渤海灣盆地渤中凹陷西次洼中生界古潛山油氣成藏過程

謝玉洪 羅小平 王德英 徐春強 徐云龍 侯明才 陳安清

1. 中國海洋石油集團有限公司 2.“ 油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學3. 成都理工大學能源學院 4. 成都理工大學沉積地質研究院

0 引言

古潛山（以下簡稱為潛山）油氣藏是指位于區域不整合面下較老地層中的凸起含油氣體，其烴源主要來自于上覆及側向較新烴源巖，不整合面或斷層面充當油氣運移的通道[1]。近年來，在渤海灣盆地渤中凹陷周緣凸起帶及斜坡帶發現了一系列大中型潛山油氣田，如蓬萊9-1油田、渤中28-1氣田等。前人的大量研究成果表明，其均具有“新生古儲”“晚期快速充注成藏”“側源凹陷供烴—斷裂不整合輸導—油氣倉式成藏”的特點[2-6]，對該區的潛山油氣勘探工作起到了重要的指導作用。以潛山為主的復式油氣聚集帶是渤海灣含油氣盆地的重要油氣富集形式[7-8]。由于潛山儲層及構造特征的差異性，不同構造帶的油氣成藏差異性也較大。筆者基于前人對該區沉積—構造演化特征方面的研究成果，通過分析渤中凹陷西次洼（以下簡稱渤中西次洼）的烴源巖特征、油—源生物標志化合物特征、輸導體系及成藏期次等油氣成藏關鍵性要素，系統研究了其油氣成藏的主控因素，并建立了該次洼中生界潛山油氣富集成藏模式，以期為渤中凹陷周緣油氣勘探奠定基礎。

1 地質概況

渤中西次洼位于渤中凹陷西北區，被沙壘田凸起帶及石臼坨凸起帶所夾持，其東南方為渤中凹陷主洼[9]（圖1），主要包括北部陡坡帶、東北沙壘田凸起斜坡帶、曹妃甸12-6構造帶、渤中8構造帶以及西次洼主洼等多個Ⅱ級構造帶。

渤中西次洼地層由新到老分別包括：新近系明化鎮組（N2m）為泥巖、砂巖混合沉積，館陶組（N1g）主要為砂巖沉積，二者均為新近系儲層；古近系東營組（E3d）及沙河街組（E2s）主要發育暗色泥巖，少量砂巖條帶沉積，其中沙河街組三段作為主要的烴源巖層；中生界（Mz）火山巖及太古界（Ar）花崗巖潛山風化殼，為潛山儲層。該區自上而下可以劃分出3套油氣成藏組合，即上部新近系油氣藏組合、中部古近系油氣藏組合、下部潛山油氣藏組合。該區構造演化整體可劃分為5個階段：①構造抬升期（中侏羅世—白堊紀末期）；②裂陷Ⅰ幕（古新統孔店組—漸新統沙河街組三段沉積時期）；③裂陷Ⅱ幕（漸新統沙河街組三段—沙河街組二段沉積時期）；④裂陷Ⅲ幕（漸新統沙河街組二段—東營組一段沉積時期）裂后熱沉降坳陷幕（中新統館陶組—上新統明化鎮組下段沉積時期）；⑤新構造運動改造階段（上新統明化鎮組上段沉積時期至今）[10]（圖1）。

2 樣品及實驗

圖1 渤中西次洼區域位置及地層綜合柱狀圖

本次研究的樣品均取自于渤中西次洼CFD12-6構造帶和BZ8構造帶實際鉆井巖心及原油。烴源巖樣品分別取自5口單井的沙河街組、東營組暗色泥巖段，每口井分層間隔采樣共31件；儲層包裹體樣品選擇4口單井的3套油氣成藏組合儲層，間隔采樣共39件；原油樣品取自各單井產油層位試油樣共8件。

烴源巖總有機碳含量（TOC）、鏡質體反射率（Ro）、干酪根類型及巖石熱解檢測實驗的檢測依據分別為GB/T 19145—2003《沉積巖中總有機碳的測定》、SY/T 5124—2012《沉積巖中鏡質體反射率測定方法》、SY/T 5125—1996《透射光—熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分方法》及GB/T 18602—2012《巖石熱解分析》。完成本次實驗分析的設備包括：碳硫分析儀 CS-230 3593、顯微分光光度計 (20100427VA3)、BX50生物顯微鏡7K05748及BX50生物顯微鏡7K05748等。

烴源巖樣品抽提物和原油色質譜實驗檢測依據為GB/T 18606—2001《氣相色譜質譜法測定沉積物和原油中生物標志物》，先經索氏抽提后，采用硅膠/氧化鋁柱色層分離法進行族組分分離，分別用正己烷、二氯甲烷/正己烷（體積比3∶1）及二氯甲烷/甲醇（體積比2∶1）洗脫，得到飽和烴、芳香烴和非烴組分。對飽和烴進行尿素絡合法獲取正構烷烴單體烴組分，然后對其進行色譜（GC）和色譜—質譜聯用儀（GC-MS）分析。

流體包裹體鏡下觀察分析及顯微測溫，巖相學分析使用Leica DMRX HC顯微鏡完成；顯微測溫使用LINKAM THMS600型冷熱臺進行，分辨率在0.1℃左右，測溫范圍介于－196～600 ℃，加熱測溫誤差約為1 ℃，冷凍溫度測量誤差約為0.1 ℃，測試條件為溫度20 ℃、濕度30%。

烴源巖TOC、Ro、干酪根類型、巖石熱解、烴源巖樣品抽提物和原油色質譜實驗均在中海油實驗中心渤海實驗中心完成，流體包裹體巖相學分析及顯微測溫在中核集團核工業北京地質研究院完成。

3 潛山油氣藏油氣來源

3.1 烴源巖地球化學特征

渤中凹陷作為渤海灣盆地主要的富烴凹陷之一，其西次洼主要發育沙河街組三段、沙河街組一段及東營組二段下3套烴源巖。實驗結果表明：東二段下烴源巖TOC介于0.36%～2.13%，平均小于1.00%，熱解烴量[（S1+S2）]及總烴含量平均為4.05 mg/g、813.7 μg/g；沙一段烴源巖TOC為1.04%，(S1+S2)為0.62 mg/g，總烴含量為164.68 μg/g；沙三段烴源巖有機質豐度高，TOC介于0.34%～4.29%，平均為2.06%，(S1+S2)及總烴含量平均為 9.35 mg/g、604.5 μg/g。依據中國陸相盆地泥質巖類有機質類型和豐度評價標準[11]，沙三段為好—最好烴源巖，沙一段及東二段下烴源巖品質相對較差，為中等—好烴源巖；上述3套烴源巖均主要為偏腐泥混合型干酪根，存在少量的偏腐殖混合型干酪根，它們均具有較好的生烴能力；由于烴源巖樣品的井位分布在低凸起帶，其鏡質體反射率相對較低，未能準確反映洼陷內烴源巖成熟度特征（表1）。

從烴源巖的品質來分析，潛山油氣藏豐富的油氣來源可能主要以沙三段烴源巖貢獻為主。

3.2 油氣來源分析

飽和烴色譜圖形特征顯示，古近系及中生界潛山儲層中原油及油砂抽提物樣品中烴類正構烷烴分布均較為完整，新近系儲層樣品有輕微降解現象；碳數分布范圍介于nC17～nC35，主峰碳為nC20或nC23，表現出前峰型分布的輕碳組分優勢（圖2-a、b、c），三者具有一致性。東二段下烴源巖主峰碳為nC22，中—前峰型分布的輕碳組分優勢；沙三段和沙一段烴源巖同樣出峰完整且均表現出前峰型分布的輕碳組分優勢，但沙三段烴源巖與原油及油砂抽提物色譜圖形更具有相似性（圖2-d、e、f）。

飽和烴色譜數據表明，渤中西次洼內新近系及古近系儲層原油、油砂抽提物具有一定的相似性，介于0.6～2.0，顯示主要為輕碳組分優勢，奇偶優勢比（OEP）均大于1.0，明顯的偶碳數優勢；姥植比（Pr/Ph）介于0.22～1.21，Pr/nC17和Ph/nC18差異不大，均小于1，顯示強還原環境來源有機質[12]。而中生界潛山儲層原油樣品Pr/Ph相對較高，平均在1.1左右，其他特征與淺層原油及油砂抽提物相似。東二段下烴源巖顯示偏重碳組分優勢，分布在0.5左右，OEP均大于1.0，明顯的偶碳數優勢；Pr/Ph介于0.57～1.41，Pr/nC17和Ph/nC18差異不大，均小于1，顯示弱還原環境來源有機質；沙一段烴源巖樣品顯示，C21-/C22+為3.3，明顯的輕碳分布優勢，Pr/Ph為1.2，弱還原環境來源有機質；而沙三段烴源巖與沙一段樣品特征相似，但其特征與中生界潛山儲層中原油特征更為相似。

表1 渤中西次洼烴源巖地球化學特征表

圖2 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烴源巖色譜特征圖

Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18三角圖（圖 3）顯示，中生界潛山儲層中原油樣品接近分布在淡水湖相環境，與沙三段烴源巖更為接近；而新近系儲層中原油樣品與東二段下烴源巖具有一定相似性，但并不完全相似，主要分布于半咸水—咸水環境。

萜烷（m/z=191）、甾烷（m/z=217）譜圖的圖形特征顯示，新近系及中生界潛山儲層中原油、油砂抽提物萜烷譜圖相似性較高，均表現出Ts＞Tm，伽馬蠟烷含量相對不高；甾烷譜圖顯示中生界潛山儲層樣品中重排甾烷含量相對較高，可能具有相對較高的成熟度，二者規則甾烷基本表現出正“V”形，一定的C27優勢，三者均具有較高的4-甲基甾烷特征（圖4-a、b、c）。而東二段下烴源巖萜烷譜圖顯示其伽馬蠟烷含量更低，且甾烷中4-甲基甾烷含量也較低；沙一段烴源巖重排甾烷含量較低，4-甲基甾烷含量中等，且為C29優勢，指示高等陸源有機質輸入；沙三段烴源巖與原油及油砂抽提物甾萜烷譜圖相似度較高，較高的4-甲基甾烷及重排甾烷含量（圖4-d、e、f）。

圖3 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烴源巖Pr—Ph三相圖

從甾、萜烷數據可以看出，渤中西次洼古近系沙三段、沙一段主力烴源巖伽馬蠟烷含量中等，伽馬蠟烷/C30藿烷介于0.04～0.29，整體表現為有機質沉積水體鹽度不高，可能為微咸水沉積環境[13-15]。三環萜烷/C30藿烷介于0.15～0.44，主體數據相對較高；（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）介于 0.19～0.47，孕甾烷含量及升孕甾烷含量均較高；規則甾烷分布，αααC27（20R）＞ αααC28（20R）＜ αααC29（20R），其中沙三段烴源巖αααC27（20R）所占比例均大于35%，指示低等水生生物有機質輸入優勢，而沙一段烴源巖為32%，指示出高等陸源植物有機質輸入優勢[16]。東二段下烴源巖與沙河街組烴源巖差異明顯，其伽馬蠟烷含量相對更低，伽馬蠟烷/C30藿烷介于0.05～0.15，其有機質沉積水體鹽度更低；三環萜烷/C30藿烷介于0.07～0.27，主體數據相對較低；（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）介于0.21～0.45，孕甾烷及升孕甾烷含量較低；規則甾烷分布，αααC27（20R）＞ αααC28（20R）＜ αααC29（20R），指示低等水生生物有機質輸入優勢。

渤中西次洼新近系、古近系及中生界潛山儲層中原油、油砂抽提物樣品分析數據顯示，三者相似性較高，其伽馬蠟烷含量中等，伽馬蠟烷/C30藿烷在0.15左右，整體表現為有機質沉積水體鹽度不高，可能為微咸水沉積環境。三環萜烷/C30藿烷介于0.31～3.22，主體相對較高；（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）介于0.46～1.16，孕甾烷及升孕甾烷含量較高；規則甾烷分布，αααC27（20R）＞ αααC28（20R）＜αααC29（20R）， 其 中 αααC27（20R） 所 占 比 例 均大于35%，指示低等水生生物有機質輸入優勢；與成熟度相關的生物標志化合物參數，Ts/(Tm＋Ts)介 于 0.51～ 0.66，regC27/C27介 于 0.24～ 0.30，αααC2920S/(20S+20R)的比值為 0.38 ～ 1.00，C29ββ/(αα+ββ)為0.42～0.87，接近熱演化平衡點，表明已經處于成熟狀態[17-18]，其中中生界潛山儲層樣品顯示出相對更高的成熟特征，而新近系原油樣品則存在著部分低熟油。

圖4 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烴源巖甾、萜烷質量色譜圖

從 規 則 甾 烷 αααC27（20R）、αααC28（20R）、αααC29（20R） 三相圖（圖 5）中可進一步發現，沙一段烴源巖母質更偏向于以陸生植物為主的混合輸入，沙三段烴源巖母質輸入以低等浮游生物為主，東二段下烴源巖母質更偏向于以低等浮游生物為主的混源輸入。結合3套油氣藏組合原油樣品特征分析成果，進一步確定沙三段烴源巖為油氣輸入的主力烴源巖。三環萜烷交匯圖（圖6）能更直觀地反映出其油—源特征，證明其深層潛山油氣與沙三段烴源巖的親緣關系，而淺層油氣則更偏向于混源輸入[12]。

圖5 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烴源巖規則甾烷三相圖

圖6 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烴源巖三環萜烷交匯圖

綜合對淺層—深層3套油藏組合原油或油砂抽提物與渤中西次洼內3套烴源巖生物標志化合物特征進行相似性分析，大致可以分為兩種類型。第一類原油主要來自洼陷內沙三段烴源巖，表現為Pr/Ph≥1.0，具有前峰型分布的輕碳組分優勢（圖2-b、c、f），介于0.6～2.0，Ga/C30H＜0.15，（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）≥0.3，高4-甲基甾烷及甲藻甾烷含量（圖4-a、b、c、f）；第二類原油主要來自洼陷內沙三段烴源巖，混合東二段下烴源巖，表現為Pr/Ph＜1.0，中前峰型分布特征（圖2-a、d），分布在0.5左右，Ga/C30H＜0.10，與兩套烴源巖無明顯差別，表現出明顯的混源特征。結合3套油藏組合原油生物標志化合物特征，中生界潛山儲層中原油組成以第一類為主，表明沙三段作為主力供烴源巖；新近系館陶組、明化鎮組及古近系東營組儲層中原油以第二類為主。

4 潛山油氣藏成藏過程

4.1 流體包裹體特征

根據包裹體相態特征可以將渤中西次洼包裹體分為油包裹體和含烴鹽水包裹體兩類。包裹體宿主礦物以石英和方解石為主，主要賦存在石英顆粒微裂縫、石英次生加大邊、方解石膠結物中，或沿裂縫呈條帶狀分布，或呈孤立狀、群帶狀及串珠狀分布（圖7-a、b、d、g、h），個別樣品石英顆粒中見大量氣液兩相鹽水包裹體（圖7-e），鹽水包裹體以透明無色、灰色、淺褐色為主。單偏光下烴類包裹體呈現淡黃色、灰色、黃褐色等（圖7-b、d、f），在UV熒光激發下，油包裹體可以呈現黃色、黃綠色、綠色、藍白色等（圖7-a、c、g、i）。對包裹體的鏡下觀察結果表明，烴類成熟度分布不一，顯示存在多期油氣的充注且成藏過程復雜[19-22]；巖石空隙及裂縫普遍顯示熒光且發現大量油包裹體沿裂縫呈條帶狀發育（圖7-g、i），表明微裂縫為微觀油氣運移通道，并表現出明顯的晚期油氣成藏特征[23]。

4.2 油氣充注時間及期次

圖7 渤中西次洼典型包裹體鏡下特征照片

依據儲層中含烴鹽水包裹體均一溫度結合熱演化史可以恢復油氣充注期次，以渤中西次洼CFD12-6構造帶為典型范例，其賦存產狀不同的含烴鹽水包裹體的均一溫度特征表明，從淺層油氣儲層到深層油氣儲層的3套油氣成藏組合成藏期次不一致。新近系明化鎮組儲層存在兩期油氣充注過程（圖8-a），50～60 ℃為相對較早期充注，70～80 ℃為相對晚期充注，這兩期油氣充注為洼陷近源油氣充注。而100～120 ℃為來自洼陷深部高溫流體的快速充注，捕獲溫度已高于儲層背景溫度，這一期次的油氣充注伴隨前兩期油氣充注過程，在溝通洼陷深部斷層開啟時發生。新近系館陶組儲層主要存在一期油氣充注過程（圖8-b），其均一溫度峰值介于80～90℃。古近系儲層主要存在一期油氣充注過程（圖8-c），其均一溫度峰值介于80～90 ℃，且也同樣存在高于背景溫度所捕獲的含烴流體包裹體，均為來自洼陷深部高溫流體的快速充注。中生界潛山儲層主要存在一期油氣充注過程（圖8-d），其均一溫度峰值介于100～110 ℃，但在其主油氣充注期后，晚期淺層油氣充注時，也存在少量油氣的充注過程。

綜合以上分析認為，渤中西次洼油氣充注時間均為晚期，分為三期，在距今11～9 Ma油氣先充注中生界潛山儲層，并在距今5～3 Ma分別往淺層儲層進行充注，最后在距今1 Ma左右油氣充注明化鎮組儲層。其中在溝通洼陷深部斷層開啟時期，來自洼陷深部高溫流體對其進行快速充注，導致含烴流體包裹體均一溫度較儲層背景溫度高（圖9）。

4.3 渤中西次洼油氣成藏機理

圖8 渤中西次洼CFD12-6-A井包裹體均一溫度分布圖

圖9 渤中西次洼CFD12-6-A井熱演化史對應包裹體均一溫度特征圖

渤中西次洼存在著3種油氣輸導通道：斷層、砂體以及不整合面（圖10）。砂體、斷裂及不整合面縱橫交錯，形成復合型輸導網絡[24]。斷裂體系及不整合面構成溝通烴源巖和淺層圈閉的垂向斷裂—不整合面輸導通道，而深層與烴源巖接觸且穩定發育的大套砂體以及淺層館陶組厚層砂礫巖分別是油氣進行初次運移和二次分配的“中轉站”[25]，沙三段與烴源巖接觸的砂體以及明下段與斷層溝通的砂體均是油氣儲集的有利場所。早期因構造抬升暴露地表形成的多套不整合面則作為溝通凹陷內主要烴源灶的“橋梁”，在油氣二次運移過程中提供遠距離的疏通體系。在明確了渤中西次洼油氣充注時間及期次的基礎上，結合輸導體系及油氣來源，油氣成藏過程可以劃分為4個階段：①第1階段成藏，距今11～9 Ma，洼陷內沙三段烴源巖已處于生油窗階段，東二段下烴源巖尚未開始大量生烴，在新構造運動期，連通基底斷層開啟，沙三段烴源巖生成的油氣主要沿斷層及不整合面優先對中生界及太古界潛山儲層進行充注；②第2階段成藏，距今5～3 Ma，此時沙三段烴源巖繼續充注中生界及太古界潛山儲層的基礎上，并沿不整合面及斷層繼續向上運移充注古近系及新近系儲層，此時古近系沙三段烴源巖依舊為主力烴源灶；③第3階段成藏，距今約1 Ma，古近系沙三段烴源巖繼續向上運移成藏，主要沿斷層、不整合面及砂體，對新近系淺層儲層進行充注，此時沙三段烴源巖油氣向上運移過程中混合東營組烴源巖所生成低熟油氣混源輸入；④第4階段成藏，渤中西次洼深洼內的沙三段烴源巖所生成高溫烴類流體在斷層全部開啟時，沿斷層、不整合面及砂體由下及上快速充注，從深層—淺層3套油氣成藏組合均有油氣充注，此過程具有間斷快速充注的特征。渤中西次洼油氣成藏模式如圖10所示。

圖10 渤中西次洼油氣成藏模式圖

5 結論

1）渤中西次洼共計發育E2s3、E2s1及E3d22等3套烴源，周緣凸起帶油氣儲層為中生界火山巖及太古界變質巖、古近系—新近系三角洲—河流相砂巖孔隙性。洼陷生成的油氣沿斷層不整合面向斜坡帶運移周緣構造帶內聚集成藏，形成了3套油氣成藏組合，具有復式油氣聚集帶成藏的特點。

2）該次洼內3套油氣成藏組合原油生物標識化合物具有低姥植比、較低伽馬蠟烷含量、高4-甲基甾烷含量、高甲藻甾烷含量的特征，與沙三段烴源巖生物標志化合物特征相似度高，沙三段烴源巖為該洼陷內的主力烴源巖層；沙三段烴源巖在該次洼內均已進入生油窗，與油藏內原油物性及成熟度存在著匹配關系；東二段下烴源巖成熟度相對較低，僅與淺層古近系及新近系油氣藏具有一定的相似性，晚期與沙三段烴源巖混源輸入淺層油氣藏。

3）上述3套油氣成藏組合分別經歷了4期油氣成藏過程：在距今11～1 Ma，縱向上呈現油氣優先充注深層中生界及太古界潛山儲層，后依次向上運移充注淺層古近系及新近系儲層；在此成藏過程中，來自深洼內的沙三段烴源巖對3套油氣成藏組合均有重要貢獻，該區油氣的成藏模式為高溫流體多次短期快速充注。