东海盆地X凹陷天然气成藏条件与成藏模式*

2022-03-11张迎朝胡森清刘金水陈忠云蒋一鸣

中国海上油气 2022年1期

张迎朝胡森清刘金水陈忠云蒋一鸣邹玮刁慧

(中海石油(中国)有限公司上海分公司上海 200335)

1 区域地质概况

东海盆地位于欧亚板块东缘，其成盆演化与太平洋板块俯冲、板块间碰撞挤压相关[1-11]。东海盆地西邻浙闽隆起，自西向东为西部坳陷、钓鱼岛隆起和东部坳陷(图1)。X凹陷位于东海盆地西部坳陷，呈北北东向展布，面积为5.9×104km2，凹陷内自西向东发育一系列挤压背斜。X凹陷新生代经历了古新世—始新世断陷阶段、渐新世—中中新世断拗阶段及晚中新世—第四纪拗陷阶段三个构造演化阶段。古新世—始新世断陷阶段，盆地内的边界大断裂控制了盆地形态和沉积充填，其中始新世平湖期是X凹陷主力烃源岩发育期，主要发育障壁滨岸沉积体系，以凹陷东部边界断裂上升盘钓鱼岛隆起为障壁岛，其西侧向凹陷方向发育潮坪、潟湖沉积，凹陷边缘—西部斜坡带以三角洲、潮坪沉积为主(图2)，发育的烃源岩以Ⅲ型干酪根为主、部分Ⅱ2型干酪根，生气为主；渐新世—中中新世断拗阶段，主要发育河流、三角洲及湖泊沉积体系[12-13]，发育了渐新统花港组区域性储盖组合，为X凹陷主力成藏组合、勘探开发层系；晚中新世—第四纪拗陷阶段，X凹陷主要发育滨浅海沉积。

图1 东海盆地X凹陷构造区划及地层柱状图

2 天然气成藏条件

2.1 烃源岩发育特征

古新世—始新世断陷阶段，始新世平湖期X凹陷呈“东断西超”的构造样式，发育有障壁滨岸沉积体系(图2)。始新统平湖组煤、炭质泥岩和暗色泥岩为东海盆地X凹陷主力烃源岩。平湖组烃源岩以Ⅲ型干酪根为主、部分Ⅱ2型干酪根(图3)，以生气为主。相对于Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根的湖相烃源岩，X凹陷平湖组烃源岩元素组成属于“富氧贫氢”型，具有“生气较晚、产烃率偏低”的生烃特点。

图2 X凹陷始新世平湖期有障壁滨岸沉积体系

图3 X凹陷始新统平湖组烃源岩干酪根类型

凹中挤压背斜带Y气田测试产出凝析油与Y31-2井平湖组烃源岩对比分析表明,饱和烃均具有C27规则甾烷优势，说明凹中挤压背斜带平湖组烃源岩含有一定量的低等水生生物母质来源；凝析油、烃源岩姥植比Pr/Ph分布在2.35～3.15(图4)，中等偏低，反映了烃源岩沉积时弱还原—弱氧化的古环境特征，与前述凹中挤压背斜带潮坪、潟湖沉积相吻合；凹中挤压背斜带暗色泥岩较发育，煤层少，煤系烃源岩少量发育，呈现从斜坡带到凹中挤压背斜带煤系烃源岩逐渐减少趋势。同时，Y气田天然气甲烷碳同位素明显偏重，分布在-27.7‰～-30.9‰，表明天然气主要来自凹中高成熟烃源岩。

X凹陷边缘—西部斜坡带平湖组以三角洲、潮坪沉积为主(图2)，煤层较发育，为一套煤系烃源岩。西部斜坡带Y25-3油气田平湖组的烃源岩生物标志物具有C29规则甾烷优势，不同于凹中挤压背斜带C27规则甾烷优势，说明其平湖组烃源岩主要为高等植物母质来源；同时，西部斜坡带烃源岩姥植比Pr/Ph普遍大于7(图4)，反映了沉积时偏氧化的古环境，与前述西部斜坡带三角洲、潮坪沉积相吻合；西部斜坡带天然气甲烷碳同位素分布在-42.49‰～-35.51‰，表明天然气成熟度低于凹中挤压背斜带，其油气主要来自西部斜坡带成熟—高成熟的平湖组烃源岩。

图4 X凹陷凝析油、平湖组烃源岩饱和烃甾、萜烷及姥植比特征图

综上所述，X凹陷平湖组发育两类烃源岩：一类是凹中挤压背斜带弱还原—弱氧化环境、含一定低等水生生物母质来源的潮坪—潟湖相暗色泥岩烃源岩；另一类是西部斜坡带偏氧化环境、以高等植物母质来源为主的三角洲—潮坪相煤系烃源岩。

2.2 花港组与平湖组储盖组合

渐新统花港组发育X凹陷区域性储盖组合，是油气勘探开发的主力层系；始新统平湖组发育西部斜坡带潮坪环境下的局部储盖组合。

古水深研究表明，渐新世花港组沉积早期是X凹陷新生代古水深最小的时期[13]，凹陷区具有“轴向凹槽”的大型河流—湖泊沉积古地貌特征(图5)。锆石年谱、重矿物和电成像测井古水流信息等综合分析认为(表1、图6、7)，北部虎皮礁隆起是X凹陷花港组下段的主物源区，风化剥蚀的前寒武系碎屑物质从北向南沿凹陷轴向搬运、沉积卸载，形成了凹中挤压背斜带巨厚的河流、三角洲沉积[14]，凹陷东、西两侧辅以西部海礁隆起、东部钓鱼岛隆起多点物源扇三角洲沉积。在凹中挤压背斜带，花港组轴向、巨厚辫状河—曲流河砂岩及三角洲砂岩为大中型气田的形成提供了优越的储集条件，凹中挤压背斜带Y气田花港组巨厚河流—三角洲砂岩储层测试获超百万方高产气流。渐新世花港组沉积晚期，X凹陷受海侵影响，古水深加深，花港组上段砂地比显著降低，为区域性盖层。因此，渐新统花港组发育区域性储盖组合，是X凹陷油气勘探开发的主力层系(图8)。

图5 X凹陷花港组上段古地貌特征

图6 X凹陷基底地质图

表1 X凹陷花港组上段气组不同物源占比统计表

西部斜坡带始新统平湖组发育缓坡—浅水背景的三角洲—潮坪沉积体系，储层横向变化大，砂地比30%～40%，单砂层厚度小于30 m，岩性组合以细砂岩、泥岩夹薄煤层为主。平湖组沉积早期、晚期相对富砂，发育西部海礁隆起点物源扇三角洲储层及冲越扇储层(Y19-6-1井、B-A8井区)；平湖组沉积中期富泥，发育潮坪环境下的潮汐水道、潮汐砂坝等局部储层(图8)。

图7 X凹陷花港组上段锆石特征图

图8 X凹陷沉积相连井剖面(剖面位置见图1)

2.3 圈闭形成与油气运移

中中新世龙井运动(13 Ma)对圈闭形成、油气运移起了重要的控制作用。在板块俯冲、岛-弧碰撞构造体制下，菲律宾海板块嵌入东海盆地，X凹陷区以挤压构造作用为主，凹陷内自东向西，挤压构造幅度和断裂断达高度具有依次递减的规律性变化特征，控制了凹中挤压背斜带大批挤压背斜圈闭和沟源断裂的形成(图9)，形成Y气田和Y31-1等一批含气构造[15]。

图9 X凹陷龙井运动期活化通源断裂和挤压背斜圈闭剖面(剖面位置见图1)

中中新世龙井运动除了控制凹中挤压背斜带大批背斜圈闭和沟源断裂的形成外，还重塑了X凹陷的流体势格局。龙井运动挤压作用前，X凹陷内流体为从中心向边缘的压实流；龙井运动挤压作用后，在凹中挤压背斜带形成了大批背斜圈闭，发育了大量沟源断裂，同时，凹中挤压背斜带流体势由挤压作用前横向运移的压实流转变为沿沟源断裂垂向运移的纵向流，西部斜坡带油气流体在烃源岩内超压驱动下短距离侧向运移。因此，X凹陷凹中挤压背斜带以油气垂向运移为流体势降落的优势方向，西部斜坡带油气在超压驱动下，短距离侧向运移成藏。

3 天然气成藏模式

通过烃源岩、储层、圈闭及运移等要素剖析，总结了X凹陷中西部两种天然气成藏模式，指导了天然气勘探实践。

3.1 凹中挤压背斜带花港组挤压背斜“整装”天然气成藏模式

以凹中挤压背斜带始新统平湖组高成熟潮坪—潟湖相泥岩为主力烃源岩，生烃母质以腐殖型为主且含一定低等水生生物来源，前平湖组也是一套次要烃源岩；以渐新统花港组沿凹陷轴向分布的多期巨厚河流、三角洲砂岩为优质大型储集体；中中新世龙井运动时期(13 Ma)，在太平洋板块俯冲、岛-弧碰撞构造背景下，菲律宾海板块嵌入东海盆地，X凹陷区呈现典型的挤压构造响应，凹中挤压背斜带渐新统花港组形成了大批挤压背斜圈闭[16，17]，同时也发育了沟通深部烃源岩和挤压背斜圈闭的断裂，深部异常超压平湖组烃源岩生成的高成熟天然气沿断裂垂向运移，优势汇聚于以巨厚河流、三角洲砂岩为储层的花港组下段大型背斜圈闭，形成了规模大、产能高的气田，如凹中挤压背斜带Y、Z气田。凹中挤压背斜带“平湖组主力烃源岩、花港组大型储集体、花港组大背斜圈闭及优势垂向运移”的四元时空耦合控制天然气成藏，为凹中花港组挤压背斜“整装”天然气成藏模式(图10)。

3.2 西部斜坡带平湖组“纵向叠置、横向连片”天然气成藏模式

以西部斜坡带始新世平湖期三角洲—潮坪相、成熟—高成熟、腐殖型母质为主的煤系地层为主力烃源岩；西部斜坡带始新统平湖组内还发育潮汐水道砂、潮汐砂坝储集体，且西部斜坡带地温梯度低(约3.0 ℃/100 m)，低地温场使西部斜坡带有效储层下限较凹中挤压背斜带深500 m以上，储集物性良好、产能高；X凹陷西部斜坡带平湖组砂地比低，加之断裂和断裂坡折发育，平湖组内潮汐水道砂、潮汐砂坝易于形成构造-岩性圈闭，西部斜坡带展示出“纵向叠置、横向连片”构造-岩性气藏滚动勘探开发、增储上产的良好潜力。西部斜坡带“顺坡断阶区”是油气运移的“高速路”，一方面，顺坡断裂有利于接力凹陷中生成的油气沿顺坡断裂爬升；另一方面，无论平湖组上段点物源扇三角洲砂体，还是平湖组中下段潮汐水道砂、潮汐砂坝砂体，都能借助顺向断阶向凹陷方向延伸更远，有利于抽吸凹陷中生成的油气，P油气田周边、T气田北、B气田东和K气田周边是西部斜坡带的四大顺坡断阶天然气运移指向区。以上认识，有力指导了西部斜坡带X13-7天然气勘探新发现与拓展评价、X13-4E和X14-5的勘探评价以及B气田东和T气田北等下步勘探部署。“平湖组组烃源岩，潮汐水道砂和潮汐砂坝储集体，构造-岩性圈闭及斜坡带短距离侧向运移”的四元时空耦合控制天然气成藏，为斜坡带平湖组“纵向叠置、横向连片”天然气成藏模式(图10)。目前X凹陷西部斜坡带已发现了6个油气田，展示了良好的勘探开发成效。