渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶油氣縱向連續(xù)分布形成機(jī)理研究*

李 威 李友川

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

渤海灣盆地是中國(guó)東部重要的含油氣盆地之一，經(jīng)歷了半個(gè)多世紀(jì)的勘探，該地區(qū)已發(fā)現(xiàn)的大部分含油氣構(gòu)造帶以產(chǎn)油為主，已證實(shí)該盆地主要為油型盆地[1-2]。中國(guó)海油通過長(zhǎng)期的攻關(guān)研究，積極向深層挺進(jìn)，2018年發(fā)現(xiàn)了探明儲(chǔ)量超千億方的整裝凝析氣田——渤中19-6凝析氣田[1-2]，一舉打開了渤海灣盆地渤海海域深層天然氣勘探的新領(lǐng)域，對(duì)于推動(dòng)該地區(qū)深層—超深層油氣勘探意義重大。

前人對(duì)渤中19-6凝析氣田天然氣成因和成藏特征進(jìn)行了研究，認(rèn)為天然氣主要為油型氣，來源于沙三段腐殖-腐泥型烴源巖，是在高成熟—過成熟階段裂解形成[1-2]；凝析油主要為東二下亞段、東三段、沙三上亞段烴源巖混合輸入[3-5]；在成藏特征方面，認(rèn)為渤中19-6凝析氣藏具有晚期充注、先油后氣的氣侵式特征[6-7]。但是，在油氣成因及成藏認(rèn)識(shí)方面存在著明顯被忽略的現(xiàn)象，如果渤中19-6凝析氣田的油氣為烴源巖在高成熟—過成熟階段裂解形成，那么主生油期烴源巖生成的原油聚集在哪里？如果發(fā)生散失，那么是否存在散失的痕跡？因此，對(duì)于渤中19-6凝析氣田的油氣到底是干酪根在高成熟—過成熟階段裂解生成，還是烴源巖早期生成的原油在后期裂解生成，以及烴源巖早期生成的正常原油是否還存在等問題都值得深入研究。

本文以渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶為目標(biāo)，選取該構(gòu)造帶深部原油、天然氣及淺部原油樣品，利用氣體同位素、金剛烷雙質(zhì)譜、飽和烴色譜-質(zhì)譜、芳烴色譜-質(zhì)譜等實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)，探討該構(gòu)造帶凝析油氣形成的成因和階段，厘清深淺部油氣分布的形成機(jī)理，同時(shí)探討主生油期原油是否還存在的問題。本文研究對(duì)于深入認(rèn)識(shí)渤海海域渤中凹陷深層油氣成藏過程與分布規(guī)律具有重要的科學(xué)理論和現(xiàn)實(shí)意義。

1 地質(zhì)概況

渤中凹陷位于渤海灣盆地中東部，面積近1×104km2，是渤海海域面積最大的二級(jí)構(gòu)造單元。渤中19-6凝析氣田位于渤中凹陷西南部渤中19-6構(gòu)造帶深層，凝析油氣主要賦存于孔店組砂礫巖及潛山中(圖1)。渤中19-6構(gòu)造帶淺部為渤中19-4中型油田，原油賦存于館陶組與明化鎮(zhèn)組中，該構(gòu)造帶北部、西部和東部分別為沙壘田凸起、埕北低凸起和渤南低凸起[1-3]。研究表明，渤中19-6構(gòu)造帶及周緣次洼區(qū)發(fā)育沙三段、沙一段、東三段、東二段等4 套烴源巖，均屬于有效烴源巖(部分地區(qū)已達(dá)到好—最好烴源巖)，有機(jī)質(zhì)類型以混合型為主，其中沙三段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1—Ⅱ2型，沙一段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型，東三段、東二段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型屬于Ⅱ1—Ⅱ2型[1,4]。渤海海域渤中凹陷具有較高的大地?zé)崃髦?，同時(shí)沉積了巨厚的東營(yíng)組和館陶組—明化鎮(zhèn)組，使得沙三段、沙一段和東三段、東二段烴源巖的埋深較大(普遍超過4 000 m，最大可超過10 000 m)，其中東營(yíng)組烴源巖現(xiàn)今整體處于成熟階段，沙河街組烴源巖現(xiàn)今處于高成熟—過成熟階段。因此，渤中19-6構(gòu)造帶及周緣次洼區(qū)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高、有機(jī)質(zhì)類型以混合型為主以及具有較高的熱演化程度，這是該區(qū)得以形成大油氣田的基礎(chǔ)。

圖1 渤中19-6構(gòu)造帶區(qū)域位置圖

2 實(shí)驗(yàn)樣品及方法

選取渤海海域渤中19-6構(gòu)造帶深部5個(gè)凝析油樣品、淺部3個(gè)原油樣品(其中深部凝析油密度及酸值明顯低于淺部原油，見表1)以及深部4個(gè)天然氣樣品，分別開展了氣體同位素、金剛烷雙質(zhì)譜、飽和烴色譜-質(zhì)譜、芳烴色譜-質(zhì)譜等實(shí)驗(yàn)分析。

表1 渤中19-6構(gòu)造帶原油物性表

1) 雙質(zhì)譜實(shí)驗(yàn)條件。載氣:99.999%氦氣；進(jìn)樣口：300 ℃；傳輸線：300 ℃；色譜柱:HP-5MS彈性石英毛細(xì)柱(60 m×0.25 mm×0.25 mm)；柱溫：初溫50 ℃保持1 min，以20 ℃/min升溫至120 ℃，再以4 ℃/min升至250 ℃，最后以3 ℃/min升至310 ℃并保持30 min；載氣流速：1 mL/min。質(zhì)譜選擇EI源(電子能量為70 eV)，母離子-子離子模式，Q1與Q3質(zhì)量范圍均為0.7 amu，碰撞氣(氬氣)壓力為0.60 mTorr，碰撞電壓為12 ev；Q1->Q3離子對(duì)如下： 358->217；372->217；386->217；400->217；414->217；414->98；414->231。

2) 金剛烷雙質(zhì)譜分析條件。Agilent 7890GC氣相色譜儀，載氣:99.999%氦氣；進(jìn)樣口：300 ℃；傳輸線：300 ℃；色譜柱:HP-5MS彈性石英毛細(xì)柱(60 m×0.25 mm×0.25 m)；柱溫：初溫50 ℃保持5 min，以15 ℃/min升溫至80 ℃，再以2.5 ℃/min升至250 ℃，最后以15℃/min升至300 ℃并保持10 min；載氣流速：1 mL/min。質(zhì)譜選擇EI源(電子能量為70 eV)，燈絲電流為100 A，倍增器電壓為1 200 V。

3) 飽和烴色譜-質(zhì)譜分析條件。Agilent 6890N-5975IMSD色譜/質(zhì)譜儀，色譜柱：HP-5MS彈性石英毛細(xì)柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)；汽化室溫度為300 ℃，脈沖不分流進(jìn)樣；載氣為氮?dú)猓魉贋?.0 mL/min；升溫程序： 50 ℃恒溫1 min，以20 ℃/min升至100 ℃，再以3 ℃/min升至315 ℃并恒溫18 min。質(zhì)譜采用EI電離方式，電子能量為70 eV。

4) 芳烴色譜-質(zhì)譜分析條件。 Agilent 6890N-5975IMSD臺(tái)式質(zhì)譜儀，色譜柱：HP-5MS 彈性石英毛細(xì)柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)； 升溫程序：50 ℃恒溫1 min，50 ℃至100 ℃的升溫速率為20 ℃/min，100 ℃至310 ℃的升溫速率為3 ℃/min，320 ℃恒溫20 min。進(jìn)樣器溫度290 ℃，載氣為氦氣，流速為1.0 mL/min，掃描范圍為50～550 amu。檢測(cè)方式為全掃描+多離子檢測(cè)(MID)，電子能量為70 eV,離子源溫度為230 ℃。

3 結(jié)果與討論

3.1 凝析油氣形成階段

國(guó)內(nèi)外學(xué)者通過對(duì)世界大型氣田的統(tǒng)計(jì)和研究，建立了甲烷、乙烷等碳同位素與天然氣成熟度(Ro)的關(guān)系式[8-12]，本次研究中主要選用同屬于渤海灣盆地的歧口凹陷深層天然氣計(jì)算公式。歧口凹陷天然氣賦存深度超過3 500 m，主要為沙河街組烴源巖裂解形成，國(guó)建英 等[12]對(duì)其進(jìn)行了深入研究，并提出天然氣成熟度計(jì)算公式為δ13C1=18.009 lnRo-44.362。渤中19-6構(gòu)造帶位于渤海海域渤中凹陷，天然氣賦存深度同樣位于深度超過3 500 m的深層，前人對(duì)渤中19-6凝析氣田的油氣成因來源進(jìn)行了研究，認(rèn)為該氣田凝析油氣來源于沙河街組烴源巖，且以沙三段烴源巖為主，凝析氣屬于干酪根裂解形成[13-14]。因此，從歧口凹陷深層天然氣所屬盆地、賦存深度、油氣來源來看，該凹陷深層天然氣與渤中19-6凝析氣田天然氣具有可對(duì)比性，選用該凹陷深層天然氣的計(jì)算公式是合理的。

渤中19-6凝析氣田天然氣甲烷含量70.00%～78.50%，CO2含量6.90%～16.30%，N2含量0.12%～0.32%，干燥系數(shù)0.84～0.86，屬于典型的“中等-高含二氧化碳”濕氣；δ13C1分布在-37‰～-40‰，δ13C2分布在-25.45‰～-27.00‰，δ13C3主要分布在-24‰～-26‰[14-15]。利用歧口凹陷深層天然氣的計(jì)算公式進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果表明渤中19-6凝析氣田天然氣成熟度(Ro)主要分布在1.4%～1.6%(圖2)。

注：Ro1為公式計(jì)算值(δ13C1=18.009 lnRo-44.362)；Ro2為公式計(jì)算平均值(Ro=0.23×(2,4-/1,4-DMDBT)+0.46，Ro=-0.6×MPI1+2.3)

渤中19-6凝析氣田凝析油均表現(xiàn)出低密度、低粘度、低含硫的特征，富含輕組分，主峰碳分布為nC9～nC11[13-14]，飽和烴C29甾烷異構(gòu)體(S/R、ββ/αα)均進(jìn)入平衡終點(diǎn)范圍，說明凝析油成熟度較高。利用芳烴參數(shù)甲基萘比值(MNR)[17]和甲基菲參數(shù)(F1、F2)[18]進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果顯示渤中19-6凝析氣田凝析油成熟度(Ro)分布在1.40%～1.60%，與天然氣成熟度范圍一致(圖2)。因此，從渤中19-6凝析氣田天然氣與凝析油的成熟度分布來看，均位于烴源巖高成熟階段，烴源巖主要生成分子量較小的凝析油氣，同時(shí)隨著成熟度的增加，原油也開始進(jìn)入裂解階段。

與正常油富含常規(guī)的生物標(biāo)志化合物相比，凝析油中含有大量的輕烴組分，但其所包含的生物標(biāo)志化合物信息相對(duì)較少。金剛烷是目前研究凝析油氣的一類重要化合物，是具有橋式結(jié)構(gòu)的飽和三環(huán)烷烴，具有強(qiáng)的熱穩(wěn)定性。Dahl等[17]通過統(tǒng)計(jì)和實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，當(dāng)?shù)販卦?50～175 ℃時(shí)，原油中的烴類化合物就會(huì)發(fā)生裂解，生成小分子的化合物，即隨著埋藏加大、地溫增高，原油中像萜烷、甾烷等較高分子量的化合物因裂解而含量降低，而金剛烷具有強(qiáng)的熱穩(wěn)定性，其含量隨著溫度的增加卻在增高，這也成為近年來地球化學(xué)家研究原油裂解的重要根據(jù)[17-22]。因此，通過對(duì)原油中的金剛烷進(jìn)行定量分析，可以指示原油的裂解程度。

Dahl等[17]認(rèn)為，金剛烷類化合物在演化過程中既不被破壞也不會(huì)新生成，隨著烴類裂解程度的加大，金剛烷類化合物含量增加，即金剛烷類含量與烴類裂解程度呈正相關(guān)性，而與萜烷、甾烷等化合物含量呈負(fù)相關(guān)性，據(jù)此建立了(3-+4-)二甲基雙金剛烷—C29膽甾烷絕對(duì)含量判斷原油裂解程度的圖版(圖3)。

圖3 渤中19-6凝析氣田原油裂解程度判識(shí)圖(底圖據(jù)文獻(xiàn)[15])

通過對(duì)比渤海灣盆地渤中19-6凝析氣田與牛東氣田的凝析油(3-+4-)二甲基雙金剛烷含量[21]，可以發(fā)現(xiàn)牛東氣田凝析油(3-+4-)二甲基雙金剛烷含量是渤中19-6凝析氣田凝析油的4倍，相較于高裂解程度的牛東氣田，渤中19-6凝析氣田凝析油裂解程度低。筆者[13-14]對(duì)渤中19-6凝析氣田凝析油裂解程度進(jìn)行了定量計(jì)算，認(rèn)為該氣田凝析油裂解程度低，不到20%；同時(shí)，也對(duì)渤中19-6凝析氣田凝析油膽甾烷進(jìn)行了定量實(shí)驗(yàn)分析，發(fā)現(xiàn)該氣田凝析油中存在較完整的藿烷、甾烷系列，但含量偏低。因此，結(jié)合渤中19-6凝析氣田凝析油雙金剛烷含量及裂解程度，將該氣田凝析油樣品點(diǎn)投影到Dahl等提出的原油裂解程度判別圖版中，發(fā)現(xiàn)該氣田凝析油處于原油剛開始裂解的階段，裂解程度較低(圖3)。

綜合分析渤中19-6凝析氣田天然氣甲烷碳同位素計(jì)算的高成熟度、凝析油生物標(biāo)志化合物計(jì)算的高成熟度以及原油中金剛烷定量分析判識(shí)的低裂解程度，可以認(rèn)為該氣田凝析油氣均為烴源巖在高成熟階段生成的產(chǎn)物，且二者具有相同的成熟度范圍，均屬于烴源巖在相近地質(zhì)時(shí)期形成的產(chǎn)物。

3.2 主生油期形成的原油

烴源巖生排烴過程受到溫度和時(shí)間的控制，其中溫度是主要因素，隨著溫度的增加，烴源巖演化程度增大。根據(jù)產(chǎn)物的不同，目前普遍將烴源巖演化過程劃分為未熟—低熟油階段、正常油階段、凝析油氣階段、干氣階段等4個(gè)階段。渤中19-6凝析氣田凝析油、天然氣均為烴源巖在高成熟演化階段生成的產(chǎn)物。對(duì)于渤中19-6構(gòu)造帶及周緣次洼而言，主要為淡水湖相烴源巖，該類烴源巖不發(fā)育未熟—低熟油氣。按照烴源巖演化階段來看，渤中19-6凝析氣田為烴源巖第3階段(即凝析油氣階段)形成，那么該區(qū)烴源巖在第2階段生成的正常原油是否存在？如果存在，是否聚集成規(guī)模油藏或曾經(jīng)聚集成規(guī)模油藏？這是先前針對(duì)渤中西南部渤中19-6構(gòu)造帶油氣成藏方面一直忽略的研究?jī)?nèi)容，卻是該地區(qū)烴源巖生排烴能力及資源潛力再認(rèn)識(shí)的重要問題。

渤中19-6凝析氣田賦存于渤中19-6構(gòu)造帶埋深3 500 m以下的深層部位，而該構(gòu)造帶3 500 m以淺的地層中分布有渤中19-4油田。如圖4所示，利用色質(zhì)譜實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)對(duì)渤中19-6凝析氣田凝析油與渤中19-4油田原油進(jìn)行了對(duì)比：①在全烴色譜圖上，均顯示正構(gòu)烷烴發(fā)育(圖4a、b)，其中渤中19-6凝析氣田凝析油正構(gòu)烷烴以低碳數(shù)為主，主峰碳分布在nC9～nC11；而渤中19-4油田原油正構(gòu)烷烴以高碳數(shù)為主，主峰碳分布在nC23～nC25。分析認(rèn)為，二者主峰碳分布差異一方面是源于成熟度的差異(渤中19-6凝析氣田凝析油成熟度高于渤中19-4油田原油)，另一方面可能是母源差異造成的。同時(shí)，在全烴色譜圖上還可以發(fā)現(xiàn)，渤中19-6凝析氣田凝析油基線平直，而渤中19-4油田原油基線“鼓包”明顯，表明渤中19-4油田原油發(fā)生了生物降解作用。②在萜烷(m/z 191)系列中(圖4c、d)，渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油分布一致，以藿烷(C30H)為主峰，可見奧利烷、升藿烷系列隨碳數(shù)增加其含量逐漸降低，伽馬蠟烷(G)較發(fā)育，C30重排藿烷(C30DH)含量較高，Ts高于Tm(其中渤中19-6凝析氣田凝析油Ts/Tm參數(shù)值高于渤中19-4油田原油)，三環(huán)萜烷含量較低，三環(huán)萜烷系列均呈現(xiàn)正態(tài)分布特征，C24四環(huán)萜烷(C24Tet)略高于C26三環(huán)萜烷(C24TT)，即C24Tet/ C24TT>1，與東三段烴源巖來源的典型油藏差異明顯[14-15]。③在甾烷(m/z 217)系列中(圖4e、f)，渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油規(guī)則甾烷C27、C28、C29均呈現(xiàn)不對(duì)稱的“V”字型，4-甲基甾烷含量中等，孕甾烷含量高于升孕甾烷，其中渤中19-6凝析氣田凝析油重排甾烷含量高于渤中19-4油田原油，這可能與成熟度差異有關(guān)。綜合以上分析，可以認(rèn)為渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油的母源及母源環(huán)境相似，但成熟度存在差異。

圖4 渤中19-6構(gòu)造帶原油生物標(biāo)志化合物分布譜圖

如圖5所示，進(jìn)一步利用反映母源、環(huán)境、成熟度等相關(guān)生物標(biāo)志化合物參數(shù)對(duì)渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油進(jìn)行了對(duì)比：①在反映原油母源的參數(shù)圖中(圖5a)，渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油C27/C29規(guī)則甾烷含量分布在1.0左右，奧利烷含量較高，奧利烷/C30藿烷參數(shù)值均高于0.1，表明渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油母源相似，陸源輸入的高等植物貢獻(xiàn)較大。②在反映原油母源環(huán)境的參數(shù)圖中(圖5b)，渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油伽馬蠟烷含量均較低(分布在0.1左右)，C30重排藿烷(C30DH)含量低于C29Ts， C30DH/C29Ts參數(shù)值分布在0.6～0.8，表明原油母源沉積水體為淡水環(huán)境，且富含黏土等礦物質(zhì)。③在反映原油成熟度的參數(shù)圖中，渤中19-6凝析氣田凝析油Ts/(Ts+Tm)參數(shù)值大于0.7，渤中19-4油田原油Ts/(Ts+Tm)參數(shù)值分布在0.56左右，明顯低于渤中19-6凝析油(圖5c)；渤中19-6凝析氣田凝析油C31升藿烷S/(S+R)參數(shù)值分布在0.65左右(已達(dá)到異構(gòu)化平衡終點(diǎn))，渤中19-4油田原油C31升藿烷S/(S+R)參數(shù)值分布在0.57左右，低于渤中19-6凝析氣田凝析油(圖5c)。此外，利用C29甾烷的不同異構(gòu)體參數(shù)來表征這2個(gè)油藏原油的成熟度，可以發(fā)現(xiàn)渤中19-6凝析氣田凝析油C29甾烷異構(gòu)化參數(shù)值分布在0.6左右(已達(dá)到異構(gòu)化平衡終點(diǎn)值)，而渤中19-4油田原油C29甾烷異構(gòu)化參數(shù)值分布在0.51左右，低于渤中19-6凝析氣田凝析油(圖5d)。由此可見，渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油的母源及母源環(huán)境相似，但成熟度差異較為明顯。

圖5 渤中19-6凝析氣田與渤中19-4油田原油生物標(biāo)志化合物參數(shù)對(duì)比圖

如圖6所示，進(jìn)一步利用芳烴參數(shù)甲基萘比值(MNR)[15]和甲基菲參數(shù)(F1、F2)[16]計(jì)算了渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油成熟度(Ro)，可以看出渤中19-6凝析氣田凝析油成熟度分布在1.5%左右，屬于高熟原油；而渤中19-4油田原油成熟度分布在0.8%～1.0%，屬于正常原油。結(jié)合上述原油色質(zhì)譜圖特征分析，可以發(fā)現(xiàn)渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油在全烴色譜圖上主峰碳的差異以及甾烷系列中重排甾烷的差異等均是成熟度不同引起的，其中成熟度高的渤中19-6凝析氣田凝析油表現(xiàn)出低碳數(shù)烷烴占優(yōu)勢(shì)，主峰碳以低碳數(shù)為主，重排甾烷也發(fā)育；而成熟度低的渤中19-4油田原油則表現(xiàn)出色譜圖上較高碳數(shù)的主峰，重排甾烷含量略低于渤中19-6凝析氣田凝析油的特征。因此，渤中19-6凝析氣田凝析油與渤中19-4油田原油屬于同源產(chǎn)物，但二者成熟度不同，為烴源巖在不同演化階段所生成的產(chǎn)物，其中渤中19-6凝析氣田凝析油為烴源巖在高演化階段生成的凝析油氣，渤中19-4油田原油屬于烴源巖在成熟階段生成的正常原油。

注：Ro1為公式計(jì)算平均值(Ro=0.82+0.175×MNR、Ro=-0.6×MPI1+2.3 )；Ro2為公式計(jì)算平均值(Ro=2.242×F1-0.166、Ro=3.739×F2-0.162)

3.3 油氣成藏過程

渤中19-6凝析氣田凝析油和渤中19-4油田原油屬于同源不同階生成的產(chǎn)物，其中渤中19-6油氣藏主要為凝析油氣，賦存于3 500 m以深的孔店組和潛山中；而渤中19-4油田為成熟原油，主要賦存于3 500 m以淺的館陶組和明化鎮(zhèn)組中。

渤中19-6凝析氣田圈閉上部普遍發(fā)育瀝青，計(jì)算瀝青等效鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.9%[1]，與渤中19-4油田原油成熟度一致。從渤中19-6構(gòu)造帶及周緣次洼烴源巖埋藏?zé)嵫莼穪砜矗?0 Ma左右烴源巖成熟度達(dá)到0.9%(圖7)，表明渤中19-4油田原油及渤中19-6 凝析氣田圈閉上部普遍發(fā)育的瀝青是烴源巖在20 Ma左右生成的產(chǎn)物。分析認(rèn)為，該時(shí)期烴源巖生成的原油早期進(jìn)入深層潛山圈閉中，形成原生油藏；后期由于新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，斷裂普遍發(fā)育，圈閉有效性被破壞，油氣沿著斷層等通道向上逸散運(yùn)移進(jìn)入館陶組、明化鎮(zhèn)組等淺層圈閉儲(chǔ)層中，并在早期賦存的圈閉上部形成瀝青(圖8)。深部古油藏在破壞調(diào)整過程中(受地層埋深的影響，此時(shí)古圈閉中烴類屬于高溫流體)，高溫?zé)N類流體沿著斷裂向上運(yùn)移，進(jìn)入2 000 m以淺的地層后(按照地溫梯度計(jì)算，2 000 m以淺的地層溫度低于100 ℃，適合微生物活動(dòng))開始遭受降解并進(jìn)入淺層圈閉儲(chǔ)層中，且靜溫測(cè)試顯示圈閉地層溫度在70 ℃左右，地層水中微生物活躍。

圖7 渤中19-6構(gòu)造帶烴源巖熱成熟度演化史

因此，可以推測(cè)：深部古油藏在向上運(yùn)移調(diào)整的過程中，從進(jìn)入2 000 m以淺的地層開始，在受到微生物等的次生作用下，原油普遍發(fā)生降解，表現(xiàn)為現(xiàn)今形成的渤中19-4油田中原油普遍發(fā)生“基線漂移、鼓包隆起”等的現(xiàn)象，普遍發(fā)育豐度較高的25-降藿烷系列，原油降解程度較高(圖4)，表明該油藏受到新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響嚴(yán)重，且持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)，從而造成了現(xiàn)今渤中19-4油田原油具有密度高、酸值較高的格局(油藏API分布在22°左右，酸值分布在2.0左右)。后期隨著館陶組、明化鎮(zhèn)組等地層的快速沉積作用以及新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)引起的火山作用，渤中19-6構(gòu)造帶及周緣次洼的烴源巖演化速度加快，短期內(nèi)從成熟正常排油階段進(jìn)入高成熟凝析油生成階段；而在巨厚的古近系覆蓋作用下，渤中19-6構(gòu)造帶的圈閉有效性得到了極大保障，且與高成熟烴源巖形成了完美契合，烴源巖生成的凝析油氣進(jìn)入渤中19-6潛山圈閉中聚集成藏，從而形成了現(xiàn)今的渤中19-6凝析氣田(圖8)。

圖8 渤中19-6構(gòu)造帶潛山油藏演化史過程

4 結(jié)論

1) 渤中19-6凝析氣田的凝析油氣屬于烴源巖在高成熟階段生成的原生凝析油氣，凝析油裂解程度較低(在20%左右)，屬于初始裂解階段，對(duì)天然氣的貢獻(xiàn)量有限。

2) 渤中19-4油田原油與渤中19-6凝析氣田凝析油具有母源類型、母源沉積環(huán)境相似的特征，表明二者屬于同一來源。但是，渤中19-4油田原油成熟度低于渤中19-6凝析氣田凝析油，其中渤中19-4油田原油屬于烴源巖在成熟階段生成的正常原油，而渤中19-6凝析氣田凝析油為烴源巖在高成熟階段生成的產(chǎn)物。

3) 渤中19-4油田屬于次生成藏，原油早期聚集于深層潛山圈閉中，后期由于新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，圈閉被破壞，原油發(fā)生降解作用且向上逸散運(yùn)移進(jìn)入淺層圈閉中，形成渤中19-4油田。而烴源巖在高成熟階段生成的凝析油氣進(jìn)入渤中19-6潛山圈閉中，形成現(xiàn)今的渤中19-6凝析氣田。