東營凹陷王家崗地區(qū)孔店組油氣運移模式

鞏建強，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，勘探程度與認識程度均較低。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，在充分認識原型盆地、構(gòu)造演化、沉積儲層和成巖作用［3-4］的基礎(chǔ)上，需要進一步剖析油氣來源和油氣運移路徑，明確有利成藏區(qū)，以便指導(dǎo)勘探選區(qū)評價。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個次級構(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，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向為主，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志層，因此又被稱為“啞地層”［11］。勘探實踐表明，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，是油氣運移聚集的有利區(qū)［12］。通過對孔店組紅層油氣來源進行細致分析，并精細剖析油氣運移路徑，以期指導(dǎo)該地區(qū)油氣勘探評價。

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，其含蠟量和凝固點降低、含硫量增加，表明油氣運移過程中蠟質(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，加之金剛烷系列較全，均表明其陸源高等植物有機質(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

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，包裹體越少。如：王135井靠近油源斷層，烴類包裹體數(shù)量多，一個薄片發(fā)現(xiàn)近40個包裹體（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個期次。距離油源斷層較遠的王斜131井，烴類包裹體少而小，共發(fā)現(xiàn)18個烴類包裹體，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，巖心薄片（1 952.4 m）顯示2個烴類包裹體，包裹體數(shù)量進一步減少，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，表明原油在此運移過。

圖4 王家崗地區(qū)孔店組流體包裹體特征

油氣運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)生了油氣運移和聚集，但在遠離生烴灶的王斜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移油氣的作用，油氣的運移主要以“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，油氣運移距離較遠，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)，表明油氣運移距離較近。

3.2 地質(zhì)色層效應(yīng)示蹤

油氣在運移過程中將發(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移路徑［19］。油氣在運移過程中，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（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，C14和C17位上的α-H也會向β-H轉(zhuǎn)化，并最終共存達到平衡。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入到孔店組儲層中?？椎杲M紅層沉積儲層類型多，儲層橫向物性變化大，油氣充注優(yōu)質(zhì)儲層的概率更大，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)儲層形成較好的儲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移距離遠，凹陷斜坡邊緣的王955井區(qū)仍能聚集成藏，后期充注運移距離短，從而使王家崗地區(qū)具有隨運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)由強到弱，表明油氣自凹陷向斜坡逐漸運移；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移距離遠，后期充注相對較小且運移距離較短，從而使王家崗地區(qū)具有原油成熟度隨運移距離增加而降低的特征。