渤海湾盆地是我国七大沉积盆地之一[1]，包括陆区和海域两部分。历经60余年的高效勘探与开发，已开发油田普遍进入“综合含水高、自然递减快、操作成本高”阶段。2010年前后，油气总产量已呈逐年下降趋势，资源接替不足，力争稳产已成为渤海湾盆地油田高质量发展的主要目标。海域的渤海油田建成年产3000×104t的产能后，规模性构造（断块）圈闭已钻探殆尽，勘探同样走入困境[2-3]，这是渤海油田稳产3000×104t面临的主要难题。
经过半个世纪的勘探实践，渤海湾盆地渤海海域基本地质认识有：（1）渤海湾盆地为油型盆地，古近系沙河街组主力烃源岩为倾油型湖相泥岩，未发现源自主力烃源岩的大型气田；（2）主要大油田（蓬莱19-3、秦皇岛32-6等油田）油藏类型为构造（断块）油藏，局部发现中小型源内低孔低渗隐蔽油藏，而广泛分布的源外新近系明化镇组疏松砂岩尚无大规模隐蔽油藏发现[4-5]。
为了在渤海海域持续发现大型油田并寻找大型天然气田，就必须突破多年形成的传统构造油藏勘探思路，寻找新的规模性油气藏类型。受新构造运动控制，渤中凹陷及邻区为渤海湾盆地构造演化中心，以及新近系、古近系的汇水中心，凹陷区古近系东营组发育厚层超压泥岩，形成了明化镇组砂泥岩互层、东营组泥岩与古潜山两套区域储盖组合，奠定了浅层明化镇组、深层古潜山为渤海海域优势成藏层系的地位。明化镇组作为典型的源外成藏层系，油气全过程运移和规模性圈闭是制约浅层规模性勘探的两大关键难点；而深层发现均为油藏，未发现源自主力烃源岩的大型天然气田，因此，深层规模型储层形成机理、大型气藏成藏机制是大型潜山气田的勘探难点。本文聚焦浅层原油和深层天然气两大领域的勘探难点和成藏要素，对近10年渤海地区上述领域的勘探地质认识进行系统性总结，以期为我国陆相断陷盆地研究提供借鉴，促进油气勘探事业的发展。
1 渤海海域地质概况 1.1 地质特征渤海湾盆地海域部分主要为中国海油矿区，包括石臼坨凸起、沙垒田凸起、渤南低凸起、辽西低凸起、莱北低凸起及渤中凹陷、黄河口凹陷、辽中凹陷、莱州湾凹陷等，面积约为4.1×104km2（图 1）。2010年以前渤海海域以构造勘探为主，已发现油气田多位于凸起之上的背斜圈闭，油源对比证实沙河街组为主力烃源岩层系。海域北部的辽东湾地区成藏特征与陆区相似，以古近系沙河街组、东营组为主要成藏层系。海域中南部及其滩海是渤海湾盆地演化的归宿，新构造运动强烈，浅层明化镇组与馆陶组储盖组合较陆区大为改善，馆陶组砂岩含量为40%~85%，明化镇组砂岩含量为20%~55%，已发现了秦皇岛32-6油田、蓬莱19-3油田、渤中25-1南油田等；新近系储层与沙河街组烃源岩层之间有厚层东营组泥岩相隔，属源外成藏。在深层勘探领域，受限于对油型盆地天然气生成机理及成藏模式的认识，仅发现渤中28-1、渤中26-2及曹妃甸18-1等一系列小型气顶气藏，未发现大型天然气田。
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图 1 渤海湾盆地渤海海域勘探成果图 Fig. 1 Exploration results in Bohai Sea area in Bohai Bay Basin |
渤海海域新构造运动强烈，断层晚期活化、沙河街组烃源岩晚期生排烃、晚期新近系储盖组合改善导致主要成藏层系为浅层明化镇组与馆陶组[2, 6-11]，属于典型的源外成藏模式，油气运移是成藏富集的关键之一。1995年邓运华提出了中转站控运模式，强调边界断层下降盘源内扇体（中转站）发育程度控制浅层运移[9]；2009年周心怀等提出了活动断裂带控运模式，强调边界断层成藏期的活动强度和区域泥岩厚度的配置关系控制浅层运移[10]；2018年笔者结合前人研究成果和渤海海域丰富钻井、地震资料，提出深层汇聚脊控运模式，认为“源内”与烃源岩大面积接触的脊状或似脊状形态的高效渗透层（不整合面、砂体等）和断层联合控制“源外”油气运聚[6]。
另外，沉积相、储层及成藏研究是渤海海域浅层明化镇组、深层潜山领域油气勘探的核心内容。早期受勘探程度的影响，新近系一直被认为是河流相沉积，缺乏良好的盖层，勘探风险较大；随着勘探程度提高，从构造演化、微体古生物、沉积构造等方面发现渤中凹陷湖相沉积及三角洲沉积存在的证据，指导了后续岩性—构造勘探模式；近几年，通过精细的古生物厘定和沉积环境分析，明确明化镇组下段发育河湖交互相沉积[11]，为开展规模性岩性勘探创造基础。太古宇潜山领域突破了仅在凸起高部位风化壳成藏的传统认识，在成储和成藏方面也取得了新的地质认识[12-13]，在倾油型盆地中的洼陷区发现了渤中19-6大型太古宇凝析气田。
2 新近系“汇聚脊”控藏新认识，指导实现浅层原油勘探的战略转移 2.1 “汇聚脊”控藏新认识前人基于新构造运动建立了一系列油气运聚模式，有力推动了渤海浅层油气勘探，并发现了一批大中型浅层油田[14-15]。油藏类型主要为构造（断块）油藏，勘探方法是围绕强活动的断裂带寻找显性目标进行钻探。而海域存在大量弱断裂活动区、甚至无断层发育区，没有断块圈闭，也无勘探目标，成为“勘探禁区”；同时在众多断裂和浅层圈闭发育处，钻探了大量空井或低效井。显然，在复杂地质条件下，现有的断裂控藏理论难以准确阐明浅层油气富集的根本规律。
通过渤海油田数十年来浅层油气勘探成功经验和失败教训的总结，认识到传统经验多注重断层运移能力分析[16-19]，而忽视油气初次运移和二次运移成藏全过程的研究，导致对源外油气成藏认识存在局限性，从而导致失利。笔者将邓运华院士提出的“中转站”思想[20]和油气运聚动态全过程结合，提出了“汇聚脊”控藏新认识[8-10]，建立了4种“汇聚脊”控制浅层油气富集与贫化模式。其核心内容包括：（1）“汇聚脊”控制源外油气垂向差异运移；（2）浅层疏松砂岩发育“枝蔓式”大型岩性圈闭；（3）构造弱活动控制隐性断裂形成大规模“隐性”圈闭。
2.1.1 “汇聚脊”主导油气初次及二次全过程运移，控制源外浅层油气成藏传统断裂控藏认为，连接深层烃源岩与浅层圈闭的活动断层（或断裂带）为油源断层，随着断层的幕式活动，深部油气可以大规模运移至浅层聚集成藏。勘探实践和物理模拟实验证实，断层只是油气运移过程中的部分通道，断裂带自身不能汇聚分散在烃源岩中的油气，因此断裂活动期也难以发生大规模二次油气运移形成规模型油藏。“汇聚脊”控藏认识强调断层和“源内”与烃源岩大面积接触的脊状或似脊状形态的高效渗透层（不整合面、砂体等）联合控制“源外”油气运聚。通过建立简化箕状凹陷模型（图 2），分析了油气从烃源岩运移进入渗透层（初次运移）及之后在渗透层二次运移汇聚的过程，计算了两种模式下不同构造带油气运移量的比例。例如无“陡坡砂”模式（图 2a、b）中圈闭A与圈闭B汇油量为200∶1，有“陡坡砂”模式（图 2c、d）中圈闭A与圈闭B汇油量为4∶1，表明：（1）初次运移对砂体、不整合面和断层的选择是二次运移的起始；（2）初次运移对汇聚通道的选择不同，油气在陡坡带和缓坡带的汇聚就会存在差异[21]。结合数值模拟、渗透层分析（不整合面、砂体、断层）及勘探实践中的油源对比和运移路径示踪等系统研究，揭示了断层必须与能发生规模性初次运移（汇）或二次运移（聚）的“汇聚脊”相接，才能成为浅层规模性油气成藏的通道，使油气运移至浅层形成规模型的商业油气藏。
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图 2 浅层油气汇聚机理分析图（据文献[21]修改） Fig. 2 Analysis of shallow oil and gas accumulation mechanism (modified after reference [21]) |
将汇聚脊定义为浅层圈闭下方具有脊状或似脊状特征的深层地质体，其表面具有与烃源岩大面积接触并广泛连通的渗透层，是油气在运移过程中从分散到集中的优势部位。按构造位置和岩性特征，断陷盆地发育3类汇聚脊：凸起型汇聚脊、凹中隆起型汇聚脊、陡坡砂体型汇聚脊（图 3）。汇聚脊自身为一低势区，以汇聚通道（不整合面、砂体和断裂）连接烃源灶，使烃源岩生成的油气向汇聚脊长期集中汇聚，是油气初次运移的指向区；汇聚脊也是深层油气侧向运移的“终止点”，是深层油气汇和聚的场所。
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图 3 汇聚地质体发育特征与浅层油气差异富集图（据文献[22]修改） Fig. 3 Characteristics of convergent geological bodies and differential accumulation of shallow oil and gas (modified after reference [22]) |
渤海湾盆地新近系以河流沉积为主，局部发育浅水湖泊沉积，储层为尚未固结的高孔渗砂岩，传统认为仅构造圈闭具有较好保存条件，无法形成大型岩性圈闭。近几年，随着三维地震连片和浅层取心的增加，系统开展了明化镇组下段区域沉积环境和砂体成因研究，在莱州湾凹陷发现了明化镇组单一砂体兼具河流相和湖相的古生物与沉积标志，并通过现代河流和湖泊考察，提出了渤海海域新近系发育河—湖交互沉积体系[23]。在河—湖交互环境下，同时期发育的多条河道砂体（枝砂）在湖浪改造下，发育连片席状砂体（蔓砂），形成“枝”“蔓”互联单层连片分布的大型砂体，基于此创建了“枝蔓式”连片砂体发育模式[10, 24-26]（图 4）。相较于国内已发现的致密砂岩岩性圈闭，提出渤海海域新近系存在疏松砂岩大型岩性圈闭，开创了我国新近系高孔渗砂岩规模型岩性油气藏勘探新模式。如垦利10-2油田由原来10余个孤立小砂体（单个面积2.0~3.0km2）构成，面积小又无运移通道，没有勘探价值，在“枝蔓式”连片砂体模式指导下，变为一个大砂体，形成了面积达745km2的岩性圈闭，为浅层大型岩性油藏的发现奠定了基础。
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图 4 渤海海域南部浅层连片砂体油气成藏模式图（据文献[29]修改） Fig. 4 Hydrocarbon accumulation pattern in shallow contiguous sand bodies in the southern Bohai Sea area (modified after reference [29]) |
通过区域应力与断裂体系活动规律研究，结合渤海海域伸展—走滑“双动力场”的特殊性，提出了基底先存走滑断裂活化或大断层持续活动诱导的浅层弱活动可形成断距小、地震难识别的“隐性断层”[27]。断距较小的隐性断层多呈现同层砂岩对接状态，断裂变形以碎裂作用为主，断层核内充填的断层岩主要是碎裂岩（碎裂带），相对于两侧地层普遍具有较低的渗透性，从而具有封闭能力。另外，隐性断层形成的断层碎裂岩的渗透率受断面正应力影响较大，模拟实验表明碎裂岩渗透率随断面正应力的增大而急剧减小[28]，即断面正应力越大，隐性断层封闭能力越强。据此，建立了构造弱活动下断面正应力主导的隐性断层碎裂岩封闭控圈机理，从而发现了一系列由隐性断层控制的大型“隐性圈闭”[29]。
基于上述研究，形成了渤海浅层“汇聚脊”控藏理论认识，其核心包括浅层油气运聚成藏动态过程和浅层隐性圈闭两大部分，指出油气先在深层汇聚，只有与“汇聚脊”相连的断层才能成为具有规模运移能力的“运移断层”，与“运移断层”相接的“枝蔓式”砂体形成先“枝”后“蔓”油气充注并成藏。上述认识强调深层汇聚脊与晚期断裂耦合区即是浅层岩性有利勘探方向，突破了浅层唯构造勘探思路，指出浅层疏松“枝蔓式”砂体具有较大勘探潜力。目前已在渤海油田成功应用，发现了一系列浅层大型岩性油田。
2.2 垦利6-1、垦利10-2大型油田勘探发现在汇聚脊控制源外成藏理论指导下，于渤海海域浅层勘探领域进行了充分的实践，发现了渤中34-9、渤中29-6、渤中36-1、垦利6-1、垦利10-2等多个大型高产岩性油田，尤其后两者最为典型。
2.2.1 渤海海域浅层首个亿吨级岩性油田——垦利6-1油田垦利6-1构造位于莱北低凸起，夹持于黄河口凹陷和莱州湾凹陷两个富烃凹陷之间。油气运移复杂，中外多家油公司数十年多轮、多层系（潜山、古近系、新近系均钻探）勘探，却始终未发现油气富集区，导致莱北低凸起为渤海海域唯一没有大油田发现的凸起。
利用“汇聚脊”控藏认识梳理莱北低凸起石油地质条件，并通过高分辨率三维地震资料，发现始新世末—渐新世莱北低凸起受走滑—伸展复合应力场作用发生了一定程度块体旋转，使凸起东北部和西南部产生局部挤压应力，相应形成“隐伏型”汇聚脊。同时在深层汇聚脊对应的浅层针对性开展沉积研究及岩性圈闭刻画，发现了明化镇组下段V油组顶部发育“枝蔓式”大型连片砂体。垦利6-1油田成藏过程为：富烃凹陷生成的油气通过与烃源岩直接接触的不整合面源源不断地向凸起运移，但在大部分地区不能汇聚（无汇聚脊），“隐伏型”汇聚脊控制了浅层规模性油气运移，从而围绕该区形成了大型浅层油藏，并经钻探得到了证实。
在“汇聚脊”控藏认识指导下，发现我国海上新近系首个亿吨级岩性油田——垦利6-1油田，获得探明储量1.14×108m3，单井测试日产油187.28m3。垦利6-1油田具有油藏埋深浅、测试产能高、含油层段集中、含油面积大、储量丰度较高的特点，揭开了渤海油田规模性岩性勘探的序幕[10, 24-25]。
2.2.2 渤海海域深洼带浅层“勘探禁区”首个亿吨级岩性油田——垦利10-2油田莱州湾凹陷是渤海油田富烃洼陷之一，垦利10-2构造位于凹陷的洼陷带，但洼陷带不发育沟通烃源岩层系的断层，也无构造（断块）圈闭，导致深洼带的浅层是渤海海域传统的“勘探禁区”。
受垦利6-1油田启发，依据“汇聚脊”控藏认识重新审视“勘探禁区”。深洼带浅层能否大规模聚集油气，核心在于浅层目标下方是否发育与烃源灶大面积接触的汇聚脊、与汇聚脊有效匹配的运移断裂。莱州湾凹陷深洼带深层虽无“构造脊”，但凹陷北缘莱北一号边界断层下降盘存在陡坡砂体型汇聚脊，而高分辨率地震解释发现了大型“枝蔓式”砂体，砂体延伸距离达数十千米，其“枝”下倾方向与莱北一号断层及其派生断层搭接，深层陡坡砂体型汇聚脊汇集的油气通过断层进入浅层大型砂体岩性圈闭，从而形成“陡坡砂体汇—断裂垂向输—浅层大砂体聚”的浅层岩性油藏成藏模式[26]（图 4）。
基于“汇聚脊”控藏认识，在莱州湾凹陷的洼陷区发现我国海上规模最大的新近系疏松砂岩岩性油田——垦利10-2油田，获得探明储量1.08×108m3，单井测试日产油90.42m3。垦利10-2油田同时也是我国海上深洼带首个浅层大型油田。
近两年来，在“汇聚脊”控藏认识的指导下，先后在渤中凹陷洼陷区发现了渤中19-2大中型油田、在凸起区低部位发现了秦皇岛27-3亿吨级大油田，展示了汇聚脊控制源外层系成藏的科学性和实用性，为渤海海域源外层系寻找规模性、高丰度油气藏提供了有力指导。
3 “湖盆成气—动态成藏”新认识，指导实现太古宇潜山规模富集气藏的重大发现 3.1 “湖盆成气”新认识提出的背景及主要内涵我国天然气分布极不均衡，之前已发现的大气田主要分布在我国西部的塔里木盆地和中部的四川盆地、鄂尔多斯盆地，而东部的松辽盆地、渤海湾盆地等主要生产原油。勘探实践证实，渤海湾盆地是典型的陆相断陷湖盆，主力烃源岩为古近系沙河街组深湖相泥岩，有机质丰度为1.3%~5.1%、平均为3.0%，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ2型，以生油为主，是典型的“油型盆地”[30]。
油型湖盆的大型天然气田形成研究是业界难题。戴金星等认为烃源岩生气强度超过20×108m3/km2是形成大中型气田的物质前提[31]。而渤海海域烃源岩以生油为主，且晚期构造活动强烈，天然气生成量少和保存条件差导致难以形成规模气田[30, 32]。结合国内外大型气田类比剖析，从湖盆演化、生烃机理、成藏动力等方面开展大型天然气藏形成条件研究。经过20余年攻关，形成“湖盆成气”认识，提出渤海湾盆地常规大型天然气藏形成条件主要包括一个核心要素和两个关键要素：一个核心要素即古近系区域超压泥岩“被子”控制天然气强充注与动态成藏；两个关键要素包括烃源岩晚期快速熟化高强度生气和潜山发育大规模储集体[11-13]。
3.1.1 渤中凹陷晚期快速沉降控制爆发式生气传统认识认为渤海湾盆地主要发育倾油型干酪根，天然气资源潜力不明[13]。通过生烃机理综合研究，发现渤中凹陷新近系快速沉降控制的烃源岩具快速深埋熟化的生烃机理。构造研究表明，渤中凹陷是渤海湾盆地晚期沉降中心，新近系沉积幅度约为4000m，第四系沉降速率约为169m/Ma，而陆区对应分别为500~2500m、21~105m/Ma[33]，因此快速沉降导致渤中凹陷沙河街组烃源岩的埋深迅速增加，加速了烃源岩的热演化进程。渤中凹陷烃源岩黄金管模拟实验揭示，当Ro=1.0%~1.3%时，气油比（GOR）显著增大；当Ro＞1.3%时，气油比（GOR）增加幅度更大（图 5），表明该区烃源岩在快速埋藏条件下爆发式生气，生气强度高达200×108m3/km2。在新认识指导下，渤中凹陷5.1Ma至今的天然气生气量达1.9×1012m3，占总生气量的83.4%，是早期生气量的5倍，特别是晚期快速的集中供给，也为油气的充注提供了强劲动力。
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图 5 渤中凹陷烃源岩热模拟实验结果所计算的气油比 Fig. 5 Gas-oil ratio calculated by thermal simulation results of source rock in Bozhong Sag |
陆相断陷盆地深层砂岩物性普遍较差，难以成为大型天然气田储集体。勘探实践发现渤中凹陷太古宇发育大面积富长英质变质花岗岩；经历印支、燕山、喜马拉雅3期构造应力作用，发育近北东向、北西向、东西向3组裂缝，其中印支期近南北向挤压产生的近东西向裂缝占40%~50%；大气淡水的风化淋滤作用改善了潜山顶部风化壳储集物性，幔源流体和烃类流体对潜山内幕裂缝及充填物的溶蚀改造优化了早期缝网系统，创建了构造应力主导的潜山风化壳和内幕立体成储新模式[34-35]。新模式突破了经典的潜山储层主要发育在顶部300m以内的传统认识，潜山内部有效储层扩展到潜山界面1000m以下，大大增加了油气储集空间，为天然气大规模富集提供了场所。
3.1.3 超压动力封闭的早油晚气动态成藏过程通过天然气运移—汇聚—充注—保存全过程研究，发现渤中凹陷潜山原油充注期主要发生在12—5Ma，天然气充注期主要在5.1Ma以来[34]。东营组泥岩超压演化历史揭示5.1Ma之前超压不发育，5.1Ma之后渤中凹陷大面积快速沉降导致泥岩欠压实，超压快速形成并持续加大，现今压力系数普遍超过1.6。盖层的强超压与天然气充注期相匹配，将大部分晚期生成的天然气封盖在深层，沿不整合面运移驱替早期形成的潜山油藏，原油沿断层溢出进入浅层成藏，形成“早油晚气”动态成藏的大型凝析气藏[30-34]。
通过成藏研究，建立了渤海湾盆地天然气成藏富集模式，认识到渤海海域晚期构造强烈活动，但区域超压泥岩“被子”广覆式发育，可形成超压动力封闭的天然气富集成藏模式（图 6），提出环渤中凹陷的洼陷地区具备形成大中型天然气田的有利条件。
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图 6 晚期构造强烈活动区超压动力封闭的天然气富集成藏模式图（剖面位置见图 1a）（据文献[34]修改） Fig. 6 Gas accumulation and enrichment pattern under the overpressure dynamic sealing conditions in areas with intense tectonic activities in the late stage (section location is in Fig. 1a) (modified after reference [34]) |
基于对渤中凹陷大型天然气藏的研究，提出了陆相断陷盆地“湖盆成气”新认识，建立了“爆发式生气—立体成储—超压泥岩封盖”的天然气富集模式，突破了陆相断陷盆地倾油型烃源岩难以形成大型天然气田的传统认识，指出渤海湾盆地等传统油型盆地在寻找大型油田之后继续寻找大型天然气田的方向，目前已经在渤海得到成功推广应用。
3.2 大中型太古宇变质花岗岩潜山（油）气田勘探发现渤海湾盆地是油型盆地，在部分地区可形成大气田，但其主要为油型盆地的特质没有变。该类盆地天然气与原油是分不开的，不存在与气型盆地类似的大型纯气藏。因此，该盆地天然气的寻找要定位在凝析气藏与高挥发油藏两种类型。
3.2.1 我国东部首个亿吨级大型整装变质岩潜山凝析气田——渤中19-6气田渤中19-6气田位于渤海中部海域，构造上处于渤中凹陷西南部，整体为一被断层复杂化的基底潜山构造，属低位潜山。区域构造分析及构造演化恢复表明，渤中19-6构造在印支期—燕山期主要受南北向挤压应力控制，形成一系列东西向展布的背冲断层，控制了太古宇潜山早期隆起的构造形态，同时，依附于这些逆冲断层，潜山内幕裂缝大量发育，为潜山优质储层的形成奠定了良好的基础。渤中19-6潜山紧邻生烃凹陷，生烃次洼的生气强度达200×108m3/km2；由于生烃作用和欠压实作用，东营组泥岩超压显著，压力系数可达2.0；且潜山储层与烃源岩直接对接，具备良好供烃窗口，有利于油气发生快速充注。
渤中19-6构造钻井揭示太古宇潜山为主要含油气层系，测试日产气（11.35~33.18）×104m3、日产凝析油111.06~338.76m3，证实太古宇潜山为大型整装块状凝析气藏；该气田三级天然气地质储量3566×108m3、凝析油3.35×108m3，其中探明天然气地质储量2232×108m3、凝析油2.35×108m3，最大气柱高度可达1600m以上，凝析气地露压差小（1.317MPa）、气油比为1008~1095m3/m3、凝析油含量为854~884cm3/m3。
3.2.2 渤海油田首个单层（中生界）覆盖型潜山——渤中13-2油田渤中13-2构造位于渤中19-6气田北部，印支期与渤中19-6构造同处于大型印支期褶皱核部，地层强烈抬升，古生界剥蚀殆尽；燕山中期先存的逆冲断层发生负反转，构造区被下白垩统覆盖，形成了中生界覆盖的太古宇潜山，从而认识到渤中13-2构造太古宇具有印支期褶皱成缝、燕山期反转覆盖保存的规模成储条件。另外，渤中13-2构造南侧控山断层直接与沙河街组、东营组下段成熟、超压烃源岩对接，形成“断面超压强注—网状裂缝高效输导”的太古宇潜山成藏模式（图 7）。
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图 7 渤中13-2油田“断面超压强注—网状裂缝高效输导”潜山内幕油气成藏模式图 Fig. 7 Hydrocarbon accumulation pattern of "high-intensity charging along over-pressured fault plane—high-efficiency migration through network fractures" inside buried hill in BZ13-2 Oilfield |
BZ13-2-E井太古宇潜山采用11.11mm油嘴求产，平均日产油411.48m3，平均日产气25.27×104m3，地面原油密度为0.811~0.812g/cm3（20℃），气油比为486~682m3/m3，由此发现了渤海海域首个覆盖型渤中13-2亿吨级大型挥发性油田。
3.2.3 渤海油田首个双层（中生界、古生界）覆盖潜山——曹妃甸23-A含油构造曹妃甸23-A构造位于渤中19-6大气田西侧，印支期位于渤中19-6大型褶皱翼部，古生界剥蚀弱，且沉积了巨厚中生界，为双层覆盖太古宇潜山；由于地层保存较全，太古宇潜山未与烃源岩直接接触，传统认为该区太古宇缺乏供烃窗口，油气难以进入太古宇潜山成藏。
基于“湖盆成气”理论认识，通过构造演化史分析，认识到研究区为印支期弱逆冲和燕山期强走滑叠加演化模式，太古宇片麻岩潜山受走滑强改造形成大量相互连通的裂缝。潜山东侧烃源岩埋深大、成熟度高、超压发育，在超压驱动下，烃源岩生成的油气首先沿古老断面向下充注进入太古宇，然后通过太古宇顶部不整合运移并汇聚于潜山高点，形成了“窄供油窗口超压强注式—潜山内幕油气运移”模式（图 8）。CFD23-A-1井太古宇潜山发现油层51.7m，测试日产油121.08m3、日产气46470m3，创造了渤海海域双层覆盖型太古宇潜山测试产能纪录，实现渤海双层覆盖型潜山领域性突破。
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图 8 曹妃甸23-A“窄供油窗口—内幕不整合面高效输导”潜山内幕油气运移新模式（剖面位置见图 1a） Fig. 8 New hydrocarbon migration pattern of "narrow oil supply window—high-efficiency migration along unconformity" inside buried hill in CFD23-A Oilfield (section location is in Fig. 1a) |
通过近10年系统攻关，渤海海域在浅层新近系和深层潜山勘探领域分别形成了“汇聚脊”控藏和“湖盆成气”地质新认识，指导发现了垦利10-2、渤中19-6等18个大中型优质高产油气田，不仅在油型盆地实现了大气田的战略突破，同时实现了浅层原油勘探方向向岩性油藏的战略转移。
4.1 “汇聚脊”控藏新认识带来的启示“汇聚脊”控藏认识系统回答了渤海油田多年来浅层勘探存在的关键问题，丰富和完善了油气运移研究成果，指导了渤海10年来浅层油气勘探及今后的原油勘探方向，实现了渤海湾盆地浅层原油勘探从显性构造（断块）勘探到隐性岩性勘探的战略转移，重新审视过去不能勘探的“勘探禁区”、没有发现的失利区及已有发现的油田区。这一方法为我国东部勘探老区带来了新的思路。
4.2 “湖盆成气”新认识带来的启示“湖盆成气”新认识不仅揭示了传统的“富油盆地”可以形成凝析气藏及溶解气含量高的挥发性油藏，还明确指出凝析气藏和挥发性油藏的分布受控于超压厚层泥岩盖层，并且当盖层的压力系数大于1.4时更易形成大中型的凝析气田。从渤海地区区域盖层的异常压力分布特征来看，有利超压盖层在渤中凹陷、辽中凹陷较发育；且渤中凹陷作为渤海已被证实的富烃凹陷，其烃源条件好、埋深大，为天然气勘探的主要地区。
4.3 新认识的意义经过近20年的探索，在浅层明化镇组疏松砂岩与深层太古宇潜山分别提出源外“汇聚脊”控藏与“湖盆成气”两项新的地质认识，形成了渤海海域规模性油气藏勘探新思路，在浅层新近系疏松砂岩中获得垦利6-1、垦利10-2、渤中19-2等10余个隐性高产大中型油田，在深层太古宇潜山发现了我国东部首个大型整装凝析气田——渤中19-6气田，并持续获得渤中26-6等数个大油气田发现，实现了渤海海域大油田勘探方向的战略转移和大气田勘探方向的战略突破。2021年渤海油田原油净增量占全国净增产量的46%，并于当年建成了全国第一大原油基地，同时具备了上产4000×104t原油年产的储量基础，从而扭转了我国东部原油整体下降的局面。两项新认识及勘探实践对我国陆相断陷盆地同样具有参考价值，能为规模性油气勘探提供良好借鉴。
5 结论与认识（1）基于油气运聚动态全过程研究，明确了规模性油气运移和规模性浅层圈闭是源外层系油气富集的两大关键，建立了“汇聚脊”控藏认识。其核心内容包括3部分：“汇聚脊”控制源外油气垂向差异运移，浅层疏松砂岩发育“枝蔓式”大型岩性圈闭，构造弱活动控制隐性断裂形成大规模“隐性”圈闭。
（2）渤海湾盆地常规大型天然气藏形成条件主要包括一个核心要素和两个关键要素：一个核心要素即古近系区域超压泥岩“被子”形成动力封存，渤中凹陷晚期大面积快速沉降导致东营组泥岩欠压实超压，为古潜山成藏提供优越保存条件；两个关键要素包括烃源岩晚期快速熟化爆发式生气并高强充注、构造应力主导的潜山发育大规模储集体。
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