渤海湾油型盆地深层大型气藏成藏过程与相态控制因素

Accumulation Process and Phase Control Factors of Large Natural Gas Reservoirs in the Oil⁃Prone Bohai Bay Basin，East China

摘要

渤海湾油型盆地内近几年发现了多个大型气藏，其中渤中19⁃6构造天然气储量超千亿方，突破了油型盆地内难以找到大型气藏的传统认识. 综合应用油气组分、天然气同位素、流体包裹体和PVT分析数据等分析了渤海湾油型盆地大型气藏成藏过程与相态控制因素. 研究结果表明：渤海湾油型盆地内已发现大型气藏普遍经历了“早油晚气”的成藏过程，CO₂受到幔源与壳源的共同影响，为壳幔混合成因；CO₂含量影响流体相态，表现为随含量增加体系临界温度降低而更易呈气相，高CO₂含量的古生界碳酸盐岩潜山为气藏，低CO₂含量的太古界潜山多为凝析气藏或高挥发性油藏. 在上述认识指导下，应将寻找大型凝析气藏作为油型盆地内天然气藏勘探方向.

Abstract

In recent years, multiple large gas reservoirs have been discovered in the oil⁃prone Bohai Bay Basin, among which the natural gas reserves of the Bozhong 19⁃6 structure exceed 100 billion cubic meters, breaking the traditional understanding that large gas reservoirs cannot be found in oil⁃prone basins.This article comprehensively applies oil and gas components, natural gas isotopes, fluid inclusions, and PVT analysis data to analyze the formation process and phase control factors of large⁃scale gas reservoirs in the Bohai Bay oil type basin. The research results indicate that large gas reservoirs have been discovered in the Bohai Bay oil⁃bearing basin, and have generally undergone the process of "early oil and late gas" accumulation. CO₂ is influenced by both mantle and crust sources, resulting in a mixed crust mantle origin; The CO₂ content affects the fluid phase state, manifested as a decrease in the critical temperature of the system as the content increases, making it more prone to gas phase. High CO₂ content Paleozoic carbonate buried hills are gas reservoirs, while low CO₂ content Archean buried hills are mostly condensate gas reservoirs or high volatility oil reservoirs. Therefore, the search for large condensate gas reservoirs should be considered as the exploration direction for natural gas reservoirs in oil bearing basins.

Graphical abstract

关键词

大型气藏 / 成藏过程 / 二氧化碳 / 相态 / 渤海湾盆地 / 石油地质.

Key words

large gas reservoir / accumulation process / carbon dioxide / phase state / Bohai Bay basin / petroleum geology

渤海湾盆地是我国最主要的产油盆地. 无论储量和产量均占国内2/3以上，但2017年之前历经50多年勘探未发现大中型气田. 已探明原油地质储量占油气当量的95%以上，呈现油多气少特征（李欣等，2013；薛永安等，2018）. 因此，渤海湾盆地一直以来被认为是典型的油型盆地，发现大型天然气田十分困难（胡见义等，1986）.

渤海油田勘探工作者经过20年的攻关研究，认识到油型盆地内某些构造、沉积特殊的区域也可以形成大气田. 薛永安等（2018）将此归纳总结为湖盆成气理论，即“一个核心要素、两个关键要素”. 一个核心要素即古近系区域超压泥岩“被子”强封盖，两个关键要素包括烃源岩晚期快速熟化高强度生气和大规模储集体. 在此理论认识的指导下，渤海湾盆地渤海海域近五年天然气勘探获得重大突破，发现了渤中19⁃6大型凝析气区，包括渤中19⁃6凝析气田、渤中21⁃22天然气田、渤中13⁃2和渤中26⁃6高挥发性油田，实现了我国东部油型盆地天然气勘探的战略突破. 与此同时，勘探过程中发现油气藏相态和流体组分非常复杂，既有高含凝析油的凝析气藏又有高挥发性油藏以及纯气藏；大部分油气藏中CO₂、CO和H₂S含量较低，但纯气藏中CO₂含量异常高，可达50%. 这种差异受何种因素控制？查清CO₂对流体相态的影响及相态差异控制因素，对下一步寻找大气田仍然意义重大.

基于此，本文从油气成藏特征与过程入手，解剖流体相态特征和CO₂成因，深入分析流体相态控制因素，总结流体相态的差异成因，以期能进一步指导油型盆地内的天然气勘探.

1 区域地质背景及成藏特征

1.1　地质背景

渤海湾盆地是中朝准地台经古生代沉积并在印支、燕山期运动的基础上发展起来的中新生代断陷盆地（李德生，1981；侯贵廷等，1998，2000），总体呈菱形，两端窄、中间宽，可划分为7个坳陷和4个隆起，共计11个二级构造单元（叶加仁等，2012），是我国重要的含油气盆地，目前已发现的大型气藏主要分布于渤海湾盆地渤中凹陷埋深超3 500 m的深层潜山.

渤中凹陷位于渤海湾盆地东部，是渐新世以来盆地沉降迁移收敛的中心，北接石臼坨凸起，东邻渤东低凸起，西接沙垒田凸起，南接渤南低凸起，面积约8 600 km²，拥有巨厚的新生代沉积. 地层自下而上依次发育太古界、古生界、中生界和新生界，其中太古宇变质岩和古生界碳酸盐岩潜山是重要的含气层系，新生界沙河街组是主力烃源岩层系（谢玉洪等，2018；周心怀等，2022）.

1.2　油气成藏特征及过程

渤中19⁃6大型凝析气区包括四个高点，其流体相态及组分差异明显. 主体区为中高点渤中19⁃6凝析气田，为高含凝析油凝析气藏（图1，图2）. 渤中19⁃6构造为出露型太古界变质岩低位潜山（李雄炎等，2023），总体是一个被近南西-北东向断层与近东西向断层所切割的潜山构造区，为典型的源内古地貌隆起带. 经历多期构造运动，潜山内部发育规模性立体网状裂缝型储集空间，岩性以变质花岗岩、片麻岩和碎裂岩为主，埋藏深度超过4 000 m，单井储层厚度最大可达440 m，岩心测试孔隙度平均为4.4%，渗透率平均为5.05 mD，探明含气面积超过100 km²，气藏幅度超过1 700 m. 北高点和南高点分别为渤中13⁃2和渤中26⁃6高挥发性油藏，分别位于渤中19⁃6构造南、北两侧（图1，图2）. 渤中26⁃6与渤中19⁃6潜山岩性特征相似，同为出露型太古界变质岩潜山，但构造位置相对偏高，属于中位潜山，上覆地层缺失沙河街组，东营组沉积相对较薄，盖层平均厚度为280 m，整体薄于渤中19⁃6潜山，盖层压力系数为1.2~1.4，略低于渤中19⁃6构造. 盖层条件相对薄，导致天然气留存的量相对少，造成渤中26⁃6潜山为高挥发性油藏（顶部局部为凝析气藏）. 渤中13⁃2构造为上覆中生界火山岩地层的覆盖型太古界变质岩低位潜山，其油源条件、应力特征、储层类型、古近系泥岩盖层与渤中19⁃6构造基本相似. 该构造与渤中19⁃6构造的主要区别是太古界储集体上方覆盖一套中生界致密的凝灰岩，该地层内部缺少断层. 渤中21/22构造位于渤中19⁃6构造东侧高点（图1，图2），为出露型古生界碳酸盐低位潜山，储层岩性以石灰岩、白云岩、灰质云岩、云质灰岩为主，储集空间类型为奥陶系碳酸盐岩构造缝、溶蚀孔洞缝，保存条件与渤中19⁃6构造相似. 该气藏整体为高含CO₂的天然气藏，与前者油气藏特征差异明显.

上述油气藏普遍发育3类流体包裹体，分别为黄绿色荧光烃包裹体、蓝白色荧光烃包裹体和甲烷气烃包裹体. 其中黄绿色荧光烃包裹体多发育于石英颗粒微裂隙中，呈串珠状或群体状分布，一般呈球形、椭球形，个别呈不规则形（图3a、图3b）. 该类包裹体均一温度主要分布于100~110 ℃以及120~140 ℃，与其伴生的盐水包裹体均一温度分布为100~140 ℃（图4）. 蓝白色荧光烃包裹体多沿穿石英颗粒裂缝和石英颗粒内部微裂隙呈串珠状分布或在石英颗粒内部呈群体状分布（图3c、图3d）. 该类包裹体均一温度分布于140~170 ℃，同期盐水包裹体均一温度分布于130~170 ℃（图4）. 甲烷气烃包裹体主要发育于石英颗粒内微裂隙及穿石英颗粒裂隙，荧光下不发光，呈串珠状或群体状产出（图3e、图3f）. 与甲烷气烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度分布区间较宽，为140~220 ℃，主峰位于180~200 ℃之间（图4）. 流体包裹体岩相学和均一温度特征表明，环渤中凹陷已发现大型油气藏普遍经历了“先油后气”的成藏过程. 此外，在上述油气藏储层中均发现了沥青亦证实早期发生了原油充注；钻探过程中地层压力大，也表明晚期发生了大量天然气充注.

结合生烃洼陷内虚拟井埋藏史和生烃热演化史分析（图5），12 Ma左右，临近生烃次洼的烃源岩广泛处于大量生油阶段，早期生成的原油沿着断层、不整合面向圈闭充注并形成油藏. 5.1 Ma以来，渤中地区快速沉积厚层的新近系地层，烃源岩处于高-过成熟演化阶段，天然气大量生成并充注，对先期深层油藏形成气侵，在古近系泥岩“被子”的保护下，气侵过程持续至今，大型油藏逐渐转变为大型气藏.

2 相态特征及控制因素

2.1　流体相态特征

渤中19⁃6大型凝析气区中高点（主体区）与东高点（渤中21/22构造区）流体相态、组份差异很大. 渤中19⁃6凝析气藏含气层位为古近系孔店组和太古宇变质岩潜山，地面凝析油密度0.787~0.811 g/cm³（20 ℃），平均0.798 g/cm³；黏度1.24~2.44 m Pa·s，平均1.78 m Pa·s；凝固点12~22 ℃，均值为18 ℃；平均含蜡量13.56%，平均含硫量0.02%，气油比为1 023~1 421 m³/m³（表1）. 天然气组分中甲烷含量70.85%~78.27%，平均76.08%；乙烷及以上烃类组分含量12.17%~13.74%，氮气含量0.11%~0.19%，均值为0.14%；CO₂含量9.19%~16.27%（表2）. 流体在地层条件下呈单一气相，井流物中C₁+N₂含量介于60%~70%，C₂~C₆+CO₂含量介于20%~30%，C₇⁺均在10%以下，在油气藏流体三元组成三角相图上，位于凝析气藏区（图6）. 气层温度介于临界温度与临界凝析温度之间，且露点压力接近地层压力，地露压差小（图7），凝析油含量为751~884 cm³/m³，属于（特）高含凝析油的凝析气藏.

渤中21⁃22气藏含气层位为古生界，储集岩为碳酸盐岩，天然气组分中甲烷含量43.95%~59.60%，C₂⁺含量在2.94%~10.06%间，氮气含量较低，分布于0.11%~1.88%，CO₂含量较高，介于29.19%~51.02%（表2）. 由BZ22⁃1⁃B井地层流体样品PVT分析结果可见，井流物中C₁+N₂含量为59.32%，C₂~C₆+CO₂含量为40.56%，C₇⁺含量为0.12%，置于流体三元组成三角图上，属于干气范围. 从P⁃T相图中可见（图8），其临界温度和压力较低，临界凝析温度也仅8.4 ℃，地层温度等值线位于临界点右侧，且远离临界点. 地层温压远大于临界温压，地层和地面条件下流体均呈单一气相，不穿过两相区，地下和地面均无液态烃析出.

2.2　二氧化碳来源探讨

渤海湾油型盆地内已发现的大型气藏均含CO₂气体，但含量差异较大. 整体表现为渤中19⁃6变质花岗岩潜山凝析气藏内CO₂含量低，低于10%左右，而渤中21⁃22碳酸盐岩潜山气藏内CO₂含量较高，最高可达51%.

依据CO₂来源差异，可将其分为有机成因和无机成因两大类（Baker et al.，1995；戴金星等，1995；Dai et al.，1996；Zhang et al.，2008；姜平等，2022）. 其中有机成因主要是由有机质在热演化过程中生成的，如有机质受硫酸盐热还原（TSR）可产生大量CO₂（Hutcheon et al.，1995；Stasiuk，1997；Pan et al.，2006；Zhang et al.，2007）. 无机成因主要来自未脱气地幔岩浆脱气作用、地壳岩石熔融脱气作用、碳酸盐岩或碳酸盐胶结物热分解等（程有义，2000）.

CO₂的碳同位素值及伴生氦的同位素特征是判识CO₂来源的有效指标. 戴金星（1995）在综合国内外数据基础上，将δ¹³CO₂值<-10‰的归为有机成因，δ¹³CO₂值>-8‰的归为无机成因. 一般而言，当R/Ra>1则表明有显著幔源组分贡献；R/Ra<1主要为壳源成因（Marty et al.，1989；戴金星，1995）. 由图9可见，渤海湾油型盆地内已发现大型气藏的样品点多位于壳幔过渡区附近，应受到幔源与壳源的共同影响.

此外，早期中低成熟原油有机酸裂解成小分子酸与碳酸盐岩反应也可释放CO₂气体. 渤中21⁃22气藏储层流体包裹体照片显示灰岩裂缝中可见稀油沥青（图10a），同时包裹体中也可见沥青（图10b）. 两者表明渤中21⁃22气藏内可能发生过早期中低熟原油的大量裂解. 而中低熟原油富含石油酸，以脂肪酸为主，热分解可以生成小分子石油酸，具有更强的腐蚀性，与碳酸盐岩发生反应可释放大量CO₂气体. 此过程可释放壳源成因的CO₂，并导致渤中21⁃22碳酸盐岩气藏内CO₂含量更高.

钻探结果与分析表明，研究区CO₂含量与储层类型有明显关系，CO₂含量低的气藏其储层为变质花岗岩，而CO₂含量高的气藏其储层均为碳酸盐岩且为干气藏. 这一现象表明高含量的CO₂成因应与碳酸盐岩储层有某种关系，受到幔源与壳源的共同影响，为壳幔混合成因.

2.3　相态控制因素分析及其勘探意义

2.3.1　流体相态分布特征

总体上，中高点渤中19⁃6凝析气藏储层为变质花岗岩，CO₂含量相对较低，多在10%左右（表2）；东高点渤中21⁃22纯气藏储层为碳酸盐岩，CO₂含量相对较高，最高可达50%（表2）. 换而言之，研究区凡凝析气藏，其储层均为变质岩；凡纯气藏储层均为碳酸盐岩且CO₂含量高；高CO₂含量的油气藏呈气相，低CO₂含量的油气藏呈凝析气相. 如在渤中21⁃2构造，D井区CO₂含量介于10.6%~13.5%，为凝析气藏；而相邻的C井区CO₂含量高达49%~59%，为气藏（图11）.

2.3.2　CO₂对流体相态的影响

PVT相态模拟结果证实CO₂含量会影响烃类流体的相态特征，CO₂含量越高越易呈气相. 如图12所示，随着CO₂含量增加，烃类体系的临界温度降低，临界压力和饱和压力升高，临界点从右向左偏移，烃类体系相图向轻质化特征转变（向左收缩变窄）. CO₂含量增加量与临界温度关系如图13所示，当CO₂含量增加10%后，临界温度由506.1 ℃下降到446.9 ℃，当CO₂含量增加20%后，临界温度由506.1 ℃下降到322.2 ℃，当CO₂含量增加30%后，临界温度由506.1 ℃下降到115.7 ℃，故CO₂含量增加有助于流体相态向气藏转变. 此外，侯大力等（2013）利用无汞可视化DBR⁃PVT实验装置，开展了注CO₂增溶膨胀相态实验，实验测试结果与上述模拟结果一致.

综上所述，CO₂含量是控制该区流体相态现状的关键因素，渤海湾油型盆地内古生界碳酸盐岩潜山CO₂含量整体偏高，多为气藏，太古界潜山CO₂含量相对偏低，多为凝析气藏或高挥发性油藏.

2.3.3　渤中19⁃6构造及围区深部油气藏流体相态探讨

通过对已发现深层勘探发现的流体分布、CO₂含量及其对流体相态影响的分析，推测深层相态形成过程如下：

对于渤中19⁃6凝析气藏而言，12 Ma开始大量充注原油，5.1 Ma以来大量烃类气和非烃气开始充注并将早期充注的原油排驱至浅层，形成了渤中19⁃4和渤中19⁃2油田，而在深层较高的温压条件下形成了凝析气藏. 对于渤中21⁃22气藏而言，同样12 Ma开始充注原油，5.1 Ma以来开始充注大量烃类气及非烃气，并将原油排驱出深层圈闭. 在这一过程中，大量CO₂的生成使得整个体系的临界温度、临界压力等降低，导致其呈纯气藏. 分子运动学观点可简单解释上述现象：地层中高含量CO₂会导致分子间作用力以斥力为主，无法凝聚成液态，主要呈气相.

总之，渤海海域深部油气藏相态复杂，既有凝析气藏、高挥发油藏，也有高含CO₂的纯气藏，碳酸盐岩储层会造成CO₂含量异常高，同时为不含凝析油的干气藏. 油型盆地烃源岩先期生成了大量轻质原油，后期生成大量天然气. 原油首先进入圈闭成藏，后期天然气大量充注进入圈闭. 石油中轻质组份被天然气分子吸附，形成凝析气藏，而相对重质组份被驱替出圈闭向浅层运移成藏. 在此过程中如果生成了大量CO₂就会改变气藏中的相态控制因素，导致天然气分子无法吸附轻质油分子，不能形成凝析气藏，造成所有液态石油分子被驱替，从而形成高含CO₂的干气藏. 这一类天然气藏经济意义不大，同时“高碳”对于绿色低碳的勘探开发要求要尽量避免.

2.3.4　勘探意义

渤海湾盆地是典型的“油型盆地”，在早期勘探过程中，伴随着原油的发现，偶尔见到小型气藏，如辽河东胜堡、大港板桥气田、渤海锦州20⁃2凝析气藏等，其共同特点为凝析气藏. 随着近两年来渤海海域深层天然气勘探的突破，发现了渤中19⁃6大型气田，总体上以凝析气藏为主，同时见到了大型高挥发性油藏，其天然气储量规模也很可观，如渤中26⁃6天然储量达300~400亿方. 也发现了纯气藏，如渤中21⁃2/22⁃1，但CO₂含量很高，最高超过50%. 也就是说，渤海湾盆地深部天然气较为丰富，但流体性质复杂. 高含CO₂的纯气藏和高含凝析油的凝析气藏价值差异巨大，特别是在“双碳”战略背景下，勘探要以寻找后者为主. 此外，前已述及，油型盆地烃源岩早期会生成大量原油并进入深部圈闭，后期再生成大量天然气并将圈闭中早期聚集的原油驱替至浅层成藏，故对于油藏而言，主要分布于中浅层. 因此，探讨流体相态及其控制因素对勘探具有指导意义.

3 结论

（1）渤海湾油型盆地内已发现了渤中19⁃6和渤中21⁃22等大型气藏，普遍经历了“早油晚气”的成藏过程，晚期大量天然气的充注使早期油藏逐渐转变为大型气藏.

（2）已发现大型气藏内CO₂含量与储层密切相关，表现为变质花岗岩潜山CO₂含量低，碳酸盐岩潜山CO₂含量高. CO₂来源受到幔源与壳源的共同影响，为壳幔混合成因.

（3）CO₂含量影响流体相态特征，含量增加降低体系临界温度而易呈气相，表现为高CO₂含量的古生界碳酸盐岩潜山多为气藏，CO₂含量相对偏低的太古界潜山多为凝析气藏或高挥发性油藏.

（4）渤海湾油型盆地大型气藏的发现突破了油型盆地内不能找到大型气藏的传统认识，但同时应意识到油型盆地内找纯气藏是不现实，应将寻找大型凝析气藏作为天然气藏勘探的重点方向. 此外，也应认识到碳酸盐岩潜山因CO₂含量普遍偏高不利于形成凝析气藏.

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基金资助

“十四五” 重大科技项目“潜山油气成藏理论与勘探关键技术”(KJGG2022⁃0302)