冀中坳陷淀南地區(qū)沙河街組三段中亞段油氣來源及成藏模式分析

楊瑩瑩，湯小琪，崔 剛，王 莉，陳彥軍

(1.中國石油華北油田 第一采油廠，河北 任丘 062552； 2.中國石油華北油田 勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062552)

引 言

冀中坳陷為渤海灣盆地西部的一個二級坳陷，北鄰燕山隆起，東依滄縣隆起，南至邢橫隆起，西接太行山隆起[1-8]，為大型寬緩斜坡。受晚燕山期、晚白堊世以及后期局部強烈的構(gòu)造運動作用，形成了一系列北東—南西方向壘塹相間，在相間帶發(fā)育坡折帶的一系列構(gòu)造格局(圖1)。淀南地區(qū)自下而上依次發(fā)育孔店組、沙河街組、明化鎮(zhèn)組、館陶組和平原組[9-10]，其中，沙河街組自下而上可細分為孔店組—沙河街組四段及沙河街組的三段下亞段、三段中亞段、三段上亞段、二段下亞段、二段上亞段、一段下亞段、一段上亞段(以下分別簡稱孔店—沙四段、沙三下段、沙三中段、沙三上段、沙二下段、沙二上段、沙一下段以及沙一上段)[11-14]，據(jù)張文朝，姜在興等人[15-19]研究成果，淀南地區(qū)構(gòu)造演化可劃分為斷陷分割充填期(孔店組一沙四段沉積期)、斷陷擴張深陷期(沙三中—沙三下段沉積期)、斷陷萎縮期(沙三上段—沙二段沉積期)、斷陷擴展期(沙二上段沉積期)和斷陷抬升消亡期(沙一段—東營組沉積期)，具有中新生代“斷-坳”疊合的組合特征。沙三段形成于盆地斷陷擴張深陷及抬升期，可容空間較大，為淀南地區(qū)區(qū)域性儲層發(fā)育段，其中，沙三中段砂巖占地層厚度的百分比普遍大于50%，沙三上段一般為10%～30%。以往淀南地區(qū)勘探重點多放在沙一下段及沙三上段構(gòu)造油藏，原有認識認為沙三中段深層不具備工業(yè)開采潛力， 為降低鉆井成本，勘探開發(fā)目的層多集中在沙三上段以上層系，但在近兩年的富油區(qū)帶重新摸排工作中，發(fā)現(xiàn)多個斷塊在沙三中段鉆獲較好的油氣顯示，進一步在有利區(qū)帶展開評價，部署評價井淀39-1X獲成功，在沙三中段首次鉆遇37.8 m厚油層，初步落實了沙三中段有利圈閉帶，預(yù)測圈閉資源量3 000×104t。但關(guān)于沙三中段油藏油氣來源、成藏條件、成藏模式等問題制約了下步整體評價建產(chǎn)工作，亟待解決。目前沙三中段油氣來源及成藏模式存在兩大疑問:一是油源來自沙一段還是沙三段烴源巖；二是其油藏模式是傳統(tǒng)的構(gòu)造油藏，還是隱蔽型油氣藏。本文將對烴源巖特征參數(shù)進行分析，利用原油成熟度參數(shù)及地球化學(xué)特征進行油源對比，結(jié)合熒光薄片以及三維定量熒光測井成果，對淀南地區(qū)沙三中段油藏的油氣來源及成藏模式進行探討。

1 油氣分布規(guī)律

淀南地區(qū)主要發(fā)育4套儲蓋組合：分別是沙一—沙二段儲蓋組合、沙三上段儲蓋組合、沙三中段儲蓋組合以及沙三下段—潛山儲蓋組合[20-23](圖1)。已發(fā)現(xiàn)油氣資源主要聚集在沙一段儲蓋組合(高30油藏、西柳10油藏)及沙三上段儲蓋組合(雁63、淀32、西柳10油藏)。其中，沙一段油藏，即高30和西柳10油藏主要分布在大百尺及西柳10斷裂帶附近，沙三上段的油藏主要聚集在雁翎及西柳10斷裂帶(圖1)，沙一段與沙二段、沙三上段油氣平面分布具有分區(qū)成帶的特征。

圖1 淀南地區(qū)區(qū)域位置及地層綜合柱狀圖Fig.1 Location and synthetical stratum histogram of Diannan area

2 烴源巖地球化學(xué)特征

淀南地區(qū)主要存在2套暗色泥巖發(fā)育段，即沙一下段和沙三段。其中沙一下段為本區(qū)的主要烴源層，其次為沙三段。

沙一下段為一套頁理極發(fā)育的富有機質(zhì)頁巖、鮞?；?guī)r、泥質(zhì)白云巖、暗色泥巖及砂巖組成的“特殊巖性段”， 其有機碳(TOC)質(zhì)量分數(shù)很高， 可溶有機質(zhì)瀝青“A”和總烴等可溶組分質(zhì)量分數(shù)普遍也很高。瀝青“A”平均值為0.334 0%， 變化范圍在0.033 6%～0.608 4%，85%的樣品值大于0.200 0%。總烴質(zhì)量分數(shù)最高為399 5×10-6，最小值為1 470×10-6，平均為2 362×10-6。熱解S1+S2平約為15.9 mg/g；熱解IH指數(shù)最高可以達到671 mg/g，平均值高達533 mg/g(表1)。干酪根鏡下鑒定結(jié)果顯示其以類脂組和穩(wěn)定組為主，且類脂組和穩(wěn)定組發(fā)強烈的黃色熒光；干酪根屬于Ⅰ-Ⅱ1型母質(zhì)類型，反映烴源巖中富含藻類、浮游生物等富氫有機組分。烴源巖飽和烴當(dāng)中的植烷和γ-蠟烷質(zhì)量分數(shù)很高，γ-蠟烷/C31平均值在2.1以上。姥鮫烷(Pr)與植烷(Ph)作為烷烴中分布最豐富且穩(wěn)定的化合物，其比值Pr/Ph通常用來判別母質(zhì)沉積環(huán)境。鹽湖相、咸水深湖相形成的原油Pr/Ph值在0.2～0.8；淡水—微咸水深湖相原油Pr/Ph值一般為0.8～2.8；淡水湖相氧化-弱還原環(huán)境下形成的原油Pr/Ph值為2.8～4.0[20]。Pr/Ph最大值僅0.43，平均值為0.39，Ph/nC18最大達到3.49，平均值高達2.79，甾烷異構(gòu)化指標C2920S/20(S+R)在20%～40%，ββC29/∑C29在20%～30%，反映烴源巖沉積時的強還原、水體較咸、富含有機質(zhì)的沉積環(huán)境。

沙三段為一套深灰色泥巖夾砂巖地層，有機質(zhì)豐度中等—好，暗色泥巖有機碳質(zhì)量分數(shù)平均為1.05%；22%的樣品值不夠生油巖標準，54%的樣品有機碳質(zhì)量分數(shù)大于1.0%。瀝青“A”平均質(zhì)量分數(shù)為0.102 6%，總烴質(zhì)量分數(shù)平均為670×10-6；熱解S1+S2平均為4.2 mg/g(表1)，為一套中等—好的烴源層。此段暗色泥巖的熱解氫指數(shù)較高，一般在300 mg/g以上，最高可達585 mg/g；干酪根以鏡質(zhì)組和類脂組為主，且類脂組發(fā)黃色熒光，干酪根屬于Ⅱ1—Ⅱ2母質(zhì)型。烴源巖飽和烴當(dāng)中的植烷質(zhì)量分數(shù)較高，Pr/Ph最大值僅0.56，平均0.46；Ph/nC18最大可達4.42，平均2.39；γ-蠟烷質(zhì)量分數(shù)中等，γ-蠟烷/C31平均值只有0.78，反映烴源巖沉積時的環(huán)境為較還原的沉積環(huán)境。

表1 淀南地區(qū)烴源巖及其所生原油的生物標志化合物特征Tab.1 Biomarker compound characteristics of hydrocarbon source rocks and their crude oils around Diannan area

3 沙三中段油氣地球化學(xué)特征及來源分析

3.1 沙三中段與沙二上段原油物理化學(xué)性質(zhì)對比

原油的物理特征受其物源體系影響、有機質(zhì)成熟演化差異以及運移聚集保存條件等制約，原油性質(zhì)會出現(xiàn)差異，其差異性能夠指示不同油氣藏聚集過程中的多種性質(zhì)變化[24]。未熟—低熟原油密度高，大于0.89 g/cm3；黏度高，大于340 mPa·s；含硫高，大于0.5%；膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)高，平均達48.60%；含蠟量低，最高為16.90%。即其具有“四高一低”的特征[24]。淀39斷塊沙三中段深層原油與淺層原油性質(zhì)(原油密度、黏度、含蠟量及瀝青質(zhì))接近。深淺層原油密度介于0.89～0.93 g/cm3； 50 ℃時黏度值分布范圍較大， 介于114.20～1 435.55 mPa·s；瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)介于34.20%～55.80%；含蠟量介于4.10%～15.25%(表2)。整體表現(xiàn)出高密度、高黏度、高膠質(zhì)瀝青質(zhì)、低含蠟量的未熟—低成熟原油特征。從原油物性特征對比結(jié)果[25]看，淀南地區(qū)沙三下段和沙二上、沙三上段原油可能具有相同的來源。

3.2 沙三中段與沙二上段生物標志化合物特征

原油中類異戊二烯烷烴的不同分布特征代表其成油環(huán)境及生油母質(zhì)的差異，從淀南地區(qū)烴源巖飽和烴氣相色譜圖(圖2)可知，沙一下段烴源巖中植烷(Ph)質(zhì)量分數(shù)很高，具有明顯的植烷優(yōu)勢，呈弱雙峰型。沙三段烴源巖植烷優(yōu)勢不明顯，呈單峰型。此次樣品取自沙三上段、沙三中段地層，其飽和烴氣相色譜圖均具有明顯的植烷優(yōu)勢，呈弱雙峰型，與沙一下烴源巖飽和烴氣相色譜圖峰型一致。淀南地區(qū)沙三中段原油的Pr/Ph值為0.21～0.29(表3)， 沙二上段與沙三上段原油的Pr/Ph值為0.17～0.25(表3)，兩者 Pr/Ph值非常接近，均處于鹽湖相、咸水深水湖相形成的原油Pr/Ph值范圍內(nèi)，表明淀南地區(qū)原油母質(zhì)沉積環(huán)境為鹽湖相、咸水深湖相沉積環(huán)境。類異戊二烯型烷烴化合物與母源具有親緣關(guān)系，Pr/nC17、Ph/nC18在一定程度上既可以反映成熟度，也可以反映原油母質(zhì)類型[20]。一般而言，同源油Pr/nC17、Ph/nC18值接近。沙二上段、沙三上段、沙三中段原油均位于還原區(qū)域內(nèi)(圖3)，表明沙三中段與沙二上段原油母質(zhì)類型相同。奇偶優(yōu)勢比(OEP)約為0.90，C2920S/20(S+R)值在20%左右、C29ββ/∑C29在19%～36%(表4)，均位于沙一下烴源巖甾烷異構(gòu)化指標范圍內(nèi)，具有低成熟原油的特點。原油與富氫頁巖的甾烷、萜烷圖譜具有可比性(表4)，甾烷5α-C27/5α-C29和5α-C28/5α-C29比值相近，分別為0.50～0.81和 0.56～0.65，萜烷的γ-蠟烷質(zhì)量分數(shù)較高(圖4)，γ-蠟烷/C31均大于1.00，最高為3.08，結(jié)合沙一下段烴源巖沉積時強還原的咸水沉積環(huán)境，認為其原油與沙一下段烴源巖具有良好的親緣關(guān)系，原油來自強還原環(huán)境下咸化-半咸化湖相沉積時形成的烴源巖。

表2 淀南地區(qū)原油物性Tab.2 Physical property of crude oil in Diannan area

圖2 淀南地區(qū)原油及烴源巖抽提物氣相色譜分布特征Fig.2 Chromatogram of saturated hydrocarbon in Diannan area

表3 淀南地區(qū)樣品生物標志化合物參數(shù)Tab.3 Biomarker parameters of samples from Diannan area

表4 淀南地區(qū)原油與烴源巖甾、萜烷對比Tab.4 Comparison of steranes and terpanes between crude oil and source rocks in Diannan area

圖3 原油中Pr/nC17和Ph/nC18的關(guān)系[21]Fig.3 Cross plot of Pr/nC17 and Ph/nC18 of crude oil samples[21]

圖4 淀南地區(qū)甾萜烷特征譜圖Fig.4 Characteristics of steranes and terpanes of source rock and crude oil in Lixian slope

4 成藏階段分析

沙一下段烴源巖以油頁巖為主，可溶有機質(zhì)豐度高、類型好，沉積后基本未受斷層活動的影響，因此，埋深變化不大，向西略有變淺的趨勢，其熱演化程度不會有明顯變化。以淀20X井3 103.6～3 113.0 m和雁66井2 686.4～2 718.0 m原油為代表,主要表現(xiàn)為：原油密度相對較大，為0.90～0.94 g/cm3；黏度相對較高，為200～2 000 mPa·s；γ-蠟烷質(zhì)量分數(shù)相對較高，為1.50～3.42；Tm/Ts相對較高，為1.5～6.0；熱演化程度相對較低，22S/22R-C31為0.6～1.1；20S/(S+R)C29值較低，環(huán)烷烴質(zhì)量分數(shù)相對較高。其生成的原油熱演化程度不應(yīng)該有明顯的變化，盡管其埋深小于或接近于冀中坳陷的生油門限深度2 800 m，但該套烴源巖仍然具有早期生烴和早期排烴的能力。

熒光顏色由火紅色→橙色→黃色→綠色→藍白色變化，反映有機質(zhì)從低成熟向高成熟演化[16]。由西柳901X井全井段取芯資料可知，沙一下、沙三上、沙三中段儲層共取樣30余塊，巖性主要為含灰極細砂質(zhì)細粒巖屑長石砂巖，熒光顯示以藍色、藍白及黃色為主(圖5)。結(jié)合三維定量熒光測井技術(shù)，識別輕、中、重質(zhì)油的熒光，優(yōu)選最佳激發(fā)波長Ex300 nm，最佳發(fā)射波長Em370 nm,對巖屑和壁心見熒光或油浸的細砂巖樣品進行分析解釋，結(jié)果表明，其原油性質(zhì)普遍為中質(zhì)偏重(圖6)。

圖5 西柳901X井巖石熒光薄片圖像Fig.5 Fluorescence microscopic images of rock slices in well Xiliu 901

圖6 西柳901X井三維定量熒光等值圖Fig.6 3D quantitative fluorescence Contour maps of rocks in well Xiliu 901

5 沙三中段油氣成藏模式

結(jié)合原油物性特征、正構(gòu)烷烴分布、成熟度和沉積環(huán)境分析可以得出，沙三中段、沙一沙二上段及沙三上段原油均來源于同一烴源巖——沙一下段烴源巖。沙一下段烴源巖主要排烴期為明化鎮(zhèn)組中后期，該時期疏導(dǎo)斷裂已形成，可溝通上下部儲層，烴源巖排出的油可沿著斷層向上運移，可橫向運移形成自生自儲油藏，還可受斷層遮擋形成構(gòu)造-巖性油藏(圖7)。

淀南地區(qū)淀39、西柳9及西柳901斷塊已發(fā)現(xiàn)沙三中段油氣來自構(gòu)造下傾方向，當(dāng)任西洼槽內(nèi)沙一下段烴源巖達到生烴門限時，在排驅(qū)壓力作用下油氣運移，既可向下排烴進入下伏尾砂巖、沙三段砂巖中，也可通過順向斷層側(cè)向進入構(gòu)造高部位沙三中段地層中，油氣不斷向上運移，部分油氣在高部位受反向斷層遮擋形成斷鼻型構(gòu)造油藏，部分受砂體尖滅線控制，形成構(gòu)造-巖性油藏(圖7)。

圖7 淀南地區(qū)油藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation mode of Diannan area

6 結(jié) 論

(1)沙三中段原油與沙一下段泥巖親緣關(guān)系密切，可能具有相同來源，均來自沙一下段烴源巖。

(2)沙三中段原油油質(zhì)普遍為中質(zhì)偏重，屬于未熟—低熟原油。

(3)沙三中段油氣來自構(gòu)造下傾方向，油氣既可向下排烴進入下伏尾砂巖、沙三段砂巖中，也可通過順向斷層側(cè)向進入高部位沙三中段砂體運聚成藏，受構(gòu)造與巖性雙重控制作用，在斜坡帶亦可形成高產(chǎn)油氣藏。