辽河坳陷西部凹陷天然气藏分布特征与成藏模式

董甜甜

中石油辽河油田勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010

辽河坳陷西部凹陷天然气藏分布特征与成藏模式

董甜甜

中石油辽河油田勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010

辽河盆地西部凹陷油气资源丰富，是典型的油气共生盆地，天然气藏与油藏在分布上有着密切的联系。区域地质分析及油气共生关系表明，研究区天然气藏剖面上具有“广泛发育，类型互补”的特征，由浅及深依次发育纯气藏、溶解气藏、气顶气藏和凝析气藏；而平面上具有“广泛分布，集中成藏”的特征，即油藏区均不同程度的发育有天然气藏，以溶解气和气顶气为主，且气藏具有围绕生烃洼陷成环带状分布的特征。源岩生烃特征、输导体系的空间格架和油气运移过程中的分异作用是形成不同类型天然气藏的主要因素。浅层游离气成藏关键在于良好的盖层；中部气顶气-溶解气成藏关键在于良好的输导体系；深部高成熟天然气成藏关键在于良好的储层。

西部凹陷；天然气藏；烃源岩；疏导体系；储层

成藏模式研究对油气勘探具有重要意义。早在20世纪70年代，就有很多学者提出了许多简单的运聚模式[1-19]，为油气成藏模式的发展奠定了良好的基础。1981年，Welte和Yukler针对计算机模拟第一次提出了基于地质、地球物理、地球化学、水动力学和热力学数据的盆地三维动力学建模的油气成藏模式的完整概念[20]。随后，Meissner于1985年也提出了区域烃类生成、运移和聚集模式的概念[21]。此后，油气成藏模式研究在中国各大盆地广泛开展，如渤海湾盆地[22-24]油气成藏模式分析的要素包括油气藏形成的基础条件、动力介质、形成机制和演化历程等。成藏模式应是基于全部要素的复合分析，但各类成藏模式的建立方法和适用范围应与不同的勘探程度和研究程度相适应[25]。

一、研究区概况

西部凹陷位于渤海湾盆地辽河坳陷西南部，西起西部凸起，东至中央隆起，北起牛心坨地区，南至鸳鸯沟洼陷，总体呈北东向展布，陆地面积约2 560m2，是我国典型的陆相断陷凹陷。沉积地层自下而上分别为：前新生界基底、古近系房身泡组、沙河街组、东营组、新近系馆陶明组、明化镇组、第四系平原组。整个凹陷具有东陡西缓、北高南低、北窄南宽、东断西超的构造特征，自北向南可进一步划分为牛心坨、陈家、盘山、清水和鸳鸯沟5个次级洼陷及夹杂期间的7个构造带，呈现出隆凹相间的复杂构造格局（图1）。

西部凹陷发育有多套深湖-半深湖相暗色泥页岩，其中古近系沙河街组沙四段、沙三段泥页岩厚度大、分布广、有机质含量高且处于成熟生油气阶段，是凹陷中最主要的烃源岩。在有机质类型上，沙三、沙四段烃源岩有机质类型以混合型为主，有机质类型丰富，具有很强油气生成能力[26-27]。烃源岩集中发育且油气兼生的特征决定了西部凹陷天然气藏与油藏在分布上有着密切的联系，但同时油气运移能力的差异也导致西部凹陷天然气藏和油藏在成藏规律上有着显著的区别。

随着认识的不断深入，西部凹陷经历了由古近系砂岩油气藏到基岩潜山油气藏，由构造油气藏到隐蔽油气藏，由浅层到深层，由陆地到滩海，由油藏到气藏等多期、多层次、多目标勘探的过程。相比石油，天然气具有更广泛的生烃条件、更强的运移能力和更多样的赋存相态，因而天然气分布规律的刻画和成藏模式的分析难度更大。天然气藏特殊的成因类型、成藏条件已逐渐成为了近期研究的热点[28]。

图1 辽河盆地西部凹陷构造格局图

二、气藏分布特征

通过气藏与油藏的伴生关系分析，辽河坳陷西部凹陷的天然气藏可分为与石油共生的溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏和单独存在的纯气藏四种基本类型。

（一）剖面分布特征

总体上看，西部凹陷天然气藏在剖面上分布存在着“广泛发育，类型互补”的特征。“广泛发育”是指凹陷内天然气藏从1 000m至3 000m均有发育，埋深范围覆盖凹陷内所有已证实的油气产层。“类型互补”是指不同类型的气藏有其自身的主要埋深范围和聚集层系：总体上纯气藏分布的深度在1 000m～2 600m之间，主要介于1 000m～2 000m深度之间，主要发育层系为Es32及其以上地层；气顶气藏和溶解气藏与油藏共生，是西部凹陷最主要的气藏类型，气藏储量大，分布范围广，深度在1 300m～3 000m之间，发育层系最广，且具有油藏越发育的层系溶解气和气顶气藏也越发育的特征（图2、图3）；凝析气藏数量较少，主要埋深在1 600m～3 200m深度，以2 500m～3 200m之间相对集中，层系以沙三段及更老地层为主。

（二）平面分布特征

西部凹陷天然气藏在平面上具有“广泛存在、集中成藏”的分布特征（图4）。“广泛存在”是指凡是有油藏的区块都不同程度的有天然气产出，其中以溶解气和气顶气为最主要的气藏类型，其中石油储量较大的兴隆台等区块就是天然气的主要富集区。“集中成藏”是指天然气藏具有围绕生烃洼陷成环带状分布的特征，西部凹陷主要的天然气富集区为兴隆台、双台子、双南、洼16等区块，均紧邻最主要的生烃洼陷—清水洼陷[29]，纯气藏、溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏[30]均有发育。

图2 西部凹陷主要不同性质气藏深度频率分布图

图3 不同层位不同类型油气藏分布图

三、天然气藏形成地质要素

（一）烃源岩特征

辽河坳陷西部凹陷烃源岩有机质类型为混合型，主要分布于沙三段中下部和沙四段，具有厚度大、分布面积广、有机质丰度高等特点。其中沙三段中下部的暗色泥页岩，遍布整个凹陷，最大生气强度可达400×108m3/km2，是凹陷内最主要的烃源岩。在烃产物类型上，烃源岩具有油气兼生的特征，主要生气期也是主要生油期，天然气类型为与石油伴生而成的油型气。在生烃时间上，西部凹陷存在两期生气期，第一个生气期为东营组后期，烃产物以油气兼生为特征；第二个生气期为明化镇组至今，其中第一个生气期为凹陷最主要的生气期。

烃源岩地球化学及生烃特征决定了西部凹陷是一个油气同源、油气共生的地区。由于天然气是伴随着石油的产生而大量生成的，因此凹陷内天然气应首先满足同一层系中石油溶解作用的需求，这就决定了天然气赋存相态也以与原油共生的游离态气顶气和溶解气为主。

（二）输导体系

天然气较之石油，更容易发生运移[31]，西部凹陷断裂体系与渗透砂体良好的空间配置关系决定了凹陷中天然气运移广泛存在。西部凹陷一般以北东向和近东西向正断层为不同构造单元的边界断裂，断裂主要发育于沙三、沙四源岩层，延伸距离大，在空间上沟通了源岩和储层。此外，北东向断裂在受多期构造运动中均较为活跃，尤其是东营组沉积末期的构造运动，在时间上与源岩主生烃期形成了良好的配置关系。断层在此期构造运动中成为油气主要的垂向运移通道。

图4 西部凹陷油气藏分布位置图

西部凹陷内不同层段油气显示与砂地比叠合显示，油气藏主要发育在砂地比大于20%或平均孔隙度大于10%的地区，由此表明了厚砂层或者高孔渗砂层具有良好的输导性。特别需要指出的是，西部凹陷内天然气储量（溶解气和气顶气）最为丰富的沙一、沙二段地层中，油气藏分布与砂岩厚度关系并不如沙三段明显。究其原因，沙二段储层垂向上离烃源岩层较远，油气由下部源岩进入储层主要依靠断层垂向输导，在断层输导性差的区域，油气难以运移，导致浅层没有断层沟通的砂岩层没有油气注入，不能成为油气输导层。故砂岩（尤其是东营组和沙一二段砂岩）对油气的输导能力还取决于其与断层的组合关系。生的溶解气藏和气顶气藏。随着天然气运移过程的继续，天然气进入1 500m以浅的地区。由于该地层距主力烃源岩层系较远，石油难以运移到此深度范围，缺乏发生溶解作用的介质，故游离态纯气藏增多。

天然气运移过程中的分异作用导致了不同层系、不同地区天然气物理化学性质的差异。在运移过程中运移距离的不同导致了天然气物性化学组分的明显分异，即色层效应的出现。西部凹陷不同层天然气干燥系数(C1/C1-5)统计结果显示，总体上来看，深部天然气的干燥系数相对较低，越向上部地层天然气干燥系数越高。即在天然气向上运移的过程中分子量较大的组分被地层吸附，组分发生了明显的变化（图5）。平面上，西部凹陷内湿气主要集中于距生烃洼陷较近的区域，而在凹陷边部由于天然气运移距离较远，则主要为干气聚集（图6）。

（三）运移分异作用

西部凹陷天然气藏在剖面上形成了从上至下发育纯气藏至溶解气再至凝析气藏的递变序列。在源岩生气过程中，所生成的天然气先满足深部原油的溶解作用，原油过饱和的天然气溢出形成凝析气藏。深部地层温度、压力高，利于凝析气藏的形成，越向浅部地层，温度和压力越低，越不利于凝析气藏的形成。天然气在沿断层发生垂向运移后，进入较浅埋深的砂体储层中，发生以侧向运移为主的二次运移，在运移过程中随着地层温度压力的进一步降低，形成与原油共

图5 西部凹陷不同层系天然气干燥与深度关系图

四、天然气成藏模式

依据不同类型天然气分布特征及成藏过程，可将西部凹陷天然气藏划分为以下三种成藏模式：浅层游离气成藏模式、气顶气和溶解气成藏模式和深部高成熟天然气近距离成藏模式。

（一）浅层游离气成藏模式

该成藏模式的典型特征是天然气主要来源于下部油藏已经出溶的天然气，或者沿大断裂从深部地层直接向上逸散出来后以气相运移上来的天然气。天然气运移方式可以是由与气藏沟通的断裂渗滤运移而来，也可以是以扩散方式运移而来。气体以游离相态进入浅层的圈闭并聚集成藏，形成纯气藏（图7）。

该成藏模式主要出现于中浅部地层中，距烃源岩较远，典型区块为兴隆台油田浅层气藏。此类型气藏一般与断层伴生，断层成为天然气很好的通道。浅层地层由于受到的压实程度小，而且相关的断层也可能造成天然气的泄漏，因此，良好的盖层作为封闭条件是此类型气藏发育的一个主要控制因素。

（二）气顶气和溶解气成藏模式

该成藏模式的典型特征是天然气与石油共存。原油中溶解的天然气处于饱和状态，气藏为溶解气藏，随着天然气的不断注入，或随着油气运移过程中温压的变化，天然气从原油中溢出，在油层上部逐渐聚集形成气顶气藏。该成藏模式中天然气运移相态由溶解相变成了溶解相和游离相两种方式（图8）。

该成藏模式的关键是高效输导体系的存在。高效输导体系的存在能保证天然气不断注入，使油藏达到过饱和；或使油气持续向低势区运移，在地层温度、压力不断降低的条件下，天然气在原油中的溶解度降低，从而溶解在原油中的天然气才能达到过饱和最终溢出呈气相。该成藏模式主要出现于中浅部地层中，深部也可能出现，如锦州油田、高升油田、欢喜岭油田均存在这种模式的天然气聚集作用。

图7 浅层游离态天然气成藏模式

图8 原油溶解气成藏模式

（三）深层高成熟天然气近距离成藏模式

该天然气成藏模式的典型特征是气藏临近成熟烃源岩，属于近距离运移、就近聚集成藏模式。当烃源岩演化达到了大量生气阶段，排出的产物主要是各种气态组分，可以伴生少量轻质油[32]，油主要以逆蒸发的形式溶解于天然气中，与天然气同时运移，进入圈闭聚集形成气藏。当气藏中含有一定量的轻质油或凝析油时即形成凝析气藏。

该成藏模式发生于近源区，源岩及保存条件优越，成藏的关键在于良好储层的存在。一般而言，埋深大的地区，储集层物性不是很好，但对于天然气来说，物性稍差的储集层也可以聚集一定量的天然气。如果储集层中有次生的溶蚀孔隙或微裂缝发育，则可以改善储集层储集条件，有利于天然气聚集成藏。气藏类型可以是岩性气藏，也可以是地层型或构造型气藏（图9）。兴隆台油气田兴古2井～兴古7井天然气藏符合该模式[33]。

图9 深层高成熟近距离天然气成藏模式

但需要特别指出的是：虽然不同的天然气成藏模式出现于不同的深度和区域，但实际上各种成藏模式在凹陷的分布并没有明确的界限，而是不同的地质条件下，可能出现不同的成藏模式，甚至在同一区域、同一层位可能出现不同的成藏模式，尤其在地质条件发生变化的部位更可能出现几种模式同时存在的情况。

五、结论

1．辽河坳陷西部凹陷发育的天然气藏类型主要有四种：与石油共生的溶解气藏、气顶气藏、凝析气藏和单独存在的纯气藏。

2．研究区天然气藏在剖面上具有“广泛发育，类型互补”的特征，平面上具有“广泛分布，集中成藏”的特征。

3．研究区不同类型天然气成藏的主控因素为源岩生烃特征、输导体系的空间格架和油气运移过程中的分异作用。

4．研究区天然气藏发育三种成藏模式：浅层游离气藏的成藏关键在于良好盖层的存在；中部气顶气-溶解气藏成藏的关键在于良好输导体系的发育；深部高成熟天然气藏成藏的关键在于良好的储层。

[1] GUSSOW W G. Differential entrapmentofoil and gas： a fundamental principle[J]. AAPG Bulletin, 1954, 38(5)： 816-853.

[2] DICKEY P A. Possible primary migration of oil from source rock in oil phase[J]. AAPG Bulletin, 1975, 59(2)： 337-345.

[3] ZHU G Y, ZHANG S C, SU J, et al. Alteration and multi-stage accumulation of oil and gas in the Ordovician of the Tabei Uplift, Tarim Basin, NW China： Implications for genetic origin of the diverse hydrocarbons [J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 46(2)： 234-250.

[4] PRICE L C. Aqueous solubility of petroleum as applied to its origin and primary migration[J]. AAPG Bulletin, 1976, 60 (2)： 213 -244.

[5] ZHU G Y, ZHANG S C, SU J, et al. Secondary accumulation of hydrocarbons in Carboniferous reservoirs in the northern Tarim Basin, China[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 102： 10-26.

[6] NEGLIA S. Migration of fluids in sedimentary basins [J].AAPG Bulletin, 1979, 63(4)： 537-597.

[7] HAO F, ZOU H Y, GONG Z S, et al. Petroleum migration and accumulation in the Bozhong sub-basin, Bohai Bay basin, China： Significance of preferential petroleum migration pathways (PPMP) for the formation of large oilfields in lacustrine fault basins[J]. Marine and Petroleum Geology, 2007, 24(1)： 1-13.

[8] PRICE L C. Utilization and documentation of vertical migration in deep basins[J]. Journal of Petroleum Geology, 1980, 3(2)： 353-387.

[9] BARY E E, FOSTER W R. A process for primary migration of petroleum[J]. AAPG Bulletin, 1980, 64(1)： 107-114.

[10] LEYTHAEUSER D, SCHAEFER R G, YUKLER A. Role of diffusion in primary migration of hydrocarbons[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(3)： 408-429.

[1 1] ASCHENBRENNER B C, ACHAUER C W. Minimum conditions for migration of oil in water-wet carbonate rocks[J]. AAPG Bulletin, 1960, 44(2)： 235-243.

[12] BERG R R. Capillary pressure in stratigraphic traps[J]. AAPG Bulletin, 1975, 59(6)： 939-956.

[13] ENGLAND W A, MACKENZIE A S, MANN D M, et al. The movement and entrapment of petroleum fluids in the subsurface [J]. Journal of the Geological Society, 1987, 144(2)： 327-347.

[14] DEWERS T, ORTOLEVA P. The role of geochemical selforganization in the migration and trapping of hydrocarbons[J]. Applied Geochemistry, 1988, 3(2)： 287-316.

[1 5] ALLAN U S. Model for hydrocarbon migration and entrapment within faulted structures [J]. AAPG Bulletin, 1989, 73(5)：803-811.

[16] HUNT J M. Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments[J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(1)： 1-12.

[1 7] HAO F, ZOU H Y, LI X G, 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： 105-115.

[1 8] CHAPMAN R E. Effects of oil and gas accumulation on water movement[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(3)： 368-372.

[19] POWLEY D. Pressures and hydrogeology in petroleum basins[J]. Earth-Sciences Reviews, 1990, 29(3)： 215-226.

[20] WELTE D H, YUKLER M A. Petroleum origin and accumulation in basin evolution： a quantitative model[J]. AAPG Bulletin, 1981, 65(8)： 1387-1396.

[21] MEISSNER F F. Regional hydrocarbon generation,migration, and accumulation pattern of Cretaceous strata, Powder River Basin[J]. AAPG Bulletin, 1985, 69(5)： 856-857.

[22] 杜学斌, 解习农, 任建业, 等. 济阳坳陷中生界古潜山油藏输导体系及成藏模式[J]. 地质科技情报, 2005, 24(2)： 22-26.

[23] 杨晓敏, 廖林, 姜晓. 山东省孤南洼陷低熟油特征及成藏模式[J]. 地质科技情报, 2004, 23(1)： 69-71.

[24] 李博一, 刘洛夫, 卫倩倩, 等. 准噶尔盆地白家海凸起二叠系、三叠系油气来源及成藏模式[J]. 地质科技情报, 2014, 33(5)：141-148.

[25] 傅学斌. 小型箕状断陷盆地构造-沉积模式与油气成藏——以苏北管镇次凹为例[J]. 地质科技情报, 2009, 28(2)： 77-80 .

[26] 吴冲龙, 林忠民, 毛小平, 王连进. “油气成藏模式”的概念、研究现状和发展趋势[J]. 石油与天然气地质, 2009, 30(6)：673-682.

[27] 单俊峰、陈振岩、回雪峰, 辽河坳陷西部凹陷坡洼过渡带岩性油气藏形成条件[J]. 石油勘探与开发, 2005, 32(6)： 42-45.

[28] 张占文, 陈振岩, 郭克圆, 等. 辽河盆地天然气地质[M]. 北京：地质出版社, 2002.

[29] 冯有良, 鲁卫华, 门相勇. 辽河西部凹陷古近系层序地层与地层岩性油气藏预测[J]. 沉积学报, 2009, 27(1)： 58-63.

[30] 单俊峰, 陈振岩, 张卓, 等. 辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡古潜山油气成藏条件研究[J]. 特种油气藏, 2004, 11(4)： 39-42.

[31] 李明诚. 石油与天然气运移(第三版)[M]. 北京： 石油工业出版社, 2004.

[32] 朱芳冰. 辽河探区西部凹陷源岩特征及低熟油分布规律研究[J]. 地球科学, 2002, 27(1)： 25-29.

[33] 王凯. 辽河西部凹陷西南部沙一、二段沉积体系与层序地层特征[J]. 特种油气藏, 2002, 9(5)： 22-25.

（责任编辑：刘格云）

Distribution and Hydrocarbon Accumulation Mode of Natural Gas in the West Depression, Liaohe Basin

DONG Tian-tian

Research Institute of Liaohe Oil Field Company, CNPC, Panjin, Liaoning 124010

West Depression of the Liaohe Basin possesses abundant oil and gas resources, it is a typical symbiotic basin of oil and gas, and the distribution of natural gas and oil has a close connection. Regional geological analysis and oil/gas symbiotic relationship research show that natural gas has the features of wide distribution and types complementary, pure gas reservoir, dissolved gas reservoir, gas cap gas reservoir and condensate gas reservoir developed from the shallow to deep depth, and characterized by wide distribution and concentration accumulation. Gas reservoir developed in varying degrees in the reservoir area, and mainly dissolved gas and gas cap gas, and the gas reservoir developed round the hydrocarbon depression, distributed in annuluses. The hydrocarbon generation characteristics of the source rocks, space structure of the translocation system and the differentiation during the oil and gas migration are the main factors for forming different types of natural gas reservoirs. The key element for the free gas accumulation in the shallow depth is the excellent seal rock, and the key to gas cap gas-dissolved gas accumulation in the middle depth is the good translocation system, as well as the excellent reservoir is the key element for the high maturity natural gas accumulation in the deep buried depth.

west depression; natural gas reservoir; source rock; translocation system; reservoir

TE122

A

1007-6875(2017)03-0006-07

日期：2017-04-17

10.13937/j.cnki.hbdzdxxb.2017.03.002

国家自然科学基金项目（Nos.41572114, 41302110）。

董甜甜（1981—），男，湖北随州人，工程师，现主要从事油田地质开发工作。