周立宏，滑雙君，孫超囡，代 昆，牟智全

(中國石油 大港油田分公司，天津 300280)

大港油田潛山勘探最早始于1964年，先后經歷了復雜的勘探過程。20世紀70年代，按照“任丘式”風化殼型殘丘潛山找油模式，相繼在港西潛山、孔店潛山以及徐黑潛山等高位潛山實施集中鉆探，共鉆探井37口，但未獲得突破。20世紀90年代中后期轉向低位潛山，相繼在孔店潛山帶西翼孔西“古生中儲型”和烏馬營潛山、埕海潛山、王官屯潛山“古生古儲型”原生油氣藏實現了潛山勘探的重大突破(圖1)。由于潛山經歷了多期構造活動改造，原生油氣藏勘探規(guī)模和勘探方向取決于上古生界煤系源巖的生烴潛力與生烴過程，具有良好生烴能力且具備二次生烴條件的地區(qū)是后期勘探的主要方向。

1 煤系地層分布與有機地球化學特征

1.1 大港油田煤系烴源巖厚度大

煤系地層是指石炭系-二疊系下部山西組、太原組和本溪組，是不整合于奧陶系之上的一套海陸交互相含煤地層，也是一套重要的供烴層。主要分布在大港油田中南部，分布面積近10 000 km2。煤系源巖包括煤層、碳質泥巖和暗色泥巖3種類型，烴源巖總厚度為100～450 m，縱向主要分布于太原組和山西組，本溪組少量發(fā)育。其中煤層單層厚度為2～5 m，累計厚度為20～45 m，太原組煤層最發(fā)育且分布穩(wěn)定，占煤層厚度的65%。平面上主要分布于烏馬營-王官屯地區(qū)、徐黑地區(qū)、孔店-港西地區(qū)以及歧南-埕海地區(qū)。碳質泥巖厚度為40～110 m，平面分布與煤層有較好的對應關系，除此之外，滄縣隆起-東光地區(qū)厚度較大。暗色泥巖在三類源巖中最發(fā)育，總厚度為150～350 m。大港油田北部的北塘地區(qū)沼澤化程度較小，煤層、碳質泥巖及暗色泥巖厚度均較小(圖2)。

1.2 煤系烴源巖生成石油與天然氣

烴源巖的顯微組分構成對生烴能力起到決定性作用。通常認為惰質組幾乎沒有生烴能力；腐泥組和殼質組是主要的生油母質，含量的多少基本決定了煤系源巖的質量；鏡質組生烴變化大，主要生烴組分是其中的基質鏡質組，也是主要的生氣母質。顯微組分構成除與母質類型有關外，與成煤環(huán)境密切相關。大港油田煤系地層形成于以蕨類植物為主的濱海沼澤環(huán)境，這種環(huán)境下形成的煤及碳質泥巖在成熟-高熟階段能夠形成大規(guī)模的天然氣聚集，這已經是共識[1]。但在廣闊的森林沼澤背景下由于地貌條件的復雜性，在相對低洼、水體環(huán)境閉塞區(qū)域，水中繁殖了大量水生低等生物，富氫組分含量增多，使源巖生烴能力提高的同時兼具一定的生油性[2]。

圖1 大港油田潛山分布示意圖Fig.1 Distribution of buried hills in Dagang oilfield

圖2 大港油田煤系地層烴源巖厚度Fig.2 Thickness of source rocks in coal measure strata,Dagang oilfield

根據大港油田280個實測樣品點的統(tǒng)計，本區(qū)煤系源巖無論是泥巖、碳質泥巖還是煤層總體是以鏡質組含量占優(yōu)勢為特征，鏡質組含量基本大于50%，以腐植煤為主，這與整個華北地臺在這一時期的總體特征是一致的[2]。平面上，各地區(qū)之間由于成煤環(huán)境的不同，顯微組分構成差異較大。在地貌的相對低洼處也是主要的成煤中心，富氫組分含量高，如孔店地區(qū)煤殼質組+腐泥組含量為14%～23.74%，平均為17.7%；港西地區(qū)為8.95%～22.4%，平均為13.1%；歧南-埕海地區(qū)為19%～32.2%，平均為23.3%；徐黑地區(qū)為9.7%～46.7%，平均18.8%，這在我國石炭-二疊系煤巖中含量也是比較高的。這種類型的有機質不僅可以生氣也可以生油。烏馬營-王官屯地區(qū)盡管也是重要的成煤中心，但地貌相對開闊水體環(huán)境偏氧化，殼質組+腐泥組含量只有4.2%～9%，平均為6.6%，而是以鏡質組含量占優(yōu)勢，在60%以上，尤其基質鏡質組占26.75%，是重要的生氣母質(圖3)。碳質泥巖顯微組分的構成以及分布趨勢和煤基本一致，值得注意的是泥巖顯微組分構成及分布與煤層并沒有保持很好的一致性。如孔店地區(qū)煤層中的富氫組分較高，而泥巖相對要低，殼質組+腐泥組含量為6.0%～15.3%，平均為8.8%；港西地區(qū)泥巖富氫組分要遠高于煤，為17.2%～33.6%，平均為30.7%，其中腐泥組含量占有一定的比例，為1.3%～19.6%，平均為5.6%，是各區(qū)當中占比最高的，這可能是由于港西地區(qū)成煤環(huán)境更閉塞還原性更強，使泥巖中腐泥質成分偏多。該區(qū)源巖的碳同位素偏輕，δ13C1為-25.7‰～-27.5‰，說明源巖偏腐泥型，Pr/Ph低為1.2～1.5，也證實了這一觀點。

圖3 大港油田煤層顯微組分組成Fig.3 Maceral of coal beds in Dagang oilfield

各種顯微亞組分的成烴階段有較大差異，雖然目前各家觀點尚未統(tǒng)一，但普遍認為樹脂體和木栓質體的Ro為0.35% 即可進入生烴門限；角質體和孢子體生油門限相對滯后，Ro為0.5%；藻類體具有很好的生烴性，但一般含量較低且生烴晚；鏡質組在成熟階段達到高峰期，生烴潛力比殼質組和腐泥組低，但其數量可彌補質量上的不足[3-7]。本區(qū)顯微亞組分中，基質鏡質體普遍占鏡質體的50%左右，在成熟階段具有很好的生氣條件；殼質組中以角質組和孢子組占比較高，含有一定的樹脂體，但很少見木栓質體。港西地區(qū)煤層和泥巖顯微亞組分含量中孢子體與角質體含量高。孔店地區(qū)煤層與港西地區(qū)相近，泥巖中富氫亞組分偏低(圖4)。將其與吐哈盆地侏羅系典型煤系含油盆地相比較，顯微組分構成相近，侏羅系煤和泥巖中樹脂體和木栓質體含量都很低，煤中平均含量僅為0.25%和0.78%，泥巖一般小于0.5%，遠低于角質體2.15%和孢子體1.92%的含量[8]。進一步說明了本區(qū)煤系源巖不僅能夠生成煤成氣也具有生成煤成油的可能性。

圖4 大港油田孔店-港西地區(qū)烴源巖有機顯微組分組成Fig.4 Maceral of source rocks in Kongdian-Gangxi area,Dagang oilfielda.港西地區(qū)煤系烴源巖;b.港西地區(qū)泥質烴源巖;c.孔店地區(qū)煤系烴源巖;d.孔店地區(qū)泥質烴源巖

1.3 煤系烴源巖具有良好的生烴能力

煤系烴源巖由于成因類型、成煤環(huán)境以及有機質構成等的不同，生烴性質和生烴潛力差異很大。3種源巖類型中，煤和碳質泥巖有機質豐度一般很高，高出泥巖數倍甚至十數倍，因此在評價時不宜采用同樣的標準。本次分析采用的是1997年陳建平等制定的含煤地層烴源巖有機質豐度評價標準[9]。

大港油田煤層有機質豐度普遍較高，TOC分布在20%～80%，S1+S2一般為20～150 mg/g，最大為191.88 mg/g。對于兩套主要的含煤地層，太原組煤層有機質豐度要好于山西組，達到好-極好級別的烴源巖分別為90.6%和88.7%；碳質泥巖同樣為太原組有機質豐度偏高；與煤層絕大部分樣品能夠達到好-很好的級別不同，泥巖有機質豐度參差不齊，TOC為0.25%～14.83%，平均為4.32%，S1+S2為0.45～20.14，平均為7.91，且中等及以下樣品較多占50%以上，山西組則略好于太原組(表1)。平面上有機質豐度的高值區(qū)與源巖厚值區(qū)基本對應，即烴源巖厚度大的區(qū)域有機質豐度高，但滄縣隆起-東光地區(qū)烴源巖有機質豐度偏低，一是受成煤環(huán)境的影響，二是可能受到演化程度的影響，滄縣隆起-東光地區(qū)受火成巖影響Ro在2.0%以上，高演化條件下隨著烴類的排出有機質豐度下降。

2 煤系源巖生烴過程與二次成烴潛力

2.1 煤系烴源巖經歷了兩次生烴過程

大港油田煤系源巖演化程度差別很大，Ro值一般為0.5%～1.5%，部分地區(qū)如滄縣隆起南段及東光地區(qū)受火成巖侵入的影響，Ro超過2.0%，最大達3.73%。如果只考慮成巖的影響，大港油田內鉆至石炭系最深的井烏馬營地區(qū)Ws1井埋深5 405 m時，Ro為1.53%，據此推測現今埋藏比較深的歧南-歧北以及埕海潛山低部位熱演化程度較高，可以達到1.5%～2.0%以上。部分地區(qū)盡管經歷了長時期的演化，但烴源巖的成熟度普遍還處于相對較低的演化程度，孔店地區(qū)、港西地區(qū)以及徐黑地區(qū)Ro值為0.6%～1.0%。

上古生界經歷了多期構造活動的改造，經受多次大規(guī)模的沉積間斷和抬升剝蝕才形成現今的面貌。據前人對該區(qū)古構造研究證實，由于印支期古隆起的作用，上古生界煤系地層在第三紀以前長期處于相對抬升的構造環(huán)境，侏羅紀至白堊紀，煤系地層埋深為600～2 800 m，大港油田南部東光-烏馬營-王官屯地區(qū)及滄縣隆起南段能夠達到1 500～2 800 m。第三紀以來大港油田內除滄縣隆起外大部分地區(qū)持續(xù)沉降，始新世晚期大港油田南部快速沉降，至漸新世，大港油田中部也就是現今的歧口凹陷煤系地層相繼深埋，現今的埋藏深度遠超過中生代時期的埋深。與之對應，煤系源巖也經歷了兩期生烴過程。一次生烴是指侏羅紀—白堊紀時期烴源巖生烴作用，此時僅大港油田南部東光-烏馬營及王官屯地區(qū)進入生烴門限，但演化程度低、生烴規(guī)模較小。之后由于地層再次抬升，生烴作用基本停滯，先期形成的油氣藏也易遭受破壞。二次生烴是指第三紀以來至現今的生烴作用，仍是南部東光-烏馬營及王官屯地區(qū)煤系源巖首先達到二次生烴門限，孔一段晚期即生烴，持續(xù)時間長。歧口凹陷區(qū)煤系地層直至穩(wěn)定的坳陷階段才出現大規(guī)模二次生烴，煤系烴源巖現今鏡質體反射率最高達到1.5%以上[10-11]。二次生烴范圍廣、生烴規(guī)模大，因此，具備二次生烴條件的地區(qū)是油氣的主要富集區(qū)。

表1 大港油田煤系地層有機質豐度評價標準Table 1 Organic matter abundance of coal measure strata in Dagang oilfield

注：36.2(61)代表平均值(樣品個數)。

2.2 煤系烴源巖二次成烴潛力

為了客觀分析煤系地層成烴潛力，選取了代表不同地區(qū)演化特征的Cc1,Bs7,Ws1和Ch24等多口探井恢復其剝蝕厚度，分析埋藏史、熱史[12]，刻畫了大港油田四種生烴熱演化史類型，即早埋晚抬型、早抬晚埋型、持續(xù)深埋型以及穩(wěn)定埋藏型(圖5)。其中除早埋晚抬型只經歷了一次生烴過程之外，其余3類均達到了二次生烴條件。

1) 早抬晚埋型

這類地區(qū)多屬于位于第三系凹陷中的古構造，即第三系沉積之前是位于構造高背景區(qū)，第三系沉積之后深埋于凹陷之中，目前的演化程度和埋深多已超過第三紀時期，因此經歷兩次生烴過程。孔西潛山位于孔店潛山帶西側圍斜部位，是殘留的中生代逆掩褶皺構造帶。第三系沉積之前位于構造高部位，逆斷層發(fā)育，石炭系-二疊系與中生界砂巖儲層具有良好的接觸關系，可通過斷層側向供烴(圖6)。目前深埋于凹陷之中，演化程度和埋深多已超過第三紀時期，Ro為0.68%～0.91%。煤顯微組分中富氫組分含量高為6.0%～15.3%，平均為8.8%；有機質豐度高，TOC均值為52%，S1+S2為86 mg/g，在該演化階段具備生成液態(tài)烴的條件。部署的Kg4井中生界獲得工業(yè)油流，原油具有低密度(0.788 2 g/cm3)、低粘度(1.05 MPa·s)、低凝固點(-27 ℃)以及低蠟的物性特點，屬凝析油藏。原油同位素偏重，為-26.8‰～ -25.9‰，與國內幾個典型的煤成凝析油碳同位素相近，如冀中凹陷碳同位素為-25.94‰,東濮凹陷碳同位素為-26.85‰,四川中壩碳同位素為-26.79‰,吐哈碳同位素為-26.2‰[13-15]。氣相色譜具前峰型特點，主峰碳C11，屬于典型的煤成油藏。Kg4井勘探的成果也更堅定了大港油田探索煤成油勘探的信心。

2) 持續(xù)深埋型

主要位于現今的凹陷之中，中生代并未遭受太強烈的剝蝕，還保存較完整的侏羅系-白堊系以及三疊系，目前又處在第三系的深凹陷之中，這些地區(qū)具有連續(xù)生烴，演化程度高的特點。烏馬營、王官屯潛山及埕海潛山均屬于這種類型，也獲得重要突破[16]。王官屯潛山位于滄東凹陷大型中央背斜構造帶上烏馬營-王官屯潛山帶的北端，勘探面積為60 km2。該潛山帶為燕山期形成的擠壓逆沖構造，由于逆掩帶上部逆沖席逆沖拱升，使石炭系-二疊系烴源巖直接與二疊系砂巖側向接觸。同時，東西兩側的上古生界烴源巖直接與奧陶系儲層側向相接，供油氣關系也十分理想。王官屯中生代以來持續(xù)沉降，具有連續(xù)的生烴條件，現今演化程度高，Ro一般為0.9%～1.2%。烴源巖有機質豐度高，煤層基本都屬于好-極好烴源巖類型。母質類型以基質鏡質組占絕對優(yōu)勢，在高演化程度下以生氣為主。潛山內部發(fā)育二疊系砂巖和奧陶系碳酸鹽巖兩套儲層。二疊系石盒子砂巖屬河流相沉積，滲透砂巖厚度為120～170m，孔隙度平均為14%，滲透率平均為8.5×10-3μm2，具有較好的儲集性能。奧陶系儲層儲集空間以孔-洞-縫復合型為主，厚度約為50m。因此具備形成原生油氣藏條件的同時，古近紀斷層改造程度較弱也利于原生油氣聚集與保存(圖7)。王官屯潛山鉆遇多口探井均顯示良好，Wg1井在奧陶系和石炭系-二疊系獲得高產油氣流。從天然氣組分來看，烴類氣體中甲烷含量高，干燥系數為0.94，與第三系天然氣相比偏干，應屬煤成氣范疇[17]。天然氣甲烷碳同位素為-35.3‰，乙烷碳同位素為-25.4‰，在戴金星天然氣判識[18]圖版上均落在煤成氣范圍(圖8)。需要注意的是王官屯潛山奧陶系煤成氣中含有一定硫化氫氣體，含量為8.7%，造成目前開采難度大。前人分析硫化氫主要源自石膏TSR反應，奧陶系峰峰組與上馬家溝組發(fā)育一套膏鹽層，其發(fā)育程度及埋藏條件影響硫化氫濃度。而石炭系-二疊系的碎屑巖儲層在大港油田內分布穩(wěn)定，發(fā)育良好，可作為下步煤成烴勘探主要目的層。

圖5 大港油田石炭系-二疊系典型井生烴埋藏史類型Fig.5 Burial history types of the Carboniferous-Permian in typical wells in Dagang oilfielda.cc1井，早埋晚抬型；b.bs7井，早抬晚埋型;c.ws1井，持續(xù)深埋型;d.ch24井,穩(wěn)定埋藏型

圖6 大港油田孔西潛山油藏剖面Fig.6 Oil accumulation profile of Kongxi buried hill in Dagang Oilfield

圖7 大港油田王官屯潛山油藏剖面Fig.7 Oil accumulation profile of Wangguantun buried hill in Dagang oilfield

圖8 大港油田天然氣判識圖版Fig.8 Identification charts of nature gas in Dagang Oilfield

3) 穩(wěn)定埋藏型

這類地區(qū)是指目前的埋藏和演化程度雖已超過第三紀時期，但超過的幅度并不大，即早期和現在的埋深以及演化程度都不是很高的地區(qū)，多位于二級基底斷裂上升盤，如港西潛山、徐-黑潛山，雖然都達到了二次生烴條件，但演化程度偏低。徐-黑潛山鉆遇多口探井均見顯示，X13井灰?guī)r巖心見油浸顯示，通過色質譜分析原油與煤系烴源巖親緣關系密切[10]。港西潛山帶近期勘探獲得突破，相繼鉆探的Z1502與GG1507等多口探井獲得工業(yè)油流，初步分析油氣既有來自古近系油源也見到煤成烴的特征。

基于上述分析，圈定了能夠達到二次生烴條件的勘探面積約為5 300 km2，其中二次生烴能夠達到成熟階段的面積也近3 000 km2。據第四次油氣資源評價結果，分別預測了侏羅紀末和現今的天然氣聚集量為0.23×108m3，其中一次聚集量為0.04×108m3，二次聚集量為0.19×108m3。根據目前的勘探情況，煤成氣的資源發(fā)現率仍不足20%，因此還有很大的勘探空間。除此之外,在演化程度適中，富氫組分比較高的地區(qū)還會存在一定的煤成油資源，其聚集量有待進一步研究。

3 結論

1) 大港油田煤系源巖在中南部廣泛分布，烴源巖厚度大、有機質豐度高，有機顯微組分中以鏡質組為主，具有良好的生氣條件，部分地區(qū)也富含一定的富氫組分，在低熟-成熟階段具有生油能力。

2) 上古生界經歷了多期構造活動的改造，煤系源巖也隨之經歷了兩次生烴過程，其中二次生烴范圍分布廣，資源規(guī)模大，是潛山勘探的重要類型。

3) 大港油田育4種埋藏史類型，除早埋晚抬型之外，其他3類都具有二次生烴條件。持續(xù)埋深型潛山地層發(fā)育全，后期構造改造弱，烴源巖基本處于連續(xù)生烴狀態(tài)，生氣規(guī)模大，烏馬營潛山、王官屯潛山、埕海潛山3個潛山帶均已獲得突破，該類潛山仍然是今后煤成氣勘探的重要領域；早抬晚埋型潛山雖然經歷了抬升再埋藏演化過程，但現今演化程度適中利于煤成油氣的生成，孔西潛山勘探的成功展示此類型潛山的勘探潛力；穩(wěn)定埋藏型潛山也已見到良好顯示，可作為潛山勘探的后備領域。

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