徐長貴，于海波，王軍，劉曉健

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

渤海灣盆地是中國東部重要含油氣盆地，截至2017年底，渤海灣盆地共發(fā)現(xiàn)氣田139個(gè)，天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量3 600×108m3，其中最大的千米橋凝析氣田探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量305×108m3、凝析油896×104t[1]。經(jīng)歷半個(gè)多世紀(jì)的勘探未發(fā)現(xiàn)大型天然氣田，晚期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈的渤海海域長期以來被認(rèn)為難以形成大規(guī)模的天然氣田。

前人研究將渤海灣盆地天然氣發(fā)現(xiàn)少的原因歸為烴源巖和蓋層兩個(gè)方面：渤海灣盆地主要烴源巖古近系沙河街組為腐泥型和混合型，演化程度不夠高，以生油為主，不利于大型油型氣藏的形成[2-4]；渤海灣盆地強(qiáng)烈的構(gòu)造活動(dòng)對(duì)蓋層起到破壞作用，不利于天然氣的保存[3,5]。位于渤海灣盆地海域的渤海油田近幾年在成氣物質(zhì)基礎(chǔ)、圈閉形成演化、優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層成因和天然氣保存條件等方面做了大量的研究[6-16]，這些研究成果指導(dǎo)渤海油田成功發(fā)現(xiàn)了渤中19-6千億立方米級(jí)大型氣田，揭開了渤海海域深層天然氣勘探的新篇章。

本文以鉆井、地震、巖心、地球化學(xué)等大量資料為基礎(chǔ)，分析渤海海域深層天然氣成藏基本條件，總結(jié)渤中19-6氣田的成藏特征，建立深埋低潛山-砂礫巖復(fù)合體凝析氣田成藏模式，為渤海灣盆地乃至其他類似的油型陸相斷陷盆地天然氣勘探提供借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤中凹陷處于渤海灣盆地中東部的渤海海域，渤中19-6氣田位于渤中凹陷西南部（見圖1a）。渤中19-6構(gòu)造位于渤中19構(gòu)造脊，該構(gòu)造脊同其西側(cè)的渤中13構(gòu)造脊、東側(cè)的渤中 21-22構(gòu)造脊一起構(gòu)成了面積近400 km2的低潛山群（見圖1b）。這3個(gè)構(gòu)造脊是在太古界基底上發(fā)育起來的、受郯廬走滑斷裂切割形成的復(fù)雜構(gòu)造脊。渤中19-6氣田被南北走向的郯廬斷裂切割成東、西兩部分，并進(jìn)一步被近東西向次級(jí)斷裂切割成復(fù)雜斷塊（見圖1b）。

圖1 研究區(qū)位置圖（a）及構(gòu)造綱要圖（b）

渤中凹陷潛山地層在縱、橫向上分布變化較大，由北部的中生界、下古生界和太古界 3套地層逐漸過渡到南部的太古界 1套地層，下古生界厚度為 50～1 200 m，中生界厚度為100～1 600 m。上覆新生界厚度可達(dá)4 500 m，發(fā)育古近系孔店組、沙河街組和東營組，新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組，以及第四系?？椎杲M以厚度為400～700 m的砂礫巖為主，沙河街組和東營組下部主要為巨厚的深灰色和灰色湖相泥巖，夾薄層粉砂巖、細(xì)砂巖，東營組上部至新近系主要為厚層砂巖、砂礫巖與泥巖不等厚互層，為河流相和三角洲相沉積。

渤中19-6氣田主力氣層為太古界和披覆于低潛山之上的孔店組，氣田西部、東部和東北部分別被渤中凹陷西南洼、南洼和主洼環(huán)繞，洼陷中發(fā)育沙三段、沙一段和東三段 3套優(yōu)質(zhì)烴源巖，烴源巖處于成熟—過成熟階段，超覆于低潛山和砂礫巖之上或通過大斷層斷面直接接觸。

2 渤中19-6氣田形成的基本條件

2.1 渤中凹陷具有多套巨厚高演化的腐殖-腐泥型優(yōu)質(zhì)烴源巖

漸新世以來，渤海海域渤中凹陷是整個(gè)渤海灣盆地的沉降和沉積中心，新生界沉積厚度巨大，且渤中凹陷還處于整個(gè)渤海灣盆地地殼最薄的位置，大地?zé)崃髦得黠@偏高，為形成優(yōu)質(zhì)天然氣田所必需的氣源巖及其高演化程度創(chuàng)造了良好的區(qū)域地質(zhì)條件。

太平洋板塊向歐亞板塊俯沖作用導(dǎo)致地幔隆升造成地殼拉張減薄，疊加走滑作用形成了新生代裂谷盆地[17-18]。渤中凹陷處于郯廬走滑斷裂與張家口—蓬萊斷裂、秦皇島—旅順斷裂的交匯部位，是整個(gè)渤海灣盆地發(fā)展演化的末端，在孔店組沉積期—新近紀(jì)逐漸成為渤海灣盆地沉降和沉積中心（見圖2），接受了巨厚的始新統(tǒng)—漸新統(tǒng)的沙河街組—東營組和新近系館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積[19]。隨著沉積中心遷移，渤中凹陷發(fā)育了沙三段、沙一段和東營組3套湖相烴源巖[20]，其中東營組烴源巖在渤中凹陷是一套重要的烴源巖。沙河街組和東營組烴源巖總厚度普遍超過1 000 m，最厚可達(dá)3 000 m以上，構(gòu)成渤中凹陷大規(guī)模氣源巖。

圖2 渤海灣盆地區(qū)域地質(zhì)剖面圖（剖面位置見圖1）

渤中凹陷地幔隆升和地殼減薄作用強(qiáng)烈，殼幔之間的莫霍面埋深最小僅約25 km[21]，是渤海灣盆地地殼厚度最薄的區(qū)域（見圖3）。特殊的深部結(jié)構(gòu)導(dǎo)致較高的大地?zé)崃鞅尘?，凹陷區(qū)大地?zé)崃髦禐?0～65 mW/m2，周圍凸起區(qū)大地?zé)崃髦低^70 mW/m2[19]。

圖3 渤海灣盆地地殼厚度圖

曾有研究認(rèn)為渤海灣盆地沒有找到大型天然氣田的主要原因是天然氣資源不豐富[3]，古近系沙河街組烴源巖有機(jī)質(zhì)以腐泥型和混合型為主，熱演化程度多處于成熟或高成熟階段，以生油為主，生氣為輔，沒有生成大量裂解氣，因而不利于形成大型油型氣氣藏[2,4]。

渤中凹陷古近系沙河街組和東營組優(yōu)質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高，TOC值最高可達(dá) 6%，HI值最高可達(dá)800 mg/g。但與陸上濟(jì)陽坳陷沙四段烴源巖主要形成于強(qiáng)還原和咸水沉積環(huán)境、干酪根顯微組分以腐泥型為主[22-23]不同的是，渤中凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖姥鮫烷與植烷的比值為0.1～2.7，伽馬蠟烷與C30藿烷比值為 0.05～0.30，應(yīng)用微量元素恢復(fù)的古鹽度為 5‰～9‰，烴源巖主要形成于還原—弱氧化和微咸水—半咸水環(huán)境，干酪根顯微組分中腐泥組和殼質(zhì)組含量均較高，反映在烴源巖有機(jī)質(zhì)構(gòu)成中低等水生生物和陸源高等植物均有重要貢獻(xiàn)；以CFD23-3-1井為例，烴源巖干酪根類型指數(shù)為 29～87（平均為 62），干酪根類型為腐殖-腐泥型，全巖光片下藻類體呈分散狀或不清晰的紋層狀，生烴活化能較高，平均生油活化能為219～222 kJ/mol[24]，有利于烴源巖在高熱演化階段生氣。生烴熱模擬實(shí)驗(yàn)表明，渤中凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖生氣潛力可達(dá)總生烴潛力的38%，反映渤中凹陷腐殖-腐泥型烴源巖既可以在成熟階段大量生油，又可以在高—過成熟階段大量生氣。應(yīng)用生烴模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合已鉆井烴源巖演化剖面，得出渤中凹陷生油門限深度為2 500 m、Ro值為0.5%，生油高峰下限深度為4 100 m、Ro值為0.9%，液態(tài)窗范圍2 100～4 750 m、Ro值范圍0.5%～1.5%。渤中凹陷烴源巖普遍埋深超過5 000 m，最大埋深可達(dá)12 000 m，大埋深和高熱流使渤中凹陷烴源巖處于成熟—過成熟階段，鏡質(zhì)體反射率為1.2%～3.6%，主要處于生氣階段。

渤中凹陷南部東三段和沙一段優(yōu)質(zhì)烴源巖排烴強(qiáng)度約 1 000×104t/km2[13]，其中排氣強(qiáng)度超過 20×108m3/km2，洼陷區(qū)排氣強(qiáng)度更高，滿足了大氣田的形成條件[25]。研究認(rèn)為渤中凹陷天然氣資源量可能超過萬億立方米，具有形成大氣田的充足天然氣資源基礎(chǔ)。

2.2 多期次構(gòu)造演化形成大規(guī)模低潛山-孔店組砂礫巖體復(fù)合圈閉

渤中 19-6構(gòu)造是在太古界基底上發(fā)育起來的大型、多層系、多結(jié)構(gòu)、深埋低潛山復(fù)合圈閉（見圖4），圈閉類型及成因復(fù)雜。

從層系上看，渤中19-6圈閉群在太古界潛山之上，部分地區(qū)覆蓋了中生界以及第三系孔店組砂礫巖。從結(jié)構(gòu)上可分為兩種類型，即僅發(fā)育太古界潛山的單層結(jié)構(gòu)類型，以及包括太古界潛山-中生界潛山和太古界潛山-孔店組砂礫巖體的雙層結(jié)構(gòu)類型。單層結(jié)構(gòu)類型主要分布在渤中19-6構(gòu)造的中北部，太古界潛山-中生界潛山雙層結(jié)構(gòu)類型主要分布在渤中 19-6構(gòu)造的西側(cè)，太古界潛山-孔店組砂礫巖體雙層結(jié)構(gòu)類型主要分布在渤中19-6構(gòu)造的南部。主要為斷塊型、背斜型和鼻狀構(gòu)造圈閉，單個(gè)圈閉面積為2.0～73.7 km2，總?cè)﹂]面積達(dá)250.8 km2，圈閉幅度為75～1 225 m，圈閉高點(diǎn)埋深為3 825～5 475 m。

圖4 渤中凹陷西南部地質(zhì)剖面圖（剖面位置見圖1）

渤中19-6低潛山圈閉形成演化主要經(jīng)歷了4個(gè)構(gòu)造階段：印支期—燕山早期擠壓逆沖成山階段、燕山中期拉張塊斷隆升階段、燕山晚期反轉(zhuǎn)褶隆抬升階段、喜馬拉雅期改造埋藏定型階段（見圖5）。

前印支期，華北地臺(tái)經(jīng)歷的加里東和海西運(yùn)動(dòng)[26-27]以垂直升降為主，僅形成寬緩的褶皺，上奧陶統(tǒng)—下石炭統(tǒng)沉積缺失，發(fā)育低幅背斜型圈閉（見圖5a）。

印支期—燕山早期，在持續(xù)強(qiáng)烈擠壓作用下[28-29]，形成大量近東西向逆沖斷裂；同時(shí)，伴隨南北向走滑斷裂強(qiáng)烈左旋壓扭活動(dòng)，渤中19-6構(gòu)造區(qū)褶皺隆升遭受剝蝕，下古生界剝蝕殆盡，太古界變質(zhì)巖出露地表，早期背斜型圈閉被斷裂改造復(fù)雜化，形成幅度和面積更大的背斜型、斷塊型和斷鼻型圈閉群（見圖5b、圖5c）。

燕山中期，華北地區(qū)構(gòu)造體制和應(yīng)力場特征發(fā)生根本性變革[30-35]，研究區(qū)由先前的壓扭剪切應(yīng)力場轉(zhuǎn)為張扭剪切應(yīng)力場，先存的近東西向斷裂發(fā)生伸展反轉(zhuǎn)，走滑斷裂發(fā)生大規(guī)模左行走滑拉張，渤中19-6構(gòu)造區(qū)作為塊斷差異隆升區(qū)，繼承性發(fā)育的背斜型、斷塊型和斷鼻型圈閉群被進(jìn)一步改造破碎復(fù)雜化（見圖5d）。

燕山晚期，研究區(qū)轉(zhuǎn)入近南北向弱擠壓應(yīng)力場，渤中19-6構(gòu)造區(qū)進(jìn)一步差異隆升，形成北高南低構(gòu)造格局，北部以具有背斜形態(tài)的斷背斜、斷鼻型圈閉為主，南部以斷層夾持的斷塊型圈閉為主（見圖5e）。

喜馬拉雅早期，一方面在強(qiáng)裂陷作用下，先存斷裂發(fā)生伸展活化，在孔店組沉積期北部遭受剝蝕、南部接受砂礫巖沉積；另一方面存在幕式壓扭作用，南部發(fā)生反轉(zhuǎn)抬升，南、北兩部分具有背斜背景的復(fù)雜斷塊圈閉群基本定型。喜馬拉雅晚期，研究區(qū)轉(zhuǎn)入相對(duì)較為平靜的拗陷期，改造微弱，潛山被上覆沉積物快速覆蓋埋藏形成低潛山構(gòu)造（見圖5f）。

2.3 具有多類型巖性優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層

區(qū)域構(gòu)造演化分析表明，渤中19-6構(gòu)造在印支期—燕山期和喜馬拉雅期郯廬走滑斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈，對(duì)太古界變質(zhì)巖以及孔店組砂礫巖中裂縫的形成起到了控制作用。太古界變質(zhì)巖儲(chǔ)集層受印支期以來郯廬斷裂持續(xù)走滑作用的改造，發(fā)育多期次裂縫以及碎裂巖等動(dòng)力變質(zhì)巖，在潛山內(nèi)部形成規(guī)模巨大的裂縫型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層。受喜馬拉雅期郯廬斷裂活動(dòng)影響，孔店組砂礫巖內(nèi)部形成大量裂縫，為深埋砂礫巖裂縫-孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的形成提供了條件。

圖5 渤中19-6低潛山構(gòu)造演化史示意圖（剖面位置見圖1）

2.3.1 太古界變質(zhì)巖儲(chǔ)集層特征及其主控因素

渤中19-6構(gòu)造太古界潛山巖石類型多樣，主要為變質(zhì)巖和后期侵入的巖脈。變質(zhì)巖以片麻巖（見圖6a、圖6b）、變質(zhì)花崗巖（見圖6c）、混合片麻巖（見圖6d）、碎裂巖（見圖6e）和碎斑巖（見圖6f）為主。侵入巖脈多為輝綠巖（見圖6g）、花崗斑巖（見圖6h）和二長斑巖（見圖6i），這類巖體多以巖枝產(chǎn)狀穿插于變質(zhì)巖中。太古界變質(zhì)巖儲(chǔ)集空間按成因可分為風(fēng)化淋濾孔（縫）（見圖6j）、礦物顆粒晶內(nèi)裂縫（見圖6k）和構(gòu)造裂縫3大類，鏡下觀察裂縫具有多期形成特征（見圖6l），為氣藏提供有效儲(chǔ)集空間。228塊變質(zhì)巖巖心孔隙度和滲透率測試結(jié)果顯示，孔隙度為0.2%～21.9%（平均為 4.4%），滲透率為（0.003～614.784）×10-3μm2（平均為5.050×10-3μm2），表明該區(qū)變質(zhì)巖儲(chǔ)集層非均質(zhì)性極強(qiáng)。

渤中19-6氣田變質(zhì)巖潛山儲(chǔ)集層不同于常規(guī)分帶模式，而是分為2個(gè)儲(chǔ)集層段，在2個(gè)儲(chǔ)集層段之間發(fā)育約200 m厚的致密帶（見圖7），該致密帶是下一步的研究重點(diǎn)之一。

太古界變質(zhì)巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層主要受巖性、風(fēng)化淋濾和構(gòu)造3種因素控制[36-39]。渤中19-6構(gòu)造太古界變質(zhì)巖區(qū)域的巖性以二長片麻巖、變質(zhì)花崗巖以及混合花崗巖為主，巖石中長英質(zhì)脆性礦物含量高，在后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用下極易發(fā)育裂縫，具有較好的巖性基礎(chǔ)。變質(zhì)巖潛山經(jīng)歷長期風(fēng)化、剝蝕作用的改造，形成大量風(fēng)化淋濾孔隙和裂縫，大大改善了儲(chǔ)集層的物性。太古界潛山自印支期以來經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，產(chǎn)生不同走向的裂縫組成裂縫網(wǎng)絡(luò)，為后期油氣聚集提供了良好的儲(chǔ)集場所。研究區(qū)太古界主要發(fā)育印支期、燕山期、喜馬拉雅早期、喜馬拉雅晚期共4期裂縫（見圖8）：印支期受揚(yáng)子板塊與華北板塊碰撞影響，產(chǎn)生大量近北西西向逆沖斷層，發(fā)育大量近北西西向擠壓裂縫；燕山期受太平洋板塊沿北北西向向東亞大陸俯沖[40-41]，郯廬斷裂發(fā)生左旋擠壓，派生出大量北東向擠壓裂縫；喜馬拉雅早期地幔柱活動(dòng)引起盆地裂陷，形成大量近南北向張性斷層，進(jìn)而派生出近東西向拉張裂縫；喜馬拉雅晚期太平洋俯沖方向變化，郯廬斷裂發(fā)生右旋走滑拉張，派生出大量北東向張性裂縫。整體而言，4期構(gòu)造裂縫形成3組裂縫體系，構(gòu)成了變質(zhì)巖儲(chǔ)集層主要的儲(chǔ)集空間。

第1儲(chǔ)集層段的氣層厚度為40～300 m，儲(chǔ)集層凈毛比為 0.18～0.68，孔隙度為 0.6%～17.0%（平均為7.1%），滲透率為（0.05～90.30）×10-3μm2（平均為7.40×10-3μm2），不同井區(qū)儲(chǔ)集層發(fā)育程度存在較大差異。受風(fēng)化淋濾作用影響，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層集中發(fā)育在潛山頂部120 m之內(nèi)，下部儲(chǔ)集層受巖性和斷裂發(fā)育程度影響呈現(xiàn)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層和差儲(chǔ)集層間互發(fā)育的特點(diǎn)。第一儲(chǔ)集層段從上往下分為風(fēng)化砂礫巖帶、風(fēng)化裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶（見圖7）。風(fēng)化砂礫巖帶分布在潛山頂部，主要由風(fēng)化淋濾作用形成，風(fēng)化砂礫巖成分以變質(zhì)巖顆粒為主，儲(chǔ)集空間為孔隙型（見圖9a、圖9b），發(fā)育少量裂縫，儲(chǔ)集層物性最好。風(fēng)化裂縫帶發(fā)育在潛山上部，受構(gòu)造作用和風(fēng)化淋濾作用雙重影響，儲(chǔ)集空間類型為孔隙-裂縫型和裂縫型（見圖9c），鏡下可見大量沿裂縫發(fā)育的溶蝕擴(kuò)大孔（見圖9d）。內(nèi)幕裂縫帶以構(gòu)造成因?yàn)橹?，可見長石礦物在構(gòu)造應(yīng)力作用下發(fā)生解理應(yīng)力變形（見圖9e）以及斷裂帶中大量碎基充填現(xiàn)象（見圖9f）。

圖6 渤中19-6氣田潛山巖石類型及裂縫特征

圖7 BZ19-6-7井變質(zhì)巖儲(chǔ)集層分帶（GR—自然伽馬；

第 2儲(chǔ)集層段主要為構(gòu)造作用形成的裂縫性儲(chǔ)集層，厚度約230 m，凈毛比為0.52，孔隙度為0.2%～10.9%（平均為2.8%），滲透率為（0.04～0.05）×10-3μm2（平均為0.05×10-3μm2），鏡下和成像測井均可見大量裂縫發(fā)育（見圖9g、圖9h），分帶性不明顯。

基巖帶位于潛山最下部，主要為受風(fēng)化和構(gòu)造作用影響微弱的新鮮巖石，裂縫不發(fā)育，是變質(zhì)巖潛山儲(chǔ)集層物性最差部位，為非儲(chǔ)集層。

由于渤中19-6氣田太古界變質(zhì)巖潛山存在兩個(gè)明顯的儲(chǔ)集層段，使得該氣田在潛山頂面之下一千多米處仍然存在良好的儲(chǔ)集層，儲(chǔ)集層總厚度巨大，大大拓寬了潛山的勘探領(lǐng)域。

2.3.2 孔店組砂礫巖儲(chǔ)集層特征及其主控因素

孔店組砂礫巖儲(chǔ)集層主要分布在渤中19-6氣田的南部?？椎杲M沉積期湖盆處于初始斷陷時(shí)期，湖盆范圍局限，物源面積大且供給充足?？赝輸嗔验L期活動(dòng)，發(fā)育扇三角洲沉積，提供大量近距離搬運(yùn)的粗碎屑物質(zhì)。隨著相對(duì)湖平面上升，扇三角洲呈退積式發(fā)育特征，在垂向上形成多期疊置、厚度大的粗碎屑沉積體（見圖10），鉆井揭示最大沉積厚度可達(dá)736 m。孔店組砂礫巖礫石主要源自粒徑較小且分選較好的太古界變質(zhì)巖，少量為粒徑較大且呈次棱—棱角狀的中生界火山巖（見圖11a、圖11b）。反映物源主要來自太古界，其次來自中生界。砂礫巖孔隙度為3%～14.5%，平均值為7.8%；滲透率為（0.02～14.50）×10-3μm2，平均值為4.93×10-3μm2（見表1），主體屬于特低孔—特低滲儲(chǔ)集層。砂礫巖儲(chǔ)集空間主要為孔隙和裂縫，其中孔隙主要包括原生粒間孔（見圖11c）、粒間溶蝕孔（見圖11d）、粒內(nèi)溶蝕孔（見圖11e），裂縫主要包括礫石內(nèi)部裂縫（見圖11f）和礫石貫穿縫（見圖11g）。

圖8 渤中19-6氣田太古界不同時(shí)期構(gòu)造應(yīng)力與裂縫發(fā)育關(guān)系圖

砂礫巖儲(chǔ)集層的形成演化受沉積、構(gòu)造和成巖作用共同影響，其中沉積作用是基礎(chǔ)，構(gòu)造作用和成巖作用是關(guān)鍵。研究區(qū)砂礫巖物源主要為太古界變質(zhì)巖，母巖在物源區(qū)遭受風(fēng)化淋濾形成大量裂縫和溶蝕孔，礫石在搬運(yùn)過程中裂縫和溶孔進(jìn)一步擴(kuò)大，礫石沉積后這些孔縫能夠繼續(xù)保存下來，形成繼承型儲(chǔ)集空間，并可作為油氣良好的儲(chǔ)集體。另外，喜馬拉雅期郯廬斷裂活動(dòng)對(duì)深部砂礫巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的形成起到了控制作用，薄片觀察到砂礫巖內(nèi)部發(fā)育大量晚成巖期構(gòu)造應(yīng)力作用下貫穿顆粒形成的裂縫，對(duì)砂礫巖儲(chǔ)集層滲透率的改善起到關(guān)鍵作用，也為后期 CO2等酸性流體對(duì)儲(chǔ)集層的溶蝕改造提供了較好的通道。

圖9 渤中19-6氣田太古界變質(zhì)巖儲(chǔ)集層不同分帶儲(chǔ)集空間特征

2.4 巨厚湖相超壓泥巖蓋層為天然氣成藏提供良好保存條件

渤中19-6構(gòu)造區(qū)在東二段下亞段—沙河街組發(fā)育490～1 200 m厚的湖相泥巖（見圖12）。已鉆井和壓力模擬分析揭示，該套泥巖普遍發(fā)育超壓，具有明顯的雙超壓層結(jié)構(gòu)，可劃分為上超壓層（東二段下亞段+東三段泥巖）和下超壓層（沙河街組泥巖）。上超壓層地層壓力系數(shù)為1.2～1.8，廣泛分布在渤中19-6構(gòu)造區(qū)，為區(qū)域優(yōu)質(zhì)蓋層；下超壓層地層壓力系數(shù)大，最高可達(dá)2.0，分布比較局限，多數(shù)分布在次洼區(qū)和潛山構(gòu)造的斜坡部位，為局部蓋層。

區(qū)域構(gòu)造分析表明，渤中19-6構(gòu)造區(qū)與渤海海域東部郯廬斷裂東支相比，新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)度存在較大差異。郯廬斷裂東支新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)活躍，斷裂極其發(fā)育，有利于油氣沿活動(dòng)斷裂向淺層運(yùn)移聚集成藏[42-44]；渤中19-6構(gòu)造區(qū)新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)較弱，晚期斷裂欠發(fā)育，多數(shù)斷層斷至而未斷穿厚層泥巖段（見圖12），不利于油氣沿?cái)嗔严蛏线\(yùn)移，但有利于油氣在深層聚集成藏。渤中19-6構(gòu)造區(qū)穩(wěn)定分布的巨厚湖相超壓泥巖蓋層一方面控制了天然氣在這套厚層泥巖之下運(yùn)移聚集，另一方面阻止天然氣以較快的速度向上逸散，為天然氣聚集成藏提供了很好的保存條件。

圖10 渤中19-6氣田孔店組砂礫巖沉積相圖

表1 BZ19-6-1井孔店組砂礫巖物性統(tǒng)計(jì)表

圖11 渤中19-6氣田孔店組砂礫巖巖性和儲(chǔ)集空間類型

3 渤中19-6氣田成藏特征與成藏模式

3.1 氣藏特征

3.1.1 天然氣特征與氣源

渤中19-6氣田屬于特高含凝析油凝析氣藏，氣油比為 951～1 658 m3/m3，地面凝析油含量大于 700 g/m3，20 ℃條件下的凝析油密度為 0.792 6～0.808 9 g/cm3（平均為0.799 9 g/cm3），50 ℃條件下的黏度為1.244～2.136 mPa·s（平均為 1.677 mPa·s），含硫量低于 0.03%，含蠟量為 11.80%～18.26%（平均為14.49%），膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量為0.17%～1.42%（平均為0.88%），凝固點(diǎn)為 12～22 ℃（平均為 18 ℃），相比渤海海域其他油氣田的凝析油具有“高含蠟量、高凝固點(diǎn)”的特征。

圖12 渤中19-6構(gòu)造古近系厚層泥巖發(fā)育特征（剖面位置見圖1）

天然氣中烷烴氣含量為83.58%～90.85%（平均為89.25%），CO2含量為 9.15%～16.27%（平均為10.64%），H2S含量為（10.44～36.63）×10-6，屬于“中等—高含二氧化碳、微含硫化氫”天然氣（見表2）。

表2 渤中19-6氣田天然氣組分與碳同位素組成統(tǒng)計(jì)表

渤中19-6氣田天然氣中甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素組成含量分別為-38.8‰～-38.5‰、-27.0‰、-25.6‰～-25.5‰，C7輕烴中甲基環(huán)己烷和二甲基環(huán)戊烷含量分別為37%和 13%，根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)[45-50]判斷屬于油型氣，來源于腐殖-腐泥型烴源巖（見圖13a）。

渤中 19-6氣田天然氣 ln（C1/C2）和 ln（C2/C3）的均值分別為2.2和1.1，與四川中部地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組[51]相近，結(jié)合郭利果等[52]圖版判識(shí)為干酪根降解氣（見圖13b、圖13c）。

應(yīng)用戴金星建立的油型氣甲烷碳同位素組成與鏡質(zhì)體反射率的回歸公式[45]計(jì)算得到渤中19-6氣田天然氣成熟度對(duì)應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率為1.64%～1.71%，屬于高成熟天然氣，與沙三段烴源巖成熟度相近，判斷氣源主要為沙三段烴源巖，同時(shí)推測可能來自地幔幔源CO2氣。由于超壓泥巖向下和側(cè)向沿?cái)嗝婕安徽厦媾艧N會(huì)有部分天然氣來源于沙一段和東營組烴源巖。

CO2碳同位素組成δ13C為-7.0‰～-3.6‰，結(jié)合CO2含量綜合判斷為無機(jī)成因（見表2）。

3.1.2 天然氣的分布

渤中19-6氣田主力含氣層為太古界潛山和古近系孔店組。鉆井揭示潛山氣層厚度為40～400 m，具有如下特征：①平面上，構(gòu)造高部位氣層厚度（106～271 m）大于構(gòu)造低部位氣層厚度（40～45m）；②縱向上氣層主要分布在潛山頂部，次為潛山內(nèi)幕，如南塊潛山頂部120 m范圍內(nèi)凈毛比為0.80、氣層厚度為96.5 m，內(nèi)幕470 m范圍內(nèi)凈毛比為0.37、氣層厚度為174.5 m，北塊潛山頂部120 m范圍內(nèi)凈毛比為0.98、氣層厚度為117.9 m，內(nèi)幕210 m范圍內(nèi)凈毛比為0.49、氣層厚度為102.2 m。

圖13 渤中19-6氣田天然氣成因類型判識(shí)（據(jù)文獻(xiàn)[45-46，51-52]修改，Ⅰ—煤成氣區(qū)；Ⅱ—油型氣區(qū)；Ⅲ—倒轉(zhuǎn)混合氣區(qū)；Ⅳ—煤成氣和油型氣區(qū)；Ⅴ—煤成氣、油型氣、混合氣區(qū)；Ⅵ—生物氣和亞生物氣區(qū)）

古近系孔店組單井氣層厚度為200～300 m，總含氣面積近10 km2。根據(jù)儲(chǔ)集層質(zhì)量和測試產(chǎn)能將儲(chǔ)集層在縱向上劃分為兩類：Ⅰ類儲(chǔ)集層分布在孔店組頂部，厚度為160～200 m，儲(chǔ)集層質(zhì)量相對(duì)較好、測試產(chǎn)能較高；Ⅱ類儲(chǔ)集層分布于孔店組下部，儲(chǔ)集層質(zhì)量比Ⅰ類稍差，厚度為30～130 m，測試產(chǎn)能較低。

渤中19-6氣田太古界潛山為塊狀氣藏，氣柱高度最高處達(dá)1 194 m；古近系孔店組為層狀氣藏，氣柱高度465 m。太古界潛山和孔店組砂礫巖三級(jí)天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量超千億立方米，三級(jí)凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)數(shù)千萬立方米，是渤海灣盆地罕見的大型凝析氣藏。

3.1.3 氣藏特征

渤中19-6氣田地層測試資料表明，孔店組地層壓力為45.57～46.96 MPa，地層壓力系數(shù)為1.21～1.36，地層溫度為134.1～134.9 ℃，屬弱超壓、正常溫度氣藏。太古界潛山南、北塊氣藏地層壓力存在一定的差異，南塊潛山頂部地層壓力為46.93 MPa，地層壓力系數(shù)為1.26，地層溫度為152 ℃；北塊潛山頂部地層壓力為 48.72 MPa，地層壓力系數(shù)為 1.15，地層溫度為171.4 ℃，總體屬于常壓—弱超壓、正常溫度系統(tǒng)氣藏。

3.2 成藏模式

渤中19-6氣田具有近源、多灶超壓供烴特征。渤中凹陷古近系沙三段烴源巖直接披覆在砂礫巖和低潛山之上，或者沙河街組和東營組烴源巖通過斷層與低潛山對(duì)接，烴源巖生成的油氣可以通過風(fēng)化殼和斷層就近進(jìn)入圈閉成藏，具有近源成藏的優(yōu)勢。渤中 19-6氣田被渤中凹陷西南洼、南洼和主洼環(huán)繞，每個(gè)洼陷為一個(gè)生烴中心，具有多灶供烴的優(yōu)勢。洼陷帶處于高演化階段的烴源巖普遍發(fā)育超壓，為油氣成藏提供充足動(dòng)力。

渤中19-6氣田具有超壓氣源、優(yōu)質(zhì)蓋層和常壓—弱超壓儲(chǔ)集層形成的“黃金儲(chǔ)蓋組合”。主要儲(chǔ)集體是孔店組砂礫巖體和低潛山變質(zhì)巖，其上覆地層為厚達(dá)1 000 m的超壓泥巖[53]。

渤中 19-6氣田具有天然氣超晚期快速成藏的特征。現(xiàn)今的凝析氣田在地質(zhì)歷史上經(jīng)歷了早期（距今24～5 Ma）油藏形成與破壞、晚期—超晚期（距今5～0 Ma）油藏調(diào)整與凝析氣藏轉(zhuǎn)換兩個(gè)主要的階段（見圖14）。古近紀(jì)末期（距今24 Ma），渤中南洼和渤中西南洼烴源巖小范圍進(jìn)入成熟階段并開始生排烴，渤中19-6構(gòu)造油氣開始聚集形成小規(guī)模油藏，但由于油藏埋藏淺（約2 000 m）、蓋層條件差而遭受了生物降解及構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的破壞，油氣突破成巖程度較低的東營組泥巖蓋層并逸散，現(xiàn)今凝析油中出現(xiàn)的少量25-降藿烷證明了先期油藏淺埋藏并遭受生物降解的過程（見圖14a）。新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)初始期（距今5 Ma），渤中南洼和渤中西南洼烴源巖廣泛進(jìn)入成熟—高成熟階段并大量生排烴，渤中19-6構(gòu)造開始大規(guī)模聚油，新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使部分聚集的原油沿?cái)鄬酉蛏线\(yùn)移并在淺層新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組圈閉再次聚集成藏，形成渤中 19-4中型油田，渤中19-6氣田儲(chǔ)集層中與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為110～150 ℃，結(jié)合埋藏史確定成藏期主要為距今5 Ma[54-55]（見圖14b）。新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)晚期，渤中南洼和渤中西南洼烴源巖整體進(jìn)入高成熟階段并大量生氣，渤中19-6構(gòu)造天然氣開始大規(guī)模聚集，天然氣在高溫高壓下對(duì)先期油藏形成氣侵，導(dǎo)致原油可溶組分溶解進(jìn)入天然氣，瀝青在儲(chǔ)集層中沉淀下來，先期油藏轉(zhuǎn)換為凝析氣藏，渤中19-6氣田圈閉上部普遍發(fā)育瀝青，根據(jù)Jacob[56]建立的瀝青反射率與鏡質(zhì)體反射率公式計(jì)算得到的瀝青等效鏡質(zhì)體反射率僅為0.9%，反映瀝青為氣侵成因，渤中19-6氣田儲(chǔ)集層中油包裹體發(fā)育豐度很高，GOI值高達(dá) 80%，而氣包裹體發(fā)育豐度低，現(xiàn)今斜坡帶烴源巖仍處于大量生氣階段，反映了渤中19-6氣田天然氣為超晚期成藏。超晚期快速成藏有利于渤中 19-6氣田的保存（見圖14c）。

圖14 渤中19-6氣田潛山氣藏成藏過程（Ar—太古界；

綜上所述，渤中凹陷西南洼、南洼和主洼沙三段烴源巖經(jīng)歷了早油晚氣的生排烴過程，從烴源巖中排出的油氣，在上覆巨厚、區(qū)域分布穩(wěn)定的優(yōu)質(zhì)泥巖蓋層的控制下，沿不整合面、斷裂運(yùn)移，尤其是主力烴源巖與低潛山對(duì)接，側(cè)向供烴窗口大，同時(shí)，烴源巖中普遍發(fā)育的超壓為天然氣運(yùn)移提供了良好的動(dòng)力條件，渤中19-6氣田經(jīng)歷了早油晚氣的成藏過程，超晚期天然氣大規(guī)模聚集成藏并完成油藏向凝析氣藏的轉(zhuǎn)換（見圖15）。

圖15 渤中19-6氣田成藏模式圖（剖面位置見圖1，Ar—太古界；Mz—中生界；E1—2k—孔店組；E2s—沙河街組；E3d3—東三段；E3d2L—東二段下亞段；E3d2U—東二段上亞段；E3d1—東一段；N1g—館陶組；N1mL—明化鎮(zhèn)組下亞段）

4 結(jié)論

渤中凹陷具有形成大型氣田得天獨(dú)厚的地質(zhì)條件。渤中凹陷沉積沉降中心的區(qū)域構(gòu)造位置形成多套巨厚成熟度較高的腐殖-腐泥型優(yōu)質(zhì)烴源巖，提供了充足的氣源；多期次構(gòu)造演化控制形成多類型復(fù)合圈閉；郯廬斷裂活動(dòng)形成多類型巖性優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層，具有潛山變質(zhì)巖和孔店組砂礫巖 2類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層，潛山為塊狀氣藏，孔店組砂礫巖為層狀氣藏；巨厚湖相超壓泥巖蓋層為天然氣成藏提供良好的條件。

渤中19-6氣田屬于大型特高含凝析油凝析氣藏，天然氣成因類型為腐殖-腐泥氣和干酪根降解氣，具有氣層厚度大、氣柱高度大、成藏過程先油后氣的特征，潛山為塊狀氣藏，孔店組砂礫巖為層狀氣藏，氣藏具有超壓源巖多途徑強(qiáng)充注、多套常壓—弱超壓儲(chǔ)集層匯聚、厚層超壓泥巖蓋層保存、天然氣超晚期快速成藏的成藏模式。渤中19-6氣田的發(fā)現(xiàn)為渤海灣盆地天然氣勘探打開了一個(gè)領(lǐng)域，對(duì)類似盆地的天然氣勘探具有重要的借鑒意義。