渤中凹陷是渤海湾盆地勘探潜力最大的凹陷，其中，渤中西洼面积约为2 000 km²，位于石臼坨凸起南部，沙垒田凸起东部，东南方向与渤中凹陷主洼相连，西部与歧口凹陷相接^[1-2]。其周缘的凸起上均发现了亿吨级储量的油田群，包括QHD32-F和QHD33-A等油田。近年来，渤海海域的勘探重点逐渐转向斜坡区等中深层领域，发现了CFD6-D，CFD5-E，CFD12-F和BZ8-D等油田，主要含油层系为新近系的馆陶组、明化镇组及古近系的东营组，主要类型为构造和构造-岩性油气藏^[3-5]。

晚期成藏是渤中凹陷浅层油气成藏的主要特征，新构造运动导致的断裂活动控制着浅层新近系馆陶组和明化镇组的成藏^[6-8]。一般认为新构造运动对浅层的油气成藏影响远大于深层，其控制着渤海地区油气最终的分布，主要受控于渤海湾盆地的构造演化、大地热流的变化、新近系圈闭的形成、晚期断层形成的垂向运移通道等因素^[8]。以往对西洼的油气成藏时间、储层评价、油源对比等方面做了初步研究，但其成藏研究均局限于单一的油气藏或含油气构造，如西洼北部陡坡带的CFD6-D，BZ2-A及中央构造带的CFD12-F和BZ8-D油田。以往发现CFD6-D油田具有明显的2期充注的特征，新构造运动导致的断层活动调整了第1期形成的东营组古油藏，使油气向浅层运移^[5]；中央构造带的CFD12-F和BZ8-D油田的浅层油藏的油源以沙三段烃源岩为主，烃源岩晚期成熟、快速高效充注、穿层的贯通式断裂等均是该地区晚期快速成藏的主控因素^[9-10]。然而，这些研究并未将渤中西洼作为整体进行综合分析，不利于古近系和新近系成藏规律的总结及下一步的勘探部署^[9-12]。

近年来，中国海油在渤海海域中深层领域不断取得勘探突破，以往建立的晚期快速成藏模式主要适用于凹陷周缘凸起区的浅层新近系油气藏，对于斜坡区中深层古近系和新近系油气藏的油气来源、成藏时间、运移与保存条件等方面的研究仍然不足，尤其是中深层古近系与浅层新近系油气成藏机理的对比分析还较为欠缺^{[3, 13-14]}。结合以往对渤中西洼的构造演化、沉积背景以及油气成藏的最新研究成果，根据烃源岩生排烃史、油源对比、油气充注史、断层分析等研究洼陷斜坡区和陡坡带古近系与新近系的油气来源、烃源岩演化、成藏期次和断裂体系的控藏作用，综合研究油气分布特点、运移过程、油气成藏特征等，建立油气运聚模式，以期为该区寻找中深层古近系的勘探目标提供依据。

渤中凹陷位于渤海海域中央，是渐新世以来渤海湾盆地沉降迁移收敛的中心，面积约8 600 km²，拥有较厚的新生代沉积，渤中凹陷的沉降中心位于渤东低凸起西侧，基底起伏不大、相对平缓，整体呈宽缓“箕状”形态^[15-17]。渤中西洼的北部受到石臼坨凸起南部边界断层的控制，进而形成了断裂陡坡，其背面形成了“二台阶”形式，与沙垒田凸起呈超覆接触，局部发育断阶^[18-19]。渤中西洼的西南部为张家口—蓬莱断裂带，经历了早期（古新世—始新世）伸展和晚期（渐新世、上新世—第四纪）走滑—拉分作用的叠合，剖面上多发育负花状构造，沙垒田凸起东侧常发育正断层、铲式正断层和“Y”形断层组合^[2]。渤中西洼自北向南可划分为北部陡坡带、渤中西洼、中央构造带、西部缓坡带和渤中8次洼等多个次级构造单元，洼陷中存在隆起（图 1a）^{[10, 20]}。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤中凹陷西洼油藏与圈闭分布及沉积与构造演化图（a）和古近系、新近系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Reservoirs and traps distribution, sedimentary and tectonic evolution diagram(a)and stratigraphic column(b)of Paleogene and Neogene in the western Bozhong Sag

渤中西洼油藏的储层主要为古近系东营组和新近系的馆陶组（N₁g）与明化镇组，斜坡区古近系主要发育扇三角洲、辫状河三角洲、滨浅湖和半深湖—深湖相沉积，新近系主要为辫状河、曲流河相沉积（图 1b）^[21]。洼陷深部发育有厚层优质的沙一段（E₂s₁）、沙三段（E₂s₃）和东三段（E₃d₃）烃源岩，油源充足，且西洼发育有多组断裂沟通油源，油气运移通畅，在新近系、古近系和潜山均取得了重要的油气发现，形成了浅层新近系与中深层古近系2个成藏系统^{[3, 22-23]}。

渤中西洼目前已发现CFD6-D，CFD12-F，BZ8-D，CFD5-E和BZ2-A等油田/含油构造^{[4, 10]}。渤中西洼的古近系油气主要分布在北部陡坡带的CFD6-D和BZ2-A油田的东二上亚段（E₃d₂^U）、东二下亚段（E₃d₂^L）与E₃d₃储层中，而西洼的新近系油气在北部陡坡带的CFD6-D构造、南部中央构造带的CFD12-F和BZ8-D的浅层馆陶组与明化镇组储层中均有分布，但是中央构造带的浅层新近系油气储量明显高于北部陡坡带^{[3, 9]}。

古近系油藏主要分布在渤中西洼的北部陡坡带，其东营组发育多套砂岩和泥岩互层，形成较好的储盖组合，含油层系主要为东营组，CFD6-D油田的圈闭类型为依附于石南断层的、具有半背斜形态的断鼻圈闭（图 2a）^{[12, 24]}，BZ2-A油田包括BZ2-A构造和BZ1-A构造，均为依附于427凸起边界断层下降盘的半背斜、断块型圈闭（图 2a）^{[11, 25]}。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤中西洼典型油藏解剖图（剖面位置见图 1a） Fig. 2 Typical reservoirs in sectional diagram of the western Bozhong Sag

新近系油藏主要分布在渤中西洼的中央构造带。CFD5-E构造位于渤中西洼与南堡凹陷之间，受控于北东向和北西向共轭走滑断裂所形成的断鼻、断块构造，油藏主要分布于馆陶组，明下段（N₁m^L）底部和东营组可见零星薄油层^[26]。CFD12-F构造位于沙垒田凸起东北倾末端上，为一基底古隆起背景上发育的构造，三面环洼（图 2b）^{[3, 10]}；BZ8-D油田位于洼中隆起带，紧邻生烃洼陷，构造主体夹持在大的通源断层的花心部位，输导条件优越（图 2b）^{[9, 27]}。

总体而言，油气藏集中分布在活动性较强的油源断裂附近，油藏的类型多为构造和构造-岩性油藏，北部陡坡带的油藏主要分布在古近系东营组，南部中央构造带的油藏主要分布于馆陶组和明化镇组，纵向上和平面上均表现出差异富集的特征。

渤中西洼古近系和新近系油气分布的差异性是由油气成藏要素的差异决定的。主要体现在油气来源、烃源岩的生排烃史、成藏期次和输导条件的差异上。

基于以往研究，渤中凹陷的主力烃源岩为E₂s₁和E₂s₃，E₃d₃烃源岩也有一定的贡献^[28-32]。根据渤中西洼油藏的原油/油砂的多种生物标志化合物指标，优选了可以有效反映原油来源的生物标志化合物组合C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷（C₂₄Tet/C₂₆TT）、C₁₉三环萜烷/C₂₃三环萜烷（C₁₉ TT/C₂₃ TT）、4-甲基甾烷指数（4MSI）、伽马蜡烷指数（Ga/C₃₀H）等进行二维交会图分析，并结合以往已发表的渤中凹陷半深湖—深湖相烃源岩样品的生物标志化合物数据^[28]，进行了油源对比研究。渤海地区的C₂₄Tet/C₂₆TT和C₁₉TT/C₂₃TT指标可以有效反映陆源有机质的重要贡献，相比之下，E₃d₃烃源岩的C₂₄Tet/C₂₆TT，C₁₉TT/C₂₃TT值相对于E₂s₁和E₂s₃烃源岩较高，4-甲基甾烷与渤海藻、副渤海藻的繁盛有直接的联系，4MSI可以有效区分E₂s₃和E₂s₁烃源岩。Ga/C₃₀H是反映水体分层（盐度）的有效指标，E₂s₁的Ga/C₃₀H相较于E₃d₃和E2s3偏高，说明E₂s₁沉积时期，湖盆具有咸化的特征，而长链三环萜烷比值（ETR）也已经被证实是渤海地区有效的盐碱度指标^[28-31]。

结果表明，CFD6-D油田的馆陶组、明化镇组和东营组原油主要来源于E₂s₁与E₂s₃烃源岩，E₂s₁烃源岩的贡献较为明显，E₃d₃烃源岩的贡献很少（图 3a—3c）；BZ2-A油田的部分E₃d₂^U，E₃d₂^L原油的C₂₄Tet/ C₂₆TT值明显偏高、ETR值偏低，具有沙河街组和E₃d₃烃源岩混合来源的特征，N₁m^L原油和其余的东营组原油明显具有E₂s₁与E₂s₃烃源岩混源的特征，以E₂s₁烃源岩为主，分析认为BZ2-A油田距离西洼供烃中心更近，E₃d₃烃源岩埋深更大，演化程度较高，已经到达成熟阶段，具有良好的供烃能力（图 3d—3f）；CFD12-F和BZ8-D油田的含油层系主要位于明化镇组与馆陶组，CFD12-F油田则有部分中生界油层，CFD12-F和BZ8-D油藏的原油主要为E₂s₃与E₂s₁烃源岩的混合来源（图 3g—3l）。由此可见，除BZ2-A油田的东营组油藏存在E₃d₃烃源岩贡献，渤中西洼其他油田的古近系和新近系油藏均以沙河街组油源为主。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤中西洼典型油藏油源对比图 （a）CFD6-D油田C24Tet/C26TT与C19TT/C23TT交会图；（b）CFD6-D油田4MSI与Ga/C30H交会图；（c）CFD6-D油田甾藿比与ETR交会图； （d）BZ2-A油田C24Tet/C26TT与C19TT/C23TT交会图；（e）BZ2-A油田4MSI与Ga/C30H交会图；（f）BZ2-A油田甾藿比与ETR交会图； （g）CFD12-F油田C24Tet/C26TT与C19TT/C23TT交会图；（h）CFD12-F油田4MSI与Ga/C30H交会图；（i）CFD12-F油田甾藿比与ETR交会图； （j）BZ8-D油田C24Tet/C26TT与C19TT/C23TT交会图；（k）BZ8-D油田4MSI与Ga/C30H交会图；（l）BZ8-D油田甾藿比与ETR交会图。 Fig. 3 Oil-source correlation of typical oil reservoirs of the western Bozhong Sag

使用PetroMod软件进行一维盆地模拟，由凸起至洼陷深部，烃源岩的热演化程度逐渐增高，生排烃时间也更早，因此分别选取渤中凹陷西洼凸起区（BZ8-D-A井）、斜坡区（虚拟井P1）和深洼区（虚拟井P2）3个位置进行了生排烃模拟（图 4）。在参数选取时，基于测井、录井获得精细的岩性地层组合方案；且考虑东营组沉积末期最主要的剥蚀事件（持续时间为24.6~23.0 Ma，剥蚀厚度约300 m），以及2次小规模的剥蚀（E₂s₃沉积之前和E₂s₃沉积末期，剥蚀厚度约100 m）；现今的热流60~65 mW/m²，凸起区热流值高于深凹区，25 Ma前经历了较高的热流阶段（70~90 mW/m²）^[33]；同时选取适合研究区的水体界面温度和古水深等参数。根据上述参数，研究模拟了E₃d₃，E₂s₁与E₂s₃ 3套烃源岩在不同埋深背景下的热演化过程和生烃速率等特征。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤中8-D-A井及虚拟井P1与P2的烃源岩热演化、生烃速率和位置图 Fig. 4 Thermal evolution, hydrocarbon generation rate and location graphs of source rocks in well BZ8-D-A, virtual well P1 and P2

凸起区（BZ8-D-A井）周缘的3套烃源岩成熟时间均较晚，大约10 Ma以来逐渐成熟，且3套烃源岩的成熟度均较低，其地层埋深较小，厚度较小，烃源岩的成熟度及生排烃效率均低于斜坡区和深洼区。斜坡区和深洼区的2口虚拟井P1与P2的盆地模拟结果（图 4）表明，斜坡区E₂s₃烃源岩生油量最大，E₂s₁和E₃d₃烃源岩贡献较小；深洼区E₃d₃和E₂s₁烃源岩处于生油阶段，E₂s₃烃源岩表现为早期生油、晚期生气的特征。

距今约30~20 Ma，深洼区和斜坡区的E₂s₃烃源岩大量生烃，E₂s₁次之，E₃d₃烃源岩生烃量较少。距今约10 Ma，沙河街组烃源岩已经完全转化，洼陷区仅有E₃d₃烃源岩少量生烃。在距今10 Ma起，凸起区和斜坡区开始第2期生烃，并一直延续至现今，第2期生烃仍然以沙河街组烃源岩为主，E₃d₃烃源岩有一定贡献。深洼区的生烃速率和生烃量远高于斜坡区与凸起区。目前发现的斜坡区的油藏基本均以晚期近源快速充注为主，凸起区和斜坡区近源的烃源岩可能是这些油藏的主力烃源岩，但深洼区早期（距今30~20 Ma）大量生排烃形成的油藏至今还未发现。

渤中西洼已发现油气藏的油气包裹体多为绿色、淡黄色—灰色、黄色、暗褐色或蓝白色等荧光，气烃一般呈灰色，无荧光显示，分布于粒间孔隙、胶结物和微裂缝中，部分微裂缝中充填稠油沥青质，表现为暗褐色荧光。在埋藏史和热史分析的基础上，结合不同层段的岩石学、矿物学和包裹体的类型与形态等，且将包裹体测试得到的均一温度叠在各井的埋藏史-热演化史图上进行分析。

CFD6-D油田馆陶组的砂岩的粒间孔隙和微裂缝中含有轻质油，显示较明显的绿色和黄绿色荧光，部分石英颗粒有次生加大现象，包裹体沿着切穿砂岩石英的微裂缝呈带状或线状，E₃d₂^L储层的油气充注较少，包裹体液烃呈淡黄色、黄色，显示黄绿色荧光。E₃d₃包裹体的均一温度峰值为110~115 ℃和125~130 ℃，有2个油气充注高峰，2段高峰之间油气持续充注，均为深褐色、灰褐色的重质油包裹体（图 5a—5c），根据CFD6-D-B井的单井埋藏史、热史以及包裹体的均一温度和镜下特征，认为东营组的起始充注时间在10 Ma后，新近系油藏的充注时间在5 Ma后（图 6）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤中西洼典型包裹体照片 （a）沿切穿石英颗粒的微裂隙分布、呈淡褐色的含烃盐水包裹体，CFD6-D-B井，1 636.4 m，N1g，单偏光；（b）沿切穿石英颗粒的微裂隙成带分布、呈黄色—灰色的轻质油-气包裹体，显示黄色荧光，CFD6-D-D井，2 305.0 m，E3d2L，单偏光；（c）沿切穿石英颗粒的微裂隙成带分布、呈黄色—灰色的轻质油-气包裹体，显示黄色荧光，CFD6-D-D井，2 305.0 m，E3d2L，激发荧光；（d）石英颗粒内裂纹中见黄色荧光油包裹体，BZ2-A-B井，2 777.0 m，E3d1，单偏光；（e）石英颗粒内裂纹中见黄色荧光油包裹体，BZ2-A-B井，2 777.0 m，E3d1，激发荧光；（f）油浸粉砂岩，石英颗粒间见大量油浸染，透射光下呈褐色CFD12-F-A井，1 188.0 m，N1mL，单偏光：（g）油浸粉砂岩，石英颗粒间见大量油浸染，透射光下呈褐色，CFD12-F-A井，1 188.0 m，N1mL，激发荧光；（h）沿石英颗粒的成岩期后微裂隙成带状分布、呈淡黄色的液烃包裹体及呈淡黄—灰色的气液烃包裹体，显示较强浅蓝色、浅蓝白色荧光，BZ8-D-B井，1 591.0 m，N1mL，单偏光；（i）沿石英颗粒的成岩期后微裂隙成带状分布、呈淡黄色的液烃包裹体及呈淡黄—灰色的气液烃包裹体，显示较强浅蓝色、浅蓝白色荧光，BZ8-D-B井，1 591.0 m，N1mL，激发荧光。 Fig. 5 Typical inclusions of the western Bozhong Sag

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤中西洼典型井油气充注史图 Fig. 6 Hydrocarbon charging history of typical wells of the western Bozhong Sag

BZ2-A油田东营组储层的石英颗粒内裂纹及胶结物中可见白色、淡黄色和蓝白色荧光油包裹体，同时可见其颗粒间充填有大量的沥青。根据BZ2-A-B井的油气充注史图（图 6），东营组储层的充注时间开始于距今10 Ma左右；距今约4~3 Ma，油气充注强度逐渐减缓，可能与断层的活动速率降低或者烃源岩的生烃速率有关。

CFD12-F-A井的油藏主要位于中生界和明化镇组，在明化镇组储层中可见大量石英、长石颗粒间和石英表面的油浸染包裹体，呈串珠状分布，其荧光表现为亮黄色（图 5f，5g）。油气充注史分析表明，中生界潜山储层早期成藏的时间接近10 Ma，第2期成藏始于5 Ma，油气充注量较少，可能与新构造运动导致断层活动性增强有关，此时油气沿断裂被输导至浅层。明化镇组的油气成藏时间较晚，距今约1 Ma，新构造运动形成的活动性较强的断层是控制油气运移到浅层的通道。

BZ8-D油田的馆陶组和明化镇组主要发育一期油气包裹体，沿石英颗粒成岩期微裂隙呈线/带状分布，或者沿长石碎屑溶蚀孔洞呈群或带状分布，包裹体表现淡黄色、褐色等荧光（图 5h，5i）。其浅层油气成藏时间也较晚，距今约3~2 Ma，目前仍在充注（图 6）。

根据各油藏油气充注史和烃源岩生排烃史研究，可将渤中西洼的油气成藏分为3期，第1期成藏距今约30~20 Ma，主要为深洼区和斜坡区的沙河街组烃源岩大量生排烃形成，这部分油气可能主要聚集在沙河街组，至今尚未发现；第2期成藏为10~5 Ma（新构造运动之前），斜坡区和凸起区周缘的沙河街组烃源岩生成的油气进入古近系东营组储层保存，此时的控藏断层主要为早期形成的断层，断穿层位较深，仅沟通了沙河街组烃源岩与东营组储层，如BZ2-A和CFD6-D的东营组油藏；第3期成藏开始于距今约5 Ma，新构造运动不仅激活了原有的断层，且形成了沟通烃源岩、东营组和新近系（馆陶组与明化镇组）储层的断层，此时，斜坡区和凸起区周缘的沙河街组与E₃d₃烃源岩生成的油气沿断层直接运移至浅层新近系储层中聚集，如CFD12-F和BZ8-D的浅层油藏；断层的活化会破坏5 Ma之前形成的东营组油藏，将部分原油也输导至浅层成藏，如CFD6-D油田的浅层油气；除了受控于断层活动性形成的油藏，渤中西洼还存在东营组自生自储的油藏，如BZ2-A的东营组油藏。BZ2-A靠近西洼的沉积中心，东营组烃源岩成熟时间较早，E₃d₃烃源岩生成的油气可以近距离保存在东营组湖底扇和三角洲砂岩储层中。

渤中西洼的古近系与新近系油气富集规律的差异性还受控于断裂的类型和其活动性，其圈闭的形态和含油边界取决于断层的形态。渤中西洼北部陡坡带受控于石南断层，发育多套断裂系统。渤中西洼发育多条近EW向和NE向的正断层，南部断层以NE向和EW向为主，发育正断层。深部发育NW向的大断裂，这些断裂在东营组及其上覆地层中发育的规模和延伸距离明显减小。

渤中西洼的控藏断层可根据形成时期与断开层位的关系将其划分为3类：第1类为仅在新近系发育的浅层断层，与烃源岩未沟通，影响馆陶组和明化镇组油气的纵向调整与聚集，进而控制着西洼浅层油气的最终分布；第2类断层为早期形成的断层，仅沟通古近系沙河街组烃源岩和东营组储层，能将油气垂向输导至东营组聚集成藏，对浅层新近系油气成藏基本没有影响；第3类断层为通源断层，贯穿了沙河街组烃源岩、东营组和浅层的馆陶组、明化镇组储层，这类断层不仅为东营组储层供烃，也是浅层油气主要的输导通道（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤中西洼断层类型图 Fig. 7 Fault types diagram of the western Bozhong Sag

早期的断陷作用和晚期的坳-断作用导致了渤中西洼目前复杂的断裂系统，根据断裂的演化阶段，可以分为早期的基底走滑、中期的古近系伸展和晚期的新近系双向走滑阶段，整体具有“东西分段，南北分带”的特征，成为了西洼油气藏重要的油气运移通道^[10]。第1类断层主要形成于距今约5 Ma的新构造运动时期，晚期发育的断裂系统是渤海地区新构造运动的主要表现形式，形成于NE向郯庐断裂和NW向张家口—蓬莱断裂的双向走滑作用，活动性较强，规模较小且十分密集，为NE走向，派生于主干断裂附近，埋深越小，断裂的数量越多。第1类断层不仅是新近系馆陶组和明化镇组油气的主要运移通道，且断裂体系还与地层的差异沉降组合形成了一系列浅层的断块、断鼻圈闭，在研究区主要表现为雁列形、斜列状、X形等展布，在垂向上形成典型的“Y”字形和负花状构造等。以往研究表明断裂活动的时间和油气成藏的时间匹配，断裂才可以作为油气运移的高效通道；第2类断层数量较少、密度较低、活动性较弱，埋深较大，主要在新构造运动之前发育，属于早断早衰型断层，与张家口—蓬莱断裂产生的左旋走滑作用息息相关，在剖面上呈断阶型，起到了分割构造脊的作用，只延伸到古近系东营组，早期的活动性较强，晚期活动性较弱；第3类断层是深浅切割、持续活动的通源断层，这类断裂不仅控制着古近系沙河街组和东营组的沉积，同时具有发育时间较早和断距较大的特征，控制着研究区现今的洼陷和隆起格局，从沙河街组烃源岩延伸至浅层新近系储层，长期持续活动^{[2, 10]}。

渤中凹陷斜坡区目前发现的油藏的成熟度均偏低（C₂₉甾烷的成熟度参数），属于低熟油^[4]，结合斜坡区的生排烃模拟结果，判断研究区油气来源主要为斜坡区和凸起区周缘的烃源岩（主要为斜坡区，第1期生排烃为30~20 Ma，第2期生排烃为10 Ma以后），第2期生排烃与成藏期次的分析结果（第2期成藏10~5 Ma和第3期成藏5 Ma以来）较为吻合。根据渤中西洼不同含油气构造的特征及烃源岩生排烃史、油源对比、油气充注史分析、断裂系统差异，新近系馆陶组和明化镇组、古近系东营组和沙河街组具有“2期生烃、3期成藏、断源主控、差异富集”的成藏特征，形成3种不同的成藏模式（表 1、图 8）。

表 1(Table 1)

表 1 渤中西洼油气成藏模式总结 Table 1 Summary of petroleum accumulation models in the western Bozhong Sag 富集层位 油源 输导体系 成藏时间 实例 成藏模式图 新近系馆陶组和明化镇组 E2s1，E2s3 第1类+第3类断层 5 Ma至今 BZ8-D油田、CFD12-F油田 古近系东营组 E2s1，E2s3和E3d3 第2类断层 10~5 Ma，5 Ma至今 BZ2-A东营组油藏 古近系沙河街组 E2s1+E2s3 / 30~20 Ma CFD6-D南

下载CSV 表 1 渤中西洼油气成藏模式总结 Table 1 Summary of petroleum accumulation models in the western Bozhong Sag

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤中西洼油气成藏模式图 Fig. 8 Petroleum accumulation models diagram of the western Bozhong Sag

浅层新近系成藏模式：主要受控于新构造运动形成的沟通浅—中—深层的通源断层（第3类断层），沙河街组烃源岩具有良好的生烃条件，生成的成熟油气通过多条长期活动性的断裂等输导体系进行运移，进入浅层砂体中富集，油气藏主要属于新构造运动5 Ma以来的第3期成藏，油气的平面分布和层位受断层活动性与侧向封闭能力的影响。典型实例为BZ8-D油田与CFD12-F油田的馆陶组和明化镇组油藏，这类油藏的潜在富集区块主要在研究区的中央构造带和西部缓坡带。

古近系东营组成藏模式：古近系东营组油藏主要受控于仅断至东营组储层的断裂体系（第2类断层），其油气主要来源于下伏沙河街组烃源岩和E₃d₃烃源岩，东营组油藏主要形成于距今约10~5 Ma的第2期成藏。成熟的沙河街组生成的油气可通过第2类断层运移至东营组储层中成藏，以CFD6-D的东营组油藏为例；东营组成熟烃源岩生成的油气可以形成自生自储油藏，这主要受控于砂体的侧向输导，以BZ2-A的东营组油藏为例。在距今约5 Ma的新构造运动影响下，渤中凹陷形成了大量的晚期断层（第1类断层），汇聚在东营组储层的油气由晚期断层调整至浅层的馆陶组和明化镇组成藏，对东营组油气藏造成一定的破坏与改造，CFD6-D油田的浅层馆陶组和明化镇组油藏就是这种模式的典型实例，这类油藏潜在的富集区块主要在研究区的北部陡坡带。

深层沙河街组成藏模式：主要为距今30~20 Ma沙河街组烃源岩自生自储形成的油气藏，可能没有第3类断层对油藏造成破坏，第2类断层（此处应为仅断至沙河街组顶部的断层）和侧向的砂体可能作为沙河街组油气藏有效的运移通道，但该成藏模式目前还未发现勘探实例，CFD6-D南构造的沙河街组是此种模式的有利探区，同样处于渤中西洼的北部陡坡带附近。同时在晚期成藏阶段，斜坡区和凸起区的沙河街组烃源岩同样具有较好的生排烃能力，对油气成藏具有重要的贡献。

（1）根据烃源岩生排烃模拟的结果，认为渤中凹陷西洼存在2期生烃。第1期主要为斜坡区和深洼区成熟的沙河街组烃源岩，距今约30~20 Ma。第2期生烃约10 Ma至今，斜坡区的生烃贡献最大，以沙河街组烃源岩为主，E₃d₃烃源岩也有较少的贡献。

（2）3类断裂体系的断穿层位和活动性是渤中西洼油气深浅差异富集的根本原因。渤中西洼北部陡坡带早期发育油源断层（第2类断层），在新构造运动的影响下断层延伸发育或在浅层形成了新断层（第1类断层），北部陡坡带的东营组和浅层均有原油聚集；南部中央构造带的油源断层为新构造运动后新形成断穿浅—中—深层的通源断层（第3类断层），油气主要在浅层聚集成藏。

（3）根据烃源岩生排烃模拟和油气充注史的分析，认为渤中凹陷西洼存在3期成藏。第1期成藏发生于沙河街组烃源岩的第1次生排烃期（距今约30~20 Ma），可能形成沙河街组自生自储油气藏。第2期成藏距今约10~5 Ma，沙河街组烃源岩的油气通过第2类断层的输导运移到东营组成藏，同时东营组也可形成自生自储的油气藏。第3期成藏发生于新构造运动后，第3类通源断层对将古近系烃源岩生成的油气输导到浅层成藏，同时，早期断层的活化和新断层的形成使原来保存在东营组的部分油气发生调整，运移至浅层新近系成藏。

（4）渤中西洼油气成藏主控因素主要为不同类型断层的输导和有效的烃源条件。油气的充注与其分布情况受到有效烃源岩的生排烃史、断层活动和断穿层位的影响，据此建立了“2期生烃、3期成藏、源断主控，差异富集”的浅层新近系、古近系东营组和沙河街组3种成藏模式。