古近纪以来，渤中凹陷持续强烈的构造运动造就了该地区多生烃凹陷、多套烃源岩、多套成藏组合的复杂背景，而这种复杂背景下的含油气系统及其主要控制因素的研究是渤中地区油气勘探的关键。本文在前人对渤中凹陷石油地质综合研究的基础上，以含油气系统为重点，将渤中凹陷静态地质要素与动态地质作用作为一个整体进行系统分析，重点研究烃源岩的发育层位与空间展布，原油地球化学特征及成因来源，骨架砂体的储集性能和空间展布，输导体系的识别与组合以及动态模拟含油气系统生、排烃过程和分析构造活动对含油气系统的控制作用，进而揭示了渤中凹陷含油气系统中油气成藏的主控因素及其富集规律。主要工作、认识与成果概括如下： 1.收集、分析整理了大量前人在渤中地区的研究资料，在此基础上对渤中凹陷地质背景、沉积、构造、地层进行了分析、整理、综合并进行了再认识。渤中坳陷位于渤海海域中部，属渤海湾中、新生代含油气盆地中的一级负向构造单元。根据渤中坳陷内基底起伏、沉积盖层、断裂系统以及构造走向与变形的特点，可将其划分为6个次级构造单元，分别为渤中凹陷、渤东凹陷和秦南凹陷等3个凹陷以及渤南凸起、石臼坨凸起和渤东低凸起等3个凸起带。盆地经历了裂陷、裂后两期构造演化，裂陷期共有4个裂陷幕：裂陷Ⅰ幕(54.9Ma～43Ma)，对应于孔店组—沙河街组四段沉积期；裂陷Ⅱ幕(43Ma～38Ma)，对应于沙河街组三段沉积期；裂陷Ⅲ幕(38Ma～32.8Ma)，对应于沙河街组一、二段沉积期；裂陷Ⅳ幕(32.8Ma～24.6Ma)，对应于东营组沉积期。裂后区共有2个裂后幕。裂后Ⅰ幕(24.6Ma～5.1Ma)，对应于馆陶组—明化镇组下段沉积期；裂后Ⅱ幕(5.1 Ma～现今)，对应于明化镇组上段—第四系沉积期。区内主要沉积地层有古近系孔店组、沙河街组、东营组地层，新近系馆陶组、明化镇组地层以及第四系平原组地层。 2.系统整理、分析、研究了渤中凹陷烃源岩与原油的特征，进行油源的初步分析。根据烃源岩有机质含量、类型和成熟度确定渤中凹陷有两套优质烃源岩：即沙河街组三段、沙河街组一段—东营组三段。沉积环境和气候条件决定了不同烃源岩的有机质丰度和类型存在明显差异。两套烃源岩有机质丰度均较高。沙河街组三段沉积期对应于盆地构造演化的裂陷Ⅱ幕，该时期地壳拉张加剧并快速沉降，各凹陷水体迅速加深，水域面积明显扩大，高凸起带部分分隔了各个凹陷，并在其周缘发育了规模有限的扇三角洲和三角洲等沉积体系，凹陷内则广泛发育半深湖—深湖相的暗色泥岩沉积，局部发育浊积扇沉积，沙河街组三段在凹陷主体部位的沉积厚度均在2000m以上，最大沉积厚度超过了3000m，有机质类型以ⅡA型和ⅡB型干酪根为主，R0在0.5％以上。沙河街组一段沉积期基底进一步沉降，湖泊水体加深，湖盆水域面积扩大，气候由干旱转为湿润，凹陷内广泛发育浅湖—半深湖相沉积，大部分区域地层厚度不超过400m，沉积中心最大厚度800m左右，有机质类型以ⅡA型干酪根为主，R0在0.5％以上。东营组三段对应于盆地构造演化的裂陷Ⅳ幕，该时期裂陷作用再次增强，沉降速率明显增大，湖盆水体进一步加深，滨浅湖一半深湖、深湖相暗色泥岩广泛发育，扇三角洲和三角洲沉积体系零星分布于凸起边缘，沉积厚度较沙河街组一、二段相比，明显增大，大部分区域沉积厚度在400m以上，凹陷主体部位厚度超过800m，沉积中心最大厚度在1000m以上，有机质类型也以ⅡA型干酪根为主，R0在0.5％～1.3％以上。不同的烃源岩具有不同的生物标志物组成，应用生物标志物指标可以有效地将它们区分开来。原油的地球化学特征较复杂，尤其是新近系原油遭受了严重的生物降解，各种地球化学指标均发生了变化，而且已知油藏基本处于凹陷之间的凸起上。针对现有资料较少，油源对比困难，且存在区内多凹多源供烃的情况，提出对于不同层位、不同构造单元原油的来源，应该具体问题具体分析。 3.分析研究了渤中凹陷储集层骨架砂体特征，根据输导体系各组成要素的特征及空间配置识别出三种输导体系组合。渤中地区馆陶组、东营组二段骨架砂体分别是新近系和古近系油气侧向运移的重要输导通道，前者的孔隙度和渗透率分别为29％和2135.37×10-3μm2；后者的孔隙度和渗透率分别为16.8％和15.52×10-3μm2。明化镇组下段及沙河街组二、三段骨架砂体对油气运移仅有一定控制作用。前者的孔隙度和渗透率分别为33.7％和2272.54×10-3μm2，后者的孔隙度和渗透率分别为11.3％和8.06×10-3μm2；新生代以来，渤中地区断裂活动非常发育，形成了复杂的断裂系统。长期继承性活动的区域性断层控制凹陷的构造格局和沉积相带分布，且直接沟通烃源岩与储集层，是流体释放和油气运移的垂向主输导通道，控制了油气的运聚成藏及其空间分布，早期活动断层及晚期活动断层对油气运移影响均较为有限。早期活动断层因多已在古近纪末期消亡，所以对油气运移的影响相对较弱；晚期活动断层由于未直接沟通烃源岩与储集层，因而对油气运移的影响较有限，但却控制了油气在浅部储集层中的分布与重新分配。重要的区域性整合面也是油气侧向运移的重要通道。根据输导体系中断裂、骨架砂体及不整合面对成藏控制作用的大小，将渤中地区划分出三类不同的输导体系：断控成藏输导体系、层控成藏输导体系和面控成藏输导体系。 4.分析总结含油气系统能量场特征，将渤中凹陷划分为正常压力系统与超压系统，探讨超压成因，研究现今及古地温场特征和演化规律。渤中地区地层在垂向上划分为正常压实带和欠压实带，不同区域欠压实带的组成及其强度有所差异。欠压实带顶埋深与层位关系紧密，发育层位与烃源岩层位基本对应。渤中地区压力系统垂向上分为上部正常压力系统、中部超压系统，中部超压系统可进一步细分为东营组和沙河街组两个次级超压系统。超压系统顶面埋深大约在3000m～3500m左右，总体表现为自凸起带向凹陷内逐渐增大的趋势。正常压力系统中发育有传递超压。利用Basin2软件模拟计算了不同地质历史时期盆地压力的发育状态。东营组沉积末期盆地中部沙河街组三段-孔店组开始发育超压，至东营组一段沉积末期，超压扩展到沙河街组一段-二段，最大超压强度为20 MPa；馆陶组沉积末期，东营组三段开始发育超压，至明化镇组沉积末期超压扩展到东营组二段—东营组一段，超压强度达到40～45 MPa；现今超压不断增强，最大超压强度45MPa，且范围明显扩大。平面上超压形态总体呈NE向展布。超压的形成与不均衡压实、生烃作用及流体流动有关。渤中地区不同区域、不同层位的现今地温梯度有差异，凸起带明显高于凹陷区，认为与凹陷内泥岩热导率较低及凸起带深大断裂导致的局部热对流作用有关。古平均地温梯度均高于现今平均地温梯度揭示了裂后期(24.6Ma～现今)以来的热状态总体表现为持续冷却。 5.根据烃源岩及超压系统特点，在渤中地区识别出两套含油气系统，利用IES软件对含油气系统的烃源岩热演化史和油气成藏史进行动态模拟。综合烃源岩特征及超压系统特征，将渤中凹陷划分为两大含油气系统，下部Es3—Es2含油气系统与上部Ed3—Edu＋Ng＋Nm1含油气系统。下部Es3—Es2含油气系统以沙河街三组为烃源岩，低孔中渗型的沙河街二段碎屑岩为储集层，以东营组三段泥岩为区域性盖层：上部Ed3—Edu＋Ng＋Nm1以东营组三段与沙河街组一段为烃源岩，以东营组二段—明化镇组下段高孔高渗型碎屑岩为储集层，以明化镇下段泥岩为区域性盖层。上部Ed3－Ed2-1＋Ng＋Nm1含油气系统具有良好的生储盖配置组合，烃源岩已进入生烃门限，丰富的输导断层以及烃源岩段与超压系统的重合为油气运聚提供了良好的动力条件，同时，埋藏较浅，勘探投资少，且某些地区断裂可使两个含油气系统沟通成为双源油藏，应将此含油气系统作为提高渤海海域油气产量的重要优选基地。含油气系统的动态模拟表明：渤中凹陷沙河街组三段烃源岩最迟在27.4Ma左右既已成熟，现今处于高成熟—过成熟阶段，沙河街组一段和东营组三段烃源岩最迟在馆陶组沉积早期已成熟，现今处于中—高成熟阶段。渤中地区油气成藏期主要为馆陶组沉积期至第四纪，浅层新近系成藏比深层古近系成藏晚。断裂系统对油气运移、聚集和成藏具明显的控制作用，油气在渗透性骨架砂体输导层中很难发生大规模的长距侧向运移，以阶梯式运移为主。 6.在对含油气系统各地质要素与事件研究的基础上，探讨构造活动对渤中含油气系统的控制作用，认为构造活动控制了烃源岩、储集层及输导体系的形成发育与空间展布。渤中凹陷的快速沉降控制了多套烃源岩的发育，各套烃源岩的沉积速率大多在200m/Ma以上，尤其是主力烃源岩沙河街组三段与东营组三段沉降速率及厚度均较大。沙三段在渤中地区厚度在1000m～3000m，呈NE向展布，沉积速率介于200～500m/Ma；沙一、二段厚度小于500m，沉积速率仅在渤中凹陷中央达200m/Ma，在隆起区沉积速率不足50m/Ma；东三段沉积厚度为500m～1000m，沉积速率大多在200m/Ma以上，其快速沉降呈NNE向展布；东一、二段与东三段相似，沉积厚度为200m～600m，大部分地区沉积速率小于300m/Ma；馆陶组沉积厚度为900m～1400m，但沉积速率均小于100m/Ma，沉积中心和沉降中心呈NEE向展布；明化镇组大部分地区沉积厚度在1600m以上，沉积速率介于100～160m/Ma，沉积中心和沉降中心呈NEE。渤中凹陷这种自渐新世以来明显高于渤海湾盆地其他构造单元的快速沉降作用，造就了有利于生烃母质富集的沉积环境，快速深埋增热作用为早期生烃母质向烃类大量转化提供了热动力条件，加速了烃源岩中的有机质发生热降解而生成油气。