遼河坳陷西部凹陷天然氣藏分布特征與成藏模式

董甜甜

中石油遼河油田勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010

遼河坳陷西部凹陷天然氣藏分布特征與成藏模式

董甜甜

中石油遼河油田勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010

遼河盆地西部凹陷油氣資源豐富，是典型的油氣共生盆地，天然氣藏與油藏在分布上有著密切的聯系。區域地質分析及油氣共生關系表明，研究區天然氣藏剖面上具有“廣泛發育，類型互補”的特征，由淺及深依次發育純氣藏、溶解氣藏、氣頂氣藏和凝析氣藏；而平面上具有“廣泛分布，集中成藏”的特征，即油藏區均不同程度的發育有天然氣藏，以溶解氣和氣頂氣為主，且氣藏具有圍繞生烴洼陷成環帶狀分布的特征。源巖生烴特征、輸導體系的空間格架和油氣運移過程中的分異作用是形成不同類型天然氣藏的主要因素。淺層游離氣成藏關鍵在于良好的蓋層；中部氣頂氣-溶解氣成藏關鍵在于良好的輸導體系；深部高成熟天然氣成藏關鍵在于良好的儲層。

西部凹陷；天然氣藏；烴源巖；疏導體系；儲層

成藏模式研究對油氣勘探具有重要意義。早在20世紀70年代，就有很多學者提出了許多簡單的運聚模式[1-19]，為油氣成藏模式的發展奠定了良好的基礎。1981年，Welte和Yukler針對計算機模擬第一次提出了基于地質、地球物理、地球化學、水動力學和熱力學數據的盆地三維動力學建模的油氣成藏模式的完整概念[20]。隨后，Meissner于1985年也提出了區域烴類生成、運移和聚集模式的概念[21]。此后，油氣成藏模式研究在中國各大盆地廣泛開展，如渤海灣盆地[22-24]油氣成藏模式分析的要素包括油氣藏形成的基礎條件、動力介質、形成機制和演化歷程等。成藏模式應是基于全部要素的復合分析，但各類成藏模式的建立方法和適用范圍應與不同的勘探程度和研究程度相適應[25]。

一、研究區概況

西部凹陷位于渤海灣盆地遼河坳陷西南部，西起西部凸起，東至中央隆起，北起牛心坨地區，南至鴛鴦溝洼陷，總體呈北東向展布，陸地面積約2 560m2，是我國典型的陸相斷陷凹陷。沉積地層自下而上分別為：前新生界基底、古近系房身泡組、沙河街組、東營組、新近系館陶明組、明化鎮組、第四系平原組。整個凹陷具有東陡西緩、北高南低、北窄南寬、東斷西超的構造特征，自北向南可進一步劃分為牛心坨、陳家、盤山、清水和鴛鴦溝5個次級洼陷及夾雜期間的7個構造帶，呈現出隆凹相間的復雜構造格局（圖1）。

西部凹陷發育有多套深湖-半深湖相暗色泥頁巖，其中古近系沙河街組沙四段、沙三段泥頁巖厚度大、分布廣、有機質含量高且處于成熟生油氣階段，是凹陷中最主要的烴源巖。在有機質類型上，沙三、沙四段烴源巖有機質類型以混合型為主，有機質類型豐富，具有很強油氣生成能力[26-27]。烴源巖集中發育且油氣兼生的特征決定了西部凹陷天然氣藏與油藏在分布上有著密切的聯系，但同時油氣運移能力的差異也導致西部凹陷天然氣藏和油藏在成藏規律上有著顯著的區別。

隨著認識的不斷深入，西部凹陷經歷了由古近系砂巖油氣藏到基巖潛山油氣藏，由構造油氣藏到隱蔽油氣藏，由淺層到深層，由陸地到灘海，由油藏到氣藏等多期、多層次、多目標勘探的過程。相比石油，天然氣具有更廣泛的生烴條件、更強的運移能力和更多樣的賦存相態，因而天然氣分布規律的刻畫和成藏模式的分析難度更大。天然氣藏特殊的成因類型、成藏條件已逐漸成為了近期研究的熱點[28]。

圖1 遼河盆地西部凹陷構造格局圖

二、氣藏分布特征

通過氣藏與油藏的伴生關系分析，遼河坳陷西部凹陷的天然氣藏可分為與石油共生的溶解氣藏、氣頂氣藏、凝析氣藏和單獨存在的純氣藏四種基本類型。

（一）剖面分布特征

總體上看，西部凹陷天然氣藏在剖面上分布存在著“廣泛發育，類型互補”的特征。“廣泛發育”是指凹陷內天然氣藏從1 000m至3 000m均有發育，埋深范圍覆蓋凹陷內所有已證實的油氣產層。“類型互補”是指不同類型的氣藏有其自身的主要埋深范圍和聚集層系：總體上純氣藏分布的深度在1 000m～2 600m之間，主要介于1 000m～2 000m深度之間，主要發育層系為Es32及其以上地層；氣頂氣藏和溶解氣藏與油藏共生，是西部凹陷最主要的氣藏類型，氣藏儲量大，分布范圍廣，深度在1 300m～3 000m之間，發育層系最廣，且具有油藏越發育的層系溶解氣和氣頂氣藏也越發育的特征（圖2、圖3）；凝析氣藏數量較少，主要埋深在1 600m～3 200m深度，以2 500m～3 200m之間相對集中，層系以沙三段及更老地層為主。

（二）平面分布特征

西部凹陷天然氣藏在平面上具有“廣泛存在、集中成藏”的分布特征（圖4）。“廣泛存在”是指凡是有油藏的區塊都不同程度的有天然氣產出，其中以溶解氣和氣頂氣為最主要的氣藏類型，其中石油儲量較大的興隆臺等區塊就是天然氣的主要富集區。“集中成藏”是指天然氣藏具有圍繞生烴洼陷成環帶狀分布的特征，西部凹陷主要的天然氣富集區為興隆臺、雙臺子、雙南、洼16等區塊，均緊鄰最主要的生烴洼陷—清水洼陷[29]，純氣藏、溶解氣藏、氣頂氣藏、凝析氣藏[30]均有發育。

圖2 西部凹陷主要不同性質氣藏深度頻率分布圖

圖3 不同層位不同類型油氣藏分布圖

三、天然氣藏形成地質要素

（一）烴源巖特征

遼河坳陷西部凹陷烴源巖有機質類型為混合型，主要分布于沙三段中下部和沙四段，具有厚度大、分布面積廣、有機質豐度高等特點。其中沙三段中下部的暗色泥頁巖，遍布整個凹陷，最大生氣強度可達400×108m3/km2，是凹陷內最主要的烴源巖。在烴產物類型上，烴源巖具有油氣兼生的特征，主要生氣期也是主要生油期，天然氣類型為與石油伴生而成的油型氣。在生烴時間上，西部凹陷存在兩期生氣期，第一個生氣期為東營組后期，烴產物以油氣兼生為特征；第二個生氣期為明化鎮組至今，其中第一個生氣期為凹陷最主要的生氣期。

烴源巖地球化學及生烴特征決定了西部凹陷是一個油氣同源、油氣共生的地區。由于天然氣是伴隨著石油的產生而大量生成的，因此凹陷內天然氣應首先滿足同一層系中石油溶解作用的需求，這就決定了天然氣賦存相態也以與原油共生的游離態氣頂氣和溶解氣為主。

（二）輸導體系

天然氣較之石油，更容易發生運移[31]，西部凹陷斷裂體系與滲透砂體良好的空間配置關系決定了凹陷中天然氣運移廣泛存在。西部凹陷一般以北東向和近東西向正斷層為不同構造單元的邊界斷裂，斷裂主要發育于沙三、沙四源巖層，延伸距離大，在空間上溝通了源巖和儲層。此外，北東向斷裂在受多期構造運動中均較為活躍，尤其是東營組沉積末期的構造運動，在時間上與源巖主生烴期形成了良好的配置關系。斷層在此期構造運動中成為油氣主要的垂向運移通道。

圖4 西部凹陷油氣藏分布位置圖

西部凹陷內不同層段油氣顯示與砂地比疊合顯示，油氣藏主要發育在砂地比大于20%或平均孔隙度大于10%的地區，由此表明了厚砂層或者高孔滲砂層具有良好的輸導性。特別需要指出的是，西部凹陷內天然氣儲量（溶解氣和氣頂氣）最為豐富的沙一、沙二段地層中，油氣藏分布與砂巖厚度關系并不如沙三段明顯。究其原因，沙二段儲層垂向上離烴源巖層較遠，油氣由下部源巖進入儲層主要依靠斷層垂向輸導，在斷層輸導性差的區域，油氣難以運移，導致淺層沒有斷層溝通的砂巖層沒有油氣注入，不能成為油氣輸導層。故砂巖（尤其是東營組和沙一二段砂巖）對油氣的輸導能力還取決于其與斷層的組合關系。生的溶解氣藏和氣頂氣藏。隨著天然氣運移過程的繼續，天然氣進入1 500m以淺的地區。由于該地層距主力烴源巖層系較遠，石油難以運移到此深度范圍，缺乏發生溶解作用的介質，故游離態純氣藏增多。

天然氣運移過程中的分異作用導致了不同層系、不同地區天然氣物理化學性質的差異。在運移過程中運移距離的不同導致了天然氣物性化學組分的明顯分異，即色層效應的出現。西部凹陷不同層天然氣干燥系數(C1/C1-5)統計結果顯示，總體上來看，深部天然氣的干燥系數相對較低，越向上部地層天然氣干燥系數越高。即在天然氣向上運移的過程中分子量較大的組分被地層吸附，組分發生了明顯的變化（圖5）。平面上，西部凹陷內濕氣主要集中于距生烴洼陷較近的區域，而在凹陷邊部由于天然氣運移距離較遠，則主要為干氣聚集（圖6）。

（三）運移分異作用

西部凹陷天然氣藏在剖面上形成了從上至下發育純氣藏至溶解氣再至凝析氣藏的遞變序列。在源巖生氣過程中，所生成的天然氣先滿足深部原油的溶解作用，原油過飽和的天然氣溢出形成凝析氣藏。深部地層溫度、壓力高，利于凝析氣藏的形成，越向淺部地層，溫度和壓力越低，越不利于凝析氣藏的形成。天然氣在沿斷層發生垂向運移后，進入較淺埋深的砂體儲層中，發生以側向運移為主的二次運移，在運移過程中隨著地層溫度壓力的進一步降低，形成與原油共

圖5 西部凹陷不同層系天然氣干燥與深度關系圖

四、天然氣成藏模式

依據不同類型天然氣分布特征及成藏過程，可將西部凹陷天然氣藏劃分為以下三種成藏模式：淺層游離氣成藏模式、氣頂氣和溶解氣成藏模式和深部高成熟天然氣近距離成藏模式。

（一）淺層游離氣成藏模式

該成藏模式的典型特征是天然氣主要來源于下部油藏已經出溶的天然氣，或者沿大斷裂從深部地層直接向上逸散出來后以氣相運移上來的天然氣。天然氣運移方式可以是由與氣藏溝通的斷裂滲濾運移而來，也可以是以擴散方式運移而來。氣體以游離相態進入淺層的圈閉并聚集成藏，形成純氣藏（圖7）。

該成藏模式主要出現于中淺部地層中，距烴源巖較遠，典型區塊為興隆臺油田淺層氣藏。此類型氣藏一般與斷層伴生，斷層成為天然氣很好的通道。淺層地層由于受到的壓實程度小，而且相關的斷層也可能造成天然氣的泄漏，因此，良好的蓋層作為封閉條件是此類型氣藏發育的一個主要控制因素。

（二）氣頂氣和溶解氣成藏模式

該成藏模式的典型特征是天然氣與石油共存。原油中溶解的天然氣處于飽和狀態，氣藏為溶解氣藏，隨著天然氣的不斷注入，或隨著油氣運移過程中溫壓的變化，天然氣從原油中溢出，在油層上部逐漸聚集形成氣頂氣藏。該成藏模式中天然氣運移相態由溶解相變成了溶解相和游離相兩種方式（圖8）。

該成藏模式的關鍵是高效輸導體系的存在。高效輸導體系的存在能保證天然氣不斷注入，使油藏達到過飽和；或使油氣持續向低勢區運移，在地層溫度、壓力不斷降低的條件下，天然氣在原油中的溶解度降低，從而溶解在原油中的天然氣才能達到過飽和最終溢出呈氣相。該成藏模式主要出現于中淺部地層中，深部也可能出現，如錦州油田、高升油田、歡喜嶺油田均存在這種模式的天然氣聚集作用。

圖7 淺層游離態天然氣成藏模式

圖8 原油溶解氣成藏模式

（三）深層高成熟天然氣近距離成藏模式

該天然氣成藏模式的典型特征是氣藏臨近成熟烴源巖，屬于近距離運移、就近聚集成藏模式。當烴源巖演化達到了大量生氣階段，排出的產物主要是各種氣態組分，可以伴生少量輕質油[32]，油主要以逆蒸發的形式溶解于天然氣中，與天然氣同時運移，進入圈閉聚集形成氣藏。當氣藏中含有一定量的輕質油或凝析油時即形成凝析氣藏。

該成藏模式發生于近源區，源巖及保存條件優越，成藏的關鍵在于良好儲層的存在。一般而言，埋深大的地區，儲集層物性不是很好，但對于天然氣來說，物性稍差的儲集層也可以聚集一定量的天然氣。如果儲集層中有次生的溶蝕孔隙或微裂縫發育，則可以改善儲集層儲集條件，有利于天然氣聚集成藏。氣藏類型可以是巖性氣藏，也可以是地層型或構造型氣藏（圖9）。興隆臺油氣田興古2井～興古7井天然氣藏符合該模式[33]。

圖9 深層高成熟近距離天然氣成藏模式

但需要特別指出的是：雖然不同的天然氣成藏模式出現于不同的深度和區域，但實際上各種成藏模式在凹陷的分布并沒有明確的界限，而是不同的地質條件下，可能出現不同的成藏模式，甚至在同一區域、同一層位可能出現不同的成藏模式，尤其在地質條件發生變化的部位更可能出現幾種模式同時存在的情況。

五、結論

1．遼河坳陷西部凹陷發育的天然氣藏類型主要有四種：與石油共生的溶解氣藏、氣頂氣藏、凝析氣藏和單獨存在的純氣藏。

2．研究區天然氣藏在剖面上具有“廣泛發育，類型互補”的特征，平面上具有“廣泛分布，集中成藏”的特征。

3．研究區不同類型天然氣成藏的主控因素為源巖生烴特征、輸導體系的空間格架和油氣運移過程中的分異作用。

4．研究區天然氣藏發育三種成藏模式：淺層游離氣藏的成藏關鍵在于良好蓋層的存在；中部氣頂氣-溶解氣藏成藏的關鍵在于良好輸導體系的發育；深部高成熟天然氣藏成藏的關鍵在于良好的儲層。

[1] GUSSOW W G. Differential entrapmentofoil and gas： a fundamental principle[J]. AAPG Bulletin, 1954, 38(5)： 816-853.

[2] DICKEY P A. Possible primary migration of oil from source rock in oil phase[J]. AAPG Bulletin, 1975, 59(2)： 337-345.

[3] ZHU G Y, ZHANG S C, SU J, et al. Alteration and multi-stage accumulation of oil and gas in the Ordovician of the Tabei Uplift, Tarim Basin, NW China： Implications for genetic origin of the diverse hydrocarbons [J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 46(2)： 234-250.

[4] PRICE L C. Aqueous solubility of petroleum as applied to its origin and primary migration[J]. AAPG Bulletin, 1976, 60 (2)： 213 -244.

[5] ZHU G Y, ZHANG S C, SU J, et al. Secondary accumulation of hydrocarbons in Carboniferous reservoirs in the northern Tarim Basin, China[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 102： 10-26.

[6] NEGLIA S. Migration of fluids in sedimentary basins [J].AAPG Bulletin, 1979, 63(4)： 537-597.

[7] HAO F, ZOU H Y, GONG Z S, et al. Petroleum migration and accumulation in the Bozhong sub-basin, Bohai Bay basin, China： Significance of preferential petroleum migration pathways (PPMP) for the formation of large oilfields in lacustrine fault basins[J]. Marine and Petroleum Geology, 2007, 24(1)： 1-13.

[8] PRICE L C. Utilization and documentation of vertical migration in deep basins[J]. Journal of Petroleum Geology, 1980, 3(2)： 353-387.

[9] BARY E E, FOSTER W R. A process for primary migration of petroleum[J]. AAPG Bulletin, 1980, 64(1)： 107-114.

[10] LEYTHAEUSER D, SCHAEFER R G, YUKLER A. Role of diffusion in primary migration of hydrocarbons[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(3)： 408-429.

[1 1] ASCHENBRENNER B C, ACHAUER C W. Minimum conditions for migration of oil in water-wet carbonate rocks[J]. AAPG Bulletin, 1960, 44(2)： 235-243.

[12] BERG R R. Capillary pressure in stratigraphic traps[J]. AAPG Bulletin, 1975, 59(6)： 939-956.

[13] ENGLAND W A, MACKENZIE A S, MANN D M, et al. The movement and entrapment of petroleum fluids in the subsurface [J]. Journal of the Geological Society, 1987, 144(2)： 327-347.

[14] DEWERS T, ORTOLEVA P. The role of geochemical selforganization in the migration and trapping of hydrocarbons[J]. Applied Geochemistry, 1988, 3(2)： 287-316.

[1 5] ALLAN U S. Model for hydrocarbon migration and entrapment within faulted structures [J]. AAPG Bulletin, 1989, 73(5)：803-811.

[16] HUNT J M. Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments[J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(1)： 1-12.

[1 7] HAO F, ZOU H Y, LI X G, et al. Migration and occurrence of high wax oils in the Damintun Depression, Northeast, China：Implication for primary controls of petroleum migration pathways in heterogeneous carrier beds[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, 67： 105-115.

[1 8] CHAPMAN R E. Effects of oil and gas accumulation on water movement[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(3)： 368-372.

[19] POWLEY D. Pressures and hydrogeology in petroleum basins[J]. Earth-Sciences Reviews, 1990, 29(3)： 215-226.

[20] WELTE D H, YUKLER M A. Petroleum origin and accumulation in basin evolution： a quantitative model[J]. AAPG Bulletin, 1981, 65(8)： 1387-1396.

[21] MEISSNER F F. Regional hydrocarbon generation,migration, and accumulation pattern of Cretaceous strata, Powder River Basin[J]. AAPG Bulletin, 1985, 69(5)： 856-857.

[22] 杜學斌, 解習農, 任建業, 等. 濟陽坳陷中生界古潛山油藏輸導體系及成藏模式[J]. 地質科技情報, 2005, 24(2)： 22-26.

[23] 楊曉敏, 廖林, 姜曉. 山東省孤南洼陷低熟油特征及成藏模式[J]. 地質科技情報, 2004, 23(1)： 69-71.

[24] 李博一, 劉洛夫, 衛倩倩, 等. 準噶爾盆地白家海凸起二疊系、三疊系油氣來源及成藏模式[J]. 地質科技情報, 2014, 33(5)：141-148.

[25] 傅學斌. 小型箕狀斷陷盆地構造-沉積模式與油氣成藏——以蘇北管鎮次凹為例[J]. 地質科技情報, 2009, 28(2)： 77-80 .

[26] 吳沖龍, 林忠民, 毛小平, 王連進. “油氣成藏模式”的概念、研究現狀和發展趨勢[J]. 石油與天然氣地質, 2009, 30(6)：673-682.

[27] 單俊峰、陳振巖、回雪峰, 遼河坳陷西部凹陷坡洼過渡帶巖性油氣藏形成條件[J]. 石油勘探與開發, 2005, 32(6)： 42-45.

[28] 張占文, 陳振巖, 郭克圓, 等. 遼河盆地天然氣地質[M]. 北京：地質出版社, 2002.

[29] 馮有良, 魯衛華, 門相勇. 遼河西部凹陷古近系層序地層與地層巖性油氣藏預測[J]. 沉積學報, 2009, 27(1)： 58-63.

[30] 單俊峰, 陳振巖, 張卓, 等. 遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡古潛山油氣成藏條件研究[J]. 特種油氣藏, 2004, 11(4)： 39-42.

[31] 李明誠. 石油與天然氣運移(第三版)[M]. 北京： 石油工業出版社, 2004.

[32] 朱芳冰. 遼河探區西部凹陷源巖特征及低熟油分布規律研究[J]. 地球科學, 2002, 27(1)： 25-29.

[33] 王凱. 遼河西部凹陷西南部沙一、二段沉積體系與層序地層特征[J]. 特種油氣藏, 2002, 9(5)： 22-25.

（責任編輯：劉格云）

Distribution and Hydrocarbon Accumulation Mode of Natural Gas in the West Depression, Liaohe Basin

DONG Tian-tian

Research Institute of Liaohe Oil Field Company, CNPC, Panjin, Liaoning 124010

West Depression of the Liaohe Basin possesses abundant oil and gas resources, it is a typical symbiotic basin of oil and gas, and the distribution of natural gas and oil has a close connection. Regional geological analysis and oil/gas symbiotic relationship research show that natural gas has the features of wide distribution and types complementary, pure gas reservoir, dissolved gas reservoir, gas cap gas reservoir and condensate gas reservoir developed from the shallow to deep depth, and characterized by wide distribution and concentration accumulation. Gas reservoir developed in varying degrees in the reservoir area, and mainly dissolved gas and gas cap gas, and the gas reservoir developed round the hydrocarbon depression, distributed in annuluses. The hydrocarbon generation characteristics of the source rocks, space structure of the translocation system and the differentiation during the oil and gas migration are the main factors for forming different types of natural gas reservoirs. The key element for the free gas accumulation in the shallow depth is the excellent seal rock, and the key to gas cap gas-dissolved gas accumulation in the middle depth is the good translocation system, as well as the excellent reservoir is the key element for the high maturity natural gas accumulation in the deep buried depth.

west depression; natural gas reservoir; source rock; translocation system; reservoir

TE122

A

1007-6875(2017)03-0006-07

日期：2017-04-17

10.13937/j.cnki.hbdzdxxb.2017.03.002

國家自然科學基金項目（Nos.41572114, 41302110）。

董甜甜（1981—），男，湖北隨州人，工程師，現主要從事油田地質開發工作。