強(qiáng)昆生 ，呂修祥 ，周心懷，徐長(zhǎng)貴，趙旭亞

(1.中國(guó)石油大學(xué) 盆地與油藏研究中心，北京，102249；2.中國(guó)石油大學(xué) 油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京，102249；3.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津，300452；4.中國(guó)石化中原油田分公司，河南 濮陽(yáng)，457000)

天然氣運(yùn)聚成藏史是天然氣地質(zhì)研究的核心，其研究成果直接為勘探目標(biāo)的選取提供直接依據(jù)。天然氣運(yùn)聚成藏史研究的核心是天然氣的生成、運(yùn)移、聚集和保存的動(dòng)態(tài)過(guò)程，包括天然氣的來(lái)源、運(yùn)移通道、充注過(guò)程、充注期次和成藏各要素的配置關(guān)系[1?4]。中國(guó)東部渤海海域分布著眾多受斷層控制的富油氣凹陷，油氣沿?cái)嗔训拇瓜蜻\(yùn)移十分活躍，天然氣成藏受控于氣源灶、溝通烴源巖和儲(chǔ)集層的氣源斷裂以及儲(chǔ)層上覆蓋層質(zhì)量，遼東灣坳陷是渤海海域既富油又富氣的坳陷[5?6]。天然氣儲(chǔ)量明顯比渤海海域其他地區(qū)豐富，勘探前景樂(lè)觀(guān)。本文以渤海海域最大的天然氣田JZ20-A油氣田為例，在油氣成藏地質(zhì)背景綜合研究基礎(chǔ)上，充分應(yīng)用天然氣地球化學(xué)分析測(cè)試技術(shù)和結(jié)果，對(duì)該油氣田氣藏的動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程進(jìn)行研究，并描述天然氣運(yùn)聚成藏史。

1 地質(zhì)背景

圖1 渤海海域JZ20-A油氣田區(qū)域位置Fig.1 Structural map of JZ20-A field in offshore Bohai Bay Basin

渤海灣新生代盆地是在區(qū)域伸展構(gòu)造體系作用下，受限于前第三紀(jì)區(qū)域大斷裂活動(dòng)史的影響，形成諸多以半地塹為主的沉積單元，與相鄰的隆起帶彼此分隔開(kāi)來(lái)，形成許多相對(duì)獨(dú)立的陸源湖泊沉積單元，且在古近紀(jì)發(fā)生多幕裂陷和多幕沉積充填[6?7]，渤海灣盆地東北部被海水覆蓋，形成現(xiàn)今淺海裂陷盆地的構(gòu)造格局，遼東灣坳陷是下遼河坳陷向海域延伸的部分，坳陷呈北東(NE)向展布，坳陷內(nèi)發(fā)育遼東凹陷、遼中凹陷、遼西凹陷3個(gè)負(fù)向構(gòu)造單元和遼東凸起、遼西低凸起2個(gè)正向構(gòu)造單元，共同構(gòu)成三凹兩凸的構(gòu)造格局[8]。JZ20-A氣田位于渤海海域的遼東灣坳陷，平均水深20 m左右，區(qū)域構(gòu)造位置位于渤海灣盆地的遼東灣坳陷遼西低凸起的北端(圖1)，是渤海海域發(fā)現(xiàn)的第1個(gè)地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)100×108m3的氣田，始新世沙河街組和中生代古潛山天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為 135.4×108m3[9]。JZ20-2油氣田構(gòu)造主體為北北東(NNE)向的高壘帶，長(zhǎng)約22 km，寬3～4 km，基底為中生界和前寒武紀(jì)地層構(gòu)成的潛山，其上為第三系的披覆背斜，被斷層切割，構(gòu)造被分為南、中、北3個(gè)高點(diǎn)，東西兩側(cè)都緊鄰生油洼陷，具有很好的油源條件；油氣藏類(lèi)型異常高壓塊狀凝析氣藏。綜合測(cè)井，錄井和巖心分析，遼中凹陷北洼的半深湖相泥質(zhì)巖類(lèi)構(gòu)成了JZ20-A氣田的烴源巖的主體，局部層段發(fā)育的碳酸鹽巖也構(gòu)成該區(qū)的源巖。在本地區(qū)包括4種潛在生油巖，它們分別是泥巖、頁(yè)巖、油頁(yè)巖和泥灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r[10]。JZ20-A油田儲(chǔ)層由3套地層4種巖性組成，即：沙河街組一段的生物粒屑白云巖，沙河街組三段的白云質(zhì)礫巖；中生界的火山角礫巖及安山巖；元古界的混合花崗巖。其中，沙三段儲(chǔ)層發(fā)育來(lái)自南部遼西凸起物源的扇三角洲沉積，厚度大約為290.1 m，以灰色、灰褐色泥巖為主，夾雜薄層的褐灰色粉砂質(zhì)泥巖，和淺灰色粉砂巖，砂巖質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為 20.2%，而沙三段的白云巖儲(chǔ)層是該凝析氣田的主要儲(chǔ)層，以次生粒間孔為主，平均孔隙度24%，滲透率約7.895×10?9m2；元古界混合花崗巖為裂縫儲(chǔ)層，裂縫孔隙度在2%～4%之間，滲透率在9.869×10?7m2以上。中生界有部分低滲儲(chǔ)層，孔隙度在10.5%～20.7%之間，滲透率偏低，多數(shù)低于9.869×10?11m2，因此，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性較嚴(yán)重。JZ20-A氣田蓋層為漸新世東下段巨厚泥巖為優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層，覆蓋在漸新世沙二段儲(chǔ)層和中生界潛山儲(chǔ)層之上，東二下段地層巖性組合為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖以及泥質(zhì)粉砂巖，底部為一層細(xì)砂巖，厚度約為191 m。漸新世東下段為深湖相沉積，地層巖性組合為厚層的泥巖及粉砂質(zhì)泥巖夾泥質(zhì)粉砂巖，厚度約為870.2 m。

JZ20-A氣田沙河街組和潛山凝析氣藏為受到巖性和斷背斜構(gòu)造共同控制的異常高壓塊狀凝析氣藏，每個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)不同地層層位、不同巖性的儲(chǔ)層相互連通，形成具有統(tǒng)一的油、氣、水界面和統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)的獨(dú)立凝析氣藏[9]。

2 氣源巖生烴史分析

生烴史是研究油氣成藏過(guò)程的基礎(chǔ)，裂陷盆地差異升降作用導(dǎo)致不同構(gòu)造部位烴源巖的埋藏史、熱史表現(xiàn)出明顯的差異性，進(jìn)而影響源巖的生烴演化過(guò)程[11]。新生代時(shí)期，中國(guó)東部大陸地區(qū)受西太平洋板塊構(gòu)造演化的影響發(fā)育大量的裂谷型盆地，渤海灣盆地就是典型的大陸內(nèi)部裂陷?坳陷盆地，在古近紀(jì)時(shí)期，為半地塹或地塹裂陷，新近紀(jì)時(shí)期，由于太平洋板塊向歐亞大陸俯沖帶后退轉(zhuǎn)變?yōu)檑晗荩澈撑璧赜衫瓘垬?gòu)造環(huán)境轉(zhuǎn)為擠壓環(huán)境[12]。涉及研究區(qū)天然氣來(lái)源的遼中凹陷受到郯廬斷裂帶構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，經(jīng)歷復(fù)雜埋藏演化史和多期生烴演化。新生代以來(lái)，發(fā)生廣泛的大規(guī)模生烴作用，這一時(shí)期源巖埋藏深度大，有機(jī)質(zhì)演化程度高，為天然氣主要生成時(shí)期。本文作者通過(guò)研究單井的沉積埋藏史和熱演化史來(lái)研究烴源巖的成熟過(guò)程，采用地層厚度和剝蝕量及地溫梯度，利用BasinMod 1D盆地模擬軟件對(duì)研究區(qū)內(nèi)第16井進(jìn)行埋藏史和生烴史模擬。圖 2(a)所示為遼西低凸起上JZ20-A-4井埋藏史、熱演化史和氣源巖成熟史模擬結(jié)果。模擬結(jié)果埋藏和熱史表明：埋藏史和熱史有相似的變化趨勢(shì)，埋深越大，地溫越高，通常地層熱傳導(dǎo)率伴隨孔隙度的減小而增大，而地溫梯度隨孔隙度減小而減小，該井古近紀(jì)古地溫梯度3.22～3.45 ℃/(100 m)，新近紀(jì)以來(lái)表層古地溫梯度為3.55～3.76 ℃/(100 m)，而現(xiàn)今古近紀(jì)地溫梯度為3.29～3.46 ℃/m，現(xiàn)今新近紀(jì)以后表層地溫梯度為3.59～3.77 ℃/(100 m)。由此可知：深部地層的地溫梯度小于淺部地層的地溫梯度，而且平均古地溫梯度小于平均現(xiàn)今地溫梯度。烴源巖成熟史模擬結(jié)果表明：在古近紀(jì)東上段到沙三段時(shí)期(42～27.4 Ma)地層沉降速率大，成熟度(Ro)遞增速率也大，到東營(yíng)組末期(25.1～19 Ma)剝蝕階段。由于構(gòu)造抬升作用使地層溫度降低，成熟度遞增延緩，新近紀(jì)館陶組(24.6 Ma)以來(lái)，伴隨沉降速率增大，埋藏深度增加，地層溫度和成熟度也隨之遞增。模擬計(jì)算表明：遼中凹陷沙四段和孔店組底部(E2s4?E1k)烴源巖在沙三段沉積期(40 Ma)進(jìn)入生烴門(mén)限，對(duì)應(yīng)的成熟度Ro＞0.5%，在東營(yíng)組下段到館陶組沉積期(35～17.5 Ma)進(jìn)入中等成熟階段，相對(duì)應(yīng)成熟度為 0.7%＜Ro＜1.0%。此間，在東營(yíng)組沉積末期(25.1 Ma)的構(gòu)造抬升剝蝕致使烴源巖生烴效率延緩降低，最后在館陶組沉積期(19 Ma)地層沉積速率增大，沙四—孔店段烴源巖成熟度隨埋深迅速增加，生烴效率大大增加。至明上段沉積期(12.5 Ma)以來(lái)，進(jìn)入生烴高峰期，開(kāi)始生成大量凝析氣和濕氣，相對(duì)應(yīng)的成熟度Ro＞1.25。沙三段(E2s3)烴源巖整體大約在東營(yíng)組上段沉積期(28 Ma)進(jìn)入生烴門(mén)限，而此時(shí)沙三段烴源巖上部則進(jìn)入中等成熟階段，并且從館陶組沉積中期(16.2 Ma)至今處于生烴高峰期。東營(yíng)組下段(E3dL)烴源巖上部，在12 Ma進(jìn)入生油門(mén)限，始終未成熟，其底部至今仍未進(jìn)入生烴門(mén)限(圖2(b))。因此，東營(yíng)組烴源巖對(duì)JZ20-A油氣成藏貢獻(xiàn)不大。多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和差異升降作用使不同埋深部位的烴源巖的埋藏受熱史表現(xiàn)出明顯的差異性，研究區(qū)天然氣來(lái)源的遼中凹陷經(jīng)歷復(fù)雜的埋藏演化歷史和多期生烴演化，喜山期為一次生烴期，古近紀(jì)東營(yíng)組末期廣泛的發(fā)育二次生烴作用，這一時(shí)期烴源巖埋藏深度大，有機(jī)質(zhì)演化程度高，是天然氣主要生成時(shí)期。從遼中凹陷烴源巖的埋藏受熱演化史可知，遼中凹陷在喜山期始新世末期開(kāi)始一次生烴，之后構(gòu)造抬升作用使生烴延緩或終止，古近紀(jì)東營(yíng)組末期凹陷區(qū)的烴源巖再次沉降并隨著埋深的繼續(xù)增加沙四段和孔店組烴源巖進(jìn)入主要生氣階段，在新近紀(jì)明上段沉積期達(dá)到生氣高峰，生成大量的高成熟凝析氣和濕氣(圖 2)。

圖2 JZ20-A-4井構(gòu)造?熱演化史(a)和烴源巖成熟史(b)Fig.2 Tectono-thermal evolution history(a) and source rock maturity history(b) of well JZ20-A-4

3 天然氣運(yùn)移和輸導(dǎo)體系

3.1 天然氣運(yùn)移

隨著油氣運(yùn)移機(jī)理物理模擬[13?14]、流體示蹤技術(shù)地球化學(xué)研究[15]、油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移數(shù)值模擬[16]以及烴類(lèi)組分變化規(guī)律[17?18]等方面的研究，油氣運(yùn)移研究從定性向定量方向發(fā)展已成為趨勢(shì)。天然氣運(yùn)移是發(fā)生在特定地質(zhì)歷史時(shí)期和特定載體中的事件，油氣藏形成過(guò)程中普遍發(fā)生初次和二次運(yùn)移，對(duì)于多產(chǎn)層、多源巖、構(gòu)造復(fù)雜和斷裂發(fā)育的含油氣盆地中，在天然氣形成演化過(guò)程中，各種烴類(lèi)組分會(huì)發(fā)生一些規(guī)律性的變化。因此，根據(jù)天然氣多項(xiàng)地化指標(biāo)的變化規(guī)律，可有效地分析運(yùn)移的方向及聚集成藏過(guò)程[19]。由于天然氣中不同組分與巖石及地層水的作用不同，例如甲烷的滲透性和擴(kuò)散能力都很強(qiáng)，礦物對(duì)重?zé)N組分具有較強(qiáng)的吸附保留作用，苯系列化合物易溶解于水，因而，沿天然氣運(yùn)移方向，天然氣中的CH4質(zhì)量分?jǐn)?shù)和w(C1)/w(C2+)等具有逐漸增大的趨勢(shì)，而苯指數(shù)和庚烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)等逐漸減小[2]。天然氣甲烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)和單體烴碳同位素的分析測(cè)試結(jié)果表明(表1)：甲烷平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于95%，C2+質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7%～39.9%，為濕氣；碳同位素值 δ13C1平均約為?37.49‰，δ13C2平均約為?29.9‰，為典型的油型氣，所以，可以進(jìn)行天然氣運(yùn)移路徑示蹤。JZ20-A氣藏天然氣來(lái)自遼中凹陷沙三段(E2s3)烴源巖[9]，油氣主要聚集在沙一段(E3s1)和潛山儲(chǔ)集層中。為準(zhǔn)確分析天然氣運(yùn)移路徑及方向，沿活動(dòng)斷層附近選取沙一段氣藏天然氣樣品10個(gè)，即北高點(diǎn)附近4口井，分別是JZ20-A-5/12/7/1井；中高點(diǎn)附近2口井，分別是JZ20-A-10/2井；南高點(diǎn)附近4口井，分別是JZ20-A-3/6/4/15井。從圖3可見(jiàn)：從位于JZ20-A氣田北高點(diǎn)附近的 JZ20-A-5井往西南方向沙一段氣藏中天然氣的 CH4質(zhì)量分?jǐn)?shù)和 w(C1)/w(C2+)具有逐漸增大的趨勢(shì)，而苯指數(shù)和庚烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)有逐漸變小的趨勢(shì)，特別是自JZ20-A-2井向西南方向此特征更為明顯；位于氣田南高點(diǎn)JZ20-A-15井往東北方向沙一段氣藏中天然氣 CH4質(zhì)量分?jǐn)?shù)和 w(C1)/w(C2+)具有逐漸增大的趨勢(shì)，苯指數(shù)和庚烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)有逐漸變小的趨勢(shì)；位于中部高點(diǎn)的JZ20-A-3井天然氣CH4質(zhì)量分?jǐn)?shù)和 w(C1)/w(C2+)達(dá)到峰值，苯指數(shù)和庚烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)卻較小。這表明天然氣平面運(yùn)移路徑在北部高點(diǎn)天然氣運(yùn)聚方向?yàn)橛杀睎|向南西西，南部高點(diǎn)的天然氣運(yùn)聚方向?yàn)橛赡衔飨虮睎|，而中部高點(diǎn)由于沙一段構(gòu)造位置最高，成為部分油氣的匯聚優(yōu)勢(shì)區(qū)，并且平面上羽狀發(fā)育的小斷層往往是油氣運(yùn)移的捷徑(圖 3)，因此，JZ20-A氣田的天然氣主要沿大斷層和不整合面向上運(yùn)移，并逐漸在儲(chǔ)集層中的構(gòu)造高部位聚集成藏(圖 4)。

根據(jù)傅家謨研究成果，運(yùn)移指數(shù)(ΔR3)是天然氣運(yùn)移判識(shí)的良好指標(biāo)，伴隨運(yùn)移距離的增加運(yùn)移指數(shù)(ΔR3)也呈現(xiàn)大幅度的增加[20]。本文計(jì)算JZ20-A氣田10個(gè)氣樣的ΔR3，這些數(shù)值的分布特征大致反映天然氣的運(yùn)移情況，特別是JZ20-A-5井古近系沙一段(E3s1)產(chǎn)層中ΔR3由深至淺有變大的趨勢(shì)，反映其垂向運(yùn)移的存在。根據(jù)油型氣甲烷碳同位素δ13C1與Ro的關(guān)系式[21]，可估算出JZ20-A-5井沙一段(E2s1)氣藏2 300.9～2 378.3 m井段儲(chǔ)層中的天然氣來(lái)源于熱演化程度Ro為2.2%～2.85%的烴源巖，根據(jù)遼中凹陷北洼地區(qū)新生代地層時(shí)深轉(zhuǎn)換關(guān)系，再用深度與成熟度的對(duì)比關(guān)系，推算出源巖埋深大約為5 500 m，因而，JZ20-A氣田沙一段氣藏中的天然氣沿?cái)鄬拥拇瓜蜻\(yùn)移距離為3 200 m左右(圖4)。

圖3 JZ20-A氣田沙河街組一段(E2s1)頂面構(gòu)造圖及取樣點(diǎn)(索引圖位置見(jiàn)圖1)Fig.3 Structure on top of E2s1in JZ20-AGas Field and distribution of samples (Index map locations are shown in Fig.1)

圖4 渤海海域JZ20-A氣田天然氣運(yùn)移聚集剖面Fig.4 Section showing migration and accumulation of natural gas in JZ20-A Gas Field, north offshore of Bohai Bay Basin

3.2 輸導(dǎo)體系

輸導(dǎo)體系是油氣從烴源巖運(yùn)移到圈閉過(guò)程中所經(jīng)歷的全部錄井網(wǎng)絡(luò)，包括斷層、不整合面、孔滲性輸導(dǎo)層和裂縫等，是連接烴源巖與圈閉的“紐帶”[22?23]，輸導(dǎo)體系在地質(zhì)歷史中通常伴隨沉積、構(gòu)造演化、斷層封閉性和輸導(dǎo)性能的不斷演化，因此，要準(zhǔn)確描述輸導(dǎo)體系的全貌較為困難，本文作者力圖通過(guò)從斷層輸導(dǎo)作用和斷層?不整合面階梯型輸導(dǎo) 2個(gè)方面來(lái)研究和揭示。

3.2.1 斷層輸導(dǎo)作用

以斷層為主的輸導(dǎo)體系是渤海海域北部油氣運(yùn)移的主要輸導(dǎo)類(lèi)型之一。已有的勘探成果表明：油氣藏多沿著長(zhǎng)期活動(dòng)的斷裂帶分布，大型的油源斷層通常是某一區(qū)域油氣藏形成和富集區(qū)帶及層位的主要控制因素之一。JZ20-A氣田緊鄰向北西傾遼西一號(hào)大斷裂，作為大型活動(dòng)斷層與其繼承性發(fā)育許多近E-W 向小型斷層，由于斷層的切割作用，構(gòu)造被分為3個(gè)高點(diǎn)，每個(gè)高點(diǎn)均為斷背斜構(gòu)造(如圖1和圖3 所示)。

有效輸導(dǎo)體系是通過(guò)斷層的活動(dòng)期與烴源巖主要生排烴期的匹配關(guān)系來(lái)判別[23]。JZ20-A地區(qū)新生代主要發(fā)育3期斷層，分別是：早期斷層，主要發(fā)育在沙河街組沉積末期到東營(yíng)組沉積早期；晚期斷層，主要發(fā)育在館陶組末期至明化鎮(zhèn)組初期；長(zhǎng)期活動(dòng)斷層，主要發(fā)育在沙河街組早期并持續(xù)活動(dòng)到東營(yíng)組末期或新近紀(jì)。根據(jù)烴源巖生烴史，遼中凹陷主力烴源巖沙三段主要的生排烴期為東一段沉積期和館陶—明化鎮(zhèn)沉積期。此時(shí)，早期斷層活動(dòng)是烴源巖還尚未排烴，到烴源巖排烴時(shí)早期斷層已停止活動(dòng)，斷層的封閉作用占主導(dǎo)地位，晚期活動(dòng)斷層盡管與主力烴源巖生排烴期一致，但晚期斷層通常規(guī)模較小，無(wú)法斷達(dá)主力烴源巖，對(duì)成藏不利。而長(zhǎng)期活動(dòng)斷層才是油氣運(yùn)移的主要通道，當(dāng)遼中凹陷沙三段主力烴源巖在東一段沉積期與長(zhǎng)期活動(dòng)斷層的活動(dòng)期比較匹配，作為主要?dú)庠磾鄬拥倪|中一號(hào)斷層切割地層下至中生界地層，上至新近紀(jì)館陶—明化鎮(zhèn)組，溝通了沙三段氣源巖和沙一段儲(chǔ)層，主要活動(dòng)期為沙河街組沉積期到東營(yíng)組末期，到館陶組末期才基本停止活動(dòng)，活動(dòng)時(shí)間處于遼中凹陷沙三段烴源巖的主要排氣期。所以，斷層的活動(dòng)期與氣源巖的生排期匹配良好，長(zhǎng)期持續(xù)活動(dòng)性斷層使凹陷區(qū)生成的天然氣大量向構(gòu)造高部位的地壘帶儲(chǔ)集層運(yùn)移?？梢?jiàn)：長(zhǎng)期活動(dòng)斷層成為油氣運(yùn)移的有效通道。

3.2.2 斷層?不整合面階梯型輸導(dǎo)體系

不整合面也是 JZ20-A氣田天然氣運(yùn)移的主要通道，遼西低凸起北段東斜坡沙河街組砂體不甚發(fā)育，而中生界與元古宇、古近系與前古近系之間普遍存在不整合接觸關(guān)系，JZ20-A-2井等潛山地層的油氣發(fā)現(xiàn)說(shuō)明，沿著潛山的不整合面確實(shí)發(fā)生了油氣運(yùn)移的過(guò)程，由于 JZ20-A構(gòu)造中生界和元古宇潛山中，裂縫和溶蝕孔隙發(fā)育，可成為良好的儲(chǔ)集層。JZ20-A地區(qū)輸導(dǎo)體系是以斷層的垂向輸導(dǎo)和不整合面的側(cè)向輸導(dǎo)為主的輸導(dǎo)體系類(lèi)型。由于 JZ20-A地區(qū)不整合面?zhèn)认蜻B通性較好且斷層比較發(fā)育并被斷層切割，從而有利于天然氣的縱橫向運(yùn)移。遼中凹陷主力烴源巖生成的天然氣在縱向上通過(guò)斷層、側(cè)向上通過(guò)不整合面，以斷層?不整合面為主的輸導(dǎo)體系結(jié)構(gòu)(圖4)，呈階梯式運(yùn)移至沙一段和中生界的砂巖儲(chǔ)層中，在巨厚的東下段泥巖作為蓋層條件下將天然氣保存至今。

4 天然氣成藏期

4.1 流體包裹體顯微特征

儲(chǔ)集層巖石顆粒內(nèi)部包裹體或含烴類(lèi)包裹體在短波長(zhǎng)的紫外光和藍(lán)光的激發(fā)下，常常會(huì)發(fā)出不同顏色的熒光，熒光的顏色和強(qiáng)度與包裹體中的有機(jī)組成分子結(jié)構(gòu)類(lèi)型相關(guān)，通過(guò)觀(guān)察到現(xiàn)象的熒光顏色和強(qiáng)度再與石油包裹體色度圖進(jìn)行對(duì)比來(lái)確定古油氣性質(zhì)[24]。據(jù)JZ20-A氣田的6口探井不同層系的12個(gè)包裹體熒光分析結(jié)果，烴包裹體熒光顏色主要有橙黃色—黃色1種，表明有一期油氣充注。其中，在鏡下觀(guān)察JZ20-A-5井漸新世沙一段儲(chǔ)層包裹體，發(fā)現(xiàn)在石英顆粒內(nèi)裂紋內(nèi)發(fā)育黃色熒光氣液烴包裹體(圖5)，顯示沙河街組氣藏為一期充注。

表1 JZ20-A氣田部分井天然氣地球化學(xué)特征Table 1 Geochemical parameters of natural gas in JZ20-A Field

圖5 JZ20-A-5井沙一段儲(chǔ)層包裹體(深度2 316 m)Fig.5 Fluorescence micrographs of fluid inclusions in well JZ20-A-5 (depth, 2 316 m)

4.2 成藏期次及成藏時(shí)間

流體包裹體是流體運(yùn)移過(guò)程中留下的證據(jù)，保存當(dāng)時(shí)地質(zhì)環(huán)境的各種地質(zhì)地球化學(xué)信息。研究認(rèn)為：與有機(jī)包裹體同期的鹽水包裹體被捕獲時(shí)是均一相的，若一直處于等容封閉體系，則鹽水包裹體的均一溫度即為油氣包裹體被捕獲時(shí)(油氣充注時(shí))地層溫度的下限。因此，利用包裹體均一溫度，結(jié)合古地溫史和儲(chǔ)集層埋藏史可以確定油氣藏的形成時(shí)間[25]，如：JZ20-A-5井沙一段淺灰色油斑細(xì)砂巖(2 316 m)中與烴類(lèi)包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度表現(xiàn)為一期(85～125 ℃)，結(jié)合該井埋藏史圖，得到對(duì)應(yīng)的充注時(shí)間是12 Ma至今，相當(dāng)于中新世明化鎮(zhèn)組沉積初期至今持續(xù)充注(圖6)。

圖6 JZ20-A-5井沙一段天然氣充注期次及成藏時(shí)間Fig.6 Hydrocarbon charging events and chronology of E3s1 reservoir in Well JZ20-A-5

5 結(jié)論

(1) JZ20-A氣田天然氣主要來(lái)源于鄰近的遼中凹陷古近系沙四—孔店段烴源巖，受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響該套烴源巖具有明顯的生烴高峰期和生烴過(guò)程差異性，在喜山期始新世末期開(kāi)始一次生烴，之后構(gòu)造抬升作用使生烴延緩或終止，古近紀(jì)東營(yíng)組末期凹陷區(qū)的烴源巖再次沉降并隨著埋深繼續(xù)增加，在新近紀(jì)明上段沉積期達(dá)到生氣高峰生成大量的高成熟凝析氣和濕氣。

(2) 根據(jù)研究區(qū)天然氣成藏地質(zhì)背景，利用烴類(lèi)組分的地化指標(biāo)規(guī)律性變化綜合判斷出天然氣運(yùn)移的方向：JZ20-A氣田北部高點(diǎn)天然氣運(yùn)聚方向北東—南西西向，南部高點(diǎn)的天然氣運(yùn)聚方向?yàn)槟衔鳌睎|向，而中部高點(diǎn)由于沙一段構(gòu)造位置最高，成為部分油氣的匯聚優(yōu)勢(shì)區(qū)，天然氣垂向運(yùn)移距離約為3 200 m。

(3) 長(zhǎng)期持續(xù)活動(dòng)的遼中一號(hào)斷層對(duì)天然氣的縱向輸導(dǎo)具有重要作用，主力烴源巖生成的天然氣在縱向上通過(guò)斷層、側(cè)向上通過(guò)不整合面，以斷層—不整合面為主的輸導(dǎo)體系結(jié)構(gòu)，呈階梯式運(yùn)移至沙一段和中生界的砂巖儲(chǔ)層中，在巨厚的東下段泥巖作為蓋層條件下將天然氣保存至今。

(4) JZ20-A油氣藏具有一期持續(xù)充注成藏特征，據(jù)流體包裹體均一溫度結(jié)合生烴史得出的氣藏成藏時(shí)間為12 Ma至今，即中新世明化鎮(zhèn)組沉積初期至今持續(xù)充注成藏。

[1]王庭斌.天然氣與石油成藏條件差異及中國(guó)氣田成藏模式[J].天然氣地球科學(xué), 2003, 14(2): 79?86.WANG Tingbin.Differences in reservoiring conditions of oil and natural gas and reservoiring models of gas fields in China[J].Natural Gas Geoscience, 2003, 14(2): 79?86.

[2]蔣有錄, 李宗亮, 談?dòng)衩? 等.斷陷盆地天然氣運(yùn)聚成藏史研究—以東濮凹陷文 23氣田為例[J].石油學(xué)報(bào), 2008, 29(5):633?638.JIANG Youlu, LI Zongliang, TAN Yuming, et al.Research on history of gas migration and accumulation in fault basin: Taking Wen 23 Gas Field of Dongpu Depression as an example[J].Acta Petrolei Sinica, 2008, 29(5): 633?638.

[3]付廣, 王有功, 呂延防, 等.我國(guó)大中型氣田形成主控因素研究[J].石油學(xué)報(bào), 2008, 29(3): 341?344.FU Guang, WANG Yougong, Lü Yanfang, et al.Research on main controlling factors for forming large and medium size gas fields in China[J].Acta Petrolei Sinica, 2008, 29(3): 341?344.

[4]戴金星, 王庭斌, 宋巖, 等.中國(guó)大中型氣田形成條件與分布規(guī)律[M].北京: 地質(zhì)出版社, 1997: 16?19.DAI Jinxing, WANG Tingbin, SONG Yan, et al.Chinese large and medium-sized gas field formation conditions and distribution[M].Beijing: Geological Press, 1997: 16?19.

[5]GONG Zaisheng, Huang L F, Chen P.Neotectonic controls on petroleum accumulations, offshore China[J].Journal of Petroleum Geology, 2011, 34(1): 5?28.

[6]Allen M B, McDonald D I M, Zhao X, et al.Early Cenozoic two-phase extension and late Cenozoic thermal subsidence and inversion of the Bohai basin, northern China[J].Marine and Petroleum Geology, 1999, 14(7/8): 951?972.

[7]QI Jiafu, YANG Qiao.Cenozoic structural deformation and dynamic processes of the Bohai Bay basin province, China[J].Marine and Petroleum Geology, 2010, 27(4): 757?771.

[8]李濰蓮, 劉震, 劉俊榜, 等.遼東灣地區(qū)遼西低凸起油氣田成藏地質(zhì)條件的差異[J].石油與天然氣地質(zhì), 2010, 31(5):664?670.LI Weilian, LIU Zhen, LIU Junbang, et al.Differences of geological conditions of hydrocarbon accumulation among fields in the LiaoxiLow Uplift, the Liaodong Bay[J].Oil & Gas Geology, 2010, 31(5): 664?670.

[9]周心懷, 劉震, 李維蓮.遼東灣斷陷油氣成藏機(jī)理[M].石油工業(yè)出版社, 2009: 219?220.ZHOU Xinhuai, LIU Zhen, LI Wei-lian.Liaodong bay rift hydrocarbons formation mechanisms[M].Petroleum Industry Press, 2009: 219?220.

[10]徐長(zhǎng)貴, 朱秀香, 史翠娥, 等.遼東灣坳陷古近系東營(yíng)組泥巖對(duì)油氣藏分布的控制作用[J].石油與天然氣地質(zhì), 2009, 30(4):431?437.XU Changgui, ZHU Xiuxiang, SHI Cuie, et al.Control of the Dongying Formation mudstone upon the distribution of hydrocarbon accumulations in the Liaodong Bay Depression[J].Oil & Gas Geology, 2009, 30(4): 431?437.

[11]HAO Fang, ZHOU Xinhuai, ZHU Yangming, et al.Mechanisms for oil depletion and enrichment on the Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin, China[J].AAPG Bulletin, 2009, 93(8): 1015?1037.

[12]邱楠生, 蘇向光, 李兆影, 等.郯廬斷裂中段兩側(cè)坳陷的新生代構(gòu)造?熱演化特征[J].地球物理學(xué)報(bào), 2007, 50(5):1497?1507.QIU Nansheng, SU Xiangguang, LI Zhaoying, et al.The Cenozoic tectono-thermal evolution of depressions along both sides of mid-segment of Tancheng—Lujiang Fault Zone, East China[J].Chinese Journal of Geophysics, 2007, 50(5):1497?1507.

[13]HAO Fang, ZOU Huayao, LI Xiaoguang, et al.Migration and occurrence of high wax oils in the Damintun Depression,Northeast, China: Implication for primary controls of petroleum migration pathways in heterogeneous carrier beds[J].Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, 67(3/4): 105?115.

[14]HAO Fang, ZOU Huayao, GONG Zaisheng.Preferential petroleum migration pathways and prediction of petroleum occurrence in sedimentary basins: A review[J].Petroleum Science, 2010, 7(1): 2?9.

[15]Ronald C S, Laura J.Cros organic-inorganic interactions and sandstone diagenesis[J].AAPG Bulletin, 1989, 73(1): 1?23.

[16]石廣仁.油氣盆地?cái)?shù)值模擬方法[M].北京: 石油工業(yè)出版社,2004: 1?15.SHI Guangren.Numerical methods of petroliferous basin modeling[M].Beijing: Petroleum Industry Press, 2004: 1?15.

[17]張同偉, 王先彬, 陳?ài)`發(fā), 等.天然氣運(yùn)移的氣體組分的地球化學(xué)示蹤[J].沉積學(xué)報(bào), 1999, 17(4): 627?632.ZHANG Tongwei, WANG Xianbin, CHEN Jianfa, et al.Chemical composition of gases as a geochemical tracer of natural gas migration[J].Acta Sedimentologica Sinica, 1999,17(4): 627?632.

[18]陳?ài)`發(fā), 沈平, 黃保家, 等.油氣組分及同位素組成特征在鶯瓊盆地油氣二次運(yùn)移研究中的應(yīng)用[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2000, 24(4): 91?94.CHEN Jianfa, SHEN Ping, HUANG Baojia, et al.Application of contents of chemical components and isotopic composition of oil-gas to research on the secondary migration of Yingqiong Basin in China[J].Journal of the University of Petroleum, China:Edition of Natural Science, 2000, 24(4): 91?94.

[19]劉文匯, 徐永昌, 吳鐵生.天然氣碳同位素在氣體運(yùn)移研究中的應(yīng)用: 以遼河盆地為例[J].科學(xué)通報(bào), 1993, 38(11):1017?1019.LIU Wenhui, XU Yongchang, WU Tiesheng.Gas carbon isotopes in the study of gas migration: Liaohe Basin as an example[J].Chinese Science Bulletin, 1993, 38(11): 1017?1019.

[20]傅家漠, 劉德漢.天然氣運(yùn)移、儲(chǔ)集及封蓋條件[M].北京: 科學(xué)出版社, 1992: 57?157.FU Jiamo, LIU Dehan.The natural gas migration, reservoir and cover conditions[M].Beijing: Science Press, 1992: 57?157.

[21]DAI Jinxing, LI Jian, LUO Xiao, et al.Stable carbon isotope compositions and source rock geochemistry of the giant gas accumulations in the Ordos Basin, China[J].Organic Geochemistry, 2005, 36(12): 1607?1635.

[22]李鳳君, 姜振學(xué), 付廣, 等.裂谷盆地高效大中型氣田形成的斷裂輸導(dǎo)條件[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2009,33(1): 28?32.LI Fengjun, JIANG Zhenxue, FU Guang, et al.Transporting condition of faults required in formation of large and medium gas fields with high efficiency in rift basin[J].Journal of China University of Petroleum: Natural Science, 2009, 33(1): 28?32.

[23]萬(wàn)濤, 蔣有錄, 董月霞, 等.南堡凹陷斷層活動(dòng)與油氣成藏和富集的關(guān)系[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2012, 36(2):60?67.WAN Tao, JIANG Youlu, DONG Yuexia, et al.Relationship between fault activity and hydrocarbon accumulation and enrichment in Nanpu depression[J].Journal of China University of Petroleum: Natural Science, 2012, 36(2): 60?67.

[24]邱楠生, 金之鈞, 胡文喧.東營(yíng)凹陷油氣充注歷史的流體包裹體分析[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2000, 24(4):96?103.QIU Nansheng, JIN Zhijun, HU Wenxuan.Study on the hydrocarbon charge history in Dongying depression by evidence from fluid inclusions[J].Journal of China University of Petroleum: Natural Science, 2000, 24(4): 95?97.

[25]李靜, 查明.基于流體包裹體的任丘油田霧迷山組成藏期次確定與古壓力恢復(fù)[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2010,34(4): 38?43.LI Jing, ZHA Ming.Determination of oil accumulation period and building up of paleopressure of Wumishan formation in Renqiu Oilfield by using fluid inclusion[J].Journal of China University of Petroleum: Natural Science, 2010, 34(4): 38?43.