陸相斷陷盆地成藏流體動力差異性及表征

張守春，王學軍，王秀紅，朱日房，邱貽博

1.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015；2.國家能源頁巖油研發(fā)中心，山東 東營 257015；3.山東省非常規(guī)油氣勘探開發(fā)重點實驗室(籌)，山東 東營 257015；4.中國石化 頁巖油勘探開發(fā)重點實驗室，山東 東營 257015；5.東營市油藏地球化學實驗室，山東 東營 257015

流體壓力是油氣成藏的重要條件，其動力學分析也成為成藏機制研究中的關鍵環(huán)節(jié)。近年來，由于油氣勘探工作的深入和多學科聯(lián)合攻關的開展，該方面的研究取得了重要進展[1-4]，進一步完善了成藏要素的分析，開展了油氣成藏定量評價。但同時油氣成藏動力學研究還有待在差異性方面加以深化，建立不同動力學背景下的控藏模式，進而對油藏類型和富集程度進行預測。以渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷、沾化凹陷為代表的我國東部陸相斷陷盆地，其油藏類型多樣性逐漸為人們所認識[5]，但對藏內油氣地球化學特征以及油氣富集差異性的成因機制還了解得不夠深入，特別是造成這些差異性的動力構成還需要進行反演。如何把烴類地球化學特征與成藏動力學機制進行關聯(lián)，將為研究成熟探區(qū)油氣藏形成規(guī)律提供重要依據(jù)。

油氣運移過程中存在分異效應已成為共識[6]，并且發(fā)現(xiàn)了一些有效的地球化學指標用以示蹤油氣運移方向。油藏內烴類地化特征與動力條件之間的關系，前人研究也有所涉及。VANGRAAS等[7]通過單一油相降壓分異實驗，發(fā)現(xiàn)運移較快的輕質烴類相中C29甾烷S/(S+R)、C29ββ/(ββ+αα)參數(shù)降低。王健偉等[8]利用C29S/R和C29ββ/αα成熟演化與運移效應的綜合關系圖版，研究東營凹陷牛莊洼陷及其南緣超壓區(qū)與常壓區(qū)之間的甾烷異構化參數(shù)，可以看到兩個壓力系統(tǒng)存在著顯著不同的運移效應。徐興友[9]研究了東營凹陷不同壓力帶地球化學組分的差異性，發(fā)現(xiàn)輕/重比和甾烷異構化參數(shù)隨不同壓力區(qū)間具有各自的變化趨勢，趨勢線的斜率也隨不同壓力區(qū)間發(fā)生變化。綜合這些實例表明，烴類地球化學特征具有隨壓力條件或動力環(huán)境改變而發(fā)生改變的現(xiàn)象，本文將進一步結合洼陷復雜的壓力結構分析，研究二者之間的關聯(lián)性。

1 成藏動力構成及地球化學效應

油氣運移動力有多種來源，從作用方式上看主要表現(xiàn)為兩種形式，即異常壓力和浮力。陸相斷陷盆地流體壓力發(fā)育多樣化，形成的動力區(qū)間可分為超壓區(qū)、過渡區(qū)和常壓區(qū)[10-12]。東營凹陷各區(qū)的壓力轉換面存在一定差異，據(jù)筆者統(tǒng)計[13]，凹陷內各洼陷、區(qū)帶超壓的發(fā)育深度不盡相同，以中央背斜斷裂帶和牛莊洼陷異常壓力出現(xiàn)最深，約為2 500 m，而博興洼陷、利津洼陷及民豐洼陷相對較淺，超壓一般出現(xiàn)在 2 100～2 300 m 之間，故將2 500 m作為明顯出現(xiàn)超壓的深度。不同動力環(huán)境下驅動機制的差異，造成了包括烴類組成在內的多方面流體性質的差異。

輕/重比和異構組分比是進行特征描述常用的指標。本次研究使用的輕/重比以αββC27甾烷(20S+20R)/αββC29甾烷(20S+20R)為代表(以下簡寫為C27/C29ββ)，異構比為αααC29甾烷20S/αααC29甾烷20R(以下簡寫為C29S/R)。研究區(qū)主要有兩套烴源巖，即沙三段(Es3)和沙四段(Es4)，分別對比兩套烴源巖C29S/R、C27/C29ββ隨深度的變化，發(fā)現(xiàn)具有相似的變化規(guī)律(圖1)。2 500 m之前兩項參數(shù)均較低，一般不超過0.5；2 500 m之后快速增大，說明進入快速演化階段；至3 000 m以后大量樣點的參數(shù)逐步超過1。相比而言，C27/C29ββ增長更為明顯，較多樣點超過1.5。兩套烴源巖也均在淺處相差不大，進入深部主要演化階段，沙三段兩項指標均略高于沙四段，表明它們與烴源巖類型相關性較弱，以成熟度的影響更為顯著。

圖1 濟陽坳陷不同類型烴源巖烴類指標隨深度變化

各深度段油藏烴類來源多為烴源巖成熟以后形成，一般情況下也應保持成熟烴源巖的特征，但可以看出在不同深度段有明顯差異。據(jù)筆者對東營凹陷的統(tǒng)計[14]，從均值、峰值區(qū)、范圍三個方面對比，油藏縱向總體變化與壓力帶發(fā)育相對應。綜合沙三段和沙四段兩套烴源巖峰值的變化，高壓帶以高甾烷C29S/R(0.8～0.9)、高輕/重比(0.8～1.0)為主，且該值隨壓力系數(shù)增大而增大；過渡帶呈現(xiàn)明顯的差異性，甾烷C29S/R和輕/重比高、低值不同程度地出現(xiàn)(分別為0.5～0.9和0.5～1.0)，輕/重比多表現(xiàn)為低值，甾烷異構化相比超壓區(qū)有變低的趨勢，局部保持高值；常壓帶表現(xiàn)為甾烷C29S/R降低(0.4～0.6)，輕/重比增高(0.3～1.0)。研究區(qū)油藏按沙三段和沙四段來源分類，將兩個參數(shù)隨深度變化作圖，并與壓力發(fā)育對應，可以清晰地看到參數(shù)大小轉換與異常壓力發(fā)育深度明顯相對應(圖2)。

圖2 濟陽坳陷油藏烴類指標隨深度變化

烴類從烴源巖到油藏的一系列變化，與它們經歷的運移效應有密切關系。油氣運移總體方向是由深而淺、由超壓區(qū)向常壓區(qū)，在不同的運移階段流體的充注方式不同，必然呈現(xiàn)出不同的分異特征，其規(guī)律可以通過小范圍的運移單元進行更為具體的分析。

超壓區(qū)內是個相對封閉的運移體系，其內部運移表現(xiàn)為兩種情況，其一為烴源巖排烴到鄰近砂體，其二為砂體內連續(xù)充注。排烴的情況以博興洼陷為例，洼陷中心沙三段儲層砂體與暗色泥巖呈頻繁薄互層，砂體中烴類Pr/Ph為1.00～1.62，伽馬蠟烷/C30藿烷多小于0.1，明顯與本區(qū)沙三段非常接近[15]，且該區(qū)烴源巖的排烴門限在2 800～3 000 m[16]，洼陷深部沙三段主體烴源巖已發(fā)生過排烴，故該段儲層屬于沙三段近源充注。通過對比可以看出，砂體中烴類的C29S/R和C27/C29ββ均明顯大于烴源巖(表1)。砂體連續(xù)充注以渤南洼陷南坡L68—L35—L352井區(qū)為例，該區(qū)整體位于超壓區(qū)內，L68井接近洼陷中心，L35和L352井向洼陷外側分布，整體井區(qū)壓力系數(shù)維持在1.2以上，來自沙四段烴源巖提供的烴類沿砂體向洼陷外側運移，沿L68、L352井方向C29S/R、C27/C29ββ均明顯增大(圖3)。

表1 濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷巖性油氣藏與周邊烴源巖烴類指標對比

圖3 濟陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷L68—L35—L352井區(qū)地球化學參數(shù)隨運移變化

常壓區(qū)油氣可以沿斜坡帶做長距離運移，地化指標呈現(xiàn)相對有序的變化。以渤南洼陷南坡向陳家莊凸起運移為例，L10—L9—L321—C312井為一條沿構造脊運移的線路(圖4)，該線路接近凸起頂部，已完全處于常壓條件，由深到淺明顯表現(xiàn)出C29S/R降低、C27/C29ββ增大的變化趨勢。

圖4 濟陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷南坡L10—L9—L321—C312井區(qū)地化參數(shù)隨運移變化

綜上所述，不同運移單元地化指標的變化，取決于組分的運移能力及運移動力作用方式的差異。超壓體系內烴類以高壓方式充注砂體孔隙，小分子更容易進入油藏圈閉，隨運移輕/重比增大。異構體在分子量相同的情況下，分子體積大小也不盡相同，甾烷異構體中S構型分子體積小于R構型分子體積[17]，其運移能力大于R構型，充注砂體后S構型/R構型比值有增大趨勢。常壓區(qū)是相對開放的運移體系，浮力指向(垂向)是主要的運移方向，浮力運移的本質是流體重力差異導致烴類組分運移速度不同，以輕組分分子運移為快，運移前端(或上端)富集輕組分，后端(或下端)則相對富集重組分。浮力對同等分子量的異構體可能影響不大，早期發(fā)生運移的烴類因成熟度較低而具有較低的S構型/R構型比值，而后期發(fā)生運移的烴類則因成熟度較高而具有較高的S構型/R構型比值，故由下而上(或由近而遠)呈現(xiàn)C29S/R持續(xù)變低的現(xiàn)象。

隨著烴源巖不斷生成油氣并發(fā)生運移，經歷不同壓力系統(tǒng)或運移區(qū)間的地化指標大小或變化梯度有所改變，如圖5實線所示。在成熟期形成的烴類原本具有高異構化、高輕/重比特征，在超壓作用下實施充注進一步強化這一特征[18-19]，故同時具備高異構化、高輕重比的特征可反映超壓的作用范圍，該范圍在有壓力傳遞條件下可以向淺部波及，將地化參數(shù)變化轉折或拐點向外圍推進，如圖5虛線所示。轉折或拐點對應的深度即是成藏時超壓作用和常壓作用的分界線，盡管部分超壓現(xiàn)今已經消失。

圖5 烴類指標隨動力區(qū)間變化

動力區(qū)間對烴類特征的影響實質上取決于區(qū)間內的運移方式，故開展運移方向的判識應分區(qū)進行。既然地化指標受成熟度、運移及烴源巖類型的影響，運移區(qū)間分析要與其受控制的地質條件有機結合，構建烴源巖與油藏參數(shù)間的對應性關系，正確評價運移效應的影響，才可能更好地判識油氣運移。在超壓區(qū)綜合考慮近源充注和側向輸導等條件，流體以幕式、混相充注為主，供烴范圍有限，排出烴類特征相對均一，對地化指標的影響運移大于成熟度，沿運移方向(或生成端至儲集端)C29S/R、C27/C29ββ同時增大即為有利證明(若僅受成熟度影響，則兩參數(shù)在運移方向上減少)。在常壓區(qū)向洼陷邊緣做長距離運移，運移期較長，供烴區(qū)不同運移期烴類差異大，即早先供烴成熟度偏低，后期供烴成熟度偏高。沿運移方向C29S/R降低，表明該類參數(shù)受成熟度影響明顯，而C27/C29ββ增大，顯然該類參數(shù)受運移影響明顯。杜振京[20]統(tǒng)計東營凹陷南坡不同構造帶沙四段原油的∑C21-/∑C22+比值，超壓區(qū)邊緣該值均小于 1，而在常壓區(qū)該值明顯大于 1，稱之為“剎車效應”，實際上也是動力條件的改變造成組分分異方式的改變。本文選取兩種壓力結構的典型洼陷(單一壓力系統(tǒng)和復合壓力系統(tǒng))，分析具體油藏形成的動力條件。

2 單一壓力系統(tǒng)油氣運移動力學表征

該類洼陷只有一個壓力中心，以東營凹陷博興洼陷為典型，其壓力分布情況為：常壓區(qū)在2 500 m以淺，過渡區(qū)在2 500～2 700 m之間，高壓區(qū)在2 700 m以深[21-22]。博興洼陷以沙三段烴源巖供烴為多，且油藏分布廣泛[15]，其他來源油零星分布，故便于對沙三段來源油開展系統(tǒng)分析。圖6南北向剖面顯示的油藏來源于沙三段供烴，不同構造位置各井位鉆遇油藏的甾烷異構化參數(shù)C29S/R、C27/C29ββ按深度對應，主要井位數(shù)據(jù)列于表2?；趫D5所示的變化曲線，則可以從洼陷中心到南部斜坡區(qū)進行系統(tǒng)的成藏動力學特征分析。

表2 濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷南北向剖面主要井位烴類參數(shù)

圖6 濟陽坳陷東營凹陷博興洼陷南北向剖面油氣運移動力學差異性的地球化學表征

2 700 m以深段，主要成藏區(qū)間位于洼陷中心，裂縫和砂體是主要的輸導途徑，儲集層位以洼陷中心沙三中亞段砂體為主，自生自儲的巖性、構造巖性油藏為主。以F24—F10—F14—F11井區(qū)為代表，甾烷C29S/R、C27/C29ββ普遍表現(xiàn)為高值，均與高壓流體特征匹配。

1 500 m以淺段，成藏區(qū)間處于洼陷邊緣的常壓區(qū)，儲層為沙一段—館陶組，輸導類型主要為不整合面與砂體，油氣藏主要分布在J31、J8、JX103等井區(qū)。該深度段甾烷C29S/R變低、甾烷C27/C29ββ增大，至JX103井1 090.5～1 099.8 m(Es1)前者降至0.72，后者增至1.07，顯示浮力條件下穩(wěn)態(tài)運移的變化特征。

2 700～3 300 m沙三中亞段巖性儲層油藏富集，其高異構化、高輕/重比與超壓特征一致，超壓的形成也與生排烴對應[23]。在超壓區(qū)外圍的斷階帶，多種輸導條件導致壓差、浮力混合驅動烴類向淺部快速運移，隨壓力降低形成明顯的輕/重分異，造成過渡帶滯留油藏重烴優(yōu)勢，但部分高壓流體的甾烷C29S/R特征得以保留，以此推斷深部的高壓流體在成藏期可影響到G26井區(qū)的外圍，達1 500 m深度。相比現(xiàn)今異常高壓僅局限于G80井—G893井附近，其以外的異常壓力經運移泄壓消失。

3 復合壓力系統(tǒng)油氣運移動力差異性及表征

該類洼陷存在多個壓力中心。以沾化凹陷渤南洼陷為例，在縱向上存在相互獨立的3個超壓系統(tǒng)，分別是沙四段超壓系統(tǒng)、沙三段超壓系統(tǒng)、東營組下部—沙二段超壓系統(tǒng)，三者平面上呈環(huán)帶狀分布，構成了3個相對獨立的異常壓力流體封存箱。2 300 m以淺地層發(fā)育常壓，明顯的異常壓力出現(xiàn)在2 300 m以深，不同層位異常壓力的分布范圍有所不同。東營組基本上處在正常的壓力范圍之內；沙一段及沙三段地層在洼陷帶及中部斜坡帶一般處于壓力過渡帶或異常高壓帶之內，而在其他構造區(qū)帶通常為正常壓力帶；沙四段則在中部斜坡帶一般處于壓力過渡帶或異常高壓帶范圍之內，在其他構造區(qū)帶通常為正常壓力帶?？傮w上，各壓力體系中地層壓力和壓力系數(shù)均從洼陷中心向外(凸起或斷裂處)減小，地層壓力等值線與構造等深線大致平行[24-25]。

渤南洼陷以沙四段與沙三段烴源巖貢獻的油氣分布較為廣泛[26-27]，洼陷中央部位沙四、沙三段原油均為自生自儲成藏，二者混源油僅在洼陷邊緣高部位和陡坡斷裂帶處分布。沙三段原油還可以在洼陷邊緣或斷裂帶處向上覆層段供給，但在洼陷帶上覆儲層中無沙三段原油，而沙四段原油從洼陷中心到邊緣均有大量分布[28-30]。

圖7為渤南洼陷南北向剖面的油藏結構及井位的組合，按深度對應著C29S/R、C27/C29ββ變化，主要井位數(shù)據(jù)列于表3，同樣以洼陷中心到南坡為主要的分析區(qū)間，區(qū)別各自成藏體系，選出單源油，綜合分析沙三、沙四段來源油的成藏特征。

表3 濟陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷南北向剖面主要井位參數(shù)

圖7 濟陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷南北向剖面油氣運移動力學差異性的地球化學表征

沙四段來源油分布深度在1 000～4 000 m以深。在3 200 m以深的洼陷中心區(qū)，Y170—Y17井區(qū)的甾烷C29S/R和甾烷C27/C29ββ高值區(qū)，與沙四段壓力中心對應。1 800～3 200 m段油藏主要分布于斜坡斷階帶，從L48井2 973.12～3 065.00 m(Es4)至L50井2 077.20～2 086.00 m(Es4)、K5井1 839～1 900 m(Es4—Es3)的特征來看，甾烷C29S/R依然較高，在0.79～0.92之間，顯示側向超壓充注的結果；C27/C29ββ呈現(xiàn)為低值，重組分優(yōu)勢，表現(xiàn)出壓力消減后進一步分異的特征。1 800 m以淺段，甾烷C29S/R向C40、C37等盆緣井區(qū)逐漸下降，多在0.5以下；甾烷C27/C29ββ則增大，甚至超過1.2，為常壓區(qū)浮力條件下的運移特征。

沙三段來源油分布深度為2 800～4 000 m以深。在3 200 m以深段的洼陷中心，油藏分布于Y173、Y170、Y110、Y104等井區(qū)，甾烷C29S/R為高值，尤其是充注到深層的Y104井4 011.8～4 030.7 m超過1.5，甾烷C27/C29ββ比多超過1，總體指示高壓流體特征。3 000～3 200 m之間，油藏主要分布于Y88、Y85、Y123、Y49等井區(qū)，這些井區(qū)依然位于洼陷中心，主要部位在沙三段頂部—沙二段，恰好處于沙三段與沙一段兩個超壓區(qū)之間的區(qū)域，甾烷C29S/R明顯降低至0.8以下，最低可達0.5～0.6，顯示出斷裂輸導壓力消減后的運移特征；而甾烷C27/C29ββ與3 200 m之下油藏相比，均超過1.0且呈增大趨勢，全程未出現(xiàn)明顯的降低區(qū)，重組分優(yōu)勢并不明顯，說明該部分原油運移距離小，未向淺部發(fā)生大規(guī)模運移和分異，這與沙三段來源油分布區(qū)間相對局限的現(xiàn)象相一致。

渤南洼陷中心沙三、沙四超壓體系共同形成高甾烷C29S/R、高輕/重比油藏特征。沙四段生油率高、運移動力充足，上部有沙三超壓層阻隔，可以較大規(guī)模地沿側向向洼陷邊緣運移，將異常壓力傳遞到斷階帶外緣，形成高強度的油氣聚集，保持較高的甾烷C29S/R特征。再向斷階帶外緣則以浮力驅動，形成常壓型油藏，長距離輸導也形成了明顯的輕/重分異。沙三段生油率低于沙四段，運移動力較小，其分布基本局限于洼陷中心，且在上、下兩個高壓帶之間，壓力在該區(qū)間的消減也形成較低的甾烷C29S/R，運移距離短限制了輕/重組分分異，保持較高的C27/C29ββ比值。

4 結論

(1)盆地內油氣的分布受成藏動力環(huán)境的影響。在洼陷中部以巖性油藏為主的超壓區(qū)，烴類地化特征表現(xiàn)為高異構化C29S/R、高C27/C29ββ比；在以構造—巖性油藏為主的過渡區(qū)，多位于斜坡中部斷階帶，地化參數(shù)出現(xiàn)分異；在構造高部位、以構造油藏為主的常壓區(qū)，多位于盆地邊緣，烴類特征與洼陷內部差異較大，總體以甾烷C29S/R降低、C27/C29ββ增大為主要特征。

(2)利用甾烷異構化參數(shù)、甾烷輕/重比，建立了烴類特征對動力學條件的指示圖版，由于組分的差異性運移，地球化學指標變化趨勢線沿運移方向發(fā)生轉折，可表征為超壓區(qū)—過渡區(qū)—常壓區(qū)運移動力的轉換過程。

(3)結合洼陷不同區(qū)帶油藏的分布，對博興洼陷(單一壓力系統(tǒng))和渤南洼陷(復合壓力系統(tǒng))進行了典型剖面分析，以甾烷C29S/R、C27/C29ββ的變化為基礎，研究了儲層烴類所處的動力條件及運移特征，重點分析了成藏期異常壓力的波及范圍，該范圍遠大于現(xiàn)今油藏異常壓力的分布范圍。據(jù)此可實現(xiàn)運移單元與供烴范圍的精細劃分，對油氣成藏過程的研究具有很好的借鑒意義。