瓊東南盆地深水區(qū)氣田凝析油成熟度判別和成因分析*

劉海鈺 黃保家 庹 雷 梁 剛 徐新德

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

瓊東南盆地是南海北部大陸邊緣的新生代拉張盆地，經(jīng)歷了早期斷陷和后期拗陷構(gòu)造演化階段，分別形成始新統(tǒng)湖相、漸新統(tǒng)海陸過渡相與淺海相沉積以及中新統(tǒng)和上新統(tǒng)海相沉積[1]。發(fā)育“兩套三相”烴源巖，即始新統(tǒng)湖相烴源巖、下漸新統(tǒng)崖城組海陸過渡相和半封閉淺海相烴源巖[2-4]。瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷發(fā)育巨厚的古近系—新近系，SS17-2、SS25-1和SS18-1氣田(圖1)的重要發(fā)現(xiàn)使之成為近年來油氣勘探關(guān)注的熱點地區(qū)。中央峽谷氣田以天然氣為主，含少量凝析油，油氣主要分布在黃流組和鶯歌海組，其中以黃流組占絕大多數(shù)[1]。前人對瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷氣田天然氣成因、來源、成藏及運聚條件都做過大量研究[5-7]，而在凝析油方面，除了黃合庭 等[8]深入剖析過SS17-2凝析油的成因與成藏機制外，對中央峽谷氣田凝析油的研究較少見報道。

目前中央峽谷氣田凝析油存在成熟度與成因認(rèn)識不清的問題，如利用甾烷異構(gòu)化參數(shù)和芳烴成熟度參數(shù)計算出中央峽谷氣田凝析油為成熟油[8]，但利用金剛烷參數(shù)計算出的凝析油成熟度Ro>1.3%，利用正庚烷和石蠟指數(shù)判別凝析油成熟度偏低，為低成熟—成熟油。不同成熟度參數(shù)反映出的凝析油成熟度相互矛盾，何文祥 等[9-10]在鶯歌海盆地底辟帶淺層氣田和崖城13-1氣田凝析油中也發(fā)現(xiàn)此現(xiàn)象，認(rèn)為其與原油遭受蒸發(fā)分餾作用有關(guān)，并使用多參數(shù)對原油成熟度進行研究，取得了較好效果。 本文系統(tǒng)分析瓊東南盆地深水區(qū)氣田凝析油物性及地球化學(xué)特征，考慮蒸發(fā)分餾作用的影響，多參數(shù)綜合評價原油成熟度，準(zhǔn)確判別深水區(qū)中央峽谷凝析油成熟度，探討凝析油與天然氣之間的關(guān)系，深入研究凝析油的成因類型與成藏機制，以期為中央峽谷進一步研究和勘探提供依據(jù)。

圖1 瓊東南盆地構(gòu)造單元劃分及深水氣田位置Fig .1 Division of tectonic units and location of the deep water gas fields in Qiongdongnan basin

1 凝析油特征

1.1 物性特征

深水區(qū)中央峽谷SS17-2、SS25-1和SS18-1氣田均為高溫常壓氣藏，壓力系數(shù)1.15～1.20，地溫梯度約3.7 ℃/100 m;干燥系數(shù)0.92～0.97，PVT分析氣油比為16 050～38 561 m3/m3，是高含凝析油的氣藏。如表1所示，目前在SS17-2、SS25-1構(gòu)造的黃流組和SS18-1構(gòu)造的鶯歌海組二段儲層中原油(凝析油與輕質(zhì)油)多為無色或淡黃色，密度(0.776 3～0.828 3 g/cm3)和運動黏度(0.487 2～1.006 0 mPa·s)均較低，含硫量低(0.030 7%～0.050 9%)，含蠟量不超過3%。因油質(zhì)較輕且具有很強的揮發(fā)性,導(dǎo)致族組分閉合度較低，僅為12%～15%。

表1 瓊東南盆地深水區(qū)凝析油物性特征參數(shù)Table 1 Physical properties of condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

1.2 地球化學(xué)特征

飽和烴色譜質(zhì)譜特征表明，深水區(qū)凝析油富含五環(huán)三萜烷和C27—C29甾烷。在研究區(qū)凝析油檢出的甾烷、萜烷系列化合物中，檢測到豐富的陸源生物標(biāo)志物奧利烷(OL)和雙杜松烷(W、T)。在m/z 191質(zhì)量色譜圖上(圖2)，深水區(qū)凝析油的奧利烷峰高接近或高于C30藿烷;在m/z 217質(zhì)量色譜圖上(圖2)，深水區(qū)凝析油的雙杜松烷T甚至為甾烷系列的主峰，與來自崖城組烴源巖的YC13-1-1井凝析油特征相似，反映了研究區(qū)凝析油與崖城13-1氣田凝析油來源上存在相似性，與崖城組海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖有關(guān)[3]。深水區(qū)凝析油C27—C29規(guī)則甾烷呈不對稱的“V”型分布，反映了陸源和水生生物混合母源輸入特征。深水區(qū)凝析油水生低等生物來源C27甾萜烷占優(yōu)勢，且來源于被子植物的雙杜松烷(W、T)較YC13-1-1井低得多，前人研究認(rèn)為這一現(xiàn)象與深水區(qū)淺海泥巖的貢獻比例相對較大有關(guān)[5-6]。

凝析油全烴氣相色譜分析表明，深水區(qū)3個凝析油樣品碳數(shù)分布范圍為nC8—nC33，主峰碳數(shù)分布范圍為nC8—nC10。全烴氣相色譜都呈現(xiàn)出單前峰型分布(圖3)，C21-/C21+為1.85～4.09，CPI值為1.03～1.07。凝析油Pr/Ph值較高,為3.46～4.62，呈明顯的姥鮫烷優(yōu)勢；正構(gòu)烷烴表現(xiàn)為以nC8為主峰的前峰型分布特征，C20以上高碳數(shù)正構(gòu)烷烴很少。值得注意的是，nC8以前的低分子量的輕質(zhì)烷烴有不同程度的損失，含異常高豐度的苯、甲苯和甲基環(huán)己烷等低分子量的芳烴和環(huán)烷烴，該特征與遭受蒸發(fā)分餾作用的原油特征相似。

圖2 瓊東南盆地深水區(qū)及崖城13-1氣田凝析油飽和烴甾萜烷特征Fig .2 Steranes and terpenes characteristics of saturated hydrocarbon from the condensate oils in the deep water area and YC13-1 gas field of Qiongdongnan basin

深水區(qū)凝析油輕烴氣相色譜圖(圖3)表現(xiàn)出含異常高的輕質(zhì)芳烴(如苯、甲苯)，豐度甚至高于同碳數(shù)的正構(gòu)烷烴，正庚烷/甲基環(huán)己烷比值低(0.45～0.51)，甲苯/正庚烷比值高(2.88～7.62)。Thompson[11]曾提出用甲苯/正庚烷、正庚烷/甲基環(huán)己烷2個參數(shù)來區(qū)分原油的次生變化，而深水區(qū)凝析油樣品點在圖版中沿著蒸發(fā)分餾作用的演化曲線分布(圖4)，表明原油經(jīng)歷過蒸發(fā)分餾作用。

圖3 瓊東南盆地深水區(qū)凝析油全烴氣相色譜與輕烴氣相色譜Fig .3 Gas chromatogram and light hydrocarbon chromatogram from the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan Basin

圖4 區(qū)分原油4種次生變化的Thompson[11]模式圖Fig .4 Pattern diagram from Thompson[11] to distinguish 4 kinds of secondary changes in crude oil

2 凝析油成熟度判別

2.1 庚烷值與石蠟指數(shù)

Thompson[12]于1983年發(fā)現(xiàn)隨著油氣成熟度增加，庚烷值(H)和石蠟指數(shù)(I)逐漸增大，并提出運用庚烷值和石蠟指數(shù)來判別原油的成熟度。在此基礎(chǔ)上，程克明 等[13]根據(jù)庚烷值和石蠟指數(shù)的演化關(guān)系，可將原油劃分為4類：低成熟原油、正常原油、高成熟原油和過成熟原油。瓊東南盆地深水區(qū)3個凝析油樣品的庚烷值小于15%，石蠟指數(shù)大于1(表2)，指示原油屬于低成熟—成熟油范疇。

表2 瓊東南盆地深水區(qū)凝析油成熟度參數(shù)Table 2 Maturity parameters of the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

注：I為石蠟指數(shù)；H為庚烷值；T為烴類生成溫度；MPI1為甲基菲指數(shù)；IMA為甲基單金剛烷成熟度指數(shù)；IMD為甲基雙金剛烷成熟度指數(shù)。

2.2 Mango參數(shù)

Mango[14]提出2,4/2,3-二甲基戊烷比值與母質(zhì)類型和成藏時間無關(guān),而只與溫度相關(guān)。Bement等[15]通過對不同盆地大批烴源巖的分析，提出了Mango參數(shù)(2,4-DMP/2,3-DMP)與烴類生成溫度(T,℃)的函數(shù)方程：T=140+15ln(2,4-DMP/2,3-DMP)，據(jù)此可計算出油氣的最大生成溫度，并利用油氣最大生成溫度可以折算相應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率Rm[16](Rm=0.012 3T-0.676 4)。深水區(qū)凝析油樣品的原油生成溫度分布在128.2～130.3 ℃范圍內(nèi)，折算出的鏡質(zhì)組反射率為0.92%～0.94%，表明原油處于生烴高峰的范疇。

2.3 甲基菲指數(shù)

Thompson提出的甲基菲指數(shù)(MPI)可以較好地反映原油、瀝青的成熟度[17]，但該指數(shù)的應(yīng)用也具有局限性，即當(dāng)0.65%1.35%時，MPI1值向反方向演化。如表2所示，深水區(qū)SS18-1-1井DST測試原油MPI1值為0.85(表2)，依據(jù)公式折算成的成熟度Rc1=0.92%，反映成熟油的特征。當(dāng)成熟度Ro>1.35%時，MPI1值與Rc的關(guān)系出現(xiàn)倒轉(zhuǎn)，依據(jù)Radke等[18]提出的關(guān)系式Rc2=-0.60×MPI1+2.5，計算出該井DST測試原油Rc2為1.99%，反映原油為高成熟期的產(chǎn)物。結(jié)合原油物性及高碳數(shù)正構(gòu)烷烴的檢出，認(rèn)為凝析油成熟度Ro為1.99%是不合理的。

2.4 金剛烷成熟度指數(shù)

金剛烷是成烴演化過程中多環(huán)烴類聚合物反應(yīng)的產(chǎn)物，因其性能穩(wěn)定常用來在確定高成熟原油或烴源巖成熟度。陳軍紅 等[19]提出用甲基單金剛烷成熟度指數(shù)IMA和甲基雙金剛烷成熟度指數(shù)IMD這2項指標(biāo)來評價原油的成熟度，認(rèn)為這兩個比值越大，成熟度越高。然而，何文祥 等[10]在鶯瓊盆地未熟—低熟的樣品抽提物中均發(fā)現(xiàn)單、雙金剛烷，說明它不一定是成巖過程中處于高溫條件下才能形成的的產(chǎn)物，其形成可能還受沉積環(huán)境的控制。此外，對鶯瓊盆地巖心樣品的模擬實驗發(fā)現(xiàn)金剛烷數(shù)值與Ro之間無良好的線性相關(guān)關(guān)系，因此，引用前人有關(guān)金剛烷的研究成果于鶯瓊盆地時需要謹(jǐn)慎，不可作為唯一有效的成熟度參數(shù)加以應(yīng)用。

深水區(qū)3個凝析油樣品的甲基單金剛烷成熟度指數(shù)IMA為82%～86%，甲基雙金剛烷成熟度指數(shù)IMD為46%～52%(表2)，按照陳軍紅 等[19]建立的IMD與鏡質(zhì)組反射率的關(guān)系式，折算的成熟度Rc3=1.56%～1.70%，反映凝析油為高成熟階段的產(chǎn)物。

2.5 甾烷異構(gòu)化參數(shù)

C29甾烷20S/(20S+20R)和C29甾烷αββ/(αββ+ααα)等甾烷異構(gòu)化參數(shù)可以很好地表征原油的成熟度[20]，當(dāng)有機質(zhì)成熟度Ro達0.8%～1.0%時，C29甾烷20S/(20S+20R)達到0.50～0.55的平衡值，C29甾烷αββ/(αββ+ααα)達到0.67～0.70的平衡值。深水區(qū)3個凝析油樣品的C29甾烷20S/(20S+20R)值為0.37～0.43，C29甾烷αββ/(αββ+ααα)值為0.39～0.44(表2)，均未達到平衡終點，指示凝析油處于低成熟—成熟階段。

綜上所述，從凝析油輕質(zhì)組成看，庚烷值與石蠟指數(shù)反映原油處于低熟—成熟階段，由Mango參數(shù)折算的成熟度Rm為0.92%～0.94%。從凝析油中質(zhì)組成看，由甲基菲指數(shù)MPI1折算的成熟度Rc為0.92%。從凝析油重質(zhì)組成看，C29甾烷20S/(20S+20R)值為0.37～0.43，C29甾烷αββ/(αββ+ααα)值為0.39～0.44，均未達到平衡終點，反映其成熟度Ro<0.8%，明顯低于中間組成的成熟度。由此可見，深水區(qū)氣田凝析油不同組成的成熟度參數(shù)反映的成熟度存在差異，這與原油遭受蒸發(fā)分餾作用改造有關(guān)。

Kissin[21]研究表明，未遭受任何分餾和蝕變的原油正構(gòu)烷烴摩爾濃度的對數(shù)值與碳數(shù)間具有線性關(guān)系，當(dāng)原油發(fā)生不同次生作用時，正構(gòu)烷烴的摩爾濃度也會發(fā)生改變。如圖5所示，深水區(qū)的凝析油表現(xiàn)為nC10之前正構(gòu)烷烴摩爾濃度輕微降低，反映原油的輕質(zhì)組分有輕微散失；nC28以后正構(gòu)烷烴摩爾濃度變化較大，表現(xiàn)為降低或增加，是由于后期天然氣注入使得原油重質(zhì)組成溶解度改變導(dǎo)致。而相對于輕質(zhì)組成和重質(zhì)組成，中間組成的正構(gòu)烷烴受到蒸發(fā)分餾作用的影響較小。因此，中間組成的成熟度參數(shù)更能反映原油成熟度真值，說明深水區(qū)氣田凝析油處于成熟階段。

圖5 瓊東南盆地深水區(qū)凝析油正構(gòu)烷烴摩爾濃度 半對數(shù)分布曲線Fig .5 Distribution curves of n-alkanes mole concentrations of the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

3 凝析油成因分析

3.1 凝析油與天然氣的成因關(guān)系

深水區(qū)凝析油高的Pr/Ph、高奧利烷和雙杜松烷，均反映凝析油來自于富含陸源有機質(zhì)的烴源巖。前人研究認(rèn)為，深水區(qū)凝析油與崖城13-1氣田凝析油有著相似的來源，來自崖城組煤系及富含陸源有機質(zhì)的烴源巖，與凝析油共生的天然氣主要來自漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系及淺海相泥質(zhì)烴源巖[5-6]。

深水區(qū)與凝析油共生的天然氣為富烴氣，甲烷含量92.89%～93.00%，非烴氣含量較低，主要為N2(0.26%～3.54%)和CO2(0.04%～5.88%);干燥系數(shù)0.92～0.97，天然氣甲烷碳同位素值為-40.10‰～-37.28‰，乙烷同位素值為-25.21‰～-24.02‰，顯示煤型氣特征；據(jù)甲烷碳同位素推算的Rc為1.11%～1.48%，反映天然氣處于成熟—高熟階段，要高于共生凝析油的成熟度。

深水區(qū)油氣輕烴指紋特征基本一致(圖6)，反映油、氣基本同源，都來自崖城組烴源巖。但是，與成熟度有關(guān)的配比值(如nC5/CC5、苯/nC6、甲苯/nC7等)仍存在差異，這些差異除受分餾作用影響外，還可能與油、氣為烴源巖不同成熟階段所生有關(guān)，再次說明油、氣同源不同期，也指示深水區(qū)至少存在兩期油氣充注。此外，黃合庭 等[8]通過盆地模擬和生烴熱模擬實驗認(rèn)為陵水凹陷存在油氣兩期充注成藏，早期以中等成熟的凝析油和濕氣為主，晚期為大量高成熟天然氣充注。

3.2 凝析油蒸發(fā)分餾成因

深水區(qū)中央峽谷特殊的地質(zhì)條件可為該區(qū)油氣蒸發(fā)分餾作用的發(fā)生提供良好的背景條件。前人在過SS17-2氣田地震剖面上(圖7)識別出了類似于鶯歌海盆地底辟構(gòu)造的氣煙囪[22]，說明深水區(qū)中央峽谷底部也發(fā)育類似的特征。這些底辟構(gòu)造向下溝通深部崖城組烴源巖，向上延伸至鶯歌海組、黃流組儲層，構(gòu)成了天然氣向上運移的重要通道。該通道也能破壞早期形成油氣藏的平衡，促使油、氣再分配。此外，深水區(qū)中央峽谷所產(chǎn)原油的氣油比較高，天然氣甲烷及乙烷同位素組成較重，成因上為高熟煤型氣而非原油伴生氣，表明有大量高熟外源天然氣輸入。陵水凹陷漸新統(tǒng)海陸過渡相煤系和淺海泥質(zhì)烴源巖目前處于成熟—過成熟階段[4]，保證了充足的氣源供應(yīng)。因此，深水區(qū)油、氣兩期充注，早期中等成熟輕質(zhì)油聚集于儲集層，隨著晚期高成熟天然氣的不斷注入，對已經(jīng)生成的原油進行蒸發(fā)分餾改造，氣相組分沿著底辟斷裂從飽和的原油中分異出來而形成凝析油氣藏。

圖6 瓊東南盆地深水區(qū)凝析油油氣輕烴指紋對比Fig .6 Comparison of oil-gas light hydrocarbon fingerprint from the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

圖7 過中央峽谷SS17-2氣田地震剖面[22]Fig .7 Seismic profile crossing SS17-2 gas field in central canyon[22]

4 結(jié)論

1) 瓊東南盆地深水區(qū)氣田凝析油具有密度低、含蠟量低、高奧利烷和雙杜松烷等特征。同時，研究區(qū)凝析油表現(xiàn)出低碳數(shù)正構(gòu)烷烴散失，具異常高含量的苯、甲苯等輕質(zhì)芳烴，以及高芳香度和低石蠟度等遭受蒸發(fā)分餾的原油特征。

2) 深水區(qū)凝析油不同組成的成熟度參數(shù)反映的成熟度存在差異，中間組成的成熟度參數(shù)更能反映原油成熟度真值，說明深水區(qū)氣田凝析油處于成熟階段。

3) 成因上，深水區(qū)崖城組烴源巖在成熟階段生成的正常原油遭受晚期高成熟天然氣的蒸發(fā)分餾改造，氣相組分沿著底辟斷裂從飽和的原油中分異出來從而形成凝析油氣藏。