渤海灣盆地濟陽坳陷潛山油氣藏成藏期次和過程
——來自儲層流體包裹體的證據(jù)

張芷晴，劉 華，馬立馳，劉景東，郭志揚

1.中國石油大學(xué)(華東) 深層油氣重點實驗室，山東 青島 266580；2.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580；3.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015

隨著渤海灣盆地濟陽坳陷油氣勘探程度的加深，潛山油氣藏成為增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域之一。近年來，平方王、義和莊、埕島等潛山油氣田的勘探成功，進一步證實了潛山油氣藏的廣闊勘探前景[1-3]。相關(guān)學(xué)者在潛山油氣成藏研究方面取得了眾多成果，如勝利油田提出的“多樣性潛山成因、成藏理論”[4]、遼河油田提出的“變質(zhì)巖潛山內(nèi)幕成藏理論”[5]以及大港油田提出的“奧陶系碳酸鹽巖潛山成藏理論”[6]等，極大地推動了潛山油氣勘探的成功。濟陽坳陷潛山油氣充注與演化過程復(fù)雜，前人采用地球化學(xué)、綜合地球物理技術(shù)與流體包裹體等方法做了諸多工作[7-8]，特別是利用流體包裹體開展儲層裂縫、油氣成藏期次與充注時間的分析[9-10]，但對于潛山油氣藏存在的多相態(tài)儲層包裹體成因及油氣藏調(diào)整改造過程尚缺乏成果認(rèn)知，制約了潛山油氣藏的勘探進程。本文以濟陽坳陷復(fù)雜潛山構(gòu)造帶的典型代表——大王莊潛山帶為研究對象，通過流體包裹體巖相學(xué)、顯微測溫和烴包裹體有效網(wǎng)格(EGOI)等手段，對潛山帶的古油水界面進行識別，并結(jié)合構(gòu)造演化和烴源巖生排烴特征，分析油氣充注與調(diào)整改造過程，以期為該區(qū)及相似地區(qū)的潛山油氣勘探提供借鑒。

1 研究區(qū)概況

大王莊潛山帶位于渤海灣盆地濟陽坳陷車鎮(zhèn)凹陷東部，處于大王北洼陷和義和莊凸起之間的南部緩坡帶，是一個受中、古生界控制的繼承性鼻狀構(gòu)造帶(圖1)，勘探面積為220 km2。研究區(qū)呈細長帶狀，主體沿南北向延伸，向南抬升，向北傾沒，具有先隆后斷、多期沉積間斷、后期斷裂較發(fā)育的特點[11]；主要發(fā)育近北東、北西及東西向三組斷裂，其中北東向的大1斷層為控洼斷層。

圖1 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶地質(zhì)概況

受印支、燕山和喜馬拉雅等多期構(gòu)造運動的影響，研究區(qū)自下向上發(fā)育太古界、古生界、中生界及新生界等多套地層，已發(fā)現(xiàn)油氣藏主要分布于奧陶系上馬家溝組(O2ms)、下馬家溝組(O2mx)、八陡組、石炭系太原組以及二疊系上、下石盒子組等地層中，富集于大古671、大古39、大古675等9個潛山油氣藏中，受構(gòu)造帶控制，呈斷續(xù)放射狀分布。研究區(qū)及周邊石炭—二疊系泥巖無生烴能力[12]，油氣主要來自北部大王北洼陷的古近系沙河街組三段烴源巖[13]，來源相對單一。研究區(qū)潛山儲層巖性多樣，奧陶系油氣富集于以裂縫和溶蝕孔為主的灰?guī)r儲層，二疊系則發(fā)育大規(guī)模砂礫巖儲層。

2 流體包裹體特征

2.1 樣品來源與實驗方法

針對大王莊潛山帶富油氣的奧陶系灰?guī)r及石炭—二疊系砂巖儲層，共采集18件次樣品(表1，圖2)，采用德國蔡司多功能研究級顯微鏡(ZEISS AXIO Imager A1m)、偏光顯微鏡(Axioskopt 40pol)和英國Linkam冷熱臺(THMS600型)進行包裹體觀察、均一溫度和冰點的測量以及EGOI值統(tǒng)計。測試環(huán)境條件為溫度22 ℃、濕度30%，冷熱臺測溫范圍介于-196～600 ℃，精度誤差約為0.1 ℃。

表1 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶包裹體觀測樣品信息

圖2 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶典型包裹體觀測樣品手標(biāo)本

2.2 流體包裹體鏡下特征

鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，大王莊潛山帶的儲層中普遍發(fā)育流體包裹體，包裹體大小不一、形狀各異，呈線狀、帶狀及成群分布特征。從包裹體賦存特征來看，灰?guī)r方解石脈和砂巖微裂隙中捕獲包裹體較多，其次是方解石顆粒表面愈合縫，雜基內(nèi)幾乎無包裹體賦存。奧陶系及石炭—二疊系儲層中的流體包裹體存在特征差異。

2.2.1 奧陶系儲層流體包裹體特征

奧陶系灰?guī)r儲層中包裹體類型豐富，根據(jù)室溫下相態(tài)與組成特征可分為氣液兩相包裹體、液態(tài)烴包裹體、鹽水包裹體、含瀝青烴包裹體和瀝青包裹體5種類型，以液態(tài)烴包裹體與鹽水包裹體為主。其中，氣液兩相烴包裹體顏色多為褐色、淺褐色，大小集中在4～7 μm，形態(tài)多呈不規(guī)則狀，在方解石脈成群分布，見淡黃色和藍綠色兩種熒光，指示了兩種不同成熟度烴[13-15]的充注特征(圖3a-d)。液態(tài)烴包裹體大小為3～5 μm，黑褐色、褐色與淺褐色均有出現(xiàn)，形態(tài)表現(xiàn)為橢圓形、圓形，呈線狀、帶狀分布在方解石脈與愈合縫中，具有淡黃色與藍綠色兩種熒光特征(圖3a-b，e-f)。鹽水包裹體以無色長條形為主，大小多在2～5 μm(圖3e)。瀝青類包裹體集中分布在大古671井上馬家溝組，其中含瀝青烴包裹體表現(xiàn)為黑褐色、褐色不規(guī)則狀，大小在5～8 μm，呈淡黃色、藍綠色熒光分布在方解石愈合縫中(圖3g-h)。瀝青包裹體數(shù)量較少，多大于5 μm，最大可達10 μm，以黑色橢球狀零星分布于方解石愈合縫中(圖3g)。

圖3 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶奧陶系流體包裹體鏡下分布特征

儲層瀝青及瀝青包裹體在研究區(qū)雖然分布較少，但意義重大。據(jù)統(tǒng)計，儲層瀝青及瀝青包裹體集中分布于大古671井的奧陶系灰?guī)r儲層中，整體瀝青數(shù)量較少，主要賦存于儲層巖石基質(zhì)溶孔和微裂縫內(nèi)(圖4a，c)，顯示為黑褐色油質(zhì)瀝青，瀝青邊緣較模糊，形狀多呈不規(guī)則狀，見淡藍色熒光(圖4b，d)。

圖4 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶奧陶系儲層瀝青鏡下特征

2.2.2 石炭—二疊系儲層流體包裹體特征

石炭—二疊系砂巖儲層包裹體類型相對簡單，主要發(fā)育氣液兩相烴包裹體、液態(tài)烴包裹體和鹽水包裹體三類，以液態(tài)烴包裹體為主。其中，氣液兩相烴包裹體顏色多為淺褐色、無色，大小為3～6 μm，形狀表現(xiàn)為各種多邊形、不規(guī)則狀，多呈線狀沿切及石英顆粒邊或顆粒內(nèi)微裂隙分布，熒光顏色以藍綠色為主(圖5a-b)。液態(tài)烴包裹體顏色主要為褐色、淺褐色，大小集中在2～5 μm，形狀呈橢圓形、圓形，多沿石英顆粒微裂隙定向排列，小部分在石英顆粒次生加大邊內(nèi)側(cè)成帶分布，具有藍綠色單一熒光特征(圖5c-f)。鹽水包裹體多小于5 μm，以米粒狀廣泛分布在石英顆粒表面(圖5g-h)。

圖5 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶石炭—二疊系流體包裹體鏡下分布特征

2.3 包裹體均一溫度及鹽度特征

2.3.1 包裹體均一溫度特征

奧陶系儲層測得的67個伴生鹽水包裹體均一溫度分布范圍為80～130 ℃，峰值存在80～90 ℃和100～110 ℃二個區(qū)間，分別與淡黃色熒光烴包裹體和藍綠色烴包裹體兩類熒光顏色的烴包裹體相吻合(圖6a)。而石炭—二疊系砂巖儲層測得的125個與烴包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布在95.4～132.7 ℃間，僅存在100～110 ℃一個主峰值，與烴類包裹體熒光顏色單一相對應(yīng)(圖6b)。

圖6 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶不同熒光顏色烴包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布

2.3.2 包裹體鹽度特征

鹽度作為流體包裹體的一個重要參數(shù)，能反映成藏流體的物理化學(xué)性質(zhì)[16]。利用HALL等[17]提出的H2O-NaCl體系鹽度—冰點經(jīng)驗公式計算包裹體鹽度：

W=1+1.78Tm-0.442Tm2+0.000 557Tm3

式中：W為NaCl的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；Tm為冰點溫度， ℃。

結(jié)果表明，奧陶系儲層測得的30個包裹體鹽度分布范圍在0.6%～11.93%，存在2%～4%和8%～10%兩個鹽度峰值區(qū)間(圖7a)，以低鹽度峰值為主，表明了油氣充注的多期性和復(fù)雜性。而石炭—二疊系儲層測得的29個包裹體鹽度變化范圍為1.19%～13.12%，主峰區(qū)間為6%～10%(圖7b)，與奧陶系包裹體的流體鹽度的高峰值相接近。

圖7 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶不同熒光顏色烴包裹體伴生的鹽水包裹體鹽度分布

2.4 烴包裹體豐度特征

含烴包裹體顆粒定量分析技術(shù)(Grains contai-ning Oil Inclusions，簡稱GOI)是用來記錄砂巖樣品中含油包裹體豐度的一種巖相分析技術(shù)[18-20]，對于碳酸鹽巖非均質(zhì)儲層可利用含烴包裹體有效網(wǎng)格(Effective Grids containing Oil Inclusions，簡稱EGOI)進行分析[21]。EGOI指數(shù)定義為含烴包裹體有效網(wǎng)格與總有效網(wǎng)格的比值乘以100%，其中含有愈合縫、方解石脈等有效空間的網(wǎng)格稱為有效網(wǎng)格。油層、運移通道和水層的EGOI值分別為大于5%、1%～5%和小于1%[21]。

研究區(qū)奧陶系儲層包裹體熒光顏色和均一溫度復(fù)雜，且存在少量瀝青。為了揭示其成藏過程與調(diào)整歷史，對發(fā)現(xiàn)儲層瀝青的大古671井奧陶系上、下馬家溝組碳酸鹽巖的油層至水層連續(xù)取樣(圖8)。本次研究采用20×20倍鏡下觀察，根據(jù)儲層有效空間分布選取15個視域，設(shè)計網(wǎng)格大小為0.625 mm×0.625 mm，記錄含烴包裹體有效網(wǎng)格與總有效儲層的網(wǎng)格數(shù)目，計算EGOI指數(shù)。

圖8 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶大古671井奧陶系上馬家溝組儲層烴包裹體EGOI分布

結(jié)果顯示，大古671井奧陶系儲層的EGOI指數(shù)變化較大，介于0.5%～26.3%?？v向上，3 043.6 m及以上測點的EGOI指數(shù)均大于10%，顯示為油藏特征；而3 087.6 m及以下測點的EGOI指數(shù)均小于1%，表現(xiàn)為運移通道或水層特征(圖8)。結(jié)合試油、測錄井資料，古油水界面應(yīng)該分布于3 043.0～3 087.6 m之間，位于現(xiàn)今油水界面3 026 m之下。這一特征表明，該油藏現(xiàn)今規(guī)模小于歷史最大充注期。另外，瀝青及瀝青包裹體(圖8e-h)發(fā)現(xiàn)于現(xiàn)今油水界面之下的3 043.6 m處，雖然數(shù)量較少，但也說明了存在油藏的后期調(diào)整改造現(xiàn)象。

3 油氣充注過程

3.1 油氣充注時間與期次

利用PetroMod軟件恢復(fù)大古671井埋藏史，將測得的包裹體均一溫度投影到埋藏史圖上，結(jié)合烴源巖生排烴期對油氣充注時間和期次進行了分析，表明研究區(qū)潛山油氣藏存在兩期油氣充注過程(圖9)。

圖9 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶大古671井埋藏史與成藏期次劃分

第一期發(fā)生在東營組沉積晚期至沉積末期，成藏時間約為27～25 Ma。該時期古生界儲層已形成圈閉雛形，沙三段烴源巖進入生烴門限，油氣充注過程中形成了淡黃色的烴包裹體，伴生的鹽水包裹體均一溫度主峰為80～90 ℃，為成熟度相對較低的原油充注。該時期有效烴源巖與奧陶系和石炭—二疊系儲層的對接能力存在差異，奧陶系對接的烴源巖Ro值達到0.7%，具有較強的充注能力，在奧陶系形成了油氣藏(圖10)；而與石炭—二疊系對接處的烴源巖Ro值僅為0.5%[22]，供烴能力較弱，不利于形成規(guī)模較大的油氣藏，預(yù)測僅在有效烴源巖灶附近有油氣聚集，而這些部位目前無取心井，因此，未檢測到石炭—二疊系第一期油氣藏的存在。

圖10 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶東營組沉積末期南北向古生界油氣分布示意

第二期發(fā)生在館陶組沉積末期至明化鎮(zhèn)組沉積末期，成藏時間約為5～2 Ma。與藍綠色烴包裹體相對應(yīng)，伴生鹽水包裹體均一溫度峰值區(qū)間為100～110 ℃，鹽度為8%～10%。該時期埋藏較深的沙三段烴源巖處于生烴高峰，Ro值大于0.7%[22]，油氣充注范圍大于第一期，大量成熟的油氣沿不整合面、斷層及相互疊置砂體所構(gòu)成的優(yōu)勢路徑，呈階梯狀自低部位向高部位運聚，在奧陶系和石炭—二疊系儲層中聚集(圖11)，是古生界潛山大規(guī)模油氣成藏的關(guān)鍵時期。

圖11 渤海灣盆地濟陽坳陷大王莊潛山帶新構(gòu)造運動期大古671井—大古39井剖面示蹤

3.2 油氣藏的調(diào)整改造

大王莊潛山帶發(fā)育的儲層瀝青包裹體以及古油水界面與現(xiàn)今油水界面的不同，均揭示出該區(qū)存在油氣藏的調(diào)整改造過程，但是改造作用較為局限，僅見于大古671井鉆遇的油藏。

存在瀝青包裹體的大古671油藏，受不整合、斷層控制，其中不整合之上覆蓋著成熟烴源巖，封閉能力極好，油氣通過不整合散失較難，這與該油藏原油密度較低相匹配(圖11)。該油藏右側(cè)受大1斷層側(cè)向遮擋，遮擋范圍僅分布于油藏下部的一段，且與瀝青包裹體的分布深度吻合，表明大1斷層可能為瀝青形成的關(guān)鍵因素。油氣物性的變化規(guī)律證實了大1斷層對油氣存在調(diào)整運移。

研究區(qū)古生界原油物性復(fù)雜，大致分為低—中密度、低黏度、較低含硫的輕質(zhì)—正常原油和高密度、中等黏度、高含硫的重質(zhì)原油兩種類型。其中，深部奧陶系儲層主要發(fā)育輕質(zhì)油與正常油；淺部石炭—二疊系儲層以重質(zhì)油為主，其次是正常油。整體上，隨著遠離烴源巖，原油輕組分不斷減少，重組分相對增加，原油物性逐漸變差，原油密度與黏度具有逐漸增大的變化趨勢(圖11)。尤其是沿大1斷層分布的大古671井、大古672井和大古67井油藏，原油物性依次變差的現(xiàn)象更為明顯(圖11)，使研究區(qū)古生界多種原油并存，油氣運移趨勢符合奧陶系與石炭—二疊系儲層的原油分布特征，表明了大1斷層存在較強的縱向調(diào)整油氣分布的能力。而與大1斷層接觸的大古671油藏的儲層瀝青與瀝青包裹體的存在，也表明大1斷層垂向運移油氣使斷層封閉能力降低，導(dǎo)致下部的大古671油藏遭到一定程度的破壞，使得下部的油氣發(fā)生了向上的調(diào)整。

大1斷層是研究區(qū)重要的油源斷層，垂向溝通烴源巖并與一系列不整合面和砂體連接，是該區(qū)潛山油氣運移成藏的重要輸導(dǎo)通道(圖11)。對于大古671油藏來說，第一期成藏規(guī)模較小，且大1斷層活動性不強[23]；而在第二期油氣成藏的明化鎮(zhèn)末期(約2 Ma)，受新構(gòu)造運動影響，大1油源斷層重新活動[24]，具備了發(fā)生油氣調(diào)整的構(gòu)造條件。綜合分析，大古671油藏的調(diào)整改造作用證據(jù)如下：

(1)現(xiàn)今油水界面3 026 m之下的3 043.6 m處存在少量瀝青包裹體與油質(zhì)瀝青，EGOI值表明現(xiàn)今油水界面3 026 m之下存在古油水界面，應(yīng)分布在3 043～3 087.6 m之間，證實了油水界面向上變遷的現(xiàn)象。

(2)流體包裹體觀察表明，油氣包裹體、瀝青包裹體與含瀝青烴包裹體共存于方解石顆粒愈合縫中，且存在兩期熒光顏色，表明存在兩期油氣充注。由于研究區(qū)第二期油氣充注范圍大，該處現(xiàn)今油水界面之下的瀝青顯示晚期充注特征，應(yīng)該是第二期大規(guī)模油氣充注后形成的產(chǎn)物。

(3)發(fā)育瀝青的大古671井區(qū)上覆蓋層具有較強封閉能力，油藏物性較好，反映了良好的保存條件。然而該油藏右側(cè)臨近大1斷層，與油藏下部存在瀝青的部位接觸關(guān)系密切，大1斷層活動導(dǎo)致側(cè)向封閉能力降低，部分油氣泄露形成瀝青，油氣藏規(guī)模比歷史時期減小。

4 結(jié)論

(1)大王莊潛山帶奧陶系儲層包裹體沿方解石脈及顆粒愈合縫分布，熒光為淡黃色、藍綠色，巖石基質(zhì)溶孔與微裂縫內(nèi)充填淡藍色的油質(zhì)瀝青。石炭—二疊系儲層包裹體熒光下為藍綠色，賦存于石英顆粒微裂隙及次生加大邊內(nèi)側(cè)。

(2)大王莊潛山帶奧陶系儲層發(fā)育兩期均一溫度峰值(80～90 ℃和100～110 ℃)的包裹體，鹽度的峰值分別對應(yīng)2%～4%和8%～10%，表明奧陶系存在兩期原油充注，分別在東營晚期(27～25 Ma)和館陶末期至明化鎮(zhèn)末期(5～2 Ma)，并以第二期充注為主。石炭—二疊系檢測到具有一期均一溫度峰值(100～110 ℃)的包裹體，以一期原油充注為主，主要充注時期為館陶末期至明化鎮(zhèn)末期(5～2 Ma)。

(3)大王莊潛山帶原油在東營晚期小范圍充注古生界儲層，以奧陶系儲層為主；館陶組沉積末期，烴源巖開始大量生排烴，原油通過斷層、不整合面及疊置的砂體組成的優(yōu)勢運移通道進行大規(guī)模二次運移，在奧陶系和石炭—二疊系大規(guī)模充注成藏，明化鎮(zhèn)沉積末期受新構(gòu)造運動影響，大1斷層活動并調(diào)整局部油氣藏，表現(xiàn)為瀝青包裹體形成與現(xiàn)今油水界面的變遷。