渤海灣盆地L油田群油源分析

王海更，張宏友，王月杰，張博文，孟憲偉

（1.中海石油（中國）有限公司蓬勃作業公司,天津 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300459）

渤海灣盆地L 油田群周圍發育多個生烴凹陷,油田自1999年發現以來,油氣來源問題一直是研究和爭論的焦點。對于L3油田的油源,目前研究普遍認為其原油主要來源于廟西凹陷沙三段烴源巖［1-2］,而對于L1 油田和L2 油田,國內研究普遍認為其原油是古近系東營組和沙河街組烴源巖的混源油,對于油源的具體凹陷,也存在比較大的爭議：對于L1 油田和L2 油田東營組烴源巖的貢獻,主要有來源于渤中凹陷、渤東凹陷和廟西凹陷北洼等不同觀點；對于沙河街組烴源巖的貢獻,主要有來源于渤中凹陷、廟西凹陷和黃河口凹陷等不同觀點［3-6］。本文在梳理前人研究成果的基礎上,結合當前對油田及周邊凹陷的認識,利用渤海灣盆地L油田群原油和壁心抽提物的色譜-質譜分析結果,進一步研究分析了渤海灣盆地L油田群的油源。

1 油田概況

渤海灣盆地L 油田群位于渤海海域的中南部,包括L1 油田、L2 油田和L3 油田。L1 油田位于渤南低凸起的東端,是整個油田群的開發主體,L2 油田位于L1 油田東北側,以近南北向的走滑斷層與L1油田分隔,是向東傾伏的單斜構造,L3 油田位于L1油田東南側的背斜構造,同樣以近南北向的走滑斷層與L1 油田分隔。油田群發育在渤南低凸起帶基底隆起背景上,主要含油氣層系為新漸系館陶組和明化鎮組下段,含油層段厚約100～600 m,油田群周圍發育4 個生烴凹陷,分別為渤中凹陷、渤東凹陷、廟西凹陷、黃河口凹陷（圖1）。

圖1 渤海灣盆地L油田群地理位置及構造位置

目的儲層主要劃分為12 個油組,其中L50-L120 油組屬于館陶組,L10-L40 油組屬于明化鎮組下段。L1油田北部和L2油田主要含油層段為L10-L100 油組,L1 油田南部含油層段主要為L10-L120油組,L3 油田含油層段主要為L50-L120 油組。L1油田及L2 油田館陶組及明化鎮組下段儲層具有中高孔、高滲的特征,L3 油田館陶組上段儲層具有中高孔、中高滲特征,而館陶組中下段儲層則表現出中孔、中滲的特征。油田群的區域性蓋層發育在明上段,是一套廣泛分布的黑灰色—黑色含鈣質泥巖,可見貝殼化石,屬于湖相沉積［7］。

2 烴源巖地球化學特征

渤海灣盆地是位于中國東部的古近系和新近系湖相盆地,盆地經歷了古近紀的同裂谷期和新近紀—第四紀的后裂谷期兩個構造演化階段。同裂谷期的沉積包括孔店組、沙河街組和東營組,后裂谷期的沉積包括館陶組、明化鎮組和平原組,其中同裂谷期是主要的烴源巖發育時期。前人研究表明,渤中地區主要發育三套優質烴源巖,即沙河街組沙一段、沙三段和東營組烴源巖,烴源巖地球化學特征［8］見表1。

表1 渤中地區烴源巖地球化學特征

生物標志化合物記錄了生物碳骨架的分子結構信息,是研究原油與沉積環境之間關系的參數,而綜合應用幾種生物標志化合物參數可以對烴源巖進行區分,目前在渤中地區常用的生物標志化合物為伽馬蠟烷（GAM）和4-甲基甾烷（4-MS）。伽馬蠟烷含量一般隨沉積環境的鹽度增加而上升,通常認為4-甲基甾烷來自甲藻,渤中地區的沙河街組源巖多數含有甲藻甾烷,而東營組一般不含或極少含有甲藻甾烷。應用生物標志物參數伽馬蠟烷/C30霍烷（GAM/C30H）和4-甲基甾烷/ΣC29甾烷（4-MS/C29甾烷）可以有效區分渤中地區的三套烴源巖：對于沉積于淡、微咸水湖相環境的沙三段,伽馬蠟烷低,4-甲基甾烷高,GAM/C30H 一般小于0.15,4-MS/C29甾烷的值一般情況下大于0.5；發育于半咸水、咸水環境的沙一段烴源巖伽馬蠟烷含量較高,4-甲基甾烷含量較低,GAM/C30H 一般大于0.15,4-MS/C29甾烷的值一般小于0.5,沉積于淡水環境的東營組烴源巖4-甲基甾烷和伽馬蠟烷含量均較低,GAM/C30H通常小于0.15,4-MS/C29甾烷的值小于0.5［9-11］。另外,因甾烷系列的兩個參數C29ααα20S/（20S+20R）和C29αββ/（ααα+αββ）不受生源的影響,本次用于評價具有多個油源的L1 油田的原油成熟度,而Ts/（Ts+Tm）比值可以表征相似沉積環境的原油成熟度變化,用于計算等效鏡質體反射率。

3 油氣來源分析

3.1 原油樣品說明

本次研究采集了來自L 油田群L3-1、L1-1、L2-B42 等7 口評價井和5 口開發井,共54 個樣品,其中24 個樣品為壁心抽提物,30 個為原油樣品,樣品深度分布范圍為1 128.5～1 994.5 m,層位分布范圍為L40-L120 油組,縱向上形成了較連續的樣品分布,另外平面上樣品具有代表性,在油田群的北部、中部和南部均有分布（圖2）。主要考慮的生物標志物及參數有伽馬蠟烷、4-甲基甾烷、25-降霍烷、GAM/C30H、C29ααα20S/（20S+20R）、C29αββ/（ααα+αββ）以及Ts/（Ts+Tm）等。

圖2 采樣井分布

3.2 油源對比分析

3.2.1 原油生物降解程度

生物降解主要受溫度控制,溫度越低,越容易降解,同時生物降解還與距離油水界面的遠近程度有關,距離油水界面越近,越容易降解,另外生物降解還受居留時間影響,居留時間越短,降解程度越弱。一般認為25-降霍烷是在生物降解較嚴重時才產生,本次選擇25-降霍烷/C30H 比值分析樣品的降解程度（表2）。從生物降解程度來看,油田群西南部的L1-7、L1-6、L1-8 井生物降解最嚴重。油田群中北部的L1-1、L1-2、L2-B42 和L1-4 等井生物降解程度中等。油田群東南部的L3-1、L3-2 井原油生物降解程度最輕。

表2 生物標志物參數25-降霍烷/C30H分布

3.2.2 原油物性特征

渤海灣盆地L 油田群原油物性平面差異較大,存在明顯的分區性,整體呈現中北部好,南部差的特點。油田群西南部的L1-7、L1-6、L1-8 井生物降解最嚴重,原油密度0.963～0.991 g/cm3,平均0.980 g/cm3,原油黏度147.00～944.00 mPa·s,平均442.96 mPa·s,屬于重質稠油,原油品質較差。油田群中北部 區 域L1-1、L1-2 等 井 原 油 密 度0.915～0.960 g/cm3,平均0.937 g/cm3,原油黏度9.07～95.20 mPa·s,平均32.33 mPa·s,屬于中重質中高黏度原油,原油性質相對較好。油田群東南部的L3-1、L3-2 井原油密度0.926～0.945 g/cm3,平均0.935 g/cm3,原油黏度18.9～50.4 mPa·s,平均29.83 mPa·s,屬于重質中黏度原油,原油性質相對較好（圖3）。

圖3 渤海灣盆地L油田群密度-黏度交會圖

3.2.3 原油熱成熟度分析

根據國內研究結果,L 油田群周圍4 個凹陷烴源巖成熟度差異較大。渤中凹陷、渤東凹陷以及廟西凹陷北洼沙三段烴源巖已達成熟—過成熟階段,而廟西凹陷南洼、黃河口凹陷東部洼陷沙三段烴源巖屬于低成熟—成熟階段。渤中凹陷、渤東凹陷沙一段烴源巖已達成熟—高成熟階段,而廟西凹陷和黃河口凹陷沙一段烴源巖則處于低成熟階段。渤中凹陷、渤東凹陷以及廟西凹陷北洼東營組烴源巖均處于成熟或過成熟階段,而南部的廟西凹陷南洼以及黃河口凹陷東營組烴源巖處于低成熟或未成熟階段［12-15］。

渤海灣盆地L 油田群甾烷的C29ααα20S/（20S+20R）范圍為0.10～0.68,C29αββ/（ααα+αββ）范圍為0.21～0.49,還沒有達到平衡狀態（圖4）,說明在油氣充注過程中,烴源巖仍處于早期生油階段。利用Ts/（Ts+Tm）參數計算的蓬萊油田等效鏡質體反射率Ro值分布范圍為0.6～0.8%,根據陳建渝等［16］的劃分標準,油氣仍然處于低—中等成熟度階段（表3）。

圖4 甾烷參數C29ααα20S/（20S+20R））和C29αββ/（ααα+αββ）相關關系

表3 等效鏡質體反射率Ro值（%）分布

3.2.4 油源對比

（1）油田群原油沙一段烴源巖特征不明顯。如圖5 所示,樣品點的4-MS/C29甾烷的范圍為0.08～0.59,GAM/C30H 范圍為0.05～0.3。其中大部分樣品的伽馬蠟烷/C30霍烷都小于0.15,多數樣品的4-MS/C29甾烷大于0.3,根據前述的標準,只有2 個樣品點值GAM/C30H 略大于0.15,4-MS/C29甾烷略小于0.5,判斷沙一段烴源巖對L油田群貢獻很小。

圖5 4-MS/C29甾烷和GAM/C30H相關關系

（2）油田群南部原油主要表現為沙三段烴源巖特征。油田群南部的L1-7 井、L3-2 井,4-MS/C29甾烷范圍為0.42～0.59,大部分樣本點該值大于0.5,GAM/C30H 皆在0.1 以下,反映了沙三段烴源巖的特征。

（3）油田群北部原油主要表現為東營組烴源巖特征。油田群北部的L1-4井4-MS/C29甾烷為0.08～0.21,明顯小于0.5,但目前認為東營組甲藻甾烷含量很低,該參數值仍然比典型的東營組烴源巖高。另外,GAM/C30H 范圍為0.08～0.12,據前述,因東營組沉積環境為淡水環境,沙三段為淡、微咸水湖相環境,理論上東營組GAM/C30H 較沙三段更低,而油田群北面L1-4 井部分樣本點該參數高于或接近于油田群南部L1-7 井和L3-2 井沙三段烴源巖,綜合判斷油田北部主要受東營組烴源巖充注影響,但可能混有沙三段烴源巖的貢獻,

（4）油田群中部原油表現為沙三段和東營組烴源巖混源特征。油田群中部L1-8、L1-2、L1-C45、L1-A10、L1-1、L2-B42、L1-B32 等樣品點4-MS/C29甾烷為0.27～0.48,GAM/C30H 范圍為0.05～0.27,反映了混源油特征。

3.3 油源綜合分析結果

根據油源對比分析,渤海灣盆地L 油田群的原油主要來源于沙三段和東營組兩套烴源巖,沙一段烴源巖對油田群貢獻很小。北面原油主要來源于東營組烴源巖,南面原油主要來源于沙三段烴源巖,中部原油多為混源。對于原油具體來源于哪個生烴凹陷,結合各個生烴凹陷的烴源巖熱演化情況進行了具體分析。

油田群南部原油認為是來自南面的黃河口凹陷和廟西凹陷南洼沙三段。原因之一是油田群南部原油的成熟度較低,Ro僅為0.6～0.8%,而渤東凹陷或渤中凹陷沙三段烴源巖處于中高成熟階段或更高的熱演化階段。原因之二是油源對比結果顯示沙一段烴源巖對本區貢獻小,如果油田群南部原油均來自于渤中凹陷或者渤東凹陷沙三段和東營組,沒有明顯的沙一段烴源巖貢獻是很難解釋的。如前所述,黃河口凹陷烴源巖成熟度略高于廟西凹陷南洼,判斷L1油田南部原油來自黃河口凹陷沙三段,L3 油田南部原油來自廟西凹陷南洼沙三段,這種認識與前人的研究成果基本一致。沙三段原油的輸導體系為走滑斷層和館陶組底部的L120 油組砂巖,在油田群南部,L120油組以砂巖沉積為主,砂地比很高,多達到50%以上,且單層砂巖厚度較大。

油田群北部原油主要來自于北部的渤東凹陷或者廟西凹陷北洼東營組。原因之一是L1-4 井原油的成熟度高,Ro為0.78%,與渤東凹陷和廟西北洼比較接近,而渤中凹陷烴源巖Ro為0.9～1.2%,已經到了中高演化階段,對油田群北部成藏貢獻不大；二是根據油氣運移的理論,成熟度降低的方向通常指示油氣的運移方向,接近源巖的位置油氣成熟度最高；三是南面的黃河口凹陷東部洼陷和廟西凹陷南洼東營組烴源巖尚不成熟,不能對本區成藏有貢獻。東營組原油的輸導體系是走滑斷層和館陶組L100 油組砂巖,在油田群北部,L100 油組砂巖發育很好,厚度大（一般大于10 m）且連片分布,具有很好的側向連通性。

油田群中部混源油來自南面的黃河口凹陷和廟西凹陷南洼以及西北方向的渤東凹陷和廟西凹陷北洼。

4 結論

（1）通過油源對比,認為渤海灣盆地L油田群的原油主要來自東營組烴源巖和沙河街組沙三段烴源巖,沙一段烴源巖對油田群貢獻很小。平面上,北部區域原油主要表現為東營組烴源巖特征,南部區域表現為沙三段烴源巖特征,而油田群中部區域原油表現為沙三段和東營組烴源巖混源特征。

（2）結合油田群各個生烴凹陷的烴源巖熱演化情況,認為渤海灣盆地L 油田群南部原油來自南面的黃河口凹陷和廟西凹陷南洼沙三段,油田群北部原油主要來自于東北側的渤東凹陷或者廟西凹陷北洼東營組,油田群中部混源油來自南面的黃河口凹陷和廟西凹陷南洼以及西北方向的渤東凹陷和廟西凹陷北洼。