Origination and accumulation of oil and gas in Eastern Sub-sag, Huanghekou Sag
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摘要:
黄河口凹陷东次洼为渤海湾盆地南部典型边缘凹陷，由于盆浅洼小，烃源岩规模有限且成熟度较低，不具备大规模供气条件，但远离烃源灶却发现大量天然气藏。以20余口钻井资料及三维地震资料为基础，结合天然气组分和同位素数据等资料，对研究区天然气成因及分布规律进行分析，明确天然气横向运移机理，厘清油气差异分布的主控因素，建立油气差异成藏模式。结果表明，研究区天然气成因为次生改造，主要来自于油藏的降解气；受区域盖层差异封盖、广布式砂体和油气流体势能的共同控制，天然气沿明化镇组上段底部盖层向构造高部位稳定聚集，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特征；天然气藏作为油藏降解的产物，可估算构造低部位残留稠油藏的规模，进而指导后期油气勘探，对具备类似地质背景的盆缘洼陷勘探也具有较强指导意义。
Abstract:The Eastern Sub-sag of Huanghekou Sag is a typical marginal sag in the south of Bohai Bay Basin. Because the basin is shallow and small, the source rock distribution range is limited and the maturity is low, it does not have large-scale gas generation conditions, but a large amount of natural gas is developed far away from the source rock area. Based on more than 20 drilling data and three-dimensional seismic data and combined natural gas composition and isotope data, the distribution pattern and genesis of natural gas in the study area was analyzed, the lateral migration mechanism of natural gas was clarified, the main controlling factors of oil and gas differential distribution were untangled, and the oil and gas differential reservoir formation model established. Results indicate that the natural gas is of secondary transformation origin, derived mainly from degraded crude oil from the primary oil reservoir. Under the joint control of regional cap rocks with differential sealing abilities, widespread sand bodies, and fluid potential energy of oil and gas, the natural gas migrates and accumulates steadily towards high structural areas below the bottom cap of the Pliocene Upper Member of Minghuazhen Formation to form reservoirs. The Eastern Sub-sag is characterized by differential hydrocarbon supply in small depressions, combined control of ridges and faults, and regional cap rock preservation for oil and gas accumulation. The natural gas reservoirs, as products of primary oil reservoirs, could guide the exploration of heavy oil reservoirs in low structural areas based on the estimation of natural gas scale. This study provided guidance for the exploration in basin-edge depressions with similar geological backgrounds.
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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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