Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 8: 1163 - 1176

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.015

Natural gas migration and accumulation patterns in the central-north Xihu Sag， East China Sea Basin

  • Jinshui LIU ,
  • Shuping ZHANG
Expand
  • Shanghai Branch，CNOOC China Limited，Shanghai 200030，China

Received date: 2020-12-17

  Revised date: 2021-04-23

  Online published: 2021-08-25

Supported by

The China National Science and Technology Major Project for the 13th Five-Year Plan(2016ZX05027001)

the Science and Technology Joint Project of CNOOC(2018OT-KT-KY-LH-01)

Fold

Highlights

The Xihu Sag in East China Sea Basin is the largest Cenozoic sedimentary sag in the offshore area of China， which is rich in oil and gas resources and has great exploration potential. In this paper， taking the central-north part of the Xihu Sag， which has made important breakthroughs in oil and gas exploration in recent years， as a case study， applying the data of natural gas geochemistry and fluid inclusions， combining with the regional geological background， we analyze the key time and migration mode of oil and gas accumulation， divide the natural gas accumulation combination and establish the natural gas accumulation mode. The results show that： （1） The late accumulation of natural gas， 5-6 Ma after Longjing movement is the critical time； （2） The natural gas composition and stable carbon isotope fractionation trend are mainly controlled by the maturity of in-situ source rocks， and no evidence of large-scale lateral migration from the western sag to the central inversion structural belt， mainly vertical short-distance migration； （3） Reservoir forming assemblages are divided into three types， i.e. conventional gas accumulation combination on the source， tight gas accumulation combination on the source and tight gas accumulation combination within the source. The favorable areas of shallow conventional oil and gas accumulation， deep low permeability-tight lithologic reservoir and structural lithologic composite reservoir caused by late activation of connected source rocks-fault are important areas for further exploration in the Xihu Sag.

Cite this article

Jinshui LIU , Shuping ZHANG . Natural gas migration and accumulation patterns in the central-north Xihu Sag， East China Sea Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(8) : 1163 -1176 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.04.015

0 引言

40余年油气勘探实践证实，东海盆地西湖凹陷作为我国近海海域最大的新生代沉积凹陷，油气资源十分丰富，勘探潜力巨大［1-5］。自“十二五”以来，在西湖凹陷发现15个油气田，其中2个为储量超过1 000×108 m3的大气田，合计三级地质储量天然气近10 000×108 m3，石油近4 000×104 t［2］。有关西湖凹陷天然气成藏过程与模式，前人已经开展了大量卓有成效的研究，相继提出了“蒸发分馏”［6］、“塔式聚集”［7］、超压驱动［8-10］、储保耦合［2］等成藏模式。综观前人研究成果，发现对于西湖凹陷天然气主要成藏期次和运移方式的认识仍不统一，有待进一步研究。就成藏期次而言，主要存在早期成藏、晚期成藏以及多期成藏等多种观点。如苏奥等［11］认为西湖凹陷平湖构造带存在16.8~13.2 Ma、10.0~0 Ma 2期油气充注并进一步认为宝云亭气田具有2期油和1期气充注，油早气晚，多期成藏的特征［12］。中央反转背斜带亦存在15~13 Ma和6~5 Ma 2期充注，且以第一期为主［4］。就天然气运移方式而言，则存在由洼陷及低部位向斜坡及凸起带等高部位运移成藏（侧向运移）和油气就近垂向运移成藏之争。如何将启等［13］认为龙井运动以前油气主要向西部斜坡带和东部断阶带运移，龙井运动以后除上述方向外，油气还在中央反转背斜带发生短距离的侧向运移。而刘金水等［2］则认为天然气主要为近源垂向近距离运移成藏。
由于不同时间以不同运移方式形成的油气藏成藏模式不同，油气富集规律亦存在差异。鉴于此，本文以西湖凹陷近年来油气勘探取得重要突破的中北部为例，应用天然气组分、稳定碳同位素、流体包裹体等资料，详细分析油气成藏地球化学特征和油气充注历史，结合区域地质背景，理清成藏过程，建立天然气成藏模式，以期为西湖凹陷下一步油气勘探开发部署提供地质依据。

1 地质背景

西湖凹陷位于东海盆地浙东坳陷东部，东与钓鱼岛褶皱带毗邻，北接福江凹陷，南临钓北凹陷，西以海礁隆起、渔山东低隆起为界与长江凹陷相通，是东海盆地最大的沉积凹陷，总面积约为5.9×104 km2，由西到东依次分为西部斜坡带、西部洼陷、中央反转背斜带、东部洼陷和东部断阶带（图1）。
图1 东海盆地西湖凹陷和研究区构造位置

Fig.1 Location of the Xihu Sag and the study area in the East China Sea Shelf Basin

西湖凹陷的形成演化受控于太平洋板块和菲律宾板块向亚洲板块东部俯冲汇聚的影响，可分为断陷期、坳陷期、反转期和区域沉降期4个阶段［14-17］：古新世—始新世是断陷发育时期，该时期在拉张应力的作用下，发育一系列以北东—北北东向为主的正断裂体系，形成一系列地堑或半地堑，并产生一系列断鼻、断块构造，在主断裂的下降盘沉积了巨厚的始新统及其以下地层；始新世末玉泉运动后，西湖凹陷由张性应力转变为挤压应力，由断陷阶段转变为坳陷阶段，尤其是中新世末龙井运动推覆力达到顶峰，西湖凹陷表现为强烈的挤压应力，同时由于冲绳海槽北部较南部打开较早，所以此时西湖凹陷所受的挤压应力北强南弱，导致西湖凹陷在坳陷的基础上西部、中部和东部相对隆升，并发生强烈的构造反转，最终形成了西部斜坡弱反转构造带、中央洼陷构造反转带和东缘反转断褶构造带的东西分带格局；上新世以来，随着冲绳海槽早期的扩张部位向东迁移，盆地进入区域沉降阶段，沉积了巨厚的三潭组、东海群，逐步形成现今的构造形态。新生代沉积沉降快，沉积厚度最大达15 000 m，自下而上分别为古新统、始新统八角亭组、宝石组和平湖组、渐新统花港组、中新统龙井组、玉泉组和柳浪组、上新统三潭组及第四系东海群，研究区内不发育古新统和始新统八角亭组，仅局部发育始新统宝石组，储层为始新统平湖组砂岩和渐新统花港组砂岩。
本文研究区西湖凹陷中北部中央反转背斜带和西部洼陷主要目的层为渐新统花港组砂岩，西部斜坡主要为始新统平湖组砂岩，近年来西部斜坡渐新统花港组砂岩亦有重要发现，首次在花港组取得了突破，D气田花港组试气日产7.3×104 m3。平湖组和花港组下部储层物性总体较差，为低渗透—致密储层。烃源岩为始新统平湖组煤层和暗色泥岩。盖层为平湖组泥岩和花港组泥岩。目前在中央反转背斜带发现了2个探明储量超过1 000×108 m3的大气田，西部斜坡发现的油气田规模较小。

2 天然气成藏关键时刻和运移方式

2.1　天然气主成藏期及成藏关键时刻

2.1.1　流体包裹体样品及分析方法

流体包裹体法是油气成藏期次研究的重要方法。但值得注意的是，对于我国东部新生代盆地而言，一方面由于构造位置引起的储层埋深差异，进行多井及跨油气田统计时，同一期形成的流体包裹体均一温度可能会出现多峰分布，从而得到多期成藏的认识；另一方面由于成藏期通常较晚，源自深部烃源岩流体在浅部储层被包裹体捕获时其温度可能尚未完全与储层背景温度平衡而高于储层背景温度，也可能得出与实际地质背景不符的成藏期结论。除此之外，由于常规砂岩气藏和致密砂岩气藏在西湖凹陷均有发育，那么常规砂岩气藏和致密砂岩气藏的成藏时间及期次是否一致也是成藏及勘探研究面临的重要问题。
鉴于此，本文在D气田1井、E气田1井、E气田2井和E气田4井花港组第三、四、五、六、七、九砂层组（H3、H4、H5、H6、H7、H9）共采样22个样品开展流体包裹体岩相学和显微测温分析，采用单井烃类流体包裹体共生盐水包裹体均一温度与埋藏史点对点对比，并考虑烃源岩与储层埋深差异综合分析成藏期次。同时，考虑到研究区常规气藏和致密气藏在成藏期次方面可能存在差异，本文采集的样品既包括常规气藏样品，也有致密砂岩气藏样品，其中D气田1井花港组、E气田花港组第三砂层组（H3）为常规气藏，E气田花港组第四砂层组（H4）为常规气藏向致密砂岩气藏过渡，以致密气藏为主，以下为致密砂岩气藏。
分析方法如下：首先对采集的样品进行磨片和双面抛光，制成流体包裹体薄片。流体包裹体岩相学分析在配有反射光—透射光和荧光的显微镜下完成，主要确定流体包裹体类型、产状及大小等特征；然后选取与烃类包裹体共生（同一产状）的均相捕获盐水包裹体测定其均一温度。与烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度、冰点温度测试利用GOLDSTEIN等［18］热循环方法在Linkam CP-600冷热台上完成，测试误差为±1℃。实际测温过程中，由于油包裹体较少且与其共生盐水包裹可供测温的很少，因此与烃类包裹体共生盐水包裹体主要指与气态烃包裹体共生盐水包裹体。

2.1.2　流体包裹体特征

详细的镜下显微观察表明，就流体包裹体类型、分布产状等岩相学特征而言，本文在常规气藏与致密砂岩气藏取样样品并无明显差异。常规储层、致密砂岩储层均主要发育3种类型的流体包裹体（图2）：烃类包裹体、含烃盐水包裹体和盐水包裹体，其中烃类包裹体主要为气态烃包裹体，油包裹体较少。
图2 西湖凹陷中北部储层典型油气流体包裹体照片（紫外线和透射光下）

（a）D气田1井，4 216 m，透射光，沿切穿石英颗粒的微裂隙分布的轻质油气包裹体；（b）与（a）为同一视域，荧光；（c）D气田1井，4 212 m，透射光，沿切穿石英颗粒的微裂隙分布的气包裹体和盐水包裹体；（d）E气田1井，4 620 m，透射光，沿切穿石英颗粒的微裂隙分布的气包裹体和盐水包裹体

Fig.2 Photomicrographs of representative oil and gas inclusions in central-northern Xihu Sag （under ultraviolet light and transmitted light）

油包裹体主要分布于切穿石英颗粒的微裂隙和石英次生加大边中，多伴生气态烃包裹体和盐水包裹体（图2）。油包裹体在透射光下呈现无色、棕黄色，在荧光下呈现浅蓝色—蓝白色。包裹体形态多呈近椭圆形或不规则状，直径介于0.15~10 μm之间，气液比介于2%~10%之间。表明早期存在原油充注。
气态烃包裹体主要在石英颗粒微裂隙中发育，透射光下呈现黑色或褐色，不发荧光（图2）。包裹体直径介于0.1~15 μm之间，丰度较小，形态多呈不规则状或近椭圆形。
盐水包裹体在石英颗粒微裂隙和石英次生加大边中均广泛发育，常呈串珠状成群带分布（图2）。包裹体直径介于0.2~25 μm之间，气液比通常<8%，形态各异，多呈不规则状或近椭圆形。

2.1.3　流体包裹体均一温度特征及主成藏期

西部斜坡地区D气田1井H6、H7常规储层烃类流体包裹体共生盐水包裹体（主要为气态烃包裹体共生盐水包裹体）均一温度分布在125~175 ℃之间，主要为135~160 ℃，而对应深度储层背景温度仅在145 ℃左右，出现烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度明显大于储层背景温度的现象（图3）。
图3 D气田储层背景温度与流体包裹体均一温度对比

Fig.3 Comparison of reservoir background temperature and fluid inclusion homogenization temperature for D Gas Field

前人［19-20］研究表明，导致储层中盐水包裹体均一温度明显大于储层背景温度现象的原因主要有2个：其一是受深源高温流体的影响；另一个则是烃类流体晚近期运移成藏，是来源于埋深更大的烃源岩中高温流体尚未与储层流体发生热平衡的结果［21-22］。
存在深源高温流体影响的证据除盐水包裹体均一温度明显大于储层背景温度之外，通常还包括与深大断裂、高含量幔源无机CO2和热液矿物组合相伴生［19-20，23］。构造特征分析表明，首先研究区D气田附近并不存在深大断裂，断裂以断至平湖组和宝石组为主；然后西湖凹陷气藏CO2含量低；最后已有公开发表的文献资料中未见幔源无机成因证据，高温热液矿物亦未见报道。由此可知，研究区深源高温流活动最重要的3个证据均不具备，表明受深源高温流体的影响很小或者基本不存在。进一步分析表明，D气田1井储层烃类流体包裹体共生盐水包裹体均一温度中值和最大值对应的深度比取样点埋藏深度分别深约500 m和1 000 m，对应地层为主力烃源岩平湖组上部和中下部。由此可以推断，D气田1井H6、H7常规储层烃类流体包裹体共生盐水包裹体均一温度明显大于储层背景温度更可能反映的是天然气晚期近距离运移聚集成藏，是来源于深部平湖组高温油气流体尚未与浅层花港组储层发生热平衡的结果。结合埋藏热演化史可知气藏主充注成藏期主要在5~6 Ma。
西部洼陷E气田1井H3常规储层、H4致密储层烃类流体包裹体共生盐水包裹体（主要为气态烃包裹体共生盐水包裹体）均一温度分布在130~165 ℃之间，H5致密储层烃类流体包裹体共生盐水包裹体分布在140~180 ℃之间，H9致密储层烃类流体包裹体共生盐水包裹体分布在140~170 ℃之间，单峰式连续分布，最大值略大于或者与储层背景温度基本持平（图4），上述特征表明E气田常规气藏、致密气藏天然气的充注成藏是一个连续过程，且一直持续至现今，其中H9层段天然气充注成藏的开始时间略早于H3—H4及H5层段。结合埋藏热演化史可确定，H9层段主成藏期在13 Ma以来， H3—H4及H5层段在6 Ma以来（图5）。
图4 E气田储层背景温度与流体包裹体均一温度对比

Fig.4 Comparison of reservoir background temperature and fluid inclusion homogenization temperature for E Gas Field

图5 E气田埋藏史、热演化史和天然气成藏期次

Fig.5 Burial history， thermal evolution history and gas accumulation period for E Gas Field

西部斜坡烃源岩成熟度普遍较低，镜质体反射率R O值主要介于0.6%~1.0%之间，现今处于埋深最大、成熟度最高时期，是油气成藏的关键时刻。西部洼陷和中央反转背斜带虽然烃源岩成熟早，现今多处于高过成熟阶段，但圈闭定型于龙井运动末期［2］。笔者之前基于烃源岩生烃史、圈闭形成演化史和流体包裹体等资料的分析表明，中央反转背斜带天然气主成藏期在5 Ma以来［2］。鉴于此，结合上述对研究区西部斜坡、西部洼陷和中央反转背斜带主要气田天然气主成藏期的解剖分析，笔者认为天然气的成藏关键时刻应主要在晚近期，尤其是5~6 Ma以来。

2.2　天然气成藏地球化学特征与运移方式

2.2.1　天然气组分、稳定碳同位素特征及成因与来源

本文在西湖凹陷中北部A、B、D、E、F、G共 6个气田8口井采集13个天然气样品进行组分和稳定碳同位素测试分析。其中，D、F、G气田天然气样品取自常规气藏，A、B、E气田天然气样品取自致密砂岩气藏。天然气组分分析所用仪器为Agilent公司生产的7890A型气相色谱仪，执行行业标准《GB/T13610—2003》，稳定碳同位素分析所用仪器为Isoprime 100质谱仪，执行行业标准《SY/T 5238—2008》，样品信息及分析结果见表1。
表1 东海盆地西湖凹陷中北部天然气地球化学参数

Table 1 Geochemical parameters of natural gas in central-northern Xihu Sag, East China Sea Basin

构造位置 井号 层位 天然气组分/% C1/C1-5 稳定碳同位素/‰（PDB）
CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 N2 CO2 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10
西部斜坡 A-1 平湖组 89.10 4.48 0.63 0.16 0.10 0.36 5.00 0.938 -37.1 -22.7 -20.8 -19.8 -21.7
A-2 平湖组 84.43 8.38 2.84 1.04 0.65 0.59 6.29 0.867 -34.6 -25.3 -24.5 -26.8 -25.4
B-1 平湖组 85.51 6.28 2.30 0.59 0.51 0.20 4.11 0.881 -35.4 -25.7 -24.4 -25.4 -24.8
B-1 平湖组 85.59 6.27 2.28 0.58 0.51 0.29 3.99 0.881 -35.1 -25.6 -24.3 -25.7 -24.8
D-1 花港组 89.82 5.51 1.66 0.44 0.33 0.00 1.99 0.919 -33.5 -26.3 -24.0 -23.7 -23.0
D-1 花港组 91.61 5.33 1.50 0.36 0.36 0.45 0.01 0.924 -33.6 -28.4 -27.1 -22.7 -22.7
西部洼陷 E-2 花港组 88.04 3.40 0.96 0.30 0.17 2.51 4.62 0.943 -32.1 -24.1 -22.7 -23.2 -22.2
E-3 花港组 88.10 3.49 0.86 0.24 0.17 0.75 6.05 0.940 -31.4 -23.2 -24.2 -23.5 -25.0
中央反转背斜带 F-1 花港组 90.10 2.30 0.40 0.10 0.10 1.00 5.80 0.968 -30.5 -24.7 -23.5 -23.4 -23.3
F-1 花港组 94.00 2.20 0.40 0.10 0.10 0.90 2.30 0.972 -30.7 -24.0 -23.1 -22.9 -23.1
G-1 花港组 92.98 2.47 0.42 0.11 0.08 1.61 2.15 0.968 -30.9 -24.0 -24.0 -24.8 -23.1
G-1 花港组 93.49 2.47 0.42 0.11 0.08 1.19 2.04 0.968 -29.8 -23.8 -23.6 -22.3 -19.1
G-1 花港组 94.45 2.38 0.38 0.10 0.08 1.47 0.93 0.970 -29.9 -23.5 -22.7 -21.0 -19.5
西湖凹陷中北部天然气组分以烃类气体为主，含有少量的N2、CO2等非烃气体（表1）。西部斜坡天然气CH4含量介于84.43%~91.61%之间，干燥系数介于0.881~0.938之间；西部洼陷CH4含量约为88%，干燥系数约为0.94；中央反转构造带CH4含量介于90.1%~94.45%之间，干燥系数介于0.968~0.972之间。总体上看，从西部斜坡到中央反转背斜带甲烷含量增加，干燥系数变大，中央反转构造带以干气为主。
西湖凹陷中北部天然气CH4稳定碳同位素介于-37.1‰~-29.8‰之间，其中西部斜坡介于-37.1‰~-33.5‰之间，西部洼陷介于-32.1‰~-31.4‰之间，中央反转背斜带介于-30.9‰~-29.8‰之间；C2H6稳定碳同位素介于-28.4‰~-22.7‰之间，其中西部斜坡主要介于-25.3‰~-26.3‰之间，西部洼陷介于-24.1‰~-23.2‰之间，中央反转背斜带介于-23.5‰~-24.7‰之间（表1）。总体上，从西部斜坡到中央反转背斜带天然气CH4、C2H6 更富集δ13C，即天然气稳定碳同位素值变高。
戴金星等［24-25］综合中国各盆地、德国西北盆地、库珀盆地、瓦尔沃得—德拉瓦尔盆地、北海盆地、安大略盆地以及前苏联11个油气田大量油型气和煤型气的δ13C1、δ13C2和δ13C3资料编制了δ13C1—δ13C2—δ13C3天然气成因鉴别图版，并于2014年进行了进一步完善，此图版在利用同位素资料鉴别煤型气和油型气方面取得了很好效果，是天然气成因判识的重要图版（图6）。在戴金星图版中，西湖凹陷中北部气田天然气除D气田1个样品落在煤型气与油型气共存区外，其他均可判识为煤系烃源岩Ⅲ型干酪根初次裂解气（图6）。
图6 西湖凹陷中北部天然气成因（底图据文献［24］）

Fig.6 Origin of natural gas in the central-northern Xihu Sag（base map is based on Ref.［24］）

BERNARD等［26］研究认为天然气δ13C1和C1/（C2+C3）参数具有重要的母质和成熟度信息，可以根据其变化规律鉴别天然气的成因，即Bernard图版。这一图版在国际上被广泛应用于天然气成因判识［27-29］。西湖凹陷中北部天然气CH4稳定碳同位素介于-37.1‰~-29.8‰之间，C1/（C2+C3）分布在7~37之间。在Bernard图版中，研究区天然气落点成因区域与戴金星图版相同，主要为煤系烃源岩Ⅲ型干酪根成熟—高成熟阶段初次裂解过程生成的天然气（图7）。
图7 西湖凹陷中北部天然气成因（底图据文献［26］）

Fig.7 Origin of natural gas in the central-northern Xihu Sag （base map is based on Ref.［26］）

值得指出的是，从上文分析结果可知，研究区天然气组分、稳定碳同位素反映的常规气藏、致密砂岩气藏天然气成因、来源，抑或是运移成藏特征并无明显差异（详见后文）。天然气组分、稳定碳同位素的差异可能主要与构造位置差异及其引起的烃源岩成熟度差异有关。

2.2.2　天然气运移成藏地球化学特征

油气地球化学组成、稳定同位素除受油气来源影响外，还受运移聚集等次生改造过程的影响［26，29-32］。通常而言，随着烃源岩成熟度的增加，天然气甲烷含量增加，干燥系数变大，稳定碳同位素中13C更富集；随着运移距离的增加，天然气甲烷含量也增加，干燥系数亦变大，但由于富集13C的组分具有相对富集12C的组分更易于被矿物颗粒吸附等性质，导致运移能力降低，因此沿着运移方向天然气稳定碳同位素中12C更富集。稳定碳同位素的差异变化是鉴别天然气是否发生运移分馏等次生改造的重要依据。
本文对西湖凹陷中北部天然气组分与稳定同位素的变化关系分析表明，随着干燥系数的增加，甲烷、乙烷稳定碳同位素中13C富集度增加，符合成熟度增加导致的组分和稳定碳同位素变化趋势（图8）。进一步的分析更加证实了这一变化规律。考虑到研究区目前发现的油气田钻井多位于构造高处，气样深度R O值不能客观地反映为其供烃的烃源岩成熟度，因此图8中烃源岩的镜质体反射率为平湖组中部对应深度的R O值，有实测值时取实测值，无实测值时根据盆地模拟结果取值。由图8可知，平湖组中部烃源岩成熟度与甲烷稳定碳同位素、干燥系数呈良好的正相关性（图8）。且在这些组分、稳定碳同位素及成熟度相关性图中，西部斜坡A、C气田位于成熟度最低的位置，向东西部斜坡边缘的D气田、西部洼陷的E气田成熟度逐渐增加，至中央反转背斜带的F、G气田，天然气成熟度达到最大。这与研究区平湖组中部烃源岩成熟度分布十分一致，西部斜坡成熟度最低，其次为西部洼陷带，中央反转背斜带在构造反转之前烃源岩热演化程度已达到最高，表明天然气组分、稳定同位素的变化主要受原地烃源岩成熟度的影响，运移分馏等次生改造作用的影响较小或者无。
图8 西湖凹陷中北部天然气地球化学参数及其与平湖组中部烃源岩成熟度相关关系

Fig.8 Geochemical parameters of natural gas in the central-northern Xihu Sag and their correlation with maturity of source rocks in the central Pinghu Formation

除了天然气组分、稳定碳同位素及成熟度相关性图外，前人还建立了一系列用于判识天然气所经历热演化和次生改造过程的图版。PRINZHOFER等［31］研究认为Ln（C1/C2）和δ13C1—δ13C2参数的变化关系图版可以较好地反映天然气所经历的热演化和次生改造过程：天然气组分和碳同位素组成的变化主要受烃源岩成熟度控制时表现为Ln（C1/C2）与δ13C1—δ13C2呈良好的正相关关系；天然气遭受散失作用时，表现为Ln（C1/C2）降低，δ13C1—δ13C2则相对升高；生物气混入时，Ln（C1/C2）升高，δ13C1—δ13C2降低（图9）。这一图版在我国塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等天然气成因判识中得到了较好的应用［33-36］。
图9 西湖凹陷中北部天然气Ln（C1/C2）、δ13C1—δ13C2变化关系及与中国其他盆地对比

Fig.9 Variation of Ln（C1/C2） with δ13C1-δ13C2 of gases from central-northern Xihu Sag and correlation with other basins in China

在PRINZHOFER等［31］的Ln（C1/C2）—δ13C1—δ13C2图版中，西湖凹陷中北部气田天然气δ13C1—δ13C2随着Ln（C1/C2）的增加而增加，表明天然气组分、碳同位素等化学组成的变化主要受成熟度的影响，运移分馏、生物气混入等次生改造过程的影响很小（图9）。PRINZHOFER等［31］的C2/C1—δ13C1图版［30］也反映了同样的特征（图10）。另外，在Bernard图版中，亦可反映从西部斜坡到中央反转背斜带天然气成熟度逐渐升高（图7）。
图10 西湖凹陷中北部天然气δ13C1与C2/C1变化关系

Fig.10 Variation relation between δ13C1 and C2/C1 of natural gases from central-northern Xihu Sag

由此可以推断，西湖凹陷中北部存在天然气自西部洼陷向中央反转背斜带进行较长距离的侧向运移成藏的可能性较小。天然气组分和稳定碳同位素参数与原地烃源岩成熟度的良好关系表明其可能主要为近源垂向运移进入储层/圈闭，进入储层/圈闭之后再进行短距离侧向运移而聚集成藏。天然气运移过程中，一方面由于垂向及侧向运移距离短；另一方面生烃增压是研究区天然气运移的重要动力，而超压驱动的油气运移主要为快速混相涌流，因此这两者实际上都难以形成有效的组分及稳定同位素分馏。

3 天然气成藏组合与成藏模式

综合上述天然气运移成藏关键时刻、运移方式分析可知，西湖凹陷常规气藏、致密砂岩气藏并不存在明显差异，均主要为晚期近距离垂向运移成藏。但由于储层物性及气藏类型的差异，天然气成藏及富集主控因素存在差异。结合油气藏特征及地质背景，在研究区划分为源上常规天然气成藏组合、源上致密天然气成藏组合和源内致密天然气成藏组合3种类型，并分别建立相应的成藏模式，探讨其成藏主控因素（图11）。
图11 西湖凹陷中北部天然气成藏组合划分和成藏模式

Fig.11 Division of gas accumulation assemblages and pattern of gas accumulation in the central-northern Xihu Sag

3.1　源上常规天然气成藏组合

源上常规天然气成藏组合主要分布在花港组及以上常规砂岩储层段（孔隙度一般大于10%，空气渗透率一般大于1×10-3 μm2），如D气田花港组气藏、E气田H3段气藏和F气田、G气田H4段以上气藏（图11）。气藏压力系统多为常压，圈闭类型包括断块、背斜、断背斜、岩性以及复合圈闭（图12）。
图12 西湖凹陷中北部E气田气藏剖面

Fig.12 Gas reservoir profile for E Gas Field in the central-northern Xihu Sag

断裂是平湖组煤系烃源岩生成油气垂向运移进入花港组常规储层聚集成藏的重要通道，其中在平湖组及花港组致密层中运移主要由生烃膨胀形成的超压驱动，进入花港组常规储层之后，浮力是油气运移的重要动力，浮力驱动下发生气水分异，易于形成边水或者底水气藏（图12）。
由于断裂是天然气垂向运移的通道，因此气源断裂附近天然气易于富集成藏（图11）。此外，西湖凹陷中北部花港组储层砂体十分发育，以厚层砂岩为主，单层厚度最大可超过100 m，普遍大于断距，侧向上易于形成砂岩对接，故较难形成有效的侧向封堵。因此，圈闭以背斜最为有利，其次为断背斜、断鼻及岩性等，断块较差，尤其是良好区域盖层之下的这些圈闭是有利的天然气成藏及富集带。勘探实践表明，不仅是在研究区，就整个西湖凹陷而言，源上常规天然气藏均主要形成于花港组H1—H2段厚度在40~120 m的优质泥岩区域盖层之下。

3.2　源上致密天然气成藏组合

源上致密天然气成藏组合主要分布在花港组致密砂岩储层段（孔隙度一般<10%，空气渗透率一般<1×10-3 μm2），如E气田H4—H9段气藏和F气田、G气田H5段以下气藏（图11）。气藏压力系统总体以超压为主，顶部常规气藏与致密气藏过渡层位可能会发育常压（图12）。断层、背斜、断背斜、岩性以及复合圈闭等均可成藏。
由于花港组本身不发育烃源岩，不具备生烃条件，因此与上部的常规气藏一样，同样需要气源断裂将平湖组烃源岩生成的天然气输导至花港组致密储层。但和常规油气藏不一样，不管是从平湖组到花港组的垂向运移，还是进入花港组之后的短距离侧向运移，运移动力主要由生烃膨胀形成的超压［36］提供，而浮力作用非常有限。因此，气藏一般不发育边底水或者发育不完整的边底水（图12），多表现为气水同储同出。
对于此类气藏而言，天然气的成藏与富集除了需要气源断裂有效沟通烃源岩和储层外，充足的气源条件和超压是天然气富集的保障，储层“甜点”区天然气一般都较富集。统计表明，西湖凹陷发现及探明的大中型气田均位于生烃中心及其附近［4］。超压不仅是天然气运移的动力，亦是聚集天然气得以保存的重要体现［37-38］。以E气田为例，4 520~5 200 m段，从上到下储层物性变化较小，孔隙度介于6%~10%之间，渗透率介于（0.1~1）×10-3 μm2之间，压力系数由1.1升至1.4，含气饱和度逐渐升高（图13）。在相似的气源、动力以及保存等成藏条件下，储层“甜点”区阻力最小，天然气更易于富集。而且前人研究还证实，当气源、动力以及保存等成藏条件十分有利时，相对较差储层亦可成藏［39］。
图13 西湖凹陷中北部E气田1井储层物性、含气饱和度和压力随深度变化

Fig.13 Variation of reservoir physical properties， gas saturation and pressure with depth in Well 1 of E Gas Field in central-northern Xihu Sag

3.3　源内致密天然气成藏组合

此类气藏特征与四川盆地上三叠统须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界山西组1段、太原组和本溪组等中国典型致密砂岩气藏相似：超压驱动，岩性圈闭—无圈闭，连续—准连续分布，大面积成藏，有利相带控藏，“甜点”富集，主要分布在平湖组（图11）。周心怀等［3］将平北斜坡带此类油气藏分为断裂陡坡型潮控三角洲潮道砂岩油气藏、对向断阶型潮控三角洲前缘潮滩砂岩油气藏、反向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏和同向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏4种类型。
受海上油气勘探开发高昂成本的限制，陆上致密砂岩气开发中广泛采用的水力压裂较难应用于海上致密油气开发。但气藏发育的强超压以及超压导致的水力破裂可以提高气藏动力和储层渗透率，从而弥补储层低渗透—致密的不足，故即使未经人工压裂，一些储层条件改善较大的地区及层段也可获得经济产能。例如C气田C-2H井在平湖组P3层发育超压，压力系数在1.5左右，4 416 m段水平钻进1 430 m，钻遇砂岩1 320 m，水平井段随钻声波测井解释孔隙度为9.2%~10.5%，渗透率为（0.47~0.75）×10-3 μm2，未经水力压裂自然产能为平均日产气11.8×104 m3、日产油27 m3。
西湖凹陷平湖组有效烃源岩面积占凹陷的85%，厚度为1 500~2 000 m，生烃强度>6×106 t/km2，总生烃量约3 000×108 t油当量，油气资源量约50×108 t油当量，其中油13×108 t，气37×108 t油当量。源内致密天然气成藏组合是西湖凹陷资源潜力最大的一个，也是下一步勘探潜力最大的领域之一。
对于下一步勘探部署而言，除了应加大深层非常规低渗透—致密岩性油气藏和构造—岩性复合油气藏勘探力度之外，通源断裂晚期活化导致的浅层常规油气有利成藏区亦是勘探开发的重要领域之一。

4 结论

（1）研究区储层烃类包裹体共生盐水包裹体均一温度明显大于储层背景温度或者最大温度与储层背景温度基本持平，表明天然气晚近期成藏，结合地质背景综合分析认为龙井运动之后的5~6 Ma以来为西湖凹陷中北部天然气成藏关键时刻。
（2）研究区自西部斜坡至中央反转背斜带，烃源岩成熟度升高，天然气甲烷含量、干燥系数增加，甲烷、乙烷稳定碳同位素中δ13C富集度增加，符合烃源岩成熟度升高导致的组分和稳定碳同位素分馏趋势，不存在天然气自西部洼陷带向中央反转背斜带较大规模侧向运移的证据，显示主要为垂向近距离运移成藏。
（3）在研究区划分出源上常规天然气成藏组合、源上致密天然气成藏组合和源内致密天然气成藏组合3种类型，并分别建立相应的成藏模式。其中，通源断裂晚期活化导致的浅层常规油气成藏有利区、深层非常规低渗透—致密岩性油气藏和构造—岩性复合油气藏皆是下一步应加大勘探力度的重要领域。

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