Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 2: 181 - 194

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.014

Origin and accumulation model of ultra-low permeability-tight sandstone （gravel） gas in Bohai Bay Basin

  • Jianying GUO , 1, 2 ,
  • Xuening QI , 1, 2 ,
  • Lianhua HOU 2 ,
  • Aisheng HAO 1, 2 ,
  • Xu ZENG 2 ,
  • Shiguo LIN 2 ,
  • Xiugang PU 3 ,
  • Zengye XIE 1, 2 ,
  • Yifeng WANG 1, 2 ,
  • Xiaobo WANG 1, 2 ,
  • Dawei CHEN 2
Expand
  • 1. Key Laboratory for Natural Gas Accumulation and Development，CNPC，Langfang 065007，China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 3. PetroChina Dagang Oilfield Company，Tianjin 300280，China

Received date: 2021-08-13

  Revised date: 2021-09-23

  Online published: 2022-02-25

Supported by

The Major Science and Technology Projects of CNPC(2021DJ0602)

Fold

Highlights

Ultra-low permeability-tight sandstone （conglomerate rock） gas reservoir is an important exploration target of natural gas at home and abroad. As a crucial oil and gas exploration basin in China， Bohai Bay Basin has discovered tight sand （conglomerate rock） gas in many depressions. However， the current research only focuses within depressions， lacking of systematic study on the distribution， origin and reservoir pattern of tight sandstone （conglomerate rock） gas reservoirs from the whole basin perspective. The research conclusively demonstrates that ultra-low permeability-tight sandstone （conglomerate rock） gas reservoir is widely distributed in the Bohai Bay Basin， covering various depression， multiple strata of Paleozoic and Cenozoic， and Upper Paleozoic coal-type gas and Paleogene oil-type gas. The Upper Paleozoic ultra-low permeability and tight sandstone gas reservoirs are mainly distributed in residual Upper Paleozoic strata of Huanghua， Linqing and Jiyang depressions. Those reservoirs are of structural gas reservoir type and mainly located in the sag and uplift areas， and mostly belong to structural gas reservoirs. Because the strata were buried deeply in the past， most of the reservoirs have high physical density. The majority of natural gas is typical coal-type gas originating in Carboniferous and Permian measures， and other is Paleogene oil-type gas. Paleogene ultra-low permeability tight gas reservoirs are widely distributed in all depressions， including the 2nd， 3rd and 4th members of Shahejie Formation（Es 2， Es 3 and Es 4） and multiple strata in Kongdian Formation； The gas reservoirs are located in the uplift， slope and steep slope zones of the sag， including a variety of trap types， such as lithology， lithology-structure， structure reservoir etc.； The Es 2 and， Es 3 are commonly sandstone reservoirs， distributed in gentle slope area. The Es 4 and Kongdian Formation include sandstone and conglomerate reservoirs formations， and the glutenites are mainly distributed in steep slope area. Because the Paleogene stratum belongs to continuous deposit， the reservoir physical properties are primarily controlled by burial depth. Different depressions have different densification threshold depths， ranging from 3 200 m to 4 000 m. The natural gas is mostly Paleogene oil-type gas and part of it is Upper Paleozoic coal type gas. According to the relationship between gas sources and reservoir， four patterns of reservoir forming modes are developed in this area， including near source accumulation of new reservoir， distant source distribution of Paleozoic reservoir， fault distribution of Paleozoic new reservoir and section distribution of new Paleozoic reservoir， among which the former two modes are the main accumulation modes. Two sets of Carboniferous-Permian and Paleogene strata are developed， and the natural gas remaining resource has great potential in the Bohai Bay Basin. The next targeted exploration area of tight sandstone （conglomerate rock） gas would be situated in the beneficial zone of secondary hydrocarbon generation in Carboniferous-Permian System， structures adjacent to the edge of Paleogene gas generation center， and the sweet spot in lithology reservoirs would be considered as promising areas for further exploration. The research is of instructive significance for tight sandstone （conglomerate rock） gas exploration in Bohai Bay Basin.

Cite this article

Jianying GUO , Xuening QI , Lianhua HOU , Aisheng HAO , Xu ZENG , Shiguo LIN , Xiugang PU , Zengye XIE , Yifeng WANG , Xiaobo WANG , Dawei CHEN . Origin and accumulation model of ultra-low permeability-tight sandstone （gravel） gas in Bohai Bay Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(2) : 181 -194 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.014

0 引言

2011年中国国家能源局正式发布《致密砂岩气地质评价方法》［1］，制定了致密砂岩气的行业标准，指出致密砂岩气是指覆压基质渗透率小于或等于1×10-4 μm2的砂岩气层，单井一般无自然产能，或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下，可以获得工业天然气产量；覆压基质渗透率小于1×10-3 μm2且大于1×10-4 μm2为特低渗储层。魏国齐等［2］通过吐哈盆地山前带柯柯亚气藏、塔里木盆地库车坳陷克深２气藏、松辽盆地深层断陷长深气藏、鄂尔多斯盆地苏里格上古生界气藏的储层物性研究发现，这些气田储层主要产层孔隙度普遍小于8%，岩心测试空气渗透率主要分布在（0.1~1）×10-3 μm2之间，划为致密砂岩气范畴。综上所述，覆压基质渗透率和地面岩心测试空气渗透率数值在储层评价中存在一定差异，后者约为前者的10倍。
中国自“十一五”以来大力发展致密砂岩气，2016年，中国致密砂岩气地质资源量达36.54×1012 m3［2］，致密砂岩气年产量为406×108 m3，占总产气量的31.6%［3］，成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国，展示致密砂岩气在中国天然气勘探开发中处于重要地位。
中国发现的特低渗—致密砂岩气大气田主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木等中西部盆地［2-7］，研究工作也主要集中在这些地区。东部渤海湾盆地目前为止发现大的特低渗—致密砂（砾）岩气田较少，研究工作相对薄弱。马洪等［8］通过评价渤海湾盆地深层致密砂岩气的成藏条件，初步估算歧口凹陷歧北斜坡、辽河西部凹陷清水洼陷、霸县凹陷文安斜坡等区带致密砂岩气资源量约为（6~7）×1011 m3，表明渤海湾盆地深层特低渗—致密砂岩气具有较好的勘探前景。勘探实践证明，特低渗—致密砂岩气在渤海湾盆地广泛分布，涵盖渤海海域的渤中凹陷［9］，黄骅坳陷的歧口凹陷［10］、板桥凹陷［11］、沧东凹陷［12-13］、北大港构造带［14-15］、南堡凹陷［16］，辽河坳陷的东部凹陷［17-18］、西部凹陷［19］，济阳坳陷的东营凹陷［20］、沾化凹陷（渤南洼陷）、惠民凹陷［21］，临清坳陷的东濮凹陷［22-23］等。渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气的研究较为零散，集中在坳陷（或凹陷）层面，缺乏盆地级的系统性研究，本文拟对渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏的天然气地球化学特征、成因及成藏过程进行分析，明确渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气成藏模式与主控因素，以期对该区的天然气勘探提供理论支撑。

1 特低渗-致密砂（砾）岩气藏储层特征

1.1　储层分级标准

《致密砂岩气地质评价方法》采用覆压基质渗透率对砂岩储层气藏进行分类，指出覆压基质渗透率≤0.1×10-3 μm2为致密储层，在（0.1~1）×10-3 μm2之间为特低渗储层［1］。但目前资料中渗透率数据主要为常压下空气渗透率，胡勇等［24］实验发现，覆压对岩心的孔隙度测定影响较小，但对常压下小于1×10-3 μm2的空气渗透率测定影响较大，50 MPa时的渗透率只有常压的1/10甚至更小，根据文献［24］中提供覆压渗透率与空气渗透率相关曲线，测算空气渗透率≤0.4×10-3 μm2为致密储层，（0.4~1.5）×10-3 μm2为特低渗储层，（1.5~10）×10-3 μm2为低渗储层（表1）。
表1 岩石空气渗透率与覆压渗透率对比（据文献[24]公式测算）

Table 1 Comparison of rock air permeability and overburden permeability calculated （according to the formula in Ref.［24］）

测试条件 中渗储层 低渗储层 特低渗 储层 致密储层
覆压基质渗透率/（10-3 μm3） >10 1~10 0.1~1 ≤0.1
空气渗透率/（10-3 μm3） >10 1.5~10 0.4~1.5 ≤0.4

1.2　储层评价

根据上述储层分级标准，梳理渤海湾盆地的天然气藏储层物性，发现特低渗—致密砂岩气在渤海湾盆地广泛分布，涵盖所有坳陷，岩性主要为砂岩，部分砾岩也达到特低渗标准，层系包括古近系和上古生界，具体为古近系沙河街组三段的特低渗—致密砂岩、沙河街组四段—孔店组低渗—致密砂砾岩和石炭系—二叠系特低渗—致密砂岩。平面上，石炭系—二叠系特低渗—致密砂岩气藏主要分布在盆地中南部残留上古生界的黄骅坳陷、临清坳陷和济阳坳陷，沙河街组四段—孔店组低渗—致密砂砾岩气藏主要分布在东部济阳坳陷和渤中坳陷，沙河街组三段砂岩气藏则主要位于黄骅坳陷、冀中坳陷、临清坳陷和辽河坳陷（图1）。
图1 渤海湾盆地特低渗—致密气藏平面分布示意

Fig.1 Plane distribution map of ultra low permeability-tight gas reservoir in Bohai Bay Basin

石炭系—二叠系主要分布在残留上古生界的黄骅坳陷、临清坳陷和济阳坳陷，储集岩以砂岩为主，储层物性在各层系中最差，渗透率均值以<1.5×10-3 μm2为特征，主体属于特低渗—致密砂岩储层。黄骅坳陷沧东凹陷乌马营潜山下石盒子组河流相砂岩渗透率介于（0.01~6.47）×10-3 μm2之间，主体介于（0.12~3.17）×10-3 μm2之间，平均为1.28×10-3 μm2［12-13］，属于特低渗储层；黄骅坳陷北大港构造带港北潜山二叠系、石炭系储层渗透率均值分别为0.13×10-3 μm2和0.15×10-3 μm2，为致密储层［14-15］。辽河坳陷东部凸起上古生界砂岩储层渗透率介于（0.01~0.10）×10-3 μm2之间，属于致密储层［18］；临清坳陷东濮凹陷渗透率均值介于（0.029~0.304）×10-3 μm2之间，属于致密储层［23］；济阳坳陷沾化凹陷、惠民凹陷、东营凹陷渗透率多小于1×10-3 μm2，东营凹陷略高，为1.45×10-3 μm2，属于特低渗—致密储层［21］（表2，图2）。目前发现的上古生界特低渗—致密砂岩主要分布在构造高部位，多属于构造油气藏，因地层曾深埋，储层已致密化，后经历抬升，使储层物性受埋深控制较小［14］，如黄骅坳陷乌马营潜山埋深约为4 800~5 000 m，港北潜山埋深为1 700~2 300 m，后者储层物性甚至小于前者。
表2 渤海湾盆地特低渗—致密砂岩气藏分布特征

Table 2 Distribution characteristics of ultra low permeability-tight sandstone gas reservoir in Bohai Bay Basin

序号 坳陷 构造带 层位 岩性 代表气藏或分布区带 油气藏特征
1

黄骅

坳陷

 歧口凹陷 Es 1-3 砂岩 滨深22、滨海4、滨深3×1［10］ 滨海4井Es 1下段，φ 平=8%，K 平=1.52×10-3 μm2
2 板桥凹陷 Es 3、Es 1 下 砂岩 板深35、板1711［10-11］ 板1711井>3 500 m储层，φ 平<10%，K 平<1.0×10-3 μm2
3 南堡凹陷 Es 3 砂岩 高柳断层下降盘深层［16］ φ 平=7.66%，K 平=2.89×10-3 μm2
4 北大港构造带 C、P 砂岩 港北潜山［14-15］

P： φ 平=10%，K 平=0.13×10-3 μm2

C： φ 平=8%，K 平=0.15×10-3 μm2

5 沧东凹陷 C、P 砂岩 乌马营、王官屯潜山［12-13］ 构造高部位，φ 平=5.79%，K 平=1.28×10-3 μm2
6

辽河

坳陷

 东部凹陷、西部凹陷 Es 3 砂岩 中央深陷带［8，17，19］ 深度>3 300 m，φ 平<10%，K 平<0.5×10-3 μm2
7 东部凸起带 C、P 砂岩 东部凸起带［18］ φ=1%~7%，K=（0.01~0.10）×10-3 μm2
8 渤海 海域 渤中凹陷 Ek 砂砾岩 渤中19-6［9］ 披覆于低潜山之上，φ 平=7.8%，K 平=4.93×10-3 μm2
9

济阳

坳陷

 东营凹陷 Es 4 下 砂砾岩 丰深1等［20］ φ 平=3.80%，K 平=1.78×10-3 μm2
10 沾化凹陷 Es 4 上 砂岩 渤南深洼、渤深5等［20］ 深洼区（>3 500 m）储层φ=8.5%，K 平=3.30×10-3 μm2
11 C、P 砂岩 孤北潜山［21］ φ<10%为主，K<1×10-3 μm2为主
12 临清 坳陷 东濮凹陷 Es 3 中、下 砂岩

桥口、马厂、白庙、文西、

杜寨气田［22-23］

 深度>3 200 m，φ 平=9.32%，K=（0.01~0.5）×10-3 μm2
C、P 砂岩 文23、马厂地垒 φ 平=5.38%~7.5%，K=（0.029~0.304）×10-3 μm2

注：表中渗透率数据为空气渗透率数据

图2 渤海湾盆地砂（砾）气藏储层空气渗透率平均值特征

Fig.2 Average air permeability characteristics of sandstone （conglomerate rock） reservoirs in Bohai Bay Basin

沙河街组四段—孔店组储层岩石类型包括砂岩和砾岩，在各层系中储层物性最好，渗透率均值以>1.5×10-3 μm2为特征，主体属于低渗储层。渤中19-6气田孔店组砂砾岩储集层渗透率介于（0.02~14.50）×10-3 μm2之间，平均值为4.93×10-3 μm2，主体属于低渗储集层［9］。济阳坳陷东营凹陷北部民丰地区、利津地区陡带沙四下亚段埋深超过3 500 m的砂砾岩储层渗透率介于（0.001~45.00）×10-3 μm2之间，主要分布于（0.10~10.00）×10-3 μm2之间，平均值为1.78×10-3 μm2，主体属于低渗、部分属于特低渗储层［20］。济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷沙四上亚段>3 500 m深洼区储层渗透率（0.01~10.00）×10-3 μm2之间，平均渗透率为3.30×10-3 μm2；属于低渗—特低渗储层［20］（表2，图2）。东营凹陷沙四段致密砾岩主要分布在陡带，渤中19-6孔店组致密砾岩主要分布在构造高部位。
沙河街组三段砂岩储层物性介于上古生界和沙河街组四段—孔店组之间，渗透率均值以（0.5~1.5）×10-3 μm2为特征，主体属于特低渗砂岩储层。黄骅坳陷板桥凹陷在3 500 m以下渗透率以小于1.0×10-3 μm2为主［10-11］；辽河坳陷东部凹陷3 300 m以深所有储层渗透率均小于0.5×10-3 μm2，主要为（0.01~0.10）×10-3 μm2［17］；冀中坳陷古近系砂岩埋深>4 000 m，渗透率<2.55×10-3 μm2；临清坳陷东濮凹陷前梨园洼陷及洼陷斜坡带的沙三中、下亚段渗透率主体介于（0.01~0.5）×10-3 μm2之间，其中洼陷带渗透率主要介于（0.001~1）×10-3 μm2之间，为特征低渗—致密储层，斜坡带渗透率主要介于（0.1~10）×10-3 μm2之间，为低渗—致密砂岩储层［22-23］（表2，图2）。沙河街组特低渗—致密砂岩储层分布有2个重要特征：一是致密储层主要分布在洼陷区；二是不同坳陷特低渗—致密门限深度（即储层渗透率达到特低渗/或致密标准所对应的储层埋藏深度）不同，介于3 200~4 000 m之间，其中，临清东濮凹陷为3 200 m，辽河坳陷东部凹陷为3 300 m，歧口凹陷、板桥凹陷沙三段为3 500 m，冀中坳陷为4 000 m。

2 天然气地球化学特征

整理了渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏天然气地球化学数据（表3），数据体主要分布在黄骅坳陷、临清坳陷、济阳凹陷，渤中凹陷仅有渤中19-6井孔店组天然气满足条件，冀中坳陷仅有牛东1井、兴隆1井Es 4等少数天然气满足条件［24-41］，辽河坳陷满足条件的数据较少。
表3 渤海湾盆地特低渗—致密天然气组成数据（部分数据）

Table 3 Chemical as well as carbon and hydrogen compositions of natural gas in Bohai Bay Basin（partial data）

坳陷 凹陷 井号 深度/m 层位

δ13C1

/‰（PDB）

δ13C2

/‰（PDB）

δ13C3

/‰（PDB）

干燥

系数

CH4

/%

C2H6

/%

 C3+ /% 备注
黄骅坳陷 板桥凹陷 板深35 4 719.6~4 743.9 Es 3 -44.90 -24.90 -19.00 84.33 0.01 / 本文
滨深62 4 686.8 Es 3 3 -39.80 -28.20 -23.70 0.84 83.81 11.78 3.68 本文
板43-36 4 720~4 736 Es 3 1 -44.50 -29.70 -25.90 0.80 76.75 11.94 7.14 本文
板1711 5 101.7~5 131.9 Es 3 2 -44.10 -28.10 -24.00 0.81 77.74 11.28 7.07 本文
板1711 4 239.1~4 257.7 Es 3 1 -42.50 -27.00 -23.60 0.85 82.48 10.8 4.19 本文
歧口凹陷 歧深8X1 5 011.7~5 077.3 Es 3 -34.60 -26.20 -22.30 0.87 80.88 6.23 5.74 本文
歧深8X1 4 728.3~4 746.9 Es 3 1 -35.50 -27.34 -23.99 0.90 86.55 5.73 3.65 本文
歧深1 5 084 Es 3 -35.40 -19.00 -15.90 0.92 90.99 5.83 2.45 本文
歧深6 4 432~4 494.2 Es 3 -41.80 -27.45 -23.72 0.82 78.32 11.637 5.62 本文
滨海6 4 535.3 Es 2 -35.60 -29.50 -27.50 0.88 83.95 7.26 4.23 本文
滨深22 4 456.63~4 469.33 Es 2 -37.80 -25.20 -22.00 0.80 77.67 9.96 9.39 本文
滨深22 4 493.50~4 547.50 Es 2 -41.60 -26.90 -23.70 0.86 83.42 6.79 6.55 本文
滨深22 4 615.1~4 663.4 Es 2 -41.50 -26.80 -23.90 0.45 42.17 22.2 29.51 本文
歧北1701 4 398.7~4 416.1 Es 2 -42.50 -28.00 -25.20 0.67 63.46 13 18.47 本文
歧探1井 4 927.8~5 084 Es 3 2 -38.00 -20.90 -19.10 0.88 82.61 7.19 4.27 本文
埕59 4 564.4~4 574.0 Es 3 -37.50 -27.40 -24.00 0.83 76.39 9.69 6.25 本文
张27×1 4 178.3~4 191.3 Es 3 -38.70 -27.40 -27.20 0.87 83.1 6.31 6.42 本文
张海21-23L 5 042.09 Es 2 -39.45 -29.36 -28.13 0.77 74.98 9.39 12.94 本文
张海17101 5 552.4~5 661.9 Es 2 中 -39.10 -29.00 -28.00 0.79 68.2 9.14 8.63 本文
滨90 4 351.8~4 380.8 Es 1 下 -41.10 -27.30 -27.60 0.84 78.65 8.31 6.55 本文
沧东凹陷 营古1 4 738~4 760 P -33.40 -21.90 -22.10 0.93 85.72 4.72 2.18 本文
营古1 4 959.4~4 987.7 P -36.40 -20.90 -21.20 0.90 80.56 5.59 3.71 本文
营古2 4 702.8~4 734.2 P -33.86 -24.38 -23.22 0.86 79.3 6.57 5.93 本文
乌探1井 4 958.2~4 997.2 P -35.72 -22.18 -20.33 0.91 84.69 5.77 2.19 本文
王古1 3 867 P -35.5 -25.4 -23.5 0.89 84.09 6.29 3.68 本文

北大港构造带

（港北潜山）

 港古1503 2 310.6~2 330 Mz -37 -26.9 -27.1 0.89 85.75 5.25 5.73 本文
港古1507 2 013.1~2 020.9 Mz -43 -28.3 -26.5 0.84 79.59 7.98 7.34 本文
港古1501 1 868.1~1 925.9 Mz -42.6 -28.6 -27.9 0.88 77.86 5.17 5.64 本文
中1502 2 477.7~2 536.3 P1 x -39.1 -28.4 -27.4 0.90 83.43 5.59 3.93 本文
港古1505 2 338~2 363.3 P1 s -43.4 -29.1 -27.2 0.83 81.59 9.27 7.71 本文
港古1507 2 079.9~2 105.9 C3 t -42.2 -29.1 -27.4 0.71 61.32 13.38 11.59 本文
南堡凹陷 南堡5-10 4 290.4~4 682.1 Es 2+3 -35 -24.4 -21.5 0.90 88.33 6.92 3.05 ［31］
南堡5-80 4 842.5~4 851.3 Es 2+3 -38.5 -24.9 -21.6 0.83 82.42 7.28 9.79 ［31］
南堡5-81 4 758.2~4 763.2 Es 2+3 -37.24 -27.09 -24.9 0.85 83.95 9.69 5.57 ［31］
南堡5-85 4 786.6~4 792.5 Es 2+3 -35.71 -23.99 -20.35 0.92 90.94 5.86 2.39 ［31］
高17-15 3 630.4~3 924.0 Es 3 -37.95 -27.58 0.77 75.94 9.06 13.68 ［31］
临清坳陷 东濮凹陷 白3 2 609.4~2 701.2 Es 2 下 -34.1 -26.3 -25.1 0.91 88.24 6.65 2.25 ［29］
文31 2 985.0~2 987 Es 4 -27.98 -25.72 -25.72 0.98 96.59 1.71 0.43 ［29］
白3 3 135~3 139 Es 3 1 -34.9 -25.1 -24.7 0.90 88.36 7.32 2.14 ［29］
白8 3 372.4~3 401.4 Es 3 2 -34.7 -25.4 -25.5 0.88 86.51 9.62 2.18 ［29］
桥69-2 3 719.3~3 753.8 Es 3 2 -43.1 -26.7 -24.4 0.88 85.91 8.06 3.38 ［29］
桥14 3 759.2~3 769.4 Es 3 -45.1 0.80 77.59 10.47 8.61 ［29］
白13 3 779.2~3 886.4 Es 3 2 -36.1 -30.7 -29.3 0.85 79.97 6.59 7.01 ［29］
白9 3 906.2~3 913.4 Es 3 3 -39.9 -29.7 -25.4 0.96 90.15 2.27 1.24 ［29］
桥76 3 919.4~3 963.9 Es 3 3 -45 -28.2 -25.1 0.77 74.13 11.65 10.41 ［29］
白11 3 990~4 005.5 Es 3 3 -39.2 -27.9 -27.1 0.90 88.15 9.05 0.69 ［29］
桥58 4 301.4~4 306.4 Es 4 -39.9 -27.4 -27.8 0.92 87 5.63 2.45 ［29］
文242 4 426.5~4 374.1 Es 3 -40.09 -26.09 -24.13 ［29］
桥20 4 530~4 649 Es 3 4 -40.03 -26.7 -24.1 0.79 78.66 10.56 10.77 ［29］
开33 / P -31.1 -22.1 -20.6 0.92 91.67 5.25 3.08 ［29］
开33 / C－P -35.5 0.95 94.58 2.23 2.81 ［29］
文古2 / P -29.6 -24.3 -21.4 0.97 93.36 2.58 0.51 ［29］
渤海海域 渤中凹陷 渤中19-6-1 3 566.8~3 634.0 Ek -38.5 -27 -25.5 0.87 76.75 8.68 2.98 ［29］
冀中坳陷 霸县 兴隆1 4 607.4~4 655 Es 4 -48.3 -32.2 -28 0.77 69.8 12.0 8.77 本文
牛东1 5 290 Es 4 / / / 0.85 79.0 11.0 3.42 本文
廊固 兴9 3 980~4 124 Es 3 -43.2 -27.9 -25.1 0.84 77.8 10.0 4.65 本文
济阳坳陷

沾化凹陷

（渤南洼陷）

 孤北古2 3 689~3 731 C—P -41.00 -25.80 -23.60 0.80 75.87 19.48 ［32］
孤北古2 3 517.70~3 534.20 C—P -41.00 -25.80 -23.60 0.96 95.01 2.94 0.62 ［40］
义132 3 374~3 387 C—P -38.00 -25.40 -25.00 0.85 82.1 8.1 6.11 ［40］
义155 4 528~4 574 C—P -32.20 -22.00 -21.50 0.95 87.64 3.31 1.54 ［40］
渤93 3 120~3 136 C—P -37.10 -19.10 -17.10 0.94 92.1 5.88 ［32］
渤93 3 230.00~3 249.40 C—P -38.05 -22.67 -21.25 0.92 88.99 6.3 1.51 ［40］
渤930 3 546~3 650 C—P -35.50 -16.80 -16.10 0.94 92.88 5.76 ［32］
孤北古1 4 020~4 139 C—P -35.90 -23.10 -21.20 0.92 86.67 6.44 1.91 ［40］
渤深3 4 450~4 472 Es 4 -39.10 -26.70 -23.40 / / / / ［32］
渤深5 4 491.9~4 587.3 Es 4 上 -38.0 / / 0.86 79.55 13.07 ［20］
义115 5 144.0~5 163.4 Es 4 上 -35.9 -24.9 -21.8 0.99 89.63 0.40 ［20］
义121 4 426~4 438 Es 4 上 -38.00 -22.00 -19.30 0.97 91.1 2.58 ［32］

2.1　天然气组成

渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气以烷烃气为主，含量一般大于90%，非烃气以二氧化碳和氮气为主［25-33］。烃类气体干燥系数（C1/C1-5）分布范围较宽，分布在0.70~0.98之间，主要分布在0.80~0.95之间，以湿气为主。
不同地区或者同一地区不同层位天然气干燥系数存在较大的差异。总体上东濮凹陷、沾化凹陷渤南洼陷天然气较干，冀中凹陷、黄骅坳陷的天然气较湿。渤南洼陷沙河街组四段天然气以干气为主，5个样品中4个样品属于干气，石炭系—二叠系干燥系数略小于古近系，8个样品中6个干燥系数>0.90，其中2个为干气。东濮凹陷天然气干燥系数主要介于0.90~0.95之间，占古近系的61.5%（39件样品），占二叠系的100%。冀中坳陷天然气最湿，3件样品干燥系数均<0.85。黄骅坳陷古近系天然气干燥系数主要介于0.80~0.90之间，分别占板桥凹陷、歧口凹陷、南堡凹陷总样品的61.5%、57.6%和62.5%；大港探区C—P—Mz天然气干燥系数主要介于0.85~0.95之间，占总样品的61.6%，干气占15.4%（图3，表3）。
图3 渤海湾盆地特低渗—致密天然气干燥系数

Fig.3 Drying coeffiecient of ultra low permeability-tight natural gas in Bohai Bay Basin

2.2　天然气碳同位素

与天然气组成相似，不同地区或者同一地区不同层位天然气碳同位素存在较大的差异。碳同位素值分布范围宽，甲烷碳同位素值分布在-48.3‰~-27.98‰之间，乙烷碳同位素值分布在-32.2‰~-16.8‰之间，丙烷碳同位素值分布在-30.3‰~-15.9‰之间。不同坳陷间，东濮凹陷天然气碳同位素组成最重，沾化凹陷次之，黄骅坳陷、冀中坳陷较轻；不同层位间，上古生界碳同位素组成总体重于古近系（表3，图4，图5）。
图4 渤海湾盆地特低渗—致密天然气甲烷碳同位素特征

Fig.4 Carbon isotope characteristics of methane in ultra low permeability-tight natural gas in Bohai Bay Basin

图5 渤海湾盆地特低渗—致密天然气乙烷碳同位素特征

Fig.5 Carbon isotope characteristics of ethane in ultra low permeability-tight natural gas in Bohai Bay Basin

东濮凹陷上古生界天然气甲烷碳同位素值主要分布在-35.5‰~-29.6‰之间，平均值为-32.07‰；古近系介于-45.1‰~-27.98‰之间，平均值为-37.79‰，主体分布在-40‰~-28‰之间，占84%。渤南洼陷上古生界天然气甲烷碳同位素值主要分布在-41.0‰~-32.2‰之间，平均值为-37.34‰，主体分布在-40‰~-35‰之间，占62.5%；古近系介于-40.0‰~-35.9‰之间，平均值为-38.12‰，主体分布在-40‰~-37.7‰之间，占83.3%。黄骅坳陷南堡凹陷古近系介于-38.5‰~-35.0‰之间，平均值为-36.87‰，全部在-40‰~-30.0‰之间。大港探区的C—P在不同区域差别较大，沧东凹陷乌马营地区介于-36.4‰~-30.96‰之间，平均值为-33.74‰，主体>-35.0‰；北大港构造带的港北潜山天然气碳同位素值介于-43.4‰~-37.0‰之间，平均值为-42.22‰，主体<-42.0‰。歧口凹陷古近系介于-42.5‰~-34.6‰之间，平均值为-38.31‰，主体分布在-45‰~-35‰之间，占80.4%。板桥凹陷古近系介于-44.9‰~-39.8‰之间，平均值为-43.16‰，主体分布在<-40‰区间，占87.5%，低于歧口凹陷，也低于大港探区石炭系—二叠系—中生界天然气（表3，图4，图5）。
东濮凹陷上古生界天然气乙烷碳同位素值>-25.0‰，平均值为-23.2‰；古近系介于-30.7‰~-23.1‰之间，平均值为-25.93‰，主体分布在-28‰~-22‰之间，占87.5%。渤南洼陷上古生界主要分布在-25.8‰~-16.8‰之间，平均为-22.58‰，全部>-28‰，>-25‰的占62.5%；古近系介于-26.7‰~-22.0‰之间，平均值为-24.12‰，主体≥-25.0‰。黄骅坳陷南堡凹陷古近系介于-27.58‰~-23.99‰之间，平均值为-25.59‰。大港探区的C—P在不同区域差别较大，沧东凹陷乌马营地区介于-25.4‰~-18.17‰之间，平均值为-22.09‰，以>-25.0‰为主；北大港构造带的港北潜山则介于-29.1‰~-26.9‰之间，平均值为-28.4‰，主体分布在-30‰~-25‰之间。歧口凹陷古近系介于-31.4‰~-19.0‰之间，平均值为-26.70‰，主体分布在-30‰~-25‰之间，占55.3%。板桥凹陷古近系介于-29.70‰~-24.90‰之间，平均值为-27.58‰，主体分布在-30‰~-25‰之间，占82.7%（表3，图5）。

3 天然气成因

由天然气δ13C1—C1/（C1-5）关系图可见，渤海湾盆地特低渗—致密气主要为热成因气，部分落在生物改造气区间。天然气以成熟气和高熟气为主，其中，东濮凹陷C—P天然气全部落在高熟油型气/煤成气区间，古近系天然气主要落在高熟油型气/煤成气区间，部分落在成熟油型气区间；渤南洼陷C—P天然气主要落在煤成气区间，义132井和孤北古2井C—P天然气落在成熟油型气区间，古近系天然气主要落在生物改造气区间，这些天然甲烷碳同位素与石炭系—二叠系天然气相当，但干燥系数明显偏大，重烃气碳同位素组成明显偏重，与生物改造重烃气有关，如义121井天然气干燥系数为0.98，丙烷甲烷碳同位素值为-19.3‰佐证了这一观点，但该井埋深已经达到4 426 m（表3），为什么还能有生物改造气的成因还需进一步探讨，渤深5天然气则落在成熟气区间。沧东凹陷二叠系及孔店组天然气全部落在高熟油型气/煤成气区间，板桥凹陷古近系、歧口凹陷港北潜山的中—上古生界天然气主要落在成熟油型气区间，歧口凹陷古近系主要落在成熟油型气区间，部分落在高熟油型气/煤成气区间。南堡凹陷、渤中凹陷古近系天然气全部落在成熟油型气区间（图6）。
图6 渤海湾盆地特低渗—致密天然气C1/(C1-5)与δ13C1关系

Fig.6 Correlation diagram between C1/(C1-5)-δ13C1 of ultra low permeability-natural gas in the Bohai Bay Basin

由天然气δ13C2—δ13C1关系图可看出，东濮凹陷上古生界天然气落在了腐殖型天然气区间；古近系天然气部分落在了腐殖型气区间，部分落在了腐殖型气和腐泥型气混合区间。渤南洼陷C—P天然气主要落在腐殖型气区间，部分落在了腐殖型气和腐泥型气混合区间；Es 4天然气在腐殖型气和混合气区间均有分布。渤中凹陷Es 4天然气落在混合气区间。南堡凹陷古近系天然气腐殖型气和混合气区间均有分布，鉴于研究区煤系烃源岩分布局限，落入腐殖型气区间的天然气应为成熟度高的混合型母质生成的天然气。沧东凹陷的二叠系和孔店组天然气主要落在腐殖型气区间；歧口凹陷C、P和Mz（港北潜山）天然气主要落在偏腐泥混合型气区间；板桥凹陷和歧口凹陷古近系天然气主要落在腐泥型和混合型区间，部分落在腐殖型气区间，这部分数据点主要来自歧深1井，国建英等［34］研究认为该井重碳同位素天然气主要来自该区Es 3高过成熟阶段的偏腐泥型天然气（图7）
图7 渤海湾盆地特低渗—致密天然气δ13C2与δ13C1关系（图版引自文献[36]）

Fig.7 Correlation diagram between δ13C2 and δ13C1 of ultra low permeability-tight natural gas in the Bohai Bay Basin （base map quoted from Ref.[36]）

如上所述，渤海湾盆地不同凹陷、同一凹陷不同层位天然气成因差别较大，为了进一步分析其差异的原因，建立重点凹陷的天然气碳同位素纵向分布图（图8），由图所见，碳同位素在不同凹陷纵向呈有规律变化，但不同凹陷变化趋势不同。东濮凹陷古近系天然气碳同位素组成由下而上呈逐渐变重趋势，不符合埋深越大、烃源岩成熟度越高、天然气碳同位素组成越重的热演化规律，说明深浅层天然气来源不同，结合图7鉴别的成因，3 500 m以浅天然气碳同位素组成较重，甲烷碳同位素值主要分布在-34.9‰~-27.98‰之间，乙烷碳同位素值主要分布在-26.30‰~-24.90‰之间，应主要来自C—P煤系烃源岩；3 500 m以深天然气碳同位素组成相对较轻，甲烷碳同位素值主要分布在-45.1‰~-36.1‰之间，乙烷碳同位素值主要分布在-30.7‰~-26.70‰之间，则来自古近系烃源岩［图8（a）］［29］。由图9可见，上古生界煤系烃源层埋深大于古近系烃源层，生气时间自然早于后者，生成油气通过古生界—中生界之间的不整合面和断层输导，在构造高部位聚集成藏（文23井），形成了煤成气气藏；随着地层持续深埋，凹陷区古近系进入生油气门限，生成油气就近进入斜坡区岩性气藏（文9井区西），断裂发育的地层，古近系油气则运移至构造较高部位（文9井区）。渤南洼陷的C—P和Es 4天然气碳同位素在纵向上不在同一演化趋势线上，指示二者天然气来源不同，结合前文鉴别成因，Es 4天然气应主要来自古近系烃源岩，C—P天然气主要来自C—P烃源岩，部分区域混入古近系来源天然气［图8（b）］。黄骅坳陷C—P—Mz与古近系天然气纵向变化趋势不同，古近系由上而下有干燥系数变大、碳同位素组成变重的特点，符合热演化规律，其中，歧口凹陷和板桥凹陷古近系天然气在同一深度无论是干燥系数还是碳同位素都很接近，但前文所述板桥凹陷天然气干燥系数均值小于歧口凹陷，碳同位素均值低于歧口凹陷应主要与其数据点埋深较浅有关，板桥凹陷数据点主要在3 500~4 000 m之间，而歧口凹陷则分布在3 500~5 200 m之间（表3）；沧东凹陷P—Ek天然气碳同位素组成重于同一深度古近系天然气，纵向上则表现出向上略有变重的趋势［图8（c）］，结合前文成因鉴别，黄骅坳陷古近系天然气应主要来自古近系烃源岩，沧东凹陷P应主要来自C—P煤系烃源岩。
图8 渤海湾盆地重点凹陷特低渗—致密天然气地球化学参数纵向变化

Fig.8 Longitudinal changes of geochemical parameters of ultra low permeability-tight natural gas in key depressions of Bohai Bay Basin

图9 临清坳陷东濮凹陷油气成藏模式图（底图引自文献［37］，有修编）

Fig.9 Oil and gas accumulation models in the Dongpu Depression（base map modify from Ref.［37］）

综上所述，渤海湾盆地特低渗—致密气主要包括来自C—P的腐殖型气（煤成气）和来自古近系烃源岩的混合气（偏腐殖型气）2种类型。其中，C—P天然气主要来自前者，部分（港北潜山、孤北潜山第二排构造）来自后者；古近系天然气主要来自古近系烃源岩，部分（如东濮凹陷中浅层、渤南深洼义115井）来自C—P烃源岩。

4 天然气成藏模式

成藏模式是描述油气藏形成过程中生、储、盖、圈、运、聚、保的基础地质要素在时空关系上的匹配关系的重要方式，可以更直观、概括地反映研究区的油气成藏机制和油气成藏过程，成藏模式兼有描述和预测作用，即一方面提供对已知油气藏的形成机理和时空分布进行分析和综合的样板，另一方面是作为进行未知油气藏预测的类比参考。基于研究对象和研究目的的差异，成藏模式研究方式不同，可以从构造背景、成藏动力、各成藏要素的匹配、断层控藏、充注方式、成藏机理、成藏时间及成藏期次和油气藏特征等开展研究。本文主要结合供气层与储集层相互关系，建立了渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏4种成藏模式：新生新储近源聚集、古生古储远源疏导、古生新储断层疏导和新生古储断面疏导模式。

4.1　新生新储近源聚集成藏模式

新生新储是渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏的主要成藏模式，也是近年取得天然气勘探实效最重要的领域。新生新储以古近系沙河街组和孔店组烃源岩为源，通过储层、不整合面、断层疏导，在沙河街组和孔店组砂（砾）岩中成藏。气藏圈闭类型以岩性—构造、岩性为主，构造为辅，前者如黄骅坳陷的板桥气田［11］、歧口凹陷的滨深22气田，东濮凹陷的文西、桥口—马厂东翼、白庙、杜寨等气田［37］，东营凹陷民丰地区、利津地区的沙四段砂砾岩和渤南深洼的沙四段砂岩等［38］；后者如渤中19-6孔店组砂砾岩凝析油气藏［9］。岩性—构造、岩性气藏主要分布在凹陷的斜坡带或陡坡带，紧邻烃源灶，属于源内或近源成藏，成藏模式如图9中的文9井以西地区、图10中渤深5井区，该类气藏储层有效性是气藏富集高产最主要的控制因素；构造油气藏也属于近源聚集，但运移距离远于前者，断层在疏导过程中发挥了更重要的作用。
图10 济阳坳陷沾化凹陷油气成藏模式（底图引自文献［38］，有修编）

Fig.10 Oil and gas accumulation models in the Zhanhua Depression（base map modify from Ref.［38］）

4.2　古生古储远源疏导成藏模式

古生古储是渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩的另一主要成藏模式，以C—P煤系烃源岩为气源，以C、P、Mz的特低渗—致密砂岩为储层，通过断层、不整合面、储层疏导，圈闭类型以背斜和高部位断块为主。典型气藏包括东濮凹陷文23井区的C—P气藏（图9）、马厂地垒的C—P气藏，沾化凹陷孤北潜山的第三排、第四排C—P气藏（图10），黄骅坳陷的乌马营潜山、王官屯潜山C—P油气藏，以及辽河坳陷的中央深陷带气藏。该类气藏主要分布在凹中隆部位，由于三叠纪末期，渤海湾盆地大部分抬升，古生界遭受大面积剥蚀，生烃热演化中止［12-14］，C—P烃源岩能否有效二次生烃是该类气藏主要控制因素。

4.3　古生新储断层疏导成藏模式

古生新储成藏模式以C—P煤系烃源岩为气源，以古近系特低渗—致密砂岩为储层，主要通过断层疏导。典型气藏包括东濮凹陷文23井（图9）、户部寨、马厂地垒Es 4气藏，沧东凹陷乌马营潜山带营110H井和乌探1井孔店组砂岩气藏，沾化凹陷渤南深洼的义115井Es 4气藏（图10）。该类气藏圈闭类型可以是背斜、断块气藏（如前2个地区），也可以是岩性气藏（如义115气藏），由源到藏需要通过C—P，甚至中生界，故C—P烃源岩能否有效二次生烃和运移通道为主控因素。

4.4　新生古储断面疏导成藏模式

新生古储成藏模式以古近系烃源岩为气源岩， C—P特低渗—致密砂岩为储层，主要通过断面对接、不整合面联合疏导。典型气藏包括沾化凹陷孤北潜山第二排潜山（图10中义132井区），黄骅坳陷港北潜山。圈闭类型以背斜、断块和断鼻为主。该类气藏储层位于隆起带高部位，由于圈闭埋藏浅，本区的C—P烃源岩热成熟度低，贡献小，气源岩主要来自深洼区古近系烃源岩，运移依附于深大断裂，因此，运移通道和保存条件是该类气藏的主要控制因素。
渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏4种成藏模式中，新生新储近源聚集、古生古储远源聚集模式是主要成藏模式。

5 讨论

渤海湾盆地发育石炭系—二叠系和古近系2套地层多层气源层。根据全国第四次资源评价数据，黄骅坳陷、东濮凹陷、冀中坳陷上古生界天然气资源量累计约为6 000×108 m3，中国石油探区内古近系天然气资源量累计约为12 500 ×108 m3，天然气资源量累计约为18 500 ×108 m3，说明渤海湾盆地天然气资源量丰富。近年，煤成气领域发现了大港油田的莲花气田（乌马营上古生界潜山），古近系偏腐殖型油型气领域渤中19-6发现了达千亿方的凝析油气田，辽河坳陷2020年钻探的驾101井在沙河街组中下段火成岩试油，8 mm油嘴获日产气32.5×108 m3，这些钻探成果彰显了渤海湾盆地雄厚的气源物质基础，表明特低渗—致密砂（砾）岩天然气仍然具有很大的勘探潜力。
但渤海湾盆地石炭系—二叠系地层分布局限，且受二次生烃有效性的限制，加上隆起带勘探程度较高，古生古储特低渗—致密砂岩气勘探有一定难度，因此，围绕二次生烃有利区，寻找有利构造圈闭是煤成气勘探的主要方向。古近系烃源岩是渤海湾盆地主要的烃源层，过去主要集中在中浅层勘探，找油为主，随着勘探深度的加大，取得了一系列突破，但新生新储也面临储层物性差，难稳产的问题，围绕生气中心寻找甜点是新生新储勘探的主要方向。

6 结论

（1）渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏主要分布在上古生界和古近系中。上古生界致密气藏主要为构造型油气藏，分布凹陷中的隆起部位，岩性为砂岩，储层物性受埋深影响小，无论深浅均已特低渗—致密化。古近系特低渗—致密气藏分布在沙河街组的三段、四段和孔店组；油气藏类型涵盖岩性、岩性—构造、构造多种类型，分布在凹陷的隆起带、斜坡区和陡坡区；储层岩性包括砂岩和砂砾岩，砂岩在各段均有发育，砂砾岩主要分布在沙河街组四段和孔店组，储层物性受埋深的控制，致密门限深度在不同坳陷不同，临清东濮凹陷在3 200 m，辽河坳陷东部凹陷在3 300 m，歧口凹陷、板桥凹陷沙三段在3 500 m，东营凹陷沙四下亚段在3 500 m，冀中坳陷在4 000 m。
（2）渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏天然气组分干燥系数和碳同位素分布范围很宽，不同地区、或同一地区不同层位均存在较大差异。众坳陷间，东濮凹陷天然气碳同位素组成最重，沾化凹陷次之，黄骅坳陷、冀中坳陷相对较轻。层位上，上古生界一般重于古近系天然气。纵向上，东濮凹陷古近系天然气碳同位素组成由下而上呈逐渐变重趋势，沧东凹陷乌马营上古生界天然气也由下而上呈略变重趋势，而歧口凹陷、板桥凹陷古近系则为由下而上呈逐渐变轻趋势。
（3）渤海湾盆地发育石炭系—二叠系煤系烃源岩和古近系湖相烃源岩，致密砂（砾）岩天然气也主要来自这2套烃源岩。上古生界特低渗—致密气主要来自石炭系—二叠系煤系烃源岩，部分来自古近系烃源岩；古近系天然气主要来自古近系烃源岩，部分来自煤系烃源岩。
（4）渤海湾盆地特低渗—致密砂（砾）岩气藏包括新生新储近源聚集、古生古储远源疏导、古生新储断层疏导和新生古储断面疏导4种模式，其中前两者为主要成藏模式。渤海湾盆地天然气资源潜力雄厚，不完全统计，累计资源量约为18 500×108 m3，剩余资源量大，勘探前景广阔。今后，围绕石炭系—二叠系二次生烃有利区，寻找有利构造圈闭是古生古储式气藏的主要方向，围绕古近系生气中心寻找甜点岩性圈闭是新生新储式气藏勘探的主要方向。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
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