徐安娜 汪澤成 鄭紅菊 馬乾 王兆云 崔瑛 楊爽

1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 2.中國(guó)石油冀東油田公司

渤海灣盆地南堡凹陷天然氣成藏條件及其主控因素

徐安娜1汪澤成1鄭紅菊1馬乾2王兆云1崔瑛1楊爽2

1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 2.中國(guó)石油冀東油田公司

渤海灣盆地南堡凹陷油氣勘探對(duì)象主要為古近系—新近系砂巖油氣藏,近年在奧陶系碳酸鹽巖、古近系火山碎屑巖地層中也獲得高產(chǎn)天然氣流,但由于對(duì)氣藏成藏條件和分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清,制約了其勘探整體部署和進(jìn)程。通過(guò)綜合分析該區(qū)幾種可能氣源巖的各類(lèi)生烴地化指標(biāo)和天然氣組成指標(biāo),開(kāi)展了典型氣藏成藏條件研究。結(jié)論認(rèn)為:①南堡凹陷天然氣成藏地質(zhì)條件相對(duì)有利,即發(fā)育偏腐殖型成熟氣源巖,擁有多種成因優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層,生儲(chǔ)蓋組合配置優(yōu)越,發(fā)育與油氣充注相匹配的多種圈閉和輸導(dǎo)系統(tǒng),多期火山活動(dòng)對(duì)氣源巖具有熱催化作用等;②該區(qū)天然氣成藏的關(guān)鍵因素是氣源巖熱演化程度,其次為有利蓋層和油氣藏后期保存條件;③下一步的天然氣勘探工作應(yīng)重點(diǎn)圍繞有效氣源巖分布范圍、有效蓋層區(qū)域或?qū)佣我约皵嗔押笃诓换顒?dòng)地區(qū)展開(kāi)。

南堡凹陷 天然氣成藏條件 主控因素 熱演化 生儲(chǔ)蓋組合 包裹體 油氣藏保存條件 勘探有利區(qū)域

南堡凹陷地處渤海灣盆地,屬于華北地臺(tái)基底上,經(jīng)中、新生代塊斷運(yùn)動(dòng)發(fā)育起來(lái)的一個(gè)箕狀斷陷型凹陷[1]。以往油氣勘探對(duì)象主要為古近系—新近系砂巖油藏,近年在南堡2號(hào)構(gòu)造奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集層、南堡5號(hào)構(gòu)造古近系砂巖及火山碎屑巖儲(chǔ)集層中獲得了高產(chǎn)油氣流,但由于對(duì)該區(qū)天然氣成藏條件和分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清,制約了勘探部署和進(jìn)程,深化研究勢(shì)在必行。

1 已發(fā)現(xiàn)天然氣藏基本特征

1.1 油氣共生,以油田伴生氣和凝析氣為主,干氣較少

南堡凹陷現(xiàn)有油氣生產(chǎn)井約460口,主要分布于含油氣構(gòu)造單元內(nèi)中與油氣斷裂相關(guān)的構(gòu)造圈閉高點(diǎn)(圖1),多數(shù)井呈現(xiàn)油氣共生現(xiàn)象,并主要以油田伴生氣和凝析氣為主,純氣藏(干氣)所占比例較少,約占總井?dāng)?shù)的7.3%,其中高尚堡構(gòu)造、柳贊構(gòu)造、老爺廟構(gòu)造和南堡1號(hào)構(gòu)造主要為古近系—新近系砂巖油氣藏,天然氣性質(zhì)多為油田伴生氣和凝析氣,少見(jiàn)干氣,氣井?dāng)?shù)量多,但控制面積小,僅零散地分布在已探明的含油面積內(nèi);南堡5號(hào)構(gòu)造古近系砂巖及其火山碎屑巖儲(chǔ)集層中主要發(fā)育小規(guī)模凝析氣氣藏;南堡2號(hào)構(gòu)造奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集體中已探明一定規(guī)模的凝析氣藏。

1.2 具有濕氣特征,氣源母質(zhì)偏腐殖型

該區(qū)20口氣井典型氣樣組分分析顯示,天然氣主要為烴類(lèi)氣體,非烴類(lèi)氣體含量小于1%(主要為二氧化碳和氮?dú)?;烴類(lèi)氣體中甲烷含量為52%～91%,重?zé)N含量為2%～18%,氣樣密度為0.58～0.83 g/cm2,干燥系數(shù)(C1/C1-5)為0.53～0.92,整體具有典型濕氣特征。

典型井天然氣碳同位素分析顯示,甲烷δ13C1主要分布范圍為-1.8‰～-48‰,平均為-39‰;乙烷δ13C2主要分布在-19.6‰～-28.0‰,平均為-27.5‰;丙烷和正丁烷(δ13C3和δ13C4)分布范圍接近,介于-15‰～-27‰,平均為-22.5‰,同時(shí)可見(jiàn)每個(gè)碳同位素主峰變化范圍較小,且顯示δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4的正序排列。根據(jù)戴金星、梁狄剛和王世謙提出的煤成氣δ13C2值分別大于-27.5‰、-28‰和-29‰等觀點(diǎn)[2],結(jié)合南堡凹陷乙烷碳同位素δ13C2值均大于-28‰。綜上認(rèn)為,該區(qū)天然氣為典型有機(jī)成因氣,其氣源母質(zhì)類(lèi)型較為單一,屬于偏腐殖型有機(jī)質(zhì)。

1.3 多為正常壓力系統(tǒng),地飽壓差隨深度呈規(guī)律變化

南堡凹陷已發(fā)現(xiàn)氣井?dāng)?shù)的93%的井壓力系數(shù)為0.8～1.0,屬正常壓力系統(tǒng),僅有7%氣井的壓力系數(shù)大于1.1,具有高壓特征(主要位于高柳局部井點(diǎn),如高9井和高43×1井等)。同時(shí)發(fā)現(xiàn)多數(shù)油氣藏的地飽壓差(目前地層壓力與飽和壓力的差值)隨深度呈規(guī)律變化。當(dāng)埋深小于2 300 m,大多數(shù)油氣藏地層壓力低于其飽和壓力,發(fā)育帶氣頂?shù)娘柡陀筒睾图儦獠?當(dāng)埋深介于2 300～3 500 m時(shí),多數(shù)油氣藏地層壓力與其飽和壓力接近,地飽壓差降到最低,儲(chǔ)集層的天然氣能夠全部溶解于石油,形成含溶解氣的飽和油藏;當(dāng)埋深大于3 500 m時(shí),一部分油氣藏地層壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于其飽和壓力,地飽壓差大于15 MPa,導(dǎo)致儲(chǔ)集層中天然氣完全溶于原油中,形成含溶解氣的未飽和油藏,但也有一部分油氣藏的地層壓力與其飽和壓力接近,地飽壓差小于5 MPa,使得在深層發(fā)育帶氣頂?shù)娘柡陀筒鼗蚣儦獠?。由上可初步認(rèn)為南堡凹陷的淺層和深層地層中都有可能發(fā)育氣頂氣或純氣藏,淺層油氣藏中溶解氣的脫氣點(diǎn)深度介于1 800～2 300 m,地飽壓差一般小于8 MPa。

2 天然氣成藏條件及主控因素

2.1 成藏條件

2.1.1 烴源巖油氣兼生,潛力大,但尚未大面積進(jìn)入大量生氣階段

南堡凹陷自上而下各層系都有天然氣存在,推測(cè)其氣源巖可能來(lái)自3個(gè)層系,即凹陷內(nèi)古近系烴源巖、凹陷周邊中生界烴源巖、凹陷外西北澗河地區(qū)石炭—二疊系煤系烴源巖,前人研究成果對(duì)此一直沒(méi)有定論。本次近30個(gè)泥巖樣品有機(jī)碳和成熟度分析顯示,澗河地區(qū)石炭—二疊系有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為腐殖型,其豐度高(有機(jī)碳含量多數(shù)為0.3%～2.8%),但處于未熟—低熟階段(鏡質(zhì)體反射率小于0.50%),大規(guī)模生氣可能性較小。凹陷周邊中生界侏羅系和白堊系有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以腐殖型為主,有機(jī)碳含量和生烴潛力都分別低于0.17%和0.19 mg/g,屬于差烴源巖。

本次利用高壓鋼瓶采集南堡凹陷4口井的天然氣,借助MM5400靜態(tài)真空質(zhì)譜計(jì)進(jìn)行氬和氦同位素及其比值測(cè)定,結(jié)果表明,南堡凹陷已發(fā)現(xiàn)天然氣的氬同位素40Ar/36Ar比值范圍為279～378,平均為330,參考渤海灣其他油氣區(qū)來(lái)自古近系—新近系和中生界煤系地層的天然氣氬同位素40Ar/36Ar平均值分別為335和564[3],認(rèn)為南堡凹陷天然氣藏主要?dú)庠磶r為古近系—新近系偏腐殖型母質(zhì)。

前人研究成果認(rèn)為[2,4],南堡凹陷烴源巖主要為古近系沙河街組沙三段(E3s3)和沙一段(E3s1)以及東營(yíng)組東三段(E3d3),其中 E3s3為主力烴源巖層段,其內(nèi)發(fā)育分布廣且厚度大(800～1 000 m)的半深湖—深湖相暗色泥巖和油頁(yè)巖;E3s1主要發(fā)育淺湖—半深湖相的淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖和灰色泥巖薄互層,暗色泥巖分布廣,厚度為200～300 m;E3d3主要發(fā)育淺湖—深湖相和扇三角洲相沉積,淺湖—半深湖相的淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖和灰色泥巖薄互層,暗色泥巖主要分布在凹陷南部,平均厚度為600 m。

南堡凹陷近110個(gè)泥巖樣品有機(jī)碳含量(TOC)和生烴潛量(S1+S2)分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)顯示,E3s3、E3s1和E3d3烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高,TOC多數(shù)為1.2%～4.0%,S1+S2一般集中在5～20 mg/g,屬于優(yōu)質(zhì)或較好烴源巖,其中E3s3的 TOC和S1+S2值高于 E3s1和E3d3,生烴潛力大,為南堡凹陷最重要烴源巖。

南堡凹陷新采25塊泥巖樣品有機(jī)顯微組分分析顯示(圖2),該凹陷有機(jī)質(zhì)顯微組分整體具有鏡質(zhì)組和腐泥組含量相對(duì)富集,殼質(zhì)組含量相對(duì)貧乏的特點(diǎn),其中腐泥組和鏡質(zhì)體含量之間存在彼消此長(zhǎng)的關(guān)系,含量介于10%～80%,惰性組和殼質(zhì)組含量介于2%～20%,反映東營(yíng)組有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要以腐殖—偏腐殖混合型為主,沙河街組地層中腐泥型、混合型和腐殖型有機(jī)質(zhì)都發(fā)育,屬于混合組合類(lèi)型,生烴性能上具有油氣兼生特點(diǎn)。25塊泥巖樣品干酪根碳同位素分析結(jié)果顯示(圖3),其分布范圍為-22‰～-29‰,同樣反映東營(yíng)組有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要以腐殖—偏腐殖混合型為主,沙河街組有機(jī)質(zhì)類(lèi)型多樣,屬于混合組合類(lèi)型。

圖2 泥巖樣有機(jī)顯微組分分析結(jié)果圖

烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度決定油氣的富集程度。該區(qū)25塊泥巖樣品熱演化結(jié)果顯示(圖4),E3d3段烴源巖樣品鏡質(zhì)體反射率(Ro)小于0.50%,處于低成熟油階段,平均溫度低于90℃;E3s1烴源巖 Ro為0.50%～1.20%,處于低成熟—成熟階段,平均溫度約為120℃;E3s3烴源巖 Ro為0.50%～1.70%,多數(shù)位于0.50%～1.20%,處于低成熟—成熟階段,僅南堡5號(hào)構(gòu)造帶上個(gè)別井在深部沙三段受火山巖熱異常烘烤影響,其泥巖樣Ro值高達(dá)1.70%,對(duì)應(yīng)深度為4 500～5 000 m,推測(cè)溫度超過(guò)160℃,處于高成熟和開(kāi)始生氣階段。

圖3 烴源巖干酪根碳同位素分布圖

圖4 烴源巖樣品干酪根熱演化特征圖

三維生烴動(dòng)力學(xué)模擬結(jié)果顯示,南堡凹陷各套烴源巖的熱演化程度明顯不同(表1),3種主要烴源巖(E3s3、E3s1和 E3d3)目前熱演化程度普遍處于低成熟和成熟階段,僅E3s3在局部深洼或高溫區(qū)進(jìn)入生氣階段,尚未達(dá)到大量生氣階段,東營(yíng)組和沙河街組烴源巖主要以生液態(tài)烴為主,局部地區(qū)生成的少量天然氣主要是以溶解氣形式與原油一起運(yùn)聚和保存,從而導(dǎo)致南堡凹陷呈現(xiàn)油氣共生、大面積含油和局部富氣的局面。

2.1.2 多套和多種成因相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育

南堡凹陷自下而上發(fā)育多成因優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層,包括砂巖、裂縫型火山碎屑巖和裂縫孔隙型碳酸鹽巖等。

表1 南堡凹陷主要烴源巖不同時(shí)期溫度和鏡質(zhì)體反射率熱模擬結(jié)果表

目前已發(fā)現(xiàn)的含油氣砂巖主要位于古近—新近系地層中(圖5)。新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組地層主要以河流相沉積為主,其砂層厚度大(約150 m),分布廣,平均孔隙度30.2%,平均滲透率大于400 mD,孔隙類(lèi)型以原生粒間孔為主,具有特大孔中喉型孔隙結(jié)構(gòu),屬于高孔高滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。古近系東營(yíng)組地層主要發(fā)育三角洲相和扇三角洲相沉積,自下至上發(fā)育3段,上部東一段物性明顯好于下部,屬于高孔、中滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層,其孔隙度范圍為18%～30%,平均為24.9%,滲透率大于50 mD,具有特大孔細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu);中部東二段巖性細(xì),以“泥包砂”和簿互層為特征,其砂層平均孔隙度為22.2%,滲透率一般大于5 mD,屬于中孔、低滲儲(chǔ)層;下部東三段砂層屬于中孔、中低滲儲(chǔ)層,其巖性細(xì)、成巖作用強(qiáng)烈,平均孔隙度為16.4%,滲透率一般大于1 mD。古近系沙河街組沙一段和沙三段上部為主要含油氣層,以濱淺湖相和扇三角洲相中細(xì)砂巖為主,平均孔隙度16%,平均滲透率小于60 mD,屬于中低孔、低滲儲(chǔ)層。

圖5 南堡凹陷沉積與油氣成藏模式圖

目前已發(fā)現(xiàn)的含油氣火山碎屑巖儲(chǔ)層主要位于新近系館陶組、古近系東營(yíng)組和沙河街組地層中(圖5)。館陶組火山碎屑巖主要為火山角礫巖和凝灰?guī)r,成分以間隱玄武巖、?；臀g變玄武巖為主,孔隙度介于14%～19%,滲透率為0.01～0.03 mD,屬于中孔、低滲儲(chǔ)層。東營(yíng)組火山碎屑巖儲(chǔ)層主要為火山角礫巖,成分以玻基和蝕變玄武巖為主,孔隙度為5%～12%,滲透率為0.006～0.029 mD,屬于低孔、低滲儲(chǔ)層。沙河街組火山碎屑巖主要為火山角礫巖,成分以玻基和蝕變玄武巖為主,微裂縫發(fā)育,孔隙度為5%～10%,滲透率為0.003 2～0.32 mD,屬于低孔、低滲儲(chǔ)層。

目前已發(fā)現(xiàn)的含油氣碳酸鹽巖儲(chǔ)層主要位于奧陶系地層中(圖5),其儲(chǔ)集空間主要為縫洞型,非均質(zhì)性較強(qiáng)[5]。LPN1井巖心分析顯示:該段碳酸鹽巖儲(chǔ)層裂縫發(fā)育,屬于中奧陶統(tǒng)下馬家溝組的潮坪泥晶灰?guī)r,孔隙度為0.4%～1.0%,平均為0.7%,滲透率為0.16～9.87 mD,平均為2.83 mD,屬于低孔、特低滲型孔隙—裂縫型儲(chǔ)層,油氣主要分布于晚期構(gòu)造縫中。

2.1.3 生儲(chǔ)蓋配置優(yōu)越

南堡凹陷自下而上發(fā)育3大油氣成藏組合和多套配置優(yōu)越的儲(chǔ)蓋組合[6]。

下部油氣成藏組合屬于新生古儲(chǔ)油氣成藏組合,主要以盆地基底為儲(chǔ)集層,以古近系沙河街組泥巖為油氣源巖,發(fā)育1套儲(chǔ)蓋組合,包括中生界砂巖儲(chǔ)層、古生界和中上元古界碳酸鹽巖儲(chǔ)層以及古近系沙河街組泥巖或火山巖蓋層(圖5)。目前在南堡2號(hào)構(gòu)造發(fā)現(xiàn)的奧陶系碳酸鹽巖凝析氣藏屬于該類(lèi)油氣成藏組合,其成藏關(guān)鍵要素是油氣源是否充足,其次為油源通道(斷裂和不整合面)和蓋層發(fā)育程度及其有效性。

中部油氣成藏組合包括沙河街組、東三段和東二段地層,屬于自生自?xún)?chǔ)自蓋油氣成藏組合(圖5),其特點(diǎn)是沙三段和東三段厚層泥質(zhì)烴源巖與其內(nèi)厚層砂巖或局部火山碎屑巖儲(chǔ)層以及泥巖蓋層或局部火山熔巖蓋層相互之間近距離、大面積穿插接觸,這使得該組合內(nèi)的泥質(zhì)烴源巖因受到相鄰火山巖熱異常的催化先期進(jìn)入成熟和生氣階段,各類(lèi)儲(chǔ)集層優(yōu)先俘獲油氣且直接被其上火山熔巖蓋層遮擋而聚集成藏。南堡5號(hào)構(gòu)造目前勘探呈現(xiàn)古近系東三段和沙三段內(nèi)油和天然氣相對(duì)富集而其他層段零星分布的現(xiàn)象,推斷主要與該區(qū)中部油氣成藏組合內(nèi)火山巖異常發(fā)育、烴源巖熱成熟度高以及生儲(chǔ)蓋能夠大面積穿插接觸密切關(guān)系。中部成藏組合的油氣成藏的關(guān)鍵是烴源巖是否成熟。

上部油氣成藏組合包括明化鎮(zhèn)組、館陶組和東一段地層,屬于下生上儲(chǔ)油氣成藏組合(圖5),其油氣源主要來(lái)自下部沙三段和東三段厚層成熟泥巖源巖,內(nèi)部發(fā)育3套儲(chǔ)蓋組合,總體特征為物性好的砂巖儲(chǔ)層或局部火山碎屑巖儲(chǔ)層直接被厚度大(35～350 m)、排替壓力高(0.9～3.8 MPa)的泥巖蓋層或局部火山熔巖所覆蓋。南堡灘海地區(qū)東一段油氣藏屬于該類(lèi)組合,其成藏關(guān)鍵是下部油氣源供給是否充足,其次為油源斷裂和蓋層的有效性。

2.1.4 發(fā)育與油氣充注相匹配的多種圈閉和輸導(dǎo)系統(tǒng)

包裹體分析顯示,該區(qū)發(fā)育低成熟和中高成熟2種烴類(lèi)包裹體,前者顯示為淺黃、黃灰綠色熒光,主要分布在石英碎屑裂隙和石英加大邊中,樣品均一溫度主頻范圍為80～120℃,分析其油氣充注時(shí)間為9～3 Ma,屬于N2m以來(lái)充注的油氣;后者顯示為橙黃帶藍(lán)色熒光,主要分布在方解石脈中,樣品均一溫度主頻范圍為120～160℃,分析其油氣充注時(shí)間大致為26～14.4 Ma,屬于 E3d末—N1g早期間充注的油氣,由此推斷E3d末—N1g早和N2m末期是南堡凹陷油氣充注的2個(gè)關(guān)鍵時(shí)期。前人研究成果認(rèn)為[7-8],南堡凹陷主要構(gòu)造格局在古近系東營(yíng)組末期已基本定型,繼承性發(fā)育了多種與潛山披覆構(gòu)造和斷裂有關(guān)的構(gòu)造圈閉和油氣輸導(dǎo)系統(tǒng)。如高尚堡斷背斜、高柳斷背斜和唐海斷鼻等屬于基底斷隆背景上發(fā)育的大型繼承性披覆背斜,油氣主要以“Y”型和階梯形斷裂為輸導(dǎo)系統(tǒng);老爺廟背斜和南堡5號(hào)背斜屬于繼承性發(fā)育的逆牽引背斜,油氣主要沿“Y”型斷裂運(yùn)移;南堡1號(hào)、2號(hào)及4號(hào)構(gòu)造帶屬于潛山古隆起背景上發(fā)育的繼承性走滑扭壓背斜,油氣主要沿?cái)嗔鸦虿徽厦娴容攲?dǎo)體系運(yùn)移,其中與NE向主斷層帶和NW向剪切斷層相關(guān)的圈閉是油氣最有利的聚集區(qū)(圖1,圖5)。綜上,南堡凹陷各油氣成藏要素之間相互匹配,有利于油氣成藏。

2.1.5 局部地區(qū)多期火山活動(dòng)對(duì)其附近烴源巖具有熱催化作用

古近系沙河街組至東營(yíng)組時(shí)期是南堡凹陷火山活動(dòng)最活躍期,特別是在林雀次凹附近相對(duì)集中,造成其地層格架呈現(xiàn)泥質(zhì)烴源巖、高孔滲優(yōu)質(zhì)砂巖儲(chǔ)層或火山碎屑巖儲(chǔ)層與封蓋性好的泥質(zhì)或火山熔巖蓋層穿插分布的特點(diǎn),導(dǎo)致其內(nèi)烴源巖有機(jī)質(zhì)受到火山巖熱異常影響,熱演化強(qiáng)度明顯高于火山巖不發(fā)育地區(qū)。南堡5號(hào)構(gòu)造帶B5井和BS28井沙三段烴源巖熱模擬結(jié)果(圖4)能夠證實(shí),火山活動(dòng)對(duì)其附近烴源巖的熱催化作用明顯。從圖4中可見(jiàn),這2口井因火山巖圍巖熱異常作用,其泥巖鏡質(zhì)體反射率在4 300 m出現(xiàn)異常,高達(dá)1.80%,提前達(dá)到生氣高峰階段,而未受火山活動(dòng)影響地區(qū)的鏡質(zhì)體反射率則一般為0.9%～0.7% (圖4),尚未達(dá)到生氣高峰。南堡1號(hào)構(gòu)造J H1X1井和2號(hào)構(gòu)造的LPN1井周?chē)?圖1、圖5)火山巖異常發(fā)育,其天然氣的相對(duì)富集可能也與火山活動(dòng)對(duì)烴源巖的熱催化作用有關(guān)。其他油區(qū)有關(guān)資料也證實(shí),火山活動(dòng)確實(shí)能夠加速其周?chē)鸁N源巖向烴類(lèi)轉(zhuǎn)化的速度,其熱烘烤作用的波及范圍大致為200 m[3],該區(qū)現(xiàn)有資料還不能提供火山巖烘烤作用的波及范圍,有待進(jìn)一步論證。

2.2 成藏主控因素

2.2.1 氣源巖成熟度

南堡凹陷源巖樣品熱模擬和三維生烴動(dòng)力學(xué)模擬結(jié)果都顯示,主力烴源巖古近系沙三段和部分東三段的熱演化程度大面積處于低成熟和成熟階段,僅 E3s3在局部深洼或局部火山活動(dòng)地區(qū)高溫區(qū)進(jìn)入生氣階段,尚未達(dá)到大量生氣階段,導(dǎo)致南堡凹陷已發(fā)現(xiàn)油氣分布呈現(xiàn)油氣共生、大面積含油和局部富氣的特點(diǎn),其中天然氣富集區(qū)主要位于深洼區(qū)斜坡部位和火山巖分布區(qū)(圖1和圖5)。如在林雀次凹北部(預(yù)測(cè)其烴源巖生氣強(qiáng)度為32×108m3/km2)廟南斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)的廟4×1和廟16×1氣藏、北堡斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)的南堡 5-10和南堡5-81油氣藏都與氣源巖成熟度和火山巖分布密切關(guān)。南堡4號(hào)構(gòu)造帶目前尚未發(fā)現(xiàn)氣井,推測(cè)可能與曹妃甸次洼源巖成熟度或生氣強(qiáng)度低(22×108m3/km2)以及火山巖不發(fā)育有關(guān)。

2.2.2 氣藏保存條件

南堡凹陷發(fā)育與多期斷裂相關(guān)的斷塊、斷背斜、斷鼻和巖性遮擋圈閉,不同期次和不同類(lèi)型斷裂的封閉能力不同,晚期活動(dòng)相對(duì)較弱的斷層以及由下向上封閉性不斷增強(qiáng)的“X”型斷裂利于油氣聚集和保存[8]。如南堡5號(hào)構(gòu)造帶上B2×1和B10井等油氣藏的形成與其附近斷裂晚期活動(dòng)較弱有關(guān);高柳斷裂附近發(fā)育的明化鎮(zhèn)組和館陶組等油氣藏與其晚期封閉性較強(qiáng)有關(guān);已發(fā)現(xiàn)的NP2-3、NP1和NP1-3等油氣藏的形成也與“X”型斷裂晚期活動(dòng)弱和封閉性較強(qiáng)有關(guān)(圖1、5)。該區(qū)發(fā)育多套區(qū)域或局部厚層泥巖和火山熔巖優(yōu)質(zhì)蓋層,排替壓力多數(shù)在0.7～3.3 MPa,具有較強(qiáng)封蓋能力,蓋層縱向和平面分布位置直接影響氣藏空間分布特征,如南堡1號(hào)構(gòu)造館陶組底部厚層火山巖分布面積大,蓋層封蓋條件明顯比其他地區(qū)優(yōu)越,致使該區(qū)東一段儲(chǔ)層油氣大規(guī)模富集和保存,成為南堡凹陷主力層系和油氣區(qū)(圖5)。

3 天然氣勘探有利區(qū)

南堡凹陷天然氣分布主要受氣源巖成熟度、火山巖和油氣藏后期保存等條件控制,因此勘探重點(diǎn)應(yīng)圍繞有效氣源巖分布范圍、有效蓋層區(qū)或?qū)佣我约皵嗔押笃诓换顒?dòng)地區(qū)展開(kāi)。平面上(圖1),重點(diǎn)圍繞火山巖異常發(fā)育和氣源巖成熟度相對(duì)較高的林雀次凹圍斜部位展開(kāi),集中在老爺廟南部、南堡5號(hào)東南部和南堡1、2號(hào)西北部等有利目標(biāo)區(qū)?？v向上(圖5),重點(diǎn)考慮生烴、排烴和聚油氣的相鄰關(guān)系,將厚層火山巖發(fā)育且成熟度較高的沙三段和與其相鄰的奧陶系儲(chǔ)集層作為天然氣勘探兩大層系,兼顧中淺層(E3d3—N1g—N2m)油氣。奧陶系潛山油氣勘探應(yīng)圍繞奧陶系剝蝕出露區(qū)開(kāi)展,以南堡1、2號(hào)潛山披覆背斜帶為重點(diǎn)對(duì)象,兼顧南堡5號(hào)構(gòu)造帶和西南莊凸起區(qū);沙三段天然氣勘探以NP5號(hào)、NP2號(hào)和高尚堡構(gòu)造帶為重點(diǎn)對(duì)象,尋找構(gòu)造巖性砂巖油氣藏和火山碎屑裂縫性氣藏;中淺層雖然以油氣共生為特點(diǎn),但多為油田伴生氣,故重點(diǎn)以找油為主,兼顧天然氣勘探,以高柳構(gòu)造南部、南堡1號(hào)構(gòu)造和老爺廟構(gòu)造為主要勘探對(duì)象。

4 結(jié)論

1)該區(qū)已發(fā)現(xiàn)天然氣屬于偏腐殖型天然氣,以油田伴生氣和凝析氣為主,干氣較少,具備天然氣成藏的有利條件,但其主要烴源巖熱演化程度大范圍內(nèi)處于低成熟和成熟階段,尚未達(dá)到大量生氣階段,僅在深洼區(qū)或火山巖附近的氣源巖處于生氣階段,天然氣相對(duì)富集。

2)南堡凹陷天然氣成藏最關(guān)鍵的因素是氣源巖的熱演化程度,下一步勘探工作應(yīng)重點(diǎn)圍繞有效氣源分布范圍展開(kāi),同時(shí)考慮蓋層的有效性和斷裂后期活動(dòng)程度等。

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Conditions and major controlling factors of gas accumulation in Nanpu Sag,Bohai Bay Basin

Xu Anna1,Wang Zecheng1,Zheng Hongju1,Ma Qian2,Wang Zhaoyun1,Cui Ying1,Yang Shuang2
(1.Petroleum Ex ploration and Development Research Institute,PetroChina,Beijing100083,China;2.J idong Oilf ield Company,PetroChina,Tangshan,Hebei062552,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.26-31,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Although the Tertiary sandstone oil reservoirs are the major exploration targets in Nanpu Sag,Bohai Bay Basin,several gas discoveries have been also made in the Ordovician carbonates and the Paleogene volcaniclastic rocks.However,our little understanding of the conditions of gas accumulation and distribution of gas reservoirs becomes a hindrance in the progress of exploration. Through a comprehensive analysis of geochemical parameters of several possible source rocks and gas components,we discuss gas accumulation conditions of typical gas reservoirs in the study area.The geologic conditions in Nanpu Sag are relatively favorable for gas accumulation.These favorable factors include gas-prone mature humic source rocks,various types of quality reservoirs,favorable source rock-reservoir-seal combinations,good timing of various trap types and carrier systems with hydrocarbon charging,and enhancement of source rock maturity by multiple episodic volcanic activities.Thermal evolution of source rocks is the primary factor controlling gas accumulation in this sag,and sealing and late preservation conditions are the secondary factors.Future gas exploration targets should be focused on those areas with effective source rocks,effective seals,or late inactive faults.

Nanpu Sag,gas accumulation condition,major controlling factor,gas accumulation

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)課題(編號(hào):2007CB209502)。

徐安娜,女,1966年生,高級(jí)工程師,博士;主要從事沉積儲(chǔ)層與油氣藏描述研究工作。地址:(100083)北京市學(xué)院路20號(hào)中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院石油地質(zhì)研究所。電話(huà):(010)62097997。E-mail:xuana301x@sina.cn

徐安娜等.渤海灣盆地南堡凹陷天然氣成藏條件及其主控因素.天然氣工業(yè),2011,31(1):26-31.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.005

2010-10-13 編輯 羅冬梅)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.005

Xu Anna,senior engineer,born in 1966,is engaged in research of sedimentary reservoirs and reservoir description.

Add:No.20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing 100083,P.R.China

Tel:+86-10-6209 7997E-mail:xuana301x@sina.cn