渤海湾盆地渤海海域沙一时期构造环境稳定，整体处于坳陷期，物源输入少，且该时期为温暖潮湿热带—亚热带气候，盆地为平衡补偿，导致湖水浅、咸、清澈而广阔^[1]，因而除了正常砂泥岩沉积外，还有丰富的特殊岩性，主要包括碳酸盐岩、生屑灰岩、油页岩、钙质页岩及灰质泥岩等，因此，渤海海域沙一段常被称为特殊岩性段^[2]。

近年来渤海海域的油气勘探取得一系列重大突破，特别是渤东探区更是相继发现蓬莱9-1与蓬莱15-2等大型油田。通过精细油源对比显示，Es1段特殊岩性有重要贡献。然而渤海海域烃源岩研究一直聚焦于Es3及Ed3^[3-4]，Es1缺乏系统研究和评价，这种岩性特殊的地质体生烃潜力有多大？这是勘探现阶段关心的核心问题。

作者通过系统的岩心、岩屑观察及分析，证实渤海海域沙一段烃源岩发育两类岩性组合，且均为好~优质烃源岩；在岩性组合分析基础上，结合古地貌和沉积相^{[1, 5]}分析，提出了Es1段烃源岩发育及分布模式；结合热模拟实验和地球化学分析，明确了这两类岩性组合的生烃特征及潜力，为勘探提供依据和支持。

1 沙一段特殊岩性烃源岩沉积特征

Es1段岩石类型丰富，其中油页岩、钙质页岩、灰质泥岩和泥岩等均具备形成优质烃源岩的岩石基础。

1.1 特殊岩性段发育高丰度烃源岩

岩心样品的实验分析是判定烃源岩品质最有效、最直接的方法^[6]，通过对不同岩性取样分析，发现沙一段钙质页岩、灰质泥岩及油页岩有机质丰度高，TOC均大于1.5%（图 1），为好~优质烃源岩，证实特殊岩性发育优质烃源岩。

1.2 控制特殊岩性烃源岩发育的古地貌

古地貌是控制沉积的最重要因素^[7]，通过统计不同古地貌沉积物特征，明确特殊岩性烃源岩的分布及发育特征。

通过探井统计Es1段的岩性，利用沙一时期古地貌和沉积相成果（图 2），确定了五类古地貌控制了特殊岩性烃源岩发育及分布（图 3）：①远源斜坡——（扇）三角洲前缘前端及前（扇）三角洲斜坡带，②扇间斜坡带——位于两个（扇）三角洲前缘之间相对封闭的斜坡带，③水下古隆起，④水下古斜坡——古隆起向洼陷过渡的斜坡区，⑤洼陷带。其沉积特征为：

（1）远源斜坡带：陆源物质输入多，开放体系，弱还原环境；岩性以灰质泥岩为主夹大量砂岩，不发育碳酸盐岩、油页岩和钙质页岩（图 4a）。

（2）水下古隆起：远离陆源，静水还原环境；碳酸盐岩较为发育夹有油页岩、钙质页岩，极少含砂（图 4b）。

（3）水下古斜坡及扇间斜坡带：相对封闭的还原环境，滨浅湖相；油页岩、钙质页岩较为发育，含薄层碳酸盐岩，极少含砂（图 4c、4d）。

（4）洼陷带：封闭强还原环境，浅湖—半深湖相；油页岩、钙质页岩较为发育，含薄层碳酸盐岩（图 4e）。

1.3 特殊岩性组合发育及分布规律

通过以上分析，发现特殊岩性段按岩性组合可分为两类：①由生屑灰岩、碳酸盐岩、油页岩、钙质页岩及少量灰质泥岩组成，极少含有砂岩，这类岩性组合作者定义为钙质页岩组合；②以灰质泥岩为主夹有大量粉砂岩、砂岩，极少含有碳酸盐岩、钙质页岩及油页岩的组合，定义为灰质泥岩组合。

钙质页岩组合主要分布在水下古隆起、水下古斜坡、扇间斜坡带以及洼陷带这四类沉积古地貌，而灰质泥岩组合仅仅发育在远源斜坡带（图 3b）；从远源斜坡带到洼陷带，其岩性组合从灰质泥岩组合过渡为钙质页岩组合。

2 两类特殊岩性组合的生烃模式

特殊岩性段由于形成于稳定沉降期，因而广泛分布，若这类岩石生烃潜力高，则具一定勘探潜力。

2.1 钙质页岩组合 2.1.1 地球化学特征

从地球化学数据分析看出，该类组合为好~优质烃源岩，TOC >1.0%（图 5a），有机质类型为Ⅰ ~ Ⅱ 1型（图 5b），生烃潜力大。对较低值进行分析，发现TOC低值一般为钙质页岩夹的薄层碳酸盐岩。

为什么会形成这类层薄、岩性组合特殊的优质烃源岩？首先，钙质页岩组合分布在洼陷、水下古隆起、水下古斜坡以及扇间斜坡带等这类静水位置；由于构造稳定，气候炎热，物源少，水体咸化，易于形成盐度分层，发育弱还原—强还原环境（图 5c）。该组合的伽马蜡烷/C30藿烷一般大于0.25，且广泛发育碳酸盐岩，证明其是咸水环境的产物，这样的环境有利于大分子烃类有机质的保存和富集^[8]。因此，在构造、环境等综合因素作用下，形成了这类优质烃源岩。

2.1.2 生烃潜力

为了进一步研究其生烃能力，选取JZ20-1-1井的样品进行热模拟实验，对比样为该井Es3和Ed3烃源岩样品。从实验结果看出，钙质页岩组合烃类产率明显高于东三段和沙三段，最高可达500 mg/gTOC，表明钙质页岩组合具有高效的生烃能力（图 6）。

2.1.3 生烃模式

对大量地球化学数据统计显示，钙质页岩组合生烃门限浅，约2 400 m（R_o相当于0.3%），演化剖面存在2个生油峰（图 7a）：其一是2 400~2 800 m，这一阶段R_o为0.3%~0.5%，为低熟油生成阶段；其二是3 100~4 000 m，R_o约0.7%~1.2%，为成熟油大量生成阶段，我们称这样的生烃过程为“低熟—成熟强双峰型生烃模式”。可见这类烃源岩具有早熟早生早排的特征^[9]。

通过以上分析，钙质页岩组合具有产烃率高、生烃门限低及特殊生烃模式等优势，即使厚度较薄，也具有重要的勘探潜力，尤其是对于渤海海域而言，埋藏较浅的边缘凹陷分布广（图 3），该组合烃源岩勘探意义更加重要。

2.2 灰质泥岩组合 2.2.1 地球化学特征

该组合TOC较高，基本大于1.0%，有机质类型为Ⅱ 1~ Ⅱ 2型，形成于弱还原—弱氧化环境，与钙质页岩组合存在差别（图 8）。同时，通过模拟实验，灰质泥岩组合产烃率最高仅300 mg/ gTOC，较钙质页岩组合低（图 6d）。

2.2.2 生烃模式

统计该类组合生烃指标，发现其进入生烃门限埋藏较深（R_o相当于0.5%），演化剖面显示为微弱双峰：2 600~2 800 m可能有少量低熟油生成；3 100 m以下，为成熟油大量形成阶段（图 7b）。该生烃过程称为“低熟—成熟弱双峰型生烃模式”。

2.3 生烃对比

通过以上的分析，可以看出在沙一时期由盆地边缘向盆地内部，其特殊岩性段岩性组合由灰质泥岩组合过渡为钙质页岩组合，两类烃源岩均为好~优质烃源岩，但生烃特征存在明显差异：钙质页岩组合产烃率最高可达500 mg/gTOC，生烃模式呈强双峰形态，生油门限浅（2 200 m），2 400~2 800 m为低熟油生成阶段，3 000~4 000 m为成熟油大量形成阶段；灰质泥岩组合与正常烃源岩相似，生油门限深（2 600 m），以成熟油的生成为主（表 1），低熟油仅少量生成。

3 结论

（1）扇间斜坡、水下古隆起、水下古斜坡、洼陷带、远源斜坡带五类古地貌控制了沙一段两类特殊岩性组合（钙质页岩组合及灰质泥岩组合）优质烃源岩的发育及分布。

（2）钙质页岩组合为钙质页岩、页岩、油页岩、碳酸盐岩夹钙质泥岩、生屑灰岩组合，发育在扇间斜坡、水下古隆起、水下古斜坡、洼陷带；灰质泥岩组合为灰质泥岩夹砂岩，含少量油页岩、碳酸盐岩，发育在远源斜坡带。

（3）钙质页岩组合是好~优质烃源岩，产烃率最高可达500 mg/gTOC，生烃模式呈强双峰形态，2 200 m进入生油门限，2 400~2 800 m为低熟油生成阶段，3 000~4 000 m为成熟油大量形成阶段；灰质泥岩组合是中等~优质烃源岩，产烃率最高300 mg/gTOC，生烃模式呈微弱双峰形态，2 600~2 800 m仅少量低熟油形成，3 000~4 100 m成熟油生油高峰。

（4）沙一段特殊岩性组合具有产烃率高、生烃门限低及特殊生烃模式等优势，不仅在盆内凹陷中具有很好的勘探前景，而且在埋藏较浅的边缘凹陷更具重要的勘探意义。