渤海灣盆地杜寨氣田深層致密砂巖氣成藏機理

呂雪瑩 蔣有錄 劉景東 徐田武

1. 中國石油大學（華東）地球科學與技術學院 2. 中國石化中原油田分公司勘探開發研究院

致密砂巖氣藏幾乎賦存于世界各地的含油氣盆地中，最早可追溯到1927年美國的圣胡安盆地，而我國自1971年發現川西中壩氣田后，才逐步開始系統研究致密砂巖氣藏[1]。國內外學者提出了多個術語來描述這種賦存于低滲透致密砂巖層中的天然氣，如深盆氣藏[2]、盆地中心氣藏[3]以及連續氣藏[4-5]。目前統稱為致密砂巖氣藏，系指賦存于孔隙度小于10%、覆壓基質滲透率小于0.1 mD（或空氣滲透率小于1.0 mD）的致密砂巖中的天然氣資源[6-7]。作為一種儲集在低滲—特低滲致密砂巖中的天然氣，致密砂巖氣已成為我國乃至全球非常規天然氣勘探的重點之一[8-9]。

目前我國規?？碧介_發的致密氣藏集中分布在氣源巖偏腐殖型的中西部克拉通盆地[10-13]，而我國東部富油的斷陷盆地中的致密砂巖氣尚未有系統研究。東濮凹陷作為渤海灣盆地中天然氣富集的典型富油凹陷，其天然氣成因類型多樣[14-15]，研究其致密氣的成藏條件及過程，對渤海灣盆地的深層天然氣勘探具有重要指導意義。隨著東濮凹陷油氣勘探開發不斷深入，東濮凹陷北部地區的勘探對象逐漸由淺層向深層、由常規油氣藏向致密油氣等非常規油氣藏轉變[16]。多位學者從不同方面展開了大量研究，但多集中在其儲集層的成巖作用、致密特征[16-18]、氣層識別方法[19]、裂縫發育特征[20]等方面，尚未對其成藏過程展開系統的研究，油氣充注機理、儲層成巖演化與油氣充注間的關系尚不明確。因此，本文選取緊鄰東濮凹陷主力生烴洼陷（前梨園洼陷）的杜寨氣田作為典型解剖區，綜合應用地質、地球化學、測錄井等資料，對其古近系始新統沙河街組三段中—下亞段致密砂巖氣的成藏地質背景展開了系統研究，并根據儲集成巖演化、充注動/阻力演化及烴源巖熱演化等多個成藏要素對其成藏階段進行劃分，進而總結成藏過程，以期為該區深層天然氣藏的進一步勘探提供依據。

1 區域地質背景

東濮凹陷地處渤海灣盆地西南緣，整體呈NNE走向，北窄南寬，是一個沉積在古—中生界基底之上，“早期單斷、晚期雙斷”的箕狀斷陷盆地。自東向西可劃分出東部洼陷帶、中央隆起帶、西部洼陷帶以及西部斜坡帶等4個構造帶[21-24]。杜寨氣田位于東濮凹陷前梨園—葛集洼陷軸部向中央隆起帶過渡的斜坡部位，區內斷裂不發育，構造相對簡單（圖1），主要發育巖性圈閉氣藏和巖性—斷層圈閉氣藏[17]。

與渤海灣盆地內的其他凹陷相似，東濮凹陷經歷了兩次大的構造旋回，即始新統沙河街組（E2s）—漸新統東營組（E3d）沉積期的裂隙階段和館陶組沉積至今的坳陷階段[21]。東濮凹陷地層發育完整，目前凹陷已鉆遇地層自下而上依次為古近系孔店組（E1k）、沙河街組、東營組，新近系館陶組（Ng）、明化鎮組（Nm）和第四系平原組（Qp），其中沙河街組又可劃分為四段，包括沙一段（E2s1）、沙二段（E2s2）、沙三段（E2s3）和沙四段（E2s4）。沙三段沉積于盆地強裂陷演化階段，主要發育較深湖相和鹽湖相沉積，以深灰色泥巖、油頁巖和粉砂巖為主，厚度可達3 500 m以上，是東濮凹陷儲集層和烴源巖均較為發育的層系[21]，該段又可細分為上、中、下3個亞段，簡稱沙三上（E2s3U）、沙三中（E2s3M）、沙三下亞段（E2s3L）。東濮凹陷古近系天然氣主要分布在沙河街組，特別是沙三中、下亞段[14,22]，該套地層埋藏深度多大于4 200 m，主要發育暗色泥巖和粉砂巖薄夾層，既是深層致密砂巖氣的主要供烴層系，又是主要的儲集層系，發育典型的深層自生自儲型致密砂巖氣藏。天然氣組分中甲烷含量一般大于90%，δ13C1小于－40‰，為油型氣。

2 致密砂巖氣成藏條件

在沉積、埋藏、成巖等多種地質作用的綜合影響下，致密砂巖儲層孔滲性較差且孔喉結構復雜[9]，因此，相對常規天然氣，其成藏條件要求更為苛刻，必須具備優質烴源巖、存在“甜點區”、成藏原動力和良好的圈閉封堵條件等有利條件[25-26]。

2.1 烴源巖條件

盆地內廣泛發育的有機質豐度及成熟度均較高、生氣強度大且持續性供氣的烴源巖，為東濮凹陷油型致密砂巖氣藏的形成提供了豐富的氣源條件。

東濮凹陷北部地區發育大面積三角洲相沉積。沙三中—下亞段烴源巖主要發育在半深湖—深湖環境中，展布范圍廣、厚度大。其中沙三中亞段主要發育白色膏鹽層、深灰色泥巖與粉砂巖互層，沙三下亞段則以深灰色泥巖、油頁巖夾粉砂巖為主，厚度介于365～668 m，是深層天然氣最有利的供烴層系。

該套烴源巖干酪根顯微組成以腐泥組為主，干酪根類型以有利于生油的腐殖—腐泥型為主[14]；有機質豐度較高，平均總有機碳含量（TOC）為1.07%，氯仿瀝青“A”含量為1.50%，生烴潛量（S1+S2）為4.20 mg/g，總烴含量為793.95 mg/kg，屬中等—好烴源巖；烴源巖熱演化程度較高，Ro介于0.58%～2.82%，最高熱解峰溫度（Tmax）介于409～602 ℃，表明該套烴源巖現今處于成熟—過成熟階段。

圖1 東濮凹陷杜寨氣田構造位置圖

由前梨園洼陷古近系烴源巖熱演化史[24,27]可知，沙三中—下亞段烴源巖于沙一段沉積初期進入生油窗，Ro介于0.7%～1.3%；東營組沉積初期，Ro介于1.3%～2.0%，進入生凝析氣階段，開始并持續大量生氣；明化鎮組沉積期—現今，前梨園洼陷地層過補償厚度大，Ro明顯大于2.0%，二次生烴較為明顯，進入生干氣階段，至現今轉化率達100%（圖2）。東營沉積末期是沙三中、下亞段的主要生烴期，排烴效率近70%，明化鎮沉積期—現今出現二次生烴但強度較弱（圖2），排烴效率大于80%[28]。

2.2 儲集體條件

圖2 杜寨氣田沙三中—下亞段烴源巖生烴量及生烴轉化率隨時間演化圖

沙三中—下亞段屬于三角洲相沉積，可劃分為前三角洲、三角洲平原及三角洲前緣等三個亞相。目前探明的致密砂巖氣主要分布在三角洲前緣亞相、前三角洲亞相—半深湖相的砂體中，儲集層砂體類型多、單層厚度較大。沙三中—下亞段三角洲前緣亞相砂體自東向西插入到湖相烴源巖中，并尖滅于湖相烴源巖之中，或與烴源巖互層（圖3），形成了良好的源儲配置關系。儲集體與大面積分布的優質烴源巖呈頻繁交互式分布，優質烴源巖生成的天然氣可直接供給致密砂巖氣儲集層，也可作為良好的蓋層。

圖3 杜寨氣田沙三中亞段沉積相圖

沙三中—下亞段致密砂巖儲集層主要由長石砂巖、巖屑長石砂巖組成，儲層較為致密，儲層孔隙度介于2%～20%，平均為9.32%，其中孔隙度小于14%的樣品占總數的80.41%（圖4-a）；滲透率主要介于0.01～0.50 mD，大于1 mD的樣品僅占總樣品數的29.17%（圖4-b），反映其低孔、低滲的特征?？紫抖扰c滲透率間有很好的相關性（圖4-c），說明該套砂巖儲層孔隙連通性較好。

沙三中—下亞段砂巖儲層的儲集空間類型主要為粒間孔隙（包括原生粒間孔與殘余粒間孔）、次生溶蝕孔隙、微裂縫等多種類型的孔隙[16]，喉道形態多為片狀、彎片狀，壓汞曲線形態主要表現為負—細歪度，平均喉道半徑0.37 μm，平均排替壓力3.11 MPa，平均毛細管中值壓力（pc50）高達17.93 MPa。

總的來說，杜寨氣田沙三中—下亞段以低孔、低滲—特低孔、特低滲砂巖儲集層為主，沉積相帶與砂體控制了致密砂巖氣的空間分布，多樣的孔隙類型和廣泛發育的細孔喉為致密砂巖氣提供了運移通道和充足的儲集空間。

2.3 成藏動力

圖4 杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖儲層孔隙度、滲透率分布圖

由于杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖氣藏處于洼陷斜坡帶、埋藏較深，致密砂巖氣儲層物性相對較差、毛細管阻力較大，需要足夠的超壓才能促使天然氣向致密儲層充注、聚集成藏。實測地層壓力資料及測井資料恢復地層壓力結果表明，杜寨氣田沙三中—下亞段發育異常高壓，壓力系數介于1.20～1.64，沙三下亞段底部壓力系數多超過1.50，超壓幅度隨深度增加表現出線性增大的趨勢，說明研究區壓力梯度不變，其異常壓力系統內部均一性好，流體溝通傳導條件好。因此，欠壓實作用、生烴作用引起的異常高壓，為天然氣充注提供了充足的動力條件。

此外，不同巖性超壓幅度存在明顯差異。以濮深12井為例，不同巖性之間地層剩余壓力（即地層孔隙壓力超過靜水壓力的部分）存在明顯幅度差，泥巖段地層剩余壓力最高，泥質粉砂巖次之，砂巖層剩余壓力最低，在泥巖與其上下砂巖層間存在較高剩余壓力差，反映了源儲壓力差的存在可以驅使天然氣從源巖向相鄰的砂體運移，二者間差值最高可達5.84 MPa（圖 5）。

圖5 濮深12井不同巖性剩余壓力隨深度變化散點圖

2.4 封蓋保存條件

在滿足氣源條件、儲集條件的基礎上，圈閉和封堵條件則是構成天然氣聚集的重要條件。沙三中亞段上部發育大段泥巖或泥膏巖，厚度介于250～300 m，可作為區域性蓋層，沙三中亞段下部發育的厚層泥巖，厚度介于4～15 m，分布穩定，也可構成對油氣的封蓋能力。本區發育的唯一一條斷層——杜寨斷層是一條發育早結束早的“老”斷層，其側向封堵條件非常好。

3 致密砂巖氣充注機理

油氣成藏過程中的作用力主要包括浮力、重力、毛細管力和地層壓力等[29]，天然氣生成后，受生烴增壓、浮力、擴散等動力驅動，克服毛細管力、黏滯力等阻力從烴源巖向儲集層充注，只有當成藏動力大于阻力時，天然氣方可聚集成藏。在超壓盆地中，油氣成藏動力可分解為剩余壓力差和靜浮力[29]，在二者共同作用下，油氣發生運移充注成藏。

3.1 浮力作用

浮力是否對油氣充注起積極作用，主要取決于油氣充注過程中能否形成連續油氣柱。當只有浮力存在而無其他動力條件時，浮力與毛細管阻力平衡時所得到的孔喉半徑為天然氣受浮力作用所能充注進入的最小孔喉半徑。根據毛細管力和浮力的計算公式（式1和式2），可得到孔喉半徑的計算公式（式3）。

式中pc表示毛細管力，MPa；σ表示氣—水界面張力，N/m；θ表示潤濕角，取0°；r表示孔喉半徑，μm；F浮表示浮力，MPa；H表示連續氣柱高度，m；ρw、ρg分別表示地層水和天然氣的密度，分別取1.08 g/m3、0.774 g/m3；g表示重力加速度，取9.8 m/s2。

氣柱高度可從杜寨氣田致密砂巖氣藏連井剖面讀取，單層氣層高度的最大值取18.1 m。根據Schowalter[30]提供的計算諾謨圖，可得氣—水界面張力隨溫度和壓力的變化，由東濮凹陷實測溫壓資料可知，埋深2 000 m時地層溫度為79 ℃、地層壓力為20 MPa，其對應的氣—水界面張力為0.04 N/m。計算所得最小孔喉半徑為1.47 μm，對應孔隙度為15.87%。即僅在浮力作用下，天然氣僅可充注進入孔隙度大于15.87%的儲集層。

杜寨氣田沙三中—下亞段儲集層埋藏較深，物性較差，孔隙度多小于14%，僅在浮力作用下天然氣很難發生有效充注。

3.2 異常高壓

基于現今實測地層壓力特征，采用德國IES公司研發的PetroMod 10盆地模擬系統，將流體包裹體分析計算的古壓力作為限定條件，恢復地質歷史時期充注動力的演化過程。多位學者研究認為，當儲集層的孔隙含油（氣）飽和度大于50%時，表明已構成了具有一定豐度的油氣聚集[31]，且壓汞實驗中進汞50%時對應的壓力值能客觀反映油氣初次運移的阻力大小[32]，故將飽和度中值壓力作為致密砂巖氣成藏的阻力值。再根據孔隙度與飽和度中值壓力之間的相關關系（式4），即可恢復地質歷史時期充注阻力的演化過程，地層超壓與成藏阻力間的差值則為油氣成藏動力（式5）。

式中φ表示孔隙度；p50表示飽和度中值壓力，MPa；Δp表示充注動力，MPa；p表示成藏動力，MPa。

當成藏動力充足時，天然氣便可聚集成藏；反之，則無法形成致密砂巖氣藏。由圖6可知，在距今44～33 Ma期間，隨地層沉降，充注動力和充注阻力均隨時間緩慢增加，且兩條曲線幾乎重合，充注動力約等于充注阻力，無法有效驅動天然氣發生充注；距今33～27 Ma期間，充注動力增加幅度遠大于充注阻力，二者間差值高達12 MPa，天然氣成藏動力充足，可向儲層充注運移；距今27～17 Ma期間，因構造抬升，充注動力、阻力均減小，但兩條曲線近乎平行，在距今17 Ma時均降至最低點，此段時間內成藏動力充足，可高達13 MPa；此后充注動力隨時間一直緩慢增加，而充注阻力的增大幅度則大于充注動力，二者間差值逐漸減小，且充注阻力于距今7 Ma左右增大至最大值，約為17 MPa，但仍小于充注動力；距今7 Ma至今充注動力仍緩慢增大，但充注阻力則變化不大，甚至有降低趨勢，二者間差值又逐漸增大。從圖6反映出，自距今33 Ma開始，天然氣充注動力一直大于充注阻力，特別是在兩期天然氣充注發生時，成藏動力（即充注動力與充注阻力的差值）可達12 MPa，為天然氣充注成藏提供了充足的動力條件。

圖6 濮深4井沙三中—下亞段致密砂巖氣充注動力、阻力演化圖

4 成藏過程

東濮凹陷杜寨氣田沙三中—下亞段發育大面積致密砂巖儲集層，在持續大量生排氣的背景下，儲集層的致密化時間與天然氣充注時間之間的匹配關系決定著天然氣的聚集方式和分布格局。

鏡下觀察結果表明，杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖儲層發育的成因作用主要有壓實作用、壓溶作用、膠結作用、交代作用及溶蝕作用等，張園園等[17]利用鑄體薄片、陰極發光、掃描電鏡等測試方法綜合確定了沙三中—下亞段成巖演化序列，并采用反演孔隙度的方法恢復了其孔隙度演化史（圖7）；并利用包裹體測試與熒光顯微觀察相結合，確定了杜寨氣田沙三中—下亞段天然氣存在兩期成藏，分別發生于東營組沉積末期（距今31～27 Ma）和明化鎮組沉積末期至今（距今7 Ma～現今）。

根據儲層成巖演化序列與油氣成藏期次間的耦合關系可知，兩期油氣充注發生時，儲層均已致密化，即儲層致密化早于油氣成藏，屬“先致密、后成藏”型致密砂巖氣藏。結合烴源巖生排烴特征、儲集層成巖演化及成藏動力演化、天然氣充注期次等，可將沙三中—下亞段致密砂巖氣的成藏過程劃分為4個演化階段（圖7）。

4.1 致密砂巖氣藏孕育階段

致密砂巖氣藏孕育階段為沙三段沉積期至東營組沉積早期（距今44～31 Ma）。受區域構造運動影響，該階段主要發生地層快速沉降。沙三中—下亞段儲層主要處于早成巖A期至早成巖B期，以壓實作用、早期方解石膠結作用為主，受埋藏及時間效應影響[33]，孔隙度迅速下降，儲集層物性逐漸變差并開始致密化，為致密砂巖氣近源聚集準備場所。此外，該階段微生物降解可生成一定量的有機酸[34]，對儲集層中的早期碳酸鹽膠結物進行溶蝕，但其溶蝕增孔的貢獻不足以抵抗壓實、膠結作用的減孔作用。

該階段沙三中—下亞段烴源巖處于未成熟—低成熟階段，沙一段沉積初期（距今34 Ma）進入生油窗，但尚未大量生、排氣。該階段生成的低成熟石油部分被自生吸附，部分沿砂體發生運移并在斷層遮擋下聚集成藏（圖8-a）。

該階段儲層孔滲性較好，地層水可順利排出，異常高壓并不發育，壓力系數為1.01～1.09，屬于常壓系統。此階段天然氣充注動力明顯小于充注阻力且單靠浮力作用無法有效充注，成藏動力不足。

圖7 杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖氣成藏條件綜合圖

4.2 致密砂巖氣藏發展階段

致密砂巖氣藏發展階段為東營組沉積早期至末期（距今31～27 Ma）。該階段地層繼續沉降，沙三中—下亞段儲層處于中成巖A1—A2期，以壓實作用、膠結作用和溶蝕作用為主，碳酸鹽礦物發生早期膠結，石英發生沉淀并以石英加大邊的方式存在。受成巖作用影響，儲集層物性繼續變差，儲層已完全致密化。

該階段沙三中—下亞段烴源巖已進入了成熟—高成熟階段，干酪根熱降解生成大量油氣，且以生油為主，但在洼陷較深部位進入生凝析氣階段，開始規模生氣、排氣。該階段也是有機酸大量生成的高峰階段[34]，對長石等礦物進行溶蝕，因此該階段致密化程度并不高。

因烴源巖強烈的生排烴作用及地層快速沉降，地層發育異常超壓，壓力系數為1.10～1.25，屬弱超壓系統。充注動力明顯大于充注阻力，二者間差值可達6 MPa，天然氣成藏動力充足。天然氣充注時（距今31 Ma）儲集層已經致密化，為早期“先致密、后成藏”。

該階段儲層致密化程度相對較低，大量生成的石油和凝析氣在超壓和浮力共同作用下，可以沿砂體發生側向運移，進而沿斷層發生垂向運移并在斷層兩側砂體中發生聚集，油氣運移聚集規模較大（圖8-b）。

4.3 致密砂巖氣藏調整階段

圖8 杜寨氣田沙三中—下亞段致密砂巖氣成藏過程示意圖

致密砂巖氣藏調整階段為東營組沉積末期至明化鎮組沉積初期（距今27～7 Ma）。受東營構造運動影響，地層開始大規模抬升，受大氣淡水淋濾，溶蝕作用發育。沙三中—下亞段儲集層主要處于中成巖A2期，以長石等礦物的溶蝕作用為主，孔隙度逐漸增大（超過10%），儲層不再致密化。因前期油氣大量充注占據了一定的儲集空間，對成巖演化有一定的阻礙作用，孔隙度增大幅度較小。

因東營運動導致構造抬升，地層溫度和壓力降低，使得生烴作用停止，但早期聚集在烴源巖內的天然氣可通過擴散作用排出。該階段壓力系數介于1.2～1.3，浮力、超壓均可作為充注動力，油氣成藏動力充足。但因地層剝蝕、斷層活動性增強，蓋層封閉能力減弱，天然氣無法有效聚集成藏。

該時期儲層發生溶蝕增孔后又致密減孔，但整體物性相對較好，天然氣可沿砂體向構造高部位發生一定程度的側向運移，且該時期受構造抬升影響，斷層活動性較強，早期聚集的油氣發生一定程度的調整或散失（圖8-c）。

4.4 致密砂巖氣藏定型階段

致密砂巖氣藏定型階段為明化鎮組沉積中期至今（距今7 Ma～現今）。經歷東營運動后，地層抬升后繼續沉降，且埋深明顯大于東營組沉積末期。沙三中—下亞段儲層主要處于中成巖A2期和中成巖B期，在明化鎮組沉積初期大量碳酸鹽礦物及硅質沉淀，孔隙度降低至6%左右，儲層再次致密化，且致密化程度明顯強于東營組沉積期，之后儲層物性變化不大。

隨埋深增加，地層溫度、壓力再次增大，沙三中—下亞段烴源巖進入二次生烴（Ro＞1.3%），但生、排氣規模明顯小于早期。且二次生烴釋放出大量有機酸對儲層進行溶蝕，可改善儲層質量，但貢獻較小。

受地層快速埋藏及烴源巖二次生烴的影響，異常壓力再次發育，壓力系數大于1.3，屬超壓系統，且超壓幅度明顯大于早期成藏時期。天然氣成藏動力充足，可達6.3 MPa，且因異常壓力發育，泥巖層封閉能力較強，天然氣可有效聚集成藏。該時期儲層致密化程度要遠高于東營組沉積末期，儲集層孔喉細小、充注阻力較大，生成的天然氣受物性封閉，以近源聚集為主（圖8-d）。

第二期天然氣充注時儲集層再次致密化，屬晚期“先致密、后成藏”的致密砂巖氣藏定型階段。經歷了這幾個成藏演化過程后，杜寨氣田致密氣藏形成了現今的氣藏面貌。

5 結論

1）杜寨氣田深層致密砂巖氣主要為油型氣，其成藏具備以下有利條件：①沙三段烴源巖的有機質豐度及熱演化程度較高，具有良好的生氣物質基礎和成熟度條件；②類型多樣、累計厚度較大且分布范圍廣的儲集層，可提供有利的儲集空間，且與烴源巖互層形成良好的源儲配置條件；③欠壓實作用、生烴作用等引起的異常超壓可提供充足的成藏動力；④分布穩定的大段泥巖或泥膏巖能夠有效封閉油氣。

2）杜寨氣田沙三中—下亞段儲集層致密，整體具有低孔、低滲特征，在浮力作用下天然氣僅能充注孔喉半徑大于1.47 μm、孔隙度大于15.87%的儲層，研究區致密儲層中很難發生有效充注，欠壓實作用、生烴作用等引起的異常高壓是深層致密砂巖氣充注的主要動力。

3）杜寨氣田沙三中—下亞段經歷了兩期致密化過程和兩期油氣充注，深層致密砂巖氣整體具有“先致密后成藏”的特征，其成藏過程可劃分為4個演化階段：①東營組沉積期前的致密砂巖氣藏孕育階段；②東營組沉積初期至末期為致密砂巖氣藏發展階段；③東營組沉積末期至明化鎮組沉積初期為致密砂巖氣藏調整階段；④明化鎮組沉積中期至今為致密砂巖氣藏定型階段。