渤海海域深层太古界变质岩潜山大型凝析气田的发现及其地质意义*

薛永安 李慧勇

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

渤海湾盆地是我国东部典型的油型盆地，已探明原油储量约130.5×108t，天然气储量约3 510×108m3，已探明原油储量远远大于已探明天然气储量[1]。勘探实践表明，渤海湾盆地渤海海域部分与周边陆地油区相似，具有油多气少的特征，经过40多年的勘探，已发现超过35×108t的石油探明储量，而天然气探明储量仅仅伴随着原油勘探偶有发现[2-3]。前人研究认为，研究区晚期新构造运动活跃，新近系断层发育密度大、活动能力强，强烈的构造活动不利于天然气的保存[4-6]。

渤海油田通过长期攻关研究，特别是近几年通过转变勘探思路与创新地质认识，认识到在油型盆地存在局部天然气富集区，也可找到大气田，近期在渤中凹陷西南部深层太古界变质岩潜山天然气勘探获得重大突破。通过系统开展区域构造演化与构造精细解释，落实了渤中凹陷西南部深层渤中19-6构造大型太古界潜山圈闭群，整体可划分为南、北两块，总圈闭面积可达100 km2以上。2016年以来分别在渤中19-6构造南块和北块钻探多口井均获得了较好的产能，其中南块测试获日产油168 m3、日产气18.4×104m3，北块测试获日产油305 m3、日产气31.2×104m3。渤中19-6构造目前正在进一步扩展评价中，从已发现油气层垂向、横向展布及构造规模判断，该构造将是渤海湾盆地目前已发现的最大天然气田，达大型气田级别。该大型天然气田的发现，一方面展现了环渤中凹陷中深层领域的巨大潜力，同时也坚定了在油型盆地中寻找大型天然气田的信心，对于推动渤海湾盆地深层勘探具有重要意义。

1 区域地质背景

渤中19-6构造区位于渤海海域渤中凹陷西南部的深层构造脊上，西部与埕北低凸起相邻，南部与黄河口凹陷相接，东南部与渤南低凸起相邻，北依沙垒田凸起(图1)[7-9]。钻井揭示该构造及围区发育多种类型的潜山地层，东部渤中21/22构造以古生界为主，西部多个构造有中生界残留，局部直接出露古生界及太古界，渤中19-6构造、渤中26-2构造以及北部的曹妃甸18构造为太古界直接出露区；已开发油田生产动态表明围区多个构造的潜山储层均有较好的产能。渤中凹陷西南部整体表现为近南北向的凹中隆构造脊背景，潜山主体披覆沉积古近系和新近系，被近南北向郯庐断裂西支所夹持，断裂体系发育，分割特点显著，形成多个构造高点，具有独特的地质结构和油气聚集特征。研究区经历了加里东、印支、海西、燕山、喜山多期构造运动的改造，潜山地层长期暴露剥蚀，变质岩潜山遭受多期改造，形成了裂缝型储集层。潜山上覆地层自上而下分别为新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组和沙河街组，构造区南部局部发育孔店组。太古界变质岩潜山是主要目的层段，在地震相上具有空白-杂乱、弱反射的响应特征，其平面展布受断裂控制明显。

图1 渤中19-6构造区域位置Fig.1 Regional overview of BZ19-6 structure

2 渤中19-6凝析气田特征

2.1 地质特征

渤中19-6凝析气田含气层位主要为太古界。渤中19-6构造经历了多期构造运动，太古界变质岩潜山断裂发育，主要发育三组断裂体系，分别为近S—N向的走滑断裂体系、NEE向的张性断裂体系以及局部发育的NW向断裂体系。以近S—N向走滑断裂为界，西部NW向断裂体系发育，东部则主要发育NEE向断裂体系。根据构造特征，可将渤中19-6构造进一步划分为南、北两块。走滑-伸展断裂相互切割，在研究区形成了多个具有背斜、断鼻形态的复杂断块圈闭(图2)。

渤中19-6凝析气田储层岩性主要为二长片麻岩、斜长片麻岩和混合片麻岩等，靠近大断裂处可见断层角砾岩。储层纵向分带性明显，储集空间以裂缝为主，亦可见沿缝的溶蚀孔隙。孔隙度在2.7%～12.8%之间，平均值为5.3%，渗透率在0.01～11.81 mD之间，平均值为0.733 mD；在裂缝发育段孔隙度值可达12.5%～12.8%，渗透率可达11.81 mD。

根据太古界潜山测试获得的地层温度和压力资料，渤中19-6凝析气田压力系数为1.15～1.26，为弱超压凝析气田；地温梯度为3.3～3.4 ℃/100 m，为正常的温度系统。

2.2 流体性质

渤中19-6凝析气田地面凝析油密度介于0.792 6～0.808 9 g/cm3(20 ℃)，平均值为0.800 3 g/cm3；黏度介于1.244～2.136 mPa·s(50 ℃)，平均值为1.640 mPa·s；含蜡量高，平均值为13.56%；含硫量低，平均值为0.017%；凝固点介于12～22 ℃(表1)。天然气中烃类气含量最大值为90.71%，最小值为83.58%，平均值为88.27%；甲烷含量介于70.85%～78.25%，平均值为75.63%；氮气含量低，介于0.12%～0.15%，平均值为0.13%；CO2含量介于9.19%～16.27%(表1)。

图2 渤中19-6构造太古界顶面构造简图Fig.2 Sketch map of the Archean top surface of BZ19-6 structure

地层流体分析表明，渤中19-6构造流体在地层条件下呈凝析气相，井流物中C1+N2含量为61.19%，C2—C6+CO2含量为30.85%，C7+含量为7.97%，通过油气藏流体类型三角图等综合分析为凝析气。此外，地层流体临界温度低(52.4 ℃左右)，临界压力低(40.76 MPa左右)，露点压力为45.74 MPa，地露压差小(1.19 MPa)，显示出地层流体中重烃组分含量占有一定比例。临界凝析温度为384.8 ℃，临界凝析压力为45.74 MPa，地层温度处于临界温度与临界凝析温度之间。定容衰竭实验中，随压力下降反凝析液量增大，最大反凝析液量可达40.97%，地面凝析油含量达710.67 g/m3，表明渤中19-6凝析气田具有特高含凝析油凝析气藏特征。

表1 渤中19-6凝析气田凝析油和天然气分析数据Table 1 Condensate oil and natural gas component contents of BZ19-6 condensate gas field

3 渤中19-6凝析气田成藏主控因素

3.1 渤中凹陷巨大生气潜力是大型凝析气田形成的基础

渤中凹陷发育3套烃源岩，分别为东营组三段、沙河街组一段和沙河街组三段烃源岩[10-11]。渤中19-6构造天然气甲烷同位素为-38.8‰左右，依据天然气δ13C1-Ro关系式计算Ro值为1.6%[12]，表明天然气为成熟—高成熟阶段产物。生烃演化史研究表明，沙河街组三段烃源岩在24 Ma左右开始生烃，12 Ma左右达到生烃高峰，目前Ro约为1.8%～2.4%；沙河街组一段烃源岩在12 Ma左右开始生烃，现今Ro介于1.6%～2.2%；东营组三段烃源岩现今Ro介于1.0%～1.6%[13]。综合考虑储层与烃源岩对接关系、烃源岩生烃演化史和天然气成熟度等，渤中19-6构造天然气主要来源于渤中凹陷沙河街组三段烃源岩。另外，天然气组分特征和碳同位素值是划分天然气成因类型的重要依据，戴金星 等[12]用我国437个气样和其他国家96个气样的δ13C1与C1/C2+3建立了天然气成因判别图版。图3为渤中19-6构造天然气δ13C1-C1/C2+3判别图版，可见该构造天然气为凝析油伴生气。综合油源对比结果，认为渤中19-6构造天然气应与油同源，为沙河街组三段烃源岩干酪根热裂解生成的凝析油伴生气。

图3 渤中19-6构造天然气δ13C1-C1/C2+3判别图Fig.3 The discriminant graph of δ13C1-C1/C2+3 of BZ19-6 structure

在明确油气源的基础上，通过深入分析渤中凹陷烃源岩条件，认为渤中凹陷具有巨大的生气潜力，为大型凝析气田的形成提供了良好的物质基础。渤中凹陷沙河街组三段主力烃源岩普遍含有较高的陆源有机质，腐泥组含量大都在40%以下，具有相对富气的生烃特征；有机质丰度较高(TOC值绝大多数在2%以上，S1+S2值大多数大于20 mg/g)；埋深多在3 000～5 000 m以深，大部分为高成熟—过成熟，已进入规模生气阶段。另外，从生气量、生气强度和生气丰度上看，渤中凹陷沙河街组三段居渤海海域各凹陷首位，同时也是渤海湾盆地各凹陷之首，分别达299.602×1011m3、48.261×108m3/km2和84.919×108m3/km2，明显高于辽中凹陷(73.501×1011m3、26.864 4×108m3/km2和22.556 8×108m3/km2)、渤东凹陷(41.407×1011m3、24.357 1×108m3/km2和45.566 5×108m3/km2)和黄河口凹陷(6.854×1011m3、14.161 1×108m3/km2和29.646 1×108m3/km2)等[3]。根据国内外的资料统计和经验，天然气排聚系数按1%～2%计算，渤中凹陷总天然气资源量可达(4 000～8 000)×108m3，巨大的生气潜力为渤中19-6大型凝析气田形成奠定了物质基础。

3.2 厚层超压泥岩“被子”盖层是天然气大规模成藏的重要保障

前人针对渤海湾盆地天然气富集规律研究表明，油型盆地内大中型气田的形成受控于区域盖层的发育程度[18-19]。研究区太古界潜山直接盖层为沙河街组与东营组，在东营组下段与沙河街组沉积期湖泊相发育，沉积了大套的泥岩。钻井统计表明该套泥岩厚度达800～1 200 m，区域稳定分布的巨厚泥岩为深层天然气保存提供了良好的盖层条件及运移汇聚条件。同时，受欠压实以及生烃作用的双重影响，从东营组二段开始，厚层泥岩中发育超压，超压的存在使得天然气更容易得以保存。

薛永安 等[2]将分布面积较广、厚度较大的高压异常泥岩带(局部地区包括特殊岩性地层，如膏岩、前古近系等)简称“被子”，并建立了渤海湾盆地大中型天然气田形成模式，即只有一定厚度的高压异常泥岩的封盖，才能保证在较大范围内存在优质的区域盖层分布，将天然气控制在其下运移聚集，并防止成藏后天然气向上以较快的速度扩散。在该模式的指导下，研究了渤中凹陷“被子”分布。研究区位于渤中凹陷深层，其上部覆盖了从凹陷中心延续至构造主体的巨厚的超压泥岩“被子”(图4)。利用压力模拟软件对渤中凹陷现今压力场进行了模拟，结果表明渤中凹陷为明显的双超压结构，上超压带压力系数介于1.2～1.8，分布比下超压带广，从凹陷到低凸起区均有分布，范围包括渤中19-6构造在内的主要构造带；下超压带压力系数比上超压带大，最大可达2.0，但分布范围较小，一般分布于凹陷区，尖灭于斜坡部位(图4)。分析认为，对渤中19-6凝析气气藏形成起控制作用的是上超压“被子”，表现在2个方面：①保证凹陷中形成的大量天然气在“被子”之下汇聚并运移至潜山构造带成藏；②气藏形成之后保证其长期不散失，这是渤中凹陷区别于渤海湾盆地其他凹陷形成大气田的独特因素。

图4 渤中凹陷超压泥岩“被子”分布Fig.4 “Quilt” distribution of overpressure mudstone of Bozhong sag

3.3 复杂断裂带多期构造运动控制裂缝型储层发育

基岩潜山储集空间类型以多种成因的次生溶孔、溶洞及裂缝为主[14-17]。研究区储层储集空间类型主要为裂缝，构造高部位发育风化破碎带等孔隙型、孔隙-裂缝型储层。由于变质岩本身并不具有作为储集层的条件，必须经过后期构造抬升、风化淋滤改造之后才能成为有利储集层，储层物性取决于原岩的岩性、风化程度、古地貌特征、构造改造等多重因素。勘探结果表明，渤中19-6构造太古界变质岩潜山气田为构造-风化作用主导下的裂缝型储层(图5)，良好的储集条件成为大型气田形成的关键因素。

图5 渤中19-6构造太古界潜山变质岩储层特征Fig.5 Reservoir characteristics of Archean metamorphic buried hill of BZ19-6 structure

渤中凹陷经历了多期构造运动，其中对潜山的形成及裂缝的发育起关键作用的主要为印支运动与燕山运动。渤中19-6构造变质岩潜山发育近S—N向走滑断裂体系以及近NE向伸展断层，断层活动本身既可对岩石产生强烈破碎作用，形成构造成因节理和宽阔诱导裂缝带，也可进一步促进深部基岩淋滤作用，加快潜山风化，增强储层改造(图6)。经钻井证实和地震剖面特征对比，渤中19-6构造变质岩潜山储层垂向上明显可以划分为二元结构，即表层风化裂缝带和内幕裂缝带，在地震剖面上高角度内幕断裂发育，与储层发育对应关系良好，边界大断层一侧和内幕断裂发育区储层厚度明显增加；内幕裂缝带厚度可达400 m，目前最深探井钻遇太古界近600 m后仍见到好的储层，打破了之前渤海海域潜山储层段分布于距潜山顶300 m以内的认识。

储层的垂向分带性及岩石物性特征为地震资料预测储层的空间展布提供了可能性，3D地震潜山内幕多属性融合及最大似然体切片显示潜山内幕断层以NW向为主，多期不同方向的应力作用对大量裂缝的发育起到了关键作用(图7)，这充分说明断裂和构造应力后生节理对变质岩裂缝型储层起到了良好的改造作用，在一定程度上控制了变质岩风化裂缝带和内幕裂缝带储层的展布。

3.4 渤中19-6凝析气田成藏模式

综合分析认为，渤中19-6构造带具有洼中隆的构造背景，渤中凹陷可为该区提供充足的油气来源；潜山带的两侧均存在着断距较大的断裂，使沙河街组三段烃源岩与潜山直接接触，可为变质岩潜山提供区域性供油窗口；变质岩潜山内多期裂缝既作为储层，也是油气在潜山内部发生运移的通道，而潜山顶部超压泥岩“被子”则为凝析气运移聚集及保存提供了保障。因此，渤中凹陷优质烃源岩深埋生气、变质岩潜山多期构造运动控缝、厚层超压泥岩“被子”封盖是渤中19-6大型凝析气田成藏的关键因素，沙河街组三段烃源岩在明化镇组沉积晚期进入高成熟—过成熟阶段，Ro最大可达到2.4%以上，其生成的凝析气难以突破上覆“被子”盖层，凹陷中心生成的天然气在“被子”之下发生横向运移向潜山构造汇聚成藏，由于潜山内部储层发育的差异性而形成了内幕隔层发育的“似块状气藏”模式。

图6 渤中19-6构造太古界潜山变质岩储层发育模式Fig.6 Reservior development mode of Archean metamorphic buried hill of BZ19-6 structure

图7 渤中19-6构造潜山内幕最大似然体及多属性融合平面图Fig.7 Planar graph of maximum likelihood and multi-attributes fusion of inside buried hill of BZ19-6 structure

4 渤中19-6凝析气田发现的地质意义

4.1 首次在渤海湾盆地发现大型气田，证明在油型盆地局部地区也可形成大型气田

渤海湾盆地是我国最大的油型盆地，目前年产油能力约7 000×104t[20]，而天然气发现较少，产量低，没有大型气田。渤中19-6凝析气田的发现是渤海海域深层天然气勘探首次获得的战略性突破，印证了多年来勘探家对于深埋低潜山发现大气田的构想，揭开了太古界深层凝析气藏的神秘面纱。同时，渤中19-6凝析气田的发现也是新领域的突破，初步展现了渤海湾盆地环渤中凹陷带深层广阔的勘探领域和勘探潜力，潜山天然气资源量达数千亿立方米，资源潜力巨大。

4.2 发现太古界凝析气，证实渤海海域深层仍具备临界相态赋存条件

周边已发现油气田相态及地质背景分析表明，渤中22-1构造(埋深4 300 m)为纯天然气藏，渤中13-1油田(埋深4 000 m)为临界相态高挥发油藏，埋深较浅(为3 000～3 800 m)的曹妃甸18-2和渤中26-2油田皆为带油环的凝析气藏。渤中19-6构造太古界凝析气藏的发现，证实了渤海海域深层仍具备临界相态赋存条件，可能标志着新的成藏模式的发现，这对于重新认识渤中凹陷烃源岩演化、确定流体性质具有重大的地质和勘探意义。

5 结束语

多年来，渤海油田针对天然气勘探从地质认识到作业工艺上实施了一系列创新，形成了一大批成果，这些成果直接支撑了渤中19-6构造太古界大型凝析气田勘探获得重大突破，有望在中国东部老油区获得千亿立方米以上的大气田，可为处于近海经济发达、人口稠密的京津冀地区提供清洁能源支持，进而助推雄安新区建设。

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