浅海断陷盆地天然气运聚成藏史研究：以渤海海域北部JZ20-A气田为例

强昆生 ，吕修祥 ，周心怀，徐长贵，赵旭亚

(1.中国石油大学 盆地与油藏研究中心，北京，102249；2.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；3.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津，300452；4.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳，457000)

天然气运聚成藏史是天然气地质研究的核心，其研究成果直接为勘探目标的选取提供直接依据。天然气运聚成藏史研究的核心是天然气的生成、运移、聚集和保存的动态过程，包括天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次和成藏各要素的配置关系[1−4]。中国东部渤海海域分布着众多受断层控制的富油气凹陷，油气沿断裂的垂向运移十分活跃，天然气成藏受控于气源灶、沟通烃源岩和储集层的气源断裂以及储层上覆盖层质量，辽东湾坳陷是渤海海域既富油又富气的坳陷[5−6]。天然气储量明显比渤海海域其他地区丰富，勘探前景乐观。本文以渤海海域最大的天然气田JZ20-A油气田为例，在油气成藏地质背景综合研究基础上，充分应用天然气地球化学分析测试技术和结果，对该油气田气藏的动态成藏过程进行研究，并描述天然气运聚成藏史。

1 地质背景

图1 渤海海域JZ20-A油气田区域位置Fig.1 Structural map of JZ20-A field in offshore Bohai Bay Basin

渤海湾新生代盆地是在区域伸展构造体系作用下，受限于前第三纪区域大断裂活动史的影响，形成诸多以半地堑为主的沉积单元，与相邻的隆起带彼此分隔开来，形成许多相对独立的陆源湖泊沉积单元，且在古近纪发生多幕裂陷和多幕沉积充填[6−7]，渤海湾盆地东北部被海水覆盖，形成现今浅海裂陷盆地的构造格局，辽东湾坳陷是下辽河坳陷向海域延伸的部分，坳陷呈北东(NE)向展布，坳陷内发育辽东凹陷、辽中凹陷、辽西凹陷3个负向构造单元和辽东凸起、辽西低凸起2个正向构造单元，共同构成三凹两凸的构造格局[8]。JZ20-A气田位于渤海海域的辽东湾坳陷，平均水深20 m左右，区域构造位置位于渤海湾盆地的辽东湾坳陷辽西低凸起的北端(图1)，是渤海海域发现的第1个地质储量超过100×108m3的气田，始新世沙河街组和中生代古潜山天然气地质储量为 135.4×108m3[9]。JZ20-2油气田构造主体为北北东(NNE)向的高垒带，长约22 km，宽3～4 km，基底为中生界和前寒武纪地层构成的潜山，其上为第三系的披覆背斜，被断层切割，构造被分为南、中、北3个高点，东西两侧都紧邻生油洼陷，具有很好的油源条件；油气藏类型异常高压块状凝析气藏。综合测井，录井和岩心分析，辽中凹陷北洼的半深湖相泥质岩类构成了JZ20-A气田的烃源岩的主体，局部层段发育的碳酸盐岩也构成该区的源岩。在本地区包括4种潜在生油岩，它们分别是泥岩、页岩、油页岩和泥灰岩、生物碎屑灰岩[10]。JZ20-A油田储层由3套地层4种岩性组成，即：沙河街组一段的生物粒屑白云岩，沙河街组三段的白云质砾岩；中生界的火山角砾岩及安山岩；元古界的混合花岗岩。其中，沙三段储层发育来自南部辽西凸起物源的扇三角洲沉积，厚度大约为290.1 m，以灰色、灰褐色泥岩为主，夹杂薄层的褐灰色粉砂质泥岩，和浅灰色粉砂岩，砂岩质量分数约为 20.2%，而沙三段的白云岩储层是该凝析气田的主要储层，以次生粒间孔为主，平均孔隙度24%，渗透率约7.895×10−9m2；元古界混合花岗岩为裂缝储层，裂缝孔隙度在2%～4%之间，渗透率在9.869×10−7m2以上。中生界有部分低渗储层，孔隙度在10.5%～20.7%之间，渗透率偏低，多数低于9.869×10−11m2，因此，储层的非均质性较严重。JZ20-A气田盖层为渐新世东下段巨厚泥岩为优质的区域盖层，覆盖在渐新世沙二段储层和中生界潜山储层之上，东二下段地层岩性组合为泥岩、粉砂质泥岩以及泥质粉砂岩，底部为一层细砂岩，厚度约为191 m。渐新世东下段为深湖相沉积，地层岩性组合为厚层的泥岩及粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩，厚度约为870.2 m。

JZ20-A气田沙河街组和潜山凝析气藏为受到岩性和断背斜构造共同控制的异常高压块状凝析气藏，每个构造高点不同地层层位、不同岩性的储层相互连通，形成具有统一的油、气、水界面和统一的压力系统的独立凝析气藏[9]。

2 气源岩生烃史分析

生烃史是研究油气成藏过程的基础，裂陷盆地差异升降作用导致不同构造部位烃源岩的埋藏史、热史表现出明显的差异性，进而影响源岩的生烃演化过程[11]。新生代时期，中国东部大陆地区受西太平洋板块构造演化的影响发育大量的裂谷型盆地，渤海湾盆地就是典型的大陆内部裂陷−坳陷盆地，在古近纪时期，为半地堑或地堑裂陷，新近纪时期，由于太平洋板块向欧亚大陆俯冲带后退转变为坳陷，渤海湾盆地由拉张构造环境转为挤压环境[12]。涉及研究区天然气来源的辽中凹陷受到郯庐断裂带构造运动的影响，经历复杂埋藏演化史和多期生烃演化。新生代以来，发生广泛的大规模生烃作用，这一时期源岩埋藏深度大，有机质演化程度高，为天然气主要生成时期。本文作者通过研究单井的沉积埋藏史和热演化史来研究烃源岩的成熟过程，采用地层厚度和剥蚀量及地温梯度，利用BasinMod 1D盆地模拟软件对研究区内第16井进行埋藏史和生烃史模拟。图 2(a)所示为辽西低凸起上JZ20-A-4井埋藏史、热演化史和气源岩成熟史模拟结果。模拟结果埋藏和热史表明：埋藏史和热史有相似的变化趋势，埋深越大，地温越高，通常地层热传导率伴随孔隙度的减小而增大，而地温梯度随孔隙度减小而减小，该井古近纪古地温梯度3.22～3.45 ℃/(100 m)，新近纪以来表层古地温梯度为3.55～3.76 ℃/(100 m)，而现今古近纪地温梯度为3.29～3.46 ℃/m，现今新近纪以后表层地温梯度为3.59～3.77 ℃/(100 m)。由此可知：深部地层的地温梯度小于浅部地层的地温梯度，而且平均古地温梯度小于平均现今地温梯度。烃源岩成熟史模拟结果表明：在古近纪东上段到沙三段时期(42～27.4 Ma)地层沉降速率大，成熟度(Ro)递增速率也大，到东营组末期(25.1～19 Ma)剥蚀阶段。由于构造抬升作用使地层温度降低，成熟度递增延缓，新近纪馆陶组(24.6 Ma)以来，伴随沉降速率增大，埋藏深度增加，地层温度和成熟度也随之递增。模拟计算表明：辽中凹陷沙四段和孔店组底部(E2s4−E1k)烃源岩在沙三段沉积期(40 Ma)进入生烃门限，对应的成熟度Ro＞0.5%，在东营组下段到馆陶组沉积期(35～17.5 Ma)进入中等成熟阶段，相对应成熟度为 0.7%＜Ro＜1.0%。此间，在东营组沉积末期(25.1 Ma)的构造抬升剥蚀致使烃源岩生烃效率延缓降低，最后在馆陶组沉积期(19 Ma)地层沉积速率增大，沙四—孔店段烃源岩成熟度随埋深迅速增加，生烃效率大大增加。至明上段沉积期(12.5 Ma)以来，进入生烃高峰期，开始生成大量凝析气和湿气，相对应的成熟度Ro＞1.25。沙三段(E2s3)烃源岩整体大约在东营组上段沉积期(28 Ma)进入生烃门限，而此时沙三段烃源岩上部则进入中等成熟阶段，并且从馆陶组沉积中期(16.2 Ma)至今处于生烃高峰期。东营组下段(E3dL)烃源岩上部，在12 Ma进入生油门限，始终未成熟，其底部至今仍未进入生烃门限(图2(b))。因此，东营组烃源岩对JZ20-A油气成藏贡献不大。多期构造运动和差异升降作用使不同埋深部位的烃源岩的埋藏受热史表现出明显的差异性，研究区天然气来源的辽中凹陷经历复杂的埋藏演化历史和多期生烃演化，喜山期为一次生烃期，古近纪东营组末期广泛的发育二次生烃作用，这一时期烃源岩埋藏深度大，有机质演化程度高，是天然气主要生成时期。从辽中凹陷烃源岩的埋藏受热演化史可知，辽中凹陷在喜山期始新世末期开始一次生烃，之后构造抬升作用使生烃延缓或终止，古近纪东营组末期凹陷区的烃源岩再次沉降并随着埋深的继续增加沙四段和孔店组烃源岩进入主要生气阶段，在新近纪明上段沉积期达到生气高峰，生成大量的高成熟凝析气和湿气(图 2)。

图2 JZ20-A-4井构造−热演化史(a)和烃源岩成熟史(b)Fig.2 Tectono-thermal evolution history(a) and source rock maturity history(b) of well JZ20-A-4

3 天然气运移和输导体系

3.1 天然气运移

随着油气运移机理物理模拟[13−14]、流体示踪技术地球化学研究[15]、油气优势运移数值模拟[16]以及烃类组分变化规律[17−18]等方面的研究，油气运移研究从定性向定量方向发展已成为趋势。天然气运移是发生在特定地质历史时期和特定载体中的事件，油气藏形成过程中普遍发生初次和二次运移，对于多产层、多源岩、构造复杂和断裂发育的含油气盆地中，在天然气形成演化过程中，各种烃类组分会发生一些规律性的变化。因此，根据天然气多项地化指标的变化规律，可有效地分析运移的方向及聚集成藏过程[19]。由于天然气中不同组分与岩石及地层水的作用不同，例如甲烷的渗透性和扩散能力都很强，矿物对重烃组分具有较强的吸附保留作用，苯系列化合物易溶解于水，因而，沿天然气运移方向，天然气中的CH4质量分数和w(C1)/w(C2+)等具有逐渐增大的趋势，而苯指数和庚烷质量分数等逐渐减小[2]。天然气甲烷质量分数和单体烃碳同位素的分析测试结果表明(表1)：甲烷平均质量分数小于95%，C2+质量分数为7%～39.9%，为湿气；碳同位素值 δ13C1平均约为−37.49‰，δ13C2平均约为−29.9‰，为典型的油型气，所以，可以进行天然气运移路径示踪。JZ20-A气藏天然气来自辽中凹陷沙三段(E2s3)烃源岩[9]，油气主要聚集在沙一段(E3s1)和潜山储集层中。为准确分析天然气运移路径及方向，沿活动断层附近选取沙一段气藏天然气样品10个，即北高点附近4口井，分别是JZ20-A-5/12/7/1井；中高点附近2口井，分别是JZ20-A-10/2井；南高点附近4口井，分别是JZ20-A-3/6/4/15井。从图3可见：从位于JZ20-A气田北高点附近的 JZ20-A-5井往西南方向沙一段气藏中天然气的 CH4质量分数和 w(C1)/w(C2+)具有逐渐增大的趋势，而苯指数和庚烷质量分数有逐渐变小的趋势，特别是自JZ20-A-2井向西南方向此特征更为明显；位于气田南高点JZ20-A-15井往东北方向沙一段气藏中天然气 CH4质量分数和 w(C1)/w(C2+)具有逐渐增大的趋势，苯指数和庚烷质量分数有逐渐变小的趋势；位于中部高点的JZ20-A-3井天然气CH4质量分数和 w(C1)/w(C2+)达到峰值，苯指数和庚烷质量分数却较小。这表明天然气平面运移路径在北部高点天然气运聚方向为由北东向南西西，南部高点的天然气运聚方向为由南西向北东，而中部高点由于沙一段构造位置最高，成为部分油气的汇聚优势区，并且平面上羽状发育的小断层往往是油气运移的捷径(图 3)，因此，JZ20-A气田的天然气主要沿大断层和不整合面向上运移，并逐渐在储集层中的构造高部位聚集成藏(图 4)。

根据傅家谟研究成果，运移指数(ΔR3)是天然气运移判识的良好指标，伴随运移距离的增加运移指数(ΔR3)也呈现大幅度的增加[20]。本文计算JZ20-A气田10个气样的ΔR3，这些数值的分布特征大致反映天然气的运移情况，特别是JZ20-A-5井古近系沙一段(E3s1)产层中ΔR3由深至浅有变大的趋势，反映其垂向运移的存在。根据油型气甲烷碳同位素δ13C1与Ro的关系式[21]，可估算出JZ20-A-5井沙一段(E2s1)气藏2 300.9～2 378.3 m井段储层中的天然气来源于热演化程度Ro为2.2%～2.85%的烃源岩，根据辽中凹陷北洼地区新生代地层时深转换关系，再用深度与成熟度的对比关系，推算出源岩埋深大约为5 500 m，因而，JZ20-A气田沙一段气藏中的天然气沿断层的垂向运移距离为3 200 m左右(图4)。

图3 JZ20-A气田沙河街组一段(E2s1)顶面构造图及取样点(索引图位置见图1)Fig.3 Structure on top of E2s1in JZ20-AGas Field and distribution of samples (Index map locations are shown in Fig.1)

图4 渤海海域JZ20-A气田天然气运移聚集剖面Fig.4 Section showing migration and accumulation of natural gas in JZ20-A Gas Field, north offshore of Bohai Bay Basin

3.2 输导体系

输导体系是油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的全部录井网络，包括断层、不整合面、孔渗性输导层和裂缝等，是连接烃源岩与圈闭的“纽带”[22−23]，输导体系在地质历史中通常伴随沉积、构造演化、断层封闭性和输导性能的不断演化，因此，要准确描述输导体系的全貌较为困难，本文作者力图通过从断层输导作用和断层−不整合面阶梯型输导 2个方面来研究和揭示。

3.2.1 断层输导作用

以断层为主的输导体系是渤海海域北部油气运移的主要输导类型之一。已有的勘探成果表明：油气藏多沿着长期活动的断裂带分布，大型的油源断层通常是某一区域油气藏形成和富集区带及层位的主要控制因素之一。JZ20-A气田紧邻向北西倾辽西一号大断裂，作为大型活动断层与其继承性发育许多近E-W 向小型断层，由于断层的切割作用，构造被分为3个高点，每个高点均为断背斜构造(如图1和图3 所示)。

有效输导体系是通过断层的活动期与烃源岩主要生排烃期的匹配关系来判别[23]。JZ20-A地区新生代主要发育3期断层，分别是：早期断层，主要发育在沙河街组沉积末期到东营组沉积早期；晚期断层，主要发育在馆陶组末期至明化镇组初期；长期活动断层，主要发育在沙河街组早期并持续活动到东营组末期或新近纪。根据烃源岩生烃史，辽中凹陷主力烃源岩沙三段主要的生排烃期为东一段沉积期和馆陶—明化镇沉积期。此时，早期断层活动是烃源岩还尚未排烃，到烃源岩排烃时早期断层已停止活动，断层的封闭作用占主导地位，晚期活动断层尽管与主力烃源岩生排烃期一致，但晚期断层通常规模较小，无法断达主力烃源岩，对成藏不利。而长期活动断层才是油气运移的主要通道，当辽中凹陷沙三段主力烃源岩在东一段沉积期与长期活动断层的活动期比较匹配，作为主要气源断层的辽中一号断层切割地层下至中生界地层，上至新近纪馆陶—明化镇组，沟通了沙三段气源岩和沙一段储层，主要活动期为沙河街组沉积期到东营组末期，到馆陶组末期才基本停止活动，活动时间处于辽中凹陷沙三段烃源岩的主要排气期。所以，断层的活动期与气源岩的生排期匹配良好，长期持续活动性断层使凹陷区生成的天然气大量向构造高部位的地垒带储集层运移。可见：长期活动断层成为油气运移的有效通道。

3.2.2 断层−不整合面阶梯型输导体系

不整合面也是 JZ20-A气田天然气运移的主要通道，辽西低凸起北段东斜坡沙河街组砂体不甚发育，而中生界与元古宇、古近系与前古近系之间普遍存在不整合接触关系，JZ20-A-2井等潜山地层的油气发现说明，沿着潜山的不整合面确实发生了油气运移的过程，由于 JZ20-A构造中生界和元古宇潜山中，裂缝和溶蚀孔隙发育，可成为良好的储集层。JZ20-A地区输导体系是以断层的垂向输导和不整合面的侧向输导为主的输导体系类型。由于 JZ20-A地区不整合面侧向连通性较好且断层比较发育并被断层切割，从而有利于天然气的纵横向运移。辽中凹陷主力烃源岩生成的天然气在纵向上通过断层、侧向上通过不整合面，以断层−不整合面为主的输导体系结构(图4)，呈阶梯式运移至沙一段和中生界的砂岩储层中，在巨厚的东下段泥岩作为盖层条件下将天然气保存至今。

4 天然气成藏期

4.1 流体包裹体显微特征

储集层岩石颗粒内部包裹体或含烃类包裹体在短波长的紫外光和蓝光的激发下，常常会发出不同颜色的荧光，荧光的颜色和强度与包裹体中的有机组成分子结构类型相关，通过观察到现象的荧光颜色和强度再与石油包裹体色度图进行对比来确定古油气性质[24]。据JZ20-A气田的6口探井不同层系的12个包裹体荧光分析结果，烃包裹体荧光颜色主要有橙黄色—黄色1种，表明有一期油气充注。其中，在镜下观察JZ20-A-5井渐新世沙一段储层包裹体，发现在石英颗粒内裂纹内发育黄色荧光气液烃包裹体(图5)，显示沙河街组气藏为一期充注。

表1 JZ20-A气田部分井天然气地球化学特征Table 1 Geochemical parameters of natural gas in JZ20-A Field

图5 JZ20-A-5井沙一段储层包裹体(深度2 316 m)Fig.5 Fluorescence micrographs of fluid inclusions in well JZ20-A-5 (depth, 2 316 m)

4.2 成藏期次及成藏时间

流体包裹体是流体运移过程中留下的证据，保存当时地质环境的各种地质地球化学信息。研究认为：与有机包裹体同期的盐水包裹体被捕获时是均一相的，若一直处于等容封闭体系，则盐水包裹体的均一温度即为油气包裹体被捕获时(油气充注时)地层温度的下限。因此，利用包裹体均一温度，结合古地温史和储集层埋藏史可以确定油气藏的形成时间[25]，如：JZ20-A-5井沙一段浅灰色油斑细砂岩(2 316 m)中与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度表现为一期(85～125 ℃)，结合该井埋藏史图，得到对应的充注时间是12 Ma至今，相当于中新世明化镇组沉积初期至今持续充注(图6)。

图6 JZ20-A-5井沙一段天然气充注期次及成藏时间Fig.6 Hydrocarbon charging events and chronology of E3s1 reservoir in Well JZ20-A-5

5 结论

(1) JZ20-A气田天然气主要来源于邻近的辽中凹陷古近系沙四—孔店段烃源岩，受构造运动影响该套烃源岩具有明显的生烃高峰期和生烃过程差异性，在喜山期始新世末期开始一次生烃，之后构造抬升作用使生烃延缓或终止，古近纪东营组末期凹陷区的烃源岩再次沉降并随着埋深继续增加，在新近纪明上段沉积期达到生气高峰生成大量的高成熟凝析气和湿气。

(2) 根据研究区天然气成藏地质背景，利用烃类组分的地化指标规律性变化综合判断出天然气运移的方向：JZ20-A气田北部高点天然气运聚方向北东—南西西向，南部高点的天然气运聚方向为南西—北东向，而中部高点由于沙一段构造位置最高，成为部分油气的汇聚优势区，天然气垂向运移距离约为3 200 m。

(3) 长期持续活动的辽中一号断层对天然气的纵向输导具有重要作用，主力烃源岩生成的天然气在纵向上通过断层、侧向上通过不整合面，以断层—不整合面为主的输导体系结构，呈阶梯式运移至沙一段和中生界的砂岩储层中，在巨厚的东下段泥岩作为盖层条件下将天然气保存至今。

(4) JZ20-A油气藏具有一期持续充注成藏特征，据流体包裹体均一温度结合生烃史得出的气藏成藏时间为12 Ma至今，即中新世明化镇组沉积初期至今持续充注成藏。

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