东濮凹陷中央隆起带北部古近系异常高压与油气成藏的关系
国殿斌+万涛+李继东+袁波+袁丽
摘 要：通过精细油源对比、气源对比，明确了渤海湾盆地东濮凹陷方里集构造带的油气来源；基于流体包裹体的光性特征和均一温度，结合埋藏史确立了油气成藏时间及期次，恢复了油气成藏过程。油源对比结果表明，沙三段原油和烃源岩地球化学指标相近，具有自生自储特征，沙二段和沙三段天然气以煤成气为主，为断层输导成藏。沙三段油包裹体荧光下呈蓝色，盐水包裹体均一温度峰值为130 ℃～140 ℃，原油成藏期为明化镇组晚期—平原组中期（距今1～3 Ma）。根据山西组—本溪组煤系烃源岩的热演化史，煤成气的成藏期为东营组时期，早于原油的成藏时间。油气成藏过程恢复表明：在东营组中期至东营组剥蚀期间，煤成气通过断层输导，形成沙二段气藏和沙三段早期气藏；在明化镇组晚期—平原组中期，沙三段烃源岩生成的原油就近充注于沙三段气藏中，形成了沙三段油气藏。方里集构造带具有“双源两期”的成藏特征。
关键词：油源对比；气源对比；流体包裹体；油气成藏；盆地模拟；成藏过程；方里集构造带；东濮凹陷
中图分类号：P618.130.2；TE122 文献标志码：A
Abstract： Hydrocarbon sources and reservoir forming stages in Fangliji tectonic belt of Dongpu depression， Bohai Bay Basin were studied by fine oil and gas source contrasts； combined with the characteristics of microscopic fluorescence and homogenization temperatures of fluid inclusions and buried history， the reservoir forming periods and stages were discussed， and the hydrocarbon forming process was reconstructed. The oil and gas source contrasts show that the crude oil and hydrocarbon source rocks in Sha 3 member are similar； and have characteristics of self-generating and self-preserving； the gas in Sha 3 member is main coal bed gas， and is fault migration reservoir. The fluorescence of oil inclusion is blue， and the peak of homogenization temperatures of saline inclusions is 130 ℃-140 ℃； the crude oil forming stages are late Minghuazhen period and middle Pingyuan period（1-3 Ma before nowadays）. According to the thermal evolution history of coal-bearing hydrocarbon source rocks in Dongying Formation-Benxi Formation， the reservoir-forming stage of coal bed gas is Dongying period， which is earlier than that of the crude oil. The reconstruction of hydrocarbon reservoir forming process shows that the coal bed gas transforms by fault， and the gas reservoirs form in Sha 2 member and the early Sha 3 member； the rude oil formed by the hydrocarbon source rocks in Sha 3 member fills into Sha 3 member gas reservoir in late Minghuazhen and middle Pingyuan periods. Fangliji tectonic belt has the characteristics of “double sources and two stages”.
Key words： oil source contrast； gas source contrast； fluid inclusion； hydrocarbon reservoir； basin modeling； reservoir forming process； Fangliji tectonic belt； Dongpu depression
0 引 言
確定油气来源、油气藏形成的时间和期次是油气成藏研究的重要内容，也是当前油气成藏研究的热点和难点问题[1]。研究富油气区带不同层系的油气来源及成藏期差异性，有助于正确认识油气藏的形成及分布规律，对指导油气勘探有重要的实用价值。蒋有录等通过对东濮凹陷主力烃源岩热演化史及生排烃史模拟研究，指出东濮凹陷古近系油气成藏期为两期： 第一期为东营组沉积中后期至构造抬升初期，是主成藏期；第二期为明化镇组沉积末期至今。第一期成藏作用广泛，在全区均有分布，第二期主要分布在靠近生烃洼陷的区域[2]；从层系上看，浅部层系多为单期成藏，深部层系多为两期成藏；第二期成藏主要集中在主力生烃层系。这些认识有效指导了近洼带岩性油气藏的勘探。但近年来勘探实践表明，在低勘探程度区——东濮凹陷西南洼陷带方里集构造带沙二下亚段发现煤成气藏，在沙三上亚段发现煤成气和黑油的混合油气藏，原油的形成时间、煤成气的形成时间、油气充注过程至今尚不清楚，也无法用前人研究成果来解释，因此，亟需开展油气来源及成藏期的深入研究，指导勘探实践。
本文以渤海湾盆地东濮凹陷方里集构造带为例，在明确油气来源的基础上，通过储层流体包裹体的光性特征和均一温度，结合埋藏史确立了油气成藏时间及期次，恢复了油气成藏过程，以期对东濮凹陷进一步油气勘探提供理论指导，同时为渤海湾盆地类似构造带的油气勘探提供借鉴。
1 区域地质背景
东濮凹陷位于渤海湾盆地南缘临清坳陷的东南部，是一个以古生界—中生界为基底，以新生界为盖层的富油气断陷沉积盆地[3-5]，新近系分布面积约5 300 km2。东濮凹陷具有“两洼一隆一陡岸一斜坡”的构造格局，主要发育东部洼陷带（自南向北发育葛岗集、前梨园、濮卫等洼陷）、西部洼陷带（自南向北发育孟岗集、海通集、柳屯等洼陷）、中央隆起带（三春集—桥口、文留、濮城、卫城等含油气构造）、东部陡岸带（兰聊断裂带）和西部斜坡带等五大区带。目前，东濮凹陷发现的油气主要富集在中央隆起带和西部斜坡带，东部洼陷带、西部洼陷带和东部陡岸带勘探程度低，是东濮凹陷今后增储上产的主要地区。
方里集构造带位于西部洼陷带的孟岗集洼陷[图1（a）]。整个孟岗集洼陷勘探面积为800 km2，东以黄河断层为界，西以长垣断层为界，南以封丘断层为界，北与海通集洼陷相望，呈双断式地堑结构[3]。方里集构造带为依附于长垣断层下降盘的一个断鼻构造，面积约为30 km2，主要受长垣断层和方里集断层所夹持。1998年，在方里集构造带构造低部位部署的濮深8井发现沙三段油气藏，由于油层厚度薄、物性差，储量未得到动用。2013年，通过重新评价，在方里集构造带构造高部位相继部署方2、方3井，在沙三段和沙二下亚段试油获高产油气流和气流，展现了该构造带良好的勘探前景[图1（b）]。由于勘探程度低，资料少，关于方里集构造带的油气来源、成藏期和成藏过程的研究尚未系统开展。
研究区基底为古生界—中生界。下古生界寒武系—奥陶系以块状灰色白云岩、灰岩为主，残留地层厚度为1 100～1 300 m。上古生界石炭系—二叠系为在奥陶系假整合面之上沉积的一套海陆过渡相含煤建造，向上过渡为二叠系陆相含煤建造和陆相砂泥岩建造，地层厚度为950～1 100 m，划分为石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组、下石盒子组、上石盒子組和石千峰组。
本溪组发育灰黑色泥岩、细粉砂岩及碳质泥岩，底部为铝土矿或菱铁矿，地层厚度为20～40 m；太原组以灰色灰岩，灰黑色泥岩、砂岩，灰质细粉砂岩为主，夹碳质泥岩、煤层及铝土，地层厚度为80～100 m；山西组以灰色泥岩、白云质泥岩、灰质细砂岩为主，夹厚煤层、铝土层，厚度为130～150 m；下石盒子组发育灰色、紫红色泥岩，灰色白云质泥岩、粉砂岩，地层厚度为150～180 m；上石盒子组为灰白色石英砂岩，含砾细砂岩与紫红色泥岩呈不等厚互层，地层厚度为300～330 m；
石千峰组发育暗紫红色泥岩，白云质泥岩与灰白色、紫红色砂岩，含砾细砂岩互层，地层厚度为270～300 m。中生界岩石岩性为紫色、棕色、浅灰色细粉砂岩，粉砂岩，钙质砂岩等夹紫色、紫红色泥岩，研究区残留厚度约为200 m。印支运动后，太平洋板块向欧亚板块俯冲，引起中国东部地幔上隆，产生许多较大的正断层，从而导致一系列拉张型盆地的形成，在东濮凹陷沉积充填新生界，方里集构造带则表现为正断裂体系非常发育，剖面上呈现出东倾、西倾两组断裂体系。东倾的长垣、方里集断层为研究区主要控带断层，西倾的断层主要为这两条主干断层的补偿断层[图1（b）]。
研究区新生界地层自下而上包括古近系沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组以及第四系平原组，总厚度为5 000～6 000 m。沙河街组自下而上发育沙四段、沙三段、沙二段和沙一段。沙四段底部沉积了一套棕红色、紫红色粉砂质泥岩，粉细砂岩以及泥质粉砂岩韵律层；沙四段上部沉积了一套灰色、深灰色泥质粉砂岩与泥岩韵律层；局部地区顶部沉积了膏盐；研究区沙四段沉积厚度薄。沙三段沉积了一套巨厚的暗色砂泥岩韵律层夹油页岩、碳酸岩碎屑滩，为湖相—三角洲相沉积。沙二段细分为上、下两个亚段：沙二下亚段是浅灰色砂岩与紫红色泥岩互层，砂岩发育不稳定，为河流相沉积；沙二上亚段时期沉积了一套紫红色泥岩夹含膏泥岩，局部地区发育泥岩与含膏泥岩韵律层，顶部为膏泥岩沉积。沙一段上部是在淡水湖泊环境发育的一套灰色泥岩夹油页岩和薄层碳酸盐岩组合；沙一段下部是一套石膏、盐岩夹灰色泥岩以及薄层碳酸盐岩与油页岩组合的盐湖沉积物。东营组下部主要是浅灰色、紫红色钙质泥岩，泥岩与浅灰色细砂岩，粉砂岩不等厚互层沉积；中部是紫红色、灰绿色泥岩，与灰绿、棕红色、灰白色细砂岩，粉砂岩，含砾砂岩互层沉积；上部主要发育棕色软泥岩与灰白色砂岩、浅紫红色泥岩不等厚互层沉积。与渤海湾盆地其他地区类似，新近系与古近系存在一个区域性不整合面，新近系馆陶组为杂色砂砾岩，含砾砂岩夹棕红色、灰色黏土岩。明化镇组为棕红色黏土岩与灰白、浅灰色粉砂岩，细砂岩互层。
方里集构造带主力烃源岩发育层系为沙三段及上古生界煤系烃源岩[6]， 沙三段暗色泥岩厚度为400～900 m，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ，残余总有机碳（TOC）为0.5%～1.4%，现今镜质体反射率（Ro）为0.85%～1.43%，处于成熟—高成熟阶段。东濮凹陷上古生界烃源岩主要发育在石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组，与鄂尔多斯盆地类似，为暗色泥岩与煤互层形成的煤系烃源岩，厚度为120～180 m。煤层厚度为10～24 m，埋深为5 200～6 500 m，镜质体反射率为1.7%～2.5%，处于煤系烃源岩高效生烃范围。大套烃源岩的发育及较高的有机质热演化程度为研究区油气富集提供了物质基础。
研究区沙二上亚段发育全区稳定分布的紫红色泥岩、膏泥岩、含膏泥岩；沙一段发育灰色泥岩夹油页岩和薄层碳酸盐岩，形成了一套稳定分布的区域性盖层，厚度为700～800 m[图1（b）]；沙二下亚段发育河流相沉积，厚层河道砂发育，为储层发育层段，构成了研究区中浅层储盖组合，并发现了方3井沙二下亚段气藏。此外，沙三段内部发育的泥岩为研究区局部盖层，沙三段发育的三角洲前缘及碳酸岩碎屑滩沉积[7]为主要储层发育层段，形成自生自储自盖型储盖组合，发现方2井、濮深8井沙三段油气藏。圈闭类型主要有断块、断鼻等。
从成藏组合定义出发，研究区可划分源上、源内成藏组合。源上成藏组合（沙一段和沙二段）指被区域性盖层与下伏烃源岩分隔的油气藏和远景圈闭组合，其主要特征是缺乏有效烃源岩，断裂输导成藏；源内成藏组合（主要为沙三段）指烃源岩内部的油气藏和远景圈闭组合，为自生自储自盖型油气藏[图1（b）]。
2 油源对比
烃源岩生物标志物组合特征受到有机质生源输入、沉积环境和有机质热演化程度等多重因素的制约[8]。东濮凹陷方里集构造带主要发育上古生界和沙三段两套烃源岩，形成时期沉积环境变化较明显[9-11]，其生物标志化合物组合特征具有明显的差异性。从同属长垣断层下降盘的胡古2井上古生界烃源岩可溶有机质萜烷质谱图[图2（a）]来看，煤系烃源岩埋深大，热演化程度高，萜烷系列已严重偏离基线而失真；但从甾烷系列来看，规则甾烷组成中的C27甾烷相对丰度低，C29甾烷具有明显的优势，C27、C28、C29甾烷分布型式为反“L”型[图2（b）]，表明有机质生源母质以陆源高等植物为主。古近系沙三段烃源岩为东濮凹陷主要生烃层系，从方里集构造带方2井沙三段烃源岩可溶有机质萜烷质谱图[图2（c）]来看，γ蜡烷相对丰度中等，规则甾烷组成中的C29甾烷相对丰度较低，C27甾烷具有一定的優势，C27、C28、C29甾烷分布型式呈 “L”型[图2（d）]，表明沙三段时期研究区为微咸水沉积环境，有机质生源母质以低等湖相生物为主。
原油中部分甾烷、萜烷系列生物标志物的分布是相对稳定的，运移效应和成熟度对它们无明显的影响。比如，C27甾烷/C29甾烷值、γ蜡烷/C30藿烷值等地球化学指标 [12]主要受生源母质和沉积环境影响，可用于油源对比。从方里集构造带方2井沙三段原油质谱图[图2（e）、（f）]来看，γ蜡烷/C30藿烷值中等，C27甾烷/C29甾烷值较大， C29甾烷相对丰度较低，C27甾烷具有一定的优势，C27、C28、C29甾烷分布型式呈 “L”型。与上古生界和沙三段两套烃源岩地球化学指标对比，其与沙三段烃源岩具有亲源关系，表明方里集构造带沙三段油藏具有自生自储特点。
3 气源对比
天然气来源可通过烃类气体的成分、碳同位素和稀有气体同位素进行分析。东濮凹陷方里集构造带方2井沙三段试油获日产油179.5 m3、气16 000 m3。从天然气化学组成（表1）上看，烃类气体甲烷含量（体积分数，下同）高达93.35%，C2+重烃气占5.3%，非烃气体主要是CO2（含量仅占1.36%），C1/C2+值为17.64。研究区方3井沙二下亚段试油获日产气33 580 m3。从天然气的化学组成上看，烃类气体甲烷含量高达96.94% ，C2+重烃气占2.7%，非烃气体主要是CO2（含量仅占0.35%），C1/C2+值为35.85。这两口井天然气的化学组分偏干气，其组成与东濮凹陷文留构造文23井及户部寨地区卫79-9井天然气组分特征相似；这些地区的天然气具有煤成气的性质。
方2井、方3井天然气同位素特点是比较富含重碳同位素。其中，甲烷碳同位素值分别为-30.30‰、-33.50‰，乙烷碳同位素值为-23.70‰、-20.50‰，丙烷碳同位素值为-24.00‰、-17.20‰，丁烷碳同位素值为-25.10‰、-19.20%，反映出原始母质以腐殖型为主（表1）。这两口井天然气碳同位素值与文23井、卫79-9井沙四段天然气非常接近， 具有煤成气的性质。
氩同位素N（40Ar）/N（36Ar）值主要受控于源岩年代积累效应和源岩K质量分数的影响。东濮凹陷天然气成因N（40Ar）/N（36Ar）值标准为[13]：煤成气为958～1 754（平均为1 313）；油型气为343～628（平均为471）；混合气为683～890（平均为777）。方2井、方3井N（40Ar）/N（36Ar）值分别为2 264、2 345，反映源岩年代老，为典型煤成气（表1）。从表1可以看出，方里集构造带沙二段和沙三段天然气的甲烷含量高，富含重碳同位素，N（40Ar）/N（36Ar）值异常高。综合分析认为其以煤成气为主。
4 油气成藏期和成藏过程
目前，确定油气成藏时期的方法主要有构造演化史法、油气藏饱和压力法、烃源岩演化史法、储集层成岩作用法、油藏地球化学法和储集层有机岩石学法等[14-15]。本文主要采用流体包裹体均一温度法和烃源岩演化史法对东濮凹陷方里集构造带油气成藏期进行了研究。流体包裹体是矿物结晶过程中从周围介质中捕获的成岩成矿流体，记录了含油气流体及其他各种来源流体的性质、组分、物理化学条件和地球动力学条件，这些信息对于研究油气的成藏过程具有重要意义。根据包裹体镜下特征和成分分析结果，研究区包裹体类型可从成分上分为烃类包裹体和盐水包裹体（图3）。
4.1 烃类包裹体
不同的荧光颜色表明了有机包裹体不同的成分[16]。荧光颜色由火红色→橙色→黄色→绿色→蓝白色变化，反映出有机质从低成熟向高成熟演化。研究区濮深8井沙三段油斑粉砂岩中的烃类包裹体检测到发蓝色光的油包裹体，表明其有一期高成熟油充注[图3（a）]。
4.2 盐水包裹体
在实验室将包裹体置于冷热台上加热至气相消失，再恢复成均一液相时的温度称为均一温度，该温度代表了包裹体形成时的温度。结合储层的埋藏史，可确定流体包裹体形成时储集层经受的温度以及相应的埋深和地质年代等，从而判断油气充注的时间[17]。濮深8井沙三段盐水包裹体呈气液两相，直径在3～10 μm之间，为淡黄色—淡褐色， 沿切穿石英颗粒微裂隙分布， 在室温下可见到气泡[图3（b）]。盐水包裹体均一温度峰值为130 ℃～140 ℃（图4），结合埋藏史得出濮深8井沙三段原油成藏时间为明化镇组晚期—平原组中期（距今1～3 Ma），具有晚期成藏特征（图5）。
研究区沙二段和沙三上亚段发现的煤成气来源于山西组—本溪组煤系烃源岩。煤系烃源岩热模拟实验结果表明（图6）：在肥气煤阶段（镜质体反射率为0.81%～1.15%）和焦煤阶段（镜质体反射率为1.15%～1.60%），煤气发生率分别为8.46、17.77 m3·g-1，产气率较低；在瘦煤阶段（镜质体反射率为1.6%～2.0%），煤气发生率为40.02 m3·g-1，开始进入大量生气阶段；在贫煤阶段（镜质体反射率为2.0%～2.5%）和无烟煤阶段（镜质体反射率大于2.5%），煤气发生率分别为71.83、78.67 m3·g-1，处于大量生气阶段。从图6可以看出，当煤系烃源岩镜质体反射率大于1.6%时，大量煤成气生成，具备形成煤成气藏。
研究区沙二段不是生烃层系，其煤成气藏依靠断裂和砂体输导成藏。根据山西组—本溪组煤系烃源岩的热演化史（图5），在东营组中期（距今28 Ma）已进入生气高峰（镜质体反射率大于1.6%），该时期同时也是断层活动时期[图1（b）]，匹配关系好，因此，推测沙二段和沙三段煤成气的成藏期为东营组时期，早于原油的成藏时间。在馆陶组—明化镇组时期，研究区断层停止活动，煤成气输导不畅，未在古近系再次聚集成藏。
4.3 油气成藏过程
根据油源对比结果、构造活动史、烃源岩生排烃期和油气成藏期分析结果，对研究区沙二段气藏和沙三段油气藏的成藏过程进行恢复。在东营组中期至东营组剥蚀期间，山西组—本溪组煤系烃源岩已进入生气高峰，该时期同时也是构造活动时期，煤成气通过断层输导在沙二上亚段良好区域性泥岩盖层之下的沙二下亚段—沙三段中聚集成藏，形成沙二段气藏和沙三段早期气藏；馆陶组至现今，断层停止活动，由于新近系和第四系平原组地层过补偿，沙三段烃源岩在明化镇组中后期进入大量生油阶段（镜质体反射率大于0.7%），在明化镇组晚期—平原组中期（距今1～3 Ma）生成的原油就近充注于沙三段气藏中，形成了沙三段油气藏。因此，方里集构造带具有“双源两期”的油气成藏过程特征。除方里集构造带之外，长垣断层下降盘还发育多个类似断鼻构造。根据“双源两期”的成藏特征，这些构造带的沙二下亚段、沙三段具有类似的成藏特点，是东濮凹陷进一步勘探的有利地区。
5 结 语
（1）东濮凹陷方里集构造带沙三段原油和烃源岩均具有中等γ蜡烷相对丰度，C27甾烷具有一定的优势，C27、C28、C29甾烷分布型式呈 “L”型的特征，表明方里集构造带沙三段油藏具有自生自储特点。方里集构造带沙二段和沙三段天然气的甲烷含量高，富含重碳同位素，N（40Ar）/N（36Ar）值异常高，综合分析认为其以煤成气为主。
（2）濮深8井沙三段粉砂岩中检测到蓝色荧光的油包裹体，表明有一期高成熟油充注。流体包裹体均一温度峰值为130 ℃～140 ℃，结合埋藏史得出沙三段油气成藏时间为明化镇组晚期—平原组中期（距今1～3 Ma）。根据山西组—本溪组煤系烃源岩的热演化史，在东营组中期（距今28 Ma）已进入生气高峰（镜质体反射率大于1.6%），推测沙二段和沙三段煤成气的成藏期为东营组时期，早于原油的成藏时间。
（3）油气成藏过程恢复表明，在东营组中期至东营组剥蚀期间，山西组—本溪组煤系烃源岩已进入生气高峰，煤成气通过断层输导，形成沙二段气藏和沙三段早期煤成气藏。在明化镇组晚期—平原组中期，沙三段烃源岩进入大量生油阶段，生成的原油就近充注于沙三段气藏中，形成了沙三段油气藏。方里集构造带具有“双源两期”的成藏特征，这一成藏特征将有效指导东濮凹陷进一步勘探。
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