济阳坳陷孤北-渤南地区天然气富集原因分析

摘要 孤北-渤南济阳坳陷深层天然气最为富集的地区之一,为了揭示该区天然气较其他地区富集的原因,本文对该区构造特征、气源条件、储盖层特征、运移通道和保存条件等进行了系统分析,明确了孤北-渤南地区天然气富集的地质基础。分析发现,该区发育多套生气源岩,构成了天然气富集的物质基础;多套储盖组合发育,为天然气聚集提供了有利场所;断裂等构成的良好通道,有利于混合天然气藏的形成;而晚期生气的特点,保证了天然气的有效保存。

关键词 孤北-渤南地区;天然气富集;原因分析

中图分类号[TE13] 文献标识码A 文章编号 1674-6708(2010)20-0019-02

大力发展天然气勘探和开发是中石化和胜利油田的战略决策,而深层(目的层埋深大于3 500m或沙四段及其以下层位)天然气的勘探是实现油田“天然气当量重上3000万吨”目标的关键。随着渤南、孤北等地区多个高产油气藏的发现(渤深6、渤古4、孤北古1、渤深8井),孤北、渤南逐渐成了济阳坳陷深层天然气富集区[1-3],展示了良好的勘探前景。因此,有必要深入分析该区天然气成藏的地质基础,查明其主控因素,从而为研究区乃至胜利油区深层天然气勘探部署提供依据。

1 研究区天然气分布

研究区位于济阳坳陷沾化地区中部,东、西、南、北分别与孤北低凸起、渤南洼陷、孤岛凸起、埕东凸起相接(图1)。该区天然气分布普遍:层位上包括奥陶系(O)、石炭-二叠系(C-P)和沙四上亚段(Es4上);平面上孤北潜山孤北古1块至渤深4断阶均有分布。根据层位和构造位置,可划分出5个聚气区块,即渤古4潜山(O)、渤深4断阶(Es4上)、渤深6潜山(O)、渤南深洼(Es4上) 和孤北潜山(C-P)。其中,孤北上古生界潜山有被断层分为第一、二、三和四排山4个部分。

笔者通过对天然气地球化学特征和成因类型的分析[4],认为孤北-渤南地区深层天然气具有类型多、变化规律的特点,自西往东从油型气变为煤成气。渤深4区为油型伴生气;渤南深洼区是Es4上自生油型气;渤深6和渤古4潜山为Es4上高成熟油型气,并分别混Es3下伴生气和C-P煤成气;孤北潜山第二排山为煤成与油型混合气;三、四排山为C-P煤成气。

2 深层天然气富集的原因

孤北-渤南地区经历了印支期、燕山期和喜山期3次埋藏-隆升旋回的交替变化,形成了现今的构造格局。其中,印支期为稳定克拉通沉积,燕山期以负反转构造为特征[5],喜山期则是断陷和断坳主要成盆期。多旋回构造运动和沉积环境的变迁,使得研究区发育多套烃源岩、储盖层和多期不整合、断层等,为天然气藏的形成奠定了良好的基础。该区天然气富集的主控因素主要包括以下4个方面。

2.1 多套气源岩是天然气富集的物质基础

研究区深层发育了C-P(孤北)、Es4上 (渤南)和Es3下(渤南)三套烃源岩(表1),前者为海陆过渡沉积,主要在孤北潜山带发育,石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组和下石盒子组是烃源岩主要发育层段,包括黑色煤、碳质泥岩和深灰、灰黑色泥岩等岩性,具有Pr/Ph高值和伽马蜡烷低的特征。煤层最大厚度>30m,源岩最大厚度则达到了150m。有机质类型以III型为主,处于成熟-高成熟演化阶段,是煤成气重要气源。

渤南Es4上为咸水湖相[6],灰色、深灰色泥岩和含膏泥页岩发育,烃源岩最大厚度超过了220m, Pr/Ph值低和C21-22甾烷、伽马蜡烷含量高,有机碳含量在1.0%~2.0%之间;母质类型以I型和II1型为主;镜质体反射率在1.26%~1.56%之间,是该区油型气源岩。

渤南Es3下属于淡水湖沉积,深灰色、灰黑色油页岩和泥岩发育,烃源岩累计最大厚度>420m,具有Pr/Ph值高和C21-22甾烷、伽马蜡烷低的特征。TOC在1.9%~3.0%之间,母质类型I和II1型,Ro在0.71%~1.12%之间,生成油型伴生气为主。

上述3套源岩沉积环境不同、母质差异、热演化程度有别,为孤北-渤南多类型天然气提供了来源。

2.2 多套储盖组合为天然气聚集提供有利场所

研究区深层天然气在层位和平面上广泛分布,与储盖组合发育情况关系密切。例如,孤北潜山储层主要发育在上、下石盒子组、石千峰组,下石盒子是三角洲沉积,中砂岩、粉砂岩、细砂岩发育;上石盒子、石千峰组为曲流河相,从下到上为粗-中砂岩、细-粉砂岩。埋深、压实、胶结作用使得原生孔隙不发育,次生孔隙较发育较好[2,7],孔隙度在4%~8%之间,渗透率0.1~2×103μm2。侏罗系煤层和二叠系泥岩层,构成良好盖层,与下部储层构成良好储盖组合。

BG4和BS6为奥陶系风化壳储层,风化淋滤形成的溶蚀裂缝和溶洞,以及断层形成的构造裂缝非常发育,大大改善了储集性能。统计表明,孔隙度在1.1%~16.1%之间,平均4.5%;渗透率为0.22~5.64×103μm2,平均2.2×103μm2。BG4潜山气藏之上直接C-P煤层,既是较好封盖层,又是良好气源;而BS6潜山缺失C-P,中生界底部泥岩(占厚度57%~76%)为盖层。

渤南洼陷带和BS4断阶天然气聚集于Es4s含砾砂岩、细砂岩和粉砂岩内,孔隙度在1.18%~15.5%之间,渗透率0.1~20×103μm2。渤南深洼内埋深大、压实强,孔渗性差,岩性气藏为主;BS4断阶埋深较浅、物性好,断层和岩性双重控制,形成复合型气藏[8]。Es4顶发育厚度大、分布稳定的膏盐层,是良好的区域盖层[9],为天然气的聚集提供良好保障。

2.3 不整合-断层等通道利于天然气运聚成藏

研究区经历了印支等多期构造运动,导致多期不整合面发育,为天然气侧向运移通道。此外,孤西断层在印支期开始活动,喜山中-Es沉积时活动停止[2,10],断距在500~1 500m。天然气通过很容易运移至孤西断裂上升盘古生界潜山。形成BG4潜山聚集沙四上高熟油型气,C-P煤成气则垂直顶渗进入风化壳,形成油型与煤成气混合气(图2a);BS6潜山对接渤南两套烃源岩 (图2b),可以捕集沙四上高熟油型气及沙三下油型伴生气,从而形成混合气藏。渤南油型气还可沿断层-不整合面继续向上倾方向的孤北潜山第二排山运移,并与C-P煤成气混合成藏(图2a);第三、四排山距离孤北断层和渤南远,油气难以运至,因此主要集聚煤成气。总之,不整合-断层构成有利通道,使得古生界潜山带发育混合气藏。

2.4 主生气期晚有利于天然气的保存

受多期构造演化的控制[11],孤北C-P煤系存在3期生烃过程(图3a)。印支期,研究区属于华北地台的一部分,构造稳定,晚三叠纪局部深洼处开始进入生油门限,镜质体反射率为0.55%,但随后的构造运动便导致生烃作用停滞,因而生烃强度微弱。燕山期,受岩浆热流体活动影响,古地温场明显增高[12],于白垩纪普遍进入生油窗,镜质体反射率为约为0.75%,生烃量有限,且由于后期的构造抬升,生成的油气也难以保存。喜山期,孤北地区再次沉降并接收沉积,于馆陶组沉积时期发生了显著的二次生烃作用,现今最大埋深超过了5 000m,镜质体反射率为最大值超过了1.6%,达到了生气高峰。该次生烃过程生气量大,保存条件良好,是现今煤成气藏的重要来源。

生烃史研究表明,渤南洼陷Es4上源岩在沙三中亚段沉积时期开始进入生油门限;东营组沉积时期,埋深超过3 750m时达到了生油高峰(Ro=1.0%);东营组沉积末期,镜质体反射率为1.2%;此后,东营运动使地壳抬升剥蚀,生烃停滞;新近纪沉积使埋深增大,再次生烃,Ng沉积时期大量生气;现今埋深约5 500m,镜质体反射率1.7%,处于生气高峰(图3b)。

上述分析表明,孤北-渤南地区深层气源岩于馆陶组沉积时期开始大量生气,生烃时期晚,与构造活动匹配关系良好,具有晚期成藏的特征,有利于天然气的保存。

3 结论

孤北-渤南地区深层天然气分布广,包括3个层位和5个区块。成因类型多样,包括煤成气、油型气和混源气等。发育多套气源岩、储盖组合优越、断层和不整合等运移通道发育、主生气期晚、天然气保存有利,是该区富集不同成因天然气的主控因素。

参考文献

[1]胡宗全,周新科,张玉兰,等.济阳坳陷前第三系油气勘探前景[J].石油与天然气地质,2005,26(5):655-660.

[2]彭传圣.济阳坳陷孤北低潜山煤成气成藏条件及特征[J].中国海洋大学学报,2005,35(4):670-676.

[3]王鑫.济阳坳陷深层天然气成藏地质条件分析[J].天然气勘探与开发,1998,21(1):13-21.

[4]王力,金强,刘永昌,等.济阳坳陷孤西断裂带深层天然气成因类型[J].沉积学报,2009,27(1):172-179.

[5]常国贞,毕彩芹,林红梅.低潜山反转构造演化、成藏体系与勘探—以胜利油区孤北低潜山为例[J].断块油气田,2002,9(5):19-23.

[6]朱光有,金强,高志卫,等.沾化凹陷复式生烃系统对油气成藏的控制作用[J].海洋地质与第四纪地质,2004,24(1):105-112.

[7]王世艳.渤海湾盆地沾化凹陷上古生界煤成气藏研究[J].天然气勘探与开发,2005,28(4):20-23.

[8]宫秀梅,金之钧,曾溅辉,等.渤南洼陷深层油气成藏特征及主控因素[J].石油与天然气地质,2005,26(4):473-479.

[9]甘志红,杨显成,郭瑾,等.济阳坳陷天然气成藏主控因素分析[J].天然气勘探与开发,2005,28(3):34-39.

[10]李红梅.孤北斜坡带煤成气成藏条件分析[J].天然气工业,2006,26(2):23-25.

[11]李政.济阳坳陷石炭系-二叠系烃源岩的生烃演化[J].石油学报,2006,27(4):29-35.

[12]李荣西,廖永胜,周义.济阳坳陷石炭-二叠系热演化与生烃阶段[J].地球学报,2001,22(1):85-90.