0.   引言

中国东部大部分断陷型湖盆蕴藏着极其丰富的油气资源，却很少发现大型的气藏^[1-4]，其主要原因有：①断陷型湖盆发育大量深湖相烃源岩，烃源岩有机质类型主要为I型且成熟度不高；②由于多期构造活动，导致上覆的盖层封闭能力大大降低。近年来，随着渤中19-6亿吨级凝析气藏的发现，打开了渤海湾富油型盆地天然气勘探的新局面，展示了断陷型湖盆天然气勘探的广阔前景^[5-7]。

天然气不同于原油，其主要成分为烷烃，分子体积小且密度轻，更易发生逸散，物理性质决定了其往往垂向运移距离较长，而水平方向运移距离有限。气源断层和储集砂体作为天然气的主要运移通道，对其运移起到至关重要的作用，气藏也多分布于与气源断层接触的砂体中，平面展布范围相对有限^[8-10]。对深层远离油源区的气藏，不少学者提出天然气也具备一定的横向运移能力。唐宇等^[11]对成都凹陷上侏罗统蓬莱坝组次生气藏分析认为，受断层发育规模和区域盖层控制，天然气沿着与深部断裂有良好接触的河道-三角洲前缘砂体作为良好的运移通道，发生长距离运移；刘俞佐等^[12]分析了鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界天然气成藏模式，在以砂体为主、断裂为辅的输导体系下，什股壕地区出现远距离异地成藏；赵双丰等^[13]基于多项组分示踪认为，天然气可沿储集砂体横向运移，运移距离可达12 km以上。由于深层天然气埋深大，在断裂不发育且存在较厚盖层的前提下，能够发生横向运移，但对浅层天然气横向运移缺乏系统研究，需要进一步探索。

根据钻井、三维地震，结合组分、碳同位素、生物标志化合物等分析化验资料，对研究区天然气展布规律及成因进行分析，明确其横向运移机理，厘清油气差异分布的主控因素，建立油气差异成藏模式，指出有利勘探方向，为研究区及具备类似地质背景的盆缘洼陷勘探提供借鉴与指导。

1.   区域地质概况

黄河口凹陷东次洼位于渤海湾盆地黄河口凹陷的东北部，面积约300 km²，为典型盆地边缘型小洼陷，其西侧与黄河口中次洼以古近纪形成的渤中29-35构造脊为界，东侧与庙西南洼以郯庐断裂东支双轨状走滑断层分割，南部和北部以陡坡形式分别与渤南低凸起和莱北低凸起相接^[14-17]（图1a）。自新生代以来，在多期次构造运动影响下，黄河口凹陷主要经历了古近纪裂陷阶段和新近系拗陷阶段，形成了走滑、伸展、走滑-伸展复合3大断裂体系^[18-19]，受走滑和伸展活动强度的差异，研究区可细分为PL31和BZ36构造区（图1b）。在研究区东部，郯庐走滑断裂东支活动强烈，形成了以NEE向主走滑断层与NE向走滑派生断层主控的PL31构造区断块型圈闭群；在研究区西部，以伸展作用为主的区域，形成以近EW向大型断层与近SN向小型断层主控的BZ36构造区断块型圈闭群。受基底形态与走滑断层幕式活动影响，研究区存在明显的构造反转：始新世早期，BZ36构造区为先存构造高点，是一个由南向北抬升、向东西两侧下倾的大型鼻状构造，受区域伸展作用控制，该构造区东部和南部为主要沉积中心；自始新世末期，郯庐断裂带右旋走滑活动不断增强，受渤南低凸起刚性边界限制，形成由伸展向挤压转变的正反转构造，在走滑带形成大型“墙角”块，形成了南低北高、西低东高的现今构造格局。已钻井揭示，黄河口凹陷东次洼自下而上发育古近系沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组，其中，馆陶组和明下段为主要含油层系，沙河街组和东营组为次要含油层系^[15,20]。

图  1  黄河口东次洼构造位置及油气分区

Figure  1.  The tectonic position of the Eastern Sub-sag

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2.   天然气分布特征及成因

黄河口凹陷东次洼天然气在平面不同构造之间和垂向不同层位之间均存在较大的差异性。平面上，已钻井证实的含气范围与浅层均方根振幅属性^[21]预测的含气范围表明，天然气主要分布在东部PL31构造区和北部陡坡BZ36-B构造，PL31-B构造最为富集，含气范围最大（图2a），而西南部BZ36-A构造天然气不发育。垂向上，油层集中分布于明下段Ⅳ油组顶部盖层之下，该套盖层之下少有气层发育，气层主要分布于明上段底部盖层之下，集中分布于明下段Ⅰ—Ⅲ油组，少量分布在明上段（图2b）。

图  2  黄河口东次洼天然气平面及垂向展布特征

Figure  2.  Horizontal and vertical distribution of natural gas in the Eastern Sub-sag

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烃类气组分和甲烷碳同位素是判断天然气成因的重要指标^[20]。研究区已有的样品实验分析结果表明，烃类气组分以甲烷为主，甲烷含量为95.89%～99.91%，乙烷含量为0～1.09%，丙烷含量为0～1.08%，丁烷含量为0～0.96%，戊烷及以上组分含量较低。非烃类气组分以二氧化碳和氮气为主，二氧化碳含量为0～0.73%，氮气含量为0.01%～1.75%，甲烷δ¹³C值为−48.7‰～−46.5‰。与研究区毗邻的蓬莱19-3油田新近系也存在大量天然气，其成分较为复杂，烃类气中甲烷含量为54.6%～82.35%，乙烷含量为6.54%～14.7%，丙烷含量为1.28%～3.48%，丁烷含量为0.98%～1.98%，戊烷含量为0.31%～0.66%，己烷以上成分微量。非烃类气中二氧化碳含量为6.74%～31.55%，氮气含量为0～0.53%，甲烷δ¹³C值为−38.1‰～−40.4‰（表1）。前人研究表明^[20,22-23]，与生物成因相关的天然气以甲烷为主，干燥系数＞95%，δ¹³C值多＜−45‰，研究区干燥系数为96.5%～100%，甲烷δ¹³C值＜−45‰，符合生物成因的特征，利用BERNARD图版^[20]对其成因进行分析，研究区天然气主要为生物改造成因（图3），其形成与细菌活动存在密切联系。邻区蓬莱19-3油田天然气，干燥系数为77.3%～89.4%，甲烷δ¹³C值＞−45‰，已被证实有来自于渤中凹陷烃源岩干酪根热成因气的贡献^[21] 。研究区与蓬莱19-3油田气组分和碳同位素差异间接证实了该区为生物成因天然气。

表  1  黄河口凹陷东次洼及围区天然气组分及碳同位素特征

Table  1.  Natural gas composition and carbon isotope characteristics in the Eastern Sub-sag and surrounding areas

井号	井深/m	层位	天然气组分/%									干燥系数/%	甲烷δ13C/‰
			C1	C2	C3	iC4	nC4	iC5	nC5	CO2	N2
PL31-B-3	750	N2mu	99.47	0	0	0	0	0	0	0	0.53	100	−47.5
PL31-A-1	1 006～1 013	N1ml	99.91	0	0	0	0	0	0	0.02	0.07	100	−46.5
BZ36-B-1	1 286.8～1 310.0	N1ml	96.55	0.89	0.08	0	0	0	0	0.73	1.75	99.0	−48.1
BZ36-B-1	1 528.7～1 546.1	N1g	95.89	1.09	1.08	0.33	0.63	0.32	0.04	0.41	0.01	96.5	−48.7
PL19-3-A	1 056.5	N1g	60.11	14.7	1.56	0.49	0.56	0.21	0.1	21.2	0.53	77.3	—
PL19-3-A	1 336	N1g	65.75	9	3.48	0.76	1.22	0.35	0.31	18.34	0.05	81.3	—
PL19-3-B	1 128.5～1 150	N1g	82.35	7.21	1.86	0.6	0.56	0.2	0.13	6.74	0.27	88.6	−40.4
PL19-3-B	1 128.5～1 152.0	N1g	77.64	6.54	1.28	0.5	0.48	0.2	0.12	12.34	0.5	89.4	−38.1
PL19-3-B	1 349.0～1 380.0	N1g	54.6	8.43	2.43	0.6	0.88	0.28	0.26	31.55	0	80.9	—
注：“—”为无数据。

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图  3  黄河口东次洼天然气成因类型判识

据文献[20]

Figure  3.  Identification of genetic types in the Eastern Sub-sag

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前人研究表明，浅层生物成因天然气与原油降解关系密切^[24-26]。研究区新近系馆陶组和明下段发育大量稠油油藏，油层厚度16～61 m，地面原油密度为0.92～0.99 g/cm³（20 ℃），原油黏度为120.5～7193.0 mPa·s（50 ℃），为重质稠油。原油生物标志物特征能够一定程度上反映原油降解程度^[20,25]，已钻井揭示大部分原油正构烷烃出现UCM鼓包，总离子基线向上偏移（图4a、b），部分原油出现C₂₅-降霍烷（图4b），反映出原油普遍遭受生物降解作用。

图  4  黄河口东次洼典型原油地球化学特征

Figure  4.  Geochemical characteristics of typical crude oil in the Eastern Sub-sag

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原油降解生成的天然气是产甲烷菌的直接产物，甲烷菌生存需要合适的条件：①合适的温度，35～55 ℃是产甲烷菌利用稠油生成甲烷的高峰，超过80 ℃后，几乎不再生成甲烷^[24]；②合适的地层水条件，中—低矿化度的NaHCO₃型或CaCl₂型地层水有利于微生物的繁殖及其对原油降解进而生成甲烷^[25]；③合适的生存空间，大孔隙可为产甲烷菌（约10 μm）提供充足的空间，连通的岩石结构能为细菌提供营养物质，为细菌运动提供更好的条件^[26]。实钻结果表明，研究区具备原油降解细菌生长的各项地质条件。该区主要油层段实测地层温度约50 ℃，处于甲烷菌利用稠油生成甲烷的最佳温度区间；钻井揭示平均孔隙度25.2%，平均渗透率1 μm²，平均孔喉半径17 μm，能为甲烷菌生长提供良好的生存空间；水分析结果表明，黄河口凹陷东次洼地层水矿化度约为6 500 mg/L，水型为NaHCO₃型，有利于微生物繁殖及其对原油降解进而生成甲烷。因此，黄河口凹陷东次洼天然气是甲烷菌降解原生油藏生成的产物，其成因为次生改造。

3.   天然气横向运移机理

3.1   天然气横向运移证据

（1）远离烃源岩和油藏的构造气藏

黄河口凹陷东次洼烃源岩主要为沙三段和沙四段^[20]，通过对有效烃源岩范围进行精细刻画，发现BZ36和PL31构造区沙河街组烃源岩分布在PL31-A及BZ36-A构造区南部（图5a），厚度多＞600 m，最厚达1 300 m，且烃源岩底界埋深普遍＞3 000 m，最大埋深约为3 900 m，热演化程度较高（图5b），全区R_o介于0.45%～0.95%，成熟度＞0.6%的烃源岩分布在PL31-A及BZ36-A构造区南部（图5c），最大值达0.95%，达到了大规模生油的条件，但不具备生成天然气的条件。已钻井揭示，稠油油藏主要集中分布于BZ36-B构造1/3/5井区和PL31-A构造区（图1），在PL31-B构造区既无有效烃源岩，又无稠油油藏，该区天然气只可能为构造低部位原油降解横向运移而来。

图  5  BZ36-PL31构造区烃源条件平面图

Figure  5.  The hydrocarbon source conditions in the BZ36 and PL31 structural area

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（2）天然气横向运移的调整和富集

地震剖面上的浅层亮点能够反映气层分布^[11]，在过BZ36-B构造区的EW向剖面上，可见天然气沿断层走向连续分布，向构造高部位含气量不断增加，层系变浅（图6）。在该区带最低部位钻探的5井在明下段Ⅳ油组发现油层1.6 m，东部1d井区在明下段Ⅱ—Ⅴ油组解释气层10.4 m，最东部PL31-B构造1井区在明下段Ⅰ油组至明上段发现气层25.6 m，显示出天然气由西向东横向运移和聚集的过程。在构造位置相对高的PL31构造区浅层较为富气，气层厚度均＞10 m，而在构造位置相对较低的BZ36构造带，天然气厚度＜5 m，甚至无天然气产出。由构造低部位向构造高部位，天然气厚度不断增加，层位不断上移，反映天然气在横向运移过程中的垂向调整和聚集。

图  6  天然气横向运移剖面

剖面位置见图1

Figure  6.  Cross section of natural gas migration

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（3）运移过程中的天然气组分分异

天然气运移时，天然气组分会发生分异，致使天然气密度随天然气运移距离增大而逐渐减小，从而认为天然气密度减小指示了天然气的运移方向，而随着天然气的长距离运移，轻质组分含量增加，重质组分减少，二氧化碳向高部位减少，含氮气量向高部位增加^[26]。整体而言，研究区PL31-B构造区位置最高，BZ36-B、PL31-A构造区处于相对低部位，根据已有的4个样品数据，在BZ36-B构造区，甲烷含量为95.89%～96.55%，乙烷含量为0.89%～1.09%，丙烷含量为0.08%～1.08%，二氧化碳含量为0.41%～0.73%，氮气含量为0.01%～1.75%；在PL31构造区，PL31-A-1井甲烷含量为99.91%，二氧化碳含量为0.02%，氮气含量为0.07%。构造高部位PL31-B构造1井区甲烷含量明显上升，氮气含量升高，二氧化碳含量减少，其甲烷含量为99.47%，乙烷含量为0.01%，氮气含量为0.24%（表1），无二氧化碳，反映了天然气由构造低部位向高部位运移过程中的组分分异。

3.2   天然气横向运移条件

3.2.1   区域盖层封盖

区域盖层的厚度、盖层的泥岩含量及泥质含量是评价盖层封盖能力的重要指标^[27-29]。黄河口东次洼新近系发育3套区域性泥岩盖层，盖层厚度为60～90 m，整体稳定分布，因此，封盖厚度对天然气封盖能力的影响不明显，主要取决于盖层的泥质含量^[30-31]。各套盖层平均泥岩含量自下而上由66%增加到88%，平均泥质含量由78%增加到88%，反映出在纵向上封盖能力不断增强。其中，馆陶组顶部盖层泥岩含量及泥质含量均＜80%，对原油封堵能力弱，原油能够大量突破垂向运移，原油丰度最低；明下段Ⅳ油组顶部的泥岩盖层泥质含量为77%，封盖了已发现原油的约86%，但对天然气封盖能力弱，天然气发现相对较少；明上段底部的泥岩盖层对天然气具有很强的垂向封闭能力，其盖层泥岩及泥质含量达到约90%，能够阻止约65%的天然气继续垂向运移而聚集成藏。通过3套储盖组合对比，对原油封堵盖层的泥岩含量临界值约为80%，即盖层泥岩及泥质含量达到80%，原油不能继续垂向突破而聚集成藏，天然气能够继续垂向运移，而对天然气封堵的泥岩含量临界值约为90%。

研究区天然气成因机制决定了原油自古近系至新近系均有成藏的可能，但天然气仅局限分布于新近系。由于产甲烷菌的生存范围受控于地层温度，温度＞80 ℃即无法生存，埋深＜1 550 m的油藏才可能是天然气的有效产气源，天然气在垂向上运移的距离相对有限。已有研究表明^[32]，在浅层弱成岩条件下，区域盖层能够封堵的天然气量满足未成岩接力式封盖模式，一套区域性盖层能够封盖住一定高度的天然气，若超过一定厚度，天然气便会突破盖层垂向逸散，但有一定厚度的天然气能够稳定保存。根据前人排驱压力公式计算结果^[20]，明下段底部盖层能够稳定封堵20～30 m天然气而不向上发生逸散，为天然气在垂向上能够得以保存提供了条件，也为天然气能够横向运移提供了物质基础。

3.2.2   砂体输导

渤海南部海域在新近系沉积期，构造相对稳定，广泛发育湖盆萎缩背景下河湖交互沉积体系^[1,4]。研究区明下段处于低可容纳空间背景下，一方面表现为坡度缓，在明下段沉积中期，70 km沉积范围内的高差仅为60 m，坡度角＜0.05°；另一方面表现为水深浅，明下段典型藻类化石含量差异大，指示古水深波动变化频繁，并且水生植物满江红较为常见，指示水体浅。由于盆浅坡缓，有限的湖平面升降会造成大范围湖岸线迁移，在低水位期形成的网状河道受到高水位期湖浪的频繁改造，形成了以河道为主体、河道间充填席状砂的广布式砂体。在周期性湖进湖退影响下，垂向上为砂泥岩互层，平面上同期砂体厚度稳定（6～12 m）且分布范围广^[33]，储集物性好（平均孔隙度25.2%，平均渗透率1 μm²），为天然气的横向长距离运移提供良好输导条件。

3.2.3   油气差异运移条件

受新构造运动影响，渤海海域为晚期成藏^[34]，成藏期多在5 Ma至现今，现今地貌形态反映的是成藏期的构造形态。前人研究表明，油气运移受流体势控制，油气总是由高势区向低势区运移^[35]。油气流体势定量计算^[36]结果表明，在烃源岩埋藏深度一定时，流体势能大小取决于地貌高差与流体密度。对于原油而言（图7a），流体势能较小，横向运移动力明显不足，其成藏受到不同断块控制，且原油密度较大，不易突破断层运移，因此表现为近源分块成藏特征。对于天然气而言（图7b），其生成层位为明下段和馆陶组，天然气较原油具有更强的流体势能，在PL31走滑反转带北部构造高部位，天然气成藏更为有利。

图  7  黄河口凹陷东次洼原油和天然气流体势能对比

Figure  7.  Comparison in fluid potential energy between crude oil and natural gas in the Eastern Sub-sag

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综上所述，钻井、地震和天然气组分均揭示天然气发生了横向运移，受区域盖层封盖差异、广布式砂体运移和油气流体势能差异的共同控制，天然气沿明上段底部盖层稳定向构造高部位运聚成藏。

4.   油气成藏模式

BZ36构造区被生烃凹陷所夹持，具备相对较高的古地貌，为油气运聚的低势区，在走滑反转带中，成熟烃源岩生成的原油持续向BZ36构造脊运聚。构造脊由南向北逐渐抬升，北部最高部位BZ36-B构造是原油向该区运移的最终归宿。由于油气供给充分、地貌较高、边界断裂活动性强，BZ36-B构造成为构造脊最富集的区带，明下段Ⅳ油组顶部的泥岩盖层之下油藏丰度达197万t/km²，发育“源-脊-断”的原油成藏模式。

PL31构造区PL31-A构造下伏沙三、沙四段优质烃源岩^[20]，大量走滑派生断层深切烃源岩，成藏期断层活动性＞15 m/Ma，具备向新近系储层大规模充注的条件，原油受明下段Ⅳ油组顶部的泥岩盖层封盖聚集成藏。在晚期断裂活动性最强的PL31-A-1井区，储量丰度可达345万t/km²。本构造区主要发育“源-断”原油成藏模式。

BZ36-B和PL31-A构造区原油在浅埋藏条件下遭受产甲烷菌的降解可以生成天然气。相似埋深及构造背景条件下，天然气相比于原油具有更强的横向突破能力，受区域盖层垂向封盖能力的差异性控制，天然气突破明下段Ⅳ油组顶部泥岩盖层，在明上段底部盖层的封盖下，受流体势能驱动，在PL31-B构造区形成高丰度气藏。由于横向突破能力的差异性，仅一条断层分割的BZ36-B-2井区与PL31-B-2井区呈现明显不同的油气分布格局，在断层西部BZ36-B构造区以原油为主且丰度较高，在断层东部未钻遇油层，仅发育天然气。因此，研究区天然气主要发育横向运移、高点聚集的成藏模式（图8）。

图  8  黄河口凹陷东次洼油气差异成藏模式

Figure  8.  Model of differential reservoir formation of oil and gas in the Eastern Sub-sag

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整体而言，黄河口凹陷东次洼表现为小洼差异供烃、脊-断联合控运、区域盖层控保的油气差异成藏，油气在平面上呈现出“平面分区，垂向分层”的油气分布规律。

研究区天然气主要来自于稠油油藏，根据已有天然气的资源规模，可以推算稠油油藏规模。稠油厌氧微生物实验结果表明（35 ℃下历时360 d），1 t原油可以将自身1/4的质量转换为天然气，生成226.03～264.75 m³的天然气，其中，甲烷约占70%^[37]。黄河口凹陷东次洼已发现天然气三级地质储量约30×10⁸ m³，天然气剩余资源量约30×10⁸ m³，在不考虑天然气散失的前提下，推算研究区稠油资源规模约为1.05亿t。同时，在中国众多稠油油田，也发现了大量原油降解气，特别是松辽盆地西斜坡^[38]，根据对该构造带成熟油田及气田的储量统计，已发现稠油探明地质储量约5×10⁷ t，天然气探明地质储量约5×10⁹ m³，1 t稠油约对应100 m³天然气发现，结合天然气资源规模，推算研究区石油地质储量至少在6×10⁷ t以上。天然气向浅层运移过程中容易逸散损失，由原生稠油油藏生成的天然气比已发现的天然气储量规模更大，对应的稠油储量规模应大于理论值。受原油降解菌生存温度限制，结合黄河口凹陷东次洼地温梯度，研究区稠油油藏埋深应＜1 550 m。该结论明确了该区下步勘探方向，也可为具备类似地质背景的盆缘洼陷勘探提供一定的借鉴与指导。

5.   结论

（1）黄河口凹陷东次洼天然气主要来源于低部位原油遭受甲烷菌降解生成的次生改造成因天然气。受区域盖层差异封盖、广布式砂体运移和油气差异流体势能的共同控制，天然气沿明上段底部盖层之下稳定向构造高部位横向运聚成藏。

（2）受控于“小洼差异供烃、脊-断联合控运、区域盖层控保”，明确了研究区油气“平面分区，垂向分层”的油气分布规律，建立天然气横向运移、高点聚集的成藏模式，BZ36-A、PL31-A是有利的稠油油藏勘探区带，PL31-B构造区是有利的天然气藏勘探区带。