近年来，南堡凹陷的油气勘探取得重大突破，目前的勘探以石油为主，但又陆续发现了天然气产层^[1-2]。未来，天然气将在油气产量中占有更重要的地位，因而，对于天然气成因、来源、成藏规律和资源潜力的研究就显得非常重要。本文通过分析南堡凹陷天然气地质与地球化学特征，进而探讨天然气赋存特征、成因类型与勘探领域。

南堡凹陷是位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部的一个二级构造单元^[3-4]，新生代包括两个演化阶段：古近纪断陷期和新近纪—第四纪坳陷期^[5-8]。沉积盖层有第四系（Q）、新近系（N）和古近系（E），基底为前古近系^[9-10]。新近系包括馆陶组（Ng）与明化镇组（Nm），古近系包括沙河街组（Es）和东营组（Ed），其中沙河街组自上而下可划分为4段，即沙一段至沙四段（Es₁—Es₄）；东营组自上而下划分3段，即东一段至东三段（Ed₁—Ed₃）^[11-12]。南堡凹陷总面积约1932km²，包括滩海面积1000km²和陆上面积932km²。南堡凹陷发育拾场次凹、柳南次凹、林雀次凹、曹妃甸次凹、北堡构造、老爷庙构造、高尚堡构造、柳赞构造和南堡1号—南堡5号构造带^[3]（图 1）。

图 1

图 1 南堡凹陷区域构造图

南堡凹陷现有的天然气样品主要为原油溶解气，部分为纯气层样品。气层主要分布在北堡构造、南堡5号构造、南堡1号构造及南堡2号构造，其余构造也有天然气分布，但主要为原油溶解气。在纵向上，馆陶组、明化镇组、东营组、沙河街组与前古近系基底储层中均有油气分布，但纯气层、凝析气层主要分布在东一段和东二段，原油溶解气遍布各个层位。

南堡凹陷各层位原油的气油比普遍随深度变浅而逐渐降低（图 2）。这种变化特征表明随着原油从深部向浅部运移，温度、压力降低，原油中的天然气因过饱和而溢出，形成了运移过程中的逸散气，原油的气油比越低，逸散的天然气越多。相同深度原油的气油比越高，说明盖层的保存条件越好。如B26X1井在相应深度段出现了明显较高的气油比，与盖层厚度大、保存条件好有密切关系。这种从原油中溢出的天然气在中浅层可能聚集成藏，是中浅层天然气成藏的重要方式之一^[13-14]。

图 2

图 2 南堡凹陷油气层测试气油比与深度关系图

根据南堡凹陷204口钻井的天然气组分分析结果，统计了不同层位的天然气主要烃类和非烃类成分含量的变化。可见，研究区天然气以烃类气体为主（表 1），包括甲烷、乙烷至己烷以上的重烃组分，并且随碳数增加，烃类组分含量降低。烃类气体中甲烷（CH₄）含量最高，主要在65%~95%之间，少量在60%以下，个别接近100%。重烃气（C₂₊）含量主要小于35%，多数小于20%。非烃类气体以N₂和CO₂为主。CO₂含量小于20%，其中一部分介于10%~20%之间，主要分布在LPN1井、南堡2号构造奥陶系、老爷庙构造明化镇组、南堡1号构造、南堡2号构造与南堡5号构造东营组中，与断裂沟通深浅层有关；另一部分含量小于5%，多数小于3%，且分布广。根据碳同位素分析结果，研究区的二氧化碳碳同位素组成主要介于-8‰~-0.4‰，为无机成因^[15-16]，但有机质热演化过程中也可以生成少量的二氧化碳，所以，研究区天然气也可以有少量的有机成因二氧化碳的贡献。氮气含量主要低于9%，多在5%以下，较低的氮气含量均对应于高二氧化碳含量，此外，氮气含量随深度增加无明显变化，推测应主要为有机成因^[17]（表 1）。

表 1

表 1 南堡凹陷天然气组分摩尔体积含量统计数据表 层位 干燥系数 CH4 /% C2+ /% N2 /% CO2 /% Nm $\frac{{0.73 \sim 1.00}}{{0.91\left( {24} \right)}}$ $\frac{{56.51 \sim 98.6}}{{87.75\left( {24} \right)}}$ $\frac{{0.27 \sim 21.17}}{{8.79\left( {24} \right)}}$ $\frac{{0.02 \sim 9.51}}{{2.45\left( {23} \right)}}$ $\frac{{0.02 \sim 10.64}}{{1.06\left( {20} \right)}}$ Ng $\frac{{0.45 \sim 0.99}}{{0.83\left( {46} \right)}}$ $\frac{{44.89 \sim 97.58}}{{80.59\left( {46} \right)}}$ $\frac{{1.01 \sim 54.21}}{{16.87\left( {46} \right)}}$ $\frac{{0.08 \sim 13.22}}{{2.24\left( {42} \right)}}$ $\frac{{0.01 \sim 4.67}}{{0.47\left( {43} \right)}}$ Ed1 $\frac{{0.55 \sim 0.95}}{{0.79\left( {61} \right)}}$ $\frac{{43.58 \sim 92.97}}{{77.13\left( {61} \right)}}$ $\frac{{5.13 \sim 44.35}}{{20.03\left( {61} \right)}}$ $\frac{{0.1 \sim 31.2}}{{1.75\left( {53} \right)}}$ $\frac{{0.13 \sim 11.45}}{{1.13\left( {60} \right)}}$ Ed2 $\frac{{0.86 \sim 0.96}}{{0.92\left( {15} \right)}}$ $\frac{{84.19 \sim 93.07}}{{88.76\left( {15} \right)}}$ $\frac{{3.92 \sim 14.26}}{{8.3\left( {15} \right)}}$ $\frac{{0.43 \sim 3.74}}{{1.48\left( {13} \right)}}$ $\frac{{0.27 \sim 7.99}}{{1.69\left( {14} \right)}}$ Ed3 $\frac{{0.70 \sim 0.95}}{{0.88\left( {28} \right)}}$ $\frac{{68.9 \sim 94.7}}{{86.16\left( {28} \right)}}$ $\frac{{4.69 \sim 29.9}}{{11.33\left( {28} \right)}}$ $\frac{{0.07 \sim 1.97}}{{1.03\left( {25} \right)}}$ $\frac{{0.05 \sim 11.6}}{{1.64\left( {27} \right)}}$ Es1 $\frac{{0.54 \sim 0.95}}{{0.83\left( {15} \right)}}$ $\frac{{53.59 \sim 95.54}}{{82.03\left( {15} \right)}}$ $\frac{{4.49 \sim 46.42}}{{16.48\left( {15} \right)}}$ $\frac{{0.09 \sim 4.11}}{{1.33\left( {14} \right)}}$ $\frac{{0.08 \sim 2.38}}{{0.62\left( {12} \right)}}$ Es2 $\frac{{0.77 \sim 0.94}}{{0.85\left( {3} \right)}}$ $\frac{{77.25 \sim 91.27}}{{83.71\left( {3} \right)}}$ $\frac{{5.80 \sim 22.74}}{{15.06\left( {3} \right)}}$ $\frac{{0.73 \sim 2.68}}{{1.71\left( {2} \right)}}$ $\frac{{0.23 \sim 0.23}}{{0.23\left( {1} \right)}}$ Es3 $\frac{{0.53 \sim 1.00}}{{0.81\left( {135} \right)}}$ $\frac{{53.92 \sim 97.89}}{{79.3\left( {135} \right)}}$ $\frac{{0.20 \sim 46.62}}{{18.55\left( {135} \right)}}$ $\frac{{0.06 \sim 18.56}}{{1.86\left( {132} \right)}}$ $\frac{{0.01 \sim 3.90}}{{0.36\left( {94} \right)}}$ O $\frac{{0.58 \sim 0.95}}{{0.85\left( {31} \right)}}$ $\frac{{53.74 \sim 85.73}}{{72.12\left( {31} \right)}}$ $\frac{{4.10 \sim 40.17}}{{12.89\left( {31} \right)}}$ $\frac{{0.19 \sim 7.62}}{{1.56\left( {29} \right)}}$ $\frac{{1.64 \sim 23.33}}{{13.45\left( {31} \right)}}$ 表中数据: $\frac{{最小值 \sim 最大值}}{{平均值\left( {样品个数} \right)}}$。

表 1 南堡凹陷天然气组分摩尔体积含量统计数据表

不同天然气样品的干燥系数(C₁/C₁₊)主要在0.5以上，以湿气（干燥系数小于0.95）为主，358个分析样品中干气占11.45%。在不同层段天然气样品中，干气样品所占的比例不同（图 3）。烃源岩层系之上的明化镇组干气样品数相对最多，达到42.31%；馆陶组干气的优势降低，干气样品数占其天然气样品数的19.15%；东一段未见干气样品，东二段、东三段、沙一段干气样品较少，干气样品数分别占其天然气样品数的6.67%、6.25%和7.14%；沙三段干气比例略有增加，占其总天然气样品数的10.53%；奥陶系则主要分布湿气，偶见干气，干气样品数占其天然气样品数的6.06%。可见干气主要分布在相对浅的较新的地层中。

图 3

图 3 南堡凹陷不同层位干气样品点分布图

南堡凹陷天然气干燥系数与深度的关系（图 4）显示，由深部到浅部，甲烷含量增高，干燥系数增大。干气在2000m深度之上主要分布在明化镇组和馆陶组，在3000m深度之下干气主要分布在沙三段（图 4），表明在目前的勘探深度范围内，天然气的垂向运移分异作用明显。相对浅部的馆陶组和明化镇组的干气与深部烃源岩油气向上运移分异有关；3000~4000m深度之间沙三段的6个干气样品分别分布在M28-6井、M30-6井、M25-13井、L12井、L13X1井和G6井中，其所在深度的烃源岩处于生油窗范围，远未进入干气阶段，应是更深部的烃源岩生成的油气经断层垂向运移分异的结果。

图 4

图 4 南堡凹陷天然气干燥系数与深度关系图

据南堡凹陷36口钻井的天然气碳同位素统计结果（图 5、表 2），天然气组分碳同位素组成以甲烷总体偏轻、重烃组分总体偏重为特征。甲烷、乙烷、丙烷与丁烷的碳同位素组成（δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃、δ¹³C₄）分布范围分别为-48.20‰~ -31.00‰、-30.38‰~-19.60‰、-28.50‰~ -20.35‰和-27.03‰~-18.30‰（表 2），均值分别为-38.70‰、-26.23‰、-24.32‰和-24.71‰。不同层位的烃类碳同位素组成也表现出一定的垂向运移分异效应（图 5），碳同位素组成随深度变浅逐渐变轻，说明断裂对于油气垂向输导的作用显著。深部奥陶系天然气的烃类碳同位素组成与沙三段天然气接近，说明其间存在亲缘关系。沙三段烃源岩覆盖在奥陶系基底之上，生成的油气就近向下运移，形成奥陶系的油气富集。

图 5

图 5 南堡凹陷天然气组分碳同位素组成与深度关系图

表 2

表 2 南堡凹陷天然气烃类碳同位素组成分析数据表 井号 深度/m 层位 δ13C1 /‰ δ13C2 /‰ δ13C3 /‰ δ13C4 /‰ B13 2559.85 Ed1 -41.75 -30.38 -28.12 -27.00 NP23-X2407 3119.20 Ed1 -41.24 -29.02 -26.34 -26.63 NP101X2 2983.30 Ed1 -36.62 -26.59 -25.79 -25.60 NP11-K8-X224 2422.50 Ed1 -37.41 -27.81 -26.92 -26.22 NP1-4A3-P238 2600.70 Ed1 -35.60 -24.40 -22.50 -22.80 NP2-3 2663.90 Ed1 -41.30 -27.40 -25.80 -25.50 G59-21 2372.10 Ed1 -35.40 -26.10 -25.70 -26.80 G62-32 2480.05 Ed1 -38.60 -27.00 -26.50 -26.30 NP5-11 3764.40 Ed3 -35.20 -24.30 -22.40 -22.80 NP21-X2460 3851.50 Ed3 -31.00 -24.91 -23.63 -24.05 G75-27 2576.40 Ed3 -40.00 -26.40 -25.50 -25.40 L16 2511.60 Es3 -45.11 -27.99 -26.08 -25.12 PG1 3335.70 Es3 -46.40 -30.20 -28.50 -28.10 NP5-10 4886.41 Es2+3 -35.00 -24.40 -21.50 -21.90 NP5-80 4847.80 Es2+3 -38.50 -24.90 -21.60 -21.30 NP5-81 4762.50 Es2+3 -37.24 -27.09 -24.90 -24.38 NP5-85 4795.00 Es2+3 -35.71 -23.99 -20.35 -21.00 G30 3582.50 Es3 -41.03 -24.82 -22.99 -23.99 L10 3504.45 Es3 -41.51 -26.44 -23.57 -24.67 G91-4 2950.50 Es3 -42.40 -25.20 -23.90 -24.00 G3102-6 3596.05 Es3 -40.60 -25.70 -23.40 -23.50 L13 3144.25 Es3 -31.80 -19.60 -21.20 -26.50 L28-13 2868.50 Es3 -48.20 -28.50 -27.00 -26.60 M12 2222.00 Ng -38.06 -26.63 -25.00 -25.74 M101 2129.90 Ng -38.55 -25.48 -24.24 -24.48 NP23-P2201 2972.20 Ng -38.87 -27.12 -26.39 -27.03 NP1-3 3119.40 Ng -37.69 -25.76 -24.73 -25.30 NP11-X129 2159.70 Ng -41.08 -27.75 -24.16 -24.69 NP118-X12 2820.30 Ng -36.78 -27.40 -25.78 -25.98 NP1-15 2473.60 Ng -37.13 -27.44 -26.36 -26.02 NP11-C9-X205 1670.00 Nm -42.10 -26.33 -26.11 -26.26 NP11-X121 1870.10 Nm -40.87 -26.36 -24.56 -25.40 NP11-A26-P152 2126.80 Nm -41.50 -26.30 -25.00 -18.30 NP2-82 4918.11 O -33.93 -26.15 -24.26 -24.66 NP288 4832.60 O -35.00 -23.80 -21.60 -22.40 LPN1 4125.15 O -34.20 -24.60 -23.20 -23.10

表 2 南堡凹陷天然气烃类碳同位素组成分析数据表

本文依据乙烷碳同位素（δ¹³C₂）与丙烷碳同位素（δ¹³C₃）组成进行天然气成因类型判别，腐殖型天然气的δ¹³C₂高于-25.1‰、δ¹³C₃高于-23.2‰，而腐泥型天然气的δ¹³C₂低于-28.8‰、δ¹³C₃低于-25.5‰^[15-16]。天然气烃类碳同位素组成分析结果表明：已发现的天然气类型主要为过渡型天然气，腐殖型天然气次之，腐泥型天然气较少(图 6)。根据甲烷碳同位素（δ¹³C₁）组成，天然气类型主要为成熟的热降解气，热裂解气很少。不同层位天然气类型的分布具有一定差异，腐泥型天然气主要分布在沙一段、东一段浅层，垂向运移作用显著；腐殖型天然气主要分布在深层，垂向运移作用似乎稍弱；过渡型天然气则从上至下皆有分布，垂向运移作用由强到弱（图 7）。天然气类型的平面分布显示，腐泥型天然气仅在北堡构造、南堡2号构造有零星分布，腐殖型天然气主要分布在南堡1号构造、南堡2号构造、南堡5号构造以及高尚堡—柳赞构造带，过渡型天然气分布则较广泛（图 8）。

图 6

图 6 南堡凹陷天然气乙烷与丙烷碳同位素组成关系图[15-16]

图 7

图 7 南堡凹陷不同层位天然气类型分布频数直方图

图 8

图 8 南堡凹陷天然气类型平面分布图

前人研究表明，南堡凹陷主要有东三段、沙一段、沙三段3套烃源岩^[18-20]，有机质丰度普遍较高。东三段、沙一段与沙三段烃源岩的TOC平均值分别为1.15%、0.97%和1.32%，生烃潜力S₁+S₂平均值分别为4.00mg/g、2.68mg/g和6.56mg/g；氯仿沥青“A”与总烃含量平均值依次升高，分别从0.09%增大到0.15%、从671.30×10^-6增大到1100.00×10^-6（表 3）。各层段均发育有机质丰度较高的烃源岩，烃源岩母质类型显示（图 9），东三段和沙一段主要为混合型、腐殖型，沙三段除混合型与腐殖型外，还有腐泥型，其中腐泥型母质主要分布在Es₃⁴段深湖相优质烃源岩中^[18]，这是腐泥型天然气形成的物质基础。从烃源岩热演化来看，东三段烃源岩R_o值主要介于0.32%~1.00%，平均值为0.65%；沙一段烃源岩R_o值分布于0.43%~1.30%之间，平均值为0.78%；沙三段烃源岩R_o介于0.40%~1.80%之间，平均值为0.86%（图 10）。可见，东三段烃源岩处于生油高峰之前的演化阶段，以生油为主，生气较少；沙一段烃源岩主要处于生油窗范围及其之前的演化阶段，仍以生油为主，少量生气；沙三段烃源岩主要处在生油窗范围，达到高成熟演化阶段，可以生成较多的天然气和轻质油。

表 3

表 3 南堡凹陷主要层段烃源岩有机质丰度统计表 层位 TOC /% S1+S2 /（mg·g-1） 氯仿沥青“A”/% 总烃/10-6 Ed3 $\frac{{0.03 \sim 7.81}}{{1.15\left( {813} \right)}}$ $\frac{{0.04 \sim 19.37}}{{4.00\left( {523} \right)}}$ $\frac{{0.01 \sim 0.58}}{{0.09\left( {223} \right)}}$ $\frac{{45.01 \sim 3399.10}}{{671.30\left( {283} \right)}}$ Es1 $\frac{{0.05 \sim 5.31}}{{0.97\left( {281} \right)}}$ $\frac{{0.03 \sim 12.11}}{{2.68\left( {235} \right)}}$ $\frac{{0.13 \sim 0.62}}{{0.13\left( {109} \right)}}$ $\frac{{24.70 \sim 3144.50}}{{1022.70\left( {129} \right)}}$ Es3 $\frac{{0.06 \sim 8.78}}{{1.32\left( {472} \right)}}$ $\frac{{0.01 \sim 75.69}}{{6.56\left( {264} \right)}}$ $\frac{{0.01 \sim 0.87}}{{0.15\left( {111} \right)}}$ $\frac{{192.30 \sim 5086.70}}{{1100.00\left( {97} \right)}}$ $\frac{{最小值 \sim 最大值}}{{平均值\left( {样品个数} \right)}}$。

表 3 南堡凹陷主要层段烃源岩有机质丰度统计表

图 9

图 9 南堡凹陷烃源岩有机质与母质类型图

图 10

图 10 南堡凹陷烃源岩Ro与深度关系图

研究区烃源岩的生物标志化合物参数随深度变化具有一定规律，ββ/(ββ+αα)-C₂₉甾烷和C₂₉Ts/C₃₀藿烷等参数均随深度增加而增大，且与R_o的变化基本一致（图 10、图 11）。原油的相应参数在深层与浅层变化不大，当深度小于3000m时，原油的生物标志化合物参数普遍低于相应深度的烃源岩参数；而在3000m深度之下，原油生物标志化合物参数才逐渐接近烃源岩（图 11）。烃源岩与原油生物标志化合物参数的这种变化关系显然预示了已发现的原油与浅层成熟度较低的烃源岩关系不大，而与深层成熟的烃源岩关系较大，作为与原油伴生的大量天然气也来源于深层成熟烃源岩，具有明显的原油垂向运移特征。

图 11

图 11 南堡凹陷烃源岩及原油生物标志化合物参数与深度关系图

已发现的不同类型天然气在深度分布上具有一定特点，腐泥型天然气主要处于中深层，腐殖型天然气主要位于中深层的生油窗范围内，而过渡型天然气分布范围广，主要位于中浅层（图 12）。综合考虑烃源岩热演化及其生油门限深度（3000m），腐泥型天然气主要位于生油门限深度之上，垂向运移特征最为显著，结合Es₃⁴段烃源岩形成于深湖相沉积环境，腐泥型天然气主要来自深层Es₃⁴段腐泥型和偏腐泥混合型成熟度较高的烃源岩。腐殖型天然气主要位于生油门限深度之下，垂向运移趋势稍弱，以近源运移为特征，以半深湖相烃源岩层系自生自储为主，主要来自腐殖型烃源岩。过渡型天然气主要分布在生油门限深度之上，少数在该深度之下。过渡型天然气的特征介于腐泥型天然气与腐殖型天然气之间，而腐泥型天然气主要由腐泥型或偏腐泥的混合型母质生成，腐殖型天然气主要由腐殖型或偏腐殖混合型母质生成，所以腐泥型与腐殖型天然气的混合可以形成过渡型天然气，这种情况主要存在于同时发育典型腐殖型与腐泥型母质烃源岩的地区^[21]。

图 12

图 12 南堡凹陷不同深度的天然气类型分布直方图

另外，当烃源岩中的有机质介于典型腐殖型与腐泥型之间即混合型母质时，由该母质生成的天然气则显示出过渡型天然气的特征。南堡凹陷的3套烃源岩（Ed₃、Es₁和Es₃）主要为混合型母质，部分为腐殖型，因而过渡型天然气主要应来自混合型母质的烃源岩；由于同时存在腐殖型与腐泥型母质，主要是沙三段存在腐泥型母质，所以也不排除部分为腐殖型天然气与腐泥型天然气混合的可能。从原油与天然气的深度分布（图 11、图 12）来看，天然气以深层烃源岩生气远距离垂向运移为主，也有近源短距离运聚的天然气，凹陷深部普遍存在的超压是油气沿断裂垂向运移的重要动力（图 13）。

图 13

图 13 北堡构造地层压力与深度关系图

目前，研究区北堡构造、南堡5号构造、南堡1号构造、南堡2号构造分布的天然气较多，结合烃源岩的分布^[18-19]，推测在南堡3号构造、南堡4号构造等勘探程度相对较低的地区同样也应分布较多的天然气（图 14）。目前发现的油气在构造高部位相对富集，油气主要通过断裂垂向运移聚集成藏，以构造油气藏、构造—岩性油气藏为主，天然气主要为原油溶解气，少部分为气顶气和气层气，气层顶部往往发育较好的泥页岩盖层。南堡凹陷深部位的烃源岩成熟度更高，在断裂规模较小或断裂不发育的凹陷内及其斜坡部位，近源运聚的火山岩气藏、潜山气藏、致密砂岩气藏、岩性气藏或轻质油气藏应是下一步重要的勘探领域，天然气类型以过渡型、腐殖型为主。同时，考虑到勘探实际，在陆上中浅层的馆陶组、明化镇组盖层发育部位，原油垂向运移溢出的过渡型天然气形成的气层也是可能的勘探领域之一，应加强输导条件与盖层封盖条件的研究。

图 14

图 14 南堡凹陷天然气运移成藏模式

（1）南堡凹陷油气资源丰富，目前的勘探成果以石油为主，天然气为辅。天然气既有原油溶解气，也有气层气，在北堡构造、南堡5号构造、南堡1号构造、南堡2号构造分布较多的天然气层。纯气层、凝析气层主要分布在沙一段与东一段，原油溶解气遍布各个层位。已发现的天然气以过渡型为主，其次为腐殖型，腐泥型相对较少。过渡型和腐泥型天然气的垂向运移作用显著，而腐殖型天然气的近源运聚特征更为明显。

（2）南堡凹陷天然气勘探存在两个重要领域：①凹陷深层及其斜坡部位成熟度较高的烃源岩形成的近源致密砂岩气藏、岩性气藏或轻质油气藏，天然气类型可以是腐殖型、过渡型，也可以是腐泥型；②陆上中浅层原油中天然气溢出形成的气藏。考虑不同类型天然气都可能向上运移聚集及湖相烃源岩以混合型母质为主的特点，浅层天然气类型可能以过渡型和腐殖型为主。