渤海湾叠合盆地大中型天然气田的勘探前景

叠合盆地的油气资源潜力~

1.中国陆上油气资源主要分布在大型叠合盆地
已有的资源评价结果和40余年油气勘探与重大油气发现的实践都表明，叠合盆地控制了我国主要的油气资源和油气储量发现与产量构成的主体，已经是并且今后仍将是我国找油找气勘探的重点领域。据全国第二次油气资源评价结果，中国陆上石油总资源694×108 t，天然气29.9×1012 m3。其中，渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔等8个大型叠合盆地，拥有油、气总资源量552.87×108 t和 24.82×1012 m3 ，分别占 79.6%和 83.0%（表1-3）。探明油气储量也主要分布在大型叠合盆地中。截止2000 年底，8 个大型叠合盆地探明油、气储量分别为189.47×108 t 和 2.18×1012 m3 ，分别占全国总探明油、气储量的 89.0%和85.3%，分别占全国陆上油、气储量的95.3%和99.5%。
表1-3 中国陆上主要叠合盆地油气资源和探明储量表


注：资料截至2000年底。
这些大型叠合盆地未探明油气资源较丰富，仍是我国今后油气勘探的主战场。渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔四个叠合盆地拥有剩余石油资源量约322×108 t，占陆上剩余石油总资源量的63.2%。我国天然气资源探明率较低，剩余资源约 28.38×1012 m3 ，主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯3个大型叠合盆地，占陆上剩余天然气资源的66.6%。
大型叠合盆地的沉积厚度大，深层勘探具有较大潜力，拥有形成大型油气田的条件。迄今为止，我国陆上已探明石油储量的94%分布在中浅层，埋深小于3500 m的剩余石油资源约309×108 t，占剩余石油总资源的61%，主要分布于东部地区，说明东部中浅层仍是深化勘探、发现新储量的重点层系。与此同时，深层也存在相当规模的剩余石油资源。埋深大于3500 m的剩余石油资源总量约198×108 t，占39%，主要分布于西部油气区。这部分石油资源的探明程度与认识水平都很低，是未来西部勘探的重点层系。天然气总资源量的42.7%分布在埋深小于3500 m的地层中，32.5%分布在深度3500～4500 m的地层中，24.8%分布在深度大于4500 m的地层中，深层天然气资源潜力超过中浅层。
2.剩余油气资源的质量与分布
截止到2000年底，全国陆上已探明石油地质储量 198.79×108 t，探明天然气地质储量2.19×1012 m3 （不含溶解气）。按二次资源评价统计，我国油气资源的探明率分别为28.6%和7.3%。未探明的石油和天然气资源量还分别有495×108 t和27.7×1012 m3。
根据40余年油气勘探投入与发现的对应关系，我们对未发现油气资源的质量作了分析，也基于统计分析从历年探明储量发现规模预测了未来发现的趋势，间接分析中国最终可探明油气储量的总量。同时，根据最近10 年油气勘探与石油地质认识进展，对勘探找油气最有利和最现实的地区和目标逐一进行梳理，进而对未来发现潜力作出估算。总体评价结果是，在全国未探明的油气资源中石油大约还有（200～250）×108 t是可以探明的，大约占剩余未探明石油资源总量的40%～50%，天然气大约还有（10～15）×1012 m3 是可以继续勘探并可被有经济性探明的。上述有经济性的未探明石油和天然气资源量，主体都分布在大型叠合盆地中。因此，叠合盆地不仅控制了我国已经探明石油和天然气储量与产量的主体，而且控制了未探明油气资源的主体，在未来油气储量发现与产量建设中将继续处于主导地位。研究叠合盆地的石油地质特征与勘探技术不单单是对以往勘探成果和认识的总结和升华，而且对未来有效发现叠合盆地中的油气资源也有着十分现实的指导和促进作用。

通过油气资源评价和潜力分析及发现趋势预测，结合我国油气勘探实际，提出勘探的总体方针是:“深化东部、发展中西部、加快海域、探索新区”;加强油气资源基础调查评价和科技攻关;调整政策机制，鼓励勘探投入;实现石油探明储量稳中有升，天然气探明储量快速增长。
从评价结果可以看出，在可采资源量中，优质资源不足，低渗或特低渗油和埋深大于3500m的超过50%，勘探开发难度逐渐加大;海域油气勘探程度较低，开发滞后;基础地质调查投入不足，新区、新领域基础性石油地质调查评价力度不够;科技创新能力较弱，一系列重大油气理论和关键技术问题亟待突破。针对这些问题，在新的形势下，为提高油气资源对经济社会的保障程度，应加强以下几个方面的工作:
一是加强基础地质工作。设立专项基金，完善基础地质工作投入机制，整合一支精干的油气基础调查队伍，提供公益性服务;定期开展全国油气资源评价，积极开展油气战略选区工作，对新区、新领域进行调查评价，增加科探井等实物工作量投入，获取油气基础地质资料，为吸引国内外石油公司投资，进行商业性勘查创造条件。
二是加大重点领域的勘探力度。在老区加强油气精细勘探，深入开展地质综合研究和技术攻关;在南海南部海域，以大中型构造圈闭为主要领域，部署地震勘探，适时开展钻探;对青藏地区，认真总结和利用以往工作成果，进一步实施以地震为主体的多种勘探技术手段，部署科学探索井，落实油气资源潜力;对海相碳酸盐岩地层，组织油气成藏理论研究和勘探联合攻关。同时，争取中小盆地油气勘探的新突破。
三是实施重大理论和科技攻关。以南海南部海域、青藏地区、南方碳酸盐岩等新区和海相地层、东部深层等新领域为重点，开展跨学科、跨部门的重大理论研究和全盆地或大区域油气勘探开发攻关;对深水钻井平台、高原高寒勘探开发设备关键技术进行攻关;对低品位油气资源提高采收率技术进行攻关。
四是鼓励深水油气勘探开发和低品位资源利用。鼓励海域深水等高风险领域油气勘探开发，加快争议海域油气勘探;调整油气资源税费制度，按资源优劣、开发阶段及不同水深制定税费标准，鼓励低渗透、重油、高含水、深水等低品位油气资源开发利用。
五是加快天然气发展。加强天然气勘探，增加优质储量，以塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、东海等盆地为重点，逐步建成一批大中型天然气生产基地;加快天然气管网建设，大力推进天然气市场开发，以市场需求刺激天然气勘探开发，提高天然气在我国一次能源消费中的比重。为此，提出以下具体勘探建议及政策措施。
一、加强东部、中西部和近海石油勘探
东部、中西部和近海海域为我国三大油区，其中的Ⅰ类盆地为石油的主要聚集盆地。通过东部深化勘探、中西部加速勘探、近海海域扩展勘探，保障石油探明储量的稳定增长，为石油产量稳中有升提供储量基础。
1.深化东部勘探
东部地区石油地质资源探明率已经接近53%，但待探明石油资源有153.56×108t，仍很丰富。近年的勘探结果表明(图7-2-1)，石油新增探明储量每年平均3×108～4×108t左右，仍然是我国石油增储上产的主要地区，预测还可以稳定增储上产5～10年以上。但勘探的主要目标已经由构造圈闭为主向构造—岩性和地层—岩性圈闭为主转变，由中浅层向深层转变。
富油凹陷及周缘的构造—岩性和地层—岩性油气藏是东部的松辽、渤海湾盆地油气勘探开发的主要目标，是深化东部勘探的主体。地层—岩性油气藏隐蔽性强，要进行更为深入细致的研究和勘探工作，加强储层预测，指导油气勘探。
深层石油资源勘探程度低，勘探潜力大。其中新区块、新层系和新领域是勘探的主要目标。要加强深层油气成藏规律研究，争取在5年内取得勘探突破。
2.加快中西部石油勘探
中西部地区石油资源丰富，待探明石油资源为207.17×108t，占我国待探明石油地质资源的40.10%。其中塔里木、鄂尔多斯、准噶尔盆地都处于中低勘探程度，还有找到大中型油田的资源基础。目前石油探明储量处于上升阶段(图7-2-2)。
这些盆地近几年的勘探不断取得新进展，塔北隆起大型碳酸盐岩油藏勘探的新进展推动了塔里木盆地古生代碳酸盐岩石油勘探，准噶尔盆地腹部、鄂尔多斯盆地中生界的石油勘探也不断取得进展，目前已经发现了一批大中型油田。

图7-2-1 东部石油探明地质储量变化规律


图7-2-2 中西部地区石油探明地质储量变化规律

在勘探实践中，总结出了克拉通叠合盆地大型古隆起及古斜坡带石油成藏基本规律，大型岩性油藏成藏规律等地质新认识。
为保持中西部石油勘探的良好势头，需要进一步加强叠合盆地碳酸盐岩各类型油藏成藏规律研究，保证年均新增探明石油地质储量在3×108t左右，实现战略接替。
3.扩大近海海域石油勘探
渤海海域、珠江口和北部湾盆地石油资源丰富，探明程度低，勘探前景广阔，具备增储上产的资源基础。经过多年勘探，对盆地石油成藏规律的认识较为深入。近几年的勘探势头良好，储量保持上升态势。应进一步加大渤海海域、珠江口和北部湾盆地勘探力度，保证年均探明石油地质储量在1.5×108t以上，用5～8年时间实现年产4×107t以上。
4.三大油区的Ⅰ类盆地是主要勘探领域
东部、中西部和海域三大油区待探明石油资源丰富，具有稳定发展石油勘探的资源基础。其中松辽盆地和渤海湾盆地(陆上)石油地质资源尽管探明程度分别达到了60.8%和55.1%(图7-2-3)，勘探程度较高，近几年新发现资源中低品位石油资源比例增加，但待探明石油资源仍较丰富;渤海海域、塔里木和准噶尔等盆地的石油地质资源探明程度分别为28.3%、12.1%和33.8%，勘探程度低，还有发现大中型油田的潜力。

图7-2-3 我国主要盆地石油地质资源探明程度

在三大油区Ⅰ类大中型盆地中，待探明石油地质资源365.92×108t，是三大油区的主体，是深化东部、加快中西部和近海海域勘探的主要目标，是确保石油持续稳定发展的重要基础。
二、大力发展中西部和近海天然气勘探
我国待探明天然气地质资源为30.60×1012m3，待探明天然气可采资源为19.24×1012m3，主要分布在中西部和近海海域两大气区。
1.大力发展中西部
中西部待探明天然气资源为18.16×1012m3，占我国待探明天然气地质资源的59.35%。其中塔里木、鄂尔多斯、四川和柴达木盆地都处于中低勘探程度，待探明天然气资源丰富，还有找到大中型天然气田的资源基础。目前天然气探明储量处于快速上升阶段，勘探前景好(图7-2-4)。
中西部近几年的天然气勘探不断取得新进展，塔里木盆地库车坳陷天然气勘探突破，为“西气东输”奠定了坚实的基础，准噶尔盆地南缘、鄂尔多斯盆地古生界、四川盆地的天然气勘探也不断取得进展，目前已经发现了一批大中型天然气田。

图7-2-4 中西部天然气探明地质储量变化规律

为保持中西部天然气勘探的良好势头，需要进一步加强前陆盆地、古生代地层岩性天然气勘探研究，确保天然气勘探不断取得突破。
2.加强近海海域
近海海域待探明天然气地质资源7.59×1012m3，探明率为6.36%，其中东海、莺歌海和琼东南盆地占近海待探明天然气地质资源的75%。
东海、琼东南和莺歌海盆地近几年天然气勘探的突破，为海气上岸提供了初步的资源基础。
围绕“海气上岸”的目标，加强近海主要盆地的天然气勘探，近期重点勘探目标为莺歌海盆地和琼东南盆地，同时加强东海盆地的天然气地质研究，保障近海海域的后备天然气资源供应，开拓近海天然气储量和产量新的增长点。
3.两大气区的Ⅰ类盆地是主要勘探领域
大力发展中西部和近海天然气勘探的重点为Ⅰ类大中型含油气盆地。在Ⅰ类大中型含油气盆地中，有26.38×1012m3待探明天然气地质资源。Ⅰ类盆地天然气的总体探明程度都很低(图7-2-5)，塔里木、四川和鄂尔多斯盆地的探明程度分别为7.5%、18.8%和31.2%，其他Ⅰ类盆地天然气探明程度也在15%以下，勘探潜力很大。
通过大力加强中西部和近海的天然气勘探，提高天然气探明程度和供应能力，使年均新增探明天然气地质储量逐年增加。以中西部和近海两大气区为依托，以横跨东西、纵贯南北的全国天然气运输网络建设为主线，系统规划天然气勘探开发、运输、储存及综合利用，促进天然气上下游的协调发展。
三、加强油气资源基础调查评价
1.加强油气公益性、基础性调查评价
以Ⅳ类盆地为主要目标，开展区域性油气基础地质调查评价，加强油气基础地质研究。这次共评价Ⅳ类盆地81个，其中青藏地区19个，待探明石油地质资源量108.90×108t，天然气地质资源量3.7×1012m3，资源潜力比较可观，有望成为我国油气的接替区。这些盆地的石油地质研究程度很低，绝大多数盆地没有进行钻探工作。

图7-2-5 我国主要盆地天然气地质资源探明程度

其中海域深水的勘探技术还没有突破，建议国家组织力量开展技术攻关，研发深水勘探开发装备和勘探开发技术，首先在南海深水区实施油气勘探作业，推动深水区油气资源勘探开发。
2.开展全国油气资源战略选区
在目前已经进行的油气资源战略选区基础上，总结经验，结合本轮油气资源评价成果，进一步开展全国油气资源战略选区工作，选择陆地新区和海域深水以及石油公司未登记的中小盆地开展油气资源勘查。
3.实施科学探索井工程
西藏的羌塘盆地、低勘探程度中小盆地、南方碳酸盐岩地区油气地质条件复杂，勘探风险高，需要系统的实物工作量解决基本认识问题，应实施科学探索井工程。通过科学探索井，系统获得这类盆地和地区的石油地质资料，落实青藏地区含油气前景和油气资源潜力，进一步探索低勘探程度中小盆地资源前景，回答南方碳酸盐岩油气成藏机理和规律等关键问题。

梁生正　杨国奇　沈华

（华北石油管理局，河北任丘　062552）

【摘要】　渤海湾盆地是中、新生代裂谷盆地与石炭—二叠系残留含煤盆地的复合叠合盆地。冀中东北部、冀南、黄骅、东濮、济阳和开平等6个中新生界覆盖下的石炭—二叠系煤系残留盆地区，是石炭—二叠系煤成烃源岩、老第三系和中生界暗色泥岩烃源岩以及奥陶系灰岩烃源岩等多源复合含油气系统：具垒、槽相间的地质结构；油气资源丰富；纵向上具9套生储盖组合，平面上具特有的天然气藏序列；形成具“古新混生、古储、中堵”成藏模式的断裂潜山构造复式油气聚集带型大中型气田，天然气勘探前景乐观。

【关键词】　叠合盆地；潜山；复式油气聚集带；天然气藏

渤海湾盆地自1961年华8井喷油，开展了以老第三系为烃源层的复式油气聚集区（带）大规模石油勘探，取得了丰硕成果。探明油田141个，石油地质储量约49×10⁸t，可采储量约20×10⁸t；探明天然气田约59个，地质储量约2473×10⁸m³。已累计采出原油约13×10⁸t，天然气1100×10⁸m³。采出程度已较高，形势是严重的。

我国国民经济建设要求渤海湾油区继续保持年产5500×10⁴t水平，急需大幅度增加石油天然气储量。形势要求石油勘探专家们创新石油地质观念、开拓新的勘探领域。

笔者认为，渤海湾盆地，不应只看它是新生代断坳型裂谷盆地，而把勘探领域局限在老第三系烃源层含油气系统；而应将其看作是新生代裂谷盆地、中生代裂谷盆地与石炭—二叠系残留含煤盆地的复合叠合盆地。冀中东北部、冀南、黄骅、东濮、济阳和开平等6个中新生界覆盖下的石炭—二叠系煤系残留盆地，是石炭—二叠系煤成烃源岩、老第三系烃源岩、中生界烃源岩以及奥陶系灰岩烃源岩等多源复合含油气系统勘探领域，有着广阔的油气勘探前景，不仅能找到中小型气田，有望找到多个大中型气田。现撰此文和地质同行商榷。

1　石炭—二叠系残留盆地与中、新生界裂谷

镶嵌叠置区油气资源丰富

华北古生代克拉通盆地之石炭—二叠系，经印支运动抬升剥蚀和燕山期裂谷活动的剥蚀、再充填、沉积，形成冀中东北、冀南、黄骅、东濮、济阳和开平等6个石炭—二叠系煤系残留盆地，后经喜马拉雅期裂谷活动的断陷、充填覆盖，形成了断，垒、断槽相间，古、中、新3套地层镶嵌、叠置的复合叠合盆地格局。

在复合叠合盆地中有石炭系煤成气烃源岩与老第三系暗色泥岩热解、裂解气烃源岩，以及中生界暗色泥岩和奥陶系灰岩烃源岩等4套烃源岩，由于其埋藏深度大部分在3500m以下，提供了丰富的天然气资源。

1.1　石炭系煤成气

厚约300m的上石炭统太原、山西组浅海—滨海、沼泽相碳质泥岩夹煤层和泥质灰岩是良好的烃源岩。如冀中东北部残留煤盆地煤岩厚度达15～25m，有机碳50.03%，沥青“A”2.0548%，总烃达4796×10^-6，生烃潜量111.45mg/g。碳质泥岩厚150～200m，有机碳6.57%，沥青“A”0.1676%，总烃418×10^-6，生烃潜量12.35mg/g。热演化研究表明，热演化初期R_o为1%～1.8%，生产大量凝析气；后期R_o＞1.8%，生成干气。渤海湾残留含煤盆地上石炭统海相煤系气源岩天然气资源潜力巨大，总有机质储量不包括灰岩为50609×10⁸t，煤的可燃基储量为36858×10⁸t，占总储量的72.8%，暗色泥岩有机质储量为13751×10⁸t，占总储量27.2%。总二次生气面积达35241km²，总生气量158.1481×10¹²m³，聚气量为8705×10⁸m³。

1.2　老第三系深层气

有机质成熟阶段形成热解气和过熟阶段的裂解气（见表1）。

表1　天然气成因分类方案

1.2.1　热解气

系指有机质在成熟阶段（R_o＝0.5%～1.8%）经热催化作用降解而成的天然气。由于有机质母质类型不同，形成热解气性质也有区别，故根据有机母质类型，热解气又可分为两种。

（1）油型热解气：Ⅰ和Ⅱ₁型干酪根在低、中成熟阶段形成的气称原油伴生气；在高成熟阶段形成的气称凝析油伴生气。这两种气共同的特征是重烃含量高，即重烃含量超过5%均为湿气。凝析油伴生气中重烃含量可达20%～25%，原油伴生气中高者可达40%～50%。凝析油伴生气在3500～4000m以上的深层常形成凝析气藏。

（2）煤型热解气：Ⅱ₂和Ⅲ型干酪根在成熟阶段常形成天然气和凝析油气。

1.2.2　裂解气

系指在过熟阶段（R_o＞1.8%）时生成的液态烃和残余干酪根经高温裂解作用而成的天然气。由原油、油型气及残余腐泥型干酪根裂解而成的天然气，属腐泥型裂解气；残余的腐植型干酪根裂解而成的天然气，均属腐植型裂解气。二者合称裂解气。裂解气的化学组成以甲烷为主，重烃气含量极少（小于2%），多分布在深逾4000m的超深部，常为纯气藏。由表2可知，深层气类主要是湿气、凝析气和干气，除渤南只有干气外，这几种天然气在其余凹陷都有可能找到。

二次资源评价6个叠合盆地老第三系烃源岩天然气总资源量为11462×10⁸m³。

表2　深层气类型及分布表

1.3　天然气资源丰富

前二套烃源岩资源量经“八五”国家重点科技攻关项目“华北地区天然气资源供需战略研究”核实为20167×10⁸m³。

笔者认为这个数据是偏小的。众所周知，一般含油气盆地的勘探经验表明，油气聚集系数的取值，是随勘探程度的增长和油气地质储量的增加而增大的。上述石炭系煤成气资源量仅为总生气量的0.55%，显然偏小。以冀中东北部石炭-二叠系残留盆地与坝县凹陷东部叠置区为例：石炭系总生气面积780km²，总生气量15573×10⁸m³，聚集系数取值较大为2%，总聚集量为311×10⁸m³。而在以石炭系煤成气为主要气源的苏桥-信安镇气田已探明加控制天然气地质储量184.53×10⁸m³，有望找到300×10⁸m³。可见聚集系数取值仍然偏小。若石炭系煤成气聚集系数取2%，则煤成气资源量为3.163×10¹²m³。那么，6大叠合盆地石炭系煤成气和老第三系暗色泥岩热解-裂解气总资源量将达到4.32×10¹²m³。此外，中生界暗色泥岩和奥陶系灰岩裂解气资源量尚未计算。

因此，可以说石炭-二叠系残留盆地与中、新生界裂谷镶嵌叠置区的天然气资源十分丰富。

2　生储盖组合与特有的成藏模式

冀中东北、冀南、东濮、黄骅、济阳和开平等6大中新生界覆盖下的石炭-二叠系煤系残留盆地，是石炭系煤成气烃源岩与老第三系泥岩热解、裂解气烃源岩，以及中生界泥岩和奥陶系灰岩烃源岩热解、裂解气的多源复合含油气系统区。它们有两个重要特征，即9套生储盖组合和特有的“古新混生、古储、中堵”的成藏模式。

2.1　九套生储盖组合

四套成藏条件较好的生储盖组合是：以太原、山西组海相煤系烃源岩为生气层，下二叠统石盒子组三角洲砂岩为储集层、上二叠统陆相杂色岩段为盖层的上古自生自储自盖式组合，如苏桥气田的苏20、文23气藏；以太原组煤系为生气层和盖层，奥陶系灰岩为储层的上生下储式组合，如苏桥气田信安镇气藏；以上古生界煤系生气，中新生界砂岩储气的古生新储组合，如东濮凹陷中央隆起带的文23气田和以老第三系烃源岩生气、古生界砂岩碳酸盐岩为储层的新生古储组合，如千米桥气田。

四套自生自储的生储盖组合是：以石炭系为盖层，奥陶系灰岩自生自储的组合和以老第三系、中生界和石炭系泥岩夹砂岩的3套自生自储自盖组合。自生自储生储盖组合由于埋藏深，储集层致密，成藏条件较差。

还有一套石炭-二叠系残留煤盆地边缘特有的生储盖组合，是石炭系气源与储集同层的煤层吸附甲烷气组合。

2.2　“古新混生、古储、中堵”的成藏模式

石炭-二叠系残留煤盆地经燕山期和喜马拉雅期的裂谷作用，断裂活动强烈改造，形成断垒、断槽相间，古、中、新3套地层镶嵌叠置的结构。断垒带则是潜山带，在断垒带一侧的断槽带中分布着二次生气的石炭系煤系和中生代地层（有时亦为烃源岩），另一侧的断槽中分布着老第三系烃源岩。这种结构为形成“古新混生、古储、中堵”的天然气成藏模式创造了良好条件。其成藏模式是：断槽中的石炭系煤系生气后穿断层供气和老第三系暗色泥岩沿老第三系底部的古生界不整合面供气，古生界砂岩和碳酸盐岩储气，断槽中的中生界为侧向封堵层，如苏桥气田的苏1井、苏16井奥陶系气藏和苏20井下二叠统砂岩气藏。

多源复合的含油气系统中油气藏的形成有多种油气源即古、新混生油气源。多种地球化学指标研究油气藏的油气来源表明，冀中东北叠合盆地的苏桥信安镇气藏和黄骅叠合盆地的千米桥气藏都是古新混源的，只是前者以石炭系煤成气为主，第三系热解-裂解气为次；后者以第三系热解、裂解气为主，石炭系煤成气为次。

3　叠合盆地特有的天然气藏序列

石炭-二叠系残留含煤盆地与中新生代裂谷复合叠合盆地有着特有的天然气藏序列。天然气藏和煤层甲烷气藏在平面上的分布是有规律性的，形成一个完整的气藏序列，即由盆地边缘向盆地中心、由凸起向深凹陷分布着煤层甲烷气藏-煤成油-凝析气藏-干气藏。如面积达5000km²的冀中东北部残留含煤盆地、煤成气资源＞935×10⁸m³，煤层甲烷资源量为6131×10⁸m³，此外老第三系和奥陶系尚有天然气资源842×10⁸和593×10⁸m³，总天然气资源量为2370×10⁸m³。

3.1　煤层甲烷气藏区

在南部大城凸起于1994年4月21日发现了我国第一个水封性煤层甲烷气藏，大参1井在两个井段抽排实验获5735m³/d和6392m³/d（产水10m³/d和44m³/d）。该煤层甲烷气藏埋深800～2000m，煤层分布面积916km²，煤层镜煤反射率1%～1.3%，以肥煤为主，并有少量焦煤。煤层甲烷含量11.33m³/t。后经进一步在高部位钻探大试1井，证明在南部临近煤层古出露区，存在古甲烷风化带。在大参1井区打了4口1井距为250m的抽排试验井并进行了煤层压裂和初步抽排工作，进一步落实了煤层埋深浅于2000m的煤层甲烷气资源量为2447.9×10⁸m³；初步证明该区煤层渗透率较低，但在断层附近的裂缝较发育区渗透性变好。

3.2　煤成轻质油区

在大城凸起西北斜坡部位，煤层埋深3000m,R_o为0.8%，为肥煤，有利生油，已在苏23井二叠系砂岩获低产油流（原油密度0.8g/cm³）。

3.3　煤成凝析气藏区

在文安苏桥地区石炭-二叠系残留盆地与老第三系裂谷盆地叠置地区，苏东大断槽石炭系底埋深达5500～6000m，煤层富含壳质组，镜煤反射率R_o为1%～1.5%，有利于二次生成天然气和凝析油。1982年12月苏1井首先获高产工业油流，发现了苏桥凝析油气田。

3.4　干气藏区

在残留煤盆地最深区的武清凹陷，煤层埋深在6000～10000m，镜煤反射率达2%，有利于二次生成干气藏。已发现的泗村甸潜山是寻找混生、古储、中堵干气藏的重要目标。

4　断裂潜山构造复式油气聚带型大中型气田

古、中、新3套地层镶嵌叠置的复合叠合盆地的两组断裂系统将古生界地层切割为断垒、断槽的地质结构。北东或北北东向大断层控制断垒状断裂潜山带的展布；而东西或北西向断裂控制潜山头的形成，从而为形成两种类型的断裂潜山构造复式油气聚带大中型气田创造了条件。

4.1　多圈闭的断裂潜山构造复式油气聚集带型大中型气田

在同一断裂潜山构造带上有若干个潜山圈闭，在每个潜山圈闭中形成具独立气水系统的天然气藏。

1985年10月21日开始向首都供气的苏桥天然气田位于冀中东北部石炭-二叠系残留含煤盆地的西部，面积130km²，具有被中生代和新生代二期裂谷作用复杂化而形成断槽与断垒相间的地质结构和典型的“古新混生、古储、中堵”的成藏模式。在苏桥东断槽西侧的苏桥-信安镇断裂潜山构造带已探明5个奥陶系灰岩气藏，2个二叠系气藏，在4个二叠系砂岩圈闭见到天然气显示，并在断槽的老第三系砂岩复杂断块圈闭中发现油气藏，已累计探明加控制天然气地质储量184.53×10⁸m³，石油地质储量3135×10⁴t。预测该带仍有较大的油气资源潜力，有望成为天然气地质储量超过300×10⁸m³的大型天然气田。

1998年底在黄骅叠合盆地发现了千米桥大型凝析气田，也属此种类型。在山板深7、板深8和板深4等3个山头组成的断裂潜山带中，已探明含气面积44.2km²，天然气地质储量305.1×10⁸m³，凝析油895.9×10⁴t。

4.2　具区域性圈闭的整装断裂潜山构造复式油气聚集带型大气田

区域性圈闭是由若干个局部高点组成，被统一等深线圈闭，并具同一个溢出点的大型圈闭。区域性圈闭是形成整装大型油气川的必备条件。如任丘整装潜山大油田的雾迷山白云岩油藏，就是存在于面积120km²，幅度1700m的区域性潜山圈闭之中。

复合叠合盆地的断垒、断槽相间的地质结构有利于形成区域性潜山圈闭。

近年来，在苏桥-信安镇气田北部原认为是单斜的杨村斜坡，应用重力、磁力、电法、地震、地质等综合勘探配套技术，进行了全信息地球物理地质综合解释，发现了面积96km²，幅度900m的由4个潜山头组成的码头-黄花店奥陶系区域性潜山圈闭，已在南山头低部位的苏50井于井深4997～5171m，获日产2584m³的低产气流（未酸化），是有望形成整装大气田的勘探目标。

5　展望与建议

渤海湾叠合盆地深层石炭—二叠系残留含煤盆地与中、新生界裂谷的叠合，多源复合含油气系统区天然气藏的形成条件优越，具备了形成大中型天然气田的地质条件，有广阔的天然气勘探前景。这已被冀中东北部和黄骅两个叠合盆地的勘探实践所证实。预测济阳、濮阳、冀南、开平等叠合盆地也将有天然气的重大发现。

展望全渤海湾叠合盆地，不仅是我国的富产油大盆地，而且也将是我国富产天然气大盆地。因此建议对渤海湾叠合盆地深层加大重力、磁力、电法、地震、地质、综合勘探力度，开展全信息地球物理地质综合解释，加强前期综合研究，尽早准备出有利的断裂潜山勘探目标，为大中型天然气田的发现作好前期工程准备。

参考文献

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