張迎朝,胡森清,陳忠云,蔡華,蔣一鳴,刁慧,王超
( 1. 中海石油(中國)有限公司上海分公司,上海 200335)
東海盆地位于歐亞板塊東緣,其形成與太平洋板塊俯沖、碰撞擠壓演變密切相關(guān)[1–11]。東海盆地發(fā)育在前新生代基底之上,西鄰浙閩隆起,東與廣海相接,自西向東為西部拗陷、釣魚島隆起、東部拗陷、琉球隆起(圖1)。X 凹陷位于東海盆地西部拗陷,呈NNE向展布,面積為5.9×104km2,凹陷中部自南向北發(fā)育一系列走向NNE 的擠壓背斜。X 凹陷新生代經(jīng)歷了3 個構(gòu)造演化階段:(1)古新世-始新世斷陷階段,邊界大斷裂控制了盆地形態(tài)、沉積充填,主力烴源巖層系-始新統(tǒng)平湖組沉積時期,凹陷發(fā)育障壁濱岸沉積體系,以東部邊界斷裂上升盤釣魚島隆起為障壁島,向凹陷方向發(fā)育潮坪、潟湖沉積,西部斜坡帶以三角洲、潮坪沉積為主;(2)漸新世-中中新世斷-拗階段,凹陷主要發(fā)育河流、三角洲及湖泊沉積體系[12],形成了漸新統(tǒng)花港組區(qū)域性儲蓋組合,為X 凹陷主力成藏組合、勘探開發(fā)層系;(3)晚中新世-第四紀(jì)拗陷階段,凹陷主要發(fā)育濱淺海沉積體系。
圖1 東海盆地X 凹陷構(gòu)造區(qū)劃Fig. 1 Tectonic partition of X sag in the East China Sea Basin
近年來,東海盆地X 凹陷凹中擠壓背斜帶天然氣勘探開發(fā)不斷獲得重要進展,發(fā)現(xiàn)了Y 氣田等兩個千億方級大氣田和多個中小氣田群,主力勘探開發(fā)層為漸新統(tǒng)花港組的優(yōu)質(zhì)儲層,地層溫度最高近160℃,地層壓力系數(shù)最高達(dá)1.32,鉆桿地層測試求產(chǎn)獲得高產(chǎn)優(yōu)質(zhì)天然氣流,展示出廣闊的天然氣勘探開發(fā)前景。但Y 氣田在天然氣成因、成藏模式等方面存在不少疑點,例如天然氣甲烷碳同位素異常重,分布于-30.9‰~-27.7‰,且大于或近-30‰者占絕對多數(shù),有別于中國近海盆地一般的有機成因天然氣,國內(nèi)有學(xué)者認(rèn)為無機成因天然氣甲烷碳同位素一般大于-30‰[13],Y 氣田天然氣是否為無機成因?成藏過程和成藏主控要素是什么?天然氣是凹中富集還是斜坡帶或凸起區(qū)富集?因此亟需開展天然氣成因及大中型氣田成藏主控要素分析,在此基礎(chǔ)上確立X 凹陷大中型氣田成藏模式和富集類型。這些問題不僅是理論問題,也是生產(chǎn)問題,針對這些問題的研究將有助于指導(dǎo)下步東海盆地大中型氣田勘探開發(fā)實踐。
東海盆地X 凹陷Y 氣田天然氣以烴類氣為主(表1),其中又以甲烷為主,其含量為87.12%~94.45%;天然氣干燥系數(shù)高,(C1/ΣC1+)值為0.936~0.969。天然氣中非烴類氣體主要有二氧化碳和氮氣;二氧化碳含量為0.93%~5.36%,氮氣含量1.19%~1.61%。
依據(jù)甲烷碳同位素劃分天然氣成因,主要有3 個界限值,分別為大于-20‰[14–16]、-25‰[17]和-30‰[18–19]。在中國近海盆地,多數(shù)學(xué)者主要采用-30‰為界限[20–23],甲烷碳同位素值大于-30‰為無機成因,小于-30‰為有機成因。Y 氣田花港組天然氣甲烷碳同位素分布于-30.9‰~-27.7‰,且大于或近于-30‰者占絕對多數(shù)(鉆桿地層測試氣樣)(表1),其天然氣甲烷碳同位素異常重,有別于中國近海盆地大部分有機成因天然氣,是否為無機成因天然氣,還需要借助天然氣乙烷碳同位素、天然氣碳同位素序列特征進一步分析。
天然氣乙烷碳同位素可用于劃分天然氣成因類型[24],國內(nèi)學(xué)者多以乙烷碳同位素-28‰或-29‰作為劃分煤型氣與油型氣的界限。Y 氣田天然氣乙烷碳同位素分布于-25.3‰~-23.3‰,均大于-28‰(表1),為有機成因煤型氣。
表1 東海盆地X 凹陷Y 氣田天然氣組分與烷烴氣碳同位素特征Table 1 Natural gas composition and carbon isotope characteristics of the Y gas field of X sag in the East China Sea Basin
研究區(qū)天然氣干燥系數(shù)(0.936~0.969)略低于鶯-瓊盆地煤型氣(0.96~0.98),但碳同位素普遍偏重于鶯-瓊盆地煤型氣,這可能與兩個地區(qū)煤層發(fā)育厚度、煤系母質(zhì)顯微組分構(gòu)成差異相關(guān)。X 凹陷單井煤層鉆遇厚度為30~70 m,鶯-瓊盆地煤層鉆遇厚度普遍小于10 m,X 凹陷天然氣中煤生烴貢獻(xiàn)比例大于鶯-瓊盆地,鶯-瓊盆地天然氣中煤系泥巖生烴貢獻(xiàn)大于X 凹陷,致使X 凹陷天然氣普遍偏重。另一方面,X 凹陷煤與煤系泥巖殼質(zhì)組分相對占比平均為10.4%,鶯-瓊盆地煤與煤系泥巖殼質(zhì)組分相對占比平均小于5%,富氫殼質(zhì)組分越高液態(tài)烴產(chǎn)率越大,因而X 凹陷干燥系數(shù)略低[25]。
有機成因天然氣是由干酪根降解或高分子液態(tài)烴裂解而成,如C-C 鍵斷裂,12C-12C 比12C-13C 鍵弱、優(yōu)先斷裂,導(dǎo)致有機熱成因的烷烴氣碳同位素隨著分子碳數(shù)的增加而更加富集13C,即天然氣甲烷及同系物的碳同位素受控于熱力學(xué)分餾作用,輕碳同位素富集的基團優(yōu)先分解為小分子組分。因此,同一烴源巖在相同熱演化階段生成的天然氣,其碳同位素分布呈δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4<δ13C5的正序列特征[13,26]。巖漿巖、隕石中烷烴氣是通過C-C 鍵的形成而產(chǎn)生的連續(xù)多聚物的產(chǎn)物,同樣因12C-12C 比12C-13C 鍵弱、優(yōu)先斷裂,12CH4比13CH4更快形成烴鏈,12C 優(yōu)先進入聚合形成的長鏈,使巖漿巖、宇宙隕石烷烴氣碳同位素隨碳數(shù)增加而更貧13C,即無機成因烷烴氣碳同位素具有負(fù)序 列 特 征,即δ13C1>δ13C2>δ13C3>δ13C4>δ13C5特 征。東海盆地X 凹陷Y 氣田烴類氣碳同位素以δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4正序列特征為主(表1),表明Y 氣田天然氣為有機熱成因氣,且天然氣來源相對單一,來自相同熱演化階段的烴源巖,呈現(xiàn)了東海盆地X凹陷Y 氣田天然氣的高效運聚成藏效應(yīng)。
天然氣C7輕烴組成包括正庚烷(nC7)、甲基環(huán)己烷(MCH)和各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷(ΣDMCC5),其中正庚烷主要來自藻類和細(xì)菌;甲基環(huán)己烷主要來自高等植物中的木質(zhì)素、纖維素等,且其熱力學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定,天然氣C7輕烴組成中甲基環(huán)己烷優(yōu)勢是煤型氣的重要特點;各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷主要來自水生生物的類脂化合物。因此,可以用天然氣C7輕烴的甲基環(huán)己烷含量來劃分油型氣和煤型氣[27–28],以50%為界限值,大于50%者為腐殖型母質(zhì)生成的煤型氣,反之為腐泥型母質(zhì)生成的油型氣。Y 氣田天然氣輕烴甲基環(huán)己烷含量均大于50%,明顯高于南海北部灣盆地潿西南凹陷典型油型氣,與鄂爾多斯、四川盆地典型煤型氣相似(表2),并且具有高甲苯含量,甲苯/苯值大于2,Y 氣田天然氣為腐殖型母質(zhì)為主烴源巖生成的煤型氣(圖2)。
表2 X 凹陷Y 氣田和北部灣等盆地天然氣C7 輕烴組成Table 2 Compositions of C7 light hydrocarbon serial of natural gas in Y gas field of X Sag and Beibu Gulf Basin
東海盆地X 凹陷凹中(Y1 井、Y31-2 井)烴源巖、凝析油飽和烴甾烷C27、C28、C29規(guī)則甾烷呈近“L”形(圖3),C27甾烷豐度較高,有一定伽馬蠟烷含量,反映了烴源巖生烴母質(zhì)中存在一定數(shù)量的低等水生生物,有別于X 凹陷西部斜坡帶(Y19-6-3 井、Y25-3-1 井)油-巖飽和烴甾烷特征,其烴源巖、凝析油飽和烴甾烷C27、C28、C29規(guī)則甾烷呈反“L”形,C29甾烷豐度較高,反映了烴源巖中以高等植物生烴母質(zhì)來源為主。X 凹陷西部斜坡帶和凹中區(qū)烴源巖、凝析油甾烷特征和所反映的生烴母質(zhì)發(fā)育環(huán)境與X 凹陷始新統(tǒng)平湖組有障壁濱岸沉積相吻合,即始新世平湖期,X 凹陷西部斜坡帶以三角洲、潮坪沉積為主,平湖組烴源巖以煤層、炭質(zhì)泥巖為主,發(fā)育高等植物來源的生烴母質(zhì);向凹中區(qū),發(fā)育潮坪、潟湖沉積,平湖組烴源巖以暗色泥巖為主,烴源巖生烴母質(zhì)中存在一定數(shù)量的低等水生生物;X 凹陷東部邊界斷裂上升盤釣魚島隆起為障壁島(圖4)。
圖3 X 凹陷烴源巖、凝析油飽和烴甾烷、萜烷特征Fig. 3 Characteristics of steranes and terpanes of source rocks and condensate oils in X Sag
圖4 X 凹陷烴源巖、凝析油主要生標(biāo)參數(shù)指紋對比Fig. 4 Comparison of main biomarker parameters of source rocks and condensate oils in X Sag
X 凹陷Y 氣田產(chǎn)出凝析油姥鮫烷/植烷(Pr/Ph)中等-低,范圍值在2.35~3.15 之間,反映了凹中區(qū)平湖組烴源巖沉積于弱氧化-弱還原的潮坪、潟湖沉積環(huán)境,有別于X 凹陷西部斜坡帶,其凝析油具有高姥鮫烷/植烷特征,范圍值在4.21~6.76 之間,來自偏氧化的三角洲、潮坪沉積環(huán)境,X 凹陷西部斜坡帶和凹中區(qū)凝析油姥鮫烷/植烷(Pr/Ph)特征和所反映的氧化還原環(huán)境與X 凹陷始新統(tǒng)平湖組有障壁濱岸沉積相吻合(表3)。
表3 東海盆地X 凹陷烴源巖、凝析油飽和烴色譜-質(zhì)譜參數(shù)表Table 3 Source rocks and condensate chromatographic-mass spectrometry parameter of X Sag in the East China Sea Basin
根據(jù)前人建立的本區(qū)甲烷碳同位素與天然氣成熟度關(guān)系[29]、天然氣成熟度與烴源巖埋深關(guān)系,計算Y 氣 田 天 然 氣 成 熟 度Ro為1.70%~1.92%(表4),判斷天然氣來源于Y 氣田深部埋深約5 500 m 的始新統(tǒng)平湖組烴源巖生成的高成熟天然氣(圖5),也較好地解釋了Y 氣田天然氣甲烷碳同位素異常重的原因。結(jié)合Y 氣田區(qū)構(gòu)造運動、擠壓背斜形成與斷裂溝通烴源巖等條件,且Y 氣田天然氣碳同位素分布呈δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4正序列為主的特征,判斷龍井運動(距今13.0 Ma)為天然氣充注期(圖6),即距今13.0 Ma 龍井運動時,Y 氣田區(qū)擠壓隆升形成了擠壓背斜與溝源斷裂;同時,Y 氣田區(qū)深部的始新統(tǒng)平湖組烴源巖埋深超過了5 500 m,其生成的高成熟(天然氣Ro平均約1.78%)天然氣沿溝源斷裂垂向運移至漸新統(tǒng)花港組擠壓背斜中聚集。因此,始新統(tǒng)平湖組是Y 氣田的主力烴源巖。
圖5 X 凹陷Y 氣田區(qū)實測Ro 與深度關(guān)系Fig. 5 The relationship between measured Ro and depth of Y gas field in X Sag
圖6 X 凹陷 Y 氣田區(qū)地層埋藏史Fig. 6 The burial history of Y gas field in X Sag
表4 Y 氣田天然氣成熟度與等效烴源巖埋深Table 4 The maturity of natural gas and equivalent burial depth of source rock of Y gas field
優(yōu)質(zhì)烴源巖、區(qū)域性儲蓋組合、擠壓構(gòu)造作用為X 凹陷大中型氣田成藏的主控因素,在此基礎(chǔ)上構(gòu)建了凹中擠壓背斜帶大中型氣田成藏模式(圖7),該成藏模式指明了凹中擠壓背斜帶、漸新統(tǒng)花港組為大中型氣田勘探主攻方向、主力勘探層系,揭示了“凹中氣富集”的油氣分布規(guī)律。
圖7 東海盆地X 凹陷“烴源巖、儲層、構(gòu)造作用”耦合的大中型天然氣成藏模式Fig. 7 Large and medium-sized natural gas accumulation model coupled with “source rock, reservoir and tectonism” in X Sag,East China Sea Basin
X 凹陷凹中區(qū)發(fā)育始新統(tǒng)平湖組高成熟腐殖型為主的優(yōu)質(zhì)烴源巖:(1)根據(jù)SY-T 5735-1995《陸相烴源巖地球化學(xué)評價方法》對烴源巖品質(zhì)分級統(tǒng)計,凹中區(qū)平湖組好-優(yōu)級烴源巖占比高于斜坡帶(圖8);(2)在烴源巖顯微組分方面,凹中區(qū)平湖組腐泥組含量要高于斜坡帶;(3)在烴源巖母質(zhì)來源方面,凹中區(qū)凝析油、泥巖飽和烴C27規(guī)則甾烷含量較高(圖3),反映凹中區(qū)烴源巖中含有一定數(shù)量的低等水生生物母質(zhì)來源;(4)在烴源巖熱演化、生排烴時窗方面,凹中區(qū)高地溫梯度使烴源巖生烴門限在2 500 m,遠(yuǎn)淺于斜坡帶的3 300 m,使凹中區(qū)大大擴展了生排烴時窗,有利于凹中區(qū)平湖組早生排烴。因此,X 凹陷凹中區(qū)平湖組發(fā)育相對更優(yōu)質(zhì)的烴源巖,這決定了凹中區(qū)為大中型氣田勘探首選區(qū)帶。
圖8 東海盆地 X 凹陷西部斜坡帶和凹中擠壓背斜帶平湖組烴源巖品質(zhì)對比Fig. 8 Source rock quality of Pinghu formation in west slope compared tocentral structural belt of X Sag,East China Sea Basin
X 凹陷凹中區(qū)發(fā)育漸新統(tǒng)花港組大型儲集體:(1)X 凹陷漸新統(tǒng)花港組發(fā)育區(qū)域性儲蓋組合,花港組二段、一段下部發(fā)育多套巨厚河流-三角洲砂巖儲層;花港組一段上部砂地比低,為泥巖蓋層,形成了區(qū)域性可對比的儲蓋組合;(2)漸新世花港期,X 凹陷凹中區(qū)發(fā)育以軸向物源(鋯石年譜大于543 Ma 的X 凹陷東北部隆起區(qū))為主、輔以凹陷邊緣東西兩側(cè)物源的河流-三角洲砂巖;(3)X 凹陷凹中區(qū)Y 氣田花港組二段、一段下部發(fā)育多套巨厚河流-三角洲砂巖低-中滲儲層,如Y-1 井揭示的H3氣組,氣層為110.6 m,平均孔隙度為10.3%,平均滲透率為10.86 mD,先后在3 769~3 799 m、3 709~3 739 m 進行DST(鉆桿地層測試),均獲高產(chǎn)氣流。
中中新世龍井運動(距今13.0 Ma)是東海盆地X 凹陷斷陷結(jié)束以來發(fā)生的作用最強、波及范圍最廣的一期構(gòu)造運動,其控藏作用最為關(guān)鍵,表現(xiàn)在4 個方面:(1)受菲律賓板塊俯沖產(chǎn)生的近東西向擠壓作用影響,沿凹陷長軸方向形成了一系列NNE 向大中型反轉(zhuǎn)背斜,凹中擠壓背斜帶為油氣大規(guī)模聚集提供了場所;(2)擠壓作用導(dǎo)致凹中構(gòu)造反轉(zhuǎn)的同時,改變了油氣流體勢格局,使油氣垂向運移成為全凹陷流體勢降落最快的方向;(3)龍井運動打破了漸新世以來近20 Ma的斷裂活動平靜期,原有始新統(tǒng)平湖組烴源巖同沉積期生長斷裂強烈活化,顯著上斷至漸新統(tǒng)花港組甚至中新統(tǒng),形成了一系列NE、NNE 向溝源斷裂;(4)龍井運動期始新統(tǒng)平湖組烴源巖成熟度已超過1.3%,其生成的高成熟天然氣沿溝源斷裂垂向運移至漸新統(tǒng)花港組背斜圈閉、聚集成藏。
綜上所述,X 凹陷大中型氣田成藏受控于“優(yōu)質(zhì)烴源巖、區(qū)域性大型儲集體、擠壓構(gòu)造作用”的時空耦合,該成藏模式回答了X 凹陷油氣富集類型的疑問,揭示了東海盆地X 凹陷“凹中氣富集”的油氣分布規(guī)律。
中中新世龍井運動(距今13.0 Ma),X 凹陷內(nèi)因擠壓構(gòu)造作用形成了在凹中區(qū)成帶分布的背斜圈閉和一系列北東-南西走向的溝源斷裂;同時,Y 氣田區(qū)深部始新統(tǒng)平湖組烴源巖熱演化已達(dá)Ro=1.78%(按表2,Y 氣田天然氣甲烷碳同位素與成熟度關(guān)系計算的平均值),高成熟天然氣沿溝源斷裂垂向運移、充注于淺部漸新統(tǒng)花港組背斜圈閉,此時花港組儲層埋深約2 300~3 500 m(圖4),按本區(qū)砂巖孔隙度-埋深與砂巖孔隙度-滲透率關(guān)系,花港組儲層孔隙度為12%~17%,滲透率為1.69~17.31 mD,也就是說,在中中新世龍井運動(距今13.0 Ma)大規(guī)模高成熟天然氣充注,此時Y 氣田花港組儲層屬于低滲(滲透率為1~10 mD)-中滲儲層(滲透率大于10 mD),既有中滲儲層,也有部分低滲儲層;Y 氣田天然氣碳同位素以δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4正序列為主,反映了Y 氣田大規(guī)模天然氣充注、成藏受控于中中新世龍井運動,此時平湖組烴源巖生成了高成熟天然氣,天然氣沿同時期溝源斷裂垂向運移、充注于同時期形成的背斜圈閉。因此,從天然氣成藏過程分析,Y 氣田呈現(xiàn)出高成熟天然氣生成、大規(guī)模天然氣沿溝源斷裂垂向運移充注、花港組背斜形成“三同步”的高效成藏特征。
東海盆地X 凹陷勘探層系漸新統(tǒng)花港組現(xiàn)今埋深大,儲層物性非均質(zhì)性強,尋找能夠有效動用的優(yōu)質(zhì)油氣藏為當(dāng)前生產(chǎn)研究的難點。X 凹陷凹中區(qū)高地溫梯度有利于烴源巖早成熟、早生氣,中中新世龍井運動(距今13.0 Ma)Y 氣田區(qū)始新統(tǒng)平湖組烴源巖已進入高成熟階段(Ro=1.78%);同時,X 凹陷內(nèi)因龍井運動擠壓作用形成了Y 氣田等成帶的背斜圈閉和一系列北東–南西走向的溝源斷裂,高成熟天然氣沿溝源斷裂垂向運移,大規(guī)模充注于Y 氣田漸新統(tǒng)花港組背斜圈閉,此時花港組仍發(fā)育部分中滲以上的儲層。與南海鶯-瓊盆地天然氣充注成藏時限相比[30–31],東海盆地X 凹陷Y 氣田區(qū)距今13.0 Ma 天然氣充注屬于相對早期充注成藏;烴類早期充注有利于抑制自生礦物生長從而降低膠結(jié)作用造成的減孔效應(yīng)[32–33],有利于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育,進而越有利于天然氣大規(guī)模聚集成藏,該認(rèn)識為東海盆地優(yōu)質(zhì)天然氣勘探開發(fā)提供了決策指導(dǎo)。
根據(jù)始新統(tǒng)平湖組烴源巖生運聚范圍與優(yōu)勢、溝源斷裂及平面分布、古近系與新近系多套儲蓋組合等綜合分析,東海盆地X 凹陷除了已發(fā)現(xiàn)的Y 氣田外,凹中區(qū)還發(fā)育自西北向東南方向展布的一大批擠壓成因背斜,同樣具備大規(guī)模高成熟天然氣充注成藏的有利條件,盡管主力勘探開發(fā)層系花港組埋深較大,但凹中區(qū)相對較早期的天然氣充注使得花港組仍發(fā)育成中滲儲層。因此,凹中擠壓背斜帶是東海盆地X 凹陷大中型氣田勘探開發(fā)主戰(zhàn)場。
(1)東海盆地X 凹陷Y 氣田天然氣具有異常重的甲烷碳同位素特征,結(jié)合乙烷碳同位素、天然氣碳同位素序列、輕烴C7化合物等綜合分析,認(rèn)為該氣田天然氣為有機成因、高熟煤型氣。同時,凹中區(qū)烴源巖及凝析油規(guī)則甾烷、伽馬蠟烷以及姥植比綜合反映生烴母質(zhì)中存在一定數(shù)量的低等水生生物貢獻(xiàn),有別于以陸源高等植物占絕對優(yōu)勢的西部斜坡帶。
(2)X 凹陷大中型氣田成藏受控于“優(yōu)質(zhì)烴源巖、區(qū)域性大型儲集體、擠壓構(gòu)造作用”的時空耦合,該成藏模式揭示了“凹中氣富集”的油氣分布規(guī)律,凹中擠壓背斜帶是今后東海大中型氣田勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場。