烃源岩排流体特征及对近源油藏成藏的影响——以东营凹陷北部砂砾岩体为例

苗春欣

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

综合资讯

烃源岩排流体特征及对近源油藏成藏的影响
——以东营凹陷北部砂砾岩体为例

苗春欣

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

文中分析了东营凹陷古近系沙河街组烃源岩排出流体含油饱和度变化特征，以及有机酸和H2S的形成规律，探讨了烃源岩排流体特征对近源砂砾岩体原油富集的影响，及其对储层的改造作用。结果表明：随演化程度增加，沙河街组烃源岩依次进入排水为主、排低含油饱和度流体、排高含油饱和度流体和再次进入排低含油饱和度流体阶段；有机酸形成于烃源岩未熟—低熟阶段至高成熟阶段的整个生烃过程；热化学成因的H2S在东营凹陷普遍存在。北部砂砾岩体原油富集模式分为高压、高饱和度流体充注成藏和低含油饱和度流体、高部位富集2类；烃源岩排出的有机酸及H2S有利于中深部储层次生孔隙形成。推测成熟烃源岩向浅部或侧向泄流通道附近，以及大量汇集烃源岩流体的储层都是次生孔隙发育有利区。

烃源岩；地层流体；富集模式；有机酸；次生孔隙；东营凹陷

盆地形成及演化过程中，所发生的油气生成、储层演化、油气运移成藏等一系列过程，都有地层流体的参与［1］。盆地内地层流体的来源，主要包括沉积埋藏水、地表淋滤渗入水、深部来源水和内部生成的烃类等。而对于来源及活动时间、空间不同的地层流体，其对油气成藏的影响作用不同。在所有流体中，来自于烃源岩的流体是控制油气成藏的主要流体。研究其形成及演化规律、与储层发生的流体-岩石相互作用及其对油气富集的影响，对于深入研究油气富集规律、指导高勘探程度油气盆地的精细勘探具有重要意义。

东营凹陷北部砂砾岩体与烃源岩具有较好的接触关系，油气大多为近距离运移成藏，成藏流体基本保持了烃源岩排出流体特性。本文以东营凹陷古近系沙河街组烃源岩及北部陡坡带砂砾岩体为实例，探讨烃源岩排出流体特征及其对近源油藏的成藏影响。

1　地质概况

东营凹陷是济阳坳陷中的一个次级构造单元，是在古生界基岩古地形背景上经构造运动发育起来的中、新生代断陷—坳陷盆地。北部近东西向和北东向边界断层断裂活动强，控制了整个凹陷的沉积演化，使盆地总体上呈现“北断南超、北深南浅”的箕状结构［2］。

东营凹陷古近系和新近系为盆地内的主要含油层系，自下而上依次为孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组。经勘探证实，凹陷的油气主要来源于沙河街组沙四段和沙三下亚段泥页岩［3-5］。在构造运动及风化剥蚀的作用下，凹陷北部演化成断坡陡峭、沟梁相间的古地貌，形成了一系列古冲沟，沿着古冲沟形成了扇三角洲、近岸水下扇和滑塌浊积扇等粗粒沉积体，成为有利沉积储层。盆地沉降过程中，由于沉积水体的频繁波动，纵向上，扇体与细粒泥岩重复叠置，扇体上方覆盖的泥页岩可以作为良好的盖层，另外扇体扇根部位一般为泥质含量较高的砾岩，也对油气具有较好的侧向封堵性。

2　烃源岩排出流体含油饱和度变化

烃源岩排出流体的含油饱和度，与烃源岩含油（水）饱和度、烃源岩束缚水饱和度、油水黏度等参数有关［6-7］。当烃源岩含油饱和度较低（含水饱和度较高），且束缚水饱和度较低时，烃源岩排出流体含油饱和度相对较低；当烃源岩含水饱和度接近于束缚水饱和度时，烃源岩以排出烃类流体为主。石广仁等［6］认为：烃源岩的束缚水饱和度与烃源岩渗透率有关，渗透率越低，束缚水饱和度越高，烃源岩渗透率为1 000×10-3～0.000 01×10-3μm2时，束缚水饱和度为20%～85%。东营凹陷牛页1井泥页岩实测渗透率平均值为0.001× 10-3μm2，推测其平均束缚水饱和度要大于50%。

由于泥页岩含油饱和度难以直接测定，因此本研究根据氯仿沥青“A”分析测试资料，对数据进行轻烃恢复校正［8］，计算出总含油量，再结合烃源岩孔隙度数据，计算出东营凹陷主力烃源岩（古近系沙河街组沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩）的含油饱和度变化剖面。烃源岩含油饱和度不仅反映烃源岩内累积烃量，也受控于烃源岩排出流体的特征，是烃源岩排出流体特征的综合反映。结合前人研究成果［3-4］，根据东营凹陷烃源岩内含油饱和度变化特点，推测出烃源岩整体排出流体中含油饱和度变化特征（见图1）。

总体上，随埋深增加，沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩含油饱和度和排出流体含油饱和度呈阶段性变化，可分为4个阶段。

1）未进入排烃门限，主要排水阶段。烃源岩含油饱和度缓慢增加，此阶段含油饱和度一般小于10%，未进入主要的生排烃门限，原油多为氯仿可溶的大分子物质或部分未熟—低熟成因油，具有较高的原油黏度。2）排低含油饱和度流体阶段。此时烃源岩进入生排烃门限，含油饱和度一般大于20%。由于含油饱和度相对较低，含水饱和度较高，束缚水饱和度较低，水更容易排出，烃源岩开始排出低含油饱和度流体，同时，由于排出水量大于排出油量，使得烃源岩内含油比例迅速升高，含油饱和度迅速变高。沙三下和沙四上亚段进入此阶段的深度分别约为2 500，2 200 m。3）烃源岩含油饱和度达到较高数值，进入排高含油饱和度流体阶段。此时，烃源岩进入生排烃高峰阶段，含油饱和度一般达到50%以上。由于烃类的大量生成及烃类与水的共同排出，含水饱和度迅速降低，接近于束缚水饱和度，此时含油饱和度趋于稳定数值不再增加，排出流体也为高含油饱和度流体。沙三下和沙四上亚段进入该阶段的深度分别约为3 100，3 000 m。4）烃源岩含油饱和度逐步降低，排出流体含油饱和度再次降低。此阶段对应烃源岩生油高峰之后，由于气体及低分子量烃类的生成，以及温度的进一步升高，大大降低了烃类流体的黏度，烃类流体更容易排出，且伴随矿物转化脱水、有机酸脱羧酸基等导致新生水的形成，含水饱和度升高，油饱和度下降，致使排出流体的含油饱和度逐步下降。沙三下和沙四上亚段进入此阶段的深度均为3 700 m左右。

3　烃源岩酸性流体的形成

3.1烃源岩内有机酸

关于烃源岩内有机酸的形成主要有2种观点：一种认为主要形成于未熟—成熟阶段的干酪根裂解过程中［9-10］；另一种认为可以一直持续到生烃终点［11］。本次对区内主力烃源岩沙河街组沙三下和沙四上亚段烃源岩进行了取样分析，测试结果表明，样品中甲酸根和乙酸根的质量分数明显高于草酸根。这与3种离子本身的热稳定性有关，草酸根离子热稳定性相对较差。根据测试结果建立了烃源岩中甲酸根离子和乙酸根离子质量分数随深度的变化剖面（见图2）。不同层段有机酸的质量分数也存在一定差异，其中乙酸根和甲酸根平均质量分数均为沙四段上亚段大于沙三段下亚段，有机酸质量分数的特征差异可能与沉积环境及生烃母质存在一定差异有关。

总体上，从浅到深，有机酸经历了从低到高再到低的演化过程，其峰值出现在埋藏深度3 000 m左右。有机酸的形成过程与油气的生成过程基本是同步的，而且进入生烃高峰期以后，有机酸仍保持了较高的质量分数。从烃源岩内有机酸质量分数变化剖面可以看出，从未熟—低熟阶段、成熟阶段至高成熟阶段，烃源岩中均具有较高的有机酸质量分数，这些酸性流体或随地层水排出，或随烃类流体排出，流经储层时，均会对储层成岩演化产生重要影响。

3.2烃源岩内H2S

烃源岩内或排出流体中的H2S主要有3种成因，分别为细菌硫酸盐还原作用、干酪根热化学分解作用和热硫酸盐还原作用［12］。在形成H2S的同时，部分生成的H2S与地层水中铁离子发生反应，可以形成黄铁矿（FeS2）颗粒。这些黄铁矿颗粒的存在也可以作为判断H2S形成的佐证。细菌硫酸盐还原作用所形成的黄铁矿一般为分散的草莓状；热化学成因所形成的黄铁矿一般为厚度不均匀的集合体，甚至表现为块状集合体。如东营凹陷利页1井3 831.20~3 831.35 m页岩后期充填的重结晶碳酸岩脉中黄铁矿与碳酸盐共生，呈富集状态，表明其硫化氢来源于页岩围岩。来源于围岩内热化学成因的H2S与水中铁离子持续反应，形成富集状黄铁矿，这种大颗粒黄铁矿在3 000 m以下的沙四段烃源岩较为发育。另外，在石膏矿物与泥质烃源岩接触带上，也会发现部分为顺层分布、厚度不均匀的集合体，甚至表现为块状集合体，并且伴生有重结晶碳酸盐矿物，表明其为热硫酸盐还原作用成因。这些富集块状黄铁矿集合体的存在，均表明H2S的热化学成因作用在东营凹陷烃源岩中普遍存在。

4　烃源岩排流体特征的影响

4.1烃源岩排流体含油饱和度对油气富集的影响

4.1.1中深部近源扇体油富集模式

在东营凹陷北部，3 000 m以下的各种扇体中，由于与排高含油饱和度流体的成熟烃源岩接触，或距离排高含油饱和度流体的源岩较近，其晚期成藏流体主要为高含油饱和度流体，并且受生烃增压作用的影响，成藏流体一般具有较高的异常压力［13-19］。由于储层成岩作用较强，岩石总体表现为低—特低渗透性。在较为致密的砂岩储层内，流体非达西渗流特征明显［16-18］，岩性越致密，其最小启动压力梯度也越大，甚至在某些砂岩内，启动压力梯度可能接近或大于浮力梯度。因此，含油流体在运移成藏过程中，浮力运移作用会大大减弱，因此油水不容易产生重力分异。高压、高含油饱和度流体在储层内呈活塞式整体推进运移，排挤出原有的地层水或早期注入的含烃流体。持续注入的高油水比例的含烃流体，会携带走圈闭中原有的地层水，形成高充满度的油藏。如果砂体发育，会形成一系列非油即干的叠置的一系列油藏。民丰洼陷盐家地区3 000 m以下的砂砾岩体即为高饱和度含烃流体充注富集模式（见图3）。3 000 m以下的沙四段砂体接收沙四段烃源岩排出的高含油饱和度流体充注，排挤出早期流体，形成系列油藏。砂体非油即干，砂体均具有较高的充满度。4.1.2浅部远离烃源岩带富集模式

对于浅层扇体储层，由于距离成熟烃源岩相对较远，其成藏流体中油的来源主要有2种：一种为未熟—低熟烃源岩排出的流体，这类流体本身含油饱和度较低，且经长距离运移，被地层水稀释后，含油饱和度更低；另一种为来源于成熟烃源岩排出的高含油饱和度流体，经输导层运移至较浅层的流体，同样受地层水的混合作用，至浅部储层时，含油饱和度也会大大降低。

在浅部的储层和输导层一般为正常压力系统，物性较好，流体一般为达西渗流或接近于达西渗流，并且以浮力及水动力驱动运移为主。含油流体在向圈闭充注过程中，油首先占据构造顶部，且优先进入较大孔隙的储层［20-23］。盐家地区浅部的砂砾岩体即为该类成藏模式：来自于沙三下亚段排出的低含油饱和度流体和来自于沙四上亚段且被地层水混合的低含油饱和度流体中，油在浮力作用下仅在部分物性较好的砂体的高部位富集（见图3），砂体充满度一般较低。因此浅层储层应该寻找构造高部位，储集性能较好，且与深部烃源岩沟通关系较好的储层。

4.2烃源岩酸性流体对储层的改造作用

从烃源岩深埋作用开始，经历未熟—低熟阶段、成熟阶段至高成熟阶段，持续生成酸性流体。而不同演化阶段，其酸性流体特征、数量及溶解方式存在一定差异。由于有机酸及H2S等在油和水中均具有较强的溶解性，因而其既可以随地层水从烃源岩内排出，也可以随烃类流体从烃源岩中排出。烃源岩持续排出的酸性流体对与该酸性流体接触的储层起到持续改造作用。

东营凹陷储层在埋藏深度大于2 800 m时，大部分砂岩压实及胶结作用较强，孔隙度和渗透率大大降低，大部分砂岩储层孔隙度小于10%，渗透率小于1× 10-3μm2，为低孔低渗储层。而此深度范围内的酸性流体对储层的改造作用则显得更为重要。

笔者通过X射线CT扫描成像分析方法对东营凹陷北部砂砾岩体储层进行进行了溶蚀现象观测。选取东营凹陷北带2块砂岩样品，一块为未发生酸性流体溶蚀作用（或溶蚀作用较弱）（见图4a），另一块为酸性流体溶蚀作用较强样品（见图4b），对比溶蚀作用对储层改造作用及孔隙的影响。图4a样品早期的较大孔隙均被碳酸盐充填，并且部分长石矿物被碳酸盐矿物所交代，仅见少部分小孔隙未被碳酸盐充填。图4b样品中碳酸盐矿物主要充填于小孔隙及矿物边缘缝中，并且部分交代了长石矿物，而在大部分小孔隙被碳酸盐胶结并且有部分长石矿物被交代的情况下，仍然存在着大量的大孔隙，表明这些大孔隙均为碳酸盐矿物溶蚀成因，大孔隙被碳酸盐充填后，后期酸性流体溶蚀了碳酸盐矿物，一旦溶蚀形成相对较大孔隙后，后期大部分酸性流体沿较大孔隙运移，因此造成较大孔隙的进一步扩大，形成不均匀的溶蚀现象。对比两者孔隙发育情况，推测图4b样品的碳酸盐溶蚀形成的孔隙空间可能会占到总孔隙的60%以上。当然，酸性流体对砂岩储层的溶蚀作用程度与酸性流体总量、酸性流体与储层接触时间，以及易溶蚀的矿物发育程度等诸多因素有关。综合烃源岩内酸性流体形成特征及排出流体含油饱和度变化规律，推测烃源岩排出的酸性流体对储层溶蚀作用有2种机制：一种为地层水溶解并携带酸性物质，对储层进行溶蚀改造，这种机制可以发生在油气充注之前到之后的任何阶段；另一种机制为烃类流体溶解并携带酸性物质进入储层，边充注储层边溶蚀改造储层。总之，不管是何种方式，只要与烃源岩接触较好，或者能汇集到烃源岩排出的储层，酸性流体均会对其进行一定程度的溶蚀改造作用。东营凹陷北部陡坡带3 000 m以下大量发育的扇三角洲、近岸水下扇、滑塌浊积扇等砂砾岩体，多位于沙三下亚段和沙四段成熟烃源岩附近，部分滑塌浊积扇或扇三角浅源砂体呈指状发育于烃源岩内部。来自于烃源岩内向浅处泄流通道附近，会持续或间歇接受酸性流体的溶蚀改造作用，一般会具有相对较好的物性条件。大量汇集烃源岩流体或深部流体的区域也是次生孔隙发育的有利区。

5　结论

1）东营凹陷古近系烃源岩随演化程度增高，烃源岩排出流体特征依次变化为：排水为主阶段、排低含油饱和度流体阶段、排高含油饱和度流体阶段和再次进入排低含油饱和度流体阶段。对应着烃源岩排出流体含油饱和度变化阶段，东营凹陷北部陡坡带近油源砂砾岩体成藏模式分为2种典型模式：中深部的高压高饱和度流体活塞式推进成藏模式和浅部常压低含油饱和度流体高部位富集模式。

2）东营凹陷古近系烃源岩有机酸的形成伴随着未熟—低熟阶段至高成熟阶段的整个生烃过程，且有机酸的生成高峰与烃源岩生烃高峰相对应；H2S的形成主要为细菌硫酸盐还原、含硫干酪根热化学分解和热硫酸盐还原作用。推测成熟烃源岩内向浅部或侧方泄流通道附近，会持续或间歇接受酸性流体的溶蚀改造作用，一般会具有相对较好的物性条件。距离成熟烃源岩相对较远，但大量汇集烃源岩流体或深部流体的区域也是次生孔隙发育的最有利区。

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（编辑王淑玉）

Characteristics of formation fluids expelled from source rocks and their effects on reservoir forming:taking sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression as an example

MIAO Chunxin
（Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257015，China）

Oil content of formation fluids expelled from source rocks of Eogene of Dongying Depression in different thermal evolution stages were analyzed，and generation mechanism of organic acids and H2S in source rocks were researched also.According to these，the effects of oil-bearing fluids expelled from source rocks on oil accumulation of sand-conglomerate reservoirs near to source rocks were discussed，and the actions of acids generated in source rocks on sand-conglomerate reservoir secondary pore forming were investigated.With the increasing bury depth，the source rocks enter successively into water only expulsion stage，low oil content fluid expulsion stage，high oil content fluid expulsion stage，and again low oil content fluid expulsion stage.The organic acids generated in all source rock evolution stages，from un-matured to low matured to matured stage.The generating of H2S that originated from sulphurous kerogen cracking and thermochemical sulphate reduction occurred commonly in mature source rocks. The oil accumulation mechanisms of near-source rock sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression can be classified into two main patterns:pistol-like injection model with high pressure and high oil content fluids in middle and deep formation，top reservoir accumulation model with normal pressure and low oil content fluids driving by buoyancy in shallow formation.Organic acid and H2S expelled from mature source rocks are favorable for tight reservoir secondary pore forming.The reservoir that is inner and near to main channels for fluids expelled from source rock migration upward and horizontally，and reservoirs which is relatively far away from source rocks but accepting source rocks origin fluids are all favorable areas for secondary pore forming.

source rocks；formation fluid；accumulation pattern；organic acid；secondary pore；Dongying Depression

国家重点基础研究发展计划（973计划）项目“陆相页岩油形成演化与赋存机理”（2014CB239101）、“陆相页岩油资源潜力与分布规律”（2014CB239105）；国家科技重大专项课题“济阳坳陷油气富集机制与增储领域”（2011ZX05006-003）

TE122.1

A

10.6056/dkyqt201604001

2015-12-30；改回日期：2016-05-25。

苗春欣，女，1974年生，工程师，学士，从事石油地质研究工作。E-mail：149283520@qq.com。

引用格式：苗春欣.烃源岩排流体特征及对近源油藏成藏的影响:以东营凹陷北部砂砾岩体为例［J］.断块油气田，2016，23（4）：409-413.

MIAO Chunxin.Characteristics of formation fluids expelled from source rocks and their effects on reservoir forming:taking sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（4）：409-413.