濟(jì)陽(yáng)拗陷臨南—錢(qián)官屯地區(qū)烴類(lèi)微滲漏特征及異常成因

楊　俊, 沈忠民, 王國(guó)建, 程同錦

(1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610059;

2.中國(guó)石油化工股份有限公司 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214151)

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濟(jì)陽(yáng)拗陷臨南—錢(qián)官屯地區(qū)烴類(lèi)微滲漏特征及異常成因

楊俊1,2, 沈忠民1, 王國(guó)建2, 程同錦2

(1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610059;

2.中國(guó)石油化工股份有限公司 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214151)

[摘要]探討濟(jì)陽(yáng)拗陷臨南—錢(qián)官屯地區(qū)化探異常成因機(jī)制。通過(guò)對(duì)臨南—錢(qián)官屯地區(qū)不同構(gòu)造單元油井和干井中酸解烴特征和微滲漏方式的研究，結(jié)合石油地質(zhì)條件，從油氣成藏的角度分析烴類(lèi)運(yùn)移、聚集及其微滲漏散失的全過(guò)程。結(jié)果表明研究區(qū)北部地層中以擴(kuò)散為主，南部以滲透為主或者不存在微滲漏效應(yīng)，揭示滲漏源和蓋層條件是烴類(lèi)微滲漏的主控因素。臨南—錢(qián)官屯地區(qū)近地表化探異常模式為“滲漏源影響下的斷控異常模式”，錢(qián)斜14井以北蓋層條件和滲漏源條件都最優(yōu)越，是研究區(qū)內(nèi)最有利的勘探區(qū)。

[關(guān)鍵詞]臨南—錢(qián)官屯地區(qū);化探異常;酸解烴;微滲漏;滲漏源;主控因素;異常模式

Characteristics of hydrocarbon micro-leakage and

烴類(lèi)垂向微滲漏形成地表異常是油氣運(yùn)移成藏系統(tǒng)中的一個(gè)組成部分，是油氣散失的一種表現(xiàn)形式[1]。根據(jù)井中烴類(lèi)變化特征，研究烴類(lèi)垂向微滲漏跡象，用以追溯地表異常來(lái)源，是研究近地表異常模式及成因機(jī)理的重要途徑。烴類(lèi)垂向微滲漏(蓋層及其上部)形成近地表烴類(lèi)異常是油氣化探的理論基礎(chǔ)和應(yīng)用前提[2]。本文立足井中烴類(lèi)微滲漏特征，結(jié)合研究區(qū)石油地質(zhì)條件，解釋近地表化探異常，并綜合井中和近地表化探異常特征，預(yù)測(cè)勘探有利區(qū)。

1地質(zhì)特征

臨南—錢(qián)官屯油田位于山東省濟(jì)陽(yáng)拗陷，其烴類(lèi)來(lái)源于濟(jì)陽(yáng)拗陷惠民凹陷臨南洼陷沙四上亞段—沙三中亞段泥質(zhì)烴源巖[3-6]。沙四段—沙三段砂巖為區(qū)域儲(chǔ)層，臨南油田主力產(chǎn)層為沙三中、下亞段，錢(qián)官屯油田主力產(chǎn)層為沙四段[7-9]。夏口斷層為控洼向北陡傾正斷層，斷層以北為臨南洼陷，斷層以南為臨南斜坡，臨南油田位于洼陷邊緣，錢(qián)官屯油田位于斜坡部位。夏口斷層在臨南洼陷斷塊油氣藏油氣系統(tǒng)中起著非常重要的作用[10]。從洼陷到斜坡的構(gòu)造特征，控制著油氣運(yùn)移總體從北向南(圖1)[11-13]。井中采樣層段從下至上為孔店組、沙河街組、東營(yíng)組、館陶組和明化鎮(zhèn)組，明化鎮(zhèn)組和館陶組屬于新近系，東營(yíng)組、沙河街組和孔店組屬于古近系，新近系與古近系之間為區(qū)域不整合，從洼陷到斜坡不整合面之下地層剝蝕越來(lái)越嚴(yán)重。

圖1　臨南—錢(qián)官屯地區(qū)地質(zhì)特征及井位分布圖Fig.1　Geological feature and well locations in the Linnan-Qianguantun area

2井中微滲漏特征

由北向南選取8口井，包括油井(夏326、夏52、錢(qián)斜14、錢(qián)斜19、錢(qián)斜5、錢(qián)4)和干井(夏54、錢(qián)6)。錢(qián)4井產(chǎn)油時(shí)間短、產(chǎn)量低，已停產(chǎn)。夏326、夏52和夏54緊鄰夏口斷層，靠近臨南洼陷烴源巖。本文基于井中巖屑酸解烴研究井中烴類(lèi)微滲漏特征。酸解烴主要是指賦存于碳酸鹽顆粒表面及其膠結(jié)物中的甲烷及其同系物，包括少量賦存于硅酸鎂中的烴類(lèi)。測(cè)試原理主要是在真空、一定的恒溫條件下經(jīng)稀鹽酸分解，釋放出來(lái)的氣體經(jīng)堿溶液吸收除去CO2，其余氣體經(jīng)堿液驅(qū)趕至量氣管，計(jì)算脫出的氣體體積，然后用氣相色譜儀分析其中的烴類(lèi)氣體含量[14]。

2.1濃度特征

臨南—錢(qián)官屯地區(qū)油井與干井的酸解烴濃度變化差異明顯。油井從油層到蓋層，表現(xiàn)出旋回變化的特點(diǎn)，分段性明顯；干井要么表現(xiàn)出明顯的單一增大趨勢(shì)(夏54)，要么高值點(diǎn)和低值點(diǎn)連續(xù)分布性差(錢(qián)6)。

2.1.1油井分段旋回

井中巖屑取自孔店組—明化鎮(zhèn)組。油井酸解烴甲烷(SC1)和酸解烴重?zé)N(SC2～5)濃度變化基本一致，表現(xiàn)出明顯的旋回性，大致可分為3段。

夏326井和夏52井靠近臨南洼陷，地層保存相對(duì)較全，酸解烴濃度在沙三下亞段(油層段)、沙一段—東營(yíng)組(區(qū)域蓋層段)為高值，從下至上表現(xiàn)出高—低—高特征，油層及其附近為相對(duì)高值(圖2)。

錢(qián)斜14、錢(qián)斜19、錢(qián)斜5井位于臨南斜坡，地層剝蝕更加嚴(yán)重，酸解烴濃度在沙一段—東營(yíng)組為高值，從下至上表現(xiàn)出低—高—低特征，油層及其附近為相對(duì)低值(圖3)。

錢(qián)4井位于臨南斜坡南端，地層剝蝕最為嚴(yán)重，缺失東營(yíng)組，酸解烴濃度在沙三上亞段—沙一段為高值，從下至上總體上也為低—高—低特征，油層及其附近為相對(duì)低值(圖4)。

圖2　夏326井化探酸解烴地球化學(xué)柱狀圖Fig.2　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Xia 326

2.1.2干井反向變化梯度

夏54井SC1和SC2～5特征不同于油井，具反向變化梯度。酸解烴主要取決于巖石對(duì)烴類(lèi)的吸附能力。一般砂巖(或者儲(chǔ)層)酸解烴濃度要比泥巖(或者蓋層)的低，臨南—錢(qián)官屯地區(qū)沙四段—沙三段為區(qū)域性?xún)?chǔ)層，沙一段—館陶組為區(qū)域蓋層，因此SC1和SC2～5在儲(chǔ)層中較小，蓋層中較大(圖5)。

錢(qián)6井與夏54井雖然都是干井，但構(gòu)造位置不同，錢(qián)6井位于南部斜坡帶，深度相對(duì)較淺，離臨南洼陷烴源巖更遠(yuǎn)。錢(qián)6井酸解烴濃度在下部沙四段—沙三段區(qū)域儲(chǔ)層中較低，上部區(qū)域蓋層中較高，這一點(diǎn)與夏54井類(lèi)似，具反向變化梯度。但錢(qián)6井酸解烴高值點(diǎn)和低值點(diǎn)分布不連續(xù)，增大趨勢(shì)不如夏54井明顯(圖6)。這一現(xiàn)象說(shuō)明錢(qián)6井可能為背景特征。

聯(lián)井對(duì)比發(fā)現(xiàn)，橫向上存在連續(xù)的高值帶(圖7)。高值帶從北向南變化明顯：(1)深度上，從北向南有變淺趨勢(shì)。(2)層位上，大致位于沙二段中上部—東營(yíng)組。高值帶頂界、底界從北向南地層時(shí)代有變老趨勢(shì)，這一特征可能與地層剝蝕強(qiáng)度有關(guān)。高值帶頂界基本與新近系與古近系的不整合一致，這一特征說(shuō)明此不整合對(duì)油氣大量散失具有遮擋作用。(3)厚度上，從北向南明顯減薄，夏326井約700～800 m，至錢(qián)6井僅有100 m，且高值連續(xù)性較差，錢(qián)6井以南高值帶可能尖滅，蓋層厚度自北向南減小，高值帶發(fā)育的范圍包含了目前發(fā)現(xiàn)油氣的范圍。(4)強(qiáng)度上，從北向南，從油氣區(qū)向非油氣區(qū)、從穩(wěn)產(chǎn)井到停產(chǎn)井有減弱趨勢(shì)(表1)。

分析認(rèn)為，高值段分布特征與研究區(qū)洼陷到斜坡的構(gòu)造特征息息相關(guān)，油氣運(yùn)移(成藏)范圍和路徑影響著高值帶的范圍，油藏深度和蓋層深度影響著高值帶深度，油藏能量(或者烴類(lèi)供給強(qiáng)度)影響著高值帶厚度和強(qiáng)度。

圖3　錢(qián)斜19井化探酸解烴地球化學(xué)柱狀圖Fig.3　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Qianxie 19

圖4　錢(qián)4井化探酸解烴地球化學(xué)柱狀圖Fig.4　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Qian 4

圖5　夏54井化探酸解烴地球化學(xué)柱狀圖Fig.5　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Xia 54

圖6　錢(qián)6井化探酸解烴地球化學(xué)柱狀圖Fig.6　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Qian 6

圖7　臨南-錢(qián)官屯地區(qū)化探異常模式Fig.7　Geochemical prospecting abnormal patterns in the Linnan-Qianguantun area

2.2微滲漏方式

微滲漏作用包括滲透和擴(kuò)散兩種。滲透作用指由于壓力差而造成烴類(lèi)以游離相或者水溶相通過(guò)孔隙和裂縫等通道連續(xù)或斷續(xù)運(yùn)移；擴(kuò)散作用指由濃度差引起的物質(zhì)分子的彌散。研究表明(楊育斌等，1995；李廣之等，2002)，滲透運(yùn)移時(shí)，正構(gòu)烷烴更容易被吸附發(fā)生色層效應(yīng)，沿滲透路徑丁烷異構(gòu)比(iC4/nC4)增大；擴(kuò)散運(yùn)移時(shí)，正構(gòu)烷烴分子體積較小，容易通過(guò)巖石超微孔隙，而異構(gòu)烷烴易受阻，沿?cái)U(kuò)散方向iC4/nC4降低。

2.2.1擴(kuò)散方式

夏52、夏54和錢(qián)斜14井中酸解烴丁烷異構(gòu)比(SiC4/SnC4)從下至上整體具減小趨勢(shì)，其烴類(lèi)微滲漏以擴(kuò)散方式為主。僅考慮擴(kuò)散作用，甲烷擴(kuò)散系數(shù)最大，甲烷可以快速穿過(guò)蓋層且不能及時(shí)補(bǔ)充，導(dǎo)致殘留在前方地層中甲烷減少，重?zé)N較多，沿?cái)U(kuò)散路徑酸解烴干燥系數(shù)(SC1/SC1～5)、酸解烴甲烷與乙烷之比(SC1/SC2)有減小趨勢(shì)。同時(shí)，碳數(shù)大的烴類(lèi)基本都被阻隔。因此，擴(kuò)散作用下碳數(shù)小的烴類(lèi)分異較好(圖8)。

表1　井中高值段SC1和SC2～5濃度(ρ/μL·g-1)

圖8　夏52井?dāng)U散作用下正構(gòu)烷烴組構(gòu)特征Fig.8　Fabric characteristic of normal alkane under the diffusing effect in Well Xia 52

2.2.2滲透方式

錢(qián)斜19、錢(qián)斜5和錢(qián)4井中SiC4/SnC4從下至上整體具增大趨勢(shì)，作者認(rèn)為其烴類(lèi)微滲漏以滲透方式為主。僅考慮滲透作用，通道條件較好，輕烴較容易通過(guò)孔隙和喉道運(yùn)移，碳數(shù)越小遷移速度越快，而且能快速得到補(bǔ)充，理論上沿滲透路徑SC1/SC2和SC1/SC1～5具有增大趨勢(shì)。但是，巖石礦物吸附重?zé)N能力強(qiáng)于輕烴，所以，一方面C1快速運(yùn)移，巖石優(yōu)先吸附到C1，好的通道又使失去的C1得到補(bǔ)充，造成運(yùn)移路徑上C1含量增加；另一方面巖石對(duì)重?zé)N的吸附能力強(qiáng)，重?zé)N補(bǔ)充速度慢于甲烷，綜合效應(yīng)就是在滲透作用下，SC1/SC1～5和SC1/SC2小幅增大或者不變。滲透作用下碳數(shù)大的烴類(lèi)分異較好(圖9)。

圖9　錢(qián)斜19井滲透作用下正構(gòu)烷烴組構(gòu)特征Fig.9　Fabric characteristic of normal alkane under the penetration effect in Well Qianxie 19

2.2.3微滲漏方式轉(zhuǎn)變

地層中烴類(lèi)擴(kuò)散時(shí)刻存在，擴(kuò)散與滲透在時(shí)空上可以相互轉(zhuǎn)變。不同時(shí)期、同一部位因地層條件變化，擴(kuò)散與滲透可相互轉(zhuǎn)變；同一時(shí)期、不同部位(或者不同層位)因地質(zhì)條件差異，擴(kuò)散和滲透可同時(shí)存在，表現(xiàn)為不同部位(或者層位)微滲漏方式轉(zhuǎn)變的特征。但是，對(duì)于特定的地質(zhì)條件，地質(zhì)歷史時(shí)期地層中長(zhǎng)期以擴(kuò)散作用為主時(shí)，指標(biāo)顯示擴(kuò)散作用特征；地層中長(zhǎng)期以滲透作用為主時(shí)，指標(biāo)顯示滲透作用特征。

根據(jù)SiC4/SnC4特征，夏326井微滲漏系統(tǒng)可分為上下兩個(gè)體系。下部體系為沙四段—沙三段區(qū)域儲(chǔ)層段，SiC4/SnC4從下至上增大，說(shuō)明以滲透方式為主。上部體系為沙二段—館陶組，沙一段—館陶組為區(qū)域蓋層段，SiC4/SnC4從下至上減小，以擴(kuò)散方式為主(圖2)。

分析認(rèn)為，夏326井“在儲(chǔ)層段中以滲透方式為主，在區(qū)域蓋層段以擴(kuò)散方式為主”的特征，與其構(gòu)造位置有關(guān)。對(duì)比夏326井和夏52井，夏326井位于油藏中心，夏52井位于油藏邊部(圖1)，2口井單位厚度日產(chǎn)能明顯不同(表2)。夏326井產(chǎn)能高，說(shuō)明下部?jī)?chǔ)層滲流能力強(qiáng)，孔滲性更好，利于滲透作用發(fā)生。但是，在區(qū)域蓋層段通道變差，從而轉(zhuǎn)變成以擴(kuò)散作用為主。

表2　夏52井與夏326井產(chǎn)層單位厚度日產(chǎn)能

2.2.4背景

錢(qián)6井SiC4/SnC4在沙四段—沙三段中亞段區(qū)域儲(chǔ)層中有減小趨勢(shì)，說(shuō)明以擴(kuò)散方式為主；沙三中亞段之上地層SiC4/SnC4規(guī)律不明確，為背景特征(圖6)。

2.3微滲漏過(guò)程

結(jié)合前人對(duì)研究區(qū)油氣成藏過(guò)程的認(rèn)識(shí)，認(rèn)為地層中烴類(lèi)微滲漏的過(guò)程如下(圖7)：

a.臨南洼陷烴源巖油氣分為3部分，一部分殘留于烴源巖或者輸導(dǎo)層，或者在臨南洼陷儲(chǔ)層中成藏(如夏326、夏52井)；另一部分沿夏口斷層或直接穿過(guò)上覆蓋層散失；還有一部分穿過(guò)夏口斷層向南部錢(qián)官屯地區(qū)運(yùn)移。

b.穿過(guò)夏口斷層的油氣向更高部位的錢(qián)官屯地區(qū)運(yùn)聚成藏。錢(qián)斜14、錢(qián)斜19、錢(qián)斜5井穩(wěn)產(chǎn)，說(shuō)明下部地層含油性好。錢(qián)4井產(chǎn)油期短，而且低產(chǎn)，說(shuō)明下部地層含油性較差，成藏規(guī)模較小。因此，認(rèn)為臨南洼陷烴源巖烴類(lèi)從北向南運(yùn)移，其油井產(chǎn)能有降低趨勢(shì)(表3)，隨著距離的增加，成藏概率和成藏規(guī)模都有變小趨勢(shì)。

表3　臨南—錢(qián)官屯地區(qū)油井試油產(chǎn)能

從臨南洼陷向錢(qián)4井運(yùn)移的烴類(lèi)也可分為3部分：一部分通過(guò)斷層或蓋層通道散失；一部分在錢(qián)4等井下部?jī)?chǔ)層中成藏；極少部分會(huì)繼續(xù)向南運(yùn)移。

c.錢(qián)6井為干井，說(shuō)明下部?jī)?chǔ)層未成藏。微滲漏特征表明，全井以背景特征為主，說(shuō)明臨南洼陷烴源巖烴類(lèi)影響極限向南止于錢(qián)6井。

3主控因素

從以上分析可以發(fā)現(xiàn)，蓋層和滲漏源是地層中烴類(lèi)微滲漏的控制因素。

3.1蓋層

烴類(lèi)自油層向上微滲漏，上覆蓋層是微滲漏最直接而且最重要的影響因素。通道好壞決定突破壓力大小，通道越好突破壓力越?。簧w層封閉性越差，烴類(lèi)越容易穿過(guò)蓋層微滲漏，反之越難。

一般油藏埋藏越淺，孔隙、裂縫越發(fā)育而且開(kāi)啟性越好，突破壓力越小，烴類(lèi)可在較小壓力差作用下呈游離態(tài)或者水溶態(tài)滲透。沿滲透路徑，碳數(shù)越小的烴類(lèi)越容易穿過(guò)蓋層遷移，碳數(shù)越大越容易受阻，最終在蓋層通道較好時(shí)重?zé)N分異性好于輕烴(圖9)。臨南—錢(qián)官屯地區(qū)南部錢(qián)斜19、錢(qián)斜5和錢(qián)4井SC1/SC2、酸解烴乙烷與丙烷之比(SC2/SC3)在滲透作用下變化不大；酸解烴丙烷與正丁烷之比(SC3/SnC4)、酸解烴正丁烷與正戊烷之比(SnC4/SnC5)變化很大。這一特征反過(guò)來(lái)說(shuō)明南部蓋層孔隙、裂縫相對(duì)北部較發(fā)育。

油藏埋深越大，孔隙度越小，裂縫等趨于閉合，突破壓力大，此時(shí)烴類(lèi)微滲漏一般以擴(kuò)散運(yùn)移為主。較好的蓋層阻隔并富集烴類(lèi)，酸解烴呈升高趨勢(shì)，直徑最小的C1可以通過(guò)蓋層散失，碳數(shù)越大的烴類(lèi)被富集，最終在蓋層通道較差時(shí)輕烴分異性好于重?zé)N(圖8)。臨南—錢(qián)官屯地區(qū)北部夏52、夏54和錢(qián)斜14井SC1/SC2在擴(kuò)散作用下變化很大；SC2/SC3、SC3/SnC4和SnC4/SnC5變化很小。這一特征反過(guò)來(lái)說(shuō)明北部蓋層孔隙、裂縫相對(duì)南部欠發(fā)育。

因此，臨南—錢(qián)官屯地區(qū)油藏越往北埋深越大，烴類(lèi)微滲漏以擴(kuò)散為主的概率越大；越向南埋深越淺，烴類(lèi)微滲漏以滲透為主的概率就越大(圖7)。

3.2滲漏源

高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)油氣井滲漏源豐度高，微滲漏的物質(zhì)基礎(chǔ)不受影響。但是夏54井作為干井，依舊存在明顯的微滲漏特征，說(shuō)明其下部同樣存在滲漏源。

臨南油田和錢(qián)官屯油田油氣來(lái)源于臨南洼陷烴源巖。烴源巖排烴不充分，其中殘留大量烴類(lèi)可向上微滲漏；其次，排出的烴類(lèi)在輸導(dǎo)層中側(cè)向運(yùn)移，往往在運(yùn)移路徑上也殘留烴類(lèi)，輸導(dǎo)層殘留烴也能向上微滲漏。夏54井緊鄰夏口斷層，位于烴類(lèi)運(yùn)移方向上，烴源巖生成的烴類(lèi)很容易穿過(guò)夏口斷層經(jīng)輸導(dǎo)層運(yùn)移到夏54井；但是夏54井位于夏口斷層下盤(pán)凸面，不利于成藏，只在下部沙四段—沙三段儲(chǔ)層中殘留大量運(yùn)移烴，作為滲漏源而表現(xiàn)出烴類(lèi)微滲漏效應(yīng)。對(duì)比錢(qián)6井，由于遠(yuǎn)離臨南洼陷烴源巖，側(cè)向運(yùn)移烴很少到達(dá)下部?jī)?chǔ)層，因此全井微滲漏特征并不明顯，以背景特征為主。

綜上所述，滲漏源和蓋層通道發(fā)育情況共同控制烴類(lèi)微滲漏。烴類(lèi)運(yùn)移主方向上，距離烴源巖越近的儲(chǔ)層由于“近水樓臺(tái)先得月”，烴類(lèi)充注或者殘留量越大，滲漏烴豐度越高、能量越大，通道條件一定情況下發(fā)生滲透運(yùn)移的可能性就越大；反之，擴(kuò)散運(yùn)移可能性越大。但是，研究區(qū)北部地區(qū)“近水樓臺(tái)”，有充足的“滲漏源”，卻表現(xiàn)為擴(kuò)散方式，則說(shuō)明北部蓋層條件整體很好。南部“滲漏源”豐度低于北部地區(qū)，卻表現(xiàn)為滲透方式，則說(shuō)明南部蓋層條件整體較差?？偨Y(jié)之，滲漏源豐度與烴類(lèi)流體壓力或含烴流體壓力有關(guān)，蓋層好壞由突破壓力反映：當(dāng)烴類(lèi)流體壓力或含烴流體壓力大于蓋層突破壓力時(shí)，烴類(lèi)微滲漏以滲透運(yùn)移為主；當(dāng)烴類(lèi)流體壓力或含烴流體壓力小于蓋層突破壓力時(shí)，烴類(lèi)微滲漏以擴(kuò)散運(yùn)移為主。

4異常模式及有利區(qū)預(yù)測(cè)

4.1異常模式及成因

不同化探方法地球化學(xué)屬性各異，是油氣不同側(cè)面信息的表現(xiàn)。綜合異常(S綜合)是油氣地球化學(xué)信息的綜合表征，能更好地指示油氣藏。本文優(yōu)選對(duì)油氣反應(yīng)有效的方法(酸解烴重?zé)N、游離烴重?zé)N、頂空氣重?zé)N和蝕變碳酸鹽)，采用適當(dāng)措施進(jìn)行綜合異常解析，抑制噪聲，突出有效異常。

根據(jù)井中微滲漏方式，結(jié)合石油地質(zhì)特征，自北向南將研究區(qū)劃分為3個(gè)區(qū)：北部擴(kuò)散為主區(qū)、南部滲透為主區(qū)、錢(qián)6井以南背景區(qū)。擴(kuò)散為主區(qū)和滲透為主區(qū)界線位于錢(qián)斜14井和錢(qián)斜19井之間。不同微滲漏區(qū)近地表化探異常響應(yīng)迥異：背景區(qū)為低值，滲透為主區(qū)為低到中值，擴(kuò)散為主區(qū)整體為高值(圖7)。

背景區(qū)蓋層條件最差，雖然通道條件優(yōu)于滲透為主區(qū)和擴(kuò)散為主區(qū)，但是遠(yuǎn)離臨南洼陷，烴源巖無(wú)法對(duì)其供烴，導(dǎo)致其“滲漏源”先天不足，因此近地表化探無(wú)異常。

南部滲透為主區(qū)，離臨南洼陷較近，烴源巖可對(duì)其供烴，“滲漏源”相對(duì)背景區(qū)豐富。因此，滲透為主區(qū)近地表化探異常高于背景區(qū)。另外，錢(qián)4井低產(chǎn)，而且產(chǎn)油期短，表明錢(qián)4井下部地層成藏規(guī)模很小，“滲漏源”豐度低于北部擴(kuò)散為主區(qū)。因此，雖然地層埋藏淺，孔隙、裂縫較北部擴(kuò)散為主區(qū)更發(fā)育，但由于“滲漏源”豐度相對(duì)低，所以近地表化探異常低于北部擴(kuò)散為主區(qū)。

北部擴(kuò)散為主區(qū)，緊鄰臨南洼陷，烴源巖供烴十分充足，“滲漏源”極為豐富。因此，雖然地層埋藏深，孔隙、裂縫相對(duì)南部地區(qū)欠發(fā)育，但是高豐度“滲漏源”使其近地表化探異常依然高于南部滲透為主區(qū)。擴(kuò)散為主區(qū)根據(jù)異常高低又可劃分為①、②和③三個(gè)亞區(qū)，各亞區(qū)斷層發(fā)育程度不同(圖7)。①和③亞區(qū)斷層發(fā)育，②亞區(qū)斷層不發(fā)育，所以①、③亞區(qū)異常明顯高于②亞區(qū)。由于③亞區(qū)斷層級(jí)別、斷層密度低于①亞區(qū)(圖1、圖9)，而且③亞區(qū)位于凹陷中心，①亞區(qū)整體位于斜坡部位，蓋層厚度③亞區(qū)大于①亞區(qū)，蓋層通道條件(孔隙、裂縫)③亞區(qū)差于①亞區(qū)，所以③亞區(qū)異常低于①亞區(qū)。

綜上分析，雖然不同地區(qū)地層中主要的微滲漏方式存在差異，但是只要斷層發(fā)育且存在“滲漏源”時(shí)，近地表化探異常就為中—高值。說(shuō)明斷層是烴類(lèi)微滲漏的優(yōu)勢(shì)通道，且斷層中烴類(lèi)一般以滲透方式為主(北部擴(kuò)散為主區(qū)斷層滲透與地層擴(kuò)散為主同時(shí)存在)，是形成近地表異常的重要途徑。所以，臨南—錢(qián)官屯地區(qū)近地表異常模式可總結(jié)為“滲漏源影響下的斷控模式”。

4.2有利區(qū)預(yù)測(cè)

通過(guò)以上分析，發(fā)現(xiàn)近地表化探異常能較好地反映下伏油藏和蓋層條件，對(duì)斷層響應(yīng)明顯。因此，根據(jù)近地表化探異常特征和井中微滲漏特征，結(jié)合研究區(qū)石油地質(zhì)特征，可大幅度提高化探預(yù)測(cè)可信度。預(yù)測(cè)錢(qián)4井以北為有利勘探區(qū)，特別是錢(qián)斜14井以北的擴(kuò)散為主區(qū)；向南超過(guò)錢(qián)6井，勘探風(fēng)險(xiǎn)巨大(圖9)。

5結(jié) 論

a.油井酸解烴濃度變化呈多段性，干井具反向變化梯度。深部地層高值帶的范圍受控于油氣運(yùn)移范圍。

b.夏52、錢(qián)斜14井以擴(kuò)散方式為主，擴(kuò)散作用下，碳數(shù)越小，分異越好；錢(qián)斜19、錢(qián)斜5、錢(qián)4井以滲透方式為主，滲透作用下，碳數(shù)越大，分異越好；夏326井地層中存在微滲漏方式轉(zhuǎn)變，沙二段以滲透方式為主，沙一段以上以擴(kuò)散方式為主。

c.蓋層和滲漏源是地層中烴類(lèi)微滲漏的控制因素。除了油(氣)藏，運(yùn)移殘留烴等也可以作為滲漏源進(jìn)行微滲漏(夏54井)，從而在運(yùn)移路徑上方的區(qū)域蓋層段形成連續(xù)酸解烴高值段，油氣成藏必然位于高值帶內(nèi)。

d.依據(jù)地層中微滲漏方式，將研究區(qū)劃分為背景區(qū)、擴(kuò)散為主區(qū)和滲透為主區(qū)。結(jié)合油藏剖面近地表化探異常和斷層分布特征，認(rèn)為臨南—錢(qián)官屯地區(qū)近地表化探異常模式為“滲漏源影響下的斷控異常模式”。綜合石油地質(zhì)、井中微滲漏特征和近地表化探異常特征，認(rèn)為錢(qián)斜14井以北的擴(kuò)散為主區(qū)，蓋層條件和“滲漏源”條件都最優(yōu)越，是最有利的勘探區(qū)。

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[第一作者] 杜凌春(1992-)，女，碩士研究生，沉積學(xué)專(zhuān)業(yè), E-mail:dlc1122@foxmail.com。

its abnormal genesis in Linnan-Qianguantun area,

Jiyang depression, Shandong, China

YANG Jun1,2, SHEN Zhong-min1, WANG Guo-jian2, CHENG Tong-jin2

1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,

ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;

2.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi214151,China

Abstract:This paper studies the genetic mechanism of the hydrocarbon geochemical exploration anomaly in the Linnan-Qianguantun area, Jiyang depression, Shandong, China. From the perspective of hydrocarbon formation, the paper analyses the whole process of hydrocarbon migration, accumulation, and micro-leakage by studying the acidolysis hydrocarbon characteristics and hydrocarbon micro-leakage in oil wells and dry wells in different structural units in the Linnan-Qianguantun area. The result shows that the micro-leakage is dominated by diffusive effect in the northern strata and the penetration or non-micro-leakage in the southern strata in this study area, and the main control factors of the hydrocarbon micro-leakage are the leakage source and the cap rock conditions. In the Linnan-Qianguantun area, the abnormal pattern of the hydrocarbon geochemical exploration near the surface is “fault-controlled abnormal pattern with the affection of the leakage source”. In the area to the north of Well Qianxie 14, the cap rock condition and the seepage source condition are the most promising conditions. So, this area is the most favorable exploration target in the study area.

Key words:Linnan-Qianguantun area; geochemical prospecting anomaly; acidolysis hydrocarbon; micro-leakage; leakage source; main control factor; abnormal pattern

[通信作者]李鳳杰(1972-)，男，博士，教授，主要從事沉積學(xué)和層序地層學(xué)研究, E-mail:lifengjie72@163.com。

[基金項(xiàng)目]國(guó)家“十二五”重大科技專(zhuān)項(xiàng)(2011ZX05002-001-001)。

[收稿日期]2015-01-29。

[文章編號(hào)]1671-9727(2015)06-0719-07

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2015.06.10

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼][分類(lèi)號(hào)] TE122.113 A