孫耀庭，徐守余，鞏建強(qiáng)，謝傳金，李 輝，孟 濤

(1.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； 2.中國石化勝利油田分公司 地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015)

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孤東油田沙河街組油氣來源判識及成藏過程分析

孫耀庭1,2，徐守余1，鞏建強(qiáng)2，謝傳金2，李 輝2，孟 濤2

(1.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； 2.中國石化勝利油田分公司 地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015)

通過對孤東油田沙河街組烴源巖與沙河街組原油生物標(biāo)志化合物特征的精細(xì)對比，將該區(qū)沙河街組原油劃分為4種類型，第Ⅰ類原油Pr/Ph<0.81，Ts/Tm<0.49，γ蠟烷/C30藿烷>0.7，甾烷異構(gòu)化參數(shù)αααC29甾烷20S/(20S+20R)在0.18～0.25，為來自孤南洼陷沙一段的低熟油；第Ⅱ類原油Pr/Ph>1.71，Ts/Tm>0.89，γ蠟烷/C30藿烷<0.09，αααC29甾烷20S/(20S+20R)在0.47～0.53，為來自孤南洼陷沙三段的成熟油；第Ⅲ類原油Ts/Tm>1，γ蠟烷/C30藿烷在0.50～0.95之間，αααC29甾烷20S/(20S+20R)為0.29～0.31，為前兩者的混源油；第Ⅳ類原油Ts/Tm>1，γ蠟烷/C30藿烷0.21～0.32，αααC29甾烷20S/(20S+20R)在0.37～0.45，為來自黃河口坳陷沙三段和沙一段的混源油，其分布最為廣泛。孤東油田經(jīng)歷了2次大規(guī)模的油氣充注，分別發(fā)生在館陶末—明化鎮(zhèn)早期和明化鎮(zhèn)晚期，明化鎮(zhèn)晚期是最重要的成藏期。

烴源巖；生物標(biāo)志化合物；油源；成藏過程；孤東油田

孫耀庭，徐守余，鞏建強(qiáng)，等.孤東油田沙河街組油氣來源判識及成藏過程分析[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2016，31(5):1-10,19.

SUN Yaoting,XU Shouyu,GONG Jianqiang,et al.Hydrocarbon source identification and hydrocarbon accumulation process analysis of Shahejie Formation in Gudong Oilfield[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(5):1-10,19.

引　言

渤海灣盆地經(jīng)歷了多旋回構(gòu)造運(yùn)動和多期沉積演化，具有多洼多烴、多期油氣充注、多期成藏和多凸混源等特點(diǎn)。孤東油田是渤海灣盆地內(nèi)油氣最富集的區(qū)帶之一，具有多套含油層系，從沙河街組到館陶組均有油氣成藏；具有多個油氣源，周圍的五號樁洼陷、孤南洼陷和黃河口洼陷都可以向其輸送油氣。由于油氣成藏關(guān)系復(fù)雜，需要通過油源對比正確認(rèn)識孤東油田的“源-藏”組合關(guān)系。油源對比已從過去依靠油氣的總體物理化學(xué)性質(zhì)對比發(fā)展為多種地球化學(xué)指標(biāo)的對比[1-6]，同時由于單一指標(biāo)對比有其局限性，需要結(jié)合烴源巖和油氣的多種地化參數(shù)來確定其間的親緣關(guān)系。生物標(biāo)志化合物在原油和烴源巖中分布穩(wěn)定，目前廣泛應(yīng)用于油源對比研究[7-10]。本文利用生物標(biāo)志化合物分析測試技術(shù)對孤東油田沙河街組原油微觀電子特征進(jìn)行追根溯源，結(jié)合地質(zhì)條件分析探討油氣來源及成藏過程。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

孤東油田位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷與渤中坳陷交界處的孤東潛山披覆構(gòu)造帶上，是呈北西走向的埕島-樁西-長堤-孤東-墾東潛山披覆構(gòu)造帶的一部分(圖1)，其南部以孤南斷裂與孤南洼陷相接，東南以墾東斷層與墾東-青坨子凸起相連，西北以孤東斷層與五號樁洼陷和長堤潛山相隔，東北以緩坡帶傾沒于黃河口凹陷，面積近200 km2。

圖1　孤東油田構(gòu)造位置及油藏發(fā)育特征Fig.1　Structural position and reservoir development characteristics of Gudong Oilfield

孤東潛山披覆構(gòu)造帶上部由新近系和古近系兩大構(gòu)造層組成，古近系為圍繞孤東潛山超覆沉積，新近系則披覆沉積在孤東潛山上，具有很好的繼承性。孤東潛山披覆構(gòu)造帶由潛山主體向南、北、東三面傾沒，構(gòu)造高點(diǎn)在披覆背斜中央，由下而上構(gòu)造幅度逐漸變緩[11]。前期勘探以尋找館陶組披覆背斜油藏為主，目前孤東油田已由尋找構(gòu)造油氣藏轉(zhuǎn)向以尋找隱蔽油氣藏為主[12-13]。

2　烴源巖特征

孤東地區(qū)東西兩側(cè)分別是黃河口凹陷和孤南洼陷，兩凹(洼)陷均具有很強(qiáng)的生油能力，均是孤東油田主要油源區(qū)。西北方向的五號樁洼陷南部生油巖體積小、埋藏淺、豐度低、生油能力差，對孤東油田貢獻(xiàn)有限，可忽略不計。孤南洼陷發(fā)育沙三下亞段和沙一段2套優(yōu)質(zhì)烴源巖，黃河口凹陷發(fā)育沙三段、沙一段和東三段3套優(yōu)質(zhì)烴源巖，這些烴源巖均可為孤東油田提供大量油氣。

2.1孤南洼陷

孤南洼陷沙三下亞段為一套主要由紋層頁巖和深灰色泥巖組成的優(yōu)質(zhì)烴源層，形成于淡水-微咸水環(huán)境[14]，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.85%～6.08%，最大厚度350 m，干酪根以Ⅰ型為主。烴源巖生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為：Pr/Ph值高，為0.88～2.00；γ蠟烷含量低，γ蠟烷/C30藿烷值為0.07～0.12；Ts含量較高，Ts/Tm為0.86～1.97；4-甲基甾烷含量中等，4-甲基甾烷/C29甾烷為0.08～0.22，甾烷異構(gòu)化指數(shù)C29甾烷20S/(20S+20R)值為0.46～0.57 (表1)；重排甾烷發(fā)育(圖2(a))。

表1　孤東油田周圍烴源巖及其所生原油的生物標(biāo)志化合物特征Tab.1　Biomarker compound characteristics of hydrocarbon source rocks and its raw crude oil around Gudongoilfield

圖2　孤南洼陷烴源巖甾烷、萜烷特征Fig.2　Sterane and terpane feature of hydrocarbon source rocks in Gunan subsag

孤南洼陷沙一段為一套主要由灰質(zhì)油泥巖、油頁巖、鈣質(zhì)泥巖和生物灰?guī)r組成的優(yōu)質(zhì)烴源層，形成于半咸水-咸水沉積環(huán)境[15-16]，最大厚度100 m，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.8%～11.6%，干酪根類型為Ⅰ型。生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為4低1高：Pr/Ph值低，為0.26～0.89；富含γ蠟烷，γ蠟烷/C30藿烷為0.46～0.96；Ts豐度低，Ts/Tm值為0.12～0.79；有機(jī)質(zhì)演化程度低，C29甾烷C2920S/(20S+20R)值為0.14～0.28，4-甲基甾烷含量較低，發(fā)育C26甾烷(圖2(b)、表1)。

2.2黃河口凹陷

黃河口凹陷沙三段為一套由深灰色泥巖、鈣質(zhì)泥巖和油頁巖組成的優(yōu)質(zhì)烴源巖[17]，最大厚度約500 m，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.33%～9.19%。生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為：γ蠟烷含量較低，γ蠟烷/C30藿烷在0.04～0.10之間(圖3(a))；4-甲基甾烷含量較高，4-甲基甾烷/C29甾烷為0.15～0.56； Pr/Ph較高，為1.32～1.83(表1)；說明其形成于淡水還原環(huán)境，陸源有機(jī)質(zhì)較少但有大量渤海藻和副渤海藻(溝鞭藻)輸入[18]。

沙一段為由深灰色泥巖、黃褐色、灰褐色油頁巖、鈣質(zhì)頁巖、泥灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r等組成的“特殊巖性段”[19]，最大厚度約300 m，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.11%～2.67%。生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為γ蠟烷含量相對較高，分布范圍廣(圖3(b))，γ蠟烷/C30藿烷在0.11～0.64之間，平均為0.32；4-甲基甾烷含量較高，4-甲基甾烷/C29甾烷為0.15～0.25(表1)，Pr/Ph值為1.23～1.52，其形成于蒸發(fā)環(huán)境或咸水還原環(huán)境[20]。

東三段為深灰色泥巖沉積，最大厚度約600 m，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.63%～1.62%。生物標(biāo)志化合物特征表現(xiàn)為γ蠟烷含量很低，γ蠟烷/C30藿烷在0.03～0.08之間；4-甲基甾烷含量較低，4-甲基甾烷/C29甾烷為0.05～0.14，平均0.08；Pr/Ph大于2.0的特征(表1)，指示其形成于淡水弱氧化-弱還原環(huán)境[11]，相比沙河街組沉積期陸源輸入量較大，夾有少量的渤海藻和副渤海藻(溝鞭藻)藻類。

圖3　黃河口凹陷烴源巖甾烷、萜烷特征Fig.3　Sterane and terpane feature of hydrocarbon source rocks in Huanghekou Sag

2.3烴源巖生烴史分析

通過對孤南洼陷生烴演化模擬(圖4(a))可以看出，沙三段烴源巖自東營組沉積初期進(jìn)入低熟階段，至館陶沉積末期全部進(jìn)入成熟階段，目前Ro平均值為0.62%，已經(jīng)有2/3的地區(qū)進(jìn)入成油高峰階段(Ro=0.70%)，所生成的是成熟油；沙一段在館陶組末期進(jìn)入低熟階段，目前Ro平均值為0.57%，只有少數(shù)地區(qū)進(jìn)入成熟階段，大部分地區(qū)處于低熟階段，以生成低熟油為主。

圖4　孤東油田周緣烴源巖生烴史Fig.4　Hydrocarbon generation history of Gudong Oilfield and its periphery

通過對黃河口凹陷生烴演化模擬(圖4(b))可以看出，沙三段烴源巖在東營組沉積時期已經(jīng)成熟，目前Ro平均值為0.84%，依然處在生烴高峰階段，生成成熟油；沙一段烴源巖在東營組沉積末期開始成熟，目前Ro平均值為0.67%，正處于生烴高峰期，也生成成熟油；東三段烴源巖在明化鎮(zhèn)末期進(jìn)入生油門限,目前正處于低成熟階段。

3　油氣來源判識

3.1原油特征

孤東油田沙河街組原油主要位于沙一段與沙三段之間的不整合面上，油藏埋深一般在1 900～3 000 m，因此，基本未遭受生物降解，保存完好。沙河街組原油密度小(0.83～0.92 g/cm3)，黏度低(7.0～8.55 mPa·s)，含硫量較低(硫的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%左右)，凝固點(diǎn)較高(13～35 ℃)。沙河街組原油飽和烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為46%～53%，芳烴為14%～19%，非烴為13%～21%，瀝青質(zhì)為0～1.8%，具有高飽和烴、非烴，低芳烴、瀝青質(zhì)的特點(diǎn)，是陸相原油的一般特征。

3.2原油分類

從上述烴源巖特征論述可知，Pr/Ph可以有效區(qū)分來源于沙三段和沙一段源巖的原油[21]，γ蠟烷/C30藿烷和4-甲基甾烷/∑C29甾烷沒有明顯受生物降解作用影響，可作為重要的油源對比參數(shù)。通過分析孤東油田主體及周邊56個原油樣品的生物標(biāo)志化合物，將沙河街組原油分為4種。

第Ⅰ類分布在孤東四區(qū)和九區(qū)，如孤東9-6井，飽和烴以正構(gòu)烷烴為主，同時類異戊二烯化合物、甾烷、萜烷等生物標(biāo)志物含量十分豐富，表明該類原油熱演化程度不高。該類原油的Pr/Ph值為0.37～0.81，Ts/Tm為0.22～0.49，表明其源巖的還原環(huán)境和原油低成熟；αααC29甾烷20S/(20S+20R)為0.18～0.25，γ蠟烷/C30藿烷值為0.70～0.89，指示其母源半咸化-咸化的沉積環(huán)境，原油來源于孤南洼陷沙一段烴源巖(圖5(a))。

圖5　孤東油田沙河街組原油甾烷、萜烷特征Fig.5　Sterane and terpane feature of Es crude oil in Gudong Oilfield

第Ⅱ類原油分布在距離孤南洼陷較近的九區(qū)，這類原油飽和烴以正構(gòu)烷烴為主，甾烷、萜烷等生物標(biāo)志物含量相對較低，表明該類原油熱演化程度已經(jīng)較高；Pr/Ph值為1.71～2.33，姥鮫烷占優(yōu)勢，表明弱氧化的沉積環(huán)境；Ts/Tm為0.89～1.26，Ts十分發(fā)育，顯示出原油的高成熟度；γ蠟烷不發(fā)育，γ蠟烷/C30藿烷值為0.05～0.09，表明其源巖沉積于淡水環(huán)境；重排甾烷豐富，αααC29甾烷20S/(20S+20R)為0.47～0.53，已達(dá)到平衡，為生烴高峰時干酪根熱降解的產(chǎn)物，油源對比表明其來源于孤南洼陷沙三段烴源巖(圖5(b))。

第Ⅲ類原油分布在孤東斷裂帶西側(cè)和孤南斷裂帶附近。該類原油分子組成和分布表現(xiàn)出的是一種“復(fù)合”特征：正構(gòu)烷烴呈“雙峰”型分布(圖5(c))，前峰群主要是沙三段成熟烴源巖的貢獻(xiàn)，后峰群較沙三段所生原油強(qiáng)度增加，是兩類原油迭加的結(jié)果。C25～C33分布范圍的正構(gòu)烷烴仍然表現(xiàn)出一定的奇碳優(yōu)勢，說明沙三段烴源巖的貢獻(xiàn)更為重要；Ts/Tm>1，表現(xiàn)出其母源氧化、成熟的特征，也是沙三段烴源巖的特征；γ蠟烷十分發(fā)育，γ蠟烷/C30藿烷值為0.50～0.95，αααC29甾烷20S/(20S+20R)只有0.29～0.31，又顯示咸化、低熟的特點(diǎn)，而且C28甾烷豐富，發(fā)育C26甾烷，是沙一段低熟烴源巖的貢獻(xiàn)(圖6)，在孤東地區(qū)只有孤南洼陷沙一段低熟烴源巖才能提供這種類型的低熟油。該類原油是孤南洼陷沙三段與沙一段烴源巖形成的混源油，由于甾、萜烷在原油的含量隨著演化程度增加而降低，油氣混源后，甾、萜烷將會更多地顯示低熟油的特點(diǎn)，而正構(gòu)烷烴則是二者均衡迭加的結(jié)果，因此，這種混源油中沙三段成熟油的量應(yīng)當(dāng)更大。

圖6　孤東油田原油生物標(biāo)志化合物特征Fig.6　Biomarker compound characteristics of crude oil in Gudong Oilfield

第Ⅳ類原油同樣屬于混源油，主要分布在孤東斜坡帶上，在孤東油田除九區(qū)外均有分布。該類原油熱演化程度明顯高于第Ⅲ類原油(圖6)，已屬成熟原油。從正、異構(gòu)烷烴特征上看：正構(gòu)烷烴呈“雙峰”型分布，前峰群主要是沙三段成熟烴源巖的貢獻(xiàn)，后峰群較沙三段所生原油強(qiáng)度增加，是兩類原油迭加的結(jié)果。類異戊二烯化合物中具有姥鮫烷優(yōu)勢，Ts/Tm>1，表現(xiàn)出其母源氧化、成熟的特征，這些都是沙三段烴源巖的特征；γ蠟烷較第Ⅲ類原油明顯降低，γ蠟烷/C30藿烷值為0.21～0.32；αααC29甾烷20S/(20S+20R)已達(dá)0.37～0.45，顯示較咸化、成熟的特點(diǎn)，而且C28甾烷豐富，因此，有沙一段烴源巖的貢獻(xiàn)。從正構(gòu)烷烴發(fā)育特征可以看出，該類混源油來源以黃河口凹陷沙三段烴源巖為主，其次為沙一段烴源巖(圖5(d))。

3.3油氣成藏期次

有機(jī)包裹體均一溫度與埋藏史熱史相結(jié)合被廣泛應(yīng)用于確定油氣成藏時間。本次研究在孤東油田沙三段儲層中發(fā)現(xiàn)了一定數(shù)量的有機(jī)包裹體，通過測定與烴類包裹體共存的56個鹽水溶液包裹體的均一溫度，沙三段儲層中有機(jī)包裹體均一溫度變化不大，大部分分布在90～120 ℃和140～170 ℃溫度段(圖7)。這2個溫度段對應(yīng)的鏡質(zhì)組反射率值與研究區(qū)館陶末期—明化鎮(zhèn)早期和明化鎮(zhèn)晚期一致，說明孤東油田沙三段油氣充注主要發(fā)生在館陶末期—明化鎮(zhèn)早期和明化鎮(zhèn)晚期。此時黃河口凹陷東三段烴源巖尚未進(jìn)入生烴門限(圖4)，這也是孤東油田未發(fā)現(xiàn)黃河口凹陷東三段烴源巖油氣的原因。

圖7　孤東油田沙河街組流體包裹體均一溫度分布特征Fig.7　Distribution of homogenization temperature of fluid inclusions in Gudong Oilfield

3.4油氣運(yùn)移方向與來源判識

油氣運(yùn)移作為油氣成藏鏈上的重要環(huán)節(jié)，是研究油氣生、排、聚、保的連接紐帶。依據(jù)油藏的地球化學(xué)基本原理，油氣的生成和排出不是一次完成的，生、排烴分多個階段進(jìn)行，從而導(dǎo)致同一油源層所生原油的成熟度不同，先期充注的原油成熟度較低，而后期充注的原油成熟度相對偏高，成熟度隨著運(yùn)移距離的增大而減小，相對成熟度最高的原油分布在最接近油藏充注點(diǎn)的地帶[11-12]。因而，運(yùn)用反映成熟度指標(biāo)的生物標(biāo)志化合物參數(shù)，結(jié)合研究區(qū)地質(zhì)特征及油源判識結(jié)果可以明確油氣充注的途徑。

烴源巖進(jìn)入生油門限后，必須達(dá)到一定的含油飽和度，并具備一定的地質(zhì)條件(如斷層的持續(xù)活動)，才能開始排烴，在此之前是一個物質(zhì)與能量積聚的過程。孤東斷層、孤南斷層和黃河口凹陷西界斷裂在館陶期和明化鎮(zhèn)期活動都比較強(qiáng)烈(圖8)，特別是黃河口凹陷西界斷裂，活動強(qiáng)度最為強(qiáng)烈，這促使黃河口凹陷生成的原油向孤東油田充注。

圖8　孤東油田主要斷層活動性分析Fig.8　Activity of main faults in Gudong Oilfield

孤東潛山披覆構(gòu)造帶是長期繼承性發(fā)育的隆起，是油氣運(yùn)移的最終指向，早期生成的烴類成熟度最小，但運(yùn)移距離最遠(yuǎn)，有自洼陷向油藏成熟度逐漸減小的趨勢。由于黃河口凹陷沙三段烴源巖所生原油成熟度較高，4-甲基甾烷含量豐富，因此，可判斷黃河口凹陷對孤東油田提供了油源；依據(jù)自黃河口凹陷由近及遠(yuǎn)(由東北向西南)原油的成熟度、4-甲基甾烷含量等參數(shù)的變化，可判斷出其提供的原油到達(dá)中三區(qū)、四區(qū)和八區(qū)。同樣，根據(jù)孤南洼陷提供的原油從九區(qū)自西南向東北到三區(qū)、七區(qū)成熟度從高到低再變高的事實，可判斷出東南部孤南洼陷烴源巖對該區(qū)也提供了部分油氣，并且可大致劃出運(yùn)移邊界：孤南洼陷油氣運(yùn)移至四區(qū)、八區(qū)、九區(qū)、三區(qū)東部和七區(qū)西部(圖9)。

4　油氣成藏過程恢復(fù)

4.1儲蓋組合條件

孤東潛山在古近紀(jì)時期為構(gòu)造低凸起，沙二段上、下亞段之間的不整合面處，沙二下亞段在凸起高部位遭受剝蝕，沙二上亞段尚未超覆至凸起高部位，因此，不整合面之下為沙三段地層，之上為沙一段地層，沙二段地層缺失。不整合面之下的古近系地層超覆于潛山之上，沙一段-東營組地層披覆于潛山之上，形成潛山披覆構(gòu)造帶。受地層發(fā)育特征的控制沙一段上部—東營組下部泥巖段全區(qū)發(fā)育，形成一套區(qū)域性蓋層，與下伏沙河街組儲層發(fā)育段形成一套區(qū)域性的有效儲蓋組合，之上的東營組地層為三角洲前緣沉積，砂地比較高，缺乏穩(wěn)定的蓋層條件，儲蓋組合不利，僅在局部泥巖發(fā)育處形成局部儲蓋組合。

圖9　孤東油田原油αααC29甾烷20S/(20S+20R) 參數(shù)值平面分布與油源分區(qū)Fig.9　Distribution of αααC29 sterane's 20S/(20S+20R) parameter and division of oil source zone in Gudong Oilfield

4.2油氣輸導(dǎo)體系

油氣輸導(dǎo)體系是指連接源巖與圈閉的油氣運(yùn)移通道的空間組合體。骨架砂體是沉積盆地內(nèi)發(fā)育的同沉積輸導(dǎo)體系，滲透層的孔隙是油氣二次運(yùn)移的基本通道。研究區(qū)內(nèi)沙河街組的扇三角洲砂體、東營組的三角洲砂體厚度大、孔滲性好、縱橫向廣泛分布，是油氣遠(yuǎn)距離橫向運(yùn)移的重要通道。

斷層及與之相關(guān)的裂縫是沉積盆地內(nèi)最重要的輸導(dǎo)體系之一，也是油氣運(yùn)移聚集最主要的輸導(dǎo)體系及封堵因素。如前所述，區(qū)內(nèi)孤東斷層、孤南斷層等均為重要的油源斷層，活動至新近系明化鎮(zhèn)組沉積期，孤東油田油氣主要是通過斷層從古近系烴源巖運(yùn)移上來并聚集的，溝通了深部烴源巖與淺層儲集層，構(gòu)成油氣垂向運(yùn)移的輸導(dǎo)體系，在淺層披覆構(gòu)造中形成大油氣田。周期性活動的斷層，會導(dǎo)致油氣多次運(yùn)移，改變油氣分布格局，正是由于這些溝通烴源巖的斷層的周期性、繼承性活動，才形成目前從中、古生界潛山到古近系、新近系多層系含油的復(fù)式油氣聚集特征。

第三系與前第三系基底之間為全區(qū)發(fā)育不整合，對油氣運(yùn)移具有重要作用。第三系內(nèi)部又存在多期不整合面，如新近系和古近系之間的區(qū)域性不整合、沙二段和沙三段之間的局部不整合都是第三系油氣輸導(dǎo)系統(tǒng)的重要組成部分。

實際上，斷層、儲集體和不整合面是相互依存、相互影響和相互補(bǔ)足、可以在地下形成一個縱橫交錯的運(yùn)移通道，共同構(gòu)筑油氣運(yùn)移的復(fù)合輸導(dǎo)體系。為孤東地區(qū)提供油源的沾化凹陷和黃河口凹陷內(nèi)烴源巖生成的油氣是沿滲透性儲層、斷層向側(cè)上方向進(jìn)行二次運(yùn)移的。油氣運(yùn)移受區(qū)域性蓋層的控制作用明顯，古近系沙一段上部—東營組底部區(qū)域性蓋層之上凹陷內(nèi)油氣顯示較少，僅在洼陷邊界大斷裂處東營組有顯示并成藏。

4.3烴源巖排烴史

孤南洼陷沙一段烴源巖在明化鎮(zhèn)中期進(jìn)入低熟油生油門限，明化鎮(zhèn)末期是油氣運(yùn)移的關(guān)鍵時期[22]，此時烴源巖埋深2～3 km，向周圍地區(qū)提供大量低熟油；當(dāng)沙一段烴源巖進(jìn)入低熟階段時，沙三段已進(jìn)入成熟階段，明化鎮(zhèn)晚期在構(gòu)造活動作用下，2套生油巖同時排烴，在同一個構(gòu)造上形成2種類型油藏(圖4(a))。孤南洼陷中同一個構(gòu)造同時存在低熟油和成熟油的事實證明低熟油與成熟油成藏期一致，受同一構(gòu)造運(yùn)動所控制。黃河口凹陷西次洼沙三段烴源巖在館陶中期沉積時埋深達(dá)到2 650 m，進(jìn)入生油門限[23-24]；館陶末期其埋深大于3 000 m，達(dá)到排烴所需的含油飽和度，其主要排烴期發(fā)生在館陶末期至明化鎮(zhèn)早期(圖4(b))；沙一段烴源巖在明化鎮(zhèn)中期進(jìn)入成熟門限，明化鎮(zhèn)末期埋深已達(dá)3 500 m，進(jìn)入主排烴期，因此，其原油成熟度明顯高于孤南洼陷沙一段所生低熟油。

4.4油氣成藏過程

通過對烴源巖生、排烴史、輸導(dǎo)體系、流體包裹體以及斷層活動性分析，燕山—喜馬拉雅過渡期(Es3)、喜馬拉雅早中期(Es1-Ed)斷裂活動強(qiáng)烈，主要控制烴源巖的分布，喜馬拉雅中末期及喜馬拉雅晚期斷裂活動性減弱，圈閉開始定型，但斷裂仍未完全封閉，與油氣的主要排烴期相耦合，控制了油氣的運(yùn)移期次。孤東油田油氣成藏有多源多期的特點(diǎn)，曾經(jīng)主要發(fā)生過2期重要的油氣成藏過程。

①在館陶末—明化鎮(zhèn)早期，孤南洼陷沙三下亞段烴源巖達(dá)到主要排烴期，沙一段烴源巖進(jìn)入低熟油生油階段[7]，由于孤南斷層和孤東斷層的強(qiáng)烈活動(圖8)，來自孤南洼陷沙三下亞段的成熟油與沙一段的低熟油混合自西南向東北充注，由于運(yùn)移距離較短，在沙河街組形成了低熟油、成熟油和混合油共存的原油類型；黃河口凹陷沙三段烴源巖提供的成熟油沿孤東斜坡帶自東北向西南持續(xù)充注，占據(jù)了孤東油田的大部分地區(qū)。

②在明化鎮(zhèn)組沉積晚期，由于黃河口凹陷西界斷裂的強(qiáng)烈活動，黃河口凹陷沙三段和沙一段的成熟油沿第一期充注的路線再次充注，由于油源充足，構(gòu)造背景有利，油氣運(yùn)移距離較遠(yuǎn)，所以原油混合較充分，計算表明，孤東油田79%原油來自黃河口凹陷沙三段和沙一段的混源油(表2)。

表2　孤東油田不同油氣來源分布特征Tab.2　Distribution of oil sources in Gudong Oilfield

5　油氣成藏模式

孤東低凸起西以孤東斷層與孤南洼陷相接，東以一條近南北向斷層與黃河口凹陷相通，具有雙向多源供烴的油源條件?？刂仆蛊鸢l(fā)育的邊界大斷層溝通凸起與生烴洼陷，是油氣縱向運(yùn)移的重要輸導(dǎo)通道，洼陷烴源巖生成的油氣通過油源斷層向上運(yùn)移過程中，遇到滲透性較好的沙三段扇三角洲砂體或東營組三角洲砂體，即可進(jìn)入這些骨架砂體輸導(dǎo)層進(jìn)行橫向運(yùn)移。油氣沿沙三段骨架砂體向側(cè)上運(yùn)移的過程中，一方面可運(yùn)移至潛山披覆構(gòu)造高部位聚集形成斷鼻、斷塊構(gòu)造成藏；另一方面在沙三段和沙一段不整合面之下，沙三段地層頂部遭受剝蝕，若沙三上亞段儲層與沙一段生物灰?guī)r儲層接觸，油氣可穿越不整合面進(jìn)入沙一段生物灰?guī)r儲層并繼續(xù)進(jìn)行運(yùn)移，至構(gòu)造高部位聚集成藏；而在沙一段生物灰?guī)r不發(fā)育處，沙一段主要為厚層泥巖地層，可阻止沙三上亞段儲層內(nèi)的油氣繼續(xù)向上運(yùn)移而形成地層不整合遮擋油藏。東營組由于儲層非常發(fā)育，油氣成藏相對簡單，主要在構(gòu)造高部位聚集油氣形成構(gòu)造油藏(圖10)。

圖10　孤東油田油氣成藏模式Fig.10　Hydrocarbon accumulation modes of Gudong Oilfield

總體上，儲蓋組合條件控制油氣藏的縱向分布規(guī)律及不同層系的油藏特征。沙一段上部—東營組下部泥巖集中發(fā)育段作為一套區(qū)域蓋層，將古近系分隔為2套相對獨(dú)立的油氣運(yùn)聚系統(tǒng)。該套區(qū)域性蓋層之下，沙一段下部—沙三段油氣非常富集，油藏類型多，含油高度大，油氣充滿度高。而其上的東營組油氣藏整體規(guī)模較小，油藏類型單一，僅發(fā)育構(gòu)造油藏，油藏含油高度小，充滿度低，全部為水上漂油藏。

6　結(jié)　論

(1)孤東油田原油可劃分為4種類型，第Ⅰ類原油飽和烴含量極其豐富、Pr/Ph值低(<0.81)、Ts/Tm值低(<0.49)而γ蠟烷含量高，為來自孤南洼陷沙一段的低熟油；第Ⅱ類原油表現(xiàn)為Pr/Ph值高(>2)，Ts/Tm值高(>1.2)和γ蠟烷不發(fā)育的特征，為來自孤南洼陷沙三段的低熟油；第Ⅲ類原油為前兩者的混源油且以第Ⅱ類原油為主；第Ⅳ類原油同樣屬于混源油，但原油熱演化程度明顯高于第Ⅲ類原油，為來自黃河口凹陷沙三段與沙一段的成熟油。

(2)孤東油田至少經(jīng)歷了2次大規(guī)模的油氣充注成藏。第一期充注發(fā)生在館陶末—明化鎮(zhèn)早期，為來自黃河口凹陷沙三段烴源巖的成熟油。第二期充注發(fā)生在明化鎮(zhèn)中后期，黃河口凹陷和孤南洼陷的4套烴源巖均有貢獻(xiàn)，作為區(qū)域性蓋層的明化鎮(zhèn)組基本形成，油氣保存較好，是孤東油田的主要形成期。

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責(zé)任編輯：王輝

Hydrocarbon Source Identification and Hydrocarbon Accumulation Process Analysis of Shahejie Formation in Gudong Oilfield

SUN Yaoting1,2,XU Shouyu1,GONG Jianqiang2,XIE Chuanjin2,LI Hui2,MENG Tao2

(1.Faculty of Earth Science and Technology,China University of Petroleum (East China),Qingdao 266580，Shandong,China;2.Research Institute of Geological Science,Shengli Oilfield Company of SINOPEC,Dongying 257015,Shandong,China)

Gudong oilfield is a composite hydrocarbon accumulation zone with drape structure,in which there is a complex hydrocarbon accumulation relationship.The crude oil of the Shahejie Formation in the study area can be classified into four types according to the fine comparison of the biomarker compounds with the hydrocarbon source rocks.The first type of crude oil is the low mature oil from the first member of Shahejie Formation in Gunan subsag,its Pr/Ph<0.81,Ts/Tm<0.49,gammacerane/C30-hopane>0.7,the biomarker sterane isomerization parameter αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.18～0.25;the second type of crude oil is the mature oil from the third member of Shahejie Formation in Gunan subsag,its Pr/Ph>1.71，Ts/Tm>0.89，gammacerane/C30-hopane<0.09,αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.47～0.53;the third type of crude oil is the mixed oil from the first and the third member of Shahejie Formation in Gunan subsag,its Ts/Tm>1，gammacerane/C30-hopane is 0.50～0.95,αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.29～0.21;the fourth type of crude oil is the mixed oil from the first and the third member of Shahejie Formation in Huanghekou depression,it's distribution is the most wide,its Ts/Tm>1,gammacerane/C30-hopane is 0.21～0.32,αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.37～0.45.Gudong oilfield has experienced large-scale hydrocarbon filling twice at least,in the later Guantao to the earlier Minghuazhen and in the later Minghuazhen respectively,and the later Minghuazhen is main hydrocarbon accumulation period.

hydrocarbon source rock；biomarker compound；oil source；hydrocarbon accumulation process；Gudong Oilfield

2016-05-08

國家科技攻關(guān)課題“濟(jì)陽坳陷油氣富集機(jī)制與增儲領(lǐng)域”(編號:2011ZX05006-003)；中石化重點(diǎn)攻關(guān)課題“勝利灘海北西向構(gòu)造帶古近系油氣成藏規(guī)律”(編號:P13018)

孫耀庭(1978-)，男，博士研究生，高級工程師，主要從事油氣儲層及成藏研究。E-mail：syt1979@sina.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.05.001

TE122.1

1673-064X(2016)05-0001-10

A