渤海灣盆地濟陽坳陷林樊家地區館陶組稠油油源及成藏過程

中圖分類號：TE122.1 文獻標志碼：A

Abstract：Theoil sourceandaccumulation processofGuantaoFormation heavyoilintheLinfanjiaareaof the Jiyang Depression，Bohai Bay Basin，remain unclear.Inthis study，thesource，genesis，andaccumulationhistoryoftheheavyoil were investigated using biomarkerandcarbon isotopecharacteristicsofcrudeoil，combinedwithfluid inclusionanalysis，through reservoirand molecular geochemistrymethods.Theresults indicate thatthe heavyoil inthe GuantaoFormationoriginated frommature sourcerocksoftheuppersub-memberof thefourth memberof theShahejieFormationintheLijinsag.Biodegradationis identifiedastheprimarymechanismresponsibleforoilthickening，withtheestimated timerequiredtoreach the current level of degradation ranging from 4.4 to 13.0Ma . The formation of the heavy oil involved two charging events and one biodegradationphase.The first wasasmal-scaleoil charge during thedepositionofthePaleogeneDongying Formation （31.2-24.6Ma），folowed byalarge-scaleoil charge during the Neogene Guantao to Minghuazhen Formation（15.0-7.0

Ma）．Oil migrated totheGuantaoFormationreservoirs intheLinfanjiaarea mainlyviathe Shangxifaultandasociatedsand bodies. Approximately2 million yearsafter accumulation（around 13.0Ma ），biodegradationbeganandcontinued，gradually increasingtheoil'sviscosityandformingheavyoil.Theaccumulationprocesscanbesummarizedas：initialcharging，thickening during continued charging，and thensustained biodegradation-driven thickening.These findings providetheoretical insights into the genetic mechanisms，thickening processes，and associated shallowgas occurences of heavyoil inthe Jiyang Depression and other similar settings.

Keywords：heavyoil；oil sourcecorrelation;accumulationperiod；degradationtime;；accumulationprocess；Linfanjiaarea

稠油在渤海灣盆地濟陽坳陷占有重要地位，截至2016年底，濟陽坳陷探明稠油儲量占其總探明石油儲量的 56.3%^[1] ，尤其是近年來又在三合村、高青等地區取得勘探突破[2]，展現稠油油藏良好的勘探開發前景。林樊家地區雖不是濟陽坳陷最大、最新的稠油發育區，但該區三面環洼，油氣源條件復雜，且烴源巖、稀油、稠油及天然氣呈順序分布，是濟陽坳陷開展淺層稠油成藏機制研究的典型代表。前人對林樊家地區館陶組稠油研究側重于物理性質、分布規律、油藏描述、開采技術等方面[3-4]，而對其油氣來源、成因機制、稠化過程等方面仍缺乏系統而深入研究。生物降解作用是稠油形成的主要機制之_[5-6]，改變原油的物理、化學性質[7-8]，因此國內外學者多利用原油中抗生物降解能力強的生標化合物直接進行油源對比[9-10]，或恢復飽和烴組分中被降解的生物標志物及提取儲層流體包裹體中的生物標志物等間接進行油源對比[1-12]。由于生物降解原油的來源判識存在不確定性，給這類油藏成藏問題的探討也帶來諸多困惑，如原油生物降解作用是伴隨原油充注同時發生的，還是在油藏形成之后發生的？這些問題直接影響著對稠油次生蝕變、成藏機制等方面的深入認識。因此筆者以林樊家地區館陶組稠油為例，通過對原油與烴源巖之間的生標化合物、碳同位素等特征的綜合分析，闡明稠油來源及其成因，結合流體包裹體分析，恢復稠油的成藏及稠化過程，以期為尋找濟陽坳陷淺層稠油發育區及稠油形成機制研究提供理論指導。

1地質背景

林樊家地區位于濟陽坳陷東營凹陷西部，是一個在中古生界基底之上形成的低幅凸起，整體呈西南高北東低的構造格局，受林南、林北、尚西等邊界斷層控制，南臨里則鎮洼陷，北臨陽信洼陷，東接利津洼陷（圖1（a））。林樊家地區構造演化主要經歷

古近紀斷陷階段和新近紀坳陷階段，由于古近紀與新近紀之間的斷坳轉換造成古近系抬升并遭受長期風化剝蝕，導致館陶組直接披覆于孔店組頂部剝蝕面之上（圖1（b））。新近系館陶組下段為辮狀河沉積，館陶組上段和明化鎮組為曲流河沉積，儲層巖性以粉、細砂巖為主，砂體分布廣泛。目前已發現的油氣主要賦存于新近系館陶組和明化鎮組，其中原油（均為稠油）分布于中東部館陶組下段，探明稠油地質儲量為 3958×10⁴t ；天然氣則分布于中西部館陶組上段和明化鎮組，探明天然氣地質儲量為 4.88× 10⁸m³ （圖1）。

2 試驗結果分析

采集利津洼陷及林樊家地區18口井烴源巖樣品6個、原油樣品15個、含油儲層樣品22塊（其中對LZ12-11井連續取芯井段進行系統取樣6塊）。所有樣品進行族組分及色質譜分析，10塊樣品進行流體包裹體分析，7塊樣品進行穩定碳同位素分析。

2.1 稠油物性及族組分

林樊家地區館陶組原油密度（ 50^qC ）介于 0.92～ 1.02g/cm³ ，黏度（ 50^°C ）介于 （圖2（a）），凝固點介于 -16.0～-2.2°C 。根據原油性質劃分標準[13]，林樊家地區館陶組原油屬于典型稠油，具高密度、高黏度、低凝點特征。原油飽和烴質量分數為 21.87%～47.45% ，芳烴質量分數為19.78%～ 36 72% ，膠質 + 瀝青質質量分數為32.77%～41.41% ，具低飽和烴、低芳烴、高膠質 + 瀝青質特征（圖2（b）），反映輕質餾分散失及重質餾分殘留。林樊家地區構造高部位原油性質相對較好（密度小于 0.96g/cm³ ，黏度小于 ，飽和烴質量分數大于 30% ），而構造低部位及斷層附近相對較差。原油性質隨埋深增加表現為密度增大，飽和烴質量分數降低，芳烴、膠質和瀝青質含量升高的特征（圖2（c））。

2.2 稠油地球化學特征

原油飽和烴總離子流圖基線抬升現象明顯，正構烷烴分布不完整，表明林樊家地區館陶組原油飽和烴均遭受不同程度的損失，且損失程度呈一定的規律性：由構造高部位至低部位再至斷層附近，原油飽和烴損失程度逐漸增大，如LZ10-8、L3-131等井原油僅部分正構烷烴遭受損失，LZ15-2、L102等井原油僅殘留類異戊二烯烴，而 _{LZ20-4，LZ12} 等井原油類異戊二烯烴普遍消失（圖3（a））。

原油甾烷類化合物較鏈烷烴具相對較好的穩定性及抗生物降解能力[14]。林樊家地區館陶組原油甾烷類化合物具有相同或相似的指紋特征，反映出原油具相同或相近成因。 C₂₇-C₂₉ 規則甾烷含量由構造高部位向構造低部位及斷層附近呈降低的趨勢， ααα20RC₂₇?ααα20RC₂₈?ααα20RC₂₉ 的分布由不對稱的“V”型變為對稱的“V”型，同時低分子質量的孕甾烷、重排甾烷含量相對于規則甾烷也有一定程度的增加（圖3（b）），反映出原油生物降解程度不斷增強。

原油萜烷類化合物比甾烷類具更強的抗生物降解能力[15]。林樊家地區館陶組原油 C₂₀、C₂₁、C₂₃ 三環萜烷豐度較低，五環三萜烷含量較豐富， w （三環萜烷）/ 'w （五環三萜烷）小于1，Ts豐度低于 Tm ，伽馬蠟烷含量較高，各構造部位原油萜烷具相似的指紋特征（圖3（c）），反映出原油具相近成因。構造低部位LZ15-2等井原油萜烷中檢測到25-降藿烷系列化合物，而構造高部位LZ10-8等井卻未檢測到，這種原油烴類組成與降解程度出現矛盾的現象主要是因微生物對甾烷和藿烷降解的次序不同而造成[16] O

原油芳烴總離子流圖基線普遍抬升，表明耐生物降解的芳烴類化合物也遭到不同程度的損失，但其改造程度遠不及飽和烴，多數原油低分子質量萘、菲等化合物僅發生輕微消耗，其中萘含量變化最明顯，構造高部位LZ10-8井原油萘含量明顯高于構造低部位及斷層附近LZ15-2、LZ20-4等井，呈現出原油降解程度不斷增強趨勢（圖3（d））。

圖3林樊家地區稠油地球化學特征

Fig.3Geochemical characteristics of heavy oil in Linfanjia area

林樊家地區館陶組稠油具有飽和烴基線拾升，正構烷烴、類異戊二烯烴有明顯損失，甾萜分布不完整，存在25-降藿烷等地球化學特征（圖3），可判斷其成因主要為生物降解作用。根據原油生物降解程度判識標準[7]，林樊家地區館陶組原油整體遭受中等程度的生物降解作用（表1）。平面上，降解程度低的稠油主要分布在構造高部位，而降解程度高的稠油主要分布在構造低部位及斷層附近；垂向上，稠油降解程度表現出“下重上輕”的梯度變化特征（圖2（c））。

表1林樊家地區館陶組稠油生物降解程度識別特征

e1Identification characteristics of biodegradation degree of Guantao Formation heavyoil in Linfanj

2.3 稠油成熟度

三降藿烷w（Ts）/（w（Ts）+w（Tm））、w（ C₂₆ 三芳甾烷20S）/（w（20S） +w （20R））及 w （ C₂₉ 甾烷20S）/（w（20S） +w （20R））等通常作為判別原油或烴源巖成熟度的指標參數[17]。林樊家地區館陶組原油遭受不同程度生物降解作用，部分甾烷發生損失，導致 C₂₉ 甾烷異構化參數評價結果會受生物降解作用影響。采用抗生物降解能力強的三降藿烷以及 C₂₆ 三芳甾烷對原油成熟度進行綜合評價。林樊家地區館陶組原油的 w（Ts）/（w（Ts）+w（Tm）） 介于0.35～0.39 （表1）（中度生物降解原油的該比值低于正常原油[18]）， w （ C₂₆ 三芳甾烷 20S）/（ΩwΩ（20S）+ w（20R） ）介于 0.51～0.63 （圖4），表明原油成熟度較高，是烴源巖在成熟演化階段生成的產物。

圖4林樊家地區稠油成熟度評價

Fig.4Maturity evaluation of heavy oil in Linfanjia area

圖5林樊家地區稠油與周邊洼陷烴源巖地球化學參數對比

Fig.5Comparison of geochemical parameters between heavyoilsin Linfanjiaareaandsourcerocks in surrounding sags

3討論

3.1 稠油油源對比

林樊家地區自身不發育烴源巖，但其南臨里則鎮洼陷，北接陽信洼陷，東抵利津洼陷，具有良好的油氣供給條件。里則鎮洼陷烴源巖熱演化程度低，生烴量少[19]，與林樊家地區原油成熟度差異明顯（圖4），對林樊家地區油氣成藏沒有貢獻。陽信洼陷沙一、三段烴源巖烴轉化率較低，生烴量少[20]，對林樊家地區油氣貢獻可忽略不計;沙四段烴源巖 w （伽馬蠟烷） /w （ C₃₀ 霍烷）大于0.6，而林樊家地區館陶組原油 w （伽馬蠟烷）/ 'w （ C₃₀ 霍烷）小于0.3（圖5），其對林樊家地區油氣成藏也沒有貢獻。

利津洼陷發育沙三下和沙四上烴源巖，兩者在沉積環境、母質來源及成熟度等方面均存在明顯的差異[21-22]。沙三下烴源巖沉積時水體為半咸化環境，植烷優勢消失，姥植比普遍大于 1.0，w （伽馬蠟烷）/ 'w （ C₃₀ 霍烷）普遍大于0.3，與林樊家地區館陶組原油成熟度不相符；而沙四上烴源巖沉積時水體為咸化環境，植烷優勢明顯，姥植比低（普遍小于0.8）， w （伽馬蠟烷）/ （ C₃₀ 霍烷）介于 0.2～0.3 ，與林樊家地區館陶組原油成熟度相符，表明兩者具有較好的親緣性（表1、圖5）。

選擇抗生物降解能力強的生標化合物及穩定碳同位素等參數，分析研究區稠油油源。利津洼陷沙三下烴源巖相對富集重碳同位素，原油碳同位素值一般大于 -27.0‰ ，烴源巖氯仿瀝青“A”碳同位素值為 -25.8%o～-26.5%o ;而利津洼陷沙四上烴源巖富集輕碳同位素，原油碳同位素值小于 -30.0‰ 。林樊家地區館陶組稠油碳同位素偏輕，全油碳同位素值為 -31.4%o～-30.1% ，飽和烴碳同位素值為-32.3%o～-31.6%o ，這些特征與利津洼陷沙四上烴源巖較接近，而與沙三下烴源巖存在較大差別。自利津洼陷L89井沙四上烴源巖，至斜坡帶B649-X58井沙四上稀油、S12-25井館陶組稠油，再至林樊家地區LZ12-11井館陶組稠油，原油飽和烴、甾烷、萜烷等生標化合物參數具相似指紋特征（圖6）。因此林樊家地區稠油與斜坡帶原油同源，均來源于利津洼陷沙四上烴源巖提供的成熟原油。

1.2利津洼陷，L89井， Es₃ 烴源巖（ud）m/（I）m 0.8 L3-131井，981.40m，Ng原油 注陷，井LZ10-8井，978.00m，Ng原油L15井，978.20m，Ng原油0.4 L15井，979.15m，Ng原油LZ15-2井，998.20m，Ng原油LZ15-2井，998.80m，Ng原油LZ15-2井，999.50m，Ng原油00 0.2 0.4 0.6 0.8w（伽馬蠟烷）/ 'w（C₃₀ 藿烷）

圖6林樊家地區稠油油源對比

Fig.6Oil source correlation of heavy oil in Linfanjia area

3.2 稠油成藏期次

流體包裹體已成為油氣地質領域分析油氣成藏期次最重要和最有效的方法之一[23-24]。根據儲層中流體包裹體特征，結合埋藏史-熱史，可確定油氣成藏期次[25-27] O

3.2.1 包裹體巖相學特征

薄片顯微觀察顯示，林樊家地區館陶組儲層中流體包裹體發育鹽水包裹體和烴類包裹體，這些包裹體主要賦存于石英顆粒裂隙及石英加大邊中（圖7）。鹽水包裹體由氣液比 5%～15% 的鹽水溶液組成，呈橢圓狀及不規則狀，大小 3～5μm ，其體壁及氣泡壁薄而清晰，單偏光下無色透明，加熱時均一為液相（圖 7（a）～（d）） 。烴類包裹體由氣、液兩相烴類物質組成，結合顯微熒光特征，將烴類包裹體分為2類。第I類包裹體沿石英顆粒裂隙分布，豐度較低，GOI值為 3%～5% ，主要由液烴包裹體組成，透射光下呈褐黑色，熒光下呈橙黃色；第Ⅱ類包裹體沿石英顆粒裂隙和次生加大邊分布，豐度較高，GOI值為 20%～25% ，主要由氣烴包裹體組成，透射光下呈黑色，熒光下呈綠色（圖 7（e）～（1）） 。

3.2.2 包裹體期次劃分

根據包裹體巖相學特征，林樊家地區館陶組烴類包裹體形成期次有2期，第I期為發橙黃色熒光的烴類包裹體，第Ⅱ期為發綠色熒光的烴類包裹體，反映烴類包裹體存在2期不同成熟度原油的充注。林樊家地區館陶組儲層中與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布在 90～150°C ，第I期鹽水包裹體均一溫度分布在 90～120^°C ，峰值區間為 100～ 110^°C ；第Ⅱ期鹽水包裹體均一溫度分布在 110～ 150°C ，峰值區間為 130～140^°C （圖8（a））。林樊家地區館陶組鹽水包裹體鹽度分布在 1%～20% ，第I期含烴鹽水包裹體鹽度分布范圍為 1%～10% ，峰值區間為 2%～8% ；第 I 期含烴鹽水包裹體鹽度分布在 8%～20% ，峰值區間為 10%～16% （圖8（b））。第Ⅱ期鹽水包裹體均一溫度和鹽度均高于第Ⅰ期，反映第Ⅱ期較第I期有更高溫度和鹽度的烴類流體充注。因此林樊家地區館陶組烴類包裹體存在2期充注。

3.2.3 成藏期次的確定

通過Easy -R_o 模型計算得到利津洼陷沙四上烴源巖生成原油時的溫度為 120～140^°C ，與林樊家地區館陶組儲層流體包裹體主峰溫度（ 130～140C ）接近，據此推測該溫度下的油氣充注時間為距今

15.0～7.0Ma ，對應于館陶組～明化鎮組時期（圖9），反映一種原油快速充注的成藏過程，導致林樊家地區館陶組儲層現今及古地溫小于包裹體實測溫度。因此林樊家地區館陶組存在兩期原油充注（圖9）：第一期為距今 31.2～24.6Ma 的東營組時期，對應第I期發橙黃色熒光的烴類包裹體，該時期烴源巖進入成熟演化階段（ R_o 為 0.5%～0.7% ，但生排烴規模小，為林樊家地區次要成藏期；第二期為距今15.0～7.0Ma 的館陶組 ～ 明化鎮組時期，對應第Ⅱ期發綠色熒光的烴類包裹體，該時期烴源巖達到生排烴高峰，為林樊家地區主要成藏期。

圖7林樊家地區稠油儲層中流體包裹體鏡下特征

Fig.7Microscopic characteristics of fluid inclusions in heavy oil reservoirs in Linfanjia ai

圖8林樊家地區稠油儲層中鹽水包裹體均一溫度和鹽度分布

Fig.8Homogenization temperature and salinitydistributionof brine inclusions in heavyoil reservoirs inLinfanjiaarea

圖9利津洼陷埋藏史-熱演化史

3.2.4 原油降解時間

Larter等[5，28]通過詳細分析生物降解油氣藏的資料，建立垂向上全油柱原油組分（飽和烴）梯度變化模型和原油混合動力學模型，認為原油生物降解遵循一級化學反應動力學方程及擴散吸附原理，導致自油水界面往上油柱的原油飽和烴質量分數逐漸增大（圖2（c）圖10）。因此可根據原油飽和烴質量分數在垂向上的變化特征來分析原油的降解時間。

設某一級化學反應為從A（反應物）到B（產物），A的起始含量為 ^a，B 的起始含量為0;t時刻時B的含量為 ^b，A 的含量為 a-b ，則一級化學反應動力學方程（或速率方程）為

式中， k 為原油生物降解速率常數， kg²?a^-1 ，約為10^-6～10^-7 （據文獻[5]）。

圖10生物降解原油飽和烴垂向變化特征

Fig. 10 Vertical variation characteristics of saturated hydrocarbons of biodegraded crude oil

林樊家地區LZ12-11井館陶組連續取芯段的油柱高度為 295m ，油柱頂部原油遭受輕度生物降解作用，飽和烴質量分數為 48% ，油柱底部（近油水界面處）原油則遭受較嚴重生物降解作用，飽和烴質量分數為 22% （圖2（c）），可知原油飽和烴質量分數的垂向梯度為 0.00088kg?kg^-1?m^-1 。利津洼陷沙四上烴源巖抽提物飽和烴質量分數為 62% ，將其視為原油充注時飽和烴質量分數。若只考慮原油在油水界面處飽和烴質量分數及其降解程度，將參數原油充注時飽和烴含量、原油現今飽和烴含量及原油生物降解速率常數代入式（1），可求得原油降解時間t為 0.44～4.40Ma ，即在沒有物質擴散與交換前提下，原油在油水界面處自未遭受生物降解至現今生物降解程度的時間為 0.44～4.40Ma ，取保守值 4.4Ma 。

實際上，原油飽和烴質量分數或降解程度在垂向上的梯度變化必將導致烴類流體發生擴散及混合（圖10）。假如擴散系數是固定的，那么對于一定長度的油柱來說，其擴散作用造成原油組分含量變化的時間 ρ（t） 響應方程可表示為

t=h²/D.

式中， Φ_t 為原油組分含量變化的時間， s;h 為油柱長度， m;D 為擴散系數， 10^-9m²?s^-1

根據原油飽和烴質量分數及其垂向梯度數據計算，連續油柱長度約為 450m ;已知烷烴在稠油中的擴散系數約為 0.5×10^-10m²?s^-1 （據文獻［28]）。將參數油柱長度、擴散系數代入式（2），可求得原油降解時間t為 4.1×10¹⁴ s，即 13.0Ma 。因此林樊家地區館陶組原油遭受生物降解的保守時間為4.4～13.0Ma 。如前所述，林樊家地區館陶組主成藏期為距今 15.0～7.0Ma ，原油降解所需最長時間（13.0Ma）少于其成藏最早時間（ 15.0Ma） ，表明稠油的形成經歷先成藏、再邊成藏邊稠化、后持續稠化的過程。

3.3 稠油成藏過程

3.3.1 早期成藏

古近紀東營組沉積時期（距今31.2～24.6Ma），利津洼陷沙四上烴源巖進入生烴門限（鏡質體反射率 R_o 為 0.5%～0.7% ），生成的原油向鄰近的巖性圈閉中運移聚集，或沿著砂體側向運移至林樊家地區尚西斷層東側。該時期尚西斷層基本處于靜止狀態，同時由于烴源巖生排烴量較少，原油分布于尚西斷層上盤古近系斷層遮擋圈閉中（圖11）。古近紀末期喜山運動東營幕使得利津洼陷整體拾升并遭受剝蝕，不僅造成館陶組早期約 8Ma 的沉積間斷，也導致利津洼陷沙四上烴源巖生烴作用停止（圖9）。

自新近紀館陶組沉積以來（距今約 23.0Ma^? ），林樊家地區開始進入坳陷演化階段，受北北東一北東東向擠壓應力作用，尚西斷層活動性增強，早期聚集于尚西斷層上盤古近系圈閉中的原油沿尚西斷層垂向運移，并側向進入館陶組下段巖性圈閉中聚集。因此林樊家地區館陶組早期成藏是一個不連續充注過程，即利津洼陷沙四上烴源巖早期生成的原油以尚西斷層上盤古近系圈閉為“中轉站”進入下盤館陶組圈閉。林樊家地區館陶組儲層第Ⅰ期包裹體溫度（ 100～110^°C ）高于其現今地溫（ （47～51°C 及古地溫（最高 85^°C ），表明早期成藏又是一個快速充注過程。

圖11 林樊家地區油氣成藏模式

Fig.11Hydrocarbon accumulation model in Linfanjia area

3.3.2 晚期成藏

新近紀館陶組～明化鎮組沉積時期（距今 15.0～ 7.0Ma ），利津洼陷的持續沉降使得沙四上烴源巖再次進入生烴門限（圖9），同時全區沉積館陶組和明化鎮組的河流相碎屑巖。隨著埋深加大，烴源巖大范圍成熟并逐漸達到生排烴高峰期，生成的大量原油沿砂體側向運移至林樊家地區尚西斷層上盤。該時期尚西斷層處于微弱活動狀態，與主成藏期匹配良好，原油沿尚西斷層垂向運移，在斷層側向封堵性較差的地方，原油穿過斷層進人林樊家地區物性較好的館陶組下段砂體中側向運移，在砂體尖滅圈閉中聚集，隨著原油不斷充注及斷層活動性減弱，形成館陶組巖性或斷層—巖性油藏（圖11）。

油源對比結果表明，林樊家地區館陶組原油與尚西斷層上盤古近系原油具同源性，均來自于利津洼陷沙四上烴源巖（圖6）。從原油分布特征看，原油分布于尚西斷層下盤館陶組和上盤古近系，而下盤孔店組卻沒有顯示，說明利津洼陷烴源巖生成的原油先沿著古近系砂體側向運移至尚西斷層，再通過尚西斷層垂向調整直接運移至下盤館陶組聚集成藏。

3.3.3 稠油形成

自林樊家地區館陶組大規模充注成藏后的約2Ma （距今 13.0Ma^? ），儲層中原油開始遭受生物降解作用并逐漸稠化；距今 13.0～7.0Ma ，儲層中原油的充注成藏與稠化作用同步進行，即進入邊成藏邊稠化階段；距今 7.0Ma 以來，儲層中原油的充注成藏結束，稠化作用仍持續進行，從而形成現今的稠油油藏（圖11）。

3.4 稠油勘探前景

原油遭受生物降解作用過程中，不僅可導致原油稠化形成稠油，還可產生原油降解氣[29]。濟陽坳陷勘探與研究表明，淺層稠油與天然氣呈“耦合分布\"關系，且兩者具成因上的緊密關聯性[30-31]。根據物理模擬試驗數據估算[31-32]，林樊家地區淺層氣已探明儲量僅占估算儲量的 53.6% 。因此稠油發育區的勘探不應局限于稠油資源，與其同步形成的淺層氣資源也應成為勘探的目標。通過開展淺層稠油與天然氣的關聯研究，可對中國其他類似地區（如渤海灣盆地黃驊坳陷、冀中坳陷等，以及準噶爾盆地、松遼盆地等）稠油與天然氣的勘探提供理論依據。

4結論

（1）林樊家地區館陶組稠油油源來自于利津洼陷沙四上成熟烴源巖，生物降解作用是導致稠油形成的主要成因機制，原油整體遭受中等程度的生物降解作用。

（2）林樊家地區館陶組稠油飽和烴呈現“下重上輕”的梯度變化特征，據此計算稠油達到目前生物降解程度所需地質時間約為 4.4～13.0Ma 。

（3）林樊家地區館陶組稠油的形成經歷“兩期充注、一期稠化”的成藏過程，第一期充注為古近紀東營組時期的小規模原油充注，第二期充注為新近紀館陶組～明化鎮組時期的大規模原油充注，以及第二期充注成藏后約 2Ma 開始遭受持續至今的原油稠化，表現為先成藏、再邊成藏邊稠化、后持續稠化的成藏過程

（4）鑒于淺層稠油與天然氣分布特征及其成因關系、量化關系，有必要對淺層稠油發育區的稠油與天然氣開展雙向的聯合勘探，從而提高油氣勘探效率。

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（編輯 李娟）