孤东油田沙河街组油气来源判识及成藏过程分析

孙耀庭，徐守余，巩建强，谢传金，李 辉，孟 涛

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2.中国石化胜利油田分公司 地质科学研究院，山东 东营 257015)



孤东油田沙河街组油气来源判识及成藏过程分析

孙耀庭1,2，徐守余1，巩建强2，谢传金2，李 辉2，孟 涛2

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2.中国石化胜利油田分公司 地质科学研究院，山东 东营 257015)

通过对孤东油田沙河街组烃源岩与沙河街组原油生物标志化合物特征的精细对比，将该区沙河街组原油划分为4种类型，第Ⅰ类原油Pr/Ph<0.81，Ts/Tm<0.49，γ蜡烷/C30藿烷>0.7，甾烷异构化参数αααC29甾烷20S/(20S+20R)在0.18～0.25，为来自孤南洼陷沙一段的低熟油；第Ⅱ类原油Pr/Ph>1.71，Ts/Tm>0.89，γ蜡烷/C30藿烷<0.09，αααC29甾烷20S/(20S+20R)在0.47～0.53，为来自孤南洼陷沙三段的成熟油；第Ⅲ类原油Ts/Tm>1，γ蜡烷/C30藿烷在0.50～0.95之间，αααC29甾烷20S/(20S+20R)为0.29～0.31，为前两者的混源油；第Ⅳ类原油Ts/Tm>1，γ蜡烷/C30藿烷0.21～0.32，αααC29甾烷20S/(20S+20R)在0.37～0.45，为来自黄河口坳陷沙三段和沙一段的混源油，其分布最为广泛。孤东油田经历了2次大规模的油气充注，分别发生在馆陶末—明化镇早期和明化镇晚期，明化镇晚期是最重要的成藏期。

烃源岩；生物标志化合物；油源；成藏过程；孤东油田

孙耀庭，徐守余，巩建强，等.孤东油田沙河街组油气来源判识及成藏过程分析[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(5):1-10,19.

SUN Yaoting,XU Shouyu,GONG Jianqiang,et al.Hydrocarbon source identification and hydrocarbon accumulation process analysis of Shahejie Formation in Gudong Oilfield[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(5):1-10,19.

引　言

渤海湾盆地经历了多旋回构造运动和多期沉积演化，具有多洼多烃、多期油气充注、多期成藏和多凸混源等特点。孤东油田是渤海湾盆地内油气最富集的区带之一，具有多套含油层系，从沙河街组到馆陶组均有油气成藏；具有多个油气源，周围的五号桩洼陷、孤南洼陷和黄河口洼陷都可以向其输送油气。由于油气成藏关系复杂，需要通过油源对比正确认识孤东油田的“源-藏”组合关系。油源对比已从过去依靠油气的总体物理化学性质对比发展为多种地球化学指标的对比[1-6]，同时由于单一指标对比有其局限性，需要结合烃源岩和油气的多种地化参数来确定其间的亲缘关系。生物标志化合物在原油和烃源岩中分布稳定，目前广泛应用于油源对比研究[7-10]。本文利用生物标志化合物分析测试技术对孤东油田沙河街组原油微观电子特征进行追根溯源，结合地质条件分析探讨油气来源及成藏过程。

1　区域地质概况

孤东油田位于渤海湾盆地济阳坳陷与渤中坳陷交界处的孤东潜山披覆构造带上，是呈北西走向的埕岛-桩西-长堤-孤东-垦东潜山披覆构造带的一部分(图1)，其南部以孤南断裂与孤南洼陷相接，东南以垦东断层与垦东-青坨子凸起相连，西北以孤东断层与五号桩洼陷和长堤潜山相隔，东北以缓坡带倾没于黄河口凹陷，面积近200 km2。

图1　孤东油田构造位置及油藏发育特征Fig.1　Structural position and reservoir development characteristics of Gudong Oilfield

孤东潜山披覆构造带上部由新近系和古近系两大构造层组成，古近系为围绕孤东潜山超覆沉积，新近系则披覆沉积在孤东潜山上，具有很好的继承性。孤东潜山披覆构造带由潜山主体向南、北、东三面倾没，构造高点在披覆背斜中央，由下而上构造幅度逐渐变缓[11]。前期勘探以寻找馆陶组披覆背斜油藏为主，目前孤东油田已由寻找构造油气藏转向以寻找隐蔽油气藏为主[12-13]。

2　烃源岩特征

孤东地区东西两侧分别是黄河口凹陷和孤南洼陷，两凹(洼)陷均具有很强的生油能力，均是孤东油田主要油源区。西北方向的五号桩洼陷南部生油岩体积小、埋藏浅、丰度低、生油能力差，对孤东油田贡献有限，可忽略不计。孤南洼陷发育沙三下亚段和沙一段2套优质烃源岩，黄河口凹陷发育沙三段、沙一段和东三段3套优质烃源岩，这些烃源岩均可为孤东油田提供大量油气。

2.1孤南洼陷

孤南洼陷沙三下亚段为一套主要由纹层页岩和深灰色泥岩组成的优质烃源层，形成于淡水-微咸水环境[14]，有机碳质量分数0.85%～6.08%，最大厚度350 m，干酪根以Ⅰ型为主。烃源岩生物标志化合物特征表现为：Pr/Ph值高，为0.88～2.00；γ蜡烷含量低，γ蜡烷/C30藿烷值为0.07～0.12；Ts含量较高，Ts/Tm为0.86～1.97；4-甲基甾烷含量中等，4-甲基甾烷/C29甾烷为0.08～0.22，甾烷异构化指数C29甾烷20S/(20S+20R)值为0.46～0.57 (表1)；重排甾烷发育(图2(a))。

表1　孤东油田周围烃源岩及其所生原油的生物标志化合物特征Tab.1　Biomarker compound characteristics of hydrocarbon source rocks and its raw crude oil around Gudongoilfield

图2　孤南洼陷烃源岩甾烷、萜烷特征Fig.2　Sterane and terpane feature of hydrocarbon source rocks in Gunan subsag

孤南洼陷沙一段为一套主要由灰质油泥岩、油页岩、钙质泥岩和生物灰岩组成的优质烃源层，形成于半咸水-咸水沉积环境[15-16]，最大厚度100 m，有机碳质量分数2.8%～11.6%，干酪根类型为Ⅰ型。生物标志化合物特征表现为4低1高：Pr/Ph值低，为0.26～0.89；富含γ蜡烷，γ蜡烷/C30藿烷为0.46～0.96；Ts丰度低，Ts/Tm值为0.12～0.79；有机质演化程度低，C29甾烷C2920S/(20S+20R)值为0.14～0.28，4-甲基甾烷含量较低，发育C26甾烷(图2(b)、表1)。

2.2黄河口凹陷

黄河口凹陷沙三段为一套由深灰色泥岩、钙质泥岩和油页岩组成的优质烃源岩[17]，最大厚度约500 m，有机碳质量分数0.33%～9.19%。生物标志化合物特征表现为：γ蜡烷含量较低，γ蜡烷/C30藿烷在0.04～0.10之间(图3(a))；4-甲基甾烷含量较高，4-甲基甾烷/C29甾烷为0.15～0.56； Pr/Ph较高，为1.32～1.83(表1)；说明其形成于淡水还原环境，陆源有机质较少但有大量渤海藻和副渤海藻(沟鞭藻)输入[18]。

沙一段为由深灰色泥岩、黄褐色、灰褐色油页岩、钙质页岩、泥灰岩、白云质灰岩、生物碎屑灰岩等组成的“特殊岩性段”[19]，最大厚度约300 m，有机碳质量分数0.11%～2.67%。生物标志化合物特征表现为γ蜡烷含量相对较高，分布范围广(图3(b))，γ蜡烷/C30藿烷在0.11～0.64之间，平均为0.32；4-甲基甾烷含量较高，4-甲基甾烷/C29甾烷为0.15～0.25(表1)，Pr/Ph值为1.23～1.52，其形成于蒸发环境或咸水还原环境[20]。

东三段为深灰色泥岩沉积，最大厚度约600 m，有机碳质量分数0.63%～1.62%。生物标志化合物特征表现为γ蜡烷含量很低，γ蜡烷/C30藿烷在0.03～0.08之间；4-甲基甾烷含量较低，4-甲基甾烷/C29甾烷为0.05～0.14，平均0.08；Pr/Ph大于2.0的特征(表1)，指示其形成于淡水弱氧化-弱还原环境[11]，相比沙河街组沉积期陆源输入量较大，夹有少量的渤海藻和副渤海藻(沟鞭藻)藻类。

图3　黄河口凹陷烃源岩甾烷、萜烷特征Fig.3　Sterane and terpane feature of hydrocarbon source rocks in Huanghekou Sag

2.3烃源岩生烃史分析

通过对孤南洼陷生烃演化模拟(图4(a))可以看出，沙三段烃源岩自东营组沉积初期进入低熟阶段，至馆陶沉积末期全部进入成熟阶段，目前Ro平均值为0.62%，已经有2/3的地区进入成油高峰阶段(Ro=0.70%)，所生成的是成熟油；沙一段在馆陶组末期进入低熟阶段，目前Ro平均值为0.57%，只有少数地区进入成熟阶段，大部分地区处于低熟阶段，以生成低熟油为主。

图4　孤东油田周缘烃源岩生烃史Fig.4　Hydrocarbon generation history of Gudong Oilfield and its periphery

通过对黄河口凹陷生烃演化模拟(图4(b))可以看出，沙三段烃源岩在东营组沉积时期已经成熟，目前Ro平均值为0.84%，依然处在生烃高峰阶段，生成成熟油；沙一段烃源岩在东营组沉积末期开始成熟，目前Ro平均值为0.67%，正处于生烃高峰期，也生成成熟油；东三段烃源岩在明化镇末期进入生油门限,目前正处于低成熟阶段。

3　油气来源判识

3.1原油特征

孤东油田沙河街组原油主要位于沙一段与沙三段之间的不整合面上，油藏埋深一般在1 900～3 000 m，因此，基本未遭受生物降解，保存完好。沙河街组原油密度小(0.83～0.92 g/cm3)，黏度低(7.0～8.55 mPa·s)，含硫量较低(硫的质量分数为0.1%左右)，凝固点较高(13～35 ℃)。沙河街组原油饱和烃质量分数一般为46%～53%，芳烃为14%～19%，非烃为13%～21%，沥青质为0～1.8%，具有高饱和烃、非烃，低芳烃、沥青质的特点，是陆相原油的一般特征。

3.2原油分类

从上述烃源岩特征论述可知，Pr/Ph可以有效区分来源于沙三段和沙一段源岩的原油[21]，γ蜡烷/C30藿烷和4-甲基甾烷/∑C29甾烷没有明显受生物降解作用影响，可作为重要的油源对比参数。通过分析孤东油田主体及周边56个原油样品的生物标志化合物，将沙河街组原油分为4种。

第Ⅰ类分布在孤东四区和九区，如孤东9-6井，饱和烃以正构烷烃为主，同时类异戊二烯化合物、甾烷、萜烷等生物标志物含量十分丰富，表明该类原油热演化程度不高。该类原油的Pr/Ph值为0.37～0.81，Ts/Tm为0.22～0.49，表明其源岩的还原环境和原油低成熟；αααC29甾烷20S/(20S+20R)为0.18～0.25，γ蜡烷/C30藿烷值为0.70～0.89，指示其母源半咸化-咸化的沉积环境，原油来源于孤南洼陷沙一段烃源岩(图5(a))。

图5　孤东油田沙河街组原油甾烷、萜烷特征Fig.5　Sterane and terpane feature of Es crude oil in Gudong Oilfield

第Ⅱ类原油分布在距离孤南洼陷较近的九区，这类原油饱和烃以正构烷烃为主，甾烷、萜烷等生物标志物含量相对较低，表明该类原油热演化程度已经较高；Pr/Ph值为1.71～2.33，姥鲛烷占优势，表明弱氧化的沉积环境；Ts/Tm为0.89～1.26，Ts十分发育，显示出原油的高成熟度；γ蜡烷不发育，γ蜡烷/C30藿烷值为0.05～0.09，表明其源岩沉积于淡水环境；重排甾烷丰富，αααC29甾烷20S/(20S+20R)为0.47～0.53，已达到平衡，为生烃高峰时干酪根热降解的产物，油源对比表明其来源于孤南洼陷沙三段烃源岩(图5(b))。

第Ⅲ类原油分布在孤东断裂带西侧和孤南断裂带附近。该类原油分子组成和分布表现出的是一种“复合”特征：正构烷烃呈“双峰”型分布(图5(c))，前峰群主要是沙三段成熟烃源岩的贡献，后峰群较沙三段所生原油强度增加，是两类原油迭加的结果。C25～C33分布范围的正构烷烃仍然表现出一定的奇碳优势，说明沙三段烃源岩的贡献更为重要；Ts/Tm>1，表现出其母源氧化、成熟的特征，也是沙三段烃源岩的特征；γ蜡烷十分发育，γ蜡烷/C30藿烷值为0.50～0.95，αααC29甾烷20S/(20S+20R)只有0.29～0.31，又显示咸化、低熟的特点，而且C28甾烷丰富，发育C26甾烷，是沙一段低熟烃源岩的贡献(图6)，在孤东地区只有孤南洼陷沙一段低熟烃源岩才能提供这种类型的低熟油。该类原油是孤南洼陷沙三段与沙一段烃源岩形成的混源油，由于甾、萜烷在原油的含量随着演化程度增加而降低，油气混源后，甾、萜烷将会更多地显示低熟油的特点，而正构烷烃则是二者均衡迭加的结果，因此，这种混源油中沙三段成熟油的量应当更大。

图6　孤东油田原油生物标志化合物特征Fig.6　Biomarker compound characteristics of crude oil in Gudong Oilfield

第Ⅳ类原油同样属于混源油，主要分布在孤东斜坡带上，在孤东油田除九区外均有分布。该类原油热演化程度明显高于第Ⅲ类原油(图6)，已属成熟原油。从正、异构烷烃特征上看：正构烷烃呈“双峰”型分布，前峰群主要是沙三段成熟烃源岩的贡献，后峰群较沙三段所生原油强度增加，是两类原油迭加的结果。类异戊二烯化合物中具有姥鲛烷优势，Ts/Tm>1，表现出其母源氧化、成熟的特征，这些都是沙三段烃源岩的特征；γ蜡烷较第Ⅲ类原油明显降低，γ蜡烷/C30藿烷值为0.21～0.32；αααC29甾烷20S/(20S+20R)已达0.37～0.45，显示较咸化、成熟的特点，而且C28甾烷丰富，因此，有沙一段烃源岩的贡献。从正构烷烃发育特征可以看出，该类混源油来源以黄河口凹陷沙三段烃源岩为主，其次为沙一段烃源岩(图5(d))。

3.3油气成藏期次

有机包裹体均一温度与埋藏史热史相结合被广泛应用于确定油气成藏时间。本次研究在孤东油田沙三段储层中发现了一定数量的有机包裹体，通过测定与烃类包裹体共存的56个盐水溶液包裹体的均一温度，沙三段储层中有机包裹体均一温度变化不大，大部分分布在90～120 ℃和140～170 ℃温度段(图7)。这2个温度段对应的镜质组反射率值与研究区馆陶末期—明化镇早期和明化镇晚期一致，说明孤东油田沙三段油气充注主要发生在馆陶末期—明化镇早期和明化镇晚期。此时黄河口凹陷东三段烃源岩尚未进入生烃门限(图4)，这也是孤东油田未发现黄河口凹陷东三段烃源岩油气的原因。

图7　孤东油田沙河街组流体包裹体均一温度分布特征Fig.7　Distribution of homogenization temperature of fluid inclusions in Gudong Oilfield

3.4油气运移方向与来源判识

油气运移作为油气成藏链上的重要环节，是研究油气生、排、聚、保的连接纽带。依据油藏的地球化学基本原理，油气的生成和排出不是一次完成的，生、排烃分多个阶段进行，从而导致同一油源层所生原油的成熟度不同，先期充注的原油成熟度较低，而后期充注的原油成熟度相对偏高，成熟度随着运移距离的增大而减小，相对成熟度最高的原油分布在最接近油藏充注点的地带[11-12]。因而，运用反映成熟度指标的生物标志化合物参数，结合研究区地质特征及油源判识结果可以明确油气充注的途径。

烃源岩进入生油门限后，必须达到一定的含油饱和度，并具备一定的地质条件(如断层的持续活动)，才能开始排烃，在此之前是一个物质与能量积聚的过程。孤东断层、孤南断层和黄河口凹陷西界断裂在馆陶期和明化镇期活动都比较强烈(图8)，特别是黄河口凹陷西界断裂，活动强度最为强烈，这促使黄河口凹陷生成的原油向孤东油田充注。

图8　孤东油田主要断层活动性分析Fig.8　Activity of main faults in Gudong Oilfield

孤东潜山披覆构造带是长期继承性发育的隆起，是油气运移的最终指向，早期生成的烃类成熟度最小，但运移距离最远，有自洼陷向油藏成熟度逐渐减小的趋势。由于黄河口凹陷沙三段烃源岩所生原油成熟度较高，4-甲基甾烷含量丰富，因此，可判断黄河口凹陷对孤东油田提供了油源；依据自黄河口凹陷由近及远(由东北向西南)原油的成熟度、4-甲基甾烷含量等参数的变化，可判断出其提供的原油到达中三区、四区和八区。同样，根据孤南洼陷提供的原油从九区自西南向东北到三区、七区成熟度从高到低再变高的事实，可判断出东南部孤南洼陷烃源岩对该区也提供了部分油气，并且可大致划出运移边界：孤南洼陷油气运移至四区、八区、九区、三区东部和七区西部(图9)。

4　油气成藏过程恢复

4.1储盖组合条件

孤东潜山在古近纪时期为构造低凸起，沙二段上、下亚段之间的不整合面处，沙二下亚段在凸起高部位遭受剥蚀，沙二上亚段尚未超覆至凸起高部位，因此，不整合面之下为沙三段地层，之上为沙一段地层，沙二段地层缺失。不整合面之下的古近系地层超覆于潜山之上，沙一段-东营组地层披覆于潜山之上，形成潜山披覆构造带。受地层发育特征的控制沙一段上部—东营组下部泥岩段全区发育，形成一套区域性盖层，与下伏沙河街组储层发育段形成一套区域性的有效储盖组合，之上的东营组地层为三角洲前缘沉积，砂地比较高，缺乏稳定的盖层条件，储盖组合不利，仅在局部泥岩发育处形成局部储盖组合。

图9　孤东油田原油αααC29甾烷20S/(20S+20R) 参数值平面分布与油源分区Fig.9　Distribution of αααC29 sterane's 20S/(20S+20R) parameter and division of oil source zone in Gudong Oilfield

4.2油气输导体系

油气输导体系是指连接源岩与圈闭的油气运移通道的空间组合体。骨架砂体是沉积盆地内发育的同沉积输导体系，渗透层的孔隙是油气二次运移的基本通道。研究区内沙河街组的扇三角洲砂体、东营组的三角洲砂体厚度大、孔渗性好、纵横向广泛分布，是油气远距离横向运移的重要通道。

断层及与之相关的裂缝是沉积盆地内最重要的输导体系之一，也是油气运移聚集最主要的输导体系及封堵因素。如前所述，区内孤东断层、孤南断层等均为重要的油源断层，活动至新近系明化镇组沉积期，孤东油田油气主要是通过断层从古近系烃源岩运移上来并聚集的，沟通了深部烃源岩与浅层储集层，构成油气垂向运移的输导体系，在浅层披覆构造中形成大油气田。周期性活动的断层，会导致油气多次运移，改变油气分布格局，正是由于这些沟通烃源岩的断层的周期性、继承性活动，才形成目前从中、古生界潜山到古近系、新近系多层系含油的复式油气聚集特征。

第三系与前第三系基底之间为全区发育不整合，对油气运移具有重要作用。第三系内部又存在多期不整合面，如新近系和古近系之间的区域性不整合、沙二段和沙三段之间的局部不整合都是第三系油气输导系统的重要组成部分。

实际上，断层、储集体和不整合面是相互依存、相互影响和相互补足、可以在地下形成一个纵横交错的运移通道，共同构筑油气运移的复合输导体系。为孤东地区提供油源的沾化凹陷和黄河口凹陷内烃源岩生成的油气是沿渗透性储层、断层向侧上方向进行二次运移的。油气运移受区域性盖层的控制作用明显，古近系沙一段上部—东营组底部区域性盖层之上凹陷内油气显示较少，仅在洼陷边界大断裂处东营组有显示并成藏。

4.3烃源岩排烃史

孤南洼陷沙一段烃源岩在明化镇中期进入低熟油生油门限，明化镇末期是油气运移的关键时期[22]，此时烃源岩埋深2～3 km，向周围地区提供大量低熟油；当沙一段烃源岩进入低熟阶段时，沙三段已进入成熟阶段，明化镇晚期在构造活动作用下，2套生油岩同时排烃，在同一个构造上形成2种类型油藏(图4(a))。孤南洼陷中同一个构造同时存在低熟油和成熟油的事实证明低熟油与成熟油成藏期一致，受同一构造运动所控制。黄河口凹陷西次洼沙三段烃源岩在馆陶中期沉积时埋深达到2 650 m，进入生油门限[23-24]；馆陶末期其埋深大于3 000 m，达到排烃所需的含油饱和度，其主要排烃期发生在馆陶末期至明化镇早期(图4(b))；沙一段烃源岩在明化镇中期进入成熟门限，明化镇末期埋深已达3 500 m，进入主排烃期，因此，其原油成熟度明显高于孤南洼陷沙一段所生低熟油。

4.4油气成藏过程

通过对烃源岩生、排烃史、输导体系、流体包裹体以及断层活动性分析，燕山—喜马拉雅过渡期(Es3)、喜马拉雅早中期(Es1-Ed)断裂活动强烈，主要控制烃源岩的分布，喜马拉雅中末期及喜马拉雅晚期断裂活动性减弱，圈闭开始定型，但断裂仍未完全封闭，与油气的主要排烃期相耦合，控制了油气的运移期次。孤东油田油气成藏有多源多期的特点，曾经主要发生过2期重要的油气成藏过程。

①在馆陶末—明化镇早期，孤南洼陷沙三下亚段烃源岩达到主要排烃期，沙一段烃源岩进入低熟油生油阶段[7]，由于孤南断层和孤东断层的强烈活动(图8)，来自孤南洼陷沙三下亚段的成熟油与沙一段的低熟油混合自西南向东北充注，由于运移距离较短，在沙河街组形成了低熟油、成熟油和混合油共存的原油类型；黄河口凹陷沙三段烃源岩提供的成熟油沿孤东斜坡带自东北向西南持续充注，占据了孤东油田的大部分地区。

②在明化镇组沉积晚期，由于黄河口凹陷西界断裂的强烈活动，黄河口凹陷沙三段和沙一段的成熟油沿第一期充注的路线再次充注，由于油源充足，构造背景有利，油气运移距离较远，所以原油混合较充分，计算表明，孤东油田79%原油来自黄河口凹陷沙三段和沙一段的混源油(表2)。

表2　孤东油田不同油气来源分布特征Tab.2　Distribution of oil sources in Gudong Oilfield

5　油气成藏模式

孤东低凸起西以孤东断层与孤南洼陷相接，东以一条近南北向断层与黄河口凹陷相通，具有双向多源供烃的油源条件。控制凸起发育的边界大断层沟通凸起与生烃洼陷，是油气纵向运移的重要输导通道，洼陷烃源岩生成的油气通过油源断层向上运移过程中，遇到渗透性较好的沙三段扇三角洲砂体或东营组三角洲砂体，即可进入这些骨架砂体输导层进行横向运移。油气沿沙三段骨架砂体向侧上运移的过程中，一方面可运移至潜山披覆构造高部位聚集形成断鼻、断块构造成藏；另一方面在沙三段和沙一段不整合面之下，沙三段地层顶部遭受剥蚀，若沙三上亚段储层与沙一段生物灰岩储层接触，油气可穿越不整合面进入沙一段生物灰岩储层并继续进行运移，至构造高部位聚集成藏；而在沙一段生物灰岩不发育处，沙一段主要为厚层泥岩地层，可阻止沙三上亚段储层内的油气继续向上运移而形成地层不整合遮挡油藏。东营组由于储层非常发育，油气成藏相对简单，主要在构造高部位聚集油气形成构造油藏(图10)。

图10　孤东油田油气成藏模式Fig.10　Hydrocarbon accumulation modes of Gudong Oilfield

总体上，储盖组合条件控制油气藏的纵向分布规律及不同层系的油藏特征。沙一段上部—东营组下部泥岩集中发育段作为一套区域盖层，将古近系分隔为2套相对独立的油气运聚系统。该套区域性盖层之下，沙一段下部—沙三段油气非常富集，油藏类型多，含油高度大，油气充满度高。而其上的东营组油气藏整体规模较小，油藏类型单一，仅发育构造油藏，油藏含油高度小，充满度低，全部为水上漂油藏。

6　结　论

(1)孤东油田原油可划分为4种类型，第Ⅰ类原油饱和烃含量极其丰富、Pr/Ph值低(<0.81)、Ts/Tm值低(<0.49)而γ蜡烷含量高，为来自孤南洼陷沙一段的低熟油；第Ⅱ类原油表现为Pr/Ph值高(>2)，Ts/Tm值高(>1.2)和γ蜡烷不发育的特征，为来自孤南洼陷沙三段的低熟油；第Ⅲ类原油为前两者的混源油且以第Ⅱ类原油为主；第Ⅳ类原油同样属于混源油，但原油热演化程度明显高于第Ⅲ类原油，为来自黄河口凹陷沙三段与沙一段的成熟油。

(2)孤东油田至少经历了2次大规模的油气充注成藏。第一期充注发生在馆陶末—明化镇早期，为来自黄河口凹陷沙三段烃源岩的成熟油。第二期充注发生在明化镇中后期，黄河口凹陷和孤南洼陷的4套烃源岩均有贡献，作为区域性盖层的明化镇组基本形成，油气保存较好，是孤东油田的主要形成期。

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责任编辑：王辉

Hydrocarbon Source Identification and Hydrocarbon Accumulation Process Analysis of Shahejie Formation in Gudong Oilfield

SUN Yaoting1,2,XU Shouyu1,GONG Jianqiang2,XIE Chuanjin2,LI Hui2,MENG Tao2

(1.Faculty of Earth Science and Technology,China University of Petroleum (East China),Qingdao 266580，Shandong,China;2.Research Institute of Geological Science,Shengli Oilfield Company of SINOPEC,Dongying 257015,Shandong,China)

Gudong oilfield is a composite hydrocarbon accumulation zone with drape structure,in which there is a complex hydrocarbon accumulation relationship.The crude oil of the Shahejie Formation in the study area can be classified into four types according to the fine comparison of the biomarker compounds with the hydrocarbon source rocks.The first type of crude oil is the low mature oil from the first member of Shahejie Formation in Gunan subsag,its Pr/Ph<0.81,Ts/Tm<0.49,gammacerane/C30-hopane>0.7,the biomarker sterane isomerization parameter αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.18～0.25;the second type of crude oil is the mature oil from the third member of Shahejie Formation in Gunan subsag,its Pr/Ph>1.71，Ts/Tm>0.89，gammacerane/C30-hopane<0.09,αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.47～0.53;the third type of crude oil is the mixed oil from the first and the third member of Shahejie Formation in Gunan subsag,its Ts/Tm>1，gammacerane/C30-hopane is 0.50～0.95,αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.29～0.21;the fourth type of crude oil is the mixed oil from the first and the third member of Shahejie Formation in Huanghekou depression,it's distribution is the most wide,its Ts/Tm>1,gammacerane/C30-hopane is 0.21～0.32,αααC29sterane's 20S/(20S+20R) is 0.37～0.45.Gudong oilfield has experienced large-scale hydrocarbon filling twice at least,in the later Guantao to the earlier Minghuazhen and in the later Minghuazhen respectively,and the later Minghuazhen is main hydrocarbon accumulation period.

hydrocarbon source rock；biomarker compound；oil source；hydrocarbon accumulation process；Gudong Oilfield

2016-05-08

国家科技攻关课题“济阳坳陷油气富集机制与增储领域”(编号:2011ZX05006-003)；中石化重点攻关课题“胜利滩海北西向构造带古近系油气成藏规律”(编号:P13018)

孙耀庭(1978-)，男，博士研究生，高级工程师，主要从事油气储层及成藏研究。E-mail：syt1979@sina.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.05.001

TE122.1

1673-064X(2016)05-0001-10

A