徐安娜 汪泽成 郑红菊 马乾 王兆云 崔瑛 杨爽

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油冀东油田公司

渤海湾盆地南堡凹陷天然气成藏条件及其主控因素

徐安娜1汪泽成1郑红菊1马乾2王兆云1崔瑛1杨爽2

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油冀东油田公司

渤海湾盆地南堡凹陷油气勘探对象主要为古近系—新近系砂岩油气藏,近年在奥陶系碳酸盐岩、古近系火山碎屑岩地层中也获得高产天然气流,但由于对气藏成藏条件和分布规律认识不清,制约了其勘探整体部署和进程。通过综合分析该区几种可能气源岩的各类生烃地化指标和天然气组成指标,开展了典型气藏成藏条件研究。结论认为:①南堡凹陷天然气成藏地质条件相对有利,即发育偏腐殖型成熟气源岩,拥有多种成因优质储层,生储盖组合配置优越,发育与油气充注相匹配的多种圈闭和输导系统,多期火山活动对气源岩具有热催化作用等;②该区天然气成藏的关键因素是气源岩热演化程度,其次为有利盖层和油气藏后期保存条件;③下一步的天然气勘探工作应重点围绕有效气源岩分布范围、有效盖层区域或层段以及断裂后期不活动地区展开。

南堡凹陷 天然气成藏条件 主控因素 热演化 生储盖组合 包裹体 油气藏保存条件 勘探有利区域

南堡凹陷地处渤海湾盆地,属于华北地台基底上,经中、新生代块断运动发育起来的一个箕状断陷型凹陷[1]。以往油气勘探对象主要为古近系—新近系砂岩油藏,近年在南堡2号构造奥陶系碳酸盐岩储集层、南堡5号构造古近系砂岩及火山碎屑岩储集层中获得了高产油气流,但由于对该区天然气成藏条件和分布规律认识不清,制约了勘探部署和进程,深化研究势在必行。

1 已发现天然气藏基本特征

1.1 油气共生,以油田伴生气和凝析气为主,干气较少

南堡凹陷现有油气生产井约460口,主要分布于含油气构造单元内中与油气断裂相关的构造圈闭高点(图1),多数井呈现油气共生现象,并主要以油田伴生气和凝析气为主,纯气藏(干气)所占比例较少,约占总井数的7.3%,其中高尚堡构造、柳赞构造、老爷庙构造和南堡1号构造主要为古近系—新近系砂岩油气藏,天然气性质多为油田伴生气和凝析气,少见干气,气井数量多,但控制面积小,仅零散地分布在已探明的含油面积内;南堡5号构造古近系砂岩及其火山碎屑岩储集层中主要发育小规模凝析气气藏;南堡2号构造奥陶系碳酸盐岩储集体中已探明一定规模的凝析气藏。

1.2 具有湿气特征,气源母质偏腐殖型

该区20口气井典型气样组分分析显示,天然气主要为烃类气体,非烃类气体含量小于1%(主要为二氧化碳和氮气);烃类气体中甲烷含量为52%～91%,重烃含量为2%～18%,气样密度为0.58～0.83 g/cm2,干燥系数(C1/C1-5)为0.53～0.92,整体具有典型湿气特征。

典型井天然气碳同位素分析显示,甲烷δ13C1主要分布范围为-1.8‰～-48‰,平均为-39‰;乙烷δ13C2主要分布在-19.6‰～-28.0‰,平均为-27.5‰;丙烷和正丁烷(δ13C3和δ13C4)分布范围接近,介于-15‰～-27‰,平均为-22.5‰,同时可见每个碳同位素主峰变化范围较小,且显示δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4的正序排列。根据戴金星、梁狄刚和王世谦提出的煤成气δ13C2值分别大于-27.5‰、-28‰和-29‰等观点[2],结合南堡凹陷乙烷碳同位素δ13C2值均大于-28‰。综上认为,该区天然气为典型有机成因气,其气源母质类型较为单一,属于偏腐殖型有机质。

1.3 多为正常压力系统,地饱压差随深度呈规律变化

南堡凹陷已发现气井数的93%的井压力系数为0.8～1.0,属正常压力系统,仅有7%气井的压力系数大于1.1,具有高压特征(主要位于高柳局部井点,如高9井和高43×1井等)。同时发现多数油气藏的地饱压差(目前地层压力与饱和压力的差值)随深度呈规律变化。当埋深小于2 300 m,大多数油气藏地层压力低于其饱和压力,发育带气顶的饱和油藏和纯气藏;当埋深介于2 300～3 500 m时,多数油气藏地层压力与其饱和压力接近,地饱压差降到最低,储集层的天然气能够全部溶解于石油,形成含溶解气的饱和油藏;当埋深大于3 500 m时,一部分油气藏地层压力远远大于其饱和压力,地饱压差大于15 MPa,导致储集层中天然气完全溶于原油中,形成含溶解气的未饱和油藏,但也有一部分油气藏的地层压力与其饱和压力接近,地饱压差小于5 MPa,使得在深层发育带气顶的饱和油藏或纯气藏。由上可初步认为南堡凹陷的浅层和深层地层中都有可能发育气顶气或纯气藏,浅层油气藏中溶解气的脱气点深度介于1 800～2 300 m,地饱压差一般小于8 MPa。

2 天然气成藏条件及主控因素

2.1 成藏条件

2.1.1 烃源岩油气兼生,潜力大,但尚未大面积进入大量生气阶段

南堡凹陷自上而下各层系都有天然气存在,推测其气源岩可能来自3个层系,即凹陷内古近系烃源岩、凹陷周边中生界烃源岩、凹陷外西北涧河地区石炭—二叠系煤系烃源岩,前人研究成果对此一直没有定论。本次近30个泥岩样品有机碳和成熟度分析显示,涧河地区石炭—二叠系有机质类型主要为腐殖型,其丰度高(有机碳含量多数为0.3%～2.8%),但处于未熟—低熟阶段(镜质体反射率小于0.50%),大规模生气可能性较小。凹陷周边中生界侏罗系和白垩系有机质类型以腐殖型为主,有机碳含量和生烃潜力都分别低于0.17%和0.19 mg/g,属于差烃源岩。

本次利用高压钢瓶采集南堡凹陷4口井的天然气,借助MM5400静态真空质谱计进行氩和氦同位素及其比值测定,结果表明,南堡凹陷已发现天然气的氩同位素40Ar/36Ar比值范围为279～378,平均为330,参考渤海湾其他油气区来自古近系—新近系和中生界煤系地层的天然气氩同位素40Ar/36Ar平均值分别为335和564[3],认为南堡凹陷天然气藏主要气源岩为古近系—新近系偏腐殖型母质。

前人研究成果认为[2,4],南堡凹陷烃源岩主要为古近系沙河街组沙三段(E3s3)和沙一段(E3s1)以及东营组东三段(E3d3),其中 E3s3为主力烃源岩层段,其内发育分布广且厚度大(800～1 000 m)的半深湖—深湖相暗色泥岩和油页岩;E3s1主要发育浅湖—半深湖相的浅灰色细砂岩、粉砂岩和灰色泥岩薄互层,暗色泥岩分布广,厚度为200～300 m;E3d3主要发育浅湖—深湖相和扇三角洲相沉积,浅湖—半深湖相的浅灰色细砂岩、粉砂岩和灰色泥岩薄互层,暗色泥岩主要分布在凹陷南部,平均厚度为600 m。

南堡凹陷近110个泥岩样品有机碳含量(TOC)和生烃潜量(S1+S2)分析结果统计显示,E3s3、E3s1和E3d3烃源岩有机质丰度高,TOC多数为1.2%～4.0%,S1+S2一般集中在5～20 mg/g,属于优质或较好烃源岩,其中E3s3的 TOC和S1+S2值高于 E3s1和E3d3,生烃潜力大,为南堡凹陷最重要烃源岩。

南堡凹陷新采25块泥岩样品有机显微组分分析显示(图2),该凹陷有机质显微组分整体具有镜质组和腐泥组含量相对富集,壳质组含量相对贫乏的特点,其中腐泥组和镜质体含量之间存在彼消此长的关系,含量介于10%～80%,惰性组和壳质组含量介于2%～20%,反映东营组有机质类型主要以腐殖—偏腐殖混合型为主,沙河街组地层中腐泥型、混合型和腐殖型有机质都发育,属于混合组合类型,生烃性能上具有油气兼生特点。25块泥岩样品干酪根碳同位素分析结果显示(图3),其分布范围为-22‰～-29‰,同样反映东营组有机质类型主要以腐殖—偏腐殖混合型为主,沙河街组有机质类型多样,属于混合组合类型。

图2 泥岩样有机显微组分分析结果图

烃源岩有机质热演化程度决定油气的富集程度。该区25块泥岩样品热演化结果显示(图4),E3d3段烃源岩样品镜质体反射率(Ro)小于0.50%,处于低成熟油阶段,平均温度低于90℃;E3s1烃源岩 Ro为0.50%～1.20%,处于低成熟—成熟阶段,平均温度约为120℃;E3s3烃源岩 Ro为0.50%～1.70%,多数位于0.50%～1.20%,处于低成熟—成熟阶段,仅南堡5号构造带上个别井在深部沙三段受火山岩热异常烘烤影响,其泥岩样Ro值高达1.70%,对应深度为4 500～5 000 m,推测温度超过160℃,处于高成熟和开始生气阶段。

图3 烃源岩干酪根碳同位素分布图

图4 烃源岩样品干酪根热演化特征图

三维生烃动力学模拟结果显示,南堡凹陷各套烃源岩的热演化程度明显不同(表1),3种主要烃源岩(E3s3、E3s1和 E3d3)目前热演化程度普遍处于低成熟和成熟阶段,仅E3s3在局部深洼或高温区进入生气阶段,尚未达到大量生气阶段,东营组和沙河街组烃源岩主要以生液态烃为主,局部地区生成的少量天然气主要是以溶解气形式与原油一起运聚和保存,从而导致南堡凹陷呈现油气共生、大面积含油和局部富气的局面。

2.1.2 多套和多种成因相对优质储层发育

南堡凹陷自下而上发育多成因优质储层,包括砂岩、裂缝型火山碎屑岩和裂缝孔隙型碳酸盐岩等。

表1 南堡凹陷主要烃源岩不同时期温度和镜质体反射率热模拟结果表

目前已发现的含油气砂岩主要位于古近—新近系地层中(图5)。新近系明化镇组和馆陶组地层主要以河流相沉积为主,其砂层厚度大(约150 m),分布广,平均孔隙度30.2%,平均渗透率大于400 mD,孔隙类型以原生粒间孔为主,具有特大孔中喉型孔隙结构,属于高孔高渗优质储层。古近系东营组地层主要发育三角洲相和扇三角洲相沉积,自下至上发育3段,上部东一段物性明显好于下部,属于高孔、中渗优质储层,其孔隙度范围为18%～30%,平均为24.9%,渗透率大于50 mD,具有特大孔细喉型孔隙结构;中部东二段岩性细,以“泥包砂”和簿互层为特征,其砂层平均孔隙度为22.2%,渗透率一般大于5 mD,属于中孔、低渗储层;下部东三段砂层属于中孔、中低渗储层,其岩性细、成岩作用强烈,平均孔隙度为16.4%,渗透率一般大于1 mD。古近系沙河街组沙一段和沙三段上部为主要含油气层,以滨浅湖相和扇三角洲相中细砂岩为主,平均孔隙度16%,平均渗透率小于60 mD,属于中低孔、低渗储层。

图5 南堡凹陷沉积与油气成藏模式图

目前已发现的含油气火山碎屑岩储层主要位于新近系馆陶组、古近系东营组和沙河街组地层中(图5)。馆陶组火山碎屑岩主要为火山角砾岩和凝灰岩,成分以间隐玄武岩、玻基和蚀变玄武岩为主,孔隙度介于14%～19%,渗透率为0.01～0.03 mD,属于中孔、低渗储层。东营组火山碎屑岩储层主要为火山角砾岩,成分以玻基和蚀变玄武岩为主,孔隙度为5%～12%,渗透率为0.006～0.029 mD,属于低孔、低渗储层。沙河街组火山碎屑岩主要为火山角砾岩,成分以玻基和蚀变玄武岩为主,微裂缝发育,孔隙度为5%～10%,渗透率为0.003 2～0.32 mD,属于低孔、低渗储层。

目前已发现的含油气碳酸盐岩储层主要位于奥陶系地层中(图5),其储集空间主要为缝洞型,非均质性较强[5]。LPN1井岩心分析显示:该段碳酸盐岩储层裂缝发育,属于中奥陶统下马家沟组的潮坪泥晶灰岩,孔隙度为0.4%～1.0%,平均为0.7%,渗透率为0.16～9.87 mD,平均为2.83 mD,属于低孔、特低渗型孔隙—裂缝型储层,油气主要分布于晚期构造缝中。

2.1.3 生储盖配置优越

南堡凹陷自下而上发育3大油气成藏组合和多套配置优越的储盖组合[6]。

下部油气成藏组合属于新生古储油气成藏组合,主要以盆地基底为储集层,以古近系沙河街组泥岩为油气源岩,发育1套储盖组合,包括中生界砂岩储层、古生界和中上元古界碳酸盐岩储层以及古近系沙河街组泥岩或火山岩盖层(图5)。目前在南堡2号构造发现的奥陶系碳酸盐岩凝析气藏属于该类油气成藏组合,其成藏关键要素是油气源是否充足,其次为油源通道(断裂和不整合面)和盖层发育程度及其有效性。

中部油气成藏组合包括沙河街组、东三段和东二段地层,属于自生自储自盖油气成藏组合(图5),其特点是沙三段和东三段厚层泥质烃源岩与其内厚层砂岩或局部火山碎屑岩储层以及泥岩盖层或局部火山熔岩盖层相互之间近距离、大面积穿插接触,这使得该组合内的泥质烃源岩因受到相邻火山岩热异常的催化先期进入成熟和生气阶段,各类储集层优先俘获油气且直接被其上火山熔岩盖层遮挡而聚集成藏。南堡5号构造目前勘探呈现古近系东三段和沙三段内油和天然气相对富集而其他层段零星分布的现象,推断主要与该区中部油气成藏组合内火山岩异常发育、烃源岩热成熟度高以及生储盖能够大面积穿插接触密切关系。中部成藏组合的油气成藏的关键是烃源岩是否成熟。

上部油气成藏组合包括明化镇组、馆陶组和东一段地层,属于下生上储油气成藏组合(图5),其油气源主要来自下部沙三段和东三段厚层成熟泥岩源岩,内部发育3套储盖组合,总体特征为物性好的砂岩储层或局部火山碎屑岩储层直接被厚度大(35～350 m)、排替压力高(0.9～3.8 MPa)的泥岩盖层或局部火山熔岩所覆盖。南堡滩海地区东一段油气藏属于该类组合,其成藏关键是下部油气源供给是否充足,其次为油源断裂和盖层的有效性。

2.1.4 发育与油气充注相匹配的多种圈闭和输导系统

包裹体分析显示,该区发育低成熟和中高成熟2种烃类包裹体,前者显示为浅黄、黄灰绿色荧光,主要分布在石英碎屑裂隙和石英加大边中,样品均一温度主频范围为80～120℃,分析其油气充注时间为9～3 Ma,属于N2m以来充注的油气;后者显示为橙黄带蓝色荧光,主要分布在方解石脉中,样品均一温度主频范围为120～160℃,分析其油气充注时间大致为26～14.4 Ma,属于 E3d末—N1g早期间充注的油气,由此推断E3d末—N1g早和N2m末期是南堡凹陷油气充注的2个关键时期。前人研究成果认为[7-8],南堡凹陷主要构造格局在古近系东营组末期已基本定型,继承性发育了多种与潜山披覆构造和断裂有关的构造圈闭和油气输导系统。如高尚堡断背斜、高柳断背斜和唐海断鼻等属于基底断隆背景上发育的大型继承性披覆背斜,油气主要以“Y”型和阶梯形断裂为输导系统;老爷庙背斜和南堡5号背斜属于继承性发育的逆牵引背斜,油气主要沿“Y”型断裂运移;南堡1号、2号及4号构造带属于潜山古隆起背景上发育的继承性走滑扭压背斜,油气主要沿断裂或不整合面等输导体系运移,其中与NE向主断层带和NW向剪切断层相关的圈闭是油气最有利的聚集区(图1,图5)。综上,南堡凹陷各油气成藏要素之间相互匹配,有利于油气成藏。

2.1.5 局部地区多期火山活动对其附近烃源岩具有热催化作用

古近系沙河街组至东营组时期是南堡凹陷火山活动最活跃期,特别是在林雀次凹附近相对集中,造成其地层格架呈现泥质烃源岩、高孔渗优质砂岩储层或火山碎屑岩储层与封盖性好的泥质或火山熔岩盖层穿插分布的特点,导致其内烃源岩有机质受到火山岩热异常影响,热演化强度明显高于火山岩不发育地区。南堡5号构造带B5井和BS28井沙三段烃源岩热模拟结果(图4)能够证实,火山活动对其附近烃源岩的热催化作用明显。从图4中可见,这2口井因火山岩围岩热异常作用,其泥岩镜质体反射率在4 300 m出现异常,高达1.80%,提前达到生气高峰阶段,而未受火山活动影响地区的镜质体反射率则一般为0.9%～0.7% (图4),尚未达到生气高峰。南堡1号构造J H1X1井和2号构造的LPN1井周围(图1、图5)火山岩异常发育,其天然气的相对富集可能也与火山活动对烃源岩的热催化作用有关。其他油区有关资料也证实,火山活动确实能够加速其周围烃源岩向烃类转化的速度,其热烘烤作用的波及范围大致为200 m[3],该区现有资料还不能提供火山岩烘烤作用的波及范围,有待进一步论证。

2.2 成藏主控因素

2.2.1 气源岩成熟度

南堡凹陷源岩样品热模拟和三维生烃动力学模拟结果都显示,主力烃源岩古近系沙三段和部分东三段的热演化程度大面积处于低成熟和成熟阶段,仅 E3s3在局部深洼或局部火山活动地区高温区进入生气阶段,尚未达到大量生气阶段,导致南堡凹陷已发现油气分布呈现油气共生、大面积含油和局部富气的特点,其中天然气富集区主要位于深洼区斜坡部位和火山岩分布区(图1和图5)。如在林雀次凹北部(预测其烃源岩生气强度为32×108m3/km2)庙南斜坡区发现的庙4×1和庙16×1气藏、北堡斜坡区发现的南堡 5-10和南堡5-81油气藏都与气源岩成熟度和火山岩分布密切关。南堡4号构造带目前尚未发现气井,推测可能与曹妃甸次洼源岩成熟度或生气强度低(22×108m3/km2)以及火山岩不发育有关。

2.2.2 气藏保存条件

南堡凹陷发育与多期断裂相关的断块、断背斜、断鼻和岩性遮挡圈闭,不同期次和不同类型断裂的封闭能力不同,晚期活动相对较弱的断层以及由下向上封闭性不断增强的“X”型断裂利于油气聚集和保存[8]。如南堡5号构造带上B2×1和B10井等油气藏的形成与其附近断裂晚期活动较弱有关;高柳断裂附近发育的明化镇组和馆陶组等油气藏与其晚期封闭性较强有关;已发现的NP2-3、NP1和NP1-3等油气藏的形成也与“X”型断裂晚期活动弱和封闭性较强有关(图1、5)。该区发育多套区域或局部厚层泥岩和火山熔岩优质盖层,排替压力多数在0.7～3.3 MPa,具有较强封盖能力,盖层纵向和平面分布位置直接影响气藏空间分布特征,如南堡1号构造馆陶组底部厚层火山岩分布面积大,盖层封盖条件明显比其他地区优越,致使该区东一段储层油气大规模富集和保存,成为南堡凹陷主力层系和油气区(图5)。

3 天然气勘探有利区

南堡凹陷天然气分布主要受气源岩成熟度、火山岩和油气藏后期保存等条件控制,因此勘探重点应围绕有效气源岩分布范围、有效盖层区或层段以及断裂后期不活动地区展开。平面上(图1),重点围绕火山岩异常发育和气源岩成熟度相对较高的林雀次凹围斜部位展开,集中在老爷庙南部、南堡5号东南部和南堡1、2号西北部等有利目标区。纵向上(图5),重点考虑生烃、排烃和聚油气的相邻关系,将厚层火山岩发育且成熟度较高的沙三段和与其相邻的奥陶系储集层作为天然气勘探两大层系,兼顾中浅层(E3d3—N1g—N2m)油气。奥陶系潜山油气勘探应围绕奥陶系剥蚀出露区开展,以南堡1、2号潜山披覆背斜带为重点对象,兼顾南堡5号构造带和西南庄凸起区;沙三段天然气勘探以NP5号、NP2号和高尚堡构造带为重点对象,寻找构造岩性砂岩油气藏和火山碎屑裂缝性气藏;中浅层虽然以油气共生为特点,但多为油田伴生气,故重点以找油为主,兼顾天然气勘探,以高柳构造南部、南堡1号构造和老爷庙构造为主要勘探对象。

4 结论

1)该区已发现天然气属于偏腐殖型天然气,以油田伴生气和凝析气为主,干气较少,具备天然气成藏的有利条件,但其主要烃源岩热演化程度大范围内处于低成熟和成熟阶段,尚未达到大量生气阶段,仅在深洼区或火山岩附近的气源岩处于生气阶段,天然气相对富集。

2)南堡凹陷天然气成藏最关键的因素是气源岩的热演化程度,下一步勘探工作应重点围绕有效气源分布范围展开,同时考虑盖层的有效性和断裂后期活动程度等。

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Conditions and major controlling factors of gas accumulation in Nanpu Sag,Bohai Bay Basin

Xu Anna1,Wang Zecheng1,Zheng Hongju1,Ma Qian2,Wang Zhaoyun1,Cui Ying1,Yang Shuang2
(1.Petroleum Ex ploration and Development Research Institute,PetroChina,Beijing100083,China;2.J idong Oilf ield Company,PetroChina,Tangshan,Hebei062552,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.26-31,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Although the Tertiary sandstone oil reservoirs are the major exploration targets in Nanpu Sag,Bohai Bay Basin,several gas discoveries have been also made in the Ordovician carbonates and the Paleogene volcaniclastic rocks.However,our little understanding of the conditions of gas accumulation and distribution of gas reservoirs becomes a hindrance in the progress of exploration. Through a comprehensive analysis of geochemical parameters of several possible source rocks and gas components,we discuss gas accumulation conditions of typical gas reservoirs in the study area.The geologic conditions in Nanpu Sag are relatively favorable for gas accumulation.These favorable factors include gas-prone mature humic source rocks,various types of quality reservoirs,favorable source rock-reservoir-seal combinations,good timing of various trap types and carrier systems with hydrocarbon charging,and enhancement of source rock maturity by multiple episodic volcanic activities.Thermal evolution of source rocks is the primary factor controlling gas accumulation in this sag,and sealing and late preservation conditions are the secondary factors.Future gas exploration targets should be focused on those areas with effective source rocks,effective seals,or late inactive faults.

Nanpu Sag,gas accumulation condition,major controlling factor,gas accumulation

国家重点基础研究发展计划(973计划)课题(编号:2007CB209502)。

徐安娜,女,1966年生,高级工程师,博士;主要从事沉积储层与油气藏描述研究工作。地址:(100083)北京市学院路20号中国石油勘探开发研究院石油地质研究所。电话:(010)62097997。E-mail:xuana301x@sina.cn

徐安娜等.渤海湾盆地南堡凹陷天然气成藏条件及其主控因素.天然气工业,2011,31(1):26-31.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.005

2010-10-13 编辑 罗冬梅)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.005

Xu Anna,senior engineer,born in 1966,is engaged in research of sedimentary reservoirs and reservoir description.

Add:No.20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing 100083,P.R.China

Tel:+86-10-6209 7997E-mail:xuana301x@sina.cn