東海陸架盆地西湖凹陷孔雀亭區油氣來源及運移方向

丁飛，劉金水，蔣一鳴，趙洪，于仲坤

中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335

西湖凹陷是東海陸架盆地油氣資源最豐富的凹陷，目前已發現油氣田主要集中于中央反轉帶和西部斜坡帶。隨著勘探程度加深，勘探目標由構造油氣藏向構造-巖性復合油氣藏轉變[1]，油氣充滿度是影響勘探成敗的重要因素，因此，油氣來源及運移方向刻畫在油氣成藏研究中愈加重要。寶武區某中型氣田的發現證實了西部斜坡帶平北區構造-巖性復合油氣藏具有很大勘探潛力[1]，孔雀亭區亟待突破。前人對孔雀亭區烴源巖特征、油氣成因及成藏條件研究認為，圈閉類型及蓋層發育程度是本區油氣成藏的主控因素[2-4]，但精細化油源對比及油氣運移方向研究不夠深入，難以滿足現階段油氣勘探需求。本文通過烴源巖生標特征精細化分析和天然氣成熟度計算，開展油氣源對比厘定油氣來源，并在油氣地化參數分析基礎上進行油氣運移效應研究，梳理油氣運移方向，以期對孔雀亭區油氣勘探提供支持。

1 地質概況

西湖凹陷是晚白堊世末期構造背景上發育的新生代沉積凹陷，位于東海陸架盆地中北部，是盆地內最大的含油氣凹陷，演化過程經歷斷陷、拗陷和區域沉降3個階段，可劃分為5個構造帶：西部斜坡帶、西次凹、中央反轉帶、東次凹及東部斷階帶（圖1）。凹陷內以新生代碎屑沉積為主，自下而上發育始新統八角亭組、寶石組、平湖組，漸新統花港組，中新統龍井組、玉泉組和柳浪組，上新統三潭組以及第四系東海群（圖2）。孔雀亭位于平湖斜坡帶中北部地區鼻狀隆起帶上，其西靠海礁凸起，東鄰西次凹，油氣藏類型以斷塊、斷鼻和斷背斜為主。

平湖組和寶石組是西湖凹陷主要烴源層段[5-9]。孔雀亭區平湖組烴源巖為受潮汐影響三角洲及潮坪沉積的一套煤系地層[10-11]，巖性包括泥巖、碳質泥巖和煤；寶石組為濱——淺海環境下形成的一套灰色泥巖。煤是西湖凹陷重要的生烴母質，有機質類型好于泥巖[8，12]，主要分布在平湖組地層，花港組及寶石組煤層發育規模較小[13]。孔雀亭不同部位鉆井橫向油氣富集程度差異大，同一鉆井縱向流體性質也不相同，揭示了研究區油氣成藏復雜[3]。

2 油氣特征與分布

孔雀亭區已鉆遇含油氣層段包括凝析氣層、油層和氣層，其中凝析氣占探明儲量60%左右，原油占比約20%。油氣層大多集中于平湖組中、上段，少量分布于花港組，縱向呈現“上油下氣”特征，橫向呈現自東向西氣層厚度和探明儲量逐漸降低的趨勢。原油密度較低，分布于0.75～0.86 g/cm3，平均值約0.82 g/cm3；含硫量都低于0.1%；含蠟量差別較大，分布于0.07%～19.53%（表1），整體以低密度、低硫、低原油為主，個別樣品高含蠟。天然氣主要分布在平湖組中段，少量分布于平湖組下段，氣組分主要以烴類為主，甲烷占比73%～92%，屬于濕氣（表2）。非烴氣主要以二氧化碳和氮氣為主，含量低于10%。甲烷碳同位素分布于-37.8‰～-28.2‰，乙烷碳同位素分布于-28.4‰～-22.7‰，按照乙烷碳同位素母質遺傳性，以-29‰為劃分標準[14]，本區天然氣屬于煤型氣。

3 油氣源分析

厘定油氣來源是準確刻畫油氣運移方向的基礎，油氣層周圍、平湖組下部、寶石組及毗鄰的西次凹等都屬于有效供烴源巖[4]，本地烴源巖處于生油階段，西次凹烴源巖處于生氣階段[12]。

圖1 孔雀亭區域構造位置圖Fig.1 Tectonic map of the Xihu Sag and the location of Kongqueting area

圖2 西湖凹陷地層綜合柱狀圖Fig.2 The stratigraphic column of Xihu Sag

3.1 烴源巖典型生標參數特征

孔雀亭區平湖組中下段沉積時期屬亞熱帶氣候，高等植物和浮游生物發育，有機質生產率高，且較弱水動力條件下還原-弱還原、咸水-微咸水水介質有效保存了沉積有機質，優質烴源巖廣泛發育[12]；平湖組上段以河湖相為主，烴源巖發育相對較差。有機巖石學分析顯示平湖組煤層樣品和泥巖樣品顯微組分都以富含鏡質組、貧惰質組，含有一定比例的殼質組和腐泥組為特征[15]，不同顯微組分隨熱演化程度增加相對含量隨之變化，難以區分不同層段間烴源巖差異。生物標志化合物保留了生物有機質的原始信息，且在后期演化過程碳骨架結構中相對穩定，是烴源巖精細化對比研究的重要手段，常被用于油油對比和油巖對比[16]。由于海陸過渡相地層有機質生源變化快，縱向泥巖和煤的互層分布導致源巖生標參數非均質性強，且海上鉆井取心成本高，烴源巖巖心樣品不能滿足大量數據統計分析條件，因此，本文從單井烴源巖巖屑生標特征入手，尋找不同層段間各生標參數變化規律，采用各層段烴源巖樣品生標參數平均值代表不同層段烴源巖的整體特征，以降低地層非均質性對烴源巖判識帶來的誤差。

G2井烴源巖巖屑樣品深度包含從平湖組到寶石組所有層段，是單井生標參數縱向對比分析的最優選擇（圖3）。C27規則甾烷代表水生生物對沉積有機質的貢獻，C29規則甾烷代表陸源高等植物貢獻，常用規則甾烷C27/C29ααα20R比值反映有機質母源特征[16]，G2 井巖屑樣品規則甾烷 C27/C29ααα20R比值小于1.0占主體，表明有機質母源以陸源高等植物為主。規則甾烷C27/C29ααα20R比值隨埋深增加呈先減小后增加趨勢，最低值出現在3 800 m深度，揭示3 000～3 800 m陸源高等植物對有機質貢獻逐漸增加，水生生物減少；3 800 m以下水生生物對有機質貢獻開始增加，最大值可達到1.0以上。藿烷中Ts/Tm參數常用來表征烴源巖成熟度，前人依據該參數比值變化范圍大推測原油可能來自不同層段[15]，但該參數同時受有機質來源影響較大[16]。G2井烴源巖3 800 m以淺Ts/Tm比值顯示該參數并沒有隨埋深增加而增加，表明受成熟度影響較小；Ts/Tm比值與規則甾烷C27/C29ααα20R比值變化趨勢一致（圖3），隨深度呈先減小后增加變化規律，表明有機母質來源對本區Ts/Tm比值變化影響更大。G2井不同層段間煤層厚度統計結果顯示，平

湖組上、中、下段煤層累計厚度分別為13、40和12.5 m，平中段煤層最發育，對應規則甾烷C27/C29ααα20R比值及Ts/Tm比值的最低點，揭示不同層段間煤層發育差異是影響該參數變化的主要原因。為進一步驗證煤層對生標參數的影響，選擇平北斜坡帶X井同深度煤巖和泥巖巖心樣品進行生標參數對比，結果顯示煤巖與泥巖生標存在較大差別，與泥巖相比煤巖具有相對高C29規則甾烷、低Ts和低伽馬蠟烷特征（圖4），因此，規則甾烷 C27/C29ααα20R比值、Ts/Tm比值及伽馬蠟烷含量能夠區分不同層段烴源巖，可作為孔雀亭區油源對比有效參數。同時，重排甾烷及C24四環萜等化合物相對含量也都指示平湖組中段陸源高等植物較其他層位發育。

表1 西湖凹陷孔雀亭區原油物性統計Table 1 Oil parameters from Kongqueting area

表2 西湖凹陷孔雀亭區天然氣組分及同位素統計Table 2 Natural gas parameters from Kongqueting area

3.2 油源對比

基于以上特征生標參數，孔雀亭區烴源巖在垂向上大致可劃分為兩類（表3、圖5），第1類包括平上段和寶石組烴源巖，以相對較高Ts/Tm（＞0.4）、規則甾烷C27/C29ααα20R比值＞0.8和伽馬蠟烷/C30藿烷比值＞0.1為特征，呈現少煤、水生生物貢獻相對豐富的有機母質構成和較深的沉積水體環境；第2類包括平中段和平下段烴源巖，以相對較低Ts/Tm（＜0.4）、規則甾烷 C27/C29ααα20R 比值＜0.4和伽馬蠟烷/C30藿烷比值＜0.1為特征，呈現多煤、陸源高等植物貢獻相對豐富的有機母質構成和較淺的沉積水體環境。此外，烴源巖成熟度參數顯示，平湖組上段烴源巖 C29甾烷 ββ/（αα+ββ）和 20S/20（R+S）比值都在0.4以下（表3），表明烴源巖演化程度較低，尚未進入成熟門限，對原油貢獻少；平湖組中段烴源巖樣品成熟度略高于平湖組上段，僅平中段下部進入生油門限，對原油貢獻有限；平下段和寶石組烴源巖已達到成熟階段，處于生油高峰期。因此，通過成熟度參數可進一步將兩類烴源巖中不同層段加以區分。需要說明的是沿斜坡延伸方向構造相對低部位烴源巖埋深大，演化程度高于高部位同層段烴源巖，平上段和平中段烴源巖部分進入生油階段（如D2井），對原油具有一定貢獻。

圖3 G2井烴源巖生標特征隨深度變化圖Fig.3 Variation of biomarkers with depth, from well G2

圖4 西湖凹陷泥巖與煤生標特征對比Fig.4 Biomarkers of coal and mudstone from m/z217 and m/z191 of the Xihu sag

表3 孔雀亭區烴源巖與原油生標參數統計Table 3 Biomarker of source rock and oil from Kongqueting area

圖5 孔雀亭區烴源巖與原油飽和烴色譜質譜特征Fig.5 GC-MS characteristics of saturated hydrocarbon of source rock and oil from Kongqueting area

孔雀亭區原油生標特征整體相似（表3、圖6），屬于同一組群。其中，規則甾烷C27/C29ααα20R比值主要分布于0.6～0.91，表明有機母質來源具有陸源高等植物和水生生物共同貢獻，與第1類烴源巖（平上段和寶石組）有機質母源構成相近；原油Ts/Tm比值普遍高于0.5，與第1類烴源巖特征相符，揭示煤層對原油貢獻不顯著，但隨著烴源巖進入成熟階段，熱演化對Ts/Tm比值的影響更加顯著，表現為隨演化程度增加Ts/Tm比值增加，因此，綜合其他參數認為孔雀亭區原油以第1類烴源巖貢獻為主，同時有部分第2類烴源巖混入（圖5）。結合原油成熟度參數 C29甾烷 ββ/（αα+ββ）和 20S/20（R+S）比值都在0.4以上，高于平上段烴源巖，表明寶石組是原油的主要貢獻層段，其次為平下段，而平中段和平上段貢獻較少。

3.3 氣源分析

甲烷碳同位素是指示氣源巖熱演化程度的有效指標[17]，孔雀亭區天然氣甲烷碳同位素數值變化范圍較大，乙烷碳同位素都在-28‰以下（表2），表明天然氣母源一致但成熟度范圍較寬。采用劉文匯提出的煤型氣甲烷碳同位素二階演化分餾公式計算天然氣成熟度[17]，結果顯示存在兩類天然氣：一類為少量中等成熟度天然氣（Ro＜0.9%），另一類為高成熟天然氣（Ro＞0.9%）。現今孔雀亭區平湖組下段和寶石組烴源巖處于中等成熟度階段，干酪根鏡質體反射率Ro＜1.0%，生氣量較少；西次凹平湖組源巖已進入高演化階段，Ro＞1.3%，處于主生氣階段[18]。因此，基于孔雀亭區和西次凹烴源巖有機質演化程度差異，初步推測本區少量中等成熟天然氣來源于本地烴源灶，而相對較高成熟度的天然氣來源于西次凹平湖煤系烴源巖，且兩者發生混合，前人基于含油飽和度和儲層孔隙度的相關性研究也證實了以上結論[3]。

4 油氣運移方向表征

油氣地化參數是表征油氣運移效應的重要指標，其原理主要基于兩個方面，一是有機質生烴演化規律：烴源巖演化早期生成油氣成熟度較低，運移時間早、距離遠，演化后期生成油氣成熟度高，運移時間晚、距離近，因此，成熟度差異可指示油氣運移方向；二是流體在地層運移過程中的分餾效應：不同分子量化合物、相同分子量不同構型的化合物因極性差異導致在地層中的運移速度不同，非極性化合物受圍巖影響弱、運移速度快，強極性化合物受圍巖影響大、運移速度慢，不同化合物間相對含量的變化可指示油氣運移方向。

4.1 原油運移方向

孔雀亭區原油成熟度參數甾烷C2920S/20（R+S）分布于0.4～0.49（表3），其中，D2原油比值在0.42以下，成熟度最低；Z2和Z1原油成熟度相當，比值分布于0.44～0.46；G3井原油成熟度最高，其中2 861.9 m深度樣品成熟度與Z2和Z1井類似，C29甾烷20S/20（R+S）比值為0.45，其余兩個樣品成熟度參數分別為0.48、0.49。勘探證實寧波8洼是孔雀亭區坡內供油次洼，依據原油成熟度參數推測寧波8洼烴源巖低演化階段形成原油首先在D2井聚集成藏，中期形成的相對高成熟原油向Z2、Z1井方向以及G3井方向運移，而演化中后期形成的高成熟原油主要向G3井方向運移。其他成熟度參數如藿烷C31S/（S+R）也具有相似變化規律，而Ts/Tm由于受有機質母源影響其規律性不明顯（表3）。

圖6 孔雀亭區烴源巖與原油生標參數交會圖Fig.6 Correlation of biomarkers from source rocks and the oil from Kongqueting area

甾烷 C29ββ/（αα+ββ）比值除受成熟度影響外，運移距離也是重要因素，而C29甾烷20S/20（R+S）主要受成熟度影響[19]，因此兩者差異可間接反映油氣運移距離，差異大代表運移效應強、運移距離長。以不同構型C29規則甾烷比值計算原油運移效應量化參數（表3、圖7），結果顯示，D2井原油運移效應弱，原油運移距離短，Z2及Z1井原油運移效應強，原油運移距離長，而G3井不同深度樣品存在差別，其中2 861.9 m樣品運移效應強，其他樣品則表現為弱運移效應特征，原油運移距離短。

腐泥組和殼質組是孔雀亭煤系烴源巖主要生油母質，演化早期階段生成少量低成熟度原油[10]，難以大范圍運移，僅在周緣圈閉就近成藏，如D2井；演化中期階段，生油量增加，一定數量的成熟原油可持續運移至Z2、Z1及G3井成藏；演化中后期階段，相對高成熟原油在構造相對高部位聚集，如G3 井（圖8）。

圖7 孔雀亭區原油成熟度與運移效應Fig.7 Maturity and migration effect of the oil from Kongqueting area

圖8 孔雀亭區原油及天然氣運移方向示意圖Fig.8 Migration direction of oil and gas of the Kongqeuting area

4.2 天然氣運移方向

烴源巖早期生氣階段具有甲烷相對含量低、碳同位素偏輕特征，隨著演化程度增加，甲烷相對含量逐漸增加、同位素趨于偏重[17]，因此，甲烷相對含量和甲烷碳同位素是指示天然氣運移距離的有效參數。孔雀亭天然氣甲烷相對含量分布于80%～90%，其中低帶D1井天然氣甲烷相對含量可達90%，但中高帶甲烷相對含量相近，主要分布于75%～85%；甲烷碳同位素具有類似變化趨勢，表現為低帶偏重、中高帶偏輕（表2），揭示了天然氣自西次凹沿斜坡低帶向高帶運移特征。

西湖凹陷天然氣中N2主要以有機質熱降解形成為主[20]，因N2分子直徑較小、巖層吸附能力較弱，運移速度較烴類快，在運移分異作用影響下，隨運移距離增加天然氣中N2含量增加，此參數在斜坡帶平湖油氣田應用效果較好[21]。孔雀亭區低帶D1井N2含量低于0.1%，向斜坡中高帶方向N2含量呈增加趨勢，Z1、Z2井區都在0.2%以上，至高帶G1 井區達到 4%，（表2），氮氣與乙烷比值（N2/C2）揭示了天然氣由低帶向高帶運移（圖9）。iC4/nC4比值隨運移距離增加而增加，在天然氣運移示蹤中有著廣泛應用[21]，孔雀亭區iC4/nC4呈現低帶（D1）相對較低、高帶（G1、G2）較高的特征，是天然氣由低帶向高帶運移的結果（圖9），表明斜坡低部位天然氣供給豐富，勘探潛力大（圖8）。

圖9 孔雀亭區天然氣運移效應Fig.9 Migration effect and direction of natural gas of the Kongqueting area

斜坡帶本地烴源巖自生天然氣和西次凹外源氣雙重貢獻條件下，兩者混合作用導致斜坡低帶（D1、Z1井）淺層系天然氣成熟度高于深層系天然氣的特征（表2）。成藏中后期，西次凹高成熟天然氣沿斜坡低帶向高帶運移過程中沿斷層垂向運移至有效圈閉聚集成藏，此時斜坡低帶烴源巖部分進入生氣階段，低成熟度天然氣就近聚集至附近圈閉，并與西次凹高成熟天然氣混合，淺部層位烴源巖演化程度低、生氣量少，混合后表現為西次凹天然氣的高成熟特征，而深部層位烴源巖演化程度高、生氣量大，混合后天然氣成熟度較西次凹天然氣程度低，且低于淺部層系天然氣。

5 結論

（1）西湖凹陷孔雀亭區原油呈低密度、低硫、低蠟特征，主要分布于平湖組中、上段；天然氣為煤型氣，以濕氣為主，主要分布于平湖組中、下段。

（2）原油主要來自斜坡帶內生油次洼，以寶石組和平下段烴源巖貢獻為主，平中、上段烴源巖少量貢獻；天然氣以西次凹烴源巖貢獻為主，同時有部分斜坡帶自生天然氣混入。

（3）煤系烴源巖演化早期生成少量低熟油短距離運移成藏，中后期形成成熟原油由次洼向相對高部位運移，環次洼區域是原油優勢聚集方向；天然氣主要呈自西次凹沿斜坡低帶向高帶運移特征，斜坡低部位是天然氣勘探有利區帶。