渤海海域渤中19-6潜山气藏成藏要素匹配及成藏模式

牛成民，王飞龙，何将启，汤国民

(1.中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452；2.中海石油(中国)有限公司 勘探部，北京 100028)

近年来渤海湾盆地陆续在潜山发现了多个大中型油气田，这类油气田主要分布在不整合面之下较老地层凸起中[1-3]。例如，车镇凹陷的富台油田，黄骅坳陷的千米桥油气田，冀中坳陷的任丘油田，辽河坳陷的兴隆台油田等[4-7]，显示出渤海湾盆地潜山油气勘探的巨大潜力。基于这些潜山油气田成功勘探的经验，渤海油田在潜山勘探中也取得了重大突破，相继发现了锦州25-1南、渤中28-1、蓬莱9-1等潜山油田。总体来看，这些潜山构造都以原油为主，很少有天然气聚集。但是，随着渤中19-6潜山千亿立方米大气田的发现，打破了渤海海域“有油少气”的传统认识。在给渤海油田的勘探带来了新方向、新领域的同时，也带来了巨大的难题，对于典型的油型盆地，天然气的成因、来源以及潜山天然气藏的成藏规律都是亟待解决的问题。

前人[8-13]围绕渤中19-6潜山天然气藏已经做了一定的研究，明确了潜山储层特征、天然气的成因及来源，也建立了成藏模式，但都以一个或几个成藏要素开展研究，尚未系统对所有成藏要素开展研究。本文对渤中19-6潜山气藏“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素的成藏耦合关系开展了系统研究，明确不同成藏要素时空匹配特征，系统梳理气藏的成藏规律，并最终建立成藏模式，以期为下一步渤海油田天然气勘探提供指导。

1 地质概况

渤中凹陷位于渤海海域中部(图1a)，是渤海湾盆地新生代的沉降中心，由石臼坨凸起、沙垒田凸起、渤南低凸起等环绕；凹陷可以进一步划分为3个次级洼陷：即主洼、南次洼和西南次洼(图1b)，沉积了厚层的古近系和新近系。从目前钻井揭示的地层来看(图1c)，自下而上为孔店组(E2k)，沙河街组三段(E2s3，下简称沙三段)、沙河街组一段和二段(E2s1+2，下简称沙一二段)，东营组三段(E3d3，下简称东三段)、东营组一段和二段(E3d1+2，下简称东一二段)，馆陶组(N1g)，明化镇组下段(N2mL，下简称明下段)、明化镇组上段(N2mU，下简称明上段)和平原组(Qp)。前人[13-14]研究认为，渤中凹陷在古近系主要发育了3套主力烃源岩：东三段、沙一二段和沙三段。渤中19-6构造位于渤中凹陷南部，由3个次级洼陷环绕，具有优越的地理位置，目前勘探发现以天然气为主，主要集中在潜山之中，储量规模超过千亿立方米，是渤海油田迄今为止发现的最大气田。虽然浅层也有一定油气显示，但是未能形成规模。

2 渤中19-6潜山气藏成藏要素

2.1 烃源岩条件

渤中凹陷作为渤海海域晚期的沉降中心，在古近纪沉积了沙三段、沙一段和东三段3套烃源岩，平均有机碳含量(TOC)都超过1.78%，有机质类型也以Ⅱ1型为主，为典型的好—优质烃源岩[9]。利用渤中凹陷虚拟井埋藏史来恢复渤中凹陷烃源岩热演化过程(图2)，结果显示，沙河街组烃源岩沉积时间相对较早，大约在32 Ma就进入生烃门限，30 Ma之后进入排烃门限，之后开始大量生成油气，到9.5 Ma时沙河街组烃源岩成熟度(Ro)达到1.3%，进入高熟阶段，可以大量生成天然气；东三段烃源岩沉积时间相对略晚，生排烃时间也相对较晚，大约30 Ma进入生烃门限，24 Ma进入排烃门限，大约在5 Ma时烃源岩成熟度才达到1.3%，也进入高熟阶段，可以作为天然气的供烃源岩。从现今3套主力烃源岩热演化程度来看，其成熟度都已经超过了1.3%，热演化程度达到了生成天然气的基本条件。

由于天然气与原油相比，重烃组分很少，以甲烷为主，分子量较小，气体形态更容易溶解、扩散和挥发，因此，想要形成大规模气藏就必须要有充足的气源条件；烃源岩除了需要达到一定的热演化程度，还必须有较高的生气强度，并能持续供给，这些是形成规模气藏的首要条件。戴金星等[15]通过分析国内外天然气形成的主控因素，认为生气强度大于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。前人[10]研究认为，渤中19-6构造深层潜山气藏主要来源于渤中凹陷沙三段烃源岩的贡献。笔者通过盆地模拟的方法得到渤中凹陷沙三段烃源岩现今生气强度，结果显示渤中凹陷沙三段主体生气强度都超过了50×108m3/km2(图3)，同时，2个次级洼陷也具有一定的生气强度，中心位置也达到50×108m3/km2，可为渤中19-6潜山千亿立方米大气田的形成提供持续的天然气供给。

图1 渤海海域渤中凹陷区域概况示意及沉积地层综合柱状图Fig.1 Tectonic settings and stratigraphic column of Bozhong Sag, Bohai Sea area

图2 渤海海域渤中凹陷烃源岩热演化史Fig.2 Thermal evolution history of source rocks in Bozhong Sag, Bohai Sea area

2.2 储层条件

基于岩心特征，渤中19-6构造潜山岩性以变质花岗岩和侵入岩为主，由于受到多期构造运动以及长期风化作用的控制，发育了多种类型的储层。在镜下主要可以观察到风化淋滤孔(缝)、矿物颗粒晶内裂缝和构造裂缝3大类，但整体来看以构造裂缝占主导地位，其他两类裂缝主要基于构造裂缝，在其基础上又经历后期改造而形成。前人通过潜山裂缝物性分析[13,16-17]，测得5 300 m潜山裂缝孔隙度为0.2%～10.9%(均值为3%)，渗透率为(0.04～0.057)×10-3μm2(均值为0.05×10-3μm2)，是储集天然气良好的储集层。

图3 渤海海域渤中凹陷沙三段烃源岩生气强度Fig.3 Gas intensity of Es3 source rocks in Bozhong Sag, Bohai Sea area

结合渤中19-6构造的形成演化特征，认为潜山储层主要发育有4期构造裂缝(图4)。(1)印支运动早期，受扬子板块与华北板块碰撞影响，渤中19-6构造受到近南北方向强烈的挤压应力，形成大量逆冲断层，伴生大量近东西向构造裂缝，此时，裂缝发育程度最强，是后期裂缝性储层形成的基础。(2)印支运动晚期，应力方向转至北东向，但仍然以挤压作用为主，在褶皱核部形成北西向构造裂缝。(3)燕山期，太平洋板块沿北北西向向东亚大陆俯冲，受北西向挤压应力作用，郯庐断裂发生左旋挤压，派生出一系列北西西向挤压裂缝。(4)古近纪时期，受到北北西向拉张应力，郯庐断裂发生右旋挤压，渤中19-6潜山受到走滑和拉张双重作用，形成一系列北东向裂缝，此时潜山裂缝储层已基本定型。到新近纪时期，构造活动只影响渤中19-6地区浅部地层，对潜山储层影响较小。

图4 渤海海域渤中19-6潜山裂缝储层形成期次Fig.4 Formation period of fractured reservoirs in Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

2.3 盖层条件

由于天然气的分子小，易散失，因此天然气藏的形成往往对盖层要求很高，尤其是区域性连续稳定分布的直接盖层控制了天然气的富集程度，对天然气聚集成藏具有十分重要的意义。从盖层的物性封闭机理来看，盖层的厚度大小虽然与盖层的封闭能力没有直接的定量关系，但是大量的事实证明，盖层的厚度越大，其封闭能力就越强，越有利于天然气藏的保存。统计表明，我国现已发现的天然气藏直接盖层厚度普遍要大于100 m[18]。而在微观上，常用盖层排替压力来反映盖层保存条件，排替压力越大，封闭能力越强。目前国内大中型气田中，松辽盆地的徐深1井气藏排替压力最小，为8.7 MPa[19]。

由于渤中19-6潜山上覆沙河街组厚度相对较薄，而潜山气藏能否有效保存很大程度取决于东营组泥岩盖层的厚度。通过统计，渤中19-6潜山气藏上覆直接盖层的厚度为270～500 m(图5)，盖层厚度整体较大，远高于100 m，具有较强的封盖条件，即使晚期盖层被断裂断穿，断面也相对容易被泥岩涂抹而封闭。进一步计算东营组泥岩盖层排替压力(公式参见文献[20-21])，得到渤中19-6构造7口井东营组泥岩盖层的排替压力值，主要分布在4.81～27.91 MPa，平均值为10.24 MPa，普遍高于8.7 MPa。因此，东营组巨厚泥岩盖层具有优越的封堵条件，极大程度上减小了渤中19-6潜山气藏天然气的散失。

2.4 圈闭条件

渤海海域中新生代多旋回构造演化过程决定了潜山构造的定型定位，同时，也对渤海众多潜山内幕的塑造和潜山圈闭群的形成起着关键性的控制作用。笔者基于区域地质背景分析、断裂系统构造解析及构造变形特征的类比，恢复了渤中19-6潜山构造圈闭的形成演化过程，主要经历了4个阶段：印支期挤压成山阶段、燕山早—中期拉张断块阶段、燕山晚期褶隆抬升阶段和喜马拉雅期改造定型阶段(图6)。

图5 渤海海域渤中19-6潜山构造直接盖层厚度统计Fig.5 Direct cap thickness of Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

印支期前，华北地台经历的加里东和海西运动主要以垂直升降为主，仅形成低缓的褶皱和微古地貌，导致上奥陶统—下石炭统的沉积缺失。印支期，华北板块在华南板块的持续强烈挤压作用下[22]，渤中19-6潜山构造形成大量近东西向逆冲断裂，强制褶皱隆升遭受剧烈剥蚀，导致太古宇变质岩出露，大型背斜构造初始形成。燕山期，华北地区构造体制受太平洋构造域控制，一方面燕山中期研究区先期的逆冲断层发生负反转，形成大量的拉张断块山；另一方面，燕山晚期在近南北向弱挤压作用之下再次褶皱，形成宽缓低幅的背斜。喜马拉雅早期，研究区发生强烈断陷，先存断裂发生活化，潜山背斜被进一步改造形成复杂的断块群，差异隆升导致潜山构造幅度增大；另一方面，渤中19-6构造区南部受压扭作用发生反转抬升，形成南、北两块潜山圈闭群，潜山圈闭基本定型。喜马拉雅中晚期，研究区转入相对较为平静的拗陷期，改造微弱，潜山圈闭被上覆沉积物快速覆盖埋藏形成低潜山构造，为天然气的聚集提供了有利的大型圈闭。

2.5 输导条件

渤中19-6潜山位于沙河街组烃源岩之下，由渤中凹陷的3个次级洼陷环绕，良好的输导条件是潜山油气聚集的重要因素。由于渤中19-6潜山地区在新生代之前经历了多期的构造运动，在潜山圈闭附近形成了多条油源断裂(图6，图7a)，渤中西南次洼沙河街组烃源岩生成的油气可以直接沿油源断层运移至潜山，而渤中凹陷主洼和南次洼距离渤中19-6潜山相对较远，需要经历长距离运移之后聚集成藏。渤中19-6潜山在经历多期构造运动的同时，遭受多次抬升剥蚀，在潜山顶界面广泛发育一套不整合面(图7)，连接渤中凹陷主洼和南洼沙河街组烃源岩，构成了天然气长距离侧向运移的主要通道。同时，不整合面内部的风化裂缝带和内幕裂缝带的形成，有效改善了潜山储集条件，实测孔隙度普遍可以超过10%(图7b)，对渤中19-6潜山气藏的形成起到重要作用。

图6 渤海海域渤中凹陷潜山圈闭群构造演化史Fig.6 Tectonic evolution history of buried hill trap group in Bozhong Sag, Bohai Sea area

2.6 保存条件

由于天然气散失能力强，气藏能否形成并保存至今，相较油藏而言需要更加苛刻的保存条件。构造活动和盖层条件控制了天然气藏的形成及规模。从渤中19-6地区新近纪构造活动来看，对深部构造影响较弱，深层断裂未被激活，向上消失在东营组泥岩中；浅层断裂断穿深度较浅，绝大部分消失在馆陶组，部分断裂相对较深但都消失于东营组(图6，7)，对渤中19-6潜山气藏未形成破坏；晚期的潜山构造活动相对稳定，对气藏的形成起到了一定的保护作用。

对于盖层条件，除了要求相对较大的盖层厚度外，盖层中发育超压也是盖层封闭天然气的另一有利因素[23]。对于正常压实泥岩盖层来说，泥岩盖层与下伏储层共处同一静水体系，流体压力低于下伏储层，只能依靠毛细管压力阻止油气向上逸散。而对于超压的泥岩盖层，其流体压力明显高于下伏储层，形成向下的压力差，形成压力封闭，能够有效阻止油气向上逸散，且压差越大，压力封闭油气的能力就越强。由于渤中凹陷是渤海湾盆地新生代的沉降与沉积中心，古近纪为强烈断陷期，具有较高的沉积速率，沙三段沉积速率可达512 m/Ma，东营组沉积速率可达520 m/Ma[24]；同时东营组又作为烃源岩正处于大量生烃阶段(图2)，较快的沉积速率与强烈的生烃作用，使东营组内部普遍发育欠压实作用和生烃超压。根据MAGARA[25]提出的等效深度法，计算了渤中19-6地区泥岩孔隙流体压力(图8)。结果显示，整个东营组地层整体处于异常高压阶段，压力系数主要分布在1.2～1.8之间，其流体压力值与储层流体压力差可达13.2～25.86 MPa，平均值为20.94 MPa(图9)。SMITH[26]认为当盖储剩余压力差为2 MPa时，所能封盖的最大气柱高度可达200 m，表明研究区盖层的封闭性已达到一定程度，可以作为工业气藏的有效封盖层。这种异常高的超压作用，能使渤中19-6潜山封堵较高的天然气柱，也可减缓天然气的散失。

整体来看，渤中19-6潜山上覆厚层东营组泥岩盖层，普遍发育异常高压，加上晚期潜山构造活动相对稳定，促使渤中19-6潜山千亿立方米大气田保存至今。

3 潜山气藏成藏要素耦合及成藏模式

3.1 成藏期次

包裹体均一温度是用来分析成藏期次的重要指标。通过镜下观察，在渤中19-6潜山构造中发现了大量天然气包裹体，在荧光下呈淡蓝色(图10)，同时在其上覆的沙河街组地层中也观察到大量轻质油和天然气包裹体；测得油伴生的同期盐水包裹体均一温度主要分布在100～160 ℃之间，与天然气伴生的同期盐水包裹体均一温度主要分布在120～210 ℃之间。结合单井埋藏史分析得到，渤中19-6构造原油成藏期相对较早，大约从12 Ma开始成藏；而天然气成藏相对较晚，从5.1 Ma开始成藏，具有典型晚期成藏的特点。由于渤中凹陷3套主力烃源岩现今仍然处于生烃高峰，因此，渤中19-6潜山气藏仍处于不断充注阶段(图10)，这对气藏的保存起到重要作用。

图7 渤海海域渤中19-6潜山输导体系 剖面位置见图1。Fig.7 Transport system of Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

图8 渤海海域渤中19-6构造井声波时差与流体压力分布Fig.8 Acoustic time and fluid pressure distribution in wells in Bozhong 19-6 structure, Bohai Sea area

图9 渤海海域渤中19-6构造 直接盖层盖储剩余压力差统计Fig.9 Pressure difference between direct cap rocks and reservoirs in Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

3.2 成藏要素耦合

油气成藏要素的特征及其品质是油气藏形成的必要条件，但是决定油气藏能否形成的关键因素是各要素时空上的匹配关系。印支期至喜马拉雅早期的构造运动，形成了渤中19-6潜山圈闭和构造裂缝储层，为气藏的形成提供了优质的储集条件；同时还形成了多条油源断层和广泛分布的不整合面，具有良好的运移路径，构成优越的输导体系。古近纪早期，在渤中凹陷沉积了厚层的沙河街组烃源岩，具有丰度高、类型好、热演化程度高的特点，可以作为渤中19-6潜山气藏持续供烃的气源。到东营组沉积时期，广泛沉积的厚层泥岩，形成一套巨厚的区域性盖层，其沉积速度快，普遍处于欠压实状态；同时，东营组也是渤中凹陷一套优质烃源岩，现今仍处于生油窗，易发育生烃超压，导致整个东营组处于异常高压状态，为渤中19-6潜山气藏提供了优越的盖层条件。到15 Ma时，沙河街组烃源岩成熟度达到1.0%，进入生油高峰阶段；在12 Ma时，渤中19-6构造进入原油成藏时期，但是整体原油充注量相对较少；到9.5 Ma时，沙河街组烃源岩成熟度达到1.3%，烃源岩进入高熟阶段，生气量开始逐步增加；在5.1 Ma时，渤中19-6潜山构造进入天然气成藏时间，此时烃源岩大量生成天然气，再经过不整合面和断裂的输导在潜山快速聚集成藏，同时驱替早期聚集的原油，占据整个圈闭。在渤中19-6潜山气藏形成的过程中，虽然晚期经历强烈的新构造运动，但主要影响到渤中19-6地区浅部地层，浅层断层都尖灭于东营组泥岩，没有破坏到渤中19-6潜山气藏，整个潜山构造遭受晚期构造活动影响相对较弱。“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素具有良好的时空耦合关系(图11)，使得渤中19-6潜山大气藏得以形成并能有效保存至今。

图10 渤海海域渤中19-6构造油气藏成藏期次分析Fig.10 Hydrocarbon accumulation periods of Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

3.3 成藏模式

渤中凹陷主洼、南次洼和西南次洼沙河街组烃源岩现今成熟度都已经超过了1.3%，都可作为渤中19-6潜山气藏的供烃源岩。西南次洼紧邻渤中19-6潜山构造，生成的天然气主要通过边界油源断裂向上输导运移至潜山储层；渤中主体洼陷和南次洼距离渤中19-6潜山相对较远，生成的天然气主要沿不整合面、经长距离侧向运移，在渤中19-6潜山聚集成藏；上覆厚层东营组优质盖层条件、晚期深层相对较弱的构造活动以及持续供给的生烃条件，各成藏要素间具有良好的时空耦合。综上所述，在渤中19-6潜山形成了多洼供烃、多向充注、断裂和不整合联合输导的晚期成藏模式(图12)。

图11 渤海海域渤中19-6构造天然气成藏要素关系Fig.11 Correlation of natural gas accumulation factors in Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

图12 渤海海域渤中19-6潜山气藏成藏模式 剖面位置见图1。Fig.12 Hydrocarbon accumulation pattern in Bozhong 19-6 buried hill, Bohai Sea area

4 结论

(1)渤海海域渤中19-6潜山千亿立方米大气田的气体主要来源于渤中凹陷沙河街组优质烃源岩，9.5 Ma时进入高熟阶段，现今大部分区域成熟度已超过1.3%，生气强度普遍超过50×108m3/km2，目前仍处于生气高峰阶段，晚期持续供烃为该大气田的形成提供了充足的物质基础。

(2)渤中19-6构造主要经历4期构造运动：即印支期挤压阶段、燕山早—中期拉张阶段、燕山晚期抬升阶段和喜马拉雅期改造定型阶段。印支期和燕山期构造运动是渤中19-6潜山构造裂缝型储层和潜山圈闭形成的关键时期；同时，遭受多期的抬升剥蚀，形成了2套不同的输导体系：近源断裂输导体系和远源不整合面输导体系。喜马拉雅期构造活动主要影响浅部地层，对潜山储层和圈闭的影响相对较弱，有利于气藏的后期保存。

(3)欠压实作用和生烃作用使得东营组巨厚泥岩普遍发育异常高压，有效地封盖了潜山天然气藏。“生、储、盖、圈、运、保”六大成藏要素具有良好的时空耦合关系，构成了渤中19-6潜山多洼供烃、多向充注、断裂和不整合联合输导的晚期成藏模式，展现了渤中凹陷较强的生烃能力和良好的保存条件，为渤海油田寻找天然气藏指明了方向。