东濮凹陷天然气富集规律

谈玉明，徐田武，张云献，苏颂成

（1.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450018）

东濮凹陷天然气富集规律

谈玉明1，徐田武2，张云献2，苏颂成2

（1.中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001；2.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450018）

通过实验模拟，气体组分及同位素特征分析，对东濮凹陷不同类型天然气藏进行了聚类分析,并对成因进行判识。明确了古近系和石炭—二叠系2套烃源岩，在高热演化条件下可依次形成原油裂解气、湖相泥岩干酪根晚期裂解气及煤成气，3种主要生气方式造就了东濮凹陷深层富气。成因判识及气藏动态过程分析表明，东濮凹陷凝析气藏及煤成气藏具有“近源聚集、接力成藏、W型分布”的成藏特征。结合典型气藏解剖，指出深层凝析气及煤成气的富集主要受高热演化烃源岩的分布控制，其中，凝析气藏的有利勘探区域受深度（小于4 350 m）、坡度（同沉积断层）、有机质丰度（TOC＞0.8%）（“三度”）控制，二次生烃区域斜坡构造部位及深层储层“甜点”发育区是古近系深层凝析气藏勘探重点领域。煤成气的有利勘探区域主要集中在上古生界煤系源岩Ro＞2.0%、生气强度大于20×108m3/km2的区域，中央隆起带及斜坡中下部位为有利勘探区。

凝析气；煤成气；高热演化；成藏模式；东濮凹陷

渤海湾盆地整体属于一个“富油贫气”的盆地，而东濮凹陷在渤海湾盆地中属于相对“既富油又富气”的一个凹陷［1-2］。东濮凹陷面积仅占我国东部地区盆地总面积的1.34%，目前已探明的天然气地质储量1 388×108m3，探明天然气储量占东部地区储量的30%左右，是个天然气资源异常丰富的地区，其中文23气田是中国东部一个典型的煤成气田［2-4］。东濮凹陷发育古近系湖相暗色泥岩及上古生界煤系烃源岩，2套烃源岩具有埋藏深度大、热演化程度高的特征，现均已大量生气，其中近89%的天然气富集在3 500 m以下。东濮凹陷断裂复杂，不同期次断裂切割层位及走向均存在较大差异，由此造成不同成因的天然气在平面上和纵向上分布错综复杂。虽然前人在东濮凹陷复杂断块群方面形成了一系列的理论模式［5］，但在深层天然气勘探方面缺乏有效的系统理论指导。因此，深入研究东濮凹陷的天然气成藏机理及富集规律，不但对东濮凹陷的天然气勘探有重要的指导意义，而且也将对渤海湾及其他相似盆地深层天然气的勘探具有借鉴意义。

1 东濮凹陷烃源岩特征及生气方式

1.1 烃源岩特征

1.1.1 古近系烃源岩

古近系烃源岩主要分布在濮城-前梨园、柳屯-海通集和葛岗集等洼陷，埋深大于4 000 m，其中北部含盐区干酪根以Ⅰ—Ⅱ型为主，约占75%；南部无盐区干酪根以Ⅱ—Ⅲ型为主，约占95%。东濮凹陷有机质丰度相对渤海湾盆地整体偏低，其中TOC＞1.0%的比例仅占20%，0.4%～1.0%占33%，小于0.4%占47%，具有中浅层生油、深层生气的特征。古近系沙三段烃源岩Ro＞1.3%的区域约占整个凹陷面积的60%，表明东濮凹陷古近系湖相烃源岩具备大量生气的物质基础。

1.1.2 上古生界煤系烃源岩

东濮凹陷上古生界煤系烃源岩包括煤层、煤系暗色泥岩、碳质泥岩，有机质丰度高，类型以Ⅲ型为主，Ro分布范围在0.8%～4.0%，具较高—过成熟特征。东濮凹陷煤岩平均厚度在22 m左右，TOC平均58.0%，暗色泥岩平均厚度为120 m左右，TOC平均2.8%。煤系资源量为 1 509×108m3，Ro＞2.0%的贫煤区域约占整个凹陷面积的41%，肥煤—瘦煤区域约占59%。

1.2 天然气生气方式

东濮凹陷发育上古生界石炭—二叠系以及古近系2套烃源岩，形成了2种成因的天然气——油型气和煤成气。在高热演化条件下，油型气可来源于原油裂解气和干酪根晚期裂解气，煤成气主要来源于煤系地层裂解气。因此，东濮凹陷天然气成因可归结为两大类（油型气、煤成气）3种类型的生气方式，即原油裂解气、干酪根晚期裂解气以及煤成气。

1.2.1 原油裂解

20世纪七八十年代，地球化学家认为温度达到149℃时液态烃会全部裂解成气［6-7］。但后来的研究者则认为，原油稳定性较强，在高温条件（160～200℃）下才可能发生裂解并转化为天然气［8-12］。最近，国内学者研究表明，地层水为原油裂解成气提供了氢和氧，并且水中 Mg2+参与可起到催化作用［12］。

原油在储层中发生裂解，生成原油裂解气和固体沥青。如新12井在4 229 m岩心取样及镜下观察发现储层固体沥青，说明原油发生了裂解，该地层温度为152℃。又如桥60井，在4 662.76 m岩心取样及镜下观察发现储层固体沥青，该地层温度为163℃。通过对东濮凹陷卫360-27井、文95-105井原油热模拟实验，原油裂解成气的温度约在150℃，对应的Ro在1.1%～1.3%，模拟实验与客观地质情况基本相符。

根据东濮凹陷各区带温度随深度的变化关系，推测原油裂解的地层温度（150℃左右）转化的大致深度分别对应文东地区约3 800 m，桥口地区约3 700 m，海通集洼陷约4 300 m，濮卫洼陷约4 750 m，西南洼陷约5 000 m。实钻结果表明，文东地区3 800 m，桥口地区3 700 m揭示为气藏出现的深度；而濮卫洼陷带濮深20井深度4 400 m及西南洼濮深8井4 566 m深度揭示的仍是油藏，说明上述2个地区还未达到原油裂解成气的地质温度，推测结果与实钻情况基本一致。

1.2.2 高热演化条件下湖相烃源岩干酪根晚期裂解

对东濮凹陷文211泥岩实验模拟表明，烃源岩Ro在0.6%～1.2%以生油为主，Ro＞1.3%以生气为主 （见图1）。东濮凹陷古近系烃源岩热演化程度高，洼陷带绝大部分区域Ro在1.3%～2.0%，干酪根裂解可持续生气，由此导致大量凝析气藏、气藏在此区域内富集。

图1 东濮凹陷上烃源岩生烃热模拟实验

1.2.3 高热演化条件下煤成气

通过对东濮凹陷龙古1井的煤及开35井中的煤系暗色泥岩实验模拟，结果表明：Ro＜2.0%，即肥煤—瘦煤演化阶段，煤岩和暗色泥岩烃类产率较小，分别为67.25 m3/t和51.91 m3/t，分别占煤岩和暗色泥岩最终产烃率的31%和36%；而在Ro＞2.0%的贫煤—无烟煤演化阶段，煤岩和暗色泥岩的累计生烃量分别为149.5 m3/t和91.84 m3/t，分别占煤岩和暗色泥岩最终产烃率的69%和64%，表明东濮凹陷石炭—二叠系烃源岩，无论是煤还是暗色泥岩，其烃类气体的生成主要发生于Ro＞2.0%，即贫煤—无烟煤阶段，而Ro＜2.0%的生气量则相对较小（见图2）。

图2 东濮凹陷煤系烃源岩热模拟生气实验

在上述分析的基础上，对东濮凹陷不同类型烃源岩生油气方式及地质特征进行了界定（见表1）。

表1 东濮凹陷不同成烃阶段边界条件

1.3 各类天然气成因判识

1.3.1 油型气和煤成气

针对东濮凹陷实际，结合部分专家、学者判别公式和图版［13-15］，利用聚类分析、判别分析等方法，建立了东濮凹陷天然气类型的判别方法（见图3）。

选取69口井的天然气样品地化测试数据，采用甲烷体积分数（X1=φ（CH4））、甲烷同位素（X2=δ13C1）、乙烷同位素（X3=δ13C2）、天然气组分比值（X4=LN（V（CH4）/V（C2H4））、X5=LN（V（CH4）/（V（C2H6）+V（C3H8）））和 X6=δ13C1×（C2+C3））/C1）6 个指标进行聚类分析。 在聚类分析的基础上，建立与归属类型有关的地化变量间的定量关系，即东濮凹陷天然气类型判别函数：

式中：Y1，Y2，Y3分别表示煤成气、混合气、油型气类别。

判别方法：将要判别的相应数值分别代入以上3个判别函数，得到 Y1，Y2，Y3三个值，哪个数值最大，该点就属于相应的那一类。判别符合率分析：本次聚类，判别分析样品69个，65个样品聚类与判别一致，判别符合率94.2%，符合程度较高。

图3 东濮凹陷天然气判别函数分类散布图

1.3.2 干酪根裂解气与原油裂解气

综合前人对渤海湾盆地其他地区的干酪根裂解气与原油裂解气判识结果，借助本次东濮凹陷北部地区具有源藏关系的烃源岩与原油样品的热压模拟实验和天然气样品的分析测试数据，利用正演和反演的手段，建立了东濮凹陷油型气类型细分 （干酪根裂解气与原油裂解气）的判识图版。首先通过热压模拟实验，从天然气组分的角度建立了正演判识图版（见图4。图中：“*”代表渤海湾盆地其他地区，其中黑色为原油裂解气，红色为源岩裂解气；“×”代表东濮凹陷北部热压模拟数据，其中黑色为原油裂解气，红色为源岩裂解气），干酪根裂解气普遍具有“高 V（CH4）/V（C2H4）、低 V（C2H6）/V（C3H8）”的组分特征，原油裂解气则恰恰相反，具有“低 V（CH4）/V（C2H4）、高 V（C2H6）/V（C3H8）”的组分特征。在取样分析的基础上，利用正演判识图版进行验证发现：白28、白58、白11及文72-490等井为原油裂解气，白9、白55、桥69-2及桥76井为干酪根裂解气。在已知油型气亚类的基础上，通过逆推反演的思路研究发现，上述天然气样品的碳同位素特征也具有明显差异，可据此建立干酪根裂解气与原油裂解气的反演判识图版，其中以（δ13C2-δ13C3）与 δ13C1的相关关系判识结果最好。从反演判识图版（见图5）中可以看出，干酪根裂解气普遍具有“甲烷碳同位素”与“乙烷与丙烷碳同位素差值”两指标均相对较高的特征，而原油裂解气普遍具有“甲烷碳同位素”与“乙烷与丙烷碳同位素差值”两指标均相对较低的特征，可清晰划分不同成因类型的油型气。判识结果表明，前梨园洼陷周边及桥白地区是油型气分布的有利地区。

图4 东濮凹陷干酪根裂解气与原油裂解气正演图版

图5 东濮凹陷干酪根裂解气与原油裂解气反演图版

2 东濮凹陷天然气成藏特征

2.1 凝析气成藏特征

东濮凹陷北段受兰聊断层“多米诺式”控制，具有多隆多洼的特征，洼陷带相对埋藏浅，卫西次洼、濮城次洼古近系烃源岩埋藏深度不超过4 000 m，Ro在1.0%左右，只有濮卫洼陷埋藏深度相对大，部分区域超过4 000 m，Ro＞1.3%，有利于凝析气藏的形成。实钻结果表明，卫西次洼无凝析气藏发育，只在濮城洼陷深层濮67块发现零星凝析气藏（见图6a）。

东濮凹陷中段受兰聊断层“铲式样式”控制，形成高隆深洼的特征，洼陷带埋藏深，沙三段最深可达到7 000 m，热演化程度高，绝大部分区域Ro超过1.3%。通过同位素等资料分析，此段内存在2类天然气，分别为斜坡中段的原油裂解气及近洼的干酪根裂解气。原油裂解气主要分布在斜坡的中部位置，其形成机制为：Ed构造时期形成的油藏，Nm后期—现今发生过补偿作用，造成油藏温度增高，温度超过150℃后，油藏内的原油变得不稳定部分发生裂解成气，部分圈闭内气体比例多余液态油的比例，在一定的温压情况下发生反凝析作用，造成油溶于气的现象，形成了原油裂解气型的凝析气藏，其中文203-58块为典型代表。斜坡带的下部，Nm后—现今过补偿作用更强，温度更高，液态原油存在的比例越来越少，原油裂解气存在的比例也越来越小。实验模拟表明，此阶段干酪根仍可具有生烃能力，主要以生气为主，此阶段主要断裂均停止活动，造成了一些高气油比的凝析气藏具有近源成藏环洼分布的特征，平面上该类气藏主要分布在Ro＞1.3%的区域，以濮深21井为典型代表。油气包裹体资料分析表明，上述2类气藏形成时间均相对较晚，主要为Nm—现今（见图 6b）。

东濮凹陷南段受兰聊断层“坡坪样式”控制，形成低隆宽洼的特征，东侧葛岗集洼陷及西侧西南洼，埋藏深度介于北部及中部洼陷深度之间，热演化程度具有东洼高、西洼低的特征，平面上具有葛岗集北洼热演化程度高、葛岗集南洼及固阳洼陷热演化程度低的特征。烃源岩热演化程度的差异性，造成葛岗集北洼凝析气藏发育，南部凝析气藏零星发育的特点。天然气同位素等资料表明，葛岗集北洼发育原油裂解气及干酪根晚期裂解气，原油裂解气主要分布在斜坡的中段桥76等井区，干酪根裂解成气主要分布在桥60等井区，其成藏特征和东濮凹陷中段区域内的成藏具有相似性 （见图 6c）。

2.2 煤成气成藏特征

综合煤成气分布特征，生、储、盖、圈等静态成藏要素以及运聚输导体系、时间、期次等的分析认为，东濮凹陷上古生界煤成气有“源内”和“源外”2种成藏类型。其一是上古生界生成的煤成气经断层垂向输导至古近系储层中而聚集成藏，即自生上储“源外”成藏模式，具有早期充注的特点，如文23气田、户部寨以及马厂等沙四段气藏，成藏期大致在Es1—Ed时期，源外煤成气藏均依靠大断裂输导，气藏一般分布在依附大断裂周边的伴生断层内或者大断裂的上升盘内的圈闭；其二是上古生界煤成气顺层侧向运移至本层系的储层中聚集成藏，即自生自储“源内”成藏模式，具有晚期充注的特点，其一般分布在热演化程度高的煤系源岩内，其成藏期较晚，如胡古2煤成气藏。

3 东濮凹陷天然气藏富集规律

3.1 凝析气藏富集规律

凝析气藏存在2种成因，分别为原油裂解成气凝析气藏和干酪根裂解气成因气藏，其中原油裂解气藏分布在斜坡带的中段位置，干酪根裂解气分布在近洼带，2类气藏具有沿着洼陷带依次呈环状分布的特征，平面上呈双环分布特征。通过成藏过程及模式分析，可知原油裂解气成因凝析气藏一般分布在斜坡带的中段的构造圈闭内，具有先成藏后致密的特征；而干酪根裂解成气成因凝析气藏在大规模油气成藏Ed时期储层已经致密，具有先致密后成藏的特征。由此分析，2类成因凝析气藏及过程均存在较大差异。

图6 东濮凹陷凝析气藏分布模式

通过对东濮凹陷近洼凝析气藏成功井与失利井的分析，当凝析气藏埋藏深度大于4 350 m，一般为低效井，获得工业油气流的概率很小。其主要由于东濮凹陷主要为砂泥岩薄互层，90%的储层厚度在0～3 m，易遭受压实，且储层成岩演化处于中后成岩期，胶结作用强，平均孔隙度小于8%，可见古近系储层受深度的影响作用较大。在深度小于4 350 m的区域内，在一些同沉积断层的下降盘或者具有构造背景的圈闭内，获得高产油气流的概率大，例如濮138-7，138-8等井，均位于同沉积断层的下降盘，砂体厚度大，在沙三中3、中4都获得厚层浊积砂体，并获得高产油流，可见厚砂体的分布与同沉积断层具有一定的相关性。

烃源岩的品质对凝析气藏的富集分布存在较大关系。成藏期研究表明，凝析气藏主要为晚期近源成藏，可见烃源岩生烃能力的强弱与凝析气藏的富集具有相关性。统计表明，获得工业油气流的凝析气藏一般分布在烃源岩TOC＞0.8%的区域。

对大量近洼凝析气藏的解剖表明，凝析气藏受深度、坡度、有机质丰度三者耦合控藏，勘探“深度”控效益（小于4 350 m），沉积“坡度”控砂体（同沉积断层）、有机质“丰度”控富集（TOC＞0.8%）。

3.2 煤成气富集规律

东濮凹陷及邻区早古生代以来的古地热场演化受构造运动史的控制，石炭—二叠系烃源岩主要经历了3个明显的热演化阶段和生烃过程：海西—印支期深成变质作用阶段（一次生烃期）。至印支期末Ro分布在0.61%～0.85%，属成熟早期印支期生烃作用，由于生烃早（240～220 Ma），生烃后经历了印支、喜山等构造运动改造，保存条件差，形成原生油藏的可能性较小。因此对目前的油气资源勘探没有现实意义。燕山运动期区域岩浆热变质作用阶段（相对平静期）。区域意义上，有机质基本上没有成熟，少许增加主要是由于长时间岩浆热变质作用的结果。因此，可以近似认为，对于大部分地区C—P生烃在该期基本上停止。喜山期深成变质作用阶段（二次生烃期）。古近纪以来，东濮凹陷进入了断陷-裂陷发展时期，煤系烃源岩再次被深埋，超过了印支期末的一次埋藏深度，全区范围内广泛生烃。通过烃源岩实验模拟分析可知，当煤系烃源岩热演化程度Ro＞2.0%时具有快速生气的特征，可见煤系烃源岩具有热演化程度高才能大量生烃的特征，这和湖相烃源岩存在较大差异，主要是由于煤系源岩主要为Ⅲ型干酪根，活化能较高有关。

通过对东濮凹陷煤成气井的分析，平面上成功煤成气藏主要位于Ro＞2.0%，生气强度大于20×108m3/km2。源外成藏主要分布层位广，具有较好盐岩盖层的煤成气藏，一般分布在盐下构造圈闭内，例如文23、户部寨气藏。盖层条件相对差的，气藏一般分布在构造的高部位，主要分布在Es2下，如白庙气藏及西南洼方3等煤成气藏。源内煤成气藏主要分布在Ro＞2.0%、生气强度大于20×108m3/km2的C—P的层系内，主要分布在石千峰组及上下石盒子组的厚砂体内，具有近源成藏的特征，例如胡古2煤成气藏。

4 结论

1）东濮凹陷深层天然气存在3种成因，分别为原油裂解气、干酪根裂解气及煤成气，2套烃源岩是东濮凹陷深层天然气富集的物质基础。

2）东濮凹陷深层天然气具有“近源聚集、接力成藏、W型分布”成藏特征。煤成气主要分布在W型大断裂的下部及其周边伴生的次级圈闭内；凝析气藏主要分布在W型断裂的上部。

3）东濮凹陷古近系深层凝析气藏勘探重点领域为二次生烃区域，其富集程度主要受深度、坡度、有机质丰度（“三度”）控制，即勘探“深度”控效益（＜4 350 m），沉积“坡度”控砂体（同沉积断层），有机质“丰度”控富集（TOC＞0.8%）。煤成气主要分布在源岩热演化程度Ro>2.0%、生气强度大于20×108m3/km2的区域，以文留、白庙、桥口、濮城等地区深层为重点。

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（编辑 赵旭亚）

Gas accumulation regularity of Dongpu Depression

TAN Yuming1,XU Tianwu2,ZHANG Yunxian2,SU Songcheng2
(1.Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Zhengzhou 450018,China)

Through simulation experiment,analyzing gas components and isotope characteristics,clustering analysis and origin identification,research of different types of natural gas reservoirs in Dongpu Depression shows that two sets of hydrocarbon source rocks in the Paleogene and the Carboniferous-Permian in turn formed crude oil cracking gas,lacustrine mudstone late kerogen pyrolysis gas and coal-formed gas under conditions of high thermal evolution.Three main gas productions make the Dongpu Sag gas rich in deep.Based on identification and dynamic analysis of gas reservoir,the condensate gas reservoir and coal-formed gas reservoir have characteristics of near source accumulation,relay accumulation and type W distribution.Studying a typical gas reservoir,deep condensate gas and coal-formed gas enrichment is mainly affected by distribution source rocks of high thermal evolution,the favorable exploration areas of condensate gas reservoir by depth(＜4 350 m),slope(synsedimentary fault)and organic matter abundance(TOC＞0.8%)("Three factors").The key areas of Paleogene deep condensate gas reservoir exploration are structural slopes of secondary hydrocarbon regional and deep reservoir"dessert"development area.Favorable exploration areas of coal gas are mainly concentrated in the upper Paleozoic coal source rock with thermal evolution degree of Ro＞2.0%and gas-generating intensity greater than 20×108m3/km2.So the centralupliftand middle and lower parts ofthe slope would be the favorable targets for naturalgas exploration.

condensate gas;coalgas;thermalevolution;reservoir forming model;Dongpu Depression

TE122.2

A

国家科技重大专项课题“东濮凹陷油气富集规律与増储领域”（2016ZX05006-004）

10.6056/dkyqt201704002

2017-01-01；改回日期：2017-05-10。

谈玉明，男，1963年生，教授级高级工程师，博士，现从事油气田勘探开发研究工作。

谈玉明，徐田武，张云献，等.东濮凹陷天然气富集规律［J］.断块油气田，2017，24（4）：442-447.

TAN Yuming，XU Tianwu，ZHANG Yunxian，et al.Gas accumulation regularity of Dongpu Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：442-447.