济阳坳陷花沟地区东西部天然气成藏差异

2021-10-18李孝军田景春林晓兵

石油地质与工程 2021年5期

李孝军，田景春，林晓兵

（1.成都理工大学沉积地质研究院，四川成都 610059；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

花沟地区位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷与惠民凹陷构造结合部（图1）。勘探证实花沟地区既有烃类甲烷气藏，也有非烃类二氧化碳气藏。研究区天然气类型多、成藏复杂，勘探程度整体较低，勘探认识比较局限，因此深入开展花沟地区成藏分析，明确下步勘探方向尤为重要。本文结合最新的钻探成果，着重从花沟地区东西部天然气藏特征、成藏地质条件等方面探讨了天然气的成藏差异，为下步勘探奠定了基础。

图1 花沟地区地理位置

1 气藏特征

1.1 气藏类型多样、东西分区

花沟地区天然气组分多样，在东部（花26井以东）发育烃类气藏，以甲烷气体为主，甲烷含量高达95%以上；西部（花501井以西）以二氧化碳气体为主，二氧化碳含量95%～99%（表1，2）；中部（花26井–花501井之间）在花501井、花26井发现高含氮及二氧化碳混源气藏（图1）。

1.2 含气层系多、埋藏浅

研究区内发育明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组沙一段和沙三段五套含气层系，目前所发现的气藏以馆陶组含气层系储量规模最大，储量为23.0×108m3。明化镇组、馆陶组气藏埋深小于1 000.0 m，属浅层气藏；西部二氧化碳气藏埋深810.0～870.0 m，东部气藏埋深750.0～850.0 m，沙一段花4井气藏埋深1 200.0～1 300.0 m，沙三段花17井气藏埋深1 900.0～2 000.0 m。

1.3 储层类型多、物性好

明化镇组、馆陶组、东营组主要为河流相、三角洲相沉积，储层以粉细砂岩和砂岩为主，孔隙度20.0%～32.0%，渗透率100.0×10–3～1 353.0×10–3μm2；沙一段为湖相沉积的粒屑礁灰岩，最大厚度59.0 m，礁内粒间孔，粒内孔，白云岩晶间孔、缝、洞极为发育，孔隙度23.9%、渗透率88.2×10–3μm2。

1.4 圈闭类型多样

花沟地区位于东营凹陷与惠民凹陷构造转换带，在燕山运动二幕（中生代末期）、喜山运动济阳幕（始新世末期）、喜山运动东营幕（渐新世末期）发育多期构造活动与火山活动，伴随着构造活动与火山喷发，形成了多层系、多类型圈闭，主要在馆陶组、东营组发育披覆背斜圈闭、断块圈闭及滚动背斜圈闭，沙一段生物礁滩发育，与断层结合形成岩性圈闭及构造岩性圈闭。

2 成藏地质条件及成藏模式差异

2.1 气源差异

花沟地区东部的烃类气藏，甲烷含量高达95%以上（表1）。东部与东营凹陷的博兴洼陷相连，博兴洼陷的成熟烃源岩主要为沙三段中亚段、沙三段下亚段和沙四段上亚段等3套湖相沉积泥质烃源岩，结合化学实验分析及现有成果[1–4]，三套烃源岩平均有机碳含量分别为2.3%、4.5%和4.0%，三套烃源岩恢复后的氢指数（HI）分别为550，650，650 mg/g。成熟度（Ro）为0.58～0.66，以生油为主。成熟度参数中气体庚烷值为3.92%～30.06%，异庚烷值为0.31%～1.31%，nC6/2，3–DMC4为0.39%～8.06%，nC7/2，4–DMC5为0.50%～11.43%，Σ C8NCC5/nC8为0.97%～8.01%，nC7/ECC5为3.83%～29.71%，表明气体成熟度为低熟–成熟气，与生油洼陷源岩成熟度基本一致。

表1 花沟地区东部天然气组分及碳同位素

花沟西部的高53井，二氧化碳气含量高达94.36%～99.96%，甲烷气含量0.04%～0.19%，气体相对密度为1.507 4～1.519 1。二氧化碳气δ13Cco2值为–4.41～–6.9‰，3He/4He（R）为4.12×10–6～6.35×10–6，R/Ra为2.97～6.35，CO2/3He为2.413×109～ 3.333×109。根据天然气判别方法[5–9]，花沟西部天然气来源为典型的幔源岩浆直接供气（表2）。

表2 花沟地区西部天然气成分

2.2 储层差异

明化镇组早期、馆陶组晚期，济阳坳陷以曲流河沉积为主，东西部储层相似，岩性主要为细砂岩、粉细砂岩，埋藏浅，成岩作用弱，储层物性好，孔隙度可达30.0%；沙一段以滨浅湖相的碳酸盐岩沉积为主，发育两个水下台地。东部花4台地近洼、坡降幅度较大，一直处于水下较稳定环境，碳酸盐岩厚度为40.0～148.0 m；洼陷中西部的花2台地水体较浅。储层受地形高低影响，呈现岩性和物性差别。东部储层以生物灰岩为主（图2a），平均孔隙度为23.9%，渗透率为88.2×10–3μm2；西部储层为薄层白云岩（图2b），孔隙度为25.3%，渗透率为119.0×10–3μm2，岩心观察还发现少量垂直裂缝，具有较好的储集性能。

图2 花沟地区探井岩心

2.3 输导条件差异

济阳坳陷早期第三纪构造以块断形式为主，断层发育，活动速率大，断层为天然气提供了运移通道，同时又对气藏起到侧向封堵作用。通过对研究区内花4井和花16井分析发现，位于低部位的花4井在沙一段钻遇气层，而位于高部位的花16井沙一段却落空，表明东部的断层为天然气主要输导层（图3）。

图3 花沟地区东部气藏剖面

西部天然气运移的主要通道为火山通道及断裂输导体。从中生代到新近纪，花沟地区火山活动持续发育，为二氧化碳气藏提供了运移通道；同时在构造活动的过程中，发育一系列与岩浆岩沟通的断裂，成为沟通天然气向储层运移聚集的有利通道（图4）。

图4 花沟地区西部气藏剖面

2.4 成藏模式差异

东部烃类气主要来源于东部的博兴洼陷，沙三段下亚段为济阳坳陷的主要烃源岩，以馆陶组沉积末期为主要生烃高峰[10]，在该期通过断层沟通了圈闭与油气源（图5），于储层发育部位成藏，花沟地区东部勘探以寻找烃类气为主。西部火山活动与断裂发育，是沟通地幔与上伏圈闭的有利通道[11]，二氧化碳气主要在岩浆结晶过程中脱出[12]，运移至断裂，再由断裂运移至储集体成藏。研究发现花沟地区西部在明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙三段均发育二氧化碳气藏，证实火山活动发育时期与二氧化碳气藏成藏期相吻合（图6）。