薛 永 安

中海石油（中國）有限公司天津分公司

0 引言

面積約20×104km2的渤海灣盆地是中國東部典型的裂谷盆地，經(jīng)歷了印支期、燕山期、喜馬拉雅期等多旋回構(gòu)造運(yùn)動[1-2]。傳統(tǒng)的觀點(diǎn)認(rèn)為，渤海灣盆地屬于油型盆地，難以形成大型天然氣田[3]。另外，渤中凹陷深層油氣來源多，流體相態(tài)復(fù)雜，油氣成藏期次多，成藏過程復(fù)雜，以往對于深層油氣成藏模式、主控因素及富集規(guī)律的研究尚不深入。

中海石油（中國）有限公司天津分公司（以下簡稱天津分公司）對渤海灣盆地渤中凹陷的烴源巖生烴機(jī)理、天然氣成藏機(jī)理等開展了持續(xù)攻關(guān)研究。研究成果認(rèn)為：該凹陷具備形成大型天然氣田的烴源巖潛力，深層低位潛山受郯廬斷裂和張蓬斷裂多期活動的影響，具備發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的潛力，潛山儲層頂面發(fā)育厚層泥巖蓋層（厚度介于800～1 200 m），封蓋保存條件好；并且深層潛山儲層與烴源巖直接接觸，供烴窗口高度可達(dá)2 000 m，供烴條件優(yōu)越。在新的地質(zhì)認(rèn)識的指導(dǎo)下，2016年底鉆探了BZ19-6-1井，在埋深超過3 500 m的古近系古新統(tǒng)—始新統(tǒng)孔店組砂礫巖中鉆遇厚度為242.8 m的氣層，在埋深超過4 000 m的太古界變質(zhì)巖潛山中鉆遇厚度為106 m的氣層。2017—2018年，天津分公司針對孔店組巨厚砂礫巖和太古界潛山陸續(xù)鉆探了BZ19-6-2Sa等10口井，均鉆遇了厚氣層且測試獲得了高產(chǎn)，取得了渤中凹陷深層天然氣勘探的重大突破。筆者對該區(qū)深層天然氣的成藏模式、主控因素及富集規(guī)律等進(jìn)行了系統(tǒng)研究，以期為渤海灣盆地及其他地區(qū)的深層天然氣勘探提供指導(dǎo)和借鑒。

1 地質(zhì)概況

渤海灣盆地屬于裂谷盆地，強(qiáng)烈的斷裂活動造成了基底的差異性沉降，易于形成隆凹相間的盆地格局[4]。渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶位于渤中凹陷西南部，西部與埕北低凸起和渤中凹陷西南次洼相鄰，南部與黃河口凹陷和渤中凹陷南次洼相接，東南部與渤南低凸起相鄰，北為渤中凹陷主洼，以大型凹陷中的背斜隆起帶的形式存在，構(gòu)造位置極為有利（圖1）。

渤中19-6構(gòu)造帶經(jīng)歷了加里東、海西、印支、燕山等多期次構(gòu)造運(yùn)動的改造[5-6]，使得構(gòu)造脊中生界、古生界地層剝蝕殆盡，直接出露太古界變質(zhì)巖基底，在構(gòu)造應(yīng)力和風(fēng)化剝蝕的作用下，潛山頂部形成了裂縫—孔隙型優(yōu)質(zhì)儲層，并在潛山內(nèi)幕形成了裂縫型儲層。古近系幕式裂陷期，變質(zhì)巖潛山之上披覆了孔店組、始新統(tǒng)沙河街組和漸新統(tǒng)東營組，新近紀(jì)裂后熱沉降坳陷期，則穩(wěn)定發(fā)育了中新統(tǒng)館陶組和上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組（圖1）。

圖1 渤中19-6構(gòu)造帶地理位置和綜合柱狀地質(zhì)簡圖

鉆井揭示渤中19-6構(gòu)造帶深層天然氣具有連片含氣、氣藏高度大的特點(diǎn)，主要富集于太古界潛山變質(zhì)巖和孔店組厚層砂礫巖儲層中。其中，太古界變質(zhì)巖儲層埋深普遍超過4 000 m，孔店組砂礫巖儲層埋深也超過了3 500 m。主力烴源巖層為沙河街組和東營組，區(qū)域穩(wěn)定分布的巨厚東三段泥巖是優(yōu)質(zhì)蓋層。由此構(gòu)成了有利的生儲蓋組合和優(yōu)越的油氣成藏條件。

2 天然氣勘探歷程及成果

2.1 早期階段

1981—2000年為早期勘探階段。此階段主要借鑒陸上油氣勘探經(jīng)驗(yàn)，在“源控論”的指導(dǎo)下，以凸起潛山為主要勘探對象進(jìn)行摸索。1995—1996年在渤中凹陷圍區(qū)凸起區(qū)，以變質(zhì)花崗巖潛山為目的層鉆探了CFD18-2E-1井和BZ26-2-1井，兩口井的鉆探雖然都獲得了較高的天然氣測試產(chǎn)能，但是儲量規(guī)模均較小。隨后轉(zhuǎn)入以該凹陷東營組和明化鎮(zhèn)組為主要對象的勘探階段。

2.2 探索階段

2000—2013年為深層天然氣勘探探索階段。2000年，天津分公司針對深層天然氣開展了系統(tǒng)攻關(guān)研究，通過對多個大型天然氣田的解剖，提出區(qū)域性蓋層控制大型天然氣田的認(rèn)識。本著整體研究、重點(diǎn)突破的原則，以明確潛山天然氣地質(zhì)儲量規(guī)模和勘探潛力為目的[7]，于2011年在渤中凹陷西南部鉆探了科學(xué)探索井BZ21-2-1井，潛山進(jìn)尺279 m，完鉆井深為5 141.0 m，完鉆層位為古生界奧陶系，在明化鎮(zhèn)組、東營組都見到了良好的油氣顯示，解釋潛山氣層厚度超過100 m；但由于鉆遇H2S等有毒氣體的影響，被迫提前終止作業(yè)，測試未獲得真實(shí)產(chǎn)能。為進(jìn)一步落實(shí)渤中21—渤中22構(gòu)造區(qū)帶的天然氣儲量規(guī)模，2013年底鉆探了BZ22-1-2井，完鉆井深4 611.0 m，解釋潛山氣層厚度近100 m，裸眼測試日產(chǎn)氣量為40×104m3。BZ21-2-1井是渤海第一口井深超5 000 m的深井，也是渤海深層天然氣勘探的一次大膽探索，為深井鉆井、測試等積累了經(jīng)驗(yàn)。但由于鉆井費(fèi)用高以及天然氣中含有H2S、CO等有毒氣體的影響，對于該區(qū)帶的勘探進(jìn)入了停滯期。

2.3 突破階段

2014—2018年為深層天然氣勘探突破階段。通過一系列有針對性的攻關(guān)研究，在烴源巖生氣機(jī)理、優(yōu)質(zhì)蓋層“被子”封閉模式、變質(zhì)巖潛山多期構(gòu)造運(yùn)動控儲等方面都獲得了重要的地質(zhì)認(rèn)識。研究成果認(rèn)為，渤中凹陷深層具備形成大氣田的烴源巖基礎(chǔ)，具備良好的儲蓋條件、運(yùn)移條件以及保存條件，太古界潛山、孔店組圈閉面積較大、形態(tài)較好、成藏條件優(yōu)越，具有較好的勘探潛力。2016年底在渤中19-6構(gòu)造帶鉆探BZ19-6-1井，在深度超過3 500 m的孔店組鉆遇超過600 m的巨厚砂礫巖，測井解釋氣層厚度為242.8 m，太古界變質(zhì)巖潛山進(jìn)尺超過150 m，完鉆井深為4 180.0 m，發(fā)現(xiàn)厚度為106.0 m的氣層。2017—2018年，繼續(xù)鉆探了BZ19-6-2Sa等10口井，在孔店組砂礫巖和太古界變質(zhì)巖潛山均鉆遇了超厚油氣層，其中，在BZ19-6的1、3、5井區(qū)鉆遇厚層砂礫巖，厚度介于390～741 m，測井解釋氣層厚度介于228.7～315.4 m，最大單層氣層厚度為183.3 m，測試獲得最高日產(chǎn)氣量為31.37×104m3、最高日產(chǎn)油量為233.4 m3；太古界潛山最大進(jìn)尺為983 m，完鉆井深為5 508 m，氣層最大厚度為388.7 m，測試獲得最高日產(chǎn)氣量為31.21×104m3、最高日產(chǎn)油量為305.16 m3。渤中19-6構(gòu)造帶孔店組砂礫巖和太古界變質(zhì)巖巨厚氣層的發(fā)現(xiàn)及油氣測試獲得高產(chǎn)，標(biāo)志著渤海海域深層天然氣勘探取了重大突破。

3 天然氣成藏的地質(zhì)認(rèn)識

3.1 厚層腐殖—腐泥型烴源巖高成熟階段富氣是大氣田形成的物質(zhì)基礎(chǔ)

3.1.1 天然氣為腐殖—腐泥型烴源巖熱解氣

渤中凹陷深層天然氣成因類型主要為干酪根熱解氣和油型氣。根據(jù)天然氣組分計(jì)算的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)參數(shù)組合可以判識干酪根熱解氣和原油裂解氣，馬永生[8]通過總結(jié)氣田實(shí)際數(shù)據(jù)認(rèn)為干酪根熱解氣與原油裂解氣相比上述2個參數(shù)均較低，并建立了判識圖版。渤中19-6構(gòu)造帶天然氣ln(C1/C2)和ln(C2/C3)均值分別為2.2和1.1，按圖版判識為干酪根熱解氣（圖2-a）。天然氣組分碳同位素值δ13C1和（δ13C2－δ13C3）參數(shù)組合也可以判斷天然氣成因類型，郭利果等[9]在干酪根和原油的程序升溫?zé)崮M實(shí)驗(yàn)中觀察到，干酪根熱解氣前者逐漸降低，而后者略微增大，原油裂解氣前者先減小后增大，而后者迅速減小，渤中19-6構(gòu)造帶天然氣的δ13C1和（δ13C2－δ13C3）兩個參數(shù)均值分別介于－39.1‰～－38.5‰和－2.2‰～－1.1‰，判斷為干酪根熱解氣（圖2-b）。

圖2 根據(jù)天然氣組成（a）和碳同位素值（b）判斷天然氣成因圖版

油型氣的判識主要依據(jù)烷烴氣的碳同位素值和輕烴指標(biāo)，渤中19-6構(gòu)造帶天然氣甲烷碳同位素值介于－39.1‰～－38.5‰，平均為－38.7‰，乙烷碳同位素值介于－27.0‰～－25.6‰，平均值為－26.3‰，丙烷碳同位素值介于－25.6‰～－24.3‰，平均值為－24.9‰，二甲基環(huán)戊烷和甲基環(huán)己烷占C7輕烴的比例分別為13%和37%。乙烷碳同位素被認(rèn)為反映了母質(zhì)類型，油型氣乙烷碳同位素值小于－29‰，煤成氣乙烷碳同位素值大于－25‰[10]或者大于－26‰[11]。C7輕烴中的甲基環(huán)己烷主要來源于高等植物，反映了煤型氣的特征，二甲基環(huán)戊烷主要來源于水生生物，反映了油型氣的特征[12]，甲基環(huán)己烷小于50%[13]或70%[14]為油型氣。鑒于渤中凹陷深層烴源巖先期已經(jīng)大量生油，后期隨著成熟度增大，高演化階段生成的天然氣碳同位素值向偏重的方向遷移。因此，將深層天然氣類型綜合判識為油型氣，主要來源于腐殖—腐泥型烴源巖。

3.1.2 渤中凹陷烴源巖在高演化階段大量生氣

渤海海域發(fā)育既能大量生油又能大量生氣的腐殖—腐泥型烴源巖是該區(qū)深層能夠找到大氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。渤中凹陷位于渤海灣盆地的中心，是盆地發(fā)展演化的歸宿[15]，其烴源巖層系與陸上濟(jì)陽坳陷和遼河坳陷相比更新。鉆井資料揭示，該凹陷發(fā)育沙河街組和東營組優(yōu)質(zhì)烴源巖，該烴源巖對該凹陷的油氣成藏均有明顯貢獻(xiàn)，其中以沙河街組三段的貢獻(xiàn)為最大。該烴源巖姥鮫烷/植烷介于0.10～2.70，伽馬蠟烷/C30藿烷介于0.05～1.10，微量元素Sr/Ba介于0.16～0.34，B/Ga介于2.6～4.0，用微量元素恢復(fù)的古鹽度介于5‰～9‰，反映烴源巖形成于還原—弱氧化、微咸水—半咸水沉積環(huán)境，表明作為渤海灣盆地發(fā)展演化歸宿的渤中凹陷烴源巖沉積水體環(huán)境更加開闊，可以接受水生和陸源等多種來源的有機(jī)質(zhì)。該烴源巖全巖光片下的藻類體主要呈分散狀且可見較多的陸源鏡質(zhì)體[16]，干酪根顯微組分中以腐泥組和殼質(zhì)組為主，二者含量之和介于83%～99%，鏡質(zhì)組最高也可達(dá)16%，干酪根類型指數(shù)平均為70，烴源巖類型屬于腐殖—腐泥型。黃金管熱模擬實(shí)驗(yàn)證實(shí)，該凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖生氣潛力可占總生烴潛力的38%，反映了腐殖—腐泥型烴源巖兼具大量生油和大量生氣的潛力。

渤海海域渤中凹陷深層烴源巖的巨大埋深和較高的大地?zé)崃髦?，使得烴源巖整體處于高—過成熟階段，烴源巖在較高的熱演化程度下大量生氣是該區(qū)得以形成大氣田的基礎(chǔ)。作為盆地發(fā)展演化的歸宿，渤中凹陷沉積了巨厚的東營組和館陶組—明化鎮(zhèn)組地層，深層的沙河街組和東營組優(yōu)質(zhì)烴源巖埋深普遍超過4 000 m，最大埋深可超過10 000 m。在太平洋板塊俯沖和走滑拉分的共同作用下，渤中凹陷發(fā)生明顯的地殼減薄[17-18]，最薄處約28 km[19]，由此使得該凹陷具有較高的大地?zé)崃髦?，洼陷帶熱流值介?0～65 mW/m2[15]，較大的埋深和較高的大地?zé)崃髦凳沟迷摪枷萆顚訜N源巖具有高Ro值（1.5%～3.6%）。

3.2 巖石類型、應(yīng)力改造、流體溶蝕共同控制了深層規(guī)模性儲層的形成

3.2.1 儲層的基本特征

渤中19-6構(gòu)造帶深層天然氣主要富集于厚層的孔店組砂礫巖和太古界潛山變質(zhì)巖儲層中，特征分述于下。

1）砂礫巖儲層主要分布在渤中19-6構(gòu)造帶的東南部，埋深介于3 500～4 200 m，巖石類型以砂礫巖、砂質(zhì)礫巖和含礫砂巖為主。儲集空間主要包括孔隙和裂縫，為裂縫—孔隙型儲層。孔隙主要包括原生孔隙和次生孔隙兩大類，前者主要為礫石點(diǎn)狀接觸形成的支撐格架孔（圖3-a），后者主要為顆粒溶蝕孔（圖3-b）、粒間膠結(jié)物溶蝕孔以及粒間高嶺石晶間微孔等。裂縫可分為構(gòu)造縫和溶蝕縫，前者包括顆粒擠壓共軛縫（圖3-b）及貫穿顆粒的構(gòu)造成因縫（圖3-c、e），后者則主要分布在砂礫巖的礫石內(nèi)部，是風(fēng)化剝蝕階段礫石內(nèi)微裂縫后期溶蝕擴(kuò)大的結(jié)果，以彎曲和局限礫石內(nèi)部為特征（圖3-d）。對98塊砂礫巖儲層巖心樣品的測試結(jié)果表明：孔隙度介于0.29%～14.50%，平均值為6.29%，孔隙度介于4.00%～10.00%的樣品比例占到了67.35%（圖4-a）；滲透率介于0.02～21.06 mD，平均值為2.79 mD，滲透率介于1.00～10.00 mD的樣品比例占到了46.27%（圖4-b）。該類儲層的厚度介于13～741 m，平均值為251 m，各井區(qū)砂礫巖發(fā)育厚度差異較大。

2）太古界潛山變質(zhì)巖儲層主要分布在渤中19-6構(gòu)造帶西部、北部以及渤中13-2構(gòu)造帶，埋深普遍超過4 200 m。巖石類型以片麻巖、混合片麻巖、混合花崗巖和碎裂巖為主。從潛山頂面向下，變質(zhì)巖儲層依次可以分為風(fēng)化裂縫帶、裂縫帶、致密帶、內(nèi)幕裂縫帶和基巖帶，其中風(fēng)化裂縫帶、裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶是儲層發(fā)育段。風(fēng)化裂縫帶為孔隙—裂縫型儲層，儲集空間主要是構(gòu)造微裂縫（圖3-f、g）以及沿微裂縫溶蝕微孔（圖3-h、i）。對365塊太古界潛山變質(zhì)巖儲層樣品的測試結(jié)果表明：孔隙度介于0.075%～20.915%，平均值為3.980%（圖4-c），孔隙度介于2%～4%的樣品比例占到了43.6%；滲透率介于0.003～20.626 mD，平均為0.351 mD（圖4-d），滲透率小于0.5 mD的樣品比例占到了90.45%。該類儲層的非均質(zhì)性強(qiáng)，但橫向分布卻相對穩(wěn)定。

圖3 渤中19-6構(gòu)造帶砂礫巖與變質(zhì)巖儲層儲集空間顯微照片

圖4 渤中19-6構(gòu)造帶砂礫巖與變質(zhì)巖儲層孔隙度、滲透率頻率分布圖

3.2.2 規(guī)模性儲層的成因機(jī)制

陸上多年的油氣勘探實(shí)踐證實(shí)，儲層規(guī)模是大型天然氣田形成的重要條件。綜合研究該區(qū)大量地質(zhì)資料的結(jié)果表明，巖石類型—應(yīng)力改造—流體溶蝕聯(lián)合控制了渤海海域深層超大規(guī)模儲層的發(fā)育。

碎屑巖儲層的儲集空間一般以孔隙型為主，受埋深影響較大，伴隨埋深的增大壓實(shí)作用增強(qiáng)，物性逐漸變差[20]。渤中凹陷深層孔店組巨厚砂礫巖儲層能夠得以規(guī)模性發(fā)育，構(gòu)造應(yīng)力起到了決定性作用。該凹陷是渤海灣盆地地幔上隆最高、巖石圈最薄的地方，也是中國東部主干斷裂——郯廬斷裂直接穿過的地方[21]，尤其是在喜馬拉雅期晚期，太平洋的俯沖方向發(fā)生變化，郯廬斷裂發(fā)生右旋走滑拉張[22-23]，派生了大量的北東向張性裂縫。從砂礫巖儲層巖心樣品顯微薄片中可以看到大量的長石晶格錯動（圖3-e），貫穿礫石的構(gòu)造縫。這些裂縫增強(qiáng)了砂礫巖儲層的連通性，并為后期酸性流體的改造提供了滲流通道?？椎杲M砂礫巖體上覆沙三段泥巖，普遍缺失沙四段（距今50.5～42.0 Ma）地層，構(gòu)造隆升和長時(shí)間的風(fēng)化淋濾也促進(jìn)了砂礫巖次生溶孔的發(fā)育（圖3-b）。因此認(rèn)為，構(gòu)造應(yīng)力改造和溶蝕作用是砂礫巖儲層主要的形成機(jī)制。

太古界潛山變質(zhì)巖受到強(qiáng)烈的構(gòu)造動力作用，產(chǎn)生厚層破碎帶以及動力變質(zhì)帶，并形成大量的裂縫型儲集空間。鉆井證實(shí)，渤中凹陷深層潛山頂面裂縫密度對儲層裂縫預(yù)測具有良好的指示作用（圖5-a）。潛山主要發(fā)育3期構(gòu)造裂縫，Ⅰ期和Ⅱ期裂縫多已被充填(圖5-b、c)，第Ⅲ期裂縫形成較晚，大部分呈開啟或半充填狀態(tài)（圖5-c），可作為天然氣的有效儲集空間。潛山變質(zhì)巖受風(fēng)化淋濾作用的影響，儲層縱向分帶特征明顯，從風(fēng)化裂縫帶儲層巖心薄片中可以看到大量的顆粒溶蝕孔和沿裂縫的溶蝕孔（圖3-h、i）。因此認(rèn)為，風(fēng)化淋濾作用不僅是該區(qū)變質(zhì)巖儲層發(fā)育的重要成因機(jī)制，而且也是儲層分帶的重要參考指標(biāo)。

圖5 渤中19-6構(gòu)造帶潛山變質(zhì)巖儲層裂縫發(fā)育特征圖

前人的研究成果已經(jīng)揭示，巖石類型是控制變質(zhì)巖儲層發(fā)育的重要基礎(chǔ)[24]。渤中凹陷深層太古界潛山變質(zhì)巖鉆井揭示，長英質(zhì)含量較高、暗色礦物含量較低的變質(zhì)花崗巖、混合片麻巖及混合巖等巖類比暗色礦物含量較高的斜長片麻巖裂縫更為發(fā)育。渤中19-6構(gòu)造帶砂礫巖的礫石主要來源于下伏的富長英質(zhì)的變質(zhì)巖，其力學(xué)性質(zhì)與變質(zhì)巖潛山風(fēng)化殼相近，在砂礫巖鑄體薄片中見到了大量的礫石內(nèi)部縫及鉀長石共軛擠壓破碎縫（圖3-b、e），顯示出巖石成分對于裂縫發(fā)育程度的影響。綜上所述表明，巖石類型—應(yīng)力改造—流體溶蝕共同控制了該區(qū)潛山變質(zhì)巖及砂礫巖儲層的發(fā)育。

3.3 渤中凹陷深層大氣田的成藏模式為先油后氣的氣侵式

渤中19-6構(gòu)造帶孔店組砂礫巖和太古界潛山變質(zhì)巖被沙河街組和東營組中的一套或多套優(yōu)質(zhì)烴源巖覆蓋，部分區(qū)域通過大斷層斷面與烴源巖直接接觸，供烴窗口高度可達(dá)2 000 m，具備大范圍高強(qiáng)度供烴的有利條件。該區(qū)烴源巖處于高—過成熟階段且普遍發(fā)育超壓，常壓—弱超壓的圈閉具有超壓驅(qū)動近源成藏的便利條件。如圖6所示，該區(qū)的油氣運(yùn)移模式包括3種：①斷裂帶烴源巖通過斷面與砂礫巖和潛山變質(zhì)巖儲層接觸，所生成的油氣直接進(jìn)入圈閉成藏；②斜坡帶烴源巖與砂礫巖儲層和潛山風(fēng)化殼側(cè)向接觸，油氣沿風(fēng)化殼側(cè)向運(yùn)移成藏；③構(gòu)造高部位烴源巖披覆于砂礫巖儲層和潛山風(fēng)化殼之上，超壓驅(qū)動向下排烴成藏。其中前兩種模式是渤中19-6大氣田天然氣成藏的主要機(jī)制。氣藏上覆的區(qū)域性巨厚超壓泥巖為前者提供了良好的封蓋及保存條件。

研究發(fā)現(xiàn)，渤中19-6構(gòu)造帶氣藏頂部含有大量瀝青，包裹體研究也發(fā)現(xiàn)早期含有大量重質(zhì)油包裹體，后期為輕質(zhì)油包裹體，晚期是氣包裹體。筆者認(rèn)為：先期深層油藏在新構(gòu)造運(yùn)動中發(fā)生調(diào)整，部分原油沿?cái)鄬舆\(yùn)移至淺層新近系圈閉內(nèi)，形成淺層油田；晚期天然氣沿著不整合面及供油窗強(qiáng)烈充注，并對先期油藏中剩余的原油進(jìn)行完全氣洗，將油藏轉(zhuǎn)變?yōu)闅獠夭⒃谌﹂]上部儲層中沉淀了成熟度較低的油質(zhì)瀝青。由此認(rèn)定，渤中19-6凝析氣藏的成藏模式為氣侵式成藏（圖6），該成藏模式具有大供油窗強(qiáng)充注、超晚期快速成藏、早油晚氣等突出特點(diǎn)。

4 大型天然氣田勘探突破的啟示

4.1 長期堅(jiān)持在油型盆地找大氣田的戰(zhàn)略部署是取得天然氣勘探突破的根本

圖6 渤中凹陷深層天然氣藏的成藏模式圖

渤海灣盆地的油氣勘探發(fā)現(xiàn)總體上是油多氣少，長期以來被認(rèn)為是油型盆地，難以找到大氣田[25]。通過近幾年對生烴能力、蓋層及匯聚條件、儲層發(fā)育條件等方面的集中攻關(guān)研究，認(rèn)為渤中凹陷深層—超深層具備形成大氣田的基礎(chǔ)條件。這些認(rèn)識直接推動了天然氣勘探戰(zhàn)略部署轉(zhuǎn)向深層，并成功發(fā)現(xiàn)了渤中19-6構(gòu)造帶儲量超千億立方米大氣田。這是迄今為止渤海灣盆地最重大的天然氣發(fā)現(xiàn)，揭開了渤中凹陷深層天然氣勘探的新篇章。

4.2 主力烴源巖生氣能力是大氣田形成的基礎(chǔ)

通過對渤中凹陷盆地演化、烴源巖發(fā)育和生烴模式等方面的研究，提出了渤中凹陷多套巨厚的腐殖—腐泥型烴源巖能夠在高演化階段大量生氣的新認(rèn)識。渤中凹陷面積約1×104km2，沙河街組和東營組烴源巖厚度普遍超過1 000 m且整體上處于高—過成熟階段，按照新的生烴模型計(jì)算的天然氣資源量可超過1×1012m3。作為富烴凹陷的黃河口凹陷和遼中凹陷深層同樣發(fā)育腐殖—腐泥型烴源巖，整體上也處于高—過成熟階段，因而有可能具有較好的天然氣勘探前景。

4.3 區(qū)域性巨厚超壓泥巖的有效封蓋是天然氣得以大規(guī)模匯聚的關(guān)鍵

已有的研究成果表明，我國大中型氣田的儲量豐度與蓋層厚度具有較好的正相關(guān)性[26]，也就是說，蓋層厚度越大、連續(xù)性越好、平面分布越廣，其對斷層破壞的緩沖、調(diào)節(jié)能力也就越強(qiáng)，封閉天然氣能力越強(qiáng)，超大規(guī)模區(qū)域性蓋層的有效封蓋是大氣田形成和保存的必備條件。渤中凹陷是渤海灣盆地的沉積沉降中心，東營組和沙河街組厚度近千米的半深湖—深湖相超壓泥巖易形成較好的“被子”蓋層[27]。受到超壓“被子”蓋層的有效封蓋，高成熟階段生成的天然氣極有可能在區(qū)域蓋層之下的圈閉內(nèi)匯聚成藏。這是渤中凹陷能夠形成大氣田的關(guān)鍵。該認(rèn)識推動了天然氣勘探層系向“被子”蓋層之下的沙河街組、孔店組、潛山地層轉(zhuǎn)移，并在孔店組和太古界獲得了重大突破。

4.4 超大規(guī)模的儲層是大氣田形成的核心約束條件

儲層的規(guī)模直接決定了大氣田的規(guī)模。渤海灣盆地過去也曾經(jīng)發(fā)現(xiàn)過一批儲量規(guī)模在數(shù)百億立方米的中小型天然氣田，并且在渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶周緣也曾經(jīng)找到過幾個凝析氣田，但由于儲層規(guī)模小，致使其油氣儲量都偏低。儲量超千億立方米的渤中19-6大氣田的發(fā)現(xiàn)，展示了該區(qū)孔店組具備形成巨厚砂礫巖的盆地背景；而太古界變質(zhì)巖潛山表層及內(nèi)幕巨厚氣層的發(fā)現(xiàn)，則展示了構(gòu)造應(yīng)力主控，流體改造疊加控制的潛山內(nèi)幕發(fā)育超大型儲層的潛力。這為環(huán)渤中凹陷甚至整個渤海灣盆地尋找大氣田都指明了新的方向。

4.5 工程地質(zhì)一體化融合與安全高效鉆探是深層天然氣勘探成功的重要保障

渤海海域現(xiàn)階段深層天然氣勘探目標(biāo)埋藏深度大，渤中19-6構(gòu)造帶平均鉆井井深為4 700 m，最深可達(dá)5 508 m；氣藏普遍存在異常地層壓力，實(shí)測最高壓力系數(shù)為1.52，其中太古界潛山最高壓力系數(shù)為1.27；地層溫度高，靜溫最高可達(dá)190 ℃；鉆遇斷層多、易漏失，據(jù)統(tǒng)計(jì)平均每口井鉆遇3條斷層，易發(fā)生失返性漏失。上述種種難題致使在該區(qū)鉆井的鉆進(jìn)速度慢、作業(yè)周期長、事故率較高、鉆井成本居高不下。為了保障深層天然氣勘探成效，需要推行工程與地質(zhì)一體化融合：①地質(zhì)領(lǐng)域推進(jìn)深層區(qū)域基礎(chǔ)理論研究，完善復(fù)雜儲層預(yù)測技術(shù)，精細(xì)隨鉆跟蹤，降低勘探風(fēng)險(xiǎn)；②工程領(lǐng)域攻克作業(yè)難題，創(chuàng)新建立中深層鉆探技術(shù)體系，提升機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期，并有效降低事故發(fā)生率，避免地層污染。通過實(shí)施地質(zhì)工程一體化，渤中19-6構(gòu)造帶天然氣藏勘探評價(jià)過程中攻克了諸多難題，4 500 m井深探井鉆井周期由以往的80多天減少至40多天，不僅提高了鉆井效率，而且還大幅度降低了深層天然氣勘探的成本，有效地保障了深層天然氣勘探取得突破。

5 結(jié)論

1）渤中凹陷腐殖—腐泥型烴源巖高成熟階段富氣的特點(diǎn)是大氣田形成的重要烴源巖基礎(chǔ)，深層烴源巖的巨大埋深和盆地較高的大地?zé)崃髦凳菬N源巖大量生氣的有利條件。

2）巖石類型—應(yīng)力改造—流體溶蝕控制了深部碎屑巖及變質(zhì)巖規(guī)模性儲層的形成。

3）渤中19-6大氣田為氣侵式成藏模式，具有大供油窗、強(qiáng)充注、晚期成藏、早油晚氣的特點(diǎn)。

4）渤中凹陷大氣田的勘探突破，主要得益于長期堅(jiān)持“在油型盆地找大氣田”的戰(zhàn)略部署，得益于打開思路、精細(xì)研究、模式創(chuàng)新和技術(shù)進(jìn)步。

總而言之，渤中19-6大氣田的發(fā)現(xiàn)是渤海海域深層天然氣勘探的重大突破，是研究者們在堅(jiān)持解放思想、不斷推進(jìn)理論創(chuàng)新基礎(chǔ)上所獲得的，所形成的渤海灣盆地深層天然氣成藏理論可以為該盆地及其他地區(qū)的深層天然氣勘探提供指導(dǎo)和借鑒。