渤海海域辽西凹陷中央反转带原油成因类型及成藏特征

田德瑞，牛成民，王德英，郭 涛，潘文静，郭龙龙

中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300459

渤海海域辽西凹陷中央反转带发现的锦州25-A油田储量规模大，油品质量好，原油丰度高，埋藏深度浅，测试产能高，是渤海海域高品质轻质原油的富集区，具有极好的经济开发效益。前人针对该地区做了大量的研究工作，但是主要集中于成藏条件综合分析方面（徐长贵等，2010；田立新等，2011）。而且，关于中央反转带原油来源仍存在较大争议，梁建设等（2012）认为辽西凹陷中洼发育沙三段和沙四段烃源岩，生烃潜力巨大，而北洼烃源岩规模最小。田立新等（2011）通过对中央反转带锦州25-A油田的成藏条件分析认为其为双洼供烃，辽西凹陷北洼和辽西凹陷中洼均可以为中央反转带提供充足的油气来源。截至目前仍没有研究从传统地球化学角度对中央反转带的原油及周边烃源岩开展系统研究，渤海湾盆地陆上油田钻探证实沙四段是一套区域优质烃源岩（张林晔等，2005；侯读杰等，2008；陈中红等，2009；刘庆等，2011，2014；张淼等，2011；颜永何等，2015；潘文静等，2019a；孙佳楠等，2019；王媛等，2019），而海域部分辽西凹陷普遍发育的沙四段烃源岩对油气成藏是否有贡献亦不清楚。此外，近年在辽西凹陷中洼及中央反转带南侧钻探接连失利，均未见任何油气显示，进一步揭示中央反转带及围区油气田成藏条件极其复杂。因此针对辽西凹陷中央反转带已发现油气田开展精细的原油特征分析及油源对比研究十分必要。

本文通过对中央反转带27个原油样品和辽西凹陷32个有效烃源岩样品的系统取样分析，开展系统的生物标志化合物分析及对比，对辽西凹陷的主力生烃层系及其特征进行分析。通过聚类分析方法对中央反转带发现的原油进行分类，明确其特征，并通过生物标志化合物开展系统的油源对比研究，理清其来源及分布规律。在此基础之上对辽西凹陷中央反转带成藏特征进行解析。这项研究对于进一步客观认识辽西凹陷各次洼的生烃潜力，深入剖析中央反转带的油气成藏规律具有现实意义。对于深化认识湖相富烃凹陷优质烃源岩非均质展布规律具有重要启示，为探讨湖相富烃凹陷复杂圈闭群差异成藏机理提供重要参考。此外，本次研究将传统地球化学与多元统计等数理分析方法相结合，实现了断陷湖盆复杂圈闭群多生标参数油源精细对比，改变了关于辽西凹陷各次洼各层系生烃潜力的传统认识，研究方法具有推广应用价值。

1 地质背景

辽西凹陷位于渤海海域西部，西部背靠燕山褶皱带，东部毗邻辽西凸起，北部与辽河西部凹陷相连，南部临近秦南凹陷（图1）。辽西凹陷整体上为东断西超的半地堑构造特征，呈北东-南西向展布。辽西凹陷由3个次级洼陷组成，自北向南分别为辽西凹陷北洼、辽西凹陷中洼和辽西凹陷南洼，中央反转带位于辽西凹陷北洼和辽西凹陷中洼之间（图1），受辽西一号边界断裂控制形成大规模的复杂圈闭群（徐长贵等，2010）。

图1 渤海海域辽西凹陷中央反转带区域构造位置Fig. 1 Regional structural location of the central inversion zone in the Liaoxi Depression, Bohai Sea

钻探揭示辽西凹陷古近系自下而上分别沉积了孔店组、沙河街组和东营组（图2），其中，孔店组在辽西凹陷分布十分局限，目前仅在辽西凹陷中洼发现孔店组地层沉积，岩性以褐灰色泥岩夹细砂岩和粉砂岩为主，上部伴有少量黑色煤层发育，反映以湖相沉积为主。沙河街组自下而上可以进一步细分为沙四段、沙三段、沙二段和沙一段。其中沙四段目前仅在中央反转带和辽西凹陷中洼有钻遇，主要岩性为厚层灰色泥岩夹少量薄层白云质泥岩、薄层粉砂岩或细砂岩，局部发育薄层碳质泥岩。沙三段、沙二段、沙一段在辽西凹陷广泛分布，其中沙三段在凹陷区以稳定湖相沉积为主，发育厚层泥岩夹砂岩沉积，是辽西凹陷重要的生烃层系，在凸起区以辫状河三角洲和扇三角洲沉积为主，物性极好，是中央反转带的重要储集层系。沙二段发育厚层砂砾岩、砂岩，反映扇三角洲沉积特征，是区域主要储集层。沙一段为湖相沉积，以泥岩夹碳酸盐岩发育为特征，局部发育油页岩，已被证实为辽西凹陷主力烃源岩（李潍莲等，2010；田德瑞等，2018，2019a）。东营组整体以厚层泥岩夹砂岩沉积为特征，并且下部地层泥质含量高，上部地层砂质含量迅速增高，是区域优质盖层。

图2 渤海海域辽东湾地区综合地层柱状图（据田德瑞等，2019b，有修改）Fig. 2 Generalized stratigraphy of the Liaodong Bay area, Bohai Sea

2 样品与实验方法

实验样品取自辽西凹陷已发现的油气田及重点含油气构造。32个烃源岩样品来自10口探井，涵盖了辽西凹陷中央反转带围区已钻遇典型烃源岩的探井，并且均为富含有机质的半深湖—深湖相泥岩和页岩岩屑及岩心，其中沙四段样品6个，沙三段样品17个，沙一段样品9个。27个原油样品为辽西凹陷中央反转带探井钻柱测试获得的原油以及开发井生产的原油，其中沙二段原油样品17个，沙三段原油样品10个，基本涵盖了中央反转带已发现油气的区块及层位（图1）。对烃源岩及原油样品进行族组分分离、饱和烃和芳香烃色谱—质谱实验分析。

饱和烃色谱—质谱分析条件：仪器为Thermo-Fisher Trace-DSQⅡ气相色谱质谱联用仪，色谱柱为HP-5 ms弹性石英毛细柱（60 m×0.25 mm×0.25 μm），升温程序：初温50℃并恒温1 min，以15℃/min速率从50℃升至100℃，以2℃/min 速率从100℃升至200℃，以1℃/min 速率从200℃升至315℃，保持315℃并恒温20 min。进样口温度300℃，载气为氦气，载气流速为1 mL/min，电离能量为70 eV。

芳香烃色谱—质谱分析条件：仪器为Agilent7890B-5977A气相色谱质谱联用仪，色谱柱为HP-5 ms弹性石英毛细柱（60 m×0.25 mm× 0.25 μm），升温程序：初温50℃并恒温1 min，以15℃/min速率从50℃升至120℃，以3℃/min速率从120℃升至300℃，保持300℃并恒温25 min。进样口温度300℃，载气为氦气，载气流速为1 mL /min，检测方式为全扫描，电离能量为70 eV。

3 烃源岩生标化合物特征及地质意义

3.1 饱和烃参数特征及地质意义

甾烷参数能较好的识别出海洋或者湖泊环境中有机质母质来源（Volkman et al., 1998）。其中C27-C28-C29甾烷三元示意图是区分烃源岩中有机质成分的常用指标之一（Peters et al., 2005）。研究表明，C27甾烷主要来源于浮游植物和后生动物（Huang and Meinschein, 1979；Volkman et al., 1986），C28甾烷主要来源于颗石藻、硅藻和甲藻（Grantham and Wakefield, 1988），C29甾烷主要来源于陆源高等植物（Huang and Meinschein, 1979；Volkman et al., 1986）。沙河街组三套烃源岩C27-C28-C29甾烷三元示意图均表现出明显的C27甾烷优势（图3），说明这三套烃源岩有机质母质主要为浮游动植物（图4）。此外，沙一段烃源岩的C28/C29甾烷分布范围为0.33~1.33，平均值高达0.81（图5a），表明沙一段烃源岩中颗石藻、硅藻和甲藻等浮游生物贡献占显著优势。沙三段烃源岩的C28/C29甾烷分布范围为0.26~0.95，平均值为0.65（图5a）。沙四段烃源岩的C28/C29甾烷分布范围为0.48~0.96，平均值为0.70 （图5a），与沙三段接近，均显著低于沙一段，反映沙三段、沙四段陆源有机质输入较沙一段明显增高。

图3 辽西凹陷烃源岩饱和烃和芳香烃色谱—质谱图Fig. 3 Gas chromatography mass spectrometry(Gc-Ms) data of saturate and aromatic fractions for source rocks in the Liaoxi Depression

图4 辽西凹陷沙四段、沙三段和沙一段烃源岩C27、C28和C29规则甾烷三元示意图(据Huang and Meinschein, 1979，有修改)Fig. 4 Ternary plot showing the distribution of C27, C28 and C29 regular steranes from Es4, Es3 and Es1 source rocks in the Liaoxi Depression (Modified from Huang and Meinschein, 1979)

4—甲基甾烷指数（4—甲基甾烷/ΣC29甾烷，4-MSI）是识别烃源岩中沟鞭藻贡献的重要生物标志化合物指标，大量4—甲基甾烷的出现可能与渤海藻和副渤海藻等非海相沟鞭藻类的繁盛有关（Chen et al.，1996）。沙一段烃源岩的4-MSI分布范围为0.10~0.38，平均值为0.26 （图5b），沙三段烃源岩的4-MSI分布范围为0.11~0.29，平均值仅0.19（图5b），而沙四段烃源岩的4-MSI分布范围为0.31~1.25，平均值高达0.72（图5b），显著高于沙一段和沙三段，表明辽西凹陷沙四段沉积时期可能局部地区存在沟鞭藻类短期“勃发”事件，导致沙四段局部形成优质烃源岩，如E15井沙四段泥岩平均TOC高达4.37%。

姥鲛烷/植烷比值（Pr/Ph）是区分烃源岩沉积水体氧化还原性条件的常用参数之一（Peters et al.，2005），经常应用于烃源岩对比分析中。Pr/Ph比值小于1一般指示缺氧还原环境，比值介于1与2之间指示弱还原—弱氧化环境（Didyk et al.，1978；Ten Haven et al.，1987；潘文静等，2017）。辽西凹陷沙一段烃源岩Pr/Ph值介于0.25~1.60之间，平均值为0.62（图5c），指示还原环境。沙三段烃源岩Pr/Ph值介于0.68~1.47之间，平均值为1.07 （图5c），临近边界值，结合图5c分析可知沙三段烃源岩在沉积过程中整体处于还原环境，但是局部受氧化沉积事件波动影响显著。沙四段烃源岩Pr/Ph值介于0.77~1.08之间，平均值为0.92（图5c），指示沉积于还原环境。表明沙河街组三套烃源岩沉积时期水体整体偏还原环境，其中沙一段沉积时期水体还原性最强。

此外，C27重排甾烷/C27甾烷比值（C27Dia/C27ST）也可以指示沉积水体的氧化还原环境，研究表明，酸性或氧化条件下，有利于重排甾烯加速形成并被最终还原为重排甾烷（Brincat and Abbott，2001）。通常情况下低C27Dia/C27ST值指示偏碱性还原环境，高C27Dia/C27ST指示偏酸性氧化环境（朱扬明等，1997；Hao et al., 2011）。辽西凹陷沙一段烃源岩C27Dia/C27ST比值介于0.19~1.05之间，平均值为0.56（图5d）。沙三段烃源岩C27Dia/C27ST比值介于0.42~1.38之间，平均值高达0.85（图5d），显著高于沙一段，指示沉积环境较沙一段还原条件弱。沙四段烃源岩C27Dia/C27ST比值介于0.51~0.90之间，平均值为0.75（图5d），介于沙一段和沙三段之间。纵向对比来看，沙一段比值最小，沙三段和沙四段比值接近，并且均小于1，说明沙一段烃源岩沉积的碱性还原环境最强，与上述Pr/Ph分析结果保持一致，可信度高。

长链三环萜烷比值（ETR=（C28+C29）/（C28+C29+Ts））能在一定范围内反映湖泊水体化学条件（Peters et al.，2005），Hao等（2011）针对渤海湾盆地的研究表明，ETR大于0.4通常指示碱性环境。辽西凹陷沙一段烃源岩ETR比值介于0.40~0.73之间，平均值为0.58（图5e），显著高于0.4，指示碱性介质条件。此外，多口钻井揭示辽西凹陷沙一段沉积大量碳酸盐岩，如石灰岩、白云岩和生物屑白云岩等（潘文静等，2020）（图2），而白云石一般在碱性湖泊中富集（Wolfbauer and Surdam, 1974; Jones and Bowser, 1978），进一步证实以上认识。沙三段和沙四段烃源岩ETR比值接近，分别介于0.14~0.40和0.28~0.36之间（图5e），指示沙三段、沙四段烃源岩沉积于弱碱性湖泊环境。

伽马蜡烷/C31升藿烷（S+R）[Gam/C31（S+R）]比值是表征烃源岩沉积水体盐度或者水体分层情况的有效指标（Peters et al.，2005），在烃源岩对比研究中应用十分广泛。王培荣等（2004）对渤中凹陷古近系烃源岩研究表明，咸化环境中Gam/C31（S+R）比值介于0.43~3.80，平均值高达2.16，淡水—微咸水环境中该比值在0.03~0.26之间浮动。辽西凹陷沙一段烃源岩Gam/C31（S+R）比值介于0.68~3.20之间，平均值达到1.80（图5f），指示半咸水—咸水环境。此外，在E15等多口井区沙一段泥岩中发现了大量多刺甲藻、具刺华花介、具刺湖花介等指示半咸水—咸水环境的藻类及介形化石，进一步证实沙一段水体偏咸。沙三段烃源岩Gam/C31（S+R）比值介于0.09~0.41之间，平均值为0.17（图5f），沙四段烃源岩Gam/C31（S+R）比值介于0.10~0.16之间，平均值仅为0.14（图5f），与沙三段十分接近，并且与王培荣等（2004）在渤中凹陷古近系淡水—微咸水环境中计算的数值（0.03~0.26）接近，与沙一段具有显著差异，而且在E15等井区沙三段和沙四段泥岩中发现了大量指示淡水环境的盘星藻化石，表明辽西凹陷沙三段和沙四段烃源岩主要沉积于淡水—微咸水环境。

综上所述，辽西凹陷沙河街组三套烃源岩C27-C28-C29甾烷三元示意图均表现出明显的C27甾烷优势。此外，沙一段烃源岩具有高C28/C29甾烷，低4-MSI，高Gam/C31（S+R）、高ETR、低C27Dia/C27ST、低Pr/Ph特征。沙三段烃源岩具有中等—高C28/C29甾烷，低Gam/C31（S+R）、低ETR、低—中等Pr/Ph和高C27Dia/C27ST特征。沙四段烃源岩具有中等—高C28/C29甾烷，低Gam/C31（S+R）、低ETR、较低Pr/Ph、中等C27Dia/C27ST和高4-MSI的特征。这些饱和烃参数能够较好的区分辽西凹陷沙河街组三套烃源岩，并且表明这三套烃源岩有机质组成及沉积环境存在明显差异。其中沙一段烃源岩沉积于强还原条件的半咸水—咸水的碱性湖盆环境，浮游生物构成了有机质的主要组成，沙三段和沙四段烃源岩均形成于淡水—微咸水的弱碱性水体环境，但是沙四段烃源岩有机质组成中沟鞭藻含量明显偏高。

3.2 芳香烃参数特征及地质意义

除了以上论述的饱和烃参数能对辽西凹陷烃源岩进行较好的区分以外，芳香烃参数C294-甲基-24-乙基三芳甾烷、C274-甲基三芳甾烷及三芳甾烷/三芳甲藻甾烷在识别烃源岩有机质组成方面也有较好的应用效果。C294-甲基-24-乙基三芳甾烷和C274-甲基三芳甾烷等三芳甾烷能有效指示陆源有机质，王培荣等（2004）研究证实三芳甾烷含量与陆源有机质含量呈正比。辽西凹陷沙三段和沙四段烃源岩中C294-甲基-24-乙基三芳甾烷和C274-甲基三芳甾烷等三芳甾烷相对含量显著高于沙一段（图3），进一步说明沙三段和沙四段中陆源有机质成分较沙一段高，与饱和烃参数C28/C29甾烷研究结果保持一致。

三芳甾烷/三芳甲藻甾烷指数能有效区分浮游生物和陆源高等植物的贡献，比值高指示陆源有机质贡献大（王培荣等，2004）。从图3中芳烃色质图对比来看，沙四段烃源岩三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值介于1.76~4.59之间，波动幅度较大，并且平均值高达2.83（图5g），进一步证实辽西凹陷沙四段烃源岩有大量陆源有机质的贡献。沙三段烃源岩三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值介于0.66~2.01之间，平均值为1.44（图5g）。沙一段烃源岩三芳甾烷丰度均较低（图3），其三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值分布范围为0.34~2.31，平均值仅为1.15（图5g），均显著低于沙四段和沙三段，指示沙一段烃源岩中陆源有机质成分仅占较小份额，而纵向对比来看沙四段中陆源有机质成分含量显著高于沙一段和沙三段。

综合饱和烃研究结果表明辽西凹陷沙河街组三套烃源岩有机质母质主要为浮游动植物，其中沙一段烃源岩中浮游生物总的贡献最高，沙四段烃源岩中陆源成分的贡献较沙一段和沙三段均偏大，反映各层系烃源岩中生烃生物组成差异明显。

4 原油类型划分与油源对比

4.1 原油类型划分

聚类分析是划分多源原油成因类型的有效方法（Peters et al.，1994；田德瑞等，2019a），其关键在于选取有效的油源对比参数（Peters et al.，2007）。结合上文对辽西凹陷沙河街组三套烃源岩生物标志化合物的系统对比印证研究基础之上，考虑到姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）容易受到生物降解作用的影响，具有多解性，因此本次研究分别选取长链三环萜烷比值ETR 、4—甲基甾烷指数、C27重排甾烷/C27甾烷、伽马蜡烷/C31（S+R）和三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值等5个可有效反映有机质生源和沉积水体环境的参数对辽西凹陷中央反转带发现的原油样品开展聚类分析，为明确各圈闭原油生物标志化合物特征，探讨其成因提供重要证据。

本次研究采用SPSS软件利用Ward法和Euclidean距离对辽西凹陷中央反转带沙河街组原油进行聚类分析，结果表明聚类分析能有效地将辽西凹陷中央反转带沙河街组原油划分为3大类（表1; 图6）。

表1 辽西凹陷烃源岩、原油饱和烃和芳香烃地球化学参数Table 1 Geochemical parameters of saturate and aromatic fractions for source rocks and crude oils in the Liaoxi Depression

图6 辽西凹陷中央反转带原油类型聚类分析Fig. 6 Hierarchical cluster analysis (HCA) results showing crude oil types in the central inversion zone of the Liaoxi Depression

Ⅰ类原油典型特征是具有中等—高伽马蜡烷含量、低—中等4—甲基甾烷、低—中等三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值和高ETR的特征（表1）。其中伽马蜡烷/C31（S+R）分布范围为0.39~0.64，平均值为0.52（图7a），指示原油母质沉积水体盐度较高。ETR比值介于0.40~0.51之间，平均值为0.47（图7b），C27Dia/C27ST比值介于0.40~0.66之间，平均值为0.47 （图7c），表明原油母质受碱性还原水介条件作用。4-MSI分布范围为0.25~0.44之间，平均值为0.31（图7d）；三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值介于1.07~1.91之间，平均值为1.49（图7c），反映原油母质成分中沟鞭藻等浮游生物占有一定比例。综上所述，Ⅰ类原油母质有沟鞭藻类贡献且沉积于具有一定盐度的碱性湖泊水体环境。

Ⅱ类原油的生物标志化合物特征完全不同于Ⅰ类原油，其原油具有低伽马蜡烷、低ETR、高4—甲基甾烷和高三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值的特征（表1）。伽马蜡烷/C31（S+R）分布范围为0.09~0.13，平均值低至0.11（图7a），指示原油母质主要形成于淡水环境。ETR比值介于0.25~0.27之间，平均值为0.26（图7b），C27Dia/C27ST比值介于0.45~0.58之间，平均值为0.52，略高于Ⅰ类原油（图7c），整体反映碱性还原条件较Ⅰ类原油母质低。而4-MSI分布范围为1.03~1.18之间，平均值为1.11（图7d），反映沟鞭藻的贡献大幅上升；三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值介于2.63~3.03之间，平均值为2.83，显著高于Ⅰ类原油（图7c），说明具有一定数量陆源高等植物输入的影响。由此可知，Ⅱ类原油母质沉积于有大量沟鞭藻类输入且有部分陆源有机质贡献的淡水弱碱性湖泊水体环境。

Ⅲ类原油具有低—中等伽马蜡烷、中等4-甲基甾烷、中等三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值和高C27Dia/C27ST比值的特征（表1）。伽马蜡烷/C31（S+R）分布范围为0.07~0.35，平均值为0.16（图7a），介于Ⅰ类原油和Ⅱ类原油之间，并且与Ⅱ类原油更接近，指示淡水—微咸水环境。ETR比值介于0.30~0.34之间，平均值为0.32（图7b），也是介于Ⅰ类原油和Ⅱ类原油之间，反映弱碱性环境。C27Dia/C27ST比值介于0.59~0.79之间，平均值为0.72（图7c）。4-MSI分布范围为0.21~0.57之间，平均值为0.37（图7d）；三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值介于1.72~2.48之间，平均值为2.18（图7c），反映原油具有来自沟鞭藻的贡献，并且沟鞭藻贡献介于Ⅰ类原油和Ⅱ类原油之间。由此可知，Ⅲ类原油母质有一定数量沟鞭藻类组成，并且沉积于淡水—微咸水弱碱性湖泊水体环境。

图7 辽西凹陷中央反转带原油与烃源岩生物标志物参数对比图Fig. 7 Geochemical comparison of oils and source rocks in the central inversion zone of the Liaoxi Depression

综上所述，通过优选的5个生物标志化合物对中央反转带27个原油样品展开聚类分析，实现了原油样品的精细对比，能有效的将已发现的原油划分为三个类型，三个类型的原油母质的组成及形成环境迥异。其中Ⅰ类原油母质有沟鞭藻类贡献且沉积于具有一定盐度的碱性湖泊水体环境，Ⅱ类原油母质沉积于有大量沟鞭藻类和一定数量陆源高等植物输入的淡水偏碱性湖泊水体环境，Ⅲ类原油母质含有一定数量沟鞭藻类成分，主要沉积于淡水—微咸水弱碱性还原环境。

4.2 油-岩对比

从图8a可以看出，Ⅰ类原油伽马蜡烷含量高，具有较高的Gam/C31（S+R）比值和ETR比值，说明其含有来自具有一定盐度烃源岩的贡献，而三套烃源岩中只有沙一段沉积于半咸水—咸水环境，因此Ⅰ类原油具有沙一段烃源岩的明显贡献。然而，Ⅰ类原油所反映的盐度整体低于沙一段烃源岩的分布范围（图7a），说明还混入了沉积于低盐度淡水环境烃源岩的贡献。从母质来源方面分析，Ⅰ类原油具有中等的4-甲基甾烷指数和低—中等的三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值，其分布区域与沙三段和沙一段烃源岩均具有较好的叠合性，而整体偏离于沙四段烃源岩的分布范围以外（图7），综合沉积水体环境和母质来源两方面分析认为Ⅰ类原油可能主要为沙三段和沙一段烃源岩生成的混源油（图5，图7）。

Ⅱ类原油的典型生物标志物特征是低伽马蜡烷和高4-甲基甾烷（图8b），其具有低Gam/C31（S+R）比值、高4-甲基甾烷指数、高三芳甾烷/三芳甲藻甾烷和中等C27Dia/C27ST比值（图7，图8）。这些特征与辽西凹陷中洼和北洼沙四段烃源岩生物标志物特征相似，说明Ⅱ类原油主要来自沙四段烃源岩（图5，图7）。大量分析认为渤海海域沙四段烃源岩品质、母质来源以及其沉积环境区域差异显著（汤国民等，2019；田德瑞等，2019b；潘文静等，2019a，b；Tian et al.，2017），辽西凹陷中洼沙四段烃源岩TOC介于0.18%~3.77%，平均值仅为0.75%，且大部分样品TOC小于0.5%，有机质丰度偏低，整体属于差烃源岩，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主。辽西凹陷北洼沙四段烃源岩TOC介于2.40%~6.19%，平均值高达4.37%，有机质丰度高，达到优质烃源岩级别，有机质类型以Ⅱ1型为主。因此，中央反转带的Ⅱ类原油应该主要来自北洼沙四段的贡献。

Ⅲ类原油具有相对低—中等的Gam/C31（S+R）比值，虽然分布范围较宽，但整体均低于沙一段烃源岩Gam/C31（S+R）的分布范围，此外其具有中等—高的C27Dia/C27ST比值（图7，图8），中等4-甲基甾烷指数和中等—高三芳甾烷/三芳甲藻甾烷比值特征，均分布在辽西凹陷沙三段和沙四段烃源岩生物标志化合物变化区间内（图7），综合分析该类原油可能是沙三段与沙四段烃源岩生成的混源油（图8c）。

图8 辽西凹陷中央反转带不同类型原油饱和烃和芳香烃色谱-质谱图Fig. 8 Gas chromatography mass spectrometry (Gc-Ms) of saturate and aromatic fractions for crude oils in the central inversion zone of the Liaoxi Depression

传统研究认为，中央反转带南北两侧分别被辽西凹陷中洼和辽西凹陷北洼所夹持，具备双洼供烃的优势（田立新等，2011）。然而，近几年中海油天津分公司在辽西凹陷中洼多个构造带钻探了6口探井均未见任何油气显示，而且钻遇的沙河街组烃源岩品质较差，泥岩多呈偏氧化的褐色或红褐色。岩石热解分析表明，沙四段TOC平均值仅为0.75%，沙三段TOC平均值仅为0.54%，沙一段TOC平均值仅为1.02%，表明辽西凹陷中洼的生烃能力较差。特别是在中央反转带南侧E28和E37两口井录井未见任何油气显示，而且E37井刚好位于辽西凹陷中洼向中央反转带中块运移的优势路径上，但储层包裹体中亦未见烃类包裹体，说明未发生过油气运移（图9），因此，中央反转带的原油只能是其下部烃源岩或者辽西凹陷北洼烃源岩供烃，中洼生烃潜力弱对中央反转带成藏无贡献。

图9 渤海海域辽西凹陷中央反转带中块油气成藏模式（剖面位置见图1）Fig. 9 Petroleum accumulation model for the middle block of the central inversion zone in the Liaoxi Depression, Bohai Sea (See Fig. 1 for the location of the section)

5 不同成因类型原油的分布规律及其成藏特征

为了进一步理清中央反转带的成藏规律，展开精细对比研究，将中央反转带按照距离边界断层位置自东向西划分为东块、中块、西块三个单元。对三种类型原油的空间展布特征进行系统梳理，结果显示Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类原油在东块均有发现。中块目前仅发现Ⅰ类原油，西块发现的原油均为Ⅲ类原油，并且原油主要集中于北部，毗邻辽西凹陷中洼的中央反转带西部有多口空井（图10），反映区域成藏体系复杂。

图10 辽西凹陷中央反转带不同成因类型原油分布Fig. 10 Geographic distribution of oils originated from different source rocks in the central inversion zone of the Liaoxi Depression

5.1 中央反转带东块成藏模式

东块只有S2井沙二段一个Ⅰ类原油样品密度（20℃）为0.7602 g/cm3，含蜡量仅为0.35%，为凝析油。其余原油含蜡量介于4.78%~16.65%之间，以高含蜡量原油为主，原油密度（20℃）介于0.8400~0.8810 g/cm3之间。虽然东块发育三种原油类型，但是原油在各层系的展布差别明显，其中，Ⅰ类原油在沙二段和沙三段地层中均有分布，并且分布范围广；Ⅱ类原油仅分布在沙三段地层中；Ⅲ类原油分布极其局限，仅在沙二段E5井区以及沙三段E18和E20两个井区有分布（图10），反映平面成藏差异大。

东块发育F1、F2、F4、F5等多条沟通辽西凹陷北洼沙一段、沙三段、沙四段三套有效烃源岩的油源断裂，陡坡带砂体与油源断裂沟通，形成了油气聚集的高效输导层（图11），形成高丰度油气聚集效应，这也是东块同时发现三种原油类型的重要原因。E1井沙三段底部砂体尽管也依附F1边界断裂，但由于地层产状不匹配，井底之下烃源岩生成的油气优先向F2断层汇聚再进行垂向运移，并且这套砂体位于排烃门限之上（图11），不能直接近源供烃，导致底部砂体未见油气显示。由此可见烃源岩、断层、砂体三因素空间分布配置是造成东块空间成藏差异的关键。

图11 渤海海域辽西凹陷中央反转带东块油气成藏模式（剖面位置见图1）Fig. 11 Petroleum accumulation model for the east block of the central inversion zone in the Liaoxi Depression, Bohai Sea (See Fig. 1 for the location of the section)

5.2 中央反转带中块成藏模式

中块原油含蜡量介于4.46%~22.02%之间，以中—高含蜡原油为主，原油密度（20℃）介于0.8404~0.8586 g/cm3之间，均为轻质原油，并且主要富集在沙二段地层中，以Ⅰ类原油为主。油气先沿沟通沙三段和沙一段有效烃源岩的油源断裂向上运移至沙二段砂岩输导层，再沿沙二段砂体横向输导至圈闭中成藏。此外，中块沙二段具有明显的油气差异富集特征，靠近烃源灶的断背斜圈闭中富集天然气，较远的圈闭中富集原油（图9）。E4和E19井沙三段上部未成藏的主要原因是砂体未与有效油源断裂相沟通，其中E19井在沙三段下部钻遇了少量差油层（图9），分析认为可能是该套砂体位于沙三段烃源岩排烃门限之下，形成源内成藏体系。充分说明断层对有效烃源岩与砂体的贯通衔接效率对中块油气成藏类型及规模具有决定性影响。

5.3 中央反转带西块成藏模式

西块原油含蜡量介于17.53%~20.22%之间，全部为高含蜡原油，原油密度（20℃）介于0.8404~ 0.8516 g/cm3之间，为轻质原油，在沙二段、沙三段均有分布且原油类型均为Ⅲ类。此外，局部还有天然气成藏，其中沙二段上部为天然气，下部为原油。沙三段上部为原油，下部砂体无显示。中央反转带西块的油气输导模式与东块相似，均为油源断裂与砂体耦合输导油气。上部砂体成藏的主要原因是上覆砂体沉积规模大，与油源断裂直接沟通，空间源、运、储配置关系好。而下部砂体没有沟通油源断裂，砂体临近的烃源岩又位于排烃门限之上，导致上部砂体既未和有效烃源岩贯通，又不能源内成藏，导致无显示，进一步反应断层对有效烃源岩和储集层的贯通作用对西块成藏起重要作用。

通过对辽西凹陷中央反转带三个区块成藏过程的精细剖析可见，有效烃源岩分布、油源断裂与砂体匹配程度控制了该地区油气的平面展布与纵向分布，体现出受“源—断—砂”三因素耦合控制的成藏规律。结合油源对比分析认为该区下步勘探重点应以中央反转带以北地区为主。针对沙二段目的层，重点寻找砂体发育且运移条件好的有利圈闭，沙三段、沙四段目的层重点是寻找两类目标，一类是排烃门限以下陡坡带源内或近源扇体，有望形成岩性油气藏，另一类是砂体发育且与油源断裂匹配程度高的有效圈闭。

6 结论

（1）沙一段烃源岩具有高Gam/C31（S+R）、高ETR、低C27Dia/C27ST、低Pr/Ph、低三芳甾烷/三芳甲藻甾烷和中等4-MSI的特征，指示沉积于半咸水—咸水碱性强还原环境；沙三段烃源岩具有低Gam/C31（S+R）、低ETR、低—中等Pr/Ph、低—中等三芳甾烷/三芳甲藻甾烷、中等4-MSI和高C27Dia/C27ST的特征，经分析沉积于淡水—微咸水弱碱性环境；沙四段烃源岩具有低Gam/C31（S+R）、低ETR、较低Pr/Ph、中等C27Dia/C27ST、高三芳甾烷/三芳甲藻甾烷和高4-MSI的特征，研究显示沉积于淡水弱碱性水体环境。辽西凹陷沙河街组三套有效烃源岩表现出的截然不同的地球化学特征可以作为原油成因类型划分以及油源对比的依据。

（2）基于烃源岩研究对比结果优选饱和烃和芳香烃生标化合物共计5个参数对辽西凹陷中央反转带发现的原油进行聚类分析，证实中央反转带有3类原油汇聚。第Ⅰ类原油来自沙三段和沙一段烃源岩，在中央反转带中块、东块沙二段地层以及东块沙三段地层中均有分布；第Ⅱ类原油来自沙四段烃源岩，分布在中央反转带东块沙三段地层中，首次证实辽西凹陷沙四段烃源岩的贡献；第Ⅲ类原油来自沙三段和沙四段烃源岩，主要分布在中央反转带西块沙二段、沙三段地层以及东块沙二段地层中。

（3）分别对辽西凹陷中央反转带东块、中块、西块原油成藏特征进行解剖，三个成藏体系均为“源—断—砂”三因素耦合控藏模式，即有效烃源岩分布、油源断裂与砂体匹配程度控制了油气的空间分布。研究认为辽西凹陷中央反转带的有利勘探目标包含两类，一类是油源断层与储层砂体耦合条件好的圈闭，另一类是沙三段、沙四段中发育的源内岩性砂体。