2024年，渤海南部莱州湾凹陷KL10-D-A井的钻探揭示了湖相碳酸盐岩的高勘探潜力，成为渤海新的储量增长点。本文聚焦莱州湾凹陷南部斜坡带垦利10-D构造沙四上段湖相碳酸盐岩的成烃与成藏核心问题，整合测井、地震及分析化验等多维度数据，系统梳理了该区域湖相碳酸盐岩的成烃机理与成藏规律，提出了沙四上段成烃-成藏新认识，为渤海类似地质条件下的勘探实践提供了理论支撑与技术参考。
       截至目前，垦利10-D构造已完成 10 口探井钻探，所有井均在沙四上段发现湖相碳酸盐岩油藏，证实了该区域的资源潜力。但勘探实践中凸显两大科学问题亟待解决：一是传统观点认为咸化高硫原油的烃源岩局限于莱州湾南洼，主洼沙四段源岩为不咸化 - 弱咸化环境产物，而实际钻探发现沙四上段咸化源岩广泛分布，其地球化学特征及成因机制需重新厘定；二是不同井区原油性质差异显著，如 KL10-D-B井原油密度高达 0.989g/cm³、含硫量 5.76%，而 KL10-D-1井原油密度仅 0.870g/cm³、含硫量 0.646%，且KL10-D-B井测试过程中伴随出水现象，流体性质分异及成藏差异的控制因素亟待解析。
一、主要成果与认识
1. 沙四上段古环境演变与烃源岩二分性特征
       古环境演变对烃源岩的形成与演化具有决定性控制作用。研究表明，沙四上段沉积期受全球 MECO（中始新世气候最适宜期）热事件影响，通过主微量元素分析、古生物化石鉴定等手段重建古环境演化序列，明确该时期经历了从干旱向湿润的气候转型，水体盐度逐渐降低，陆源碎屑输入持续增强，水体还原性同步增强。在上述古环境演变背景下，沙四上段发育两套特征迥异的烃源岩：
       下部源岩：以灰云质泥岩为主（含灰质泥岩、泥质灰岩等），形成于高盐度、炎热干旱环境，陆源输入较弱，水体为弱还原条件。生物标志化合物表现为高 Gam 值、Pr/Ph<1、中等 4 - 甲基甾烷（4-MS）含量，且存在 C₃₅ 藿烷翘尾现象。
上部源岩：以纯泥质岩为主（含少量灰质但未达灰质泥岩级别），形成于低盐度、温暖潮湿环境，陆源输入增强，水体为强还原条件。生物标志化合物表现为低 Gam 值、Pr/Ph<1、4-MS 含量区域差异显著且无翘尾现象。
2. 油源解析与差异成藏模式
       基于 “二分” 源岩与原油特征对比，明确了不同井区的油源及成藏差异：
       区域原油类型与源岩对应关系：研究区存在两类特征原油，与两套烃源岩形成一一对应：①中 - 高 Gam 值、高含硫量、具 C₃₅ 藿烷翘尾特征的原油，其地球化学特征与下部咸化源岩高度匹配；②低 Gam 值、低含硫量、无翘尾特征的原油，与上部非咸化源岩特征一致。原油物性参数显示，密度与含硫量、成熟度呈显著相关性 —— 密度越高，含硫量越高、咸化程度越强、成熟度越低，如 KL10-D-B 井的高密度、高硫原油为典型低熟油，而 KL10-D-1 井的中密度、低硫原油为成熟油。
典型井区成藏特征典型井成藏特征：KL10-D-B 井区：原油生物标志化合物（高 Gam 值、C35 藿烷翘尾）与下部源岩完全吻合，非烃 + 沥青质含量达 43% 以上，镜质体反射率（Ro）介于 0.2%~0.7%，属咸化源岩低演化阶段的 “早生” 产物。热模拟实验证实，咸化源岩在初始演化阶段的产烃率即可达到高峰值的 61.74%，远高于非咸化源岩（8.1%），印证了低熟油的 “早生早排” 特征。KL10-D-1 井区原油为混源成因，兼具原地下部源岩低熟油与外来上部源岩成熟油的双重特征。测试油样与本井壁心抽提物的地球化学差异显著，表明存在外来成熟油的运移充注。
       成藏差异控制机制：两套特征相异的烃源岩与差异化的油气运移条件，共同控制了南斜坡的成藏分异：KL10-D-A 井及类似区域因运移通道畅通，油源为原地低熟油与外来成熟油的混合；KL10-D-B 井及洼内运移不畅区域，则以原地低熟油成藏为主，且因原始地层水未被完全驱替，形成类似页岩油的 “源储一体” 产液模式。
二、勘探启示
       咸化源岩 “早生早排” 低熟油的发现，突破了传统成熟烃源岩的勘探认知，证实沙四上段具备大面积含油潜力，下一步需结合微古地貌精细刻画，明确低熟油富集区带。成熟油充注的差异性是导致区域流体性质复杂的核心因素，油气运移通道研究仍是勘探关键，优先选择运移条件优越的构造高部位，更易发现轻质、低硫的成熟油藏。本研究通过揭示古环境-烃源岩-成藏的内在关联，深化了莱州湾凹陷沙四上段湖相碳酸盐岩的成烃-成藏机理认识，为渤海乃至全球类似湖相碳酸盐岩新类型的勘探提供了理论依据与实践指导。
 

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