渤中19-6地区深层油气赋存相态差异性及其成因机制*

王飞龙 燕 歌 陈容涛 汤国民 于 倩

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海湾盆地是中国东部重要的富油气盆地，近期勘探也逐步向深层转移，并在渤中凹陷深层(埋深>3 500 m)天然气领域勘探获得了战略性突破，首次发现了渤中19-6大型凝析气田，深层潜山天然气资源量达千亿立方米，初步展现了环渤中凹陷深层广阔的勘探领域和巨大的勘探潜力[1-6]。但随着渤中19-6地区向北部和东部的进一步勘探评价，该区深层油气赋存相态在平面上的复杂性进一步呈现，严重制约了深层凝析气藏的勘探评价。

深层油气相态问题已成为国内外学者关注的焦点，该问题不仅影响着油气运移方式和成藏机理等，也关系到深层勘探找油和找气的方向[7]。近年来，对渤中19-6地区凝析气藏油气相态的识别、差异分布和控制因素等方面的认识尚不清楚，因此，笔者基于该区油气的组成和试油结果，利用多种方法对该凝析气藏的相态类型进行了综合判识，并结合前人对该区沉积—构造演化特征和油气成藏关键要素的研究成果，系统分析了该区油气赋存相态差异性及其成因机制，明确了主控因素和差异相变模式，以期为渤中凹陷深层油气藏的勘探评价以及发展深层油气成藏地质理论提供科学依据。

1 油气藏地质特征及流体性质

渤中19-6地区位于渤中凹陷西南部的近南北向继承性发育的深层构造脊之上，其南北两侧分别与渤南低凸起和沙垒田凸起相衔接，东西两侧被渤中凹陷主洼、南洼和西南1洼、西南2洼所夹持，以大型凹陷中的背斜隆起带形式存在，成藏条件优越(图1)。钻井揭示，该区自上而下可划分出3套油气成藏组合，即上部新近系油气藏组合、中部古近系油气藏组合和下部潜山油气藏组合[2-8]。

图1 渤中19-6地区地理位置和综合柱状地质简图Fig.1 Geographical location and comprehensive columnar geological diagram of BZ19-6 area

1.1 地质特征

根据构造特征，渤中19-6地区平面上可分为渤中19-6(主体)、渤中13-2(北部)、渤中21-22(东部)等3个构造区(图1)，走滑—伸展断裂相互切割，形成了多个具有背斜、断鼻形态的复杂断块圈闭；剖面上可分为2种结构类型，即仅发育太古界或古生界潜山的单层结构类型以及发育太古界潜山—孔店组砂砾岩体的双层结构类型[4]。该区油气藏埋深为3 800～5 600 m[5]。

渤中19-6含油气层位主要为太古界低潜山变质岩和披覆于低潜山之上的孔店组砂砾岩，其中太古界储层岩性主要为二长片麻岩、斜长片麻岩和混合片麻岩等，而北部渤中13-2和东部渤中21-22潜山储层岩性分别为花岗片麻岩和碳酸盐岩；储集空间均以裂缝为主，可见沿裂缝的溶蚀孔隙。钻井揭示，渤中19-6孔店组和太古界气层最厚达340 m，最高日产气超过30×104m3(油当量600 m3/d)，日产油超过300 m3，生产气油比为1 023～1 438 m3/m3；渤中13-2太古界潜山为油藏，油层最厚超过200 m，最高日产气接近15×104m3(油当量300 m3/d)，日产油超过300 m3，生产气油比为486 m3/m3；渤中21-22古生界潜山为气藏，气层厚度达235.8 m，最高日产气超过40×104m3(油当量800 m3/d)(表1)。可见，这些潜山油气藏均表现出良好的产能。渤中19-6地区油气藏地层温度平均超过150 ℃，地温梯度为3.3 ℃/100 m；地层压力平均超过45 MPa，为常压—弱超压凝析气田[4]。

表1 渤中19-6地区油气藏测试数据Table 1 Oil and gas reservoir test data in BZ19-6 area

1.2 流体性质

原油物性方面，渤中13-2高挥发油藏地面凝析油密度(20 ℃)为0.812 g/cm3，黏度(50 ℃)为2.3 mPa·s，蜡含量高(为19.4%)，硫含量低(为0.024 3%)，胶质含量为1.96%，沥青质含量为0.24%，姥植比为1.05，反映弱还原—弱氧化的沉积环境；渤中19-6凝析气藏地面凝析油密度(20 ℃)平均为0.795 g/cm3，黏度(50 ℃)介于1.244～1.654 mPa·s(平均1.438 mPa·s)，蜡含量高(平均达14.67%)，硫含量低(平均为0.018%)；胶质含量平均为0.723%，沥青质平均含量为0.227%，姥植比介于1.01～1.29，反映弱还原—弱氧化的沉积环境(表2)。天然气组分方面，渤中19-6甲烷含量介于62.15%～69.83%(平均为65.97%)， CO2含量介于9.37%～15.76%(平均达11.87%)，N2含量低(介于0.12%～0.15%)；渤中13-2甲烷含量(为62.33%)与渤中19-6相当，CO2含量(为4.32%)低于渤中19-6，N2含量为0.33%；渤中21-22甲烷含量(为59.14%)略低于渤中19-6和渤中13-2，但CO2含量(为35.8%)远高于渤中19-6和渤中13-2，N2含量为0.17%(表2)。

表2 渤中19-6地区油气藏地层流体分析数据Table 2 Formation fluid analysis data of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

PVT实验表明：渤中13-2油藏流体在地层条件下呈单一液相，其中C1+N2含量为62.66%，C2～C6+CO2含量为22.29%，C7+含量为15.06%，在油气藏流体类型三角图上处于高挥发油藏范围；渤中19-6油气藏流体在地层条件下呈单一气相，其中C1+N2含量为62.27%～69.98%，C2～C6+CO2含量为22.91%～30.9%，C7+含量为6.95%～8.06%，在油气藏流体类型三角图上处于凝析气藏—干气范围；渤中21-22构造流体在地层条件下呈单一气相，其中C1+N2含量为59.31%，C2～C6+CO2含量为40.56%，C7+含量为0.12%，在油气藏流体类型三角图上处于凝析气藏—干气范围(图2)。其中，渤中19-6地层流体相态特征表现为临界压力低(介于33.73～49.11 MPa，平均41.2 MPa)、临界温度较低(介于24.10～72.25 ℃，平均49.6 ℃)，但露点压力高(介于45.50～48.72 MPa)、地露压差小(介于0～1.07MPa)，显示地层流体中重烃含量较高；临界凝析压力平均为48.58 MPa，临界凝析温度平均为426.67 ℃，地层温度处于临界温度与临界凝析温度之间。定容衰竭实验表明，渤中19-6最大反凝析液量达24.29%，地面凝析油含量平均达899.99 g/m3，具有特高含凝析油凝析气藏特征。

图2 渤中19-6地区油气藏流体类型图Fig.2 Diagram of fluid types of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

此外，由表2可以看出，渤中19-6地区油气藏地层温度和压力均大于烃类流体临界温压，且地层条件下烃类流体密度平均为0.452 3 g/cm3，黏度平均为4.95×10-5Pa·s，可能为超临界流体，具有独特的物理性质[9]，即表现为密度及溶解能力接近液体且对温度和压力变化敏感，扩散系数接近气体，对分散有机质具有非凡的萃取能力，无明显气、液相界面，相际效应不明显或不存在，这些特殊性质将有利于油气的高效运移和成藏。

2 油气藏相态类型

油气藏相态类型的准确判识关系到油气储量的估算、开发方式的优化及开采动态的评估，可以总结为PVT实验相图判识和经验统计判识两种方法，其中PVT实验相图判识法最为可靠，但现场取样、实验分析的工作量和费用较大；而经验统计判识法所需资料少、简便易行，但有一定的局限性，使用时应注意综合分析[10]。本文采用PVT实验相图判识法和经验统计判识法对渤中19-6地区油气藏相态类型进行了综合判识。

2.1 PVT实验相图判识法

从渤中19-6和渤中13-2太古界气层取得了合格PVT样品，并根据实验测试数据绘制了P-T相图(图3)。由图3a可知，渤中19-6地层温度(取样点处)为171.9 ℃，针对该点的PVT测试结果表明其地层温度低于临界凝析温度(378.33 ℃)，高于临界温度(72.25 ℃)，处在纯气相与液相之间的状态；其地层压力为48.72 MPa，低于临界凝析压力(50.25 MPa)，也低于临界压力(49.11 MPa)，处在气液两相区外的凝析气相区，因此该点在地层条件下的烃类流体赋存相态为凝析气。由图3b可知，渤中13-2地层温度(取样点处)为168.3 ℃，针对该点的PVT测试结果表明其地层温度低于临界凝析温度区间，既不属于气相区(>392.8 ℃)，也不属于凝析气相区(231.2～392.8 ℃)；而其地层压力为47.23 MPa，高于临界凝析压力(41.79 MPa)，处在气液两相区外，因此该点在地层条件下的烃类流体只可能为单一液相。

图3 渤中19-6/渤中13-2构造地层流体PVT模拟实验相态图Fig.3 Phase diagram of fluid PVT simulation experiment of BZ19-6 and BZ13-2 structures

2.2 经验统计判识法

前人根据大量的油气藏实例，利用能够反映油气藏相态类型的流体组分、平均相对分子质量、密度和气油比等物性数据，运用数理统计方法总结出了许多相态类型经验统计判别方法[11]。本文采用较为可靠的方框图法对渤中19-6地区烃类流体相态进行了综合判识。

根据渤中19-6地区孔店组及太古界潜山储层流体PVT实验测试组分数据，采用四组合参数方框图法[18，20]的判别结果见图4。由图4可以看出，渤中13-2太古界潜山四组合参数分布在油藏方框左下角，结合流体性质判断储层流体类型属于高挥发油藏；渤中21-22太古界潜山四组合参数分布在无油环凝析气藏方框左下角，但地层流体具有高温高压物性特征，综合判断储层流体类型属于气藏；渤中19-6孔店组及太古界潜山四组合参数集中分布在带油环气藏或凝析气顶油藏方框左下角和无油环凝析气藏方框右上角，综合判断储层流体类型属于凝析气藏。

图4 渤中19-6地区油气藏四组合参数方框图法相态类型判识Fig.4 Identification of phase state type by block diagram method of four combination parameters of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

3 油气赋存相态多样性成因机制

前人研究认为，烃类体系的化学组分和温-压系统是控制油气赋存相态多样性的关键因素[12-18]；多套烃源岩的发育、多期油气的充注和成藏后的次生蚀变作用，导致了油气相态的多样性和成因的复杂性[19]；在富油气凹陷中，不同成因类型的油气藏在流体性质、相态特征、地化特征以及分布规律等方面都具有明显的差异，这是判别不同成因类型油气藏的理论依据，而且对同一油气体系中的天然气和原油进行分析是进一步研究深层油气藏成因机制的重要途径[20-26]。渤中19-6构造深层凝析气藏成藏过程表现出先油后气、多期次油型气充注的特征，经历了早期(距今24～5 Ma)油藏形成与破坏、晚期—超晚期(距今5～0 Ma)油藏调整与凝析气藏转换两个主要的阶段[4]。因此，分析油气充注历史与相态变化的关系是弄清渤中19-6地区深层油气赋存相态差异性成因机制的关键。

3.1 烃源岩热演化成因

渤中19-6地区新近系以来埋深大幅增加，渤中凹陷烃源岩成熟度迅速增高并开始大量生气，深部的天然气沿不整合面和深大断裂充注到早期形成的油藏，而渤中19-6、渤中13-2、渤中21-22等构造区供烃源岩热演化程度的差异造成晚期天然气充注强度的差异，从而形成了不同相态类型的油气藏。具体证据如下：

1) 油气物理性质特征变化

天然气碳同位素测试数据显示，渤中19-6凝析气藏甲烷碳同位素值为-38.5‰～-41.4‰，乙烷碳同位素值为-25.2‰～-27.0‰，丙烷碳同位素值为-23.7‰～-25.5‰。由于渤中19-6深层天然气为典型热成因气[4]，因此利用戴金星和沈平等[27-28]总结的δ13C1—Ro经验公式所计算的天然气Ro值介于1.12%～1.71%；同理，渤中13-2天然气Ro值在0.73%～0.89%，低于渤中19-6天然气Ro值；渤中21-22天然气Ro值在2.34%～2.73%，明显高于渤中19-6天然气Ro值(表3)。换言之，渤中13-2构造的天然气为烃源岩在生油高峰期的副产物；而渤中19-6构造的天然气是烃源岩在主生气(湿气)阶段的产物，渤中21-22构造的天然气是烃源岩在干气阶段的产物。

表3 渤中19-6地区天然气碳同位素数据Table 3 Natural gas carbon isotope data in BZ19-6 area

分析认为，渤中凹陷深层烃源岩在进入高热演化阶段后所产生的大量天然气充注到原始油藏，会使油气藏烃类组分发生变化，从而改变油气藏相态。研究发现，油气赋存相态与重烃组分C7+含量密切相关，其含量直接决定流体临界温度与临界压力，进而决定油气藏相态，因此，天然气充注强度大小会影响油气藏的最终相态：若天然气充注强度大，即甲烷含量增加的多，使C7+组分在体系中的相对含量大幅降低，则可形成气油比较大的凝析气藏或气藏；若天然气充注强度小，C7+组分在体系中的相对含量始终维持在较高水平，则形成带油环且气油比较小的凝析气藏或高挥发油藏。也就是说，天然气充注强度的差异影响着油气相态的多样性。统计结果表明，当C7+含量大于32% 时，渤中19-6地区整个体系表现为油藏特征；当C7+含量降至11%～32% 时，体系表现为高挥发油藏特征，渤中13-2构造即处于此阶段；当C7+含量介于5%～11% 时，体系表现为凝析气藏特征，渤中19-6构造即处于此阶段；当C7+含量小于5% 时，体系转变为纯气藏，渤中21-22构造即处于此阶段。由此可见，随着重烃组分C7+含量的降低，渤中19-6地区流体两相区先扩大后缩小，向气液两相或气相转化，最终形成凝析气藏或气藏；反之，则渤中19-6地区原始流体向气液两相或液相转化，最终形成高挥发油藏或油藏[29]。这表明，渤中19-6地区烃源岩热演化程度控制重烃组分C7+在体系中的相对含量，进而控制油气赋存相态变化。

此外，渤中19-6地区晚期天然气充注对早期油藏的改造作用也体现在原油物理性质的变化上，比如凝析油中蜡含量增高，油质比正常凝析油偏重[21]。测试结果表明，渤中19-6凝析油密度平均为0.795 g/cm3(20 ℃)，相对于正常凝析油密度(约0.74 g/cm3)偏大，且蜡含量平均高达14.7%(表2)，从而印证了渤中19-6遭受过大量的天然气充注。

2) 成藏期烃源岩热演化程度变化

本次研究中，通过测量含烃盐水包裹体均一温度，并结合烃源岩热演化史分析，恢复了渤中19-6地区3个构造的油气成藏期次，结果表明：渤中13-2构造为一期成藏，成藏期为6 Ma至今；渤中19-6构造深层孔店组和太古界潜山储层至少经历了2期油气充注过程，早期(第1期)为低成熟轻质油先成藏，包裹体均一温度为120～125 ℃，对应明化镇组下段沉积期末，成藏时间为12～5.1 Ma；晚期(第2期)为较高成熟度天然气后成藏，富气包裹体均一温度为130～135 ℃，对应明化镇组上段沉积期末，成藏时间为5.1 Ma至今(是主力成藏期，具有明显的晚期快速成藏特点)；渤中21-22构造为2期成藏，第1期成藏时间是15 Ma，第2期成藏时间为现今。

由渤中19-6地区3个构造的周边供烃次洼生烃史可知：渤中13-2构造供烃次洼为渤中凹陷西南1洼，其烃源岩从16.5 Ma开始生油，且现今最高Ro值达1.3%，未进入大规模生气阶段。渤中19-6构造供烃次洼为渤中凹陷南洼、西南2洼、主洼，其烃源岩从21 Ma开始生油；从7.5 Ma开始Ro值达到1.3%，开始生成湿气；从5 Ma开始Ro值达到1.6%，开始大规模生成天然气。渤中21-22构造烃次洼为渤中凹陷主洼、南洼，其烃源岩从23 Ma开始生油；从13 Ma开始Ro值达到1.3%，开始生成湿气；从3 Ma开始Ro值达到2.0%，开始生成干气，且现今最高Ro值达2.6%，已进入大规模生成干气阶段。

根据渤中19-6地区3个构造主要油气成藏期与周边供烃次洼生烃史的耦合关系(图5)，可以确定不同构造油气充注时期的初始流体性质、改造流体性质以及充注时间。从图5可以看出，该地区3个构造周边供烃次洼成熟度演化程度与油气成藏期密切相关，渤中13-2构造初始流体以原油为主，后期则以高成熟原油充注为主，未有大规模天然气充注，因此最终形成高挥发油藏；渤中19-6构造早期有规模原油充注，后期经受长时间的规模湿气充注，因此最终形成高含凝析油的凝析气藏；而渤中21-22构造初始流体为少量高成熟原油，后期又经历较长时间的规模湿气充注，因此最终在规模干气充注下定型为气藏。

图5 渤中19-6地区含油气构造油气成藏期次与供烃次洼生烃史匹配图Fig.5 Matching graph of hydrocarbon accumulation period and hydrocarbon generation history of hydrocarbon-supplying secondary depressions in the oil-gas-bearing structure in BZ19-6 area

3.2 逆蒸发成因

深层油气相变与地层温度、压力变化有关，随埋深增大，温度和压力增高，原始流体临界温度、临界压力升高，体现为流体两相区面积扩大，油气藏中的液态烃逐渐在气态烃中溶解和蒸发，从而形成逆蒸发成因型凝析气藏[26]。

渤中19-6构造与逆蒸发成因凝析气藏相态特征吻合，其形成过程如图6所示。该构造在成藏期(12 Ma至今)以来，地层埋深增加，地层温度从98 ℃升至152 ℃，地层压力从19.8 MPa升至48.9 MPa；同时，油气藏临界温度从473 ℃降至108 ℃，临界压力从19.1 MPa升至48.3 MPa；尤其是在天然气充注期(5.1 Ma至今)，地层埋深增加超1 000 m，体系临界温度、压力快速下降至地层温度及压力之下，流体发生相变，液态烃开始在气态烃中溶解和蒸发，原始油藏逆蒸发转变为凝析气藏。因此，渤中19-6构造凝析气藏的形成与逆蒸发作用的贡献巨大有关，而渤中13-2构造体系内天然气充注量较少，导致逆蒸发作用较弱而保持油藏特征。

图6 渤中19-6构造烃类流体P-T相图随时间变化过程Fig.6 P-T phase diagram of hydrocarbon fluid in BZ19-6 structure over time

3.3 CO2气体充注成因

渤中19-6地区地层流体组分中高含CO2，测得二氧化碳碳同位素值介于-3.2‰～14.4‰，判断为无机成因气。通过δ13CCO2和3He/4He(Ra)值判别图版[30-31]，进一步证实该地区CO2为火山幔源无机成因气，认为CO2气体主要来源于富CO2地幔脱气作用(图7)。

图7 渤中19-6地区CO2成因判别图版Fig.7 Map of CO2 genesis discrimination in BZ19-6 area

分析认为，渤中19-6地区深层广泛存在的幔源CO2气侵对原始油气藏具有改造作用，随油气藏内CO2含量增加，体系临界温度降低，临界压力和饱和压力升高，且流体两相区变化幅度较等体积CH4更大。以渤中22-1古生界油气藏流体PVT模拟实验为例，不断增加体系中的CO2含量，模拟原始油藏遭气侵过程(图8)。从图8可以看出，当CO2含量在10%以下，CO2对油气藏相态影响不显著；当CO2含量大于10%后，体系临界温度和临界凝析温度快速下降；当CO2含量超过35%时，流体两相区收缩至临界温度低于地层温度，地层流体进入凝析气藏区间，原油转化为凝析气，这与渤中22-1古近系表现出的烃类流体性质(CO2含量为35.8%)较为一致；当CO2含量超过45%时，流体两相区进一步收缩至临界凝析温度低于地层温度，地层流体进入气藏区间，流体转化为天然气形态。这表明，CO2能溶解更多液态烃，对油气藏的改造作用更强烈，有利于油藏向凝析气藏甚至气藏转变。

图8 渤中22-1A古生界油气藏地层流体相态随CO2充注量增加变化过程Fig.8 The change process of the fluid phase state of the Paleozoic oil and gas reservoir in BZ22-1A with the increase of CO2 charge

因此，在渤中19-6地区主要油气藏和含油气构造中，渤中13-2高挥发油藏的CO2含量最低，平均为5%左右，该构造受CO2气侵改造的影响最小；渤中21-22气藏的CO2含量最高，平均为35%左右，该构造受CO2改造作用最为强烈；而渤中19-6构造凝析气藏的CO2含量介于9.37%～15.76%，与渤中13-2相比，CO2气侵在一定程度上促进了原始油藏向凝析气藏的转变，但这种对油气藏的改造作用不及渤中21-22构造强烈。

由此可见，渤中19-6地区深层不同类型油气藏的形成是烃源岩差异热演化、逆蒸发作用和CO2气体充注改造等3种因素共同作用的结果,该地区深层油气赋存相态变化可总结为烃类气充注渐变与CO2气充注突变的差异充注油气相变模式(图9)：深层构造首先充注油藏，如果没有后期天然气充注，则主要形成油藏。当供烃源岩开始大量生成天然气时，油藏中开始充注天然气，当天然气充注强度较弱时，天然气溶解到油藏中形成溶解气，开始形成高挥发性油藏，如渤中13-2构造高挥发性油藏。随着天然气充注强度的继续增加，原始油藏变为两相凝析气相态，形成带气顶的凝析气藏，如果天然气继续充注，则转变为凝析气相态，最终形成凝析气藏，如渤中19-6构造凝析气藏。另外，当早期油藏遭受破坏后，晚期大量天然气注入，即可形成天然气藏，如渤中21-22构造气藏。特别需要强调的是，在凝析气的形成过程中，晚期天然气和深部幔源无机CO2气体的大规模充注对于油气藏的最终定型起到了决定性作用，随着天然气充注强度从小到大，依次形成油藏、高挥发油藏、带油环凝析气藏、凝析气藏、气藏，而大量CO2气体充注会加速油藏向气藏方向的转变。

图9 渤中19-6地区深层油气差异充注相变模式Fig.9 Phase transition mode of differential charging of deep-seated oil and gas in BZ19-6 area

4 结论

1) 渤中19-6地区分为渤中13-2、渤中19-6、渤中21-22等3个构造区，多种相态类型判识方法综合分析结果显示，渤中13-2构造为高挥发油藏，渤中19-6 构造为特高含凝析油凝析气藏，渤中21-22构造为高含CO2的湿气气藏。

2) 渤中19-6地区深层油气赋存相态主要受控于烃源岩热演化导致的晚期天然气充注强度，此外新近纪以来埋深增温引起的逆蒸发、深部无机CO2气体充注作用也是所形成的次生凝析气藏和高含CO2气藏的重要因素。

3) 渤中19-6地区深层油气赋存相态变化可总结为烃类气充注渐变与CO2气充注突变的差异充注的油气相变模式，这为渤海海域深层未来勘探中油气相态研究提供了科学依据，并对类似盆地的深层油气勘探具有重要的借鉴意义。