烴源巖排流體特征及對近源油藏成藏的影響
——以東營凹陷北部砂礫巖體為例

苗春欣

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015）

綜合資訊

烴源巖排流體特征及對近源油藏成藏的影響
——以東營凹陷北部砂礫巖體為例

苗春欣

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015）

文中分析了東營凹陷古近系沙河街組烴源巖排出流體含油飽和度變化特征，以及有機酸和H2S的形成規(guī)律，探討了烴源巖排流體特征對近源砂礫巖體原油富集的影響，及其對儲層的改造作用。結(jié)果表明：隨演化程度增加，沙河街組烴源巖依次進入排水為主、排低含油飽和度流體、排高含油飽和度流體和再次進入排低含油飽和度流體階段；有機酸形成于烴源巖未熟—低熟階段至高成熟階段的整個生烴過程；熱化學成因的H2S在東營凹陷普遍存在。北部砂礫巖體原油富集模式分為高壓、高飽和度流體充注成藏和低含油飽和度流體、高部位富集2類；烴源巖排出的有機酸及H2S有利于中深部儲層次生孔隙形成。推測成熟烴源巖向淺部或側(cè)向泄流通道附近，以及大量匯集烴源巖流體的儲層都是次生孔隙發(fā)育有利區(qū)。

烴源巖；地層流體；富集模式；有機酸；次生孔隙；東營凹陷

盆地形成及演化過程中，所發(fā)生的油氣生成、儲層演化、油氣運移成藏等一系列過程，都有地層流體的參與［1］。盆地內(nèi)地層流體的來源，主要包括沉積埋藏水、地表淋濾滲入水、深部來源水和內(nèi)部生成的烴類等。而對于來源及活動時間、空間不同的地層流體，其對油氣成藏的影響作用不同。在所有流體中，來自于烴源巖的流體是控制油氣成藏的主要流體。研究其形成及演化規(guī)律、與儲層發(fā)生的流體-巖石相互作用及其對油氣富集的影響，對于深入研究油氣富集規(guī)律、指導高勘探程度油氣盆地的精細勘探具有重要意義。

東營凹陷北部砂礫巖體與烴源巖具有較好的接觸關(guān)系，油氣大多為近距離運移成藏，成藏流體基本保持了烴源巖排出流體特性。本文以東營凹陷古近系沙河街組烴源巖及北部陡坡帶砂礫巖體為實例，探討烴源巖排出流體特征及其對近源油藏的成藏影響。

1　地質(zhì)概況

東營凹陷是濟陽坳陷中的一個次級構(gòu)造單元，是在古生界基巖古地形背景上經(jīng)構(gòu)造運動發(fā)育起來的中、新生代斷陷—坳陷盆地。北部近東西向和北東向邊界斷層斷裂活動強，控制了整個凹陷的沉積演化，使盆地總體上呈現(xiàn)“北斷南超、北深南淺”的箕狀結(jié)構(gòu)［2］。

東營凹陷古近系和新近系為盆地內(nèi)的主要含油層系，自下而上依次為孔店組、沙河街組、東營組、館陶組和明化鎮(zhèn)組。經(jīng)勘探證實，凹陷的油氣主要來源于沙河街組沙四段和沙三下亞段泥頁巖［3-5］。在構(gòu)造運動及風化剝蝕的作用下，凹陷北部演化成斷坡陡峭、溝梁相間的古地貌，形成了一系列古沖溝，沿著古沖溝形成了扇三角洲、近岸水下扇和滑塌濁積扇等粗粒沉積體，成為有利沉積儲層。盆地沉降過程中，由于沉積水體的頻繁波動，縱向上，扇體與細粒泥巖重復疊置，扇體上方覆蓋的泥頁巖可以作為良好的蓋層，另外扇體扇根部位一般為泥質(zhì)含量較高的礫巖，也對油氣具有較好的側(cè)向封堵性。

2　烴源巖排出流體含油飽和度變化

烴源巖排出流體的含油飽和度，與烴源巖含油（水）飽和度、烴源巖束縛水飽和度、油水黏度等參數(shù)有關(guān)［6-7］。當烴源巖含油飽和度較低（含水飽和度較高），且束縛水飽和度較低時，烴源巖排出流體含油飽和度相對較低；當烴源巖含水飽和度接近于束縛水飽和度時，烴源巖以排出烴類流體為主。石廣仁等［6］認為：烴源巖的束縛水飽和度與烴源巖滲透率有關(guān)，滲透率越低，束縛水飽和度越高，烴源巖滲透率為1 000×10-3～0.000 01×10-3μm2時，束縛水飽和度為20%～85%。東營凹陷牛頁1井泥頁巖實測滲透率平均值為0.001× 10-3μm2，推測其平均束縛水飽和度要大于50%。

由于泥頁巖含油飽和度難以直接測定，因此本研究根據(jù)氯仿瀝青“A”分析測試資料，對數(shù)據(jù)進行輕烴恢復校正［8］，計算出總含油量，再結(jié)合烴源巖孔隙度數(shù)據(jù)，計算出東營凹陷主力烴源巖（古近系沙河街組沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖）的含油飽和度變化剖面。烴源巖含油飽和度不僅反映烴源巖內(nèi)累積烴量，也受控于烴源巖排出流體的特征，是烴源巖排出流體特征的綜合反映。結(jié)合前人研究成果［3-4］，根據(jù)東營凹陷烴源巖內(nèi)含油飽和度變化特點，推測出烴源巖整體排出流體中含油飽和度變化特征（見圖1）。

總體上，隨埋深增加，沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖含油飽和度和排出流體含油飽和度呈階段性變化，可分為4個階段。

1）未進入排烴門限，主要排水階段。烴源巖含油飽和度緩慢增加，此階段含油飽和度一般小于10%，未進入主要的生排烴門限，原油多為氯仿可溶的大分子物質(zhì)或部分未熟—低熟成因油，具有較高的原油黏度。2）排低含油飽和度流體階段。此時烴源巖進入生排烴門限，含油飽和度一般大于20%。由于含油飽和度相對較低，含水飽和度較高，束縛水飽和度較低，水更容易排出，烴源巖開始排出低含油飽和度流體，同時，由于排出水量大于排出油量，使得烴源巖內(nèi)含油比例迅速升高，含油飽和度迅速變高。沙三下和沙四上亞段進入此階段的深度分別約為2 500，2 200 m。3）烴源巖含油飽和度達到較高數(shù)值，進入排高含油飽和度流體階段。此時，烴源巖進入生排烴高峰階段，含油飽和度一般達到50%以上。由于烴類的大量生成及烴類與水的共同排出，含水飽和度迅速降低，接近于束縛水飽和度，此時含油飽和度趨于穩(wěn)定數(shù)值不再增加，排出流體也為高含油飽和度流體。沙三下和沙四上亞段進入該階段的深度分別約為3 100，3 000 m。4）烴源巖含油飽和度逐步降低，排出流體含油飽和度再次降低。此階段對應烴源巖生油高峰之后，由于氣體及低分子量烴類的生成，以及溫度的進一步升高，大大降低了烴類流體的黏度，烴類流體更容易排出，且伴隨礦物轉(zhuǎn)化脫水、有機酸脫羧酸基等導致新生水的形成，含水飽和度升高，油飽和度下降，致使排出流體的含油飽和度逐步下降。沙三下和沙四上亞段進入此階段的深度均為3 700 m左右。

3　烴源巖酸性流體的形成

3.1烴源巖內(nèi)有機酸

關(guān)于烴源巖內(nèi)有機酸的形成主要有2種觀點：一種認為主要形成于未熟—成熟階段的干酪根裂解過程中［9-10］；另一種認為可以一直持續(xù)到生烴終點［11］。本次對區(qū)內(nèi)主力烴源巖沙河街組沙三下和沙四上亞段烴源巖進行了取樣分析，測試結(jié)果表明，樣品中甲酸根和乙酸根的質(zhì)量分數(shù)明顯高于草酸根。這與3種離子本身的熱穩(wěn)定性有關(guān)，草酸根離子熱穩(wěn)定性相對較差。根據(jù)測試結(jié)果建立了烴源巖中甲酸根離子和乙酸根離子質(zhì)量分數(shù)隨深度的變化剖面（見圖2）。不同層段有機酸的質(zhì)量分數(shù)也存在一定差異，其中乙酸根和甲酸根平均質(zhì)量分數(shù)均為沙四段上亞段大于沙三段下亞段，有機酸質(zhì)量分數(shù)的特征差異可能與沉積環(huán)境及生烴母質(zhì)存在一定差異有關(guān)。

總體上，從淺到深，有機酸經(jīng)歷了從低到高再到低的演化過程，其峰值出現(xiàn)在埋藏深度3 000 m左右。有機酸的形成過程與油氣的生成過程基本是同步的，而且進入生烴高峰期以后，有機酸仍保持了較高的質(zhì)量分數(shù)。從烴源巖內(nèi)有機酸質(zhì)量分數(shù)變化剖面可以看出，從未熟—低熟階段、成熟階段至高成熟階段，烴源巖中均具有較高的有機酸質(zhì)量分數(shù)，這些酸性流體或隨地層水排出，或隨烴類流體排出，流經(jīng)儲層時，均會對儲層成巖演化產(chǎn)生重要影響。

3.2烴源巖內(nèi)H2S

烴源巖內(nèi)或排出流體中的H2S主要有3種成因，分別為細菌硫酸鹽還原作用、干酪根熱化學分解作用和熱硫酸鹽還原作用［12］。在形成H2S的同時，部分生成的H2S與地層水中鐵離子發(fā)生反應，可以形成黃鐵礦（FeS2）顆粒。這些黃鐵礦顆粒的存在也可以作為判斷H2S形成的佐證。細菌硫酸鹽還原作用所形成的黃鐵礦一般為分散的草莓狀；熱化學成因所形成的黃鐵礦一般為厚度不均勻的集合體，甚至表現(xiàn)為塊狀集合體。如東營凹陷利頁1井3 831.20~3 831.35 m頁巖后期充填的重結(jié)晶碳酸巖脈中黃鐵礦與碳酸鹽共生，呈富集狀態(tài)，表明其硫化氫來源于頁巖圍巖。來源于圍巖內(nèi)熱化學成因的H2S與水中鐵離子持續(xù)反應，形成富集狀黃鐵礦，這種大顆粒黃鐵礦在3 000 m以下的沙四段烴源巖較為發(fā)育。另外，在石膏礦物與泥質(zhì)烴源巖接觸帶上，也會發(fā)現(xiàn)部分為順層分布、厚度不均勻的集合體，甚至表現(xiàn)為塊狀集合體，并且伴生有重結(jié)晶碳酸鹽礦物，表明其為熱硫酸鹽還原作用成因。這些富集塊狀黃鐵礦集合體的存在，均表明H2S的熱化學成因作用在東營凹陷烴源巖中普遍存在。

4　烴源巖排流體特征的影響

4.1烴源巖排流體含油飽和度對油氣富集的影響

4.1.1中深部近源扇體油富集模式

在東營凹陷北部，3 000 m以下的各種扇體中，由于與排高含油飽和度流體的成熟烴源巖接觸，或距離排高含油飽和度流體的源巖較近，其晚期成藏流體主要為高含油飽和度流體，并且受生烴增壓作用的影響，成藏流體一般具有較高的異常壓力［13-19］。由于儲層成巖作用較強，巖石總體表現(xiàn)為低—特低滲透性。在較為致密的砂巖儲層內(nèi)，流體非達西滲流特征明顯［16-18］，巖性越致密，其最小啟動壓力梯度也越大，甚至在某些砂巖內(nèi)，啟動壓力梯度可能接近或大于浮力梯度。因此，含油流體在運移成藏過程中，浮力運移作用會大大減弱，因此油水不容易產(chǎn)生重力分異。高壓、高含油飽和度流體在儲層內(nèi)呈活塞式整體推進運移，排擠出原有的地層水或早期注入的含烴流體。持續(xù)注入的高油水比例的含烴流體，會攜帶走圈閉中原有的地層水，形成高充滿度的油藏。如果砂體發(fā)育，會形成一系列非油即干的疊置的一系列油藏。民豐洼陷鹽家地區(qū)3 000 m以下的砂礫巖體即為高飽和度含烴流體充注富集模式（見圖3）。3 000 m以下的沙四段砂體接收沙四段烴源巖排出的高含油飽和度流體充注，排擠出早期流體，形成系列油藏。砂體非油即干，砂體均具有較高的充滿度。4.1.2淺部遠離烴源巖帶富集模式

對于淺層扇體儲層，由于距離成熟烴源巖相對較遠，其成藏流體中油的來源主要有2種：一種為未熟—低熟烴源巖排出的流體，這類流體本身含油飽和度較低，且經(jīng)長距離運移，被地層水稀釋后，含油飽和度更低；另一種為來源于成熟烴源巖排出的高含油飽和度流體，經(jīng)輸導層運移至較淺層的流體，同樣受地層水的混合作用，至淺部儲層時，含油飽和度也會大大降低。

在淺部的儲層和輸導層一般為正常壓力系統(tǒng)，物性較好，流體一般為達西滲流或接近于達西滲流，并且以浮力及水動力驅(qū)動運移為主。含油流體在向圈閉充注過程中，油首先占據(jù)構(gòu)造頂部，且優(yōu)先進入較大孔隙的儲層［20-23］。鹽家地區(qū)淺部的砂礫巖體即為該類成藏模式：來自于沙三下亞段排出的低含油飽和度流體和來自于沙四上亞段且被地層水混合的低含油飽和度流體中，油在浮力作用下僅在部分物性較好的砂體的高部位富集（見圖3），砂體充滿度一般較低。因此淺層儲層應該尋找構(gòu)造高部位，儲集性能較好，且與深部烴源巖溝通關(guān)系較好的儲層。

4.2烴源巖酸性流體對儲層的改造作用

從烴源巖深埋作用開始，經(jīng)歷未熟—低熟階段、成熟階段至高成熟階段，持續(xù)生成酸性流體。而不同演化階段，其酸性流體特征、數(shù)量及溶解方式存在一定差異。由于有機酸及H2S等在油和水中均具有較強的溶解性，因而其既可以隨地層水從烴源巖內(nèi)排出，也可以隨烴類流體從烴源巖中排出。烴源巖持續(xù)排出的酸性流體對與該酸性流體接觸的儲層起到持續(xù)改造作用。

東營凹陷儲層在埋藏深度大于2 800 m時，大部分砂巖壓實及膠結(jié)作用較強，孔隙度和滲透率大大降低，大部分砂巖儲層孔隙度小于10%，滲透率小于1× 10-3μm2，為低孔低滲儲層。而此深度范圍內(nèi)的酸性流體對儲層的改造作用則顯得更為重要。

筆者通過X射線CT掃描成像分析方法對東營凹陷北部砂礫巖體儲層進行進行了溶蝕現(xiàn)象觀測。選取東營凹陷北帶2塊砂巖樣品，一塊為未發(fā)生酸性流體溶蝕作用（或溶蝕作用較弱）（見圖4a），另一塊為酸性流體溶蝕作用較強樣品（見圖4b），對比溶蝕作用對儲層改造作用及孔隙的影響。圖4a樣品早期的較大孔隙均被碳酸鹽充填，并且部分長石礦物被碳酸鹽礦物所交代，僅見少部分小孔隙未被碳酸鹽充填。圖4b樣品中碳酸鹽礦物主要充填于小孔隙及礦物邊緣縫中，并且部分交代了長石礦物，而在大部分小孔隙被碳酸鹽膠結(jié)并且有部分長石礦物被交代的情況下，仍然存在著大量的大孔隙，表明這些大孔隙均為碳酸鹽礦物溶蝕成因，大孔隙被碳酸鹽充填后，后期酸性流體溶蝕了碳酸鹽礦物，一旦溶蝕形成相對較大孔隙后，后期大部分酸性流體沿較大孔隙運移，因此造成較大孔隙的進一步擴大，形成不均勻的溶蝕現(xiàn)象。對比兩者孔隙發(fā)育情況，推測圖4b樣品的碳酸鹽溶蝕形成的孔隙空間可能會占到總孔隙的60%以上。當然，酸性流體對砂巖儲層的溶蝕作用程度與酸性流體總量、酸性流體與儲層接觸時間，以及易溶蝕的礦物發(fā)育程度等諸多因素有關(guān)。綜合烴源巖內(nèi)酸性流體形成特征及排出流體含油飽和度變化規(guī)律，推測烴源巖排出的酸性流體對儲層溶蝕作用有2種機制：一種為地層水溶解并攜帶酸性物質(zhì)，對儲層進行溶蝕改造，這種機制可以發(fā)生在油氣充注之前到之后的任何階段；另一種機制為烴類流體溶解并攜帶酸性物質(zhì)進入儲層，邊充注儲層邊溶蝕改造儲層?？傊?，不管是何種方式，只要與烴源巖接觸較好，或者能匯集到烴源巖排出的儲層，酸性流體均會對其進行一定程度的溶蝕改造作用。東營凹陷北部陡坡帶3 000 m以下大量發(fā)育的扇三角洲、近岸水下扇、滑塌濁積扇等砂礫巖體，多位于沙三下亞段和沙四段成熟烴源巖附近，部分滑塌濁積扇或扇三角淺源砂體呈指狀發(fā)育于烴源巖內(nèi)部。來自于烴源巖內(nèi)向淺處泄流通道附近，會持續(xù)或間歇接受酸性流體的溶蝕改造作用，一般會具有相對較好的物性條件。大量匯集烴源巖流體或深部流體的區(qū)域也是次生孔隙發(fā)育的有利區(qū)。

5　結(jié)論

1）東營凹陷古近系烴源巖隨演化程度增高，烴源巖排出流體特征依次變化為：排水為主階段、排低含油飽和度流體階段、排高含油飽和度流體階段和再次進入排低含油飽和度流體階段。對應著烴源巖排出流體含油飽和度變化階段，東營凹陷北部陡坡帶近油源砂礫巖體成藏模式分為2種典型模式：中深部的高壓高飽和度流體活塞式推進成藏模式和淺部常壓低含油飽和度流體高部位富集模式。

2）東營凹陷古近系烴源巖有機酸的形成伴隨著未熟—低熟階段至高成熟階段的整個生烴過程，且有機酸的生成高峰與烴源巖生烴高峰相對應；H2S的形成主要為細菌硫酸鹽還原、含硫干酪根熱化學分解和熱硫酸鹽還原作用。推測成熟烴源巖內(nèi)向淺部或側(cè)方泄流通道附近，會持續(xù)或間歇接受酸性流體的溶蝕改造作用，一般會具有相對較好的物性條件。距離成熟烴源巖相對較遠，但大量匯集烴源巖流體或深部流體的區(qū)域也是次生孔隙發(fā)育的最有利區(qū)。

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（編輯王淑玉）

Characteristics of formation fluids expelled from source rocks and their effects on reservoir forming:taking sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression as an example

MIAO Chunxin
（Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257015，China）

Oil content of formation fluids expelled from source rocks of Eogene of Dongying Depression in different thermal evolution stages were analyzed，and generation mechanism of organic acids and H2S in source rocks were researched also.According to these，the effects of oil-bearing fluids expelled from source rocks on oil accumulation of sand-conglomerate reservoirs near to source rocks were discussed，and the actions of acids generated in source rocks on sand-conglomerate reservoir secondary pore forming were investigated.With the increasing bury depth，the source rocks enter successively into water only expulsion stage，low oil content fluid expulsion stage，high oil content fluid expulsion stage，and again low oil content fluid expulsion stage.The organic acids generated in all source rock evolution stages，from un-matured to low matured to matured stage.The generating of H2S that originated from sulphurous kerogen cracking and thermochemical sulphate reduction occurred commonly in mature source rocks. The oil accumulation mechanisms of near-source rock sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression can be classified into two main patterns:pistol-like injection model with high pressure and high oil content fluids in middle and deep formation，top reservoir accumulation model with normal pressure and low oil content fluids driving by buoyancy in shallow formation.Organic acid and H2S expelled from mature source rocks are favorable for tight reservoir secondary pore forming.The reservoir that is inner and near to main channels for fluids expelled from source rock migration upward and horizontally，and reservoirs which is relatively far away from source rocks but accepting source rocks origin fluids are all favorable areas for secondary pore forming.

source rocks；formation fluid；accumulation pattern；organic acid；secondary pore；Dongying Depression

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）項目“陸相頁巖油形成演化與賦存機理”（2014CB239101）、“陸相頁巖油資源潛力與分布規(guī)律”（2014CB239105）；國家科技重大專項課題“濟陽坳陷油氣富集機制與增儲領(lǐng)域”（2011ZX05006-003）

TE122.1

A

10.6056/dkyqt201604001

2015-12-30；改回日期：2016-05-25。

苗春欣，女，1974年生，工程師，學士，從事石油地質(zhì)研究工作。E-mail：149283520@qq.com。

引用格式：苗春欣.烴源巖排流體特征及對近源油藏成藏的影響:以東營凹陷北部砂礫巖體為例［J］.斷塊油氣田，2016，23（4）：409-413.

MIAO Chunxin.Characteristics of formation fluids expelled from source rocks and their effects on reservoir forming:taking sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（4）：409-413.