渤海海域深層太古界變質巖潛山大型凝析氣田的發現及其地質意義*

薛永安 李慧勇

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

渤海灣盆地是我國東部典型的油型盆地，已探明原油儲量約130.5×108t，天然氣儲量約3 510×108m3，已探明原油儲量遠遠大于已探明天然氣儲量[1]。勘探實踐表明，渤海灣盆地渤海海域部分與周邊陸地油區相似，具有油多氣少的特征，經過40多年的勘探，已發現超過35×108t的石油探明儲量，而天然氣探明儲量僅僅伴隨著原油勘探偶有發現[2-3]。前人研究認為，研究區晚期新構造運動活躍，新近系斷層發育密度大、活動能力強，強烈的構造活動不利于天然氣的保存[4-6]。

渤海油田通過長期攻關研究，特別是近幾年通過轉變勘探思路與創新地質認識，認識到在油型盆地存在局部天然氣富集區，也可找到大氣田，近期在渤中凹陷西南部深層太古界變質巖潛山天然氣勘探獲得重大突破。通過系統開展區域構造演化與構造精細解釋，落實了渤中凹陷西南部深層渤中19-6構造大型太古界潛山圈閉群，整體可劃分為南、北兩塊，總圈閉面積可達100 km2以上。2016年以來分別在渤中19-6構造南塊和北塊鉆探多口井均獲得了較好的產能，其中南塊測試獲日產油168 m3、日產氣18.4×104m3，北塊測試獲日產油305 m3、日產氣31.2×104m3。渤中19-6構造目前正在進一步擴展評價中，從已發現油氣層垂向、橫向展布及構造規模判斷，該構造將是渤海灣盆地目前已發現的最大天然氣田，達大型氣田級別。該大型天然氣田的發現，一方面展現了環渤中凹陷中深層領域的巨大潛力，同時也堅定了在油型盆地中尋找大型天然氣田的信心，對于推動渤海灣盆地深層勘探具有重要意義。

1 區域地質背景

渤中19-6構造區位于渤海海域渤中凹陷西南部的深層構造脊上，西部與埕北低凸起相鄰，南部與黃河口凹陷相接，東南部與渤南低凸起相鄰，北依沙壘田凸起(圖1)[7-9]。鉆井揭示該構造及圍區發育多種類型的潛山地層，東部渤中21/22構造以古生界為主，西部多個構造有中生界殘留，局部直接出露古生界及太古界，渤中19-6構造、渤中26-2構造以及北部的曹妃甸18構造為太古界直接出露區；已開發油田生產動態表明圍區多個構造的潛山儲層均有較好的產能。渤中凹陷西南部整體表現為近南北向的凹中隆構造脊背景，潛山主體披覆沉積古近系和新近系，被近南北向郯廬斷裂西支所夾持，斷裂體系發育，分割特點顯著，形成多個構造高點，具有獨特的地質結構和油氣聚集特征。研究區經歷了加里東、印支、海西、燕山、喜山多期構造運動的改造，潛山地層長期暴露剝蝕，變質巖潛山遭受多期改造，形成了裂縫型儲集層。潛山上覆地層自上而下分別為新近系明化鎮組、館陶組，古近系東營組和沙河街組，構造區南部局部發育孔店組。太古界變質巖潛山是主要目的層段，在地震相上具有空白-雜亂、弱反射的響應特征，其平面展布受斷裂控制明顯。

圖1 渤中19-6構造區域位置Fig.1 Regional overview of BZ19-6 structure

2 渤中19-6凝析氣田特征

2.1 地質特征

渤中19-6凝析氣田含氣層位主要為太古界。渤中19-6構造經歷了多期構造運動，太古界變質巖潛山斷裂發育，主要發育三組斷裂體系，分別為近S—N向的走滑斷裂體系、NEE向的張性斷裂體系以及局部發育的NW向斷裂體系。以近S—N向走滑斷裂為界，西部NW向斷裂體系發育，東部則主要發育NEE向斷裂體系。根據構造特征，可將渤中19-6構造進一步劃分為南、北兩塊。走滑-伸展斷裂相互切割，在研究區形成了多個具有背斜、斷鼻形態的復雜斷塊圈閉(圖2)。

渤中19-6凝析氣田儲層巖性主要為二長片麻巖、斜長片麻巖和混合片麻巖等，靠近大斷裂處可見斷層角礫巖。儲層縱向分帶性明顯，儲集空間以裂縫為主，亦可見沿縫的溶蝕孔隙。孔隙度在2.7%～12.8%之間，平均值為5.3%，滲透率在0.01～11.81 mD之間，平均值為0.733 mD；在裂縫發育段孔隙度值可達12.5%～12.8%，滲透率可達11.81 mD。

根據太古界潛山測試獲得的地層溫度和壓力資料，渤中19-6凝析氣田壓力系數為1.15～1.26，為弱超壓凝析氣田；地溫梯度為3.3～3.4 ℃/100 m，為正常的溫度系統。

2.2 流體性質

渤中19-6凝析氣田地面凝析油密度介于0.792 6～0.808 9 g/cm3(20 ℃)，平均值為0.800 3 g/cm3；黏度介于1.244～2.136 mPa·s(50 ℃)，平均值為1.640 mPa·s；含蠟量高，平均值為13.56%；含硫量低，平均值為0.017%；凝固點介于12～22 ℃(表1)。天然氣中烴類氣含量最大值為90.71%，最小值為83.58%，平均值為88.27%；甲烷含量介于70.85%～78.25%，平均值為75.63%；氮氣含量低，介于0.12%～0.15%，平均值為0.13%；CO2含量介于9.19%～16.27%(表1)。

圖2 渤中19-6構造太古界頂面構造簡圖Fig.2 Sketch map of the Archean top surface of BZ19-6 structure

地層流體分析表明，渤中19-6構造流體在地層條件下呈凝析氣相，井流物中C1+N2含量為61.19%，C2—C6+CO2含量為30.85%，C7+含量為7.97%，通過油氣藏流體類型三角圖等綜合分析為凝析氣。此外，地層流體臨界溫度低(52.4 ℃左右)，臨界壓力低(40.76 MPa左右)，露點壓力為45.74 MPa，地露壓差小(1.19 MPa)，顯示出地層流體中重烴組分含量占有一定比例。臨界凝析溫度為384.8 ℃，臨界凝析壓力為45.74 MPa，地層溫度處于臨界溫度與臨界凝析溫度之間。定容衰竭實驗中，隨壓力下降反凝析液量增大，最大反凝析液量可達40.97%，地面凝析油含量達710.67 g/m3，表明渤中19-6凝析氣田具有特高含凝析油凝析氣藏特征。

表1 渤中19-6凝析氣田凝析油和天然氣分析數據Table 1 Condensate oil and natural gas component contents of BZ19-6 condensate gas field

3 渤中19-6凝析氣田成藏主控因素

3.1 渤中凹陷巨大生氣潛力是大型凝析氣田形成的基礎

渤中凹陷發育3套烴源巖，分別為東營組三段、沙河街組一段和沙河街組三段烴源巖[10-11]。渤中19-6構造天然氣甲烷同位素為-38.8‰左右，依據天然氣δ13C1-Ro關系式計算Ro值為1.6%[12]，表明天然氣為成熟—高成熟階段產物。生烴演化史研究表明，沙河街組三段烴源巖在24 Ma左右開始生烴，12 Ma左右達到生烴高峰，目前Ro約為1.8%～2.4%；沙河街組一段烴源巖在12 Ma左右開始生烴，現今Ro介于1.6%～2.2%；東營組三段烴源巖現今Ro介于1.0%～1.6%[13]。綜合考慮儲層與烴源巖對接關系、烴源巖生烴演化史和天然氣成熟度等，渤中19-6構造天然氣主要來源于渤中凹陷沙河街組三段烴源巖。另外，天然氣組分特征和碳同位素值是劃分天然氣成因類型的重要依據，戴金星 等[12]用我國437個氣樣和其他國家96個氣樣的δ13C1與C1/C2+3建立了天然氣成因判別圖版。圖3為渤中19-6構造天然氣δ13C1-C1/C2+3判別圖版，可見該構造天然氣為凝析油伴生氣。綜合油源對比結果，認為渤中19-6構造天然氣應與油同源，為沙河街組三段烴源巖干酪根熱裂解生成的凝析油伴生氣。

圖3 渤中19-6構造天然氣δ13C1-C1/C2+3判別圖Fig.3 The discriminant graph of δ13C1-C1/C2+3 of BZ19-6 structure

在明確油氣源的基礎上，通過深入分析渤中凹陷烴源巖條件，認為渤中凹陷具有巨大的生氣潛力，為大型凝析氣田的形成提供了良好的物質基礎。渤中凹陷沙河街組三段主力烴源巖普遍含有較高的陸源有機質，腐泥組含量大都在40%以下，具有相對富氣的生烴特征；有機質豐度較高(TOC值絕大多數在2%以上，S1+S2值大多數大于20 mg/g)；埋深多在3 000～5 000 m以深，大部分為高成熟—過成熟，已進入規模生氣階段。另外，從生氣量、生氣強度和生氣豐度上看，渤中凹陷沙河街組三段居渤海海域各凹陷首位，同時也是渤海灣盆地各凹陷之首，分別達299.602×1011m3、48.261×108m3/km2和84.919×108m3/km2，明顯高于遼中凹陷(73.501×1011m3、26.864 4×108m3/km2和22.556 8×108m3/km2)、渤東凹陷(41.407×1011m3、24.357 1×108m3/km2和45.566 5×108m3/km2)和黃河口凹陷(6.854×1011m3、14.161 1×108m3/km2和29.646 1×108m3/km2)等[3]。根據國內外的資料統計和經驗，天然氣排聚系數按1%～2%計算，渤中凹陷總天然氣資源量可達(4 000～8 000)×108m3，巨大的生氣潛力為渤中19-6大型凝析氣田形成奠定了物質基礎。

3.2 厚層超壓泥巖“被子”蓋層是天然氣大規模成藏的重要保障

前人針對渤海灣盆地天然氣富集規律研究表明，油型盆地內大中型氣田的形成受控于區域蓋層的發育程度[18-19]。研究區太古界潛山直接蓋層為沙河街組與東營組，在東營組下段與沙河街組沉積期湖泊相發育，沉積了大套的泥巖。鉆井統計表明該套泥巖厚度達800～1 200 m，區域穩定分布的巨厚泥巖為深層天然氣保存提供了良好的蓋層條件及運移匯聚條件。同時，受欠壓實以及生烴作用的雙重影響，從東營組二段開始，厚層泥巖中發育超壓，超壓的存在使得天然氣更容易得以保存。

薛永安 等[2]將分布面積較廣、厚度較大的高壓異常泥巖帶(局部地區包括特殊巖性地層，如膏巖、前古近系等)簡稱“被子”，并建立了渤海灣盆地大中型天然氣田形成模式，即只有一定厚度的高壓異常泥巖的封蓋，才能保證在較大范圍內存在優質的區域蓋層分布，將天然氣控制在其下運移聚集，并防止成藏后天然氣向上以較快的速度擴散。在該模式的指導下，研究了渤中凹陷“被子”分布。研究區位于渤中凹陷深層，其上部覆蓋了從凹陷中心延續至構造主體的巨厚的超壓泥巖“被子”(圖4)。利用壓力模擬軟件對渤中凹陷現今壓力場進行了模擬，結果表明渤中凹陷為明顯的雙超壓結構，上超壓帶壓力系數介于1.2～1.8，分布比下超壓帶廣，從凹陷到低凸起區均有分布，范圍包括渤中19-6構造在內的主要構造帶；下超壓帶壓力系數比上超壓帶大，最大可達2.0，但分布范圍較小，一般分布于凹陷區，尖滅于斜坡部位(圖4)。分析認為，對渤中19-6凝析氣氣藏形成起控制作用的是上超壓“被子”，表現在2個方面：①保證凹陷中形成的大量天然氣在“被子”之下匯聚并運移至潛山構造帶成藏；②氣藏形成之后保證其長期不散失，這是渤中凹陷區別于渤海灣盆地其他凹陷形成大氣田的獨特因素。

圖4 渤中凹陷超壓泥巖“被子”分布Fig.4 “Quilt” distribution of overpressure mudstone of Bozhong sag

3.3 復雜斷裂帶多期構造運動控制裂縫型儲層發育

基巖潛山儲集空間類型以多種成因的次生溶孔、溶洞及裂縫為主[14-17]。研究區儲層儲集空間類型主要為裂縫，構造高部位發育風化破碎帶等孔隙型、孔隙-裂縫型儲層。由于變質巖本身并不具有作為儲集層的條件，必須經過后期構造抬升、風化淋濾改造之后才能成為有利儲集層，儲層物性取決于原巖的巖性、風化程度、古地貌特征、構造改造等多重因素。勘探結果表明，渤中19-6構造太古界變質巖潛山氣田為構造-風化作用主導下的裂縫型儲層(圖5)，良好的儲集條件成為大型氣田形成的關鍵因素。

圖5 渤中19-6構造太古界潛山變質巖儲層特征Fig.5 Reservoir characteristics of Archean metamorphic buried hill of BZ19-6 structure

渤中凹陷經歷了多期構造運動，其中對潛山的形成及裂縫的發育起關鍵作用的主要為印支運動與燕山運動。渤中19-6構造變質巖潛山發育近S—N向走滑斷裂體系以及近NE向伸展斷層，斷層活動本身既可對巖石產生強烈破碎作用，形成構造成因節理和寬闊誘導裂縫帶，也可進一步促進深部基巖淋濾作用，加快潛山風化，增強儲層改造(圖6)。經鉆井證實和地震剖面特征對比，渤中19-6構造變質巖潛山儲層垂向上明顯可以劃分為二元結構，即表層風化裂縫帶和內幕裂縫帶，在地震剖面上高角度內幕斷裂發育，與儲層發育對應關系良好，邊界大斷層一側和內幕斷裂發育區儲層厚度明顯增加；內幕裂縫帶厚度可達400 m，目前最深探井鉆遇太古界近600 m后仍見到好的儲層，打破了之前渤海海域潛山儲層段分布于距潛山頂300 m以內的認識。

儲層的垂向分帶性及巖石物性特征為地震資料預測儲層的空間展布提供了可能性，3D地震潛山內幕多屬性融合及最大似然體切片顯示潛山內幕斷層以NW向為主，多期不同方向的應力作用對大量裂縫的發育起到了關鍵作用(圖7)，這充分說明斷裂和構造應力后生節理對變質巖裂縫型儲層起到了良好的改造作用，在一定程度上控制了變質巖風化裂縫帶和內幕裂縫帶儲層的展布。

3.4 渤中19-6凝析氣田成藏模式

綜合分析認為，渤中19-6構造帶具有洼中隆的構造背景，渤中凹陷可為該區提供充足的油氣來源；潛山帶的兩側均存在著斷距較大的斷裂，使沙河街組三段烴源巖與潛山直接接觸，可為變質巖潛山提供區域性供油窗口；變質巖潛山內多期裂縫既作為儲層，也是油氣在潛山內部發生運移的通道，而潛山頂部超壓泥巖“被子”則為凝析氣運移聚集及保存提供了保障。因此，渤中凹陷優質烴源巖深埋生氣、變質巖潛山多期構造運動控縫、厚層超壓泥巖“被子”封蓋是渤中19-6大型凝析氣田成藏的關鍵因素，沙河街組三段烴源巖在明化鎮組沉積晚期進入高成熟—過成熟階段，Ro最大可達到2.4%以上，其生成的凝析氣難以突破上覆“被子”蓋層，凹陷中心生成的天然氣在“被子”之下發生橫向運移向潛山構造匯聚成藏，由于潛山內部儲層發育的差異性而形成了內幕隔層發育的“似塊狀氣藏”模式。

圖6 渤中19-6構造太古界潛山變質巖儲層發育模式Fig.6 Reservior development mode of Archean metamorphic buried hill of BZ19-6 structure

圖7 渤中19-6構造潛山內幕最大似然體及多屬性融合平面圖Fig.7 Planar graph of maximum likelihood and multi-attributes fusion of inside buried hill of BZ19-6 structure

4 渤中19-6凝析氣田發現的地質意義

4.1 首次在渤海灣盆地發現大型氣田，證明在油型盆地局部地區也可形成大型氣田

渤海灣盆地是我國最大的油型盆地，目前年產油能力約7 000×104t[20]，而天然氣發現較少，產量低，沒有大型氣田。渤中19-6凝析氣田的發現是渤海海域深層天然氣勘探首次獲得的戰略性突破，印證了多年來勘探家對于深埋低潛山發現大氣田的構想，揭開了太古界深層凝析氣藏的神秘面紗。同時，渤中19-6凝析氣田的發現也是新領域的突破，初步展現了渤海灣盆地環渤中凹陷帶深層廣闊的勘探領域和勘探潛力，潛山天然氣資源量達數千億立方米，資源潛力巨大。

4.2 發現太古界凝析氣，證實渤海海域深層仍具備臨界相態賦存條件

周邊已發現油氣田相態及地質背景分析表明，渤中22-1構造(埋深4 300 m)為純天然氣藏，渤中13-1油田(埋深4 000 m)為臨界相態高揮發油藏，埋深較淺(為3 000～3 800 m)的曹妃甸18-2和渤中26-2油田皆為帶油環的凝析氣藏。渤中19-6構造太古界凝析氣藏的發現，證實了渤海海域深層仍具備臨界相態賦存條件，可能標志著新的成藏模式的發現，這對于重新認識渤中凹陷烴源巖演化、確定流體性質具有重大的地質和勘探意義。

5 結束語

多年來，渤海油田針對天然氣勘探從地質認識到作業工藝上實施了一系列創新，形成了一大批成果，這些成果直接支撐了渤中19-6構造太古界大型凝析氣田勘探獲得重大突破，有望在中國東部老油區獲得千億立方米以上的大氣田，可為處于近海經濟發達、人口稠密的京津冀地區提供清潔能源支持，進而助推雄安新區建設。

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