2. 成都理工大学沉积地质研究院, 成都 610059
2. Institute of Sedimentary Geology, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China
0 引言
岩溶储层是海相碳酸盐岩重要的储集类型[1-4]。近年来，我国在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等海相碳酸盐岩的勘探证实，岩溶储层的发育程度对油气储量规模具有重要的控制作用[5-9]。针对碳酸盐岩岩溶储层，前人[10-18]开展了大量卓有成效的研究, 认识到岩溶储层可分为受基准面控制的岩溶以及不受基准面控制的岩溶；赵文智等[11]以塔里木盆地岩溶储层为例，将碳酸盐岩岩溶储层划分为层间型、顺层型、潜山型、内幕型以及断控型，同时强调了潜山型岩溶储层与内幕型岩溶储层的重要性；岩溶储层受风化界面、断层、沉积相以及成岩作用多种因素影响，不同因素对岩溶储层的控制作用明显不同[12-15]；于炳松等[16]从层序地层学角度入手，探讨了层序地层格架对岩溶储层的控制作用，认为层序控制了优质的物质基础与准同生期岩溶，进而控制了岩溶储层的平面展布, 在此基础上重点强调了二级层序界面对优质岩溶储层的控制作用，并建立了预测模型[16-18]。
渤海湾盆地为典型的中、新生代陆相断陷盆地[19-20]，油气主要富集于新生界。随着油气勘探不断深入，潜山油气藏不断获得重大突破[21-22]，进而受到石油地质学家的重视。自济阳坳陷义和庄下古生界碳酸盐岩潜山首次发现之后[23]，任丘潜山、千米桥潜山的相继探明证实了渤海湾盆地下古生界具有极大的勘探潜力[24-25]。渤海海域以新近系油气富集为典型特征[26]，但在下古生界碳酸盐岩潜山中亦取得了较大的发现，渤中28-1油田持续20多年稳产，近年来又相继在渤海南部海域的两口科探井中获得油气发现，这些均证实了下古生界是重要的油气勘探领域。多口探井钻探结果表明，研究区优质储层除了常规潜山型储层之外，内幕型储层亦发育，且潜山型储层不完全受不整合面控制，因而厘清不同类型优质岩溶储层的分布规律已经成为研究区下古生界潜山勘探的关键问题。本文基于勘探实践，以大量钻井资料为基础，在层序格架约束下探讨了其对不同类型岩溶储层的控制作用，以期深化海相碳酸盐岩层序控储研究，以及对研究区下一步碳酸盐岩潜山勘探提供理论依据。
1 区域地质概况渤海海域位于渤海湾盆地的中东部，是渤海湾盆地的海域部分，面积约7.3×104 km2[27-28]。渤海海域主体由辽东湾坳陷、渤中坳陷组成(图 1a)，同时部分构造隶属于黄骅坳陷与济阳坳陷，是其分别在海域的延伸。研究区位于渤海西南海域(下简称南部海域)，为渤南低凸起向渤中凹陷过渡的斜坡带。受不同性质断裂的控制，南部海域不同部位具有较大的差异性。EW向、NEE向断层控制了研究区宏观构造格局，郯庐断裂带在研究区由3条NE向展布的走滑断层组成，将渤南低凸起切割为不同的块体，导致南部海域构造进一步复杂化(图 1b)。受差异升降作用控制，前新生界自渤中凹陷向渤南低凸起逐步抬升缺失，导致研究区中生界缺失，直接出露下古生界，进而成为下古生界碳酸盐岩潜山勘探的有利区域。目前研究区已发现渤中28-1油田(图 1)，渤中A(BZA-1)、渤中B(BZB-1)两个气田(图 1b)，另有多口钻井中均获得不同程度的油气发现。
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| a. 渤海海域区域位置图；b. 渤海南部海域区域位置图；c. 渤中28-1油田构造纲要图及潜山油气分布；d. 渤中28-1油田油藏剖面。 图 1 渤海西南海域区域地质图及渤中28-1油田油气分布图 Fig. 1 Generalized geologic map of southwest area of Bohai Sea and the distribution of the Bozhong 28-1 oil filed |
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研究区下古生界为台地型浅水碳酸盐岩沉积，整体上沉积了一套开阔台地-局限台地相的碳酸盐岩地层。自下而上发育府君山组、馒头组、毛庄组、徐庄组、张夏组、崮山组、长山组、凤山组、冶里组、亮甲山组及马家沟组，顶部峰峰组与上奥陶统受加里东运动剥蚀影响整体缺失。研究区早古生代主要经历了蓟县、怀远以及加里东三大构造运动，形成了三大区域不整合面(寒武系底、下马家沟组底与上马家沟组顶)，分别对应于3个Ⅰ型二级层序界面。同时，在徐庄组沉积末期以及凤山组沉积末期分别存在两期明显的海平面下降事件，构成研究区两大Ⅱ型二级层序界面[29-30]。五大层序界面将下古生界分为4大二级层序。
2.1 层序划分方法碳酸盐岩层序的划分方法较多，常用的有野外露头法、碳氧同位素法、测井曲线法以及地震层序法[18, 31-32]。其中油田区内单井层序划分常用的为碳氧同位素法以及测井曲线法。三级层序界面处δ13C、δ18O值表现为负异常[33]，台地相碳酸盐岩中，自然伽马能谱测井(Th/K)值与层序界面具有较好的吻合性，高的Th/K值往往指示层序界面[34]。BZA-1井揭示了层序界面处碳氧同位素、Th/K值、岩性组合变化与层序界面的关系。三级层序界面附近往往发育代表水体变浅的白云岩以及紫红色泥岩，碳同位素多显示明显的负异常，这些特征与Th/K值的峰值界面具有较好的吻合性(图 2)。
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| GR. 自然伽马；DEN. 中子密度；CNL. 中子孔隙度；AC. 声波时差；RD. 深侧向电阻率；RS. 浅侧向电阻率。中子密度与中子孔隙度间充填黄色区域宽度越大，代表白云岩体积分数越高。ft(英尺)为非法定计量单位，1 ft=0.304 8 m。下同。 图 2 BZA-1井碳酸盐岩三级层序地球化学、岩石学与测井响应 Fig. 2 Geochemistry, petrology and logging response of tertiary carbonate sequence in Well BZA-1 |
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结合岩石学特征以及Th/K值，对4个二级层序进行了三级层序的划分(图 3)。
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| 高伽马段为泥岩；低伽马段中，若中子密度与中子孔隙度曲线正交会(黄色充填)则为白云岩，若密度与孔隙度曲线重叠则为纯灰岩，黄色充填程度越高，则白云岩体积分数越高，反之方解石体积分数越高。 图 3 渤海西南海域下古生界钻井层序特征 Fig. 3 Drilling sequence features of Lower-Paleozoic in Southwest area of Bohai Sea |
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SS1(府君山组-徐庄组)可划分为5个三级层序，该阶段海平面整体较低，以潮坪-缓坡沉积环境为主，形成了广泛的红色碎屑沉积，夹多层白云岩或白云质灰岩。其中∈SQ1-∈SQ4海平面逐步升高，由底部向顶部白云岩体积分数逐步降低，泥质体积分数逐步增加，泥质体积分数在∈SQ5中达到最大，对应于徐庄组中上部厚层泥岩，同时Th/K值位于低值，表明海平面上升达到最大；之后海平面快速下降，整体上构成一个慢速海进快速海退的二级海平面变化旋回。
SS2(张夏组-凤山组)可进一步划分为7个三级层序。∈SQ6与∈SQ7以鲕粒灰岩为主；该二级层序的最大海泛面发育于∈SQ8内，沉积了可全区对比的崮山组薄层泥灰岩、泥岩组合，Th/K值亦具有最低的特征，指示水体深度达到当时最大；∈SQ10-∈SQ12时期存在明显的海平面下降事件，以长山组-凤山组厚度不一的白云岩为显著标志，Osleger等[35]指出该界面所指示的海平面下降事件是全球性的。
SS3包括冶里组与亮甲山组，可进一步划分为4个三级层序，其中冶里组与亮甲山组各包含2个三级层序。该二级层序整体白云岩化作用强，尤其是亮甲山组，基本全部白云岩化，这种强烈的白云岩化作用与怀远运动控制的构造抬升作用有关。该二级层序的最大海泛面位于OSQ2内，以泥岩为特征；同时该二级层序顶界面为Ⅰ型层序界面，尽管从地震资料上难以对不整合面进行刻画，但是在成像测井资料上该界面附近发育近5 m厚的风化角砾，存在明显的风化特征[34-35]。
SS4包括下马家沟组与上马家沟组，可进一步划分为5个三级层序，其中下马家沟组2个，上马家沟3个。最大海泛面位于OSQ8内部，以薄层泥岩与厚层泥晶灰岩为特征，随后进入高位体系域，直至加里东期发生构造抬升剥蚀。
基于钻、测井资料建立的层序地层格架在油田区内部可进行较好的井间对比(图 3)，另外与围区亦具有较好的可对比性。在对二级层序的划分上，本文与史晓颖等[29]以及田树刚等[30]划分的方案一致；三级层序的划分方案与董桂玉等[36]对环渤海湾盆地下古生界层序的划分方案基本一致，可较好地进行区域横向对比。
3 岩溶储层特征基于钻井取心、岩石薄片鉴定以及成像测井资料，从不同角度探讨了岩溶储层类型及其特征。整体而言，研究区岩溶储层可划分为潜山型与内幕型两大类。
3.1 岩溶储层岩石学特征潜山型储层以岩溶角砾岩砾间孔、构造裂缝为主要储集空间。BZ29-1-A井在2 274.40 m见潜山型岩溶角砾岩，角砾成分主要为白云岩，角砾间见大量未充填孔洞(图 4a)；岩心可见大量的裂缝发育，但这些裂缝多被充填，成为无效储集空间(图 4b)。薄片下，潜山型储层中破碎砾间孔与裂缝均常见，未充填部分为有效储集空间(图 4c)；荧光薄片中，砾间孔中见丰富的荧光(图 4d)，表明该类储层有效性好；同时普通薄片下可见大量方解石充填缝(图 4e)，充填的裂缝在荧光薄片下无荧光显示，表明油气成藏以前裂缝已经发生了充填作用，为无效储集空间(图 4f)。
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| 图a-f为潜山型储层；图g-p为内幕型储层。a. 岩溶角砾岩，砾间孔洞发育, BZ29-1-A井, 2 274.40 m, 奥陶系；b. 泥晶灰岩，构造裂缝发育，大量充填，BZ28-F井, 3 479.06 m；c. 角砾化形成的构造缝，BZ28-H井，3 348.25 m；d. 角砾化粉-细晶白云岩，砾间孔发荧光，BZ28-G井，3 372.70 m，荧光薄片；e. 粉-细晶粒白云岩，微裂缝被充填，BZ28-B井，3 400.00 m；f. 粉-细晶粒白云岩，视域同e, 被充填的裂缝不发荧光，BZ28-B井，3 400.00 m；g. 不等粒白云岩，溶蚀孔洞，BZ28-B井，3 208.30 m；h.角砾岩中的溶洞(孔)，BZ28-B井，2 274.40 m；i. 灰质白云岩，晶间孔发育，BZB-1井，4 423.50 m，铸体薄片；j. 不等粒白云岩，晶间溶孔发育，BZ28-B井，3 147.50 m，铸体薄片；k.不等粒白云岩，晶间溶孔发育，BZ28-B井，3 207.50 m，铸体薄片；l. 孤立的溶洞，BZ28-G井, 3 346.65 m(-)；m. 灰质白云岩，未充填裂缝，BZB-1井，4 435.10 m，铸体薄片；n. 细晶白云岩，溶蚀缝发荧光，BZ28-G井，3 348.10 m，荧光薄片；o. 不等粒白云岩，晶间孔溶蚀孔内发荧光，BZ28-B井，3 205.30 m，荧光薄片；p. 砾屑云岩，微裂缝中硬石膏溶蚀孔发育，BZB-1井，4 408.60 m，铸体薄片。 图 4 渤海西南海域下古生界岩溶储层岩心、薄片特征 Fig. 4 Cores and thin sections characteristics of karst reservoirs of Lower-Paleozoic in Southwest area of Bohai Sea |
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内幕型储层主要分布于风化壳120 m之下的白云岩储层中，岩心上主要为溶蚀孔洞，裂缝少见(图 4g，h)。薄片下可见晶间孔(图 4i)、溶蚀孔洞(图 4j-l)，偶见构造缝(图 4m)，亦可见溶蚀缝(图 4n)，溶蚀缝缝面多具不规则形态，可以与构造缝进行较好的区分；荧光薄片下裂缝与晶间孔均可见丰富的荧光显示(图 4n，o)，表明其有效性好；另外，在局部井段还可见硬石膏溶蚀孔(图 4p)。
3.2 岩溶储层测井响应特征成像测井资料在岩石结构、沉积构造以及特殊岩性的储层识别方面具有其独特的优势。研究区成像测井资料对溶蚀孔洞以及裂缝具有良好的识别效果。以BZB-1井为例，其自上而下发育4种类型的储集空间类型，分别为孔洞型、孔隙裂缝型、裂缝孔隙型以及溶蚀孔隙型。
孔洞型储层主要发育于不整合面附近。成像测井上，亮色角砾状图案呈不规则状杂乱排列，角砾间发育大量未充填孔洞，这些孔洞后期发生过一定程度的溶蚀，表现为对砾间孔的扩溶；同时角砾内部也可见砾内溶蚀孔(图 5a)。孔隙裂缝型储层在成像测井上表现为裂缝与溶蚀孔洞复合的特征。裂缝为正弦暗色条纹，表明裂缝未充填，沿着裂缝见暗色斑点或洞状异常响应，为溶蚀孔洞(图 5b)，这些孔洞往往是构造裂缝形成后酸性流体对裂缝附近的围岩进一步溶蚀的结果。裂缝孔隙型储集空间离不整合面具有一定的距离，多为内幕型储层。该类储层主要发育于白云岩层段，以大小各异的溶蚀孔洞为特征；成像测井上表现为大小不同的暗色豆状斑块，部分孔洞被裂缝沟通，但远离裂缝处亦有孔洞的发育(图 5c)。溶蚀孔隙型以溶蚀孔为主，裂缝基本不发育。溶蚀孔在成像测井上表现为小型暗色斑点，溶蚀孔呈顺层状特征(图 5d)，严格受层面控制；有些小层内溶蚀孔连片分布，形成与层面近似平行的连续分布的溶蚀孔隙带；有些小层内溶蚀孔发育较少，呈孤立状分布。
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| a. 孔洞型岩溶角砾岩，砾间孔洞、砾内溶蚀孔发育，上马家沟组，4 380.00~4 381.00 m；b. 孔隙裂缝型，高角度裂缝发育，沿裂缝发育溶蚀孔洞，下马家沟组灰岩，4 453.00~4 454.00 m；c. 裂缝孔隙型, 沿裂缝溶蚀孔发育，无裂缝处溶蚀孔亦发育，亮甲山组白云岩，4 520.00~4 521.21 m；d. 溶蚀孔隙型，溶蚀孔洞发育，似层状特征，4 556.00~4 557.00 m。 图 5 渤中B-1井岩溶储层成像测井特征 Fig. 5 Characteristic of karst reservoirs in image logging in Well BZB-1 |
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渤海南部海域下古生界沉积期为稳定地台，以垂直升降为主，构造相对稳定，不同级别海平面的周期性变化控制了碳酸盐岩岩性、岩相以及早期准同生期岩溶，进而控制了岩溶储层的空间展布。
4.1 岩性对储层的控制作用地质统计表明，研究区无论是潜山型储层，还是内幕型储层，均以白云岩为主，灰岩中少有油气聚集(图 1d)。物性统计结果证实：研究区白云岩储层较灰岩具有更高的孔渗能力，其中粉晶白云岩孔隙度最高，平均可达7%左右，随着白云岩粒径的增大，孔隙度有降低的趋势，这与埋藏过程中重结晶作用挤占孔隙空间有关；灰岩孔隙度基本在2%左右，且其渗透率基本均在0.5×10-3μm2，物性最差(图 6)。
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| 图 6 研究区不同岩性储集物性特征 Fig. 6 Physical characteristics of different lithology in the study area |
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已有大量研究[4]证实，灰岩较白云岩更易溶蚀而形成风化壳型储层，这与研究区的实际钻井情况存在较大的矛盾。岩心及薄片观察结果均揭示，风化壳附近灰岩早期储层发育，但后期主要的储集空间多被方解石充填(图 7a-c)。裂缝充填物阴极发光特征表明至少存在3期充填，分别表现为发暗红色(并伴随有不均匀的亮橘黄色斑点分布)、不发光以及橙红色光。通过对方解石充填物包裹体均一温度的测定，证实埋藏温度在90 ℃时，表生期形成的储集空间开始充填，在130 ℃时进入大规模充填阶段(图 7d)。结合单井埋藏史，研究区在馆陶组沉积中期开始进入初始充填阶段，在明化镇组沉积中期进入强充填阶段；而前人[37]研究表明，研究区主成藏期为5 Ma至今，故成藏期前裂缝大规模充填是灰岩储层物性较差的主要原因(图 7)。
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| a. BZA-1井单井埋藏史图；b. 裂缝及其充填物微观特征；c. 裂缝及其充填物阴极发光特征；d. 裂缝充填物流体包裹体均一温度。 图 7 BZA-1井灰岩型储层裂缝充填特征及充填时期 Fig. 7 Characteristic and the filled period of the fractures of limestone reservoir in Well BZA-1 |
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模拟实验表明，一方面，灰岩与白云岩具有差异的溶蚀机理，在开放系统内，灰岩的溶蚀能力远大于白云岩，而进入埋藏阶段，随着地层温度与压力的增加，白云岩的溶蚀速度会大于灰岩。佘敏等[38]通过溶蚀实验表明，在埋藏温度达到90 ℃时，白云岩溶蚀速度与灰岩相当，随着温度增加，白云岩溶蚀速度大于灰岩，而研究区灰岩中裂缝开始充填的温度正好为90 ℃。另一方面，白云岩晶间孔发育，基质孔隙度较大，溶蚀作用产生的离子可以有效排出，而灰岩基质孔隙度较小，溶蚀后的离子往往难以排出，因此其发生沉淀而形成充填物。值得注意的是，渤海海域晚期新构造运动活跃，新近系加速沉降，BZA-1井新近系沉积约3 000 m地层(图 7a)，可使地温增加至90~110 ℃，是灰岩储集空间大规模充填的主要原因。
4.2 二级层序控制白云岩垂向分布，进而控制了优质储层的宏观展布白云岩作为研究区主要的优质储层，其展布受海平面变化控制明显，二级层序控制了优质储层的宏观展布。研究区白云岩发育的层序主要为∈SQ1、∈SQ2、∈SQ3、∈SQ10、∈SQ11、∈SQ12，OSQ1、OSQ2、OSQ3、OSQ4、OSQ5及OSQ7(图 2、图 8)(白云岩测井响应特征为低伽马背景下，密度曲线与中子孔隙度曲线正差异，即图 2中低伽马背景下的黄色充填部分)。整体来看，白云岩集中分布于二级层序界面的顶底附近，但不同的二级层序又表现出差异性。SS1层序内白云岩主要发育于层序下部∈SQ1-∈SQ3内，其往往与泥岩互层，反映该时期陆源碎屑体积分数较高；SS2层序内白云岩不发育，主要以开阔台地为主，表明该二级层序沉积期整体海平面较高，这与整个华北地台的海平面变化亦是吻合的；SS3层序内白云岩最为发育，该层序内部的白云岩具有厚度大、白云石体积分数高的特点，尤其是OSQ3、OSQ4层序，这与该时期怀远运动抬升过程中导致的海平面下降有关；SS3层序沉积之后，海平面逐步升高，以开阔台地相占主导，仅在OSQ5以及OSQ7等局部海平面下降过程中形成了白云岩。
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| 黑色字体1-11分别代表∈SQ1-∈SQ11，蓝色字体1-9分别代表OSQ1-OSQ9。 图 8 渤中28-1油田钻井层序对比与储层关系 Fig. 8 Relationship between sequences and reservoirs of Well BZ28-1 oilfield in Bohai Sea area |
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考虑到白云岩是主要的储集岩性，将白云岩发育的12个三级层序定义为“优势储集层序”。本次研究首次明确提出将上述12个“优势储集层序”作为下古生界潜山勘探的重点层系。已钻井的统计数据表明，无论是潜山型储层还是内幕型储层，油气确实主要富集于12个“优势储集层序”中(图 8)，即二级层序控制了白云岩的垂向分布，进而控制了优质储层的宏观展布。
4.3 层序对潜山型储层的控制作用研究区潜山型储层与众多报道一致，其分布受不整合面控制，如BZ28-A井、BZ28- NE井、BZ28-NA井等储层均沿不整合面分布(图 8)。统计表明，潜山储层主要分布于风化壳之下120 m左右，部分可高于160 m(图 9)。然而，研究区潜山型储层的展布又具有其特殊性，部分构造高部位区域岩溶储层并不发育(BZ28-NH、BZ28-NC井区)，而在相对较低的BZ28-A井区至BZ28-B井区岩溶储层却极为发育(图 8)。这与顶部BZ28-NH、BZ28-NC井区剥蚀过量“优势储集层序”无残留有关(BZ28-NH井出露∈SQ5，BZ28-NC井出露∈SQ7)(图 8)。
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| 图 9 潜山型储层与风化壳关系 Fig. 9 Relationship between buried-hill reservoir and weathering crust |
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另外，值得注意的是，风化壳储层虽然为块状油藏，但储层的底界并不是水平的，其也不受古地貌控制，而受残留的“优势储集层序”控制。如BZ28-B井位于相对低部位，尽管油层仅位于OSQ2上部，但OSQ2下部、OSQ1以及∈SQ9-∈SQ11测试出水，且为高产水层，表明其储层仍然十分发育。纵观油层井同时结合测试成果发现，在强风化带，岩溶储层底界受“优势储集层序”控制，当局限台地层序相变为开阔台地层序时，储层不发育(图 8)。
从产能来看，尽管开阔台地层序在强风化作用下可形成储层，但一方面储层规模较小，另一方面，测试产能以低产与致密层为主，反映储集物性较差(BZ28-F井)(表 1)。即潜山型储层受风化界面与“优势储集层序”耦合控制，当“优势储集层序”不残留时，即使位于风化壳高部位，储层发育亦较差(如BZ28-NH井与BZ28-NC井)。
| 井号 | 层序 | 优势储集层序 | 储层类型 | 厚度/m | 产能/(m3/d) | 结论 |
| BZ28-NC | ∈SQ1 | 是 | 内幕型 | 27.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-A | ∈SQ11 | 是 | 潜山型 | 39.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-A | ∈SQ8、SQ9 | 否 | 内幕型 | 39.5 | - | 干层 |
| BZ28-A | ∈SQ1、∈SQ2 | 是 | 内幕型 | 103.5 | >200 | 高产 |
| BZ28-NE | ∈SQ10 | 是 | 潜山型 | 12.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-N4 | OSQ3 | 是 | 潜山型 | 8.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-NB | OSQ4 | 是 | 潜山型 | 15.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-B | OSQ2 | 是 | 潜山型 | 39.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-B | OSQ2 | 是 | 潜山型 | 62.0 | >200 | 高产(水层) |
| BZ28-B | ∈SQ8 | 否 | 潜山型 | 10.5 | - | 干层 |
| BZ28-G | OSQ5 | 是 | 潜山型 | 10.0 | >200 | 高产 |
| BZ28-F | OSQ8 | 否 | 潜山型 | 12.0 | ＜30 | 低产 |
| BZ28-F | OSQ9 | 否 | 潜山型 | 20.0 | - | 干层 |
渤中28-1油田除发育潜山型储层，内幕储层亦发育，内幕储层较潜山型储层受“优势储集层序”控制更为明显。内幕型储层主要在BZ28-NC、BZ28-A井以及BZ28-NE井区钻遇，流体性质为油层(图 8)。其中BZ28-A井以及BZ28-NE井内幕缺失部分层序，系断缺所致，而非沉积间断。该类型储层裂缝发育较少，储集空间以白云岩晶间孔为主。
内幕型储层与潜山型储层具有较大的差异，前者主要为白云岩深埋条件下溶蚀所致，与潜山型储层长期暴露成因有较大的差异。内幕型储层与潜山型储层相比, 前者受断裂以及后期抬升改造作用均较弱，且其主要分布于粉-细晶白云岩中，以晶间孔为主要储集空间类型。由于该类储层主要受岩性控制，因而相比潜山型储层其受“优势储集层序”控制更为严格，研究区内幕储层主要发育于∈SQ1-∈SQ3中，开阔台地层序主要作为内幕盖层。
内幕型储层中，同一“优势储集层序”内部，储层特征亦有差别。内幕孔隙型储层在垂向上具有间隔发育的特征(图 5d)。以BZB-1井为例，在距离风化壳160 m以下的4 500.00~4 560.00 m段发育大量的岩溶储层。对自然伽马能谱曲线作小波变换后得到的高频层序划分结果与成像测井所提取的孔隙谱进行对比发现，高孔隙度带主要发育于高频层序界面附近(图 10)。一方面在海平面变化过程中，岩性的变化会影响储集物性，如4 555.00~4 557.00 m段海平面升高，泥质体积分数增加(高伽马)，储集物性明显降低；另一方面，大量学者研究也证实，潮坪相在海平面频繁变化时，易于暴露形成准同生期岩溶，准同生期岩溶形成的高孔隙带也是后期埋藏溶蚀的主要区域。
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| 图 10 四级层序与岩溶储层对应关系 Fig. 10 Relationship between four-order sequence and karst reservoir |
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同样，在岩心观察下的高频层序中，储集物性与高频层序已具有相似的关系。取心段高频层序划分结果与实测孔隙度分析结果表明，在每一次高频层序的海侵初期以及海退晚期是内幕储层的有利发育部位，在高频层序界面附近，发育明显的高孔隙度带(图 11)，孔隙度普遍大于10%，最大可达12%，而在层序内部孔隙度多介于3%~5%之间。
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| 图 11 高频层序与岩溶储层对应关系 Fig. 11 Relationship between high-frequency sequence and karst reservoir |
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Sr同位素分析表明，研究区灰岩Sr87/Sr86同位素平均值为0.709 2左右，代表沉积时正常海水值，而灰质白云岩与白云质灰岩的Sr87/Sr86同位素平均值为0.709 4，最大可达0.709 7，明显高于海水背景值(图 12)，这种高Sr87/Sr86同位素多与富Sr87的陆壳锶随大气淡水或地表径流有关[39]，也证明在准同生期白云石化过程中，确实有淡水作用的影响，且白云岩化作用越强，陆壳锶的影响越明显，这也证实了准同生期白云岩发生过大气淡水的淋滤作用。
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| 图 12 不同岩性Sr87/Sr86特征 Fig. 12 Sr87/Sr86 characteristic of different lithology |
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1) 渤海南部海域下古生界碳酸盐岩发育4个二级层序，21个三级层序，其中∈SQ1、∈SQ2、∈SQ3、∈SQ10、∈SQ11、∈SQ12、OSQ1、OSQ2、OSQ3、OSQ4、OSQ5和OSQ7等12个三级层序为白云岩发育的层序，定义为“优势储集层序”。
2) 层序对研究区岩溶储层具有明显的控制作用，且表现为级次性：二级层序控制了岩性、岩相的空间展布，进而在宏观上控制了12个“优势储集层序”的空间展布；“优势储集层序”与不整合面耦合控制了潜山型储层的规模及其产能的高低，内幕型储层受“优势储集层序”限定发育于“优势储集层序”之中；高频层序进一步控制了油藏内部储层的非均质性，“优势储集层序”内，高频层序的顶、底是岩溶储层的有利发育区。
3) 油气勘探实践中，风化界面与“优势储集层序”的耦合区域是风化壳型储层的理想勘探区域；同时应拓展内幕型储层的勘探，尤其是在存在供烃窗口的构造区内，寒武系内幕型储层亦具有较大的勘探潜力。
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