松遼盆地梨樹斷陷下白堊統儲層瀝青特征及其與油氣成因的關系

蘇圣民 蔣有錄 劉玉虎

1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院 2.中國石化東北油氣分公司勘探開發研究院

0 引言

儲層瀝青為石油和天然氣的伴生產物，其成因包括熱成因與冷變質成因兩大類[1-2]。熱成因主要包括熱化學蝕變和熱化學硫酸鹽還原兩類[3-4]，冷變質成因瀝青由原油遭受生物降解、水洗、氧化及氣侵等作用形成[3-4]。由于成因的多樣性，瀝青可以記錄油氣藏形成和演化過程中的多種信息。國內外學者常通過瀝青反射率、拉曼光譜及紅外光譜分析、Re-Os同位素等多種手段對儲層瀝青進行研究，以此來明確有機質成熟度、油氣藏形成時間和油氣運聚過程等[3-9]。熱化學蝕變成因瀝青為原油在埋藏過程中經歷的地層溫度高于150 ℃時裂解形成，往往伴生大量天然氣，該類瀝青常用來指示古油藏及原油裂解成因的氣藏[4,8-9]。

松遼盆地梨樹斷陷天然氣探明程度較低，具有較大的勘探潛力。前人在天然氣組分和碳同位素分析基礎上發現，斷陷內天然氣以油型氣為主，部分地區存在煤型氣和油型氣的混合[10-11]，但未對油氣藏類型進行判識，不同類型油氣藏的成因也不明確。研究區下白堊統發現大量儲層瀝青，前人也未對瀝青發育特征及與天然氣成因的關系進行研究。為此，筆者對梨樹斷陷下白堊統儲層瀝青的發育特征進行綜合分析，結合油氣藏類型的綜合判識，探討瀝青成因及與天然氣成因的關系，以期為梨樹斷陷油氣勘探提供理論依據。

1 地質背景

松遼盆地位于中國東北地區，是一個大型中—新生代陸相沉積盆地，面積約26×104km2，可劃分為北部傾沒區、西部斜坡區、西南隆起區、中央坳陷區、東北隆起區和東南隆起區等6個一級構造單元[12-13]（圖1）。梨樹斷陷位于松遼盆地東南隆起區，為古生代基底上發育斷陷層和坳陷層的斷—坳疊置型坳陷，面積約2 346 km2。斷陷北部為楊大城子凸起，西部為沈洋凸起，東南部為公主嶺凸起[14]（圖1），內部可劃分為6個二級構造單元，分別為桑樹臺次洼、蘇家屯次洼、雙龍次洼、東部斜坡帶、北部斜坡帶和中央隆起帶（圖1）。

梨樹斷陷油氣資源豐富，現已發現12個油氣田[15]，包括秦家屯油田、七棵樹油田、四五家油氣田、十屋油田、八屋氣田、后五家戶氣田、孤家子氣田、皮家氣田、蘇家屯油氣田、金山氣田、太平莊油田和雙龍油田（圖1）。本次瀝青取樣井主要分布于蘇家屯油氣田、皮家氣田、八屋氣田、后五家戶氣田和秦家屯油田（圖1）。

研究區地層具有明顯的雙重結構，產狀平緩、厚度分布較穩定的坳陷層覆蓋在斷陷層之上[16]。下部斷陷層為下白堊統火石嶺組（K1h）、沙河子組（K1sh）、營城組（K1yc）和登婁庫組（K1d），主要為深湖—半深湖或濱淺湖相沉積，巖性以泥砂巖不等厚互層為主；其上部的下白堊統泉頭組（K1q）、上白堊統青山口組（K2qn）、姚家組（K2y）和嫩江組（K2n）為坳陷層沉積，巖性主要為砂巖、泥質粉砂巖、砂礫巖和泥巖[16]。斷陷內主要發育火石嶺組、沙河子組和營城組3套烴源巖，烴源巖熱演化程度由桑樹臺次洼和中央隆起帶西部向外側的蘇家屯次洼、中央隆起帶東部、北部斜坡帶和東部斜坡帶呈逐漸降低的趨勢[17]。油氣縱向上主要富集于火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組和泉頭組，以營城組、登婁庫組和泉頭組泥巖作為區域蓋層（圖1）[17]。油氣源對比結果表明，后五家戶氣田和孤家子氣田天然氣主要源于營城組烴源巖，金山氣田天然氣主要由火石嶺組和沙河子組烴源巖混合供烴，其余地區油氣由沙河子組和營城組兩套烴源巖混合供烴[10,17]。

圖1 梨樹斷陷區域構造地層柱狀圖

2 瀝青類型及拉曼光譜特征

2.1 不同類型瀝青賦存特征

研究區下白堊統沙河子組—泉頭組均可見瀝青發育。巖石孔隙中的瀝青分布零星，含量較低；裂縫中的瀝青含量較高（圖2-a、b）。根據巖心薄片顯微觀察及熒光特征，將研究區瀝青劃分為兩類：碳質瀝青和瀝青質瀝青。其中，碳質瀝青主要分布于東部斜坡帶秦家屯油田和金山氣田、北部斜坡帶皮家和八屋氣田、中央隆起帶后五家戶氣田和四五家油氣田，賦存層位以沙河子組和營城組為主；瀝青質瀝青主要分布于蘇家屯油氣田和秦家屯油田，沙河子組—泉頭組均有發育。

碳質瀝青透射光下呈黑色，由于演化程度較高，熒光照射下不發光（圖2-c、d）。此類瀝青主要充填于粒間孔內，呈環狀附著于孔隙壁上（圖2-e），或完全充填于孔隙中（圖2-f），形狀較為規則，具有清晰的邊界（圖2-c、d）。瀝青質瀝青透射光下呈黑色或褐色，熒光照射下發棕褐色熒光（圖2-g）。瀝青質瀝青賦存狀態多樣，呈脈狀充填于粒間或粒緣縫內（圖2-h），或充填于粒間孔內，與碳質瀝青不同的是，充填于粒間孔內的瀝青質瀝青多呈球狀或團塊狀（圖2-i）。

圖2 梨樹斷陷白堊系不同類型瀝青賦存狀態與熒光特征照片

2.2 瀝青拉曼光譜特征

石墨和碳質物的拉曼光譜常具有兩個特征峰：D峰（拉曼位移介于1 350～1 380 cm－1）和G峰（拉曼位移介于1 580～1 600 cm－1），兩個峰的形態和峰高比值與有機質的熱變質程度具有明顯關系[2,18]，且不同類型瀝青的拉曼光譜具有較大差異。

對研究區9口井20個樣品進行拉曼光譜分析，碳質瀝青拉曼光譜可見明顯的D峰和G峰，D峰拉曼位移主要介于1 318～1 361 cm－1，G峰拉曼位移主要介于1 579～1 602 cm－1。碳質瀝青G峰較D峰尖銳，部分譜圖D峰強度與G峰基本一致，光譜在拉曼位移3 000 cm－1處寬大凸起不高，表明瀝青碳化程度較高[19]（圖 3）。

瀝青質瀝青G峰具有一定的凸起，D峰表現為輕微發育或不發育。D峰拉曼位移主要介于1 341～1 371 cm－1，G峰拉曼位移主要介于1 576～1 600 cm－1。光譜在拉曼位移3 000 cm－1處寬大凸起較高，表明瀝青質瀝青碳化程度低，保留有大量的甲基、亞甲基輕烴[19]（圖 3）。

圖3 梨樹斷陷典型井白堊系不同類型瀝青拉曼光譜特征圖

3 瀝青成熟度及成因

3.1 瀝青成熟度

拉曼光譜參數可用來反映瀝青的成熟度，相關性較好的參數主要為D峰和G峰的峰位、峰間距和半高寬等[5,20-21]。通過Labspec軟件對研究區40條瀝青拉曼光譜進行分峰擬合，根據Wilkins等[20]提出的公式對瀝青反射率進行計算：

式中BRo表示拉曼參數計算的瀝青反射率；vG表示G峰的峰位，cm－1；vD表示D峰的峰位，cm－1；SI表示鞍形指數，即G峰高度與D峰和G峰之間最低處高度的比值；HWG表示G峰半高寬，cm－1；HWD表示D峰半高寬，cm－1。

從實測瀝青反射率（Rb）來看，瀝青質瀝青Rb介于1.40%～1.47%，明顯低于碳質瀝青Rb（2.29%～2.39%）。對比實測瀝青反射率與通過拉曼參數計算的反射率，實測反射率略低于拉曼參數計算的反射率，但相對誤差不超過0.03（表1），表明拉曼參數計算的反射率準確率較高，可以用來反映瀝青的成熟度。

表1 梨樹斷陷SW332井和SW3井白堊系實測瀝青反射率和拉曼參數計算得到的瀝青反射率統計表

計算結果表明，研究區瀝青成熟度分布范圍較廣，介于1.45%～2.80%，主要介于2.17%～2.38%。隨著瀝青成熟度的增加，G峰表現為變窄的趨勢，且逐漸向高波數拉曼位移移動（圖4-a）。不同類型瀝青的成熟度具有較大差異，瀝青質瀝青HWG介于76～104 cm－1，HWD介于145～175 cm－1，瀝青反射率介于1.45%～1.69%，平均值為1.52%；碳質瀝青HWG介于52～105 cm－1，HWD介于108～188 cm－1，瀝青反射率介于1.69%～2.67%，主要介于2.18%～2.32%，平均值為2.20%，明顯高于瀝青質瀝青（圖4-b、圖5）。

圖4 梨樹斷陷白堊系瀝青成熟度特征圖

圖5 梨樹斷陷白堊系不同類型瀝青反射率分布直方圖

烴源巖鏡質體反射率和瀝青反射率隨深度變化趨勢對比結果表明，不同類型瀝青的反射率具有隨深度增加而不斷增大的特征，與烴源巖鏡質體反射率隨深度變化趨勢一致，表明瀝青演化過程符合正常的熱演化趨勢，沒有經歷明顯的熱異常（圖4-b）。

3.2 瀝青形成時間及成因

梨樹斷陷白堊系主要發育液相和氣液兩相包裹體，呈零星狀、團簇狀或串珠狀分布于石英顆粒表面、石英顆粒內裂縫及裂縫膠結物中（圖6-a～c）。包裹體粒徑較小，大部分小于9 μm，多呈橢圓形、長條形和不規則狀。透射光下，包裹體常呈無色透明狀；熒光下，沙河子組存在淺黃色和藍色兩種熒光顏色的烴類包裹體（圖6-d），表明存在兩期油氣充注；營城組和泉頭組僅存在藍色熒光包裹體（圖6-e、f），表明僅有一期的成熟度較高烴類充注。

圖6 梨樹斷陷白堊系流體包裹體特征照片

利用PetroMod盆地模擬軟件，結合地質年代、地層厚度及剝蝕量、地層實測溫度、烴源巖鏡質體反射率、古地表溫度、古水深和古大地熱流等參數[22-23]，恢復單井埋藏史和熱演化史，對烴類包裹體伴生的鹽水包裹體進行均一溫度測試，確定白堊系油氣成藏期，并結合瀝青賦存狀態和成熟度，最終確定瀝青成因及形成時間。

梨樹斷陷不同構造的油氣成藏時間具有差異。對于皮家氣田，SN132井營城組烴類包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度峰值介于90～110 ℃，油氣成藏期為泉頭組—青山口組沉積期（距今107.4～95.3 Ma）（圖7-a）；SN92井沙河子組伴生鹽水包裹體均一溫度峰值分別介于100～120 ℃和170～180 ℃，油氣成藏期為泉頭組沉積期（距今110.8～101.3 Ma）和嫩江組沉積期（距今85.6～83.2 Ma）（圖7-b）。對于蘇家屯油氣田和秦家屯油田，SW332井營城組伴生鹽水包裹體均一溫度峰值介于100～110 ℃，反映其油氣成藏期為泉頭組沉積期（距今104.7～101.6 Ma）（圖7-c）；SN145井泉頭組伴生鹽水包裹體均一溫度主要介于100～110 ℃，油氣成藏期為泉頭組沉積末期—青山口組沉積期（距今98.8～93.6 Ma）（圖7-d）。

圖7 梨樹斷陷白堊系油氣成藏時間圖

對比不同類型瀝青賦存層位的油氣成藏時間可以發現，碳質瀝青發育的沙河子組和營城組油氣成藏持續時間較瀝青質瀝青發育層位的油氣成藏持續時間長，且結束時間更晚，表明兩種類型瀝青的成因具有較大差異。碳質瀝青反射率高且成熟度大，地層古地溫在油氣成藏晚期時高于150 ℃，達到了原油裂解的溫度[4]。該類瀝青主要呈環狀半充填或完全充填于粒間孔內（圖2-e、f），為原油裂解過程中形成瀝青的典型特征，綜上判斷碳質瀝青成因為原油裂解，形成期為嫩江組沉積期。瀝青質瀝青反射率明顯低于碳質瀝青，成熟度低，且地層在埋藏過程中古地溫始終小于150 ℃（圖7-c、d），未達到原油裂解的溫度。前人對蘇家屯和秦家屯地區原油分析后發現，飽和烴色譜圖中沒有明顯的“鼓包”特征[17]，表明原油沒有發生生物降解作用。該類瀝青多呈脈狀分布于裂縫中（圖2-h），且主要分布于油氣充注部位，綜合確定瀝青質瀝青為運移分異形成，形成時間與成藏期一致。

4 油氣成因及其與瀝青發育關系

4.1 油氣藏類型判識

油氣藏類型判識方法多樣，筆者主要采用方框圖法、C5+含量法（戊烷以上烴組分摩爾分數）、C1/C5+比值法和因子法等，對梨樹斷陷存在天然氣地區的油氣藏類型進行綜合判識。其中，方框圖法主要計算C2+（乙烷以上烴組分合計摩爾數）、C2/C3、100C2/(C3+C4)和100C2+/C14個參數值，將4個參數值投影到對角線上，便可確定油氣藏類型[24]。

因子法主要包含Z1和Z2兩個參數，計算方法如下[24]：

式中Z1、Z2表示判識因子；C1、C2、C3和C4分別表示甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的摩爾分數；C5+表示戊烷及以上烴組分合計摩爾分數。

判識結果表明，孤家子、后五家戶和金山氣田白堊系油氣藏C2+含量介于0.1%～3.5%，C2/C3比值介于 4.1～ 79.1，100C2/(C3+C4)比值介于 288～ 7 908，100C2+/C1比值介于0.1～0.9，綜合確定上述3個氣田白堊系油氣藏類型以氣藏為主（圖8）。

圖8 梨樹斷陷白堊系油氣藏類型判識圖

十屋油田火石嶺組、皮家氣田沙河子組、四五家油氣田和八屋氣田營城組油氣藏C5+含量介于0.1%～0.7%，C1/C5+比值介于125.1～405.3，Z1值和Z2值分別介于36.0～113.6和35.7～112.5，結合方框圖法，綜合判識上述地區和層位的油氣藏為無油環凝析氣藏。上述地區白堊系其余層位油氣藏的C5+含量、C1/C5比值、Z1值和Z2值分別介于0.1% ～ 0.2%、477.3～ 4 473.0、132.6～ 1 227.9和131.3～1 215.8，油氣藏類型以氣藏為主（圖8、表 2）。

蘇家屯油氣田營城組和秦家屯油田泉頭組油氣藏C5+含量介于0.1%～1.4%，C1/C5+值介于44.9～602.4，Z1值和Z2值分別介于19.3～290.5和22.3～288.8，綜合判識為帶小油環凝析氣藏。秦家屯油田登婁庫組—泉頭組、蘇家屯油氣田火石嶺組—營城組油氣藏C5+、C1/C5+、Z1值和Z2值分別介 于 0.1～ 0.9、89.2～ 1 001.8、28.5～ 323.5和28.2～320.8，綜合判識為無油環凝析氣藏（圖8、表 2）。

表2 梨樹斷陷白堊系油氣藏類型判識參數與結果統計表

4.2 天然氣成因與碳質瀝青發育關系

天然氣成因判別參數主要包括異丁烷與正丁烷含量比值（iC4/nC4）、乙烷碳同位素（δ13C2）等[25-28]，前人通過對不同盆地天然氣成因判識發現，iC4/nC4≥0.8、δ13C2≥－29.0‰的天然氣多為煤型氣，而iC4/nC4＜0.8、δ13C2＜－29.0‰的天然氣則為油型氣[10,29-31]。基于上述判識參數，選取適用于研究區的烴類比值圖[ln(C1/C2)－ln(C2/C3)][32-33]和(δ13C2－δ13C3)－ (C2/C3)天然氣判識圖版[34]，對不同類型氣藏的成因進行綜合判識，明確天然氣成因與碳質瀝青發育關系。

后五家戶、孤家子和金山氣田白堊系氣藏δ13C2值主要介于－26.1‰～－21.7‰[10]，僅少數δ13C2值低于－29.0‰；iC4/nC4值介于0.78～1.41。結合[ln(C1/C2)－ ln(C2/C3)]和 (δ13C2－δ13C3)－ (C2/C3)天然氣判識圖版，3個地區氣藏以干酪根裂解成因的煤型氣為主，存在部分油型氣（圖9）。以LS1井為例，地層中碳質瀝青含量為0.08%（圖1），說明氣藏未發生明顯的原油裂解，主要為干酪根裂解形成。梨樹斷陷油氣成藏受斷層控制作用明顯，上述3個氣田供烴層系有機質類型以腐殖型為主[17,35]，烴源巖現今Ro介于1.3%～3.1%，在斷層活動期已經進入高熟—過熟演化階段（圖10），干酪根裂解成因的天然氣經斷層輸導聚集成藏。

皮家氣田、十屋油田、四五家油氣田、八屋氣田白堊系氣藏和無油環凝析氣藏處于干酪根裂解氣與原油裂解氣過渡帶，且無油環凝析氣藏成熟度低于氣藏（圖9）。上述氣藏和無油環凝析氣藏δ13C2值介于－31.1‰～－28.2‰[10]，iC4/nC4值介于0.51～0.96，為油型氣和煤型氣的混合氣。以皮家氣田SN132井和八屋氣田SW3井為例，地層中碳質瀝青含量介于0.17%～0.18%（圖1），表明氣藏和無油環凝析氣藏存在明顯的原油裂解。上述地區供烴層系有機質類型以混合型為主[17,35]，烴源巖在斷層活動期進入成熟—高熟演化階段（圖10）。綜合判斷可知，上述地區氣藏和無油環凝析氣藏為混合型干酪根中—高演化階段（Ro介于0.7%～1.8%）裂解產物，并存在部分的原油裂解成氣。

圖9 梨樹斷陷白堊系天然氣成因判識圖

圖10 梨樹斷陷斷層活動期與烴源巖生烴期匹配關系圖

蘇家屯油氣田和秦家屯油田白堊系無油環凝析氣藏及帶小油環凝析氣藏δ13C2值介于－30.8‰～－28.3‰，iC4/nC4值介于0.43～0.85，為原油裂解成因的油型氣和煤型氣混合氣（圖9）。儲層瀝青發育程度與石油富集程度相關，瀝青含量高于0.20%可能指示存在古油藏[36]。以秦家屯油田SN145井為例，地層中碳質瀝青含量較高，介于0.25%～0.41%，指示了古油藏的存在（圖1）。上述地區烴源巖有機質類型以混合型為主[17,35]，現今Ro介于0.5%～1.5%，但斷層活動期烴源巖僅進入成熟演化階段（圖10）。綜合判斷可知，兩個地區無油環凝析氣藏及帶小油環凝析氣藏以原油裂解成因為主，早先生成的油藏在埋深至嫩江組沉積期溫度高于150 ℃時，裂解形成現今氣藏。

5 結論

1）松遼盆地梨樹斷陷下白堊統存在兩類瀝青。碳質瀝青主要呈規則狀充填于粒間孔內，不發熒光，拉曼光譜可見明顯的D峰和G峰，拉曼位移3 000 cm－1處無寬大凸起；瀝青質瀝青呈脈狀充填于裂縫內或不規則狀充填于粒間孔隙內，發棕褐色熒光，拉曼光譜D峰輕微發育或不發育，拉曼位移3 000 cm－1處存在明顯凸起。

2）碳質瀝青反射率高，其賦存儲層在埋藏后期古地溫高于150 ℃，為嫩江組沉積期原油裂解形成；瀝青質瀝青成熟度明顯低于碳質瀝青，且地層在最大埋深處古地溫小于150 ℃，相關油氣藏未發生生物降解作用，綜合判斷瀝青質瀝青為運移分異成因，形成時間與油氣成藏期一致。

3）原油裂解形成的碳質瀝青含量對天然氣成因判識具有很好的指示作用。孤家子、后五家戶和金山氣田以氣藏為主，儲層中碳質瀝青含量低，氣藏為腐殖型干酪根裂解形成的煤型氣；皮家氣田、十屋油田、四五家油氣田和八屋氣田以氣藏和無油環凝析氣藏為主，儲層中碳質瀝青含量較高，氣藏為干酪根裂解和原油裂解混合成因；蘇家屯油氣田和秦家屯油田帶小油環凝析氣藏及無油環凝析氣藏碳質瀝青含量高于0.25%，為原油裂解成因。