济阳拗陷临南—钱官屯地区烃类微渗漏特征及异常成因

杨　俊, 沈忠民, 王国建, 程同锦

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059;

2.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151)



济阳拗陷临南—钱官屯地区烃类微渗漏特征及异常成因

杨俊1,2, 沈忠民1, 王国建2, 程同锦2

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059;

2.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151)

[摘要]探讨济阳拗陷临南—钱官屯地区化探异常成因机制。通过对临南—钱官屯地区不同构造单元油井和干井中酸解烃特征和微渗漏方式的研究，结合石油地质条件，从油气成藏的角度分析烃类运移、聚集及其微渗漏散失的全过程。结果表明研究区北部地层中以扩散为主，南部以渗透为主或者不存在微渗漏效应，揭示渗漏源和盖层条件是烃类微渗漏的主控因素。临南—钱官屯地区近地表化探异常模式为“渗漏源影响下的断控异常模式”，钱斜14井以北盖层条件和渗漏源条件都最优越，是研究区内最有利的勘探区。

[关键词]临南—钱官屯地区;化探异常;酸解烃;微渗漏;渗漏源;主控因素;异常模式

Characteristics of hydrocarbon micro-leakage and

烃类垂向微渗漏形成地表异常是油气运移成藏系统中的一个组成部分，是油气散失的一种表现形式[1]。根据井中烃类变化特征，研究烃类垂向微渗漏迹象，用以追溯地表异常来源，是研究近地表异常模式及成因机理的重要途径。烃类垂向微渗漏(盖层及其上部)形成近地表烃类异常是油气化探的理论基础和应用前提[2]。本文立足井中烃类微渗漏特征，结合研究区石油地质条件，解释近地表化探异常，并综合井中和近地表化探异常特征，预测勘探有利区。

1地质特征

临南—钱官屯油田位于山东省济阳拗陷，其烃类来源于济阳拗陷惠民凹陷临南洼陷沙四上亚段—沙三中亚段泥质烃源岩[3-6]。沙四段—沙三段砂岩为区域储层，临南油田主力产层为沙三中、下亚段，钱官屯油田主力产层为沙四段[7-9]。夏口断层为控洼向北陡倾正断层，断层以北为临南洼陷，断层以南为临南斜坡，临南油田位于洼陷边缘，钱官屯油田位于斜坡部位。夏口断层在临南洼陷断块油气藏油气系统中起着非常重要的作用[10]。从洼陷到斜坡的构造特征，控制着油气运移总体从北向南(图1)[11-13]。井中采样层段从下至上为孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组，明化镇组和馆陶组属于新近系，东营组、沙河街组和孔店组属于古近系，新近系与古近系之间为区域不整合，从洼陷到斜坡不整合面之下地层剥蚀越来越严重。

图1　临南—钱官屯地区地质特征及井位分布图Fig.1　Geological feature and well locations in the Linnan-Qianguantun area

2井中微渗漏特征

由北向南选取8口井，包括油井(夏326、夏52、钱斜14、钱斜19、钱斜5、钱4)和干井(夏54、钱6)。钱4井产油时间短、产量低，已停产。夏326、夏52和夏54紧邻夏口断层，靠近临南洼陷烃源岩。本文基于井中岩屑酸解烃研究井中烃类微渗漏特征。酸解烃主要是指赋存于碳酸盐颗粒表面及其胶结物中的甲烷及其同系物，包括少量赋存于硅酸镁中的烃类。测试原理主要是在真空、一定的恒温条件下经稀盐酸分解，释放出来的气体经碱溶液吸收除去CO2，其余气体经碱液驱赶至量气管，计算脱出的气体体积，然后用气相色谱仪分析其中的烃类气体含量[14]。

2.1浓度特征

临南—钱官屯地区油井与干井的酸解烃浓度变化差异明显。油井从油层到盖层，表现出旋回变化的特点，分段性明显；干井要么表现出明显的单一增大趋势(夏54)，要么高值点和低值点连续分布性差(钱6)。

2.1.1油井分段旋回

井中岩屑取自孔店组—明化镇组。油井酸解烃甲烷(SC1)和酸解烃重烃(SC2～5)浓度变化基本一致，表现出明显的旋回性，大致可分为3段。

夏326井和夏52井靠近临南洼陷，地层保存相对较全，酸解烃浓度在沙三下亚段(油层段)、沙一段—东营组(区域盖层段)为高值，从下至上表现出高—低—高特征，油层及其附近为相对高值(图2)。

钱斜14、钱斜19、钱斜5井位于临南斜坡，地层剥蚀更加严重，酸解烃浓度在沙一段—东营组为高值，从下至上表现出低—高—低特征，油层及其附近为相对低值(图3)。

钱4井位于临南斜坡南端，地层剥蚀最为严重，缺失东营组，酸解烃浓度在沙三上亚段—沙一段为高值，从下至上总体上也为低—高—低特征，油层及其附近为相对低值(图4)。

图2　夏326井化探酸解烃地球化学柱状图Fig.2　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Xia 326

2.1.2干井反向变化梯度

夏54井SC1和SC2～5特征不同于油井，具反向变化梯度。酸解烃主要取决于岩石对烃类的吸附能力。一般砂岩(或者储层)酸解烃浓度要比泥岩(或者盖层)的低，临南—钱官屯地区沙四段—沙三段为区域性储层，沙一段—馆陶组为区域盖层，因此SC1和SC2～5在储层中较小，盖层中较大(图5)。

钱6井与夏54井虽然都是干井，但构造位置不同，钱6井位于南部斜坡带，深度相对较浅，离临南洼陷烃源岩更远。钱6井酸解烃浓度在下部沙四段—沙三段区域储层中较低，上部区域盖层中较高，这一点与夏54井类似，具反向变化梯度。但钱6井酸解烃高值点和低值点分布不连续，增大趋势不如夏54井明显(图6)。这一现象说明钱6井可能为背景特征。

联井对比发现，横向上存在连续的高值带(图7)。高值带从北向南变化明显：(1)深度上，从北向南有变浅趋势。(2)层位上，大致位于沙二段中上部—东营组。高值带顶界、底界从北向南地层时代有变老趋势，这一特征可能与地层剥蚀强度有关。高值带顶界基本与新近系与古近系的不整合一致，这一特征说明此不整合对油气大量散失具有遮挡作用。(3)厚度上，从北向南明显减薄，夏326井约700～800 m，至钱6井仅有100 m，且高值连续性较差，钱6井以南高值带可能尖灭，盖层厚度自北向南减小，高值带发育的范围包含了目前发现油气的范围。(4)强度上，从北向南，从油气区向非油气区、从稳产井到停产井有减弱趋势(表1)。

分析认为，高值段分布特征与研究区洼陷到斜坡的构造特征息息相关，油气运移(成藏)范围和路径影响着高值带的范围，油藏深度和盖层深度影响着高值带深度，油藏能量(或者烃类供给强度)影响着高值带厚度和强度。

图3　钱斜19井化探酸解烃地球化学柱状图Fig.3　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Qianxie 19

图4　钱4井化探酸解烃地球化学柱状图Fig.4　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Qian 4

图5　夏54井化探酸解烃地球化学柱状图Fig.5　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Xia 54

图6　钱6井化探酸解烃地球化学柱状图Fig.6　Geochemical column of acidolysis hydrocarbon in the hydrocarbon geochemical exploration in Well Qian 6

图7　临南-钱官屯地区化探异常模式Fig.7　Geochemical prospecting abnormal patterns in the Linnan-Qianguantun area

2.2微渗漏方式

微渗漏作用包括渗透和扩散两种。渗透作用指由于压力差而造成烃类以游离相或者水溶相通过孔隙和裂缝等通道连续或断续运移；扩散作用指由浓度差引起的物质分子的弥散。研究表明(杨育斌等，1995；李广之等，2002)，渗透运移时，正构烷烃更容易被吸附发生色层效应，沿渗透路径丁烷异构比(iC4/nC4)增大；扩散运移时，正构烷烃分子体积较小，容易通过岩石超微孔隙，而异构烷烃易受阻，沿扩散方向iC4/nC4降低。

2.2.1扩散方式

夏52、夏54和钱斜14井中酸解烃丁烷异构比(SiC4/SnC4)从下至上整体具减小趋势，其烃类微渗漏以扩散方式为主。仅考虑扩散作用，甲烷扩散系数最大，甲烷可以快速穿过盖层且不能及时补充，导致残留在前方地层中甲烷减少，重烃较多，沿扩散路径酸解烃干燥系数(SC1/SC1～5)、酸解烃甲烷与乙烷之比(SC1/SC2)有减小趋势。同时，碳数大的烃类基本都被阻隔。因此，扩散作用下碳数小的烃类分异较好(图8)。

表1　井中高值段SC1和SC2～5浓度(ρ/μL·g-1)

图8　夏52井扩散作用下正构烷烃组构特征Fig.8　Fabric characteristic of normal alkane under the diffusing effect in Well Xia 52

2.2.2渗透方式

钱斜19、钱斜5和钱4井中SiC4/SnC4从下至上整体具增大趋势，作者认为其烃类微渗漏以渗透方式为主。仅考虑渗透作用，通道条件较好，轻烃较容易通过孔隙和喉道运移，碳数越小迁移速度越快，而且能快速得到补充，理论上沿渗透路径SC1/SC2和SC1/SC1～5具有增大趋势。但是，岩石矿物吸附重烃能力强于轻烃，所以，一方面C1快速运移，岩石优先吸附到C1，好的通道又使失去的C1得到补充，造成运移路径上C1含量增加；另一方面岩石对重烃的吸附能力强，重烃补充速度慢于甲烷，综合效应就是在渗透作用下，SC1/SC1～5和SC1/SC2小幅增大或者不变。渗透作用下碳数大的烃类分异较好(图9)。

图9　钱斜19井渗透作用下正构烷烃组构特征Fig.9　Fabric characteristic of normal alkane under the penetration effect in Well Qianxie 19

2.2.3微渗漏方式转变

地层中烃类扩散时刻存在，扩散与渗透在时空上可以相互转变。不同时期、同一部位因地层条件变化，扩散与渗透可相互转变；同一时期、不同部位(或者不同层位)因地质条件差异，扩散和渗透可同时存在，表现为不同部位(或者层位)微渗漏方式转变的特征。但是，对于特定的地质条件，地质历史时期地层中长期以扩散作用为主时，指标显示扩散作用特征；地层中长期以渗透作用为主时，指标显示渗透作用特征。

根据SiC4/SnC4特征，夏326井微渗漏系统可分为上下两个体系。下部体系为沙四段—沙三段区域储层段，SiC4/SnC4从下至上增大，说明以渗透方式为主。上部体系为沙二段—馆陶组，沙一段—馆陶组为区域盖层段，SiC4/SnC4从下至上减小，以扩散方式为主(图2)。

分析认为，夏326井“在储层段中以渗透方式为主，在区域盖层段以扩散方式为主”的特征，与其构造位置有关。对比夏326井和夏52井，夏326井位于油藏中心，夏52井位于油藏边部(图1)，2口井单位厚度日产能明显不同(表2)。夏326井产能高，说明下部储层渗流能力强，孔渗性更好，利于渗透作用发生。但是，在区域盖层段通道变差，从而转变成以扩散作用为主。

表2　夏52井与夏326井产层单位厚度日产能

2.2.4背景

钱6井SiC4/SnC4在沙四段—沙三段中亚段区域储层中有减小趋势，说明以扩散方式为主；沙三中亚段之上地层SiC4/SnC4规律不明确，为背景特征(图6)。

2.3微渗漏过程

结合前人对研究区油气成藏过程的认识，认为地层中烃类微渗漏的过程如下(图7)：

a.临南洼陷烃源岩油气分为3部分，一部分残留于烃源岩或者输导层，或者在临南洼陷储层中成藏(如夏326、夏52井)；另一部分沿夏口断层或直接穿过上覆盖层散失；还有一部分穿过夏口断层向南部钱官屯地区运移。

b.穿过夏口断层的油气向更高部位的钱官屯地区运聚成藏。钱斜14、钱斜19、钱斜5井稳产，说明下部地层含油性好。钱4井产油期短，而且低产，说明下部地层含油性较差，成藏规模较小。因此，认为临南洼陷烃源岩烃类从北向南运移，其油井产能有降低趋势(表3)，随着距离的增加，成藏概率和成藏规模都有变小趋势。

表3　临南—钱官屯地区油井试油产能

从临南洼陷向钱4井运移的烃类也可分为3部分：一部分通过断层或盖层通道散失；一部分在钱4等井下部储层中成藏；极少部分会继续向南运移。

c.钱6井为干井，说明下部储层未成藏。微渗漏特征表明，全井以背景特征为主，说明临南洼陷烃源岩烃类影响极限向南止于钱6井。

3主控因素

从以上分析可以发现，盖层和渗漏源是地层中烃类微渗漏的控制因素。

3.1盖层

烃类自油层向上微渗漏，上覆盖层是微渗漏最直接而且最重要的影响因素。通道好坏决定突破压力大小，通道越好突破压力越小；盖层封闭性越差，烃类越容易穿过盖层微渗漏，反之越难。

一般油藏埋藏越浅，孔隙、裂缝越发育而且开启性越好，突破压力越小，烃类可在较小压力差作用下呈游离态或者水溶态渗透。沿渗透路径，碳数越小的烃类越容易穿过盖层迁移，碳数越大越容易受阻，最终在盖层通道较好时重烃分异性好于轻烃(图9)。临南—钱官屯地区南部钱斜19、钱斜5和钱4井SC1/SC2、酸解烃乙烷与丙烷之比(SC2/SC3)在渗透作用下变化不大；酸解烃丙烷与正丁烷之比(SC3/SnC4)、酸解烃正丁烷与正戊烷之比(SnC4/SnC5)变化很大。这一特征反过来说明南部盖层孔隙、裂缝相对北部较发育。

油藏埋深越大，孔隙度越小，裂缝等趋于闭合，突破压力大，此时烃类微渗漏一般以扩散运移为主。较好的盖层阻隔并富集烃类，酸解烃呈升高趋势，直径最小的C1可以通过盖层散失，碳数越大的烃类被富集，最终在盖层通道较差时轻烃分异性好于重烃(图8)。临南—钱官屯地区北部夏52、夏54和钱斜14井SC1/SC2在扩散作用下变化很大；SC2/SC3、SC3/SnC4和SnC4/SnC5变化很小。这一特征反过来说明北部盖层孔隙、裂缝相对南部欠发育。

因此，临南—钱官屯地区油藏越往北埋深越大，烃类微渗漏以扩散为主的概率越大；越向南埋深越浅，烃类微渗漏以渗透为主的概率就越大(图7)。

3.2渗漏源

高产稳产油气井渗漏源丰度高，微渗漏的物质基础不受影响。但是夏54井作为干井，依旧存在明显的微渗漏特征，说明其下部同样存在渗漏源。

临南油田和钱官屯油田油气来源于临南洼陷烃源岩。烃源岩排烃不充分，其中残留大量烃类可向上微渗漏；其次，排出的烃类在输导层中侧向运移，往往在运移路径上也残留烃类，输导层残留烃也能向上微渗漏。夏54井紧邻夏口断层，位于烃类运移方向上，烃源岩生成的烃类很容易穿过夏口断层经输导层运移到夏54井；但是夏54井位于夏口断层下盘凸面，不利于成藏，只在下部沙四段—沙三段储层中残留大量运移烃，作为渗漏源而表现出烃类微渗漏效应。对比钱6井，由于远离临南洼陷烃源岩，侧向运移烃很少到达下部储层，因此全井微渗漏特征并不明显，以背景特征为主。

综上所述，渗漏源和盖层通道发育情况共同控制烃类微渗漏。烃类运移主方向上，距离烃源岩越近的储层由于“近水楼台先得月”，烃类充注或者残留量越大，渗漏烃丰度越高、能量越大，通道条件一定情况下发生渗透运移的可能性就越大；反之，扩散运移可能性越大。但是，研究区北部地区“近水楼台”，有充足的“渗漏源”，却表现为扩散方式，则说明北部盖层条件整体很好。南部“渗漏源”丰度低于北部地区，却表现为渗透方式，则说明南部盖层条件整体较差。总结之，渗漏源丰度与烃类流体压力或含烃流体压力有关，盖层好坏由突破压力反映：当烃类流体压力或含烃流体压力大于盖层突破压力时，烃类微渗漏以渗透运移为主；当烃类流体压力或含烃流体压力小于盖层突破压力时，烃类微渗漏以扩散运移为主。

4异常模式及有利区预测

4.1异常模式及成因

不同化探方法地球化学属性各异，是油气不同侧面信息的表现。综合异常(S综合)是油气地球化学信息的综合表征，能更好地指示油气藏。本文优选对油气反应有效的方法(酸解烃重烃、游离烃重烃、顶空气重烃和蚀变碳酸盐)，采用适当措施进行综合异常解析，抑制噪声，突出有效异常。

根据井中微渗漏方式，结合石油地质特征，自北向南将研究区划分为3个区：北部扩散为主区、南部渗透为主区、钱6井以南背景区。扩散为主区和渗透为主区界线位于钱斜14井和钱斜19井之间。不同微渗漏区近地表化探异常响应迥异：背景区为低值，渗透为主区为低到中值，扩散为主区整体为高值(图7)。

背景区盖层条件最差，虽然通道条件优于渗透为主区和扩散为主区，但是远离临南洼陷，烃源岩无法对其供烃，导致其“渗漏源”先天不足，因此近地表化探无异常。

南部渗透为主区，离临南洼陷较近，烃源岩可对其供烃，“渗漏源”相对背景区丰富。因此，渗透为主区近地表化探异常高于背景区。另外，钱4井低产，而且产油期短，表明钱4井下部地层成藏规模很小，“渗漏源”丰度低于北部扩散为主区。因此，虽然地层埋藏浅，孔隙、裂缝较北部扩散为主区更发育，但由于“渗漏源”丰度相对低，所以近地表化探异常低于北部扩散为主区。

北部扩散为主区，紧邻临南洼陷，烃源岩供烃十分充足，“渗漏源”极为丰富。因此，虽然地层埋藏深，孔隙、裂缝相对南部地区欠发育，但是高丰度“渗漏源”使其近地表化探异常依然高于南部渗透为主区。扩散为主区根据异常高低又可划分为①、②和③三个亚区，各亚区断层发育程度不同(图7)。①和③亚区断层发育，②亚区断层不发育，所以①、③亚区异常明显高于②亚区。由于③亚区断层级别、断层密度低于①亚区(图1、图9)，而且③亚区位于凹陷中心，①亚区整体位于斜坡部位，盖层厚度③亚区大于①亚区，盖层通道条件(孔隙、裂缝)③亚区差于①亚区，所以③亚区异常低于①亚区。

综上分析，虽然不同地区地层中主要的微渗漏方式存在差异，但是只要断层发育且存在“渗漏源”时，近地表化探异常就为中—高值。说明断层是烃类微渗漏的优势通道，且断层中烃类一般以渗透方式为主(北部扩散为主区断层渗透与地层扩散为主同时存在)，是形成近地表异常的重要途径。所以，临南—钱官屯地区近地表异常模式可总结为“渗漏源影响下的断控模式”。

4.2有利区预测

通过以上分析，发现近地表化探异常能较好地反映下伏油藏和盖层条件，对断层响应明显。因此，根据近地表化探异常特征和井中微渗漏特征，结合研究区石油地质特征，可大幅度提高化探预测可信度。预测钱4井以北为有利勘探区，特别是钱斜14井以北的扩散为主区；向南超过钱6井，勘探风险巨大(图9)。

5结 论

a.油井酸解烃浓度变化呈多段性，干井具反向变化梯度。深部地层高值带的范围受控于油气运移范围。

b.夏52、钱斜14井以扩散方式为主，扩散作用下，碳数越小，分异越好；钱斜19、钱斜5、钱4井以渗透方式为主，渗透作用下，碳数越大，分异越好；夏326井地层中存在微渗漏方式转变，沙二段以渗透方式为主，沙一段以上以扩散方式为主。

c.盖层和渗漏源是地层中烃类微渗漏的控制因素。除了油(气)藏，运移残留烃等也可以作为渗漏源进行微渗漏(夏54井)，从而在运移路径上方的区域盖层段形成连续酸解烃高值段，油气成藏必然位于高值带内。

d.依据地层中微渗漏方式，将研究区划分为背景区、扩散为主区和渗透为主区。结合油藏剖面近地表化探异常和断层分布特征，认为临南—钱官屯地区近地表化探异常模式为“渗漏源影响下的断控异常模式”。综合石油地质、井中微渗漏特征和近地表化探异常特征，认为钱斜14井以北的扩散为主区，盖层条件和“渗漏源”条件都最优越，是最有利的勘探区。

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[第一作者] 杜凌春(1992-)，女，硕士研究生，沉积学专业, E-mail:dlc1122@foxmail.com。

its abnormal genesis in Linnan-Qianguantun area,

Jiyang depression, Shandong, China

YANG Jun1,2, SHEN Zhong-min1, WANG Guo-jian2, CHENG Tong-jin2

1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,

ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;

2.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi214151,China

Abstract:This paper studies the genetic mechanism of the hydrocarbon geochemical exploration anomaly in the Linnan-Qianguantun area, Jiyang depression, Shandong, China. From the perspective of hydrocarbon formation, the paper analyses the whole process of hydrocarbon migration, accumulation, and micro-leakage by studying the acidolysis hydrocarbon characteristics and hydrocarbon micro-leakage in oil wells and dry wells in different structural units in the Linnan-Qianguantun area. The result shows that the micro-leakage is dominated by diffusive effect in the northern strata and the penetration or non-micro-leakage in the southern strata in this study area, and the main control factors of the hydrocarbon micro-leakage are the leakage source and the cap rock conditions. In the Linnan-Qianguantun area, the abnormal pattern of the hydrocarbon geochemical exploration near the surface is “fault-controlled abnormal pattern with the affection of the leakage source”. In the area to the north of Well Qianxie 14, the cap rock condition and the seepage source condition are the most promising conditions. So, this area is the most favorable exploration target in the study area.

Key words:Linnan-Qianguantun area; geochemical prospecting anomaly; acidolysis hydrocarbon; micro-leakage; leakage source; main control factor; abnormal pattern

[通信作者]李凤杰(1972-)，男，博士，教授，主要从事沉积学和层序地层学研究, E-mail:lifengjie72@163.com。

[基金项目]国家“十二五”重大科技专项(2011ZX05002-001-001)。

[收稿日期]2015-01-29。

[文章编号]1671-9727(2015)06-0719-07

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2015.06.10

[文献标志码][分类号] TE122.113 A