鞏建強(qiáng)，楊懷宇，王文彬，陳濤

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000）

0 引言

經(jīng)過60多年的勘探開發(fā)，東營凹陷已經(jīng)進(jìn)入中高勘探程度階段，而古近系孔店組埋藏深，勘探程度與認(rèn)識(shí)程度均較低。近年來，在東營凹陷南部斜坡帶古近系孔店組雖取得了一些突破，部分區(qū)塊也發(fā)現(xiàn)了規(guī)模儲(chǔ)量，但勘探成功率相對比較低［1-2］。為提高勘探成功率與效益，在充分認(rèn)識(shí)原型盆地、構(gòu)造演化、沉積儲(chǔ)層和成巖作用［3-4］的基礎(chǔ)上，需要進(jìn)一步剖析油氣來源和油氣運(yùn)移路徑，明確有利成藏區(qū)，以便指導(dǎo)勘探選區(qū)評價(jià)。為此，本文以王家崗地區(qū)古近系孔店組為研究區(qū)，利用地球化學(xué)方法明確油氣來源，結(jié)合流體包裹體和原油地球化學(xué)參數(shù)，明確油氣運(yùn)移聚集路徑，為勘探提供新思路，對東營凹陷南部斜坡帶孔店組的勘探評價(jià)具有重要的指導(dǎo)和借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

東營凹陷位于濟(jì)陽坳陷南部，是渤海灣盆地主要的油氣富集凹陷之一（見圖1）。受渤海灣盆地整體構(gòu)造演化的控制，東營凹陷也呈現(xiàn)“北斷南超”的構(gòu)造特征，可進(jìn)一步將其劃分為北部陡坡帶、民豐洼陷、利津洼陷、中央隆起帶、牛莊洼陷、博興洼陷和南部斜坡帶等7個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元。中生代以來，東營凹陷南部斜坡帶孔店組沉積前，以近NW向斷裂為主；孔店組—沙河街組四段下亞段沉積時(shí)，除NW向斷裂外，受走滑影響，凹陷內(nèi)部發(fā)育 NEE向斷裂［5-7］；沙四下亞段沉積后，發(fā)育斷裂數(shù)量多、規(guī)模大小不一，以NEE或近EW向?yàn)橹?，多期斷裂的疊加使油氣聚集成藏更加復(fù)雜。

圖1 東營凹陷區(qū)域位置

南部斜坡帶由于緊鄰牛莊洼陷和博興洼陷，油氣成藏背景十分有利［8-10］。南部斜坡帶古近系自下而上發(fā)育孔店組、沙河街組和東營組，孔店組與下部中生界地層呈角度不整合接觸。初始斷陷期，東營凹陷湖盆范圍較小，加之干旱炎熱的氣候條件，孔一段和沙四下亞段處于強(qiáng)氧化環(huán)境，發(fā)育一套紫紅色或紅色沖積扇，扇三角洲厚層砂礫巖沉積，統(tǒng)稱為紅層。由于其缺少古生物及明顯的標(biāo)志層，因此又被稱為“啞地層”［11］。勘探實(shí)踐表明，東營凹陷紅層勘探潛力巨大，但油氣成藏條件十分復(fù)雜，需要開展深入的油氣運(yùn)移等成藏研究。

王家崗地區(qū)位于東營凹陷南部斜坡帶東部，東南與八面河油田以八面河鼻狀構(gòu)造帶為界，西側(cè)則緊鄰陳官莊構(gòu)造帶，西北緊鄰牛莊洼陷，是油氣運(yùn)移聚集的有利區(qū)［12］。通過對孔店組紅層油氣來源進(jìn)行細(xì)致分析，并精細(xì)剖析油氣運(yùn)移路徑，以期指導(dǎo)該地區(qū)油氣勘探評價(jià)。

2 孔店組紅層油源對比

2.1 原油物性特征

王家崗地區(qū)孔店組原油具有高蠟、低硫、高凝固點(diǎn)的特征（見表1），向著斜坡邊緣方向，自王135到南部的王斜131、王斜132井，其含蠟量和凝固點(diǎn)降低、含硫量增加，表明油氣運(yùn)移過程中蠟質(zhì)組分逐漸滯留而降低，硫元素逐漸富集。

2.2 油源對比

王家崗地區(qū)孔店組原油地球化學(xué)特征明顯，飽和烴氣相色譜中以正構(gòu)烷烴高碳峰群為主，具奇碳優(yōu)勢、雙峰型特點(diǎn)，加之金剛烷系列較全，均表明其陸源高等植物有機(jī)質(zhì)所占比例較高［13-15］；伽馬蠟烷值中等，植烷優(yōu)勢明顯，Pr/Ph在0.2～0.8，表明其為咸水湖盆環(huán)境，這也與孔店組地層中發(fā)育有膏巖所表征的咸化沉積環(huán)境相吻合；Pr/nC17＜0.5，Ph/nC18＜1.0，表明其生物降解作用較弱（見表1）。

表1 王斜131井孔一段原油參數(shù)統(tǒng)計(jì)

與東營凹陷其他紅層原油有所不同，在飽和烴質(zhì)譜圖中，王家崗地區(qū)紅層原油具有三環(huán)萜烷含量高、藿烷無翹尾現(xiàn)象、不含4-甲基甾烷，C27—C29規(guī)則甾烷組成以C29甾烷相對富集，呈現(xiàn)反L型分布，表明陸源高等植物輸入貢獻(xiàn)較大。

通過地質(zhì)綜合分析，東營凹陷可能主要有沙三下亞段、沙四上亞段、沙四下亞段和孔二段等4套烴源巖為孔店組紅層提供油氣來源，其地球化學(xué)參數(shù)差異性明顯（見圖2）。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)：沙三下亞段烴源巖具有低伽馬蠟烷、Pr/Ph約1.5左右（見圖2a）、C35藿烷無翹尾、C35藿烷/C34藿烷＜1.0（見圖 2b）、Ph/nC18＜1.0 與 Ph/nC17＜1.0（見圖2c）的特征；沙四上亞段烴源巖具有高伽馬蠟烷、Pr/Ph＜0.45、C35藿烷翹尾、Ph/nC18與 Ph/nC17分布范圍較大的特征；沙四下亞段烴源巖具有低—中等的伽馬蠟烷值、Pr/Ph 在 0.5～1.0、C35藿烷無翹尾、Ph/nC18＜3.0與Ph/nC18＜1.7的特征；孔二段烴源巖具有中等伽馬蠟烷、Pr/Ph 在 0.6～0.9、C35藿烷無翹尾、Ph/nC18＜1.5與 Ph/nC17＜1.0的特征。

圖2 東營凹陷南部斜坡帶烴源巖地球化學(xué)參數(shù)對比

通過油源對比研究，發(fā)現(xiàn)王家崗地區(qū)孔店組油源主要來自孔二段烴源巖，孔店組原油與孔二段烴源巖具有相似的地球化學(xué)特征：相對較高的三環(huán)萜烷含量、較高的C30藿烷含量、中等的伽馬蠟烷含量、C35藿烷無翹尾（見圖 3）、Pr/Ph 介于 0.6～0.9；而沙四下亞段烴源巖中三環(huán)萜烷含量較低、較高的C30藿烷含量、低—中等伽馬蠟烷含量、C35藿烷無翹尾、Pr/Ph介于0.5～1.0；沙四上亞段烴源巖中三環(huán)萜烷含量較低、較高的C30藿烷含量、較高的伽馬蠟烷含量、C35藿烷翹尾、Pr/Ph一般小于0.45；沙三下亞段烴源巖中三環(huán)萜烷含量較低、較高的C30藿烷含量、低伽馬蠟烷含量、C35藿烷無翹尾、Pr/Ph在1.5左右。因此，王家崗地區(qū)孔店組紅層原油的油源主要來自孔二段烴源巖，具有“單源”供烴的特征。

圖3 孔店組原油與孔二段烴源巖油源對比

3 紅層油氣運(yùn)移路徑分析

3.1 油氣充注特征

流體包裹體［16-17］包含了油氣充注時(shí)的流體類型和溫度壓力等信息，因而被廣泛應(yīng)用在油氣勘探評價(jià)中［18］。觀察王家崗地區(qū)靠近油源斷層到斜坡邊緣不同井孔店組巖心和壁心中的流體包裹體（見圖4）可以看出：距油源斷層越近，包裹體數(shù)量越多；越遠(yuǎn)，包裹體越少。如：王135井靠近油源斷層，烴類包裹體數(shù)量多，一個(gè)薄片發(fā)現(xiàn)近40個(gè)包裹體（見圖4a—4c）；石英次生加大邊內(nèi)包裹體尺寸大(約15 μm)；熒光顏色多，從成熟度較低的綠色和黃綠色到成熟度較高的亮黃色均有發(fā)育，也表明油氣充注至少存在2個(gè)期次。距離油源斷層較遠(yuǎn)的王斜131井，烴類包裹體少而小，共發(fā)現(xiàn)18個(gè)烴類包裹體，包裹體最大尺寸為5 μm，主要發(fā)育在石英加大邊及裂隙中，熒光為黃綠色和綠色，均一化溫度集中在80～95℃，表明王斜131井僅發(fā)生1次原油充注，且充注時(shí)期較早、成熟度低。位于斜坡邊緣的王130井，距離油源斷層更遠(yuǎn)，巖心薄片（1 952.4 m）顯示2個(gè)烴類包裹體，包裹體數(shù)量進(jìn)一步減少，包裹體尺寸5～8 μm，熒光為黃綠色，其鹽水包裹體有弱黃色熒光顯示，表明原油在此運(yùn)移過。

圖4 王家崗地區(qū)孔店組流體包裹體特征

油氣運(yùn)移路徑通常為不整合面或“砂體-斷層”組成的輸導(dǎo)格架。通過分析東營凹陷王家崗地區(qū)鉆井資料可以看出，盡管王古1井中生界潛山頂面發(fā)生了油氣運(yùn)移和聚集，但在遠(yuǎn)離生烴灶的王斜131井和王112井的潛山頂面并沒有油氣顯示，且王130井中生界的流體包裹體只發(fā)現(xiàn)了鹽水包裹體，并未發(fā)現(xiàn)烴類包裹體。

這表明中生界與古近系孔店組的不整合面并未起到長距離運(yùn)移油氣的作用，油氣的運(yùn)移主要以“砂體-斷層”作為長距離的輸導(dǎo)格架；再者，從烴類包裹體的熒光顯示顏色來看，至少存在2期油氣充注，早期烴類成熟度低但生烴量大，油氣運(yùn)移距離較遠(yuǎn)，而成熟度高的晚期烴類僅在近油源斷層的斷塊內(nèi)被發(fā)現(xiàn)，表明油氣運(yùn)移距離較近。

3.2 地質(zhì)色層效應(yīng)示蹤

油氣在運(yùn)移過程中將發(fā)生組分的分異作用，即“地質(zhì)色層效應(yīng)”，而利用這種有規(guī)律的變化可以辨別油氣運(yùn)移路徑［19］。油氣在運(yùn)移過程中，二苯并噻吩分子中噻吩環(huán)硫原子上的孤對電子與周圍介質(zhì)中帶正電的氫原子形成氫鍵，導(dǎo)致二苯并噻吩類分子被吸附而引起運(yùn)移分餾效應(yīng)，不易形成氫鍵的分子1-甲基二苯并噻吩（1-MDBT）及 1，4-二甲基二苯并噻吩（1，4-DMDBT）則隨著運(yùn)移距離的增加，其相對含量增加，而4-MDBT/1-MDBT，2，4-DMDBT/1，4-DMDBT，4，6-DMDBT/1，4-DMDBT的值隨之下降。東營凹陷王家崗?fù)?6等8口井的參數(shù)表現(xiàn)出該特點(diǎn)（見圖5a）。此外，由于菲系列化合物中1-甲基菲和9-甲基菲熱穩(wěn)定性差，隨成熟度增加，甲基的重排作用使1-甲基菲和9-甲基菲含量降低，1-甲基菲/菲和9-甲基菲/菲也會(huì)隨著降低 （見圖5b）；Pr/nC17和Ph/nC18隨著成熟度的增加而降低（見圖5c）；隨著熱演化作用的進(jìn)行，生物構(gòu)型（R構(gòu)型）甾烷不斷向地質(zhì)構(gòu)型（S構(gòu)型）轉(zhuǎn)化（見圖5d），與此同時(shí)，C14和C17位上的α-H也會(huì)向β-H轉(zhuǎn)化，并最終共存達(dá)到平衡。因此，原油的成熟度越高，C29甾烷20S/（20S+20R）和 C29甾烷 ββ/（αα+ββ）值越大。 結(jié)合流體包裹體信息，可知初次充注的低成熟度原油運(yùn)移距離長，而靠近生烴灶的井區(qū)混入了熱演化程度高的原油，隨著距離的增加，高成熟度原油混入比例逐漸降低，因而隨著運(yùn)移距離的增加，孔店組原油成熟度逐漸降低。

圖5 王家崗地區(qū)孔店組紅層地質(zhì)色層效應(yīng)特征

4 孔店組紅層油氣運(yùn)移模式

結(jié)合前人研究，根據(jù)油源對比、流體包裹體及地質(zhì)色層效應(yīng)的研究結(jié)果，建立了東營凹陷南部斜坡帶王家崗地區(qū)古近系孔店組紅層油氣運(yùn)移成藏模式（見圖6）。王家崗地區(qū)孔店組紅層原油來自孔二段烴源巖，沙四下亞段、沙四上亞段與沙三下亞段烴源巖生成的油氣未進(jìn)入到孔店組儲(chǔ)層中?？椎杲M紅層沉積儲(chǔ)層類型多，儲(chǔ)層橫向物性變化大，油氣充注優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的概率更大，斷距小、不活躍斷層的封堵性較好，上覆沙四下亞段底部較穩(wěn)定的泥巖蓋層與孔店組優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成較好的儲(chǔ)蓋組合對油氣成藏非常有利。

圖6 王家崗地區(qū)孔店組紅層油氣成藏模式

綜上所述，王家崗地區(qū)孔店組紅層的油氣運(yùn)移路徑主要為孔店組“砂體-斷層”輸導(dǎo)，不整合面輸導(dǎo)規(guī)模小且運(yùn)移距離短。雖然孔店組原油具有“單源”模式，但從流體包裹體的熒光顏色，以及反映原油成熟度的地球化學(xué)參數(shù)中，可以看出：孔店組至少發(fā)生過2次油氣充注，早期充注生烴量大且運(yùn)移距離遠(yuǎn)，凹陷斜坡邊緣的王955井區(qū)仍能聚集成藏，后期充注運(yùn)移距離短，從而使王家崗地區(qū)具有隨運(yùn)移距離增加而原油成熟度降低的特征。

5 結(jié)論

1）東營凹陷王家崗地區(qū)孔店組紅層油氣來源主要為孔二段烴源巖，且運(yùn)移路徑主要為孔店組“砂體-斷層”輸導(dǎo)。

2）自王46北油源斷層至斜坡邊緣，烴類包裹體數(shù)量由多到少至無，地質(zhì)色層效應(yīng)參數(shù)由強(qiáng)到弱，表明油氣自凹陷向斜坡逐漸運(yùn)移；烴類包裹體的熒光顏色，表明孔店組至少發(fā)生過2次油氣充注，早期充注生烴量大且運(yùn)移距離遠(yuǎn)，后期充注相對較小且運(yùn)移距離較短，從而使王家崗地區(qū)具有原油成熟度隨運(yùn)移距離增加而降低的特征。