秦南凹陷烃源岩特征与油气勘探新领域

庄新兵 邹华耀 李 楠 杨元元 孙和风

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

秦南凹陷烃源岩特征与油气勘探新领域

庄新兵1邹华耀1李 楠1杨元元1孙和风1，2

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

2009年钻探凹陷南侧的QHD29-2构造，揭示了千万吨储量的构造岩性复合凝析油气藏。秦南凹陷总体上研究程度比较低，文中从烃源岩有机质地球化学特征、生烃史模拟和油气优势运移路径模拟方面探讨了秦南凹陷勘探潜力和有利区带。秦南凹陷发育3套烃源岩，沙河街烃源岩为好烃源岩，其中沙一段烃源岩具有较强非均质性；东下段烃源岩为中—好烃源岩。油气运移模拟表明：QHD22-2和QHD22-1不在油气运移路径上导致油气贫化；石臼坨凸起油气田应有秦南凹陷的贡献；辽西低凸起南末端和秦南1号断裂的下盘等圈闭为有利勘探区。

烃源岩；有机质类型；生烃史模拟；优势运移路径；秦南凹陷

1 地质概况

秦南凹陷1995年以来无重大发现。前人对该区构造、沉积等方面做过一定的工作［1］，但研究程度比较低。2009年钻探南侧QHD29-2构造，揭示了千万吨储量构造岩性复合凝析油气藏。文中从烃源岩地球化学特征和油气优势运移路径模拟，探讨秦南凹陷勘探潜力和有利区带预测。

秦南凹陷位于渤海海域西北部，是一个新生代断-坳陷型凹陷，北与辽西凹陷相接，南靠近石臼坨凸起，与渤中坳陷相连；包括秦南凹陷与秦南凸起2部分，面积约2 300 km2，秦南1号断层和2号断层控制了整个凹陷。凹陷发育完整的古近系、新近系和第四系地层，前第三系烃源岩由于资料原因无法深入探讨，部分学者仅从天然气来源推测其贡献［2］。

2 烃源岩的形成与地球化学特征

2.1 烃源岩的形成过程

秦南凹陷烃源岩发育于盆地快速裂陷阶段。沙三段沉积时期处于裂陷Ⅱ幕［3］，凹陷快速沉降，凸起为主要物源区，主要发育近岸水下扇、扇三角洲和深湖—半深湖相；中洼和西洼发育厚层泥岩，为主要烃源岩；沙一、二段沉积期，凹陷浅而广，物源较丰富，气候由潮湿略变干燥，水体较浅，沉积厚度较薄，陡坡带广泛发育近岸水下扇和扇三角洲，缓坡发育大型辫状河三角洲等粗碎屑沉积，局部地区发育钙质滩坝，该时期是储集岩发育的重要时期之一；随着凹陷沉降，沙一段沉积期局部发育深湖—半深湖相，因此形成了较好烃源岩，且烃源岩具有较强的非均质性。东下段沉积时期，构造沉降再次加剧，水体加深，半深湖—深湖相范围增大，发育了渤海海域所独有的一套烃源岩。

2.2 烃源岩地球化学特征

沙河街组和东营组下部烃源岩皆是最重要的生油层系，秦南地区油气的贡献主要为沙三段和沙一段烃源岩，因此探讨研究区3套烃源岩地球化学特征，是确定该区油源和预测有利聚集区的基础。

2.2.1 有机质丰度

沙三段烃源岩有机碳最高为2.94%，平均值为1.98%；氯仿沥青“A”最大值为0.384 9%，平均值为0.243 7%；总烃质量分数最大值为2 015×10-6，平均值为1 322×10-6；生烃潜力（S1+S2）最大值为18.93%，平均值为为8.53%。沙一段烃源岩有机碳最高为3.06%，平均值为1.62%；氯仿沥青“A”最大值为1.665 2%，平均值为0.602 5%；总烃质量分数最大值为9 888.58×10-6，平均值为3 299.063 3×10-6；生烃潜力（S1+S2）最大值为29.71%，平均值为为8.5%。东下段烃源岩有机碳最高为2.51%，平均值为12.4%；氯仿沥青“A”最大值为0.297 3%，平均值为0.098 5%；总烃质量分数最大值为1 225.56×10-6，平均值为414×10-6；生烃潜力（S1+S2）最大值为12.29%，平均为3.52%。

可以看出反映有机质丰度的有机碳等指标表明沙河街三段和沙一段烃源岩为好烃源岩，东下段烃源岩丰度为中—好。由于钻井打在构造高部位，相对沉降坳陷区，即烃源岩发育最好的区域往往取不到烃源岩的样品［4］，因此秦南凹陷烃源岩整体丰度比此评价好。

2.2.2 有机质类型

虽然样品数据不能全部代表整个凹陷烃源岩特征，但图1表明秦南凹陷三套烃源岩有机质主要来自湖相水生生物与陆源有机质输入的混合。

沙三段以深湖—半深湖相为主，有机质类型主要为ⅡA型，见Ⅲ型。沙一段以滨浅湖相沉积为主，有机质类型主体为Ⅱ型。东下段以深湖—半深湖相为主，有机质类型为ⅡA和ⅡB，见Ⅲ型，该沉积体系表明物源供应强，陆源输入量较大，有机质类型偏腐殖型。

图1 秦南凹陷烃源岩有机质类型

2.2.3 有机质成熟度

应用IES盆地模拟软件，采用EasyRo模型模拟秦南地区一、二维剖面的生烃演化史［5］（见图2）。表明沙三段烃源岩在30 Ma已进入成熟阶段，现今进入凝析气和干气阶段；沙一烃源岩在24 Ma已进入成熟阶段，现今进入凝析气阶段；东三段烃源岩现今Ro为1.0%，东二下段已进入成熟阶段。沙河街三段烃源岩东洼和中洼都已成熟，西洼内烃源岩没有成熟，东洼中心烃源岩成熟度大于1.3%（见图3）。沙一段烃源岩东洼主体进入成熟阶段，凹陷中心成熟度大于1.0%（见图4），中洼烃源岩仅仅部分进入成熟阶段，而西洼烃源岩没有成熟，东下段烃源岩东洼进入成熟阶段。因此，沙河街组烃源岩正处于生烃高峰，凹陷中心烃源岩进入生气阶段，东下段仅东洼进入生烃门限，正处于低成熟阶段，凹陷中心处于生烃高峰。

图2 虚拟井生烃史模拟及主力烃源岩成熟阶段划分

图3 秦南凹陷沙三段烃源岩（顶界面）成熟度平面

图4 秦南凹陷沙一段烃源岩（顶界面）成熟度平面

3 油气运移模拟

将地球化学现象和运移模拟结合起来可以减小不确定性为油气勘探提供更为有用的信息［6］。目前已钻探成功的QHD29-2和QHD29-2E油气皆在沙一、二段储集层中，上覆东下段200多米厚层优质泥岩盖层。通过油源对比，秦南凹陷周缘原油以沙三、沙一混源油为主，烃类气来自秦南凹陷成熟源岩。

油气自源岩排出进入相邻的渗透性岩层以后的运移称为二次运移，主要受浮力、水动力及毛细管阻力的作用［7-8］。运移的方向和聚集的部位将取决于此3种力的大小和方向，油气在实际运聚过程中由于储层非均质性的影响，油串在总体向上作侧向运移的过程中，总是寻求最大的连通孔隙或最小的排替压力的路径有效运移，也即最小阻力模式。从而决定了运移路线的曲折性和复杂性。对于盆地范围而言，输导层是近似均质的，因此从盆地上看，认为油气生成后，沿运载层垂直于走向向上倾方向运移，油气则集中在有限的运移通道上，从而使运移路径的研究成为可能。Hindle认为输导层油气的运移路径受控于输导层顶面或封闭层底面的三维几何形态［9］。参照Hindle的理论选取沙一、二段区域性砂体为输导层顶，东三段厚层泥岩底面为盖层底面，运用Geofocus Pathway软件对沙一、二组区域输导层中的油气优势运移路径与油气有利聚集区域进行了模拟和预测（见图5）。秦南凹陷地区原油主要来自沙河街组，并且包裹体均一温度测定佐证为晚期成藏，故烃源灶采用盆地模拟中沙三顶面现今Ro为0.7%的等值线范围。生成的油气经过侧向输导层在合理的圈闭内成藏或者通过断裂垂向疏导至新近系砂体输导层中在合理的圈闭内积聚成藏［10-11］。

图5 模拟预测

从模拟的结果来看，预测的油气聚集区基本上与现今已发现的 QHD29-2，QHD29-2E，QHD30-1，QHD28-2及在末端凸起上的潜山428油田有很好的对应关系，反映了很好的油气预测功能。该模拟结果还说明：

1）QHD22-2和QHD22-1没有油气发现，它们是没有在油气运移路径上。

2）石臼坨凸起上QHD27-2和QHD33-1有秦南凹陷油气贡献。

3）辽西低凸起南端和秦南1号断裂下盘圈闭为秦南凹陷新的勘探方向。

4 结论

通过对秦南凹陷烃源岩的形成及地球化学特征分析，进而通过计算机模拟技术对烃源岩生烃史和油气优势运移路径进行模拟，可以获得以下几点认识：

1）秦南凹陷发育3套烃源岩，沙河街烃源岩为好烃源岩，有机质类型为ⅡA型，发育A-B沉积有机相，东洼烃源岩5.1 Ma主体进入成熟阶段，现今进入生烃高峰，凹陷中心进入生气阶段，西洼现今部分烃源岩成熟；沙一段烃源岩具有较强非均质性，5.1 Ma凹陷中心进入成熟阶段，现今进入成熟阶段；东下段烃源岩为中—好烃源岩，有机质类型为ⅡA—Ⅲ型，发育B-C沉积有机相，现今仅凹陷中心区进入生烃阶段。

2）根据油气运移模拟技术，油气聚集区基本上与现今已发现的 QHD29-2，QHD29-2E，QHD30-1，QHD28-2以及在末端凸起上的潜山428油田有很好的对应关系；QHD22-2和QHD22-1不在油气运移路径上导致油气贫化，另一方面烃源岩未成熟；石臼坨凸起油气田应有秦南凹陷的贡献；预测油气汇聚区为辽西低凸起南末端和秦南1号断裂的下盘的圈闭。

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Characteristics of source rock and new region of oil and gas exploration in Qinnan Sag

Zhuang Xinbing1Zou Huayao1Li Nan1Yang Yuanyuan1Sun Hefeng1，2
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Tianjin Company,CNOOC,Tianjin 300452,China)

In 2009,a complex structural-lithologic condensate oil-gas reservoir with the reserves of ten million tons was discovered when QHD29-2 structure was drilled in the south of Qinnan Sag.As a whole,the study degree was low in the Sag.In this paper, exploration potential and favorable zones prediction are investigated by the discussion of organic matter geochemical behaviors, hydrocarbon generation history simulation and hydrocarbon migration simulation of source rock.The results show that there are three sets of source rocks in the sag.The source rocks of Shahejie Formation are good source rocks and the first member of Shahejie Formation shows a strong heterogeneity.The third member and the lower part of second member of Dongying Formation are middlegood source rocks.Hydrocarbon migration simulation shows that QHD22-2 and QHD22-1 structures are not located in the hydrocarbon migration pathway,resulting in hydrocarbon dilution.The hydrocarbon of Qinnan Sag should migrate into the oil and gas fields of Shijiutuo uplift.The traps,the southern end of Liaoxi low uplift and the footwalls of Qinnan 1 fault,are favorable exploration areas.

source rock;organic matter type;hydrocarbon generation history simulation;dominant migration path;Qinnan Say

国家自然科学基金重大研究计划项目“渤海湾盆地的差异演化与油气差异富集：华北克拉通破坏的浅部响应和油气资源效应”（90914006）

TE122.1+13

：A

1005-8907（2011）02-146-04

2010-06-28；改回日期：2011-01-11。

庄新兵，男，1978年生，在读博士研究生，研究方向为盆地分析、油气藏形成机理与分布规律。E-mail：zhuangxinbing@126. com。

（编辑赵旭亚）

庄新兵，邹华耀，李楠，等.秦南凹陷烃源岩特征与油气勘探新领域［J］.断块油气田，2011，18（2）：146-149. ZhuangXinbing，ZouHuayao，LiNan，etal.CharacteristicsofsourcerockandnewregionofoilandgasexplorationinQinnanSag［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2011，18（2）：146-149.