渤海石臼坨凸起原油地球化學特征及成因類型*

王飛龍 杜曉峰 湯國民 何俊輝 燕 歌

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459; 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司中海油實驗中心 天津 300452)

石臼坨凸起位于渤海海域中北部，是渤海海域勘探起步最早的地區(qū)之一，也是最重要的含油氣區(qū)帶之一,經(jīng)過40余年的勘探歷程，已累計發(fā)現(xiàn)三級油氣儲量超過5×108t。20世紀70年代初古潛山勘探階段，在該凸起東段發(fā)現(xiàn)了428小型潛山油田；20世紀末淺層構(gòu)造勘探階段，在該凸起淺層新近系先后發(fā)現(xiàn)了秦皇島32-6、南堡35-2兩個億噸級油田,由于秦皇島32-6油田是渤海海域新近系發(fā)現(xiàn)最早的大型油田，自此石臼坨凸起新近系地層成為渤海油田的勘探重點[1]；進入21世紀，該凸起實施構(gòu)造-巖性深淺復合立體勘探，又陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了秦皇島33-1、秦皇島35-2、秦皇島36-3等多個大中型油氣田和秦皇島27-2含油氣構(gòu)造；2010年以后精細勘探挖潛階段，又發(fā)現(xiàn)了秦皇島29-2、秦皇島33-1S兩個億噸級油田群和秦皇島27-3、秦皇島28-2含油氣構(gòu)造，并在南堡35-2、秦皇島33-1S油田圍區(qū)持續(xù)有滾動發(fā)現(xiàn)。

前人圍繞石臼坨凸起開展了大量研究，主要包括儲層研究[2-3]、油源分析[4-7]和成藏規(guī)律[8-10]等三類，但主要集中在油氣成藏條件及控制因素方面。由于石臼坨凸起油氣田發(fā)現(xiàn)多、歷時長、分布廣，對于油氣來源和成因的認識主要來源于某單一油田的油源對比分析，尚未進行系統(tǒng)的梳理和對比，因此，加強系統(tǒng)的原油地球化學特征及成因研究對于該地區(qū)現(xiàn)階段油氣精細勘探是非常必要的。本文系統(tǒng)分析了石臼坨凸起各油田和含油氣構(gòu)造的原油地球化學特征，并在此基礎上開展了油-源關系判識與原油成因類型劃分，從而為該地區(qū)下一步勘探提供了科學依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

石臼坨凸起是一個東西向長期繼承性的寬緩凸起，面積約1 000 km2，被渤中凹陷、南堡凹陷和秦南凹陷等3個生烴凹陷所環(huán)繞，可分為西部、中部和東傾末端等3個部分[9-10]，其中凸起西部緊鄰南堡凹陷，由邊界斷裂控制而形成陡坡帶，主要包括南堡35-2油田；凸起中部整體呈現(xiàn)北傾南翹的構(gòu)造特征，南部為長期繼承性活動的邊界斷裂與渤中凹陷相連，部分地區(qū)深入渤中凹陷腹地，主要包括秦皇島32-6、秦皇島33-1、秦皇島27-2/3油田；東傾末端南、北兩側(cè)被長期繼承性活動的邊界斷裂所夾持，形成地壘構(gòu)造形態(tài)，被渤中凹陷和秦南凹陷所環(huán)繞，主要包括秦皇島35-2、秦皇島36-3和秦皇島29-2油田(圖1)。

圖1 石臼坨凸起區(qū)域概況及油田分布圖

石臼坨凸起在漸新世中期以前盆地斷陷期基本處于隆升剝蝕狀態(tài)，僅在凸起兩端局部地區(qū)沉積古近系沙河街組。漸新世末期盆地拗陷期在中生界火山巖基底上殘留了較薄的古近系東二段(Ed2)，厚度25～150 m。新近紀裂后熱沉降期沉積了較厚的新近系館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)以及第四系[11]，其中館陶組發(fā)育沉積厚層砂礫巖、砂巖夾薄層泥巖的辮狀河沉積，有利于油氣橫向運移；明化鎮(zhèn)組發(fā)育泥巖與砂巖不等厚互層的河流-淺水湖泊相沉積，砂巖含量約為30%，儲蓋組合較好，特別是明下段(NmL)發(fā)育淺水三角洲沉積，在空間上易構(gòu)成洪泛泥巖與水下分流河道砂體的良好儲蓋組合，有利于巖性圈閉的形成，因此成為主要含油氣層系。研究表明，石臼坨凸起東傾末端依附邊界斷裂形成了深淺復合油氣藏，油氣在古近系沙二段(Es2)、沙一段(Es1)、東營組(Ed)和新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組均有分布，但以古近系為主[12]。

2 原油基本性質(zhì)

2.1 原油物性

石臼坨凸起不同構(gòu)造位置油田原油物性差異較大(表1)，凸起西部油田原油主要產(chǎn)層是NmL，密度為0.942～0.974 g/cm3，黏度為194～3 260 mPa·s，含蠟量為2.5%～6.37%，含硫量為0.25%～0.48%，屬于含蠟、低硫、重質(zhì)油。凸起中部油田原油主要產(chǎn)層也是NmL，密度為0.937～0.970 g/cm3，黏度為199～1 310 mPa·s，含蠟量為2.51%～6.37%，含硫量為0.23%～0.47%，也屬于含蠟、低硫、重質(zhì)油；凸起東傾末端油田原油主要產(chǎn)層包括Ed2、Es1、Es2，密度為0.811～0.868 g/cm3，黏度為1.93～8.98 mPa·s(為凸起區(qū)最低)，含蠟量10.85%～25.22%(為凸起區(qū)最高)，含硫量為0.04%～0.14%(為凸起區(qū)最低)，屬于高蠟、低硫、中—輕質(zhì)原油。

表1 石臼坨凸起原油物性特征

2.2 原油族組成

原油族組成中蘊含了豐富的地球化學信息，飽和烴、非烴和瀝青質(zhì)含量的高低與烴源巖類型、生物降解、原油成熟度等密切相關。一般而言，烴源巖成熟度低會造成原油中飽和烴含量低而非烴和瀝青質(zhì)含量高，遭受生物降解同樣也會造成原油中飽和烴含量降低而非烴和瀝青質(zhì)含量增高[13]。

石臼坨凸起西部油田與凸起中部油田原油族組成相當(圖2)，飽和烴含量分別為36.16%～45.39%和37.07%～46.48%，芳烴含量分別為21.95%～25.75%和19.35%～29.66%，飽和烴/芳烴分別為1.42～2.07和1.28～2.40，“非烴+瀝青質(zhì)”含量分別為20.20%～36.91%和20.60%～29.76%，與一般原油相比，飽和烴含量稍偏低，芳烴含量略微偏高，而“非烴+瀝青質(zhì)”含量則偏高較多，顯示為典型的稠油特征，這主要由生物降解作用造成。而石臼坨凸起東傾末端油田原油族組成含量差異明顯，飽和烴含量為57.61%～72.25%(遠高于凸起西部和中部)，芳烴含量為10.00%～19.70%(略低于凸起西部和中部)，飽和烴/芳烴為2.92～7.23(變化范圍大，高于凸起西部和中部)，“非烴+瀝青質(zhì)”含量為9.00%～20.20%(變化范圍大，低于凸起西部和中部)，這是由于更高成熟度的原油混入和未遭受生物降解共同造成的。

圖2 石臼坨凸起原油族組成相對含量三角圖

3 原油地球化學特征

3.1 正構(gòu)烷烴化合物及植烷系列特征

一般來看，飽和烴組成中正構(gòu)烷烴化合物含量最高，占據(jù)各類化合物的絕大部分；同時，不同碳數(shù)的正構(gòu)烷烴通?？捎脕矸治鲈湍冈吹念愋?、形成環(huán)境、熱演化程度及次生變化等地質(zhì)情況[13-14]，是原油分析的重要參數(shù)。

從石臼坨凸起已發(fā)現(xiàn)原油飽和烴質(zhì)量色譜圖來看，凸起西部原油(NB35-2-B井)總離子流程圖(TIC)上正構(gòu)烷烴輕烴組分幾乎全部損失殆盡，并且未可分辨化合物(Unresolved Complex Compounds，UCM)基線隆起，呈現(xiàn)一定高度的“鼓包”(圖3)，說明原油遭受了嚴重的生物降解作用。石臼坨凸起中部原油(QHD33-1S-B井、QHD27-3-A井)

圖3 石臼坨凸起原油飽和烴色質(zhì)TIC圖、萜烷和甾烷質(zhì)量色譜圖

正構(gòu)烷烴輕烴組分存在較大程度的損失，且UCM“鼓包”明顯，說明原油遭受了強烈的生物降解作用；另外，正構(gòu)烷烴具有較為明顯的雙峰形態(tài)，同時QHD27-3-A井NmL存在兩期含烴包裹體，鏡下呈現(xiàn)為黃褐色，石英顆粒內(nèi)部為第1期，顆粒縫隙為第2期(圖4)，說明中部地區(qū)原油存在明顯的二次充注特征。石臼坨凸起東傾末端南部原油(QHD36-3-A井)正構(gòu)烷烴為完整的單峰態(tài)中峰型，基線平直，說明原油沒有遭受生物降解作用，碳數(shù)主要分布在nC13與nC35之間，其主峰碳為nC20；而東傾末端北部原油(QHD29-2-B井)正構(gòu)烷烴為微弱雙峰態(tài)中前峰型，基線平直，沒有遭受生物降解作用，但碳數(shù)主要分布在nC11與nC34之間，其主峰碳分別為nC17和nC20，說明原油中混入了一期成熟度相對較高的原油。

圖4 QHD27-3-A井含烴包裹體特征(1 459 m NmL)

對于植烷系列，通常選取Pr/nC17、Ph/nC18、Pr/Ph等參數(shù)來反映生源沉積環(huán)境、熱演化程度和次生變化等[13]。石臼坨凸起西部、中部原油Pr/nC17值主要分布在1.43～9.27，Ph/nC18值主要分布在1.01～15.28(圖5)，說明原油遭受了明顯的生物降解作用。石臼坨凸起東傾末端南部原油Pr/nC17值主要分布在0.29～0.43，Ph/nC18值主要分布在0.26～0.38，而北部原油Pr/nC17值主要分布在0.41～0.42，Ph/nC18值主要分布在0.50～0.62，說明凸起東傾末端原油雖未遭受生物降解，但反映出北部原油成熟度高于南部地區(qū)。由于石臼坨凸起西部和中部地區(qū)原油遭受生物降解作用強烈，Pr/Ph值不能反映該地區(qū)原油生源特征，而凸起東傾末端原油未遭受生物降解作用，但南部、北部原油Pr/Ph值分布范圍分別為1.06～1.14和0.69～0.86(表2)，說明南部和北部生源存在一定的差異性，南部原油主要來源于弱還原-弱氧化環(huán)境，而北部原油主要來源于強還原環(huán)境。

圖5 石臼坨凸起原油Pr/nC17-Ph/nC18關系圖

3.2 甾烷類化合物特征

對于甾烷類化合物， C27-C28-C29甾烷系列多用來反映有機質(zhì)來源和熱演化程度，在油源對比方面意義重大[13]，常用規(guī)則甾烷C27-C28-C29三角圖來反映原油的生源特征。從整個石臼坨凸起甾烷C27-C28-C29三角圖來看，生源特征具有明顯的相似性，表現(xiàn)為C27?C28

3.3 萜烷類化合物特征

在油源對比分析中，常用的萜烷類化合物主要包括三環(huán)萜烷、四環(huán)萜烷和藿烷系列等。由于不同生物標志化合物在生物降解過程中的抗降解能力具有較大的差異性，而石臼坨凸起原油普遍存在不同程度的生物降解作用，因此在選擇萜烷類生物標志化合物參數(shù)時要選取抗降解能力強的生物標志化合物。

表2 石臼坨凸起原油飽和烴參數(shù)

圖6 石臼坨凸起C27-C28-C29規(guī)則甾烷相對含量三角圖

石臼坨凸起東傾末端原油飽和烴色質(zhì)TIC圖形態(tài)完整，飽和烴和植烷系列化合物未見異常(圖3、7a)，說明原油未遭受生物降解作用；凸起中部地區(qū)原油飽和烴色質(zhì)TIC圖存在明顯的UCM“鼓包”形態(tài)，飽和烴和植烷系列化合物缺失，C2925-降藿烷已經(jīng)開始大量出現(xiàn)(圖7a)，說明生物降解程度已達到或超過6級，但甾烷系列形態(tài)完整(圖3)，綜合判識原油降解等級為6級；凸起西部地區(qū)原油飽和烴色質(zhì)TIC圖也存在明顯的UCM“鼓包”形態(tài)，飽和烴和植烷系列化合物缺失，但C2925-降藿烷基本沒有出現(xiàn)，甾烷系列形態(tài)完整，表明原油降解等級大約在4～5級。由此可見，石臼坨凸起油田原油呈現(xiàn)出中部降解程度最強、西部次之、東部最弱的特征，但整體都未超過6級以上，因此甾烷和藿烷系列化合物沒有遭受明顯生物降解作用的影響，均可用于油源分析。

目前研究認為，渤海地區(qū)主要發(fā)育東三段、沙一段和沙三段等3套主力烴源巖，分別具有相對獨特的生物標志化合物特征，其中東三段烴源巖表現(xiàn)為高C19-三環(huán)萜烷、低伽馬蠟烷和低4-甲基甾烷的特征；沙一段烴源巖表現(xiàn)為低C19-三環(huán)萜烷、高伽馬蠟烷和低4-甲基甾烷的特征；沙三段烴源巖表現(xiàn)為低C19-三環(huán)萜烷、低伽馬蠟烷和高4-甲基甾烷的特征[15]。

從石臼坨凸起已發(fā)現(xiàn)油田原油的生物標志特征來看(圖3)，都具有中等4-甲基甾烷的特征，且都屬于成熟階段的原油，同時呈現(xiàn)出自西向東成熟度逐漸增加的特征(圖7b)，說明整個石臼坨凸起原油主要來源于沙三段烴源巖，與甾烷類化合物特征吻合；同時，該地區(qū)原油都含有一定量的伽馬蠟烷，表明都混有沙一段烴源巖的貢獻(圖3、7c)，但凸起西側(cè)原油的伽馬蠟烷含量有所增加(圖7c)，說明凸起西側(cè)沙一段烴源巖貢獻有所增加。另外，在凸起東傾末端原油中發(fā)現(xiàn)較高含量的C19-三環(huán)萜烷(圖7d)，說明凸起東傾末端東三段烴源巖具有重要貢獻。

圖7 石臼坨凸起原油飽和烴參數(shù)相關圖

3.4 碳同位素特征

原油碳同位素特征對母源有機質(zhì)具有強烈的繼承性，對于同源的原油，隨著烴源巖成熟度的增加，形成原油的碳同位素δ13C組成差異較小[13]。從石臼坨凸起西部原油碳同位素分布來看，δ13C分布集中，平均值為-26.8‰，上下浮動不超過0.2‰，說明該地區(qū)原油主要來自同一套烴源巖貢獻；凸起中部原油碳同位素具有一定的差異性，QHD33-1-C和QHD33-1-D地區(qū)δ13C變重為-25.5‰，說明中部地區(qū)存在多套供烴源巖；凸起東傾末端原油碳同位素變化較大，δ13C分布范圍為-24.9‰～-27.6‰，說明東傾末端一定存在多套供烴源巖(圖8)。

石臼坨凸起周邊凹陷現(xiàn)有烴源巖碳同位素δ13C數(shù)據(jù)顯示(圖9)，渤中凹陷沙三段烴源巖碳同位素最重，為-24.6‰～-28‰，均值-26.08‰；沙一段烴源巖次之，為-25.9‰～-30.2‰，均值-27.7‰；東三段烴源巖最輕，為-27.7‰～-29.9‰，均值為-28.6‰。對于秦南凹陷，沙三段烴源巖和沙一段烴源巖碳同位素值相似，均值分別為-28.4‰和-28.08‰，都輕于渤中凹陷烴源巖(圖9)。

圖8 石臼坨凸起原油全油碳同位素分布

圖9 石臼坨凸起周邊凹陷烴源巖碳同位素特征

對比原油與烴源巖碳同位素數(shù)據(jù)來看，石臼坨凸起西部和中部地區(qū)油源相對簡單，以渤中凹陷沙三段烴源巖貢獻為主，混有沙一段烴源巖貢獻。凸起東傾末端油源相對復雜，可進一步劃分為北部和南部2個區(qū)塊，其中北部地區(qū)主要包括秦皇島29-2油田，原油主要來源于秦南凹陷沙三段烴源巖，混有沙一段烴源巖；南部地區(qū)主要包括秦皇島35-2油田和秦皇島36-3油田，原油主要來源于渤中凹陷沙三段烴源巖，但在秦皇島35-2-A井區(qū)碳同位素明顯較輕，說明東三段烴源巖具有重要貢獻。

4 原油成因類型

根據(jù)以上石臼坨凸起原油物性、族組分以及油源生物標志化合物、碳同位素等特征，結(jié)合石臼坨凸起地質(zhì)概況，依據(jù)原油物性、母質(zhì)類型、油源特征等可將石臼坨凸起原油劃分為4種類型。

I類：凸起西部明下段原油，遭受強烈的生物降解作用，降解等級高達6級，表現(xiàn)為含蠟、低硫的重質(zhì)油；具有高伽馬蠟烷、中等4-甲基甾烷、C27甾烷優(yōu)勢的特征，屬于成熟階段原油，成熟度低于石臼坨凸起其他地區(qū)；主要來源于渤中凹陷沙三段烴源巖貢獻，經(jīng)歷遠距離運移聚集成藏，混有沙一段烴源巖貢獻。

II類：凸起中部明下段原油，遭受嚴重的生物降解作用，降解等級為4～5級，表現(xiàn)為含蠟、低硫的重質(zhì)油；具有中等伽馬蠟烷、中等4-甲基甾烷、C27甾烷優(yōu)勢的特征，屬于成熟階段原油；主要來源于渤中凹陷沙三段烴源巖貢獻，混有沙一段烴源巖貢獻。由于中部地區(qū)較西部地區(qū)離渤中凹陷近，二次充注作用明顯，接受后期成熟度相對高的原油，原油性質(zhì)好于西部地區(qū)，成熟度也高于西部地區(qū)。

III類：凸起東傾末端南部古近系原油，未遭受生物降解，表現(xiàn)為高蠟、低硫、中—輕質(zhì)原油；具有高C19-三環(huán)萜烷、中等伽馬蠟烷、中等4-甲基甾烷、C27甾烷優(yōu)勢的特征，屬于成熟階段原油；主要為渤中凹陷沙三段烴源巖近源成藏，混有渤中凹陷東三段烴源巖貢獻，原油成熟度整體高于中部和西部地區(qū)。

IV類：凸起東傾末端北部古近系原油，未遭受生物降解，表現(xiàn)為高蠟、低硫、中—輕質(zhì)原油；具有中等伽馬蠟烷、中等4-甲基甾烷、C27甾烷優(yōu)勢的特征，屬于成熟階段原油;主要為秦南凹陷沙三段烴源巖近源成藏，混有秦南凹陷沙一段烴源巖貢獻，原油成熟度整體高于中部和西部地區(qū)。

5 結(jié)論

1) 石臼坨凸起原油整體表現(xiàn)為成熟油，西部和中部地區(qū)原油遭受嚴重生物降解，東傾末端原油未遭受降解作用，具有中等伽馬蠟烷、中等4-甲基甾烷的特征，規(guī)則甾烷表現(xiàn)為C27?C28

2) 石臼坨凸起原油分為4種成因類型。第I類原油為新近系淺層稠油，主要來源于渤中凹陷沙三段烴源巖，混有沙一段烴源巖貢獻；第II類原油為新近系淺層稠油，主要來源于渤中凹陷沙三段烴源巖，混有沙一段烴源巖貢獻，但二次充注作用明顯，成熟度略高于I類，油品性質(zhì)也略好于I類；第III類原油為古近系中—輕質(zhì)油，主要來源于渤中凹陷沙三段烴源巖，具有高C19-三環(huán)萜烷特征，證實有東三段烴源巖貢獻；第IV類原油為古近系中—輕質(zhì)油，主要來源于秦南凹陷沙三段烴源巖，混有沙一段烴源巖貢獻。