冀中拗陷北部天然气成藏地质特征及成藏模式

冀中拗陷北部天然气成藏地质特征及成藏模式

中国北部走廊的固桥坍塌和雄县凹陷主要含油气凹陷，总面积为5000公里2（图1）。已发现明化镇组、东营组、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段、二叠系、奥陶系、寒武系9套产气层位。探明河西务、永清、别古庄、柳泉、顾辛庄、苏桥、文安7个天然气田,探明加控制天然气储量大于300×108m3,是华北油田的主要产气区。区内天然气资源丰富,探明率不到10%,是下步天然气勘探的重点地区。1天然气是西藏的地质特征1.1两种类型的气岩发育，天然气资源丰富冀中拗陷裂谷盆地的烃源岩主要为断陷期发育的下第三系湖相暗色泥岩,其次为前断陷期的海陆交互相煤系烃源岩。1.1.1油气质区类型及特征冀中拗陷下第三系发育沙一下段、沙三段和沙四段—孔店组3套烃源岩,其中后两者是主要气源岩。沙三段有机质丰度高,是主要烃源岩,在廊固凹陷和霸县凹陷都很发育,洼槽中地层最大厚度达2000～5000m,暗色泥岩最大厚度达700～2400m,以湖相沉积为主,有效烃源岩厚度600～1600m。其中沙三中、下段TOC平均可达到1.0%～2.0%,氯仿沥青“A”的平均含量为0.102%,最高达0.1618%,S1+S2平均为2.18～3.57mg/g,最高可达10.04mg/g,有机质类型主要为Ⅱ1-Ⅱ2型,是一套中—好烃源岩。凹陷中心部位该套烃源岩埋深一般在4000～6000m,已进入高成熟阶段,是主要气源层。沙四段—孔店组演化程度高,是重要的气源岩。在本区分布广泛,洼槽中最大厚度可达2200～3200m,暗色泥岩最大厚度达1000～2000m,以湖相沉积为主,有效烃源岩厚度200～600m。其中沙四上段有机质丰度高,TOC含量为1.0%～1.4%,氯仿沥青“A”平均为0.0459%,S1+S2达2.29mg/g,有机质类型主要为Ⅱ1-Ⅱ2型,是一套中—好烃源岩。沙四中、下段和孔店组有机质丰度较低,但霸县凹陷文安1井揭示沙四下段暗色泥岩发育,TOC为0.8%,氯仿沥青“A”为0.0162%～0.1085%,S1+S2为2.01mg/g,有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型,是一套中等烃源岩。该套烃源岩在廊固凹陷埋深大于4000m,在霸县凹陷埋深大于6000m,演化程度较高,是一套有利的气源层。1.1.2中性苏桥—石炭—二叠系海陆交互相煤系气源岩石炭—二叠系是一套海陆交互相含煤沉积,本溪组—山西组沉积的浅海—滨海、沼泽相暗色泥岩、碳质泥岩和煤层是良好的烃源岩,仅分布于廊固凹陷和霸县凹陷东部,因遭受剥蚀程度不同,地层西薄东厚,苏桥—文安地区厚度0～700m,其中,暗色泥岩厚120～200m,碳质泥岩厚150～200m,煤层厚度10～30m。暗色泥岩TOC含量为2.95%,氯仿沥青“A”平均为0.1787%～0.3300%,有机质类型主要为Ⅲ型;煤岩TOC为50.03%,沥青“A”为2.0548%,总烃达4796×10-6,S1+S2为111.45mg/g;碳质泥岩TOC为6.57%,沥青“A”为0.1676%,总烃418×10-6,S1+S2为12.35mg/g,是一套中等—高丰度气源岩。石炭—二叠纪末期,受海西运动影响,研究区经历了第一次抬升,后又沉积了中生界,上覆地层厚度达到1500～2500m,Ro仅为0.5%～0.7%,进入一次成烃期。早第三纪前遭受强烈抬升剥蚀,生气过程停止。早第三纪到第四纪,石炭—二叠系埋深再次达到3000～5000m,Ro为0.7%～1.0%,进入二次生气阶段,由于苏桥—文安地区下第三系有火成岩侵入,使其演化程度更高,Ro达到1.00%～3.96%,一般在1.2%以上,是苏桥—文安地区的气源岩。通过对冀中拗陷北部两个凹陷2套气源岩的资源评价,总资源量达到3000×108m3,剩余资源量为2500×108m3。1.2有五种天然气储存层和多类型储岩本区发育5套天然气储层,3种储集岩类型,即碳酸盐岩、砾岩和砂岩。1.2.1储层覆岩相特征雾迷山组储层分布于全区,厚度巨大,为1500～2000m,为局限海湾隐藻岸礁滩相沉积,岩性以叠层石凝块石白云岩组合为主,早第三纪前受过长期剥蚀和风化、溶蚀,孔、洞、缝发育,并连成一体,基本上不受压实影响,即使埋藏深度较大,储集性能也很好,试油一般都能获得较高的产量,是该区最优质储层。1.2.2白云岩储层寒武系储层主要为府君山组,厚度70m左右,为开阔海与潮坪间沉积,岩性为具有晶粒结构的白云岩,缝、洞较发育,是一套区域性优质储层。奥陶系主要储层段为峰峰组和马家沟组,厚600m左右,分布于本区东部,为开阔海或局限海台地相沉积,岩性主要为灰岩与白云岩,储集空间以裂缝、孔隙为主,有少量粒间孔和溶蚀孔,裂缝发育、溶蚀较强的地区储集性能变好。1.2.3上石进行储气层储气研究二叠系上石盒子组下部是砂岩最发育的层段,称为“大砂岩段”,砂岩含量在40%以上。下石盒子组砂岩相对也比较发育,砂岩含量一般在30%以上,但横向变化比较大。上石盒子组砂岩物性最好,孔隙度一般为9.83%～20.80%,平均14.27%,渗透率变化较大,为10.0～252.9mD,是一套有利的储气层;下石盒子组、山西组、太原组砂岩物性相对较差,孔隙度平均为11.57%～10.33%,渗透率均在10.0mD以下,属低孔低渗型,是次级储气层。1.2.4碳酸盐岩砾石储层主要分布于廊固凹陷大兴断层下降盘,为沙三段时期形成的一系列陡岸水下扇砾岩体,主要为碳酸盐岩砾石,是重要的天然气储层。主要有3种相带:扇根滑塌砾岩相、扇中碎屑流砾岩相、扇端浊流砾岩相,其中延伸较远的扇中块状砾岩体储层物性最好,储集空间以裂缝和溶蚀孔洞为主,岩芯分析孔隙度为4%～6%,渗透率为1～10mD。1.2.5浅湖、三角洲、河流砂体下第三系砂岩储层广泛分布,发育湖底扇、滨浅湖、三角洲和河流等多种砂体类型,分选好,物性好,产能较高,砂体随着埋深的增加,孔隙度逐渐减少,是最主要的天然气储层。1.3上石研磨—四套有利的盖层上古生界—新生界,该区发育5套区域性盖层,其中,C—P、Es下4下4、Es中3中3—Es下3下3和Es1—Ed均为泥质岩发育段,对天然气层的封盖起到了关键作用,为形成多种天然气成藏系统奠定了基础。石炭—二叠系泥岩集中发育于本溪—山西组和上石盒子组上部,全区分布稳定。本溪—山西组泥岩总厚度50～100m,单层最大厚度15m;上石盒子组大砂岩段上覆泥岩段厚100～200m,单层最大厚度30m,为苏桥奥陶系和石炭—二叠系气藏的主要盖层。冀中拗陷北部下第三系在孔店组—沙一段时期处于大型湖盆断陷期的中心部位,沉积了巨厚的湖相泥岩层,大致可分为3套:第1套为下部的Es下4下4,泥岩发育段厚度为500～600m,泥岩单层最大厚度可达100m;第2套为中部的Es中3中3—Es下3,厚度800～1000m,主要为深湖相泥岩,泥岩连续厚度可达数百米;第3套为上部的Es1—Ed,泥岩发育段厚度600～700m。前两套在霸县凹陷和廊固凹陷埋深为2300～4000m,具备超压封闭,盖层条件最好。Es1—Ed埋深相对较浅,欠压实带厚度较薄,但盖层分布范围较广。1.45煤为成气，气为油型气,石炭—种天然气成因类型冀中拗陷北部的天然气有两大类型,一类是下第三系油型气,另一类为石炭—二叠系煤成气。根据演化程度自低到高,下第三系油型气又分为生物气、生物热催化气、热解气和生物改造气4种(图2)。1.4.1c1ch4地层生物气为有机质在演化早期因微生物作用形成的以甲烷为主的天然气。其特征是:埋藏浅,小于1750m,CH4含量很高,一般在95%以上(图3),δ13C1最轻,小于-55‰,形成以甲烷为主的纯气藏,主要分布在廊固凹陷柳泉地区和旧州构造带南端,以泉2、固13等井为代表(图1、2)。1.4.2---生物热催化气是烃源岩在低熟到成熟阶段形成的低熟天然气。主要特征是:埋深较浅,为1750～3000m,CH4含量较低,小于77%(图3),重烃含量较高,为20%～30%,δ13C1较轻,在-55‰～-46‰(图2),氢同位素也轻,一般为-210‰～-225‰,气藏常与低熟轻质油或凝析油伴生,Ro为0.4%～0.7%,在廊固凹陷分布较广,柳泉、廊东的天然气属此种类型。1.4.3甲烷碳同位素和氢同位素热解气是烃源岩在高成熟、过成熟阶段形成的天然气,属正常演化天然气。主要特征是成熟度高,Ro为0.5%～2.0%,埋深大,为2000～5000m,甲烷碳同位素和氢同位素都比其他气重,δ13C1为-46‰～-39‰(图2),氢同位素大于-200‰,CH4含量为70%～95%,重烃含量为5%～20%。热解气是深层天然气的主要类型,如大兴断层下降盘砾岩体、河西务潜山奥陶系、霸县二台阶奥陶系、刘其营潜山奥陶系和曹家务沙三段的天然气都属此种类型。1.4.4生物气的来源生物改造气实际上是热解气的一个变种,是由于气层后期抬升变浅或由于运移距离较远,热解气遭生物降解而形成了生物改造气,从气源上看,它是已成熟的热解气的一部分,与未熟的生物气是完全不同的2种类型(图2)。虽然埋藏也浅,小于1750m,CH4含量较高,在95%以上,但它伴生的是成熟油,而且原油经过降解,密度很大,气油比很高。这种天然气只分布在后期抬升的构造带和圈闭中,别古庄油田和泉36井地区的天然气是典型的生物改造气(图1)。1.4.5热解气的湿气分布煤成气主要位于苏桥—文安石炭—二叠系煤系气源岩分布区。煤成气的主要特征为:δ13C1偏重,一般重于-39‰;湿气含量相对较低,为10%～20%,分布范围较集中,而热解气的湿气含量变化较大;煤成气的C2H6含量相对C3H8含量要大得多,C2/C+3常常大于1,而油型热解气的C2/C+3一般为0.5～1.5,生物热催化气和生物气一般小于1(图4)。2天然气成藏系统研究通过对冀中拗陷北部气源岩特征、成藏条件、气藏分布规模研究,认为该区可划分为3套天然气成藏系统。它们在气源岩、天然气成因类型、气藏成藏规模、分布地区等都有明显差别,属于不同的勘探领域。2.1油气成藏系统冀中拗陷沙三早期是一次大规模的水侵沉积,水体加深,水域扩大,廊固凹陷沙三下段几乎全为暗色泥岩沉积,泥岩厚度占68%,形成了一套区域性的封盖层,将该凹陷分隔成上下2套油气系统,即深层天然气成藏系统和浅层天然气成藏系统(图5)。2.1.1东高西低、南抬北降构造背景廊固凹陷深层气源岩主要为沙四段和沙三下段暗色泥岩,TOC>1%的范围为1300km2,TOC最高达2.55%。气源岩埋深受喜马拉雅期多次构造活动的影响,呈东高西低、南抬北降的构造背景,沉积沉降中心继承性分布在廊固凹陷中西部。Es4西部埋深大部分在4400m以下,Ro为1.1%～1.7%,处于高成熟阶段;Es3下段西部埋深在3000～5000m,处于成熟—高成熟阶段,北部桐南洼漕的生气率最大,TOC>2%时,生气率为88m3/t,为有利气源层。2.1.2西藏模式(1)断层—奥陶系潜山内幕热解气成藏模式河西务断垒潜山带,奥陶系储层上覆有石炭—二叠系盖层,组成潜山内幕圈闭。廊固洼漕的沙四段烃源岩生成的热解气沿不整合面、断层等油气源通道聚集于东部的潜山内幕圈闭,形成此类气藏(图5)。该带已发现了永29、务古1、务古2井等多个气藏(图1)。(2)沙六段沙六段廊固凹陷沙三末期,东部和南部大幅度抬升,沙河街组上部地层遭受剥蚀,沙三—沙四段埋深变得很浅,深层热解气运移至浅层受到细菌生物降解改造后,形成生物改造气,在沙四段圈闭中聚集成藏。对京213、京39气藏气样分析,i-C4/n-C4为2.18～4.50,均大于2,具生物改造气特征(图1,图2)。(3)砾岩体成藏组合由于大兴断层的剧烈活动,在断层下降盘深湖区形成了很多快速堆积的近岸水下扇砾岩体。砾岩体为以碳酸盐岩为主的厚层、块状砾岩储集体。砾岩体规模大、延伸远,远端上翘,形成砾岩尖灭岩性圈闭。它伸入到高成熟的沙三下气源岩之中,形成自生自储式成藏组合。目前已发现兴8、兴9、固15、桐43等多个砾岩体油气藏(图1、图5)。2.2走廊固井和平储天然气系统2.2.1沙三中段生物气资源分布特点烃源岩主要为沙三中上段暗色泥岩,分布在凹陷中西部,北部埋深大于3000m,南部埋深小于2000m,由于埋深差异较大,在不同地区形成了不同的天然气成因类型。廊固凹陷南部为生物气生成的有利区,一是具备适合细菌生存的环境,沙三中段目前埋深小于2000m,温度小于75℃,地层水属NaHCO3型。早期埋深达到3000m,进入成熟阶段,后期抬升到生物化学带,Ro为0.5%～0.6%,处于后生生物气生成阶段;二是烃源岩有机质丰度较高,为细菌提供了良好的营养底物,TOC>1%,有机质富集层TOC>2%;三是具有良好的盖层条件,沙三中段上部泥岩厚度为100～400m,为区域性盖层,保存条件好(图5)。凹陷北部以生成生物热催化气为主。烃源岩埋深在3000m左右,TOC>2.5%,有机质类型为Ⅱ2-III1,Ro<0.9%,主要形成低熟天然气。2.2.2西藏模式(1)浅层生物气富集区主要分布于凹陷南部柳泉断鼻构造,沙三中段三角洲砂体与上覆湖相泥岩组成良好储盖组合,受牛北滑脱断层控制,形成多个低幅度断鼻、断块圈闭,沙三中、上段组成自生自储式成藏组合,形成该区中浅层生物气富集区,如固13、固29和泉2等气藏,δ13C1为-55‰,干燥系数为0.98,埋深在2000m左右,属典型生物气(图1、图5)。(2)沙麻黄、上段断鼻旧州、王居等断鼻构造位于凹陷中北部,沙三中段烃源岩生成的低熟天然气由旧州断层作为油气运移通道,在沙三中、上段断鼻圈闭中聚集成藏。据州16井气样分析,δ13C1为-55.0‰～-41.8‰,干燥系数为0.7～0.9,埋深大于2000m。沿旧州断裂带油气输导体系,形成了泉29、泉24、泉67和州16等一批低熟气藏聚集带(图1)。2.3槽下第三系油气岩研究区霸县凹陷自古新世—渐新世一直持续沉降,霸县洼槽下第三系连续沉积厚度大,埋藏深,最大达9000m,气源岩主要分布在深层(图6),因此,该凹陷以形成深层天然气成藏系统为主。2.3.1岩石埋深、地层深层气源岩发育下第三系沙三下段和沙四—孔店组湖相泥岩和石炭—二叠系煤系地层2套烃源岩。沙三下段暗色泥岩有机质丰度较高,分布面积大,TOC>2%的面积达1685km2,TOC最高为3.2%。气源灶中心位于霸县西北部的霸县洼槽,TOC>1%的暗色泥岩最厚为150m,最大埋深大于7000m,Ro>2.0%,达到高成熟阶段,TOC>2%时生气率最高达250m3/t,是一套主要气源岩。沙四—孔店组暗色泥岩TOC平均为1.95%,有效烃源岩最厚200m,面积1075km2,生气中心位于霸县洼槽,埋深大部分处于5100m以下,已进入大量生气阶段,是深层的主要气源岩。石炭—二叠系在文安斜坡存在残余,最大厚度为700m,向西侧尖灭。白垩纪初次进入生油门限深度,中生代末期,受燕山运动影响,构造抬升,石炭—二叠系埋深变浅,生烃过程停止。到新生代古新世,石炭—二叠系埋深再次增大,超过初次成熟深度,进入二次生油气窗口,现今Ro为1%,古新世以来埋深加大,是轻质油和天然气主要生成阶段,是晚期成藏的有效气源灶。2.3.2高成熟天然气成藏系统依据凹陷气源灶类型、构造特征和天然气藏分布规律,可划分为2个天然气聚集带,即文安斜坡石炭—二叠系煤层气聚集带和环霸县洼槽第三系油气聚集带,形成了3种成藏模式:(1)霸县二台阶潜山高成熟热解气成藏模式霸县二台阶位于牛东断层上升盘,沙二期—东营期,该带持续抬升,寒武系—奥陶系碳酸盐岩储集层上覆为石炭—二叠系和沙河街组盖层,形成了潜山圈闭带。紧邻霸县主生气洼槽,牛东断层为沟通下第三系侧向深层气源岩的主要通道,生成的高成熟天然气在潜山圈闭聚集成藏(图6)。对坝67井进行气样分析,δ13C1为-35‰,干燥系数大于0.9,为高成熟的热解气,属深层天然气成藏系统。(2)石炭—二叠系煤成气二次生气成藏模式苏桥—文安潜山带石炭—二叠系上石盒子组大砂岩段与上覆泥岩段组成良好的储盖组合,在垒堑相间的构造背景上形成多个断垒、断块圈闭。断槽中的石炭—二叠系煤系地层达到了二次生气阶段,组成了自生自储式成藏组合(图6)。据文23井气样分析,δ13C1为-38.2‰,CH4为83.4%,苯指数为11.8%,MCC6(甲基环己烷)为53.3%,CC6为28.3%,属煤成气特征。已发现的苏20井石炭—二叠系气藏也为此种类型(图1)。(3)苏桥—信安镇潜山混源气成藏模式该潜山带奥陶系碳酸盐岩储集层上覆石炭—二叠系盖层,侧向被石炭—二叠系和中生界泥岩发育段封堵,具备良好圈闭条件。它位于2套烃源岩油气运移的指向区,一是石炭—二叠系烃源岩生成的煤成气可直接运移到潜山圈闭中;二是霸县洼槽深层下第三系沙四段—孔店组烃源岩与奥陶系潜山带西侧接触,生成的天然气可通过不整合面、断层和碳酸盐岩储集体向潜山聚集。因此,具备充足的天然气资源,形成了油型气和煤成气共同聚集的混源气潜山气藏(图6)。据苏1-9井气样分析,δ13C1为-38‰,苯指数为0.04%,MCC6为38.2%,CC6为6.37%,属混源气特征。此潜山带已发现苏1、苏4、苏49等气藏(图1)。3天然气成藏系统上述研究表明,冀中拗陷北部发育多套气源岩层,形成了多种成因类型的天然气藏,存在3大套天然气成藏系统,天然气成藏条件优越,具有广阔的勘探前景。综合分析认为,2个深层天然气成藏系统资源量丰富、保存条件好、勘探程度低,是形成天然气藏的有利领域。评价优选出深潜山、砾岩体和潜山内幕等3个目标是下一步勘探的有利方向。3.1油气成藏模式通过三维地震资料连片精细处理,在霸县凹陷深洼槽内牛东大断层下降盘,发现并落实牛东断阶潜山带,层位为中上元古界雾迷山组,上覆层是下第三系良好的盖层,潜山通过断面与霸县生油洼槽内的沙三段和沙四段—孔店组气源岩直接对接,有良好的气源条件,是形成天然气藏的重要领域。该潜山带埋深5