渤海海域深层天然气勘探的突破与启示

2019-03-22薛永安

天然气工业 2019年1期

薛永安

中海石油（中国）有限公司天津分公司

0 引言

面积约20×104km2的渤海湾盆地是中国东部典型的裂谷盆地，经历了印支期、燕山期、喜马拉雅期等多旋回构造运动[1-2]。传统的观点认为，渤海湾盆地属于油型盆地，难以形成大型天然气田[3]。另外，渤中凹陷深层油气来源多，流体相态复杂，油气成藏期次多，成藏过程复杂，以往对于深层油气成藏模式、主控因素及富集规律的研究尚不深入。

中海石油（中国）有限公司天津分公司（以下简称天津分公司）对渤海湾盆地渤中凹陷的烃源岩生烃机理、天然气成藏机理等开展了持续攻关研究。研究成果认为：该凹陷具备形成大型天然气田的烃源岩潜力，深层低位潜山受郯庐断裂和张蓬断裂多期活动的影响，具备发育优质储层的潜力，潜山储层顶面发育厚层泥岩盖层（厚度介于800～1 200 m），封盖保存条件好；并且深层潜山储层与烃源岩直接接触，供烃窗口高度可达2 000 m，供烃条件优越。在新的地质认识的指导下，2016年底钻探了BZ19-6-1井，在埋深超过3 500 m的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩中钻遇厚度为242.8 m的气层，在埋深超过4 000 m的太古界变质岩潜山中钻遇厚度为106 m的气层。2017—2018年，天津分公司针对孔店组巨厚砂砾岩和太古界潜山陆续钻探了BZ19-6-2Sa等10口井，均钻遇了厚气层且测试获得了高产，取得了渤中凹陷深层天然气勘探的重大突破。笔者对该区深层天然气的成藏模式、主控因素及富集规律等进行了系统研究，以期为渤海湾盆地及其他地区的深层天然气勘探提供指导和借鉴。

1 地质概况

渤海湾盆地属于裂谷盆地，强烈的断裂活动造成了基底的差异性沉降，易于形成隆凹相间的盆地格局[4]。渤海海域渤中19-6构造带位于渤中凹陷西南部，西部与埕北低凸起和渤中凹陷西南次洼相邻，南部与黄河口凹陷和渤中凹陷南次洼相接，东南部与渤南低凸起相邻，北为渤中凹陷主洼，以大型凹陷中的背斜隆起带的形式存在，构造位置极为有利（图1）。

渤中19-6构造带经历了加里东、海西、印支、燕山等多期次构造运动的改造[5-6]，使得构造脊中生界、古生界地层剥蚀殆尽，直接出露太古界变质岩基底，在构造应力和风化剥蚀的作用下，潜山顶部形成了裂缝—孔隙型优质储层，并在潜山内幕形成了裂缝型储层。古近系幕式裂陷期，变质岩潜山之上披覆了孔店组、始新统沙河街组和渐新统东营组，新近纪裂后热沉降坳陷期，则稳定发育了中新统馆陶组和上新统明化镇组（图1）。

图1 渤中19-6构造带地理位置和综合柱状地质简图

钻井揭示渤中19-6构造带深层天然气具有连片含气、气藏高度大的特点，主要富集于太古界潜山变质岩和孔店组厚层砂砾岩储层中。其中，太古界变质岩储层埋深普遍超过4 000 m，孔店组砂砾岩储层埋深也超过了3 500 m。主力烃源岩层为沙河街组和东营组，区域稳定分布的巨厚东三段泥岩是优质盖层。由此构成了有利的生储盖组合和优越的油气成藏条件。

2 天然气勘探历程及成果

2.1 早期阶段

1981—2000年为早期勘探阶段。此阶段主要借鉴陆上油气勘探经验，在“源控论”的指导下，以凸起潜山为主要勘探对象进行摸索。1995—1996年在渤中凹陷围区凸起区，以变质花岗岩潜山为目的层钻探了CFD18-2E-1井和BZ26-2-1井，两口井的钻探虽然都获得了较高的天然气测试产能，但是储量规模均较小。随后转入以该凹陷东营组和明化镇组为主要对象的勘探阶段。

2.2 探索阶段

2000—2013年为深层天然气勘探探索阶段。2000年，天津分公司针对深层天然气开展了系统攻关研究，通过对多个大型天然气田的解剖，提出区域性盖层控制大型天然气田的认识。本着整体研究、重点突破的原则，以明确潜山天然气地质储量规模和勘探潜力为目的[7]，于2011年在渤中凹陷西南部钻探了科学探索井BZ21-2-1井，潜山进尺279 m，完钻井深为5 141.0 m，完钻层位为古生界奥陶系，在明化镇组、东营组都见到了良好的油气显示，解释潜山气层厚度超过100 m；但由于钻遇H2S等有毒气体的影响，被迫提前终止作业，测试未获得真实产能。为进一步落实渤中21—渤中22构造区带的天然气储量规模，2013年底钻探了BZ22-1-2井，完钻井深4 611.0 m，解释潜山气层厚度近100 m，裸眼测试日产气量为40×104m3。BZ21-2-1井是渤海第一口井深超5 000 m的深井，也是渤海深层天然气勘探的一次大胆探索，为深井钻井、测试等积累了经验。但由于钻井费用高以及天然气中含有H2S、CO等有毒气体的影响，对于该区带的勘探进入了停滞期。

2.3 突破阶段

2014—2018年为深层天然气勘探突破阶段。通过一系列有针对性的攻关研究，在烃源岩生气机理、优质盖层“被子”封闭模式、变质岩潜山多期构造运动控储等方面都获得了重要的地质认识。研究成果认为，渤中凹陷深层具备形成大气田的烃源岩基础，具备良好的储盖条件、运移条件以及保存条件，太古界潜山、孔店组圈闭面积较大、形态较好、成藏条件优越，具有较好的勘探潜力。2016年底在渤中19-6构造带钻探BZ19-6-1井，在深度超过3 500 m的孔店组钻遇超过600 m的巨厚砂砾岩，测井解释气层厚度为242.8 m，太古界变质岩潜山进尺超过150 m，完钻井深为4 180.0 m，发现厚度为106.0 m的气层。2017—2018年，继续钻探了BZ19-6-2Sa等10口井，在孔店组砂砾岩和太古界变质岩潜山均钻遇了超厚油气层，其中，在BZ19-6的1、3、5井区钻遇厚层砂砾岩，厚度介于390～741 m，测井解释气层厚度介于228.7～315.4 m，最大单层气层厚度为183.3 m，测试获得最高日产气量为31.37×104m3、最高日产油量为233.4 m3；太古界潜山最大进尺为983 m，完钻井深为5 508 m，气层最大厚度为388.7 m，测试获得最高日产气量为31.21×104m3、最高日产油量为305.16 m3。渤中19-6构造带孔店组砂砾岩和太古界变质岩巨厚气层的发现及油气测试获得高产，标志着渤海海域深层天然气勘探取了重大突破。

3 天然气成藏的地质认识

3.1 厚层腐殖—腐泥型烃源岩高成熟阶段富气是大气田形成的物质基础

3.1.1 天然气为腐殖—腐泥型烃源岩热解气

渤中凹陷深层天然气成因类型主要为干酪根热解气和油型气。根据天然气组分计算的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)参数组合可以判识干酪根热解气和原油裂解气，马永生[8]通过总结气田实际数据认为干酪根热解气与原油裂解气相比上述2个参数均较低，并建立了判识图版。渤中19-6构造带天然气ln(C1/C2)和ln(C2/C3)均值分别为2.2和1.1，按图版判识为干酪根热解气（图2-a）。天然气组分碳同位素值δ13C1和（δ13C2－δ13C3）参数组合也可以判断天然气成因类型，郭利果等[9]在干酪根和原油的程序升温热模拟实验中观察到，干酪根热解气前者逐渐降低，而后者略微增大，原油裂解气前者先减小后增大，而后者迅速减小，渤中19-6构造带天然气的δ13C1和（δ13C2－δ13C3）两个参数均值分别介于－39.1‰～－38.5‰和－2.2‰～－1.1‰，判断为干酪根热解气（图2-b）。

图2 根据天然气组成（a）和碳同位素值（b）判断天然气成因图版

油型气的判识主要依据烷烃气的碳同位素值和轻烃指标，渤中19-6构造带天然气甲烷碳同位素值介于－39.1‰～－38.5‰，平均为－38.7‰，乙烷碳同位素值介于－27.0‰～－25.6‰，平均值为－26.3‰，丙烷碳同位素值介于－25.6‰～－24.3‰，平均值为－24.9‰，二甲基环戊烷和甲基环己烷占C7轻烃的比例分别为13%和37%。乙烷碳同位素被认为反映了母质类型，油型气乙烷碳同位素值小于－29‰，煤成气乙烷碳同位素值大于－25‰[10]或者大于－26‰[11]。C7轻烃中的甲基环己烷主要来源于高等植物，反映了煤型气的特征，二甲基环戊烷主要来源于水生生物，反映了油型气的特征[12]，甲基环己烷小于50%[13]或70%[14]为油型气。鉴于渤中凹陷深层烃源岩先期已经大量生油，后期随着成熟度增大，高演化阶段生成的天然气碳同位素值向偏重的方向迁移。因此，将深层天然气类型综合判识为油型气，主要来源于腐殖—腐泥型烃源岩。

3.1.2 渤中凹陷烃源岩在高演化阶段大量生气

渤海海域发育既能大量生油又能大量生气的腐殖—腐泥型烃源岩是该区深层能够找到大气田的物质基础。渤中凹陷位于渤海湾盆地的中心，是盆地发展演化的归宿[15]，其烃源岩层系与陆上济阳坳陷和辽河坳陷相比更新。钻井资料揭示，该凹陷发育沙河街组和东营组优质烃源岩，该烃源岩对该凹陷的油气成藏均有明显贡献，其中以沙河街组三段的贡献为最大。该烃源岩姥鲛烷/植烷介于0.10～2.70，伽马蜡烷/C30藿烷介于0.05～1.10，微量元素Sr/Ba介于0.16～0.34，B/Ga介于2.6～4.0，用微量元素恢复的古盐度介于5‰～9‰，反映烃源岩形成于还原—弱氧化、微咸水—半咸水沉积环境，表明作为渤海湾盆地发展演化归宿的渤中凹陷烃源岩沉积水体环境更加开阔，可以接受水生和陆源等多种来源的有机质。该烃源岩全岩光片下的藻类体主要呈分散状且可见较多的陆源镜质体[16]，干酪根显微组分中以腐泥组和壳质组为主，二者含量之和介于83%～99%，镜质组最高也可达16%，干酪根类型指数平均为70，烃源岩类型属于腐殖—腐泥型。黄金管热模拟实验证实，该凹陷优质烃源岩生气潜力可占总生烃潜力的38%，反映了腐殖—腐泥型烃源岩兼具大量生油和大量生气的潜力。

渤海海域渤中凹陷深层烃源岩的巨大埋深和较高的大地热流值，使得烃源岩整体处于高—过成熟阶段，烃源岩在较高的热演化程度下大量生气是该区得以形成大气田的基础。作为盆地发展演化的归宿，渤中凹陷沉积了巨厚的东营组和馆陶组—明化镇组地层，深层的沙河街组和东营组优质烃源岩埋深普遍超过4 000 m，最大埋深可超过10 000 m。在太平洋板块俯冲和走滑拉分的共同作用下，渤中凹陷发生明显的地壳减薄[17-18]，最薄处约28 km[19]，由此使得该凹陷具有较高的大地热流值，洼陷带热流值介于60～65 mW/m2[15]，较大的埋深和较高的大地热流值使得该凹陷深层烃源岩具有高Ro值（1.5%～3.6%）。

3.2 岩石类型、应力改造、流体溶蚀共同控制了深层规模性储层的形成

3.2.1 储层的基本特征

渤中19-6构造带深层天然气主要富集于厚层的孔店组砂砾岩和太古界潜山变质岩储层中，特征分述于下。

1）砂砾岩储层主要分布在渤中19-6构造带的东南部，埋深介于3 500～4 200 m，岩石类型以砂砾岩、砂质砾岩和含砾砂岩为主。储集空间主要包括孔隙和裂缝，为裂缝—孔隙型储层。孔隙主要包括原生孔隙和次生孔隙两大类，前者主要为砾石点状接触形成的支撑格架孔（图3-a），后者主要为颗粒溶蚀孔（图3-b）、粒间胶结物溶蚀孔以及粒间高岭石晶间微孔等。裂缝可分为构造缝和溶蚀缝，前者包括颗粒挤压共轭缝（图3-b）及贯穿颗粒的构造成因缝（图3-c、e），后者则主要分布在砂砾岩的砾石内部，是风化剥蚀阶段砾石内微裂缝后期溶蚀扩大的结果，以弯曲和局限砾石内部为特征（图3-d）。对98块砂砾岩储层岩心样品的测试结果表明：孔隙度介于0.29%～14.50%，平均值为6.29%，孔隙度介于4.00%～10.00%的样品比例占到了67.35%（图4-a）；渗透率介于0.02～21.06 mD，平均值为2.79 mD，渗透率介于1.00～10.00 mD的样品比例占到了46.27%（图4-b）。该类储层的厚度介于13～741 m，平均值为251 m，各井区砂砾岩发育厚度差异较大。

2）太古界潜山变质岩储层主要分布在渤中19-6构造带西部、北部以及渤中13-2构造带，埋深普遍超过4 200 m。岩石类型以片麻岩、混合片麻岩、混合花岗岩和碎裂岩为主。从潜山顶面向下，变质岩储层依次可以分为风化裂缝带、裂缝带、致密带、内幕裂缝带和基岩带，其中风化裂缝带、裂缝带和内幕裂缝带是储层发育段。风化裂缝带为孔隙—裂缝型储层，储集空间主要是构造微裂缝（图3-f、g）以及沿微裂缝溶蚀微孔（图3-h、i）。对365块太古界潜山变质岩储层样品的测试结果表明：孔隙度介于0.075%～20.915%，平均值为3.980%（图4-c），孔隙度介于2%～4%的样品比例占到了43.6%；渗透率介于0.003～20.626 mD，平均为0.351 mD（图4-d），渗透率小于0.5 mD的样品比例占到了90.45%。该类储层的非均质性强，但横向分布却相对稳定。

图3 渤中19-6构造带砂砾岩与变质岩储层储集空间显微照片

图4 渤中19-6构造带砂砾岩与变质岩储层孔隙度、渗透率频率分布图

3.2.2 规模性储层的成因机制

陆上多年的油气勘探实践证实，储层规模是大型天然气田形成的重要条件。综合研究该区大量地质资料的结果表明，岩石类型—应力改造—流体溶蚀联合控制了渤海海域深层超大规模储层的发育。

碎屑岩储层的储集空间一般以孔隙型为主，受埋深影响较大，伴随埋深的增大压实作用增强，物性逐渐变差[20]。渤中凹陷深层孔店组巨厚砂砾岩储层能够得以规模性发育，构造应力起到了决定性作用。该凹陷是渤海湾盆地地幔上隆最高、岩石圈最薄的地方，也是中国东部主干断裂——郯庐断裂直接穿过的地方[21]，尤其是在喜马拉雅期晚期，太平洋的俯冲方向发生变化，郯庐断裂发生右旋走滑拉张[22-23]，派生了大量的北东向张性裂缝。从砂砾岩储层岩心样品显微薄片中可以看到大量的长石晶格错动（图3-e），贯穿砾石的构造缝。这些裂缝增强了砂砾岩储层的连通性，并为后期酸性流体的改造提供了渗流通道。孔店组砂砾岩体上覆沙三段泥岩，普遍缺失沙四段（距今50.5～42.0 Ma）地层，构造隆升和长时间的风化淋滤也促进了砂砾岩次生溶孔的发育（图3-b）。因此认为，构造应力改造和溶蚀作用是砂砾岩储层主要的形成机制。

太古界潜山变质岩受到强烈的构造动力作用，产生厚层破碎带以及动力变质带，并形成大量的裂缝型储集空间。钻井证实，渤中凹陷深层潜山顶面裂缝密度对储层裂缝预测具有良好的指示作用（图5-a）。潜山主要发育3期构造裂缝，Ⅰ期和Ⅱ期裂缝多已被充填(图5-b、c)，第Ⅲ期裂缝形成较晚，大部分呈开启或半充填状态（图5-c），可作为天然气的有效储集空间。潜山变质岩受风化淋滤作用的影响，储层纵向分带特征明显，从风化裂缝带储层岩心薄片中可以看到大量的颗粒溶蚀孔和沿裂缝的溶蚀孔（图3-h、i）。因此认为，风化淋滤作用不仅是该区变质岩储层发育的重要成因机制，而且也是储层分带的重要参考指标。

图5 渤中19-6构造带潜山变质岩储层裂缝发育特征图

前人的研究成果已经揭示，岩石类型是控制变质岩储层发育的重要基础[24]。渤中凹陷深层太古界潜山变质岩钻井揭示，长英质含量较高、暗色矿物含量较低的变质花岗岩、混合片麻岩及混合岩等岩类比暗色矿物含量较高的斜长片麻岩裂缝更为发育。渤中19-6构造带砂砾岩的砾石主要来源于下伏的富长英质的变质岩，其力学性质与变质岩潜山风化壳相近，在砂砾岩铸体薄片中见到了大量的砾石内部缝及钾长石共轭挤压破碎缝（图3-b、e），显示出岩石成分对于裂缝发育程度的影响。综上所述表明，岩石类型—应力改造—流体溶蚀共同控制了该区潜山变质岩及砂砾岩储层的发育。

3.3 渤中凹陷深层大气田的成藏模式为先油后气的气侵式

渤中19-6构造带孔店组砂砾岩和太古界潜山变质岩被沙河街组和东营组中的一套或多套优质烃源岩覆盖，部分区域通过大断层断面与烃源岩直接接触，供烃窗口高度可达2 000 m，具备大范围高强度供烃的有利条件。该区烃源岩处于高—过成熟阶段且普遍发育超压，常压—弱超压的圈闭具有超压驱动近源成藏的便利条件。如图6所示，该区的油气运移模式包括3种：①断裂带烃源岩通过断面与砂砾岩和潜山变质岩储层接触，所生成的油气直接进入圈闭成藏；②斜坡带烃源岩与砂砾岩储层和潜山风化壳侧向接触，油气沿风化壳侧向运移成藏；③构造高部位烃源岩披覆于砂砾岩储层和潜山风化壳之上，超压驱动向下排烃成藏。其中前两种模式是渤中19-6大气田天然气成藏的主要机制。气藏上覆的区域性巨厚超压泥岩为前者提供了良好的封盖及保存条件。

研究发现，渤中19-6构造带气藏顶部含有大量沥青，包裹体研究也发现早期含有大量重质油包裹体，后期为轻质油包裹体，晚期是气包裹体。笔者认为：先期深层油藏在新构造运动中发生调整，部分原油沿断层运移至浅层新近系圈闭内，形成浅层油田；晚期天然气沿着不整合面及供油窗强烈充注，并对先期油藏中剩余的原油进行完全气洗，将油藏转变为气藏并在圈闭上部储层中沉淀了成熟度较低的油质沥青。由此认定，渤中19-6凝析气藏的成藏模式为气侵式成藏（图6），该成藏模式具有大供油窗强充注、超晚期快速成藏、早油晚气等突出特点。

4 大型天然气田勘探突破的启示

4.1 长期坚持在油型盆地找大气田的战略部署是取得天然气勘探突破的根本

图6 渤中凹陷深层天然气藏的成藏模式图

渤海湾盆地的油气勘探发现总体上是油多气少，长期以来被认为是油型盆地，难以找到大气田[25]。通过近几年对生烃能力、盖层及汇聚条件、储层发育条件等方面的集中攻关研究，认为渤中凹陷深层—超深层具备形成大气田的基础条件。这些认识直接推动了天然气勘探战略部署转向深层，并成功发现了渤中19-6构造带储量超千亿立方米大气田。这是迄今为止渤海湾盆地最重大的天然气发现，揭开了渤中凹陷深层天然气勘探的新篇章。

4.2 主力烃源岩生气能力是大气田形成的基础

通过对渤中凹陷盆地演化、烃源岩发育和生烃模式等方面的研究，提出了渤中凹陷多套巨厚的腐殖—腐泥型烃源岩能够在高演化阶段大量生气的新认识。渤中凹陷面积约1×104km2，沙河街组和东营组烃源岩厚度普遍超过1 000 m且整体上处于高—过成熟阶段，按照新的生烃模型计算的天然气资源量可超过1×1012m3。作为富烃凹陷的黄河口凹陷和辽中凹陷深层同样发育腐殖—腐泥型烃源岩，整体上也处于高—过成熟阶段，因而有可能具有较好的天然气勘探前景。

4.3 区域性巨厚超压泥岩的有效封盖是天然气得以大规模汇聚的关键

已有的研究成果表明，我国大中型气田的储量丰度与盖层厚度具有较好的正相关性[26]，也就是说，盖层厚度越大、连续性越好、平面分布越广，其对断层破坏的缓冲、调节能力也就越强，封闭天然气能力越强，超大规模区域性盖层的有效封盖是大气田形成和保存的必备条件。渤中凹陷是渤海湾盆地的沉积沉降中心，东营组和沙河街组厚度近千米的半深湖—深湖相超压泥岩易形成较好的“被子”盖层[27]。受到超压“被子”盖层的有效封盖，高成熟阶段生成的天然气极有可能在区域盖层之下的圈闭内汇聚成藏。这是渤中凹陷能够形成大气田的关键。该认识推动了天然气勘探层系向“被子”盖层之下的沙河街组、孔店组、潜山地层转移，并在孔店组和太古界获得了重大突破。

4.4 超大规模的储层是大气田形成的核心约束条件

储层的规模直接决定了大气田的规模。渤海湾盆地过去也曾经发现过一批储量规模在数百亿立方米的中小型天然气田，并且在渤海海域渤中19-6构造带周缘也曾经找到过几个凝析气田，但由于储层规模小，致使其油气储量都偏低。储量超千亿立方米的渤中19-6大气田的发现，展示了该区孔店组具备形成巨厚砂砾岩的盆地背景；而太古界变质岩潜山表层及内幕巨厚气层的发现，则展示了构造应力主控，流体改造叠加控制的潜山内幕发育超大型储层的潜力。这为环渤中凹陷甚至整个渤海湾盆地寻找大气田都指明了新的方向。

4.5 工程地质一体化融合与安全高效钻探是深层天然气勘探成功的重要保障

渤海海域现阶段深层天然气勘探目标埋藏深度大，渤中19-6构造带平均钻井井深为4 700 m，最深可达5 508 m；气藏普遍存在异常地层压力，实测最高压力系数为1.52，其中太古界潜山最高压力系数为1.27；地层温度高，静温最高可达190 ℃；钻遇断层多、易漏失，据统计平均每口井钻遇3条断层，易发生失返性漏失。上述种种难题致使在该区钻井的钻进速度慢、作业周期长、事故率较高、钻井成本居高不下。为了保障深层天然气勘探成效，需要推行工程与地质一体化融合：①地质领域推进深层区域基础理论研究，完善复杂储层预测技术，精细随钻跟踪，降低勘探风险；②工程领域攻克作业难题，创新建立中深层钻探技术体系，提升机械钻速，缩短钻井周期，并有效降低事故发生率，避免地层污染。通过实施地质工程一体化，渤中19-6构造带天然气藏勘探评价过程中攻克了诸多难题，4 500 m井深探井钻井周期由以往的80多天减少至40多天，不仅提高了钻井效率，而且还大幅度降低了深层天然气勘探的成本，有效地保障了深层天然气勘探取得突破。