劉玉瑞

(中國石油化工股份有限公司 江蘇油田分公司 科技裝備處，江蘇 揚州 225009)

1982年，國內(nèi)首篇質(zhì)譜法研究油/巖生標物特征、低熟原油的論文發(fā)表[1]；1985年首次報道蘇北盆地存在低熟原油[2]。嗣后，闡述未熟、低熟(合稱未低熟)油的論著不斷涌現(xiàn)[3-17]，部分學者的專著、論文影響甚廣。蘇北盆地被看作是中國最早發(fā)現(xiàn)未低熟油、建立源巖雙峰生烴模式、實踐效果好的地區(qū)之一。

近30年來，多家油公司在蘇北盆地不停地勘探未低熟油，有學者不斷肯定該理論[18-25]；有學者[26]提出“未熟油”異議，否定雙峰生烴；有學者[27-29]認為未低熟油貢獻甚微。期間，一批外甩井紛紛落空，引發(fā)懷疑此理論；2016年臨澤次凹臨5井預(yù)探落空，與本文鉆前預(yù)測吻合，更證實不存在未低熟油。

1 未低熟油認識商榷

為避免與國內(nèi)所謂非干酪根生成的“未熟油、低熟油、未低熟油”概念和分類混淆，凡引文的沿用原概念；現(xiàn)以干酪根熱降解晚期生成的原油按成熟度分為3類(表1)：淺成熟油、中成熟油、成熟油[30]；相應(yīng)地，源巖分為未熟、淺成熟、中成熟和成熟4類，劃分依據(jù)后敘。將甾烷C29S/(S+R)、C29ββ/(αα+ββ)和萜烷C31S/(S+R)、C32S/(S+R)分別記為SM1、SM2和HM1、HM2。

1.1 低熟油認識提出期

1983年，按全國油氣資源評價部署，江蘇油田地質(zhì)科學研究院(以下簡稱地研院)與中國科學院地球化學研究所(以下簡稱地化所)合作，開展了蘇北盆地源巖評價；1984年各出1份報告，涉低熟油認識[9]。地研院提出：①蘇北盆地源巖熱演化分為未熟、低熟和成熟3個階段。未熟期，干酪根不降解成油，源巖無效；低熟期，源巖烴轉(zhuǎn)化率升至2%左右，Tmax接近435 ℃，OEP在1.2左右，Ro<0.50%，未達到干酪根熱降解成油門檻，但有可能生排出一部分油，如高郵北斜坡少量油流和多處油顯示可能屬此類；成熟期，源巖Ro>0.50%，烴轉(zhuǎn)化率大于3%，飽和烴大于40%，OEP=1～1.15，Tmax在437 ℃左右。②海安凹陷安2井2 932～2 941 m阜三段(E1f3)產(chǎn)高密度、高黏度、高含蠟原油，SM1=0.15，SM2=0.13，HM2=0.43，屬成熟度非常低的類型；其生物標志物特征與安1井E1f2源巖很相似(表2)，SM值還低0.03，推斷安2油源是淺于安1井成熟度更低的E1f2源巖，即在成熟門檻附近埋藏相對較淺的源巖可形成工業(yè)油藏。

表1 原油成熟度分類Table 1 Maturity classification of crude oil in North Jiangsu Basin

地化所專家把1份報告、26塊巖樣和15個油樣化驗資料發(fā)表論文4篇[2-5]，要點如下：①借巴黎盆地侏羅系頁巖SM=0.25、HM=0.50的生油門檻，取Ro=0.60%作為本區(qū)源巖生成低熟油與成熟油的分界；文獻[5]則取SM1=0.18、SM2=0.20作為高郵凹陷古近系泥巖的生油門檻。認為安2井油樣低于上述標準，是一種特殊的低熟油，油源和油藏成因與地研院觀點一樣。②根據(jù)油/巖對比，指出蘇北盆地原油甾萜烷參數(shù)一般比其源巖的高，這一現(xiàn)象與濟陽坳陷的油/巖關(guān)系相似。認為這種差異的主因是運移效應(yīng)，即原油甾萜烷成熟度隨運移距離增大而變高，并推斷供油源巖成熟度比原油的更低，表3成熟度低于生油門檻的源巖能找到非干酪根熱降解的低熟油。

分析這些文獻的低熟油核心觀點，發(fā)現(xiàn)問題如下：

(1)資料錯誤，低熟油推論不成立。各文皆指安2井原油產(chǎn)自E1f3，有學者[11]指E1f3砂巖油藏；實際是E1f2源巖夾層2 m玄武巖油藏。錄井反映安2井從2 931 m揭開E1f2源巖到井底3 051 m未穿，全段120 m氣測全烴由基值0.2%左右升到2%～6%，C1H4—C4H10組分齊全，全烴升高倍數(shù)大，重烴豐富，證明源巖已大量生排烴。安1井E1f2源巖2 530～2 740 m，全段210 m氣測基值無升高，僅7處單層厚度不足1 m異常小峰；2 681～2 701 m巖心3塊樣品Ro分別為0.58%，0.59%和0.64%，高于Ro=0.50%生油門檻，介于文獻[2-5]Ro=0.60%生油門檻，CPI=1.12，OEP=0.82，表明該套源巖進入大量生烴、尚未大量排烴階段，源巖基質(zhì)微孔隙無油氣，故氣測基值無異常。安10井E1f2源巖2 390～2 591 m，全段201 m氣測無異常，2 433 m巖心Ro=0.46%，SM1=0.18，SM2=0.15，HM1=0.42，CPI=1.4，OEP=1.31，說明源巖未進入生烴門檻?？梢?，安1、安10所處源巖是未排烴無效區(qū)。安2油藏埋深大于安1源巖，前文推測由安1或更淺源巖下排烴后，再向深處安2倒灌輸導(dǎo)供油成藏，這種渤海灣、松遼盆地存在的油氣運聚模式，迄今蘇北盆地成熟油源區(qū)都未見到；此外，安2油層源巖至少比安1巖心樣品深240 m，成熟度肯定超過安1巖樣最大Ro值0.64%，即進入Ro>0.60%的干酪根熱降解晚期生烴階段，形成安2井E1f2源巖自生自儲油藏。由此判斷，安2油藏被作為典型未熟—低熟油的實例不復(fù)存在，前文推測的低熟油、源巖門檻外找非干酪根生成低熟油也都不成立。

表2 蘇北盆地油藏/源巖生標成熟度匹配關(guān)系Table 2 Matching relationship of biomarker maturity between reservoirs and source rocks in North Jiangsu Basin

表3 各盆地沉積巖的甾萜參數(shù)[2]Table 3 Sterane-terpane parameters of sedimentary rocks in different basins

(2)運移使原油甾萜烷成熟度增加無依據(jù)。有學者[1-2]提出原油運移能使甾萜烷成熟度變大，得到部分學者[7]的肯定。顯然這是早期認識盲區(qū)，若此觀點成立，則參數(shù)無法識別原油成熟度，因從供烴灶到油藏的運距和路徑千差萬別，無法比較。部分學者[2]做的油/巖對比，其巖樣全部淺于生油門檻，油藏/烴灶關(guān)系難成立；相反，油樣隨運移距離增大，其SM、HM值有的反而變小，證明原文觀點缺乏依據(jù)。譬如，黃20井E1f4原油SM1=0.32，真19井E2d2原油SM1=0.30，真49井E2s1原油SM1=0.28，這些井的油源同為邵伯次凹E1f4烴灶，黃20是E1f4源巖裂縫油藏，從E1f4烴灶到上覆E2d2、淺層E2s1運距漸大，SM、HM值不升反降。事實上，成熟度間微小差值不足以反映地質(zhì)問題，測試、烴灶變化皆可造成這些誤差。

(3)缺乏嚴謹?shù)挠?巖對比，未做藏/灶匹配比較，觀點前后矛盾。上述各文共做15個油/26塊巖油源對比，認為與16塊巖有親緣關(guān)系。但是，成熟的油樣14個、巖樣9塊，僅黃20、凌1井的油/巖成熟一致，在未做油藏與供烴灶成熟匹配關(guān)系研究的前提下，把甾萜烷小于生油門檻的巖樣全部納入低熟范疇，認定表2、表3參數(shù)無論多低，都是可生成低熟油的源巖顯然錯誤，也與其文的高郵2 000 m以內(nèi)是未熟無效源巖矛盾。此外，報告推測的北斜坡低熟油，實為大量的成熟油，少量為中成熟油，無一例來自Ro<0.60%的源巖。

1.2 未低熟油認識發(fā)酵期

1985年油田發(fā)展舉步維艱，油氣勘探被迫尋找不足0.1 km2的微斷塊圈閉[31]。1986年海安凹陷斜坡鉆探證實安豐K2t1富集油藏，探明面積2.3 km2、儲量181×104t，這是外圍新區(qū)的首次突破。1987年金湖凹陷卞楊斷鼻帶卞1井斬獲E1f2+1富集油藏，探明面積5.2 km2、儲量387×104t，這是1974年金湖首獲劉莊油氣藏(面積2.5 km2、儲量110×104t)、油氣發(fā)現(xiàn)停滯13年后蘇北盆地斜坡帶的一次更大突破；隨后多年，全凹主要構(gòu)造帶圈閉群相繼新發(fā)現(xiàn)幾十個斷塊油藏，實現(xiàn)了勘探從高郵凹陷向金湖、海安凹陷的接替轉(zhuǎn)移；錄取了豐富資料，為評價源巖提供了新平臺。

1992年外圍新區(qū)洪澤凹陷管1井發(fā)現(xiàn)E1f4、E2d1油藏。1993年主探區(qū)高郵凹陷北斜坡碼頭莊斷背莊2塊鉆遇新層系E1f2+1富集油藏，探明面積2.5 km2、儲量達491×104t。表2反映這2口井原油成熟度較低。此前，北斜坡鉆預(yù)探井55口，僅1976年碼頭莊蘇82井獲E1f3低產(chǎn)油層，1977年沙埝斷塊群蘇122井獲E2d1微型油藏，其他皆落空。莊2一舉扭轉(zhuǎn)了高郵凹陷多年勘探停滯的局面，北斜坡成為接替深凹帶的增儲上產(chǎn)主陣地。

上世紀90年代初，借助一批油氣新發(fā)現(xiàn)和全國油氣二次資源評價平臺，地研院與高校聯(lián)合開展蘇北盆地油/巖地化特征與成烴模式研究，未低熟油新認識如文獻[7，13]所述：①表征參數(shù)。未熟SM≤0.2，低熟0.20.4。②雙峰生烴。E1f2、E1f4源巖具有早期生成未低熟油的物質(zhì)基礎(chǔ)，其中金湖凹陷E1f2源巖Ro=0.20%～0.65%階段，生物類脂物早期生成低熟油峰帶；洪澤凹陷E1f4源巖Ro=0.20%～0.53%階段，含硫大分子的生物類脂物早期生成低熟油峰帶，即源巖具有低熟油—成熟油雙峰生烴模式(圖1a)。③油/巖對比。金湖凹陷原油均屬未低熟油范疇，全部低于三河次凹河參1源巖SM1=0.40～0.47成熟度，西斜坡供烴來自次凹成熟源巖與斜坡低熟源巖的混合油源。李1、呂1等原油與呂1源巖親緣和成熟匹配良好，就地附近供烴聚集；閔北地區(qū)閔7、閔15、塔1原油成熟度略高于其周緣及呂1源巖，油源為鄰近成熟較低及兩側(cè)次凹成熟相對高的混源烴。管1原油與管鎮(zhèn)次凹中心興隆1源巖Ro=0.60%的甾烷指紋特征相似，是管1油藏烴灶。安2井E1f3原油SM1=0.18，含豐富的熱不穩(wěn)定物5β(H)-糞甾烷，幾乎檢測不到C29αββ-甾烷，是全國成熟度最低的原油之一。④金湖西斜坡、閔北區(qū)、三河次凹E1f2源巖低熟與成熟門檻深度分別是1 850，1 900，2 600 m。

針對上述諸論，商榷如下：

(1)無半咸水源巖與早期生烴模式。文獻[6]指金湖凹陷E1f2源巖富含藻類和低等浮游生物，與鮞粒、藻蟲管灰?guī)r等伴生，系半咸水源巖；K2t2、E1f4源巖和其他地區(qū)E1f2源巖無此類巖性組合屬淡水型。半咸水論來自海侵論。1979年，首報金湖凹陷阜寧群海侵沉積[32]，其后海侵論推向全蘇北和中國東部盆地[33]。然而，海侵論遭到部分學者[34-36]的質(zhì)疑，論據(jù)充分、闡述嚴謹；如所有指相化石多毛綱蟲管、有孔蟲等皆為廣鹽性的生物種群，卻共生全盆豐富的淡水型介形類、腹足類和微體浮游藻類等生物種群，如pediastrum boryanum(短棘盤星藻)迄今僅見于淡水湖盆；無海侵必有的海相性遞變現(xiàn)象。相反，海侵論摒棄全盆縱橫共生分布的大量淡水化石，只選用局部產(chǎn)出、點狀分布、數(shù)量稀少的廣鹽性化石、多解性礦物來推測水體環(huán)境。

圖1 蘇北盆地洪澤凹陷源巖生烴模式對比Fig.1 Comparison of source rock hydrocarbon generation models in Hongze Sag, North Jiangsu Basin

此外，本文發(fā)現(xiàn)佐證海侵化石有層位錯誤：文獻[32-36]指有孔蟲產(chǎn)自4個凹陷7口井K2t2、E1f2、E1f4層位。經(jīng)核查，金湖凹陷盱3、東65、卞1井E1f2各產(chǎn)1枚化石層位可靠；金湖洪2井3枚化石原層位E1f4，現(xiàn)為E2d2；漣水凹陷欽28井80枚化石原層位E1f2，現(xiàn)為E1f1；高郵凹陷新儀1井4枚化石深度525 m，原層位E1f4，此深度是E2s2，本井完鉆于E2s1底或E2d2頂，未到E1f4；海安凹陷黃3井產(chǎn)10枚有孔蟲，有學者置K2t2層位[34]，有學者置E1f2層位[36]，現(xiàn)為浦口組(K2p)。E2s期盆地呈一批分隔的封閉斷陷群，新儀1井所處東臺斷陷E2s2為河流泛濫沉積，有孔蟲產(chǎn)自泛濫盆地相的灰色泥巖；K2p是盆地基底巖系，為眾所周知的陸相。這是蘇北E2s2、E2d2、E1f1、K2p首次發(fā)現(xiàn)有孔蟲化石，也是國內(nèi)首次在淡水河泛環(huán)境見到有孔蟲化石?？梢?，廣鹽性有孔蟲生活于各種水體，僅憑個別廣鹽性化石、忽略大量的主體指相化石，其結(jié)論必然錯誤。

蘇北與南黃海K2t—E1f原型為統(tǒng)一大湖盆是共識，現(xiàn)認為除洪澤凹陷呈獨立斷陷、又有淮陰隆起K2p含膏鹽地層供給物源、造成E1f半咸水湖—鹽湖外，其他地區(qū)是統(tǒng)一的大型坳陷[30，37]，E1f2、E1f4期分處濕潤、潮濕氣候，源巖的巖相、測井相、有機相、古鹽度全盆橫向變化小[38]，金湖西南隅還有大型河流注入[39]，金湖凹陷不具備形成半咸水體環(huán)境，K2t2為半濕潤氣候，不可能在K2t2、E1f2、E1f4湖進深水期發(fā)生咸化，只可能在深湖區(qū)發(fā)生垂向水體分層，下部滯留水體呈強還原環(huán)境，鹽度有可能會稍高于上部流動水層，利于有機質(zhì)保存。這3套源巖碳酸鹽巖同位素反映，數(shù)據(jù)點多落入δ13C—δ18O坐標第三象限淡水湖泊區(qū)，少數(shù)點處于微咸水—咸水湖泊區(qū)靠淡水區(qū)的邊界附近；明顯不同于海相的地球化學特征[40]。可見，所謂“海侵、咸化源巖”無依據(jù)，高效早期生烴無前提，該模式已棄用。同時，文獻[6]將安豐、梁垛K2t油藏歸典型的未熟油范疇，安豐1原油與低部位安10源巖生標參數(shù)近似(表2)，推定后者低熟源巖是烴灶，顯然與其K2t2淡水源巖只遵循干酪根晚期生烴自相矛盾，何況安10井源巖氣測無顯示。

(2)表征參數(shù)界限差異大，分類不可信。前述識別低熟油、成熟油的分界有4種，分別為SM=0.2[5]，0.25[2]，0.3[6]，0.4[7]。各家方案差異之大，遠超測試誤差的本底值，也未提供分界詳細依據(jù)，顯然這些分類難以采信。

(3)無雙峰生烴模式。有學者提出中國低熟油有5種成因機制[7，13]，其中金湖凹陷E1f2源巖、洪澤凹陷E1f4源巖皆屬生物類脂物早期生烴模式，并采用“A”/w(TOC)—H關(guān)系圖展示低熟、成熟雙峰生烴模式，金湖凹陷此模式作為典例被選入高校教材?，F(xiàn)查明金湖凹陷雙峰生烴不存在[30]，這是同一凹陷不同區(qū)帶、不同生油門檻源巖成烴疊加造成的假象。如將文獻[7]金湖凹陷西斜坡、閔北區(qū)、三河次凹3個不同生油門檻源巖的生烴圖重疊，必然冒出雙峰或三峰假象。將圖1a無Ro值樣品剔除，有Ro值樣分3級成熟度和2類構(gòu)造單元作出圖1b，結(jié)果清楚表明“雙峰生油帶”是斜坡、次凹源巖不同門檻成烴疊加的假象?？梢?，所謂的早期生烴不存在。此外，文獻[7]將管1 井E1f4原油劃歸典型的未熟油，照其理論油源應(yīng)該來自E1f4源巖Ro<0.53%早期生烴帶；但如表2所示，其生標成熟度明顯高于同處斜坡埋深相近的管2井E1f4源巖，只好推測油源來自管鎮(zhèn)次凹興隆1井E1f4源巖，而后者6塊巖心Ro=0.60%～0.65%，無論按圖1a或圖1b投點都將落入成熟生烴帶。由此也證明沒有早期生烴帶。

1.3 未低熟油肯定與否定交鋒期

從1987年發(fā)現(xiàn)卞1油藏，到證實E1f2是盆地主烴灶和E1f主力含油層系，1997年探獲最富集的陳3油藏，油氣增儲上產(chǎn)最快，文獻[6-9]認定這是低熟油指導(dǎo)的重大貢獻?！熬盼濉逼陂g，引入未熟油理論[41]，再次系統(tǒng)開展蘇北盆地源巖成烴機制及資源量評價，主要新成果發(fā)表在文獻[8-9]中，要點如下：

(1)廣泛存在可溶有機質(zhì)早期生烴。認為受海侵影響K2t2、E1f2、E1f4咸化優(yōu)質(zhì)源巖廣泛富可溶有機質(zhì)是形成未低熟油的良好物質(zhì)，Ro=0.20%～0.75%階段，非烴在低溫條件下可轉(zhuǎn)化為未低熟油。未熟階段Ro=0.20%～0.60%/0.65%，SM<0.25，以生物體和非干酪根生烴；成熟階段Ro≥0.60%/0.65%，SM≥0.25，再細分：①低熟生烴0.60%/0.65%≤Ro<0.75%，由非干酪根、年輕干酪根解聚、干酪根熱降解生烴；②成熟生烴0.75%≤Ro<1.30%，干酪根熱降解生烴；③高熟生烴Ro≥1.30%，干酪根熱降裂解生烴。表征參數(shù)：未熟油SM<0.25，HM<0.55；低熟油0.25≤SM≤0.40，0.55≤HM≤0.60；成熟油SM>0.40。

(2)普遍的混源供烴運聚成藏。有學者[8]選未熟油最低的唐6井原油(SM1=0.18，HM2=0.49), 成熟最高達平衡終點的沙7井原油(SM1=0.5，HM2=0.6)，開展混源實驗，結(jié)果混合樣的飽和烴、非烴、OEP、CPI、SM、HM等參數(shù)，隨混合比例不同呈規(guī)律性遞增或遞降變化，成熟油占比100%降至60%、未熟油占比0%升至40%，SM值由0.50降到0.21；未熟油約占30%時，SM值就跌入0.25“整體未熟油特征”的門檻界限，制作飽和烴—SM圖版量化未熟、成熟油占比。認為未低熟油中，大部分油源來自成熟油；未熟油分布不連續(xù)是后期大量的干酪根熱降解烴，稀釋掩蓋前期可溶有機質(zhì)的未低熟油特性；未低熟油、成熟油混源成藏是普遍現(xiàn)象。

(4)未熟油/巖典例對比。認為表2呂1、李1、唐6、安2、鹽城1、管1和吳岔1等典型未熟油，為就地及附近未熟源巖供烴成藏；莊2、安豐1、陽1等未低熟油，由就近未低熟與次凹成熟源巖混合供油。1987年安豐1構(gòu)造頂部首次取樣SM1=0.06，油藏低部位安3井SM1=0.27；1992年安豐1井口取樣SM1=0.28；1997年高部位再取樣SM1=0.21。據(jù)吳岔1井熒光砂巖SM1=0.09/源巖SM1=0.08，兩者生標對比良好，推定安豐SM1=0.06不是誤差造成。再對比位于油藏與次凹間斜坡處的安10井源巖SM1=0.13介于油藏頂部和底部值，認定安豐1早期開采的原油是構(gòu)造頂部的未熟油，隨著開采，油藏下部的低熟油進入頂部而采出，致成熟度先低后高，即就近廣大斜坡未低熟源巖與次凹成熟源巖混合供油成藏。

期間，有學者[26]質(zhì)疑“未熟生烴與未熟油”，認為蘇北斷陷盆地存在“不等深等溫、等熟”現(xiàn)象，成熟度Ro與今埋深H具“平行變淺”變化特點，是因古近紀末區(qū)域性地層差異剝蝕，源巖今/古埋深不一致，古埋大于今埋；若用H今—“A”/w(TOC)作產(chǎn)烴率圖，淺部必出現(xiàn)假“未熟生烴峰”，只需恢復(fù)剝蝕量，用H古重新勾畫產(chǎn)烴率曲線，淺部“低溫早期生烴”就會消除，即不存在未熟油。認為源巖依然遵循干酪根晚期熱降解生烴，Ro=0.60%進入大量排烴門檻。

此外，有學者[16]通過金湖凹陷混合原油生標物絕對定量分析，指出該區(qū)未熟油除甾烷成熟度偏低外，CPI、萜烷、芳烴等成熟度參數(shù)都與正常油差異甚微，這反映了混合成藏的特點；正常油混入少于20%未低熟油，可使混合油SM<0.3，計算出西斜坡、閔北的原油混入未熟油比例一般少 于10%。選唐6井、沙7井原油開展混合實驗[27]，混合樣正烷烴、萜烷等參數(shù)與混合比大致呈線性變化，甾烷與混合比呈非線性變化，這是由化合物質(zhì)量分數(shù)差異造成的，遵循“濃度—特征貢獻比”分配原理，混合樣生標參數(shù)非線性變化總是傾向化合物質(zhì)量分數(shù)大的，甾烷即如此；計算證實甾烷認定的“未熟油”，實際是以成熟油為主的混合油。運用數(shù)種未低熟油的成因模式研究新華夏構(gòu)造帶的渤海灣、蘇北盆地等后，認為諸盆地真正的未熟源巖對已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的未低熟油貢獻甚微[28]。

針對上述觀點，討論如下：

(1)可溶有機質(zhì)早期生烴無實質(zhì)資料佐證。前節(jié)已闡述源巖不存在咸化，Ro<0.60%階段，其“A”/w(TOC)與深度H、反射率Ro的產(chǎn)烴曲線，無早期未低熟生烴峰。中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所最新的生烴模擬實驗，也無早期的未低熟油峰?？梢?，文獻[9，41]熱模擬多峰生烴不符合地質(zhì)實情。事實上，部分學者[9，41]的生烴模式難自圓其說，把成熟度偏低就歸結(jié)為非干酪根生成的未低熟油無依據(jù)。

(2)成烴模式概念和表征參數(shù)分歧大。一是部分學者[9]將源巖演化分未成熟、成熟、過成熟3個階段，成熟再分低熟、成熟(或中熟)、高熟3個階段。不僅成熟套“成熟”，而且成熟階段干酪根晚期降解成烴又套所謂的“低熟”非干酪根生烴，概念極其混亂。二是未熟與成熟分界值有Ro=0.50%，0.60%，0.65%等3種方案，低熟與成熟劃分有Ro=0.65%,0.70%,0.75%,0.80%,0.95%等5種方案?？梢?，未熟、低熟生烴上限、下限分界參數(shù)很混亂，跨度達Ro=0.50%～0.95%，而且該值屬于Tissot生烴理論的成熟范疇。

(3)混源實驗恰恰證實無混源油。實驗指出江蘇油田以成熟油為主，混有不等量的未低熟油。這被看作是未低熟油的關(guān)鍵證據(jù)和定量評價的科學方法。有學者[8-9]計算蘇北多數(shù)油田的未低熟油含量占3%～38%，唐港最高約72%；儲量占總發(fā)現(xiàn)的15.8%。有學者[16]得出金湖凹陷正常油中的“未熟油”含量一般在2.6%～23.2%，“未熟油”中的未熟油含量可高達63%。有學者[27]測算蘇北甾烷指標SM1=0.25原油，其成熟油含量占60%以上，未熟源巖貢獻較少。濟陽坳陷八面河油田被認作中國未低熟油的典例[9]，做該區(qū)混源實驗得出以成熟油為主，混入了一定量的未低熟油，導(dǎo)致SM值大幅降低而呈“未低熟油”特征[42]。

上述數(shù)據(jù)看似科學，但缺乏地質(zhì)的良好結(jié)合：①據(jù)文獻[9]蘇北盆地篇的原始報告，3套源巖未低熟油生排中心與次凹成熟烴灶區(qū)基本重疊，即前者資源主要集中于次凹，按前述平均未低熟生油量占67%、資源量占39%，次凹未低熟油資源量應(yīng)該高于39%均值。按蘇北[8-9，16，27]和八面河[42]混源實驗認識，成熟油混入20%未熟油，混合油就跌入SM<0.25“未熟油”特征；混入30%未熟油，混合油就呈SM<0.2“未熟油”特征；那么，以次凹含可溶有機質(zhì)轉(zhuǎn)化的未低熟油肯定超過總資源量的39%比例，理應(yīng)稀釋和掩蓋后期成熟油，呈全次凹“未低熟油”特征，而不是部分學者[9，41]假說的后期成熟油稀釋了前期的未低熟油，掩蓋了中國盆地普遍存在的“未低熟油”特性。充分說明稀釋掩蓋論、混源論假說不成立。②把安豐1井前后期所產(chǎn)原油SM、HM值差異，歸結(jié)為頂部未熟油、下部低熟油先后產(chǎn)出毫無依據(jù)。成藏及保存地質(zhì)時間漫長，不同成熟度油竟然不融合？那么，稀釋和掩蓋論何存？如表2所示，安豐1原油與安10源巖的SM、HM似乎可對比，但兩者色譜OEP等特征完全不匹配，安10源巖成熟度明顯低于安豐油，說明由構(gòu)造頂部未熟源巖、斜坡低熟源巖、次凹成熟源巖混合供烴，并能在油藏內(nèi)保持縱向分界是不存在的。③原油成熟度較低的所有油藏，都處于源巖埋藏熱演化偏低的地區(qū)，且呈不連續(xù)分布，這顯然與所謂的“普遍混源”矛盾，恰恰是不同構(gòu)造單元源巖成熟差異，提供了不同成熟度的烴灶所致。

此外，部分學者[26]的剝蝕量重構(gòu)產(chǎn)烴率觀點也缺乏依據(jù)，文獻[30]有說明，不予贅述。

從表1中，可以清晰地看出來，女性角色最后是以喜劇結(jié)尾還是以悲劇收場，已經(jīng)與她們的社會身份和家庭出身沒有直接的關(guān)系了。如第6條和第7條，兩位女性角色一位是貴族，一位是泥瓦匠的妻子，但二者同樣憑借智慧擺脫了窘境，并達到了自己的目的；再比如第8條和第9條，兩位女性角色一位出身于傳統(tǒng)的社會上層階級——貴族，另一位則屬于新興資產(chǎn)階級——富商夫人，二者皆因為自己的蠢笨以悲劇收場。這就意味著，薄伽丘筆下的女性不僅不再依附于原生父權(quán)制家庭，很多時候甚至不再受到天主教教理教義和傳統(tǒng)道德的束縛，智慧是她們改變命運的途徑。

2 原油/源巖成熟度特征

本次引用文獻[8]蘇北篇的初始報告油樣65個/60口井、巖樣14塊/11口井，其他文獻油樣28個/28口井、巖樣13塊/12口井數(shù)據(jù)[4-6，15-18]；補充飽和烴質(zhì)譜油樣315個/170口井、巖樣273塊/161口井，以及飽和烴色譜、Ro等配套資料，開展大數(shù)據(jù)量的油/巖成熟度對比分析。

2.1 樣品分布及數(shù)據(jù)誤差情況

2.1.1 樣品分布代表性

油樣來自高郵、金湖、海安、溱潼、鹽城、白駒、洪澤和臨澤凹陷及吳堡、柘垛低凸起10個二級構(gòu)造單元的258口井，K2t1、E1f、E2d、E2s1各組8個層段，其中源巖裂縫油藏樣品6個、夾層玄武巖油藏樣品2個；巖樣取自高郵、金湖、海安、鹽城、溱潼、臨澤、白駒、阜寧、洪澤凹陷及吳堡、柘垛低凸起11個二級構(gòu)造單元、184口井巖心資料，分處次凹、斜坡、斷階和低凸起不同位置，主要在K2t2、E1f2、E1f4層位，少數(shù)E1f1、E1f3層位?？梢?，樣品數(shù)量多、覆蓋面廣、代表性強。

2.1.2 數(shù)據(jù)誤差分析

本次使用的飽和烴質(zhì)譜資料來源時間跨度大、測試單位多，有文獻現(xiàn)成參數(shù)，更多是歷年8家不同單位檢測的原始報告，實驗條件差別大，原始資料誤差難免；為此，統(tǒng)計多次重做油樣、巖樣或密集巖樣，考察誤差情況(表4)?？梢姡琒M1、SM2最大誤差各達0.22和0.17，HM1、HM2最大誤差各達0.24和0.30，油樣誤差明顯高于巖樣。據(jù)質(zhì)譜測量精度實驗[43]，同一樣品在同臺儀器相同條件下，每隔20天測試參數(shù)，這4個參數(shù)本底值誤差僅0.02～0.03。顯然，本區(qū)部分資料遠超本底值誤差；尤其油樣若無重樣、總樣數(shù)少，由此推論的認識難以保證可靠性。

2.1.3 油樣野值剔除

鑒于此，利用大量的飽和烴質(zhì)譜資料計算甾烷SM1、SM2，萜烷HM1、HM2，Ts/Tm、C30藿烷/C29R甾烷、γ-蠟烷/C30藿烷，飽和烴色譜OEP、CPI、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18等參數(shù)，分析發(fā)現(xiàn)SM1、SM2、HM1、HM2、OEP、CPI等6項3對參數(shù)成熟度最敏感，分界矛盾最小，據(jù)此作圖分析參數(shù)誤差和野值情況(圖2)；為避免重點，作圖時同層位SM同值多個樣品，只保留1個樣數(shù)據(jù)。

(1)安豐1井K2t1油藏野值點。1987年安豐1油藏首次取油樣，送勝利油田做質(zhì)譜分析，計算參數(shù)SM1=0.06(圖2a左側(cè)虛圈叉點)，被國內(nèi)油氣地化專家和文獻[6-9]當作中國未熟油的典型，成為支撐未低熟油理論的重要依據(jù)。然而，圖2反映該值實為野值點：一是本井和該油藏后期4次取油樣測試，其SM1值均在0.21～0.28，即樣品不可重復(fù)接近0.06值；二是1987年以來，全盆地原油再未出現(xiàn)如此低值SM1參數(shù)，即30多年數(shù)百個原油樣測試不可再現(xiàn)該值；三是該值在圖2a，b上完全背離了原油樣正常點群。這進一步佐證了地化專家認定安豐1油藏屬未低熟油、由斜坡未熟和次凹成熟混源油成因缺乏科學證據(jù)，本文闡述的來自異地次凹中熟油是可信的。

表4 蘇北盆地重樣間甾萜烷參數(shù)最大誤差Table 4 Maximum error of duplicate samples’ sterane-terpene parameters in North Jiangsu Basin

圖2 蘇北盆地原油/源巖甾烷—萜烷及鏡煤反射率參數(shù)相關(guān)關(guān)系Fig.2 Correlation parameters of sterane-terpene and vitrinite reflectance of crude oil/source rocks in North Jiangsu Basin

(3)崔莊、閔北E1f油藏野值點。圖2a下側(cè)虛圈5個叉點，數(shù)據(jù)引自文獻[16]，為金湖凹陷E1f油樣，其SM1值在0.23～0.29間，SM2值程1井0.04，崔7井0.07，閔7井0.06，閔15-1井和閔18-1A井為0.05，作者認為崔7屬正常油，其他4口井屬未熟油，且卞閔楊、西斜坡構(gòu)造帶正常油也不同程度混入未熟油。本文認為這組SM2數(shù)據(jù)是典型野值：一是對比圖2a油樣與c源巖可知，全盆最低成熟度源巖都未出現(xiàn)如此低SM2值，包括12塊Ro值僅0.36%～0.50%巖樣，何況這5口油井所處地區(qū)Ro值均大于0.55%；二是此低值不可再現(xiàn)，文獻[9]程1井SM2=0.21，閔15-1井SM2=0.19，與所處地區(qū)原油成熟度一致。

2.2 原油成熟度特征

剔除油樣野值后，利用大數(shù)據(jù)統(tǒng)計，作圖2a，b。只要SM1和SM2≥0.20，HM1和HM2>0.50，CPI和OEP在0.85～1.18，這3對6個參數(shù)同步達標，則原油必可聚集形成規(guī)模油藏和油田。結(jié)合油樣來源地情況，將原油成熟度分為3級(表1)，特點如下：一是成熟油，SM1≥0.30，SM2>0.20，HM>0.55，CPI和OEP在0.93～1.15，SM1值與文獻[9]成熟油分界一致；此類原油是3對參數(shù)同步達標，油藏最多、規(guī)模最大。二是中熟油，0.2≤SM1<0.30，0.18≤SM2<0.30，HM≥0.50，CPI和OEP在0.85～1.20；此類原油一般也是3對參數(shù)同步達標，油藏較多、規(guī)模較大。三是淺熟油，0.14≤SM<0.20，0.45≤HM≤0.55，CPI和OEP在0.70～1.30；此類原油6個參數(shù)不同步達到規(guī)模油藏指標，成熟度越低、不達標參數(shù)越多；可形成無規(guī)模的微型油藏，無論是油層厚度或油氣顯示層厚度都很小，極不富集。

2.3 油/巖成熟度對比特征

(1)油/巖CPI、OEP匹配關(guān)系(圖3)。剔除生物降解原油外，統(tǒng)計209個油樣，除1個未成藏淺熟油砂樣CPI=1.28外，其余在0.88～1.18范圍，0.67≤OEP≤1.23，OEP<0.80的為6個淺熟油；其他如圖3a所示，CPI、OEP皆趨近1.0分布。圖3a，b油/巖比較可知，成熟度SM1≥0.30樣段，兩者匹配很好；源巖0.20≤SM1<0.30樣段，油/巖有較多可匹配，部分源巖表現(xiàn)出成熟度不足特點，與油不相匹配；源巖0.14≤SM1<0.20樣段，兩者很少能匹配，多數(shù)源巖成熟不足，與油不相匹配；源巖SM1≤0.14樣段，則無油層樣，僅1個油砂顯示點。

圖3 蘇北盆地原油與源巖CPI/OPE—C29S/(S+R)—Ro匹配關(guān)系對比Fig.3 Matching relationship of CPI/OPE-C29S/(S+R)-Ro between crude oil and source rocks in North Jiangsu Basin

另外，圖3c反映源巖Ro≥0.70%樣段，其CPI、OEP表現(xiàn)出與圖3a油樣很匹配的關(guān)系；Ro=0.65%～0.70%樣段，多數(shù)樣點趨向與油樣匹配；Ro=0.60%～0.65%樣段，匹配樣點明顯減少；Ro<0.60%樣段，則與SM1≤0.14樣段一樣，CPI、OEP高度分散，也無油可與之相匹配。由此證明，源巖熱演化生油有門檻值和階段性：早期未成熟階段，無油可找；中期淺成熟向中成熟過渡階段，油/巖成熟關(guān)系從少量匹配到較多匹配；后期成熟階段，油/巖兩者成熟特征一致。證明不存在非干酪根早期生油，源巖生油必須達到一定的成熟門檻，這種門檻實為短暫的快速變化過渡帶。

(2)油/巖的SM、HM成熟度匹配關(guān)系。從圖2a，c與b，d的油/巖對比同樣看出，中成熟、成熟油SM、HM兩對參數(shù)與源巖匹配關(guān)系良好；淺成熟油/巖成熟度關(guān)系匹配較差，且該部分油不少取自油源不足的油砂樣(無油層、油藏)；未成熟源巖則完全無油可對應(yīng)，未見到比淺成熟油更低的“非干酪根早期生成油”的任何蹤跡。

(3)源巖Ro與SM、HM成熟度匹配關(guān)系。從圖2e，f可知，源巖Ro=0.60%～0.70%，成熟參數(shù)SM1(或SM2)-Ro、HM1(或HM2)-Ro關(guān)系呈過渡變化關(guān)系，向兩端則呈完全不同變化趨勢，這種變化分界猶如圖3c的Ro-CPI或OEP變化關(guān)系門檻基本一致，說明源巖Ro、SM、HM、CPI和OEP成熟度各參數(shù)變化趨勢一致，由此確定的源巖生油門檻一致，也與原油的成熟度相匹配。由此確定Ro<0.60%地區(qū)，為未成熟不生成任何油的無效源巖。

(4)油藏/烴灶成對匹配關(guān)系。全部258口井408個油樣中，本井或本斷塊的油/巖親緣成對取樣的有52口井、53對樣品，另選油/巖親緣臨塊5對樣品，進行油藏/烴灶捉對成熟度匹配對比，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：有24對樣品的SM、HM、CPI和OEP等6個參數(shù)成熟度完全匹配，有7對樣品6個參數(shù)5個匹配、1個匹配稍差，包括淺成熟、中成熟和成熟油3種，這些源巖Ro=0.61%～1.10%，為屬地油源成藏；有27對樣品按這6個參數(shù)判別，兩者成熟度不甚匹配，包括淺成熟、中成熟和成熟油，全部是原油成熟度高于本地源巖，為異地供源成藏，這些源巖Ro=0.37%～0.70%，其中Ro<0.50%的僅2個樣品。

由此判定，不存在源巖早期生成“未熟油”和成熟油稀釋“未熟油”的現(xiàn)象；否則，成熟源巖區(qū)將出現(xiàn)成熟度不連續(xù)、不匹配的油/巖關(guān)系，未熟源巖區(qū)則出現(xiàn)油/巖相匹配的情況。

3 不同成熟度源巖勘探效果對比

實踐是檢驗源巖生烴理論的唯一標準。20世紀80年代中期，發(fā)現(xiàn)所謂“未熟油、低熟油”，建立早期生成“未低熟油”模式；期間，江蘇油田實現(xiàn)凹陷、區(qū)帶和層系的油氣資源接替，但外甩預(yù)探成熟度不同的源巖領(lǐng)域，依然冰火兩重天。

3.1 中成熟—成熟源巖勘探效果好

50年來，實踐證明源巖Ro>0.70%、SM≥0.20、HM>0.50、CPI或OEP=0.85～1.20的領(lǐng)域，油氣勘探效果好，尤其SM≥0.30、HM>0.55、CPI或OEP在0.85～1.20烴灶最佳，具體有：一是油源豐沛，儲量集中。烴灶是油源供給區(qū)，主力探區(qū)高郵、金湖、溱潼和海安凹陷皆由其提供油源，形成富集油藏和規(guī)模油田；截至2015年底，全盆地探明石油地質(zhì)儲量3.527×108t，包括未熟—淺熟源巖區(qū)發(fā)現(xiàn)的SM≥0.20中熟—成熟油，探明儲量占總量的99.83%。二是烴灶油氣運移遠。高郵、金湖、溱潼凹陷E1f2成熟烴灶油氣以側(cè)向運移為主，沿傾向式、斜向式斷層通道油氣供烴半徑可達20 km[30]，油藏環(huán)繞烴灶內(nèi)外呈扇形環(huán)帶分布；高郵凹陷E1f4成熟烴灶油氣以垂向運移為主，沿通源斷層垂向運距達3 km，油藏沿斷層墻呈串珠狀富集分布，金湖、溱潼凹陷E1f4中成熟烴灶，油氣垂向運距僅0.5～1.0 km[30]。三是油氣顯示十分活躍。輸導(dǎo)層具有油氣顯示頻度高[31]、強度大、井段長[25]、組分齊、豐度高的特點。四是烴灶普見氣測異常顯示。鉆開成熟源巖最大特點是氣測明顯升高異常，全烴升倍高、組分齊，并隨Ro增大油氣顯示和全烴升倍快速遞增，部分井泥漿槽面、錄井巖屑見良好的油氣顯示，反映源巖微孔隙空間充滿生排烴后的殘留油氣[30]。渤海灣盆地沙河街組成熟源巖見廣泛的油氣顯示，形成頁巖油[44]；猶如國內(nèi)外頁巖油，須源巖Ro>0.60%且足夠成熟[45]。五是圈閉預(yù)探風險小(圖4)。此類烴灶區(qū)圈閉鉆探若落空，肯定是構(gòu)造不落實、斷層不封閉、儲層差因素造成的。

3.2 淺成熟源巖勘探效果極差

圖4反映，蘇北盆地主力探區(qū)和外圍地區(qū)皆有些淺成熟源巖，0.60%≤Ro≤0.70%，0.14≤SM<0.20，0.45≤HM≤0.55，CPI和OEP在0.70～1.30，此類烴灶油氣勘探僅局部可獲微型油藏，總體無效：一是油氣資源貧乏。源巖成熟不足導(dǎo)致油氣資源匱乏，若無異地豐富的中成熟—成熟油氣運抵，本地淺成熟油烴灶至多形成微型油藏或低產(chǎn)油層、油氣顯示層；迄今僅探明4個油藏，合計地質(zhì)儲量60×104t，占總儲量的0.17%，油藏小、油層薄，靠單井開采。二是烴灶油氣運移距離很近。如圖4所示，與中成熟—成熟油廣泛分布于各領(lǐng)域不同，淺成熟油側(cè)向、垂向運距都極短，為就近運聚成藏，油藏、油氣顯示層皆處于烴灶內(nèi)。三是油氣顯示不活躍。輸導(dǎo)層油氣顯示頻度中低，顯示強度小、井段短，組分齊全不定[30]。四是源巖氣測異常弱或無。鉆開淺成熟源巖氣測無異常或弱異常，全烴升高倍數(shù)低，組分常常不齊，泥漿槽面無油花顯示，反映源巖已進入干酪根晚期生烴，但微孔隙空間尚未充滿可排出的烴。五是圈閉勘探風險大。如圖5所示，靠本地油源難以成藏，油源是勘探頭號風險。如高郵凹陷北斜坡碼頭莊斷背斜圈閉群，除莊2、莊13斷塊靠東部車邏鞍槽中熟油供給富集成藏外，其他13個斷塊10個落空，3個超微油藏，鉆探效果極差。又如，海安曲塘次凹E1f2源巖Ro在0.80%～1.20%左右處良好成熟，烴灶具異常高壓，形成大面積E1f3油藏和E2d1、E2s1肥小油藏；相反，鹽城凹陷南洋次凹E1f2源巖品質(zhì)、厚度與曲塘次凹幾乎一樣，且面積更大，源巖Ro=0.62%～0.90%，處于淺成熟—中成熟階段，烴灶也有異常高壓，因源巖成熟不足，原油具高密度、高黏度、高含蠟特點，只發(fā)現(xiàn)1個E1f3難采的微型稠油藏和1個E1f2源巖裂縫油藏。

圖4 蘇北盆地阜二段不同成熟度源巖與鉆探效果展布Fig.4 Distribution of source rocks with different maturities and drilling results in second member of Funing Formation, North Jiangsu Basin

3.3 未成熟源巖勘探全部無效

2016年，勘探再甩臨澤凹陷，部署臨5井預(yù)探E1f1圈閉，油源為E1f2源巖。該次凹曾預(yù)探7口井皆落空，其中臨1井E1f3底獲一薄層低產(chǎn)油層，另2口見油氣顯示、4口無顯示。如表1所示，臨1油/巖匹配關(guān)系良好，屬淺成熟油；該區(qū)油氣顯示頻度低、強度小，源巖氣測無明顯異常，表明成熟不足，加之遠離毗鄰的高郵凹陷中成熟—成熟油源，臨5井源巖深度與臨1井接近；鉆前本文預(yù)測臨5井將因本地源巖成熟不足、油源匱乏落空，鉆后驗證了此推斷，證明不存在所謂的“未低熟油、早期生油和雙峰生烴模式”。

4 結(jié)論

(1)蘇北盆地所謂的“未低熟油、雙峰生烴、早期生油”等觀點，經(jīng)大量地化參數(shù)和勘探驗證均不存在，即源巖非干酪根早期生油是假的。

(2)大數(shù)據(jù)資料反映，實驗數(shù)據(jù)存在誤差野值，根據(jù)油/巖成熟度3組6個敏感參數(shù)，原油分淺成熟油、中成熟油、成熟油3類，源巖相應(yīng)分未成熟、淺成熟、中成熟和成熟4類。中成熟—成熟油/巖成熟度參數(shù)匹配很好，對應(yīng)源巖Ro>0.70%；淺成熟油/巖成熟度參數(shù)有一定的匹配關(guān)系，對應(yīng)源巖Ro=0.60%～0.70%；未成熟源巖Ro<0.60%，無油可匹配，證明無非干酪根的未—低熟油。

(3)勘探證實，蘇北盆地源巖遵循干酪根晚期生烴模式，商業(yè)油氣均來自中成熟—成熟源巖；淺成熟源巖僅生成極少的無商業(yè)價值油藏或油氣顯示；未成熟源巖全部無效，異地成熟油供給狀況是該區(qū)勘探的最大風險。