薛永安，王德英

（中海石油有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

縱觀全球大型天然氣田的分布，以海相沉積盆地為主，如天然氣地質儲量巨大的波斯灣 North-South Pars氣田、西西伯利亞盆地 Urengoy氣田和澳大利亞西北陸架 Gorgon氣田等[1-3]。國外湖相沉積盆地相對較少，中—深湖相烴源巖主要分布在南大西洋兩側被動大陸邊緣、非洲中新代裂谷、中美洲馬拉開波盆地和東南亞，這些區(qū)域發(fā)現(xiàn)的總體是石油，大氣田很少，目前主要在西非加蓬盆地和東南亞蘇門答臘盆地各有一個大型氣田發(fā)現(xiàn)，前者天然氣為原油裂解氣[4]，而后者蘇門答臘盆地古近系 Lemat組主力氣源巖由頁巖和煤層組成[5-6]，為偏腐殖型或者煤型氣。國內外大氣田分布的另一個重要特征是發(fā)育在構造穩(wěn)定區(qū)，或者區(qū)域厚層膏巖發(fā)育的非構造穩(wěn)定區(qū)。波斯灣巨型 North-South Pars氣田不僅處于構造穩(wěn)定區(qū)，同時還有多套巨厚的膏鹽蓋層，保存條件優(yōu)越[1-2]；天然氣儲量巨大的西西伯利亞盆地 Urengoy氣田和澳大利亞西北陸架Gorgon氣田處于構造穩(wěn)定的克拉通盆地[2-3]；中國塔里木盆地克深氣田和四川盆地普光氣田雖然位于構造活動區(qū)，但有區(qū)域分布的膏鹽蓋層，最大膏鹽厚度分別達到1 000 m和500 m[7-11]。

中國把探明地質儲量大于 300×108m3的氣田稱為大氣田。中國大氣田天然氣主要來自于海相或海陸過渡相的烴源巖，其成因主要為煤成氣、原油裂解氣和生物氣，如鄂爾多斯盆地蘇里格和塔里木盆地克拉 2氣田為煤成氣，其中蘇里格氣田的烴源巖為石炭系—二疊系煤系烴源巖，四川盆地普光氣田和安岳氣田為原油裂解氣[7-9]。截至2016年，中國煤型氣大型氣田探明地質儲量為76 900× 108m3，占已發(fā)現(xiàn)探明天然氣地質儲量的70%以上；原油裂解氣大型氣田約占已發(fā)現(xiàn)探明天然氣地質儲量的25.8%，主要為深層海相盆地原油裂解氣；生物氣占比較低，主要為柴達木盆地澀北一號、澀北二號等氣田，僅占2.7%，傾油型干酪根裂解氣較少[6]。中國陸相盆地湖相烴源巖主要分布于中生界—新生界，在中國近海、東部裂谷系、中部過渡區(qū)、西部擠壓區(qū)均有發(fā)育[10-11]，其中中國東部渤海灣盆地發(fā)現(xiàn)的以石油為主，天然氣為輔，大型天然氣田鮮有發(fā)現(xiàn)。

渤海灣盆地東臨膠東隆起和遼東隆起，西與太行山隆起相鄰，南靠魯西隆起，北接燕山褶皺帶，是中朝準地臺經古生代沉積并在印支、燕山期運動的基礎上發(fā)展起來的中新生代盆地[12]。通過60多年的勘探開發(fā)實踐，在“陸相生油理論”指導下發(fā)現(xiàn)了一系列大油田，發(fā)現(xiàn)的油氣儲量一直以原油為主，已建成勝利、遼河、大港、華北、冀東、中原、渤海 7大油區(qū)，成為中國最主要的含油氣盆地之一，其原油儲量及產量均占全國總數的三分之一以上。天然氣伴隨著原油的勘探也有所發(fā)現(xiàn)，主要集中在遼河坳陷、遼東灣坳陷、渤中坳陷、黃驊坳陷和臨清坳陷等區(qū)域，其中板橋、千米橋氣田儲量超過200×108m3[12-13]。

前人針對渤海灣盆地天然氣開展了大量的相關研究工作[12-19]。渤海灣盆地發(fā)育陸相斷陷湖盆，烴源巖主要為古近系中—深湖相泥巖，有機質豐度為1.3%～5.1%，平均值為3.0%，有機質類型主要為Ⅱ2—Ⅱ1型，較傳統(tǒng)的Ⅲ型生氣干酪根來看，生成的天然氣量相比原油是少的[14-19]。渤海灣盆地地層主要為陸相沉積，相變快，且構造活動強烈，斷裂極其發(fā)育，特別是新生代走滑拉張斷裂強活動，造成蓋層破壞程度高，生成的天然氣更容易逸散[20-25]。綜上，烴源巖及封蓋條件導致了生成的一定量的天然氣在渤海灣盆地大部分地區(qū)無法有效聚集，或者只能聚集形成中小型天然氣田，因此，渤海灣油型湖盆大型天然氣田形成條件的研究一直是業(yè)界攻關的科學難題。

1 渤海灣盆地大氣田形成的主控因素

雖然渤海灣陸相斷陷盆地大氣田形成條件苛刻[13]，但本文通過研究渤海灣盆地60余個凹（洼）陷（見圖1），深化大型天然氣成藏動力、構造和沉積等研究，認為渤海灣油型盆地在具備“一個核心要素、兩個關鍵要素”的地區(qū)可以形成大型天然氣田，一個核心要素即區(qū)域性超壓泥巖“被子”強封蓋，兩個關鍵要素包括烴源巖晚期快速熟化高強度生氣和大規(guī)模儲集體。

1.1 區(qū)域性超壓泥巖“被子”強封蓋

圖1 渤海灣盆地主要天然氣田分布圖

區(qū)域性超壓泥巖“被子”強封蓋是大型天然氣藏形成的核心要素。大氣田中烴類氣體的濃度和溫度相對于上覆地層較高，容易逸散[26-29]，導致天然氣地質儲量小。如鄂爾多斯盆地的劉家莊氣田，研究表明距今50 Ma前天然氣地質儲量約為450×108m3，目前只有1.9×108m3[30-31]。天然氣的運移散失速度比原油快得多，蓋層質量要求極高。因此，大型天然氣田主要位于保存條件極好的構造穩(wěn)定區(qū)，或者發(fā)育厚層膏泥巖蓋層的構造活動區(qū)[31-34]（見表1）。

渤海灣盆地構造活動強烈，區(qū)域厚層膏泥巖欠發(fā)育。但研究表明古近系沙河街組、東營組厚層超壓泥巖可以成為大規(guī)模天然氣保存的良好蓋層。

表1 渤海灣盆地大中型氣田的蓋層特征表（據文獻[13]修改）

沙河街組三段、東營組下段以裂陷期半深湖—深湖沉積環(huán)境為主，具有水體深、水動力條件弱的特點，是高質量區(qū)域蓋層形成的有利環(huán)境，沉積的泥巖具有質純、分布面積廣、厚度大的特征，泥巖蓋層平均厚度為500 m，最厚的地方超過2 500 m，巨厚泥巖蓋層穩(wěn)定連續(xù)分布。在欠壓實和晚期生烴的共同作用下，尤其是在烴源巖大量生成天然氣階段，泥巖超壓快速形成，壓力系數為 1.2～2.0[35]，排替壓力值為 4.81～27.91 MPa，平均值高達10.24 MPa，形成了良好的區(qū)域蓋層[36-37]（見圖2）。

圖2 渤海灣盆地區(qū)域超壓泥巖蓋層分布剖面模式圖

渤海灣盆地雖然整體斷裂活動強烈，但早晚兩期特征明顯，很多凹陷內區(qū)域超壓泥巖沒有被破壞，依然可以繼續(xù)作為大規(guī)模天然氣的有效封蓋條件（見圖2）。東營組沉積前主要是斷陷期，凹陷內部斷裂發(fā)育。新近紀斷裂重新活躍，但是活動強度差異大，有些凹陷如南堡、歧口、黃河口凹陷等地區(qū)，晚期活動強，斷穿東營組，導致超壓泥巖蓋層雖區(qū)域性分布但難以有效封蓋規(guī)模型天然氣；有些凹陷，如作為渤中坳陷新生代厚度最大的渤中凹陷，雖然晚期斷裂發(fā)育，但是超壓泥巖地層未被斷穿（見圖2），區(qū)域超壓泥巖“被子”保存下來，成為天然氣的優(yōu)質封蓋層；還有一類如遼東灣坳陷，晚期斷裂基本不活躍，區(qū)域超壓泥巖“被子”也就被保存下來，從而成為天然氣藏的有效蓋層。另外受到東營組含砂率影響，不同凹陷超壓泥巖分布范圍差異較大。物源充足區(qū)，洼陷內砂巖分布范圍較廣，超壓泥巖不發(fā)育或者僅局部發(fā)育，難以成為大型天然氣藏的有效蓋層。

以遼中凹陷為例，區(qū)域超壓泥巖蓋層對其油氣分布的控制作用明顯。遼中凹陷南北烴源巖差異較小，其生油氣母質均為Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，埋藏史及現(xiàn)今埋深相近，生氣強度類似。但勘探結果表明北部富氣，發(fā)現(xiàn)了錦州20-2凝析氣田和帶氣頂的錦州25-1南油氣田；而南部富油，沒有發(fā)現(xiàn)氣田。研究表明：古近系區(qū)域蓋層的差異分布導致了遼東灣坳陷南北油氣成藏的差異。北部古近系以厚層泥巖為主，其中發(fā)育超壓異常，壓力系數為1.2～1.8，形成一套覆蓋于生油巖之上的超壓泥巖厚“被子”，油氣難以垂向運移，只有側向運移到凸起高部位形成天然氣藏；南部洼陷古近系以砂泥互層沉積為主，壓力系數較小，天然氣難以保存，沒有形成大規(guī)模的天然氣藏。

1.2 大型天然氣田成藏的兩個關鍵要素

1.2.1 烴源巖晚期快速熟化高強度生氣

烴源巖高強度生氣是天然氣成藏最基本要素。天然氣相對原油而言易溶解、擴散和揮發(fā)。這就要求大規(guī)模氣藏不但要有優(yōu)質的封蓋條件、較高的生氣強度，還必須要有充足的、持續(xù)的氣源供給[38-41]，特別是晚期快速的集中供給。戴金星等[33]研究表明生氣強度大于20×108m3/km2是形成大中型氣田所應具備的生氣條件，并且生氣強度越大、主生氣期越晚、越有利于形成大氣田。與國內外氣型盆地相比較，渤海灣盆地埋深一般，主要氣源層為沙河街組，有機質豐度平均值為3%，有機質類型主要為Ⅱ2—Ⅱ1型，較傳統(tǒng)的Ⅲ型生氣干酪根來看，渤海灣盆地更易生油，整體生氣量難以與海相、西部煤系相比，且渤海灣盆地晚期構造活動強烈，天然氣更容易遭受破壞導致散失。

研究表明渤海灣盆地一些凹陷因區(qū)域構造活動影響，晚期快速沉降導致烴源巖熟化速率高，可以高強度生氣，為大型天然氣藏的形成提供物質基礎。

渤海灣盆地經歷了多期構造抬升剝蝕[20-23,42-43]，不同凹陷不同時期烴源巖埋深、優(yōu)質烴源巖的熱演化程度存在較大差異性。如渤中、歧口、秦南等深凹晚期快速沉降，沉降速率超過200 m/Ma，相應的熟化速率超過0.25%/Ma。特別是渤中凹陷，沙三段、沙一二段沉積期，其地層總體厚度穩(wěn)定，東營組沉積期郯廬斷裂帶的右行走滑活動已全面進行，地幔作用的主動伸展與右行走滑拉分形成的被動伸展作用共同促使渤中凹陷快速沉降，使其沉降速率比前期顯著增大，渤中凹陷主洼沉積地層厚度超過3 500 m。新近紀以來，轉為裂后熱沉降拗陷階段，沉積中心收斂至渤中凹陷[39-40]，距今5.1 Ma以來沉降速率高達320 m/Ma（見圖3），沉積厚度可達3 000 m，由于該時期的快速沉降，增大了沙河街組烴源巖的埋深，促使烴源巖熱演化程度加快，渤中凹陷烴源巖熟化速率高達 0.41%/Ma（見圖3）。結合黃金管熱模擬實驗結果分析，距今5.1 Ma以前，烴源巖生氣量僅占總生氣量的16.6%，而距今5.1 Ma至現(xiàn)今，生氣量占總生氣量的83.4%，是早期生氣量的5倍（見圖4），證實這種晚期的快速沉積沉降加速了烴源巖的熱演化程度，有利于晚期大規(guī)模生氣。利用熱模擬結果，通過盆模分析，距今5.1 Ma時渤中凹陷、遼中凹陷、歧口凹陷、秦南凹陷等生氣強度超過 20×108m3。其中渤中凹陷高達（50～200）×108m3/km2。該時期大量產氣與東營組超壓形成時間、區(qū)域成藏時間相匹配，使得晚期生成的大量天然氣容易在區(qū)域超壓泥巖蓋層下保存、聚集大規(guī)模成藏。

圖3 渤海灣盆地海域凹陷沉降與烴源巖熟化速率圖

圖4 渤中凹陷烴源巖生氣模式圖

1.2.2 大規(guī)模儲集體

大型天然氣藏一般以“蓋下型”為主，埋藏較深[34]。渤海灣盆地東營組超壓蓋層埋深一般均超過3 000 m，其下覆儲集體主要為潛山的變質巖、碳酸鹽巖、火成巖以及沙河街組的陸相碎屑巖。國內外統(tǒng)計表明大型天然氣田儲集體主要為花崗巖、火成巖、碳酸鹽巖、變質巖及碎屑巖（見表2），說明不同巖性的潛山是大型天然氣聚集的重要儲集體。這主要是由于碳酸鹽巖、火成巖和變質巖等潛山儲集性能受埋深影響較小，遭受多期構造抬升剝蝕，大氣淡水、深部流體的溶蝕改造[44-46]，潛山風化殼及內幕裂縫大量發(fā)育，可以為大規(guī)模天然氣的儲存提供充足的儲集空間。

潛山儲集層的發(fā)育程度受控于基巖巖石類型、構造應力造縫程度和深淺部流體溶蝕改造強度，其中構造應力是其主控因素，巖石類型是潛山儲集層發(fā)育的基礎。渤海灣盆地潛山一般經歷多期構造改造，多期構造作用是潛山風化殼、裂縫型儲集層發(fā)育的關鍵。多期構造運動一方面使得巖石出露地表遭受風化成儲，更重要的是由于多期多向構造應力作用，巖石和礦物發(fā)生不同程度的破碎，形成不同走向的裂縫，為后期油氣聚集提供了良好的儲集場所。強烈構造運動發(fā)育的大型斷裂溝通地幔，使得多元流體對風化殼和內幕裂縫儲集層發(fā)育起到強化作用。多元流體改造儲集層主要包括兩類，地表大氣水的淡水淋濾作用和深部CO2、烴類流體的溶蝕作用。長期暴露于地表的基巖巖石遭受了風化、剝蝕，尤其在潛山頂部和平緩部位，極易形成厚層風化殼，形成優(yōu)質儲集層。深部流體的注入對潛山儲集層也具有重要改善作用，深部流體類型主要有幔源 CO2、烴類流體、巖漿熱液等，對早期裂縫再活化形成沿裂縫的溶蝕擴大孔具有重要意義[44-45]。

特別是渤海灣盆地太古界變質巖潛山以富長英質組分為特色，主要巖石類型有：斜長片麻巖、混合片麻巖、混合花崗巖和變粒巖等[46-48]，表現(xiàn)出強烈的脆性，這類巖石對多期應力的響應表現(xiàn)為不同方向的裂縫的交叉與復合，奠定了潛山內幕裂縫儲集層縫網化的基礎。印支期以來的多期構造運動[49-52]控制了太古界變質巖潛山裂縫型儲集層的形成，印支期受揚子板塊與華北板塊碰撞影響，產生大量近北西西向逆沖斷層，發(fā)育大量近北西西向擠壓裂縫；燕山期受太平洋板塊沿北北西向向東亞大陸俯沖，郯廬斷裂發(fā)生左旋擠壓，派生出大量北東向擠壓裂縫；喜馬拉雅早期地幔柱活動引起盆地裂陷，形成大量張性斷層，進而派生出近東西向拉張裂縫，發(fā)育3期構造裂縫形成3組裂縫體系。潛山不僅發(fā)育上部風化殼儲集層，還可發(fā)育巨厚的內幕裂縫段，整體構成了變質巖儲集體巨大的儲集空間（見圖5）。

表2 國內外大中型氣田的儲集巖類型

圖5 渤海灣盆地變質巖潛山成儲模式圖（σ1—最大主應力，Pa）

上述分析表明，在渤海灣陸相斷陷湖盆，以晚期快速熟化沙河街組氣源巖為主，超壓泥巖強封閉地區(qū)，有大規(guī)模潛山儲集層發(fā)育條件下極利于形成大型天然氣藏。

2 渤海灣盆地大型天然氣成藏與富集貧化模式

2.1 油氣成藏模式

渤海灣油型盆地東營組超壓泥巖地層的存在使得伴隨原油生成的一定量的天然氣能夠在超壓泥巖蓋層下側向運移匯聚到大規(guī)模儲集體中不逸散，從而形成大氣田。而有些凹陷，其東營組相對富砂，或者其厚層泥巖被后期斷裂破壞無超壓“被子”，則主要形成油藏甚至是稠油油藏，或者中小型氣藏。一般在低潛山位置天然氣聚集形成大氣田，中位潛山形成小氣田或油氣共存的油氣田，而在高潛山形成大型油田（見圖6）。這就導致圍繞烴源巖形成天然氣田、中-輕質油田、稠油油田多呈環(huán)帶狀分布。

圖6 渤海灣盆地油氣成藏模式圖

2.2 大型天然氣富集貧化模式

渤海灣盆地大小凹陷約60余個，分布于陸地和海域的 7大油區(qū)。按照上述形成條件，結合勘探實踐可劃分為4種天然氣富集貧化模式。

①區(qū)域超壓泥巖發(fā)育富集模式。在腐殖型或高成熟腐泥型較強生氣凹陷中心及圍區(qū)，生油巖之上的東營組（沙河街組）沉積了巨厚且平面廣布的具超壓的泥巖“被子”，且未被晚期斷裂破壞，超壓晚期持續(xù)發(fā)育，將古近系形成的天然氣強封閉控制在這一特殊蓋層之下橫向運移至儲集層中，天然氣在此超壓蓋層下以側向運移為主，不易散失，可形成大規(guī)模蓋下型天然氣藏。在凹陷內發(fā)育的低潛山，由于臨近凹陷“被子”發(fā)育，使大量天然氣強充注，可形成較大型氣田（見圖7a）。以海域遼東灣北區(qū)、渤中凹陷等地區(qū)為特征。

渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析氣藏為典型的區(qū)域超壓泥巖型富集模式，經歷了先油后氣連續(xù)充注的氣侵式成藏過程。其烴源巖為渤中凹陷沙河街組泥巖，主要為原油伴生氣和凝析油伴生氣，其成因主要為古近系干酪根裂解氣。鏡下觀察到黃綠色和藍白色熒光兩種油包裹體，反映了成熟度較低和較高的油兩期成藏，油包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為90～160 ℃，根據埋藏史恢復的原油充注期主要為距今 12.0～5.1 Ma。鏡下同時觀察到較多的氣包裹體，共生的鹽水包裹體均一溫度為140～180 ℃，根據埋藏史恢復的天然氣充注期主要為距今5.1 Ma至今。潛山頂部可見較多的油質瀝青，瀝青等效鏡質體反射率為1.3%～1.6%，反映了氣侵成因。表明渤中19-6凝析氣田經歷了先油后氣的成藏過程：中新世中期—上新世早期（距今 12.0～5.1 Ma）烴源巖廣泛處于大量生油階段，并形成油藏（見圖7a）；隨著新構造運動（距今5.1 Ma）發(fā)展，部分深層原油隨斷層運移至淺層新近系成藏，形成渤中19-4中型油田（見圖7b）；上新世以來（距今5.1 Ma至今）烴源巖處于高—過成熟演化階段，天然氣大量生成并充注，對先期深層油藏形成氣侵，在古近系泥巖“被子”的保護下，氣侵過程得以持續(xù)至今，大型油藏逐漸轉變?yōu)榇笮湍鰵獠兀ㄒ妶D7c）。

②局部超壓泥巖發(fā)育貧化模式。東營組（沙河街組）沉積泥巖雖然廣泛分布，但在斜坡部位，遠源水系發(fā)育，以砂泥巖互層為主，由于斜坡砂體的輸導作用，沉積壓實過程中的流體能夠及時排出，只在洼陷中心部位富泥區(qū)發(fā)育超壓泥巖，區(qū)域性的強封蓋作用不存在。天然氣在凹陷中就以垂向運移散失為主。該類型東營組泥巖不能封閉大量天然氣，但是可以封閉原油，形成大中型油田。以遼東灣中部遼中中洼為代表（見圖8a）。

③富砂沉積洼陷貧化模式。生油巖形成后拗陷階段東營組沉積時期，物源供給充足區(qū)，洼陷內砂巖、砂礫巖廣泛分布，泥巖分布范圍相對較小，泥巖蓋層不發(fā)育，幾乎不能封蓋天然氣分子，原油的封蓋能力也很有限，原油中的輕質組分散失多，形成稠油油藏。以遼東灣南部遼中南洼為代表（見圖8b）。

④晚期斷裂強發(fā)育貧化模式。在較強生氣凹陷中心及圍區(qū)，雖然東營組（沙河街組）沉積很厚的泥巖，但是晚期斷裂活動強烈，斷穿層位深，分布范圍廣，凹陷內及斜坡部位泥巖蓋層都被斷開，從而無法形成區(qū)域性超壓泥巖“被子”，同樣難以將其下古近系形成的天然氣控制在特殊蓋層之下橫向運移至儲集層中，天然氣分子垂向逸散為主，部分在新近系聚集形成“蓋上型”氣藏，但規(guī)模較小。天然氣大量散失，不能形成大型天然氣田，同樣是天然氣貧化型凹陷。以黃河口凹陷為特征（見圖8c）。

3 渤海灣盆地大型天然氣田勘探方向

3.1 環(huán)渤中凹陷

渤中凹陷是渤中坳陷新生代沉積厚度最大的凹陷，沙河街組、東營組泥巖區(qū)域性廣泛分布，厚度超過200 m，距今5.1 Ma以來，渤中凹陷大面積快速沉降導致欠壓實，泥巖超壓快速形成，現(xiàn)今壓力系數普遍超過1.6，可將大部分天然氣封蓋在深層，為天然氣保存提供良好的封蓋條件。

渤中凹陷發(fā)育沙河街組三段、沙河街組一+二段和東營組三段 3套優(yōu)質烴源巖層系，有機質類型主要為Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，沙河街組三段烴源巖埋深最大，有機質熱演化程度最高已超2.0%，處于干氣階段；沙河街組一+二段源巖有機質熱演化程度最高可達 2.0%，東營組三段烴源巖其成熟度大部分地區(qū)為 0.7%～0.9%，只有靠近渤中凹陷中心地區(qū)，其成熟度才達到1.0%。因此，生烴中心高成熟沙河街組優(yōu)質烴源巖的大規(guī)模發(fā)育為天然氣大量生產奠定了基礎。

渤中凹陷潛山巖性主要為火成巖、碳酸鹽巖和變質巖，這 3種巖性因受印支期、燕山期和喜馬拉雅期等多期構造運動的影響，裂縫型儲集層發(fā)育，可形成立體網狀儲集體，為天然氣儲存提供了規(guī)模型儲集空間。

因此，渤中凹陷除了渤中19-6大型凝析氣田之外的其他地區(qū)也是大型天然氣田勘探的有利區(qū)帶。

3.2 遼中凹陷北部

圖7 渤中19-6大型天然氣富集成藏模式

遼中凹陷位于渤海海域北部的遼東灣坳陷之中，遼中凹陷北部已經發(fā)現(xiàn)了錦州20-2氣田，是目前渤海海域最大的天然氣產區(qū)。遼中凹陷南部和北部古近系泥巖發(fā)育程度差異較大，南部地區(qū)古近系主要為砂泥巖互層，超壓程度較小，規(guī)模型天然氣難以有效保存。北部古近系以厚層泥巖為主，壓力系數可達1.8，為規(guī)模型天然氣保存提供良好的封蓋條件。

圖8 渤海灣盆地天然氣貧化模式圖

遼中凹陷沙河街組發(fā)育優(yōu)質烴源巖，其母質類型主要為Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，熱演化程度高，為大量天然氣的生成奠定了良好的烴源巖基礎。凹陷區(qū)、斜坡帶及其鄰近凸起區(qū)的潛山儲集層條件較好，可形成規(guī)模型儲集體，具備規(guī)模型天然氣的保存條件。

因此，遼中凹陷北部地區(qū)古近系發(fā)育厚層超壓泥巖“被子”、埋深較大的沙河街組烴源巖可大量生氣、潛山大規(guī)模儲集體發(fā)育，是大型天然氣田勘探的有利地區(qū)。

3.3 板橋凹陷

板橋凹陷是黃驊坳陷重要的富油氣凹陷之一，油氣資源豐富，位于歧口凹陷的西翼，夾持在滄東斷層和大張坨斷層之間，勘探面積約700 km2。

板橋凹陷沙河街組三段發(fā)育區(qū)域性超壓泥巖，沙河街組沉積時期在湖平面上升的湖侵階段，廣泛發(fā)育一套比較穩(wěn)定的泥巖。泥巖在壓實成巖過程中因欠壓實、生烴作用而產生超壓，壓力系數超過1.2，導致泥巖除具有毛細管封堵能力外還具有壓力封堵能力，對該地區(qū)沙河街組三段及其之下的天然氣起到很好的封堵效果，為天然氣保存起到了重要的作用。

板橋凹陷主要發(fā)育了沙河街組三段、沙河街組二段和沙河街組一段等多套生烴層系，烴源巖干酪根主要以Ⅱ—Ⅲ型為主，烴源巖埋深約為4 100 m，Ro值超過0.7%，達到生油高峰，埋深大于4 300 m時，Ro值超過1.2%，進入大量生氣階段。而沙河街組三段烴源巖作為主力生氣層，厚度大、有機質豐度高、熱演化程度高、生氣強度大，尤其是在成藏關鍵時期即明化鎮(zhèn)組下亞段沉積末期，烴源巖生氣強度一般為（20～80）×108m3/km2，明化鎮(zhèn)組沉積中后期生氣速率迅速增大，為板橋凹陷天然氣藏勘探奠定了豐富的資源基礎。

板橋地區(qū)沙河街組沉積時期，因受滄東大斷裂的影響，碎屑物質沿斷層形成大型近源扇三角洲沉積體系，同時，在凹陷及斜坡地區(qū)巖性圈閉十分發(fā)育，為深層天然氣聚集提供了有利場所。

綜合以上分析認為板橋凹陷深層應為富氣凹陷，是較大型天然氣藏勘探的有利地區(qū)。

4 結論

本文是在總結了數十年渤海灣盆地勘探經驗的基礎上形成的油型湖盆大型天然氣藏勘探認識，即“湖盆成氣”，指出“一個核心要素、兩個關鍵要素”是渤海灣油型盆地常規(guī)大型天然氣藏形成的主要條件，一個核心要素即古近系區(qū)域性超壓泥巖“被子”強封蓋，兩個關鍵要素包括烴源巖晚期快速熟化高強度生氣和大規(guī)模儲集體。

建立了渤海灣盆地大規(guī)模天然氣成藏與富集貧化模式，劃分區(qū)域超壓泥巖發(fā)育富集型、局部超壓泥巖發(fā)育貧化型、富砂沉積洼陷貧化型和晚期斷裂強發(fā)育貧化型 4種大型天然氣富集貧化模式，對渤海灣盆地常規(guī)大型天然氣藏勘探具有重要的借鑒作用。

指出環(huán)渤中凹陷、遼中凹陷北部、板橋凹陷等靠近生烴中心、潛山等大規(guī)模優(yōu)質儲集體發(fā)育、古近系發(fā)育厚層超壓泥巖“被子”較厚的地區(qū)，是大型天然氣田勘探的有利地區(qū)。