李素梅 董月霞 王政軍 徐 滿 孟祥兵 張 鵬

(1．中國石油大學(xué)資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 102249;2．中國石油大學(xué)地球科學(xué)院 北京 102249;3．中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院 河北唐山 063004)

渤海灣盆地深層一般指大于3 500 m的深度范圍［1］，南堡凹陷近年深部油氣勘探取得了重大突破，自2004年于老堡南1井奧陶系鉆遇高產(chǎn)工業(yè)油氣流以來，近年在下古生界累計已獲十多口工業(yè)油氣流井，主要分布于南堡油田2—3號構(gòu)造帶。深部油氣性質(zhì)有別于中淺層第三系，前者主要為高蠟油、少數(shù)為凝析油氣，后者以正常黑油為主［2～4］。南堡凹陷以往發(fā)現(xiàn)油氣主要分布在第三系的館陶、明化鎮(zhèn)、東營組、沙河街組一段，普遍認(rèn)為主要是中淺層成因［2］，近期有人提出其中混有一定量的深部來源油氣［3］。南堡凹陷深層特別是深部潛山油氣(埋深一般為4 000～5 000 m)成因與成藏方面的基礎(chǔ)研究薄弱，以往主要對南堡2號構(gòu)造帶相對早期發(fā)現(xiàn)的老堡南1井奧陶系油氣的特征與成因進(jìn)行過初步研究［5～7］，有人認(rèn)為其主要源自沙一段烴源巖［5］，另有人認(rèn)為來自沙三段［6，7］。南堡凹陷深部潛山大油氣田的發(fā)現(xiàn)預(yù)示該凹陷深層巨大的油氣勘探潛力，南堡凹陷深部油氣特征與形成機(jī)制及其與上部含油氣系統(tǒng)的差異有待揭示、南堡凹陷深層油氣資源潛力有待評價。

1 地質(zhì)概況

渤海灣盆地南堡凹陷是發(fā)育在古生界、中生界基底之上的典型中新生代箕狀斷陷凹陷，具有北斷南超的特征［8］。南堡凹陷內(nèi)自上而下發(fā)育有明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組、白堊系、侏羅系、石炭系—二疊系、奧陶系及寒武系等地層，盆地基底為太古界花崗巖。該凹陷陸地面積660 km2、灘海面積1 000 km2，發(fā)育多個生油洼陷，包括拾場次洼、林雀次洼、柳南次洼和曹妃甸次洼(圖1)。南堡油田發(fā)育南堡1、2、3、4、5 號五個潛山構(gòu)造，頂面埋深淺于 5 000 m的面積為42．1 km2，第三系直接覆蓋的面積108 km2。其中南堡1、2、5號潛山為寒武系—奧陶系潛山、南堡3號潛山為寒武系潛山(圖1)。目前深部油氣主要發(fā)現(xiàn)于寒武系和奧陶系，集中于南堡2—3號構(gòu)造帶，埋深一般超過4 000 m。南堡凹陷發(fā)育多套烴源巖，包括東三段、沙一段、沙二+三段。

表1 南堡凹陷部分深部原油物性統(tǒng)計Table 1 Physical properties of partial deep crude oils in the Nanpu depression

圖1 南堡凹陷下古生界潛山油氣及構(gòu)造單元分布Fig．1 Location of Ordovician oils and tectonic units in the Nanpu depression

2 樣品與實(shí)驗(yàn)

采集南堡油田下古生界奧陶系、寒武系原油11個、第三系原油16個、第三系烴源巖18個，進(jìn)行全油定量色譜、飽和烴和芳烴定量色譜—質(zhì)譜分析;另有46個原油(主要為第三系)、54個烴源巖樣品用于對比研究［2，3］。選用標(biāo)樣包括 nC24D50、D4C27膽甾烷、D10-蒽。GC、GC-MS實(shí)驗(yàn)條件與化合物定量方法參見 Jiang et al．(2001)、Li et al．(2003)［9，10］。

3 結(jié)果與討論

3．1 原油物性與族組成

南堡凹陷奧陶系原油在地面多數(shù)呈黃褐色、墨綠色等深色的半固結(jié)固體，僅堡古2井寒武系地層產(chǎn)出淡黃色輕質(zhì)凝析油。奧陶系原油的顯著特征是高蠟(16．82% ～ 30．92%，均值 23．4%)、低硫(0．02% ～0．20%)、高凝固點(diǎn)(29% ～40%)、低原油密度(0．834 7～0．843 1 g/cm3)和黏度(4．78～13．41 mPa·s)(表1)。深部原油較低的密度、黏度指示較高的成熟度;低硫、高蠟為陸相油的典型特征。南堡凹陷深部原油的含蠟量高于第三系中淺層原油(一般低于20%)?，F(xiàn)有研究表明，高蠟油的形成有多種機(jī)制，受控于多種因素，包括先質(zhì)體、油藏保存溫度、氣侵/蒸發(fā)分餾、原油成熟度、運(yùn)移分餾等［11～14］(后文討論)。

與原油物性特征相似，對12個奧陶系原油的分析表明，原油中飽和烴(72%～90．3%)占絕對優(yōu)勢，其次為芳烴(6．4% ～20．2%)，非烴(0．5% ～6．5%)與瀝青質(zhì)(0．7%～9．2%)的含量相對較低，具有高飽/芳比(3．6%～14．2%)、低非/瀝比(0．1%～5%)特征。堡古2井寒武系原油的飽和烴含量高達(dá)96．1%，高于奧陶系。原油族組成特征與其較高的成熟度一致。

3．2 原油飽和烴組成與分布特征

飽和烴餾分總離子流圖(圖2)顯示，奧陶系原油具有較寬的鏈烷烴分布范圍(nC11～nC37)，多數(shù)雙峰特征不明顯，以后峰為主，主峰碳數(shù)多為nC23，前峰有被“削截”/“切割”跡象，個別為雙峰如NP23-P2010。寒武系原油鏈烷烴呈“半紡錘型”，輕質(zhì)組分含量較高且隨碳數(shù)增加近呈線性降低(圖2)，反映深部不同層系油氣性質(zhì)有異。與深部原油截然不同的是，淺層第三系原油鏈烷烴為明顯的“雙峰”型，前后主峰分別為nC14～nC15、nC21～nC23(圖2)。正構(gòu)烷烴“雙峰”指示高等植物、低等微生物雙重輸入。原油正構(gòu)烷烴沒有奇偶優(yōu)勢，CPI、OEP 值分別為 1．06～1．14、0．93～1．07，接近平衡值1(表2)。奧陶系原油正構(gòu)烷烴輕、重質(zhì)組分比值多數(shù)不高，nC21－/nC22+值一般為 0．75～2．32(均值約 1．05，僅個別(NP280)偏高)，遠(yuǎn)低于堡古2井寒武系原油，其nC21－/nC22+高達(dá) 4．8(表 2)。值得注意的是，成熟度相對較高的奧陶系原油的nC21－/nC22+值低于成熟度相對較低的第三系原油(均值1．53)。該現(xiàn)象可能與氣侵/蒸發(fā)分餾效應(yīng)有關(guān)。通常情況下，鏈烷烴輕/重比值隨成熟度增加而增加、鏈烷烴主峰隨成熟度增加前移［15］。深部原油具有較高的 Pr/Ph 值(1．28～1．77)(表 2)，指示母源巖弱氧化—弱還原性原始沉積環(huán)境;原油Pr/nC17、Ph/nC18值相對較低(表2)，其大小除與沉積環(huán)境有關(guān)外也受成熟度影響［15］。

圖2 南堡凹陷部分潛山原油與第三系原油飽和烴總離子流對比圖Fig．2 Total ion chromatograms(TIC)of the saturated hydrocarbons in the oils from deep burial and Tertiary horizons

表2 南堡凹陷部分潛山原油全油氣相色譜參數(shù)Table 2 GC parameters for the whole oils from the Nanpu Depresion

潛山深部原油具有不同于第三系原油的生標(biāo)特征:甾萜類生標(biāo)含量較低，奧陶系、寒武系原油中甾萜類生標(biāo)含量分別為 142 ～ 1 165 μg/g、142 μg/g(表3)，隨成熟度增加有降低趨勢［16，17］;原油中低分子孕甾烷、三環(huán)萜烷系列相對豐度較高(圖3)，重排甾烷、重排藿烷特別是18a(H)-三降藿烷(Ts)、C29Ts豐度異常偏高(圖3)，重排甾烷/規(guī)則甾烷、C30重排藿烷/C30藿烷值分別為 0．37～0．58、0．36～1．02(表 3);升藿烷系列有明顯的裂解現(xiàn)象(圖3)。以上生標(biāo)特征指示原油較高的成熟度，這從飽和烴、芳烴成熟度參數(shù)即可體現(xiàn)(圖 4)，原油 C29甾烷 ααα20S/(S+R)、C29甾烷 αββ/(ααα+αββ)值分布范圍分別為 0．57～0．65、0．53～0．55(表 3)，已達(dá)到/接近平衡值［15］;Ts/(Ts+Tm)、C29Ts/C30藿烷值分別高達(dá) 0．83～0．89、0．4～1．04(表3)。原油中伽馬蠟烷含量相對較低(圖3)，伽馬蠟烷/C30藿烷值為 0．14～0．18(表 3)，反映母源巖形成于湖相淡水和/或非水體鹽度分層的原始沉積環(huán)境，這與原油較高的Pr/Ph值相吻合。多數(shù)深部原油規(guī)則甾烷呈“V”字型(圖3)，與第三系原油相似，反映兩者該類生標(biāo)的生物先質(zhì)體相同/相近。觀察到寒武系與奧陶系原油諸多不同的特征:奧陶系原油 C27/C29規(guī)則甾烷值(0．81 ～ 0．98)低于寒武系(1．58);甾烷/藿烷值也偏低，前者分布范圍為 0．57～0．84，后者為2．05，推測這與兩層系成熟度差異有關(guān)。不同類型生物標(biāo)志物組分有不同的熱穩(wěn)定性，C29-甾烷的穩(wěn)定性可能低于C27-甾烷，優(yōu)先裂解(圖3);藿烷系列化合物熱穩(wěn)定性通常低于甾類(實(shí)際觀察時常見)。

3．3 原油芳烴組成與分布特征

南堡凹陷潛山原油中的芳烴化合物主要是萘系列(一般為 21．55%～25．84%，少數(shù)超過 30%)、菲系列(35．81%～46．14%，一般＞40%)、系列(10%±)、聯(lián)苯和三芴系列，其它類化合物含量較低(圖5)。深部高蠟油的顯著特征是:萘系列的豐度低于菲系列、芴系列的含量遠(yuǎn)高于氧芴和硫芴系列、不發(fā)育三芳甾烷系列(圖5c)，與第三系原油有所區(qū)別(圖5a，b)。芳烴成熟度參數(shù)甲基菲指數(shù)MPI、甲基萘指數(shù)TeMNr(1，3，6，7-/(1，3，6，7+1，2，5，6+1，2，3，5)-四甲基萘)與 TMNr(1，3，7-/(1，3，7+1，2，5)-三甲基萘)、二苯并噻吩指數(shù) 4，6-/1，4-DMBDT(4，6-/1，4-二甲基二苯并噻吩)、4-/1-DBT(4-/1-二苯并噻吩)指示潛山原油成熟度遠(yuǎn)高于第三系原油(圖4b，c，d)。依據(jù)甲基菲指數(shù)折算的鏡質(zhì)體反射率［18］的計算結(jié)果，深部原油的折算鏡質(zhì)體反射率 Rc值分布范圍為0．95～1．21，高于第三系原油(一般＜0．9)，反映深部潛山油氣母源巖成熟度較高。南堡凹陷第三系原油中三芴系列的相對豐度分布特征是芴＞氧芴＞硫芴系列，而潛山原油是芴＞硫芴＞氧芴且芴系列占絕對優(yōu)勢(圖5)。三芴系列相對分布通常用于反映母源巖沉積環(huán)境［19］，南堡凹陷深、淺層原油中三芴系列相對分布的差異暗示成熟度對三芴系列相對分布可能有明顯控制作用。

表3 南堡凹陷部分原油GC-MS生標(biāo)參數(shù)Table 3 Basic GC-MS parameters of the oils analyzed in Nanpu depression

圖3 南堡凹陷部分潛山原油m/z217、m/z191質(zhì)量色譜圖Fig．3 The m/z 217 and m/z191 mass fragmentogram of saturate fractions from partial deep oils

圖4 南堡凹陷深、淺層原油成熟度對比Fig．4 Maturity correlation of the deep and shallow oils from the Nanpu depression

圖5 南堡凹陷原油中的芳烴化合物組成與分布Fig．5 Composition and relative distribution of the aromatic fraction in partial oils from the Nanpu depression

3．4 深部油氣來源

南堡凹陷發(fā)育多套烴源巖，包括東三段、沙一段、沙二+三段，其中，沙二+三段烴源巖分布范圍大、有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好［7，20～23］，為成熟—高成熟烴源巖。以PG2井為例，4 547～5 106 m井段(Es2+3)分析的烴源巖有機(jī)碳含量分布范圍為 1．82%～2．42%(＞1．0%)、氯仿瀝青 A 含量為 0．12% ～0．36%(＞0．1%、產(chǎn)烴潛量多數(shù)大于2 mg/g·TOC;NP288、NP2-82井沙二+三段優(yōu)質(zhì)烴源巖也較發(fā)育，有機(jī)碳含量分別高達(dá) 2．9%、2．4%，總烴高達(dá) 851 ppm、2 082 ppm。按照陸相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)，以上沙二+三段烴源巖屬于好—較好烴源巖范疇。如果將這部分烴源巖的生烴潛力進(jìn)行恢復(fù)，其生烴潛能應(yīng)比當(dāng)前的測定值高，目前所測為剩余生烴潛能。沙二+三段烴源巖目前埋藏較深，一般在4 000 m以下。南堡凹陷潛山已發(fā)現(xiàn)油氣埋深4 000～5 600 m(表1)，其主要來自深部地層，上覆的沙二+三段是深部潛山重要的烴源巖［3，7］。

芳烴成熟度參數(shù) MPI-1、TMNr、4，6-/1，4-DMDBT都指示，潛山原油與沙二+三段烴源巖聚類(圖6b，c，d)。飽和烴成熟度參數(shù)C29甾烷ααα20S/(S+R)、C29甾烷 αββ/(ααα+αββ)、Ts/(Ts+Tm)值指示沙二+三段烴源巖成熟度值相對集中，隨埋深的變化關(guān)系不及東三段—沙一段明顯(圖6a)，似乎表現(xiàn)出了一種對熱的遲滯效應(yīng)。潛山原油的C29甾烷ααα20S/(S+R)、C29甾烷 αββ/(ααα+αββ)、Ts/(Ts+Tm)值稍高于本次分析的沙二+三段烴源巖(圖6a)，可能指示運(yùn)移分餾效應(yīng)和/或原油來自更深層源巖，同時反映不同成熟度指標(biāo)的演化過程、不同層系烴源巖間有所差異。依據(jù)甲基菲指數(shù)折算鏡質(zhì)體反射率Rc，本次研究分析的東三段～沙一段烴源巖樣品的Rc值一般小于0．8%、沙二+三段樣品一般分布于0．75%～1．1%、潛山原油 Rc 值為0．83%～1．2%，潛山原油成熟度與沙二+三段烴源巖相近，反映兩者有良好的成因聯(lián)系。油源對比表明，LPN1井等奧陶系原油主要來自沙二+三段烴源巖［3．7］。鑒于目前發(fā)現(xiàn)的潛山油氣資源還比較有限，且主要局限于深部，不排除相對淺埋的潛山有多套源巖的供烴，如位于南堡凹陷斜坡帶的曹妃殿地區(qū)的CFD2-1-1井油氣性質(zhì)不同于深部。

圖6 南堡凹陷潛山原油與第三系烴源巖成熟度對比Fig．6 Maturity correlation for the analyzed oils and the source rocks from the Nanpu depression

南堡凹陷奧陶系(1—2號構(gòu)造帶)、寒武系(3號帶)潛山直接與沙二+三段烴源巖接觸，生烴演化史分析表明，1、2、3號構(gòu)造帶本地?zé)N源巖處于成熟—較高成熟演化階段(Ro分別為－0．7%(最大值 0．7%)、－1．0%(最大值 1．0%)、1．3% ～2．0%)，烴源巖所生油氣可以直接下排或通過斷面的源儲對接側(cè)向供烴，特別地，通源斷層和潛山風(fēng)化殼可為深部烴源巖所生油氣的側(cè)向運(yùn)移供烴提供通道。故南堡潛山油氣即有本地源也有異地源且后者可能占有較高的比例(對比表明，較之于本地?zé)N源巖，潛山原油成熟度并不低)。油—油對比顯示(圖4)，南堡凹陷潛山原油成熟度明顯高于絕大多數(shù)中淺層，反映母源巖及其成熟度的差異。以往分析表明，中淺層原油可來自東三—沙一段、不少原油混有沙二+三段烴源巖的成烴貢獻(xiàn)［3］。該區(qū)中淺層與深層原油顯著的非連續(xù)性的成熟度分布特征可能暗示，相當(dāng)部分油氣成熟度介于中淺層和深部潛山之間的油氣尚未被發(fā)現(xiàn)，南堡凹陷沙一到沙三段可能存在較大的致密油氣勘探前景。

3．5 深部高蠟油成因

上文分析表明，南堡凹陷潛山原油含蠟量較高，屬于高蠟油(＞2%)劃分范圍，其中，NP23-P2001井奧陶系原油高達(dá)30．92%(表1)，一般高于同區(qū)上述第三系原油。渤海灣盆地其它油田潛山也報道過高蠟油，如東營凹陷南斜坡王古 1井(含蠟量40．84%)［24］、黃驊坳陷千米橋奧陶系古潛山凝析油(含蠟量 15．91%～34．08%)［25］?，F(xiàn)有研究表明，有多種高蠟油的形成機(jī)制:與特定的生源有關(guān)，陸源高等植物的表皮和孢粉類是提供蠟的重要生源母質(zhì)、某些低等水生生物也被報道可生成高蠟油［26］;與次生作用有關(guān)，如微生物改造有機(jī)質(zhì)［12］、運(yùn)移分餾［27］、氣侵/氣洗等，塔里木輪南地區(qū)部分海相高蠟油被認(rèn)為與氣侵/氣洗有關(guān)［28］。南堡凹陷沙三段以Ⅱ2型和Ⅲ型為主，僅個別為Ⅰ型［20］;南堡凹陷烴源巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，殼質(zhì)組常見，惰性組及腐泥組為次要組分［29］，高等植物是鏡質(zhì)組的重要來源。南堡凹陷潛山、第三系原油(一般為10%～20%)含蠟量普遍偏高，首先取決于該區(qū)母源巖特定的生源。然而，南堡凹陷不同類型原油之間含蠟量差異特別是潛山原油高于上伏第三系原油則極可能與次生改造作用有關(guān)，因深淺層原油的母源巖形成環(huán)境沒有本質(zhì)的變化。

南堡凹陷原油明顯有氣洗跡象，從飽和烴總離子流圖中鏈烷烴的分布可見，較之于上覆第三系原油，潛山原油中低分子鏈烷烴如nC12～nC17相對低分子量化合物豐度明顯偏低(圖2)，正如上文所言，成熟度相對較高的奧陶系原油的nC21－/nC22

+值低于成熟度相對較低的第三系原油，這與輕質(zhì)組分隨成熟度增加而增加的規(guī)則不吻合。由于該區(qū)“新生古儲”的組合特征，該類油氣藏一般為原生的古油藏，深部原油中輕質(zhì)餾分的被“切割”的可能原因之一是“氣洗”所致，低分子量烴類化合物易于隨天然氣“攜帶”向上運(yùn)移，導(dǎo)致殘留油蠟質(zhì)烴(nC21+)增加。潛山原油中相對低分子量萘系列的相對豐度低于菲系列(圖5c)，應(yīng)該是類似的原理。南堡凹陷2號構(gòu)造帶奧陶系天然氣含量較高，部分井為純產(chǎn)天然氣井，在油氣共生的古含油構(gòu)造帶中，深層不斷充注的天然氣對古油藏的氣洗是常見現(xiàn)象。其次，伴隨著氣洗的油氣運(yùn)移作用、熱成熟作用也可能對該區(qū)原油含蠟量產(chǎn)生影響，烴類差異性熱裂解，可導(dǎo)致其中某些熱穩(wěn)定性較高的化合物在特定時期相對富集。

深部油氣形成后往往經(jīng)歷多種后生/次生改造作用，除了氣侵/氣洗外，通常還包含熱成熟作用、有機(jī)—無機(jī)相互作用等。從油氣組成來看，南堡潛山原油受硫酸鹽熱化學(xué)還原作用的影響相對較小(伴生氣中硫化氫含量不高)。該區(qū)潛山儲層中油氣成藏后再熟化的可能性是存在的(4 200 m處的溫度已近150℃)，然而，油藏內(nèi)熟化可能不是主要的，從烴源巖繼承的因素可能更為重要。目前發(fā)現(xiàn)的奧陶系原油主要為高蠟油(nC21+蠟質(zhì)烴含量相對較高)，反映多數(shù)原油所處的溫壓等條件尚達(dá)到導(dǎo)致其大量熱裂解成氣的階段(長鏈烷烴仍大量存在)。分析表明，多個奧陶系潛山原油(LNP1、PG2等)的成熟度高于相同/相近埋深的鄰位烴源巖，如LPN1井4 035．2～4 215．1 m井段原油熱成熟度高于相鄰的NP288井4 582 m處沙三段烴源巖，后者C29甾烷ααα20S/(S+R)、C29甾烷 αββ/(ααα+αββ)、Ts/(Ts+Tm)值分別為 0．59、0．44、0．57(未發(fā)表數(shù)據(jù))，而前者分別高達(dá)0．60、0．54、0．86(表 3)，表明 LNP1 井原油多數(shù)是更深層烴源巖在較高成熟階段的成烴貢獻(xiàn)。倘若LPN1井奧陶系原油是成藏后再演化成現(xiàn)今的面貌，其成熟度應(yīng)小于目前相同/相近埋深的烴源巖，因儲層中有機(jī)質(zhì)/油氣的熱演化速率通常小于烴源巖(充當(dāng)催化劑的黏土礦物含量較高)。因此，該區(qū)相當(dāng)部分潛山油氣是烴源巖已經(jīng)演化到較高成熟度后的成烴貢獻(xiàn)而非成藏后再演化。相關(guān)研究有待深化。

4 結(jié)論

(1)南堡凹陷古潛山存在兩類原油:一類為奧陶系高蠟油;另一類為寒武系輕質(zhì)凝析油。原油成熟度總體偏高(折算鏡質(zhì)體反射率高達(dá)1．2%)，部分有熱裂解跡象。油—油、油源對比表明，潛山原油主要來自沙三段(或沙二+三段)烴源巖。

(2)南堡凹陷古潛山存在兩種供烴方式:一種是油氣短距離運(yùn)移供烴，包括披覆式的“上生下儲”型、斷裂導(dǎo)致的源—儲“側(cè)向?qū)印毙?形成供油窗);另一種為長距離運(yùn)移供烴，通源深切大斷層和/或潛山風(fēng)化殼不整合面特別是前者是該區(qū)油氣較長距離運(yùn)移的重要方式。油—巖對比結(jié)果顯示該區(qū)潛山原油主要為深部的異地源、已發(fā)現(xiàn)潛山油氣主要分布于深切斷層附近，暗示斷層在油氣運(yùn)聚中發(fā)揮了重要作用。

(3)南堡凹陷潛山高蠟油的形成主要受控于兩種因素:首先是原生母源繼承作用，Ⅱ2-Ⅲ型干酪根具備提供蠟質(zhì)烴的物質(zhì)基礎(chǔ);其次是后生氣洗作用，其可導(dǎo)致油藏中相對高分子量蠟質(zhì)烴的滯留。該區(qū)潛山原油表現(xiàn)出了低分子量正構(gòu)烷烴被“切割”、萘與菲系列相對豐度高低“倒轉(zhuǎn)”(前低后高)等氣洗跡象。

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