王秀紅，陳 濤，李 政，侯旭波，張學軍，王 娟，牛子鋮

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

濟陽坳陷灘海地區(qū)毗鄰濟陽與渤中兩大富烴坳陷，具有得天獨厚的聚油背景［1-2］。前期勘探開發(fā)實踐證實：埕島東斜坡東營組油藏屬于常規(guī)油藏，已探明石油地質(zhì)儲量超千萬噸［3-4］。近期部署完鉆的埕北斜394 井，于東營組獲得日產(chǎn)油量為42 t/d，日產(chǎn)天然氣量高達22.5×104m3/d，進一步證實了埕島東斜坡東營組油藏具有較大的勘探開發(fā)潛力。值得強調(diào)的是，該井產(chǎn)出無色透明、清澈如水的高純度“無色石油”，這類凝析油在中國實屬少見，也是迄今在濟陽地區(qū)唯一發(fā)現(xiàn)具有此特征的原油。在美國加利福尼亞、原蘇聯(lián)巴庫、羅馬尼亞和印尼的蘇門答臘以及中國四川黃瓜山和華北大港油田曾產(chǎn)出過無色石油，但是關(guān)于其來源及成因機制則鮮見報端。為明確此類原油的來源及成因機制，筆者對埕北斜394井原油和天然氣的地球化學特征及成因進行系統(tǒng)研究，并與渤中19-6構(gòu)造帶凝析油特征對比分析，厘清該井凝析油氣的形成過程，并深入探討其形成機制，以期為進一步擴大埕島東斜坡勘探成果提供可靠依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

埕北斜394 井位于埕島東斜坡埕北32 斷坡帶西南部（圖1），該塊古近系披覆或超覆于潛山之上，其構(gòu)造形態(tài)受沉積基底及埕北大斷層的影響和控制，由2 條近東西向斷層與1 條近北東向小斷層夾持，處于斷鼻圈閉腰部，構(gòu)造條件有利。埕北斜394井同時產(chǎn)出天然氣和凝析油，特別是凝析油顏色發(fā)生間歇性變化，無色與淡黃色交替產(chǎn)出，氣油比為5 257 m3/t，主要產(chǎn)層為東營組4段與5—6段。

圖1 埕北斜394井構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of Well CBX394

前期研究證實，埕島東斜坡油氣主要來自渤中坳陷西南次洼與黃河口凹陷西次洼［5］。渤中坳陷西南次洼發(fā)育沙三段、沙一段與東三段3 套主力烴源巖，有機質(zhì)豐度均達到優(yōu)質(zhì)烴源巖標準，但是有機質(zhì)類型與有機質(zhì)成熟度存在一定差異，沙三段烴源巖有機質(zhì)類型屬于Ⅱ1-Ⅱ2型，以Ⅱ2型為主，目前處于高成熟-過成熟階段，沙一段與東營組烴源巖的有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型，處于成熟-高成熟階段。黃河口凹陷西次洼主力烴源巖為沙三段與東三段，有機質(zhì)類型以偏腐泥型為主，熱演化程度存在明顯差異，其中沙三段整體處于成熟-高成熟階段，東營組底部現(xiàn)今達到成熟階段。

2 凝析油氣地球化學特征

2.1 凝析油的地球化學特征及成因

2.1.1 物性特征

埕北斜394井凝析油的密度為0.765 1 g/cm3，黏度為1.14 mPa?s，膠質(zhì)與瀝青質(zhì)含量低，凝固點為-3 ℃，含硫量為0.04%，屬于低硫原油，含蠟量未檢測，但是冷藏后瓶壁可見蠟狀結(jié)晶沉淀，推測可能具有一定的含蠟量，總體表現(xiàn)為陸相原油的特征。目前勝利灘海地區(qū)以輕質(zhì)油為主，尚未發(fā)現(xiàn)類似的凝析油，與周緣海域凝析油進行對比來看（表1）：渤中坳陷凝析油密度為0.769 8～0.803 0 g/cm3，黏度大于1.0 mPa?s，含蠟量多數(shù)大于10%，黃河口凹陷及周緣地區(qū)凝析油密度相對更低，小于0.77 g/cm3，黏度小于1 mPa?s，含蠟量小于5%，從物性來看，埕北斜394井與渤中坳陷凝析油物性特征［6］更接近。

表1 埕北斜394井凝析油與周緣海域凝析油物性對比Table1 Comparison between physical properties of condensate oil in Well CBX394 and that in surrounding sea area

2.1.2 全烴組分特征

全烴組分分析測試結(jié)果顯示（圖2a，2b）：2 類凝析油峰型及碳數(shù)分布特征具有相似性。鏈烷烴系列是原油中的優(yōu)勢組分，其中正構(gòu)烷烴以中-低碳數(shù)優(yōu)勢顯著，主峰碳均為nC6，無色凝析油最高碳數(shù)為C30，淡黃色凝析油最高碳數(shù)為C35。C8前的較低碳數(shù)烷烴含量豐富，C8之后的中-高碳數(shù)的烷烴含量較低，指示該井原油成熟度較高的特點。輕烴組成中（圖2c，2d），正構(gòu)烷烴含量為32%～34%，異構(gòu)烷烴含量為15%，環(huán)烷烴含量為16%～19%，芳烴含量為3%～4%。譜圖直觀表現(xiàn)為以正己烷、甲基環(huán)已烷、正庚烷為主的特征，一般來說，源于腐泥型母質(zhì)的輕烴組成中富含正構(gòu)烷烴，源于腐殖型的輕烴組成中富含異構(gòu)烷烴和芳烴，而富含環(huán)烷烴也是陸源母質(zhì)的重要特征，由此判斷成烴母質(zhì)類型為偏腐泥型，屬于油型氣。THOMPSON 發(fā)現(xiàn)隨著油氣成熟度的增加，原油烷基化程度會增加，從而提出利用正庚烷值和異庚烷值來區(qū)分原油成熟度［7］。通過計算得埕北斜394 井原油正庚烷值為29%～30%，異庚烷值為0.93～0.94，落在成熟與高成熟過渡區(qū)（圖3）。

圖2 無色凝析油與淡黃色凝析油全烴與輕烴譜圖Fig.2 Total hydrocarbon and light hydrocarbon spectra of colorless condensate oil and light-yellow condensate oil

圖3 埕北斜394井凝析油正庚烷值與異庚烷值關(guān)系Fig.3 Relationship between n-heptane and isoheptane values of condensate oil in Well CBX394

利用MANGO 建立的2，4-二甲基戊烷與2，3-二甲基戊烷比值的對數(shù)值與原油生成溫度之間的線性關(guān)系換算［8］，獲得凝析油的生成溫度為142～143 ℃，折算出鏡質(zhì)體反射率為1.1%，處于有機質(zhì)成熟階段的溫度范圍，其結(jié)果與該井產(chǎn)出典型的凝析油與高氣油比的特征不符。根據(jù)王培榮等研究發(fā)現(xiàn)，很多地區(qū)的原油因受到次生蝕變和混源作用的影響，其正庚烷值和異庚烷值都會呈現(xiàn)下降的趨勢，并且其變化程度會隨著次生蝕變和混源程度強弱的不同而有所差異，從而導致原油出現(xiàn)輕烴組分表征的成熟度不高的假象［9-10］，排除次生作用的影響，判斷埕北斜394井原油可能為混源成因。

2.1.3 生物標志物特征

2 類凝析油的生物標志物定量分析結(jié)果表明：無色凝析油不含生物標志物，淡黃色凝析油甾烷含量為537 μg/g，萜烷含量為2 870 μg/g，指示二者均具有相對較高的原油成熟度。淡黃色凝析油飽和烴生物標志物譜圖表現(xiàn)為（圖4）：飽和烴色譜整體呈前峰型，Pr/Ph 值大于1，規(guī)則甾烷呈“L”型分布，重排甾烷與4-甲基甾烷含量較高，C27重排甾烷/C27規(guī)則甾烷值為0.30，4-甲基甾烷指數(shù)為0.33，三環(huán)萜烷與伽馬蠟烷含量較低，伽馬蠟烷指數(shù)為0.08，Ts/Tm＞1，與渤中坳陷東營組烴源巖生物標志物特征具有相似性［11］。甾烷異構(gòu)化參數(shù)表明，C29S/（S+R）值為0.43，C29ββ/∑C29值為0.47，處于生油高峰階段，與甾萜含量低的整體特征不相符，推測淡黃色凝析油為無色凝析油采出過程中混有少量本層相對較低成熟度的近源原油所致，由于無色凝析油生物標志物含量幾乎為0，因此生物標志物特征呈現(xiàn)出混入原油的主體特征。

圖4 埕北斜394井淡黃色凝析油生物標志物譜圖Fig.4 Biomarker spectrum of light-yellow condensate oil in Well CBX394

2.1.4 金剛烷特征

金剛烷類化合物是原油中具有類似金剛石結(jié)構(gòu)的剛性聚合籠型烴類化合物，存在于原油的飽和烴餾分中，它一般是多環(huán)烴類在高溫熱力作用下聚合反應(yīng)的產(chǎn)物［12-14］。此類化合物在地質(zhì)演化過程中性質(zhì)極其穩(wěn)定，一旦形成不易受到熱降解和生物降解的破壞，也一般不受沉積環(huán)境以及有機質(zhì)輸入的影響。因此金剛烷類化合物如烷基單金剛烷和雙金剛烷系列，在研究高成熟-過成熟烴源巖中有機質(zhì)成熟度和判斷原油熱裂解程度上得到了廣泛應(yīng)用［15-17］。

定量分析結(jié)果表明：淡黃色和無色凝析油中均含有一定量的不同側(cè)鏈單甲基金剛烷系列化合物，未檢測到雙金剛烷系列化合物，DAHL 等在實驗室通過熱模擬實驗發(fā)現(xiàn)甲基雙金剛烷的濃度與原油遭受熱裂解的程度呈正相關(guān)［18］，并認為它可以作為一種天然的內(nèi)標化合物來指示原油遭受熱裂解的程度，由此判斷埕北斜394 井原油受熱裂解的程度甚微，主要為烴源巖熱解產(chǎn)物，甲基單金剛烷指數(shù)為63%～67%，對應(yīng)其與成熟度的關(guān)系，推算對應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率為1.1%～1.3%，判斷原油處于高成熟階段。

2.1.5 碳同位素特征及來源分析

碳同位素與姥植比可以反映母質(zhì)來源和沉積環(huán)境。由渤中坳陷烴源巖碳同位素與Pr/Ph 的相關(guān)關(guān)系（圖5）可以看出，沙三段烴源巖具有相對較重的碳同位素，通常大于-27‰，姥植比為1.1～2.3，沙一段烴源巖碳同位素略輕，約為-27‰，姥植比較低，一般小于1.5，東營組烴源巖碳同位素最輕，主要為-29.5‰～-27.6‰，姥植比較高，為1.6～3.0，顯示更為氧化的沉積環(huán)境。無色凝析油碳同位素組成與姥植比接近于渤中坳陷沙三段烴源巖，而淡黃色凝析油表現(xiàn)為碳同位素更輕，姥植比更高的特點，推測為無色凝析油混有少量本層東營組來源的成熟度略低的原油所致，從生物標志物絕對定量結(jié)果來看，混入后甾烷、萜烷含量仍較低，表明后者混入的比例較少。李巧梅等提出可以利用碳同位素進行混源油比例計算［19］，無色凝析油的碳同位素值為-26.3‰，淡黃色凝析油的碳同位素值為-26.8‰，東營組原油的碳同位素取值為-29.5‰～-27.6‰，通過計算得到東營組原油混入比例約為10%～20%，沙三段來源原油比例為80%～90%。

圖5 渤中坳陷烴源巖的碳同位素與Pr/Ph相關(guān)關(guān)系Fig.5 Correlation between carbon isotopes and Pr/Ph of hydrocarbon source rocks in Bozhong Sag

2.2 天然氣的地球化學特征及成因

2.2.1 組成特征

埕北斜394 井天然氣組分以烴類氣為主，烴類含量為93%。烴類氣中CH4含量為35%，重烴含量為59%，非烴氣體CO2與N2總含量為5.33%，干燥系數(shù)為0.37，屬于比較典型的濕氣，天然氣中iC4/nC4值在一定程度上能夠反映天然氣的成熟度，一般該比值隨著成熟度的增加而下降。凝析油伴生氣為0.45～0.68，埕北斜394 井天然氣為0.33，接近凝析油伴生氣下限。

2.2.2 碳同位素組成特征

天然氣甲烷碳同位素受熱演化程度與母質(zhì)類型雙重影響，可以用作區(qū)分天然氣類型的有效指標［20-21］。大量資料表明，早期生物氣δ13C1低于-59‰，石油伴生氣為-58‰～-42‰，而凝析油的伴生氣為-42‰～-36‰，熱裂解形成的干氣大于-36‰［21-22］。埕北斜394 井δ13C1為-40.13‰，屬于凝析油伴生氣的范圍。乙烷碳同位素受成熟度的影響較小，能夠更準確地反映成氣母質(zhì)的屬性。依據(jù)戴金星等提出的劃分標準，腐泥型有機質(zhì)形成的乙烷碳同位素值小于-29‰，而腐殖型有機質(zhì)生成的乙烷則相對較重，通常大于-28‰［23］。埕北斜394井天然氣乙烷、丙烷、丁烷碳同位素值分別為-29.18‰，-29.01‰，-27.71‰，并且呈現(xiàn)出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的正序列排列，說明該井天然氣屬于有機成因為主的偏腐泥型凝析油伴生氣。

2.2.3 熱演化成熟度

受熱解引起的同位素分餾效應(yīng)的影響，有機質(zhì)生成的天然氣碳同位素隨其演化程度的增加而變重［24］?；谥袊煌练e盆地天然氣地化資料，根據(jù)油型氣和煤成氣甲烷碳同位素與鏡質(zhì)體反射率（Ro）的關(guān)系式［23］推斷，埕北斜394 井天然氣屬于油型氣范疇，計算對應(yīng)Ro值為1.2%～1.4%左右，表明天然氣為成熟-高成熟階段的演化產(chǎn)物（圖6）。依據(jù)生氣母質(zhì)的差異，成熟-過成熟階段生成的天然氣可以進一步劃分為干酪根裂解氣和原油裂解氣。運用LORANT 等建立的基于乙烷、丙烷含量和碳同位素的鑒別圖版［25］可知，埕北斜394 井天然氣主要為偏腐泥型干酪根裂解氣（圖7）。

圖6 埕北斜394井天然氣碳同位素與Ro的關(guān)系Fig.6 Relationship between carbon isotopes and Ro of gas from Well CBX 394

圖7 埕北斜394井天然氣（δ13C2-δ13C3）與C2/C3關(guān)系Fig.7 Relationship between δ13C2-δ13C3 and C2/C3 of gas from Well CBX 394

3 凝析油氣形成機制

3.1 油氣充注過程

根據(jù)THOMPSON提出的甲苯/正庚烷與正庚烷/甲基環(huán)己烷2個比值判斷凝析油的形成機制圖版［26］可以看出：埕北斜394 井東營組凝析油甲苯/正庚烷值小于0.5，芳香化程度都不高，表明未發(fā)生明顯的生物降解和蒸發(fā)分餾作用，主要受成熟作用影響，且與BZ19-6 井區(qū)深層源于渤中坳陷沙三段烴源巖的凝析油參數(shù)接近，與該井區(qū)淺層來自于東營組的常規(guī)油特征明顯不同（圖8），代表了二者不同的來源及成因過程。

圖8 區(qū)分原油次生變化的Thompson模式圖Fig.8 Thompson pattern for distinguishing secondary changes of crude oils

3.2 形成機制

油氣藏的形成是油氣生成、運移和聚集的綜合結(jié)果。目前埕北斜394井表現(xiàn)出原油成熟度略低于天然氣成熟度的特點，原油與天然氣同源但為烴源巖不同演化階段的產(chǎn)物，且該油藏經(jīng)歷了“早油晚氣”的成藏過程。凝析油中不同烴類組分表征的成熟度存在一定差異：其中輕烴組分反映成熟特征，中等生物標志物組分體現(xiàn)出高成熟-過成熟特征，重質(zhì)金剛烷類組分表現(xiàn)出高成熟特征，碳同位素對比表明2 類凝析油主要源自渤中坳陷沙三段烴源巖，造成輕烴、全烴和金剛烷類化合物的分布與組成差異是大量氣體注入配以長期發(fā)育斷裂引起的運移分餾作用導致，垂向運移過程中的重力分異，導致相對低分子質(zhì)量烴類富集，而相對高分子質(zhì)量烴類明顯減少，結(jié)果顯示相對偏低的熱裂解程度；同時在運移過程中，膠質(zhì)和瀝青質(zhì)被巖石吸附形成了無色凝析油，淡黃色凝析油是混有一定量的東營組的貢獻導致。不同成熟度油氣混合亦是不同參數(shù)判識成熟度指標存在差異的主要原因。

4 結(jié)論

埕北斜394 井區(qū)東營組油藏是一個多源供烴、多期次油氣充注、經(jīng)歷多種后生作用的復合成因油氣田。渤中坳陷沙三段烴源巖生成的高成熟原油沿埕北30 北斷層由北向南、由深至淺充注，受后期構(gòu)造運動的影響，演化程度更高的烴源巖生成的天然氣沿著斷裂大量注入，從而引起油藏發(fā)生運移分餾作用，天然氣攜帶原油中輕質(zhì)組分溶出并向上運移到較淺部位成藏，然后再溶出再運移，最后在淺部有利圈閉聚集形成凝析油氣藏，凝析油在開采過程中又混入了少量同層東營組生成的成熟原油，隨著地層壓力的交替變化，導致了無色與淡黃色交替產(chǎn)出的現(xiàn)象。埕北斜394 井氣油比明顯比埕島中-東排山目前發(fā)現(xiàn)的油藏氣油比高很多，證實埕北斜394 井所在的構(gòu)造位置為這類凝析油氣優(yōu)先充注的位置，考慮溫壓條件是影響油氣相態(tài)的重要因素的同時，加強埕北30北斷層走向運移輸導條件研究有望獲得更大的突破。