渤中19-6地區(qū)深層油氣賦存相態(tài)差異性及其成因機(jī)制*

王飛龍 燕 歌 陳容濤 湯國民 于 倩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海灣盆地是中國東部重要的富油氣盆地，近期勘探也逐步向深層轉(zhuǎn)移，并在渤中凹陷深層(埋深>3 500 m)天然氣領(lǐng)域勘探獲得了戰(zhàn)略性突破，首次發(fā)現(xiàn)了渤中19-6大型凝析氣田，深層潛山天然氣資源量達(dá)千億立方米，初步展現(xiàn)了環(huán)渤中凹陷深層廣闊的勘探領(lǐng)域和巨大的勘探潛力[1-6]。但隨著渤中19-6地區(qū)向北部和東部的進(jìn)一步勘探評價，該區(qū)深層油氣賦存相態(tài)在平面上的復(fù)雜性進(jìn)一步呈現(xiàn)，嚴(yán)重制約了深層凝析氣藏的勘探評價。

深層油氣相態(tài)問題已成為國內(nèi)外學(xué)者關(guān)注的焦點(diǎn)，該問題不僅影響著油氣運(yùn)移方式和成藏機(jī)理等，也關(guān)系到深層勘探找油和找氣的方向[7]。近年來，對渤中19-6地區(qū)凝析氣藏油氣相態(tài)的識別、差異分布和控制因素等方面的認(rèn)識尚不清楚，因此，筆者基于該區(qū)油氣的組成和試油結(jié)果，利用多種方法對該凝析氣藏的相態(tài)類型進(jìn)行了綜合判識，并結(jié)合前人對該區(qū)沉積—構(gòu)造演化特征和油氣成藏關(guān)鍵要素的研究成果，系統(tǒng)分析了該區(qū)油氣賦存相態(tài)差異性及其成因機(jī)制，明確了主控因素和差異相變模式，以期為渤中凹陷深層油氣藏的勘探評價以及發(fā)展深層油氣成藏地質(zhì)理論提供科學(xué)依據(jù)。

1 油氣藏地質(zhì)特征及流體性質(zhì)

渤中19-6地區(qū)位于渤中凹陷西南部的近南北向繼承性發(fā)育的深層構(gòu)造脊之上，其南北兩側(cè)分別與渤南低凸起和沙壘田凸起相銜接，東西兩側(cè)被渤中凹陷主洼、南洼和西南1洼、西南2洼所夾持，以大型凹陷中的背斜隆起帶形式存在，成藏條件優(yōu)越(圖1)。鉆井揭示，該區(qū)自上而下可劃分出3套油氣成藏組合，即上部新近系油氣藏組合、中部古近系油氣藏組合和下部潛山油氣藏組合[2-8]。

圖1 渤中19-6地區(qū)地理位置和綜合柱狀地質(zhì)簡圖Fig.1 Geographical location and comprehensive columnar geological diagram of BZ19-6 area

1.1 地質(zhì)特征

根據(jù)構(gòu)造特征，渤中19-6地區(qū)平面上可分為渤中19-6(主體)、渤中13-2(北部)、渤中21-22(東部)等3個構(gòu)造區(qū)(圖1)，走滑—伸展斷裂相互切割，形成了多個具有背斜、斷鼻形態(tài)的復(fù)雜斷塊圈閉；剖面上可分為2種結(jié)構(gòu)類型，即僅發(fā)育太古界或古生界潛山的單層結(jié)構(gòu)類型以及發(fā)育太古界潛山—孔店組砂礫巖體的雙層結(jié)構(gòu)類型[4]。該區(qū)油氣藏埋深為3 800～5 600 m[5]。

渤中19-6含油氣層位主要為太古界低潛山變質(zhì)巖和披覆于低潛山之上的孔店組砂礫巖，其中太古界儲層巖性主要為二長片麻巖、斜長片麻巖和混合片麻巖等，而北部渤中13-2和東部渤中21-22潛山儲層巖性分別為花崗片麻巖和碳酸鹽巖；儲集空間均以裂縫為主，可見沿裂縫的溶蝕孔隙。鉆井揭示，渤中19-6孔店組和太古界氣層最厚達(dá)340 m，最高日產(chǎn)氣超過30×104m3(油當(dāng)量600 m3/d)，日產(chǎn)油超過300 m3，生產(chǎn)氣油比為1 023～1 438 m3/m3；渤中13-2太古界潛山為油藏，油層最厚超過200 m，最高日產(chǎn)氣接近15×104m3(油當(dāng)量300 m3/d)，日產(chǎn)油超過300 m3，生產(chǎn)氣油比為486 m3/m3；渤中21-22古生界潛山為氣藏，氣層厚度達(dá)235.8 m，最高日產(chǎn)氣超過40×104m3(油當(dāng)量800 m3/d)(表1)?？梢?，這些潛山油氣藏均表現(xiàn)出良好的產(chǎn)能。渤中19-6地區(qū)油氣藏地層溫度平均超過150 ℃，地溫梯度為3.3 ℃/100 m；地層壓力平均超過45 MPa，為常壓—弱超壓凝析氣田[4]。

表1 渤中19-6地區(qū)油氣藏測試數(shù)據(jù)Table 1 Oil and gas reservoir test data in BZ19-6 area

1.2 流體性質(zhì)

原油物性方面，渤中13-2高揮發(fā)油藏地面凝析油密度(20 ℃)為0.812 g/cm3，黏度(50 ℃)為2.3 mPa·s，蠟含量高(為19.4%)，硫含量低(為0.024 3%)，膠質(zhì)含量為1.96%，瀝青質(zhì)含量為0.24%，姥植比為1.05，反映弱還原—弱氧化的沉積環(huán)境；渤中19-6凝析氣藏地面凝析油密度(20 ℃)平均為0.795 g/cm3，黏度(50 ℃)介于1.244～1.654 mPa·s(平均1.438 mPa·s)，蠟含量高(平均達(dá)14.67%)，硫含量低(平均為0.018%)；膠質(zhì)含量平均為0.723%，瀝青質(zhì)平均含量為0.227%，姥植比介于1.01～1.29，反映弱還原—弱氧化的沉積環(huán)境(表2)。天然氣組分方面，渤中19-6甲烷含量介于62.15%～69.83%(平均為65.97%)， CO2含量介于9.37%～15.76%(平均達(dá)11.87%)，N2含量低(介于0.12%～0.15%)；渤中13-2甲烷含量(為62.33%)與渤中19-6相當(dāng)，CO2含量(為4.32%)低于渤中19-6，N2含量為0.33%；渤中21-22甲烷含量(為59.14%)略低于渤中19-6和渤中13-2，但CO2含量(為35.8%)遠(yuǎn)高于渤中19-6和渤中13-2，N2含量為0.17%(表2)。

表2 渤中19-6地區(qū)油氣藏地層流體分析數(shù)據(jù)Table 2 Formation fluid analysis data of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

PVT實(shí)驗(yàn)表明：渤中13-2油藏流體在地層條件下呈單一液相，其中C1+N2含量為62.66%，C2～C6+CO2含量為22.29%，C7+含量為15.06%，在油氣藏流體類型三角圖上處于高揮發(fā)油藏范圍；渤中19-6油氣藏流體在地層條件下呈單一氣相，其中C1+N2含量為62.27%～69.98%，C2～C6+CO2含量為22.91%～30.9%，C7+含量為6.95%～8.06%，在油氣藏流體類型三角圖上處于凝析氣藏—干氣范圍；渤中21-22構(gòu)造流體在地層條件下呈單一氣相，其中C1+N2含量為59.31%，C2～C6+CO2含量為40.56%，C7+含量為0.12%，在油氣藏流體類型三角圖上處于凝析氣藏—干氣范圍(圖2)。其中，渤中19-6地層流體相態(tài)特征表現(xiàn)為臨界壓力低(介于33.73～49.11 MPa，平均41.2 MPa)、臨界溫度較低(介于24.10～72.25 ℃，平均49.6 ℃)，但露點(diǎn)壓力高(介于45.50～48.72 MPa)、地露壓差小(介于0～1.07MPa)，顯示地層流體中重?zé)N含量較高；臨界凝析壓力平均為48.58 MPa，臨界凝析溫度平均為426.67 ℃，地層溫度處于臨界溫度與臨界凝析溫度之間。定容衰竭實(shí)驗(yàn)表明，渤中19-6最大反凝析液量達(dá)24.29%，地面凝析油含量平均達(dá)899.99 g/m3，具有特高含凝析油凝析氣藏特征。

圖2 渤中19-6地區(qū)油氣藏流體類型圖Fig.2 Diagram of fluid types of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

此外，由表2可以看出，渤中19-6地區(qū)油氣藏地層溫度和壓力均大于烴類流體臨界溫壓，且地層條件下烴類流體密度平均為0.452 3 g/cm3，黏度平均為4.95×10-5Pa·s，可能為超臨界流體，具有獨(dú)特的物理性質(zhì)[9]，即表現(xiàn)為密度及溶解能力接近液體且對溫度和壓力變化敏感，擴(kuò)散系數(shù)接近氣體，對分散有機(jī)質(zhì)具有非凡的萃取能力，無明顯氣、液相界面，相際效應(yīng)不明顯或不存在，這些特殊性質(zhì)將有利于油氣的高效運(yùn)移和成藏。

2 油氣藏相態(tài)類型

油氣藏相態(tài)類型的準(zhǔn)確判識關(guān)系到油氣儲量的估算、開發(fā)方式的優(yōu)化及開采動態(tài)的評估，可以總結(jié)為PVT實(shí)驗(yàn)相圖判識和經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)判識兩種方法，其中PVT實(shí)驗(yàn)相圖判識法最為可靠，但現(xiàn)場取樣、實(shí)驗(yàn)分析的工作量和費(fèi)用較大；而經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)判識法所需資料少、簡便易行，但有一定的局限性，使用時應(yīng)注意綜合分析[10]。本文采用PVT實(shí)驗(yàn)相圖判識法和經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)判識法對渤中19-6地區(qū)油氣藏相態(tài)類型進(jìn)行了綜合判識。

2.1 PVT實(shí)驗(yàn)相圖判識法

從渤中19-6和渤中13-2太古界氣層取得了合格PVT樣品，并根據(jù)實(shí)驗(yàn)測試數(shù)據(jù)繪制了P-T相圖(圖3)。由圖3a可知，渤中19-6地層溫度(取樣點(diǎn)處)為171.9 ℃，針對該點(diǎn)的PVT測試結(jié)果表明其地層溫度低于臨界凝析溫度(378.33 ℃)，高于臨界溫度(72.25 ℃)，處在純氣相與液相之間的狀態(tài)；其地層壓力為48.72 MPa，低于臨界凝析壓力(50.25 MPa)，也低于臨界壓力(49.11 MPa)，處在氣液兩相區(qū)外的凝析氣相區(qū)，因此該點(diǎn)在地層條件下的烴類流體賦存相態(tài)為凝析氣。由圖3b可知，渤中13-2地層溫度(取樣點(diǎn)處)為168.3 ℃，針對該點(diǎn)的PVT測試結(jié)果表明其地層溫度低于臨界凝析溫度區(qū)間，既不屬于氣相區(qū)(>392.8 ℃)，也不屬于凝析氣相區(qū)(231.2～392.8 ℃)；而其地層壓力為47.23 MPa，高于臨界凝析壓力(41.79 MPa)，處在氣液兩相區(qū)外，因此該點(diǎn)在地層條件下的烴類流體只可能為單一液相。

圖3 渤中19-6/渤中13-2構(gòu)造地層流體PVT模擬實(shí)驗(yàn)相態(tài)圖Fig.3 Phase diagram of fluid PVT simulation experiment of BZ19-6 and BZ13-2 structures

2.2 經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)判識法

前人根據(jù)大量的油氣藏實(shí)例，利用能夠反映油氣藏相態(tài)類型的流體組分、平均相對分子質(zhì)量、密度和氣油比等物性數(shù)據(jù)，運(yùn)用數(shù)理統(tǒng)計(jì)方法總結(jié)出了許多相態(tài)類型經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)判別方法[11]。本文采用較為可靠的方框圖法對渤中19-6地區(qū)烴類流體相態(tài)進(jìn)行了綜合判識。

根據(jù)渤中19-6地區(qū)孔店組及太古界潛山儲層流體PVT實(shí)驗(yàn)測試組分?jǐn)?shù)據(jù)，采用四組合參數(shù)方框圖法[18，20]的判別結(jié)果見圖4。由圖4可以看出，渤中13-2太古界潛山四組合參數(shù)分布在油藏方框左下角，結(jié)合流體性質(zhì)判斷儲層流體類型屬于高揮發(fā)油藏；渤中21-22太古界潛山四組合參數(shù)分布在無油環(huán)凝析氣藏方框左下角，但地層流體具有高溫高壓物性特征，綜合判斷儲層流體類型屬于氣藏；渤中19-6孔店組及太古界潛山四組合參數(shù)集中分布在帶油環(huán)氣藏或凝析氣頂油藏方框左下角和無油環(huán)凝析氣藏方框右上角，綜合判斷儲層流體類型屬于凝析氣藏。

圖4 渤中19-6地區(qū)油氣藏四組合參數(shù)方框圖法相態(tài)類型判識Fig.4 Identification of phase state type by block diagram method of four combination parameters of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

3 油氣賦存相態(tài)多樣性成因機(jī)制

前人研究認(rèn)為，烴類體系的化學(xué)組分和溫-壓系統(tǒng)是控制油氣賦存相態(tài)多樣性的關(guān)鍵因素[12-18]；多套烴源巖的發(fā)育、多期油氣的充注和成藏后的次生蝕變作用，導(dǎo)致了油氣相態(tài)的多樣性和成因的復(fù)雜性[19]；在富油氣凹陷中，不同成因類型的油氣藏在流體性質(zhì)、相態(tài)特征、地化特征以及分布規(guī)律等方面都具有明顯的差異，這是判別不同成因類型油氣藏的理論依據(jù)，而且對同一油氣體系中的天然氣和原油進(jìn)行分析是進(jìn)一步研究深層油氣藏成因機(jī)制的重要途徑[20-26]。渤中19-6構(gòu)造深層凝析氣藏成藏過程表現(xiàn)出先油后氣、多期次油型氣充注的特征，經(jīng)歷了早期(距今24～5 Ma)油藏形成與破壞、晚期—超晚期(距今5～0 Ma)油藏調(diào)整與凝析氣藏轉(zhuǎn)換兩個主要的階段[4]。因此，分析油氣充注歷史與相態(tài)變化的關(guān)系是弄清渤中19-6地區(qū)深層油氣賦存相態(tài)差異性成因機(jī)制的關(guān)鍵。

3.1 烴源巖熱演化成因

渤中19-6地區(qū)新近系以來埋深大幅增加，渤中凹陷烴源巖成熟度迅速增高并開始大量生氣，深部的天然氣沿不整合面和深大斷裂充注到早期形成的油藏，而渤中19-6、渤中13-2、渤中21-22等構(gòu)造區(qū)供烴源巖熱演化程度的差異造成晚期天然氣充注強(qiáng)度的差異，從而形成了不同相態(tài)類型的油氣藏。具體證據(jù)如下：

1) 油氣物理性質(zhì)特征變化

天然氣碳同位素測試數(shù)據(jù)顯示，渤中19-6凝析氣藏甲烷碳同位素值為-38.5‰～-41.4‰，乙烷碳同位素值為-25.2‰～-27.0‰，丙烷碳同位素值為-23.7‰～-25.5‰。由于渤中19-6深層天然氣為典型熱成因氣[4]，因此利用戴金星和沈平等[27-28]總結(jié)的δ13C1—Ro經(jīng)驗(yàn)公式所計(jì)算的天然氣Ro值介于1.12%～1.71%；同理，渤中13-2天然氣Ro值在0.73%～0.89%，低于渤中19-6天然氣Ro值；渤中21-22天然氣Ro值在2.34%～2.73%，明顯高于渤中19-6天然氣Ro值(表3)。換言之，渤中13-2構(gòu)造的天然氣為烴源巖在生油高峰期的副產(chǎn)物；而渤中19-6構(gòu)造的天然氣是烴源巖在主生氣(濕氣)階段的產(chǎn)物，渤中21-22構(gòu)造的天然氣是烴源巖在干氣階段的產(chǎn)物。

表3 渤中19-6地區(qū)天然氣碳同位素數(shù)據(jù)Table 3 Natural gas carbon isotope data in BZ19-6 area

分析認(rèn)為，渤中凹陷深層烴源巖在進(jìn)入高熱演化階段后所產(chǎn)生的大量天然氣充注到原始油藏，會使油氣藏?zé)N類組分發(fā)生變化，從而改變油氣藏相態(tài)。研究發(fā)現(xiàn)，油氣賦存相態(tài)與重?zé)N組分C7+含量密切相關(guān)，其含量直接決定流體臨界溫度與臨界壓力，進(jìn)而決定油氣藏相態(tài)，因此，天然氣充注強(qiáng)度大小會影響油氣藏的最終相態(tài)：若天然氣充注強(qiáng)度大，即甲烷含量增加的多，使C7+組分在體系中的相對含量大幅降低，則可形成氣油比較大的凝析氣藏或氣藏；若天然氣充注強(qiáng)度小，C7+組分在體系中的相對含量始終維持在較高水平，則形成帶油環(huán)且氣油比較小的凝析氣藏或高揮發(fā)油藏。也就是說，天然氣充注強(qiáng)度的差異影響著油氣相態(tài)的多樣性。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，當(dāng)C7+含量大于32% 時，渤中19-6地區(qū)整個體系表現(xiàn)為油藏特征；當(dāng)C7+含量降至11%～32% 時，體系表現(xiàn)為高揮發(fā)油藏特征，渤中13-2構(gòu)造即處于此階段；當(dāng)C7+含量介于5%～11% 時，體系表現(xiàn)為凝析氣藏特征，渤中19-6構(gòu)造即處于此階段；當(dāng)C7+含量小于5% 時，體系轉(zhuǎn)變?yōu)榧儦獠?，渤?1-22構(gòu)造即處于此階段。由此可見，隨著重?zé)N組分C7+含量的降低，渤中19-6地區(qū)流體兩相區(qū)先擴(kuò)大后縮小，向氣液兩相或氣相轉(zhuǎn)化，最終形成凝析氣藏或氣藏；反之，則渤中19-6地區(qū)原始流體向氣液兩相或液相轉(zhuǎn)化，最終形成高揮發(fā)油藏或油藏[29]。這表明，渤中19-6地區(qū)烴源巖熱演化程度控制重?zé)N組分C7+在體系中的相對含量，進(jìn)而控制油氣賦存相態(tài)變化。

此外，渤中19-6地區(qū)晚期天然氣充注對早期油藏的改造作用也體現(xiàn)在原油物理性質(zhì)的變化上，比如凝析油中蠟含量增高，油質(zhì)比正常凝析油偏重[21]。測試結(jié)果表明，渤中19-6凝析油密度平均為0.795 g/cm3(20 ℃)，相對于正常凝析油密度(約0.74 g/cm3)偏大，且蠟含量平均高達(dá)14.7%(表2)，從而印證了渤中19-6遭受過大量的天然氣充注。

2) 成藏期烴源巖熱演化程度變化

本次研究中，通過測量含烴鹽水包裹體均一溫度，并結(jié)合烴源巖熱演化史分析，恢復(fù)了渤中19-6地區(qū)3個構(gòu)造的油氣成藏期次，結(jié)果表明：渤中13-2構(gòu)造為一期成藏，成藏期為6 Ma至今；渤中19-6構(gòu)造深層孔店組和太古界潛山儲層至少經(jīng)歷了2期油氣充注過程，早期(第1期)為低成熟輕質(zhì)油先成藏，包裹體均一溫度為120～125 ℃，對應(yīng)明化鎮(zhèn)組下段沉積期末，成藏時間為12～5.1 Ma；晚期(第2期)為較高成熟度天然氣后成藏，富氣包裹體均一溫度為130～135 ℃，對應(yīng)明化鎮(zhèn)組上段沉積期末，成藏時間為5.1 Ma至今(是主力成藏期，具有明顯的晚期快速成藏特點(diǎn))；渤中21-22構(gòu)造為2期成藏，第1期成藏時間是15 Ma，第2期成藏時間為現(xiàn)今。

由渤中19-6地區(qū)3個構(gòu)造的周邊供烴次洼生烴史可知：渤中13-2構(gòu)造供烴次洼為渤中凹陷西南1洼，其烴源巖從16.5 Ma開始生油，且現(xiàn)今最高Ro值達(dá)1.3%，未進(jìn)入大規(guī)模生氣階段。渤中19-6構(gòu)造供烴次洼為渤中凹陷南洼、西南2洼、主洼，其烴源巖從21 Ma開始生油；從7.5 Ma開始Ro值達(dá)到1.3%，開始生成濕氣；從5 Ma開始Ro值達(dá)到1.6%，開始大規(guī)模生成天然氣。渤中21-22構(gòu)造烴次洼為渤中凹陷主洼、南洼，其烴源巖從23 Ma開始生油；從13 Ma開始Ro值達(dá)到1.3%，開始生成濕氣；從3 Ma開始Ro值達(dá)到2.0%，開始生成干氣，且現(xiàn)今最高Ro值達(dá)2.6%，已進(jìn)入大規(guī)模生成干氣階段。

根據(jù)渤中19-6地區(qū)3個構(gòu)造主要油氣成藏期與周邊供烴次洼生烴史的耦合關(guān)系(圖5)，可以確定不同構(gòu)造油氣充注時期的初始流體性質(zhì)、改造流體性質(zhì)以及充注時間。從圖5可以看出，該地區(qū)3個構(gòu)造周邊供烴次洼成熟度演化程度與油氣成藏期密切相關(guān)，渤中13-2構(gòu)造初始流體以原油為主，后期則以高成熟原油充注為主，未有大規(guī)模天然氣充注，因此最終形成高揮發(fā)油藏；渤中19-6構(gòu)造早期有規(guī)模原油充注，后期經(jīng)受長時間的規(guī)模濕氣充注，因此最終形成高含凝析油的凝析氣藏；而渤中21-22構(gòu)造初始流體為少量高成熟原油，后期又經(jīng)歷較長時間的規(guī)模濕氣充注，因此最終在規(guī)模干氣充注下定型為氣藏。

圖5 渤中19-6地區(qū)含油氣構(gòu)造油氣成藏期次與供烴次洼生烴史匹配圖Fig.5 Matching graph of hydrocarbon accumulation period and hydrocarbon generation history of hydrocarbon-supplying secondary depressions in the oil-gas-bearing structure in BZ19-6 area

3.2 逆蒸發(fā)成因

深層油氣相變與地層溫度、壓力變化有關(guān)，隨埋深增大，溫度和壓力增高，原始流體臨界溫度、臨界壓力升高，體現(xiàn)為流體兩相區(qū)面積擴(kuò)大，油氣藏中的液態(tài)烴逐漸在氣態(tài)烴中溶解和蒸發(fā)，從而形成逆蒸發(fā)成因型凝析氣藏[26]。

渤中19-6構(gòu)造與逆蒸發(fā)成因凝析氣藏相態(tài)特征吻合，其形成過程如圖6所示。該構(gòu)造在成藏期(12 Ma至今)以來，地層埋深增加，地層溫度從98 ℃升至152 ℃，地層壓力從19.8 MPa升至48.9 MPa；同時，油氣藏臨界溫度從473 ℃降至108 ℃，臨界壓力從19.1 MPa升至48.3 MPa；尤其是在天然氣充注期(5.1 Ma至今)，地層埋深增加超1 000 m，體系臨界溫度、壓力快速下降至地層溫度及壓力之下，流體發(fā)生相變，液態(tài)烴開始在氣態(tài)烴中溶解和蒸發(fā)，原始油藏逆蒸發(fā)轉(zhuǎn)變?yōu)槟鰵獠?。因此，渤?9-6構(gòu)造凝析氣藏的形成與逆蒸發(fā)作用的貢獻(xiàn)巨大有關(guān)，而渤中13-2構(gòu)造體系內(nèi)天然氣充注量較少，導(dǎo)致逆蒸發(fā)作用較弱而保持油藏特征。

圖6 渤中19-6構(gòu)造烴類流體P-T相圖隨時間變化過程Fig.6 P-T phase diagram of hydrocarbon fluid in BZ19-6 structure over time

3.3 CO2氣體充注成因

渤中19-6地區(qū)地層流體組分中高含CO2，測得二氧化碳碳同位素值介于-3.2‰～14.4‰，判斷為無機(jī)成因氣。通過δ13CCO2和3He/4He(Ra)值判別圖版[30-31]，進(jìn)一步證實(shí)該地區(qū)CO2為火山幔源無機(jī)成因氣，認(rèn)為CO2氣體主要來源于富CO2地幔脫氣作用(圖7)。

圖7 渤中19-6地區(qū)CO2成因判別圖版Fig.7 Map of CO2 genesis discrimination in BZ19-6 area

分析認(rèn)為，渤中19-6地區(qū)深層廣泛存在的幔源CO2氣侵對原始油氣藏具有改造作用，隨油氣藏內(nèi)CO2含量增加，體系臨界溫度降低，臨界壓力和飽和壓力升高，且流體兩相區(qū)變化幅度較等體積CH4更大。以渤中22-1古生界油氣藏流體PVT模擬實(shí)驗(yàn)為例，不斷增加體系中的CO2含量，模擬原始油藏遭氣侵過程(圖8)。從圖8可以看出，當(dāng)CO2含量在10%以下，CO2對油氣藏相態(tài)影響不顯著；當(dāng)CO2含量大于10%后，體系臨界溫度和臨界凝析溫度快速下降；當(dāng)CO2含量超過35%時，流體兩相區(qū)收縮至臨界溫度低于地層溫度，地層流體進(jìn)入凝析氣藏區(qū)間，原油轉(zhuǎn)化為凝析氣，這與渤中22-1古近系表現(xiàn)出的烴類流體性質(zhì)(CO2含量為35.8%)較為一致；當(dāng)CO2含量超過45%時，流體兩相區(qū)進(jìn)一步收縮至臨界凝析溫度低于地層溫度，地層流體進(jìn)入氣藏區(qū)間，流體轉(zhuǎn)化為天然氣形態(tài)。這表明，CO2能溶解更多液態(tài)烴，對油氣藏的改造作用更強(qiáng)烈，有利于油藏向凝析氣藏甚至氣藏轉(zhuǎn)變。

圖8 渤中22-1A古生界油氣藏地層流體相態(tài)隨CO2充注量增加變化過程Fig.8 The change process of the fluid phase state of the Paleozoic oil and gas reservoir in BZ22-1A with the increase of CO2 charge

因此，在渤中19-6地區(qū)主要油氣藏和含油氣構(gòu)造中，渤中13-2高揮發(fā)油藏的CO2含量最低，平均為5%左右，該構(gòu)造受CO2氣侵改造的影響最小；渤中21-22氣藏的CO2含量最高，平均為35%左右，該構(gòu)造受CO2改造作用最為強(qiáng)烈；而渤中19-6構(gòu)造凝析氣藏的CO2含量介于9.37%～15.76%，與渤中13-2相比，CO2氣侵在一定程度上促進(jìn)了原始油藏向凝析氣藏的轉(zhuǎn)變，但這種對油氣藏的改造作用不及渤中21-22構(gòu)造強(qiáng)烈。

由此可見，渤中19-6地區(qū)深層不同類型油氣藏的形成是烴源巖差異熱演化、逆蒸發(fā)作用和CO2氣體充注改造等3種因素共同作用的結(jié)果,該地區(qū)深層油氣賦存相態(tài)變化可總結(jié)為烴類氣充注漸變與CO2氣充注突變的差異充注油氣相變模式(圖9)：深層構(gòu)造首先充注油藏，如果沒有后期天然氣充注，則主要形成油藏。當(dāng)供烴源巖開始大量生成天然氣時，油藏中開始充注天然氣，當(dāng)天然氣充注強(qiáng)度較弱時，天然氣溶解到油藏中形成溶解氣，開始形成高揮發(fā)性油藏，如渤中13-2構(gòu)造高揮發(fā)性油藏。隨著天然氣充注強(qiáng)度的繼續(xù)增加，原始油藏變?yōu)閮上嗄鰵庀鄳B(tài)，形成帶氣頂?shù)哪鰵獠兀绻烊粴饫^續(xù)充注，則轉(zhuǎn)變?yōu)槟鰵庀鄳B(tài)，最終形成凝析氣藏，如渤中19-6構(gòu)造凝析氣藏。另外，當(dāng)早期油藏遭受破壞后，晚期大量天然氣注入，即可形成天然氣藏，如渤中21-22構(gòu)造氣藏。特別需要強(qiáng)調(diào)的是，在凝析氣的形成過程中，晚期天然氣和深部幔源無機(jī)CO2氣體的大規(guī)模充注對于油氣藏的最終定型起到了決定性作用，隨著天然氣充注強(qiáng)度從小到大，依次形成油藏、高揮發(fā)油藏、帶油環(huán)凝析氣藏、凝析氣藏、氣藏，而大量CO2氣體充注會加速油藏向氣藏方向的轉(zhuǎn)變。

圖9 渤中19-6地區(qū)深層油氣差異充注相變模式Fig.9 Phase transition mode of differential charging of deep-seated oil and gas in BZ19-6 area

4 結(jié)論

1) 渤中19-6地區(qū)分為渤中13-2、渤中19-6、渤中21-22等3個構(gòu)造區(qū)，多種相態(tài)類型判識方法綜合分析結(jié)果顯示，渤中13-2構(gòu)造為高揮發(fā)油藏，渤中19-6 構(gòu)造為特高含凝析油凝析氣藏，渤中21-22構(gòu)造為高含CO2的濕氣氣藏。

2) 渤中19-6地區(qū)深層油氣賦存相態(tài)主要受控于烴源巖熱演化導(dǎo)致的晚期天然氣充注強(qiáng)度，此外新近紀(jì)以來埋深增溫引起的逆蒸發(fā)、深部無機(jī)CO2氣體充注作用也是所形成的次生凝析氣藏和高含CO2氣藏的重要因素。

3) 渤中19-6地區(qū)深層油氣賦存相態(tài)變化可總結(jié)為烴類氣充注漸變與CO2氣充注突變的差異充注的油氣相變模式，這為渤海海域深層未來勘探中油氣相態(tài)研究提供了科學(xué)依據(jù)，并對類似盆地的深層油氣勘探具有重要的借鑒意義。