王玉偉，劉惠民，焦紅巖，王學軍，路智勇，趙海燕，劉金友，陳紅漢

1)勝利石油管理局博士后科研工作站，山東東營，257000；2)勝利油田現(xiàn)河采油廠，山東東營，257068；3)中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司，山東東營，257000；4)勝利油田勘探開發(fā)研究院，山東東營，257000；5)中國石油化工股份有限公司江漢油田分公司，湖北潛江，433124；6)中國地質大學(武漢)，武漢，430074

內(nèi)容提要: 始新統(tǒng)孔店組是渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷油氣勘探向深層轉移的重要層系，受演化程度較高的制約，東營凹陷南坡東段孔二段(孔店組二段)烴源巖生排烴潛能存在爭議，為探討東營凹陷深層含油氣系統(tǒng)，明確孔二段烴源巖生排烴潛能，筆者等從含油氣檢測結合烴源巖分析的角度進行討論。通過孔二段沉積時期古地貌恢復，結合地震剖面，明確了孔二段沉積時期的古地貌，探討了孔二段烴源巖發(fā)育的平面分布特征；通過地化及薄片觀察，對孔二段烴源巖有機質豐度、類型和成熟度進行研究，且對高成熟孔二段烴源巖進行原始有機碳含量恢復，結合流體包裹體測試、冷陰極發(fā)光、熒光觀察等系統(tǒng)分析，判識孔二段烴源巖生排烴潛能。研究認為，孔二段烴源巖展布范圍較大，且在沉降中心發(fā)育較厚的孔二段烴源巖層；孔二段烴源巖原始有機碳含量較高，有機質來源以高等植物為主，屬于Ⅱ1—Ⅲ型有機質，成熟度較高，烴源巖已進入生氣階段，綜合評定為中等—較好烴源巖?？椎杲M主要發(fā)生兩期油充注和一期天然氣充注：第一期油充注發(fā)生在沙三段沉積時期；第二期油充注發(fā)生在東營組沉積時期；第三期天然氣充注發(fā)生在平原組沉積時期，結合東營凹陷古近系烴源巖生排烴模擬結果，認為孔店組原油具有孔二段烴源巖的生排烴貢獻。通過分析孔二段烴源巖發(fā)育特征結合生排烴研究，判識孔二段烴源巖生排烴潛能，為東營凹陷深部含油氣系統(tǒng)研究鑒定基礎。

經(jīng)過60多年的勘探開發(fā)，東營凹陷已經(jīng)進入高成熟勘探開發(fā)階段。東營凹陷古近系主要發(fā)育3套烴源巖，主要包括沙三(沙河街組三段)中—下亞段、沙四(沙河街組四段)上—沙四下亞段以及孔二段(孔店組二段)，主力含油層系主要以沙河街組為主(李志明等，2010)。隨著勘探程度的不斷深入，勘探開發(fā)逐漸向深層轉移，孔店組作為深部含油氣系統(tǒng)越來越引起足夠的重視(姜敏，2011)。進入2000年后，部署鉆探的王100井、王130井均獲得成功，上報探明石油地質儲量73×104t，之后部署鉆探的王斜131井、王斜132井、王140井等多口鉆至孔店組的探井均獲得成功，彰顯了孔店組的勘探潛力。尤其在2004年，王46井在孔二段中鉆遇烴源巖，顯示了深層孔店組本身具有的生烴能力，也由此東營凹陷深部層系的勘探展現(xiàn)曙光。

目前，孔二段烴源巖雖然發(fā)育，但生烴潛能無法準確評價。主要原因在于目前所鉆遇的孔二段烴源巖樣品較少，僅在王46井、勝科1井等獲取，且不同學者通過地化手段做了大量工作進行油源對比，所取得的認識也不盡相同。通過對孔二段烴源巖、沙四段烴源巖和孔一段原油的甾萜類生物標志化合物、碳同位素和中分子量烴進行對比(李素梅等，2005a；王圣柱，2007；王建偉等，2008)，很多學者認為孔店組原油主要來自于孔二段烴源巖，但淺層混入了沙四段烴源巖生成原油，屬于混源油；而上古生屆奧陶系原油與孔店組深層原油具有相同的油氣來源，同樣來自于孔二段烴源巖(李素梅等，2005b；王圣柱等，2007)。但通過地化手段進行油源對比過程中，原油地化參數(shù)不能完全與孔二段烴源巖一致(孟江輝等，2010)，比如所鉆遇的孔二段烴源巖并沒有C29規(guī)則甾烷優(yōu)勢，而孔店組原油C27—C29規(guī)則甾烷呈反“L”型或不對稱“V”型，具有明顯的C29規(guī)則甾烷優(yōu)勢(李素梅等，2005c)，因此不能明確孔店組原油是否有孔二段烴源巖生烴的貢獻。由于東營凹陷孔二段烴源巖取心較少，且孔一段原油成熟度較高，生物標志化合物等地化參數(shù)濃度較低，利用原油地化參數(shù)進行判識孔二段烴源巖生烴潛力較為受限。為此，筆者等將從烴源巖地化特征和儲層流體包裹體檢測兩個方面來判識東營凹陷南坡東段孔店組生排烴的可能性，旨在為研究區(qū)下一步油氣勘探提供決策依據(jù)。

1 地質背景

研究區(qū)位于渤海灣盆地濟陽坳陷東營凹陷南斜坡東段，西鄰純化構造，東接八面河斷裂帶，北至牛莊洼陷，南抵樂安油田，勘探面積約為650 km2(圖1)。該區(qū)構造上主要由牛莊洼陷南部斜坡、陳官莊斷裂帶、王家崗鼻狀斷裂帶和王家崗東南斷裂帶(王家崗與八面河結合部)4個次級構造單元構成，整體構造較為簡單，主要表現(xiàn)為單斜和鼻狀構造，但局部斷裂系統(tǒng)非常復雜。

圖1 渤海灣盆地東營凹陷南坡東段地質概況圖Fig. 1 Geological sketch of the south slope area in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

依據(jù)盆地構造、地層發(fā)育特征及火成巖活動，東營凹陷的演化歷程可以分為3個階段，即晚侏羅世至早白堊世初始裂陷、古近紀斷陷及新近紀坳陷階段(許衛(wèi)平等，2000；宋國奇等，2013；宋明水等，2021)，其中，古近紀斷陷期是東營凹陷發(fā)育的主要階段，可劃分為4個幕次，即初始期、發(fā)展期、鼎盛期和萎縮期。在斷陷初始期，正是孔店組沉積時期，郯廬斷裂帶由左旋走滑向右旋轉換，運動狀態(tài)由南向北、由東向西遷移，作用強度較大，在北部形成沉降中心，從斷陷發(fā)展期之后進入沙河街組地層沉積時期。

孔店組與下伏地層呈不整合接觸，從下往上依次發(fā)育孔二段和孔一段，孔一段可劃分為孔一下、孔一中和孔一上3個亞段。孔二段中下部巖性主要發(fā)育灰色、深灰色泥巖，夾灰色及淺灰色含礫砂巖和粉砂巖，上部以紫紅色和褐色、灰色泥巖為主，夾少量細粉砂巖沉積；孔一下亞段主要以礫巖、砂巖、含礫砂巖為主，夾紫紅色泥巖與泥質粉砂巖；到孔一中和孔一上亞段，巖性顆粒明顯變細，砂巖厚度逐漸減薄，除局部發(fā)育砂礫巖外，普遍以細砂巖與粉砂巖為主，孔一段上部發(fā)育厚層紫紅色泥巖夾細粉砂巖沉積。從氣候特征來看，孔二段沉積時期氣候條件比較濕熱，而孔一段沉積時期，氣候較為干旱(譚先鋒等，2016，2018)。

2 孔二段烴源巖分布

通過對東營凹陷南坡地區(qū)孔二段沉積時期的古地貌進行恢復(圖2)，可以看出孔二段沉積時期，古地貌整體為四周高、中間低的特征，北部發(fā)育兩個古洼陷中心。王46井和勝科1井并未在洼陷的中心，王46井在洼陷的南部邊緣，而勝科1井更靠近洼陷中心，在西部洼陷中心的西部邊緣。古地貌的發(fā)育也控制了沉積體系的分布特征，在洼陷中心發(fā)育湖泊沉積體系，因此孔二段沉積時期東營凹陷發(fā)育半深湖—深湖相沉積，局部發(fā)育沼澤相。

圖2 渤海灣盆地東營凹陷南坡地區(qū)孔二段沉積時期古地貌恢復圖Fig. 2 Paleogeomorphological restoration map of the south slope of Dongying Sag during the sedimentary period of Ek2, Bohai Bay Basin

根據(jù)王46井、勝科1井鉆遇的孔二段烴源巖層段在地震剖面中標定可以看出(圖3)，孔二段烴源巖具有強振幅、低頻率、高連續(xù)性的地震反射特征，在平面上反映出孔二段烴源巖發(fā)育厚度較大，最厚可達550 m，發(fā)育在洼陷中心地帶，向四周逐漸減薄。勝科1井孔二段烴源巖發(fā)育較厚，達400 m，王46井發(fā)育在洼陷邊緣，厚度相對減薄，達200 m。綜合東營凹陷南坡東段古地貌、沉積中心及地震相分析，認為凹陷南坡東段半深湖—深湖相孔二段烴源巖主要發(fā)育在北部區(qū)域。

圖3 渤海灣盆地東營凹陷南坡地區(qū)王46—勝科1地震剖面圖Fig. 3 Seismic profile of the Well W46—the Well SK1 of the south slope of Dongying Sag, Bohai Bay Basin

3 孔二段烴源巖地化特征

3.1 有機質豐度

評價烴源巖生烴潛力，主要進行有機質豐度評價，包括有機碳含量、氯仿瀝青“A”含量、總烴含量、巖石熱解生烴潛量等指標(云金表等，2014)。其中，有機碳是沉積巖中與有機質有關的碳元素，較低成熟度的沉積巖中原始有機質只有較少的有機碳轉化為油氣并運移出去，因此在烴源巖低成熟—成熟階段通常用殘余有機碳來反映原始有機質豐度(袁彩萍等，2006；陳建平等，2015)；氯仿瀝青“A”及總烴含量主要反映有機質向石油的轉化程度；巖石熱解是快速評價烴源巖的方法，對烴源巖熱解生成的峰其面積分別為S1和S2，S1代表巖石中殘留烴的含量，S2代表干酪根在熱解過程中新生成的烴類，通過S1與S2可以作為評價良好油源巖的指標(李高杰等，2020)。

根據(jù)王46、勝科1井孔二段烴源巖樣品的檢測結果來看，王46井有機碳含量在0.17%～0.91%之間，氯仿瀝青“A”在0.0049%～0.0175%；勝科1井孔二段烴源巖有機碳含量在0.29%～0.94%之間，氯仿瀝青“A”含量較小，平均值為0.0028%。巖石熱解參數(shù)S1+S2分析值，王46井孔二段烴源巖為0.04～0.09 mg/g，勝科1井分布在0.02～1.61之間，巖石熱解參數(shù)相對較小。根據(jù)我國陸相泥質巖類烴源巖有機質豐度評價標準(王劍等，2020)，孔二段烴源巖評價為中等—差烴源巖。

3.2 原始有機碳含量恢復

當烴源巖演化到一定程度，生成的烴量達到一定的飽和之后，就會開始大量排烴，且排烴量隨熱演化程度的增大而增加，這也造成了現(xiàn)在檢測到的有機碳含量均為殘余有機質含量。對于東營凹陷孔二段烴源巖來說，熱演化程度較高，甚至已經(jīng)進入過成熟階段，所檢測的有機碳含量必然對判斷孔二段烴源巖有機質豐度造成一定的誤差，因此需要對殘余TOC進行恢復。

本次研究利用的是化學元素守恒法獲得的不同類型不同成熟度烴源巖原始有機質恢復系數(shù)。通過對東營凹陷孔二段烴源巖原始TOC進行恢復(表1)，可以看出王46井恢復后的原始TOC值分布范圍在0.27%～1.60%之間，勝科1井孔二段烴源巖恢復后的原始TOC分布范圍在0.48%～1.57%之間。因此從恢復的有機碳含量來看，東營凹陷南坡地區(qū)孔二段烴源巖屬于中等—較好的烴源巖。

表1 渤海灣盆地東營凹陷孔二段原始有機碳恢復數(shù)據(jù)表Table 1 Recovery of original organic carbon of Ek2 source rocks in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

3.3 有機質類型

烴源巖有機質類型是決定有機質生烴能力的一項重要指標。不同類型的干酪根，其生烴能力差異較大(王茹等，2012)。一般來說，Ⅰ型有機質生烴潛力最大，其次為Ⅱ型和Ⅲ型。筆者等主要通過干酪根鏡下觀察及顯微組分分析法劃分有機質類型。

根據(jù)勝科1井孔二段烴源巖干酪根鏡下鑒定(圖4)，可以判斷出孔二段烴源巖有機質類型較好，干酪根可能以Ⅱ型為主。在6902.00～6903.00 m深度段可以看到有大量黑色有機碎屑，從形態(tài)上可以認為是低等水生生物降解形成；在6918.00 m深度段中，有大量黑色有機碎屑發(fā)育，形態(tài)與高等植物來源的鏡質組不同，推測可能來源于低等水生生物。

圖4 渤海灣盆地東營凹陷勝科1井孔二段烴源巖干酪根鏡下觀察圖Fig. 4 Microscopic observation of Ek2 source rocks’ kerogen in the Well SK1 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin(a)勝科1井，6930.00 m，Ek2，透射光照片；(b)勝科1井，6902.00～6903.00 m，Ek2，透射光照片；(c)勝科1井，6918.00 m，Ek2，透射光照片；(d)勝科1井，6920.00～6921.00 m，Ek2，熒光照片(a) the Well SK1, 6930.00 m, Ek2, Transmitted light; (b) the Well SK1, 6902.00～6903.00 m, Ek2, Transmitted light; (c) the Well SK1, 6918.00 m, Ek2, Transmitted light; (d) the Well SK1, 6920.00～6921.00 m, Ek2, Fluorescence

顯微組分分析法采用T指數(shù)定量劃分有機質類型(侯慶杰等，2018)，計算公式為：

T=(100A+50B-75C-100D)/100

式中，A為腐泥組含量，B為殼質組含量，C為鏡質組含量，D為惰質組含量。通過對王46井孔二段烴源巖T指數(shù)的計算可以發(fā)現(xiàn)，腐泥組含量為34.7%～77.7%，殼質組幾乎不發(fā)育，鏡質組+惰質組含量在22.3%～65.3%之間，T指數(shù)范圍在-14.3～61.0之間，因此王46井有機質類型主要為Ⅱ1—Ⅲ型。勝科1井腐泥組含量在0～35%之間，殼質組同樣幾乎不發(fā)育，鏡質組+惰質組含量在65%～100%之間，T指數(shù)范圍在-91.8%～28%，綜合來看，勝科1井有機質類型主要以Ⅲ型為主(表2)。

表2 渤海灣盆地東營凹陷孔二段烴源巖顯微組分Table 2 Microscopic components of Ek2 source rocks of Dongying Sag, Bohai Bay Basin

3.4 有機質成熟度

有機質成熟度是沉積有機質的熱演化程度，反映了有機質向油氣轉化的程度，對于評價烴源巖具有重要參考意義(Graham et al., 1990；Carroll et al., 1992)。反映烴源巖熱演化程度的指標有很多，筆者主要通過鏡質體反射率來探究孔二段烴源巖的成熟度(趙賢正等，2015)。王46井孔二段烴源巖鏡質體反射率在0.96%～1.25%，主要大于1.2%，演化程度較高，可能進入主生烴期；勝科1井孔二段烴源巖埋深較大，對6890.00～7025.80 m深度段進行鏡質體反射率檢測發(fā)現(xiàn)，勝科1井孔二段烴源巖鏡質體反射率主要在4.04%～4.16%，成熟度高，已經(jīng)進入過成熟階段。

因此從地化特征總體來看，東營凹陷南坡東段孔二段發(fā)育的烴源巖，綜合評價屬于中等—較好烴源巖，具有一定的生烴潛力。但由于王46井、勝科1井可能未處于沉積中心，目前所取孔二段烴源巖巖心較少，且演化程度較高，因此所取得的烴源巖測試結果還不能明確孔二段烴源巖的生烴潛能，而前人通過生物標志化合物等手段進行油源分析也較為受限。因此筆者等從含油氣檢測的角度結合所取巖心分析的烴源巖地化特征來對孔二段烴源巖生烴潛能進行判識。

4 孔店組流體包裹體證據(jù)

本次研究主要采集王46井孔一段儲層樣品，進行流體包裹體檢測，測試在中國地質大學(武漢)“構造與油氣資源”教育部重點實驗室完成。

4.1 巖相學觀察和成巖作用

選取王46井孔一段油層2996～2998 m深度段，通過鑄體薄片及陰極發(fā)光照片進行成巖作用分析，發(fā)現(xiàn)東營凹陷孔店組成巖作用主要有機械壓實作用、膠結作用、溶蝕作用等。沉積物壓實程度較大，顆粒之間以線狀接觸為主，局部出現(xiàn)凹凸接觸，且由于壓實作用石英顆粒被壓斷，部分云母被壓實變形。膠結類型為孔隙式膠結，通過陰極光照片可以看出，王46井發(fā)育較多早期方解石膠結物，呈橘黃色陰極光，少量發(fā)育鐵方解石，呈現(xiàn)暗黃色陰極光，且在薄片中可以觀察到石英加大邊。此外，硬石膏的發(fā)育較為普遍。在鑄體薄片中可以觀察到大量的有機酸溶蝕現(xiàn)象，次生孔隙較為發(fā)育，少見原生孔隙。綜合分析，王46井孔一段油層成巖階段處于中成巖A期(圖5)。

圖5 渤海灣盆地東營凹陷王46井孔一段成巖作用特征Fig. 5 Diagenesis characteristics of Ek1 in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin(a)、(d)王46井，2998.30 m，Ek1，(a)為透射光，(d)為正交光，有機酸溶蝕孔隙發(fā)育，云母被壓彎；(b)、(e)王46井，2998.30 m，Ek1，(b)為透射光，(e)為相應陰極光，方解石膠結物發(fā)育；(c)王46井，2998.30 m，Ek1，有機酸溶蝕現(xiàn)象；(d)王46井，2998.30 m，Ek1，有機酸溶蝕現(xiàn)象(a),(d) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, (a) is transmitted light, (d) is orthogonal light, organic acid dissolution pores was developed, mica was bent; (b),(e) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, (b) is transmitted light, (e) is cold cathode luminescence, calcite cement was developed; (c) the Well 46, 2998.30 m, Ek1, organic acid corrosion; (d) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, organic acid corrosion

對王46井孔一段油層段薄片進行透射光、熒光和陰極光等巖相學觀察顯示，王46井油包裹體主要捕獲在早期方解石及石英顆粒裂紋中，方解石膠結物中發(fā)育原生包裹體，石英顆粒裂紋中發(fā)育次生包裹體；氣包裹體主要宿主礦物在石英顆粒裂紋內(nèi)，屬于次生包裹體。其中油包裹體個體較小，大小主要小于5 μm。氣液兩相鹽水包裹體在方解石膠結物、石英顆粒內(nèi)裂紋中均能檢測到，但在石英加大邊中未檢測到鹽水包裹體。

4.2 流體包裹體顯微熒光分析

本文流體包裹體檢測運用Nikon 80I透射光和熒光雙通道顯微鏡，配置Maya2000Pro顯微熒光光譜儀，對直徑>2 μm的單包裹體進行熒光檢測。單個油包裹體顯微熒光光譜成熟度參數(shù)分析結果表明，王46井孔店組捕獲了黃綠色、藍綠色和亮藍色3種不同熒光顏色的油包裹體(圖6)，表明了該井孔店組可能發(fā)生了3期油氣充注(陳紅漢，2014)。統(tǒng)計油包裹體熒光光譜參數(shù)可以看出(圖7)，第一期油包裹體主要在石英顆粒內(nèi)裂紋中捕獲，波長主要為580 nm，QF535主要為1.61；第二期油包裹體主要在石英顆粒內(nèi)裂紋和方解石膠結物中檢測到，波長范圍在491～503 nm，QF535分布在0.90～1.45；第三期油包裹體主要在石英顆粒內(nèi)裂紋及方解石膠結物中檢測到，波長范圍在459～478 nm，QF535分布在0.49～1.75之間。

圖6 渤海灣盆地東營凹陷王46井孔一段2998.30 m儲層油包裹體熒光光譜Fig. 6 Micro-fluorescent spectra of oil inclusions in the Ek1 reservoirs of the Well W46 in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

圖7 渤海灣盆地東營凹陷王46井孔一段單個油包裹體QF535與λmax關系Fig. 7 The relationship between QF535 and λmax of individual oil inclusions from Ek1 Formation in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin

4.3 流體包裹體顯微測溫

本次研究顯微測溫、測鹽儀器為Linkam THMS 600G冷熱臺，測定誤差在±0.1℃，顯微測溫過程中初始升溫速率設置為5℃/min，當包裹體氣泡減小，臨近均一狀態(tài)時升溫速率調整為1.5℃/min。對王46井孔一段砂巖樣品進行顯微測溫測鹽分析可以看出(圖8)，流體包裹體宿主礦物主要有石英顆粒內(nèi)裂紋和方解石膠結物，依據(jù)15℃間隔原則，并結合成巖序次關系(Glodstein et al.,1994；季長軍等，2020)，將孔一段流體活動劃分為4個幕次：第一幕流體形成的流體包裹體主要捕獲在方解石膠結物中，油包裹體有黃綠色和藍綠色熒光，同期鹽水包裹體均一溫度范圍為75.4～85.3℃；第二幕流體形成的流體包裹體主要宿主礦物為石英顆粒內(nèi)裂紋和方解石膠結物中，油包裹體有藍綠色和亮藍色熒光，同期鹽水包裹體均一溫度范圍在91.2～98.1℃；第三幕流體形成的流體包裹體主要捕獲在石英顆粒內(nèi)裂紋中，未有油包裹體的捕獲；第四幕流體形成的流體包裹體主要捕獲在石英顆粒內(nèi)裂紋及方解石膠結物中，檢測到該幕流體同時有氣包裹體的捕獲，同期鹽水包裹體均一溫度范圍為130.3～146.3℃(表3)。

表3 渤海灣盆地東營凹陷W46井孔一段油包裹體和同期鹽水包裹體均一溫度數(shù)據(jù)

圖8 渤海灣盆地東營凹陷王46井孔一段部分流體包裹體顯微熒光照片F(xiàn)ig. 8 Photomicrographs of fluid inclusions in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin(a)王46井，2998.30 m，Ek1，透射光，氣包裹體及同期鹽水包裹體；(b)王46井，2998.30 m，Ek1，透射光，石英顆粒裂紋內(nèi)發(fā)育油包裹體；(c)王46井，2998.30 m，Ek1，熒光照片，對應圖片b(a) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, transmitted light, gas inclusion and contemporaneous brine inclusions; (b) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, transmitted light, oil inclusion developed in cracks of quartz grains; (c) the Well W46, 2998.30 m, Ek1, fluorescence, corresponding to picture b

4.4 油氣充注期次與成藏期

筆者等采用油氣包裹體同期鹽水包裹體均一溫度—埋藏史投影的方法進行投點，并將充注時間投影到時間軸上，這樣可以消除埋藏深度造成的影響，從而準確獲取油氣充注時間(劉妍鷨等，2016；王玉偉等，2019)。通過投點可以發(fā)現(xiàn)，王46井孔一段主要發(fā)生了兩期油充注和一期天然氣充注。

王46井孔店組第一期油充注發(fā)生在沙三段沉積時期，主要在方解石膠結物中檢測到黃綠色和藍綠色油包裹體，其充注年齡為39.5 Ma；第二期油充注發(fā)生于東營組沉積時期，主要在石英顆粒內(nèi)裂紋和方解石膠結物中檢測到藍綠色和亮藍色油包裹體，其充注年齡主要在27.2～30.5 Ma；第三期天然氣充注發(fā)生于平原組沉積時期，主要在石英顆粒內(nèi)裂紋中檢測到氣包裹體，其充注年齡主要在0.9 Ma(圖9，圖10)。

圖9 渤海灣盆地東營凹陷王46井孔一段鹽水包裹體均一溫度—埋藏史Fig. 9 The aqueous inclusion homogenization temperature—burial history of the Ek1 Formation in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin

圖10 渤海灣盆地東營凹陷王46井孔一段油氣成藏期次劃分與成藏時期Fig. 10 Oil—gas accumulation stages and reservoiring periods of the Ek1 Foramtion in the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin

4.5 孔店組流體包裹體證據(jù)

東營凹陷南坡地區(qū)生烴史模擬表明，孔二段烴源巖在沙四段沉積早期就開始進入了生烴門限，在沙四段沉積晚期至沙三段沉積早期進入大量生氣階段；而沙四段烴源巖在東營組沉積時期就已經(jīng)進入了生油門限(蓋玉磊，2008)。

東營凹陷南坡地區(qū)孔店組第一期油氣充注發(fā)生在39.5 Ma，處于沙三段沉積時期，該階段孔二段已經(jīng)進入生烴門限，而沙四段烴源巖還未發(fā)育成熟，沒有進入生烴門限，故推測該期油氣充注主要來源于孔二段烴源巖；第二期油氣充注發(fā)生于27.2～30.5 Ma，即東營組沉積時期，該階段孔二段和沙四段烴源巖均已進入生烴門限，從生烴史模擬結果看孔二段烴源巖已經(jīng)進入生氣階段，但南部地區(qū)孔二段地層埋藏較淺，烴源巖成熟晚，從地震剖面來看，沙四段烴源巖與孔一段因斷層發(fā)育而對接，因此筆者等認為王46井孔店組第二期油氣充注，可能來源于孔二段與沙四段烴源巖的共同作用；第三期主要是天然氣充注，發(fā)生于0.9 Ma，目前孔二段烴源巖正處于生氣高峰期，可持續(xù)向臨近圈閉供烴(圖11)。

圖11 渤海灣盆地東營凹陷王46井南北向地震剖面Fig. 11 North—south seismic section of the Well W46 of Dongying Sag, Bohai Bay Basin

5 結論

(1)東營凹陷南坡東段孔二段烴源巖有機質類型主要有Ⅱ1—Ⅲ型，以Ⅲ型有機質為主；成熟度較高，在沙四段沉積時期進入生烴門限，現(xiàn)已進入生氣階段；原始有機碳豐度相對較好，綜合分析認為孔二段烴源巖屬于中等—較好烴源巖。

(2)孔一段檢測到4幕流體活動，其中第一幕流體活動伴隨第一期油氣充注，充注年齡為39.5 Ma，處于沙三段沉積時期，該階段孔二段已進入生油階段，且沙四段烴源巖還未進入生烴門限，因此油氣充注來源于孔二段烴源巖；第二幕流體活動伴隨第二期油氣充注，充注年齡在27.2～30.5 Ma，處于東營組沉積時期，油氣充注可能來源于孔二段與沙四段烴源巖；第三幕流體活動沒有伴隨油氣充注；第四幕流體活動伴隨第三期天然氣充注，充注年齡在0.9 Ma，處于平原組沉積時期。

(3)凹陷南坡東段半深湖—深湖相孔二段烴源巖主要發(fā)育在北部沉降中心地區(qū)，烴源巖厚度自沉降中心向四周依次減薄，最厚可達550 m，勝科1井在洼陷中心西部邊緣，孔二段烴源巖厚達400 m，王46井位于洼陷南部邊緣，孔二段烴源巖厚度為200 m。