謝玉洪

(中國海洋石油集團有限公司，北京 100010 )

大中型氣田的天然氣成因幾乎都是煤成氣和原油裂解氣，而渤海灣盆地沒有大規(guī)模煤系烴源巖，地層溫度也達不到原油裂解程度，湖相泥巖生氣潛力一直是制約天然氣勘探的關鍵問題。經過60余年的勘探，渤海灣盆地只找到文留、柳泉、板橋、錦州20-2和興隆臺等中小型氣田[1-2]，特別是新構造斷裂活動性強，更不利于天然氣聚集和保存。針對這些難題，通過天然氣烴源巖熱演化、產氣率和封蓋條件的研究和勘探實踐，在傳統(tǒng)油氣勘探的禁區(qū)——古老的太古界變質巖深層找到了全球最大的整裝潛山凝析氣田BZ19-6[3-6]。該凝析氣田探明地質儲量中，天然氣超過1千億方、凝析油超過1億噸，發(fā)現三級地質儲量8億噸油當量。該大型氣田的發(fā)現不僅改變了渤海灣盆地沒有大型氣田的油氣工業(yè)歷史，也實現了湖相泥質烴源巖油型盆地中找大氣田的歷史性跨越。

1 渤海海域盆地形成與演化

1.1 基底結構與盆地成因

華北克拉通巖石圈形成于27～25億年前的太古代，中生代以來巖石圈地幔強烈伸展—薄化作用控制著盆地的沉積。渤海海域是發(fā)育在華北克拉通東部邊緣的新生代斷陷盆地，東鄰膠遼斷隆、西臨黃驊坳陷、北與下遼河坳陷相連、南與濟陽坳陷相接(圖1b)，是渤海灣盆地沉積中心、沉降中心從周邊陸區(qū)向渤海海域構造遷移的歸屬，它決定了渤中凹陷油氣成藏的特殊性[2，7-9]。

新生代，華北克拉通東部巖石圈厚度從周邊陸區(qū)的150～200 km 減薄至渤中凹陷的30 km左右[10]。隨著地殼減薄與裂陷，地幔物質上涌，伴隨著大規(guī)模巖漿活動，渤中凹陷出現高熱流、高地溫。太平洋板塊斜向俯沖引起的走滑剪切作用是渤海海域新生代盆地發(fā)育的又一動力源[11]，當俯沖方向與先存郯廬斷裂呈銳夾角時，郯廬斷裂發(fā)生右旋走滑活動。右旋走滑伴生的拉分伸展和巖石圈減薄伸展共同控制渤海海域的沉降和沉積，形成由兩支大型右旋走滑斷裂帶夾持的、具有拉分性質的沉降區(qū)[12]。走滑構造和伸展作用共同構成了渤海海域新生代斷陷盆地形成與演化的主要動力機制。

1.2 層序結構與沉積充填

古近紀，地幔物質上涌，巖石圈局部隆起而向兩側伸展，地殼淺層斷陷，形成以正斷層為主的基底斷裂，渤海灣盆地開始在前裂谷期基底上接受沉積。新近紀，由巖石圈熱衰減作用控制熱沉降期坳陷盆地，形成了古近紀斷陷層序和新近紀坳陷層序2套構造層序。新生代渤海灣海域又可進一步劃分為3個構造演化階段：(1)始新統(tǒng)孔店組—沙河街組三段沉積期的Ⅰ期伸展裂陷、沙河街組沙一—沙二段沉積期的裂后熱沉降拗陷；(2)漸新統(tǒng)東營組沉積期的Ⅱ期拉分裂陷、館陶組—明化鎮(zhèn)組下段沉積期的裂后熱沉降拗陷；(3)明上段沉積以來的新構造活動階段(圖1c)。

始新統(tǒng)孔店組—沙三段沉積期，屬Ⅰ期裂陷，強裂陷區(qū)開始主要分布在渤海灣盆地周邊燕山—太行山山前及隆起區(qū)邊緣，沉積充填物較粗，常以紅色、雜色沖積扇為主，沉積范圍較局限；沙四段沉積時期裂陷沉降范圍有所擴展，出現湖相沉積，形成了較厚的暗色湖相泥頁巖，成為重要烴源巖；沙三段沉積時期是主裂陷沉降期，各凹陷沉降幅度和沉積面積逐步擴大，沉積速率加大，各凹陷都接受了巨厚的半深湖—深湖相沉積，發(fā)育暗色泥巖、頁巖等主要優(yōu)質烴源巖。沙二—沙一段沉積時期，渤海海域出現不同程度的湖盆抬升萎縮期，早期以濱淺湖相、扇三角洲相等粗粒碎屑巖沉積為主，成為油氣藏主要儲層；后期受構造、氣候等因素影響，沉積水體加深，出現半深湖相泥巖、灰泥巖沉積，發(fā)育重要的湖相烴源巖。漸新世東營期發(fā)生Ⅱ期裂陷，裂陷活動加強，湖盆擴大加深，出現半深湖—深湖相沉積，發(fā)育了最主要的、區(qū)域性的暗色泥巖，是區(qū)內優(yōu)質烴源巖和封蓋層；盆地中央各凹陷，受走滑斷裂影響，沉積沉降加劇，渤中凹陷接受了巨厚的湖相—三角洲相沉積；盆地邊緣的凹陷，隨著控凹斷裂活動減弱，沉降幅度減小，湖盆萎縮，出現河流—三角洲—沼澤相沉積，厚度較??；漸新世末，盆地結束了斷陷期，整個盆地抬升，接受剝蝕夷平發(fā)育不整合面，古近紀的凸凹相間的結構逐步消失。新近系館陶組—明下段沉積期，盆地開始裂后熱沉降，整個盆地進入相對統(tǒng)一、開闊的拗陷沉降期，由于遠離物源補給區(qū)，以濱、淺湖相淺水三角洲沉積為主，盆地沉積中心、沉降中心持續(xù)由周緣向渤中凹陷轉移，渤中凹陷處于快速沉降和沉積中心區(qū)，沉積最厚的地層達4 km。明上段沉積期以來，渤海海域發(fā)生強烈的新構造活動，渤中凹陷接受統(tǒng)一的繼承性沉積，同時發(fā)育密集、位移量不大的走滑斷裂和正斷層(圖1d)。

1.3 盆地構造演化與結構

古近紀，孔店組—沙三段沉積期斷陷沉降主要發(fā)生在渤中凹陷周邊地區(qū)，從東營組沉積期開始構造沉降中心明顯向渤中遷移。裂陷Ⅰ幕，沿著北北東—北東向斷裂和北西—北北西向斷裂形成一系列斷陷湖盆；沙三段沉積期多個孤立小湖盆相互聯合成較大的斷陷湖盆，裂陷Ⅰ幕后期頂部為廣泛的平行不整合和微角度不整合。漸新世裂陷Ⅱ幕，郯廬斷裂帶右行走滑加強，地幔上拱的主動伸展與郯廬斷裂右旋走滑拉分共同作用促使渤中凹陷沉降，沉降速率與幅度顯著增大，渤中凹陷沉積地層厚度超過3 500 m；漸新世末期裂陷作用基本結束，區(qū)域性隆升使古近系遭到不同程度的剝蝕，形成區(qū)域性的不整合面。

新近紀以來，整個渤海灣盆地區(qū)由斷陷轉為拗陷階段。隨著拗陷作用的持續(xù)進行，渤海灣盆地的沉積中心收斂至渤中凹陷。渤中凹陷成為渤海海域盆地的主體，處于北東向郯廬右旋走滑斷裂和北西向張家口—蓬萊、秦皇島—旅順左旋走滑斷裂的交會處，盆緣及淺層斷裂密集發(fā)育(圖1d)。

2 渤中凹陷烴源巖特征及成烴演化

渤中凹陷沙河街組、東營組的湖相暗色泥巖厚度大、有機質含量高，是主要的油型烴源巖。渤中凹陷是華北克拉通新生代以來的沉降沉積中心，特別是東營組沉積以來基底構造沉降速率大，沉積了巨厚東營組，凹陷中心基底最大埋深已超過萬米(圖1d)。明上段開始沉積以來(5.1 Ma)，渤中凹陷沉降速率高達320 m/Ma，快速沉降—沉積也使得渤中凹陷烴源巖在晚期快速熱演化，熟化速率(單位地質時間內Ro值增量)可達0.41%/Ma，正是這一特征導致了湖相泥質烴源巖大量生成天然氣，位于渤中凹陷西南部的BZ19-6潛山構造才得以形成大型天然氣藏。

2.1 烴源巖特征與熱演化

渤中凹陷西南區(qū)沙河街組與東營組地層厚度大， BZ25-1構造鉆井揭示暗色泥巖厚度達667 m，有機質類型為混合型(Ⅱ)，以富油型(Ⅰ—Ⅱ1)生烴母質為主，而且沙河街組烴源巖類型整體優(yōu)于東營組(圖2a)。BZ19-6潛山上覆的東營組與沙河街組暗色泥巖厚度大，有機質豐度高，有機質類型也為混合型，且已經成熟生烴，可為潛山提供一定的油氣源及封蓋條件。從暗色泥巖厚度平面分布來看，沙三段厚度在BZ19-6潛山構造周邊洼陷區(qū)超過600 m,是渤中凹陷最主要的優(yōu)質烴源巖；沙一段暗色泥巖僅局部地區(qū)分布，厚度較薄，在100 m左右，是好—優(yōu)質烴源巖；東營組暗色泥巖分布較廣，BZ19-6地區(qū)厚達400 m，為差—中等烴源巖(圖2b)。

圖2 渤海灣盆地渤中凹陷BZ19-6構造烴源巖有機地球化學特征Fig.2 Organic geochemical characteristics of source rocks in BZ19-6 structure in Bozhong Sag, Bohai Bay Basin

渤中凹陷是現今埋深最大、地溫最高的地區(qū)，凹陷中心部位沙三段烴源巖Ro可達2.0%以上，進入過成熟階段；沙一段烴源巖成熟度較沙三段整體偏低，但在BZ19-6潛山周邊洼陷區(qū)已進入成熟—高成熟熱演化階段，可為潛山圈閉提供油氣來源，油源對比證實油氣源主要為沙河街組的混源；東營組在潛山地區(qū)分布廣泛，進入成熟生油階段，部分地區(qū)對油氣成藏有貢獻[5]。

2.2 烴源巖生烴熱模擬實驗

渤海海域古近系烴源巖的黃金管封閉體系模擬實驗表明，在Ro約為0.6%時開始生成天然氣，在熱演化程度稍高時，生油總量降低，主要是正常油向輕質油轉化，出現原油伴生氣[13]。當Ro>1.3%時，輕質油開始裂解，為熱裂解生濕氣階段，干酪根大量裂解生氣(圖3a)。因此，將輕質油產率的最大峰值(Ro約為1.3%)前所對應氣體視為干酪根裂解氣(即原油伴生氣)，東三段、沙一段、沙三段3套烴源巖熱模擬實驗獲得的最大原油伴生氣產率平均值分別為126,139,116 mL/g。

烴源巖的黃金管模擬實驗中分別測定了不同溫度點的油與氣的累積產率，根據前面伴生氣與裂解氣分析，Ro>1.3%以后主要是烴源巖裂解氣與原油裂解氣，根據實驗結果計算了各成熟度對應的氣油比值(GOR)。從擬合的氣油比值與成熟度曲線(圖3b)可知，隨著成熟度增加，GOR值增大，Ro<1.0%以前GOR值增加得較慢。Ro在1.0%～1.3%之間，GOR顯著增大，累積生油量達最大值，表示這一階段生成了更多的天然氣，這與前文所述的Ro=1.3%時為伴生氣生氣高峰結論一致。當Ro>1.3%以后，GOR值增加幅度更大，揭示了油裂解氣貢獻多。當Ro=1.0%時，GOR值為0.25(氣油比為1∶4)，Ro=1.3%時，GOR值為0.5(氣油比為1∶2)，而渤中凹陷現今烴源巖熱演化程度普遍達到1.3%，說明古近系3套烴源巖具有高的生氣潛力。

圖3 渤海灣盆地渤中凹陷烴源巖產氣率模型(a)與烴源巖生氣模型(b)Fig.3 Gas generation rate (a) and GOR (b) models of source rocks in Bozhong Sag, Bohai Bay Basin

2.3 大型氣田的氣源條件

從烴源巖分布及熱演化特征可知，渤中凹陷深層具有多生烴灶、多烴源的供烴條件，油氣成因可能具有混源特征。BZ19-6原油具有相對高的C19/C23三環(huán)萜比值，相對低的C24四環(huán)萜/C26三環(huán)萜比值，考慮到C19/C23三環(huán)萜比值受成熟度影響較大，即隨成熟度增加，該參數值會增大，因此BZ19-6原油高C19/C23三環(huán)萜比值可能指示著高的原油成熟度(圖4a)。伽馬蠟烷/C30藿烷(G/H)與4-甲基甾烷/C29甾烷是表征渤海海域沙河街組油源差異的有效生源參數，BZ19-4N原油主要與沙一段烴源巖特征相吻合，也有少部分原油與沙三段烴源巖特征吻合(圖4b)?？紤]到沙河街組烴源巖成熟度較高，標志化合物濃度可能含量很低，盡管生源參數主要表現為沙一段烴源巖特征，可能與上覆沙一段烴源巖生成原油成熟度相對低、生物標志化合物濃度高有關。BZ19-6毗鄰沙河街組烴源巖已進入高成熟階段，油氣主要來自沙三段與沙一段烴源巖，為近源充注。

圖4 渤海灣盆地渤中凹陷BZ19-6凝析氣藏原油的生源參數組成及油源劃分Fig.4 Biomarkers and classification of oil sources in BZ19-6 condensate gas field, Bozhong Sag, Bohai Bay Basin

據生氣量計算渤中凹陷古近系沙河街組和東營組烴源巖的總生氣強度可達(50～200)×108m3/km2，根據前人提出生氣強度大于20×108m3/km2是形成大中型氣田應具備的氣源條件[14]，渤中地區(qū)具備形成大中型氣田的氣源條件。渤中凹陷烴源巖在時間上具有晚期快速生氣的特征(圖5a)。5.1 Ma之前烴源巖主要處于生油階段，累積生氣量僅占16.6%，生氣面積為1 600 km2；5.1 Ma以來烴源巖快速熟化進入大量生氣階段，累積生氣量占83.4%，生氣面積為3 980 km2(圖5b,c)。渤中凹陷天然氣生成主要集中在5.1 Ma以來。

圖5 渤海灣盆地渤中烴源巖熱演化史(a)與5.1 Ma前后生氣面積變化(b,c)剖面位置見圖1a的 A-A′。Fig.5 Thermal evolution history of source rocks (a) and changes in gas generation area around 5.1 Ma (b,c) in Bozhong Sag, Bohai Bay Basin

渤中凹陷的生烴環(huán)境是一個邊生烴邊排烴的半開放體系，排油效率低，天然氣產率高。按80%的排油效率計算，渤中凹陷總生氣量30×1012m3。沙三段是渤中凹陷的主力生氣層，生氣量為15×1012m3，該層生氣量占凹陷總生氣量的50%；沙一段和東三段的生氣量分別為6×1012m3和4×1012m3；東二下段生氣量為3×1012m3；沙四段生氣量為2×1012m3。

3 天然氣成藏的封蓋條件

由于晚期(約5.1 Ma)新構造活動強烈，渤中凹陷新近系斷層密集發(fā)育，成為油氣從深部烴源巖和油氣藏向淺層運移的通道，在淺層新近系形成了大量油田(圖1d)。構造活動也使得天然氣難以保存，同時又沒有區(qū)域性膏鹽巖蓋層，在構造活躍的渤海海域尋找大型氣田是個難題[1-2]。

3.1 BZ19-6構造的油氣包裹體特征

綜合考慮烴源巖生排烴史、包裹體產狀和熒光顏色、包裹體均一溫度、儲層溫壓狀態(tài)等因素[15-16]，以便客觀認識BZ19-6潛山凝析氣藏的油氣充注歷史。選取BZ19-6-1、BZ19-6-3、BZ19-6-7、BZ19-6-10等井的古近系孔店組砂巖、太古界潛山花崗巖的巖心樣品20余塊進行流體包裹體分析，并結合前文述及的構造演化史和烴源巖熱演化史綜合確定生油、生氣時間和油氣充注史。

根據烴類包裹體中氣液相比例，包裹體可分為液態(tài)、氣液兩相、氣態(tài)3種烴包裹體。液態(tài)烴包裹體有機相主要是由液態(tài)烴、或少量瀝青+液態(tài)烴組成，不含獨立相的氣態(tài)烴或氣態(tài)烴含量不高于5%。這類包裹體在研究區(qū)占有一定數量，在單偏光鏡下主要呈棕褐色、黃褐色、灰黃色及淺黃色。該地區(qū)透射光鏡下帶有褐色的有機包裹體通常是早期生油時捕獲形成的一些重質油類，單偏光下呈褐色(圖6a,d)。透射光鏡下帶黃色的液態(tài)烴類有機包裹體在本區(qū)一般是重質油裂解形成的輕質油及后期捕獲的相對高成熟的凝析油，在藍光激發(fā)下主要呈黃綠色和藍白色(圖6b,c)。氣態(tài)烴類包裹體有機相由氣態(tài)烴、液態(tài)烴組成，個別還含少量瀝青，在藍光激發(fā)下一般無熒光顯示，極少數呈弱熒光。氣態(tài)烴類包裹體在本區(qū)占有絕對數量，主要產于石英、長石等礦物微裂縫中，顆粒直徑較大者達10 μm。

圖6 渤海灣盆地渤中凹陷BZ19-6凝析氣藏原油及氣包裹體鏡下顯微特征a.BZ19-6-1井，3 735 m，褐色重質油包裹體，單偏光；b.BZ19-6-1井，3 735 m，黃綠色輕質油包裹體，熒光； c.BZ19-6-1井，3 735 m，藍白色輕質油包裹體，熒光；d.BZ19-6-1井，4 106 m，灰色天然氣包裹體，單偏光Fig.6 Microscopic characteristics of crude oil and gas inclusions in BZ19-6 condensate gas field in Bozhong Sag, Bohai Bay Basin

原油在紫外光激發(fā)下發(fā)射出不同強度和顏色的熒光，這與原油中芳烴的成熟度有一定關系。通常情況下隨著成熟度增加，飽和烴與芳烴比值增加，熒光顏色依次變化：紅色→橙色→黃色→綠色→藍色→亮藍色，即發(fā)生藍移[17]。研究區(qū)不同成熟度的原油呈現黃色、黃綠色、亮藍色等熒光，說明發(fā)生了不同期次原油持續(xù)充注，大量氣態(tài)烴包裹體的存在揭示早期油—晚期氣持續(xù)充注的過程。

3.2 BZ19-6潛山油氣充注史

與烴類包裹體共生的鹽水包裹體的均一溫度可代表油氣充注時的古地溫，測試結果顯示BZ19-6-3井古近系孔店組砂礫巖儲層包裹體均一溫度主要分布在90～180 ℃之間，并呈雙峰型分布，與油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度分布在90～160 ℃之間，與氣包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度分布在140～180 ℃之間。均一溫度分布特征表明早油晚氣的連續(xù)充注過程，結合埋藏史揭示原油主成藏期為12～5.1Ma，天然氣主成藏期為5.1Ma以來(圖5a)。

通常只要儲層發(fā)生了油氣充注，就會留下油氣包裹體的痕跡，原油包裹體豐度可以判別古油氣藏的充滿度。GOI指標正是這種痕跡的表征[18]，GOI=含油氣包裹體礦物顆粒數×100%/總礦物顆粒數，一般GOI值大于5%的儲集層為油藏，介于1%～5%之間代表儲集層中發(fā)生過油氣運移，小于1%就沒有成藏意義；GOI數據顯示水層與油層存在明顯的數量級差別，應用該指標可以確定油氣藏形成與否及油氣運聚的最大范圍[19]。在顯微鏡下對BZ19-6-3井古近系孔店組、BZ19-6-7井太古界潛山儲層巖石薄片進行掃描，任選大于30個覆蓋區(qū)域為625 μm2的視域，分別統(tǒng)計出這些視域內所有包含的含油氣包裹體的礦物顆粒數目和總礦物顆粒數目，觀察每個視域十字絲正下方的顆粒，看是否含有油氣包裹體并進行記錄，最終統(tǒng)計出GOI。通過對3個不同深度域的GOI數據統(tǒng)計，顯示研究區(qū)油氣包裹體礦物顆粒指數GOI分布在84%～95%之間，遠高于油藏GOI值范圍，說明儲層油氣充滿度高。單個礦物顆粒顯微鏡下的油氣包裹體豐度也較高，流體包裹體中存在大量含油包裹體及含氣包裹體。較高的油氣包裹體礦物顆粒指數及油氣包裹體豐度顯示渤中BZ19-6潛山具有較強的油氣充注特征。

3.3 天然氣藏超壓封閉保存條件

渤海海域新構造活躍，受控于斷層的活動性與封閉性，發(fā)現的油藏大部分在淺層新近系館陶組與明化鎮(zhèn)組[8]；天然氣分子小易散失，氣藏對封蓋條件要求更加嚴格[20]。

渤中凹陷古近紀處于強烈斷陷期，沙河街組、東三亞段、東二下亞段以半深湖—深湖相為主，沉積的泥巖質純、泥質含量高、厚度大、分布廣，從研究區(qū)南部BZ25-1油氣藏、BZ19-6構造，直到北部CFD18-1油氣藏，泥巖厚度最小為250 m，最厚的超過1 200 m，巨厚泥巖蓋層從北到南穩(wěn)定連續(xù)分布，是渤中凹陷BZ19-6潛山的區(qū)域蓋層(圖7)。巨厚蓋層對BZ19-6構造天然氣的大規(guī)模富集成藏十分有利。厚層泥巖蓋層分布穩(wěn)定，不容易被小斷層錯斷或斷穿、不容易形成連通的微裂縫；更加關鍵的是厚層泥巖易于形成超高壓封閉。渤中凹陷發(fā)育密集的“y”字形斷層，正是因為BZ19-6潛山蓋層厚度大且連續(xù)分布，才不被小斷層錯斷或斷穿，斷面容易被泥巖涂抹而封閉(圖7)。

蓋層超壓是封閉天然氣的有利因素，超壓泥巖蓋層內的異?？紫读黧w壓力，明顯高于下伏儲集層孔隙流體壓力，形成向下的孔隙流體壓力差，阻止流體向上運移，形成對油氣的壓力封閉[21]。超壓泥巖蓋層內異常孔隙流體壓力越大，形成的向下的壓力差就越大，壓力封閉油氣的能力就越強。渤中凹陷是渤海灣盆地的沉降與沉積中心，古近系沙三段至東三亞段沉積時期為強烈斷陷期，沉積速率高，沙三亞段為512 m/Ma，東營組為520 m/Ma。大套泥巖快速沉積，且又處于大量生烴階段，致使凹陷內普遍欠壓實而形成異常高壓。根據等效深度法[22]計算BZ19-6構造的泥巖孔隙流體壓力，在3～4 km深度范圍內地層孔隙流體壓力值分布在30～60 MPa，地層壓力系數介于1.0～1.6，從東營組泥巖開始存在一個高壓異常帶(圖7)。壓力系數1.3的欠壓實泥巖依靠異?？紫读黧w壓力可以封蓋的氣柱高度為737 m，是靠毛細管阻力封閉氣柱高度的11倍[23]。儲層壓力測試數據顯示渤中凹陷沙河街組壓力系數在1.6以上，BZ19-6潛山構造壓力系數1.2左右，研究區(qū)蓋層與儲層之間的剩余壓力分布范圍為13～26 MPa，平均值為21 MPa。理論計算的封蓋氣柱高度遠大于研究區(qū)氣藏的氣柱高度，這表明BZ19-6構造區(qū)蓋層超壓可以對太古界花崗巖潛山儲層中上千米的氣柱高度進行有效封蓋。BZ19-6構造區(qū)從3 km開始在泥巖中發(fā)育超壓，其烴源巖最大成熟度Ro值為1.3%，處于大量熱裂解生濕氣階段，增加了蓋層中的孔隙流體壓力。泥巖中強超壓也弱化了構造活躍區(qū)泥巖中裂縫的形成，異常高壓作用在斷層面上使其斷層面緊密程度更高，這兩方面的作用疊加增加了斷層的封閉性，利于天然氣的保存。

圖7 渤海灣盆地渤中凹陷BZ19-6凝析氣藏南北向剖面剖面位置見圖1a B-B′。Fig.7 North-south section of BZ19-6 condensate gas field in Bozhong Sag, Bohai Bay Basin

4 BZ19-6潛山大型凝析氣藏成藏模式

渤海灣盆地為油型盆地，烴源巖以生油為主，但渤中凹陷5.1 Ma以來的快速沉降導致渤中凹陷混合型生烴母質的烴源巖晚期快速高強度生氣；渤中凹陷烴源巖早期以生油為主，深層圈閉在12～5.1 Ma期間充滿原油，5.1 Ma以來烴源巖進入晚期快速生氣階段，烴源巖因生烴引起的超壓壓力系數可達1.6以上。

BZ19-6構造位于渤中凹陷西南部，是一個被渤中凹陷、沙南凹陷和黃河口凹陷包圍的環(huán)帶狀潛山構造，整體上具有統(tǒng)一的背斜形態(tài)，受多組基底斷層的切割。BZ19-6構造整體表現為被走滑斷層及其派生斷層復雜化的斷塊構造，呈“洼中隆”的構造格局。太古界構造主體南高北低，形態(tài)完整，圈閉面積較大，閉合幅度高，斷裂發(fā)育。BZ19-6潛山儲層主要由太古界變質巖、部分巖漿巖侵入體及頂部披覆砂礫巖組成，形成了以裂縫為主，孔縫并存的雙孔介質儲層[3-5]。

BZ19-6凝析氣田成藏過程為：中新世中期—上新世早期(12～5.1 Ma)烴源巖廣泛處于大量生油階段，在太古界變質巖潛山儲層和孔店組砂礫巖儲層中形成油田；隨著新構造運動(5.1 Ma)發(fā)展，部分深層原油隨斷層運移至淺層新近系成藏，形成BZ19-4中型油田；上新世以來(5.1 Ma至今)烴源巖處于高—過成熟階段，天然氣大量生成并充注，對先期深層油藏形成氣侵，在短時間內油藏轉變?yōu)槟鰵獠?圖7)，因此，BZ19-6深埋潛山大型凝析氣田的形成受控于聚散動平衡機制。潛山頂部和砂礫巖見到較多的油質瀝青，瀝青等效鏡質體反射率介于1.3%～1.6%之間，反映了氣侵成因。天然氣充注成藏模式包含天然氣沿邊界斷層進入圈閉成藏、沿砂體與不整合面?zhèn)认蜻M入圈閉成藏和超壓驅動上生下儲3種方式；5.1 Ma形成的超壓巨厚泥巖蓋層提供了強封閉條件(圖7)。

BZ19-6潛山構造由于多源高強度生氣、近源快速強充注、厚層泥巖超壓封蓋，所以形成大型高豐度凝析氣藏。這顯示在油型盆地快速成烴背景下，初次裂解氣發(fā)育階段的油氣藏在深埋過程中也能形成大型氣藏；巨厚的區(qū)域性超壓泥巖，不僅防止了成藏后天然氣向上散失，也可作為優(yōu)質烴源巖為天然氣運移提供超壓動力；渤中凹陷BZ19-6成藏模式的認識為油型盆地尋找天然氣田開辟了新的思路，不僅指導了渤海海域進一步的天然氣勘探，也為近年來南海海域潛山天然氣勘探發(fā)現提供了理論依據。BZ19-6凝析氣田的發(fā)現，突破了富油型盆地難以尋找大氣田的認識，凝析氣藏的烴源條件、保存條件及成藏模式對深層潛山和活動斷裂帶天然氣勘探具有重要的理論價值和實踐意義。