1、第 43 卷第 9 期2023 年 9 月 73 天然气工业Natural Gas Industry引文：杨思博,李美俊,王延山,等.断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟以渤海湾盆地辽河坳陷为例J.天然气工业,2023,43(9):73-84.YANG Sibo,LI Meijun,WANG Yanshan,et al.Generation-migration-accumulation dynamic simulation of natural gas accumulation in rift lake basins:A case study on the Liaohe Depression in
2、 the Bohai Bay BasinJ.Natural Gas Industry,2023,43(9):73-84.断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟 以渤海湾盆地辽河坳陷为例杨思博1,2李美俊1,2,3王延山4肖 洪1,2黄双泉4康武江4王方正1,21.中国石油大学（北京）地球科学学院2.油气资源与工程全国重点实验室中国石油大学（北京）3.中国石油大学（北京）克拉玛依校区石油学院4.中国石油辽河油田公司勘探开发研究院摘要：有效判识天然气来源和生运聚特征对天然气资源潜力评价，以及天然气勘探方向具有重要指导意义。为了解决断陷湖盆烃源岩非均质性强、天然气成因类型多样导致的气源判识和资源评价具有多
3、解性的问题，以渤海湾盆地辽河坳陷欢喜岭地区为例，根据典型断陷湖盆有效烃源岩分类和天然气成因类型判识方法，开展了气源研究，并基于典型剖面烃源岩生气、运聚动态模拟，总结了天然气动态成藏模式，并指明下步天然气勘探方向。研究结果表明：古近系沙河街组三段中下亚段和沙河街组四段是主要烃源岩层，不同构造位置形成的烃源岩类型不同，包括腐殖型、腐泥型烃源岩，分别生成了油型气、煤型气；形成的各类天然气在复杂断裂、砂体和不整合面构成的输导体系中运移、汇聚，形成混合成因天然气气藏；欢喜岭地区具有 2 个运聚系统，系统为西部斜坡带双台子构造带上的砂四上亚段运聚系统，为油型气近源成藏，其余区域为系统，为油型气和煤型气远距
4、离运移成藏；欢喜岭地区天然气藏为单凹陷、多源晚期成藏，气源岩空间差异分布和复杂的断裂系统共同控制了该区气藏成因类型多样性和分布复杂性。结论认为，断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟明确了辽欢喜岭地区的天然气气源，指明了靠近洼陷内部的东部陡坡带为天然气有利勘探区，其成果也为其他断陷湖盆的天然气勘探提供了参考借鉴。关键词：断陷湖盆；气源对比；天然气成因类型；生运聚模拟；有效烃源岩；混合成因气藏；辽河坳陷欢喜岭DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.09.007Generation-migration-accumulation dynamic simulation of na
5、tural gas accumulation in rift lake basins:A case study on the Liaohe Depression in the Bohai Bay BasinYANG Sibo1,2,LI Meijun1,2,3,WANG Yanshan4,XIAO Hong1,2,HUANG Shuangquan4,KANG Wujiang4,WANG Fangzheng1,2(1.College of Geosciences,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.State Key Labo
6、ratory of Petroleum Resources and Prospecting/China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.College of Petroleum,China University of Petroleum-Beijing at Karamay,Karamay,Xinjiang 834000,China;4.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin,Liaoning 1
7、24010,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.9,p.73-84,9/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:Effective identification of the source and generation-migration-accumulation characteristics of natural gas is of great guiding significance to evaluating the potential of natural gas resources and det
8、ermining the direction of natural gas exploration.Rift lake basins are characterized by strong heterogeneity of source rocks and various genetic types of natural gas,which lead to ambiguity in gas source identification and resource evaluation.To solve this problem,this paper investigates the gas sou
9、rces in the Huanxiling area of the Liaohe Depression,Bohai Bay Basin by the representative effective source rock classification and natural gas genesis type discrimination method for rift lake basins.Then,dynamic simulation of gas generation,migration and accumulation is carried out based on the rep
10、resentative profile,and a dynamic accumulation model of natural gas is summarized.Finally,the future direction of natural gas exploration is pointed out.And the following research results are obtained.First,the Lower-Middle Sub-member of the Third Member and the Fourth Member of Paleogene Shahejie F
11、ormation are the main source rock layers.The source rocks formed in different tectonic positions are different in types,and there are humic and sapropelic source rocks,which generate oil-type gas and coal-type gas respectively.Second,various types of natural gas formed in this area migrates and accu
12、mulates within a transport system composed of complex fractures,sand bodies and unconformity surfaces,to form mixed-genetic gas reservoirs.Third,there are two migration and accumulation systems in the Huanxiling area,i.e.,System I and II.The migration and accumulation system in the Upper Sub-member
13、of the Fourth Member of Shahejie Formation from the western slope belt to Shuangtaizi structural belt is System I,which is near-source accumulation of oil-type gas.The migration and accumulation systems in the rest zones are System II,which is long-distance migration and accumulation of oil-type and
14、 coal-type gases.Fourth,natural gas reservoirs in the Huanxiling area are in the hydrocarbon accumulation model of single sag,multiple sources and late stage.The spatial differential distribution of source rocks and the complex fault system jointly control the genetic diversity and distribution comp
15、lexity of gas reservoirs in this area.In conclusion,the generation-migration-accumulation dynamic model of natural gas reservoir in rift lake basins shows the gas sources of Huanxiling area,and suggests that the eastern steep slope zone near the inside of the sag is a favorable area for natural gas
16、exploration.The research results provide a reference for natural gas exploration in other rift lake basins.Keywords:Rift lake basin;Gas-source correlation;Genetic type of natural gas;Gas generation-migration-accumulation modeling;Effective source rocks;Mixed-genetic gas reservoir;Huanxiling area of
17、the Liaohe Depression 基金项目：国家自然科学基金项目“苯基多环芳烃检测及其石油地球化学意义”（编号：41972148）。作者简介：杨思博，1994 年生，博士研究生；主要从事油气成藏地球化学方面研究工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路18 号。ORCID:0009-0005-4958-956X。E-mail:susan_通信作者：李美俊，1972 年，教授，博士研究生导师；主要从事油气成藏地质地球化学方面研究工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路 18 号。ORCID:0000-0002-7141-6068。E-mail:2023 年第 43 卷 74
18、天 然 气 工 业0引言准确识别天然气的成因类型及来源，是评估天然气资源潜力和寻找有利勘探区的关键科学问题1-3。然而，由于天然气形成机制的复杂性和判识参数的有限性，对其成因和来源的识别常因证据不足而具有多解性。断陷湖盆的构造运动和沉积演化十分复杂，导致烃源岩的非均质性增强，有机质类型多样，增加了气源对比的难度4-5。因此，需要探索更加有效的方法来解决这些难题。辽河坳陷位于中国东北部渤海湾盆地，是典型的断陷湖盆。其中，西部凹陷是辽河坳陷最大的富油气次级凹陷。欢喜岭地区位于辽河坳陷西部凹陷西南侧，分布在西部斜坡带和双台子构造带，是辽河坳陷最重要的油气藏之一。前人研究表明，欢喜岭天然气藏具有多种成
19、因类型的天然气，包括煤型气、油型气和混合气1,6。基于常规的气源对比方法，如天然气成因和计算成熟度，王延山等6-8认为欢喜岭天然气藏主要来源于清水洼陷内沙河街组三段和四段的烃源岩。然而，母国妍等9通过大量地球化学分析数据表明，西部凹陷沙三段和四段的烃源岩主要包含-型干酪根，属腐泥型有机质，这与大量发现的煤型气和混合气的勘探实践存在矛盾1。在研究烃源岩时，由于不同类型的干酪根具有不同的生气机制，因此需要充分考虑有机质类型的非均质性。对于西部凹陷主要生烃层的气源岩类型、分布和规模等需要进一步研究，以提供新的气源对比依据。此外，以往关于辽河坳陷天然气运移和成藏的研究主要基于定性分析优势成藏条件，对油
20、气运聚成藏过程的研究还比较薄弱6,8,10。针对上述问题，通过对欢喜岭地区天然气样品的组分和碳同位素值等实验结果进行分析，揭示不同位置天然气的地球化学特征，从而阐明其成因类型。其次，结合沉积学分析，明确有效气源岩的类型和分布情况，为判识天然气的来源提供地质依据。最后，借助盆地模拟软件，动态模拟天然气的生运聚过程。基于这些研究成果，综合判断辽欢喜岭地区的天然气气源，并总结天然气的运聚规律，为渤海湾盆地西部凹陷勘探目标的优选提供证据，同时为典型断陷湖盆的天然气勘探提供方法上的借鉴。1地质概况与样品西部凹陷位于渤海湾盆地辽河坳陷西南部，是中国东部典型的陆相断陷湖盆11-13（图 1-a）。西部凹陷新
21、生代构造演化主要经历了初始伸展裂陷、裂陷深陷以及走滑裂陷 3 个阶段，发育了一系列北东向断裂，形成东陡西缓、北高南低的箕状构造特征 13-15。欢喜岭位于西部凹陷中南部，在短轴方向划分为 3 个构造带：西部斜坡带（缓坡带）、双台子构造带（断阶带）、清水洼陷（深陷带陡坡带）（图 1-a、b）。地层自下而上分别为：前新生界基底、古近系沙河街组、东营组、新近系馆陶组、明化镇组、第四系平原组。其中，沙三段和沙四段是主要的烃源岩层，自下而上划分为沙四上亚段（E2s41）、沙三下亚段（E2s33）、沙三中亚段（E2s32）和沙三上亚段（E2s31）（图 1-c）。西部凹陷主要发育 4 种类型的沉积体系，包
22、括扇三角洲、湖底扇、湖相和近岸水下扇沉积16-18。清水洼陷位于西部凹陷的南部，是辽河坳陷最大的生烃洼陷，为欢喜岭油气藏提供了丰富的油气源供给。主力烃源岩为沙三段的暗色湖相泥岩和油页岩，以及沙四段的暗色湖相泥岩，广泛分布于清水洼陷，现今处于成熟高熟阶段19。本次研究分析了 34 个分布于欢喜岭地区的天然气样品，样品埋藏深度介于 1 000 4 000 m，垂向上取自基底、沙河街组、东营组储层。分析了 285 件烃源岩样品，样品平面上分布于清水洼陷及其周边，垂向上分布于沙四段及沙三段。2天然气地球化学特征及成因类型2.1天然气成因类型通过分析烷烃气体（甲烷、乙烷、丙烷等）的地球化学组分和同位素组
23、成，明确天然气的生成机制和来源，进而确定气源关系20。由于天然气的形成过程具有复杂性，因此天然气的成因类型需要结合地质条件分析6。辽河坳陷欢喜岭气藏的 34 个天然气样品组分和碳同位素序列图结果显示（图 2）：天然气组分呈现正常序列，C1 C2 C3 iC4 nC4，同时碳同位素序列显示13C113C213C313iC413nC4，表明欢喜岭地区天然气样品经历了有机热成因过程，并且没有明显的后期改造作用21。天然气的稳定碳同位素组成反映了源岩的有机质类型和热演化程度1,22-24。一般来说，乙烷的碳同位素（13C2）值可以用于判断由不同有机质类型的烃源岩生成的天然气，将热成因天然气样品进一步划
24、分为煤型气（腐殖型天然气）和油型气（腐泥型天然第 9 期 75 杨思博等：断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟以渤海湾盆地辽河坳陷为例气）。因为烃源岩原始有机质碳同位素、成熟度等因素共同影响了 13C2值的分布27，不同学者对于 13C2划分成因类型的界限值持有不同观点2,22,25-26。本次研究采用宋岩等28提出的划分标准：13C2值大于 图1渤海湾盆地辽河坳陷欢喜岭地区地质概况图2023 年第 43 卷 76 天 然 气 工 业26 为煤型气，13C2值小于29 为油型气，13C2值处于29 26 为混合气（煤型气和油型气混合）。丙烷的碳同位素（13C3）值也可用于划分煤型气和油型气，通常以
25、25 为界限1,29,30。13C113C2和 13C213C3相关图显示：E2s4气藏天然气样品的 13C1和 13C2值相比于其他层序明显偏重，13C2大于21.4，是典型的煤型气。部分 E2s3气藏、E2s1+2气藏和基底天然气样品的 13C2值低于 26，为典型的油型气。其余 E2s3气藏、E2s1+2气藏天然气样品的 13C1和 13C2值介于两者之间，显示为混合气（图 3-a、b）。13C1C1/(C2+C3)图版（Bernard 图版）常被用于区分原生生物成因气和热成因气31。原生生物成因气以甲烷为主，其碳同位素在12C 中富集。而热成因气的乙烷和丙烷相对富集，甲烷碳同位素在13
26、C中富集。本次研究的气体样品均落在 Bernard 图版中热成因气的区域内（图 3-c）。对于热演化程度相近的源岩，偏向腐殖质有机质形成气体的碳同位素，较偏向腐泥质有机质形成的气体碳同位素重；并且随着热演化的增加，不同有机质类型的源岩生成的天然气演化趋势不同1,30,32。研究的天然气样品中，混合气的 C1/(C2+C3)相较油型气更高，尤其是 E2s1+2气藏混合气具有相似的 13C1，但 C1/(C2+C3)变化范围大，表明可能发生了二次变化，即生物降解或运移（图 3-c）。2.2天然气成熟度天然气中甲烷碳同位素值随着成熟度的增加而增加，前人基于区域性的 13C1Ro研究，提出了分别适用于
27、煤型气、油型气的天然气等效成熟度计算公式20,33。本研究采用徐永昌等34提出的渤海湾盆地煤型气 13C1Ro回归方程以及赵文智等35提出的腐泥型有机质生成油型气的 13C1Ro回归方程，判识天然气等效成熟度。研究的天然气样品中煤型气处于成熟阶段，油型气处于成熟至过成熟阶段（图 3-d）。3气源岩地球化学特征与分布前已述及，辽河坳陷欢喜岭油气藏由清水洼陷供烃，其中主力烃源岩层是沙三段和沙四段。本次研究通过评价和预测清水洼陷沙三段、沙四段有效烃源岩的空间分布，为进一步的气源对比提供地质依据。有效烃源岩评价包括有效气源岩识别、生烃能力和规模等方面的研究。本文首先根据沉积相划分不同烃源岩类型，明确烃
28、源岩的有机质类型和丰度；其次基于岩心和测井资料，并结合沉积相在层序地层格架中的分布特征，刻画气源岩的分布。3.1泥岩类型和地球化学性质形成于不同沉积相带的泥岩，由于有机质来源和保存条件等方面的控制，而极易表现出一定的地球化学性质差异，尤其是在构造演化和沉积体系变化较大的断陷湖盆36-37。因此本文根据前人对清水洼陷沉积相的研究和认识16,18,38-40，将泥岩划分为 5类，分别是扇三角洲泥岩、湖底扇泥岩、浅湖相泥岩、半深湖深湖泥岩和近岸水下扇泥岩。半深湖深湖泥岩 TOC 含量变化范围大，主要位于 2.45%4.30%，平均 3.4%，生烃潜力（S1+S2）与 TOC 交会图指示为好到极好烃源
29、岩。浅湖泥岩的TOC 含量变化范围次之，主要位于 0.75%1.80%，平均 1.35%，生烃潜力指示为差好烃源岩。其余类图2天然气样品组分与碳同位素序列图第 9 期 77 杨思博等：断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟以渤海湾盆地辽河坳陷为例型泥岩的 TOC 含量大于 1%，生烃潜力指示为中等好烃源岩。由此可知，烃源岩有机质丰度基本都满足生烃下限（图 4-a b）。烃源岩有机质类型多样，腐泥型、腐泥腐殖混合型、腐殖型有机质均有贡献，且与沉积相类型与物源具有明显相关性。半深湖深湖泥岩有机质类型以偏腐泥混合型为主；西斜坡带上发育的扇三角洲泥岩和湖底扇泥岩有机质类型以混合型为主；浅湖泥岩有机质类型为偏
30、腐殖混合型；东陡坡带上发育的扇三角洲泥岩和近岸水下扇泥岩以腐殖型有机质为主。整体上，从水生生物丰富的深湖相沉积到陆源高等植物输入为主的盆地边缘，泥岩有机质类型从腐泥型逐渐转变为腐殖型（图 4-c d）。3.2气源岩分布特征本次研究采用 Tissot 等41提出的烃源岩定义来识别有效气源岩，即已经产生或能够产生天然气的岩石。对于热成因天然气，不同有机质类型源岩的生气机制和生气阶段不同。腐泥、混合型有机质烃源岩“接力成气”，腐殖型有机质贡献的煤系泥岩“全天候生气”2。根据前述研究，欢喜岭气藏同时存在煤型气（腐殖型天然气）和油型气（腐泥型天然气）。由此，本次研究将清水洼陷的烃源岩划分为腐殖型气源岩和
31、腐泥型气源岩，根据各自的生气门限确定有效气源岩下限，并根据其大量生气阶段确定优质气源岩下限，从而预测有效/优质气源岩的空间分布。基于 Peters42提出的烃类生成阶段，腐殖型气源岩为腐殖型有机质贡献的泥岩，有效气源岩下限为 Ro 0.5%，优质气源岩下限为 Ro 1.3%。腐泥型气源岩为腐泥、混合型有机质贡献的泥岩，有效气源岩下限为 Ro 1.3%，优质气源岩下限为图3天然气样品成因类型和成熟度图注：图 3-c 根据参考文献 32，有修改。2023 年第 43 卷 78 天 然 气 工 业Ro 2.0%。基于前人对辽河坳陷西部凹陷的沉积相展布研究17,43-44，明确了泥岩的空间展布以及相应
32、地球化学特征的空间展布（HI、Ro），并利用前述得出的不同类型有效/优质气源岩下限，筛选刻画出较有效/优质气源岩的空间展布。腐殖型有效气源岩以腐殖型有机质贡献为特征，主要分布于近岸水下扇和东侧扇三角洲中。腐泥有效气源岩以腐泥、混合型有机质贡献为特征，主要发育在湖底扇和湖相沉积中，且只有部分深洼区的成熟度达到 1.3%。腐殖型有效气源岩在砂四上亚段和砂三中亚段相对富集，总厚度介于 400 500 m 之间，腐泥有效气源岩在各层序均有分布，在 E2s41、E2s33和 E2s32相对富集，总厚度介于 200 900 m 之间。由于洼陷内部的 E2s41和 E2s33具有较高的埋深和热演化程度，因此
33、广泛发育优质气源岩。图4不同类型泥岩有机质丰度/类型评价图第 9 期 79 杨思博等：断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟以渤海湾盆地辽河坳陷为例4天然气生运聚动态模拟本文通过盆地模拟软件构建二维地质模型，根据反演模拟结果，追溯地质历史中的烃类生成、运移和聚集过程，分析天然气生、运、聚过程中的时空动态变化，厘清不同气源岩对天然气藏的贡献，从而评估天然气的资源潜力和分布。4.1模型构建本次研究应用 PetroMod 模拟软件，对沟通欢喜岭气藏和清水洼陷的过井剖面 AA 进行二维生（烃源系统）、运（输导体系）、聚（圈闭系统）模拟。模拟参数主要包括构造模型、岩性分布、数字模型和边界条件等。模拟过程/参数
34、主要包括：根据地震解释层位信息，建立构造模型。参考前人研究，识别断层类型（初始裂陷期断层、控凹/控带断层、后生型断层），并分别输入断层活动期次13，根据断层的活动性设定启闭性。结合重点井的岩性特征和沉积体系，在构造模型中构建岩相模型，岩相包括砂岩、深湖泥岩、浅湖泥岩、扇三角洲泥岩（西部缓坡）、扇三角洲泥岩（东部陡坡）、湖底扇泥岩、近岸水下扇泥岩，并标识烃源岩类型（腐殖型烃源岩、腐泥型烃源岩）。将不同泥岩样品 TOC 和 HI 的平均值（图 4-b、d）输入模型，作为烃源岩属性模型；并根据有机质类型选择 Burnham45提出的生烃动力学模型。基于前人发表结果输入地层沉积/剥蚀时间（表 1）、剥
35、蚀厚度11；边界条件主要包括古水深、沉积水界面温度、大地热流，根据所在的坐标位置，从全球古地温数据库中获取沉积水界面温度 46；根据前人研究11设置大地热流史；古水深的估计是根据前人报道的陆相湖盆沉积相与古水深的关系设置，如扇三角洲相所对应的古水深为 0 30 m，浅湖的古水深为520 m，半深湖深湖的古水深为20150 m47。选用达西和逾渗相结合的混合算法进行油气运移数值模拟48。4.2成熟史和生烃史二维剖面热演化程度与盆地的沉积速度、地层厚度、地质时期的变化相关。根据 Tissot 等41提出的油气生成过程，综合 AA 剖面在不同地质时期的热演化程度和转化率分析得出：在距今 40 Ma，
36、只有洼陷中央的 E2s41和局部 E2s33源岩进入生油窗（Ro 0.5%）（图 5-a、b）；在距今 38 Ma，清水洼陷的 E2s41和部分 E2s33进入生气阶段（Ro 1.3%），E2s33上部至 E2s32下部处于生油高峰阶段，转化率达到 40%60%；西部斜坡带有少部分的 E2s41进入生油阶段，最大转化率均超过 50%（图 5-c、d）；在距今 30 Ma，洼陷中央的 E2s41、E2s33和部分E2s32进入主要生气阶段（Ro 1.3%），其中有相当厚度的烃源岩进入了生干气阶段（Ro 2.0%）；除了盆地边缘的西部斜坡带，欢喜岭地区沙河街组均已进入生油窗，转化率最大达到 100
37、%（图 5-e、f）。在此之后盆地沉积缓慢，热演化程度基本不变直至现今（图 5-g、h）。4.3油气运聚演化油气运移数值模拟结果如图 6 所示，模拟得出的现今天然气藏主要分布于西部斜坡带和双台子构造带上，与实际勘探发现气藏分布基本一致，证实了本次构建的模型和选取模拟方法是有效且准确的（图 7-d）。欢喜岭天然气藏由清水洼陷单向供烃，油气运移路径受到输导砂体和断层的共同影响。其中西部斜坡带和双台子构造带的沙四段天然气藏为近源、侧向运移，其余区域为早期侧向、晚期垂向/侧向运移。油气运移成藏时间较早，集中于距今 38 30 Ma，与前人通过包裹体研究得出的时间一致43。具体来说，欢喜岭地区天然气运聚
38、演化可以分为 3 个阶段：距今 40 38 Ma，由于缺乏顺向断层输导，洼陷中心 E2s41、E2s3烃源岩生成的天然气只经历了短距离的侧向运移，聚集于 E2s41、E2s3内岩性和构造圈闭中，形成双台子构造带和清水洼陷内的近源天然气藏（图 6-a b）。距今 38 30 Ma，洼陷内部的顺向深大断层进入活动期，开始起到输表1地层划分和沉积时间表沉积时间/距今 Ma沉积界面沉积层序沉积事件0地表N+Q沉积24.6SB11E3d剥蚀26.6沉积36.0SB8E2s1剥蚀36.5沉积37.0SB7E2s2沉积38.0SB6E2s31剥蚀38.3沉积39.0SB5E2s32沉积41.5SB4E2s3
39、3沉积43.0SB3E2s41沉积46.0SB2Ar沉积2023 年第 43 卷 80 天 然 气 工 业导作用；清水洼陷 E2s41、E2s3烃源岩生成的大量天然气先沿着顺向断层垂向运移，然后在 E2s3、E2s1+2砂体中侧向运移，聚集于西部斜坡带和双台子构造带的E2s3、E2s1+2砂体中，被反向正断层遮挡形成天然气藏；而西部斜坡带的输导体系延续上一阶段特征，表现为缺乏断层输导，双台子构造带 E2s41烃源岩生成的天然气只经历了短距离的侧向运移，聚集于 E2s41岩性和构造圈闭中；至此现今油气分布格局基本形成（图 6-b c）。距今 30 0 Ma，此阶段沉积速率变缓，天然气几乎不再持续
40、生成；双台子构造带和西部斜坡带的天然气藏被保留，而清水洼陷内被边界断层封堵的天然气藏沿断层持续逸散，气藏被破坏（图 6-c d）。通过统计模拟结果，不同时期代表性气藏的烃源岩贡献比例显示西部斜坡带 E2s41气藏由本层的腐泥型烃源岩贡献。西部斜坡带 E2s33E2s1+2以及双台子构造带 E2s41E2s1+2的气藏由 E2s41的腐殖烃源岩和E2s33、E2s32的腐泥型烃源岩混合贡献，随地质时间推移，上层烃源岩的贡献逐渐增大。清水洼陷内部气藏在距今 38 Ma 时主要由 E2s41E2s32烃源岩混合贡献，随着裂陷加深，到距今 30 Ma 之后主要由 E2s33腐殖烃源岩贡献，目前由于埋深
41、较大未被钻及，是潜在的天然气藏。4.4运聚系统与成藏模式结合欢喜岭天然气成因类型、成熟度分析结果，烃源岩分类与刻画，生运聚动态模拟出的运聚图5AA 剖面热演化史和转化率史图第 9 期 81 杨思博等：断陷湖盆天然气成藏生运聚动态模拟以渤海湾盆地辽河坳陷为例史，以及气源对比的分析结果，综合判识了辽河坳陷欢喜岭天然气源和运聚成藏模式。根据气源、运移路径特征，本文将欢喜岭地区划分为 2 个运聚系统。系统为西部斜坡带和双台子构造带上的 E2s41运聚系统，天然气来源为双台子构造带已进入生气阶段（Ro 1.3%）的腐泥型烃源岩，生成的油型气沿砂体和不整合面侧向运移，在 ArE2s41储层聚集，近源成藏。
42、其余区域为系统，气源主要为清水洼陷内E2s41的腐殖型烃源岩和 E2s3的腐泥型烃源岩，E2s41形成的煤型气和 E2s3形成的油型气沿断层以垂向运移为主，沿不整合面和砂体以侧向运移为辅，运移距离较远。在 E2s41聚集部分煤型气，剩余煤型气和油型气在运移成藏过程中混合形成 E2s3E2s1+2的混合气。埋藏越浅的天然气藏，腐泥型烃源岩的贡献越多，形成 E2s3 E2s1+2的油型气。洼陷内的东部陡坡带在E2s33模拟出了预测油气藏，由深洼区的 E2s33腐殖型烃源岩贡献，沿层内近距离运移，由断层遮挡形成天然气藏，是下一步的勘探有利区（图 7）。综合欢喜岭时空格架下的天然气运聚演化和运聚系统，
43、将欢喜岭地区的天然气生运聚总结归纳为：单凹陷、多源的天然气晚期成藏模式。特征为单向生烃洼陷供烃，不同成因天然气混源，天然气沿不整合面和砂体的垂向运移为主，侧向运移为辅。5思考与展望由于陆相断陷湖盆通常处于相对封闭的构造环境中，油气运移的距离较短，因此油气往往在生烃洼陷内部或周缘聚集，这使得烃源岩的分布和性质对油气的分布和特征具有重要的控制作用。在断陷湖盆内部，不同断陷体系的存在影响了烃源岩的非均质分布，这会导致天然气藏分布的复杂性，表现为天然气更多的聚集在靠近生烃洼陷的位置，因此双台子构造带的天然气藏相比盆地边缘的西斜坡带更为富集，且埋藏更深的地层储集了更多的天然气。此外，烃源岩的有机质类型、
44、有机质丰度、成熟度等地球化学特征在断陷湖盆中也表现出非均匀性。其中有机质类型和成熟度的差异影响了烃源岩生成天然气的成因类型，有机质丰度影响了烃源岩的生烃能力。导致在同一陆相湖盆中，同时存在多种成因类型的天然气。另外，复杂的断裂系统在断陷湖盆中起到重要的输导作用，断裂的分布和多期活动进一步促使天然气移运移或扩散，甚至造成早期气藏的破坏。这使得不同成因类型的天然气在运移和扩散过程中进一步混合。因此，通过厘清烃源岩的非均质性，包括分布、有机质类型、有机质丰度和成熟度，以及其与天然图6剩余压力背景下的运聚模拟结果图2023 年第 43 卷 82 天 然 气 工 业气分布和成因类型之间的关系，结合动态的
45、生、运、聚过程分析，可以更好地理解和预测陆相断陷湖盆中天然气的分布和储集规律，为天然气勘探和开发提供指导和决策支持。6结论1）将烃源岩划分为腐殖型气源岩、腐泥型气源岩，根据气源岩特征和生气模式，确定了辽河坳陷西部凹陷气源岩有效/优质性的下限。刻画了气源岩的分布：腐殖型气源岩主要位于近岸水下扇和扇三角洲（东陡坡）中，腐泥型气源岩主要发育在湖底扇和湖相沉积中。2）辽河坳陷欢喜岭地区天然气均属于热成因气，进一步划分为煤型气、油型气和混合气（煤型和油型气混合）。其中煤型气源自沙四段，而油型气源则主要来自沙三下亚段和沙三中亚段，混合气则由沙四段和沙三段的有效腐泥型气源岩和腐殖型气源岩共同贡献。3）研究采
46、用了多种地球化学分析和数值模拟方法，从生运聚的角度研究了辽河坳陷欢喜岭地区油气的运移、聚集规律和模式，并动态还原了油气的运聚过程。将欢喜岭地区的天然气生运聚总结归纳为：单凹陷、多源、断裂带控制的天然气晚期成藏模式。4）陆相断陷湖盆中，烃源岩的非均质性和复杂的断裂系统决定了天然气的分布和特征，厘清它们之间的关系对准确预测天然气聚集区至关重要。参考文献 1 LIU Quanyou,WU Xiaoqi,WANG Xiaofeng,et al.Carbon and hydrogen isotopes of methane,ethane,and propane:A review of genetic i
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