施和生 王清斌 王 軍 劉曉健 馮 沖 郝軼偉 潘文靜

（ 1中海石油（中國）有限公司勘探部；2 中海石油（中國）有限公司天津分公司 ）

0 引言

渤海灣盆地作為中國東部重要的含油氣盆地，經(jīng)過幾十年的勘探，發(fā)現(xiàn)探明石油儲(chǔ)量約130.5×108t，天然氣儲(chǔ)量約3510×108m3，探明石油儲(chǔ)量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于已探明天然氣儲(chǔ)量[1]，是典型的油型盆地。前人研究認(rèn)為渤海灣盆地多數(shù)地區(qū)古近系烴源巖主要為腐泥型和混合型，熱演化程度不高，未進(jìn)入大量生氣階段，是不能形成大型天然氣聚集帶的根本原因[2-4]。另外，渤海灣盆地晚期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈，對(duì)東營組和沙河街組泥巖破壞強(qiáng)烈，不利于封蓋大型天然氣田[5-7]。近年來，加大了對(duì)渤中凹陷深層的勘探力度，針對(duì)天然氣勘探持續(xù)攻關(guān)，在成烴、成儲(chǔ)、成藏方面取得了一系列新認(rèn)識(shí)[8-12]，落實(shí)了渤中凹陷深層渤中19-6構(gòu)造圈閉群，成功發(fā)現(xiàn)了渤中19-6千億立方米大型凝析氣田。渤中19-6大型天然氣田的發(fā)現(xiàn)揭示了渤中凹陷深層巨大的天然氣勘探潛力，對(duì)推動(dòng)渤海灣盆地天然氣勘探具有里程碑意義。

1 勘探歷程

渤中凹陷位于渤海灣盆地中東部，面積近1×104km2，是渤海海域面積最大的二級(jí)構(gòu)造單元，也是渤海海域唯一的獨(dú)立二級(jí)構(gòu)造單元。渤中19-6氣田位于渤中凹陷西南部深層（圖1），其北部、西部和東部分別為沙壘田凸起、埕北低凸起和渤南低凸起，氣田周邊的曹妃甸18-2油田、渤中13-1油田為早期發(fā)現(xiàn)并已投入開發(fā)，油田規(guī)模?。粴馓餃\層為渤中19-4油田，含油層系為新近系，為已開發(fā)的中型油田。渤中19-6氣田的發(fā)現(xiàn)經(jīng)歷了漫長而艱苦的勘探歷程。

圖1 渤中19-6凝析氣田區(qū)域位置圖Fig.1 Location of BZ19-6 condensate gas field

1.1 早期勘探階段

1981—2000年，在二維地震資料的基礎(chǔ)上開展構(gòu)造解釋工作，結(jié)合重力、磁法資料，發(fā)現(xiàn)渤中凹陷西南部存在一個(gè)重力高異常體，綜合石油地質(zhì)條件分析認(rèn)為其具有良好的勘探潛力，1997年德士古公司以東營組為主要目的層鉆探了BZ19-2-1井，在古近系東營組獲得了一定的發(fā)現(xiàn)，但由于油層厚度薄，地質(zhì)儲(chǔ)量規(guī)模小，不具有商業(yè)價(jià)值。

1.2 深層勘探準(zhǔn)備階段

2000—2010年，在渤中凹陷西南部開展三維地震勘探研究工作，在此基礎(chǔ)上，針對(duì)東營組和淺層明化鎮(zhèn)組進(jìn)行了勘探，在渤中19-4、曹妃甸24-1和渤中13-1南3個(gè)構(gòu)造上鉆探了6口井，發(fā)現(xiàn)了渤中19-4中型油田。同時(shí)積極準(zhǔn)備深層，2006年對(duì)渤中19-4構(gòu)造深層湖底扇大型巖性圈閉進(jìn)行了領(lǐng)域性研究。

1.3 深層天然氣勘探探索階段

2011—2013年，為了尋找深部油氣，在渤中凹陷西南部渤中21-2潛山構(gòu)造鉆探了科學(xué)探索井BZ21-2-1，渤中22-1構(gòu)造鉆探了BZ22-1-2井，在古生界奧陶系石灰?guī)r中發(fā)現(xiàn)了厚層天然氣，氣層厚度為93.2～101.8m，氣藏頂埋深為4348～4862m，裸眼測(cè)試獲得日產(chǎn)氣40×104m3。古生界碳酸鹽巖天然氣中CO2含量高（最高可達(dá)49%），也含有較高的CO、H2S，加上氣藏埋深較大，鉆井費(fèi)用高，這些條件制約了該區(qū)深層天然氣的進(jìn)一步勘探。

1.4 深層天然氣勘探突破階段

2014—2016年，開展渤中凹陷天然氣勘探攻關(guān)研究，認(rèn)為渤中凹陷具備形成大中型天然氣田的資源基礎(chǔ)；深層太古宇變質(zhì)巖潛山在郯廬斷裂和張蓬斷裂的共同作用下有可能存在優(yōu)質(zhì)裂縫型儲(chǔ)層；深部烴源巖通過斷層與潛山對(duì)接或直接覆蓋在潛山之上，供烴窗口大，最大可達(dá)2000m以上，加上太古宇變質(zhì)巖潛山不同于石灰?guī)r潛山，其CO2和H2S含量可能不高，天然氣成藏條件優(yōu)越。特別是通過三維地震資料重新處理，地震資料品質(zhì)得到明顯的改善，并結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化研究，厘定地層層位，針對(duì)深層太古宇潛山設(shè)計(jì)了一口深井BZ19-6-1井，該井于2016年12月鉆探，在孔店組砂礫巖發(fā)現(xiàn)氣層242.8m、太古宇潛山揭示氣層106m。2017年8月，繼續(xù)部署評(píng)價(jià)井BZ19-6-2井，在太古宇潛山發(fā)現(xiàn)氣層270m，中途測(cè)試獲得日產(chǎn)氣18.4×104m3、日產(chǎn)油168m3，揭開了渤中19-6潛山天然氣勘探的序幕。隨后的BZ19-6-2Sa井、BZ19-6-3井、BZ19-6-4井、BZ19-6-7井在砂礫巖和太古宇潛山中分別獲得巨厚氣層，并測(cè)試獲得高產(chǎn)，最高可達(dá)600m3/d油當(dāng)量以上（天然氣超30×104m3/d，凝析油超300m3/d），千億立方米大型天然氣田浮出海面。渤中19-6大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)是解放思想、理論創(chuàng)新、技術(shù)進(jìn)步的基礎(chǔ)上獲得的巨大成果，是幾代渤?？碧饺藢?duì)天然氣勘探不斷探索的結(jié)果。

2 大型凝析氣田地質(zhì)特征

2.1 地層與產(chǎn)層

渤中19-6大型凝析氣田自上而下分別鉆遇第四系，新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組，古近系東營組、沙河街組、孔店組及太古宇。其中，太古宇潛山巖性以片麻巖為主，鋯石U—Pb定年分析表明，片麻巖形成年齡為19～26億年?？椎杲M沉積時(shí)期盆地開始持續(xù)裂陷擴(kuò)張，研究區(qū)三面鄰?fù)?，物源及溝谷體系十分發(fā)育，形成多期疊置的近源扇三角洲沉積[13]，巖性主要為大套砂礫巖或礫質(zhì)粗砂巖，已鉆井揭示砂礫巖體厚度達(dá)400～700m。沙河街組和東營組以及新近系在全區(qū)分布穩(wěn)定，均以砂泥巖沉積為主，并且自下而上呈現(xiàn)出由湖相、三角洲相逐漸轉(zhuǎn)為河流相沉積的特征。渤中19-6氣田的產(chǎn)層主要集中在古近系孔店組砂礫巖和太古宇片麻巖兩套地層中（圖2），氣藏埋深為3800～5600m。

圖2 渤中19-6構(gòu)造地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive columnar section of BZ19-6 structure

2.2 烴源巖特征

渤中凹陷自漸新世以來成為渤海灣盆地的沉積和沉降中心，是盆地演化的歸宿，發(fā)育了巨厚的漸新統(tǒng)東營組和新近系。渤中凹陷發(fā)育古近系沙三段、沙一段和東三段優(yōu)質(zhì)烴源巖[14-16]，3套烴源巖的總厚度介于500～2500m（圖3）。

3套烴源巖不僅厚度大，而且有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好，TOC普遍達(dá)到1%的好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，大部分樣品為TOC超過2%的優(yōu)質(zhì)烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1型為主。沙三段是渤中凹陷最重要的烴源巖，烴源巖質(zhì)量最好；其次是沙一段，它是另一套重要的烴源巖；東三段烴源巖為渤海所特有，對(duì)渤中凹陷大部分油氣藏有貢獻(xiàn)，烴源巖質(zhì)量相對(duì)較差（表1）。

圖3 渤中凹陷西南部沙河街組和東營組烴源巖厚度等值線圖Fig.3 Isopach map of the Shahejie Formation and Dongying Formation source rocks in southwestern Bozhong sag

表1 渤中凹陷烴源巖評(píng)價(jià)參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Evaluation parameters of source rocks in Bozhong sag

沙三段、沙一段和東三段優(yōu)質(zhì)烴源巖干酪根顯微組分組成以腐泥組為主，其次為殼質(zhì)組，兩者又分別以腐泥無定形體和腐殖無定形體為主要組分，干酪根類型指數(shù)介于52～87，平均為70，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ1型。顯微組分組成反映了渤中凹陷烴源巖具有菌藻類等低等生物和陸源高等植物等多種來源的有機(jī)質(zhì)，有機(jī)質(zhì)類型為腐殖—腐泥型，該類烴源巖既可以在低演化階段大量生油，也可以在高演化階段大量生氣。

渤中凹陷古近系烴源巖埋深巨大，一般為4500～7000m；洼陷區(qū)大地?zé)崃髦递^高，為60～65mW/m2。巨大的埋深和較高的大地?zé)崃鲗?dǎo)致烴源巖整體處于高—過成熟階段，凹陷西南部烴源巖鏡質(zhì)組反射率為1.2%～3.5%（圖4）。

為了明確烴源巖的生氣潛力，對(duì)取自渤海海域處于低成熟階段的典型優(yōu)質(zhì)烴源巖樣品進(jìn)行封閉體系黃金管熱模擬實(shí)驗(yàn)（升溫速率為20℃/h），樣品TOC為3.93%，IH為727mg/g，干酪根類型為Ⅰ型。模擬結(jié)果表明，優(yōu)質(zhì)烴源巖最高油產(chǎn)率為461mg/g，按初始IH扣除最高油產(chǎn)率作為干酪根初次裂解氣來計(jì)算[17]，干酪根初次裂解氣產(chǎn)率為266mg/g，干酪根初次裂解氣態(tài)烴產(chǎn)率約占烴源巖生烴潛量的37%（圖5），表明優(yōu)質(zhì)烴源巖既可以大量生油，又可以大量生氣。模擬實(shí)驗(yàn)表明，優(yōu)質(zhì)烴源巖液態(tài)烴產(chǎn)率高峰對(duì)應(yīng)鏡質(zhì)組反射率約為0.9%，對(duì)應(yīng)深度約為4100m，反映了渤中凹陷4100m以下優(yōu)質(zhì)烴源巖進(jìn)入大量生氣階段。渤中凹陷巨厚的腐殖—腐泥型烴源巖在高演化階段大量生氣是渤中19-6大型天然氣田形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖4 渤中凹陷西南部古近系烴源巖底面鏡質(zhì)組反射率等值線圖Fig.4 Vitrinite reflectance contours of the bottom of Paleogene source rocks in southwestern Bozhong sag

圖5 渤海海域典型優(yōu)質(zhì)烴源巖熱模擬烴產(chǎn)率Fig.5 Thermal-simulated hydrocarbon yield of typical high-quality source rocks in Bohai Sea

2.3 儲(chǔ)層特征

渤中19-6構(gòu)造鉆探揭示兩套深部儲(chǔ)層，第一套儲(chǔ)層為古近系孔店組砂礫巖，國內(nèi)外均發(fā)現(xiàn)砂礫巖可作為油氣的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層[18-20]，研究區(qū)砂礫巖主要分布在構(gòu)造南部的BZ19-6-1、BZ19-6-3和BZ19-6-5井區(qū)，為近源扇三角洲沉積（圖6）。砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間多樣，主要發(fā)育原生型、次生型和繼承型，其中原生型儲(chǔ)集空間主要為礫石支撐孔（圖7a），次生型儲(chǔ)集空間主要為粒間高嶺石微孔、膠結(jié)物溶蝕孔（圖7b）、顆粒溶蝕孔和構(gòu)造破碎縫（圖7c），繼承型儲(chǔ)集空間主要為礫內(nèi)裂縫（圖7d）和礫內(nèi)溶蝕孔，屬于裂縫—孔隙型儲(chǔ)層。整體上，砂礫巖儲(chǔ)層孔隙度為0.28～14.50%，平均為6.38%（圖8a），滲透率為0.02～21.06mD，平均2.83mD（圖8b），屬于特低孔—特低滲透儲(chǔ)層。該套儲(chǔ)層橫向上連續(xù)性差，儲(chǔ)層厚度變化較大，各井區(qū)砂礫巖發(fā)育厚度差異較大。

第二套儲(chǔ)層為太古宇變質(zhì)巖儲(chǔ)層，以花崗片麻巖為主，根據(jù)巖心和薄片觀察，儲(chǔ)集空間主要是裂縫以及沿微裂縫的溶蝕擴(kuò)大孔（圖7e、f），屬于裂縫型儲(chǔ)層。變質(zhì)巖儲(chǔ)層孔隙度分布范圍為0.075%～20.915%，平均為4.072%（圖8c）；滲透率分布范圍為0.003～20.326mD，平均為0.373mD（圖8d）。該套儲(chǔ)層橫向分布范圍大，縱向延伸厚度大，全區(qū)穩(wěn)定分布。

通過對(duì)研究區(qū)巖心、壁心和薄片觀察，明確了變質(zhì)巖儲(chǔ)層主要發(fā)育3期裂縫：第一期裂縫主要發(fā)育在印支期，受華北板塊和揚(yáng)子板塊碰撞影響，發(fā)育大量擠壓構(gòu)造裂縫，主要發(fā)育在礦物晶體顆粒內(nèi)部，以充填白云石（圖9a）、泥質(zhì)為特征，裂縫充填程度較高；第二期裂縫主要發(fā)育在燕山期，與太平洋板塊向東亞大陸俯沖有關(guān)，郯廬斷裂發(fā)生左旋走滑作用，巖石破碎作用強(qiáng)烈，形成大量碎裂巖和碎斑巖以及一系列動(dòng)力破碎帶，并派生出大量裂縫，本期裂縫中主要充填碎基（圖9b）、鐵白云石（圖9c）、硅質(zhì)（圖9d）以及鐵質(zhì)礦物；第三期裂縫與新近紀(jì)太平洋俯沖、郯廬斷裂發(fā)生右旋走滑作用有關(guān)，裂縫主要充填方解石（圖9e），大部分呈半充填或開啟狀態(tài)（圖9f），高角度裂縫發(fā)育，是天然氣主力儲(chǔ)集體。

圖6 渤中19-6構(gòu)造孔店組砂礫巖沉積相圖Fig.6 Sedimentary facies of the Kongdian Formation glutenite in BZ19-6 structure

圖7 渤中19-6構(gòu)造砂礫巖與變質(zhì)巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間顯微照片F(xiàn)ig.7 Microscopic photos of the reservoir space of the glutenite and metamorphic rock in BZ19-6 structure

2.4 蓋層特征

渤中19-6構(gòu)造東營組—沙河街組沉積期受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，湖盆進(jìn)一步擴(kuò)大，發(fā)育了一套湖泊相沉積，巖性主要為深灰色泥巖，為盆地提供優(yōu)質(zhì)烴源巖的同時(shí)也為儲(chǔ)層提供了優(yōu)質(zhì)蓋層。蓋層主要為東營組和沙河街組泥巖，泥巖累計(jì)厚度最高可達(dá)上千米，埋深大于3000m，是良好的區(qū)域蓋層（圖9），該層下部鉆遇的油氣層也表明了古近系巨厚泥巖具有良好的封堵能力，與下部儲(chǔ)層形成一套較好的儲(chǔ)蓋組合。

圖8 渤中19-6構(gòu)造砂礫巖與變質(zhì)巖儲(chǔ)層物性分布圖Fig.8 Physical properties distribution of the glutenite and metamorphic reservoirs in BZ19-6 structure

圖9 渤中19-6構(gòu)造太古宇變質(zhì)巖儲(chǔ)層裂縫期次和充填特征Fig.9 Fracture period and filling characteristics of the Archean metamorphic reservoirs in BZ19-6 structure

隨著深度的增加，泥巖的壓力也在升高，并在深度超過3000m的東營組開始出現(xiàn)持續(xù)高壓的情況，東營組下部和沙河街組泥巖聲波時(shí)差具有明顯的反向增加（圖10），這是由于該段壓實(shí)程度不夠而導(dǎo)致的[21]，因此泥巖欠壓實(shí)是該區(qū)巨厚泥巖段超壓形成的主要機(jī)制。后期東營組和沙河街組進(jìn)入生烴階段，生烴作用的持續(xù)導(dǎo)致泥巖蓋層中壓力增大，使得其很好地阻擋了油氣的向上滲漏或沿?cái)嗔训囊萆ⅰ?/p>

2.5 成藏特征

渤中19-6構(gòu)造位于渤中凹陷西南部中央隆起帶周緣，凹陷中烴源巖Ro可達(dá)2.5%，巨厚優(yōu)質(zhì)烴源巖為大型天然氣田的形成提供了充足的油氣來源，并且潛山兩側(cè)烴源巖直接與儲(chǔ)層對(duì)接，供烴窗口可達(dá)上千米，變質(zhì)巖潛山內(nèi)部也可作為油氣的運(yùn)移通道。印支期、燕山期和喜馬拉雅期多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)太古宇變質(zhì)巖和孔店組砂礫巖中裂縫的形成起到了關(guān)鍵作用，潛山頂部東營組和沙河街組巨厚泥巖為天然氣的保存提供了良好的蓋層條件（圖11）。良好的生氣條件、巨厚的儲(chǔ)層以及區(qū)域超壓泥巖封蓋是渤中19-6大型凝析氣田的形成關(guān)鍵。

圖10 渤中19-6構(gòu)造聲波時(shí)差縱向分布圖Fig.10 Vertical AC distribution for BZ19-6 structure

2.6 油氣性質(zhì)特征

渤中19-6氣田測(cè)試氣油比介于951～1658m3/m3，凝析油含量高達(dá)742.8g/m3，屬于特高含凝析油凝析氣藏。渤中19-6氣田天然氣以烷烴氣為主，其中CH4含量介于70.85%～78.27%，平均為76.43%，C1/C1+介于 0.84～0.86，屬于濕氣，CO2含量介于6.88%～16.27%，平均為10.16%，此外還含有（9.24～36.63）×10-6不等的 H2S。

渤中19-6氣田凝析油密度介于0.7914～0.8089g/cm3（20℃），平均為0.7976g/cm3（20℃）；凝 析 油 黏 度 介 于 1.244～3.438mPa·s； 平 均 為1.940mPa·s；含蠟量介于9.70%～18.26%，平均為14.04%；膠質(zhì)+瀝青質(zhì)介于0.170%～1.700%，平均為1.005%；凝固點(diǎn)介于12～23℃，平均為19℃；含硫量低于0.025%。

圖11 渤中19-6凝析氣田油藏剖面Fig.11 Reservoir section of BZ19-6 condensate gas field

3 勘探意義

3.1 渤中19-6的發(fā)現(xiàn)進(jìn)一步證實(shí)了渤中凹陷深層烴源巖具有巨大的生氣潛力

渤海海域在20世紀(jì)80年代發(fā)現(xiàn)了位于遼西凸起的錦州20-2中型凝析氣田并投入開發(fā)，隨后又在環(huán)渤中凹陷發(fā)現(xiàn)了曹妃甸18-2、渤中26-2和渤中28-1等帶凝析氣頂?shù)挠吞?，但天然氣?chǔ)量規(guī)模小，單個(gè)氣藏儲(chǔ)量規(guī)模小于50×108m3。渤中凹陷深層渤中19-6大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)證實(shí)了該地區(qū)烴源巖具有巨大的生氣潛力。

3.2 孔店組巨厚砂礫巖儲(chǔ)層是深層尋找規(guī)模油氣藏的重要領(lǐng)域

渤海灣盆地的濟(jì)陽坳陷東營凹陷[22-23]，以及黃驊坳陷孔南地區(qū)[24]在孔店組均發(fā)現(xiàn)砂礫巖儲(chǔ)層，埋深相對(duì)較淺，儲(chǔ)層厚度為30～100m。渤中19-6的發(fā)現(xiàn)是渤海灣盆地孔店組砂礫巖勘探的戰(zhàn)略性突破，首次在孔店組發(fā)現(xiàn)巨厚裂縫—孔隙型儲(chǔ)層，BZ19-6-1、BZ19-6-3、BZ19-6-5井區(qū)砂礫巖體厚度分別達(dá)到了404m、390m、622m，單層儲(chǔ)層厚度達(dá)到了317.5m。渤中19-6構(gòu)造巨厚砂礫巖儲(chǔ)層的發(fā)現(xiàn)，展示了渤海灣盆地孔店組砂礫巖體勘探的巨大潛力，拓展了渤海未來油氣勘探領(lǐng)域。

3.3 太古宇變質(zhì)巖大型氣藏的發(fā)現(xiàn)證實(shí)了環(huán)渤中凹陷潛山內(nèi)幕型儲(chǔ)層的潛力

構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是太古宇變質(zhì)巖形成內(nèi)幕型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主控因素[25-27]，區(qū)域構(gòu)造分析表明，太古宇潛山受揚(yáng)子板塊、華北板塊以及太平洋板塊運(yùn)動(dòng)影響，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)[28-29]，渤中19-6構(gòu)造太古宇變質(zhì)巖儲(chǔ)層遭受印支期、燕山期和喜馬拉雅期等多期次構(gòu)造作用改造，發(fā)育多期次裂縫、構(gòu)造破碎帶以及碎裂巖、碎斑巖等動(dòng)力變質(zhì)巖，在潛山內(nèi)幕形成大規(guī)模、多期次裂縫型儲(chǔ)層。尤其是渤中19-6構(gòu)造太古宇變質(zhì)巖潛山距離潛山頂面1000m以下仍發(fā)育大型裂縫型儲(chǔ)層，儲(chǔ)層縱向發(fā)育深度大，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層井段長、厚度大，展示了變質(zhì)巖內(nèi)幕型儲(chǔ)層的勘探潛力。

4 結(jié)論

渤中凹陷腐殖—腐泥型烴源巖在高演化階段具有巨大的生氣潛力，渤中19-6大型天然氣田的發(fā)現(xiàn)突破了渤海灣盆地“油型盆地”不能找到大型天然氣田的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)，展示了渤中凹陷深層巨大的天然氣勘探潛力。

渤中凹陷東營組巨厚超壓泥巖可作為大型天然氣藏的優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層，是渤中19-6大型凝析氣田成藏的關(guān)鍵。

渤中凹陷深層孔店組巨厚砂礫巖及太古宇低位潛山是尋找大型天然氣藏的新方向，勘探前景廣闊。

解放思想、勇于探索是實(shí)現(xiàn)渤中凹陷深層勘探突破的根本，精細(xì)研究、理論創(chuàng)新是實(shí)現(xiàn)勘探突破的重要保障。