渤海灣盆地南堡凹陷天然氣成藏條件及其主控因素

摘 要

摘要：渤海灣盆地南堡凹陷油氣勘探對象主要為古近系-新近系砂巖油氣藏，近年在奧陶系碳酸鹽巖、古近系火山碎屑巖地層中也獲得高產天然氣流，但由于對氣藏成藏條件和分布規律認識
摘要：渤海灣盆地南堡凹陷油氣勘探對象主要為古近系-新近系砂巖油氣藏，近年在奧陶系碳酸鹽巖、古近系火山碎屑巖地層中也獲得高產天然氣流，但由于對氣藏成藏條件和分布規律認識不清，制約了其勘探整體部署和進程。通過綜合分析該區幾種可能氣源巖的各類生烴地化指標和天然氣組成指標，開展了典型氣藏成藏條件研究。結論認為：①南堡凹陷天然氣成藏地質條件相對有利，即發育偏腐殖型成熟氣源巖，擁有多種成因優質儲層，生儲蓋組合配置優越，發育與油氣充注相匹配的多種圈閉和輸導系統，多期火山活動對氣源巖具有熱催化作用等；②該區天然氣成藏的關鍵因素是氣源巖熱演化程度，其次為有利蓋層和油氣藏后期保存條件；③下一步的天然氣勘探工作應重點圍繞有效氣源巖分布范圍、有效蓋層區域或層段以及斷裂后期不活動地區展開。
關鍵詞：南堡凹陷；天然氣成藏條件；主控因素；熱演化；生儲蓋組合包裹體；油氣藏保存條件；勘探有利區域
    南堡凹陷地處渤海灣盆地，屬于華北地臺基底上，經中、新生代塊斷運動發育起來的一個箕狀斷陷型凹陷[1]。以往油氣勘探對象主要為古近系-新近系砂巖油藏，近年在南堡2號構造奧陶系碳酸鹽巖儲集層、南堡5號構造古近系砂巖及火山碎屑巖儲集層中獲得了高產油氣流，但由于對該區天然氣成藏條件和分布規律認識不清，制約了勘探部署和進程，深化研究勢在必行。
1 已發現天然氣藏基本特征
1.1 油氣共生，以油田伴生氣和凝析氣為主，干氣較少
    南堡凹陷現有油氣生產井約460口，主要分布于含油氣構造單元內中與油氣斷裂相關的構造圈閉高點(圖1)，多數井呈現油氣共生現象，并主要以油田伴生氣和凝析氣為主，純氣藏(干氣)所占比例較少，約占總井數的7.3%，其中高尚堡構造、柳贊構造、老爺廟構造和南堡1號構造主要為古近系-新近系砂巖油氣藏，天然氣性質多為油田伴生氣和凝析氣，少見干氣，氣井數量多，但控制面積小，僅零散地分布在已探明的含油面積內；南堡5號構造古近系砂巖及其火山碎屑巖儲集層中主要發育小規模凝析氣氣藏；南堡2號構造奧陶系碳酸鹽巖儲集體中已探明一定規模的凝析氣藏。
1.2 具有濕氣特征，氣源母質偏腐殖型
    該區20口氣井典型氣樣組分分析顯示，天然氣主要為烴類氣體，非烴類氣體含量小于1%(主要為二氧化碳和氮氣)；烴類氣體中甲烷含量為52%～91%，重烴含量為2%～18%，氣樣密度為0.58～0.83g/cm2，干燥系數(C1/C1-5)為0.53～0.92，整體具有典型濕氣特征。
    典型井天然氣碳同位素分析顯示，甲烷δ13C1主要分布范圍為-1.8‰～-48‰，平均為-39‰；乙烷δ13C2主要分布在-19.6‰～-28.0‰，平均為-27.5‰；丙烷和正丁烷(δ13C3和δ13C4)分布范圍接近，介于-15‰～-27‰，平均為22.5‰，同時可見每個碳同位素主峰變化范圍較小，且顯示艿δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的正序排列。根據戴金星、梁狄剛和王世謙提出的煤成氣δ13C2值分別大于-27.5‰、-28‰和-29‰等觀點[2]，結合南堡凹陷乙烷碳同位素δ13C2值均大于-28‰。綜上認為，該區天然氣為典型有機成因氣，其氣源母質類型較為單一，屬于偏腐殖型有機質。
1.3 多為正常壓力系統，地飽壓差隨深度呈規律變化
    南堡凹陷已發現氣井數的93%的井壓力系數為0.8～1.0，屬正常壓力系統，僅有7%氣井的壓力系數大于1.1，具有高壓特征(主要位于高柳局部井點，如高9井和高43×1井等)。同時發現多數油氣藏的地飽壓差(目前地層壓力與飽和壓力的差值)隨深度呈規律變化。當埋深小于2300m，大多數油氣藏地層壓力低于其飽和壓力，發育帶氣頂的飽和油藏和純氣藏；當埋深介于2300～3500m時，多數油氣藏地層壓力與其飽和壓力接近，地飽壓差降到最低，儲集層的天然氣能夠全部溶解于石油，形成含溶解氣的飽和油藏；當埋深大于3500m時，一部分油氣藏地層壓力遠遠大于其飽和壓力，地飽壓差大于15MPa，導致儲集層中天然氣完全溶于原油中，形成含溶解氣的未飽和油藏，但也有一部分油氣藏的地層壓力與其飽和壓力接近，地飽壓差小于5MPa，使得在深層發育帶氣頂的飽和油藏或純氣藏。由上可初步認為南堡凹陷的淺層和深層地層中都有可能發育氣頂氣或純氣藏，淺層油氣藏中溶解氣的脫氣點深度介于1800～2300m，地飽壓差一般小于8MPa。
2 天然氣成藏條件及主控因素
2.1 成藏條件
2.1.1烴源巖油氣兼生，潛力大，但尚未大面積進入大量生氣階段
   南堡凹陷自上而下各層系都有天然氣存在，推測其氣源巖可能來自3個層系，即凹陷內古近系烴源巖、凹陷周邊中生界烴源巖、凹陷外西北澗河地區石炭二疊系煤系烴源巖，前人研究成果對此一直沒有定論。本次近30個泥巖樣品有機碳和成熟度分析顯示，澗河地區石炭-二疊系有機質類型主要為腐殖型，其豐度高(有機碳含量多數為0.3%～2.8%)，但處于未熟-低熟階段(鏡質體反射率小于0.50%)，大規模生氣可能性較小。凹陷周邊中生界侏羅系和白堊系有機質類型以腐殖型為主，有機碳含量和生烴潛力都分別低于0.17%和0.19mg/g，屬于差烴源巖。
    本次利用高壓鋼瓶采集南堡凹陷4口井的天然氣，借助MM5400靜態真空質譜計進行氬和氦同位素及其比值測定，結果表明，南堡凹陷已發現天然氣的氬同位素40Ar/36Ar比值范圍為279～378，平均為330，參考渤海灣其他油氣區來自古近系-新近系和中生界煤系地層的天然氣氬同位素40Ar/36Ar平均值分別為335和564[3]，認為南堡凹陷天然氣藏主要氣源巖為古近系-新近系偏腐殖型母質。
    前人研究成果認為[2,4]，南堡凹陷烴源巖主要為古近系沙河街組沙三段(E3s3)和沙一段(E3s1)以及東營組東三段(E3d3)，其中E3s3為主力烴源巖層段，其內發育分布廣且厚度大(800～1000m)的半深湖-深湖相暗色泥巖和油頁巖；E3s1主要發育淺湖-半深湖相的淺灰色細砂巖、粉砂巖和灰色泥巖薄互層，暗色泥巖分布廣，厚度為200～300m；E3d3主要發育淺湖-深湖相和扇三角洲相沉積，淺湖-半深湖相的淺灰色細砂巖、粉砂巖和灰色泥巖薄互層，暗色泥巖主要分布在凹陷南部，平均厚度為600m。
    南堡凹陷近110個泥巖樣品有機碳含量(TOC)和生烴潛量(S1+S2)分析結果統計顯示，E3s3、E3s1和E3d3烴源巖有機質豐度高，TOC多數為1.2%～4.0%，S1+S2一般集中在5～20mg/g，屬于優質或較好烴源巖，其中E3s3的TOC和S1+S2值高于E3s1和E3d3，生烴潛力大，為南堡凹陷最重要烴源巖。
南堡凹陷新采25塊泥巖樣品有機顯微組分分析顯示(圖2)，該凹陷有機質顯微組分整體具有鏡質組和腐泥組含量相對富集，殼質組含量相對貧乏的特點，其中腐泥組和鏡質體含量之間存在彼消此長的關系，含量介于10%～80%，惰性組和殼質組含量介于2%～20%，反映東營組有機質類型主要以腐殖-偏腐殖混合型為主，沙河街組地層中腐泥型、混合型和腐殖型有機質都發育，屬于混合組合類型，生烴性能上具有油氣兼生特點。25塊泥巖樣品干酪根碳同位素分析結果顯示(圖3)，其分布范圍為-22‰～-29%。，同樣反映東營組有機質類型主要以腐殖-偏腐殖混合型為主，沙河街組有機質類型多樣，屬于混合組合類型。

烴源巖有機質熱演化程度決定油氣的富集程度。該區25塊泥巖樣品熱演化結果顯示(圖4)，E3d3段烴源巖樣品鏡質體反射率(Ro)小于0.50%，處于低成熟油階段，平均溫度低于90℃；E3s1烴源巖Ro為0.50%～1.20%，處于低成熟-成熟階段，平均溫度為120℃；E3s3烴源巖Ro為0.50%～1.70%，多數位于0.50%～1.20%，處于低成熟-成熟階段，僅南堡5號構造帶上個別井在深部沙三段受火山巖熱異常烘烤影響，其泥巖樣Ro值高達1.70%，對應深度為4500～5000m，推測溫度超過160℃，處于高成熟和開始生氣階段。
    三維生烴動力學模擬結果顯示，南堡凹陷各套烴源巖的熱演化程度明顯不同(表1)，3種主要烴源巖(E3s3、E3s1和E3d3)目前熱演化程度普遍處于低成熟和成熟階段，僅E3s3在局部深洼或高溫區進入生氣階段，尚未達到大量生氣階段，東營組和沙河街組烴源巖主要以生液態烴為主，局部地區生成的少量天然氣主要是以溶解氣形式與原油一起運聚和保存，從而導致南堡凹陷呈現油氣共生、大面積含油和局部富氣的局面。
2.1.2多套和多種成因相對優質儲層發育
    南堡凹陷自下而上發育多成因優質儲層，包括砂巖、裂縫型火山碎屑巖和裂縫孔隙型碳酸鹽巖等。
    目前已發現的含油氣砂巖主要位于古近新近系地層中(圖5)。新近系明化鎮組和館陶組地層主要以河流相沉積為主，其砂層厚度大(約150m)，分布廣，平均孔隙度30.2%，平均滲透率大于400mD，孔隙類型以原生粒間孔為主，具有特大孔中喉型孔隙結構，屬于高孔高滲優質儲層。古近系東營組地層主要發育三角洲相和扇三角洲相沉積，自下至上發育3段，上部東一段物性明顯好于下部，屬于高孔、中滲優質儲層，其孔隙度范圍為18%～30%，平均為24.9%，滲透率大于50mD，具有特大孔細喉型孔隙結構；中部東二段巖性細，以“泥包砂”和簿互層為特征，其砂層平均孔隙度為22.2%，滲透率一般大于5mD，屬于中孔、低滲儲層；下部東三段砂層屬于中孔、中低滲儲層，其巖性細、成巖作用強烈，平均孔隙度為16.4%，滲透率一般大于1mD。古近系沙河街組沙一段和沙三段上部為主要含油氣層，以濱淺湖相和扇三角洲相中細砂巖為主，平均孔隙度16%，平均滲透率小于60mD，屬于中低孔、低滲儲層。
    目前已發現的含油氣火山碎屑巖儲層主要位于新近系館陶組、古近系東營組和沙河街組地層中(圖5)。館陶組火山碎屑巖主要為火山角礫巖和凝灰巖，成分以間隱玄武巖、玻基和蝕變玄武巖為主，孔隙度介于14%～19%，滲透率為0.01～0.03mD，屬于中孔、低滲儲層。東營組火山碎屑巖儲層主要為火山角礫巖，成分以玻基和蝕變玄武巖為主，孔隙度為5%～12%，滲透率為0.006～0.029mD，屬于低孔、低滲儲層。沙河街組火山碎屑巖主要為火山角礫巖，成分以玻基和蝕變玄武巖為主，微裂縫發育，孔隙度為5%～10%，滲透率為0.0032～0.32mD，屬于低孔、低滲儲層。

    目前已發現的含油氣碳酸鹽巖儲層主要位于奧陶系地層中(圖5)，其儲集空間主要為縫洞型，非均質性較強[5]。LPN1井巖心分析顯示：該段碳酸鹽巖儲層裂縫發育，屬于中奧陶統下馬家溝組的潮坪泥晶灰巖，孔隙度為0.4%～1.0%，平均為0.7%，滲透率為0.16～9.87mD，平均為2.83mD，屬于低孔、特低滲型孔隙裂縫型儲層，油氣主要分布于晚期構造縫中。
2.1.3生儲蓋配置優越
    南堡凹陷自下而上發育3大油氣成藏組合和多套配置優越的儲蓋組合[6]。
    下部油氣成藏組合屬于新生古儲油氣成藏組合，主要以盆地基底為儲集層，以古近系沙河街組泥巖為油氣源巖，發育1套儲蓋組合，包括中生界砂巖儲層、古生界和中上元古界碳酸鹽巖儲層以及古近系沙河街組泥巖或火山巖蓋層(圖5)。目前在南堡2號構造發現的奧陶系碳酸鹽巖凝析氣藏屬于該類油氣成藏組合，其成藏關鍵要素是油氣源是否充足，其次為油源通道(斷裂和不整合面)和蓋層發育程度及其有效性。
    中部油氣成藏組合包括沙河街組、東三段和東二段地層，屬于自生自儲自蓋油氣成藏組合(圖5)，其特點是沙三段和東三段厚層泥質烴源巖與其內厚層砂巖或局部火山碎屑巖儲層以及泥巖蓋層或局部火山熔巖蓋層相互之間近距離、大面積穿插接觸，這使得該組合內的泥質烴源巖因受到相鄰火山巖熱異常的催化先期進入成熟和生氣階段，各類儲集層優先俘獲油氣且直接被其上火山熔巖蓋層遮擋而聚集成藏。南堡5號構造目前勘探呈現古近系東三段和沙三段內油和天然氣相對富集而其他層段零星分布的現象，推斷主要與該區中部油氣成藏組合內火山巖異常發育、烴源巖熱成熟度高以及生儲蓋能夠大面積穿插接觸密切關系。中部成藏組合的油氣成藏的關鍵是烴源巖是否成熟。
    上部油氣成藏組合包括明化鎮組、館陶組和東一段地層，屬于下生上儲油氣成藏組合(圖5)，其油氣源主要來自下部沙三段和東三段厚層成熟泥巖源巖，內部發育3套儲蓋組合，總體特征為物性好的砂巖儲層或局部火山碎屑巖儲層直接被厚度大(35～350m)、排替壓力高(0.9～3.8MPa)的泥巖蓋層或局部火山熔巖所覆蓋。南堡灘海地區東一段油氣藏屬于該類組合，其成藏關鍵是下部油氣源供給是否充足，其次為油源斷裂和蓋層的有效性。
2.1.4發育與油氣充注相匹配的多種圈閉和輸導系統
    包裹體分析顯示，該區發育低成熟和中高成熟2種烴類包裹體，前者顯示為淺黃、黃灰綠色熒光，主要分布在石英碎屑裂隙和石英加大邊中，樣品均一溫度主頻范圍為80～120℃，分析其油氣充注時間為9～3Ma，屬于N2m以來充注的油氣；后者顯示為橙黃帶藍色熒光，主要分布在方解石脈中，樣品均一溫度主頻范圍為120～160℃，分析其油氣充注時間大致為26～14.4Ma，屬于E3d末—N1g早期間充注的油氣，由此推斷E3d末—N1g早和N2m末期是南堡凹陷油氣充注的2個關鍵時期。前人研究成果認為[7～8]，南堡凹陷主要構造格局在古近系東營組末期已基本定型，繼承性發育了多種與潛山披覆構造和斷裂有關的構造圈閉和油氣輸導系統。如高尚堡斷背斜、高柳斷背斜和唐海斷鼻等屬于基底斷隆背景上發育的大型繼承性披覆背斜，油氣主要以“Y”型和階梯形斷裂為輸導系統；老爺廟背斜和南堡5號背斜屬于繼承性發育的逆牽引背斜，油氣主要沿“Y”型斷裂運移；南堡1號、2號及4號構造帶屬于潛山古隆起背景上發育的繼承性走滑扭壓背斜，油氣主要沿斷裂或不整合面等輸導體系運移，其中與NE向主斷層帶和NW向剪切斷層相關的圈閉是油氣最有利的聚集區(圖1，圖5)。綜上，南堡凹陷各油氣成藏要素之間相互匹配，有利于油氣成藏。
2.1.5局部地區多期火山活動對其附近烴源巖具有熱催化作用
    古近系沙河街組至東營組時期是南堡凹陷火山活動最活躍期，特別是在林雀次凹附近相對集中，造成其地層格架呈現泥質烴源巖、高孔滲優質砂巖儲層或火山碎屑巖儲層與封蓋性好的泥質或火山熔巖蓋層穿插分布的特點，導致其內烴源巖有機質受到火山巖熱異常影響，熱演化強度明顯高于火山巖不發育地區。南堡5號構造帶85井和BS28井沙三段烴源巖熱模擬結果(圖4)能夠證實，火山活動對其附近烴源巖的熱催化作用明顯。從圖4中。可見，這2口井因火山巖圍巖熱異常作用，其泥巖鏡質體反射率在4300m出現異常，高達1.80%，提前達到生氣高峰階段，而未受火山活動影響地區的鏡質體反射率則一般為0.9%～0.7%(圖4)，尚未達到生氣高峰。南堡1號構造JH1X1井和2號構造的LPN1井周圍(圖1、圖5)火山巖異常發育，其天然氣的相對富集可能也與火山活動對烴源巖的熱催化作用有關。其他油區有關資料也證實，火山活動確實能夠加速其周圍烴源巖向烴類轉化的速度，其熱烘烤作用的波及范圍大致為200m[3]，該區現有資料還不能提供火山巖烘烤作用的波及范圍，有待進一步論證。
2.2 成藏主控因素
2.2.1氣源巖成熟度
   南堡凹陷源巖樣品熱模擬和三維生烴動力學模擬結果都顯示，主力烴源巖古近系沙三段和部分東三段的熱演化程度大面積處于低成熟和成熟階段，僅E3s3在局部深洼或局部火山活動地區高溫區進入生氣階段，尚未達到大量生氣階段，導致南堡凹陷已發現油氣分布呈現油氣共生、大面積含油和局部富氣的特點，其中天然氣富集區主要位于深洼區斜坡部位和火山巖分布區(圖1和圖5)。如在林雀次凹北部(預測其烴源巖生氣強度為32×108m3/km2)廟南斜坡區發現的廟4×1和廟16×1氣藏、北堡斜坡區發現的南堡5-10和南堡5-81油氣藏都與氣源巖成熟度和火山巖分布密切關。南堡4號構造帶目前尚未發現氣井，推測可能與曹妃甸次洼源巖成熟度或生氣強度低(22×108m3/km2)以及火山巖不發育有關。
2.2.2氣藏保存條件
   南堡凹陷發育與多期斷裂相關的斷塊、斷背斜、斷鼻和巖性遮擋圈閉，不同期次和不同類型斷裂的封閉能力不同，晚期活動相對較弱的斷層以及由下向上封閉性不斷增強的“X”型斷裂利于油氣聚集和保存[8]。如南堡5號構造帶上B2×1和B10井等油氣藏的形成與其附近斷裂晚期活動較弱有關；高柳斷裂附近發育的明化鎮組和館陶組等油氣藏與其晚期封閉性較強有關；已發現的NP2-3、NP1和NP1-3等油氣藏的形成也與“X”型斷裂晚期活動弱和封閉性較強有關(圖1、5)。該區發育多套區域或局部厚層泥巖和火山熔巖優質蓋層，排替壓力多數在0.7～3.3MPa，具有較強封蓋能力，蓋層縱向和平面分布位置直接影響氣藏空間分布特征，如南堡1號構造館陶組底部厚層火山巖分布面積大，蓋層封蓋條件明顯比其他地區優越，致使該區東一段儲層油氣大規模富集和保存，成為南堡凹陷主力層系和油氣區(圖5)。
3 天然氣勘探有利區
   南堡凹陷天然氣分布主要受氣源巖成熟度、火山巖和油氣藏后期保存等條件控制，因此勘探重點應圍繞有效氣源巖分布范圍、有效蓋層區或層段以及斷裂后期不活動地區展開。平面上(圖1)，重點圍繞火山巖異常發育和氣源巖成熟度相對較高的林雀次凹圍斜部位展開，集中在老爺廟南部、南堡5號東南部和南堡1、2號西北部等有利目標區。縱向上(圖5)，重點考慮生烴、排烴和聚油氣的相鄰關系，將厚層火山巖發育且成熟度較高的沙三段和與其相鄰的奧陶系儲集層作為天然氣勘探兩大層系，兼顧中淺層(E3d3—N1g—N2m)油氣。奧陶系潛山油氣勘探應圍繞奧陶系剝蝕出露區開展，以南堡1、2號潛山披覆背斜帶為重點對象，兼顧南堡5號構造帶和西南莊凸起區；沙三段天然氣勘探以NP5號、NP2號和高尚堡構造帶為重點對象，尋找構造巖性砂巖油氣藏和火山碎屑裂縫性氣藏；中淺層雖然以油氣共生為特點，但多為油田伴生氣，故重點以找油為主，兼顧天然氣勘探，以高柳構造南部、南堡1號構造和老爺廟構造為主要勘探對象。
4 結論
    1) 該區已發現天然氣屬于偏腐殖型天然氣，以油田伴生氣和凝析氣為主，干氣較少，具備天然氣成藏的有利條件，但其主要烴源巖熱演化程度大范圍內處于低成熟和成熟階段，尚未達到大量生氣階段，僅在深洼區或火山巖附近的氣源巖處于生氣階段，天然氣相對富集。
    2) 南堡凹陷天然氣成藏最關鍵的因素是氣源巖的熱演化程度，下一步勘探工作應重點圍繞有效氣源分布范圍展開，同時考慮蓋層的有效性和斷裂后期活動程度等。
參考文獻
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(本文作者：徐安娜1 汪澤成1 鄭紅菊1 馬乾2 王兆云1 崔瑛1 楊爽2 1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油冀東油田公司)