文 璠,羅 群,董雄英,邱兆軒,賀小標(biāo),王仕琛,張宏利,張澤元

1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249;2.中國石油大學(xué)(北京) 非常規(guī)天然氣研究院,北京 102249;3.中國石油 大港油田分公司,天津 300280

中國東部斷陷盆地?cái)嚯A帶非常發(fā)育,是油氣成藏與勘探的重要區(qū)域。渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶斷裂復(fù)雜、成藏條件多變,具有多期多源成藏,對(duì)其油氣成藏期次的確定和成藏模式的建立,可以高效科學(xué)地剖析油氣成藏過程并指導(dǎo)區(qū)域勘探部署。雖然該區(qū)油氣資源勘探開發(fā)程度較高,但是其剩余油氣和非常規(guī)油氣資源潛力很大,仍然具有較高的勘探開發(fā)價(jià)值。前人[1-7]通過不同的研究方法,總結(jié)出構(gòu)造脊—斷裂—不整合面接力式立體運(yùn)聚模式。盡管斷陷盆地油氣地質(zhì)理論與成藏模式研究已取得了諸多成果,但對(duì)于多期多源且斷層發(fā)育的順向斷坡區(qū)油氣成藏期次、成藏模式研究較少,對(duì)油氣運(yùn)聚規(guī)律的總結(jié)不完善。例如,由于埕北地區(qū)具有多套烴源巖、多種輸導(dǎo)體系(如斷裂、砂體、不整合面)、多套儲(chǔ)集體的地質(zhì)特點(diǎn),促成了該地區(qū)烴源巖與輸導(dǎo)體系及斷階、斜坡帶各儲(chǔ)集體之間時(shí)空配置關(guān)系的復(fù)雜性,導(dǎo)致其充注期次復(fù)雜、油氣運(yùn)聚史不清,缺乏成藏時(shí)間的系統(tǒng)研究。傳統(tǒng)的成藏期研究主要根據(jù)圈閉成型時(shí)間、構(gòu)造演化史和烴源巖生排烴史等作出推斷[8],但這些方法在更為細(xì)致精確地確定油氣藏形成期和充注過程中存在局限性。本文在傳統(tǒng)地質(zhì)分析和前人研究成果的基礎(chǔ)上,通過典型油氣藏解剖的宏觀定性分析和油氣包裹體、自生伊利石K-Ar同位素測年等方法的定量評(píng)價(jià),對(duì)埕北斷階帶油氣成藏期次進(jìn)行更深入的研究。并以此為基礎(chǔ)構(gòu)建了順向斷坡特殊構(gòu)造背景下的油氣成藏模式,即雙源供烴、多期成藏和斷砂耦合、接力爬坡的油氣運(yùn)聚模式,以期為深入認(rèn)識(shí)復(fù)雜構(gòu)造背景下油氣分布規(guī)律提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

埕北斷階帶位于歧口凹陷南部,北部以歧東斷層為界與歧口主凹相接,南抵埕寧隆起,西至張北斷層與歧南次凹銜接,東臨5 m水深線,勘探面積近2 000 km2,總體呈北—東走向;發(fā)育張北、張東、趙北、羊二莊和羊二莊南斷層共5條二級(jí)斷裂(圖1),其中張東、張北、趙北和羊二莊斷層對(duì)上古生界烴源巖發(fā)育和油氣藏的運(yùn)移成藏有明顯的控制作用[9-10]。埕北斷階帶的一系列斷層自南向北節(jié)節(jié)下掉,受斷階式斜坡背景的控制,形成南高北低的斷階狀階地。研究區(qū)緊鄰歧口凹陷,具有歧口主凹和歧南次凹雙向供油的特點(diǎn),是歧口凹陷重要的油氣富集區(qū),油氣資源豐富、產(chǎn)量高、儲(chǔ)量規(guī)模大。埕北斷階帶原油主要由沙三段和沙一段烴源巖供給,沙二段、東營組部分成熟烴源巖也可提供少量油氣。其中沙三段烴源巖的供烴范圍廣、供烴量大,對(duì)本區(qū)油氣成藏的貢獻(xiàn)大于沙一段。目前,已在埕北斷階區(qū)古近系沙河街組、東營組和新近系及潛山帶共發(fā)現(xiàn)8套含油層系,其中沙河街組和東營組辮狀河三角洲沉積體系發(fā)育,形成多個(gè)大型構(gòu)造—巖性油氣藏。埕北斷階帶形成于新生代,地層自下而上依次為:中、下三疊統(tǒng)和中、下侏羅統(tǒng),古近系的沙河街組和東營組,新近系的明化鎮(zhèn)組和館陶組,第四系平原組[11-16]。

圖1 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶構(gòu)造位置及地層綜合柱狀圖

本文選取位于張東斷層下降盤的歧東3-1井、張巨河構(gòu)造東斷塊的張10井和埕海斜坡區(qū)的埕海16井(分別代表埕北斷階帶的低、中、高不同斷階構(gòu)造部位)東營組和沙河街組儲(chǔ)層樣品,并對(duì)其進(jìn)行包裹體巖相學(xué)、油氣包裹體豐度(GOI)分析和包裹體顯微測溫等研究。此外,對(duì)張10井和歧東3-1井中不同層位成巖礦物中典型的氣體以及氣液兩相包裹體進(jìn)行顯微激光拉曼光譜測試。

2 流體包裹體分析

2.1 包裹體巖相學(xué)特征

對(duì)儲(chǔ)層中流體包裹體的研究,可以得到成巖過程中孔隙流體成分、溫度、壓力、古環(huán)境特征等關(guān)鍵信息[17-25],這些信息對(duì)多期、多源油氣藏中油氣來源的確定、有效成藏期的厘定至關(guān)重要。本次流體包裹體研究的樣品取自歧東3-1井、張10井、埕海16井;實(shí)驗(yàn)采用Leica DMRX HC研究級(jí)反—透射光顯微鏡進(jìn)行包裹體的偏光和熒光特征觀察,測試環(huán)境的溫度和相對(duì)濕度保持在25 ℃和40%。研究步驟為:利用顯微偏光—熒光綜合觀察明確礦物形成順序、油氣包裹體的熒光顏色和確定流體包裹體產(chǎn)狀和類型;在GOI研究基礎(chǔ)上結(jié)合孔隙流體熒光和瀝青充填特征,確定油氣成藏的主要供油來源、油氣運(yùn)聚歷史;最后結(jié)合包裹體均一溫度和鹽度等劃分油氣充注期次,判斷研究區(qū)各個(gè)期次的油氣充注規(guī)模。

研究區(qū)儲(chǔ)層中成巖礦物主要有石英、長石和方解石(圖2e,g,i,k)(部分砂巖中存在2期典型加大特征),大部分砂巖的粒間孔隙中均存在亮晶方解石膠結(jié)物(圖2k),在部分巖石中還存在方解石膠結(jié)物強(qiáng)烈交代石英顆粒及其加大邊的現(xiàn)象。在砂巖的各期成巖礦物內(nèi),均有油氣包裹體發(fā)育。隨著成熟度的升高,包裹體熒光顏色由褐色—黃褐色—黃色—黃綠色—藍(lán)綠色—藍(lán)色變化。中低部位斷階構(gòu)造儲(chǔ)層(歧東3-1井)中的油氣包裹體熒光顏色為藍(lán)色、藍(lán)綠色和黃綠色(圖2a-c,f);中部位儲(chǔ)層(張10井)中多是綠色、藍(lán)綠色、黃綠色和綠黃色(圖2g,h,j);高斷階儲(chǔ)層(埕海16井)則以淺黃色和暗褐色為主(圖2l)。這充分反映了在埕北斷階區(qū)油氣的成熟度由北向南,隨著斷階的升高逐漸降低的特征。從產(chǎn)狀、熒光特性和包裹體GOI統(tǒng)計(jì)(表1)3個(gè)要素分析,油氣包裹體發(fā)育2期,反映儲(chǔ)層存在2期油氣充注過程:第一期進(jìn)入儲(chǔ)層的油氣對(duì)應(yīng)的包裹體發(fā)育在成巖早期的石英加大邊內(nèi)側(cè)或成巖早期微裂縫中,包裹體顏色多為暗褐色和淺黃色,GOI大多小于5%,對(duì)應(yīng)烴源巖處于早期低成熟階段生成的油氣,主要是中—重質(zhì)油;第二期充注發(fā)生在成巖晚期或期后,對(duì)應(yīng)的油氣包裹體發(fā)育在成巖礦物的加大邊微裂縫內(nèi),顏色以黃綠色和藍(lán)綠色為主,GOI大于5%,個(gè)別達(dá)35%(歧東3-1井,Es1,3 791 m),是該地區(qū)沙三段烴源巖中高成熟演化階段的產(chǎn)物,油氣類型以輕—中質(zhì)油氣為主。

表1 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶儲(chǔ)層孔隙熒光與GOI特征統(tǒng)計(jì)

圖2 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶儲(chǔ)層典型包裹體顯微照片 據(jù)大港油田資料修改。

埕北斷階帶東營組和沙河街組砂巖儲(chǔ)層中的粒間孔隙和微裂縫中存在一定數(shù)量的固體瀝青和液態(tài)原油(圖2a,d,k),說明該區(qū)經(jīng)歷了至少2期的油氣運(yùn)聚成藏過程。分布在顆?？紫吨械墓腆w瀝青為該地區(qū)儲(chǔ)層的第一期油氣充注成藏演化的產(chǎn)物;而充填在孔隙和裂縫中的輕—中質(zhì)液態(tài)原油,其特征和第二期油氣包裹體熒光特征基本吻合,認(rèn)為是晚期區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)的加強(qiáng)導(dǎo)致油氣大規(guī)模運(yùn)聚充注成藏。第一期油氣并未大規(guī)模成藏,表現(xiàn)在成巖早中期的固體瀝青僅分布在部分地區(qū)的Es2、Es3段儲(chǔ)層孔隙和早期裂縫中,所以僅在埋深較大的Es2、Es3段局部儲(chǔ)層內(nèi)形成早期古油藏。結(jié)合第二期油氣大規(guī)模成藏時(shí)間晚且構(gòu)造活動(dòng)減弱,可確定研究區(qū)現(xiàn)今油氣藏主體主要來源于第二期的油氣運(yùn)聚成藏。

2.2 包裹體均一溫度和鹽度特征

流體包裹體均一化溫度和鹽度的測定是在Linkam THMS-G600型冷熱臺(tái)(溫度分辨率0.1 ℃)上進(jìn)行的,溫度穩(wěn)定性和均一法測溫精度為±1 ℃;分析方法和依據(jù)為中華人民共和國核行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《礦物流體包裹體溫度的測定:EJ/T1105-1999》。本次識(shí)別的用于均一溫度和鹽度測定的包裹體氣液比小于等于5%,大小為3～17 μm,且均為規(guī)則形狀的含烴鹽水包裹體,從而避免了包裹體的不均一捕獲和包裹體測溫的泄漏問題,保證了選用包裹體樣品的可靠性。分別統(tǒng)計(jì)代表埕北斷階帶低、中、高三口典型井包裹體的均一溫度和鹽度數(shù)據(jù)并制成直方圖(圖3)。包裹體均一溫度結(jié)果表明:歧東3-1井包裹體均一溫度集中在90～150℃之間,其主頻可分為兩組,分別為110～120 ℃和120～130 ℃;張10井均一溫度主頻分布在110～120 ℃和120～130 ℃ 2個(gè)區(qū)間;埕海16井均一溫度只出現(xiàn)在70～80 ℃和80～90 ℃2個(gè)區(qū)間且頻數(shù)相當(dāng)。由此可知,隨著斷階帶從低到高的過渡,主頻均一溫度逐漸降低。鹽度分布直方圖顯示,歧東3-1井和張10井包裹體鹽度分布在1.05%～15.67%,且主要集中在1%～5%;埕海16井鹽度分布在1.40%～7.73%,可以看出三口井的鹽度分布峰值均在1%～5%。

圖3 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶典型井包裹體均一溫度(a)、鹽度分布(b)

2.3 包裹體激光拉曼光譜特征

激光拉曼成分分析能夠有效識(shí)別油氣儲(chǔ)層包裹體中常見的揮發(fā)組分,如H2S、CO2、CO、N2、CH4和C2H4等[26-27]。通過分析單個(gè)流體包裹體的成分,可以獲得每期成藏流體的物理化學(xué)性質(zhì),為建立儲(chǔ)層流體演化的時(shí)空框架提供重要信息。本文使用LabRAM HR800型激光拉曼探針對(duì)樣品中的氣烴包裹體進(jìn)行測定,掃描范圍100～4 500 cm-1,所測光譜的計(jì)數(shù)時(shí)間為6 s,掃描次數(shù)為5次/s,光譜分辨率為2 cm-1。

通過對(duì)埕北斷階帶歧東3-1井和張10井石英顆粒微裂縫中氣體包裹體的拉曼測試,結(jié)合拉曼特征峰值與氣體成分之間的對(duì)應(yīng)關(guān)系(表2),可以發(fā)現(xiàn):歧東3-1井中生界砂巖石英顆粒微裂縫中的灰色氣體包裹體成分為N2(2 329.3 cm-1)和CH4(2 917.3 cm-1),且以N2為主;張10井沙二段石英顆粒微裂縫中灰色氣體成分為CO2(1 281.6 cm-1和1 384.5 cm-1)和CH4(2 911.7 cm-1),且以CH4為主(圖4)。利用拉曼譜峰截面積估算發(fā)現(xiàn),張10井較歧東3-1井甲烷含量高,表明中斷階區(qū)的含氣性優(yōu)于低斷階區(qū)。拉曼分析結(jié)果表明,埕北斷階區(qū)的深部地層中存在CH4、N2和CO2氣體的活動(dòng),一系列深切的斷階構(gòu)造導(dǎo)通了深部地層中的流體,故可推測研究區(qū)形成的多數(shù)氣藏有深源流體成分的加入。

表2 包裹體組分對(duì)應(yīng)的特征拉曼譜峰

圖4 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶流體包裹體激光拉曼譜圖

3 油氣成藏期次

3.1 包裹體和單井埋藏史判斷油氣充注時(shí)間

油氣藏形成的時(shí)間就是油氣進(jìn)入圈閉儲(chǔ)層的時(shí)間[28]。通常而言,油氣成藏的多期次性受控于地層溫度演化史和地層埋藏史等因素,因此,盆地?zé)嵫莼返幕謴?fù)直接決定了成藏期次研究的準(zhǔn)確性[29-31]。儲(chǔ)層中與油氣包裹體同期形成的含烴鹽水包裹體的均一溫度代表油氣進(jìn)入儲(chǔ)集層時(shí)的溫度,本文將之前所測包裹體的2組均一溫度峰值投影到斷階帶埋藏史圖(歧東3-1井),通過投影確定到達(dá)相應(yīng)溫度的地質(zhì)歷史時(shí)間,從而判斷油氣的充注時(shí)間。

應(yīng)用BasinMod盆地模擬軟件,根據(jù)相應(yīng)地層數(shù)據(jù),繪制歧東3-1單井埋藏史圖,并結(jié)合前文統(tǒng)計(jì)的包裹體均一溫度,確定油氣成藏時(shí)間(圖5)。根據(jù)研究區(qū)位置取地溫梯度為4.5℃/hm,古地表溫度為15 ℃,大地?zé)崃髦禐?0 mW/m2。

圖5 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶 油氣成藏時(shí)間綜合圖(歧東3-1井)

根據(jù)前文對(duì)歧東3-1井不同層位包裹體的觀察發(fā)現(xiàn):砂巖儲(chǔ)層中普遍含有輕—中質(zhì)油,部分粒間孔隙和微裂縫中還填充有固體瀝青,證明存在2期油氣充注過程。鏡下觀察砂巖儲(chǔ)層不同期次的成巖礦物中存在2期烴類流體包裹體,均一化溫度測試結(jié)果表明第一組溫度集中在110～120 ℃,第二組集中在120～130℃,結(jié)合歧東3-1井的埋藏史和古地溫史,可以得出第一期的油氣包裹體形成于東營末期—館陶初期,約16 Ma,對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層的成巖早期,包裹體多呈深褐色,主要是沙三段烴源巖在低成熟度階段形成的重質(zhì)油;第二期油氣包裹體形成于明化鎮(zhèn)初期,具體成藏時(shí)間從約6 Ma開始一直延續(xù)至今,對(duì)應(yīng)成巖晚期,包裹體顏色呈黃綠色和綠色,油氣來源于沙一段中低成熟度和沙三段烴源巖高成熟階段的輕質(zhì)油(圖5)。

3.2 自生伊利石K-Ar同位素測年

伊利石類礦物是儲(chǔ)層中最常見的含鉀黏土礦物,是在油氣注入前形成最晚的膠結(jié)礦物之一,所以自生伊利石K-Ar年齡往往代表著油氣注入的最早時(shí)間和圈閉構(gòu)造成型的最大年齡[32-34]。本文測試了歧東3-1井沙河街組不同段K-Ar同位素的地質(zhì)年齡(表3),可以看出埕北斷階帶(歧東3-1井)自生伊利石K-Ar同位素地質(zhì)年齡為15～32Ma,表明早期烴類流體集中充注時(shí)間發(fā)生在東營末期—館陶初期(圖5)。

表3 渤海灣盆地歧口凹陷沙河街組儲(chǔ)層自生伊利石K-Ar年齡

對(duì)比這2種不同的確定成藏時(shí)間的方法可以發(fā)現(xiàn),用儲(chǔ)層伊利石K-Ar測年得出的地質(zhì)年齡要早于油氣包裹體所確定的油氣成藏時(shí)間,但時(shí)間相近,基本特征較為吻合。根據(jù)2種方法的研究,結(jié)合前人的研究成果可以確定:第一期油氣成藏時(shí)間主要發(fā)生在古近紀(jì)東營末期,并具有一定的充注規(guī)模;第二期成藏在成巖晚期,成藏時(shí)間在明化鎮(zhèn)中末期—第四紀(jì)。與第一期成藏相比,第二期的油氣成藏體現(xiàn)出規(guī)模大、充注強(qiáng)的特點(diǎn),是區(qū)域油氣成藏的主體,在油氣有序性分布規(guī)律、差異聚集和成藏模式上起到控制作用。

4 油氣成藏條件及模式

4.1 烴源巖條件

歧口凹陷水體豐富、有機(jī)質(zhì)充沛,是持續(xù)沉降的大型斷坳型湖盆,發(fā)育了多套優(yōu)質(zhì)烴源巖。研究區(qū)內(nèi)的主要生油層系集中在沙河街組和東營組,其中沙一段和沙三段的暗色泥質(zhì)巖為主力烴源巖,最大累計(jì)厚度近2 500 m,分布范圍廣;且斷層較為發(fā)育,在東營組、沙一段和沙三段沉積期斷裂活動(dòng)劇烈,這種溝通源儲(chǔ)且活動(dòng)劇烈的斷層,極大地促進(jìn)了烴源巖的生排烴[35-37]。

本文烴源巖樣品為岐口主凹和岐南次凹的沙河街組,烴源巖總有機(jī)碳含量(TOC)平均值為1.1%～2.3%,最高可達(dá)5%,巖石熱解生烴潛量(S1+S2)含量大多分布在6mg/g以上(圖6a),說明其有機(jī)質(zhì)豐度高,生烴潛力大,烴源巖質(zhì)量好。根據(jù)我國陸相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),均屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。通過氫指數(shù)(IH)和Tmax分析有機(jī)質(zhì)類型,烴源巖樣品的有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根為主,只有極個(gè)別點(diǎn)分布在Ⅲ區(qū)(圖6b),干酪根原始?xì)浜亢虷/C原子比高,生油氣潛能大,烴類轉(zhuǎn)化率高。通過鏡質(zhì)體反射率(Ro)分布和隨深度變化圖(圖6c)可知,2個(gè)生烴凹陷沙河街組的Ro較多分布在0.5%～1.2%之間,處于熱降解生油氣的成熟階段,局部未進(jìn)入生烴門限(Ro<0.5%)。整體而言,研究區(qū)大多數(shù)烴源巖已達(dá)到成熟階段。綜上認(rèn)為,埕北斷階帶的岐口主凹和岐南次凹烴源巖條件較好,都發(fā)育有效烴源巖,處于有利生油氣期,對(duì)油氣均有貢獻(xiàn)。

圖6 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶沙河街組烴源巖有機(jī)地球化學(xué)特征

4.2 儲(chǔ)集層條件

根據(jù)前人研究成果[38-39],埕北斷階區(qū)自下而上共發(fā)育了四大套七亞套儲(chǔ)層,受沉積環(huán)境和區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響,研究區(qū)不同位置在各層位上均發(fā)育不同類型的砂體,但由于斷階坡折和古地貌對(duì)砂體分布和發(fā)育的控制作用,導(dǎo)致區(qū)內(nèi)砂體供源單一。在館陶組和明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期,主要發(fā)育曲流河和辮狀河三角洲砂體;東營組主要是湖泊三角洲砂體,但因距離物源較遠(yuǎn),砂體整體不發(fā)育;沙河街組以近岸扇體和灘壩砂體為主,其中沙二段巖性較細(xì),為細(xì)砂巖和粉砂巖,沙三段巖性較粗,主要是礫巖和砂礫巖。

孔隙度和滲透率是表征儲(chǔ)層物性和砂巖輸導(dǎo)能力的關(guān)鍵指標(biāo),通過研究區(qū)各層位樣品孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)分析可以看出,孔隙度大部分集中在15%～30%之間,其中明化鎮(zhèn)組和館陶組、沙二和沙三段的孔隙度較大,平均在25%左右,沙一段的孔隙度相對(duì)較低,大多在15%左右(圖7a);滲透率呈現(xiàn)出類似的規(guī)律,明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組和沙一段滲透率較高,平均滲透率可達(dá)1 000×10-3μm2,沙三段次之,沙二段最差,平均滲透率低于100×10-3μm2(圖7b)。整體而言,研究區(qū)由淺至深,物性表現(xiàn)出先變差再變好的特點(diǎn),明化鎮(zhèn)組、館陶組、沙三段孔滲相對(duì)高,對(duì)油氣的儲(chǔ)存有利。

圖7 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階區(qū)各層位儲(chǔ)層物性直方圖

4.3 保存條件

蓋層條件和斷裂活動(dòng)期、活動(dòng)劇烈程度共同控制著研究區(qū)的油氣保存條件。區(qū)域性蓋層是保護(hù)盆地中的油氣免遭散失的重要屏障,對(duì)一個(gè)盆地能否形成豐富的油氣資源至關(guān)重要。根據(jù)前人的研究[40-41],研究區(qū)自上而下共發(fā)育明化鎮(zhèn)組下段、東營組二段和沙河街組一段三套分布范圍廣、厚度大的區(qū)域性泥巖蓋層。其中明下段和沙一段具有物性、超壓、烴濃度相結(jié)合的封閉機(jī)制,封蓋能力好,有效地保存了古近紀(jì)以來的油氣藏資源。明化鎮(zhèn)組下段局部泥巖厚達(dá)200 m,具有泥包砂特點(diǎn),阻止了下部油氣沿?cái)嗔褞н\(yùn)移過程中的散失,封閉性能好。除三套區(qū)域性蓋層外,研究區(qū)每套儲(chǔ)層上部均存在厚層泥巖的局部蓋層作為遮擋條件,阻止了油氣的逸散。

除此之外,斷裂的活動(dòng)期、活動(dòng)程度和空間分布形式使得其在油氣運(yùn)聚過程中體現(xiàn)出輸導(dǎo)和封閉的雙重性。研究區(qū)斷層發(fā)育且多為正斷層,在地質(zhì)應(yīng)力作用下,正斷層的上升盤為破碎帶,往往封蓋性好,因?yàn)楣沤禑N源巖大規(guī)模排烴期和油氣成藏期斷裂構(gòu)造活動(dòng)較弱,加上厚層泥巖的封蓋,沒有造成規(guī)模性的油氣藏破壞,保存條件較好。

4.4 運(yùn)聚模式

從區(qū)域地質(zhì)條件看,埕北斷階區(qū)處于歧口凹陷向埕寧隆起的過渡帶,在生烴凹陷之外。在運(yùn)移階段油氣的物理性質(zhì)沿著運(yùn)移路徑往往會(huì)發(fā)生規(guī)律性的變化,通過對(duì)埕北斷階區(qū)沙河街組部分典型井原油密度、黏度、含蠟量和含膠質(zhì)瀝青量的統(tǒng)計(jì)分析(圖8),可以看出原油密度和黏度從岐口主凹和岐南次凹中心向盆地四周隨運(yùn)移距離的增大而變大,而含蠟量和含膠質(zhì)瀝青含量隨運(yùn)移距離的增大而減小,可認(rèn)為研究區(qū)北部的歧口凹陷和西部的歧南次凹雙向供油,是研究區(qū)的主要供烴區(qū),體現(xiàn)出從北向南、由西往東的區(qū)域運(yùn)聚規(guī)律,運(yùn)聚范圍較大(圖8)。根據(jù)地球化學(xué)研究和油源對(duì)比,埕北斷階區(qū)的原油主要來自沙一段和沙三段的烴源巖,沙三段供烴量更大,范圍也廣,為主力烴源巖。在靠近凹陷的區(qū)域,油氣主要沿高孔滲的砂體橫向運(yùn)移聚集;而在斷階區(qū)輸導(dǎo)層受到斷裂控制,沿?cái)嗔炎呦虮磺懈?在剖面方向上呈現(xiàn)階梯狀。東營末期和明化鎮(zhèn)晚期的斷裂活動(dòng),形成相應(yīng)期次的圈閉和油氣運(yùn)移通道,在垂向上油氣主要沿開啟性斷層向上輸導(dǎo),油氣逐級(jí)上移。這樣在縱向和橫向上,油氣均可發(fā)生較大距離的運(yùn)移,形成階梯狀成藏方式,從而將凹陷中生成的油氣,臺(tái)階式地從低斜坡向高斜坡爬坡式運(yùn)移到非生烴區(qū)的外帶圈閉中聚集成藏(圖9),順向的斷階構(gòu)造在油氣運(yùn)移中起到主導(dǎo)作用。運(yùn)移方式以二次運(yùn)移為主,且運(yùn)移動(dòng)力主要是浮力,運(yùn)移路徑狹窄,往往形成優(yōu)勢運(yùn)移通道[42-43]。

圖8 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶油氣橫向運(yùn)聚成藏

圖9 渤海灣盆地歧口凹陷埕北斷階帶油氣垂向運(yùn)聚成藏

通過前文對(duì)油氣成藏期次的研究,可以得出研究區(qū)存在2期油氣運(yùn)聚史:第一期發(fā)生在東營末期,包裹體的顏色和GOI的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明一期的成藏規(guī)模小,由裂縫和孔隙中殘留的固體瀝青推測經(jīng)過后期構(gòu)造改造,一期的油氣保存條件較差;第二期從明化鎮(zhèn)后期持續(xù)到現(xiàn)在,成藏規(guī)模大。通過對(duì)研究區(qū)平面和剖面的油氣運(yùn)聚研究,結(jié)合2期油氣運(yùn)聚史,體現(xiàn)出順向斷階帶特有的“雙源供烴、多期成藏”的橫向運(yùn)聚模式和“斷砂耦合、接力爬坡”的縱向運(yùn)聚模式。

5 結(jié)論

(1)埕北斷階帶油氣包裹體顏色在高斷階以暗褐色為主,中斷階多為黃綠色,低斷階為藍(lán)綠色,包裹體顏色的變化反映出研究區(qū)油氣的成熟度隨斷階的升高逐漸降低。包裹體均一溫度峰值分布在110～130 ℃之間,主頻均一溫度隨斷階帶由低到高的過渡體現(xiàn)出逐漸降低的規(guī)律。

(2)油氣包裹體的2期發(fā)育表明儲(chǔ)層存在2期充注成藏過程:第一期油氣成熟度低,以中—重質(zhì)油為主,成藏時(shí)間在東營末期—館陶初期,約16 Ma左右;第二期成熟度高,油氣類型多為輕—中質(zhì)油,具體成藏時(shí)間在明化鎮(zhèn)初期,從6 Ma左右開始一直延續(xù)至今。

(3)埕北斷階區(qū)以沙一和沙三段為主力烴源巖,且有機(jī)質(zhì)類型、豐度和成熟度較好,發(fā)育了多套儲(chǔ)層和蓋層,區(qū)域內(nèi)存在的多條斷層在封堵油氣和油氣運(yùn)聚上都起到了關(guān)鍵作用,其中順向斷層輸導(dǎo)效果好,對(duì)油氣的運(yùn)移起主控作用,區(qū)域成藏條件好。

(4)結(jié)合油氣的2期運(yùn)聚史和運(yùn)聚特征,總結(jié)出“雙源供烴、多期成藏”的橫向運(yùn)聚模式和“斷砂耦合、接力爬坡”的縱向運(yùn)聚模式,可以對(duì)我國東部類似地質(zhì)條件地區(qū)的油氣成藏研究提供借鑒和補(bǔ)充。

致謝:本文得益于課題組和大港油田長期合作的項(xiàng)目,大港油田為本文的研究內(nèi)容提供了以往的研究成果和豐富的資料,在此致以衷心的感謝!

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻(xiàn)/Authors’ Contributions

羅群、文璠、董雄英參與實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì);文璠、邱兆軒、賀小標(biāo)完成實(shí)驗(yàn)操作;文璠、羅群、董雄英、邱兆軒、賀小標(biāo)、王仕琛、張宏利、張澤元參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by LUO Qun, WEN Fan and DONG Xiongying. The experimental operation was completed by WEN Fan, QIU Zhaoxuan and HE Xiaobiao. The manuscript was drafted and revised by WEN Fan, LUO Qun, DONG Xiongying, QIU Zhaoxuan, HE Xiaobiao, WANG Shichen, ZHANG Hongli and ZHANG Zeyuan. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.