歧口凹陷东北环天然气成藏条件与勘探领域

武 强，王应斌，祝春荣，江 涛

(中海石油(中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

歧口凹陷东北环天然气成藏条件与勘探领域

武 强，王应斌，祝春荣，江 涛

(中海石油(中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

歧口凹陷是渤海湾盆地重要的生气凹陷，存在石炭—二叠系和古近系沙河街组两套生气层系，凹陷东北环紧邻歧口凹陷主洼，具备形成大型天然气田的物质基础。在古近纪沉积时期受三个方向物源的影响，储盖组合较发育，沙河街组的超压又较好的保存了储层物性。通过对构造特征、沉积体系和油气运移条件分析，认为凹陷东北环深层构造圈闭、沙垒田凸起西翼倾没端地层圈闭和深层岩性圈闭是该区天然气勘探的重要领域和方向。

天然气;超压;物性;勘探领域;歧口凹陷东北环

歧口凹陷位于渤海湾盆地西部，是第三纪以来形成的大型生油气凹陷，其西部为孔店隆起，东部为沙垒田凸起，南部为埕宁隆起，北部以新港—海河断裂带与北塘凹陷分隔，矿区现在为中石油大港油田和中海油渤海油田共同占有(图1）。半个世纪的油气勘探实践及成果表明歧口凹陷是渤海湾盆地重要的富油气凹陷，围绕该凹陷先后发现大量油气，但这些油气主要集中在凹陷西环和南环，歧口凹陷的东环和北环虽经过大港油田和渤海油田多轮的勘探研究和实践，但一直未有规模发现。

歧口凹陷第三系以来最大沉积厚度超过10 000 m，其沉降量大，沉积范围广，凹陷内沉积了古近系沙河街组三段、一段和东营组三段等多套烃源岩。歧口凹陷自身的构造演化过程使得凹陷沉积、沉降中线位于凹陷西侧，这使得歧口凹陷东北环油源条件极为优越。歧口凹陷受多期构造演化，发育多期沉积体系，形成丰富的储集空间，为大中型油气田的形成提供了充足的地质条件。古近系东营组到新近系馆陶组沉积时期，凹陷东北环发生大规模火山活动，形成区域性火成岩［1－3］，由于火成岩物性普遍较差，使得油气难以运移至新近系，主要在古近系成藏。近些年大港油田、冀东油田、渤海油田和科麦奇石油公司先后围绕该区钻探多口探井，在古近系东营组和沙河街组发现多层油气层，初步展示了该区深层的勘探潜力。从流体类型看，已发现的烃类天然气占有较大比重，天然气主要分布在3 000 m以下古近系中，凹陷西侧CFD7－X井在东营组3 200 m深度获得日产油121.64 m3、气285 803 m3的高产工业油气流。

图1 歧口凹陷及围区区域位置Fig.1 Location of Qikou Sag and its outskirts

1 天然气成藏有利地质条件

歧口凹陷是渤海湾盆地重要的富气凹陷，近些年大港油田先后围绕歧口凹陷探明天然气储量超过600×108m3，歧口凹陷3 500 m以下深层天然气勘探也是大港油田的重点目标［4，5］。由于歧口凹陷东北环紧邻凹陷中心，烃源条件优越，古近系到新近系的区域性火成岩限制了油气的向上运移，这使得该区的勘探主要以古近系为主。但是由于该区古近系东二下段顶埋深大多超过3 000 m，在此条件下天然气勘探成为该区古近系深层勘探的重点，从大港油田经验看，天然气勘探深度可达5 500 m。从成藏条件看，该区的地质情况也十分有利于大型天然气藏的形成和保存。

1.1 气源条件

歧口凹陷产气层系主要包括沙河街组、东营组，另外古生界石炭、二叠系的煤系地层也是重要的生气层系。歧口凹陷的天然气剩余地质资源和剩余可采资源分别占总剩余资源量的62%和70%，在预测的天然气储量中，歧口凹陷的溶解气和气层气的地质储量分别占全探区的54%和69%［5］。

歧口凹陷沙河街组沉积厚度巨大，其暗色泥岩厚度最大可达2 000 m，从沙三段泥岩等厚图看，暗色泥岩最厚部位即紧邻凹陷东北环(图2）。对凹陷东北环 CFD7－X井进行地化分析，歧口凹陷自2 800 m左右进入生烃门限，总有机碳含量平均为1.29%，间于 0.87% ～2.08% 之间;干酪根组分以壳质组分为主，间于82% ～94%之间，少量的镜质组及惰质组，仅个别样品中含有腐泥组;从有机质成熟度看，沙河街组烃源岩aaaR－C29S/(S+R）的数据间于0.43～0.52之间(图3），已达到成熟阶段。盆地模拟结果证实歧口凹陷烃源岩成熟度较高，在24.6 Ma时，凹陷深处烃源岩就进入了成熟门限;在5 Ma时，凹陷全部就进入生排烃期，凹陷深处进入大量生气的阶段。据统计歧口凹陷东北环聚气强度可达 1.29 ×108m3/km2［6］。

图2 歧口凹陷沙三段暗色泥岩等厚图Fig.2 Map showing the distribution of dark mudstone in the Sha3 formation，Qikou Sag

图3 CFD7－X井沙河街组烃源岩成熟度分析Fig.3 Analysis of maturity of source rocks in Shahejie formation of well CFD7－X

古生界煤系地层也是该区的一套重要生气层系，但由于海域内该套地层埋深极深，超过10 000 m，因此海域内并未钻遇。从陆地油田钻探情况看，古生界煤层中壳质组平均含量可达15.03%，太原组壳质组平均含量12.1%，是较好的烃源岩，煤成湿气是重要的天然气类型，且已发现一定规模的储量［5，7］。陆上研究结果证实歧口凹陷内石炭、二叠系煤系烃源岩发育，煤层总厚度可达50～60 m，暗色泥岩累计厚度100～170 m，现均已达成熟阶段，煤系地层共发生过3次重要的生烃作用过程，最有意义的一次成烃作用发生在新近纪，最高相对生烃量超过 50 mg/g［8］。

1.2 储盖条件

由于歧口凹陷被四大凸起隆起区包围，因此其沉积体系复杂、类型丰富，分别受北部燕山物源、西部沧县物源、南部埕宁物源和东部沙垒田物源的影响［9］。其中凹陷东北环主要受北部燕山物源和东部沙垒田物源影响，同时西部的沧县物源也有一定影响。北部燕山物源影响范围较广，主要影响北塘凹陷，部分碎屑物沿着北部斜坡带被搬运到歧口凹陷北次洼沉积。沧县物源由于离研究区较远，因此影响相对较小，主要是在东北环形成浊积扇沉积。沙垒田凸起影响范围相对较小，但在古近纪长期出露水面，对于凹陷东北环是最重要的物源区。从沉积体系类型，该区古近系主要发育扇三角洲、浊积扇、辫状河三角洲、水下扇等多种类型。

从沉积体系时空分布看，沙河街组沉积时期，湖平面相对较低，歧口凹陷物源丰富，发育多个方向的大型三角洲或扇三角洲沉积体系，且分布范围较广。此时沙垒田凸起大面积出露水面，长期遭受剥蚀，发育自东向西的扇三角洲，为凹陷东北环提供物源。同时发育自西侧沧县隆起的三角洲前缘远端及浊积扇也可以到达本区［10］，这使得多方向物源叠加，形成复杂的沉积特征。从钻探情况看，该区在沙河街组已钻遇多套储层，但储层物性相对较差，因此寻找物性保存条件较好的区域是凹陷东北环沙河街组勘探成功的关键。

东营组沉积时期，歧口凹陷东北环由于紧邻凹陷中心，水体较深，为半深湖—深湖沉积环境，西部沧县物源和北部燕山物源对该区的影响主要为远岸水下扇沉积体系。此时沙垒田凸起继续遭受剥蚀，发育扇三角洲沉积体系。在三个不同方向沉积体系的共同作用下，凹陷东北环发育砂泥互层的地层，岩性主要以粉、细砂岩夹泥岩为主，局部可发育大套厚层砂岩(图4）。

图4 歧口凹陷东北环岩性对比剖面ig.4 Lithologic correlation profile in the northeast of Qikou Sag

1.3 超压条件

近些年随着歧口凹陷勘探程度越来越高，勘探难度小、成本低的浅层目标已越来越少。在此情况下，歧口深层成为勘探的主要目的层系，深层的异常超压就成为不能回避的主题。随着勘探认识的提高和技术的进步，大港油田近年先后在歧口深层获得勘探突破，坚定了歧口凹陷东北环深层天然气勘探的信心。

钻探结果证实歧口凹陷西部超压顶界面在2 500 m左右，异常压力结构特征在纵向上分为上部弱超压和下部超压双超压系统，弱超压系统主要发育于东营组中、下部，压力系数在1.2～1.4之间，超压系统主要发育于沙河街组，压力系数在1.3～1.6之间，歧深1井沙河街组压力系数最大可达1.7［11］。从凹陷西部钻探结果证实，多口井均钻遇弱超压，超压顶界面与凹陷西部基本相当，在2 500 m附近，压力系数一般不超过1.2，属弱超压系统。由于凹陷东北环钻井数量较少，且多未钻遇超压层，只能通过地震层速度分析，从过研究区二维测线层速度看，明显出现两个速度异常带，2 000 ms(约2 500 m）大致对应凹陷西部的弱超压系统，2 800 ms(约3 800 m）大致对应凹陷西部的超压系统(图5）。

图5 歧口凹陷东北环二维地震层速度分析Fig.5 Analysis of 2D seismic horizon velocity in the northeast of Qikou Sag

超压的存在对储层孔隙演化产生了重要影响，往往会抑制压实作用，保留原生孔隙并能产生些次生孔隙，从而使超压层段储层物性变好。从凹陷东北环已钻井电测解释物性看，常压或弱超压条件下，深度4 000 m左右物性已降至10%左右，深部物性可能变得更差。但由于深层尤其是沙河街组超压的存在，使得物性得到较好保存，凹陷中部的歧深1井深度4 000～5 000 m之间储层物性变化不大，孔隙度一般接近10%，最高可达20%(图6）。物性的改善也大大提高了测试产能，凹陷西北环探井常压条件下3 600 m深度测试几乎不产液，由于超压的存在，位于凹陷内的港深78井4 200 m获得日产油540 m3，歧深1井4 800 m以下仍具有日产气6 576 m3的产能［11］。这说明超压存在下深层天然气仍具有较高的商业产能，进一步坚定了凹陷东北环寻找优质天然气藏的信心。

图6 歧口凹陷东北环常压与超压条件下孔隙度对比Fig.6 Porosity contrast under normal and abnormal high pressure in the northeast of Qikou Sag

2 勘探领域和方向

歧口凹陷东北环天然气成藏具有埋深较大、晚期成藏、超压保存等特征，根据歧口凹陷东北环地质特点及勘探成果证实，圈闭和储层是影响该区天然气成藏的主要控制因素。从构造特征看，该区主要发育东西向的断层，依附于这些断层在东营组和沙河街组形成一系列构造圈闭，主要为断块和半背斜，围绕这些圈闭已发现一定规模的油气，但商业性不大，进一步落实构造圈闭是天然气勘探成功的关键要素。歧口凹陷东北环古近系普遍埋深较深，物性相对较差，因此进一步落实和寻找古近系受超压影响的构造圈闭和岩性、地层等隐蔽圈闭是该区天然气勘探成功的另一关键要素(图7）。根据凹陷构造演化和沉积体系展布特征，选定3个领域为重点突破方向。

图7 歧口凹陷东北环油气成藏模式Fig.7 Accumulation model in the northeast of Qikou Sag

2.1 凹陷内部构造圈闭

受凹陷内多期次大规模构造活动的影响，凹陷内发育多条东西向正断层，依附于这些断层，形成一系列长期继承性圈闭，整体呈依附于歧北大断层的正花状构造，围绕这些圈闭大港油田和渤海油田先后钻探 H2、BH24、BD1－1、BD2－1等一批探井，在东营组、沙河街组钻遇较好的储盖组合，油气显示良好，并在BH24井3 400～3 500 m钻遇两层气层，说明该区构造圈闭具有较大的勘探潜力，是下一步勘探获得突破的首选方向。

2.2 沙垒田凸起西翼倾没端地层圈闭

沙垒田凸起东西两翼分别以倾没端向渤中凹陷与歧口凹陷过渡，在斜坡部位发育一系列地层圈闭，这些地层圈闭普遍具有圈闭规模大、储盖组合好、分布稳定等特点。凸起东翼的曹妃甸油气群已钻遇倾没端斜坡上的东营组油藏，该油藏以新生界与太古界之间的不整合面封堵。从西翼地震剖面看，凸起倾没端第三系超覆于太古界花岗岩地层之上，形成一系列地层圈闭，且圈闭具有较好的构造背景。这类目标近物源区，储盖配置较好，且处于油气从凹陷向凸起运移上升通道的通道上，具有极其优越的成藏条件，因此是下部勘探的重要研究目标。

2.3 深层岩性圈闭

受古地貌、物源及水动力条件的控制，在沙河街组和东营组沉积时期，在歧口深凹易于发育滩坝砂体和浊积扇砂体。这些砂体一般是陆源碎屑沉积后再次经过搬运沉积形成，成熟度较高，分选性较好，容易形成较好的储层。且这些砂体紧邻生油凹陷，被烃源岩包围，具备形成自生自储油气藏的条件。但是由于这些砂体厚度普遍较小，物性普遍较差，因此形成大规模气藏的可能性较小，加之海上作业成本远超陆上，因此这类目标只能作为远景潜力，近期内钻探的可能性较小。

3 结论

(1）歧口凹陷具备古近系沙河街组和石炭—二叠煤系地层两套生气层系，生气资源量巨大，具备形成大型天然气藏的物质基础。

(2）歧口凹陷东北环主要受东侧沙垒田凸起物源、西侧沧县物源和北侧燕山物源三方向物源的共同影响，发育扇三角洲、浊积扇、辫状河三角洲、水下扇等多种类型沉积体系，发育较好的储盖组合。

(3）歧口凹陷存在双超压系统，超压的存在使得深层物性得到较好保存，大大提高了测试产能，坚定了在凹陷东北环寻找大中型天然气藏的信心。

(4）圈闭和储层是影响凹陷东北环天然气成藏的主要控制因素，构造圈闭、沙垒田凸起西翼倾没端地层圈闭和深层岩性圈闭是该区重要的勘探领域和方向。

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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

武强，男，1981年生，工程师，硕士，从事石油地质综合研究。E-mail:wuqiang2@cnooc.com.cn。