白云凹陷東部深水區(qū)混源油定量解析

王 寧，明承棟,2，楊晨藝，鄭志樂，唐英博

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，廣東 深圳 518054;2．中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518054)

混源油是由不同母質(zhì)來源、沉積環(huán)境或演化階段的烴源巖所產(chǎn)生的油氣混合而成。目前在混源油識別與貢獻比例的定量研究中，主要應用生物標志化合物絕對濃度法[1-2]，具體有以下2種方法。①直接實驗法。即已知端元油的情況下，直接利用實驗研究，包括：直接定量法，即直接測定端元油和混源油中特征生物標志物的絕對含量，求解混源油中不同油源的貢獻比例[3-4]；人工配比實驗法，即通過典型端元油配比成一系列混合原油，再對這些混合油進行解析，并與端元油的生物標志物組成和地球化學參數(shù)進行對比，從而得到混合原油中各端元油的比例，并計算混源油中每個烴源灶的相對貢獻[1,5]；②多元數(shù)理統(tǒng)計定量計算模型法。即在混合原油配比實驗的基礎(chǔ)上，基于生物標志物絕對定量，依據(jù)化學濃度計算的基本原理，應用數(shù)學方法推導混源油中不同原油貢獻比例的定量計算模型，從而求解混源油中各種油源的貢獻比例[6-7]。

珠江口盆地白云凹陷部分探井原油及凝析油受到一定程度氣洗[8-9]，因而生物標志物在全油中的比重較低(<1%)，而且氣藏凝析油處于高成熟階段，生物標志物表現(xiàn)出一定的趨同性，導致在該區(qū)利用生物標志物進行油源追蹤會有較大的誤差和局限性，依據(jù)國內(nèi)外目前常用的生物標志物濃度法建立的混源油判識及混源比例計算方法對該區(qū)進行混源油識別可靠性也相對較差。然而，相較于生物標志物，正構(gòu)烷烴在全油中的主要組分含量高，其單體烴碳同位素主要受控于母源和古沉積環(huán)境，能從分子級別反映單個化合物的來源，受熱成熟度及次生改造作用影響較小，在判別混源油及混源比例定量計算中具有更明顯的優(yōu)越性[10]。

珠江口盆地白云凹陷深水區(qū)已發(fā)現(xiàn)多個大型油氣藏，含烴流體非?；钴S，呈現(xiàn)油、氣、凝析油三態(tài)共存且空間分布不均一的油氣格局，油氣混源現(xiàn)象普遍[11]。馬寧等[9]、米立軍等[11]、王寧等[12]應用生物標志物對該區(qū)油源進行分析，認為該區(qū)主要發(fā)育文昌組、恩平組2套主力烴源巖，且主體均處于高-過成熟及高成熟熱演化階段，生烴潛力較高。但在該研究區(qū)探井中未揭示文昌組及恩平組典型烴源巖，故難以通過直接的油源對比確定文昌組或恩平組泥巖為主力油源巖。另外，該區(qū)原油及凝析油共存，油品及成熟度跨度大，生物標志物受影響因素較多，熱成熟度、氣侵、生物降解等均會對其造成影響[13]。一方面，白云凹陷東部油藏原油成熟度相對較低，而氣藏中凝析油則處于高成熟度階段，為天然氣伴生而成，兩者生物標志物濃度差異較大。另一方面，該區(qū)目前鉆遇的文昌組和恩平組泥巖均處于隆起帶位置，代表性較差，缺乏合適的端元巖(油)進行混源油判識，難以有效界定主力油源巖。而采用計算機協(xié)助、使用多元數(shù)理統(tǒng)計學的方法計算混源比例，可以在未獲得端元樣品、不進行混源實驗的情況下進行，具有有效性高、適用性強、準確度高的優(yōu)點[10]。故本研究采用混采油井產(chǎn)能分配計算法[14]，利用全油正構(gòu)烷烴單體烴碳同位素和全油氣相色譜指紋分析技術(shù)，定量計算文昌組、恩平組2套烴源巖對原油的相對貢獻比例，厘清文昌組、恩平組兩2套烴源巖的成藏貢獻，確立主力烴源巖及其勘探潛力，為白云凹陷深水區(qū)油氣勘探部署提供理論支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

白云凹陷位于珠江口盆地南部坳陷帶，處于南海北部大陸邊緣陸坡區(qū)，是珠江口盆地規(guī)模最大、埋藏最深的沉積凹陷，水深200～2 800 m，總體NEE向展布，包括白云主洼、白云東洼、白云南洼和白云西洼4個次級洼陷。白云凹陷北側(cè)為番禺低隆起，東側(cè)為東沙隆起，西側(cè)以一條北西走向的基底斷裂、巖漿活動帶與云開低凸起為界(圖1)。白云凹陷因位于珠江口盆地深水區(qū)地殼向海減薄的細頸帶[9]，高熱流背景使得深水區(qū)具有異常高的地溫梯度，現(xiàn)今地溫梯度為(3.5～5.6) ℃/100 m，呈現(xiàn)出“熱盆”屬性[11]。該區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)多個大型油氣藏，包括W3-1、H34、H29等大型凝析油氣藏以及H16、H23等大中型油藏，烴類來源上已證實白云深水區(qū)東部為白云主洼與白云東洼雙源供烴格局[12]。研究區(qū)共發(fā)育3套主力烴源巖，分別為文昌組半深湖-深湖相泥巖、恩平組淺湖-沼澤相泥巖以及珠海組海相泥巖。其中，文昌組與恩平組烴源巖現(xiàn)今主體均處于高-過成熟及高成熟熱演化階段，生烴潛力較高，為凝析油氣聚集提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)，是主力烴源巖；珠海組烴源巖僅在白云主洼中心成熟，在白云凹陷東部深水區(qū)成熟度低，為次要烴源巖。

圖1 珠江口盆地區(qū)域劃分圖及采集樣品分布圖[12]

2 樣品與實驗

本次采集了白云凹陷已有探井探明的各油氣藏原油凝析油樣品共10個，包括H16、H29、H34油藏原油，H29、H34及W3a、W3b、W3c氣藏凝析油，以及2個典型的恩平組H9-2和文昌組原油H25-7，進行全油正構(gòu)烷烴單體烴碳同位素和全油氣相色譜指紋分析，定量計算文昌組、恩平組2套烴源巖對原油的相對貢獻比例。

全油色譜由安捷倫7890氣相色譜儀完成；色譜條件：HP-PONA彈性石英毛細管柱(50 m×0.2 mm×0.5 μm)；起始溫度35 ℃，恒溫10 min，以3 ℃/min升至300 ℃，恒溫15 min；分流比30∶1；氮氣為載氣，1 mL/min恒速，火焰離子檢測器(flame ionization detector，F(xiàn)ID)。

單體分子穩(wěn)定碳同位素分析先對原油進行族組分分離，再對飽和烴組分絡(luò)合后上機分析，分析方法如下：先用正己烷沉淀原油中的瀝青質(zhì)，再用硅膠/氧化鋁柱色層把脫瀝青質(zhì)原油分離成飽和烴、芳香烴和非烴餾分，沖洗劑分別為正己烷、甲苯和二氯甲烷。用尿素絡(luò)合法把飽和烴餾分細分為正構(gòu)烷烴和支鏈/環(huán)烷烴餾分，對正構(gòu)烷烴餾分上機進行單體烴穩(wěn)定碳同位素分析，儀器為Thermo Delta V Advantage質(zhì)譜儀；色譜運行條件：色譜柱，DB-5(30 m×0.25 mm×0.25 μm)；進樣口溫度250 ℃；升溫程序，初始80 ℃，保持1 min，以7 ℃/min速度升至290 ℃，保持15 min；流量1.2 ml/min恒流模式，氦氣為載氣。δ13C值測試精度：標準偏差<0.5‰，VPDB(Vienna Pee Dee Belemnite)標準。

3 原油及凝析油地球化學特征與來源

馬寧等[9]、米立軍等[11]對研究區(qū)油源認識主要依據(jù)該區(qū)特征生物標志物奧利烷(OL)、雙杜松烷(T)及C304-甲基甾烷含量差異進行劃分，認為白云主洼東部原油及氣藏凝析油為文昌組及恩平組淺湖-半深湖相泥巖在成熟-高成熟生油氣階段生成的產(chǎn)物。另外，朱俊章等[14]根據(jù)輕烴組成及甲基環(huán)己烷指數(shù)的組成探討該區(qū)原油及凝析油成因，認為原油的主要來源為濱湖-淺湖相腐殖型烴源巖。生物標志物受熱成熟度影響較大，在油氣成因判識方面具有一定局限性。相較而言，單體烴碳同位素主要受控于母源和古沉積環(huán)境，受熱成熟度及次生改造作用影響較小[13]，因此本研究主要根據(jù)飽和烴中正構(gòu)烷烴單體碳同位素特征探討研究區(qū)原油母源特征。

圖2展示了白云凹陷東部深水區(qū)原油及凝析油正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成分布特征，可見正構(gòu)烷烴碳同位素組成主要分布范圍為-31‰～-25‰。隨碳數(shù)增加，碳同位素值呈變輕的“下降型”分布趨勢，說明該區(qū)原油及凝析油可能以淺湖相生源構(gòu)成為主，但從碳數(shù)分布看，不同構(gòu)造原油及凝析油，在較低碳數(shù)部分(<14)正構(gòu)烷烴的碳同位素值差值基本在2‰以內(nèi)；在高碳數(shù)部分(≥15)正構(gòu)烷烴的碳同位素值差值較大；特別是在n-C23～n-C26范圍內(nèi)，正構(gòu)烷烴的碳同位素值與碳數(shù)存在平緩“上升型”分布趨勢，體現(xiàn)出不同生源構(gòu)成貢獻比例的差異。即從正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成特征看，白云深水區(qū)東部原油及凝析油可能以淺湖相偏腐殖型源巖供烴為主，但不同構(gòu)造帶原油及凝析油相同碳數(shù)正構(gòu)烷烴的差異指示生源構(gòu)成存在一定的差異性。

圖2 研究區(qū)原油及凝析油正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成曲線圖

4 混源油的識別與混源比例定量計算

4.1 混源油的識別

4.1.1 端元油的選取

端元油的選取對于混源油的判別至關(guān)重要。由于深水區(qū)鉆遇文昌組、恩平組烴源巖的探井較少，已揭示的文昌組與恩平組烴源巖多位于洼陷的陡坡帶，厚度較薄且相帶相對較差，不能代表文昌組與恩平組烴源巖的主體面貌。因此，從洼陷結(jié)構(gòu)上剖析并與珠一坳陷進行對比，選取能代表文昌型端元油和恩平型端元油的油樣進行分析。

珠二坳陷文昌期主要受控于拆離斷層的控制，為寬緩地塹，受陸源影響強烈[9]，更傾向于發(fā)育類似惠州凹陷的具陸源輸入特征的文昌組淺湖-半深湖相烴源巖[12]。因此，選取H25-7井文昌組原油作為文昌型端元油，代表白云凹陷文昌組烴源巖所生原油。恩平期，珠江口盆地作為一個大型匯水盆地，珠一坳陷與珠二坳陷烴源巖的發(fā)育背景較為相近，均表現(xiàn)為以高等陸源輸入為主的生源特征[9,12]。因此，選取惠州凹陷HZ08洼恩平組源巖所生的H9-2井油樣作為恩平型端元油，代表白云凹陷恩平組烴源巖所生的原油。

4.1.2 混源油的識別

以正構(gòu)烷烴為研究對象，對H16、H29、H34油藏原油以及H29、H34及W3a、W3b、W3c氣藏凝析油的單體烴碳同位素進行分析，并與文昌型和恩平型端元油進行對比(圖3)，可見研究區(qū)原油和凝析油單體烴同位素特征均介于文昌型與恩平型端元油之間，顯示原油與凝析油并非單一油源，為文昌組與恩平組烴源巖共同貢獻的混源油。

圖3 研究區(qū)原油及凝析油混源判識

4.2 混源比例的定量計算

目前關(guān)于混源油比例的定量計算，國內(nèi)外主要采用生物標志化合物絕對濃度法，本研究主要采用原油單體烴碳同位素組成與全油氣相色譜分析技術(shù)，利用混采油井產(chǎn)能分配計算法[14]，以單體烴為計量單元，定量計算文昌組、恩平組2套烴源巖的相對貢獻比例。具體過程如下。

4.2.1 混源油的識別

1) 剖析混源油與各端元油單體烴碳同位素組成，應用混采油井產(chǎn)能分配計算方法，定量計算文昌型與恩平型端元油對混源油中C4～C30化合物的單體貢獻率。

設(shè)向量X、Y和Z分別代表文昌型、恩平型端元油和混源油單體碳同位素指紋配對參數(shù)集：

(1)

其中，文昌型端元油對混源油中C4～C30化合物的單體烴貢獻率為(GC4,GC5, … ,GC30)，恩平型端元油對混源油中C4～C30化合物的單體烴貢獻率為(E4,E5, …,E30)。

需滿足如下條件：

(2)

其中X、Y、Z均已知，求解上述方程可得(GC4,GC5, …,GC30)和(E4,E5,…,E30)。

2) 應用全油氣相色譜指紋分析技術(shù)，對C4～C30化合物峰面積進行計算，定量計算各單體化合物在全油中的質(zhì)量百分比，即C4～C30化合物在全油中的相對質(zhì)量百分含量為(WC4,WC5, …,WC30)。

3) 利用單體烴貢獻率與全油中單體烴的質(zhì)量百分比，計算文昌型與恩平型端元油單體烴的貢獻量，最后進行歸一化處理，定量計算文昌組與恩平組烴源巖對混源油的相對貢獻比例，即WC型端元油單體烴貢獻量為 (GC4×WC4,GC5×WC5, …,GC30×WC30)， EP型端元油單體烴貢獻量為 (E4×WC4,E5×WC5, …,E30×WC30)。

4.2.2 典型油藏原油混源比例定量計算

以H16井油藏原油為例，進行混源比例定量計算。根據(jù)H16原油C4～C30單體烴碳同位素組成可以看出，文昌型與恩平型原油對不同組分的貢獻比率不同。根據(jù)原油與文昌型、恩平型原油單體烴碳同位素差值，可定量求出各單體烴來自文昌型原油的單體貢獻率WCn與來自恩平型原油的單體貢獻率ECn(圖4、表1)。如C4化合物中文昌型原油的單體貢獻率為73.1%，恩平型原油的單體貢獻率為26.9%；C5化合物中文昌型原油的單體貢獻率為92.7%，恩平型原油的單體貢獻率為7.3%?？啥坑嬎鉉4～C30各類化合物中源自文昌型或恩平型原油的單體烴貢獻率(表1)。

圖4 H16原油單體烴同位素與全油氣相色譜指紋特征

根據(jù)全油色譜中C4～C30各碳數(shù)化合物的峰面積定量計算各單體烴的重量百分比，如C4化合物占全油的0.7%，C5化合物占2.1%。再定量計算出C4～C30各類化合物在全油中的質(zhì)量百分比WCn。

最后將文昌型或恩平型原油的單體烴貢獻率與該組分在全油中的質(zhì)量百分比相乘，定量計算各烴類組分源自文昌型原油或恩平型原油的單體貢獻量(WCn×WCn及ECn×WCn)，再進行歸一化處理，可得到文昌組烴源巖對H16原油的相對貢獻率為42%，恩平組烴源巖相對貢獻率為58%(表1)。

表1 文昌組與恩平組烴源巖對H16井原油相對貢獻率

4.2.3 原油(凝析油)混源比例定量計算結(jié)果

對各構(gòu)造帶原油、凝析油進行混源比例定量計算，結(jié)果見表2，恩平組和文昌組烴源巖對油藏原油和氣藏凝析油均有貢獻，但恩平組烴源巖的貢獻比例整體較大；氣藏凝析油及H34井油藏原油主體由恩平組烴源巖貢獻，貢獻率為66%～78%，文昌組烴源巖的貢獻率為22%～34%；H16及H29油藏原油由文昌組及恩平組烴源巖貢獻，恩平組烴源巖貢獻率約53%～58%，文昌組烴源巖的貢獻率約42%～47%，貢獻率相當。

表2 白云凹陷東部深水區(qū)混源油比例計算結(jié)果

4.2.4 原油(凝析油)成因機制

白云凹陷主要有2套主力烴源巖，分別為文昌組湖相烴源巖和恩平組沼澤相烴源巖[12]。文昌組以深湖-中深湖相沉積為主，有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型，為主力烴源巖；恩平組以湖沼相和河流相沉積為主，局部發(fā)育煤層泥巖，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ2和Ⅲ型，為次要烴源巖。2套主力烴源巖的生烴潛力較高，這也為混源油的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)[15-16]。

白云凹陷文昌組生烴時間早，生成的原油不僅可以運移到珠海組，還可以垂向運移到珠江組和韓江組聚集成藏。恩平組生烴時間晚，且生烴量較小[12]，所以生成的原油先就近在恩平組和珠海組充注，如果儲層中已經(jīng)有了文昌組的油氣充注，則會驅(qū)替一部分文昌組的原油向低層位的珠江組和韓江組運移，同時恩平組烴源巖生成的油氣也會向珠江組和韓江組運移，這樣就會在珠海組、珠江組和韓江組出現(xiàn)文昌組和恩平組共同貢獻的混源油。因此，淺層的珠江組和韓江組的原油，文昌組烴源巖貢獻較大，而深層的珠海組的原油，恩平組烴源巖貢獻較大，與本研究通過數(shù)理統(tǒng)計所得的結(jié)果相符合。

5 結(jié)論

1) 珠二坳陷文昌期發(fā)育具有陸源輸入特征的淺湖-半深湖相烴源巖，與惠州凹陷H25-7井文昌組烴源巖相似。珠二坳陷恩平期發(fā)育以陸源高等植物輸入為主的烴源巖，與惠州凹陷H9-2井恩平組烴源巖相似。

2) 白云凹陷東部深水區(qū)原油與凝析油正構(gòu)烷烴單體碳同位素特征顯示，其原油和凝析油單體烴同位素特征均介于文昌型與恩平型端元油之間，揭示原油與凝析油非單一油源，為文昌組與恩平組烴源巖共同貢獻的混源油。

3) 采用正構(gòu)烷烴單體碳同位素與全油氣相色譜指紋特征相結(jié)合，定量計算白云凹陷東部深水區(qū)原油與凝析油的混源比例，其中凝析油及H34油藏原油主體由恩平組烴源巖貢獻，貢獻率為66%～78%；文昌組貢獻率較低，僅為21%～32%；H16及H29油藏原油由文昌組及恩平組烴源巖貢獻，恩平組源巖貢獻率為53%～58%，文昌組烴源巖的貢獻率為42%～47%。通過混源油定量計算，明確了白云凹陷恩平組烴源巖成藏貢獻以及白云東洼的生烴和供烴能力，為白云凹陷深水區(qū)油氣勘探部署提供了理論支撐。