行显微测温测盐分析可以看出(图8)，流体包裹体宿主矿物主要有石英颗粒内裂纹和方解石胶结物，依据15℃间隔原则，并结合成岩序次关系(Glodstein et al.,1994；季长军等，2020)，将孔一段流体活动划分为4个幕次：第一幕流体形成的流体包裹体主要捕获在方解石胶结物中，油包裹体有黄绿色和蓝绿色荧光，同期盐水包裹体均一温度范围为75.4～85.3℃；第二幕流体形成的流体包裹体主要宿主矿物为石英颗粒内裂纹和方解石胶结物中，油包裹体有蓝绿色和亮蓝色荧光，同期盐水包裹体均一温度范围在91.2～98.1℃；第三幕流体形成的流体包裹体主要捕获在石英颗粒内裂纹中，未有油包裹体的捕获；第四幕流体形成的流体包裹体主要捕获在石英颗粒内裂纹及方解石胶结物中，检测到该幕流体同时有气包裹体的捕获，同期盐水包裹体均一温度范围为130.3～146.3℃(表3)。
表3 渤海湾盆地东营凹陷W46井孔一段油包裹体和同期
盐水包裹体均一温度数据
Table 3 Statistics of homogenization temperatures for oil inclusions and synchronous aqueous inclusions from Ek1 Formation in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
幕次宿主矿物油包裹体盐水包裹体均一温度范围(℃)荧光颜色均一温度范围(℃)平均均一温度(℃)第一幕方解石胶结物52.3～60.1黄绿色、蓝绿色70.4～85.377.5第二幕石英颗粒内裂纹56.3～62.5蓝绿色、亮蓝色87.2～94.791.0方解石胶结物59.8～60.3蓝绿色、亮蓝色95.6～98.196.9第三幕石英颗粒内裂纹 111.1～123.7118.3方解石胶结物 109.8～112.2111.0第四幕石英颗粒内裂纹气包裹体126.4～146.3138.4方解石胶结物气包裹体129.2～138.1132.5
图8 渤海湾盆地东营凹陷王46井孔一段部分流体包裹体显微荧光照片
Fig. 8 Photomicrographs of fluid inclusions in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
(a)王46井，2998.30 m，Ek1，透射光，气包裹体及同期盐水包裹体；(b)王46井，2998.30 m，Ek1，透射光，石英颗粒裂纹内发育油包裹体；(c)王46井，2998.30 m，Ek1，荧光照片，对应图片b
(a) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, transmitted light, gas inclusion and contemporaneous brine inclusions; (b) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, transmitted light, oil inclusion developed in cracks of quartz grains; (c) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, fluorescence, corresponding to picture b
4.4 油气充注期次与成藏期
笔者等采用油气包裹体同期盐水包裹体均一温度—埋藏史投影的方法进行投点，并将充注时间投影到时间轴上，这样可以消除埋藏深度造成的影响，从而准确获取油气充注时间(刘妍鷨等，2016；王玉伟等，2019)。通过投点可以发现，王46井孔一段主要发生了两期油充注和一期天然气充注。
王46井孔店组第一期油充注发生在沙三段沉积时期，主要在方解石胶结物中检测到黄绿色和蓝绿色油包裹体，其充注年龄为39.5 Ma；第二期油充注发生于东营组沉积时期，主要在石英颗粒内裂纹和方解石胶结物中检测到蓝绿色和亮蓝色油包裹体，其充注年龄主要在27.2～30.5 Ma；第三期天然气充注发生于平原组沉积时期，主要在石英颗粒内裂纹中检测到气包裹体，其充注年龄主要在0.9 Ma(图9，图10)。
图9 渤海湾盆地东营凹陷王46井孔一段盐水包裹体均一温度—埋藏史
Fig. 9 The aqueous inclusion homogenization temperature—burial history of the Ek1 Formation
in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
图10 渤海湾盆地东营凹陷王46井孔一段油气成藏期次划分与成藏时期
Fig. 10 Oil—gas accumulation stages and reservoiring periods of the Ek1 Foramtion
in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
4.5 孔店组流体包裹体证据
东营凹陷南坡地区生烃史模拟表明，孔二段烃源岩在沙四段沉积早期就开始进入了生烃门限，在沙四段沉积晚期至沙三段沉积早期进入大量生气阶段；而沙四段烃源岩在东营组沉积时期就已经进入了生油门限(盖玉磊，2008)。
东营凹陷南坡地区孔店组第一期油气充注发生在39.5 Ma，处于沙三段沉积时期，该阶段孔二段已经进入生烃门限，而沙四段烃源岩还未发育成熟，没有进入生烃门限，故推测该期油气充注主要来源于孔二段烃源岩；第二期油气充注发生于27.2～30.5 Ma，即东营组沉积时期，该阶段孔二段和沙四段烃源岩均已进入生烃门限，从生烃史模拟结果看孔二段烃源岩已经进入生气阶段，但南部地区孔二段地层埋藏较浅，烃源岩成熟晚，从地震剖面来看，沙四段烃源岩与孔一段因断层发育而对接，因此笔者等认为王46井孔店组第二期油气充注，可能来源于孔二段与沙四段烃源岩的共同作用；第三期主要是天然气充注，发生于0.9 Ma，目前孔二段烃源岩正处于生气高峰期，可持续向临近圈闭供烃(图11)。
图11 渤海湾盆地东营凹陷王46井南北向地震剖面
Fig. 11 North—south seismic section of the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin
5 结论
(1)东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩有机质类型主要有Ⅱ1—Ⅲ型，以Ⅲ型有机质为主；成熟度较高，在沙四段沉积时期进入生烃门限，现已进入生气阶段；原始有机碳丰度相对较好，综合分析认为孔二段烃源岩属于中等—较好烃源岩。
(2)孔一段检测到4幕流体活动，其中第一幕流体活动伴随第一期油气充注，充注年龄为39.5 Ma，处于沙三段沉积时期，该阶段孔二段已进入生油阶段，且沙四段烃源岩还未进入生烃门限，因此油气充注来源于孔二段烃源岩；第二幕流体活动伴随第二期油气充注，充注年龄在27.2～30.5 Ma，处于东营组沉积时期，油气充注可能来源于孔二段与沙四段烃源岩；第三幕流体活动没有伴随油气充注；第四幕流体活动伴随第三期天然气充注，充注年龄在0.9 Ma，处于平原组沉积时期。
(3)凹陷南坡东段半深湖—深湖相孔二段烃源岩主要发育在北部沉降中心地区，烃源岩厚度自沉降中心向四周依次减薄，最厚可达550 m，胜科1井在洼陷中心西部边缘，孔二段烃源岩厚达400 m，王46井位于洼陷南部边缘，孔二段烃源岩厚度为200 m。
(The literature whose publishing year followed by a “&” is in Chinese with English abstract; The literature whose publishing year followed by a “#” is in Chinese without English abstract)
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