渤海湾盆地杜寨气田深层致密砂岩气成藏机理

吕雪莹 蒋有录 刘景东 徐田武

1. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院 2. 中国石化中原油田分公司勘探开发研究院

致密砂岩气藏几乎赋存于世界各地的含油气盆地中，最早可追溯到1927年美国的圣胡安盆地，而我国自1971年发现川西中坝气田后，才逐步开始系统研究致密砂岩气藏[1]。国内外学者提出了多个术语来描述这种赋存于低渗透致密砂岩层中的天然气，如深盆气藏[2]、盆地中心气藏[3]以及连续气藏[4-5]。目前统称为致密砂岩气藏，系指赋存于孔隙度小于10%、覆压基质渗透率小于0.1 mD（或空气渗透率小于1.0 mD）的致密砂岩中的天然气资源[6-7]。作为一种储集在低渗—特低渗致密砂岩中的天然气，致密砂岩气已成为我国乃至全球非常规天然气勘探的重点之一[8-9]。

目前我国规模勘探开发的致密气藏集中分布在气源岩偏腐殖型的中西部克拉通盆地[10-13]，而我国东部富油的断陷盆地中的致密砂岩气尚未有系统研究。东濮凹陷作为渤海湾盆地中天然气富集的典型富油凹陷，其天然气成因类型多样[14-15]，研究其致密气的成藏条件及过程，对渤海湾盆地的深层天然气勘探具有重要指导意义。随着东濮凹陷油气勘探开发不断深入，东濮凹陷北部地区的勘探对象逐渐由浅层向深层、由常规油气藏向致密油气等非常规油气藏转变[16]。多位学者从不同方面展开了大量研究，但多集中在其储集层的成岩作用、致密特征[16-18]、气层识别方法[19]、裂缝发育特征[20]等方面，尚未对其成藏过程展开系统的研究，油气充注机理、储层成岩演化与油气充注间的关系尚不明确。因此，本文选取紧邻东濮凹陷主力生烃洼陷（前梨园洼陷）的杜寨气田作为典型解剖区，综合应用地质、地球化学、测录井等资料，对其古近系始新统沙河街组三段中—下亚段致密砂岩气的成藏地质背景展开了系统研究，并根据储集成岩演化、充注动/阻力演化及烃源岩热演化等多个成藏要素对其成藏阶段进行划分，进而总结成藏过程，以期为该区深层天然气藏的进一步勘探提供依据。

1 区域地质背景

东濮凹陷地处渤海湾盆地西南缘，整体呈NNE走向，北窄南宽，是一个沉积在古—中生界基底之上，“早期单断、晚期双断”的箕状断陷盆地。自东向西可划分出东部洼陷带、中央隆起带、西部洼陷带以及西部斜坡带等4个构造带[21-24]。杜寨气田位于东濮凹陷前梨园—葛集洼陷轴部向中央隆起带过渡的斜坡部位，区内断裂不发育，构造相对简单（图1），主要发育岩性圈闭气藏和岩性—断层圈闭气藏[17]。

与渤海湾盆地内的其他凹陷相似，东濮凹陷经历了两次大的构造旋回，即始新统沙河街组（E2s）—渐新统东营组（E3d）沉积期的裂隙阶段和馆陶组沉积至今的坳陷阶段[21]。东濮凹陷地层发育完整，目前凹陷已钻遇地层自下而上依次为古近系孔店组（E1k）、沙河街组、东营组，新近系馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）和第四系平原组（Qp），其中沙河街组又可划分为四段，包括沙一段（E2s1）、沙二段（E2s2）、沙三段（E2s3）和沙四段（E2s4）。沙三段沉积于盆地强裂陷演化阶段，主要发育较深湖相和盐湖相沉积，以深灰色泥岩、油页岩和粉砂岩为主，厚度可达3 500 m以上，是东濮凹陷储集层和烃源岩均较为发育的层系[21]，该段又可细分为上、中、下3个亚段，简称沙三上（E2s3U）、沙三中（E2s3M）、沙三下亚段（E2s3L）。东濮凹陷古近系天然气主要分布在沙河街组，特别是沙三中、下亚段[14,22]，该套地层埋藏深度多大于4 200 m，主要发育暗色泥岩和粉砂岩薄夹层，既是深层致密砂岩气的主要供烃层系，又是主要的储集层系，发育典型的深层自生自储型致密砂岩气藏。天然气组分中甲烷含量一般大于90%，δ13C1小于－40‰，为油型气。

2 致密砂岩气成藏条件

在沉积、埋藏、成岩等多种地质作用的综合影响下，致密砂岩储层孔渗性较差且孔喉结构复杂[9]，因此，相对常规天然气，其成藏条件要求更为苛刻，必须具备优质烃源岩、存在“甜点区”、成藏原动力和良好的圈闭封堵条件等有利条件[25-26]。

2.1 烃源岩条件

盆地内广泛发育的有机质丰度及成熟度均较高、生气强度大且持续性供气的烃源岩，为东濮凹陷油型致密砂岩气藏的形成提供了丰富的气源条件。

东濮凹陷北部地区发育大面积三角洲相沉积。沙三中—下亚段烃源岩主要发育在半深湖—深湖环境中，展布范围广、厚度大。其中沙三中亚段主要发育白色膏盐层、深灰色泥岩与粉砂岩互层，沙三下亚段则以深灰色泥岩、油页岩夹粉砂岩为主，厚度介于365～668 m，是深层天然气最有利的供烃层系。

该套烃源岩干酪根显微组成以腐泥组为主，干酪根类型以有利于生油的腐殖—腐泥型为主[14]；有机质丰度较高，平均总有机碳含量（TOC）为1.07%，氯仿沥青“A”含量为1.50%，生烃潜量（S1+S2）为4.20 mg/g，总烃含量为793.95 mg/kg，属中等—好烃源岩；烃源岩热演化程度较高，Ro介于0.58%～2.82%，最高热解峰温度（Tmax）介于409～602 ℃，表明该套烃源岩现今处于成熟—过成熟阶段。

图1 东濮凹陷杜寨气田构造位置图

由前梨园洼陷古近系烃源岩热演化史[24,27]可知，沙三中—下亚段烃源岩于沙一段沉积初期进入生油窗，Ro介于0.7%～1.3%；东营组沉积初期，Ro介于1.3%～2.0%，进入生凝析气阶段，开始并持续大量生气；明化镇组沉积期—现今，前梨园洼陷地层过补偿厚度大，Ro明显大于2.0%，二次生烃较为明显，进入生干气阶段，至现今转化率达100%（图2）。东营沉积末期是沙三中、下亚段的主要生烃期，排烃效率近70%，明化镇沉积期—现今出现二次生烃但强度较弱（图2），排烃效率大于80%[28]。

2.2 储集体条件

图2 杜寨气田沙三中—下亚段烃源岩生烃量及生烃转化率随时间演化图

沙三中—下亚段属于三角洲相沉积，可划分为前三角洲、三角洲平原及三角洲前缘等三个亚相。目前探明的致密砂岩气主要分布在三角洲前缘亚相、前三角洲亚相—半深湖相的砂体中，储集层砂体类型多、单层厚度较大。沙三中—下亚段三角洲前缘亚相砂体自东向西插入到湖相烃源岩中，并尖灭于湖相烃源岩之中，或与烃源岩互层（图3），形成了良好的源储配置关系。储集体与大面积分布的优质烃源岩呈频繁交互式分布，优质烃源岩生成的天然气可直接供给致密砂岩气储集层，也可作为良好的盖层。

图3 杜寨气田沙三中亚段沉积相图

沙三中—下亚段致密砂岩储集层主要由长石砂岩、岩屑长石砂岩组成，储层较为致密，储层孔隙度介于2%～20%，平均为9.32%，其中孔隙度小于14%的样品占总数的80.41%（图4-a）；渗透率主要介于0.01～0.50 mD，大于1 mD的样品仅占总样品数的29.17%（图4-b），反映其低孔、低渗的特征。孔隙度与渗透率间有很好的相关性（图4-c），说明该套砂岩储层孔隙连通性较好。

沙三中—下亚段砂岩储层的储集空间类型主要为粒间孔隙（包括原生粒间孔与残余粒间孔）、次生溶蚀孔隙、微裂缝等多种类型的孔隙[16]，喉道形态多为片状、弯片状，压汞曲线形态主要表现为负—细歪度，平均喉道半径0.37 μm，平均排替压力3.11 MPa，平均毛细管中值压力（pc50）高达17.93 MPa。

总的来说，杜寨气田沙三中—下亚段以低孔、低渗—特低孔、特低渗砂岩储集层为主，沉积相带与砂体控制了致密砂岩气的空间分布，多样的孔隙类型和广泛发育的细孔喉为致密砂岩气提供了运移通道和充足的储集空间。

2.3 成藏动力

图4 杜寨气田沙三中—下亚段致密砂岩储层孔隙度、渗透率分布图

由于杜寨气田沙三中—下亚段致密砂岩气藏处于洼陷斜坡带、埋藏较深，致密砂岩气储层物性相对较差、毛细管阻力较大，需要足够的超压才能促使天然气向致密储层充注、聚集成藏。实测地层压力资料及测井资料恢复地层压力结果表明，杜寨气田沙三中—下亚段发育异常高压，压力系数介于1.20～1.64，沙三下亚段底部压力系数多超过1.50，超压幅度随深度增加表现出线性增大的趋势，说明研究区压力梯度不变，其异常压力系统内部均一性好，流体沟通传导条件好。因此，欠压实作用、生烃作用引起的异常高压，为天然气充注提供了充足的动力条件。

此外，不同岩性超压幅度存在明显差异。以濮深12井为例，不同岩性之间地层剩余压力（即地层孔隙压力超过静水压力的部分）存在明显幅度差，泥岩段地层剩余压力最高，泥质粉砂岩次之，砂岩层剩余压力最低，在泥岩与其上下砂岩层间存在较高剩余压力差，反映了源储压力差的存在可以驱使天然气从源岩向相邻的砂体运移，二者间差值最高可达5.84 MPa（图 5）。

图5 濮深12井不同岩性剩余压力随深度变化散点图

2.4 封盖保存条件

在满足气源条件、储集条件的基础上，圈闭和封堵条件则是构成天然气聚集的重要条件。沙三中亚段上部发育大段泥岩或泥膏岩，厚度介于250～300 m，可作为区域性盖层，沙三中亚段下部发育的厚层泥岩，厚度介于4～15 m，分布稳定，也可构成对油气的封盖能力。本区发育的唯一一条断层——杜寨断层是一条发育早结束早的“老”断层，其侧向封堵条件非常好。

3 致密砂岩气充注机理

油气成藏过程中的作用力主要包括浮力、重力、毛细管力和地层压力等[29]，天然气生成后，受生烃增压、浮力、扩散等动力驱动，克服毛细管力、黏滞力等阻力从烃源岩向储集层充注，只有当成藏动力大于阻力时，天然气方可聚集成藏。在超压盆地中，油气成藏动力可分解为剩余压力差和静浮力[29]，在二者共同作用下，油气发生运移充注成藏。

3.1 浮力作用

浮力是否对油气充注起积极作用，主要取决于油气充注过程中能否形成连续油气柱。当只有浮力存在而无其他动力条件时，浮力与毛细管阻力平衡时所得到的孔喉半径为天然气受浮力作用所能充注进入的最小孔喉半径。根据毛细管力和浮力的计算公式（式1和式2），可得到孔喉半径的计算公式（式3）。

式中pc表示毛细管力，MPa；σ表示气—水界面张力，N/m；θ表示润湿角，取0°；r表示孔喉半径，μm；F浮表示浮力，MPa；H表示连续气柱高度，m；ρw、ρg分别表示地层水和天然气的密度，分别取1.08 g/m3、0.774 g/m3；g表示重力加速度，取9.8 m/s2。

气柱高度可从杜寨气田致密砂岩气藏连井剖面读取，单层气层高度的最大值取18.1 m。根据Schowalter[30]提供的计算诺谟图，可得气—水界面张力随温度和压力的变化，由东濮凹陷实测温压资料可知，埋深2 000 m时地层温度为79 ℃、地层压力为20 MPa，其对应的气—水界面张力为0.04 N/m。计算所得最小孔喉半径为1.47 μm，对应孔隙度为15.87%。即仅在浮力作用下，天然气仅可充注进入孔隙度大于15.87%的储集层。

杜寨气田沙三中—下亚段储集层埋藏较深，物性较差，孔隙度多小于14%，仅在浮力作用下天然气很难发生有效充注。

3.2 异常高压

基于现今实测地层压力特征，采用德国IES公司研发的PetroMod 10盆地模拟系统，将流体包裹体分析计算的古压力作为限定条件，恢复地质历史时期充注动力的演化过程。多位学者研究认为，当储集层的孔隙含油（气）饱和度大于50%时，表明已构成了具有一定丰度的油气聚集[31]，且压汞实验中进汞50%时对应的压力值能客观反映油气初次运移的阻力大小[32]，故将饱和度中值压力作为致密砂岩气成藏的阻力值。再根据孔隙度与饱和度中值压力之间的相关关系（式4），即可恢复地质历史时期充注阻力的演化过程，地层超压与成藏阻力间的差值则为油气成藏动力（式5）。

式中φ表示孔隙度；p50表示饱和度中值压力，MPa；Δp表示充注动力，MPa；p表示成藏动力，MPa。

当成藏动力充足时，天然气便可聚集成藏；反之，则无法形成致密砂岩气藏。由图6可知，在距今44～33 Ma期间，随地层沉降，充注动力和充注阻力均随时间缓慢增加，且两条曲线几乎重合，充注动力约等于充注阻力，无法有效驱动天然气发生充注；距今33～27 Ma期间，充注动力增加幅度远大于充注阻力，二者间差值高达12 MPa，天然气成藏动力充足，可向储层充注运移；距今27～17 Ma期间，因构造抬升，充注动力、阻力均减小，但两条曲线近乎平行，在距今17 Ma时均降至最低点，此段时间内成藏动力充足，可高达13 MPa；此后充注动力随时间一直缓慢增加，而充注阻力的增大幅度则大于充注动力，二者间差值逐渐减小，且充注阻力于距今7 Ma左右增大至最大值，约为17 MPa，但仍小于充注动力；距今7 Ma至今充注动力仍缓慢增大，但充注阻力则变化不大，甚至有降低趋势，二者间差值又逐渐增大。从图6反映出，自距今33 Ma开始，天然气充注动力一直大于充注阻力，特别是在两期天然气充注发生时，成藏动力（即充注动力与充注阻力的差值）可达12 MPa，为天然气充注成藏提供了充足的动力条件。

图6 濮深4井沙三中—下亚段致密砂岩气充注动力、阻力演化图

4 成藏过程

东濮凹陷杜寨气田沙三中—下亚段发育大面积致密砂岩储集层，在持续大量生排气的背景下，储集层的致密化时间与天然气充注时间之间的匹配关系决定着天然气的聚集方式和分布格局。

镜下观察结果表明，杜寨气田沙三中—下亚段致密砂岩储层发育的成因作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用及溶蚀作用等，张园园等[17]利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜等测试方法综合确定了沙三中—下亚段成岩演化序列，并采用反演孔隙度的方法恢复了其孔隙度演化史（图7）；并利用包裹体测试与荧光显微观察相结合，确定了杜寨气田沙三中—下亚段天然气存在两期成藏，分别发生于东营组沉积末期（距今31～27 Ma）和明化镇组沉积末期至今（距今7 Ma～现今）。

根据储层成岩演化序列与油气成藏期次间的耦合关系可知，两期油气充注发生时，储层均已致密化，即储层致密化早于油气成藏，属“先致密、后成藏”型致密砂岩气藏。结合烃源岩生排烃特征、储集层成岩演化及成藏动力演化、天然气充注期次等，可将沙三中—下亚段致密砂岩气的成藏过程划分为4个演化阶段（图7）。

4.1 致密砂岩气藏孕育阶段

致密砂岩气藏孕育阶段为沙三段沉积期至东营组沉积早期（距今44～31 Ma）。受区域构造运动影响，该阶段主要发生地层快速沉降。沙三中—下亚段储层主要处于早成岩A期至早成岩B期，以压实作用、早期方解石胶结作用为主，受埋藏及时间效应影响[33]，孔隙度迅速下降，储集层物性逐渐变差并开始致密化，为致密砂岩气近源聚集准备场所。此外，该阶段微生物降解可生成一定量的有机酸[34]，对储集层中的早期碳酸盐胶结物进行溶蚀，但其溶蚀增孔的贡献不足以抵抗压实、胶结作用的减孔作用。

该阶段沙三中—下亚段烃源岩处于未成熟—低成熟阶段，沙一段沉积初期（距今34 Ma）进入生油窗，但尚未大量生、排气。该阶段生成的低成熟石油部分被自生吸附，部分沿砂体发生运移并在断层遮挡下聚集成藏（图8-a）。

该阶段储层孔渗性较好，地层水可顺利排出，异常高压并不发育，压力系数为1.01～1.09，属于常压系统。此阶段天然气充注动力明显小于充注阻力且单靠浮力作用无法有效充注，成藏动力不足。

图7 杜寨气田沙三中—下亚段致密砂岩气成藏条件综合图

4.2 致密砂岩气藏发展阶段

致密砂岩气藏发展阶段为东营组沉积早期至末期（距今31～27 Ma）。该阶段地层继续沉降，沙三中—下亚段储层处于中成岩A1—A2期，以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主，碳酸盐矿物发生早期胶结，石英发生沉淀并以石英加大边的方式存在。受成岩作用影响，储集层物性继续变差，储层已完全致密化。

该阶段沙三中—下亚段烃源岩已进入了成熟—高成熟阶段，干酪根热降解生成大量油气，且以生油为主，但在洼陷较深部位进入生凝析气阶段，开始规模生气、排气。该阶段也是有机酸大量生成的高峰阶段[34]，对长石等矿物进行溶蚀，因此该阶段致密化程度并不高。

因烃源岩强烈的生排烃作用及地层快速沉降，地层发育异常超压，压力系数为1.10～1.25，属弱超压系统。充注动力明显大于充注阻力，二者间差值可达6 MPa，天然气成藏动力充足。天然气充注时（距今31 Ma）储集层已经致密化，为早期“先致密、后成藏”。

该阶段储层致密化程度相对较低，大量生成的石油和凝析气在超压和浮力共同作用下，可以沿砂体发生侧向运移，进而沿断层发生垂向运移并在断层两侧砂体中发生聚集，油气运移聚集规模较大（图8-b）。

4.3 致密砂岩气藏调整阶段

图8 杜寨气田沙三中—下亚段致密砂岩气成藏过程示意图

致密砂岩气藏调整阶段为东营组沉积末期至明化镇组沉积初期（距今27～7 Ma）。受东营构造运动影响，地层开始大规模抬升，受大气淡水淋滤，溶蚀作用发育。沙三中—下亚段储集层主要处于中成岩A2期，以长石等矿物的溶蚀作用为主，孔隙度逐渐增大（超过10%），储层不再致密化。因前期油气大量充注占据了一定的储集空间，对成岩演化有一定的阻碍作用，孔隙度增大幅度较小。

因东营运动导致构造抬升，地层温度和压力降低，使得生烃作用停止，但早期聚集在烃源岩内的天然气可通过扩散作用排出。该阶段压力系数介于1.2～1.3，浮力、超压均可作为充注动力，油气成藏动力充足。但因地层剥蚀、断层活动性增强，盖层封闭能力减弱，天然气无法有效聚集成藏。

该时期储层发生溶蚀增孔后又致密减孔，但整体物性相对较好，天然气可沿砂体向构造高部位发生一定程度的侧向运移，且该时期受构造抬升影响，断层活动性较强，早期聚集的油气发生一定程度的调整或散失（图8-c）。

4.4 致密砂岩气藏定型阶段

致密砂岩气藏定型阶段为明化镇组沉积中期至今（距今7 Ma～现今）。经历东营运动后，地层抬升后继续沉降，且埋深明显大于东营组沉积末期。沙三中—下亚段储层主要处于中成岩A2期和中成岩B期，在明化镇组沉积初期大量碳酸盐矿物及硅质沉淀，孔隙度降低至6%左右，储层再次致密化，且致密化程度明显强于东营组沉积期，之后储层物性变化不大。

随埋深增加，地层温度、压力再次增大，沙三中—下亚段烃源岩进入二次生烃（Ro＞1.3%），但生、排气规模明显小于早期。且二次生烃释放出大量有机酸对储层进行溶蚀，可改善储层质量，但贡献较小。

受地层快速埋藏及烃源岩二次生烃的影响，异常压力再次发育，压力系数大于1.3，属超压系统，且超压幅度明显大于早期成藏时期。天然气成藏动力充足，可达6.3 MPa，且因异常压力发育，泥岩层封闭能力较强，天然气可有效聚集成藏。该时期储层致密化程度要远高于东营组沉积末期，储集层孔喉细小、充注阻力较大，生成的天然气受物性封闭，以近源聚集为主（图8-d）。

第二期天然气充注时储集层再次致密化，属晚期“先致密、后成藏”的致密砂岩气藏定型阶段。经历了这几个成藏演化过程后，杜寨气田致密气藏形成了现今的气藏面貌。

5 结论

1）杜寨气田深层致密砂岩气主要为油型气，其成藏具备以下有利条件：①沙三段烃源岩的有机质丰度及热演化程度较高，具有良好的生气物质基础和成熟度条件；②类型多样、累计厚度较大且分布范围广的储集层，可提供有利的储集空间，且与烃源岩互层形成良好的源储配置条件；③欠压实作用、生烃作用等引起的异常超压可提供充足的成藏动力；④分布稳定的大段泥岩或泥膏岩能够有效封闭油气。

2）杜寨气田沙三中—下亚段储集层致密，整体具有低孔、低渗特征，在浮力作用下天然气仅能充注孔喉半径大于1.47 μm、孔隙度大于15.87%的储层，研究区致密储层中很难发生有效充注，欠压实作用、生烃作用等引起的异常高压是深层致密砂岩气充注的主要动力。

3）杜寨气田沙三中—下亚段经历了两期致密化过程和两期油气充注，深层致密砂岩气整体具有“先致密后成藏”的特征，其成藏过程可划分为4个演化阶段：①东营组沉积期前的致密砂岩气藏孕育阶段；②东营组沉积初期至末期为致密砂岩气藏发展阶段；③东营组沉积末期至明化镇组沉积初期为致密砂岩气藏调整阶段；④明化镇组沉积中期至今为致密砂岩气藏定型阶段。