渤中凹陷深层渤中19-6构造大型凝析气田的发现及勘探意义

施和生 王清斌 王 军 刘晓健 冯 冲 郝轶伟 潘文静

（ 1中海石油（中国）有限公司勘探部；2 中海石油（中国）有限公司天津分公司 ）

0 引言

渤海湾盆地作为中国东部重要的含油气盆地，经过几十年的勘探，发现探明石油储量约130.5×108t，天然气储量约3510×108m3，探明石油储量远远大于已探明天然气储量[1]，是典型的油型盆地。前人研究认为渤海湾盆地多数地区古近系烃源岩主要为腐泥型和混合型，热演化程度不高，未进入大量生气阶段，是不能形成大型天然气聚集带的根本原因[2-4]。另外，渤海湾盆地晚期构造活动强烈，对东营组和沙河街组泥岩破坏强烈，不利于封盖大型天然气田[5-7]。近年来，加大了对渤中凹陷深层的勘探力度，针对天然气勘探持续攻关，在成烃、成储、成藏方面取得了一系列新认识[8-12]，落实了渤中凹陷深层渤中19-6构造圈闭群，成功发现了渤中19-6千亿立方米大型凝析气田。渤中19-6大型天然气田的发现揭示了渤中凹陷深层巨大的天然气勘探潜力，对推动渤海湾盆地天然气勘探具有里程碑意义。

1 勘探历程

渤中凹陷位于渤海湾盆地中东部，面积近1×104km2，是渤海海域面积最大的二级构造单元，也是渤海海域唯一的独立二级构造单元。渤中19-6气田位于渤中凹陷西南部深层（图1），其北部、西部和东部分别为沙垒田凸起、埕北低凸起和渤南低凸起，气田周边的曹妃甸18-2油田、渤中13-1油田为早期发现并已投入开发，油田规模小；气田浅层为渤中19-4油田，含油层系为新近系，为已开发的中型油田。渤中19-6气田的发现经历了漫长而艰苦的勘探历程。

图1 渤中19-6凝析气田区域位置图Fig.1 Location of BZ19-6 condensate gas field

1.1 早期勘探阶段

1981—2000年，在二维地震资料的基础上开展构造解释工作，结合重力、磁法资料，发现渤中凹陷西南部存在一个重力高异常体，综合石油地质条件分析认为其具有良好的勘探潜力，1997年德士古公司以东营组为主要目的层钻探了BZ19-2-1井，在古近系东营组获得了一定的发现，但由于油层厚度薄，地质储量规模小，不具有商业价值。

1.2 深层勘探准备阶段

2000—2010年，在渤中凹陷西南部开展三维地震勘探研究工作，在此基础上，针对东营组和浅层明化镇组进行了勘探，在渤中19-4、曹妃甸24-1和渤中13-1南3个构造上钻探了6口井，发现了渤中19-4中型油田。同时积极准备深层，2006年对渤中19-4构造深层湖底扇大型岩性圈闭进行了领域性研究。

1.3 深层天然气勘探探索阶段

2011—2013年，为了寻找深部油气，在渤中凹陷西南部渤中21-2潜山构造钻探了科学探索井BZ21-2-1，渤中22-1构造钻探了BZ22-1-2井，在古生界奥陶系石灰岩中发现了厚层天然气，气层厚度为93.2～101.8m，气藏顶埋深为4348～4862m，裸眼测试获得日产气40×104m3。古生界碳酸盐岩天然气中CO2含量高（最高可达49%），也含有较高的CO、H2S，加上气藏埋深较大，钻井费用高，这些条件制约了该区深层天然气的进一步勘探。

1.4 深层天然气勘探突破阶段

2014—2016年，开展渤中凹陷天然气勘探攻关研究，认为渤中凹陷具备形成大中型天然气田的资源基础；深层太古宇变质岩潜山在郯庐断裂和张蓬断裂的共同作用下有可能存在优质裂缝型储层；深部烃源岩通过断层与潜山对接或直接覆盖在潜山之上，供烃窗口大，最大可达2000m以上，加上太古宇变质岩潜山不同于石灰岩潜山，其CO2和H2S含量可能不高，天然气成藏条件优越。特别是通过三维地震资料重新处理，地震资料品质得到明显的改善，并结合区域构造演化研究，厘定地层层位，针对深层太古宇潜山设计了一口深井BZ19-6-1井，该井于2016年12月钻探，在孔店组砂砾岩发现气层242.8m、太古宇潜山揭示气层106m。2017年8月，继续部署评价井BZ19-6-2井，在太古宇潜山发现气层270m，中途测试获得日产气18.4×104m3、日产油168m3，揭开了渤中19-6潜山天然气勘探的序幕。随后的BZ19-6-2Sa井、BZ19-6-3井、BZ19-6-4井、BZ19-6-7井在砂砾岩和太古宇潜山中分别获得巨厚气层，并测试获得高产，最高可达600m3/d油当量以上（天然气超30×104m3/d，凝析油超300m3/d），千亿立方米大型天然气田浮出海面。渤中19-6大型凝析气田的发现是解放思想、理论创新、技术进步的基础上获得的巨大成果，是几代渤海勘探人对天然气勘探不断探索的结果。

2 大型凝析气田地质特征

2.1 地层与产层

渤中19-6大型凝析气田自上而下分别钻遇第四系，新近系馆陶组和明化镇组，古近系东营组、沙河街组、孔店组及太古宇。其中，太古宇潜山岩性以片麻岩为主，锆石U—Pb定年分析表明，片麻岩形成年龄为19～26亿年。孔店组沉积时期盆地开始持续裂陷扩张，研究区三面邻凸，物源及沟谷体系十分发育，形成多期叠置的近源扇三角洲沉积[13]，岩性主要为大套砂砾岩或砾质粗砂岩，已钻井揭示砂砾岩体厚度达400～700m。沙河街组和东营组以及新近系在全区分布稳定，均以砂泥岩沉积为主，并且自下而上呈现出由湖相、三角洲相逐渐转为河流相沉积的特征。渤中19-6气田的产层主要集中在古近系孔店组砂砾岩和太古宇片麻岩两套地层中（图2），气藏埋深为3800～5600m。

图2 渤中19-6构造地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive columnar section of BZ19-6 structure

2.2 烃源岩特征

渤中凹陷自渐新世以来成为渤海湾盆地的沉积和沉降中心，是盆地演化的归宿，发育了巨厚的渐新统东营组和新近系。渤中凹陷发育古近系沙三段、沙一段和东三段优质烃源岩[14-16]，3套烃源岩的总厚度介于500～2500m（图3）。

3套烃源岩不仅厚度大，而且有机质丰度高、类型好，TOC普遍达到1%的好烃源岩标准，大部分样品为TOC超过2%的优质烃源岩，有机质类型以Ⅱ1型为主。沙三段是渤中凹陷最重要的烃源岩，烃源岩质量最好；其次是沙一段，它是另一套重要的烃源岩；东三段烃源岩为渤海所特有，对渤中凹陷大部分油气藏有贡献，烃源岩质量相对较差（表1）。

图3 渤中凹陷西南部沙河街组和东营组烃源岩厚度等值线图Fig.3 Isopach map of the Shahejie Formation and Dongying Formation source rocks in southwestern Bozhong sag

表1 渤中凹陷烃源岩评价参数统计Table 1 Evaluation parameters of source rocks in Bozhong sag

沙三段、沙一段和东三段优质烃源岩干酪根显微组分组成以腐泥组为主，其次为壳质组，两者又分别以腐泥无定形体和腐殖无定形体为主要组分，干酪根类型指数介于52～87，平均为70，有机质类型为Ⅱ1型。显微组分组成反映了渤中凹陷烃源岩具有菌藻类等低等生物和陆源高等植物等多种来源的有机质，有机质类型为腐殖—腐泥型，该类烃源岩既可以在低演化阶段大量生油，也可以在高演化阶段大量生气。

渤中凹陷古近系烃源岩埋深巨大，一般为4500～7000m；洼陷区大地热流值较高，为60～65mW/m2。巨大的埋深和较高的大地热流导致烃源岩整体处于高—过成熟阶段，凹陷西南部烃源岩镜质组反射率为1.2%～3.5%（图4）。

为了明确烃源岩的生气潜力，对取自渤海海域处于低成熟阶段的典型优质烃源岩样品进行封闭体系黄金管热模拟实验（升温速率为20℃/h），样品TOC为3.93%，IH为727mg/g，干酪根类型为Ⅰ型。模拟结果表明，优质烃源岩最高油产率为461mg/g，按初始IH扣除最高油产率作为干酪根初次裂解气来计算[17]，干酪根初次裂解气产率为266mg/g，干酪根初次裂解气态烃产率约占烃源岩生烃潜量的37%（图5），表明优质烃源岩既可以大量生油，又可以大量生气。模拟实验表明，优质烃源岩液态烃产率高峰对应镜质组反射率约为0.9%，对应深度约为4100m，反映了渤中凹陷4100m以下优质烃源岩进入大量生气阶段。渤中凹陷巨厚的腐殖—腐泥型烃源岩在高演化阶段大量生气是渤中19-6大型天然气田形成的物质基础。

图4 渤中凹陷西南部古近系烃源岩底面镜质组反射率等值线图Fig.4 Vitrinite reflectance contours of the bottom of Paleogene source rocks in southwestern Bozhong sag

图5 渤海海域典型优质烃源岩热模拟烃产率Fig.5 Thermal-simulated hydrocarbon yield of typical high-quality source rocks in Bohai Sea

2.3 储层特征

渤中19-6构造钻探揭示两套深部储层，第一套储层为古近系孔店组砂砾岩，国内外均发现砂砾岩可作为油气的优质储层[18-20]，研究区砂砾岩主要分布在构造南部的BZ19-6-1、BZ19-6-3和BZ19-6-5井区，为近源扇三角洲沉积（图6）。砂砾岩储层储集空间多样，主要发育原生型、次生型和继承型，其中原生型储集空间主要为砾石支撑孔（图7a），次生型储集空间主要为粒间高岭石微孔、胶结物溶蚀孔（图7b）、颗粒溶蚀孔和构造破碎缝（图7c），继承型储集空间主要为砾内裂缝（图7d）和砾内溶蚀孔，属于裂缝—孔隙型储层。整体上，砂砾岩储层孔隙度为0.28～14.50%，平均为6.38%（图8a），渗透率为0.02～21.06mD，平均2.83mD（图8b），属于特低孔—特低渗透储层。该套储层横向上连续性差，储层厚度变化较大，各井区砂砾岩发育厚度差异较大。

第二套储层为太古宇变质岩储层，以花岗片麻岩为主，根据岩心和薄片观察，储集空间主要是裂缝以及沿微裂缝的溶蚀扩大孔（图7e、f），属于裂缝型储层。变质岩储层孔隙度分布范围为0.075%～20.915%，平均为4.072%（图8c）；渗透率分布范围为0.003～20.326mD，平均为0.373mD（图8d）。该套储层横向分布范围大，纵向延伸厚度大，全区稳定分布。

通过对研究区岩心、壁心和薄片观察，明确了变质岩储层主要发育3期裂缝：第一期裂缝主要发育在印支期，受华北板块和扬子板块碰撞影响，发育大量挤压构造裂缝，主要发育在矿物晶体颗粒内部，以充填白云石（图9a）、泥质为特征，裂缝充填程度较高；第二期裂缝主要发育在燕山期，与太平洋板块向东亚大陆俯冲有关，郯庐断裂发生左旋走滑作用，岩石破碎作用强烈，形成大量碎裂岩和碎斑岩以及一系列动力破碎带，并派生出大量裂缝，本期裂缝中主要充填碎基（图9b）、铁白云石（图9c）、硅质（图9d）以及铁质矿物；第三期裂缝与新近纪太平洋俯冲、郯庐断裂发生右旋走滑作用有关，裂缝主要充填方解石（图9e），大部分呈半充填或开启状态（图9f），高角度裂缝发育，是天然气主力储集体。

图6 渤中19-6构造孔店组砂砾岩沉积相图Fig.6 Sedimentary facies of the Kongdian Formation glutenite in BZ19-6 structure

图7 渤中19-6构造砂砾岩与变质岩储层储集空间显微照片Fig.7 Microscopic photos of the reservoir space of the glutenite and metamorphic rock in BZ19-6 structure

2.4 盖层特征

渤中19-6构造东营组—沙河街组沉积期受构造运动影响，湖盆进一步扩大，发育了一套湖泊相沉积，岩性主要为深灰色泥岩，为盆地提供优质烃源岩的同时也为储层提供了优质盖层。盖层主要为东营组和沙河街组泥岩，泥岩累计厚度最高可达上千米，埋深大于3000m，是良好的区域盖层（图9），该层下部钻遇的油气层也表明了古近系巨厚泥岩具有良好的封堵能力，与下部储层形成一套较好的储盖组合。

图8 渤中19-6构造砂砾岩与变质岩储层物性分布图Fig.8 Physical properties distribution of the glutenite and metamorphic reservoirs in BZ19-6 structure

图9 渤中19-6构造太古宇变质岩储层裂缝期次和充填特征Fig.9 Fracture period and filling characteristics of the Archean metamorphic reservoirs in BZ19-6 structure

随着深度的增加，泥岩的压力也在升高，并在深度超过3000m的东营组开始出现持续高压的情况，东营组下部和沙河街组泥岩声波时差具有明显的反向增加（图10），这是由于该段压实程度不够而导致的[21]，因此泥岩欠压实是该区巨厚泥岩段超压形成的主要机制。后期东营组和沙河街组进入生烃阶段，生烃作用的持续导致泥岩盖层中压力增大，使得其很好地阻挡了油气的向上渗漏或沿断裂的逸散。

2.5 成藏特征

渤中19-6构造位于渤中凹陷西南部中央隆起带周缘，凹陷中烃源岩Ro可达2.5%，巨厚优质烃源岩为大型天然气田的形成提供了充足的油气来源，并且潜山两侧烃源岩直接与储层对接，供烃窗口可达上千米，变质岩潜山内部也可作为油气的运移通道。印支期、燕山期和喜马拉雅期多期次构造运动对太古宇变质岩和孔店组砂砾岩中裂缝的形成起到了关键作用，潜山顶部东营组和沙河街组巨厚泥岩为天然气的保存提供了良好的盖层条件（图11）。良好的生气条件、巨厚的储层以及区域超压泥岩封盖是渤中19-6大型凝析气田的形成关键。

图10 渤中19-6构造声波时差纵向分布图Fig.10 Vertical AC distribution for BZ19-6 structure

2.6 油气性质特征

渤中19-6气田测试气油比介于951～1658m3/m3，凝析油含量高达742.8g/m3，属于特高含凝析油凝析气藏。渤中19-6气田天然气以烷烃气为主，其中CH4含量介于70.85%～78.27%，平均为76.43%，C1/C1+介于 0.84～0.86，属于湿气，CO2含量介于6.88%～16.27%，平均为10.16%，此外还含有（9.24～36.63）×10-6不等的 H2S。

渤中19-6气田凝析油密度介于0.7914～0.8089g/cm3（20℃），平均为0.7976g/cm3（20℃）；凝 析 油 黏 度 介 于 1.244～3.438mPa·s； 平 均 为1.940mPa·s；含蜡量介于9.70%～18.26%，平均为14.04%；胶质+沥青质介于0.170%～1.700%，平均为1.005%；凝固点介于12～23℃，平均为19℃；含硫量低于0.025%。

图11 渤中19-6凝析气田油藏剖面Fig.11 Reservoir section of BZ19-6 condensate gas field

3 勘探意义

3.1 渤中19-6的发现进一步证实了渤中凹陷深层烃源岩具有巨大的生气潜力

渤海海域在20世纪80年代发现了位于辽西凸起的锦州20-2中型凝析气田并投入开发，随后又在环渤中凹陷发现了曹妃甸18-2、渤中26-2和渤中28-1等带凝析气顶的油田，但天然气储量规模小，单个气藏储量规模小于50×108m3。渤中凹陷深层渤中19-6大型凝析气田的发现证实了该地区烃源岩具有巨大的生气潜力。

3.2 孔店组巨厚砂砾岩储层是深层寻找规模油气藏的重要领域

渤海湾盆地的济阳坳陷东营凹陷[22-23]，以及黄骅坳陷孔南地区[24]在孔店组均发现砂砾岩储层，埋深相对较浅，储层厚度为30～100m。渤中19-6的发现是渤海湾盆地孔店组砂砾岩勘探的战略性突破，首次在孔店组发现巨厚裂缝—孔隙型储层，BZ19-6-1、BZ19-6-3、BZ19-6-5井区砂砾岩体厚度分别达到了404m、390m、622m，单层储层厚度达到了317.5m。渤中19-6构造巨厚砂砾岩储层的发现，展示了渤海湾盆地孔店组砂砾岩体勘探的巨大潜力，拓展了渤海未来油气勘探领域。

3.3 太古宇变质岩大型气藏的发现证实了环渤中凹陷潜山内幕型储层的潜力

构造运动是太古宇变质岩形成内幕型优质储层的主控因素[25-27]，区域构造分析表明，太古宇潜山受扬子板块、华北板块以及太平洋板块运动影响，经历了多期构造运动[28-29]，渤中19-6构造太古宇变质岩储层遭受印支期、燕山期和喜马拉雅期等多期次构造作用改造，发育多期次裂缝、构造破碎带以及碎裂岩、碎斑岩等动力变质岩，在潜山内幕形成大规模、多期次裂缝型储层。尤其是渤中19-6构造太古宇变质岩潜山距离潜山顶面1000m以下仍发育大型裂缝型储层，储层纵向发育深度大，优质储层井段长、厚度大，展示了变质岩内幕型储层的勘探潜力。

4 结论

渤中凹陷腐殖—腐泥型烃源岩在高演化阶段具有巨大的生气潜力，渤中19-6大型天然气田的发现突破了渤海湾盆地“油型盆地”不能找到大型天然气田的传统认识，展示了渤中凹陷深层巨大的天然气勘探潜力。

渤中凹陷东营组巨厚超压泥岩可作为大型天然气藏的优质区域盖层，是渤中19-6大型凝析气田成藏的关键。

渤中凹陷深层孔店组巨厚砂砾岩及太古宇低位潜山是寻找大型天然气藏的新方向，勘探前景广阔。

解放思想、勇于探索是实现渤中凹陷深层勘探突破的根本，精细研究、理论创新是实现勘探突破的重要保障。