渤海海域深層天然氣勘探的突破與啟示

薛 永 安

中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司

0 引言

面積約20×104km2的渤海灣盆地是中國(guó)東部典型的裂谷盆地，經(jīng)歷了印支期、燕山期、喜馬拉雅期等多旋回構(gòu)造運(yùn)動(dòng)[1-2]。傳統(tǒng)的觀點(diǎn)認(rèn)為，渤海灣盆地屬于油型盆地，難以形成大型天然氣田[3]。另外，渤中凹陷深層油氣來(lái)源多，流體相態(tài)復(fù)雜，油氣成藏期次多，成藏過(guò)程復(fù)雜，以往對(duì)于深層油氣成藏模式、主控因素及富集規(guī)律的研究尚不深入。

中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司（以下簡(jiǎn)稱天津分公司）對(duì)渤海灣盆地渤中凹陷的烴源巖生烴機(jī)理、天然氣成藏機(jī)理等開(kāi)展了持續(xù)攻關(guān)研究。研究成果認(rèn)為：該凹陷具備形成大型天然氣田的烴源巖潛力，深層低位潛山受郯廬斷裂和張蓬斷裂多期活動(dòng)的影響，具備發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的潛力，潛山儲(chǔ)層頂面發(fā)育厚層泥巖蓋層（厚度介于800～1 200 m），封蓋保存條件好；并且深層潛山儲(chǔ)層與烴源巖直接接觸，供烴窗口高度可達(dá)2 000 m，供烴條件優(yōu)越。在新的地質(zhì)認(rèn)識(shí)的指導(dǎo)下，2016年底鉆探了BZ19-6-1井，在埋深超過(guò)3 500 m的古近系古新統(tǒng)—始新統(tǒng)孔店組砂礫巖中鉆遇厚度為242.8 m的氣層，在埋深超過(guò)4 000 m的太古界變質(zhì)巖潛山中鉆遇厚度為106 m的氣層。2017—2018年，天津分公司針對(duì)孔店組巨厚砂礫巖和太古界潛山陸續(xù)鉆探了BZ19-6-2Sa等10口井，均鉆遇了厚氣層且測(cè)試獲得了高產(chǎn)，取得了渤中凹陷深層天然氣勘探的重大突破。筆者對(duì)該區(qū)深層天然氣的成藏模式、主控因素及富集規(guī)律等進(jìn)行了系統(tǒng)研究，以期為渤海灣盆地及其他地區(qū)的深層天然氣勘探提供指導(dǎo)和借鑒。

1 地質(zhì)概況

渤海灣盆地屬于裂谷盆地，強(qiáng)烈的斷裂活動(dòng)造成了基底的差異性沉降，易于形成隆凹相間的盆地格局[4]。渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶位于渤中凹陷西南部，西部與埕北低凸起和渤中凹陷西南次洼相鄰，南部與黃河口凹陷和渤中凹陷南次洼相接，東南部與渤南低凸起相鄰，北為渤中凹陷主洼，以大型凹陷中的背斜隆起帶的形式存在，構(gòu)造位置極為有利（圖1）。

渤中19-6構(gòu)造帶經(jīng)歷了加里東、海西、印支、燕山等多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造[5-6]，使得構(gòu)造脊中生界、古生界地層剝蝕殆盡，直接出露太古界變質(zhì)巖基底，在構(gòu)造應(yīng)力和風(fēng)化剝蝕的作用下，潛山頂部形成了裂縫—孔隙型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，并在潛山內(nèi)幕形成了裂縫型儲(chǔ)層。古近系幕式裂陷期，變質(zhì)巖潛山之上披覆了孔店組、始新統(tǒng)沙河街組和漸新統(tǒng)東營(yíng)組，新近紀(jì)裂后熱沉降坳陷期，則穩(wěn)定發(fā)育了中新統(tǒng)館陶組和上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組（圖1）。

圖1 渤中19-6構(gòu)造帶地理位置和綜合柱狀地質(zhì)簡(jiǎn)圖

鉆井揭示渤中19-6構(gòu)造帶深層天然氣具有連片含氣、氣藏高度大的特點(diǎn)，主要富集于太古界潛山變質(zhì)巖和孔店組厚層砂礫巖儲(chǔ)層中。其中，太古界變質(zhì)巖儲(chǔ)層埋深普遍超過(guò)4 000 m，孔店組砂礫巖儲(chǔ)層埋深也超過(guò)了3 500 m。主力烴源巖層為沙河街組和東營(yíng)組，區(qū)域穩(wěn)定分布的巨厚東三段泥巖是優(yōu)質(zhì)蓋層。由此構(gòu)成了有利的生儲(chǔ)蓋組合和優(yōu)越的油氣成藏條件。

2 天然氣勘探歷程及成果

2.1 早期階段

1981—2000年為早期勘探階段。此階段主要借鑒陸上油氣勘探經(jīng)驗(yàn)，在“源控論”的指導(dǎo)下，以凸起潛山為主要勘探對(duì)象進(jìn)行摸索。1995—1996年在渤中凹陷圍區(qū)凸起區(qū)，以變質(zhì)花崗巖潛山為目的層鉆探了CFD18-2E-1井和BZ26-2-1井，兩口井的鉆探雖然都獲得了較高的天然氣測(cè)試產(chǎn)能，但是儲(chǔ)量規(guī)模均較小。隨后轉(zhuǎn)入以該凹陷東營(yíng)組和明化鎮(zhèn)組為主要對(duì)象的勘探階段。

2.2 探索階段

2000—2013年為深層天然氣勘探探索階段。2000年，天津分公司針對(duì)深層天然氣開(kāi)展了系統(tǒng)攻關(guān)研究，通過(guò)對(duì)多個(gè)大型天然氣田的解剖，提出區(qū)域性蓋層控制大型天然氣田的認(rèn)識(shí)。本著整體研究、重點(diǎn)突破的原則，以明確潛山天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量規(guī)模和勘探潛力為目的[7]，于2011年在渤中凹陷西南部鉆探了科學(xué)探索井BZ21-2-1井，潛山進(jìn)尺279 m，完鉆井深為5 141.0 m，完鉆層位為古生界奧陶系，在明化鎮(zhèn)組、東營(yíng)組都見(jiàn)到了良好的油氣顯示，解釋潛山氣層厚度超過(guò)100 m；但由于鉆遇H2S等有毒氣體的影響，被迫提前終止作業(yè)，測(cè)試未獲得真實(shí)產(chǎn)能。為進(jìn)一步落實(shí)渤中21—渤中22構(gòu)造區(qū)帶的天然氣儲(chǔ)量規(guī)模，2013年底鉆探了BZ22-1-2井，完鉆井深4 611.0 m，解釋潛山氣層厚度近100 m，裸眼測(cè)試日產(chǎn)氣量為40×104m3。BZ21-2-1井是渤海第一口井深超5 000 m的深井，也是渤海深層天然氣勘探的一次大膽探索，為深井鉆井、測(cè)試等積累了經(jīng)驗(yàn)。但由于鉆井費(fèi)用高以及天然氣中含有H2S、CO等有毒氣體的影響，對(duì)于該區(qū)帶的勘探進(jìn)入了停滯期。

2.3 突破階段

2014—2018年為深層天然氣勘探突破階段。通過(guò)一系列有針對(duì)性的攻關(guān)研究，在烴源巖生氣機(jī)理、優(yōu)質(zhì)蓋層“被子”封閉模式、變質(zhì)巖潛山多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控儲(chǔ)等方面都獲得了重要的地質(zhì)認(rèn)識(shí)。研究成果認(rèn)為，渤中凹陷深層具備形成大氣田的烴源巖基礎(chǔ)，具備良好的儲(chǔ)蓋條件、運(yùn)移條件以及保存條件，太古界潛山、孔店組圈閉面積較大、形態(tài)較好、成藏條件優(yōu)越，具有較好的勘探潛力。2016年底在渤中19-6構(gòu)造帶鉆探BZ19-6-1井，在深度超過(guò)3 500 m的孔店組鉆遇超過(guò)600 m的巨厚砂礫巖，測(cè)井解釋氣層厚度為242.8 m，太古界變質(zhì)巖潛山進(jìn)尺超過(guò)150 m，完鉆井深為4 180.0 m，發(fā)現(xiàn)厚度為106.0 m的氣層。2017—2018年，繼續(xù)鉆探了BZ19-6-2Sa等10口井，在孔店組砂礫巖和太古界變質(zhì)巖潛山均鉆遇了超厚油氣層，其中，在BZ19-6的1、3、5井區(qū)鉆遇厚層砂礫巖，厚度介于390～741 m，測(cè)井解釋氣層厚度介于228.7～315.4 m，最大單層氣層厚度為183.3 m，測(cè)試獲得最高日產(chǎn)氣量為31.37×104m3、最高日產(chǎn)油量為233.4 m3；太古界潛山最大進(jìn)尺為983 m，完鉆井深為5 508 m，氣層最大厚度為388.7 m，測(cè)試獲得最高日產(chǎn)氣量為31.21×104m3、最高日產(chǎn)油量為305.16 m3。渤中19-6構(gòu)造帶孔店組砂礫巖和太古界變質(zhì)巖巨厚氣層的發(fā)現(xiàn)及油氣測(cè)試獲得高產(chǎn)，標(biāo)志著渤海海域深層天然氣勘探取了重大突破。

3 天然氣成藏的地質(zhì)認(rèn)識(shí)

3.1 厚層腐殖—腐泥型烴源巖高成熟階段富氣是大氣田形成的物質(zhì)基礎(chǔ)

3.1.1 天然氣為腐殖—腐泥型烴源巖熱解氣

渤中凹陷深層天然氣成因類型主要為干酪根熱解氣和油型氣。根據(jù)天然氣組分計(jì)算的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)參數(shù)組合可以判識(shí)干酪根熱解氣和原油裂解氣，馬永生[8]通過(guò)總結(jié)氣田實(shí)際數(shù)據(jù)認(rèn)為干酪根熱解氣與原油裂解氣相比上述2個(gè)參數(shù)均較低，并建立了判識(shí)圖版。渤中19-6構(gòu)造帶天然氣ln(C1/C2)和ln(C2/C3)均值分別為2.2和1.1，按圖版判識(shí)為干酪根熱解氣（圖2-a）。天然氣組分碳同位素值δ13C1和（δ13C2－δ13C3）參數(shù)組合也可以判斷天然氣成因類型，郭利果等[9]在干酪根和原油的程序升溫?zé)崮M實(shí)驗(yàn)中觀察到，干酪根熱解氣前者逐漸降低，而后者略微增大，原油裂解氣前者先減小后增大，而后者迅速減小，渤中19-6構(gòu)造帶天然氣的δ13C1和（δ13C2－δ13C3）兩個(gè)參數(shù)均值分別介于－39.1‰～－38.5‰和－2.2‰～－1.1‰，判斷為干酪根熱解氣（圖2-b）。

圖2 根據(jù)天然氣組成（a）和碳同位素值（b）判斷天然氣成因圖版

油型氣的判識(shí)主要依據(jù)烷烴氣的碳同位素值和輕烴指標(biāo)，渤中19-6構(gòu)造帶天然氣甲烷碳同位素值介于－39.1‰～－38.5‰，平均為－38.7‰，乙烷碳同位素值介于－27.0‰～－25.6‰，平均值為－26.3‰，丙烷碳同位素值介于－25.6‰～－24.3‰，平均值為－24.9‰，二甲基環(huán)戊烷和甲基環(huán)己烷占C7輕烴的比例分別為13%和37%。乙烷碳同位素被認(rèn)為反映了母質(zhì)類型，油型氣乙烷碳同位素值小于－29‰，煤成氣乙烷碳同位素值大于－25‰[10]或者大于－26‰[11]。C7輕烴中的甲基環(huán)己烷主要來(lái)源于高等植物，反映了煤型氣的特征，二甲基環(huán)戊烷主要來(lái)源于水生生物，反映了油型氣的特征[12]，甲基環(huán)己烷小于50%[13]或70%[14]為油型氣。鑒于渤中凹陷深層烴源巖先期已經(jīng)大量生油，后期隨著成熟度增大，高演化階段生成的天然氣碳同位素值向偏重的方向遷移。因此，將深層天然氣類型綜合判識(shí)為油型氣，主要來(lái)源于腐殖—腐泥型烴源巖。

3.1.2 渤中凹陷烴源巖在高演化階段大量生氣

渤海海域發(fā)育既能大量生油又能大量生氣的腐殖—腐泥型烴源巖是該區(qū)深層能夠找到大氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。渤中凹陷位于渤海灣盆地的中心，是盆地發(fā)展演化的歸宿[15]，其烴源巖層系與陸上濟(jì)陽(yáng)坳陷和遼河坳陷相比更新。鉆井資料揭示，該凹陷發(fā)育沙河街組和東營(yíng)組優(yōu)質(zhì)烴源巖，該烴源巖對(duì)該凹陷的油氣成藏均有明顯貢獻(xiàn)，其中以沙河街組三段的貢獻(xiàn)為最大。該烴源巖姥鮫烷/植烷介于0.10～2.70，伽馬蠟烷/C30藿烷介于0.05～1.10，微量元素Sr/Ba介于0.16～0.34，B/Ga介于2.6～4.0，用微量元素恢復(fù)的古鹽度介于5‰～9‰，反映烴源巖形成于還原—弱氧化、微咸水—半咸水沉積環(huán)境，表明作為渤海灣盆地發(fā)展演化歸宿的渤中凹陷烴源巖沉積水體環(huán)境更加開(kāi)闊，可以接受水生和陸源等多種來(lái)源的有機(jī)質(zhì)。該烴源巖全巖光片下的藻類體主要呈分散狀且可見(jiàn)較多的陸源鏡質(zhì)體[16]，干酪根顯微組分中以腐泥組和殼質(zhì)組為主，二者含量之和介于83%～99%，鏡質(zhì)組最高也可達(dá)16%，干酪根類型指數(shù)平均為70，烴源巖類型屬于腐殖—腐泥型。黃金管熱模擬實(shí)驗(yàn)證實(shí)，該凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖生氣潛力可占總生烴潛力的38%，反映了腐殖—腐泥型烴源巖兼具大量生油和大量生氣的潛力。

渤海海域渤中凹陷深層烴源巖的巨大埋深和較高的大地?zé)崃髦担沟脽N源巖整體處于高—過(guò)成熟階段，烴源巖在較高的熱演化程度下大量生氣是該區(qū)得以形成大氣田的基礎(chǔ)。作為盆地發(fā)展演化的歸宿，渤中凹陷沉積了巨厚的東營(yíng)組和館陶組—明化鎮(zhèn)組地層，深層的沙河街組和東營(yíng)組優(yōu)質(zhì)烴源巖埋深普遍超過(guò)4 000 m，最大埋深可超過(guò)10 000 m。在太平洋板塊俯沖和走滑拉分的共同作用下，渤中凹陷發(fā)生明顯的地殼減薄[17-18]，最薄處約28 km[19]，由此使得該凹陷具有較高的大地?zé)崃髦?，洼陷帶熱流值介?0～65 mW/m2[15]，較大的埋深和較高的大地?zé)崃髦凳沟迷摪枷萆顚訜N源巖具有高Ro值（1.5%～3.6%）。

3.2 巖石類型、應(yīng)力改造、流體溶蝕共同控制了深層規(guī)模性儲(chǔ)層的形成

3.2.1 儲(chǔ)層的基本特征

渤中19-6構(gòu)造帶深層天然氣主要富集于厚層的孔店組砂礫巖和太古界潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層中，特征分述于下。

1）砂礫巖儲(chǔ)層主要分布在渤中19-6構(gòu)造帶的東南部，埋深介于3 500～4 200 m，巖石類型以砂礫巖、砂質(zhì)礫巖和含礫砂巖為主。儲(chǔ)集空間主要包括孔隙和裂縫，為裂縫—孔隙型儲(chǔ)層?？紫吨饕ㄔ紫逗痛紊紫秲纱箢悾罢咧饕獮榈[石點(diǎn)狀接觸形成的支撐格架孔（圖3-a），后者主要為顆粒溶蝕孔（圖3-b）、粒間膠結(jié)物溶蝕孔以及粒間高嶺石晶間微孔等。裂縫可分為構(gòu)造縫和溶蝕縫，前者包括顆粒擠壓共軛縫（圖3-b）及貫穿顆粒的構(gòu)造成因縫（圖3-c、e），后者則主要分布在砂礫巖的礫石內(nèi)部，是風(fēng)化剝蝕階段礫石內(nèi)微裂縫后期溶蝕擴(kuò)大的結(jié)果，以彎曲和局限礫石內(nèi)部為特征（圖3-d）。對(duì)98塊砂礫巖儲(chǔ)層巖心樣品的測(cè)試結(jié)果表明：孔隙度介于0.29%～14.50%，平均值為6.29%，孔隙度介于4.00%～10.00%的樣品比例占到了67.35%（圖4-a）；滲透率介于0.02～21.06 mD，平均值為2.79 mD，滲透率介于1.00～10.00 mD的樣品比例占到了46.27%（圖4-b）。該類儲(chǔ)層的厚度介于13～741 m，平均值為251 m，各井區(qū)砂礫巖發(fā)育厚度差異較大。

2）太古界潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層主要分布在渤中19-6構(gòu)造帶西部、北部以及渤中13-2構(gòu)造帶，埋深普遍超過(guò)4 200 m。巖石類型以片麻巖、混合片麻巖、混合花崗巖和碎裂巖為主。從潛山頂面向下，變質(zhì)巖儲(chǔ)層依次可以分為風(fēng)化裂縫帶、裂縫帶、致密帶、內(nèi)幕裂縫帶和基巖帶，其中風(fēng)化裂縫帶、裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶是儲(chǔ)層發(fā)育段。風(fēng)化裂縫帶為孔隙—裂縫型儲(chǔ)層，儲(chǔ)集空間主要是構(gòu)造微裂縫（圖3-f、g）以及沿微裂縫溶蝕微孔（圖3-h、i）。對(duì)365塊太古界潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層樣品的測(cè)試結(jié)果表明：孔隙度介于0.075%～20.915%，平均值為3.980%（圖4-c），孔隙度介于2%～4%的樣品比例占到了43.6%；滲透率介于0.003～20.626 mD，平均為0.351 mD（圖4-d），滲透率小于0.5 mD的樣品比例占到了90.45%。該類儲(chǔ)層的非均質(zhì)性強(qiáng)，但橫向分布卻相對(duì)穩(wěn)定。

圖3 渤中19-6構(gòu)造帶砂礫巖與變質(zhì)巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間顯微照片

圖4 渤中19-6構(gòu)造帶砂礫巖與變質(zhì)巖儲(chǔ)層孔隙度、滲透率頻率分布圖

3.2.2 規(guī)模性儲(chǔ)層的成因機(jī)制

陸上多年的油氣勘探實(shí)踐證實(shí)，儲(chǔ)層規(guī)模是大型天然氣田形成的重要條件。綜合研究該區(qū)大量地質(zhì)資料的結(jié)果表明，巖石類型—應(yīng)力改造—流體溶蝕聯(lián)合控制了渤海海域深層超大規(guī)模儲(chǔ)層的發(fā)育。

碎屑巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間一般以孔隙型為主，受埋深影響較大，伴隨埋深的增大壓實(shí)作用增強(qiáng)，物性逐漸變差[20]。渤中凹陷深層孔店組巨厚砂礫巖儲(chǔ)層能夠得以規(guī)模性發(fā)育，構(gòu)造應(yīng)力起到了決定性作用。該凹陷是渤海灣盆地地幔上隆最高、巖石圈最薄的地方，也是中國(guó)東部主干斷裂——郯廬斷裂直接穿過(guò)的地方[21]，尤其是在喜馬拉雅期晚期，太平洋的俯沖方向發(fā)生變化，郯廬斷裂發(fā)生右旋走滑拉張[22-23]，派生了大量的北東向張性裂縫。從砂礫巖儲(chǔ)層巖心樣品顯微薄片中可以看到大量的長(zhǎng)石晶格錯(cuò)動(dòng)（圖3-e），貫穿礫石的構(gòu)造縫。這些裂縫增強(qiáng)了砂礫巖儲(chǔ)層的連通性，并為后期酸性流體的改造提供了滲流通道?？椎杲M砂礫巖體上覆沙三段泥巖，普遍缺失沙四段（距今50.5～42.0 Ma）地層，構(gòu)造隆升和長(zhǎng)時(shí)間的風(fēng)化淋濾也促進(jìn)了砂礫巖次生溶孔的發(fā)育（圖3-b）。因此認(rèn)為，構(gòu)造應(yīng)力改造和溶蝕作用是砂礫巖儲(chǔ)層主要的形成機(jī)制。

太古界潛山變質(zhì)巖受到強(qiáng)烈的構(gòu)造動(dòng)力作用，產(chǎn)生厚層破碎帶以及動(dòng)力變質(zhì)帶，并形成大量的裂縫型儲(chǔ)集空間。鉆井證實(shí)，渤中凹陷深層潛山頂面裂縫密度對(duì)儲(chǔ)層裂縫預(yù)測(cè)具有良好的指示作用（圖5-a）。潛山主要發(fā)育3期構(gòu)造裂縫，Ⅰ期和Ⅱ期裂縫多已被充填(圖5-b、c)，第Ⅲ期裂縫形成較晚，大部分呈開(kāi)啟或半充填狀態(tài)（圖5-c），可作為天然氣的有效儲(chǔ)集空間。潛山變質(zhì)巖受風(fēng)化淋濾作用的影響，儲(chǔ)層縱向分帶特征明顯，從風(fēng)化裂縫帶儲(chǔ)層巖心薄片中可以看到大量的顆粒溶蝕孔和沿裂縫的溶蝕孔（圖3-h、i）。因此認(rèn)為，風(fēng)化淋濾作用不僅是該區(qū)變質(zhì)巖儲(chǔ)層發(fā)育的重要成因機(jī)制，而且也是儲(chǔ)層分帶的重要參考指標(biāo)。

圖5 渤中19-6構(gòu)造帶潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層裂縫發(fā)育特征圖

前人的研究成果已經(jīng)揭示，巖石類型是控制變質(zhì)巖儲(chǔ)層發(fā)育的重要基礎(chǔ)[24]。渤中凹陷深層太古界潛山變質(zhì)巖鉆井揭示，長(zhǎng)英質(zhì)含量較高、暗色礦物含量較低的變質(zhì)花崗巖、混合片麻巖及混合巖等巖類比暗色礦物含量較高的斜長(zhǎng)片麻巖裂縫更為發(fā)育。渤中19-6構(gòu)造帶砂礫巖的礫石主要來(lái)源于下伏的富長(zhǎng)英質(zhì)的變質(zhì)巖，其力學(xué)性質(zhì)與變質(zhì)巖潛山風(fēng)化殼相近，在砂礫巖鑄體薄片中見(jiàn)到了大量的礫石內(nèi)部縫及鉀長(zhǎng)石共軛擠壓破碎縫（圖3-b、e），顯示出巖石成分對(duì)于裂縫發(fā)育程度的影響。綜上所述表明，巖石類型—應(yīng)力改造—流體溶蝕共同控制了該區(qū)潛山變質(zhì)巖及砂礫巖儲(chǔ)層的發(fā)育。

3.3 渤中凹陷深層大氣田的成藏模式為先油后氣的氣侵式

渤中19-6構(gòu)造帶孔店組砂礫巖和太古界潛山變質(zhì)巖被沙河街組和東營(yíng)組中的一套或多套優(yōu)質(zhì)烴源巖覆蓋，部分區(qū)域通過(guò)大斷層斷面與烴源巖直接接觸，供烴窗口高度可達(dá)2 000 m，具備大范圍高強(qiáng)度供烴的有利條件。該區(qū)烴源巖處于高—過(guò)成熟階段且普遍發(fā)育超壓，常壓—弱超壓的圈閉具有超壓驅(qū)動(dòng)近源成藏的便利條件。如圖6所示，該區(qū)的油氣運(yùn)移模式包括3種：①斷裂帶烴源巖通過(guò)斷面與砂礫巖和潛山變質(zhì)巖儲(chǔ)層接觸，所生成的油氣直接進(jìn)入圈閉成藏；②斜坡帶烴源巖與砂礫巖儲(chǔ)層和潛山風(fēng)化殼側(cè)向接觸，油氣沿風(fēng)化殼側(cè)向運(yùn)移成藏；③構(gòu)造高部位烴源巖披覆于砂礫巖儲(chǔ)層和潛山風(fēng)化殼之上，超壓驅(qū)動(dòng)向下排烴成藏。其中前兩種模式是渤中19-6大氣田天然氣成藏的主要機(jī)制。氣藏上覆的區(qū)域性巨厚超壓泥巖為前者提供了良好的封蓋及保存條件。

研究發(fā)現(xiàn)，渤中19-6構(gòu)造帶氣藏頂部含有大量瀝青，包裹體研究也發(fā)現(xiàn)早期含有大量重質(zhì)油包裹體，后期為輕質(zhì)油包裹體，晚期是氣包裹體。筆者認(rèn)為：先期深層油藏在新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中發(fā)生調(diào)整，部分原油沿?cái)鄬舆\(yùn)移至淺層新近系圈閉內(nèi)，形成淺層油田；晚期天然氣沿著不整合面及供油窗強(qiáng)烈充注，并對(duì)先期油藏中剩余的原油進(jìn)行完全氣洗，將油藏轉(zhuǎn)變?yōu)闅獠夭⒃谌﹂]上部?jī)?chǔ)層中沉淀了成熟度較低的油質(zhì)瀝青。由此認(rèn)定，渤中19-6凝析氣藏的成藏模式為氣侵式成藏（圖6），該成藏模式具有大供油窗強(qiáng)充注、超晚期快速成藏、早油晚氣等突出特點(diǎn)。

4 大型天然氣田勘探突破的啟示

4.1 長(zhǎng)期堅(jiān)持在油型盆地找大氣田的戰(zhàn)略部署是取得天然氣勘探突破的根本

圖6 渤中凹陷深層天然氣藏的成藏模式圖

渤海灣盆地的油氣勘探發(fā)現(xiàn)總體上是油多氣少，長(zhǎng)期以來(lái)被認(rèn)為是油型盆地，難以找到大氣田[25]。通過(guò)近幾年對(duì)生烴能力、蓋層及匯聚條件、儲(chǔ)層發(fā)育條件等方面的集中攻關(guān)研究，認(rèn)為渤中凹陷深層—超深層具備形成大氣田的基礎(chǔ)條件。這些認(rèn)識(shí)直接推動(dòng)了天然氣勘探戰(zhàn)略部署轉(zhuǎn)向深層，并成功發(fā)現(xiàn)了渤中19-6構(gòu)造帶儲(chǔ)量超千億立方米大氣田。這是迄今為止渤海灣盆地最重大的天然氣發(fā)現(xiàn)，揭開(kāi)了渤中凹陷深層天然氣勘探的新篇章。

4.2 主力烴源巖生氣能力是大氣田形成的基礎(chǔ)

通過(guò)對(duì)渤中凹陷盆地演化、烴源巖發(fā)育和生烴模式等方面的研究，提出了渤中凹陷多套巨厚的腐殖—腐泥型烴源巖能夠在高演化階段大量生氣的新認(rèn)識(shí)。渤中凹陷面積約1×104km2，沙河街組和東營(yíng)組烴源巖厚度普遍超過(guò)1 000 m且整體上處于高—過(guò)成熟階段，按照新的生烴模型計(jì)算的天然氣資源量可超過(guò)1×1012m3。作為富烴凹陷的黃河口凹陷和遼中凹陷深層同樣發(fā)育腐殖—腐泥型烴源巖，整體上也處于高—過(guò)成熟階段，因而有可能具有較好的天然氣勘探前景。

4.3 區(qū)域性巨厚超壓泥巖的有效封蓋是天然氣得以大規(guī)模匯聚的關(guān)鍵

已有的研究成果表明，我國(guó)大中型氣田的儲(chǔ)量豐度與蓋層厚度具有較好的正相關(guān)性[26]，也就是說(shuō)，蓋層厚度越大、連續(xù)性越好、平面分布越廣，其對(duì)斷層破壞的緩沖、調(diào)節(jié)能力也就越強(qiáng)，封閉天然氣能力越強(qiáng)，超大規(guī)模區(qū)域性蓋層的有效封蓋是大氣田形成和保存的必備條件。渤中凹陷是渤海灣盆地的沉積沉降中心，東營(yíng)組和沙河街組厚度近千米的半深湖—深湖相超壓泥巖易形成較好的“被子”蓋層[27]。受到超壓“被子”蓋層的有效封蓋，高成熟階段生成的天然氣極有可能在區(qū)域蓋層之下的圈閉內(nèi)匯聚成藏。這是渤中凹陷能夠形成大氣田的關(guān)鍵。該認(rèn)識(shí)推動(dòng)了天然氣勘探層系向“被子”蓋層之下的沙河街組、孔店組、潛山地層轉(zhuǎn)移，并在孔店組和太古界獲得了重大突破。

4.4 超大規(guī)模的儲(chǔ)層是大氣田形成的核心約束條件

儲(chǔ)層的規(guī)模直接決定了大氣田的規(guī)模。渤海灣盆地過(guò)去也曾經(jīng)發(fā)現(xiàn)過(guò)一批儲(chǔ)量規(guī)模在數(shù)百億立方米的中小型天然氣田，并且在渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶周緣也曾經(jīng)找到過(guò)幾個(gè)凝析氣田，但由于儲(chǔ)層規(guī)模小，致使其油氣儲(chǔ)量都偏低。儲(chǔ)量超千億立方米的渤中19-6大氣田的發(fā)現(xiàn)，展示了該區(qū)孔店組具備形成巨厚砂礫巖的盆地背景；而太古界變質(zhì)巖潛山表層及內(nèi)幕巨厚氣層的發(fā)現(xiàn)，則展示了構(gòu)造應(yīng)力主控，流體改造疊加控制的潛山內(nèi)幕發(fā)育超大型儲(chǔ)層的潛力。這為環(huán)渤中凹陷甚至整個(gè)渤海灣盆地尋找大氣田都指明了新的方向。

4.5 工程地質(zhì)一體化融合與安全高效鉆探是深層天然氣勘探成功的重要保障

渤海海域現(xiàn)階段深層天然氣勘探目標(biāo)埋藏深度大，渤中19-6構(gòu)造帶平均鉆井井深為4 700 m，最深可達(dá)5 508 m；氣藏普遍存在異常地層壓力，實(shí)測(cè)最高壓力系數(shù)為1.52，其中太古界潛山最高壓力系數(shù)為1.27；地層溫度高，靜溫最高可達(dá)190 ℃；鉆遇斷層多、易漏失，據(jù)統(tǒng)計(jì)平均每口井鉆遇3條斷層，易發(fā)生失返性漏失。上述種種難題致使在該區(qū)鉆井的鉆進(jìn)速度慢、作業(yè)周期長(zhǎng)、事故率較高、鉆井成本居高不下。為了保障深層天然氣勘探成效，需要推行工程與地質(zhì)一體化融合：①地質(zhì)領(lǐng)域推進(jìn)深層區(qū)域基礎(chǔ)理論研究，完善復(fù)雜儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)，精細(xì)隨鉆跟蹤，降低勘探風(fēng)險(xiǎn)；②工程領(lǐng)域攻克作業(yè)難題，創(chuàng)新建立中深層鉆探技術(shù)體系，提升機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期，并有效降低事故發(fā)生率，避免地層污染。通過(guò)實(shí)施地質(zhì)工程一體化，渤中19-6構(gòu)造帶天然氣藏勘探評(píng)價(jià)過(guò)程中攻克了諸多難題，4 500 m井深探井鉆井周期由以往的80多天減少至40多天，不僅提高了鉆井效率，而且還大幅度降低了深層天然氣勘探的成本，有效地保障了深層天然氣勘探取得突破。

5 結(jié)論

1）渤中凹陷腐殖—腐泥型烴源巖高成熟階段富氣的特點(diǎn)是大氣田形成的重要烴源巖基礎(chǔ)，深層烴源巖的巨大埋深和盆地較高的大地?zé)崃髦凳菬N源巖大量生氣的有利條件。

2）巖石類型—應(yīng)力改造—流體溶蝕控制了深部碎屑巖及變質(zhì)巖規(guī)模性儲(chǔ)層的形成。

3）渤中19-6大氣田為氣侵式成藏模式，具有大供油窗、強(qiáng)充注、晚期成藏、早油晚氣的特點(diǎn)。

4）渤中凹陷大氣田的勘探突破，主要得益于長(zhǎng)期堅(jiān)持“在油型盆地找大氣田”的戰(zhàn)略部署，得益于打開(kāi)思路、精細(xì)研究、模式創(chuàng)新和技術(shù)進(jìn)步。

總而言之，渤中19-6大氣田的發(fā)現(xiàn)是渤海海域深層天然氣勘探的重大突破，是研究者們?cè)趫?jiān)持解放思想、不斷推進(jìn)理論創(chuàng)新基礎(chǔ)上所獲得的，所形成的渤海灣盆地深層天然氣成藏理論可以為該盆地及其他地區(qū)的深層天然氣勘探提供指導(dǎo)和借鑒。