渤海湾盆地潜山油气藏保存条件探讨

蒋有录,刘 佳,苏圣民,刘景东,胡洪瑾

(中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

近年来,渤海湾盆地潜山油气勘探取得重大突破,在冀中坳陷牛东1井前古生界、黄骅坳陷歧古8井奥陶系、辽河坳陷兴隆台中生界等获得高产油气流[1-3],展示渤海湾盆地潜山油气勘探的良好前景。由于受多期构造作用,潜山油气藏发生调整改造,部分潜山发现大量储层沥青,表明潜山油气藏遭到破坏[4-6],不同地区保存条件的差异影响潜山油气藏的形成及富集[7-8],因此保存条件是影响潜山油气藏形成及分布的重要因素。前人对渤海湾盆地潜山油气保存条件的研究,多针对局部地区或单一因素(如盖层),并取得很多认识[9-11],但对全盆地潜山油气保存条件研究还较薄弱,对关键保存要素的整体分析尚不够深入。笔者以大量统计资料为基础,通过盖层特征、构造抬升作用和断裂作用的分析,探讨渤海湾盆地潜山油气保存条件,以期为潜山油气藏的深化勘探提供借鉴。

渤海湾盆地为华北地台上发育的中、新生代叠合盆地,包括辽河、渤中、济阳、冀中、黄骅、临清和昌潍7个坳陷及埕宁、沧县、内黄、邢衡4个隆起[12],面积约为20×104km2(图1)。

图1 渤海湾盆地不同来源潜山油气藏分布Fig.1 Distribution of buried hill reservoirs from different sources in Bohai Bay Basin

盆地内主要发育古近系和石炭—二叠系2套烃源岩,其中古近系烃源岩为现今潜山油气的主要来源[13](图1)。潜山油藏主要源于古近系烃源岩,部分来自石炭—二叠系烃源岩。潜山气藏则主要为源于成熟度较高的石炭—二叠系烃源岩的煤成气,部分为来自较高演化阶段的古近系油型气或两者的混合[14-15]。石炭—二叠系气藏多来自本层系,主要为自源型气藏,而前古生界、下古生界及中生界油气来自其他层系,为它源型油气藏。潜山经历1～3期次成藏作用,其中古近纪末和新近纪—第四纪是渤海湾盆地潜山油气的主成藏期[16-17]。

渤海湾盆地潜山油气藏分布广泛,在中生界碎屑岩及火山岩、石炭—二叠系碎屑岩、下古生界碳酸盐岩、中上元古界碳酸盐岩以及太古界变质岩中均发现油气藏[13],但不同地区潜山油气富集层系存在较大差异。辽河坳陷潜山油气主要富集于太古界变质岩中,在中生界火山岩中也有油气发现;冀中坳陷潜山油气主要富集于中上元古界和下古生界碳酸盐岩中;渤中坳陷潜山油气的主要富集层系为太古界和下古生界;济阳坳陷和黄骅坳陷潜山主力含油气层系均为下古生界,在上古生界和中生界也有部分油气发现(图2)。

图2 渤海湾盆地不同坳陷潜山油气藏分布层系对比Fig.2 Comparison of distribution strata of buried hill reservoirs in different depressions of Bohai Bay Basin

渤海湾盆地不同地区及不同层系潜山油气藏的烃类相态存在较大差异。平面上,盆地北部地区以油藏为主,中部地区油藏、气藏和油气藏并存,南部地区则以气藏为主。纵向上,中生界以油藏为主,主要分布于黄骅坳陷中南部、辽河坳陷兴隆台地区及渤海海域,整体上埋深较浅(图3(a));上古生界以气藏为主,主要分布于济阳坳陷北部、冀中坳陷东北部、黄骅坳陷中南部和东濮凹陷等地区,其中在济阳坳陷孤北地区、黄骅坳陷王官屯王古1井区和北大港地区、东濮凹陷文留和马厂地区,潜山烃类相态为气相,而在冀中坳陷苏桥—文安地区和黄骅坳陷乌马营地区,潜山烃类相态主要为凝析气相(图3(b));下古生界以油藏为主,集中分布于冀中坳陷和济阳坳陷,包括济阳坳陷埕海—桩海地区及冀中坳陷荆丘和深西地区等(图3(c));前古生界以油藏为主,主要分布在冀中坳陷霸县凹陷和饶阳凹陷、辽河坳陷大民屯凹陷和西部凹陷等(图3(d))。

渤海湾盆地潜山油气藏发育多套泥岩盖层,主要包括石炭—二叠系下部(本溪组—山西组)及上部(上石盒子组—石千峰组)、中生界、古近系和新近系等。黄骅、渤中和济阳等坳陷均发育石炭—二叠系、中生界和新生界泥岩盖层,冀中坳陷和东濮凹陷多缺失新近系盖层,冀中坳陷廊固凹陷和束鹿凹陷缺失中生界盖层,辽河坳陷大民屯凹陷和西部凹陷缺失石炭—二叠系盖层。区域盖层的分布与其下部潜山油气藏的分布有密切关系,厚度较大的盖层使源自石炭—二叠系和古近系烃源岩的油气在其下部得以聚集和保存(图4)。

古近系发育多套区域性泥岩盖层,其泥岩累积厚度可达1 500 m以上,是盆地最重要的区域性盖层,对潜山油气藏的封盖起关键作用。盆地内新近系泥岩盖层分布较局限,其下伏潜山油藏集中分布于泥岩厚度较大的渤海海域及其周缘地区。石炭—二叠系泥岩主要分布于盆地中南部,现今古生界天然气富集于此套盖层之下,以本溪组—山西组泥岩盖层为例,其下伏下古生界油气藏多分布于盖层厚度大于50 m的地区。

前人在研究南堡凹陷盖层时提出泥岩排替压力大于1 MPa时,封闭能力才开始形成[18];对中国气藏盖层特征统计结果表明,当盖层排替压力介于5～10 MPa时,能够封住常压气藏[19]。结合前人研究成果,本文中取盖层排替压力为1 MPa作为封盖石油的下限,排替压力为5 MPa作为封盖天然气的下限。

图3 渤海湾盆地潜山油气藏相态类型分布Fig.3 Hydrocarbon facies distribution of buried hill reservoirs in Bohai Bay Basin

图4 渤海湾盆地主要坳(凹)陷区域性盖层及下伏潜山油气储量对比Fig.4 Comparison of regional cap rocks and underlying buried hill oil and gas reserves in main depressions(sags)of Bohai Bay Basin

在研究古近系和新近系泥岩盖层时,依据泥岩埋藏深度与孔隙度关系[20]、泥岩孔隙度与排替压力关系[21],对其现今排替压力进行间接求取。据计算,现今埋深为2 000、2 300、3 400 m的泥岩,其对应的排替压力依次约为3、5、8 MPa。对于上古生界和中生界盖层,现今埋深与排替压力对应关系较差,可根据前人测定的排替压力或以其地质历史时期所处最大埋深对应的排替压力为现今排替压力。

石炭—二叠系来源的潜山油气藏盖层以石炭—二叠系泥岩为主，且多为自源型油气藏,埋深多大于3 400 m,排替压力大于8 MPa,烃类多为气相(图5(a));石炭—二叠系与古近系烃源岩混合来源的潜山油气藏盖层同样以石炭—二叠系泥岩为主,前人研究[22]认为石炭—二叠系泥岩排替压力多大于8 MPa,烃类多为气相和油相(图5(b));古近系来源的潜山油气藏均为它源型潜山油气藏，盖层层位多样，烃类相态多样。中生界泥岩盖层排替压力大多分布于3～10 MPa,排替压力小于3 MPa或大于8 MPa的古近系泥岩盖层均有广泛分布。新近系泥岩盖层排替压力一般较小,只能封盖石油(图5(c))。

图5 渤海湾盆地不同油气来源的潜山油气藏盖层层系及埋深Fig.5 Cap rock series and burial depth of buried hill reservoirs with different oil and gas sources in Bohai Bay Basin

结合盖层宏观和微观特征的分析,选取盖层厚度和排替压力2个参数来表征盖层质量,参照前人相关盖层评价标准[22],将排替压力大于8 MPa且厚度大于50 m的泥岩盖层划为Ⅰ类盖层,将排替压力为3～8 MPa、厚度为20～50 m的泥岩盖层划为Ⅱ类盖层,将排替压力小于3 MPa且厚度小于20 m的泥岩盖层划为Ⅲ类盖层。研究区潜山油气藏上覆盖层综合评价结果表明:石炭—二叠系下部泥岩盖层和石炭—二叠系上部泥岩盖层厚度较大,排替压力高,多属于Ⅰ类盖层,封闭能力强,且自源型潜山油气藏上覆石炭—二叠系泥岩和煤系现今多再次不同程度生烃，可能具有某种程度的烃浓度封盖作用;中生界泥岩排替压力多大于3 MPa,属于Ⅰ类或Ⅱ类盖层;古近系Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类盖层均发育，部分古近系厚层泥岩盖层目前处于生烃阶段，可能具有烃浓度封盖作用，也具有异常压力封盖作用;新近系泥岩厚度小,排替压力低,多属于Ⅲ类盖层。现今各坳陷潜山天然气分布于Ⅰ类和Ⅱ类盖层之下,并以前者为主,Ⅲ类盖层由于质量较差,只能封盖石油(图6)。

图6 渤海湾盆地各坳陷不同相态潜山油气藏上覆盖层类型频率分布Fig.6 Frequency distribution of upper overburden types of buried hill reservoirs with different facies in each depression of Bohai Bay Basin

抬升剥蚀作用会破坏原始盖层的连续性和完整性,且当油气藏抬升到浅部,油气受大气淡水下渗作用、菌解作用等的影响明显增大,若上覆盖层被剥蚀,则油气藏遭到破坏。

油气藏埋藏深度较大(大于2 000 m)时,油气遭受破坏作用相对较弱(图7(a)、(b));当抬升至小于2 000 m,地温低于60～80 ℃,地层存在流动水时[23],油气藏多遭受水洗氧化和生物降解作用,受到不同程度的破坏,甚至形成储层沥青(图7(c));长期的构造隆升会导致盖层被完全剥蚀,油气不能得到有效保存(图7(d)),当潜山再次被埋藏时,较新盖层可沉积其上。若再次成藏时埋深较浅,油气藏同样可遭受严重的破坏作用,埋深大于2 000 m时,保存条件变好(图7(e)、(f))。

在早、中三叠世,渤海湾盆地一般接受1 200～1 500 m的碎屑岩沉积,大部分地区石炭—二叠系烃源岩埋深大于2 000 m,发生初次生烃及运聚作用[24-25]。中三叠世末的构造运动造成盆地整体抬升,部分潜山(如桩西潜山)石炭—二叠系被完全剥蚀,下伏油气完全散失;部分潜山残留石炭—二叠系盖层,但早期形成的油气藏抬升到近地表,油气遭到强烈破坏(图8)。以北大港潜山为例,受构造抬升作用影响，下古生界最小埋深为500 m，潜山油气藏遭受强烈生物降解作用和氧化作用，现今潜山储层内发育的大量碳质沥青即为古油藏被破坏的有力证据(图9)。

图7 构造抬升与油气藏破坏程度关系Fig.7 Relationship between structural uplift and reservoir damage

部分煤系烃源岩在晚侏罗世—早白垩世二次生烃,但白垩世末期的抬升运动造成研究区整体处于隆起状态,大部分地区剥蚀厚度大于500 m,局部可达2 000 m,只有低洼处发育中生界碎屑岩沉积。早期形成的潜山油气藏多因构造抬升作用而被破坏(图8),如黄骅坳陷王官屯潜山和乌马营潜山,其古生界最小埋深分别可达1 200和1 000 m,具备生物降解作用和氧化作用发生的条件,保存条件变差,现今储层中碳质沥青的存在(图9)说明早期油气散失严重[5-6]。

古近纪以来,潜山油气藏周缘煤系烃源岩大多再次进入生烃阶段,古近系烃源岩也逐渐达到成熟—高成熟阶段,同时潜山之上多沉积古近系或新近系泥岩盖层。尽管研究区在东营组末期发生整体抬升,但多数潜山抬升幅度小于300 m,油气藏破坏程度较小,且由于潜山后期埋深逐渐增加,只有少数潜山油气藏遭到不同程度的破坏。以蓬莱9-1中生界油藏为例,其主体埋深为1 300～1 500 m,原油受到强烈的生物降解[26],形成重质稠油。

渤海湾盆地潜山通常经历多期成藏作用,早期潜山油气藏在后期遭受较强烈的构造抬升作用,油气藏破坏严重,现今潜山油气藏主要形成于古近纪末和新近纪—第四纪。由于渤海湾盆地新近纪以来沉降速率较快，盆地快速升温，晚期充注的潜山油气有效加热时间短，原油可以在较高的温度状况下存在，结合前人关于原油裂解研究[27-28],以160 ℃作为原油开始裂解温度,对应渤海湾盆地地层埋深约为4 420 m(图8,节点表示成藏期),只有一小部分潜山油气藏埋深大于此值,据此推测渤海湾盆地大部分潜山油气藏因晚期埋深增大、温度增高而遭受烃类裂解破坏的可能性很小。

图8 渤海湾盆地典型潜山油气藏不同时期埋深变化Fig.8 Variation of buried depth of typical buried hill reservoirs in Bohai Bay Basin in different periods

图9 渤海湾盆地黄骅坳陷部分潜山储层沥青镜下特征Fig.9 Bitumen microscopic characteristics of some buried hill reservoirs in Huanghua Depression,Bohai Bay Basin

4.1 潜山断裂及断盖组合样式

由于经历多期复杂的构造作用,渤海湾盆地内发育大量不同级别的断层,从而对盖层的封闭作用产生重要影响。依据断至盖层层系及对盖层破坏程度等断盖配置特征,将渤海湾盆地潜山断裂划分为A、B、C 3类。A类断层多为规模较大的控凹、控带断层,浅部断至新近系,且将石炭—二叠系完全断开;B类断层规模仅次于A类断层,浅部同样断至新近系,但石炭—二叠系仅被部分错开,多分布于斜坡带和隆起带;C类断层向上仅断至中生界或古近系,断层规模一般较小,这类断层在凹陷内分布广泛(图10、11)。

在潜山断裂类型划分的基础上,将潜山断盖组合样式划分为A型、B型、C型等3类。A型:潜山断裂为A类断裂,断层将潜山上覆盖层完全错开,断距较大,油气可沿断层发生垂向运移,油气主要分布于潜山或古近系储层中;B型:潜山断裂为B类断裂,虽然断裂贯穿盖层,但盖层多被部分错开,油气沿断裂运移散失较少,油气主要分布于潜山中;C型:潜山断裂属于C类断裂,且于早中古近纪已停止活动,油气主要分布于潜山中(图11)。

图10 渤海湾盆地中、古生界潜山断层类型划分Fig.10 Fault type division of Mesozoic and Paleozoic buried hill in Bohai Bay Basin

图11 渤海湾盆地潜山断盖配置与油气纵向富集层系关系示意图Fig.11 Relationship between fault-cap configuration and vertical vertical hydrocarbon accumulation enriched strata in buried hills of Bohai Bay Basin

4.2 不同断盖组合样式潜山的油气保存条件

冀中坳陷任丘中上元古界—下古生界潜山油藏为A型断盖组合样式的典型代表[29]。任西断层的发育使得任丘潜山上覆沙三段盖层被完全错开,盖层完整性遭到破坏。断层的错断同样使得潜山储层直接对接沙一段和东营组泥岩,且在新近纪以来任西断层活动性显著减弱,断层岩逐渐进入压实成岩阶段,断层封闭能力持续增强,因此来源于沙三段和沙一段烃源岩的油气得以在潜山中有效保存。

冀中坳陷苏桥二叠系潜山气藏为B型断盖组合样式[25]，辽河坳陷兴隆台太古界潜山油藏和渤中坳陷渤中19-6太古界潜山气藏为C型断盖组合样式[30-31],其共同特点为潜山圈闭定型期早，晚期形成的断层对潜山油气藏上覆盖层破坏作用较弱,潜山具有良好的封闭性。苏桥地区潜山断裂规模较小,盖层段内断层岩泥质含量高,封闭性较好,来自下部石炭—二叠系烃源岩的天然气可沿断层错动形成的对接砂体运移至二叠系储层高部位运聚成藏并得到有效保存。兴隆台潜山断裂仅贯穿中生界,未断穿沙三段泥岩盖层,油气不能沿断裂发生运移散失,此时盖层封闭性对油气的保存起到关键作用。渤中19-6潜山上覆厚层东营组泥岩盖层,浅层断裂消失于东营组及以上地层中[31],未破坏潜山气藏,大量天然气可以在深部得到有效聚集与保存。

断盖配置及断层封闭性控制潜山油气藏的保存条件。对于A和B型断盖组合样式,潜山盖层被断裂完全贯穿,断层封闭性对油气保存起到关键作用,盖层段内断层岩泥质含量越高、断层岩在主成藏期及之后进入压实成岩阶段越早,越有利于油气在深部潜山中聚集与保存。对于C型断盖组合样式,若潜山盖层未被断层贯穿,则盖层封闭性对潜山油气保存起到关键作用,盖层排替压力的大小决定封闭能力的强弱;另一方面也说明盖层厚度对油气保存的重要性,即厚度越大,断层对其破坏也相对越小。对于切穿潜山盖层的C类断层,由于新近纪构造活动对深部构造影响较弱,深部断层未被激活,盖层内断层岩进入压实成岩阶段时间长,现今断层封闭性较强。总体上C型断盖组合样式最有利于油气在潜山内富集与保存,B型断盖组合样式次之,A型断盖组合样式不利于潜山内油气富集。

(1)渤海湾盆地潜山油气来源广泛,天然气主要源自石炭—二叠系烃源岩,石油则主要源于古近系烃源岩。不同层系烃类相态类型多样,上古生界以气藏为主,且多为自源型气藏,主要分布于盆地中南部;中生界、下古生界及前古生界以油藏为主,为它源型油气藏,多分布于盆地中南部的冀中、济阳和北部的辽河等坳陷。

(2)渤海湾盆地潜山油气藏的盖层主要为石炭—二叠系本溪组—山西组和上石盒子组—石千峰组、中生界、古近系和新近系等5套泥岩盖层,现今油气多分布于盖层厚度较大的地区;石炭—二叠系泥岩主要为Ⅰ类盖层,前古近系天然气多分布于这类盖层之下,中生界泥岩属于Ⅰ类或Ⅱ类盖层,古近系3类盖层均发育,而新近系泥岩为Ⅲ类盖层,只能封盖石油。

(3)研究区不同时期形成的潜山油气藏的保存条件存在差异,早期油气散失严重,现今潜山油气藏主要形成于古近纪末和新近纪—第四纪,且大部分潜山油气藏未遭受烃类裂解破坏。部分地区前古近系潜山发现储层沥青,表明抬升剥蚀作用使部分潜山油气藏遭到破坏。

(4)断盖配置及断层封闭性控制潜山油气藏的保存。在A型、B型和断层贯穿盖层的C型断盖组合样式中,断层封闭性对油气保存起到关键作用,而在断层未贯穿盖层的C型断盖组合样式中,盖层封闭性对油气保存起到关键作用。总体上C型断盖组合样式有利于潜山油气的富集与保存,而A型断盖组合样式不利于油气在潜山内富集。