喬榮臻，陳中紅,2*，李趁義，王東曄，高 陽，劉金友

(1. 中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580; 2. 長江大學(xué) 資源與環(huán)境學(xué)院，湖北 武漢 430100; 3. 中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015; 4. 中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠,山東 東營 257000)

0 引 言

隨著油氣勘探工作的發(fā)展，油氣勘探的中心逐漸轉(zhuǎn)移到盆地深部及超深部。到目前為止，對盆地深部油氣藏的研究大多與古生代或更早時期的海相油氣藏有關(guān)，至于陸相深層油氣藏雖然已有較多發(fā)現(xiàn)，但重視程度與關(guān)注度相對較少。

在盆地深部，油氣在儲層中可以呈現(xiàn)單一油相、氣相或油氣混合相態(tài)[1]。隨著油氣從深部儲層被開采到地面，由于溫度和壓力的持續(xù)降低，油氣發(fā)生體積收縮、脫氣和蠟結(jié)晶等一系列相變，因此，油氣在地表所表現(xiàn)出的相態(tài)和在深部儲層的相態(tài)會有所差異[2-4]。油氣相態(tài)分布的復(fù)雜[5-6]以及油氣成藏機(jī)制的模糊[7-8]給盆地深部的油氣勘探開發(fā)帶來了極大的挑戰(zhàn)，因此，油氣在盆地深部儲層中的賦存相態(tài)研究在油氣勘探開發(fā)中也日益重要[9-10]。

在油氣地質(zhì)研究中，PVT模擬常被用來表征油藏流體的基本性質(zhì)[11]。通常情況下，利用PVTsim相態(tài)模擬軟件，通過Peng-Robinson(PR)方程來模擬流體組分的相行為，獲得流體相包絡(luò)線的演化圖[12]。近年來，油氣相態(tài)研究發(fā)現(xiàn)，PVT模擬不僅被用于反映油氣運移、聚集及成熟度的判別[1,11,13-14]，同樣被廣泛應(yīng)用于油氣藏開發(fā)中，譬如注氣開采和油藏模擬[11,15]。

油氣藏流體作為以烴類為主的多組分混合物，不同烴類組分含量的高低會引起油氣相態(tài)的差異。例如，隨著輕烴組分(C6～C13)摩爾分?jǐn)?shù)的增加，流體臨界凝析溫度和臨界凝析壓力明顯增加[16]，相應(yīng)地，臨界凝析壓力和臨界凝析溫度會隨著流體組分中CO2摩爾分?jǐn)?shù)的增加而分別增加和減少[17]。除流體組分外，地層溫度和地層壓力是控制流體相態(tài)的重要因素[18-21]。地層溫度可以控制油氣生烴演化，而地層壓力不僅會抑制烴源巖成熟度，同樣會抑制原油裂解的進(jìn)程[22-26]。

傳統(tǒng)觀念認(rèn)為渤海灣盆地為典型的“油性盆地”[27][圖1(a)]，其古近系烴源巖熱演化程度較低，且有機(jī)質(zhì)類型以腐泥型和混合型為主，未進(jìn)入大量生氣階段[28-29]。實際勘探也表明，渤海灣盆地石油儲量遠(yuǎn)大于天然氣儲量[30]。近年來，隨著加大對深部油氣的勘探力度，盆地深部地區(qū)也展現(xiàn)出較為廣闊的天然氣勘探潛力。譬如，在渤海灣盆地深部發(fā)現(xiàn)千億立方米的渤中19-6凝析氣田[31-32]，表明渤海灣盆地深部油氣相態(tài)及成因的復(fù)雜性。

圖1 東營凹陷北帶沙四下亞段底面構(gòu)造圖及重點油氣藏氣油比分布剖面Fig.1 Bottom Structure Map of the in the North Belt of Dongying Depression, and GOR Distribution Profile of Key Petroleum Reservoirs

東營凹陷作為渤海灣盆地重要的富油氣凹陷[圖1(b)]，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)重質(zhì)油藏、常規(guī)油藏、揮發(fā)性油藏、凝析氣藏和氣藏多種相態(tài)類型的油氣資源[33-34]。除了早期在東營凹陷北帶的FS1和XLS1等井沙四段深層砂礫巖體中取得高產(chǎn)工業(yè)油氣流以外，2019年鉆探的FSX101井在東營凹陷北部鹽下沙四下亞段4 227.7～4 254.5 m(垂深) 砂礫巖試油獲得日產(chǎn)油16.8 t、日產(chǎn)氣27 968 m3的工業(yè)油氣流。該井的鉆探證實了深層鹽下發(fā)育一套以沙四下亞段鹽湖相泥巖為源的新油氣系統(tǒng)，也證實了東營凹陷深層具備發(fā)育凝析油氣藏的條件，展示了東營凹陷深層廣闊的油氣勘探潛力。

然而，目前針對東營凹陷深部的輕質(zhì)油藏成因和油氣相態(tài)受控因素研究較為薄弱。為此，本文結(jié)合兩種壓力條件下原油裂解模擬實驗結(jié)果，通過對東營凹陷深部油氣組分、天然氣碳同位素、原油中金剛烷絕對含量、流體包裹體、埋藏史和熱演化史的分析，研究該地區(qū)深層油氣成因、相態(tài)演化和成藏模式：①通過量化原油裂解實驗各階段流體組分，闡明原油裂解過程中烴類相態(tài)演化規(guī)律，并討論原油裂解過程中流體相態(tài)演化模型；②模擬凹陷深部油氣藏相態(tài)，確定油氣藏類型，明確原油裂解程度和天然氣成因；③確定油氣主要充注期次，建立油氣成藏模式。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

渤海灣盆地位于中國東部，是最重要的含油氣盆地之一。東營凹陷是渤海灣盆地一個重要的次級凹陷[圖1(a)]，南北剖面上呈不對稱箕狀構(gòu)造，整體上呈“南超北斷”的展布特征。其油氣主要產(chǎn)于新生代地層[35]，包括孔店組(Ek)、沙河街組(Es)、東營組(Ed)、館陶組(Ng)、明化鎮(zhèn)組(Nm)和平原組(Qp)[圖1(b)]。本次研究目標(biāo)井分布在東營凹陷北帶[圖1(a)]。

2 樣品采集與實驗方法

2.1 原油裂解實驗

選取東營凹陷W90井1 154～1 163 m深度段原油樣品進(jìn)行原油裂解實驗。原油樣品中Pr/Ph、伽馬蠟烷/C30藿烷和C29甾烷20S/(20S+20R)值分別為0.54、0.47和0.33，表明樣品處于低成熟狀態(tài)，且來自于沙四段烴源巖。分別在0.1 MPa和20 MPa兩種壓力條件下對該原油樣品進(jìn)行原油裂解實驗。實驗溫度范圍為350 ℃～650 ℃，每隔50 ℃采集并分析反應(yīng)產(chǎn)物。原油裂解實驗的詳細(xì)過程可參考Chen等的報道[24,38]。為了進(jìn)一步研究原油裂解過程中油氣相態(tài)的演化，本文在計算各流體組分摩爾分?jǐn)?shù)的基礎(chǔ)上對各實驗溫度下產(chǎn)物組分進(jìn)行分析。

2.2 儲層油氣樣品分析

采集了東營凹陷6口井沙四下亞段砂礫巖體儲層中的6個原油樣品進(jìn)行相關(guān)地球化學(xué)分析。原油族組分分離主要采用柱色譜常規(guī)法，使用石油醚、二氯甲烷、二氯甲烷+甲醇作為洗脫溶劑淋洗，使得原油樣品分離為瀝青質(zhì)、飽和烴、芳香烴和非烴4個組分。原油中的輕烴類化合物采用Agilent 6890氣相色譜儀來分析。該色譜儀配備HP-PONA色譜柱(50 m×0.20 mm×0.5 μm)，采用已知濃度的d16-單金剛烷作為定量內(nèi)標(biāo)物添加到全油樣品中，以確定金剛烷類化合物的絕對含量。

飽和烴組分色譜(GC)分析使用Shimadzu GC-2010來完成。質(zhì)譜儀在選定的離子監(jiān)測模式下以70 eV的電子電離能運行。用已知含量的d4-αααC29(20R)甾烷作為定量內(nèi)標(biāo)物分別添加到飽和烴組分中，以確定相關(guān)化合物的絕對含量。

另外，采集東營凹陷9口井沙四下亞段12個天然氣樣品進(jìn)行組分和碳同位素分析。采用HP 6890型氣相色譜法，與紅外光譜儀相連接，分析氣相樣品的組分。天然氣樣品在支持燃燒室(GC IRMS)中測試穩(wěn)定碳同位素。

2.3 流體包裹體與埋藏史-熱演化史恢復(fù)

將東營凹陷沙四下亞段儲層采集的巖芯樣品進(jìn)行雙面拋光，制成流體包裹體光片(厚度為50～80 μm)。采用Nikon-LV100雙通道熒光顯微鏡進(jìn)行巖相觀察。顯微測溫在LinkAM-THMSG600冷熱平臺上進(jìn)行。均一溫度的測試誤差限制在±1.0 ℃以內(nèi)。在實測鏡質(zhì)體反射率(Ro)的約束下，利用Basin Mod軟件對FS2井的埋藏史和熱演化史進(jìn)行了恢復(fù)。

3 東營凹陷北帶油氣藏類型

PVT相態(tài)圖可以直接反映油氣流體在盆地深部高溫高壓條件下的賦存狀態(tài)。利用PVTsim相態(tài)模擬軟件，根據(jù)流體組分摩爾分?jǐn)?shù)、氣油比(GOR)等信息(表1)擬合油氣相包絡(luò)線，再通過流體相包絡(luò)線來反映流體溫壓的變化。研究認(rèn)為，當(dāng)?shù)貙訅毫h(yuǎn)大于露點壓力時，壓力降低情況下油氣藏不會出現(xiàn)顯著的反凝析現(xiàn)象，油氣藏處于未飽和狀態(tài)[39]。東營凹陷所分析油藏的地層壓力和露點壓力差值分布范圍為8.28～22.94 MPa，因此，所分析的油氣藏為未飽和的輕質(zhì)油氣藏(圖2、3)。

圖2 油藏分布剖面Fig.2 Sections of Reservoir Distribution

表1 6口井沙四下亞段油氣組分摩爾分?jǐn)?shù)及氣油比Table 1 Mole Fraction of Petroleum Components and GOR in the of 6 Deep Wells

依據(jù)φ1值可以對流體相態(tài)進(jìn)行進(jìn)一步劃分。當(dāng)φ1<1時，指示流體相態(tài)為高黏度重質(zhì)油；當(dāng)1<φ1<2.5時，指示流體相態(tài)為常規(guī)油；當(dāng)2.5<φ1<7時，指示流體相態(tài)為揮發(fā)性油；當(dāng)7<φ1<15時，指示流體相態(tài)為帶大油環(huán)凝析氣；當(dāng)15<φ1<60時，指示流體相態(tài)為帶油環(huán)凝析氣。基于上述標(biāo)準(zhǔn)，YX229和Y22-X100井為揮發(fā)性油氣藏，F(xiàn)S1-X1和FSX11井為帶大油環(huán)凝析氣藏，F(xiàn)S1-P1和FS1井為帶油環(huán)凝析氣藏[圖4(b)]。

FS1、FS1-P1、FS1-X1、FSX11井為未飽和凝析氣藏；YX229、Y22-X100井為未飽和揮發(fā)性油藏;R點為儲層溫壓點；C點為泡點；Pm為臨界凝析壓力；Tm為臨界凝析溫度；P為壓力；T為溫度圖3 重點井油氣PVT相態(tài)圖Fig.3 PVT Phase Diagrams of Petroleum in Key Wells

圖4 烴類流體類型三角圖解和φ1值判別圖Fig.4 Triangular Diagram of Hydrocarbon Fluid Type and Discriminant Diagram of φ1

4 天然氣組分與成因

天然氣組分和同位素特征可以用來分析天然氣成因。天然氣樣品中甲烷含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)為46.9%～92.1%，干燥系數(shù)為68.6%～95.2%。結(jié)果表明，這些天然氣大多為濕氣，僅FS3井為干氣，其干燥系數(shù)為95.2%。FS3井埋藏深度最深，具有相對較高的熱演化程度和干燥系數(shù)。

基于實驗?zāi)M和大量井下天然氣數(shù)據(jù)建立的ln(C1/C2)-ln(C2/C3)交匯圖常被用來區(qū)分原油裂解氣和干酪根降解氣[40]。從圖5(a)可以看出，東營凹陷天然氣樣品分布特征同塔中地區(qū)混合成因的樣品點分布特征相似，均落在原油裂解氣和干酪根降解氣中間區(qū)域。從圖5(b)可以看出：從熱成因上可以進(jìn)一步區(qū)分干酪根降解氣、原油裂解氣、油和氣的二次裂解氣和重?zé)N氣二次裂解氣等天然氣類型[41]；FS1-X1、FSX11和YX229等3口井樣品點分布在原油裂解氣區(qū)域，F(xiàn)S3、FS1、F8和FS1-P1等4口井的樣品點分布在成熟度更高的油和氣的二次裂解氣區(qū)域。樣品點的成熟度參數(shù)鏡質(zhì)體反射率為0.9%～1.5%。結(jié)合這些天然氣組分和同位素信息來看，該地區(qū)天然氣存在干酪根降解氣和原油裂解氣混合的現(xiàn)象，應(yīng)該是晚期生成的原油裂解氣同早期生成的少量低成熟干酪根降解氣發(fā)生了混合。

原油成熟度和裂解程度可以通過C29ααα20R甾烷和(3-+4-)甲基雙金剛烷絕對含量來反映。C29ααα20R甾烷絕對含量越高指示成熟度越低，而(3-+4-)甲基雙金剛烷絕對含量越高反映原油裂解程度越高[42-44]。東營凹陷ααα(20R)-C29甾烷和(3-+4-)甲基雙金剛烷絕對含量分別為(0～73.86)×10-6和(14.97～67.66)×10-6，平均值分別為22.23×10-6和39.27×10-6，兩者都較低。原油裂解程度的定量判定會受到甲基雙金剛烷基線的影響。Zhang等根據(jù)塔北地區(qū)和塔中地區(qū)的原油樣品特征，提出塔里木海相原油金剛烷類化合物基線含量約為20×10-6[45]；王勇剛等認(rèn)為東湖凹陷原油金剛烷類化合物基線含量約為24×10-6[46]。結(jié)合東營凹陷北帶深部原油樣品的特征，本文以20×10-6作為該地區(qū)原油基線含量。由此可以推斷，東營凹陷北帶沙四下亞段原油成熟度較高，但原油裂解程度不高，處于熱裂解的初期階段(圖6)。因此，目前油氣藏中的原油裂解氣主要來自更深部儲層，原油在深部儲層中裂解后通過斷裂向上運移、聚集到現(xiàn)今的儲層中成藏。

圖(a)引自文獻(xiàn)[40];圖(b)引自文獻(xiàn)[41]圖5 天然氣組分和同位素參數(shù)交匯圖反映天然氣的特征和成因Fig.5 Crossplots of Natural Gas Composition and Isotope Parameters Reflecting the Characteristic and Genesis of Gas

圖(a)引自文獻(xiàn)[43]圖6 表征原油成熟度和裂解程度的幾個參數(shù)交匯圖Fig.6 Crossplots of Several Parameters Indicating Maturity and Cracking Degree of Oils

5 原油裂解實驗產(chǎn)物的相態(tài)模擬

5.1 流體組分摩爾分?jǐn)?shù)

各組分的摩爾分?jǐn)?shù)可以更客觀地分映出各個溫度階段下各組分的變化特征及規(guī)律。為了進(jìn)行相態(tài)模擬計算，將0.1 MPa和20 MPa兩種壓力條件下的各溫度階段流體組分歸一化為摩爾單位(表2)。實驗結(jié)果顯示，各天然氣組分及C1-5總摩爾分?jǐn)?shù)隨著溫度的升高而升高[圖7(a)、(b)]。從C2-5等總烴組分來看，350 ℃～500 ℃階段、20 MPa條件下的C2-5摩爾分?jǐn)?shù)相對低于常壓狀態(tài)；500 ℃～650 ℃階段、20 MPa條件下的C2-5摩爾分?jǐn)?shù)高于常壓狀態(tài)[圖7(d)]。這反映出較高壓力(20 MPa)條件下，在高溫階段重?zé)N的二次裂解受到了一定程度的抑制。對于壓力抑制原油裂解的現(xiàn)象，前人也有過相關(guān)報道[47-48]。在20 MPa條件下，甲烷摩爾分?jǐn)?shù)在500 ℃之前處于上升狀態(tài)，500 ℃～550 ℃處于降低狀態(tài)，550 ℃～650 ℃又處于上升狀態(tài)[圖7(c)]。常壓狀態(tài)下的甲烷摩爾分?jǐn)?shù)要明顯高于20 MPa條件下甲烷摩爾分?jǐn)?shù)，主要原因是壓力在原油裂解的初始階段抑制了原油裂解生成甲烷；當(dāng)溫度達(dá)到500 ℃后，壓力又開始抑制C2-5重?zé)N氣向甲烷轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致20 MPa條件下甲烷摩爾分?jǐn)?shù)較常壓狀態(tài)各溫度階段的甲烷摩爾分?jǐn)?shù)都低。

圖7 兩種壓力條件下原油裂解實驗各溫度階段油氣組分摩爾分?jǐn)?shù)Fig.7 Mole Fractions of Oil and Gas Components at Different Temperature Stages of Crude Oil Cracking Experiments Under Two Pressure Conditions

表2 原油裂解實驗產(chǎn)物各組分摩爾分?jǐn)?shù)Table 2 Mole Fractions of Each Component Among the Products of Crude Oil Cracking Experiments

5.2 相態(tài)模擬

基于各流體組分的摩爾分?jǐn)?shù)，利用PVTsim相態(tài)模擬軟件模擬不同溫度階段流體產(chǎn)物的相態(tài)。圖8為獲得油氣相包絡(luò)線的演化圖。

在常壓狀態(tài)下，隨著原油裂解程度的增加，成熟度增高，相包絡(luò)線逐漸向左平移，臨界凝析溫度不斷降低，臨界凝析壓力不斷增加；當(dāng)實驗溫度達(dá)到650 ℃且等效鏡質(zhì)體反射率為2.4%時，臨界凝析壓力出現(xiàn)降低，且該階段油氣相包絡(luò)線出現(xiàn)無泡點情況[圖8(a)]。此時，流體組分中天然氣組分總摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到99.834%，甲烷摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到94.863%，反映原油幾乎完全裂解。根據(jù)前人研究認(rèn)為，高成熟的凝析氣藏和純干氣藏會出現(xiàn)相包絡(luò)線無泡點狀況，并且油氣演化末期包絡(luò)線出現(xiàn)收縮趨勢[11]。

圖8 原油裂解實驗不同溫度階段各組分PVT相態(tài)圖Fig.8 PVT Phase Diagrams of Each Components at Different Temperature Stages of Crude Oil Cracking Experiments

在20 MPa條件下，隨著原油裂解程度的增加，相包絡(luò)線逐漸向左平移，臨界凝析溫度不斷降低，但臨界凝析壓力出現(xiàn)波動變化特征：當(dāng)?shù)刃хR質(zhì)體反射率為1.2%～1.8%時，臨界凝析壓力不斷增加；當(dāng)?shù)刃хR質(zhì)體反射率為1.8%～2.0%時，臨界凝析壓力降低；當(dāng)?shù)刃хR質(zhì)體反射率為2.0%～2.4%時，臨界凝析壓力又不斷增加。因此，臨界凝析壓力整體上呈現(xiàn)增加→降低→增加的波動變化趨勢[圖8(b)]。對比常壓條件下特征，20 MPa條件下油氣相包絡(luò)線在本實驗最后階段(溫度為650 ℃)還未出現(xiàn)收縮趨勢，反映了壓力對原油裂解的抑制作用。

本次20 MPa條件下實驗?zāi)M的相態(tài)結(jié)果同黃越義等報道的50 MPa條件下模擬的相態(tài)結(jié)果[16]基本一致。圖9展示了在0.1 MPa和20 MPa兩種壓力條件下，臨界凝析壓力隨著實驗溫度升高的變化規(guī)律。從圖9(b)可以看出，由于較高壓力(20 MPa)條件下的抑制作用，重?zé)N氣裂解階段臨界凝析壓力出現(xiàn)降低現(xiàn)象。

圖9 原油裂解實驗產(chǎn)物PVT相態(tài)圖中的臨界凝析壓力演化Fig.9 Variation Characteristics of Cricondenbar with the Increase of Experimental Temperature in Crude Oil Cracking Experiments

甲烷作為儲層流體中的主要組成部分，其摩爾分?jǐn)?shù)被認(rèn)為是影響相包絡(luò)線中臨界凝析壓力的關(guān)鍵因素[11]。圖10顯示了20 MPa條件下等效鏡質(zhì)體反射率為1.6%和2.0%時隨著甲烷摩爾分?jǐn)?shù)變化所展現(xiàn)出來的相包絡(luò)線演化規(guī)律。從圖10可以看出，隨著甲烷摩爾分?jǐn)?shù)的升高，其相包絡(luò)線中臨界凝析壓力均是逐漸升高狀態(tài)，進(jìn)一步說明甲烷是控制高溫下油氣相行為的主控因素。

圖10 在20 MPa條件下不同組分中CH4摩爾分?jǐn)?shù)PVT相態(tài)圖Fig.10 PVT Phase Diagrams of Mole Fraction of CH4 of Different Components at 20 MPa

本次常壓和20 MPa條件下原油裂解相態(tài)的模擬結(jié)果體現(xiàn)出高溫下相行為的演化規(guī)律。在常壓狀態(tài)下，隨著原油裂解程度的增加，相包絡(luò)線臨界凝析溫度逐漸減小，臨界凝析壓力呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢。在20 MPa條件下，在原油裂解初期(Ⅰ階段)，臨界凝析溫度降低，臨界凝析壓力增加(圖11)；在重?zé)N組分裂解早期(Ⅱ階段)，由于高壓條件下重?zé)N組分二次裂解受到抑制，甲烷摩爾分?jǐn)?shù)下降，導(dǎo)致臨界凝析壓力減小(圖11)；在重?zé)N組分裂解后期(Ⅲ階段)，隨著原油裂解程度進(jìn)一步增加，甲烷摩爾分?jǐn)?shù)和臨界凝析壓力再次增加(圖11)；原油裂解末期(Ⅳ階段)，流體組分以甲烷為主，相包絡(luò)線再次收縮，臨界凝析溫度和臨界凝析壓力均下降(圖11)。

Ⅰ為油裂解早期階段，對應(yīng)圖(b)中線1、2、3；Ⅱ為油裂解中期和重?zé)N氣裂解早期(受到抑制)，對應(yīng)圖(b)中線4、5；Ⅲ為油裂解晚期和重?zé)N氣裂解中期，對應(yīng)圖(b)中線6、7；Ⅳ為重?zé)N氣裂解晚期，對應(yīng)圖(b)中線8、9圖11 20 MPa條件下原油裂解中油氣相態(tài)演化模式Fig.11 Patterns of Petroleum Phase Evolution During Crude Oil Cracking Process at 20 MPa

6 東營凹陷北帶油氣相態(tài)分布規(guī)律

東營凹陷北帶6個油氣樣品PVT相態(tài)模擬結(jié)果表明，其與高壓條件下原油裂解過程中相包絡(luò)線演化規(guī)律基本一致(圖12)。每個樣品相包絡(luò)線表現(xiàn)出不同的特征，表明其處于不同的演化階段。模擬實驗結(jié)果表明，在高壓(20 MPa)條件下，在原油裂解演化的大部分階段中，較高的臨界凝析壓力對應(yīng)較低的臨界凝析溫度；而在重?zé)N組分二次裂解早期，由于壓力對重?zé)N組分的裂解有抑制作用，臨界凝析壓力會降低。FS1-X1、FS1-P1和FS1井油氣樣品相包絡(luò)線中臨界凝析溫度較低，相包絡(luò)線向左收攏，表明其裂解程度相對較高。這3口井油氣樣品的臨界凝析壓力和臨界凝析溫度出現(xiàn)梯度遞減的規(guī)律，這與重?zé)N氣裂解階段早期受到高壓抑制表現(xiàn)出的相包絡(luò)線特征一致。

圖12 重點井油氣PVT相包絡(luò)線Fig.12 PVT Phase Envelope Curves of Petroleum in Key Wells

研究表明，東營凹陷北帶沙四下亞段油氣來自于沙四下亞段烴源巖[49-50]。由于埋藏深度的差異，沙四下亞段烴源巖產(chǎn)生的油氣處于不同熱演化階段，經(jīng)歷了不同的熱裂解過程?？紤]到沙四下亞段烴源巖埋藏較深，處于較高的熱演化階段，儲層內(nèi)天然氣實際成因可能更為復(fù)雜。譬如，油氣藏中早期干酪根降解氣含量以及后期高成熟原油裂解氣的混入比例都會導(dǎo)致流體組分發(fā)生變化，從而引發(fā)流體相包絡(luò)線的變化。東營凹陷北帶天然氣是干酪根降解氣和原油裂解氣的混合成因，因此，這些不同階段生成的氣體對油氣相態(tài)都會產(chǎn)生影響。

東營凹陷北帶晚期高成熟原油裂解氣充注，致使早期的油氣藏發(fā)生蒸發(fā)分餾和氣洗作用，形成揮發(fā)性油藏和凝析氣藏。研究表明，未經(jīng)歷蒸發(fā)分餾作用的原油正構(gòu)烷烴摩爾分?jǐn)?shù)的對數(shù)與其正構(gòu)烷烴碳數(shù)呈線性分布[51-52]。當(dāng)油藏內(nèi)發(fā)生蒸發(fā)分餾作用時，其原油的nC15～nC25摩爾分?jǐn)?shù)顯著降低，在正構(gòu)烷烴摩爾分?jǐn)?shù)的對數(shù)與其正構(gòu)烷烴碳數(shù)交匯圖中存在明顯“拐點”，呈二段式分布，連接兩部分的碳數(shù)被稱為“折點碳”[53-54]。譬如，F(xiàn)S1-P1井原油樣品的全油色譜圖顯示低碳數(shù)烴類損失較為嚴(yán)重[圖13(a)]；其nC5～nC35碳數(shù)與正構(gòu)烷烴摩爾分?jǐn)?shù)的對數(shù)交匯圖進(jìn)一步表明，該油藏經(jīng)歷了較為嚴(yán)重的蒸發(fā)分餾和氣洗作用，“折點碳”分別為nC24和nC12[圖13(b)]。

圖13 正構(gòu)烷烴指示蒸發(fā)分餾作用Fig.13 n-alkane Parameters Indicating Evaporative Fractionation

根據(jù)目前鉆探認(rèn)識和油氣相態(tài)類型統(tǒng)計，東營凹陷北帶4 100 m以下主要為常規(guī)油藏以及淺層的稠油藏和生物氣藏，揮發(fā)性輕質(zhì)油藏和凝析氣藏主要分布于4 000～4 300 m和4 300～4 700 m深度段；4 700 m以下以產(chǎn)氣為主，發(fā)育純氣藏(圖14)。

圖14 東營凹陷油氣資源相態(tài)類型垂向分布Fig.14 Vertical Distribution of Phase State Types of Petroleum Resources in Dongying Depression

7 東營凹陷北帶油氣成藏模式

東營凹陷北帶沙四下亞段儲層中有大量烴類包裹體和鹽水包裹體。以FS2井沙四下亞段為例，該儲層測溫結(jié)果表明，鹽水包裹體均一溫度為130 ℃～200 ℃，淡褐色烴類包裹體均一溫度為150 ℃～190 ℃。利用盆地模擬軟件模擬FS2井埋藏史和熱演化史，并利用FS2井沙四下亞段泥巖鏡質(zhì)體反射率對模擬結(jié)果進(jìn)行約束。根據(jù)FS2井埋藏史和檢測到的均一溫度分布，F(xiàn)S2井主要存在兩期油氣充注，分別在沙三段沉積末期和明化鎮(zhèn)組沉積早期(圖15)。

圖15 FS2井埋藏史-熱演化史和流體包裹體均一溫度分布直方圖指示兩期油氣充注Fig.15 Histogram of Burial-thermal History and Homogenization Temperature Distribution of Fluid Inclusions in Well FS2 Indicating Two Major Hydrocarbon Charging Periods

沙三段沉積末期，東營凹陷北帶沙四下亞段烴源巖趨于成熟，進(jìn)入生油高峰期，液態(tài)烴發(fā)生大規(guī)模運移聚集；除生成大量液態(tài)烴外，還伴隨有干酪根降解氣生成[圖16(c)]。明化鎮(zhèn)組沉積早期，來自于深部儲層的高成熟原油裂解氣進(jìn)行第二次充注，原本形成的油藏遭受深部高成熟天然氣充注，發(fā)生蒸發(fā)分餾和氣洗作用[圖16(b)]，造成該地區(qū)深部形成了輕質(zhì)油藏和凝析氣藏。隨著埋深持續(xù)增加，沙四下亞段形成兩套溫壓系統(tǒng)：①當(dāng)儲層溫度位于臨界凝析溫度和泡點溫度之間，露點壓力遠(yuǎn)小于儲層壓力時，形成次生未飽和凝析氣藏[圖16(a)]；②當(dāng)儲層溫度低于泡點溫度，露點壓力遠(yuǎn)小于儲層壓力時，形成次生未飽和揮發(fā)性油藏[圖16(a)]。

圖16 關(guān)鍵充注階段不同類型油氣藏相圖演化規(guī)律及油氣成藏模式Fig.16 Variations of the Phase Diagrams for the Different Types of Hydrocarbon Reservoirs Corresponding to the Hydrocarbon Accumulation Pattern in the Critical Charging Stages

8 結(jié) 語

(1)原油裂解實驗表明，常壓狀態(tài)下，隨著原油裂解程度的增加，臨界凝析溫度逐漸降低，臨界凝析壓力逐漸增加，但在原油裂解末期出現(xiàn)降低。在較高壓力(20 MPa)條件下，重?zé)N氣組分裂解受到抑制，流體組分中甲烷摩爾分?jǐn)?shù)降低，導(dǎo)致流體包絡(luò)線的臨界凝析壓力出現(xiàn)降低的現(xiàn)象。

(2)油氣藏中的流體組分PVT模擬表明，F(xiàn)S1-X1、FS1-P1、FS1和FSX11井為凝析氣藏，YX229和Y22-X100井為揮發(fā)性油藏，均處于未飽和狀態(tài)。結(jié)合本次研究和油氣相態(tài)類型統(tǒng)計，東營凹陷北帶揮發(fā)性油藏和凝析氣藏主要分布于4 000～4 300 m和4 300～4 700 m深度段，4 700 m以深基本為純氣藏。

(3)油氣藏中的天然氣組分和碳同位素特征研究表明，東營凹陷北帶沙四下亞段深層天然氣為早期形成的干酪根降解氣和晚期形成的原油裂解氣的混合。ααα(20R)-C29甾烷和(3-+4-)甲基雙金剛烷絕對含量表明，沙四下亞段深層原油處于高成熟狀態(tài)，但仍處于原油裂解早期階段。原油裂解氣是從凹陷深處異地的原油發(fā)生裂解形成的裂解氣運移而來。

(4)FS2井流體包裹體均一溫度和實測鏡質(zhì)體反射率約束下恢復(fù)的埋藏史和熱演化史表明，沙四下亞段儲層主要存在兩期油氣充注，分別為沙三段沉積末期的原油充注和明化鎮(zhèn)組沉積早期來自儲層深部原油裂解氣的充注。晚期高成熟原油裂解氣的充注引發(fā)早期油藏內(nèi)的蒸發(fā)分餾和氣洗作用，為該地區(qū)輕質(zhì)油氣藏形成的主要原因。

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