深层—超深层是中国未来油气增储上产的重要领域，中国多个沉积盆地在深层—超深层获得了大中型油气田的突破，展现了深层—超深层巨大的勘探潜力^[1-4]。渤海湾盆地是中国东部重要的含油气盆地，也是目前已发现石油地质储量最多的盆地^[5-7]。渤海油田油气产量占渤海湾盆地的40%，是中国东部油气储量与产量的重要贡献者。但渤海海域历经60余年勘探实践，中浅层领域勘探程度日益提高，成效逐年降低，规模性圈闭越来越少，深层—超深层已成为渤海油田未来储量接替与勘探战场转移的必然选择。

渤海海域潜山对应深度为3500~7000m，是深层—超深层勘探的主要战场。相比深层—超深层碎屑岩，潜山具有圈闭面积大、储层受埋深影响小等优势。尤其是太古宇潜山，因其广泛的分布面积及极强的抗压性，是渤海湾盆地深层—超深层重要的油气勘探层系^[8-11]。近年来，渤海油田通过基础地质研究，以太古宇为主要层系，相继探明了渤中19-6、渤中26-6两个亿吨级油气田，并在渤中13-2多层覆盖型太古宇潜山获得了突破，实现了该领域从显性潜山到隐蔽型潜山的全面发现，累计新增探明油气地质储量约5×10⁸t油当量^[12-16]。

然而，深层—超深层潜山油气勘探相对于中浅层具有埋藏深度大、多期构造运动叠加改造、高温高压及储层物性偏差等基本特征。因此，深化潜山油气成藏富集规律的研究对于推动渤海海域深层—超深层勘探至关重要。

本文旨在系统总结渤海海域深层—超深层太古宇潜山区域成藏条件，重点解剖典型油气田富集模式，明确深层—超深层潜山油气富集规律，以期为陆相断陷盆地太古宇基底潜山勘探提供借鉴意义，同时丰富与发展陆相断陷盆地油气成藏理论。

渤海海域位于渤海湾盆地东部，其大地构造位置处于欧亚板块与太平洋板块交界处，为华北克拉通之上的中生代、新生代叠合盆地，东邻胶辽隆起，西为黄骅坳陷的延伸，南与济阳坳陷相连，北与下辽河坳陷相连，是渤海湾盆地的重要组成部分。根据古近系分布和构造特征，渤海海域可细化为渤中凹陷、黄河口凹陷、辽中凹陷等13个凹陷和石臼坨凸起、沙垒田凸起、渤南低凸起等14个凸起（低凸起）（图 1a）^[17-20]。

图 1

图 1 渤海海域构造单元划分图（a）及地层柱状图（b） Fig. 1 Division of structural units (a) and stratigraphic column (b) in Bohai Sea area

结合渤海湾盆地构造演化过程，自太古宇变质岩结晶基底形成至新生代，渤海海域潜山的形成经历了前印支期潜山物质基础发育、印支期—早燕山期旋回挤压逆冲与潜山雏形、中燕山期—早喜马拉雅期旋回伸展裂陷与潜山初始格局、晚喜马拉雅期旋回断—坳沉降与潜山定型定位四大演化关键阶段^{[10, 21-22]}，多阶段构造运动的强烈叠加改造和多板块联合作用造就了研究区现今潜山类型的多样性和内幕断裂的复杂性。与构造演化相对应，渤海海域潜山地层发育较全，自下而上发育太古宇—古元古界变质岩基底、古生界海陆交互相碎屑岩—海相碳酸盐岩沉积、中生界湖相沉积（伴随火山建造）（图 1b）。潜山上覆地层主要为沙河街组、东营组，以半深湖—深湖相沉积为主，为渤海海域潜山提供了优越的烃源岩与盖层条件^[23]。

渤海湾盆地潜山自中生代以来开始形成，并在新生代最终定型，太古宇潜山的形成与演化是中生代、新生代构造共同作用的结果^[24-25]。渤海太古宇潜山的岩性复杂且多样，以变质岩为主，包括：变质花岗岩、片麻岩、碎裂岩、碎斑岩和糜棱岩。除了变质岩外，太古宇潜山还含有少量的火成岩，如花岗斑岩、闪长玢岩和辉绿岩等晚期侵入岩。

不同构造部位由于经历的构造期次与强度存在明显的差异，导致太古宇潜山具有不同的地层组合结构。根据太古宇与上覆地层的组合差异，渤海太古宇潜山可进一步划分为太古宇直接出露型、中生界直接覆盖型、古生界直接覆盖型及中生界—古生界联合覆盖型^[26]（图 2，图 3）。

图 2

图 2 渤海海域前新生代地质图 Fig. 2 Pre-Cenozoic geological map of Bohai Sea area

图 3

图 3 渤海多类型太古宇潜山典型剖面图（剖面位置见图 2） Fig. 3 Typical seismic profile of multi-type Archean buried hills in Bohai Sea area (section location is in Fig. 2)

华北地台在古生界沉积期为稳定的地台，全区广覆式分布（图 4a）。印支期受华南板块与华北板块碰撞作用影响，渤海湾盆地形成一系列北西西向断裂及其相关褶皱，是控制渤海海域太古宇潜山形成的初始构造活动。在强烈的逆冲褶皱区，古生界剥蚀殆尽；在弱逆冲褶皱区，则有古生界的残留（图 4b）^[27-28]。早燕山期，受古太平洋板块俯冲作用影响，研究区形成了一系列北北东向走滑逆冲断裂，一方面导致潜山格局进一步复杂化，同时导致古生界剥蚀区进一步扩大（图 4c）。中燕山期，渤海湾盆地由挤压背景转化为伸展背景，早期北西西向与北北东向逆冲断裂发生差异负反转，控制了早白垩世的沉积中心，在研究区形成了太古宇直接出露型、中生界直接覆盖型、古生界直接覆盖型及中生界—古生界联合覆盖型4类潜山圈闭组合（图 4d）^[29-30]。这一潜山组合在新生代被厚层碎屑岩覆盖定型，最终得以保存。

图 4

图 4 渤海中—新生代构造叠加与多类型太古宇潜山形成示意图 Fig. 4 Mesozoic-Cenozoic structural evolution and formation of multi-type Archean buried-hills in Bohai Sea area ①太古宇直接出露型；②中生界直接覆盖型；③古生界直接覆盖型；④中生界—古生界联合覆盖型

在现今的渤海海域，太古宇直接出露型潜山圈闭常位于凸起区和部分反转的凹中隆，由于处于多期构造的高部位，其溶蚀孔缝发育，往往具有较好的储层条件，同时由于位于构造高部位，为油气运移的指向区，如渤中26-6和渤中19-6潜山。中生界直接覆盖型潜山圈闭、古生界直接覆盖型潜山圈闭常位于凸起区侧向/斜坡带的次高点，这类太古宇潜山圈闭上覆古生界/中生界，内幕太古宇储层的发育程度很大程度上受控于裂缝，油气主要来自深大断裂供烃窗口的侧向供烃，如渤中28-1和渤中13-2等潜山。中生界—古生界联合覆盖型潜山圈闭常位于凹陷区的凹中隆，长期处于构造低部位，太古宇上覆古生界和中生界两个构造层，内幕太古宇储层致密，供烃窗口较窄，如曹妃甸23-6潜山。

渤海海域新生代古近纪发生多幕裂陷，控制了研究区沙三段、沙一二段（沙一段+沙二段）、东三段3套主力烃源岩的发育^[31]。盆地的差异性沉降，特别是古近纪以来构造沉降量的差异，导致各主要烃源岩层系厚度在空间上存在较大差异，这种差异沉降导致渤海海域形成辽中、渤中、黄河口等多个富烃凹陷，也在平面上控制了潜山油气田的分布。

沙三段烃源岩受低凸起的限制，厚度变化快，呈现渤中凹陷、黄河口—莱州湾凹陷、辽中凹陷多个分散型沉积中心，烃源岩最厚可达1335m，干酪根类型主要为Ⅰ型、Ⅱ₁和Ⅱ₂型，87%的样品有机碳含量大于2%，评价为好—非常好烃源岩。沙一二段烃源岩分布更广，但厚度较小，最厚可达348.1m，干酪根类型主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型，60%的样品有机碳含量大于2%，评价为好—非常好烃源岩。东三段烃源岩，主洼区最大厚度达562.8m，干酪根类型主要为Ⅱ₁型和Ⅱ₂型，35.76%的样品有机碳含量大于2%，评价为中等—好烃源岩（表 1）。

表 1

表 1 渤海海域烃源岩条件基础数据表 Table 1 Main parameters of source rocks of Bohai Sea area 评价区名称 层系 有机质类型 烃源岩厚度/m 有机质丰度TOC/% 成熟度Ro/% Ro＞1.0%的面积/km2 Ro＞2.0%的面积/km2 最大值 平均值 最大值 平均值 最大值 平均值 辽中凹陷 东三段 Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 292 149.91 2.50 1.49 1.84 0.84 173.39 0 沙一二段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 135.63 63.57 4.37 1.50 2.33 0.93 1263.60 48.24 沙三段 Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 1146.66 325.27 2.02 1.63 3.38 1.19 1889.99 496.34 渤中凹陷 东三段 Ⅱ1、Ⅱ2 562.80 138.80 3.15 1.78 2.40 1.23 5885.10 233.80 沙一二段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 348.10 129.70 4.77 1.87 2.95 1.43 5807.20 1214.40 沙三段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 1000 215.50 4.93 1.26 3.58 1.77 5896.20 2740 黄河口凹陷 东三段 Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 372.40 131.80 2.21 1.36 1.20 0.79 164.70 0 沙一二段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2 143.50 49.70 3.80 1.25 1.39 0.85 317.90 0 沙三段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ 1000 231.90 3.83 1.58 2.10 1.03 1326 2.20 莱州湾凹陷 沙三段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2 1335 490 3.71 1.65 1.57 0.62 77.70 0 沙四段—孔店组 Ⅱ1、Ⅱ2 2575 1065 3.30 1.18 2.55 1.05 498 76 南堡凹陷 东二段 Ⅲ 122 46 0.20 0.08 1.17 0.77 30 0 东三段 Ⅱ2 294 147 1.22 0.78 1.85 1 103 0 沙一二段 Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2 275 105 3.96 1.60 2.18 1.16 121 4 沙三段 Ⅱ2、Ⅲ 701 176 1.10 0.34 3.58 1.20 218 87

表 1 渤海海域烃源岩条件基础数据表 Table 1 Main parameters of source rocks of Bohai Sea area

渤海海域所处的华北克拉通在中生代遭受强烈改造和破坏，这一破坏过程一直持续至新生代古近纪^[32]。上地幔的持续隆升使得渤海湾盆地地壳逐步减薄，地幔热流及莫霍面温度升高，并伴随大规模岩浆活动，导致渤海湾盆地具有高热流特征，极大地促进了烃源岩的生排烃作用^[33]。烃源岩演化数值模拟结果表明：渤海海域各次洼古近系烃源岩底面R_o超过0.5%，均已进入成熟阶段，其中渤中凹陷和辽东凹陷的大部分凹陷区R_o超过1.3%，达到高成熟演化阶段，凹陷中心R_o超过2.0%，已大范围进入过成熟阶段（图 5）。另外，生烃强度模拟表明，渤海海域烃源岩最大生油强度中心位于辽中凹陷、渤中凹陷与黄河口凹陷。生油强度与目前已发现的潜山油气分布关系表明，潜山油气田主要围绕富生烃凹陷分布（图 6），尤其是大中型潜山油气田受生烃凹陷控制更为明显，这可能指示潜山油气的聚集成藏受“源”控效应更加明显。

图 5

图 5 渤海海域古近系烃源岩底部Ro等值线图 Fig. 5 Ro contour of source rock at the base Paleogene in Bohai Sea area

图 6

图 6 渤海海域古近系烃源岩生油强度与潜山油气田平面叠合图 Fig. 6 Superposition map of oil generation intensity of the Paleogene source rock and distribution of buried hill oil and gas fields in Bohai Sea area

渤海海域太古宇潜山岩石类型丰富多样，由太古宇变质岩和后期侵入岩脉构成。变质岩主要为片麻岩、混合片麻岩、混合花岗岩、碎裂岩（以碎裂化变质岩为主），普遍发生混合岩化作用。变粒岩和斜长角闪岩分布较为局限，与华北地区33—19亿年广泛发育的岩浆活动有关。后期的侵入岩主要有辉绿岩、闪长玢岩、花岗斑岩等，以岩脉形式穿插在变质岩体中，侵入岩脉大部分为非储层^[34-36]。

渤海太古宇变质岩潜山储层的储集空间可以分为孔隙和裂缝，具有孔隙—裂缝复合的特征^[37-41]。构造裂缝是太古宇潜山十分重要的储集空间，沿着裂缝溶蚀作用也较为发育（图 7）。一方面可见长石的溶蚀孔，同时部分暗色矿物如黑云母也发生较为强烈的溶蚀而形成溶蚀孔（图 7a、b），镜下可见长石沿着解理缝发生的定向溶蚀，这种溶蚀特征极大地提高了储层物性。勘探实践证实，出露型潜山与覆盖型潜山中均可以形成规模性储层，覆盖型潜山中的溶蚀作用弱于出露型潜山，这可能与覆盖型潜山的风化淋滤作用相对较弱有关。

图 7

图 7 渤海太古宇变质岩潜山储层特征图 Fig. 7 Characteristics of the Archean metamorphic buried hill reservoirs in Bohai Sea area （a）BZ13-2-E井，4621m，太古宇直接出露型潜山，花岗片麻岩，长石和云母的溶蚀；（b）BZ13-2-G井，4668.5m，太古宇直接出露型潜山，花岗片麻岩，云母沿解理的定向溶蚀；（c）BZ19-6-G井，5467m，中生界直接覆盖型潜山，混合片麻岩，未充填的裂缝；（d）BZ19-6-G井，5100m，中生界—古生界联合覆盖型潜山，碎裂岩，多期裂缝中的石英、白云石和方解石充填

渤海海域太古宇潜山储层的储集能力主要受内部岩性与外部改造两大关键因素控制^[42-43]。石英、长石等浅色矿物脆性大，在构造应力下容易发生破裂成缝。同时，变质岩中长石类矿物的抗风化能力也较弱，岩石在印支、燕山和喜马拉雅等多期构造运动下抬升暴露地表，经风化淋滤改造容易发育溶蚀孔缝。渤海海域太古宇变质岩长英质矿物含量较高，普遍大于75%，为构造破碎成缝和流体溶蚀改造提供了有利的物质基础，是规模性优质储层发育的基本条件。

渤海海域太古宇潜山在中—新生代遭受了印支期、燕山期及新生代多期构造叠加作用，为裂缝的形成提供了外部动力^[44]。区域构造研究表明：印支期受华南板块与华北板块碰撞作用影响，渤海湾盆地潜山形成了大量的印支期北西西向逆冲断裂及相关褶皱，基底潜山隆起并形成了大量的构造裂缝（图 8）。燕山期太古宇潜山发生差异演化，在燕山中期区域伸展作用下，早期的北西西向断裂发生负反转，在断裂下降盘沉积了较厚的中生界，而在凸起高部位太古宇持续出露。喜马拉雅期，渤海海域进入强烈伸展裂陷期，大量活动的边界断裂在太古宇潜山中形成部分裂缝，更为重要的是导致先期的裂缝活化，形成了大量的有效裂缝。在以上构造演化的过程中，太古宇直接出露型潜山顶部的张性裂缝带遭受剥蚀，同时遭受大气淡水的溶蚀改造，形成渗流带+潜流带优质风化壳储层；而中生界直接覆盖型、古生界直接覆盖型和中生界—古生界联合覆盖型潜山在紧邻断面的出露区剪切裂缝发育部位也可以发育多期的潜流带侧向溶蚀，形成一定规模的储层。总的来说，覆盖型潜山较出露型潜山储层物性差，但后者隐蔽性强，勘探程度低，待勘探的资源规模较大。需要注意的是，太古宇溶蚀孔或溶蚀扩大缝与裂缝发育密度有着很好的正相关关系，证明裂缝是非饱和流体溶蚀作用的重要通道，因此多期构造活动强烈的叠加区是覆盖型潜山规模有效储层得以发育的关键。

图 8

图 8 多期构造叠加作用下太古宇潜山优质储层发育模式图 Fig. 8 Development mode of the Archean buried hill high-quality reservoirs after transformed by multi-stage tectonic movements

综上所述，渤海太古宇变质岩富长英质矿物为规模性优质储层发育提供了物质基础，多期构造叠加与大气淡水溶蚀控制了优质储层的发育。除了传统出露型潜山储层发育外，中生界或古生界覆盖区潜山受构造改造与侧向流体溶蚀，也可以形成规模储层。

盖层条件是潜山油气藏富集程度的重要保障，尤其对于天然气藏。大量的事实与研究表明，盖层的厚度越大，其封闭能力就越强^[45-46]。中生界、古生界及中生界—古生界复合覆盖型潜山，上覆地层多为致密的海陆过渡相碎屑岩或海相碳酸盐岩，盖层条件较为有利。而出露型潜山上覆盖层主要为沙河街组和东营组东三段—东二下亚段，在新生代早期裂陷—断陷构造背景下，古近系地层厚度差异大；因此，盖层条件对出露型潜山油气富集程度具有重要控制作用。

渤海出露型潜山勘探实践证实，泥岩盖层厚度与潜山油气藏的烃柱高度及油气藏规模具有显著的相关性。渤中凹陷南环发育渤中19-6、渤中26-6、渤中28-1三大太古宇潜山圈闭。其中，渤中19-6凝析气田位于洼中隆，上覆盖层为厚层沙河街组和东营组，厚度高达千米，能封闭的天然气柱高度超1000m。渤中26-6、渤中28-1油田上覆盖层为东营组二段，盖层厚度介于120~220m，自西向东盖层减薄。对应的西侧渤中26-6油藏烃柱可达600m，而东侧渤中28-1太古宇油藏烃柱高度仅有350m。上述烃柱高度与泥岩厚度的关系表明，保存条件对潜山油气富集具有重要影响。

鉴于渤海海域新构造运动作用的影响，盖层的稳定性可用上覆泥岩压力系数来定量表征。渤海海域已发现潜山油藏的烃柱高度与泥岩盖层压力呈现明显正相关性：泥岩压力系数小于1.2的常压泥岩，仅能封盖烃柱高度小于200m的油藏；泥岩压力系数介于1.2~1.4的弱超压盖层，封盖能力有所提高，油藏烃柱高度可达300m；而当泥岩压力系数大于1.4时，封盖能力明显提高，可封盖的油藏烃柱高度超过600m（图 9）。因此，近洼深埋的低位潜山是出露型潜山油气藏勘探的有利方向。

图 9

图 9 渤海海域泥岩盖层压力系数与油气藏烃柱高度关系图 Fig. 9 Relationship between pressure coefficients of mudstone cap rock and hydrocarbon column height in Bohai Sea area

针对出露型与覆盖型两类太古宇潜山，分别建立了源下“超压充注—先油后气”与源边“窄窗强注—复式输导”两类油气富集模式。

渤中19-6凝析气田位于渤海海域中南部，北东向和东西向紧邻渤中凹陷，为印支期北东向逆冲形成的北西向展布沙垒田凸起—渤南凸起西段的太古宇古隆起，岩性以变质岩为主，包括片麻岩、变质花岗岩、混合片麻岩、碎屑岩等。在印支期、燕山期至喜马拉雅期多期逆冲和走滑作用改造下，发育多期构造裂缝，叠加长期风化改造，形成变质岩储层的主要储集空间——风化壳及内幕裂缝复合型储集体^{[15, 47]}。

渤中19-6凝析气田太古宇变质岩潜山上覆地层为古近系沙河街组三段，为太古宇直接出露型潜山。2016年，渤中19-6构造钻探BZ19-6-A井，在太古宇变质岩潜山和上覆孔店组砂砾岩发现油气层超过370m。其中，太古宇变质岩进尺150m井段发现气层106m，是渤海海域在太古宇深埋潜山中首次发现凝析气藏。经统一部署和甩开评价，在渤中19-6构造最终发现大型整装凝析气藏，探明天然气超千亿立方米、凝析油近亿立方米。

油源对比结果表明，渤中19-6原油与天然气主要来源于沙河街组三段烃源岩。通过对烃源岩热模拟、结合原油与天然气包裹体温度测定，明确了距今12—5.1Ma的中新世，沙河街组烃源岩以生油为主，原油大量形成并首先运聚成藏；5.1Ma之后，渤中凹陷快速沉降，泥岩迅速埋藏至4000m以深，烃源岩进入大量生气阶段，后期生成的天然气大量充注原油藏中形成凝析气田^{[12, 15, 47]}。利用已钻井的地层与实测压力约束，对研究区沙河街组不同时期的古压力模拟结果表明，沙河街组烃源岩在成藏期地层压力系数普遍介于1.2~1.6，为油气充注提供了充足的动力；同时该套烃源岩层系可作为变质岩潜山油气成藏的盖层，高异常压力的发育利于潜山油气藏高丰度聚集。渤中19-6大型凝析气田的形成是12Ma以来，原油、天然气接替充注，超压不断形成。大量原油与天然气的形成一方面有效促进了烃源岩层系超压的形成，进而为油气的充注提供了动力，同时为天然气保存提供了良好的封闭条件^[41-44]。此外，在烃源岩成熟度不断增加的背景下，先油后气的充注过程是形成千亿立方米大气田的关键。因此，渤中19-6深埋潜山具有典型的源下“超压充注—先油后气”的成藏模式（图 10）。

图 10

图 10 渤海海域渤中19-6凝析气田成藏过程图 Fig. 10 Hydrocarbon accumulation process of Bozhong 19-6 Condensate Gas Field in Bohai Sea area （a) 12—5.1Ma，规模原油充注阶段；(b) 5.1Ma至今，规模天然气充注阶段

渤中13-2油田南接渤中19-6凝析气田，为渤中19-6大型太古宇潜山古隆起的北部倾末端，该油田太古宇变质岩基底上覆地层为中生界，属中生界覆盖型潜山。2020年，针对渤中13-2构造中生界覆盖下的太古宇变质岩潜山相继钻探3口探井，发现油层86~122m。其中，BZ13-2-A井在太古宇潜山进行裸眼测试，日产油超400m³，日产天然气超25×10⁴m³。渤中13-2油田探明储量近1×10⁸t，证实了中生界覆盖下的太古宇变质岩潜山具备较大的勘探价值。

渤中13-2构造与渤中19-6构造演化过程相似，均经历印支期至燕山期多期逆冲和走滑改造，但在燕山末期作为古隆起倾末端低部位接受沉积，太古宇变质岩潜山被中生界凝灰岩和致密砂岩覆盖，新生代早期剥蚀程度较弱，中生界得以保存，形成了中生界直接覆盖型潜山^{[13, 48-49]}。

由于太古宇潜山之上被中生界覆盖，变质岩出露时间短，遭受风化淋滤改造弱，难以形成风化壳型储层。但太古宇变质岩由于脆性强，且叠加多期构造挤压作用，在太古宇变质岩中形成了大量的网状裂缝系统，这些网状裂缝不仅构成了主要的储集系统，同时为油气运移提供了重要的通道^[45-46]。受潜山顶部致密中生界覆盖影响，阻挡了上覆沙河街组烃源岩的供烃，潜山油气运移主要依靠侧向断层面作为油气充注窗。统计结果表明，侧向大型断面供烃窗可为渤中13-2油田提供的供烃窗口达1200m，弥补了顶部缺少直接供烃窗的缺陷。此外，生烃洼陷在成藏期超压发育，源—储压差达30~50MPa，为油气的充注提供了强劲的动力。生烃洼陷生产的成熟油气在超压的驱动下，由侧向供烃窗进入，并沿网状裂缝体系发生复式输导运移，最终聚集成藏，具有源边“窄窗强注—复式输导”的成藏模式（图 11）。

图 11

图 11 渤海海域渤中13-2中生界直接覆盖型潜山油田“窄窗强注—复式输导”油气成藏模式图 Fig. 11 Hydrocarbon accumulation pattern of "high-intensity charging in a narrow window, and composite pathway for hydrocarbon migration" of Bozhong 13-2 buried hill oil field covered by the Mesozoic in Bohai Sea area

近年来，渤海的潜山油气勘探工作取得了显著进展，出露型太古宇潜山勘探殆尽，覆盖型太古宇潜山逐渐成为下一步勘探的重要方向。渤中凹陷广泛发育覆盖型潜山，包括中生界直接覆盖型、古生界直接覆盖型及中生界—古生界联合覆盖型潜山（图 2）。渤中13-2和曹妃甸23-6油田的发现，揭示即使在中生界/中生界+古生界覆盖下，内幕太古宇仍具有较强的抗压实能力，且发育了多期的裂缝和多期的溶蚀现象，这为油气的储存和运移提供了有利条件。另外渤中凹陷上覆巨厚古近系泥岩层，既是优质的烃源岩，也是有效的盖层，对油气的生成和保存起到了至关重要的作用。在凹陷区覆盖型潜山附近，烃源岩已经达到了生气阶段，压力系数超过了2.0，在高剩余压力条件下，可充注的储层物性和勘探深度可进一步下探。因此，笔者认为渤中凹陷中生界/古生界覆盖型潜山是下一步潜山勘探的重要方向。

（1）根据太古宇上覆地层组合的差异，渤海太古宇潜山在中—新生代构造叠加作用下形成了太古宇直接出露型、中生界直接覆盖型、古生界直接覆盖型和中生界—古生界联合覆盖型4类潜山组合，不同类型潜山的成藏条件具有明显的差异性。

（2）渤海地区的太古宇变质岩富含长英质矿物，为大规模优质储层的形成提供了必要的物质基础。多期次的构造叠加作用及大气淡水的溶蚀过程，共同控制了这些优质储层的发育。除了出露型太古宇潜山储层发育模式外，位于中生界或古生界覆盖下的太古宇潜山，在经历构造改造和侧向流体溶蚀的作用下，同样能够形成大规模的储层。

（3）太古宇潜山油气富集成藏受多因素联合控制。太古宇潜山规模成藏受源控效应更加明显，相比常规油气藏，大中型潜山油气藏主要围绕富生烃凹陷分布；在中生代、新生代构造叠加作用下形成了复杂的裂缝体系，是规模储层发育的关键，突破了简单的风化成储模式；沙河街组—东营组厚层超压泥岩为太古宇潜山提供了区域盖层条件。上述成藏要素的耦合，为渤海海域太古宇潜山规模油气富集提供了有利条件。

（4）针对出露型与覆盖型两类太古宇潜山，分别建立了源下“超压充注—先油后气”与源边“窄窗强注—复式输导”两类油气富集模式。油气强充注—储层强改造是太古宇潜山规模成藏的关键。