渤海海域前第三系烴源巖特征及油源對比

武海燕 任志勇 劉長海 齊玉民 王玉靜 王月勝

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司， 天津 300452)

從渤海海域的勘探歷史來看，前第三系的烴源巖對已發(fā)現(xiàn)的油氣藏具有成藏貢獻。以往的渤海海域烴源巖研究僅著眼于古近系[1-2]，尚缺關(guān)于前第三系烴源巖分布及特征的系統(tǒng)評價，且烴源巖對油氣成藏貢獻的研究少有涉及。為了進一步詳細考察渤海海域前第三系烴源巖特征及其對生油的貢獻，本次研究在系統(tǒng)評價渤海海域前第三系烴源巖的基礎(chǔ)上，結(jié)合現(xiàn)有探井資料，利用生物標志化合物指標對原油和烴源巖展開對比分析，同時考察渤海海域前第三系烴源巖生烴指標與鄰近陸地油田的差異與潛力。

1 前第三系烴源巖特征

渤海海域前第三系的烴源巖發(fā)育于震旦系、寒武 — 奧陶系、石炭 — 二疊系、中下侏羅統(tǒng)和白堊系等地層：震旦系烴源巖分布于遼東凹陷；古生界寒武系和中下奧陶統(tǒng)地層烴源巖主要分布于遼西低凸起南部、石臼坨凸起和渤南凸起；石炭二疊系含煤地層烴源巖分布于埕北低凸起、歧口凹陷和石臼坨凸起，中下侏羅統(tǒng)烴源巖僅在歧口凹陷發(fā)現(xiàn)，白堊系烴源巖主要發(fā)育于石臼坨凸起及遼東灣地區(qū)。

烴源巖中的有機質(zhì)是生油生氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，評價烴源巖的主要指標為有機碳含量、氯仿瀝青“A”、生烴潛量等[3-4]。本次研究在參照我國陸相烴源巖評價標準[5-6]的前提下對渤海海域前第三系烴源巖展開評價。

在渤海海域，僅遼東凹陷L-1井和B-2井鉆遇震旦系。元古界的評價以L-1井資料為基礎(chǔ)，根據(jù)L-1井有機質(zhì)豐度指標分析，其生烴潛力較差。寒武 — 奧陶系主要是灰?guī)r，生烴潛力較差，但C-2井生烴潛力較好。H-20井的石炭 — 二疊系以泥頁巖為主，其有機碳含量均小于0.4%，含量偏低，絕大部分生油指數(shù)“S1+S2”值小于0.05 mgg，生烴潛力較低。C-1井的石炭 — 二疊系含黑色泥巖和煤，有機碳含量在泥質(zhì)灰?guī)r中為0.82%，其余均大于1%，有機質(zhì)豐度較高，生烴指數(shù)為0.5～2.0，具有一定的生烴潛力。中下侏羅統(tǒng)的頁巖與煤層在QL-2井、QM-1井及K-1D井，有機碳含量都比較高，最高的QL-2井達到了1.94%，煤含量為38.97%，具有比較好的生烴潛力。

震旦系碳酸鹽巖及頁巖的顯微組分中腐泥組含量很低，殼質(zhì)組含量較高(達80%以上)，有機質(zhì)類型都屬于Ⅱ2型。古生界的顯微組分中腐泥組含量很低，殼質(zhì)組含量較高(達80%以上)，有機質(zhì)類型都屬于Ⅱ2型。中下侏羅統(tǒng)的顯微組分中腐泥組含量很低，QL-2殼質(zhì)組含量有些才20%，鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組含量較高，有機質(zhì)類型屬于Ⅱ2 — Ⅲ型。白堊系下統(tǒng)的泥質(zhì)巖類的顯微組分中腐泥組含量很低，B-6井和J-1井殼質(zhì)組含量偏高，所以有機質(zhì)類型都屬于Ⅱ1 — Ⅱ2型。

60%以上的震旦系烴源巖R0值介于0.8～1.2，即60%以上的烴源巖都進入了成熟帶，另外30%以上的烴源巖屬于低成熟帶。中生界有25%以上的R0值介于1.2～1.35，屬于高成熟帶；35%的R0值介于0.8～1.2，屬于成熟帶；35%的R0值介于0.5～0.8，屬于低成熟帶。鏡質(zhì)體反射率高的主要是C-1井，位于埕北低凸起上。中下侏羅統(tǒng)R0值均介于0.5～0.6，屬于低成熟帶。白堊系下統(tǒng)有70%以上的R0值介于0.5～0.6，屬于低成熟帶，有30%左右的R0值小于0.5，屬于未成熟帶。

2 前第三系油源貢獻

通過前第三系烴源巖的特征對比分析，認為烴源條件較好的應(yīng)該是石炭系 — 二疊系，中下侏羅統(tǒng)、白堊系下統(tǒng)三套地層。

目前發(fā)現(xiàn)的油氣藏中，只有QN-1井和K-2井的分析數(shù)據(jù)表明中生界對生油有貢獻。

將QN-1井的E3S1凝析油與下部K巖屑進行油巖對比，甾烷α，αRC27C29對比值趨于一致，表明其母源性質(zhì)一致；γ-蠟烷C30αβ霍烷對比值相近，表明沉積環(huán)境一致；最后反映出成熟度的指標甾烷C29ααS(S+R)對比值相同。這些相似性表明烴源巖和原油具有親緣關(guān)系[7]，該井的E3S1原油甾烷、霍烷分布特征與其下部的K巖屑對比結(jié)果較好，說明沙一段凝析油來自中生界烴源巖。Q構(gòu)造油源對比見圖1，渤海海域中生界油源對比結(jié)果見表1。

圖1 Q構(gòu)造油源對比圖

井號樣品層位甾烷α,αRC27∕C29γ-蠟烷∕C30αβ霍烷∑4-甲基C30甾烷∕∑C29甾烷甾烷C29ααS∕(S+R)抽提物中碳同位素Pr∕PhQN-1原油E3S10.640.500.110.20—0.92QN-1巖屑K10.630.510.130.20——K-2原油E3S21.010.230.340.33—1.30K-1D原油J1.200.150.350.26-27.101.29KL-1巖屑E3S21.550.130.240.39-27.041.37K-1D巖屑J1.060.210.150.17—0.47

由圖1和表1可知，對于K構(gòu)造沙二段和侏羅系的原油，甾烷α，αRC27C29，γ-蠟烷C30αβ霍烷對比值與侏羅系的指標相似，母源性質(zhì)和沉積環(huán)境上具有親緣關(guān)系，因此K構(gòu)造原油來源于歧口凹陷成熟度較高的沙三段及中生界烴源巖，屬于混合油。

3 與陸地油田烴源巖指標的對比

對所測石炭 — 二疊系生烴指標的結(jié)果與周邊地區(qū)進行比較(表2)，可以看出：

(1)埕北低凸起及渤西地區(qū)的石炭 — 二疊系含煤系地層中的泥巖有機碳含量稍低于周邊地區(qū)，但總烴含量比較高。

(2)同一坳陷不同時代烴源巖相比，二疊系下石盒子組泥巖有機質(zhì)豐度最低，太原組和山西組有機質(zhì)豐度較高。

(3)從地區(qū)差異看，黃驊和冀中坳陷煤系烴源巖的質(zhì)量較濟陽坳陷更好[8]。濟陽坳陷烴源巖生烴潛量較低，以差生油巖類型為主，這與濟陽坳陷烴源巖熱演化程度有很大關(guān)系。這是因為濟陽坳陷烴源巖殘留有機碳的含量并不低，只是熱演化程度高，有機碳的數(shù)量有所減少。當(dāng)然也不排除沉積相差異所引起的烴源巖質(zhì)量變化。由此我們推斷渤海的石炭 — 二疊系烴源巖有機質(zhì)豐度至少與濟陽坳陷相當(dāng)。

表2 渤海灣盆地周邊石炭 — 二疊系煤系烴源巖有機質(zhì)豐度統(tǒng)計表

4 結(jié) 語

本次研究對渤海海域前第三系烴源巖分布及其地球化學(xué)指標進行了系統(tǒng)的評價，認為石炭系 — 二疊系、中下侏羅統(tǒng)及白堊系下統(tǒng)三套地層是前第三系烴源條件較好的地層，具有可觀的生烴潛力。

渤海海域前第三系烴源巖對油氣藏的成藏有一定貢獻，根據(jù)生物標志化合物指標分析進行原油與烴源巖對比，Q構(gòu)造的原油甾烷α，αRC27C29、γ-蠟烷C30αβ霍烷、甾烷C29ααS(S+R)指標對比值與白堊系烴源巖極為相似，其沙一段原油來源于白堊系烴源巖；K構(gòu)造沙二段和侏羅系的原油甾烷α，αRC27C29，γ-蠟烷C30αβ霍烷對比值與侏羅系及古近系沙三段烴源巖的指標相似，母源性質(zhì)和沉積環(huán)境上具有親緣關(guān)系，其構(gòu)造原油為歧口凹陷成熟度較高的沙三段及中生界烴源巖，屬于混合油。

此外，在評價石炭 — 二疊系烴源巖生烴指標的基礎(chǔ)上，對比了渤海海域與鄰近坳陷相同地層烴源巖豐度指標，認為渤海海域的石炭 — 二疊系烴源巖有機質(zhì)豐度至少與濟陽坳陷相當(dāng)。

[1] 姜福杰,龐雄奇,姜振學(xué).渤海海域沙三段烴源巖評價及排烴特征[J].石油學(xué)報,2010,31(6):906-912.

[2] 梅玲,張枝煥,王旭東,等.渤海灣盆地南堡凹陷原油地球化學(xué)特征及油源對比[J].中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版，2008,32(6):40-46.

[3] Tissot B P,Welte D H.Petroleum Formation and Occurance:A New Approach to Oil and Gas Exploration[M].New York:Spring-Verlag,1978:12-17.

[4] 王啟軍,陳建渝.油氣地球化學(xué)[M].武漢:中國地質(zhì)大學(xué)出版社,1988:51-139.

[5] 黃第藩,李晉超.中國陸相油氣生成[M].北京:石油工業(yè)出版社，1995.

[6] 肖賢明,劉德漢.我國聚煤盆地煤系烴源巖生烴評價與成烴模式[J].石油學(xué)報,1996(14):10-17.

[7] 柳廣弟,張厚福.石油地質(zhì)學(xué)[M].北京:石油工業(yè)出版社，2009：165-170.

[8] 李友川,黃正吉.渤中坳陷東下段烴源巖評價及油源研究[J].石油學(xué)報,2001,22(2):44-48.