渤海湾盆地北部上古生界油气藏地质特征及勘探潜力

2022-06-03刘海涛甘华军李宏军赵长毅杨润泽李志胜

煤炭学报 2022年5期

刘海涛，甘华军，李宏军，赵长毅，杨润泽，李志胜，马恒

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国地质大学(武汉) 资源学院，湖北武汉 430074；3.中国石油大港油田分公司，天津 300280)

渤海湾盆地随着勘探程度的不断提高，油气勘探目标层系突破了新生界地层，而是继续向中生界以及更古老地层进军。近年来我国潜山领域油气勘探取得了良好的效果，尤其在渤海湾盆地陆续发现了诸多与上古生界煤系地层相关的潜山油气资源，证明了该盆地古生界石炭—二叠系地层具有良好的油气资源前景，开拓全新的增储领域。渤海湾盆地形成了以上古生界煤系烃源岩为核心的古生界含油气系统，烃源岩是油气富集的物质基础，因此对渤海湾盆地古生界石炭—二叠系烃源岩特征及油气资源潜力评价将为后期油气勘探决策提供重要依据。近年来，针对渤海湾盆地石炭—二叠系煤系烃源岩资源量评价，前人已经做了大量研究工作，但没有深入分析烃源岩的生烃机理，获取黄骅坳陷古生界烃源岩准确的生烃动力学参数，导致无法更准确的进行资源量评价。

黄骅坳陷在古生界潜山油气勘探领域产生了重大突破，并发现了包括乌马营、歧北、千米桥、北大港、王官屯、孔西等在内的多个潜山油气藏，这些油气藏既有奥陶系储层，也有古生界和中生界储层，既有“新生古储”型油气藏，也有“古生古储”型油气藏，这种成藏样式的多样性为深入油气充注及成藏规律的研究增加了难度，也为该区的油气资源评价和勘探提出了新的挑战。因此，笔者从烃源岩地化特征及生烃机理出发，开展烃源岩综合评价和资源量的准确模拟和计算，从而为勘探决策提供重要的支持；在此基础上结合典型的潜山油气藏解剖，探寻油气成藏规律，并通过进一步的油气成藏物理模拟，去探寻和总结油气成藏规律，为油气的分布和预测提供更准确的实证，为研究区以及类似的深部油气勘探提供参考和借鉴。

1 区域地质概况

渤海湾盆地作为中国东部最重要的含油气盆地之一，油气资源丰富。大港探区主体位于渤海湾盆地中心地带，包括黄骅坳陷、沧县隆起、埕宁隆起3个大地构造单元，勘探面积约1.8×10km，大港探区主要的含油气构造单元位于黄骅坳陷内(图1)。黄骅坳陷区盆地演化经历了太古代—早元古代华北地台基底形成和固结、中晚元古代—古生代(包括早中三叠世)为稳定地台发展、中生代褶皱或断陷盆地和新生代裂陷盆地四大发展阶段，构造活动活跃，故而形成了南北分区、东西分带的构造格局，是渤海湾盆地重要的研究区域之一。黄骅坳陷的分布范围限定在沧县隆起与埕宁隆起之间(图1)，西侧与冀中坳陷以沧县隆起为分隔，东侧与济阳坳陷以埕宁隆起为分隔。其中古生界受中奥陶世末期加里东运动抬升作用的影响，形成了长达137 Ma的沉积间断，普遍缺失早石炭纪地层，于晚石炭纪再度接受沉积，从下到上发育本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组，其中本溪组和太原组为海陆过渡相，山西组为三角洲相，石盒子组为河流相。而黄骅坳陷石炭—二叠系从海相到海陆过渡相再到陆相沉积的煤系地层和泥岩成为古生界主要烃源岩。

图1 黄骅坳陷古生界构造图及地层柱状Fig.1 Paleozoic structural map and stratigraphic histogram of Huanghua Depression

2 石炭—二叠系煤系烃源岩地化特征与分布

2.1 煤系烃源岩地化特征

太原组烃源岩地化特征

太原组泥岩TOC质量分数分布范围较广，为0.03%～63.60%,平均值为3.53%。太原组泥质烃源岩热解S+S的分布为0.03～127.58 mg/g，平均值为2.57 mg/g，大部分的样品为中—好烃源岩，部分样品为非烃源岩类型(图2(a))。泥岩中有机质类型以Ⅱ型为主，Ⅲ型次之，部分为Ⅱ型；多数样品显示为成熟阶段，少数样品为未成熟或过成熟阶段(图2(b))。

太原组煤系烃源岩TOC质量分数分布在0.66%～93.89%,平均值为36.21%,太原组煤系烃源岩热解S+S的分布在0.05～224.43 mg/g，平均值为72.38 mg/g。大量的数据点为好—优质烃源岩，少部分井(东探1井和沧隆101)的数据点显示为较好的烃源岩(图2(c))。太原组煤系烃源岩中的有机质类型主要为Ⅱ2型，其次为Ⅱ1型(徐13、涧海1)，此外港古16102的一个数据点为Ⅲ型。太原组煤系烃源岩的成熟度普遍低于1.3%，即大多数煤系烃源岩已处于成熟阶段(图2(d))。

山西组烃源岩地化特征

山西组泥质烃源岩TOC质量分数的分布在0.01%～40.88%,平均值为3.67%；山西组泥质烃源岩热解S+S的分布在0.001 7～61.590 0 mg/g，平均值为5.88 mg/g(图3(a))，大部分样品的落点于中—好烃源岩，还有部分样品为非烃源岩类型。山西组泥质烃源岩中的有机质类型也主要为Ⅲ型和Ⅱ2型，且Ⅲ型区域数据点多于Ⅱ2型；少部分井(如港深6的全部数据点，庄63的部分数据点)为Ⅱ1型，仅关古1井的一个数据点到达了最好的生烃岩的有机质类型，为Ⅰ型。山西组泥质烃源岩烃源岩的成熟度整体上也是小于1.3%，大部分数据点落在成熟区，也有部分井的数据点(港古16102、庄63、太10等)的烃源岩成熟度要低于0.5%，该范围属于未成熟—低成熟阶段；也有部分井的数据点(如海古1，沧参1和港古16 102)高于1.3%，该范围属于过成熟阶段(图3(b))。

图2 黄骅坳陷太原组烃源岩质量与有机质类型Fig.2 Source rock quality and organic matter types of the Taiyuan Formation in Huanghua depression

山西组煤系烃源岩TOC含量的分布在1.22%～80%，平均值为35.21%，山西组煤系烃源岩热解S+S的分布在0.46～207.4 mg/g，平均值为70.08 mg/g。山西煤系烃源岩质量为好—优质烃源岩，只有少部分数据点(港古2-1和歧古101)显示为较好烃源岩(图3(c))。山西组煤系烃源岩中的主要有机质类型为Ⅱ2型，有少部分数据点(港深6、太10等)的有机质类型为Ⅱ1型，此外还有部分数据点(塘深1和孔古7)的有机质类型为Ⅲ型。山西组煤系烃源岩的成熟度大部分处于0.5%～1.3%这一成熟阶段内，只有沧参1的煤系烃源岩成熟度表现为过成熟以及埕海24、太10和徐14的煤系烃源岩成熟度表现为未成熟(图3(d))。

2.2 石炭—二叠系烃源岩分布特征

研究区上古生界烃源岩以煤及泥岩为主，在全区内均有分布(图4)。太原组下段煤层厚度为0～10 m，孔店、北大港及埕海地区煤层较厚，厚度为6～10 m；太原组下段泥岩厚度为0～60 m，歧口、徐黑地区泥岩厚度较大，为30～60 m。太原组上段煤层厚度为0～14 m，乌马营及孔店地区煤层较厚，最大厚度约为14 m；太原组上段泥岩厚度为0～35 m，乌马营、孔店及埕海地区泥岩厚度较大，为15～35 m。山西组煤层厚度为0～11 m，北大港及埕海地区为厚值区，煤层厚度可达6～10 m；山西组泥岩厚度总体为0～80 m，乌马营—王官屯地区为泥岩分布厚值区，最大厚度可达70 m。

图3 黄骅坳陷山西组烃源岩质量与有机质类型Fig.3 Source rock quality and organic matter type of the Shanxi Formation in Huanghua depression

结合大港探区上古生界烃源岩有机地化特征分析，研究区歧口凹陷、王官屯—乌马营潜山及其周边地带、孔店、盐山、北塘、徐黑及北大港地区烃源岩厚度较大，且具有较大生烃潜力，为优质烃源岩发育区。

3 上古生界煤系烃源岩生烃演化与资源潜力

3.1 上古生界烃源岩生烃动力学参数

本研究选取的太原组和山西组具有代表性的煤和泥岩样品进行生烃动力学高温高压热模拟实验，拟获取探区内煤及泥岩的生烃动力学参数，从而为更为准确评价探区内古生界烃源岩生烃潜力及资源量提供关键参数。在实验过程中，生气与生油的生烃动力学实验将分开进行，烃源岩的生气和生油的生烃动力学实验方法参照TANG等和刘金钟等。本研究选取该样品分别代表了太原组上下段的煤和泥岩以及山西组煤和泥岩样品共5个样品进行生烃动力学热模拟，分别对热解烃C,C,C,C及C生成或裂解动力学参数进行了模拟计算，计算其生烃动力学参数(表1)。

(1)2个泥岩样品均体现出平均活化能CC。

(2)太原组上段和山西组煤生油的平均活化能C>C，而太原组下段煤生油的平均活化能C

(3)泥岩干酪根和煤生成气态烃和液态烃中轻烃和重烃的活化能太原组明显都低于山西组，说明在相同的地质背景下，太原组的泥岩干酪根和煤更早进入生烃门限。

(4)通过实际样品模拟得到的生气和生油的生烃动力学参数，在通过化学动力学计算资源量的能够得到更为准确的结果。这套动力学参数可应用于地质条件下的生烃模拟。

图4 黄骅坳陷上古生界太原组—山西组烃源岩残留厚度Fig.4 Residual thickness of source rocks from the upper Paleozoic Taiyuan Formation to Shanxi Formation in Huanghua depression

表1 黄骅坳陷石炭—二叠系烃源岩生烃动力学实验热模拟及参数计算

3.2 上古生界煤系烃源岩热演化

黄骅坳陷乃至渤海湾盆地的印支期—燕山期构造类型具有多样性和复杂性，因此盆地埋藏史和热史的准确恢复难度很大。本研究在结合残余地层厚度以及大港油田恢复厚度数据的基础上，通过实测的镜质体反射率对该区的热史进行了恢复，从而再现了古生界烃源岩的热史及其演化过程。研究区太原组烃源岩在65 Ma时，在0.5%～1.6%，其中盐山1井附近达到1.4%，研究区西南角的沧参1井的为最大值，达到1.6%，此时太原组烃源岩西南部均进入了生油高峰，局部进入了生气阶段(>1.3%)(图5(a))。到现今(0 Ma)，研究区的在0.50%～3.73%，很明显存在几个值分布较高的区域，分别在乌马营地区，盐山1井以及岐古1和海古1井附近(图5)。

3.3 上古生界煤系烃源岩资源潜力评价

结合热史模拟结果，本研究进一步对凹陷的生烃量进行计算，其结果显示中生界末期(K末)，烃源岩才刚刚进入生油高峰期，未进入生气阶段。生油面积为11 238.38 km，生油强度最大为3 300 kt/km(图6)，平均值为707.05 kt/km；生油量为20.63亿t。生油强度中心位于埕海潜山群以及乌马营—王官屯潜山群地区。

Q末(现今)，石炭—二叠系烃源岩均进入大量生气阶段。生气面积为11 238.38 km，生气强度最大为200×10m/km(图7)，平均值为53.05×10m/km；生气量为56.17万亿m。生气强度中心位于孔店周缘潜山群以及乌马营—王官屯潜山群地区。

最终获取了大港探区不同层段的生烃量计算结果：太原组下段为主力生烃层，生气量为28.74万亿m，占总生气量51.17%；生油量为13.97亿t，占总生油量的67.72%。其次是太原组上段生气量为14.34万亿m，占总生气量25.53%；生油量为4.05亿t，占总生油量的19.63%。山西组生烃能力较小，生气量为13.09万亿m，占总生气量23.3%；生油量为2.61万亿t，占总生油量的12.65%。整个石炭—二叠系烃源岩总的生气量为56.17万亿m，其中煤生烃一次生油量达20.63亿t，一次生气量4.14万亿m；二次生气量高达52.02万亿m。

图5 黄骅坳陷石炭系太原组烃源岩成熟度及其演化平面Fig.5 Maturity distribution and its evolution of Carboniferous Taiyuan Formation source rocks inthe Huanghua depression

图6 黄骅坳陷石炭—二叠系烃源岩K末生油强度Fig.6 Oil generation intensity of Carboniferous Permian source rocks in the Huanghua depression

图7 黄骅坳陷石炭—二叠系烃源岩Q末(即现今)生气强度Fig.7 Gas generation intensity map of Carboniferous Permian source rocks at the end ofQuaternary(0 Ma) in the Huanghua depession

4 上古生界油气成藏特征及富集规律

4.1 油气源对比

通过对古潜山油气藏中的原油进行色谱-质谱分析，获取原油的生标标志物等关键参数并进行油源对比。本研究中新获取的3个原油样品包括歧古8，官古1601以及乌马营的营古13口井的二叠系原油在地球化学特征上差异较大，潜山油藏的油源具有多源以及复杂性。结合前人研究成果，对比营古1、王官屯的官古1601和岐古8的原油地化特征分析结果，认为以营古1井为代表的乌马营地区的原油可能来源于古近系沙河街组的源岩，属于新生古储型潜山油藏(图8(a))；以官古1601井为代表的王官屯地区的原油来源于孔二段的源岩，也属于新生古储型油藏(图8(b))，而以岐古8井为代表的岐口地区的原油来源于煤系地层，可能为古生界源岩，属于古生古储型油气藏(图8(c))。

本次研究分别获取不同潜山带具有代表性井位的天然气进行组分及碳氢同位素组成分析，并根据判别分析图来判别天然气成因和来源(图9)。研究发现以板深6、板深7井等井为代表的千米桥潜山古生界奥陶系古潜山气藏中的天然气以高成熟煤成气以及凝析油伴生气为主，为热解成因气，可能来源于石炭—二叠系的煤系烃源岩；以王古1、官15-18井为代表的王官屯地区古—中生界古潜山气藏中的天然气分布于高成熟凝析气和过成熟裂解气区，为热解成因气，可能以煤型气为主，可能来源于石炭—二叠系的煤系烃源岩；以海古1和海古101井为代表的埕海地区古生界奥陶系潜山气藏中的天然气以过成熟裂解气为主，为热解成因气，可能以油型气或干酪根裂解气为主，气源主要还是以煤成气为主，既可能为石炭—二叠系煤层，还有可能来源于泥岩热解后的油型气；以乌探1井和营古1井为代表的乌马营地区古—中生界古潜山气藏中的天然气分布于高成熟凝析气和成熟油气区，为热解成因气，可能以煤型气为主，可能来源于石炭—二叠系的煤系烃源岩；以港古1501、港古1505、港古1507等井为代表性的港古地区古—中生界古潜山气藏中的天然气分布于高成熟凝析气和成熟油气区，为热解成因的煤型气和油型气及其混合气，气源复杂(可能为石炭—二叠系的煤系烃源岩+泥岩)。

4.2 古潜山油气藏类型及模式

在构造地层演化研究的基础上，充分结合油气源对比，并利用流体包裹体等资料，对黄骅坳陷典型油气藏解剖，综合建立了4种成藏模式：继承型油气成藏、反转型调整成藏、斜坡残留古油气藏调整、今构造复式油气藏(图10)。

继承性油气成藏模式可以概括为“2期成藏，早期油气破坏和调整，晚期油气继承性成藏，断层和岩性砂中转站疏导”，以乌马营潜山为代表，这种继承型古构造油气藏，断层不同部位对成藏效率具有显著控制作用。油气分两幕充注，早期为早白垩世，晚期为古近纪至今。它的成藏过程呈现白垩纪末期油气往逆冲构造高点调整，晚期继承性成藏的特点。通过气源对比可以发现，这类古潜山气藏中的天然气分布于高成熟凝析气和成熟油气区，为热解成因气，以煤型气为主，来源于石炭—二叠系的煤系烃源岩(图10)。

反转型调整成藏模式可以概括为“两期成藏，早期构造反转和油气藏调整，晚期双源分注，高点注入，断层和构造不整合疏导，构造和地层复试油气藏”，以王官屯潜山为代表，这种反转型油气藏，低角度逆冲断层疏导效率更高，岩性砂体可作为油气运移中转站。油气成藏可分为两期，早期为早白垩世的煤系源岩进行供烃，晚期从古近纪开始分两幕进行油气充注。它的成藏过程具有早期聚集于古高点(今低点)，晚期构造反转，今高点聚集的特点。经油源对比可以发现，这类古潜山气藏中的天然气分布于高成熟凝析气和过成熟裂解气区，为热解成因气，以煤型气为主，来源于石炭—二叠系的煤系烃源岩；油来源于孔二段，为“新生古储”油气(图10) 。

斜坡残留古油气藏调整成藏模式可以概括为“两期成藏，早期斜坡油气藏残留，晚期调整，侧向运聚，高点成藏”，以孔店凸起为代表，储层厚度及渗透率、复合输导对成藏效率具有显著控制作用。这类成藏模式分两期成藏，第1期为中三叠世低熟油气充注；晚三叠世油藏遭受大幅抬升和破坏，早期油沥青化；新近纪末期至今为第2期充注，来自C—P的高熟油气以及来自沙三段烃源岩的大规模石油充注。它的成藏过程具有晚期断裂调整成藏，今构造复式油气藏的特点。经油源对比可以发现，这类古-古潜山气藏中的天然气分布于高成熟凝析气和成熟油气区，为热解成因的煤型气和油型气及其混合气，气源复杂(图10)。

复式油气藏成藏模式可以概括为“两期成藏，早期油气藏残留，晚期双源分注和调整成藏，垂向和侧向运移，高点聚集”，以歧北潜山为代表，单源分注，晚期断裂调整成藏，多层系富集。

图9 黄骅坳陷潜山油气藏中天然气成因及气源判识Fig.9 Origin of natural gas and its source identification in buried hill reservoirs in Huanghua Depression

这种成藏模式分2期成藏，早期充注规模小，仅在二叠系成藏；晚期充注规模大，向上进入二叠系，向下进入奥陶系，歧北潜山晚期断裂作用调整油气分布，现今为复式油气聚集，既有不整合面之下的地层油气藏，也有潜山内幕构造油气藏。经油源对比发现，这类古潜山天然气藏为煤型气，来源于石炭—二叠系；油来源于煤系烃源岩，为“古生古储”煤成油气(图10)。

4.3 古生界油气成藏物理模拟

为了清楚了解油气成藏过程中断层的影响情况，为此针对实际地质特征，设计了“断层垂向分段部位对油气成藏效率的模拟”、“不整合输导、不同渗透性和地层厚度条件下的油气充注效率模拟”、“断层与不整合输导对油气成藏效率模拟”、“不同断层倾角下岩性砂体和碳酸盐岩储集体油气运移积聚机理”4组油气成藏物理模拟实验(图11)。

第1组“断层垂向分段部位对油气成藏效率的模拟”实验结果表明，受到分段生长对断层垂向弯曲带下、中、上部渗透性的影响，在油源相对不足的情况下，断层垂向弯曲段下部控制的储层成藏效率最高，中、上部储层成藏效率极低(基本不成藏)；若油源充足，弯曲段下部仍保持最高的成藏效率，中、下部储层可部分成藏(图11(a))。

第2组实验结果表明，不整合输导模型中，3套储层的厚度和渗透性差异对油气充注速率和成藏效率具有显著影响：首先，不整合的高渗透性特征为油气提供了优越的输导条件；其次，相同储层渗透性下，厚度越大的储层成藏效率越高，充满程度越大；再次，相同储层厚度条件下，渗透性越好的储层成藏效率越高；最后，渗透性越高、厚度越大的储层对储层成藏效率贡献越大(图11(c))。

第3组实验结果表明，断层和不整合复合输导模型中，相同的储层渗透性和厚度条件下，单独由断层输导和由断层-不整合复合输导的储层成藏效率相比，前者远低于后者，即不整合输导对不整合下伏直接接触的储层成藏效率具有显著的贡献作用(图11(c))。

第4组验结果表明，断层倾角差异对碳酸盐岩储集体石油运移和聚集具有重要的影响。断层倾角越小，越有利于油气向下伏的碳酸盐岩储集体充注。断层倾角差异对岩性砂体石油运移和聚集影响不明显。

图10 黄骅坳陷古生界油气运移与成藏模式Fig.10 Hydrocarbon migration and accumulation model of Paleozoicburial hill reservoirs in Huanghua Depression

图11 黄骅坳陷古生界油气输导与差异富集物理模拟Fig.11 Physical simulation of Paleozoic hydrocarbon migration and differential accumulation inthe Huanghua Depression

靠近烃源岩的岩性砂体，容易聚集成藏，远离烃源岩的岩性砂体，只有较大的充注压力下，才能运聚成藏。当断层物性与碳酸盐岩储集体、岩性砂体物性相差较大时，不利于石油向岩性砂体充注，物性相差较小时，更有利于注入油经断层进入岩性砂体。断层倾角越小，越有利于碳酸盐岩储集体油气充注和成藏。充注压力越大，碳酸盐岩储集体油气充注速率越快，聚集的油气越多，并聚集在碳酸盐岩储集体的背斜部位(图11(b))。

针对上述实验结果，建立了坪坡式断层输导油气物理模型、复合疏导物理模型和不整合输导物理模型(图11)，3种物理模型的油气成藏各不相同，坡坪式断层弯曲段下部利于油气成藏，弯曲段中部和上部输导油气性能较差；储层厚度与渗透率对成藏效率具有显著控制作用；复合输导有利于规模成藏，不整合面附近优势厚层储集体甚至负向潜山为优势聚集区(图11)。