渤海湾油型湖盆大型天然气藏形成条件与勘探方向

2020-04-01薛永安王德英

石油勘探与开发 2020年2期

薛永安，王德英

（中海石油有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

纵观全球大型天然气田的分布，以海相沉积盆地为主，如天然气地质储量巨大的波斯湾 North-South Pars气田、西西伯利亚盆地 Urengoy气田和澳大利亚西北陆架 Gorgon气田等[1-3]。国外湖相沉积盆地相对较少，中—深湖相烃源岩主要分布在南大西洋两侧被动大陆边缘、非洲中新代裂谷、中美洲马拉开波盆地和东南亚，这些区域发现的总体是石油，大气田很少，目前主要在西非加蓬盆地和东南亚苏门答腊盆地各有一个大型气田发现，前者天然气为原油裂解气[4]，而后者苏门答腊盆地古近系 Lemat组主力气源岩由页岩和煤层组成[5-6]，为偏腐殖型或者煤型气。国内外大气田分布的另一个重要特征是发育在构造稳定区，或者区域厚层膏岩发育的非构造稳定区。波斯湾巨型 North-South Pars气田不仅处于构造稳定区，同时还有多套巨厚的膏盐盖层，保存条件优越[1-2]；天然气储量巨大的西西伯利亚盆地 Urengoy气田和澳大利亚西北陆架Gorgon气田处于构造稳定的克拉通盆地[2-3]；中国塔里木盆地克深气田和四川盆地普光气田虽然位于构造活动区，但有区域分布的膏盐盖层，最大膏盐厚度分别达到1 000 m和500 m[7-11]。

中国把探明地质储量大于 300×108m3的气田称为大气田。中国大气田天然气主要来自于海相或海陆过渡相的烃源岩，其成因主要为煤成气、原油裂解气和生物气，如鄂尔多斯盆地苏里格和塔里木盆地克拉 2气田为煤成气，其中苏里格气田的烃源岩为石炭系—二叠系煤系烃源岩，四川盆地普光气田和安岳气田为原油裂解气[7-9]。截至2016年，中国煤型气大型气田探明地质储量为76 900× 108m3，占已发现探明天然气地质储量的70%以上；原油裂解气大型气田约占已发现探明天然气地质储量的25.8%，主要为深层海相盆地原油裂解气；生物气占比较低，主要为柴达木盆地涩北一号、涩北二号等气田，仅占2.7%，倾油型干酪根裂解气较少[6]。中国陆相盆地湖相烃源岩主要分布于中生界—新生界，在中国近海、东部裂谷系、中部过渡区、西部挤压区均有发育[10-11]，其中中国东部渤海湾盆地发现的以石油为主，天然气为辅，大型天然气田鲜有发现。

渤海湾盆地东临胶东隆起和辽东隆起，西与太行山隆起相邻，南靠鲁西隆起，北接燕山褶皱带，是中朝准地台经古生代沉积并在印支、燕山期运动的基础上发展起来的中新生代盆地[12]。通过60多年的勘探开发实践，在“陆相生油理论”指导下发现了一系列大油田，发现的油气储量一直以原油为主，已建成胜利、辽河、大港、华北、冀东、中原、渤海 7大油区，成为中国最主要的含油气盆地之一，其原油储量及产量均占全国总数的三分之一以上。天然气伴随着原油的勘探也有所发现，主要集中在辽河坳陷、辽东湾坳陷、渤中坳陷、黄骅坳陷和临清坳陷等区域，其中板桥、千米桥气田储量超过200×108m3[12-13]。

前人针对渤海湾盆地天然气开展了大量的相关研究工作[12-19]。渤海湾盆地发育陆相断陷湖盆，烃源岩主要为古近系中—深湖相泥岩，有机质丰度为1.3%～5.1%，平均值为3.0%，有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅱ1型，较传统的Ⅲ型生气干酪根来看，生成的天然气量相比原油是少的[14-19]。渤海湾盆地地层主要为陆相沉积，相变快，且构造活动强烈，断裂极其发育，特别是新生代走滑拉张断裂强活动，造成盖层破坏程度高，生成的天然气更容易逸散[20-25]。综上，烃源岩及封盖条件导致了生成的一定量的天然气在渤海湾盆地大部分地区无法有效聚集，或者只能聚集形成中小型天然气田，因此，渤海湾油型湖盆大型天然气田形成条件的研究一直是业界攻关的科学难题。

1 渤海湾盆地大气田形成的主控因素

虽然渤海湾陆相断陷盆地大气田形成条件苛刻[13]，但本文通过研究渤海湾盆地60余个凹（洼）陷（见图1），深化大型天然气成藏动力、构造和沉积等研究，认为渤海湾油型盆地在具备“一个核心要素、两个关键要素”的地区可以形成大型天然气田，一个核心要素即区域性超压泥岩“被子”强封盖，两个关键要素包括烃源岩晚期快速熟化高强度生气和大规模储集体。

1.1 区域性超压泥岩“被子”强封盖

图1 渤海湾盆地主要天然气田分布图

区域性超压泥岩“被子”强封盖是大型天然气藏形成的核心要素。大气田中烃类气体的浓度和温度相对于上覆地层较高，容易逸散[26-29]，导致天然气地质储量小。如鄂尔多斯盆地的刘家庄气田，研究表明距今50 Ma前天然气地质储量约为450×108m3，目前只有1.9×108m3[30-31]。天然气的运移散失速度比原油快得多，盖层质量要求极高。因此，大型天然气田主要位于保存条件极好的构造稳定区，或者发育厚层膏泥岩盖层的构造活动区[31-34]（见表1）。

渤海湾盆地构造活动强烈，区域厚层膏泥岩欠发育。但研究表明古近系沙河街组、东营组厚层超压泥岩可以成为大规模天然气保存的良好盖层。

表1 渤海湾盆地大中型气田的盖层特征表（据文献[13]修改）

沙河街组三段、东营组下段以裂陷期半深湖—深湖沉积环境为主，具有水体深、水动力条件弱的特点，是高质量区域盖层形成的有利环境，沉积的泥岩具有质纯、分布面积广、厚度大的特征，泥岩盖层平均厚度为500 m，最厚的地方超过2 500 m，巨厚泥岩盖层稳定连续分布。在欠压实和晚期生烃的共同作用下，尤其是在烃源岩大量生成天然气阶段，泥岩超压快速形成，压力系数为 1.2～2.0[35]，排替压力值为 4.81～27.91 MPa，平均值高达10.24 MPa，形成了良好的区域盖层[36-37]（见图2）。

图2 渤海湾盆地区域超压泥岩盖层分布剖面模式图

渤海湾盆地虽然整体断裂活动强烈，但早晚两期特征明显，很多凹陷内区域超压泥岩没有被破坏，依然可以继续作为大规模天然气的有效封盖条件（见图2）。东营组沉积前主要是断陷期，凹陷内部断裂发育。新近纪断裂重新活跃，但是活动强度差异大，有些凹陷如南堡、歧口、黄河口凹陷等地区，晚期活动强，断穿东营组，导致超压泥岩盖层虽区域性分布但难以有效封盖规模型天然气；有些凹陷，如作为渤中坳陷新生代厚度最大的渤中凹陷，虽然晚期断裂发育，但是超压泥岩地层未被断穿（见图2），区域超压泥岩“被子”保存下来，成为天然气的优质封盖层；还有一类如辽东湾坳陷，晚期断裂基本不活跃，区域超压泥岩“被子”也就被保存下来，从而成为天然气藏的有效盖层。另外受到东营组含砂率影响，不同凹陷超压泥岩分布范围差异较大。物源充足区，洼陷内砂岩分布范围较广，超压泥岩不发育或者仅局部发育，难以成为大型天然气藏的有效盖层。

以辽中凹陷为例，区域超压泥岩盖层对其油气分布的控制作用明显。辽中凹陷南北烃源岩差异较小，其生油气母质均为Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，埋藏史及现今埋深相近，生气强度类似。但勘探结果表明北部富气，发现了锦州20-2凝析气田和带气顶的锦州25-1南油气田；而南部富油，没有发现气田。研究表明：古近系区域盖层的差异分布导致了辽东湾坳陷南北油气成藏的差异。北部古近系以厚层泥岩为主，其中发育超压异常，压力系数为1.2～1.8，形成一套覆盖于生油岩之上的超压泥岩厚“被子”，油气难以垂向运移，只有侧向运移到凸起高部位形成天然气藏；南部洼陷古近系以砂泥互层沉积为主，压力系数较小，天然气难以保存，没有形成大规模的天然气藏。

1.2 大型天然气田成藏的两个关键要素

1.2.1 烃源岩晚期快速熟化高强度生气

烃源岩高强度生气是天然气成藏最基本要素。天然气相对原油而言易溶解、扩散和挥发。这就要求大规模气藏不但要有优质的封盖条件、较高的生气强度，还必须要有充足的、持续的气源供给[38-41]，特别是晚期快速的集中供给。戴金星等[33]研究表明生气强度大于20×108m3/km2是形成大中型气田所应具备的生气条件，并且生气强度越大、主生气期越晚、越有利于形成大气田。与国内外气型盆地相比较，渤海湾盆地埋深一般，主要气源层为沙河街组，有机质丰度平均值为3%，有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅱ1型，较传统的Ⅲ型生气干酪根来看，渤海湾盆地更易生油，整体生气量难以与海相、西部煤系相比，且渤海湾盆地晚期构造活动强烈，天然气更容易遭受破坏导致散失。

研究表明渤海湾盆地一些凹陷因区域构造活动影响，晚期快速沉降导致烃源岩熟化速率高，可以高强度生气，为大型天然气藏的形成提供物质基础。

渤海湾盆地经历了多期构造抬升剥蚀[20-23,42-43]，不同凹陷不同时期烃源岩埋深、优质烃源岩的热演化程度存在较大差异性。如渤中、歧口、秦南等深凹晚期快速沉降，沉降速率超过200 m/Ma，相应的熟化速率超过0.25%/Ma。特别是渤中凹陷，沙三段、沙一二段沉积期，其地层总体厚度稳定，东营组沉积期郯庐断裂带的右行走滑活动已全面进行，地幔作用的主动伸展与右行走滑拉分形成的被动伸展作用共同促使渤中凹陷快速沉降，使其沉降速率比前期显著增大，渤中凹陷主洼沉积地层厚度超过3 500 m。新近纪以来，转为裂后热沉降拗陷阶段，沉积中心收敛至渤中凹陷[39-40]，距今5.1 Ma以来沉降速率高达320 m/Ma（见图3），沉积厚度可达3 000 m，由于该时期的快速沉降，增大了沙河街组烃源岩的埋深，促使烃源岩热演化程度加快，渤中凹陷烃源岩熟化速率高达 0.41%/Ma（见图3）。结合黄金管热模拟实验结果分析，距今5.1 Ma以前，烃源岩生气量仅占总生气量的16.6%，而距今5.1 Ma至现今，生气量占总生气量的83.4%，是早期生气量的5倍（见图4），证实这种晚期的快速沉积沉降加速了烃源岩的热演化程度，有利于晚期大规模生气。利用热模拟结果，通过盆模分析，距今5.1 Ma时渤中凹陷、辽中凹陷、歧口凹陷、秦南凹陷等生气强度超过 20×108m3。其中渤中凹陷高达（50～200）×108m3/km2。该时期大量产气与东营组超压形成时间、区域成藏时间相匹配，使得晚期生成的大量天然气容易在区域超压泥岩盖层下保存、聚集大规模成藏。

图3 渤海湾盆地海域凹陷沉降与烃源岩熟化速率图

图4 渤中凹陷烃源岩生气模式图

1.2.2 大规模储集体

大型天然气藏一般以“盖下型”为主，埋藏较深[34]。渤海湾盆地东营组超压盖层埋深一般均超过3 000 m，其下覆储集体主要为潜山的变质岩、碳酸盐岩、火成岩以及沙河街组的陆相碎屑岩。国内外统计表明大型天然气田储集体主要为花岗岩、火成岩、碳酸盐岩、变质岩及碎屑岩（见表2），说明不同岩性的潜山是大型天然气聚集的重要储集体。这主要是由于碳酸盐岩、火成岩和变质岩等潜山储集性能受埋深影响较小，遭受多期构造抬升剥蚀，大气淡水、深部流体的溶蚀改造[44-46]，潜山风化壳及内幕裂缝大量发育，可以为大规模天然气的储存提供充足的储集空间。

潜山储集层的发育程度受控于基岩岩石类型、构造应力造缝程度和深浅部流体溶蚀改造强度，其中构造应力是其主控因素，岩石类型是潜山储集层发育的基础。渤海湾盆地潜山一般经历多期构造改造，多期构造作用是潜山风化壳、裂缝型储集层发育的关键。多期构造运动一方面使得岩石出露地表遭受风化成储，更重要的是由于多期多向构造应力作用，岩石和矿物发生不同程度的破碎，形成不同走向的裂缝，为后期油气聚集提供了良好的储集场所。强烈构造运动发育的大型断裂沟通地幔，使得多元流体对风化壳和内幕裂缝储集层发育起到强化作用。多元流体改造储集层主要包括两类，地表大气水的淡水淋滤作用和深部CO2、烃类流体的溶蚀作用。长期暴露于地表的基岩岩石遭受了风化、剥蚀，尤其在潜山顶部和平缓部位，极易形成厚层风化壳，形成优质储集层。深部流体的注入对潜山储集层也具有重要改善作用，深部流体类型主要有幔源 CO2、烃类流体、岩浆热液等，对早期裂缝再活化形成沿裂缝的溶蚀扩大孔具有重要意义[44-45]。

特别是渤海湾盆地太古界变质岩潜山以富长英质组分为特色，主要岩石类型有：斜长片麻岩、混合片麻岩、混合花岗岩和变粒岩等[46-48]，表现出强烈的脆性，这类岩石对多期应力的响应表现为不同方向的裂缝的交叉与复合，奠定了潜山内幕裂缝储集层缝网化的基础。印支期以来的多期构造运动[49-52]控制了太古界变质岩潜山裂缝型储集层的形成，印支期受扬子板块与华北板块碰撞影响，产生大量近北西西向逆冲断层，发育大量近北西西向挤压裂缝；燕山期受太平洋板块沿北北西向向东亚大陆俯冲，郯庐断裂发生左旋挤压，派生出大量北东向挤压裂缝；喜马拉雅早期地幔柱活动引起盆地裂陷，形成大量张性断层，进而派生出近东西向拉张裂缝，发育3期构造裂缝形成3组裂缝体系。潜山不仅发育上部风化壳储集层，还可发育巨厚的内幕裂缝段，整体构成了变质岩储集体巨大的储集空间（见图5）。

表2 国内外大中型气田的储集岩类型

图5 渤海湾盆地变质岩潜山成储模式图（σ1—最大主应力，Pa）

上述分析表明，在渤海湾陆相断陷湖盆，以晚期快速熟化沙河街组气源岩为主，超压泥岩强封闭地区，有大规模潜山储集层发育条件下极利于形成大型天然气藏。

2 渤海湾盆地大型天然气成藏与富集贫化模式

2.1 油气成藏模式

渤海湾油型盆地东营组超压泥岩地层的存在使得伴随原油生成的一定量的天然气能够在超压泥岩盖层下侧向运移汇聚到大规模储集体中不逸散，从而形成大气田。而有些凹陷，其东营组相对富砂，或者其厚层泥岩被后期断裂破坏无超压“被子”，则主要形成油藏甚至是稠油油藏，或者中小型气藏。一般在低潜山位置天然气聚集形成大气田，中位潜山形成小气田或油气共存的油气田，而在高潜山形成大型油田（见图6）。这就导致围绕烃源岩形成天然气田、中-轻质油田、稠油油田多呈环带状分布。

图6 渤海湾盆地油气成藏模式图

2.2 大型天然气富集贫化模式

渤海湾盆地大小凹陷约60余个，分布于陆地和海域的 7大油区。按照上述形成条件，结合勘探实践可划分为4种天然气富集贫化模式。

①区域超压泥岩发育富集模式。在腐殖型或高成熟腐泥型较强生气凹陷中心及围区，生油岩之上的东营组（沙河街组）沉积了巨厚且平面广布的具超压的泥岩“被子”，且未被晚期断裂破坏，超压晚期持续发育，将古近系形成的天然气强封闭控制在这一特殊盖层之下横向运移至储集层中，天然气在此超压盖层下以侧向运移为主，不易散失，可形成大规模盖下型天然气藏。在凹陷内发育的低潜山，由于临近凹陷“被子”发育，使大量天然气强充注，可形成较大型气田（见图7a）。以海域辽东湾北区、渤中凹陷等地区为特征。

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气藏为典型的区域超压泥岩型富集模式，经历了先油后气连续充注的气侵式成藏过程。其烃源岩为渤中凹陷沙河街组泥岩，主要为原油伴生气和凝析油伴生气，其成因主要为古近系干酪根裂解气。镜下观察到黄绿色和蓝白色荧光两种油包裹体，反映了成熟度较低和较高的油两期成藏，油包裹体共生的盐水包裹体均一温度为90～160 ℃，根据埋藏史恢复的原油充注期主要为距今 12.0～5.1 Ma。镜下同时观察到较多的气包裹体，共生的盐水包裹体均一温度为140～180 ℃，根据埋藏史恢复的天然气充注期主要为距今5.1 Ma至今。潜山顶部可见较多的油质沥青，沥青等效镜质体反射率为1.3%～1.6%，反映了气侵成因。表明渤中19-6凝析气田经历了先油后气的成藏过程：中新世中期—上新世早期（距今 12.0～5.1 Ma）烃源岩广泛处于大量生油阶段，并形成油藏（见图7a）；随着新构造运动（距今5.1 Ma）发展，部分深层原油随断层运移至浅层新近系成藏，形成渤中19-4中型油田（见图7b）；上新世以来（距今5.1 Ma至今）烃源岩处于高—过成熟演化阶段，天然气大量生成并充注，对先期深层油藏形成气侵，在古近系泥岩“被子”的保护下，气侵过程得以持续至今，大型油藏逐渐转变为大型凝析气藏（见图7c）。

②局部超压泥岩发育贫化模式。东营组（沙河街组）沉积泥岩虽然广泛分布，但在斜坡部位，远源水系发育，以砂泥岩互层为主，由于斜坡砂体的输导作用，沉积压实过程中的流体能够及时排出，只在洼陷中心部位富泥区发育超压泥岩，区域性的强封盖作用不存在。天然气在凹陷中就以垂向运移散失为主。该类型东营组泥岩不能封闭大量天然气，但是可以封闭原油，形成大中型油田。以辽东湾中部辽中中洼为代表（见图8a）。

③富砂沉积洼陷贫化模式。生油岩形成后拗陷阶段东营组沉积时期，物源供给充足区，洼陷内砂岩、砂砾岩广泛分布，泥岩分布范围相对较小，泥岩盖层不发育，几乎不能封盖天然气分子，原油的封盖能力也很有限，原油中的轻质组分散失多，形成稠油油藏。以辽东湾南部辽中南洼为代表（见图8b）。

④晚期断裂强发育贫化模式。在较强生气凹陷中心及围区，虽然东营组（沙河街组）沉积很厚的泥岩，但是晚期断裂活动强烈，断穿层位深，分布范围广，凹陷内及斜坡部位泥岩盖层都被断开，从而无法形成区域性超压泥岩“被子”，同样难以将其下古近系形成的天然气控制在特殊盖层之下横向运移至储集层中，天然气分子垂向逸散为主，部分在新近系聚集形成“盖上型”气藏，但规模较小。天然气大量散失，不能形成大型天然气田，同样是天然气贫化型凹陷。以黄河口凹陷为特征（见图8c）。

3 渤海湾盆地大型天然气田勘探方向

3.1 环渤中凹陷

渤中凹陷是渤中坳陷新生代沉积厚度最大的凹陷，沙河街组、东营组泥岩区域性广泛分布，厚度超过200 m，距今5.1 Ma以来，渤中凹陷大面积快速沉降导致欠压实，泥岩超压快速形成，现今压力系数普遍超过1.6，可将大部分天然气封盖在深层，为天然气保存提供良好的封盖条件。

渤中凹陷发育沙河街组三段、沙河街组一+二段和东营组三段 3套优质烃源岩层系，有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，沙河街组三段烃源岩埋深最大，有机质热演化程度最高已超2.0%，处于干气阶段；沙河街组一+二段源岩有机质热演化程度最高可达 2.0%，东营组三段烃源岩其成熟度大部分地区为 0.7%～0.9%，只有靠近渤中凹陷中心地区，其成熟度才达到1.0%。因此，生烃中心高成熟沙河街组优质烃源岩的大规模发育为天然气大量生产奠定了基础。

渤中凹陷潜山岩性主要为火成岩、碳酸盐岩和变质岩，这 3种岩性因受印支期、燕山期和喜马拉雅期等多期构造运动的影响，裂缝型储集层发育，可形成立体网状储集体，为天然气储存提供了规模型储集空间。

因此，渤中凹陷除了渤中19-6大型凝析气田之外的其他地区也是大型天然气田勘探的有利区带。

3.2 辽中凹陷北部

图7 渤中19-6大型天然气富集成藏模式

辽中凹陷位于渤海海域北部的辽东湾坳陷之中，辽中凹陷北部已经发现了锦州20-2气田，是目前渤海海域最大的天然气产区。辽中凹陷南部和北部古近系泥岩发育程度差异较大，南部地区古近系主要为砂泥岩互层，超压程度较小，规模型天然气难以有效保存。北部古近系以厚层泥岩为主，压力系数可达1.8，为规模型天然气保存提供良好的封盖条件。

图8 渤海湾盆地天然气贫化模式图

辽中凹陷沙河街组发育优质烃源岩，其母质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，热演化程度高，为大量天然气的生成奠定了良好的烃源岩基础。凹陷区、斜坡带及其邻近凸起区的潜山储集层条件较好，可形成规模型储集体，具备规模型天然气的保存条件。

因此，辽中凹陷北部地区古近系发育厚层超压泥岩“被子”、埋深较大的沙河街组烃源岩可大量生气、潜山大规模储集体发育，是大型天然气田勘探的有利地区。

3.3 板桥凹陷

板桥凹陷是黄骅坳陷重要的富油气凹陷之一，油气资源丰富，位于歧口凹陷的西翼，夹持在沧东断层和大张坨断层之间，勘探面积约700 km2。

板桥凹陷沙河街组三段发育区域性超压泥岩，沙河街组沉积时期在湖平面上升的湖侵阶段，广泛发育一套比较稳定的泥岩。泥岩在压实成岩过程中因欠压实、生烃作用而产生超压，压力系数超过1.2，导致泥岩除具有毛细管封堵能力外还具有压力封堵能力，对该地区沙河街组三段及其之下的天然气起到很好的封堵效果，为天然气保存起到了重要的作用。

板桥凹陷主要发育了沙河街组三段、沙河街组二段和沙河街组一段等多套生烃层系，烃源岩干酪根主要以Ⅱ—Ⅲ型为主，烃源岩埋深约为4 100 m，Ro值超过0.7%，达到生油高峰，埋深大于4 300 m时，Ro值超过1.2%，进入大量生气阶段。而沙河街组三段烃源岩作为主力生气层，厚度大、有机质丰度高、热演化程度高、生气强度大，尤其是在成藏关键时期即明化镇组下亚段沉积末期，烃源岩生气强度一般为（20～80）×108m3/km2，明化镇组沉积中后期生气速率迅速增大，为板桥凹陷天然气藏勘探奠定了丰富的资源基础。

板桥地区沙河街组沉积时期，因受沧东大断裂的影响，碎屑物质沿断层形成大型近源扇三角洲沉积体系，同时，在凹陷及斜坡地区岩性圈闭十分发育，为深层天然气聚集提供了有利场所。

综合以上分析认为板桥凹陷深层应为富气凹陷，是较大型天然气藏勘探的有利地区。