陆相断陷盆地成藏流体动力差异性及表征

张守春，王学军，王秀红，朱日房，邱贻博

1.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015；2.国家能源页岩油研发中心，山东 东营 257015；3.山东省非常规油气勘探开发重点实验室(筹)，山东 东营 257015；4.中国石化 页岩油勘探开发重点实验室，山东 东营 257015；5.东营市油藏地球化学实验室，山东 东营 257015

流体压力是油气成藏的重要条件，其动力学分析也成为成藏机制研究中的关键环节。近年来，由于油气勘探工作的深入和多学科联合攻关的开展，该方面的研究取得了重要进展[1-4]，进一步完善了成藏要素的分析，开展了油气成藏定量评价。但同时油气成藏动力学研究还有待在差异性方面加以深化，建立不同动力学背景下的控藏模式，进而对油藏类型和富集程度进行预测。以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷、沾化凹陷为代表的我国东部陆相断陷盆地，其油藏类型多样性逐渐为人们所认识[5]，但对藏内油气地球化学特征以及油气富集差异性的成因机制还了解得不够深入，特别是造成这些差异性的动力构成还需要进行反演。如何把烃类地球化学特征与成藏动力学机制进行关联，将为研究成熟探区油气藏形成规律提供重要依据。

油气运移过程中存在分异效应已成为共识[6]，并且发现了一些有效的地球化学指标用以示踪油气运移方向。油藏内烃类地化特征与动力条件之间的关系，前人研究也有所涉及。VANGRAAS等[7]通过单一油相降压分异实验，发现运移较快的轻质烃类相中C29甾烷S/(S+R)、C29ββ/(ββ+αα)参数降低。王健伟等[8]利用C29S/R和C29ββ/αα成熟演化与运移效应的综合关系图版，研究东营凹陷牛庄洼陷及其南缘超压区与常压区之间的甾烷异构化参数，可以看到两个压力系统存在着显著不同的运移效应。徐兴友[9]研究了东营凹陷不同压力带地球化学组分的差异性，发现轻/重比和甾烷异构化参数随不同压力区间具有各自的变化趋势，趋势线的斜率也随不同压力区间发生变化。综合这些实例表明，烃类地球化学特征具有随压力条件或动力环境改变而发生改变的现象，本文将进一步结合洼陷复杂的压力结构分析，研究二者之间的关联性。

1 成藏动力构成及地球化学效应

油气运移动力有多种来源，从作用方式上看主要表现为两种形式，即异常压力和浮力。陆相断陷盆地流体压力发育多样化，形成的动力区间可分为超压区、过渡区和常压区[10-12]。东营凹陷各区的压力转换面存在一定差异，据笔者统计[13]，凹陷内各洼陷、区带超压的发育深度不尽相同，以中央背斜断裂带和牛庄洼陷异常压力出现最深，约为2 500 m，而博兴洼陷、利津洼陷及民丰洼陷相对较浅，超压一般出现在 2 100～2 300 m 之间，故将2 500 m作为明显出现超压的深度。不同动力环境下驱动机制的差异，造成了包括烃类组成在内的多方面流体性质的差异。

轻/重比和异构组分比是进行特征描述常用的指标。本次研究使用的轻/重比以αββC27甾烷(20S+20R)/αββC29甾烷(20S+20R)为代表(以下简写为C27/C29ββ)，异构比为αααC29甾烷20S/αααC29甾烷20R(以下简写为C29S/R)。研究区主要有两套烃源岩，即沙三段(Es3)和沙四段(Es4)，分别对比两套烃源岩C29S/R、C27/C29ββ随深度的变化，发现具有相似的变化规律(图1)。2 500 m之前两项参数均较低，一般不超过0.5；2 500 m之后快速增大，说明进入快速演化阶段；至3 000 m以后大量样点的参数逐步超过1。相比而言，C27/C29ββ增长更为明显，较多样点超过1.5。两套烃源岩也均在浅处相差不大，进入深部主要演化阶段，沙三段两项指标均略高于沙四段，表明它们与烃源岩类型相关性较弱，以成熟度的影响更为显著。

图1 济阳坳陷不同类型烃源岩烃类指标随深度变化

各深度段油藏烃类来源多为烃源岩成熟以后形成，一般情况下也应保持成熟烃源岩的特征，但可以看出在不同深度段有明显差异。据笔者对东营凹陷的统计[14]，从均值、峰值区、范围三个方面对比，油藏纵向总体变化与压力带发育相对应。综合沙三段和沙四段两套烃源岩峰值的变化，高压带以高甾烷C29S/R(0.8～0.9)、高轻/重比(0.8～1.0)为主，且该值随压力系数增大而增大；过渡带呈现明显的差异性，甾烷C29S/R和轻/重比高、低值不同程度地出现(分别为0.5～0.9和0.5～1.0)，轻/重比多表现为低值，甾烷异构化相比超压区有变低的趋势，局部保持高值；常压带表现为甾烷C29S/R降低(0.4～0.6)，轻/重比增高(0.3～1.0)。研究区油藏按沙三段和沙四段来源分类，将两个参数随深度变化作图，并与压力发育对应，可以清晰地看到参数大小转换与异常压力发育深度明显相对应(图2)。

图2 济阳坳陷油藏烃类指标随深度变化

烃类从烃源岩到油藏的一系列变化，与它们经历的运移效应有密切关系。油气运移总体方向是由深而浅、由超压区向常压区，在不同的运移阶段流体的充注方式不同，必然呈现出不同的分异特征，其规律可以通过小范围的运移单元进行更为具体的分析。

超压区内是个相对封闭的运移体系，其内部运移表现为两种情况，其一为烃源岩排烃到邻近砂体，其二为砂体内连续充注。排烃的情况以博兴洼陷为例，洼陷中心沙三段储层砂体与暗色泥岩呈频繁薄互层，砂体中烃类Pr/Ph为1.00～1.62，伽马蜡烷/C30藿烷多小于0.1，明显与本区沙三段非常接近[15]，且该区烃源岩的排烃门限在2 800～3 000 m[16]，洼陷深部沙三段主体烃源岩已发生过排烃，故该段储层属于沙三段近源充注。通过对比可以看出，砂体中烃类的C29S/R和C27/C29ββ均明显大于烃源岩(表1)。砂体连续充注以渤南洼陷南坡L68—L35—L352井区为例，该区整体位于超压区内，L68井接近洼陷中心，L35和L352井向洼陷外侧分布，整体井区压力系数维持在1.2以上，来自沙四段烃源岩提供的烃类沿砂体向洼陷外侧运移，沿L68、L352井方向C29S/R、C27/C29ββ均明显增大(图3)。

表1 济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷岩性油气藏与周边烃源岩烃类指标对比

图3 济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷L68—L35—L352井区地球化学参数随运移变化

常压区油气可以沿斜坡带做长距离运移，地化指标呈现相对有序的变化。以渤南洼陷南坡向陈家庄凸起运移为例，L10—L9—L321—C312井为一条沿构造脊运移的线路(图4)，该线路接近凸起顶部，已完全处于常压条件，由深到浅明显表现出C29S/R降低、C27/C29ββ增大的变化趋势。

图4 济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷南坡L10—L9—L321—C312井区地化参数随运移变化

综上所述，不同运移单元地化指标的变化，取决于组分的运移能力及运移动力作用方式的差异。超压体系内烃类以高压方式充注砂体孔隙，小分子更容易进入油藏圈闭，随运移轻/重比增大。异构体在分子量相同的情况下，分子体积大小也不尽相同，甾烷异构体中S构型分子体积小于R构型分子体积[17]，其运移能力大于R构型，充注砂体后S构型/R构型比值有增大趋势。常压区是相对开放的运移体系，浮力指向(垂向)是主要的运移方向，浮力运移的本质是流体重力差异导致烃类组分运移速度不同，以轻组分分子运移为快，运移前端(或上端)富集轻组分，后端(或下端)则相对富集重组分。浮力对同等分子量的异构体可能影响不大，早期发生运移的烃类因成熟度较低而具有较低的S构型/R构型比值，而后期发生运移的烃类则因成熟度较高而具有较高的S构型/R构型比值，故由下而上(或由近而远)呈现C29S/R持续变低的现象。

随着烃源岩不断生成油气并发生运移，经历不同压力系统或运移区间的地化指标大小或变化梯度有所改变，如图5实线所示。在成熟期形成的烃类原本具有高异构化、高轻/重比特征，在超压作用下实施充注进一步强化这一特征[18-19]，故同时具备高异构化、高轻重比的特征可反映超压的作用范围，该范围在有压力传递条件下可以向浅部波及，将地化参数变化转折或拐点向外围推进，如图5虚线所示。转折或拐点对应的深度即是成藏时超压作用和常压作用的分界线，尽管部分超压现今已经消失。

图5 烃类指标随动力区间变化

动力区间对烃类特征的影响实质上取决于区间内的运移方式，故开展运移方向的判识应分区进行。既然地化指标受成熟度、运移及烃源岩类型的影响，运移区间分析要与其受控制的地质条件有机结合，构建烃源岩与油藏参数间的对应性关系，正确评价运移效应的影响，才可能更好地判识油气运移。在超压区综合考虑近源充注和侧向输导等条件，流体以幕式、混相充注为主，供烃范围有限，排出烃类特征相对均一，对地化指标的影响运移大于成熟度，沿运移方向(或生成端至储集端)C29S/R、C27/C29ββ同时增大即为有利证明(若仅受成熟度影响，则两参数在运移方向上减少)。在常压区向洼陷边缘做长距离运移，运移期较长，供烃区不同运移期烃类差异大，即早先供烃成熟度偏低，后期供烃成熟度偏高。沿运移方向C29S/R降低，表明该类参数受成熟度影响明显，而C27/C29ββ增大，显然该类参数受运移影响明显。杜振京[20]统计东营凹陷南坡不同构造带沙四段原油的∑C21-/∑C22+比值，超压区边缘该值均小于 1，而在常压区该值明显大于 1，称之为“刹车效应”，实际上也是动力条件的改变造成组分分异方式的改变。本文选取两种压力结构的典型洼陷(单一压力系统和复合压力系统)，分析具体油藏形成的动力条件。

2 单一压力系统油气运移动力学表征

该类洼陷只有一个压力中心，以东营凹陷博兴洼陷为典型，其压力分布情况为：常压区在2 500 m以浅，过渡区在2 500～2 700 m之间，高压区在2 700 m以深[21-22]。博兴洼陷以沙三段烃源岩供烃为多，且油藏分布广泛[15]，其他来源油零星分布，故便于对沙三段来源油开展系统分析。图6南北向剖面显示的油藏来源于沙三段供烃，不同构造位置各井位钻遇油藏的甾烷异构化参数C29S/R、C27/C29ββ按深度对应，主要井位数据列于表2。基于图5所示的变化曲线，则可以从洼陷中心到南部斜坡区进行系统的成藏动力学特征分析。

表2 济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷南北向剖面主要井位烃类参数

图6 济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷南北向剖面油气运移动力学差异性的地球化学表征

2 700 m以深段，主要成藏区间位于洼陷中心，裂缝和砂体是主要的输导途径，储集层位以洼陷中心沙三中亚段砂体为主，自生自储的岩性、构造岩性油藏为主。以F24—F10—F14—F11井区为代表，甾烷C29S/R、C27/C29ββ普遍表现为高值，均与高压流体特征匹配。

1 500 m以浅段，成藏区间处于洼陷边缘的常压区，储层为沙一段—馆陶组，输导类型主要为不整合面与砂体，油气藏主要分布在J31、J8、JX103等井区。该深度段甾烷C29S/R变低、甾烷C27/C29ββ增大，至JX103井1 090.5～1 099.8 m(Es1)前者降至0.72，后者增至1.07，显示浮力条件下稳态运移的变化特征。

2 700～3 300 m沙三中亚段岩性储层油藏富集，其高异构化、高轻/重比与超压特征一致，超压的形成也与生排烃对应[23]。在超压区外围的断阶带，多种输导条件导致压差、浮力混合驱动烃类向浅部快速运移，随压力降低形成明显的轻/重分异，造成过渡带滞留油藏重烃优势，但部分高压流体的甾烷C29S/R特征得以保留，以此推断深部的高压流体在成藏期可影响到G26井区的外围，达1 500 m深度。相比现今异常高压仅局限于G80井—G893井附近，其以外的异常压力经运移泄压消失。

3 复合压力系统油气运移动力差异性及表征

该类洼陷存在多个压力中心。以沾化凹陷渤南洼陷为例，在纵向上存在相互独立的3个超压系统，分别是沙四段超压系统、沙三段超压系统、东营组下部—沙二段超压系统，三者平面上呈环带状分布，构成了3个相对独立的异常压力流体封存箱。2 300 m以浅地层发育常压，明显的异常压力出现在2 300 m以深，不同层位异常压力的分布范围有所不同。东营组基本上处在正常的压力范围之内；沙一段及沙三段地层在洼陷带及中部斜坡带一般处于压力过渡带或异常高压带之内，而在其他构造区带通常为正常压力带；沙四段则在中部斜坡带一般处于压力过渡带或异常高压带范围之内，在其他构造区带通常为正常压力带。总体上，各压力体系中地层压力和压力系数均从洼陷中心向外(凸起或断裂处)减小，地层压力等值线与构造等深线大致平行[24-25]。

渤南洼陷以沙四段与沙三段烃源岩贡献的油气分布较为广泛[26-27]，洼陷中央部位沙四、沙三段原油均为自生自储成藏，二者混源油仅在洼陷边缘高部位和陡坡断裂带处分布。沙三段原油还可以在洼陷边缘或断裂带处向上覆层段供给，但在洼陷带上覆储层中无沙三段原油，而沙四段原油从洼陷中心到边缘均有大量分布[28-30]。

图7为渤南洼陷南北向剖面的油藏结构及井位的组合，按深度对应着C29S/R、C27/C29ββ变化，主要井位数据列于表3，同样以洼陷中心到南坡为主要的分析区间，区别各自成藏体系，选出单源油，综合分析沙三、沙四段来源油的成藏特征。

表3 济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷南北向剖面主要井位参数

图7 济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷南北向剖面油气运移动力学差异性的地球化学表征

沙四段来源油分布深度在1 000～4 000 m以深。在3 200 m以深的洼陷中心区，Y170—Y17井区的甾烷C29S/R和甾烷C27/C29ββ高值区，与沙四段压力中心对应。1 800～3 200 m段油藏主要分布于斜坡断阶带，从L48井2 973.12～3 065.00 m(Es4)至L50井2 077.20～2 086.00 m(Es4)、K5井1 839～1 900 m(Es4—Es3)的特征来看，甾烷C29S/R依然较高，在0.79～0.92之间，显示侧向超压充注的结果；C27/C29ββ呈现为低值，重组分优势，表现出压力消减后进一步分异的特征。1 800 m以浅段，甾烷C29S/R向C40、C37等盆缘井区逐渐下降，多在0.5以下；甾烷C27/C29ββ则增大，甚至超过1.2，为常压区浮力条件下的运移特征。

沙三段来源油分布深度为2 800～4 000 m以深。在3 200 m以深段的洼陷中心，油藏分布于Y173、Y170、Y110、Y104等井区，甾烷C29S/R为高值，尤其是充注到深层的Y104井4 011.8～4 030.7 m超过1.5，甾烷C27/C29ββ比多超过1，总体指示高压流体特征。3 000～3 200 m之间，油藏主要分布于Y88、Y85、Y123、Y49等井区，这些井区依然位于洼陷中心，主要部位在沙三段顶部—沙二段，恰好处于沙三段与沙一段两个超压区之间的区域，甾烷C29S/R明显降低至0.8以下，最低可达0.5～0.6，显示出断裂输导压力消减后的运移特征；而甾烷C27/C29ββ与3 200 m之下油藏相比，均超过1.0且呈增大趋势，全程未出现明显的降低区，重组分优势并不明显，说明该部分原油运移距离小，未向浅部发生大规模运移和分异，这与沙三段来源油分布区间相对局限的现象相一致。

渤南洼陷中心沙三、沙四超压体系共同形成高甾烷C29S/R、高轻/重比油藏特征。沙四段生油率高、运移动力充足，上部有沙三超压层阻隔，可以较大规模地沿侧向向洼陷边缘运移，将异常压力传递到断阶带外缘，形成高强度的油气聚集，保持较高的甾烷C29S/R特征。再向断阶带外缘则以浮力驱动，形成常压型油藏，长距离输导也形成了明显的轻/重分异。沙三段生油率低于沙四段，运移动力较小，其分布基本局限于洼陷中心，且在上、下两个高压带之间，压力在该区间的消减也形成较低的甾烷C29S/R，运移距离短限制了轻/重组分分异，保持较高的C27/C29ββ比值。

4 结论

(1)盆地内油气的分布受成藏动力环境的影响。在洼陷中部以岩性油藏为主的超压区，烃类地化特征表现为高异构化C29S/R、高C27/C29ββ比；在以构造—岩性油藏为主的过渡区，多位于斜坡中部断阶带，地化参数出现分异；在构造高部位、以构造油藏为主的常压区，多位于盆地边缘，烃类特征与洼陷内部差异较大，总体以甾烷C29S/R降低、C27/C29ββ增大为主要特征。

(2)利用甾烷异构化参数、甾烷轻/重比，建立了烃类特征对动力学条件的指示图版，由于组分的差异性运移，地球化学指标变化趋势线沿运移方向发生转折，可表征为超压区—过渡区—常压区运移动力的转换过程。

(3)结合洼陷不同区带油藏的分布，对博兴洼陷(单一压力系统)和渤南洼陷(复合压力系统)进行了典型剖面分析，以甾烷C29S/R、C27/C29ββ的变化为基础，研究了储层烃类所处的动力条件及运移特征，重点分析了成藏期异常压力的波及范围，该范围远大于现今油藏异常压力的分布范围。据此可实现运移单元与供烃范围的精细划分，对油气成藏过程的研究具有很好的借鉴意义。