徐长贵1，王昕2，杨海风2，黄志2，王蔚2，张江涛2
基金项目:国家自然科学基金项目“渤海海域中生界潜山火山岩相发育机制及成储机理”(No.U24B2017)资助。
摘要:渤海海域环渤中凹陷超深层中生界火山岩圈闭群具备形成大—中型火山岩油气藏的巨大潜力。近年来,部署在渤中凹陷西南低隆起带渤中8-3南构造上的BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井在火山岩储层中均获得高产油气流,打开了渤海海域深洼区超深层大—中型火山岩油气勘探的新局面。基于井壁取心、岩石薄片分析和烃源岩测试分析数据,结合测井和地震资料,系统研究了渤中凹陷大型火山岩油气藏的形成条件与成藏特征,探讨了火山岩有利储层的地震预测方法。渤海海域中生界义县组火山岩由4个喷发旋回构成,以渤中8-3南构造为代表的大型酸性火山岩建造主要由旋回3构成。渤中8-3南构造具备良好的油气成藏条件:中生界火山岩潜山紧邻古近系沙河街组一段、沙河街组三段和东营组3套优质烃源岩层,具有优越的油气供给条件;4个侧向叠置分布的大型酸性火山机构受风化作用、构造作用、流体作用等多元要素的强烈叠加改造,可形成规模性火山岩储层;发育源-储侧向直接对接和不整合面运移相结合的多元立体油气充注模式,且烃源岩的地层压力系数达1.5~1.8,超压不仅提供了充足的油气运移动力,也增强了火山岩上覆泥岩的封盖能力;形成了渤中8-3南构造“气层厚度大、气柱高度大、高温高压、晚期—超晚期成藏”的高含凝析油的块状凝析气藏。通过已钻井地震响应特征分析,优选最大振幅属性和弧长属性预测风化壳的分布规律,并利用多属性聚类预测储层发育带,建立了渤中8-3南构造火山岩规模性有利储层的地震预测技术。研究方法与认识对于指导渤海海域超深层火山岩油气藏勘探具有重要意义。
关键词:渤中凹陷;渤中8-3南构造;火山岩潜山;储层预测;成藏模式
火山岩是重要的深地资源勘探领域,目前已在全球近40个盆地中累计发现了超150个与火山岩有关的油气藏[1]。中国自2004年开始针对深层火山岩开展了大量勘探工作,并陆续在松辽盆地和准噶尔盆地取得油气勘探重大突破,发现了庆深气田、松南气田、克拉美丽气田等多个千亿立方米级的大型火山岩气藏[2-6]。渤海海域深层—超深层油气资源潜力巨大。2019年以来,深层—超深层的新增油气储量达渤海海域新增总储量的45%,是渤海油田实现上产稳产4 000×104t国家能源战略目标的重要支撑[7]。目前,在渤海海域最大的富烃凹陷——渤中凹陷,超深层太古界变质岩潜山中已发现渤中19-6千亿立方米级气田和渤中13-2亿吨级油田[8-11]。渤中凹陷中生界火山岩潜山的勘探程度较低,缺少系统性的勘探研究和钻井部署,一直未获得实质性突破,在陆续钻探的20余口井中,仅在秦皇岛30-1、旅大25-1等构造发现中—小型油气田。
渤中凹陷位于华北克拉通破坏的中心部位,中生代火山作用强烈,火山岩体规模巨大,平均厚度超过1 000 m,分布面积占盆地基底总面积的80%以上[12];火山岩形成后普遍经历了持续时间达45~80 Ma的强风化作用,且燕山期—喜马拉雅期构造活跃,存在有机酸和深部热液等多成因流体活动,这些因素共同作用导致火山岩的改造显著,岩体内次生孔隙和裂缝广泛发育,有利于形成大规模优质储层[13]。此外,渤中凹陷为大型富烃凹陷,其油气生成和充注条件优越,具备形成中生界大—中型火山岩潜山油气藏的良好地质基础[14-15]。前人针对火山岩油气藏开展了大量研究,主要集中在火山岩岩性与岩相描述、地层序列划分、时空发育特征、储层表征、储层形成控制因素以及火山岩成藏条件等方面[1,16],并建立了盆地火山岩相的分类方案[17-19]。Tang等[1]针对中国松辽盆地和准噶尔盆地的世界级火山岩大油气区建立了岩性岩相主控和风化主控两种储层发育模式;金帅等[20]初步明确了松辽盆地长岭断陷龙凤山地区具备近源、构造圈闭发育等成藏条件。相较于全球其他盆地,渤海海域的中生界火山岩岩性与岩相复杂,表现出被强风化、强伸展走滑、多期流体作用等多因素叠合改造的特性[12-13],利用以往的火山岩岩相或风化单因素主控成储模式难以有效地指导渤海海域的火山岩勘探。部分学者针对渤海海域的中生界火山岩开展了岩性与岩相描述[21]以及储层发育特征和控制因素等分析[22-24],但对该区域在“复杂岩性与岩相、强风化、强伸展走滑、强流体改造、强烃类充注”多元因素差异耦合控制下的大—中型火山岩油气藏的形成机理还缺乏深入认识。渤海海域中生界火山岩的油气勘探面临巨大挑战。
近年来,渤海海域中生界火山岩潜山的油气勘探潜力越来越受重视,在环渤中凹陷落实了多个大—中型中生界火山岩圈闭群,并取得了重大勘探突破。2022年12月,位于渤中凹陷西南低隆起带渤中8-3南构造的BZ8-3S-A井获得天然气产量16.7×104m3/d、原油产量66.36 t/d;2024年钻探的BZ8-3S-B井获得天然气产量54×104m3/d、原油产量700.50 t/d,刷新了中国海域基底潜山单井产能的记录,证实渤海海域深洼区中生界超深层火山岩潜山具有巨大勘探潜力,也为渤海海域大—中型火山岩油气藏的形成机理研究提供了宝贵的典型案例。笔者以渤中8-3南构造为例,基于BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井的井壁取心、岩石薄片、测井、三维地震等资料,以及火山岩储层及烃源岩的分析测试数据,系统分析了渤中8-3南构造大型中生界火山岩气藏的储层条件、烃源岩条件和油气运移等成藏要素,以期对渤海海域未来中生界火山岩的油气勘探提供一定的借鉴与指导。
1 区域地质背景
渤海湾盆地是位于中国东部的大型新生代沉积盆地,总面积约为20×104km2[8,13],其中,渤海海域的勘探面积约为4×104km2[图1(a)],纵向上由基底和新生代盆地沉积序列构成[12]。盆地基底包括太古宇、古生界和中生界3层结构单元[图1(b)]。其中,太古宇主要由混合花岗岩、混合片麻岩、片麻岩等混合岩构成[25],下古生界以海相碳酸盐岩为主,上古生界主要由海陆交互相的页岩和粉砂—细砂岩等构成[12]。受控于中生代华北克拉通减薄破坏,渤海海域渤中凹陷作为华北克拉通的减薄中心,火山作用强烈,发育平均厚度超过1 000 m的下白垩统义县组火山岩,岩性多样,此外还发育少量侏罗系火山岩[26][图1(b)]。
图1 渤海湾盆地前新生界基底地层及岩性构成(据文献[10,12]修改)
Fig.1 PreCenozoic basal strata and lithology in Bohai Bay Basin
基于火山喷发序列研究和同位素年代学分析,结合钻井与地震反射特征开展对比刻画,垂向上可将渤中凹陷义县组火山岩划分为4个火山岩旋回(图2)。底部的旋回1(距今132~126 Ma)厚度较薄,主要岩性为基性喷溢相玄武岩,由于其埋藏较深,仅有少量钻井揭示。旋回2(距今126~116 Ma)主要发育中性—中基性喷溢相火山岩,包含安山岩、玄武岩等多种岩性,常与爆发相火山碎屑岩互层。旋回3(距今116~105 Ma)主要由中酸性喷溢相和侵出相的流纹岩、英安岩构成,火山岩沿NNE向大型走滑断裂成片分布(图3)。目前,渤中凹陷发现的规模型火山岩油气藏主要分布在旋回3的中酸性火山岩中。旋回4沿大型走滑断裂呈局限分布,发育中性—中基性喷溢相与爆发相,主要岩性为粗面岩、粗安岩、玄武岩以及火山碎屑岩(图2)。渤海海域中生界火山岩与新生代盆地沉积序列之间存在区域性不整合界面,中生界火山岩形成后普遍经历了长达45~80 Ma的风化改造作用,形成了渤海海域中生界火山岩潜山[23-25]。
图2 渤海海域中生界火山岩地层序列
Fig.2 Mesozoic volcanic stratigraphic sequence in Bohai Sea
图3 渤海海域中生界义县组火山岩旋回3的分布特征
Fig.3 Distribution characteristic of volcanic cycle 3 of Mesozoic Yixian Formation in Bohai Sea
2 渤海海域中生界火山岩的勘探发现历程
渤海海域中生界火山岩潜山的油气勘探始于20世纪70年代,五十余年的勘探史大体可划分为3个阶段。
2.1 阶段Ⅰ:瞄准凸起区,初探中生界火山岩潜山
20世纪70年代,渤海油田借鉴中国石油华北油田公司的勘探经验,首次在石臼坨凸起区开展潜山油气勘探。1976年在428凸起及其周缘钻探的BZ5井和BZ6井均在中生界火山岩中见良好油气显示,其中,BZ5井测试获得产油量370 t/d,BZ6井获得产油量344 t/d,首次在渤海海域中生界火山岩中获得油气勘探突破。1976—1981年,为评价凸起区中生界火山岩的储量规模,油田公司钻探了10余口评价井,但由于储层主要分布于风化壳附近,储集岩性为火山角砾岩、凝灰岩和安山岩等,导致钻探效果整体不理想。此后,渤海海域的中生界火山岩油气勘探进程搁置近40年。
2.2 阶段Ⅱ:探索斜坡带,中生界火山岩油气勘探再次受挫
2017—2018年,油田公司在三维地震资料分析的基础上,以隐性走滑模式为指导,开展了构造解释,在渤海海域发现并落实了一系列中生界构造圈闭。2019年,部署在渤中凹陷北部凸起倾末端的LD25-1-A井在中生界的测试中获得产油量超过850 t/d。此次突破虽然获得一定的储量发现,但评价过程中发现,中生界火山岩岩性和岩相变化快,储层非均质性强,导致后续的评价井全部失利,火山岩油气勘探再次受挫。
2.3 阶段Ⅲ:转向洼陷区,超深层火山岩天然气勘探获得突破
2019—2024年,为打开渤海海域火山岩油气勘探困局,油田公司加大了火山岩的基础研究力度,对火山岩喷发旋回、岩性与岩相、喷发模式及成储成藏条件开展了综合研究,并转变思路,将火山岩油气勘探的重点领域由凸起区转向岩性和岩相基础好、近油源的洼陷区。2023年,部署在渤中凹陷洼中隆起区渤中8-3南构造的BZ8-3S-A井,在测试中获得天然气产量16.7×104m3/d、原油产量66.36 t/d,成为渤海油田第1口在埋深超过5 000 m的超深层中生界火山岩中获得工业油气流的探井。2024年钻探的BZ8-3S-B井获得天然气产量54×104m3/d、原油产量700.50 t/d,创造了中国海上深层油气探井日产量的最高纪录。这些成果标志着渤海海域的深层中生界潜山天然气油气勘探获得了重大突破。
3 渤中8-3南大型火山岩气田基本地质特征
渤中8-3南中生界潜山位于渤中凹陷西南部的渤中低隆起区,为四面下倾环洼的背斜构造,整个背斜圈闭形态完整,面积巨大,被优质烃源岩所包裹(图3)。钻井揭示研究区中生界潜山包含4个大型酸性熔岩火山机构(图4),岩性为均一且稳定的酸性流纹岩,潜山上覆的新生界自下而上依次为沙河街组和东营组。其中,沙河街组包括沙河街组一段(沙一段)、沙河街组二段(沙二段)和沙河街组三段(沙三段),在局部地区缺失,东营组披覆沉积于潜山之上。隆起带的潜山内幕主要发育NW向、SN向和NE向3组断裂体系,这些断裂体系不仅控制着火山岩喷发的就位和展布,对火山岩储层也具有强烈的构造改造作用(图4)。
注:T8—中生界顶面;Tg2—古生界顶面;Tg8—太古界顶面。
图4 渤中8-3南构造的火山机构(剖面位置见图3,据文献[12]修改)
Fig.4 Volcanic edifices of the Bozhong8-3 South structure
4 大型火山岩油气藏的形成条件
全球火山岩油气藏研究表明,大—中型火山岩油气藏的形成是烃源岩、储层、运聚和保存条件等各种要素在时空上有机匹配的结果[27-28]。渤中凹陷沙河街组泥岩厚度大、热演化程度高,直接覆盖在中生界火山岩优质储层上部,构成了良好的储-盖组合,整体上,研究区大型火山岩油气藏的形成条件优越。
4.1 火山岩潜山紧邻优质烃源岩
钻井揭示,渤中8-3南构造及其围缘洼陷发育古近系沙三段、沙一段和东营组三段(东三段)3套烃源岩。沙三段烃源岩的总有机碳(TOC)含量为0.75%~4.76%(平均为2.50%),生烃潜量(S1+S2)为1.08~21.75 mg/g(平均为8.79 mg/g);沙一段烃源岩的TOC含量为0.31%~5.56%(平均为2.47%),生烃潜量为0.61~19.97 mg/g(平均为9.46 mg/g);东三段烃源岩的TOC含量为0.25%~2.86%(平均为1.41%),生烃潜量为1.40~18.89 mg/g(平均为5.90 mg/g)。均为优质烃源岩[图5(a)]。
注:TOC—总有机碳;H/C—氢碳比;O/C—氧碳比。
图5 渤中8-3南构造及其周缘洼陷烃源岩特征
Fig.5 Characteristics of source rocks in the Bozhong8-3 South structure and peripheral subsags
元素组成特征揭示,渤中8-3南构造及其周缘洼陷的烃源岩干酪根类型以Ⅱ1型、Ⅱ2型为主,部分为Ⅲ型[图5(b)]。渐新世以来,渤海湾盆地的沉积和沉降中心逐渐向渤中凹陷迁移[11],导致渤中凹陷古近系烃源岩埋藏较深,多大于3 000 m;此外,洼陷区的大地热流值较高,为60~65 mW/m2。两者共同作用导致研究区烃源岩的热演化程度较高,整体处于高成熟—过成熟阶段(图6)。为厘清渤中凹陷烃源岩的生油气潜力,笔者对研究区典型烃源岩样品开展了封闭体系黄金管热模拟实验。结果显示,烃源岩的镜质体反射率(Ro)约为0.9%时,干酪根的液态烃产率达到峰值(461 mg/g),且干酪根初次裂解的产气率可达总生烃潜量的36%~38%;Ro>0.9%时,随着Ro增大,干酪根的液态烃产率逐渐下降,而气态烃(C1-5)产率逐步升高;Ro>2.0%时,干酪根的气态烃产率趋于稳定。这表明渤中凹陷烃源岩在低成熟—中成熟阶段可以大量生油,在高成熟—过成熟阶段可大量生气。结合烃源岩的实际演化剖面分析认为,渤中凹陷烃源岩在埋深大于4 100 m时开始进入大量生气阶段。生/排烃模拟结果显示,渤中凹陷古近系优质烃源岩的排烃强度约为1 000×104t/km2,其中,排气强度大于20×108m3/km2,且以平面上邻近洼陷地区的排气强度更大,这为中生界火山岩潜山大型天然气藏的形成奠定了物质基础。
图6 渤中8-3南构造及其周缘洼陷烃源岩的现今Ro分布
Fig.6 Rodistribution of the source rocks in the Bozhong8-3 South structure and peripheral subsags
4.2 发育规模性火山岩储层
4.2.1 大型酸性火山岩群是规模性储层的基础
大型酸性熔岩火山机构具有规模大、有利储集岩性与岩相发育等特点,有利于形成规模火山岩储层[29]。渤中8-3南构造所在的渤中西部低隆起潜山带发育3组大型断裂系统[图1(a)],其中,NW向和SN向深大断裂是由印支期古断裂再活化形成,其规模大且数量多,为地壳部分熔融形成的高黏度酸性岩浆提供了良好的上升通道,并由此形成连片发育的厚层义县组酸性火山群(旋回3),其总面积超过310 km2,中心最大厚度超过1 000 m。BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井揭示,渤中8-3南构造内的大型酸性熔岩火山机构由火山通道相隐爆角砾岩、酸性喷溢相气孔流纹岩和块状流纹岩等岩性与岩相构成(图4、图7),发育原生气孔、球粒晶间微孔和基质收缩微裂缝等原生储集空间[图7(a)、图7(b)],在后期改造作用下易形成中—高孔、中渗型储层(图8),从而使得渤中8-3南构造整体具备形成大规模优质储层的物质基础。
(a)原生气孔和球粒间孔,气孔流纹岩,BZ8-3S-A井4 941.0 m,铸体薄片;(b)冷凝收缩缝,块状流纹岩,BZ8-3S-A井5 076.1 m,铸体薄片;(c)杏仁体内孔和杏仁体溶孔,气孔流纹岩,BZ8-3S-B井4 962.0 m,铸体薄片;(d)晶内溶孔,块状流纹岩,BZ8-3S-B井4 815.2 m,铸体薄片;(e)基质溶孔,气孔流纹岩,BZ8-3S-A井4 936.5 m,铸体薄片;(f)角砾内溶孔和角砾间溶孔,断层角砾岩,BZ8-3S-B井4 770.0 m,铸体薄片;(g)构造缝,断层角砾岩,BZ8-3S-B井4 786.3 m,铸体薄片;(h)溶蚀缝和晶内溶孔,气孔流纹岩,BZ8-3S-A井4 960.0 m,铸体薄片。
图7 渤中8-3南构造火山岩储层的储集空间类型
Fig.7 Reservoir space types of volcanic reservoir in the Bozhong8-3 South structure
图8 渤中8-3南构造中生界火山岩的孔隙度与渗透率关系
Fig.8 Relationship between porosity and permeability of Mesozoic volcanic rocks in the Bozhong8-3 South structure
4.2.2 后期改造作用是规模储层形成的关键
(1)储集空间以次生孔、缝为主
BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井的井壁取心铸体薄片观察和面孔率分析表明,在渤中8-3南构造火山岩储层内,原生和次生储集空间均发育,以次生储集空间为主(占比高达95%)。次生孔隙的类型主要包括杏仁体内溶孔[图7(c)]、晶内溶孔[图7(d)]、基质溶孔[图7(e)]和断层角砾岩中的角砾间溶孔[图7(f)];次生裂缝主要包括构造破碎形成的构造缝[图7(g)]和溶蚀作用形成的溶蚀缝[图7(h)]。储集空间的构成以次生孔、缝为主,表明火山喷发后遭受了强烈的风化作用、构造作用以及流体改造作用,是渤中8-3南构造大型酸性熔岩火山机构形成规模性储层的关键。
(2)风化改造作用形成厚层风化壳
BZ8-3S-A井内流纹岩的同位素年代学测试结果表明,渤中8-3南构造内流纹岩的形成期在距今约112 Ma(中生代白垩纪),而该井流纹岩的上覆地层为新生界沙河街组,邻井BZ8-3S-B井流纹岩的上覆地层为新生界东营组,这揭示出渤中8-3南构造大型酸性熔岩火山机构经历了长达75~80 Ma的风化淋滤作用。基于井壁取心和常规测井、成像测井资料的综合分析表明,长时间的风化作用在研究区形成了最大厚度超过300 m的风化壳。BZ8-3S-A井风化壳的厚度约为142 m,BZ8-3S-B井风化壳的厚度约为324 m(图9),火山岩风化壳均由古土壤层、风化砂砾岩带、淋蚀带、崩解带4个结构单元构成,其中,在风化砂砾岩带和淋蚀带内,斑晶溶孔、基质溶孔等溶蚀孔和网状风化裂缝极为发育,是有利储层的主要发育部位(图9)。
注:RD—深探测电阻率;RS—浅探测电阻率;CNCF—校正后中子孔隙度;ZDEN—岩性密度。
图9 BZ8-3S-B井火山岩风化壳的垂向发育特征
Fig.9 Vertical characteristics of volcanic weathering crust in Well BZ8-3S-B
(3) 构造作用促进风化淋滤作用并形成内幕裂缝带
晚燕山期,受古太平洋板块NW向俯冲挤压作用影响,渤海海域NNE向走滑断裂再次发生左行压扭,导致渤中8-3南构造发育多条近EW向断裂[30-31],这些断裂对风化壳的发育具有明显的控制作用[32]。BZ8-3S-B井位于火山机构的侧翼(古地形低部位),但其中生界顶部风化壳的厚度远大于位于火山机构中心部位(古地形高部位)的BZ8-3S-A井(图10),这可能与断裂促进风化作用密切相关。BZ8-3S-B井邻近高角度走滑断裂,其内的火山岩段发育断层碎裂带(在地层中的占比高达68%,图9),断层破碎带的破碎结构及裂隙网络增强了大气淡水的淋滤作用,导致该井的风化壳厚度增加;而BZ8-3S-A井距离断层较远,其断裂破碎带的占比仅约为25%,火山岩风化壳的厚度明显较小(图10)。
图10 渤中8-3南构造火山机构的风化壳发育模式(剖面位置见图3)
Fig.10 Development pattern of weathering crust of volcanic edifice in the Bozhong8-3 South structure
(4) 有机酸溶蚀改善储层有效性
在BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井的岩石薄片中可普遍观察到方解石等矿物的充填和再溶蚀现象[图11(a)—图11(d)],这表明火山岩在埋藏后经历了多期成岩流体的充注和溶蚀改造作用。碳、氧同位素分析结果显示,BZ8-3S-A井中溶蚀孔隙内伴生的自生方解石的δ13C值在-15.211‰~-5.746‰、δ18O值在-12.073‰~-9.499‰,在C—O同位素解释图版[图11(e)]中位于受有机质影响的埋藏成岩区域,指示晚期的有机酸流体对火山岩储层进行了溶蚀。有机酸的溶蚀使得部分在成岩期被自生矿物充填的孔隙和裂缝重新开启,从而有效改善了储层。在风化作用、构造作用和流体作用的综合改造下,BZ8-3S-B井火山岩段的储地比高达92.3%(图9)。
图11 渤中8-3南构造火山岩的晚期溶蚀现象及溶蚀流体来源
Fig.11 Late dissolution of volcanic rocks and the source of dissolution fluids in the Bozhong8-3 South structure
4.3 具备优越的油气汇聚背景和保存条件
渤中8-3南构造整体为酸性火山机构侧向叠置形成的完整的大型背斜构造,圈闭形态良好,四面环洼,属于典型的洼中隆构造,具备优越的油气汇聚背景[14-15]。研究发现,渤中8-3南构造发育两种油气运聚模式。构造西北带的低部位发育源-储直接对接运移模式,其中,火山岩与渤中凹陷西洼的沙河街组优质超压烃源岩直接侧向对接,油气沿对接面直接向高部位运移和聚集;构造东南带发育不整合面间接运移模式,其中,火山岩虽未与渤中凹陷主洼的优质烃源岩直接对接,但中生界顶部的区域不整合面受风化淋滤作用及构造活动改造作用影响,具备良好的连通运移能力(图12)。此外,与渤中8-3南构造紧邻的洼陷内,烃源岩发育超压,最大地层压力系数大于1.8,这为油气的运移、充注提供了充足的动力,使得从渤中凹陷主洼内生成的大量油气可以沿不整合面高效输导层运移、汇聚至渤中8-3南构造高部位。渤中8-3南构造的火山岩上覆横向稳定分布、巨厚的东三段和沙河街组超压(地层压力系数达1.5)泥岩盖层,且盖层未被晚期构造活动切穿破坏,整体具备优越的垂向封盖能力。
图12 渤中凹陷渤中8-3南构造油气成藏模式
Fig.12 Hydrocarbon accumulation mode of the Bozhong8-3 South structure in Bozhong sag
5 渤中8-3南气田的气藏特征及成藏过程
5.1 天然气特征与气源
地层流体分析表明,渤中8-3南气田为高含凝析油凝析气藏,气油比为1 156~2 124 m3/m3,地面凝析油含量为394.5 g/m3,地层最大反凝析液量为5.96%。凝析油在20 ℃条件下的密度为0.784 1~0.819 6 g/cm3(平均为0.801 8 g/cm3),50 ℃条件下的黏度为1.270 0~3.923 0 mPa·s(平均为2.596 5 mPa·s),含硫量为0.013%~0.043%(平均为0.028%),含蜡量为14.01%~18.15%(平均为16.08%),胶质与沥青质的含量之和为2.83%~3.43%(平均为3.08%),凝固点为8.0~25.0 ℃(平均为16.5 ℃),其整体特征与渤中19-6油气田中的凝析油特征类似,具有“高含蜡量、高凝固点”的特征。天然气中烷烃组分的含量为92.85%~93.27%(平均为93.06%),甲烷(CH4)含量较高(78.74%~83.70%),CO2含量低(6.69%~6.91%,平均为6.80%),不含H2S,属于“二氧化碳含量中等、不含硫化氢”的天然气藏(表1)。
渤中8-3南气田的天然气中,甲烷和乙烷的δ13C值分别为-35.45‰~-35.20‰和-23.65‰~-22.46‰,指示其主要为干酪根裂解气(图13)。应用戴金星[32]建立的甲烷δ13C与Ro的回归公式计算,得到渤中8-3南气田的天然气成熟度对应的Ro为2.0%~2.3%,属于过成熟天然气,与沙河街组烃源岩的热演化成熟度相近,并由此判断其气源岩主要为沙河街组烃源岩。
注:NSO—氮硫氧化合物;C2—乙烷;C3—丙烷。
图13 渤中8-3南构造天然气成因类型判识
Fig.13 Genesis type identification of natural gas in the Bozhong8-3 South structure
5.2 气藏特征
BZ8-3S-B井和BZ8-3S-A井分别揭示了渤中8-3南中生界火山岩潜山气田在构造高部位和构造低部位的气层发育情况,其气层厚度分别为393.0 m和125.5 m,气柱总高度为560.0 m且未见水,火山岩气藏的储层连通性好、有效性强,具有块状气藏的特征。火山岩的地层压力为70.71~71.48 MPa,压力系数为1.501~1.532,地层温度为166.4~172.2 ℃,气藏总体为超压、高温的统一块状凝析气藏。
5.3 成藏过程
渤中8-3南构造具有近源、多洼供烃、晚期—超晚期成藏的特点。流体包裹体的均一温度和盐度综合分析表明,在渤中8-3南构造火山岩储层中,与烃类包裹体共生的盐水包裹体的均一温度呈现出两期充注的特征,第1期盐水包裹体的均一温度为130~155 ℃,第2期盐水包裹体的均一温度为160~180 ℃,且第2期流体的盐度高于第1期。结合埋藏史、地热演化史分析,明确第1期为晚期油充注,距今6~8 Ma,第2期为超晚期油气充注,充注期始于2 Ma并持续至今(图14)。新构造运动晚期,渤中凹陷主洼和西洼的烃源岩整体进入高成熟—过成熟阶段,生成的大量凝析油气和天然气向渤中8-3南构造聚集,发生了“早油晚气”的生/排烃过程,烃源岩中生成、排出的油气直接或通过不整合面向中生界火山岩潜山运移并聚集成藏,在地下高温高压条件下形成凝析气藏。
注:Mz—中生界;E—古近系;Ng—馆陶组;Nm—明化镇组;Qp—更新统。
图14 渤中8-3南构造BZ8-3S-A井埋藏-热演化史及成藏期
Fig.14 Burial-thermal evolution history and accumulation periods of Well BZ8-3S-A in the Bozhong8-3 South structure
6 火山岩储层地震预测技术
图15 渤中8-3南构造Ⅱ号火山机构的风化壳敏感属性
Fig.15 Sensitive properties of weathering crust of No.Ⅱ volcanic edifices in the Bozhong8-3 South structure
图16 渤中8-3南构造Ⅱ号火山机构多属性聚类分析
Fig.16 Multi-attribute cluster analysis of No.Ⅱ volcanic edifices in the Bozhong8-3 South structure
7 勘探意义及前景展望
渤海海域渤中凹陷火山岩潜山分布范围广,但岩性变化快、储层非均质性强且埋藏深度大,勘探难度极大,多年来一直未获突破,被认为是传统意义上的勘探“禁区”。BZ8-3S-A井和BZ8-3S-B井在渤中8-3南构造埋深超5 000 m的超深层火山岩中钻遇厚层凝析气层且测试均获高产,其中,BZ8-3S-B井的折合产油当量近1 147.00 t/d,创造了中国海上深层油气测试日产量的最高记录,在渤海海域中生界潜山实现了天然气勘探重大发现,打开了渤海海域中生界潜山勘探的新局面。随着勘探程度日益提高,以及渤海海域凸起区新近系、斜坡带中—浅层古近系等常规勘探目标越来越少,以渤中8-3南构造为立足点的深洼区中生界火山岩将成为渤海海域未来油气勘探的高质量储量接替新领域。
8 结论
(1)渤中凹陷下白垩统义县组火山岩发育,可划分为4个喷发旋回。其中,旋回3主要为流纹岩和英安岩,沿深大断裂成片分布,在渤中凹陷内部形成了以渤中8-3南构造为典型代表的,由酸性熔岩火山机构叠置构成的大—中型火山岩圈闭群。
(2)渤中凹陷火山岩潜山紧邻优质烃源岩,发育规模性火山岩储层,且具备优越的油气汇聚背景和保存条件,具备形成大型中生界火山岩油气藏的必要条件。渤中8-3南构造紧邻古近系沙三段、沙一段和东三段3套优质烃源岩;4个侧向叠置分布的大型酸性熔岩火山机构内发育原生孔、缝,风化作用、构造作用和流体作用等后期改造作用强烈,发育规模性火山岩储层;存在源-储侧向直接对接和不整合面运移相结合的多元立体油气充注模式,其中,最大地层压力系数大于1.8的超压环境为油气向火山岩储层的运移提供了充足的动力;火山岩上覆的巨厚层超压泥岩盖层具备优越的油气垂向封盖能力。
(4)渤中8-3南构造为高含凝析油块状凝析气藏,具有气层厚度大、气柱高度大、高温高压、晚期—超晚期成藏的特征。渤中8-3南气田的发现实现了渤海海域中生界火山岩勘探的重大突破,打开了渤海海域油气勘探的新领域,对于开展渤海湾盆地中生界火山岩勘探具有重要的借鉴意义。
#作者介绍#
徐长贵，男，1971年10月生，教授级高级工程师，现任中国海洋石油集团公司首席科学家、中国海洋石油有限公司总地质师，长期致力于中国海域油气地质基础理论研究与工程实践，在海洋深层油气勘探理论技术方面取得了系统性、原创性成果，创新建立了伸展-走滑复合断裂带深层油气富集理论和南海深水深层油气富集理论，发现了全球最大的亿吨级变质岩潜山油田（渤中26-6油田）、南海最大深层亿吨级碎屑岩油田（惠州19-6油田）、中国深水深层亿吨级油田（开平11-4油田）、中国深水深层大型天然气田（宝岛21-1油田）。获得国家科技进步奖一等奖1项、二等奖2项，入选国家创新领军人才、国家百千万人才，获黄汲清青年地质科技奖、李四光地质科学奖和全国劳动模范等荣誉称号，享受国务院政府特殊津贴。
引用本文
徐长贵, 王昕, 杨海风, 黄志, 王蔚, 张江涛. 渤海海域渤中凹陷中生界超深层火山岩潜山天然气勘探发现及意义[J]. 石油学报, 2025, 46(5): 843-856,908.