薛永安 李慧勇

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459)

渤海灣盆地是我國(guó)東部典型的油型盆地，已探明原油儲(chǔ)量約130.5×108t，天然氣儲(chǔ)量約3 510×108m3，已探明原油儲(chǔ)量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于已探明天然氣儲(chǔ)量[1]?？碧綄?shí)踐表明，渤海灣盆地渤海海域部分與周邊陸地油區(qū)相似，具有油多氣少的特征，經(jīng)過(guò)40多年的勘探，已發(fā)現(xiàn)超過(guò)35×108t的石油探明儲(chǔ)量，而天然氣探明儲(chǔ)量?jī)H僅伴隨著原油勘探偶有發(fā)現(xiàn)[2-3]。前人研究認(rèn)為，研究區(qū)晚期新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)活躍，新近系斷層發(fā)育密度大、活動(dòng)能力強(qiáng)，強(qiáng)烈的構(gòu)造活動(dòng)不利于天然氣的保存[4-6]。

渤海油田通過(guò)長(zhǎng)期攻關(guān)研究，特別是近幾年通過(guò)轉(zhuǎn)變勘探思路與創(chuàng)新地質(zhì)認(rèn)識(shí)，認(rèn)識(shí)到在油型盆地存在局部天然氣富集區(qū)，也可找到大氣田，近期在渤中凹陷西南部深層太古界變質(zhì)巖潛山天然氣勘探獲得重大突破。通過(guò)系統(tǒng)開(kāi)展區(qū)域構(gòu)造演化與構(gòu)造精細(xì)解釋，落實(shí)了渤中凹陷西南部深層渤中19-6構(gòu)造大型太古界潛山圈閉群，整體可劃分為南、北兩塊，總?cè)﹂]面積可達(dá)100 km2以上。2016年以來(lái)分別在渤中19-6構(gòu)造南塊和北塊鉆探多口井均獲得了較好的產(chǎn)能，其中南塊測(cè)試獲日產(chǎn)油168 m3、日產(chǎn)氣18.4×104m3，北塊測(cè)試獲日產(chǎn)油305 m3、日產(chǎn)氣31.2×104m3。渤中19-6構(gòu)造目前正在進(jìn)一步擴(kuò)展評(píng)價(jià)中，從已發(fā)現(xiàn)油氣層垂向、橫向展布及構(gòu)造規(guī)模判斷，該構(gòu)造將是渤海灣盆地目前已發(fā)現(xiàn)的最大天然氣田，達(dá)大型氣田級(jí)別。該大型天然氣田的發(fā)現(xiàn)，一方面展現(xiàn)了環(huán)渤中凹陷中深層領(lǐng)域的巨大潛力，同時(shí)也堅(jiān)定了在油型盆地中尋找大型天然氣田的信心，對(duì)于推動(dòng)渤海灣盆地深層勘探具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

渤中19-6構(gòu)造區(qū)位于渤海海域渤中凹陷西南部的深層構(gòu)造脊上，西部與埕北低凸起相鄰，南部與黃河口凹陷相接，東南部與渤南低凸起相鄰，北依沙壘田凸起(圖1)[7-9]。鉆井揭示該構(gòu)造及圍區(qū)發(fā)育多種類型的潛山地層，東部渤中21/22構(gòu)造以古生界為主，西部多個(gè)構(gòu)造有中生界殘留，局部直接出露古生界及太古界，渤中19-6構(gòu)造、渤中26-2構(gòu)造以及北部的曹妃甸18構(gòu)造為太古界直接出露區(qū)；已開(kāi)發(fā)油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明圍區(qū)多個(gè)構(gòu)造的潛山儲(chǔ)層均有較好的產(chǎn)能。渤中凹陷西南部整體表現(xiàn)為近南北向的凹中隆構(gòu)造脊背景，潛山主體披覆沉積古近系和新近系，被近南北向郯廬斷裂西支所夾持，斷裂體系發(fā)育，分割特點(diǎn)顯著，形成多個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，具有獨(dú)特的地質(zhì)結(jié)構(gòu)和油氣聚集特征。研究區(qū)經(jīng)歷了加里東、印支、海西、燕山、喜山多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造，潛山地層長(zhǎng)期暴露剝蝕，變質(zhì)巖潛山遭受多期改造，形成了裂縫型儲(chǔ)集層。潛山上覆地層自上而下分別為新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系東營(yíng)組和沙河街組，構(gòu)造區(qū)南部局部發(fā)育孔店組。太古界變質(zhì)巖潛山是主要目的層段，在地震相上具有空白-雜亂、弱反射的響應(yīng)特征，其平面展布受斷裂控制明顯。

圖1 渤中19-6構(gòu)造區(qū)域位置Fig.1 Regional overview of BZ19-6 structure

2 渤中19-6凝析氣田特征

2.1 地質(zhì)特征

渤中19-6凝析氣田含氣層位主要為太古界。渤中19-6構(gòu)造經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，太古界變質(zhì)巖潛山斷裂發(fā)育，主要發(fā)育三組斷裂體系，分別為近S—N向的走滑斷裂體系、NEE向的張性斷裂體系以及局部發(fā)育的NW向斷裂體系。以近S—N向走滑斷裂為界，西部NW向斷裂體系發(fā)育，東部則主要發(fā)育NEE向斷裂體系。根據(jù)構(gòu)造特征，可將渤中19-6構(gòu)造進(jìn)一步劃分為南、北兩塊。走滑-伸展斷裂相互切割，在研究區(qū)形成了多個(gè)具有背斜、斷鼻形態(tài)的復(fù)雜斷塊圈閉(圖2)。

渤中19-6凝析氣田儲(chǔ)層巖性主要為二長(zhǎng)片麻巖、斜長(zhǎng)片麻巖和混合片麻巖等，靠近大斷裂處可見(jiàn)斷層角礫巖。儲(chǔ)層縱向分帶性明顯，儲(chǔ)集空間以裂縫為主，亦可見(jiàn)沿縫的溶蝕孔隙?？紫抖仍?.7%～12.8%之間，平均值為5.3%，滲透率在0.01～11.81 mD之間，平均值為0.733 mD；在裂縫發(fā)育段孔隙度值可達(dá)12.5%～12.8%，滲透率可達(dá)11.81 mD。

根據(jù)太古界潛山測(cè)試獲得的地層溫度和壓力資料，渤中19-6凝析氣田壓力系數(shù)為1.15～1.26，為弱超壓凝析氣田；地溫梯度為3.3～3.4 ℃/100 m，為正常的溫度系統(tǒng)。

2.2 流體性質(zhì)

渤中19-6凝析氣田地面凝析油密度介于0.792 6～0.808 9 g/cm3(20 ℃)，平均值為0.800 3 g/cm3；黏度介于1.244～2.136 mPa·s(50 ℃)，平均值為1.640 mPa·s；含蠟量高，平均值為13.56%；含硫量低，平均值為0.017%；凝固點(diǎn)介于12～22 ℃(表1)。天然氣中烴類氣含量最大值為90.71%，最小值為83.58%，平均值為88.27%；甲烷含量介于70.85%～78.25%，平均值為75.63%；氮?dú)夂康停橛?.12%～0.15%，平均值為0.13%；CO2含量介于9.19%～16.27%(表1)。

圖2 渤中19-6構(gòu)造太古界頂面構(gòu)造簡(jiǎn)圖Fig.2 Sketch map of the Archean top surface of BZ19-6 structure

地層流體分析表明，渤中19-6構(gòu)造流體在地層條件下呈凝析氣相，井流物中C1+N2含量為61.19%，C2—C6+CO2含量為30.85%，C7+含量為7.97%，通過(guò)油氣藏流體類型三角圖等綜合分析為凝析氣。此外，地層流體臨界溫度低(52.4 ℃左右)，臨界壓力低(40.76 MPa左右)，露點(diǎn)壓力為45.74 MPa，地露壓差小(1.19 MPa)，顯示出地層流體中重?zé)N組分含量占有一定比例。臨界凝析溫度為384.8 ℃，臨界凝析壓力為45.74 MPa，地層溫度處于臨界溫度與臨界凝析溫度之間。定容衰竭實(shí)驗(yàn)中，隨壓力下降反凝析液量增大，最大反凝析液量可達(dá)40.97%，地面凝析油含量達(dá)710.67 g/m3，表明渤中19-6凝析氣田具有特高含凝析油凝析氣藏特征。

表1 渤中19-6凝析氣田凝析油和天然氣分析數(shù)據(jù)Table 1 Condensate oil and natural gas component contents of BZ19-6 condensate gas field

3 渤中19-6凝析氣田成藏主控因素

3.1 渤中凹陷巨大生氣潛力是大型凝析氣田形成的基礎(chǔ)

渤中凹陷發(fā)育3套烴源巖，分別為東營(yíng)組三段、沙河街組一段和沙河街組三段烴源巖[10-11]。渤中19-6構(gòu)造天然氣甲烷同位素為-38.8‰左右，依據(jù)天然氣δ13C1-Ro關(guān)系式計(jì)算Ro值為1.6%[12]，表明天然氣為成熟—高成熟階段產(chǎn)物。生烴演化史研究表明，沙河街組三段烴源巖在24 Ma左右開(kāi)始生烴，12 Ma左右達(dá)到生烴高峰，目前Ro約為1.8%～2.4%；沙河街組一段烴源巖在12 Ma左右開(kāi)始生烴，現(xiàn)今Ro介于1.6%～2.2%；東營(yíng)組三段烴源巖現(xiàn)今Ro介于1.0%～1.6%[13]。綜合考慮儲(chǔ)層與烴源巖對(duì)接關(guān)系、烴源巖生烴演化史和天然氣成熟度等，渤中19-6構(gòu)造天然氣主要來(lái)源于渤中凹陷沙河街組三段烴源巖。另外，天然氣組分特征和碳同位素值是劃分天然氣成因類型的重要依據(jù)，戴金星 等[12]用我國(guó)437個(gè)氣樣和其他國(guó)家96個(gè)氣樣的δ13C1與C1/C2+3建立了天然氣成因判別圖版。圖3為渤中19-6構(gòu)造天然氣δ13C1-C1/C2+3判別圖版，可見(jiàn)該構(gòu)造天然氣為凝析油伴生氣。綜合油源對(duì)比結(jié)果，認(rèn)為渤中19-6構(gòu)造天然氣應(yīng)與油同源，為沙河街組三段烴源巖干酪根熱裂解生成的凝析油伴生氣。

圖3 渤中19-6構(gòu)造天然氣δ13C1-C1/C2+3判別圖Fig.3 The discriminant graph of δ13C1-C1/C2+3 of BZ19-6 structure

在明確油氣源的基礎(chǔ)上，通過(guò)深入分析渤中凹陷烴源巖條件，認(rèn)為渤中凹陷具有巨大的生氣潛力，為大型凝析氣田的形成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。渤中凹陷沙河街組三段主力烴源巖普遍含有較高的陸源有機(jī)質(zhì)，腐泥組含量大都在40%以下，具有相對(duì)富氣的生烴特征；有機(jī)質(zhì)豐度較高(TOC值絕大多數(shù)在2%以上，S1+S2值大多數(shù)大于20 mg/g)；埋深多在3 000～5 000 m以深，大部分為高成熟—過(guò)成熟，已進(jìn)入規(guī)模生氣階段。另外，從生氣量、生氣強(qiáng)度和生氣豐度上看，渤中凹陷沙河街組三段居渤海海域各凹陷首位，同時(shí)也是渤海灣盆地各凹陷之首，分別達(dá)299.602×1011m3、48.261×108m3/km2和84.919×108m3/km2，明顯高于遼中凹陷(73.501×1011m3、26.864 4×108m3/km2和22.556 8×108m3/km2)、渤東凹陷(41.407×1011m3、24.357 1×108m3/km2和45.566 5×108m3/km2)和黃河口凹陷(6.854×1011m3、14.161 1×108m3/km2和29.646 1×108m3/km2)等[3]。根據(jù)國(guó)內(nèi)外的資料統(tǒng)計(jì)和經(jīng)驗(yàn)，天然氣排聚系數(shù)按1%～2%計(jì)算，渤中凹陷總天然氣資源量可達(dá)(4 000～8 000)×108m3，巨大的生氣潛力為渤中19-6大型凝析氣田形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2 厚層超壓泥巖“被子”蓋層是天然氣大規(guī)模成藏的重要保障

前人針對(duì)渤海灣盆地天然氣富集規(guī)律研究表明，油型盆地內(nèi)大中型氣田的形成受控于區(qū)域蓋層的發(fā)育程度[18-19]。研究區(qū)太古界潛山直接蓋層為沙河街組與東營(yíng)組，在東營(yíng)組下段與沙河街組沉積期湖泊相發(fā)育，沉積了大套的泥巖。鉆井統(tǒng)計(jì)表明該套泥巖厚度達(dá)800～1 200 m，區(qū)域穩(wěn)定分布的巨厚泥巖為深層天然氣保存提供了良好的蓋層條件及運(yùn)移匯聚條件。同時(shí)，受欠壓實(shí)以及生烴作用的雙重影響，從東營(yíng)組二段開(kāi)始，厚層泥巖中發(fā)育超壓，超壓的存在使得天然氣更容易得以保存。

薛永安 等[2]將分布面積較廣、厚度較大的高壓異常泥巖帶(局部地區(qū)包括特殊巖性地層，如膏巖、前古近系等)簡(jiǎn)稱“被子”，并建立了渤海灣盆地大中型天然氣田形成模式，即只有一定厚度的高壓異常泥巖的封蓋，才能保證在較大范圍內(nèi)存在優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層分布，將天然氣控制在其下運(yùn)移聚集，并防止成藏后天然氣向上以較快的速度擴(kuò)散。在該模式的指導(dǎo)下，研究了渤中凹陷“被子”分布。研究區(qū)位于渤中凹陷深層，其上部覆蓋了從凹陷中心延續(xù)至構(gòu)造主體的巨厚的超壓泥巖“被子”(圖4)。利用壓力模擬軟件對(duì)渤中凹陷現(xiàn)今壓力場(chǎng)進(jìn)行了模擬，結(jié)果表明渤中凹陷為明顯的雙超壓結(jié)構(gòu)，上超壓帶壓力系數(shù)介于1.2～1.8，分布比下超壓帶廣，從凹陷到低凸起區(qū)均有分布，范圍包括渤中19-6構(gòu)造在內(nèi)的主要構(gòu)造帶；下超壓帶壓力系數(shù)比上超壓帶大，最大可達(dá)2.0，但分布范圍較小，一般分布于凹陷區(qū)，尖滅于斜坡部位(圖4)。分析認(rèn)為，對(duì)渤中19-6凝析氣氣藏形成起控制作用的是上超壓“被子”，表現(xiàn)在2個(gè)方面：①保證凹陷中形成的大量天然氣在“被子”之下匯聚并運(yùn)移至潛山構(gòu)造帶成藏；②氣藏形成之后保證其長(zhǎng)期不散失，這是渤中凹陷區(qū)別于渤海灣盆地其他凹陷形成大氣田的獨(dú)特因素。

圖4 渤中凹陷超壓泥巖“被子”分布Fig.4 “Quilt” distribution of overpressure mudstone of Bozhong sag

3.3 復(fù)雜斷裂帶多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控制裂縫型儲(chǔ)層發(fā)育

基巖潛山儲(chǔ)集空間類型以多種成因的次生溶孔、溶洞及裂縫為主[14-17]。研究區(qū)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型主要為裂縫，構(gòu)造高部位發(fā)育風(fēng)化破碎帶等孔隙型、孔隙-裂縫型儲(chǔ)層。由于變質(zhì)巖本身并不具有作為儲(chǔ)集層的條件，必須經(jīng)過(guò)后期構(gòu)造抬升、風(fēng)化淋濾改造之后才能成為有利儲(chǔ)集層，儲(chǔ)層物性取決于原巖的巖性、風(fēng)化程度、古地貌特征、構(gòu)造改造等多重因素?？碧浇Y(jié)果表明，渤中19-6構(gòu)造太古界變質(zhì)巖潛山氣田為構(gòu)造-風(fēng)化作用主導(dǎo)下的裂縫型儲(chǔ)層(圖5)，良好的儲(chǔ)集條件成為大型氣田形成的關(guān)鍵因素。

圖5 渤中19-6構(gòu)造太古界潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層特征Fig.5 Reservoir characteristics of Archean metamorphic buried hill of BZ19-6 structure

渤中凹陷經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，其中對(duì)潛山的形成及裂縫的發(fā)育起關(guān)鍵作用的主要為印支運(yùn)動(dòng)與燕山運(yùn)動(dòng)。渤中19-6構(gòu)造變質(zhì)巖潛山發(fā)育近S—N向走滑斷裂體系以及近NE向伸展斷層，斷層活動(dòng)本身既可對(duì)巖石產(chǎn)生強(qiáng)烈破碎作用，形成構(gòu)造成因節(jié)理和寬闊誘導(dǎo)裂縫帶，也可進(jìn)一步促進(jìn)深部基巖淋濾作用，加快潛山風(fēng)化，增強(qiáng)儲(chǔ)層改造(圖6)。經(jīng)鉆井證實(shí)和地震剖面特征對(duì)比，渤中19-6構(gòu)造變質(zhì)巖潛山儲(chǔ)層垂向上明顯可以劃分為二元結(jié)構(gòu)，即表層風(fēng)化裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶，在地震剖面上高角度內(nèi)幕斷裂發(fā)育，與儲(chǔ)層發(fā)育對(duì)應(yīng)關(guān)系良好，邊界大斷層一側(cè)和內(nèi)幕斷裂發(fā)育區(qū)儲(chǔ)層厚度明顯增加；內(nèi)幕裂縫帶厚度可達(dá)400 m，目前最深探井鉆遇太古界近600 m后仍見(jiàn)到好的儲(chǔ)層，打破了之前渤海海域潛山儲(chǔ)層段分布于距潛山頂300 m以內(nèi)的認(rèn)識(shí)。

儲(chǔ)層的垂向分帶性及巖石物性特征為地震資料預(yù)測(cè)儲(chǔ)層的空間展布提供了可能性，3D地震潛山內(nèi)幕多屬性融合及最大似然體切片顯示潛山內(nèi)幕斷層以NW向?yàn)橹?，多期不同方向的?yīng)力作用對(duì)大量裂縫的發(fā)育起到了關(guān)鍵作用(圖7)，這充分說(shuō)明斷裂和構(gòu)造應(yīng)力后生節(jié)理對(duì)變質(zhì)巖裂縫型儲(chǔ)層起到了良好的改造作用，在一定程度上控制了變質(zhì)巖風(fēng)化裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶儲(chǔ)層的展布。

3.4 渤中19-6凝析氣田成藏模式

綜合分析認(rèn)為，渤中19-6構(gòu)造帶具有洼中隆的構(gòu)造背景，渤中凹陷可為該區(qū)提供充足的油氣來(lái)源；潛山帶的兩側(cè)均存在著斷距較大的斷裂，使沙河街組三段烴源巖與潛山直接接觸，可為變質(zhì)巖潛山提供區(qū)域性供油窗口；變質(zhì)巖潛山內(nèi)多期裂縫既作為儲(chǔ)層，也是油氣在潛山內(nèi)部發(fā)生運(yùn)移的通道，而潛山頂部超壓泥巖“被子”則為凝析氣運(yùn)移聚集及保存提供了保障。因此，渤中凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖深埋生氣、變質(zhì)巖潛山多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控縫、厚層超壓泥巖“被子”封蓋是渤中19-6大型凝析氣田成藏的關(guān)鍵因素，沙河街組三段烴源巖在明化鎮(zhèn)組沉積晚期進(jìn)入高成熟—過(guò)成熟階段，Ro最大可達(dá)到2.4%以上，其生成的凝析氣難以突破上覆“被子”蓋層，凹陷中心生成的天然氣在“被子”之下發(fā)生橫向運(yùn)移向潛山構(gòu)造匯聚成藏，由于潛山內(nèi)部?jī)?chǔ)層發(fā)育的差異性而形成了內(nèi)幕隔層發(fā)育的“似塊狀氣藏”模式。

圖6 渤中19-6構(gòu)造太古界潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層發(fā)育模式Fig.6 Reservior development mode of Archean metamorphic buried hill of BZ19-6 structure

圖7 渤中19-6構(gòu)造潛山內(nèi)幕最大似然體及多屬性融合平面圖Fig.7 Planar graph of maximum likelihood and multi-attributes fusion of inside buried hill of BZ19-6 structure

4 渤中19-6凝析氣田發(fā)現(xiàn)的地質(zhì)意義

4.1 首次在渤海灣盆地發(fā)現(xiàn)大型氣田，證明在油型盆地局部地區(qū)也可形成大型氣田

渤海灣盆地是我國(guó)最大的油型盆地，目前年產(chǎn)油能力約7 000×104t[20]，而天然氣發(fā)現(xiàn)較少，產(chǎn)量低，沒(méi)有大型氣田。渤中19-6凝析氣田的發(fā)現(xiàn)是渤海海域深層天然氣勘探首次獲得的戰(zhàn)略性突破，印證了多年來(lái)勘探家對(duì)于深埋低潛山發(fā)現(xiàn)大氣田的構(gòu)想，揭開(kāi)了太古界深層凝析氣藏的神秘面紗。同時(shí)，渤中19-6凝析氣田的發(fā)現(xiàn)也是新領(lǐng)域的突破，初步展現(xiàn)了渤海灣盆地環(huán)渤中凹陷帶深層廣闊的勘探領(lǐng)域和勘探潛力，潛山天然氣資源量達(dá)數(shù)千億立方米，資源潛力巨大。

4.2 發(fā)現(xiàn)太古界凝析氣，證實(shí)渤海海域深層仍具備臨界相態(tài)賦存條件

周邊已發(fā)現(xiàn)油氣田相態(tài)及地質(zhì)背景分析表明，渤中22-1構(gòu)造(埋深4 300 m)為純天然氣藏，渤中13-1油田(埋深4 000 m)為臨界相態(tài)高揮發(fā)油藏，埋深較淺(為3 000～3 800 m)的曹妃甸18-2和渤中26-2油田皆為帶油環(huán)的凝析氣藏。渤中19-6構(gòu)造太古界凝析氣藏的發(fā)現(xiàn)，證實(shí)了渤海海域深層仍具備臨界相態(tài)賦存條件，可能標(biāo)志著新的成藏模式的發(fā)現(xiàn)，這對(duì)于重新認(rèn)識(shí)渤中凹陷烴源巖演化、確定流體性質(zhì)具有重大的地質(zhì)和勘探意義。

5 結(jié)束語(yǔ)

多年來(lái)，渤海油田針對(duì)天然氣勘探從地質(zhì)認(rèn)識(shí)到作業(yè)工藝上實(shí)施了一系列創(chuàng)新，形成了一大批成果，這些成果直接支撐了渤中19-6構(gòu)造太古界大型凝析氣田勘探獲得重大突破，有望在中國(guó)東部老油區(qū)獲得千億立方米以上的大氣田，可為處于近海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、人口稠密的京津冀地區(qū)提供清潔能源支持，進(jìn)而助推雄安新區(qū)建設(shè)。

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