渤海海域渤中19-6大型凝析氣田形成條件與成藏特征

徐長貴，于海波，王軍，劉曉健

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

渤海灣盆地是中國東部重要含油氣盆地，截至2017年底，渤海灣盆地共發(fā)現(xiàn)氣田139個，天然氣探明地質儲量3 600×108m3，其中最大的千米橋凝析氣田探明天然氣地質儲量305×108m3、凝析油896×104t[1]。經歷半個多世紀的勘探未發(fā)現(xiàn)大型天然氣田，晚期構造活動強烈的渤海海域長期以來被認為難以形成大規(guī)模的天然氣田。

前人研究將渤海灣盆地天然氣發(fā)現(xiàn)少的原因歸為烴源巖和蓋層兩個方面：渤海灣盆地主要烴源巖古近系沙河街組為腐泥型和混合型，演化程度不夠高，以生油為主，不利于大型油型氣藏的形成[2-4]；渤海灣盆地強烈的構造活動對蓋層起到破壞作用，不利于天然氣的保存[3,5]。位于渤海灣盆地海域的渤海油田近幾年在成氣物質基礎、圈閉形成演化、優(yōu)質儲集層成因和天然氣保存條件等方面做了大量的研究[6-16]，這些研究成果指導渤海油田成功發(fā)現(xiàn)了渤中19-6千億立方米級大型氣田，揭開了渤海海域深層天然氣勘探的新篇章。

本文以鉆井、地震、巖心、地球化學等大量資料為基礎，分析渤海海域深層天然氣成藏基本條件，總結渤中19-6氣田的成藏特征，建立深埋低潛山-砂礫巖復合體凝析氣田成藏模式，為渤海灣盆地乃至其他類似的油型陸相斷陷盆地天然氣勘探提供借鑒。

1 區(qū)域地質概況

渤中凹陷處于渤海灣盆地中東部的渤海海域，渤中19-6氣田位于渤中凹陷西南部（見圖1a）。渤中19-6構造位于渤中19構造脊，該構造脊同其西側的渤中13構造脊、東側的渤中 21-22構造脊一起構成了面積近400 km2的低潛山群（見圖1b）。這3個構造脊是在太古界基底上發(fā)育起來的、受郯廬走滑斷裂切割形成的復雜構造脊。渤中19-6氣田被南北走向的郯廬斷裂切割成東、西兩部分，并進一步被近東西向次級斷裂切割成復雜斷塊（見圖1b）。

圖1 研究區(qū)位置圖（a）及構造綱要圖（b）

渤中凹陷潛山地層在縱、橫向上分布變化較大，由北部的中生界、下古生界和太古界 3套地層逐漸過渡到南部的太古界 1套地層，下古生界厚度為 50～1 200 m，中生界厚度為100～1 600 m。上覆新生界厚度可達4 500 m，發(fā)育古近系孔店組、沙河街組和東營組，新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組，以及第四系?？椎杲M以厚度為400～700 m的砂礫巖為主，沙河街組和東營組下部主要為巨厚的深灰色和灰色湖相泥巖，夾薄層粉砂巖、細砂巖，東營組上部至新近系主要為厚層砂巖、砂礫巖與泥巖不等厚互層，為河流相和三角洲相沉積。

渤中19-6氣田主力氣層為太古界和披覆于低潛山之上的孔店組，氣田西部、東部和東北部分別被渤中凹陷西南洼、南洼和主洼環(huán)繞，洼陷中發(fā)育沙三段、沙一段和東三段 3套優(yōu)質烴源巖，烴源巖處于成熟—過成熟階段，超覆于低潛山和砂礫巖之上或通過大斷層斷面直接接觸。

2 渤中19-6氣田形成的基本條件

2.1 渤中凹陷具有多套巨厚高演化的腐殖-腐泥型優(yōu)質烴源巖

漸新世以來，渤海海域渤中凹陷是整個渤海灣盆地的沉降和沉積中心，新生界沉積厚度巨大，且渤中凹陷還處于整個渤海灣盆地地殼最薄的位置，大地熱流值明顯偏高，為形成優(yōu)質天然氣田所必需的氣源巖及其高演化程度創(chuàng)造了良好的區(qū)域地質條件。

太平洋板塊向歐亞板塊俯沖作用導致地幔隆升造成地殼拉張減薄，疊加走滑作用形成了新生代裂谷盆地[17-18]。渤中凹陷處于郯廬走滑斷裂與張家口—蓬萊斷裂、秦皇島—旅順斷裂的交匯部位，是整個渤海灣盆地發(fā)展演化的末端，在孔店組沉積期—新近紀逐漸成為渤海灣盆地沉降和沉積中心（見圖2），接受了巨厚的始新統(tǒng)—漸新統(tǒng)的沙河街組—東營組和新近系館陶組—明化鎮(zhèn)組沉積[19]。隨著沉積中心遷移，渤中凹陷發(fā)育了沙三段、沙一段和東營組3套湖相烴源巖[20]，其中東營組烴源巖在渤中凹陷是一套重要的烴源巖。沙河街組和東營組烴源巖總厚度普遍超過1 000 m，最厚可達3 000 m以上，構成渤中凹陷大規(guī)模氣源巖。

圖2 渤海灣盆地區(qū)域地質剖面圖（剖面位置見圖1）

渤中凹陷地幔隆升和地殼減薄作用強烈，殼幔之間的莫霍面埋深最小僅約25 km[21]，是渤海灣盆地地殼厚度最薄的區(qū)域（見圖3）。特殊的深部結構導致較高的大地熱流背景，凹陷區(qū)大地熱流值為60～65 mW/m2，周圍凸起區(qū)大地熱流值往往超過70 mW/m2[19]。

圖3 渤海灣盆地地殼厚度圖

曾有研究認為渤海灣盆地沒有找到大型天然氣田的主要原因是天然氣資源不豐富[3]，古近系沙河街組烴源巖有機質以腐泥型和混合型為主，熱演化程度多處于成熟或高成熟階段，以生油為主，生氣為輔，沒有生成大量裂解氣，因而不利于形成大型油型氣氣藏[2,4]。

渤中凹陷古近系沙河街組和東營組優(yōu)質烴源巖有機質類型好、豐度高，TOC值最高可達 6%，HI值最高可達800 mg/g。但與陸上濟陽坳陷沙四段烴源巖主要形成于強還原和咸水沉積環(huán)境、干酪根顯微組分以腐泥型為主[22-23]不同的是，渤中凹陷優(yōu)質烴源巖姥鮫烷與植烷的比值為0.1～2.7，伽馬蠟烷與C30藿烷比值為 0.05～0.30，應用微量元素恢復的古鹽度為 5‰～9‰，烴源巖主要形成于還原—弱氧化和微咸水—半咸水環(huán)境，干酪根顯微組分中腐泥組和殼質組含量均較高，反映在烴源巖有機質構成中低等水生生物和陸源高等植物均有重要貢獻；以CFD23-3-1井為例，烴源巖干酪根類型指數(shù)為 29～87（平均為 62），干酪根類型為腐殖-腐泥型，全巖光片下藻類體呈分散狀或不清晰的紋層狀，生烴活化能較高，平均生油活化能為219～222 kJ/mol[24]，有利于烴源巖在高熱演化階段生氣。生烴熱模擬實驗表明，渤中凹陷優(yōu)質烴源巖生氣潛力可達總生烴潛力的38%，反映渤中凹陷腐殖-腐泥型烴源巖既可以在成熟階段大量生油，又可以在高—過成熟階段大量生氣。應用生烴模擬實驗結果，結合已鉆井烴源巖演化剖面，得出渤中凹陷生油門限深度為2 500 m、Ro值為0.5%，生油高峰下限深度為4 100 m、Ro值為0.9%，液態(tài)窗范圍2 100～4 750 m、Ro值范圍0.5%～1.5%。渤中凹陷烴源巖普遍埋深超過5 000 m，最大埋深可達12 000 m，大埋深和高熱流使渤中凹陷烴源巖處于成熟—過成熟階段，鏡質體反射率為1.2%～3.6%，主要處于生氣階段。

渤中凹陷南部東三段和沙一段優(yōu)質烴源巖排烴強度約 1 000×104t/km2[13]，其中排氣強度超過 20×108m3/km2，洼陷區(qū)排氣強度更高，滿足了大氣田的形成條件[25]。研究認為渤中凹陷天然氣資源量可能超過萬億立方米，具有形成大氣田的充足天然氣資源基礎。

2.2 多期次構造演化形成大規(guī)模低潛山-孔店組砂礫巖體復合圈閉

渤中 19-6構造是在太古界基底上發(fā)育起來的大型、多層系、多結構、深埋低潛山復合圈閉（見圖4），圈閉類型及成因復雜。

從層系上看，渤中19-6圈閉群在太古界潛山之上，部分地區(qū)覆蓋了中生界以及第三系孔店組砂礫巖。從結構上可分為兩種類型，即僅發(fā)育太古界潛山的單層結構類型，以及包括太古界潛山-中生界潛山和太古界潛山-孔店組砂礫巖體的雙層結構類型。單層結構類型主要分布在渤中19-6構造的中北部，太古界潛山-中生界潛山雙層結構類型主要分布在渤中 19-6構造的西側，太古界潛山-孔店組砂礫巖體雙層結構類型主要分布在渤中19-6構造的南部。主要為斷塊型、背斜型和鼻狀構造圈閉，單個圈閉面積為2.0～73.7 km2，總圈閉面積達250.8 km2，圈閉幅度為75～1 225 m，圈閉高點埋深為3 825～5 475 m。

圖4 渤中凹陷西南部地質剖面圖（剖面位置見圖1）

渤中19-6低潛山圈閉形成演化主要經歷了4個構造階段：印支期—燕山早期擠壓逆沖成山階段、燕山中期拉張塊斷隆升階段、燕山晚期反轉褶隆抬升階段、喜馬拉雅期改造埋藏定型階段（見圖5）。

前印支期，華北地臺經歷的加里東和海西運動[26-27]以垂直升降為主，僅形成寬緩的褶皺，上奧陶統(tǒng)—下石炭統(tǒng)沉積缺失，發(fā)育低幅背斜型圈閉（見圖5a）。

印支期—燕山早期，在持續(xù)強烈擠壓作用下[28-29]，形成大量近東西向逆沖斷裂；同時，伴隨南北向走滑斷裂強烈左旋壓扭活動，渤中19-6構造區(qū)褶皺隆升遭受剝蝕，下古生界剝蝕殆盡，太古界變質巖出露地表，早期背斜型圈閉被斷裂改造復雜化，形成幅度和面積更大的背斜型、斷塊型和斷鼻型圈閉群（見圖5b、圖5c）。

燕山中期，華北地區(qū)構造體制和應力場特征發(fā)生根本性變革[30-35]，研究區(qū)由先前的壓扭剪切應力場轉為張扭剪切應力場，先存的近東西向斷裂發(fā)生伸展反轉，走滑斷裂發(fā)生大規(guī)模左行走滑拉張，渤中19-6構造區(qū)作為塊斷差異隆升區(qū)，繼承性發(fā)育的背斜型、斷塊型和斷鼻型圈閉群被進一步改造破碎復雜化（見圖5d）。

燕山晚期，研究區(qū)轉入近南北向弱擠壓應力場，渤中19-6構造區(qū)進一步差異隆升，形成北高南低構造格局，北部以具有背斜形態(tài)的斷背斜、斷鼻型圈閉為主，南部以斷層夾持的斷塊型圈閉為主（見圖5e）。

喜馬拉雅早期，一方面在強裂陷作用下，先存斷裂發(fā)生伸展活化，在孔店組沉積期北部遭受剝蝕、南部接受砂礫巖沉積；另一方面存在幕式壓扭作用，南部發(fā)生反轉抬升，南、北兩部分具有背斜背景的復雜斷塊圈閉群基本定型。喜馬拉雅晚期，研究區(qū)轉入相對較為平靜的拗陷期，改造微弱，潛山被上覆沉積物快速覆蓋埋藏形成低潛山構造（見圖5f）。

2.3 具有多類型巖性優(yōu)質儲集層

區(qū)域構造演化分析表明，渤中19-6構造在印支期—燕山期和喜馬拉雅期郯廬走滑斷裂活動強烈，對太古界變質巖以及孔店組砂礫巖中裂縫的形成起到了控制作用。太古界變質巖儲集層受印支期以來郯廬斷裂持續(xù)走滑作用的改造，發(fā)育多期次裂縫以及碎裂巖等動力變質巖，在潛山內部形成規(guī)模巨大的裂縫型優(yōu)質儲集層。受喜馬拉雅期郯廬斷裂活動影響，孔店組砂礫巖內部形成大量裂縫，為深埋砂礫巖裂縫-孔隙型優(yōu)質儲集層的形成提供了條件。

圖5 渤中19-6低潛山構造演化史示意圖（剖面位置見圖1）

2.3.1 太古界變質巖儲集層特征及其主控因素

渤中19-6構造太古界潛山巖石類型多樣，主要為變質巖和后期侵入的巖脈。變質巖以片麻巖（見圖6a、圖6b）、變質花崗巖（見圖6c）、混合片麻巖（見圖6d）、碎裂巖（見圖6e）和碎斑巖（見圖6f）為主。侵入巖脈多為輝綠巖（見圖6g）、花崗斑巖（見圖6h）和二長斑巖（見圖6i），這類巖體多以巖枝產狀穿插于變質巖中。太古界變質巖儲集空間按成因可分為風化淋濾孔（縫）（見圖6j）、礦物顆粒晶內裂縫（見圖6k）和構造裂縫3大類，鏡下觀察裂縫具有多期形成特征（見圖6l），為氣藏提供有效儲集空間。228塊變質巖巖心孔隙度和滲透率測試結果顯示，孔隙度為0.2%～21.9%（平均為 4.4%），滲透率為（0.003～614.784）×10-3μm2（平均為5.050×10-3μm2），表明該區(qū)變質巖儲集層非均質性極強。

渤中19-6氣田變質巖潛山儲集層不同于常規(guī)分帶模式，而是分為2個儲集層段，在2個儲集層段之間發(fā)育約200 m厚的致密帶（見圖7），該致密帶是下一步的研究重點之一。

太古界變質巖優(yōu)質儲集層主要受巖性、風化淋濾和構造3種因素控制[36-39]。渤中19-6構造太古界變質巖區(qū)域的巖性以二長片麻巖、變質花崗巖以及混合花崗巖為主，巖石中長英質脆性礦物含量高，在后期構造運動作用下極易發(fā)育裂縫，具有較好的巖性基礎。變質巖潛山經歷長期風化、剝蝕作用的改造，形成大量風化淋濾孔隙和裂縫，大大改善了儲集層的物性。太古界潛山自印支期以來經歷了多期構造運動，產生不同走向的裂縫組成裂縫網絡，為后期油氣聚集提供了良好的儲集場所。研究區(qū)太古界主要發(fā)育印支期、燕山期、喜馬拉雅早期、喜馬拉雅晚期共4期裂縫（見圖8）：印支期受揚子板塊與華北板塊碰撞影響，產生大量近北西西向逆沖斷層，發(fā)育大量近北西西向擠壓裂縫；燕山期受太平洋板塊沿北北西向向東亞大陸俯沖[40-41]，郯廬斷裂發(fā)生左旋擠壓，派生出大量北東向擠壓裂縫；喜馬拉雅早期地幔柱活動引起盆地裂陷，形成大量近南北向張性斷層，進而派生出近東西向拉張裂縫；喜馬拉雅晚期太平洋俯沖方向變化，郯廬斷裂發(fā)生右旋走滑拉張，派生出大量北東向張性裂縫。整體而言，4期構造裂縫形成3組裂縫體系，構成了變質巖儲集層主要的儲集空間。

第1儲集層段的氣層厚度為40～300 m，儲集層凈毛比為 0.18～0.68，孔隙度為 0.6%～17.0%（平均為7.1%），滲透率為（0.05～90.30）×10-3μm2（平均為7.40×10-3μm2），不同井區(qū)儲集層發(fā)育程度存在較大差異。受風化淋濾作用影響，優(yōu)質儲集層集中發(fā)育在潛山頂部120 m之內，下部儲集層受巖性和斷裂發(fā)育程度影響呈現(xiàn)優(yōu)質儲集層和差儲集層間互發(fā)育的特點。第一儲集層段從上往下分為風化砂礫巖帶、風化裂縫帶和內幕裂縫帶（見圖7）。風化砂礫巖帶分布在潛山頂部，主要由風化淋濾作用形成，風化砂礫巖成分以變質巖顆粒為主，儲集空間為孔隙型（見圖9a、圖9b），發(fā)育少量裂縫，儲集層物性最好。風化裂縫帶發(fā)育在潛山上部，受構造作用和風化淋濾作用雙重影響，儲集空間類型為孔隙-裂縫型和裂縫型（見圖9c），鏡下可見大量沿裂縫發(fā)育的溶蝕擴大孔（見圖9d）。內幕裂縫帶以構造成因為主，可見長石礦物在構造應力作用下發(fā)生解理應力變形（見圖9e）以及斷裂帶中大量碎基充填現(xiàn)象（見圖9f）。

圖6 渤中19-6氣田潛山巖石類型及裂縫特征

圖7 BZ19-6-7井變質巖儲集層分帶（GR—自然伽馬；

第 2儲集層段主要為構造作用形成的裂縫性儲集層，厚度約230 m，凈毛比為0.52，孔隙度為0.2%～10.9%（平均為2.8%），滲透率為（0.04～0.05）×10-3μm2（平均為0.05×10-3μm2），鏡下和成像測井均可見大量裂縫發(fā)育（見圖9g、圖9h），分帶性不明顯。

基巖帶位于潛山最下部，主要為受風化和構造作用影響微弱的新鮮巖石，裂縫不發(fā)育，是變質巖潛山儲集層物性最差部位，為非儲集層。

由于渤中19-6氣田太古界變質巖潛山存在兩個明顯的儲集層段，使得該氣田在潛山頂面之下一千多米處仍然存在良好的儲集層，儲集層總厚度巨大，大大拓寬了潛山的勘探領域。

2.3.2 孔店組砂礫巖儲集層特征及其主控因素

孔店組砂礫巖儲集層主要分布在渤中19-6氣田的南部?？椎杲M沉積期湖盆處于初始斷陷時期，湖盆范圍局限，物源面積大且供給充足?？赝輸嗔验L期活動，發(fā)育扇三角洲沉積，提供大量近距離搬運的粗碎屑物質。隨著相對湖平面上升，扇三角洲呈退積式發(fā)育特征，在垂向上形成多期疊置、厚度大的粗碎屑沉積體（見圖10），鉆井揭示最大沉積厚度可達736 m。孔店組砂礫巖礫石主要源自粒徑較小且分選較好的太古界變質巖，少量為粒徑較大且呈次棱—棱角狀的中生界火山巖（見圖11a、圖11b）。反映物源主要來自太古界，其次來自中生界。砂礫巖孔隙度為3%～14.5%，平均值為7.8%；滲透率為（0.02～14.50）×10-3μm2，平均值為4.93×10-3μm2（見表1），主體屬于特低孔—特低滲儲集層。砂礫巖儲集空間主要為孔隙和裂縫，其中孔隙主要包括原生粒間孔（見圖11c）、粒間溶蝕孔（見圖11d）、粒內溶蝕孔（見圖11e），裂縫主要包括礫石內部裂縫（見圖11f）和礫石貫穿縫（見圖11g）。

圖8 渤中19-6氣田太古界不同時期構造應力與裂縫發(fā)育關系圖

砂礫巖儲集層的形成演化受沉積、構造和成巖作用共同影響，其中沉積作用是基礎，構造作用和成巖作用是關鍵。研究區(qū)砂礫巖物源主要為太古界變質巖，母巖在物源區(qū)遭受風化淋濾形成大量裂縫和溶蝕孔，礫石在搬運過程中裂縫和溶孔進一步擴大，礫石沉積后這些孔縫能夠繼續(xù)保存下來，形成繼承型儲集空間，并可作為油氣良好的儲集體。另外，喜馬拉雅期郯廬斷裂活動對深部砂礫巖優(yōu)質儲集層的形成起到了控制作用，薄片觀察到砂礫巖內部發(fā)育大量晚成巖期構造應力作用下貫穿顆粒形成的裂縫，對砂礫巖儲集層滲透率的改善起到關鍵作用，也為后期 CO2等酸性流體對儲集層的溶蝕改造提供了較好的通道。

圖9 渤中19-6氣田太古界變質巖儲集層不同分帶儲集空間特征

2.4 巨厚湖相超壓泥巖蓋層為天然氣成藏提供良好保存條件

渤中19-6構造區(qū)在東二段下亞段—沙河街組發(fā)育490～1 200 m厚的湖相泥巖（見圖12）。已鉆井和壓力模擬分析揭示，該套泥巖普遍發(fā)育超壓，具有明顯的雙超壓層結構，可劃分為上超壓層（東二段下亞段+東三段泥巖）和下超壓層（沙河街組泥巖）。上超壓層地層壓力系數(shù)為1.2～1.8，廣泛分布在渤中19-6構造區(qū)，為區(qū)域優(yōu)質蓋層；下超壓層地層壓力系數(shù)大，最高可達2.0，分布比較局限，多數(shù)分布在次洼區(qū)和潛山構造的斜坡部位，為局部蓋層。

區(qū)域構造分析表明，渤中19-6構造區(qū)與渤海海域東部郯廬斷裂東支相比，新構造運動強度存在較大差異。郯廬斷裂東支新構造運動活躍，斷裂極其發(fā)育，有利于油氣沿活動斷裂向淺層運移聚集成藏[42-44]；渤中19-6構造區(qū)新構造運動較弱，晚期斷裂欠發(fā)育，多數(shù)斷層斷至而未斷穿厚層泥巖段（見圖12），不利于油氣沿斷裂向上運移，但有利于油氣在深層聚集成藏。渤中19-6構造區(qū)穩(wěn)定分布的巨厚湖相超壓泥巖蓋層一方面控制了天然氣在這套厚層泥巖之下運移聚集，另一方面阻止天然氣以較快的速度向上逸散，為天然氣聚集成藏提供了很好的保存條件。

圖10 渤中19-6氣田孔店組砂礫巖沉積相圖

表1 BZ19-6-1井孔店組砂礫巖物性統(tǒng)計表

圖11 渤中19-6氣田孔店組砂礫巖巖性和儲集空間類型

3 渤中19-6氣田成藏特征與成藏模式

3.1 氣藏特征

3.1.1 天然氣特征與氣源

渤中19-6氣田屬于特高含凝析油凝析氣藏，氣油比為 951～1 658 m3/m3，地面凝析油含量大于 700 g/m3，20 ℃條件下的凝析油密度為 0.792 6～0.808 9 g/cm3（平均為0.799 9 g/cm3），50 ℃條件下的黏度為1.244～2.136 mPa·s（平均為 1.677 mPa·s），含硫量低于 0.03%，含蠟量為 11.80%～18.26%（平均為14.49%），膠質+瀝青質含量為0.17%～1.42%（平均為0.88%），凝固點為 12～22 ℃（平均為 18 ℃），相比渤海海域其他油氣田的凝析油具有“高含蠟量、高凝固點”的特征。

圖12 渤中19-6構造古近系厚層泥巖發(fā)育特征（剖面位置見圖1）

天然氣中烷烴氣含量為83.58%～90.85%（平均為89.25%），CO2含量為 9.15%～16.27%（平均為10.64%），H2S含量為（10.44～36.63）×10-6，屬于“中等—高含二氧化碳、微含硫化氫”天然氣（見表2）。

表2 渤中19-6氣田天然氣組分與碳同位素組成統(tǒng)計表

渤中19-6氣田天然氣中甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素組成含量分別為-38.8‰～-38.5‰、-27.0‰、-25.6‰～-25.5‰，C7輕烴中甲基環(huán)己烷和二甲基環(huán)戊烷含量分別為37%和 13%，根據相關標準[45-50]判斷屬于油型氣，來源于腐殖-腐泥型烴源巖（見圖13a）。

渤中 19-6氣田天然氣 ln（C1/C2）和 ln（C2/C3）的均值分別為2.2和1.1，與四川中部地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組[51]相近，結合郭利果等[52]圖版判識為干酪根降解氣（見圖13b、圖13c）。

應用戴金星建立的油型氣甲烷碳同位素組成與鏡質體反射率的回歸公式[45]計算得到渤中19-6氣田天然氣成熟度對應的鏡質體反射率為1.64%～1.71%，屬于高成熟天然氣，與沙三段烴源巖成熟度相近，判斷氣源主要為沙三段烴源巖，同時推測可能來自地幔幔源CO2氣。由于超壓泥巖向下和側向沿斷面及不整合面排烴會有部分天然氣來源于沙一段和東營組烴源巖。

CO2碳同位素組成δ13C為-7.0‰～-3.6‰，結合CO2含量綜合判斷為無機成因（見表2）。

3.1.2 天然氣的分布

渤中19-6氣田主力含氣層為太古界潛山和古近系孔店組。鉆井揭示潛山氣層厚度為40～400 m，具有如下特征：①平面上，構造高部位氣層厚度（106～271 m）大于構造低部位氣層厚度（40～45m）；②縱向上氣層主要分布在潛山頂部，次為潛山內幕，如南塊潛山頂部120 m范圍內凈毛比為0.80、氣層厚度為96.5 m，內幕470 m范圍內凈毛比為0.37、氣層厚度為174.5 m，北塊潛山頂部120 m范圍內凈毛比為0.98、氣層厚度為117.9 m，內幕210 m范圍內凈毛比為0.49、氣層厚度為102.2 m。

圖13 渤中19-6氣田天然氣成因類型判識（據文獻[45-46，51-52]修改，Ⅰ—煤成氣區(qū)；Ⅱ—油型氣區(qū)；Ⅲ—倒轉混合氣區(qū)；Ⅳ—煤成氣和油型氣區(qū)；Ⅴ—煤成氣、油型氣、混合氣區(qū)；Ⅵ—生物氣和亞生物氣區(qū)）

古近系孔店組單井氣層厚度為200～300 m，總含氣面積近10 km2。根據儲集層質量和測試產能將儲集層在縱向上劃分為兩類：Ⅰ類儲集層分布在孔店組頂部，厚度為160～200 m，儲集層質量相對較好、測試產能較高；Ⅱ類儲集層分布于孔店組下部，儲集層質量比Ⅰ類稍差，厚度為30～130 m，測試產能較低。

渤中19-6氣田太古界潛山為塊狀氣藏，氣柱高度最高處達1 194 m；古近系孔店組為層狀氣藏，氣柱高度465 m。太古界潛山和孔店組砂礫巖三級天然氣地質儲量超千億立方米，三級凝析油地質儲量達數(shù)千萬立方米，是渤海灣盆地罕見的大型凝析氣藏。

3.1.3 氣藏特征

渤中19-6氣田地層測試資料表明，孔店組地層壓力為45.57～46.96 MPa，地層壓力系數(shù)為1.21～1.36，地層溫度為134.1～134.9 ℃，屬弱超壓、正常溫度氣藏。太古界潛山南、北塊氣藏地層壓力存在一定的差異，南塊潛山頂部地層壓力為46.93 MPa，地層壓力系數(shù)為1.26，地層溫度為152 ℃；北塊潛山頂部地層壓力為 48.72 MPa，地層壓力系數(shù)為 1.15，地層溫度為171.4 ℃，總體屬于常壓—弱超壓、正常溫度系統(tǒng)氣藏。

3.2 成藏模式

渤中19-6氣田具有近源、多灶超壓供烴特征。渤中凹陷古近系沙三段烴源巖直接披覆在砂礫巖和低潛山之上，或者沙河街組和東營組烴源巖通過斷層與低潛山對接，烴源巖生成的油氣可以通過風化殼和斷層就近進入圈閉成藏，具有近源成藏的優(yōu)勢。渤中 19-6氣田被渤中凹陷西南洼、南洼和主洼環(huán)繞，每個洼陷為一個生烴中心，具有多灶供烴的優(yōu)勢。洼陷帶處于高演化階段的烴源巖普遍發(fā)育超壓，為油氣成藏提供充足動力。

渤中19-6氣田具有超壓氣源、優(yōu)質蓋層和常壓—弱超壓儲集層形成的“黃金儲蓋組合”。主要儲集體是孔店組砂礫巖體和低潛山變質巖，其上覆地層為厚達1 000 m的超壓泥巖[53]。

渤中 19-6氣田具有天然氣超晚期快速成藏的特征。現(xiàn)今的凝析氣田在地質歷史上經歷了早期（距今24～5 Ma）油藏形成與破壞、晚期—超晚期（距今5～0 Ma）油藏調整與凝析氣藏轉換兩個主要的階段（見圖14）。古近紀末期（距今24 Ma），渤中南洼和渤中西南洼烴源巖小范圍進入成熟階段并開始生排烴，渤中19-6構造油氣開始聚集形成小規(guī)模油藏，但由于油藏埋藏淺（約2 000 m）、蓋層條件差而遭受了生物降解及構造運動的破壞，油氣突破成巖程度較低的東營組泥巖蓋層并逸散，現(xiàn)今凝析油中出現(xiàn)的少量25-降藿烷證明了先期油藏淺埋藏并遭受生物降解的過程（見圖14a）。新構造運動初始期（距今5 Ma），渤中南洼和渤中西南洼烴源巖廣泛進入成熟—高成熟階段并大量生排烴，渤中19-6構造開始大規(guī)模聚油，新構造運動使部分聚集的原油沿斷層向上運移并在淺層新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組圈閉再次聚集成藏，形成渤中 19-4中型油田，渤中19-6氣田儲集層中與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為110～150 ℃，結合埋藏史確定成藏期主要為距今5 Ma[54-55]（見圖14b）。新構造運動晚期，渤中南洼和渤中西南洼烴源巖整體進入高成熟階段并大量生氣，渤中19-6構造天然氣開始大規(guī)模聚集，天然氣在高溫高壓下對先期油藏形成氣侵，導致原油可溶組分溶解進入天然氣，瀝青在儲集層中沉淀下來，先期油藏轉換為凝析氣藏，渤中19-6氣田圈閉上部普遍發(fā)育瀝青，根據Jacob[56]建立的瀝青反射率與鏡質體反射率公式計算得到的瀝青等效鏡質體反射率僅為0.9%，反映瀝青為氣侵成因，渤中19-6氣田儲集層中油包裹體發(fā)育豐度很高，GOI值高達 80%，而氣包裹體發(fā)育豐度低，現(xiàn)今斜坡帶烴源巖仍處于大量生氣階段，反映了渤中19-6氣田天然氣為超晚期成藏。超晚期快速成藏有利于渤中 19-6氣田的保存（見圖14c）。

圖14 渤中19-6氣田潛山氣藏成藏過程（Ar—太古界；

綜上所述，渤中凹陷西南洼、南洼和主洼沙三段烴源巖經歷了早油晚氣的生排烴過程，從烴源巖中排出的油氣，在上覆巨厚、區(qū)域分布穩(wěn)定的優(yōu)質泥巖蓋層的控制下，沿不整合面、斷裂運移，尤其是主力烴源巖與低潛山對接，側向供烴窗口大，同時，烴源巖中普遍發(fā)育的超壓為天然氣運移提供了良好的動力條件，渤中19-6氣田經歷了早油晚氣的成藏過程，超晚期天然氣大規(guī)模聚集成藏并完成油藏向凝析氣藏的轉換（見圖15）。

圖15 渤中19-6氣田成藏模式圖（剖面位置見圖1，Ar—太古界；Mz—中生界；E1—2k—孔店組；E2s—沙河街組；E3d3—東三段；E3d2L—東二段下亞段；E3d2U—東二段上亞段；E3d1—東一段；N1g—館陶組；N1mL—明化鎮(zhèn)組下亞段）

4 結論

渤中凹陷具有形成大型氣田得天獨厚的地質條件。渤中凹陷沉積沉降中心的區(qū)域構造位置形成多套巨厚成熟度較高的腐殖-腐泥型優(yōu)質烴源巖，提供了充足的氣源；多期次構造演化控制形成多類型復合圈閉；郯廬斷裂活動形成多類型巖性優(yōu)質儲集層，具有潛山變質巖和孔店組砂礫巖 2類優(yōu)質儲集層，潛山為塊狀氣藏，孔店組砂礫巖為層狀氣藏；巨厚湖相超壓泥巖蓋層為天然氣成藏提供良好的條件。

渤中19-6氣田屬于大型特高含凝析油凝析氣藏，天然氣成因類型為腐殖-腐泥氣和干酪根降解氣，具有氣層厚度大、氣柱高度大、成藏過程先油后氣的特征，潛山為塊狀氣藏，孔店組砂礫巖為層狀氣藏，氣藏具有超壓源巖多途徑強充注、多套常壓—弱超壓儲集層匯聚、厚層超壓泥巖蓋層保存、天然氣超晚期快速成藏的成藏模式。渤中19-6氣田的發(fā)現(xiàn)為渤海灣盆地天然氣勘探打開了一個領域，對類似盆地的天然氣勘探具有重要的借鑒意義。