杨莹莹，汤小琪，崔 刚，王 莉，陈彦军

(1.中国石油华北油田 第一采油厂，河北 任丘 062552； 2.中国石油华北油田 勘探开发研究院，河北 任丘 062552)

引 言

冀中坳陷为渤海湾盆地西部的一个二级坳陷，北邻燕山隆起，东依沧县隆起，南至邢横隆起，西接太行山隆起[1-8]，为大型宽缓斜坡。受晚燕山期、晚白垩世以及后期局部强烈的构造运动作用，形成了一系列北东—南西方向垒堑相间，在相间带发育坡折带的一系列构造格局(图1)。淀南地区自下而上依次发育孔店组、沙河街组、明化镇组、馆陶组和平原组[9-10]，其中，沙河街组自下而上可细分为孔店组—沙河街组四段及沙河街组的三段下亚段、三段中亚段、三段上亚段、二段下亚段、二段上亚段、一段下亚段、一段上亚段(以下分别简称孔店—沙四段、沙三下段、沙三中段、沙三上段、沙二下段、沙二上段、沙一下段以及沙一上段)[11-14]，据张文朝，姜在兴等人[15-19]研究成果，淀南地区构造演化可划分为断陷分割充填期(孔店组一沙四段沉积期)、断陷扩张深陷期(沙三中—沙三下段沉积期)、断陷萎缩期(沙三上段—沙二段沉积期)、断陷扩展期(沙二上段沉积期)和断陷抬升消亡期(沙一段—东营组沉积期)，具有中新生代“断-坳”叠合的组合特征。沙三段形成于盆地断陷扩张深陷及抬升期，可容空间较大，为淀南地区区域性储层发育段，其中，沙三中段砂岩占地层厚度的百分比普遍大于50%，沙三上段一般为10%～30%。以往淀南地区勘探重点多放在沙一下段及沙三上段构造油藏，原有认识认为沙三中段深层不具备工业开采潜力， 为降低钻井成本，勘探开发目的层多集中在沙三上段以上层系，但在近两年的富油区带重新摸排工作中，发现多个断块在沙三中段钻获较好的油气显示，进一步在有利区带展开评价，部署评价井淀39-1X获成功，在沙三中段首次钻遇37.8 m厚油层，初步落实了沙三中段有利圈闭带，预测圈闭资源量3 000×104t。但关于沙三中段油藏油气来源、成藏条件、成藏模式等问题制约了下步整体评价建产工作，亟待解决。目前沙三中段油气来源及成藏模式存在两大疑问:一是油源来自沙一段还是沙三段烃源岩；二是其油藏模式是传统的构造油藏，还是隐蔽型油气藏。本文将对烃源岩特征参数进行分析，利用原油成熟度参数及地球化学特征进行油源对比，结合荧光薄片以及三维定量荧光测井成果，对淀南地区沙三中段油藏的油气来源及成藏模式进行探讨。

1 油气分布规律

淀南地区主要发育4套储盖组合：分别是沙一—沙二段储盖组合、沙三上段储盖组合、沙三中段储盖组合以及沙三下段—潜山储盖组合[20-23](图1)。已发现油气资源主要聚集在沙一段储盖组合(高30油藏、西柳10油藏)及沙三上段储盖组合(雁63、淀32、西柳10油藏)。其中，沙一段油藏，即高30和西柳10油藏主要分布在大百尺及西柳10断裂带附近，沙三上段的油藏主要聚集在雁翎及西柳10断裂带(图1)，沙一段与沙二段、沙三上段油气平面分布具有分区成带的特征。

图1 淀南地区区域位置及地层综合柱状图Fig.1 Location and synthetical stratum histogram of Diannan area

2 烃源岩地球化学特征

淀南地区主要存在2套暗色泥岩发育段，即沙一下段和沙三段。其中沙一下段为本区的主要烃源层，其次为沙三段。

沙一下段为一套页理极发育的富有机质页岩、鲕粒灰岩、泥质白云岩、暗色泥岩及砂岩组成的“特殊岩性段”， 其有机碳(TOC)质量分数很高， 可溶有机质沥青“A”和总烃等可溶组分质量分数普遍也很高。沥青“A”平均值为0.334 0%， 变化范围在0.033 6%～0.608 4%，85%的样品值大于0.200 0%。总烃质量分数最高为399 5×10-6，最小值为1 470×10-6，平均为2 362×10-6。热解S1+S2平约为15.9 mg/g；热解IH指数最高可以达到671 mg/g，平均值高达533 mg/g(表1)。干酪根镜下鉴定结果显示其以类脂组和稳定组为主，且类脂组和稳定组发强烈的黄色荧光；干酪根属于Ⅰ-Ⅱ1型母质类型，反映烃源岩中富含藻类、浮游生物等富氢有机组分。烃源岩饱和烃当中的植烷和γ-蜡烷质量分数很高，γ-蜡烷/C31平均值在2.1以上。姥鲛烷(Pr)与植烷(Ph)作为烷烃中分布最丰富且稳定的化合物，其比值Pr/Ph通常用来判别母质沉积环境。盐湖相、咸水深湖相形成的原油Pr/Ph值在0.2～0.8；淡水—微咸水深湖相原油Pr/Ph值一般为0.8～2.8；淡水湖相氧化-弱还原环境下形成的原油Pr/Ph值为2.8～4.0[20]。Pr/Ph最大值仅0.43，平均值为0.39，Ph/nC18最大达到3.49，平均值高达2.79，甾烷异构化指标C2920S/20(S+R)在20%～40%，ββC29/∑C29在20%～30%，反映烃源岩沉积时的强还原、水体较咸、富含有机质的沉积环境。

沙三段为一套深灰色泥岩夹砂岩地层，有机质丰度中等—好，暗色泥岩有机碳质量分数平均为1.05%；22%的样品值不够生油岩标准，54%的样品有机碳质量分数大于1.0%。沥青“A”平均质量分数为0.102 6%，总烃质量分数平均为670×10-6；热解S1+S2平均为4.2 mg/g(表1)，为一套中等—好的烃源层。此段暗色泥岩的热解氢指数较高，一般在300 mg/g以上，最高可达585 mg/g；干酪根以镜质组和类脂组为主，且类脂组发黄色荧光，干酪根属于Ⅱ1—Ⅱ2母质型。烃源岩饱和烃当中的植烷质量分数较高，Pr/Ph最大值仅0.56，平均0.46；Ph/nC18最大可达4.42，平均2.39；γ-蜡烷质量分数中等，γ-蜡烷/C31平均值只有0.78，反映烃源岩沉积时的环境为较还原的沉积环境。

表1 淀南地区烃源岩及其所生原油的生物标志化合物特征Tab.1 Biomarker compound characteristics of hydrocarbon source rocks and their crude oils around Diannan area

3 沙三中段油气地球化学特征及来源分析

3.1 沙三中段与沙二上段原油物理化学性质对比

原油的物理特征受其物源体系影响、有机质成熟演化差异以及运移聚集保存条件等制约，原油性质会出现差异，其差异性能够指示不同油气藏聚集过程中的多种性质变化[24]。未熟—低熟原油密度高，大于0.89 g/cm3；黏度高，大于340 mPa·s；含硫高，大于0.5%；胶质沥青质质量分数高，平均达48.60%；含蜡量低，最高为16.90%。即其具有“四高一低”的特征[24]。淀39断块沙三中段深层原油与浅层原油性质(原油密度、黏度、含蜡量及沥青质)接近。深浅层原油密度介于0.89～0.93 g/cm3； 50 ℃时黏度值分布范围较大， 介于114.20～1 435.55 mPa·s；沥青质质量分数介于34.20%～55.80%；含蜡量介于4.10%～15.25%(表2)。整体表现出高密度、高黏度、高胶质沥青质、低含蜡量的未熟—低成熟原油特征。从原油物性特征对比结果[25]看，淀南地区沙三下段和沙二上、沙三上段原油可能具有相同的来源。

3.2 沙三中段与沙二上段生物标志化合物特征

原油中类异戊二烯烷烃的不同分布特征代表其成油环境及生油母质的差异，从淀南地区烃源岩饱和烃气相色谱图(图2)可知，沙一下段烃源岩中植烷(Ph)质量分数很高，具有明显的植烷优势，呈弱双峰型。沙三段烃源岩植烷优势不明显，呈单峰型。此次样品取自沙三上段、沙三中段地层，其饱和烃气相色谱图均具有明显的植烷优势，呈弱双峰型，与沙一下烃源岩饱和烃气相色谱图峰型一致。淀南地区沙三中段原油的Pr/Ph值为0.21～0.29(表3)， 沙二上段与沙三上段原油的Pr/Ph值为0.17～0.25(表3)，两者 Pr/Ph值非常接近，均处于盐湖相、咸水深水湖相形成的原油Pr/Ph值范围内，表明淀南地区原油母质沉积环境为盐湖相、咸水深湖相沉积环境。类异戊二烯型烷烃化合物与母源具有亲缘关系，Pr/nC17、Ph/nC18在一定程度上既可以反映成熟度，也可以反映原油母质类型[20]。一般而言，同源油Pr/nC17、Ph/nC18值接近。沙二上段、沙三上段、沙三中段原油均位于还原区域内(图3)，表明沙三中段与沙二上段原油母质类型相同。奇偶优势比(OEP)约为0.90，C2920S/20(S+R)值在20%左右、C29ββ/∑C29在19%～36%(表4)，均位于沙一下烃源岩甾烷异构化指标范围内，具有低成熟原油的特点。原油与富氢页岩的甾烷、萜烷图谱具有可比性(表4)，甾烷5α-C27/5α-C29和5α-C28/5α-C29比值相近，分别为0.50～0.81和 0.56～0.65，萜烷的γ-蜡烷质量分数较高(图4)，γ-蜡烷/C31均大于1.00，最高为3.08，结合沙一下段烃源岩沉积时强还原的咸水沉积环境，认为其原油与沙一下段烃源岩具有良好的亲缘关系，原油来自强还原环境下咸化-半咸化湖相沉积时形成的烃源岩。

表2 淀南地区原油物性Tab.2 Physical property of crude oil in Diannan area

图2 淀南地区原油及烃源岩抽提物气相色谱分布特征Fig.2 Chromatogram of saturated hydrocarbon in Diannan area

表3 淀南地区样品生物标志化合物参数Tab.3 Biomarker parameters of samples from Diannan area

表4 淀南地区原油与烃源岩甾、萜烷对比Tab.4 Comparison of steranes and terpanes between crude oil and source rocks in Diannan area

图3 原油中Pr/nC17和Ph/nC18的关系[21]Fig.3 Cross plot of Pr/nC17 and Ph/nC18 of crude oil samples[21]

图4 淀南地区甾萜烷特征谱图Fig.4 Characteristics of steranes and terpanes of source rock and crude oil in Lixian slope

4 成藏阶段分析

沙一下段烃源岩以油页岩为主，可溶有机质丰度高、类型好，沉积后基本未受断层活动的影响，因此，埋深变化不大，向西略有变浅的趋势，其热演化程度不会有明显变化。以淀20X井3 103.6～3 113.0 m和雁66井2 686.4～2 718.0 m原油为代表,主要表现为：原油密度相对较大，为0.90～0.94 g/cm3；黏度相对较高，为200～2 000 mPa·s；γ-蜡烷质量分数相对较高，为1.50～3.42；Tm/Ts相对较高，为1.5～6.0；热演化程度相对较低，22S/22R-C31为0.6～1.1；20S/(S+R)C29值较低，环烷烃质量分数相对较高。其生成的原油热演化程度不应该有明显的变化，尽管其埋深小于或接近于冀中坳陷的生油门限深度2 800 m，但该套烃源岩仍然具有早期生烃和早期排烃的能力。

荧光颜色由火红色→橙色→黄色→绿色→蓝白色变化，反映有机质从低成熟向高成熟演化[16]。由西柳901X井全井段取芯资料可知，沙一下、沙三上、沙三中段储层共取样30余块，岩性主要为含灰极细砂质细粒岩屑长石砂岩，荧光显示以蓝色、蓝白及黄色为主(图5)。结合三维定量荧光测井技术，识别轻、中、重质油的荧光，优选最佳激发波长Ex300 nm，最佳发射波长Em370 nm,对岩屑和壁心见荧光或油浸的细砂岩样品进行分析解释，结果表明，其原油性质普遍为中质偏重(图6)。

图5 西柳901X井岩石荧光薄片图像Fig.5 Fluorescence microscopic images of rock slices in well Xiliu 901

图6 西柳901X井三维定量荧光等值图Fig.6 3D quantitative fluorescence Contour maps of rocks in well Xiliu 901

5 沙三中段油气成藏模式

结合原油物性特征、正构烷烃分布、成熟度和沉积环境分析可以得出，沙三中段、沙一沙二上段及沙三上段原油均来源于同一烃源岩——沙一下段烃源岩。沙一下段烃源岩主要排烃期为明化镇组中后期，该时期疏导断裂已形成，可沟通上下部储层，烃源岩排出的油可沿着断层向上运移，可横向运移形成自生自储油藏，还可受断层遮挡形成构造-岩性油藏(图7)。

淀南地区淀39、西柳9及西柳901断块已发现沙三中段油气来自构造下倾方向，当任西洼槽内沙一下段烃源岩达到生烃门限时，在排驱压力作用下油气运移，既可向下排烃进入下伏尾砂岩、沙三段砂岩中，也可通过顺向断层侧向进入构造高部位沙三中段地层中，油气不断向上运移，部分油气在高部位受反向断层遮挡形成断鼻型构造油藏，部分受砂体尖灭线控制，形成构造-岩性油藏(图7)。

图7 淀南地区油藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation mode of Diannan area

6 结 论

(1)沙三中段原油与沙一下段泥岩亲缘关系密切，可能具有相同来源，均来自沙一下段烃源岩。

(2)沙三中段原油油质普遍为中质偏重，属于未熟—低熟原油。

(3)沙三中段油气来自构造下倾方向，油气既可向下排烃进入下伏尾砂岩、沙三段砂岩中，也可通过顺向断层侧向进入高部位沙三中段砂体运聚成藏，受构造与岩性双重控制作用，在斜坡带亦可形成高产油气藏。