东海陆架盆地西湖凹陷平湖斜坡带差异性气侵的成藏模式
2019-07-24刘金水
刘金水, 赵 洪
(中海石油(中国)有限公司 上海分公司，上海 200030)
东海陆架盆地西湖凹陷平湖斜坡带是东海油气勘探的重点地区之一，自1983年钻探第一口井至今，由南至北发现了平湖、团结亭、宝云亭及孔雀亭等多个油气田，但不同油气田的油气纵、横向分布特征均不相同。由于平湖斜坡带高、中、低带烃源岩具有不同的热演化程度，加之中央反转构造带干气向斜坡带的充注导致其油气特征复杂，目前对油气分布形成差异的成因仍不明确。不同学者针对平湖斜坡带的成藏特征开展了研究：张先平等[1]、江兴歌等[2]、何将启等[3]、宋小勇[4]通过构造、应力场及运移模拟研究，明确早、晚期油气均由中央反转构造带及平湖斜坡带的低带向中、高带运移；李敏[5]总结了平湖斜坡带不同油气藏的成藏过程；陶士振等[6]、唐友军等[7]通过地球化学研究指明源上、源内油气藏的富集条件与分布规律；陶士振等[6]等通过盆地模拟提出了油气富集的成藏主控因素；刘金水[8]通过针对异常压力研究总结了单封闭常压带、双封闭压力过渡带和双封闭高压带的顶部为油气的有利聚集区。前人的研究成果虽然从宏观角度提出了油气成藏主控因素与油气运移方向等成藏模式，但均未有效指出目前油气分布差异的原因，不能对油气预测研究提供有效指导。
本文针对平湖斜坡带油气成藏机理进行研究，以明确油气分布差异的成因。首先针对平湖斜坡带已钻井的油气地化及油气藏特征进行梳理，在此基础上针对不同含油气区的油气分布机理进行探讨；其次对平湖斜坡带的油气地球化学数据进行系统分析，对主要油气区的油气分布差异进行剖析；最终建立西湖凹陷平湖斜坡带差异性气侵的成藏模式并对油气分布成因进行总结。
1 石油地质背景
西湖凹陷位于东海陆架盆地的东北部，是在前古近系基底上经历了断陷、拗陷与区域沉降3个大的演化阶段发育而来的具东断西超特征的大型凹陷，是东海陆架盆地中规模最大的第三系含油气凹陷[9-10]。西湖凹陷构造整体呈北北东向展布，具有东西分带、南北分块的特点，自西向东分为平湖斜坡带、西次凹、中央反转带、东次凹及东部断阶带等5个次级构造带(图1)。平湖斜坡带自下而上发育了始新统八角亭组与平湖组，渐新统花港组、中新统龙井组及玉泉组等地层[9-10]。目前西部斜坡带由南至北分布有平湖油气田与平北区(团结亭、宝云亭、武云亭及孔雀亭等含油气构造群)。平湖组主要发育受潮汐影响的三角洲及潮坪相，花港组主要发育辫状河三角洲相，其中平湖组是主要含油气目的层，花港组为次要目的层[9-11]。
平湖斜坡带主产层平湖组油气分布整体呈现不均衡的特点。平湖斜坡带平湖油气田平湖组除底部发现少量含蜡量较高的原油外，整体以凝析气藏为主，花港组以轻质油为主；团结亭地区整体为凝析气，平湖组上段发育少量轻质油；宝云亭与武云亭地区高带油藏居多，中低带以凝析气藏为主，有少量轻质油及原油；孔雀亭地区整体以凝析气为主，在高带及个别井上部有油层分布。
图1 平湖斜坡带区域构造位置图及地层柱状图Fig.1 Regional tectonic location and stratigraphic histogram of the Pinghu Slope
2 气侵特征
西湖凹陷平湖斜坡带从南至北，由平湖油气田到孔雀亭气田的油气分布特征均有所不同，本文从油气总体分布特征研究入手，针对油气分布的成因进行探讨。
2.1 原油物性及油气分布特征
原油物性分析统计显示平湖斜坡带原油具有4种主要类型，即正常原油、轻质油、常规凝析油与少量“非正常凝析油”。正常原油具有密度大、凝固点高、轻馏分少、含蜡量高、胶质和沥青质含量高等特征，多处于常压环境中；轻质油具有“六低一高”的特征，即低密度、低凝固点、低黏度、低蜡、低胶质、低沥青质和高轻烃含量，多处于中温常压环境；常规凝析油与轻质油一样具有“六低一高”的特征，一般产于高温常压油气藏中。西湖凹陷“非正常凝析油”具相对较高胶质、沥青质含量及相对较低的轻烃含量等特征，处于高温超压环境，在平湖斜坡带常见于平湖油气田底部(表1)。
平湖斜坡带油气平面分布具有一定的宏观规律性，具体表现为距离中央反转构造带生烃中心越近，凝析气藏中凝析油含量越低，向西逐渐变为高含油凝析气藏，直至高带的油藏(图2)，但具体到不同含油区其横向与纵向分布又有所差异。
平湖油气区4种类型的原油均有所发现，低带天然气资源最为富集，平湖组整体以低含油凝析气为主，中-高带高含油凝析气与正常原油相对于天然气资源更为富集。花港组则整体以轻质油为主；在纵向上，中-低带平湖组底部见少量密度大、凝固点高、含蜡量高的正常原油与“非正常凝析油”，之上均为凝析气藏且少见油层，凝析气藏气油比由下到上逐渐降低，花港组为轻质油；中带也是以凝析气为主，但含油层系明显增加；高带更多的表现为正常原油的特征，常见带油环的气藏。
图2 平湖斜坡平湖组油气平面宏观分布图Fig.2 Map showing oil and gas distribution of Pinghu Formation on the Pinghu Slope
表1 平湖斜坡带平湖组原油物性特征(部分)Table 1 Physical properties of crude oil of the Pinghu slope
平北宝云亭与武云亭等地区低带以凝析气藏为主，少见原油。高带以油藏及高含油凝析气藏居多，局部存在凝析油及原油；纵向上原油分布特征与平湖油气田有所不同，高密度、高含蜡的油藏往往在平湖组上部。孔雀亭地区整体以凝析气为主，仅在高带及低带上部有少量正常原油产出。
2.2 油气分布差异分析
查明平湖斜坡带不同地区、不同层位的油气分布差异成因，对油气分布进行预测是目前成藏研究亟需解决的问题，本文从油气成藏机理入手对其进行分析。
2.2.1 烃源岩生油气特征
平湖斜坡带平湖组主力烃源岩具有低甾烷、丰富二萜类化合物特征，β-扁枝烷、异海松烷、海松烷丰富，具有沼泽相烃源岩特征。平湖组薄煤层富集，局部累计厚度可达69 m，泥岩镜质组质量分数(w)可达50%以上。干酪根元素分析表明，平湖斜坡带各组段泥质及煤岩的有机质类型主要为Ⅲ型；热解分析成果也同样揭示凹陷烃源岩的有机质类型以偏腐植型(Ⅱ2-Ⅲ型)为主[12-13]。烃源岩生油气母质有2种类型：一是以镜质组为主，来源于陆源高等植物木质组织的凝胶化作用，为倾气型烃源岩；二是以“壳质组+腐泥组”为主，来源于水生低等植物，为倾油型烃源岩。平湖斜坡带原油中轻烃化合物丰富，苯、甲苯、二甲基苯等异构烷甲基环己烷高于同碳数正烷烃，天然气碳同位素偏重，表明平湖斜坡带生成的油气均具有偏煤型气的特征(图3)。
图3 天然气碳同位素母源类型图Fig.3 Carbon isotope source types of natural gas(作图方法据戴金星[14])
图4 西湖凹陷平湖组现今热演化图Fig.4 Map showing present thermal evolution of Pinghu Formation in Xihu Depression
参照烃源岩阶段划分标准(SY/T 5735-1995)，本文按如下标准划分：0.5%≤Ro≤0.7%为初始生油阶段，0.7%
2.2.2 气侵特征
高温高压环境下，当油藏中早期形成的原油与后期注入的高成熟天然气混合后，原油成分发生变化，轻质组分溶解到气相中产生相分馏作用，天然气继续运移并在合适的条件下形成次生凝析气藏。凝析气藏继续向上运移，当地层压力低于露点压力而发生相变形成凝析油，也有研究者称此强气侵过程为“蒸发分馏”[15-16]。在气侵过程中轻烃中的正构烷烃易溶于气相而被带走，单环芳烃化合物由于自身的π键结构具极性而产生分子间的相互引力，不易进入气相，因此剩余油与凝析油具有不同的地球化学特征。凝析油具有链烷烃富集、芳烃贫化及低沥青等特征，而残余油具有相反的特征[15-21]。
平湖斜坡带具备气侵发生的条件[22]，从原油轻烃组成变化来看，平湖斜坡带随着晚期天然气对早期原油进行气侵，在凝析油中更多地富集了芳烃类化合物，表现为Bz(苯)及Tol(甲苯)相对正己烷含量越向上越低(图5)，表明下部原油经受了更多的气侵过程。
平湖斜坡带平湖组凝析油族组分自下而上具有饱和烃含量逐渐提高、芳烃含量降低的趋势，呈现蒸发分馏的特征。从色谱特征来看，纵向上平湖斜坡带自下而上的气侵特征明显，如：平湖油气田A2井平湖组下段(深度 3 724.50 m)原油轻质组分基本散失，饱和烃气相色谱主峰为C23，密度0.84 g/cm3，黏度4.43 mPa·s，凝固点29℃，含蜡量(质量分数)19.27%，表现为受蒸发分馏过后的剩余油特征；中段(深度 3 545.04 m)原油样品饱和烃气相色谱主峰为C13，密度0.782 g/cm3，含蜡量(质量分数)7.21%，凝固点18℃，富含甲苯等轻质组分的轻质油，其双峰特征表明运移来的凝析气与原油进行了一定程度的混合作用；上段(深度3 149.50 m)原油样品饱和烃气相色谱主峰为C12，密度为0.778 g/cm3，凝固点为-14℃，含蜡量(质量分数)为3.81%，表现为凝析油特征(图6)。
图5 平湖斜坡带原油轻烃组分特征Fig.5 Characteristics of light hydrocarbon component of the Pinghu Slope
图6 平湖油气田平湖组原油饱和烃色谱特征Fig.6 Characteristics of saturated hydrocarbon spectra of the Pinghu Formation in Pinghu oil and gas field
原油经过多次气侵之后，随着正构组分含量相对降低、芳香烃和环烃的相对含量增加，其重质组分含量增高，在国内外诸多凝析气田底部均出现了重质油或沥青垫[17-19]。平湖斜坡带平湖组中上部发育黄色及蓝色荧光的油包裹体(图7-A、B、C)，但在平湖组底部少见荧光包裹体，多有沥青包裹体的出现。沥青包裹体除少量发育在石英颗粒的晚期裂缝中以外，大量发育于成岩后期颗粒的原生及次生粒间孔中，亦表明底部油藏受到了较强的气侵作用(图7-D、E、F、G、H)。
2.2.3 差异气侵特征
平湖斜坡带不同油区到生烃洼陷的距离与输导性能的不同而导致晚期气侵程度的差异，进而必然导致不同的油气分布特征。本文以平湖斜坡带靠近生烃洼陷的平湖油气田及距离生烃洼陷较远的宝云亭地区为例，开展差异气侵的分析。
a.平湖油气田
平湖油气田是西湖凹陷最早发现并投入开发的中型油气田，其紧邻富生烃的绍兴36洼，处于长期的油气运移的低势区(图8)。加之平湖组干酪根具有相对更高的镜质组含量，晚期生气条件在平湖斜坡带最为优越。
平湖组目前以高压凝析气藏为主，纵向油气层数多，如A1井油气层数达44层，天然气相对密度为0.63～0.85 g/cm3，天然气中甲烷的体积分数为70%～92%，在成因上属热解气；花港组为常压轻质油藏，原油具低密度、低黏度、中低气油比和低饱和等特征，相对密度为0.74～0.79 g/cm3，含硫量和含蜡量(质量分数)多低于1%(表1)。
图7 平湖斜坡带平湖组储层沥青及沥青包裹体特征Fig.7 Characteristics of asphalt and asphalt inclusion of Pinghu Formation reservoir (A)沿切穿石英颗粒的微裂隙分布的液烃、气液烃包裹体显示浅黄色,A1井，深度3 518.8 m，荧光，×50; (B)同(A)，单偏光，×50; (C)沿切穿石英颗粒及其加大边的微裂隙面分布，呈淡黄色、淡黄-灰色的液烃、气液烃包裹体,A2井，深度3 816.55 m，荧光，×100; (D)局部粒间孔隙为暗褐色荧光的沥青所充填,A1井,深度3 037.5 m，荧光，×20; (E)粒间孔隙中呈灰褐色、结丝网状沥青的气液烃包裹体，显示浅黄绿色荧光, A2井, 深度3 705 m，荧光，×100; (F)同(E)，单偏光，×100; (G)裂缝中孤立状分布、呈浅灰色、结丝网状沥青的气液烃包裹体, B3井; (H)同(G)
图8 西湖凹陷生烃洼陷与生烃次洼分布示意图Fig.8 Sketch showing distribution of hydrocarbon- generating depression and subsag in Xihu Sag
平湖油气田中低带的平湖组底部经历了强蒸发分馏作用，早期生成的原油受到强气侵而形成凝析气藏，导致低带平湖组下段出现轻质组分严重损失、含蜡量升高、胶质沥青质含量高的原油。在平湖斜坡带低带所出现的“非正常凝析油”正是由于剩余油与凝析气藏未形成良好的油气分异，携带至地面所导致；凝析气向上运移的过程中，随着地层压力的降低凝析油不断析出，凝析气的气油比逐渐降低。平湖油气田中低带平湖组由于晚期气侵作用强，因此纵向上均为凝析气藏，少见油层出现。
平湖油气田高带烃源岩目前还未达到大量生气阶段，且地层压力由低带到高带逐渐降低，不具备形成蒸发分馏的条件。绍兴36洼及中低带晚期生成油气向平湖油气田高带运移过程中随着地层压力的降低与运移气量的减少，气侵的程度逐渐减弱。此外由于高带油气保存条件的变差而导致平湖油气田高带多个构造含气性有所降低而以油藏为主，与中低带的成藏特征不具有相似性。
b.平北地区
平北区平湖组以凝析气藏为主，虽有少量油藏分布但规律性较差，存在非均质性。按照蒸发分馏的原理，第n+1级馏分相对于第n级馏分是一个富集链烷烃、缩减芳香烃的过程，而剩余油中正烷烃质量分数降低，芳香烃、高相对分子量的石蜡等化合物含量均增大[20-22]，因此凝析油不论从密度上还是重质含量上都要小于n级。而平北区平湖组上部及高带原油具有典型的高比重、高凝固点、高含蜡及高芳香烃特征。除此之外地层压力远大于饱和压力，油藏压力远未达到饱和，不存在强气侵的蒸发分馏特征。统计表明，平北区低带凝析油轻烃组分也发生一定程度的散失，表明也可能受到了一定程度的气侵。因此整体而言平北区中高带相对于低带经历更少的气侵或者未发生过气侵作用。
图9 平湖斜坡带宝云亭地区气侵模式图Fig.9 Gas transgression model for Baoyunting area on Pinghu Slope
以距离生烃洼陷较远的宝云亭地区为例(图9)，其平湖组广泛发育河道迁移性较差的河流相，河道砂体多孤立分布。加之宝云亭构造主体部分由多个断块组成，横向连通性相对较差。各断块之间在油气性质和分布上存在着较为明显的差异，指示着断层对早期的原油运移与分布具较明显的控制作用。如距离生烃凹陷最远的B2井共5个含油层，原油的相对密度为0.84～0.87 g/cm3，凝固点为22～27℃，含蜡(质量分数)为21.1%～24.5%。相邻的B1井有2个含油层，原油的相对密度为0.78～0.80 g/cm3，凝固点为14～15℃，含蜡(质量分数)为9.5%～9.6%。距离生烃次洼最近的宝云亭三井原油相对密度为0.79～0.84 g/cm3，凝固点为7～25℃，含蜡(质量分数)为0.26%～9.87%。整体表现为离西次凹越远则原油密度越高、含蜡量越高、凝固点越高。
从纵向来看，B2井由下至上原油密度分别为0.866 g/cm3、0.835 g/cm3、0.838 g/cm3，含蜡(质量分数)分别为24.45%、21.05%、13.71%，气油体积比分别为606、64、62；且仅底层发生少量的轻烃损失，表现为仅底部可能存在极少量的气侵，远未达到蒸发分馏的程度。从成藏过程来看，第一期油生成后在构造高点成藏，晚期生成的天然气自洼陷及断层向高带运移。低带由于晚期天然气充足，气侵作用较强，仅有极少量的油层分布。高带由于砂岩与断层输导体的连通性较差，仅底部存在少量的气侵，整体为油藏的分布，展现出受控于晚期天然气成藏期输导体系的发育程度而形成不同程度的气侵。
除此之外，孔雀亭地区平湖组砂体连通性强，晚期天然气充注程度强于宝云亭地区；但由于烃源岩分布的差异，生油能力较弱导致基本以凝析气藏为主，仅在距离生烃洼陷最远的高带上部具有较少的早期生成的原油分布，受晚期干气充注的影响小。
3 油气分布模式及勘探研究意义
平湖斜坡带在13～10 Ma B.P.发生了第一期原油的充注与成藏，第二期5 Ma B.P.至现今天然气由低带向高带的运移，且油气的运移明显受控于砂岩输导体的发育程度[22]。与此同时油气运移势能的降低与地层压力也限制了晚期天然气的运移而导致难以在中高带产生蒸发分馏作用，仅可产生一定程度的气侵，仍然保存了早期生成原油的特征。因此在横向上形成了强气侵、弱气侵与无气侵发育区(图10)。
从纵向上来看，天然气仅在低带平湖组下部形成了强气侵，因此形成了下部具有更低的气油比及原油具有更高的含蜡量。由于低带具有更强的晚期天然气充注能量，致使其中浅层更易成藏，表现为单井含气层位多、气油比高的特征。中带由于受到气侵作用相对较弱，纵向油气分布相对规律性较差，可见油气交互层的出现；而高带由于未受到气侵作用，仍然保持了早期原油的特征。
平湖斜坡带目前勘探方向正在由气藏转向油气并举，查明原油分布规律是勘探部署研究的前提。在平湖斜坡带具有富生油能力且受晚期天然气影响较弱的构造区具有保存原生油藏的能力。除此之外，在斜坡中低带构造形成早，具有石油生成能力且晚期天然气输导能力相对较弱的构造也是原油勘探的主要方向。同时单井的垂向油气预测中要关注晚期天然气的来源与气侵程度的差异，晚期气侵程度较差的地层中仍保存具有不同气油比的油层分布。
图10 平湖斜坡带差异性气侵成藏模式Fig.10 Differential gas intrusion and pool-forming model for Pinghu Slope(A)第一期; (B)第二期
4 结论和建议
a.平湖斜坡带受控于生油气量及生烃洼陷的距离远近，不同含油气区具有不同的油气分布特征。平湖油气田靠近绍兴36洼且生气能力优于平北地区，中带和低带表现为高温高压条件下晚期大量天然气的注入，致使平湖组下部遭受强烈气侵而形成蒸发分馏作用，形成以重质组分为主的剩余原油。平湖组向上凝析气的含油量逐渐增加；晚期天然气难以运移至平湖油气田高带，且高带地层以常压为主，难以产生蒸发分馏作用，仍以原生油藏为主。
b.平湖油气田以北的宝云亭及孔雀亭等地区距离生烃次洼相对较远，晚期生成及低带运移来的天然气较少，仅在低带局部构造的油藏受到一定程度的晚期气侵而形成了中-高含油的凝析气藏，远离生烃次洼的局部受晚期天然气影响较弱，大多保存了原始的原油特征。
c.针对平湖斜坡带这种晚期气侵导致的复杂油气分布特征，勘探研究中首先应该厘清不同含油气区、不同类型烃源岩的生油量，并开展晚期天然气充注时期的输导效率研究，进而总结出不同构造区的晚期气侵概率与强弱，最终才可以进行有效的油气预测。
