濟陽坳陷花溝地區(qū)東西部天然氣成藏差異

李孝軍，田景春，林曉兵

（1.成都理工大學沉積地質研究院，四川成都 610059；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

花溝地區(qū)位于渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷與惠民凹陷構造結合部（圖1）?？碧阶C實花溝地區(qū)既有烴類甲烷氣藏，也有非烴類二氧化碳氣藏。研究區(qū)天然氣類型多、成藏復雜，勘探程度整體較低，勘探認識比較局限，因此深入開展花溝地區(qū)成藏分析，明確下步勘探方向尤為重要。本文結合最新的鉆探成果，著重從花溝地區(qū)東西部天然氣藏特征、成藏地質條件等方面探討了天然氣的成藏差異，為下步勘探奠定了基礎。

圖1 花溝地區(qū)地理位置

1 氣藏特征

1.1 氣藏類型多樣、東西分區(qū)

花溝地區(qū)天然氣組分多樣，在東部（花26井以東）發(fā)育烴類氣藏，以甲烷氣體為主，甲烷含量高達95%以上；西部（花501井以西）以二氧化碳氣體為主，二氧化碳含量95%～99%（表1，2）；中部（花26井–花501井之間）在花501井、花26井發(fā)現高含氮及二氧化碳混源氣藏（圖1）。

1.2 含氣層系多、埋藏淺

研究區(qū)內發(fā)育明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組沙一段和沙三段五套含氣層系，目前所發(fā)現的氣藏以館陶組含氣層系儲量規(guī)模最大，儲量為23.0×108m3。明化鎮(zhèn)組、館陶組氣藏埋深小于1 000.0 m，屬淺層氣藏；西部二氧化碳氣藏埋深810.0～870.0 m，東部氣藏埋深750.0～850.0 m，沙一段花4井氣藏埋深1 200.0～1 300.0 m，沙三段花17井氣藏埋深1 900.0～2 000.0 m。

1.3 儲層類型多、物性好

明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組主要為河流相、三角洲相沉積，儲層以粉細砂巖和砂巖為主，孔隙度20.0%～32.0%，滲透率100.0×10–3～1 353.0×10–3μm2；沙一段為湖相沉積的粒屑礁灰?guī)r，最大厚度59.0 m，礁內粒間孔，粒內孔，白云巖晶間孔、縫、洞極為發(fā)育，孔隙度23.9%、滲透率88.2×10–3μm2。

1.4 圈閉類型多樣

花溝地區(qū)位于東營凹陷與惠民凹陷構造轉換帶，在燕山運動二幕（中生代末期）、喜山運動濟陽幕（始新世末期）、喜山運動東營幕（漸新世末期）發(fā)育多期構造活動與火山活動，伴隨著構造活動與火山噴發(fā)，形成了多層系、多類型圈閉，主要在館陶組、東營組發(fā)育披覆背斜圈閉、斷塊圈閉及滾動背斜圈閉，沙一段生物礁灘發(fā)育，與斷層結合形成巖性圈閉及構造巖性圈閉。

2 成藏地質條件及成藏模式差異

2.1 氣源差異

花溝地區(qū)東部的烴類氣藏，甲烷含量高達95%以上（表1）。東部與東營凹陷的博興洼陷相連，博興洼陷的成熟烴源巖主要為沙三段中亞段、沙三段下亞段和沙四段上亞段等3套湖相沉積泥質烴源巖，結合化學實驗分析及現有成果[1–4]，三套烴源巖平均有機碳含量分別為2.3%、4.5%和4.0%，三套烴源巖恢復后的氫指數（HI）分別為550，650，650 mg/g。成熟度（Ro）為0.58～0.66，以生油為主。成熟度參數中氣體庚烷值為3.92%～30.06%，異庚烷值為0.31%～1.31%，nC6/2，3–DMC4為0.39%～8.06%，nC7/2，4–DMC5為0.50%～11.43%，Σ C8NCC5/nC8為0.97%～8.01%，nC7/ECC5為3.83%～29.71%，表明氣體成熟度為低熟–成熟氣，與生油洼陷源巖成熟度基本一致。

表1 花溝地區(qū)東部天然氣組分及碳同位素

花溝西部的高53井，二氧化碳氣含量高達94.36%～99.96%，甲烷氣含量0.04%～0.19%，氣體相對密度為1.507 4～1.519 1。二氧化碳氣δ13Cco2值為–4.41～–6.9‰，3He/4He（R）為4.12×10–6～6.35×10–6，R/Ra為2.97～6.35，CO2/3He為2.413×109～ 3.333×109。根據天然氣判別方法[5–9]，花溝西部天然氣來源為典型的幔源巖漿直接供氣（表2）。

表2 花溝地區(qū)西部天然氣成分

2.2 儲層差異

明化鎮(zhèn)組早期、館陶組晚期，濟陽坳陷以曲流河沉積為主，東西部儲層相似，巖性主要為細砂巖、粉細砂巖，埋藏淺，成巖作用弱，儲層物性好，孔隙度可達30.0%；沙一段以濱淺湖相的碳酸鹽巖沉積為主，發(fā)育兩個水下臺地。東部花4臺地近洼、坡降幅度較大，一直處于水下較穩(wěn)定環(huán)境，碳酸鹽巖厚度為40.0～148.0 m；洼陷中西部的花2臺地水體較淺。儲層受地形高低影響，呈現巖性和物性差別。東部儲層以生物灰?guī)r為主（圖2a），平均孔隙度為23.9%，滲透率為88.2×10–3μm2；西部儲層為薄層白云巖（圖2b），孔隙度為25.3%，滲透率為119.0×10–3μm2，巖心觀察還發(fā)現少量垂直裂縫，具有較好的儲集性能。

圖2 花溝地區(qū)探井巖心

2.3 輸導條件差異

濟陽坳陷早期第三紀構造以塊斷形式為主，斷層發(fā)育，活動速率大，斷層為天然氣提供了運移通道，同時又對氣藏起到側向封堵作用。通過對研究區(qū)內花4井和花16井分析發(fā)現，位于低部位的花4井在沙一段鉆遇氣層，而位于高部位的花16井沙一段卻落空，表明東部的斷層為天然氣主要輸導層（圖3）。

圖3 花溝地區(qū)東部氣藏剖面

西部天然氣運移的主要通道為火山通道及斷裂輸導體。從中生代到新近紀，花溝地區(qū)火山活動持續(xù)發(fā)育，為二氧化碳氣藏提供了運移通道；同時在構造活動的過程中，發(fā)育一系列與巖漿巖溝通的斷裂，成為溝通天然氣向儲層運移聚集的有利通道（圖4）。

圖4 花溝地區(qū)西部氣藏剖面

2.4 成藏模式差異

東部烴類氣主要來源于東部的博興洼陷，沙三段下亞段為濟陽坳陷的主要烴源巖，以館陶組沉積末期為主要生烴高峰[10]，在該期通過斷層溝通了圈閉與油氣源（圖5），于儲層發(fā)育部位成藏，花溝地區(qū)東部勘探以尋找烴類氣為主。西部火山活動與斷裂發(fā)育，是溝通地幔與上伏圈閉的有利通道[11]，二氧化碳氣主要在巖漿結晶過程中脫出[12]，運移至斷裂，再由斷裂運移至儲集體成藏。研究發(fā)現花溝地區(qū)西部在明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙一段、沙三段均發(fā)育二氧化碳氣藏，證實火山活動發(fā)育時期與二氧化碳氣藏成藏期相吻合（圖6）。

圖5 花溝地區(qū)東部天然氣成藏模式

圖6 花溝地區(qū)西部天然氣成藏模式

3 結論

（1）花溝地區(qū)東部天然氣來源于博興洼陷原油伴生氣，西部天然氣來源于地幔的二氧化碳，中部（結合部）則發(fā)育混源氣藏及氮氣氣藏；因此，勘探對象東部以尋找烴類氣為主，西部以尋找非烴類二氧化碳氣為主，中部以混源氣為主。

（2）花溝地區(qū)儲層新近系為河流相砂體；古近系沙一段東部主要為生物灰?guī)r，西部主要為薄層白云巖；輸導體系東部為斷裂，西部為火山通道及斷裂。