西湖凹陷孔雀亭構造平湖組油氣來源及充注特征

李朝陽，魏琳*，刁慧，程熊，侯讀杰

1 中國地質大學(北京)能源學院，北京 100083

2 中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335

0 引言

基于烴源巖評價、原油性質和油源對比綜合分析油氣來源，結合流體包裹體特征判斷油氣充注時間和期次，已經成為含油氣盆地成藏研究中的一項重要工作[1-7]。西湖凹陷平湖斜坡帶油氣資源豐富，主要包括孔雀亭、武云亭、寶云亭、平湖4個構造帶，但不同含油構造成藏過程復雜、差異性明顯。近年來不同學者對油源組合、成藏時間等問題開展了一定的研究工作，但對于成藏時間及期次的認識具有較大差異，具體包括：(1)刁慧[8]等認為武云亭構造經歷兩期油氣充注，氣態烴充注晚于油氣兩相烴充注，充注時間均為2 Ma，且認為原油和對應成熟度的天然氣來自于本地平湖組烴源巖，高成熟度天然氣來自于東側主洼平湖組烴源巖；(2)蘇奧[9]等認為寶云亭構造經歷兩期油氣充注，充注時間為19.2～15.6 Ma和11.3～2.8 Ma，一期天然氣充注，充注時間為2.5 Ma至今，同時還存在一次混源作用和氣洗作用；(3)蘇奧等[10]認為南部平湖構造帶存在兩期油氣充注，第一期為16.8～13.2 Ma，第二期為10 Ma至今。孔雀亭構造是西湖凹陷平湖斜坡帶近幾年的勘探重點，但目前對該構造詳細的油氣來源及充注特征相關研究仍較為薄弱，孔雀亭地區平湖組下覆寶石組泥巖是否有生烴貢獻，其與斜坡帶其它含油構造區油氣充注特征是否具有差異，值得進一步研究。因此本研究綜合孔雀亭構造相關井的油氣地球化學分析及流體包裹體資料，對孔雀亭地區的油氣充注成藏特征進行詳細分析，確立了油氣充注時間和期次，為進一步認識該區油氣成藏過程奠定了基礎。

1 研究區概況

東海陸架盆地位于中國東海大陸架之上，地處歐亞板塊東南緣與西太平洋板塊構造活動帶的中部，其東接釣魚島巖漿巖帶，西與浙閩隆起帶相鄰，南北與中國東海邊界相同[11]。東海陸架盆地自東向西可劃分為東部坳陷帶、中部隆起帶和西部坳陷帶3個構造單元[12]。西湖凹陷位于東海陸架盆地的東部坳陷帶，呈NNE走向，由3個一級構造單元組成，自東向西依次為：東緣陡坡—斷隆帶、中央洼陷—反轉構造和西部斜坡帶(圖1a)[13]。

平湖斜坡帶位于西湖凹陷西部斜坡帶中部，是西湖凹陷內勘探程度最高、油氣最富集的區帶之一，自北向南細分為孔雀亭、武云亭、寶云亭、平湖4個次級構造單元(圖1b)[14]。孔雀亭構造位于平湖斜坡帶北部的鼻狀隆起帶上，在古新世—始新世斷陷期受平湖運動影響，發育同生斷裂以及大量因斷裂而形成的構造圈閉，成為順傾向節節下掉的斷塊群(圖1c)。根據斜坡帶井的位置與海礁隆起和洼陷中心相對遠近又劃分為高帶、中帶和低帶(圖1c，靠近隆起側為高帶)。研究區由下而上發育了古新統寶石組(頂界面T40)、始新統平湖組(頂界面T30)、漸新統花港組(頂界面T20)以及中新統以上地層(圖1d)，主力油氣產層為始新統平湖組和漸新統花港組[15-17]。平湖組發育于西湖凹陷裂陷演化晚期，經歷了振蕩式水進、水退沉積，該沉積時期以淡水沉積為主，間歇發育半咸水沉積特征，為三角洲—潮坪沉積體系。根據其地震反射特征又分為上、中、下三段，巖性以砂泥巖互層為主，其間夾有多層厚度不等的煤層[18]。

圖1 研究區構造位置及地層柱狀圖Fig. 1 Tectonic-stratigraphic division of the study area

2 油氣來源分析

2.1 烴源巖特征

前人[19]研究認為孔雀亭地區烴源巖主要分布在花港組和平湖組，近年來的研究認為，花港組雖然發育有一定厚度的泥巖，但由于埋藏深度較淺，其生、供烴能力較差，而埋藏更深的寶石組泥巖具有一定的生烴能力[10]。因此本研究選取了孔雀亭構造K-1井、K-3井共33塊烴源巖樣品(包含寶石組泥巖)進行巖石熱解分析，對該區不同埋深烴源巖的特征進行了總結。

由實驗數據可知，孔雀亭構造平湖組上、中、下段和寶石組烴源巖有機質類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主(圖2a)；平上段烴源巖有機碳含量(TOC)平均值5.95%，生烴潛量(S1+S2)平均值為16.86 mg/g，氫指數(HI)平均值為145.2 mg/g；平中段烴源巖有機碳含量平均值7.42%，生烴潛量平均值為18.61 mg/g，氫指數平均值為205.55 mg/g；平下段烴源巖有機碳含量平均值11.19%，生烴潛量平均值為23.19 mg/g，氫指數平均值為203 mg/g；寶石組烴源巖埋藏較深，現有資料顯示其煤層不發育，主要為泥巖，有機碳含量平均值1.2%，生烴潛量平均值為2.66 mg/g，氫指數平均值為168.17 mg/g，且根據烴源巖有機碳含量和生烴潛力的相關關系，對烴源巖進行了分類研究，分類標準為：泥巖有機碳含量小于7%；碳質泥巖有機碳含量7%～40%；煤有機碳含量大于40%(圖2b)。根據烴源巖成熟度和深度關系可知，平湖組、寶石組烴源巖在3500 m左右均已達到生烴門限(圖2c)，并且有機碳含量和生烴潛量等指標較好，均具備生烴供烴能力。

圖2 孔雀亭地區烴源巖地球化學特征Fig. 2 Geochemical characteristics of source rocks in Kongqueting area

2.2 油氣地球化學特征和來源分析

本研究挑選了孔雀亭地區高帶K-5井14塊烴源巖樣品和中低帶K-1井13塊烴源巖樣品，以及K-1井、K-3井、K-4井、K-5井4個油樣和K-1井、K-2井、K-3井、K-4井4個天然氣樣進行油源對比分析(井位置見圖1c)。原油和烴源巖樣品進行了氣相色譜-質譜分析，氣相色譜實驗使用Agilent 7890A氣相色譜儀完成，色譜-質譜實驗使用Agilent 7890A-5975C氣相色譜-質譜聯用儀完成。原油和天然氣組分碳同位素的分析由氣相色譜-同位素比值質譜儀(GC-IRMS)完成。

由實驗數據可知，孔雀亭構造原油成熟度(低Pr/nC17，低Ph/nC18)明顯高于高帶烴源巖(圖3)，與中低帶烴源巖成熟度更接近(圖4a)。由不同層段烴源巖生物標志物參數對比可知(圖4)，平湖組上、中、下段和寶石組烴源巖具有一定的差異，寶石組烴源巖Pr/nC17值、Ph/nC18值、Pr/Ph值、16β-扁枝烷/異海松烷值、二萜烷/nC20值和降異海松烷/異海松烷值均最低，而平下段烴源巖Pr/Ph值、二萜烷/nC20值較高(圖4b，c)。由孔雀亭原油生物標志物參數特征可知(表1)，原油可以分為兩類，即K-3、K-4、K-5井原油為I類，K-1井原油為Ⅱ類。I類原油其成熟度(相對較高的Pr/nC17，Ph/nC18)低于II類原油，16β-扁枝烷/異海松烷值也低于Ⅱ類原油，全油碳同位素輕于Ⅱ類原油，而Pr/Ph值、二萜烷/nC20值和降異海松烷/異海松烷值高于Ⅱ類原油。這些特征與平下段和寶石組烴源巖具有很好的相似性，因此認為I類原油來源于中低帶平下段烴源巖，Ⅱ類原油來源于中低帶寶石組烴源巖(圖4)。

圖3 孔雀亭構造原油與高帶烴源巖生物標志物參數對比Fig. 3 Biomarker parameters comparison between the crude oils and source rocks located in high zone in Kongqueting structure

圖4 孔雀亭構造原油與中低帶烴源巖生物標志物參數對比Fig. 4 Comparison of biomarker parameters between the crude oil of the Kongqueting structure and the source rocks located in middle and low zones

表1 孔雀亭地區原油地球化學特征統計表Table 1 Typical biomarker and carbon isotope data showing geochemical characteristics in studied crude oil in Kongqueting area

孔雀亭構造凝析油是與天然氣伴生的，二者來源應該相同，且由圖5可知K-1井天然氣δ13C2，δ13C3明顯重于該區其它井天然氣，反映其具有更高的成熟度與不同的母源，而且上文已經指出K-1井凝析油的成熟度也更高(更低的Pr/nC17, Ph/nC18)，二萜烷含量低(二萜烷/nC20=0.09)，異海松烷占絕對優勢，扁枝烷含量低，輕組分更豐富、含有豐富的C27甾烷，藿烷系列以C30為主峰，Tm與C31升藿烷含量較低。這一分布特征與本井鉆遇的寶石組泥質烴源巖分子地球化學特征完全一致(圖6)，也再次表明K-1井凝析油與天然氣來源于寶石組烴源巖。前人[19]研究推測認為孔雀亭構造原油和天然氣為本地和東側西部次洼平湖組烴源巖混合來源，即成熟度更高的油氣來源于深部次洼，但由于深部次洼烴源巖埋藏深，取樣難度大，只能根據成熟度差異進行推測。而本研究充分考慮了本地埋藏較深的寶石組烴源巖，經油源對比分析認為較高成熟度的油氣與寶石組烴源巖具有很高的相似性。

圖5 孔雀亭構造天然氣碳同位素分布Fig. 5 Distribution of carbon isotopes of natural gas in the Kongqueting structure

圖6 孔雀亭構造原油與烴源巖生物標志物特征Fig. 6 Biomarker characteristics of crude oil and source rock in Kongqueting structure

3 油氣充注過程分析

3.1 流體包裹體特征

綜合考慮孔雀亭構造油氣分布特征，本研究優選油氣發現較高的K-1井、K-2井、K-3井、K-4井、K-5井等5口井進行取樣，制作了30塊平湖組細砂巖樣品進行流體包裹體巖相學觀察和參數測定，并對K-1井和K-3井樣品進行了激光拉曼分析。實驗分析在核工業北京地質研究院分析測試研究中心完成，采用的儀器為英國Linkamd冷熱臺(THMS600型)和研究級顯微激光拉曼光譜儀(LabRAM HR800型)。

3.1.1 流體包裹體巖相學特征

研究區平湖組儲層主要發育含烴包裹體和鹽水包裹體，含烴包裹體包括氣液兩相和天然氣包裹體。包裹體主要分布在石英加大邊、加大邊微裂隙、切穿石英顆粒的微裂隙，大小在1～10 μm，形狀主要為橢圓形、方形、三角形及不規則形，發育豐度一般(GOI為3%左右)。氣液兩相包裹體呈淡黃色，在熒光顯微鏡下，主要有黃色、黃綠色、藍綠色等熒光顏色，天然氣包裹體呈灰色，無熒光顯示(圖7)。

圖7 孔雀亭構造流體包裹體鏡下特征Fig. 7 Fluid inclusions pictures under microscope of samples from the Kongqueting structure

根據流體包裹體熒光顯示和產狀等信息，將孔雀亭地區平湖組儲層流體包裹體劃分為兩個期次：第I期沿方解石膠結物微裂隙分布的氣液兩相包裹體，熒光顏色(黃色、黃綠色、藍綠色)反映不同成熟度的輕質油、凝析油充注；第Ⅱ期為沿切穿石英顆粒微裂隙分布的灰色天然氣包裹體，反映晚期天然氣充注。

3.1.2 流體包裹體均一溫度與鹽度特征

流體包裹體均一溫度是指氣—液兩相流體變為單一均勻相流體時所需的溫度。測量均一溫度時，由于烴類包裹體容易散失氫離子，從而改變包裹體的成分，造成測量誤差，所以一般測量與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度，將其作為古地溫的近似值和熱時間標志，從而進行油氣成藏期次劃分[20]。本研究測的是與氣液兩相包裹體和天然氣包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度和鹽度，共139個測點。數據(表2)顯示平湖組包裹體均一溫度普遍偏高，與氣液兩相包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度主峰在150～160 °C，最高達175 °C，這明顯超過了現今地層溫度，可見其主峰溫度并不能代表被捕獲時的地層溫度，還需要結合包裹體鹽度信息進行下一步的分析。而與天然氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度相對較小，主峰在140～150 °C(圖8)。

圖8 孔雀亭構造平湖組儲層流體包裹體均一溫度分布Fig. 8 Homogenization temperature distribution of fluid inclusions in reservoirs of Pinghu Formation in Kongqueting structure

表2 孔雀亭地區部分井流體包裹體均一溫度、鹽度統計表Table 2 Statistical table of homogenization temperature and salinity of fluid inclusions in some Wells in Kongqueting area

鹽水包裹體中鹽度信息也對成藏有重要指示作用，包裹體的鹽度可近似地反映成巖期地層孔隙溶液的鹽度，是進行流體活動分析的主要依據[21]。從研究區流體包裹體鹽度分布可以看出，與氣液兩相包裹體伴生的鹽水包裹體鹽度分散，從0～14%有著不同程度的分布，而與天然氣包裹體伴生的鹽水包裹體鹽度相對集中，在0～4%之間(圖9)。與氣液兩相包裹體伴生的鹽水包裹體有著兩種特殊的均一溫度與鹽度分布，一種是均一溫度集中而鹽度變化大，另一種是均一溫度變化大而鹽度集中(圖10)。這種情況的出現，推測該類型包裹體經歷了再平衡作用，包裹體經歷了兩種改造，一種是泄漏和再充填(包裹體鹽度分散，均一溫度集中)；另一種是伸展變形(包裹體鹽度集中，均一溫度分散)。因為流體包裹體被捕獲后隨著埋深增加和成巖作用增強，原始孔隙溶液溫度和壓力逐漸升高，一些礦物變得不穩定，溶解度增加，或者與孔隙溶液發生化學反應，這些均可導致流體包裹體形態以及孔隙溶液成分改變，最終使流體包裹體均一溫度和鹽度發生特殊變化[22-26]。而與天然氣伴生的鹽水包裹體均一溫度和鹽度都相對集中，可見未受再平衡作用。因此認為與氣液兩相包裹體伴生的鹽水包裹體捕獲均一溫度為130～140 °C，與天然氣包裹體伴生的鹽水包裹體捕獲均一溫度為140～150 °C。

圖9 孔雀亭構造平湖組儲層流體包裹體鹽度分布Fig. 9 Salinity distribution of fluid inclusions in reservoirs of Pinghu Formation in Kongqueting structure

圖10 與氣液兩相包裹體伴生的鹽水包裹體鹽度、均一溫度散點圖Fig. 10 Scatter diagram of salinity and homogenization temperature of saline inclusions associated with gas-liquid two-phase inclusions

3.1.3 流體包裹體激光拉曼特征

激光拉曼光譜成分分析主要集中對單個包裹體中揮發組分、子礦物、絡陰離子的測定和氣水化合物進行研究，對油氣儲層包裹體中常見的揮發組分(H2S、CO2、N2)及 烴 類 組 分(CH4、C2H6、C3H8、C6H6)等 能夠有效的識別出來[27-28]。

天然氣包裹體的激光拉曼譜圖中可見宿主礦物石英的高強度拉曼散射峰，還可見到相對強度較高的CH4(拉曼位移2913 cm-1)、CO2(拉曼位移1283 cm-1，1386 cm-1)、瀝 青(拉 曼 位 移1580 cm-1、2712 cm-1)、N2(拉曼位移2327 cm-1)的拉曼散射特征峰，天然氣包裹體中甲烷的純度普遍很高，有些近似為純甲烷包裹體。CH4、CO2、N2的拉曼散射峰呈現出窄而弱的特點，瀝青的拉曼位移較大，呈現出寬而弱的特點(圖11、12)。天然氣包裹體中除了強度較高的石英拉曼散射特征峰，其他成分拉曼散射特征峰強度都較低，應該是受到包裹體中流體溶度和宿主礦物高強度特征峰的共同影響。K-1井激光拉曼檢測到包裹體含有瀝青質，推測可能沉積晚期大量高—過成熟天然氣的氣洗作用的產物。

圖11 K-1井純氣相包裹體CH4、CO2、瀝青拉曼散射峰特征Fig. 11 Raman scattering peak characteristics of CH4, CO2 and bitumen in pure gas inclusions in well K-1

3.2 油氣充注時間與期次分析

將與各期油、氣包裹體相伴生的同期鹽水包裹體的均一溫度作為其捕獲時的最小古地溫，再結合古地溫演化的埋藏史，就可以運用流體包裹體方法間接確定各期油氣的成藏時期[29]。前文已對孔雀亭地區的流體包裹體均一溫度特征進行了詳細分析，與氣液兩相包裹體伴生的鹽水包裹體主峰均一溫度為130～140 °C，與天然氣包裹體伴生的鹽水包裹體主峰均一溫度為140～150 °C，將主峰溫度與本地埋藏史-熱史演化進行結合，認為孔雀亭構造經歷兩期油氣充注，氣液兩相烴充注時間為5～2 Ma，氣態烴充注時間為2～0 Ma，即油氣充注時期為上新世三潭組沉積至今(圖13)。

圖12 K-3井純氣相包裹體CH4、N2拉曼散射峰特征Fig. 12 Characteristics of CH4 and N2 Raman scattering peaks of pure gas inclusions in well K-3

孔雀亭構造平湖組和寶石組烴源巖在中新世中晚期進入生烴期[30]，其首先排出液態烴，沿活動性斷裂[31]與連通性砂體[32]運移至圈閉形成凝析油與輕質油藏，凝析油與輕質油的充注被儲層樣品中發育黃色、黃綠色、藍綠色熒光的氣液兩相包裹體記錄下來，即該階段為5～2 Ma的凝析油和輕質油充注。上新世末期，烴源巖進一步成熟，天然氣開始大量充注，形成氣藏圈閉，在儲層中發育的天然氣包裹體證實了該期充注，此階段為2 Ma至今的天然氣充注。流體包裹體中檢測到瀝青質，說明晚期大量高—過成熟天然氣的強烈充注對圈閉中的凝析油和輕質油有一定的氣洗作用。總體上，孔雀亭構造具有明顯的“早油晚氣，晚期成藏”特點(圖14)。

圖14 孔雀亭構造油氣分布模式圖Fig. 14 Oil and gas distribution pattern diagram of Kongqueting structure

4 結論

(1)孔雀亭構造平湖組、寶石組烴源巖均具有供烴能力，類型有煤、碳質泥巖、泥巖，有機質類型為Ⅱ1—Ⅱ2型。油源對比分析表明，油氣分為兩大類：I類較低成熟度油氣來源于中低帶平下段烴源巖，Ⅱ類高成熟度油氣來源于中低帶寶石組烴源巖。

(2)孔雀亭構造發育2期流體包裹體，第一期氣液兩相包裹體熒光顯示黃色、黃綠色、藍綠色，因經歷再平衡作用認為主峰溫度130～140 °C為該期油氣充注時的地層溫度；第二期天然氣包裹體無熒光顯示，未經歷再平衡作用，主峰溫度140～150 °C為該期油氣充注時的地層溫度。激光拉曼檢測到包裹體中含有瀝青質，推測晚期可能伴有氣洗作用。

(3)孔雀亭構造經歷2期油氣充注，有“早油晚氣，晚期成藏”的特點：第一期為凝析油和輕質油充注，主要發生在5～2 Ma之間；第二期為天然氣充注，發生在2 Ma至今。