渤海及周缘天然气资源分析

第25卷第5期石油实验地质Vol 25,No 52003年10月PETROLEUM GEOLOGY EXPerimentOct.2003文章编号:1001-6112(2003)05-0439—06渤海及周缘天然气资源分析王国纯,张厚和中海石油研究中心勘探研究院,河北高碑店θ74010摘要:渤海湾盆地环海3大坳陷及海堿夭然气资源眢具特色,特别是海堿,萁演化、发育是周边3大坳陷的延伸与交汇,有独特的地质特性,再加之郯庐断裂贯穿整个海域,对其油气成藏有重大影响。天然气的形成受控于母质类型及演化程度1。大港、辽河油有广阔天然气勘探前景。胜利油区的腐泥型优质源岩在低熟—成熟及其过渡阶段已大量生成石油。海域有众多富生烃凹陷,烃类可演化到过成熟阶段,加之快速沉积和烃类生成产生的超压等条件,油气资源可与周边3大坳陷媲美关键词:天然气资源;干酪根类型;成熟度;高温;高压;渤海湾盆地中图分类号:TE122.1文献标识码:A渤海海域是渤海湾盆地的重要组成部分,是周628.04×1ˆm计,1999年千米桥古澘山探明凝析边3大坳陷(下辽河、黄骅、济阳坳陷)向海域的延伸气305.1×10m3,乌马营古潜山探明煤型气300与交汇,是盆地发育演化的最新部分3ˉ。海域有10m3。累计天然气1298.24×10m3,其中气层气盆地其它构造单元的共性,更多表现岀自身的特殊占累计天然气量旳51.6%,而凝析气占气层气量的性,特别是郯庐断裂主体通过海域,对海域的烃类生45.5%,煤型气占19.4%,浅层次生气层占8.1%成、运移等起到重要的作用。有机质类型的差异和大港油区目前天然气以气层气为主,而凝析气和煤热演化的差异更是海域天然气资源远远大于周边坳型气又是气层气的主体。陷的根本保证。海域勘探程度很低,石油资源可与1.1凝析气周边3大坳陷媲美,天然气资源可能更胜一筹。凝析气主要源于板桥凹陷,该凹陷沙三段泥岩TOC平均值1.04%,氯仿沥青“A”为0.21%,在大港油区天然气资源4400~4750m处R。值为1.0%~1.3%,母质类型为Ⅱ2—Ⅲ干酪根,源岩埋深3200~4500m6大港油区隶属黄骅坳陷陆地主体,截止2000198年板深7井在奥陶系灰岩4265~4395m产油年底,累计探明气层气670.20×10m3,溶解气143.36t/d,其上覆中生界上侏罗统和白垩系80m沙三段厚愈干米,盖层为欠压实层(图1)。港347板15板深3580281348板809家家圆自四中国煤化CNMHGl.人头压居;.坛;.腴石风化邴泥帘;.川气运栘门;.压头出Fig. 1 Sketch map of migrating way and cap rocks in Qianmiqiao burial hill gas condensate reservoir收稿日期:2002-05-17;修订日期:2003-07-08作者简介:王数据,男(汉族,黑龙江齐齐哈尔人,高级工程师,主要从事石油地质综合研究工作·440·石油实验地质第25卷千米桥潜山成藏条件:a)源于生凝析气的扳桥“A”分别为0.138%、0.217%,总烃分别为543×凹陷(Ⅱ2-Ⅲ型干酪根,演化程度高,R。为1.3%,10-6、1142×10-6,母质类型为Ⅱ1型,2800m演化地层超压,沙三段压力系数1.2~1.67,是油气远程度为R。<0.5%,在2800~4500m层段R。为0距离运移驱动力,其具备临界凝析温度168℃,临界5%~1.3%,4500~5300m层段R。为1.3%~2凝析压力32MPa,沙三段源岩以断层与奥陶系潜山0%,在5300m处R。>2.0%。以清水凹陷马深1接触(图1)供烃。b)良好的盖层,除泥岩封盖,还具井为例,在2800m处C1-C气态含量高,液态烃压力封盖。c)储层发育,缺少晚古生代地层,风化、极少;2800~4400m气体组分少,烃态组分增加,淋滤削蚀时期长,裂隙与粒间溶孔发育。d)晩期断为凝析油,450m进λ高成熟阶段,气态含量剧增。裂不发育,保存条件好在兴隆台复式油气藏,气层气为169.51.2煤型气10°m3,凝析油21×10m3,原油9448×10m3,只有煤型气主要源于上古生界石炭一二叠系的煤系下部基岩(Ar)为凝析气藏边部、上部均为油气藏,层系。乌马营构造位于南皮一沧东凹陷,乌深1井该构造由55条断层切割各类气藏134个,其中储揭示石炭二叠系厚1091m,煤岩厚2lm;碳质泥量小于1×105m3的气藏有112个。又如双台子气岩厚24m,深灰色泥岩厚140m,煤岩TOC为38.田产气层气58.92×10m3,凝析油182×10m2,79%-59.7%,氯仿沥青“A"平均1.65%总烃平均原油1843×10m3。欢喜岭气田探明气层气80.516320×10;碳质泥岩TOC平均为5.44%,氯仿沥×10m,疑析油115×10m,原油46788×10m青“A”平均0.176%,总烃平均1008.4×10-6;泥岩从上述3个含凝析气的气田看,凝析气的量比TOC平均为1.78%,氯仿沥青“A为0.149%,总烃较少,主要是成熟阶段的油伴生气运移产生的气层696.41×106;R。为1.15%~1.53%。1998年乌深1井于5852m奥陶系上马家沟组完钻,酸化后日气,3个气层气占全坳陷气层气的45.8%产气11×10m3,含水,经分析气源来自石炭二叠2.2油伴生气(次生气藏)煤系地层8。孔古4井于3029m以下揭示二叠系通过分析辽河坳陷陆地部分以次生气藏为主石盒子组大套油浸砂岩,测试日产轻质油88天然体,目前发现最浅的气藏民6井气藏埋深为32lm。气19123m3,经分析源岩为上古生界石炭—二叠系辽河坳陷西部凹陷带特别是清水洼陷是富气凹陷,煤系地层沙三、沙四段生气强度最高达400X10m3/km2,东乌马营潜山成藏条件:a)黄骅坳陷普遍发育的部凹陷也达100×10m/km2。前己述及在2800石炭—二叠系煤系地层,厚愈1000m,有机质丰度500m层段R。为0.5%~1.3%,已有大量气态烃高,演化程度高,是成藏的有利前提。b)储层发育.生成,由于晚期断裂活动油气纵向上运移。如兴隆主要是奥陶系顶部的风化壳,裂隙及溶洞发育。c)台气藏,沙四段气体密度0.658甲烷含量87.15%,经分析认为澘山气藏是早期古气藏改造、迁移、多期沙一下段气体密度0.5895,甲烷含量94.8%东营成藏形成的。]。组气藏气密度0.5758,甲烷含量96.69%。同一构造气体运移组合变化明显,密度变小,甲烷含量增2辽河油区天然气资源大。欢喜岭、黄金带等油气田均是如此(图2)辽河油区隶属下辽河坳陷陆区,截止2000年3胜利油区天然气资源底,累计探明气层气689.92×10°m3,溶解气1094.09×103m3,累计天然气1784.01×105m3截止2000年底,胜利油区探明气层气地质储量层气占累计天然气39%,仍以溶解气为主。而气325.43×10°m3,溶解气1551.54×105m3,累计探层气构成中凝析气占气层气的66.4%(包括一部分明天然气1876.97×10m3,其中气层气占累计天运移气),其次为浅层次生气等(油伴生气运移所然气中国煤化工油区是溶解气占绝对致),占气层气的33.6%,二者为二比一或相优CNMHG2.1凝析气3.1溶解气全坳陷陆地部分凹陷基底埋深均大于5000m济阳坳陷东营凹陷是富油凹陷,主要源岩为沙清水凹陷达8000m,有机质丰度较高,沙三和沙四三、沙四段湖相泥岩,该凹陷沙四段最厚达3500m,段TOC車药襤坍别为1.99%、2.83%,氯仿沥青沙二、三段最厚达1000-1500m,牛38并沙第5期王国纯,等:渤海及周缘天然气资源分析441清2马54兴10910图2兴隆台复式油气聚集带剖面图Fig 2 Sketch map of complex oil-gas accumulation zone in Xinglongtai area段取心以渤海藻和付渤海藻为主,干酪根Ⅰ型占气),3900~1700m为天然气溶解石油中,处于欠36%,Ⅱ2型占21%,Ⅲ型占18%,沙四段上部优质饱和状态,1700~1200m进主脱气点,溶解气脱气源岩TOC为2%~5%,最高7%,氯仿沥青“A”为为次生气藏(图3)。0.3%~0.8%,热解生烃潜力50mg/g,为I型干酪根R。为0.3%~0.85%。沙三段下部TC为2%4渤海海域天然气资源5%,最高7%,热解生烃澘力52mg/g,氯仿沥青“A”为0.3%~0.6%,为Ⅰ+Ⅱ1型干酪根,R。为0渤海海域是周边3大凹陷的自然延伸与交汇5%~0.8%10。东营、沾化等凹陷中存在着大量具是盆地演化、发育的结果。特别是渤中凹陷,它的特韵律结构的有机质富集层,富含颗石类、小古囊藻殊性更是有别其它陆区凹陷。截止2000年底海域属、渤海藻属、德弗藻属、盘星藻属、葡萄藻属,以层钻探井351口,发现气层气718.65×103m3(探明状藻、颗石藻为主,TOC平均为4%,最高达14%71.99×108m3),溶解气619.64×10°m3(探明藻类生物量巨大,在较低温度和压力条件下生成大35.43×103m3),累计天然气1338.29×10°m3(探量的可溶有机质。济阳坳陷近期低熟油探明储明707.42×10m),其中气层气占累计天然气量的量己超过2×103m3,低熟油干酪根镜鉴腐泥组分无53.7%凝析气497.1×10m3,占气层气70.8%海济阳坳陷属陆相腐泥型坳陷,Ⅰ型干酪根埋深≮、析气占很重要的比例。定型占了70%以上,多为I型干酪根12。域凝富气凹陷奠定了气源基础浅(<4500m),地温梯度3.58℃/100m,热演化程渤海海城较之周边地区,具有较高的有机质丰度低(R。<1.2%),所以以生油为主。对Ⅰ、Ⅱ型干度,沙一、沙三段深湖相泥岩TOC平均1.5%酪根烃类生成模拟表明,Ⅰ型干酪根在洼陷中心部2.0%,S1+S2为3~7mg/g,总烃为(1000~2000位(3900~4000m以下)进入生气区,以上以液态×10-6。烃和溶解气为主。Ⅱ型干酪根在相同条件下,在海域比陆地多一套东营组源岩,如PLl4-3-1井23100m进入生气区。Ⅰ、Ⅱ型干酪根的生气差异,700~3700m井段TOC为2%~5%,S1+S2最大值使济阳坳陷形成了以Ⅱ型干酩根为主的富油而贫天为16mg/g,总烃600×10-6,为极好源岩,厚度大。然气的洼陷。如在胜坨探明溶解气196.42103m3,渤南为113.47×106m3,东辛为92.29×103m3,孤岛为98.91×103m3。总之气储量远比油储量少得多Vr. PL. AnZ3.2油伴生气(次生气)中国煤化工济阳坳陷的气层气91%分布在1500m以上CNMHG如孤岛Ng气层气探明47.73×10°m2,孤东Ng为图3济阳坳陷上第三系天然气成藏模式图3.47×10°m3,垦西为42.46×10°m3,陈家庄在Nm1.浅层区域性盖层;2.河流相砂体气藏3.天然气运移方向;4.不整合面为12.81×103m3。次生气为溶解气所释放,在油气Fig 3 Sketch map of formation of Neogene运移过程矸在3900m埋深为原始气藏(游离gas pools in Jiyang depression442·石油实验地质第25卷沙三段干酪根以Ⅱ1型为主,Ⅱ2型占7%,沙—4355m处为166℃。上述4口井反映以渤中凹陷及段Ⅱ1型为主,Ⅱ2占16%,东营组Ⅱ1型为主,Ⅱ2周缘的高地温情况高温对烃类成熟、过成熟起到促占23%,Ⅲ型占8%,从沙三段向东营组Ⅱ2型逐渐进作用增多,为生气创造了条件。东营组干酪根类型不该区超压现象明显,JZ20-2气田2000~4000m样,产气差异甚大,如BZ9-2-1井Ⅲ型干酪根地区,压力系数为1.5~1.7,J216-4-2井东营组(Ed)37.94mm油咀产油56.6m3/d,天然气32402m/d,433m压力系数为1.9;KH9井3393~3471m压力气油比573m2/m。而PL4-3-1井为Ⅱ2型干酪根系数为1.3:JX1-1-1井3192m以下压力系数为1.5地区,15.88mm油咀产油124m3/d,天然气1.55。上述4个辽东湾构造均为异常高压,这些118m/d,气油比为57.4m/m3。表明同一地层,不构造均为凝析气藏。超压本身对生油生气不是主要同地区的不同干酪根类型烃类性质不同。的因素,但压力是相态的转化条件,地层压力大于或据33个气样碳同位素成因类型分析,偏腐殖气等于露点压力时液体逆蒸发为气体。PL7-1-1井3占58%,油型气占42%,说明海域天然气以来自陆800~3960m,RFT压力系数1.48~1.85,CFDl8源有机质占优势。2E-1井3235m处(Ed)压力系数为1.42~1.46;4.2高温、高压、高演化是气源的又一重要条件BZ13-1-2井3800m处东营组压力系数1.46,海域是盆地最新地层的沉降中心,渤中凹陷Q+N达5000m厚,东营组厚度愈4000m,沙河街组CFD23-1-1井3100m压力系数为1.75。上述4个厚达2000~3000m,凹陷中心新生界愈10000m构造表明渤中凹陷及周缘普遍存在异常高压。这些超压是快速沉积和生烃所至,更主要是生厚,使烃源岩可达高成熟至过成熟(图6)海域具有高地温梯度,如PL7-1-1井为3.7气所至。临界压力是凝析气生成的保证5.3C/100m,井底4124.5m处井温达150C;4.3郯庐断裂的特殊作用BZ28-1-1井为3.7~4.3C/100m,3203m处井温郯庐断裂从南向北贯穿海域,从渤中与渤东凹138.5,CFD2311井为3.45~7.69℃10m,陷之间通过,这条数干干米长的著名断裂对海3650m井深处井温为147℃,BZ22-2-1井4191域产生极其重要的作用(图4、图5)P143+-PL19-3-1PL19-3-PL19-中国煤化工CNMHG.图5海域北北东向分布的郯庐断裂(地震三维相干切片)4郯庐断裂地震剖面(位置见图5)Fig 5 Tanlu fault trending nne direction教据 smic profile of tanlu faultin Bohai Bay(3D thin section第5期王国纯,等:渤海及周缘天然气资源分析443a)郯庐断裂是地震活动带,有史以来记录了大现的白水头凝析气田,以及气顶气藏,如QKl7到8.5级的地震及小于2.0级地震,震中分布迭加QK8-1、QK18-9、唐家河及高气油比溶解气藏的马如东构造等。b)郯庐断裂带是高地热活动带,晚白垩世一早上述这3个大型凹陷极富找气的前景。第三纪为张性断裂发育期地幔呈北东向上隆,地球4.5煤型气前景內部热能大量向浅层传递.在沭阳断陷盆地地温梯渤海湾盆地上古生界石炭—二叠系普遍分布度为4.2℃/1o0m,庐江测得热流值高达1.8在海域也不例外,黄正吉在QHD30-1-N井天然气HFUL16分析中认为其来源于石炭一二叠煤系,这一前瞻性c)郯庐断裂是造成海域晚期断裂活跃的根本原因15:1,平面上其附近呈羽状分布,纵向上为“似花的前第三系研究尚未开始,但是有极其广阔的找气状”形态,从而致使烃类向浅层泄漏,进而产生地震前景剖面上的“气烟囱”(模糊带)。4.4具产生凝析气的凹陷5海域天然气勘探方向凝析气藏是地下高温高压条件下呈气相态(低熟成因除外),经采到地面后,当温压降低时反凝析5.1浅层气出液体气体,由此可见凝析气藏不同于油藏,也不同浅层气也是海域的一大特色,由于众多的富烃于气藏18凹陷及晚期断裂致使油气运聚、动平衡在浅层脱气,但这些众多的“气烟囱”都是油气渗漏的表现,可寻a)前已述及辽东湾中北洼陷具2套超压体系(Ed、Es),仅Ed面积有2000km2,厚度达3500m找到一些中一小型气藏,但开发上有一定的难度新生界埋深1000122凝析气田就是洼中的52东营组盖层下的大一中型气田例油气的富聚,特别是天然气的富聚对盖层要求b)渤中凹陷是海域极其重要的源岩凹陷.仅Ea较严,特别是大型气田,高压气田更要求盖层条件良分布面积达8600km2,厚度愈4000m,新生界埋深好东营组是海域良好的区域盖层。如JZ202气10000m,已发现若干凝析气田及含气构造田,发现地质储量为201.45×10m3,这样的气田在α)歧口凹陷,仅Ed分布面积达4100km2,厚度海域将会不断地被发现,这样就要求作东营组近300m,新生界埋深10000m。在凹陷周边已发的构造圈闭图,或寻找大型砂体,如BZ6-1构造N,*■+民烃源岩储集层上覆岩层闭形成关健时期这移方向油窗顶AH中国煤化工区沙河街组烃源岩ECNMHZ东营组烃源岩□乙返移方向图6渤中坳陷含油气系统图Fig 6 Sketch map of petroleum system in Bozhong depression石油实验地质第25卷及寻找大型的潜山构造。1]朱伟林,王囯纯,周毅.渤海油气资源浅析[J].石油学报5.3以前第三系为研究靶区的煤型气或凝析气前瞻性研究应加大力度,这是一个有远景的广5]漆家福等,渤海湾新生代裂陷盆地的伸展模式及其力学过程J.石油实验地质阔地区19。6〗大港油田科技丛书.编委会编.油气藏分布[M].北京:石油工业出版社.19996结论7]姜平.千米桥潜山构造油气藏成藏分析[J.石油勘探与开发,2000,27(3):14-16,a)母质类型和演化程度是控制天然气生成的关8]王丹丽.乌马营深澘山气藏成因机制探讨A].渤海湾盆地看上油气藏勘探开发技术研讨会文集[C].2000.10.键因素。[9]曾凡刚,程克明.黄骅凹陷孔古4井原油的成因探讨[J.地质b)大港油区和辽河油区有广阔的天然气勘探地球化学,1999,26(3):62-66前景,这两个区与海域类似,是以Ⅱ—Ⅲ型陆源有机10]孔凡仙,等.济阳坳陷优质烃源岩层地球化学待征及成烃澘力质为主体;深洼陷演化程度高,具备良好的气源J.复式油气田,1999(3):13-16C)胜利油区东营、沾化等主要的凹陷是I型优11]罗佳强,等.陆相断陷湖盆石油资源评价技术[J].复式油气质源岩发育区,在低熟、成熟过程中己大量生成液态12]洪专华,陈致林、张春荣.济阳坳陷低熟原油特征及成因匚]烃,只能在贫油的Ⅱ型母质的凹陷寻找天然气或在沉积学报,1997,15(2):89-—93浅层寻找油气运移过程中释放的气13]穆星,等,济阳坳陷天然气的生成、运移和聚集[J].复式油d)海域在地质演化过程中,形成众多富生烃的气田,1999(3):29-32凹陷加之著名郯庐断裂的通过,使之具有一系列的141王国纯郯庐断裂与勃海海域反转构造及花覆构造[中国海上油气(地质),1998,12(5):285-295.特殊性,造就其与周边3大坳陷的差异性,海域不但15]龚再升,王国纯,渤海构造运动控制晚期油气成藏[].石油学有可与周边相媲美的石油前景,更有其天然气广阔报前景。16]陶士振,刘德良.郯庐断裂帶及邻区地热场特征,温泉形成因素及气体组成[.天然气工业,2000.20(6):42-47参考文献17]朱伟林,王国纯,渤海浅层油气成藏条件分析[J.中国海上油[1]陈世加,等.干酪恨裂解气和原油裂解气的成因判识方法[气(地质),2000,14(6):367-374石油实验地质,2002,24(4):364[18]李小地.凝析气藏的成因类型与成藏模式匚J].地质论评2]张旭升,等.烃源岩执模拟实验的应用[J].石油实验地质998,20(3):29219]朱伟林,王国纯.中国近海前新生代油气勘探新领域探索[J].[3]龚再升,王国纯,贺清.上第三系是渤中坳馅及其周围主要的地学前缘,2000,7(3):215-226勘探领域[J].中国海上油气(地质),2000,14(3)145-15GAS RESOURCE OF BOHAI BAYAND ITS SURROUNDING AREASWANG GoU-chun ZHANG Houhe(Exploration Institute of CNOOC Research Center, Gaobeidian, Hebei 074010, China)Abstract: Gas resource in offshore part and its surrounding huanghua Liaohe and Jiyang depressions iBohai bay basin showed their own characteristics. The offshore is an important part of the basin with spe-hichTanlu fault helt passing through theffshore part played a very important part in hydrocarbon fo中国煤化工. Gas generation wascontrolled by kerogen types and their evolution level. OnCNMHGe oil 8. gas provincesshowed favourable gas potential, but Shengli oil province is dominated by oil as a result of tremendous typeI kerogen and low maturity. The offshore is a favourable area for gas generation and preservation due torich source rocks, high maturity and overpressure. Gas resource in offshore is enormous.Key words? ga3 Resource; kerogen type; maturity; high temperature; high pressure; Bohai Bay Basin