渤海海域辽西凹陷南洼烃源岩发育主控因素

2019-12-03王德英柳屿博

成都理工大学学报（自然科学版） 2019年6期

王军,王德英,冯冲,柳屿博,燕歌

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

随着渤海海域富烃凹陷勘探程度的不断提高，边缘凹陷的油气勘探逐步被提上日程。边缘凹陷是位于富烃凹陷周边且靠近盆地边缘的凹陷，常具有面积小和埋藏浅的特征[1-2]。由于勘探程度较低，边缘凹陷烃源岩发育情况和油气资源潜力尚不明确，烃源岩预测成为制约边缘凹陷勘探的关键问题。辽西凹陷南洼属于典型的边缘凹陷，并无钻井钻遇优质烃源岩。本次研究从分析化验的微观角度和沉积充填的宏观角度探讨辽西南洼烃源岩发育的主要控制因素，并通过油源对比与地震相类比，预测有效烃源岩的分布。

1 勘探现状

辽西凹陷南洼位于渤海海域辽东湾探区辽西凹陷南部，按古近系沉积中心位置可划分为南、北两个次洼(图1)。北次洼紧邻的辽西凸起发现了多个油田和含油气构造。以辽西1号边界断层为界，北次洼陡坡带旅大4-2、旅大5-2、旅大5-2北油田和旅大4-1含油气构造位于边界断层下降盘，绥中36-1和旅大10-1油田位于边界断层上升盘靠近辽中凹陷的凸起区。研究发现边界断层两侧油藏可能存在砂-砂对接，因此辽西凸起南段已发现的原油可能来源于辽中凹陷或辽西凹陷南洼。辽西凹陷南洼北次洼探井靠近凸起区且均完钻于东营组，并未钻至洼陷带沙河街组烃源岩；南次洼钻探旅大8-2构造和旅大9-1构造共2口探井，均失利，且钻遇的沙河街组为非或差烃源岩。

2 烃源岩发育特征

烃源岩发育的控制因素研究主要有2种方法：一种方法应用实验手段研究烃源岩的古生产力和保存效率，优质烃源岩通常发育于古生产力高[3-5]和有机质保存条件好[6-8]的古环境；另一种方法从宏观的角度研究古气候和古构造等外部条件对烃源岩发育的控制，温暖湿润的气候条件[9]和较高的沉降速率[10]有利于优质烃源岩发育。更有学者将宏观影响因素归结为可容纳空间增长速率和沉积物充填速率的相对大小来划分湖泊的沉积充填类型，认为较高的可容纳空间增长速率和较低的沉积物充填速率下形成的欠充填和平衡充填湖泊有利于烃源岩发育，而过充填湖泊不发育烃源岩[11-13]。本文从微观的测试分析与宏观的构造、沉积分析结合，发现南、北次洼烃源岩发育条件有明显差异，优质烃源岩发育于北次洼，并明确了烃源岩发育的主要控制因素。

图1 辽西凹陷南洼区域位置图Fig.1 Regional location of the south sag in Liaoxi Depression

渤海海域发育沙河街组第三段和第一段(分别简称“沙三段”和“沙一段”)2套烃源岩，其中沙三段为最重要的烃源岩。辽西南洼仅南次洼LD8-2-1和LD9-1-1两口井钻遇沙河街组，可以根据探井样品的测试数据从微观角度进行烃源岩评价。

2.1 南次洼钻井烃源岩特征

LD8-2-1井位于南次洼西部缓坡带，钻遇沙一段和沙三段厚度分别为86 m和359 m，有机碳质量分数(wTOC)平均值分别为0.50%和0.45%，平均S1+S2(质量分数)分别为1.23‰和1.95‰。LD9-1-1井位于南次洼东部陡坡带，钻遇沙一段和沙三段厚度分别为184 m和469 m，wTOC平均值分别为0.64%和0.36%，平均S1+S2(质量分数)分别为1.97‰和2.71‰(表1)。上述地层均为辫状河三角洲沉积，烃源岩均为差或非烃源岩。选取南次洼东部陡坡带LD9-1-1井进行沙三段和沙一段烃源岩生源构成和水体环境分析，测试项目包括古生物、有机地球化学和岩矿分析，综合应用多种参数反映烃源岩生源构成和沉积环境。

2.1.1 生源构成

LD9-1-1井沙三段和沙一段中均发现了多种藻类化石，包括具有地层专属性的藻类化石----渤海藻和多刺甲藻，但藻类丰度整体不高(图2)，且纵向上丰度变化较大，部分样品甚至未发现藻类化石，反映了藻类虽然是生源构成的一部分，但并未达到勃发的程度，有一些沉积时期藻类并不发育，藻类古生产力水平低可能是烃源岩质量差的重要原因。根据有机碳方法[14]计算的沙三段和沙一段烃源岩古生产力分别为282 g/(cm2·a)和108 g/(cm2·a)，据相关标准[3]判断分别属于贫氧和中氧湖盆。沙三段烃源岩干酪根显微组分鉴定结果(图2)表明腐泥组和惰质组含量较低，而壳质组和镜质组含量较高，其平均质量分数分别为65%和24%，干酪根类型主要为Ⅱ2和Ⅲ型；沙一段烃源岩与之类似。相比之下，渤海海域优质烃源岩壳质组含量更高而镜质组含量更低，干酪根类型主要为Ⅱ1型，南次洼沙河街组烃源岩较高的镜质组含量反映了较多的陆源高等植物输入。全岩光片鉴定结果显示沙三段和沙一段烃源岩具有黄绿色荧光的生油能力强的藻类体呈分散状且丰度较低，但可见较多的镜质体(图3)，同样反映了生源构成包含藻类和陆源高等植物2种生源。较多的陆源高等植物输入是干酪根类型差的重要原因。虽然陆源高等植物输入明显，但甾烷组成表明沙三段生源构成仍然以藻类为主，沙三段烃源岩C27/C29甾烷比值介于1.12～1.60，平均为1.27，具有C27甾烷优势，反映了以藻类输入为主[15]；C304-甲基甾烷/C29甾烷比值介于0.17～0.33，平均为0.28，较高的4-甲基甾烷丰度同样反映了藻类的明显贡献(图2)。

2.1.2 水体环境

烃源岩沉积的水体环境主要包括古盐度和古氧相。反映古盐度的常用指标为伽马蜡烷含量和痕量元素指标。南次洼沙三段烃源岩伽马蜡烷/C30藿烷比值介于0.15～0.23，平均为0.18，该比值较低，反映了水体盐度较低[15]；而沙一段烃源岩该比值介于0.06～0.77，平均为0.35，水体盐度较沙三段增大。沙三段烃源岩Sr/Ba比值为0.02～0.03(平均为0.03)，B/Ga比值为1.64～3.61(平均为2.21)，这2个比值均较低，反映了古盐度较低[16-17]，由考奇公式[18]计算的古盐度(NaCl质量分数)为4.96‰～8.22‰，平均为6.41‰。沙一段烃源岩Sr/Ba比值为0.03～0.11(平均为0.06)，B/Ga比值为1.50～3.17(平均为2.42)，也同样均较低，由考奇公式计算的古盐度为6.61‰～10.48‰，平均为8.69‰，水体盐度较沙三段稍高。根据湖泊古盐度判断标准[19]，沙三段与沙一段烃源岩均为微咸水-半咸水沉积，这与渤海海域典型沙河街组优质烃源岩沉积环境类似，水体盐度并不是烃源岩质量差的原因。

表1 辽西地区优质烃源岩与非烃源岩评价参数Table 1 Evaluation parameters of quality source rocks and non-hydrocarbon source rocks in the Liaoxi area

南次洼沙三段烃源岩姥鲛烷/植烷比值介于1.21～1.72，平均为1.46；沙一段烃源岩与之类似，姥鲛烷/植烷比值介于1.40～1.52，平均为1.47：根据相关判断标准[15]，两者属于弱氧化环境。总硫含量反映了水体的氧化-还原程度，沙三段烃源岩总硫的质量分数(wS)为0.05%～0.31%，平均为0.20%；沙一段烃源岩总硫的质量分数为0.12%～0.31%，平均为0.24%：反映了较为氧化的环境。湖相碳酸盐碳、氧同位素反映了水体的封闭与开放程度，沙三段碳酸盐的δ13C为-14.8‰～-2.6‰，δ18O为-13.1‰～-10.8‰，碳酸盐碳、氧同位素均偏负，反映了开放且水体盐度较低的沉积环境[20]。南次洼开放而偏氧化的水体环境不利于有机质保存，是烃源岩质量差的另一个重要原因。

优质烃源岩一般发育于远物源的半深湖-深湖相。烃源岩的成分反映了距离物源的远近，从而反映了烃源岩的沉积环境。LD9-1-1井沙三段烃源岩石英、长石、碳酸盐和黏土矿物的平均质量分数分别为45%、18%、6%和24%，相对于渤海优质烃源岩的组成，该井的石英、长石含量高而碳酸盐和黏土矿物含量低，反映了近物源沉积环境；陡坡带可容纳空间最大的部位仍然以硅质粗碎屑而非化学沉积矿物为主，反映了南次洼为过充填沉积，不利于优质烃源岩发育。

综合来看，南次洼辫状河三角洲为主体的沉积环境水体开放、深度浅而动荡，不利于高古生产力的形成和有机质的保存，从而不利于优质烃源岩发育。

2.2 南北次洼沉积特征对比

2.2.1 构造沉降特征对比

构造沉降控制了沉积充填，构造分析是沉积研究的基础。渤海海域沙三段烃源岩形成于盆地裂陷Ⅱ幕的强裂陷期[21]，属于典型的断陷湖盆，强烈活动的大型边界伸展断层控制了洼陷可容纳空间主要沿断层下降盘发育，从而控制了洼陷的形成与烃源岩的发育。从辽西南洼南次洼(图4)和北次洼(图5)地震剖面上可以看到，沙三段沉积中心沿陡坡带边界断层下降盘展布，远离边界断层的缓坡带地层厚度逐渐变薄。从沙三段厚度等值线图(图6)可以看出，辽西南洼南、北次洼靠近陡坡带边界断层的沙三段沉积中心厚度分别为1.5 km和1.6 km，并无明显差异。由于沙三段沉积期作为边界断层上升盘的辽西凸起为物源区，并无沙三段沉积，因此边界断层下降盘的地层厚度与沉积时间的比值可以作为同沉积断层即边界断层的活动速率，也是地层的沉积速率。从辽西南洼南次洼(图6位置编号1～5)和北次洼(图6位置编号6～13)边界断层活动速率对比来看(图6左上图)，南、北次洼边界断层最大活动速率分别为375 m/Ma和400 m/Ma，次洼之间无明显差异。辽西南洼南、北次洼沙三段的厚度、断层活动速率和地层沉积速率相似，反映了由边界断层控制的南、北次洼沙三段可容纳空间相似。

图5 辽西凹陷南洼北次洼预测优质烃源岩地震相Fig.5 Prediction of the seismic facies of quality source rocks in the northern foot of the south sag,Liaoxi depression(剖面位置见图1)

图6 辽西南洼沙三段沉积相、地层厚度与边界断层活动速率叠合图Fig.6 Superimposed map of sedimentary facies,stratigraphic thickness and boundary fault activity rate of the Member 3 of Shahejie Formation in the south sag of Liaoxi depression

2.2.2 次洼沉积充填特征对比

辽西南洼周边发育4类物源：第一类物源为燕山褶皱带太古界变质岩大物源，为盆外大型物源，通过1号和2号大型沟谷(图1、图6)向辽西南洼输送陆源硅质碎屑；第二类物源为辽西凸起中生界硅质碎屑岩局部物源(图4、图6)，为河湖相砂岩与泥岩互层沉积，向陡坡带边界断层下降盘提供陆源硅质碎屑；第三类物源为辽西南凸起上古生界硅质碎屑岩局部物源(图5、图6)，为海陆过渡相砂岩与泥岩互层沉积，早期向缓坡带斜坡提供陆源硅质碎屑；第四类物源为辽西凸起下古生界碳酸盐岩局部物源(图5、图6)，主要沿地层倾向向辽中凹陷提供碳酸盐岩碎屑，不能向辽西南洼提供硅质碎屑。第一和第二类物源为南次洼物源区，第三和第四类物源为北次洼物源区。

南次洼的2类物源以燕山褶皱带物源为主。辽西大走滑断层为渐新世以来的右旋走滑断层，通过计算辽西大走滑断层的走滑量恢复原型盆地，从而明确1号和2号沟谷在沙三段沉积期为辽西南洼南次洼的物源输入通道，来自燕山褶皱带太古界变质岩的大量硅质碎屑沿这2个大型沟谷进入南次洼卸载，在缓坡带形成大规模的辫状河三角洲沉积，同时来自辽西凸起中生界硅质碎屑岩的陆源碎屑在陡坡带形成坡积扇(图6)，东西双向物源大量的陆源碎屑供给使南次洼整体处于过充填，半深湖-深湖相烃源岩不发育。

北次洼受西部辽西南凸起作为洼间链状岛对燕山褶皱带大物源的阻挡作用[22]，陆源碎屑主要来自辽西南凸起上古生界硅质碎屑岩，在沙三段沉积期提供陆源碎屑，在缓坡带形成小型辫状河三角洲沉积；同时陡坡带没有接受来自辽西凸起下古生界碳酸盐岩碎屑卸载，较高的可容纳空间与较低的陆源碎屑充填控制了北次洼处于平衡充填，在陡坡带形成半深湖-深湖相沉积(图6)，发育湖相优质烃源岩。

南北次洼对比可以看到，即使构造沉降和沉积速率同样较高，北次洼较低的陆源碎屑输入提供了相对封闭、深度大而稳定的水体，为高古生产力和还原环境形成提供了条件，有利于优质烃源岩的发育。

2.3 围区油源对比

北次洼并没有钻井钻遇沙河街组有效烃源岩，通过对围区已发现原油的油源对比，明确原油来源，从而预测有效烃源岩层系与分布，并通过来源于北次洼的原油地球化学特征推断烃源岩生源构成与水体环境。

从油田所处的区域位置来看，绥中36-1和旅大10-1油田位于辽西凸起向辽中凹陷倾伏的斜坡带，原油主要来源于已证实为富烃凹陷的辽中凹陷。通过对比北次洼陡坡带下降盘原油与辽西凸起来源于辽中凹陷原油的成熟度和来源层系，与来源于辽中凹陷不同的原油即判断为来自于辽西凹陷南洼北次洼。渤海海域发育沙三段、沙一段和东三段3套优质烃源岩，伽马蜡烷指数(GaI，详见表2，下同)、4-甲基甾烷指数(4-MSI)、4-甲基三芳甲藻甾类指数(TDSI)和4-甲基三芳非甲藻甾类指数(TNSI)4个参数可以有效识别来自不同烃源岩层系的原油[23-25]。

应用上述4个参数划分原油成因类型，研究区包含3种类型的原油：第一类原油主要来源于沙一段烃源岩，具有高伽马蜡烷(GaI>0.30)、低4-甲基甾烷(4-MSI<0.35)、高4-甲基三芳甲藻甾类(TDSI>0.40)和低4-甲基三芳非甲藻甾类(TNSI<0.25)特征，旅大10-1和旅大4-1油田的原油属于此类；第二类原油主要来源于沙三段烃源岩，具有低伽马蜡烷(GaI<0.20)、高4-甲基甾烷(4-MSI>0.55)、高4-甲基三芳甲藻甾类(TDSI>0.40)和高4-甲基三芳非甲藻甾类(TNSI>0.40)特征，旅大4-2、绥中36-1和旅大5-2北油田部分原油属于此类；第三类原油来源于沙一段和沙三段烃源岩，生物标志物特征介于前两者之间，旅大5-2和旅大5-2北全部原油，以及旅大4-2和绥中36-1油田部分原油属于此类(表2)。

旅大4-1构造油砂抽提物与邻近的辽西凸起旅大10-1油田原油对比良好，主要来源于辽中凹陷；旅大4-2油田东二上亚段原油(3井)与邻近的辽西凸起绥中36-1油田原油(S-1井)对比良好，来源于辽中凹陷；旅大4-2油田东二下亚段原油(W-2井)虽然来源于沙一段和沙三段烃源岩，但较高的伽马蜡烷、较低的4-甲基甾烷、较高的4-甲基三芳甲藻甾类和较低的4-甲基非三芳甲藻甾类表明其油源与围区原油相比有更多的沙一段原油的贡献，为典型的来源于辽西凹陷南洼的原油(图7)；旅大5-2油田东二上亚段和东二下亚段原油与邻近的绥中36-1油田原油(14D井)对良好，主要来源于辽中凹陷，但旅大5-2油田东二下GaI表示伽马蜡烷/C30藿烷;4-MSI表示C304-甲基甾烷/C29规则甾烷;TDSI表示C294,23,24-三甲基三芳甲藻甾类/(4-甲基与3-甲基三芳甾类之和)；TNSI表示(C274-甲基三芳甾类与C294-甲基-24-乙基三芳甾类之和)/(4-甲基与3-甲基三芳甾类之和);SM1表示C29甾烷ααS/(S+R);SM2表示C29甾烷ββ/(αα+ββ)。E3d2L.东营组第二段下亚段;E3d2U.东营组第二段上亚段;N1g.馆陶组;N1mL.明化镇组下段;E3s1.沙河街组第一段;E3s3沙河街组第三段。“/”表示旅大5-2北油田原油因遭受强烈生物降解，部分生物标志物参数无法计算亚段原油具有更低的成熟度，表明部分原油来源于辽西凹陷南洼；旅大5-2北油田原油因遭受强烈生物降解，部分生物标志物已无法计算，主要来源于辽中凹陷，可能有辽西凹陷南洼的贡献。

表2 研究区原油(油砂抽提物)生物标志物参数Table 2 Biomarker parameters of crude oil (oil sand extract)in the study area

图7 辽西南洼旅大4/5-2油田东二下亚段原油与辽西凸起来源于辽中凹陷的原油对比图Fig.7 Comparison of crude oil from the E3d2L of the Lüda 4/5-2 Oilfield in the south sag of Liaoxi depression and of that from the Liaoxi Uplift of the Liaozhong depressionGa表示伽马蜡烷;4-MS表示C30 4-甲基甾烷;1表示C29 4,23,24-三甲基三芳甾类;2表示C29 4-甲基-24-乙基三芳甾类;3表示C29 3-甲基-24-乙基三芳甾类;4表示C28 3-甲基-24-甲基三芳甾类;5表示C27 4-甲基三芳甾类;6表示C27 3-甲基三芳甾类。6,4表示C27 3-甲基三芳甾类和C28 3-甲基-24-甲基三芳甾类异构体共逸出峰;5,2表示C27 4-甲基三芳甾类和C29 4-甲基-24-乙基三芳甾类异构体共逸出峰

旅大4-2和旅大5-2油田东二下亚段发现了来源于辽西凹陷南洼的原油，表明这2个油田邻近的辽西凹陷南洼北次洼发育有效的沙一段和沙三段优质烃源岩。旅大4-2油田W-2井深度1 964.5 m东二下亚段原油来源于北次洼沙三段和沙一段烃源岩，C27/C29甾烷比值为1.01，C304-甲基甾烷/C29甾烷比值为0.38，相比南次洼更高的4-甲基甾烷丰度反映了藻类更加繁盛，从而可能有更高的古生产力和更好的有机质类型。旅大4-2油田W-2井深度1 964.5 m东二下亚段原油伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.24，反映了古盐度与南次洼相近，因原油中类异戊二烯烷烃遭受了生物降解，无法根据姥鲛烷/植烷比值判断氧化-还原性，但依据与大物源较远的距离推测为较还原的沉积环境。

3 地震预测优质烃源岩展布

油源对比已经明确辽西凹陷南洼发育优质烃源岩，接下来通过与有钻井标定的地震相类比预测有效烃源岩展布。

岩性地震预测方法包括地震速度[26-27]、地震相[28-29]、地震属性[30-31]和地震反演[32-33]等方法。地震速度岩性分析法工作量大，预测精度也较低[30]；地震属性和地震反演法需要有探井标定[32]。辽西凹陷南洼并没有探井钻遇沙河街组优质烃源岩，故无法应用以上2种方法。而利用地震相方法预测烃源岩更具优势，地震反射特征可以追踪烃源岩的空间展布。前人研究表明，渤海湾盆地湖相烃源岩往往具有低频、高连续、强反射特征，反射结构为平行-亚平行反射[28]。鉴于这种地震反射特征，可利用地震相法在研究区开展烃源岩预测。

从辽西凹陷钻遇沙河街组的多口探井来看，地层厚度较薄的沙一段优质烃源岩与非烃源岩地震相区分不明显。鉴于沙三段与沙一段优质烃源岩往往分布一致，因此重点进行沙三段优质烃源岩预测，再根据沙三段优质烃源岩分布区域推测沙一段优质烃源岩分布区域。

辽西凹陷南洼沙三段非优质烃源岩地震相类比南次洼LD8-2-1和LD9-1-1两口探井。位于西部缓坡带的LD8-2-1井和位于东部陡坡带的LD9-1-1井沙三段烃源岩为辫状河三角洲前缘沉积，岩性为砂岩与泥岩频繁互层，泥岩多呈褐色、红褐色和紫红色，反映了浅水动荡的沉积环境；烃源岩评价以非-差烃源岩为主(表1)；地震相为高频、断续、弱反射特征，反射结构为前积反射(图4)。从地震相类比来看，辽西凹陷南洼南次洼的洼陷中心沙三段同样呈现为上述地震反射特征，表明南次洼整体发育辫状河三角洲沉积，湖相优质烃源岩不发育(图6)。

辽西凹陷北洼多口钻井钻遇了沙河街组优质烃源岩，为半深湖-深湖相沉积，岩性为深灰色泥岩，有机碳质量分数整体大于2%，S1+S2质量分数整体大于12‰(表1)，为优质烃源岩。沙三段地震相呈现2种不同的特征：一种是以JZ20-1-1井为代表的低频、高连续、强反射特征，反射结构为平行反射，地震相横向上变化不大，反映了在较大洼陷内广泛分布的优质烃源岩；另一种是以JZ20-3-2井为代表的低频、高连续、弱反射特征，反射结构为亚平行反射，剖面上呈透镜状，反映了在小型洼陷内局部发育的优质烃源岩(图8)。因此，本文将北洼优质烃源岩的典型地震相特征类比应用至南洼北次洼。北次洼西部缓坡带沙三段地震相为高频、断续、弱反射特征，反射结构为前积反射，为辫状河三角洲沉积，湖相优质烃源岩不发育(图5)；西部缓坡带局部发育了沙四段优质烃源岩，具有低频、高连续、强反射特征，但烃源岩规模小，资源潜力有限；东部陡坡带地震相与JZ20-3-2井优质烃源岩类似，发育剖面上呈透镜状的沙三段和沙一段优质烃源岩(图5)，平面上呈狭长带状沿边界断层发育(图6)，该烃源岩对旅大4-2和旅大5-2油田东二下亚段成藏有重要贡献。