歧口凹陷東北環天然氣成藏條件與勘探領域

武 強，王應斌，祝春榮，江 濤

(中海石油(中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

歧口凹陷東北環天然氣成藏條件與勘探領域

武 強，王應斌，祝春榮，江 濤

(中海石油(中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

歧口凹陷是渤海灣盆地重要的生氣凹陷，存在石炭—二疊系和古近系沙河街組兩套生氣層系，凹陷東北環緊鄰歧口凹陷主洼，具備形成大型天然氣田的物質基礎。在古近紀沉積時期受三個方向物源的影響，儲蓋組合較發育，沙河街組的超壓又較好的保存了儲層物性。通過對構造特征、沉積體系和油氣運移條件分析，認為凹陷東北環深層構造圈閉、沙壘田凸起西翼傾沒端地層圈閉和深層巖性圈閉是該區天然氣勘探的重要領域和方向。

天然氣;超壓;物性;勘探領域;歧口凹陷東北環

歧口凹陷位于渤海灣盆地西部，是第三紀以來形成的大型生油氣凹陷，其西部為孔店隆起，東部為沙壘田凸起，南部為埕寧隆起，北部以新港—海河斷裂帶與北塘凹陷分隔，礦區現在為中石油大港油田和中海油渤海油田共同占有(圖1）。半個世紀的油氣勘探實踐及成果表明歧口凹陷是渤海灣盆地重要的富油氣凹陷，圍繞該凹陷先后發現大量油氣，但這些油氣主要集中在凹陷西環和南環，歧口凹陷的東環和北環雖經過大港油田和渤海油田多輪的勘探研究和實踐，但一直未有規模發現。

歧口凹陷第三系以來最大沉積厚度超過10 000 m，其沉降量大，沉積范圍廣，凹陷內沉積了古近系沙河街組三段、一段和東營組三段等多套烴源巖。歧口凹陷自身的構造演化過程使得凹陷沉積、沉降中線位于凹陷西側，這使得歧口凹陷東北環油源條件極為優越。歧口凹陷受多期構造演化，發育多期沉積體系，形成豐富的儲集空間，為大中型油氣田的形成提供了充足的地質條件。古近系東營組到新近系館陶組沉積時期，凹陷東北環發生大規模火山活動，形成區域性火成巖［1－3］，由于火成巖物性普遍較差，使得油氣難以運移至新近系，主要在古近系成藏。近些年大港油田、冀東油田、渤海油田和科麥奇石油公司先后圍繞該區鉆探多口探井，在古近系東營組和沙河街組發現多層油氣層，初步展示了該區深層的勘探潛力。從流體類型看，已發現的烴類天然氣占有較大比重，天然氣主要分布在3 000 m以下古近系中，凹陷西側CFD7－X井在東營組3 200 m深度獲得日產油121.64 m3、氣285 803 m3的高產工業油氣流。

圖1 歧口凹陷及圍區區域位置Fig.1 Location of Qikou Sag and its outskirts

1 天然氣成藏有利地質條件

歧口凹陷是渤海灣盆地重要的富氣凹陷，近些年大港油田先后圍繞歧口凹陷探明天然氣儲量超過600×108m3，歧口凹陷3 500 m以下深層天然氣勘探也是大港油田的重點目標［4，5］。由于歧口凹陷東北環緊鄰凹陷中心，烴源條件優越，古近系到新近系的區域性火成巖限制了油氣的向上運移，這使得該區的勘探主要以古近系為主。但是由于該區古近系東二下段頂埋深大多超過3 000 m，在此條件下天然氣勘探成為該區古近系深層勘探的重點，從大港油田經驗看，天然氣勘探深度可達5 500 m。從成藏條件看，該區的地質情況也十分有利于大型天然氣藏的形成和保存。

1.1 氣源條件

歧口凹陷產氣層系主要包括沙河街組、東營組，另外古生界石炭、二疊系的煤系地層也是重要的生氣層系。歧口凹陷的天然氣剩余地質資源和剩余可采資源分別占總剩余資源量的62%和70%，在預測的天然氣儲量中，歧口凹陷的溶解氣和氣層氣的地質儲量分別占全探區的54%和69%［5］。

歧口凹陷沙河街組沉積厚度巨大，其暗色泥巖厚度最大可達2 000 m，從沙三段泥巖等厚圖看，暗色泥巖最厚部位即緊鄰凹陷東北環(圖2）。對凹陷東北環 CFD7－X井進行地化分析，歧口凹陷自2 800 m左右進入生烴門限，總有機碳含量平均為1.29%，間于 0.87% ～2.08% 之間;干酪根組分以殼質組分為主，間于82% ～94%之間，少量的鏡質組及惰質組，僅個別樣品中含有腐泥組;從有機質成熟度看，沙河街組烴源巖aaaR－C29S/(S+R）的數據間于0.43～0.52之間(圖3），已達到成熟階段。盆地模擬結果證實歧口凹陷烴源巖成熟度較高，在24.6 Ma時，凹陷深處烴源巖就進入了成熟門限;在5 Ma時，凹陷全部就進入生排烴期，凹陷深處進入大量生氣的階段。據統計歧口凹陷東北環聚氣強度可達 1.29 ×108m3/km2［6］。

圖2 歧口凹陷沙三段暗色泥巖等厚圖Fig.2 Map showing the distribution of dark mudstone in the Sha3 formation，Qikou Sag

圖3 CFD7－X井沙河街組烴源巖成熟度分析Fig.3 Analysis of maturity of source rocks in Shahejie formation of well CFD7－X

古生界煤系地層也是該區的一套重要生氣層系，但由于海域內該套地層埋深極深，超過10 000 m，因此海域內并未鉆遇。從陸地油田鉆探情況看，古生界煤層中殼質組平均含量可達15.03%，太原組殼質組平均含量12.1%，是較好的烴源巖，煤成濕氣是重要的天然氣類型，且已發現一定規模的儲量［5，7］。陸上研究結果證實歧口凹陷內石炭、二疊系煤系烴源巖發育，煤層總厚度可達50～60 m，暗色泥巖累計厚度100～170 m，現均已達成熟階段，煤系地層共發生過3次重要的生烴作用過程，最有意義的一次成烴作用發生在新近紀，最高相對生烴量超過 50 mg/g［8］。

1.2 儲蓋條件

由于歧口凹陷被四大凸起隆起區包圍，因此其沉積體系復雜、類型豐富，分別受北部燕山物源、西部滄縣物源、南部埕寧物源和東部沙壘田物源的影響［9］。其中凹陷東北環主要受北部燕山物源和東部沙壘田物源影響，同時西部的滄縣物源也有一定影響。北部燕山物源影響范圍較廣，主要影響北塘凹陷，部分碎屑物沿著北部斜坡帶被搬運到歧口凹陷北次洼沉積。滄縣物源由于離研究區較遠，因此影響相對較小，主要是在東北環形成濁積扇沉積。沙壘田凸起影響范圍相對較小，但在古近紀長期出露水面，對于凹陷東北環是最重要的物源區。從沉積體系類型，該區古近系主要發育扇三角洲、濁積扇、辮狀河三角洲、水下扇等多種類型。

從沉積體系時空分布看，沙河街組沉積時期，湖平面相對較低，歧口凹陷物源豐富，發育多個方向的大型三角洲或扇三角洲沉積體系，且分布范圍較廣。此時沙壘田凸起大面積出露水面，長期遭受剝蝕，發育自東向西的扇三角洲，為凹陷東北環提供物源。同時發育自西側滄縣隆起的三角洲前緣遠端及濁積扇也可以到達本區［10］，這使得多方向物源疊加，形成復雜的沉積特征。從鉆探情況看，該區在沙河街組已鉆遇多套儲層，但儲層物性相對較差，因此尋找物性保存條件較好的區域是凹陷東北環沙河街組勘探成功的關鍵。

東營組沉積時期，歧口凹陷東北環由于緊鄰凹陷中心，水體較深，為半深湖—深湖沉積環境，西部滄縣物源和北部燕山物源對該區的影響主要為遠岸水下扇沉積體系。此時沙壘田凸起繼續遭受剝蝕，發育扇三角洲沉積體系。在三個不同方向沉積體系的共同作用下，凹陷東北環發育砂泥互層的地層，巖性主要以粉、細砂巖夾泥巖為主，局部可發育大套厚層砂巖(圖4）。

圖4 歧口凹陷東北環巖性對比剖面ig.4 Lithologic correlation profile in the northeast of Qikou Sag

1.3 超壓條件

近些年隨著歧口凹陷勘探程度越來越高，勘探難度小、成本低的淺層目標已越來越少。在此情況下，歧口深層成為勘探的主要目的層系，深層的異常超壓就成為不能回避的主題。隨著勘探認識的提高和技術的進步，大港油田近年先后在歧口深層獲得勘探突破，堅定了歧口凹陷東北環深層天然氣勘探的信心。

鉆探結果證實歧口凹陷西部超壓頂界面在2 500 m左右，異常壓力結構特征在縱向上分為上部弱超壓和下部超壓雙超壓系統，弱超壓系統主要發育于東營組中、下部，壓力系數在1.2～1.4之間，超壓系統主要發育于沙河街組，壓力系數在1.3～1.6之間，歧深1井沙河街組壓力系數最大可達1.7［11］。從凹陷西部鉆探結果證實，多口井均鉆遇弱超壓，超壓頂界面與凹陷西部基本相當，在2 500 m附近，壓力系數一般不超過1.2，屬弱超壓系統。由于凹陷東北環鉆井數量較少，且多未鉆遇超壓層，只能通過地震層速度分析，從過研究區二維測線層速度看，明顯出現兩個速度異常帶，2 000 ms(約2 500 m）大致對應凹陷西部的弱超壓系統，2 800 ms(約3 800 m）大致對應凹陷西部的超壓系統(圖5）。

圖5 歧口凹陷東北環二維地震層速度分析Fig.5 Analysis of 2D seismic horizon velocity in the northeast of Qikou Sag

超壓的存在對儲層孔隙演化產生了重要影響，往往會抑制壓實作用，保留原生孔隙并能產生些次生孔隙，從而使超壓層段儲層物性變好。從凹陷東北環已鉆井電測解釋物性看，常壓或弱超壓條件下，深度4 000 m左右物性已降至10%左右，深部物性可能變得更差。但由于深層尤其是沙河街組超壓的存在，使得物性得到較好保存，凹陷中部的歧深1井深度4 000～5 000 m之間儲層物性變化不大，孔隙度一般接近10%，最高可達20%(圖6）。物性的改善也大大提高了測試產能，凹陷西北環探井常壓條件下3 600 m深度測試幾乎不產液，由于超壓的存在，位于凹陷內的港深78井4 200 m獲得日產油540 m3，歧深1井4 800 m以下仍具有日產氣6 576 m3的產能［11］。這說明超壓存在下深層天然氣仍具有較高的商業產能，進一步堅定了凹陷東北環尋找優質天然氣藏的信心。

圖6 歧口凹陷東北環常壓與超壓條件下孔隙度對比Fig.6 Porosity contrast under normal and abnormal high pressure in the northeast of Qikou Sag

2 勘探領域和方向

歧口凹陷東北環天然氣成藏具有埋深較大、晚期成藏、超壓保存等特征，根據歧口凹陷東北環地質特點及勘探成果證實，圈閉和儲層是影響該區天然氣成藏的主要控制因素。從構造特征看，該區主要發育東西向的斷層，依附于這些斷層在東營組和沙河街組形成一系列構造圈閉，主要為斷塊和半背斜，圍繞這些圈閉已發現一定規模的油氣，但商業性不大，進一步落實構造圈閉是天然氣勘探成功的關鍵要素。歧口凹陷東北環古近系普遍埋深較深，物性相對較差，因此進一步落實和尋找古近系受超壓影響的構造圈閉和巖性、地層等隱蔽圈閉是該區天然氣勘探成功的另一關鍵要素(圖7）。根據凹陷構造演化和沉積體系展布特征，選定3個領域為重點突破方向。

圖7 歧口凹陷東北環油氣成藏模式Fig.7 Accumulation model in the northeast of Qikou Sag

2.1 凹陷內部構造圈閉

受凹陷內多期次大規模構造活動的影響，凹陷內發育多條東西向正斷層，依附于這些斷層，形成一系列長期繼承性圈閉，整體呈依附于歧北大斷層的正花狀構造，圍繞這些圈閉大港油田和渤海油田先后鉆探 H2、BH24、BD1－1、BD2－1等一批探井，在東營組、沙河街組鉆遇較好的儲蓋組合，油氣顯示良好，并在BH24井3 400～3 500 m鉆遇兩層氣層，說明該區構造圈閉具有較大的勘探潛力，是下一步勘探獲得突破的首選方向。

2.2 沙壘田凸起西翼傾沒端地層圈閉

沙壘田凸起東西兩翼分別以傾沒端向渤中凹陷與歧口凹陷過渡，在斜坡部位發育一系列地層圈閉，這些地層圈閉普遍具有圈閉規模大、儲蓋組合好、分布穩定等特點。凸起東翼的曹妃甸油氣群已鉆遇傾沒端斜坡上的東營組油藏，該油藏以新生界與太古界之間的不整合面封堵。從西翼地震剖面看，凸起傾沒端第三系超覆于太古界花崗巖地層之上，形成一系列地層圈閉，且圈閉具有較好的構造背景。這類目標近物源區，儲蓋配置較好，且處于油氣從凹陷向凸起運移上升通道的通道上，具有極其優越的成藏條件，因此是下部勘探的重要研究目標。

2.3 深層巖性圈閉

受古地貌、物源及水動力條件的控制，在沙河街組和東營組沉積時期，在歧口深凹易于發育灘壩砂體和濁積扇砂體。這些砂體一般是陸源碎屑沉積后再次經過搬運沉積形成，成熟度較高，分選性較好，容易形成較好的儲層。且這些砂體緊鄰生油凹陷，被烴源巖包圍，具備形成自生自儲油氣藏的條件。但是由于這些砂體厚度普遍較小，物性普遍較差，因此形成大規模氣藏的可能性較小，加之海上作業成本遠超陸上，因此這類目標只能作為遠景潛力，近期內鉆探的可能性較小。

3 結論

(1）歧口凹陷具備古近系沙河街組和石炭—二疊煤系地層兩套生氣層系，生氣資源量巨大，具備形成大型天然氣藏的物質基礎。

(2）歧口凹陷東北環主要受東側沙壘田凸起物源、西側滄縣物源和北側燕山物源三方向物源的共同影響，發育扇三角洲、濁積扇、辮狀河三角洲、水下扇等多種類型沉積體系，發育較好的儲蓋組合。

(3）歧口凹陷存在雙超壓系統，超壓的存在使得深層物性得到較好保存，大大提高了測試產能，堅定了在凹陷東北環尋找大中型天然氣藏的信心。

(4）圈閉和儲層是影響凹陷東北環天然氣成藏的主要控制因素，構造圈閉、沙壘田凸起西翼傾沒端地層圈閉和深層巖性圈閉是該區重要的勘探領域和方向。

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Accumulation condition and exploration areas of natural gas in the northeast of Qikou Sag

WU Qiang，WANG Yingbin，ZHU Chunrong，JIANG Tao
(Tianjin Branch of CNOOC Limited，Tianjin 300452，China）

Qikou Sag is one of the richest sag in Bohai Bay basin.Two gas-bearing formations include Carboniferous-Permian and Shahejie formation of Paleogene.The northeast of Qikou Sag is near the main depression，so it has the conditions that large natural gas field formed.Also the northeast was affected by several provenance in Paleogene，reservoir-seal assemblage is very developed.Overpressure of the Shahejie formation in the sag protected the property.All the conditions makes the northeast area the most favorable area to prospect natural gas.Based on tectonic，sediment and petroleum migration characteristics，it is believed the structural traps，stratigraphic traps near the west pitching end of Shaleitian uplift and lithologic traps in the deep of the sag are important exploration area of natural gas.

natural gas;overpressure;reservoir property;exploration areas;the northwest of Qikou Sag

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.043

1008－2336(2011）04－0043－05

2011－06－20;改回日期:2011－06－29

武強，男，1981年生，工程師，碩士，從事石油地質綜合研究。E-mail:wuqiang2@cnooc.com.cn。