2. 延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心, 陕西 延安 716001;
3. 中国石油大港油田勘探开发研究院, 天津 300280
2. Exploration and Development Research Center, Yanchang Oil Field Co., Ltd., Yan'an 716001, Shaanxi, China;
3. Research Institute of Petroleum Exploration and Production, CNPC, Tianjin 300280, China
0 引言
黄骅坳陷是渤海湾盆地重要的生油气坳陷之一，自上而下共发现新近系(包括明化镇组、馆陶组)、古近系(包括东营组、沙河街组)、中生界、石炭-二叠系和奥陶系等7套含油气层系。其中，主力生烃层系以沙三下亚段和沙四上亚段为主，为沉积于微咸水—半咸水还原环境的半深湖—深湖相泥页岩[1-3]，其生成的原油显示为高密度、高沥青质与高胶质特点[4-6]。但随勘探程度的增加和油气产量的下降，寻找新的勘探领域成为亟需解决的重要问题。
自20世纪90年代以来，大港油田相继在孔店潜山、乌马营潜山、王官屯潜山和埕海潜山实现了上古生界的勘探突破[6-9]。2018年在黄骅坳陷的乌马营潜山(YG1井，下二叠统，油30.2 m3/d，气8.01×104 m3/d)、歧北斜坡(QG8井，中奥陶统，油46.3 m3/d，气16.28×104 m3/d)等地区获得了高产凝析油气流，这对黄骅坳陷乃至整个渤海湾盆地深部层系的油气勘探又是一次重大发现。对YG1井和QG8井的油气地球化学特征与来源分析，能够帮助揭示渤海湾盆地石炭-二叠系煤系烃源岩的生烃潜力和勘探前景，还有助于深入探讨我国北部地区广泛沉积的石炭-二叠系煤系烃源岩的油气勘探潜力[9-13]。
前人对渤海湾盆地石炭-二叠系煤系烃源岩的相关研究取得了一定的进展，认为该煤系烃源岩主要分布在山西组、太原组，分布广且厚度大，沉积环境自下而上、由南向北由浅海相和海陆交互相逐步过渡为陆相[14]，经历了海西期—印支期浅埋、燕山期抬升剥蚀、喜马拉雅山期再次深埋的多期复杂构造运动，发育了多期次生烃过程和自生自储、新生古储的多种类型成藏组合，且古近纪以来的第二次、第三次生烃作用生烃量最大，易保存下来，是重要的生烃期[15-16]。但隆起区、凸起区、斜坡带及洼陷带等不同构造单元残留的石炭-二叠系煤系烃源岩的分布、热演化程度具有显著差异。斜坡带、低凸起、深洼带对生烃较为有利[17-18]。石炭-二叠系煤系烃源岩所产凝析油具有密度低、沥青质含量低、胶质含量少的特点，与沙河街组烃源岩原油具有明显区别[4]。
黄骅坳陷QG8井和YG1井高产的凝析油气是否来自石炭-二叠系煤系烃源岩，对于评价渤海湾盆地下伏石炭-二叠系煤系烃源岩生烃潜力和勘探价值具有重要意义。通过对凝析油气的生物标志化合物、碳稳定同位素、原油物性等特征进行综合对比，查明QG8井、YG1井油气的特征与来源，可为后续上古生界油气生成潜力评价及勘探开发研究提供重要依据。
1 地质概况黄骅坳陷位于渤海湾盆地中北部，是一个呈SW向收敛、NE向撒开的由断层控制的不对称狭长断陷[19-20]。黄骅坳陷下伏石炭-二叠系是华北地台期形成的煤系地层，受中—新生代断陷活动影响，南北差异抬升导致全区残余厚度变化大，NE向断裂活动导致现今埋深变化大，呈“南北分区、东西分块”的特点(图 1)。
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| 图 1 黄骅坳陷构造单元与地层柱状图 Fig. 1 Structural units classification and stratigraphic column of Huanghua depression |
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研究区石炭-二叠系是一套以海陆过渡相和滨海三角洲沉积为主的煤系地层，其烃源岩包括煤、炭质泥岩和暗色泥岩3种。煤系烃源岩有机质丰度高，有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主、部分Ⅱ1型，品质达到中等—好[21]；其中煤岩生烃潜力最大，w(TOC)分布在20%~80%，w(S1+S2)一般为20.00~200.00 mg/g，最大可达218.56 mg/g。研究区曾发生多次构造运动，喜马拉雅山期构造运动后，上古生界再次深埋，黄骅坳陷岐口、南皮、吴桥、乌马营等大部分区域现今埋深都在3 500 m以上，正处于大量生烃的凝析油气阶段，斜坡或洼陷深部成熟度演化高，处于大量生气阶段，是有效供烃的重要烃源岩层位[6, 16-17]。
2 样品分析与测试方法本次研究样品分为天然气、原油和烃源岩样品，天然气和部分原油样品采自黄骅坳陷YG1井二叠系和QG8井奥陶系储层，另从Q61-6H和CH66X1井采集了代表沙三段和沙一段的原油样品，烃源岩样品采自GG16102井及曹庄、查庄煤矿石炭-二叠系煤系烃源岩样品。将样品粉碎至80目以下，利用快速溶剂抽提仪(型号：ASE300)进行抽提(该装置在密闭环境中进行抽提，极大地减少了原油中轻质组分的挥发)，后将溶在二氯甲烷里的抽提物直接注射入全二维气相色谱-飞行时间质谱仪进行测试。
2.1 生物标志化合物测试方法利用全二维气相色谱-飞行时间质谱仪(GC×GC-TOFMS)分析原油和天然气。GC×GC-TOFMS主要由Agilent7890气相色谱仪(GC×GC)和美国LECO公司Pegasus4D飞行时间质谱仪(TOFMS)两部分组成，色谱仪配有氢火焰离子化检测器(FID)和双喷口热调制器，由两根分离机理不同且相互独立的色谱柱经调制器以串联的方式组成GC×GC系统，调制器的作用是将色谱柱1分离出来的馏分聚焦后以脉冲的形式进入色谱柱2继续分离，其中色谱柱1为一维非极性色谱柱，色谱柱2为二维极性色谱柱。数据解释软件为Chroma TOF4.50软件[11, 22-23]。
实验条件：进样口温度为280 ℃，载体为氦气，流速为1.2 mL/min，进样模式为自动分流进样，分流比为300:1；一维色谱柱柱箱初始温度为35 ℃，恒温1 min，以1.5 ℃/min的速率程序升温至230 ℃，恒温0.2 min，再以5 ℃/min的速率程序升温至300 ℃，恒温15 min；二维炉温补偿温度10 ℃，调制器温度一般比一维炉温高30 ℃，调制周期设为8 s，其中包括2 s热吹时间；检测器电压为1 700 V，传输线温度设为250 ℃，离子源电压为70 eV，离子源温度为230 ℃。
2.2 碳稳定同位素测试条件与方法使用仪器：Thermo Delta V Advantage。测试条件：Flash EA 1112反应炉温度980 ℃，色谱柱温度50 ℃，载气流量300 mL/min，吹扫气流量200 mL/min，注氧量175 mL/min；Delta V Advantage IRMS离子源真空度1.2×10-6 mBar①，离子源电压3.07 kV。
① Bar(巴)为非法定计量单位，1 Bar=0.1 MPa，下同。
测试方法：用锡杯包0.1 mg油样，经过元素分析仪(Flash EA 1112，Thermo Fisher Scientific，美国)燃烧，燃烧后气体送入稳定同位素比质谱仪(Delta V Advantage，Thermo Fisher Scientific，美国)测定全油碳稳定同位素值[24]。
同位素比值的计算公式为
式中：Rsam、Rstan分别为样品与标准物质的13C/12C值；δ13CPDB值以美国南卡罗来洲白垩纪皮狄组位层中的拟箭石化石(Peedee belemnite，PDB)为标准物质计算，仪器分析精度δ13CPDB < 0.20‰。
3 凝析油气地球化学与物性特征 3.1 凝析油物性特征与碳稳定同位素QG8井和YG1井凝析油相对密度分别为0.77和0.81 g/cm3，且均具有低密度、低黏度特征。YG1井表现出低凝固点、低含蜡量、低含硫量和低胶质等特点，表现为轻质油；QG8井原油碳稳定同位素偏轻，δ13CPDB值为-30.4‰，饱和烃和芳烃δ13CPDB值分别为-29.1‰和-26.8‰(表 1)。
| 井号 | 深度/m | 层位 | 密度/(g/cm3) | 黏度/(MPa·s) | 凝固点/℃ | wB/% | φB/% | δ13CPDB/‰ | Pr/Ph | |||||||
| 蜡 | 沥青质+胶质 | 硫 | C7+ | C11+ | 原油 | 饱和烃 | 芳烃 | |||||||||
| YG1 | 3 834.7~3 842.0 | P | 0.81 | 1.38 | 1 | 8.99 | 4.27 | 0.01 | 97.83 | 46.26 | - | - | - | - | ||
| QG8 | 4 959.4~4 987.7 | O | 0.77 | 0.71 | -30 (未凝) |
- | - | - | - | - | -30.4 | -29.1 | -26.8 | 2.86 | ||
对QG8和YG1井凝析油中萘、芴、菲系列等芳烃系列化合物的研究发现，四甲基萘(TeMN)、二甲基菲(dimethylphenanthrenes)、二甲基芴(dimethylfluorenes)含量较低，四甲基萘/总萘(TeMN/naphthalenes) < 0.05、二甲基菲/总菲(dimethylphenanthrenes/phenanthrenes) < 0.27、二甲基芴/总芴(dimethylfluorenes/fluorenes) < 0.39。两口井凝析油甲基芴(methylfluorenes)、甲基菲(methylphenanthrene)、甲基萘(methylna- phthalene)等芳烃系列化合物含量与沙河街组原油存在明显差异(表 2)。
| 井号 | 样品 | 四甲基萘/总萘 | 二甲基菲/总菲 | 二甲基芴/总芴 | 甲基芴/二甲基芴 | 甲基菲/总菲 |
| YG1 | 凝析油 | 0.04 | 0.27 | 0.39 | 1.31 | 1.73 |
| QG8 | 凝析油 | 0.01 | 0.05 | 0.09 | 5.34 | 0.45 |
| GG16102 | 亮煤 | 0.18 | 0.27 | 0.35 | 1.29 | 0.76 |
| CZ-9 | 劣质煤 | 0.24 | 0.30 | 0.63 | 0.53 | 3.59 |
| CHZ-4 | 潟湖泥岩 | 0.01 | 0.04 | 0.10 | 4.44 | 0.06 |
| Q61-6H | 沙三段原油 | 0.38 | 0.35 | 0.34 | 1.31 | - |
| CH66X1 | 沙一段原油 | 0.87 | 0.39 | 0.25 | 2.23 | 3.31 |
| 注：CZ-9和CHZ-4分别为曹庄和查庄煤矿样品。 | ||||||
QG8井天然气φ(CH4)较高(>70%)，φ(C2+)也较高(16.12%)，干燥系数平均为0.81；YG1井烃类气体φ(CH4)高达80%以上，φ(C2+)比QG8井低，最大可达9.30%，干燥系数平均为0.92，为偏干湿气类型(表 3)。两口井天然气δ13C1均偏重(-39.70‰~-33.21‰)，δ13C2、δ13C3也较重[25](表 3)。
| 井号 | 产出层位 | φB/% | 干燥系数 | δ13CPDB/‰ | |||||
| C1 | C2+ | N2 | CO2 | C1 | C2 | C3 | |||
| QG8 | O | 70.61 | 16.12 | 0.95 | 12.32 | 0.81 | -39.70 | -26.70 | -25.20 |
| YG1 | P | 80.56 | 9.30 | 5.29 | 4.85 | 0.90 | -36.40 | -20.90 | -21.20 |
| P | 85.25 | 7.09 | 0.74 | 6.92 | 0.92 | -37.00 | -20.30 | -20.70 | |
| P | 85.99 | 6.76 | 0.36 | 6.99 | 0.93 | -33.21 | -21.88 | -22.11 | |
沙河街组烃源岩原油密度为0.901~0.978 g/cm3、黏度为77~10 885 MPa·s、凝固点为3~52 ℃[26]，明显高于QG8井与YG1井凝析油(表 1)，同时板桥凹陷源自沙河街组烃源岩的凝析油碳稳定同位素分布在-24.3‰~26.2‰之间[27]，重于QG8井(表 1)，表明两口井的凝析油非沙河街组烃源岩成因。已被证实来源于石炭-二叠系煤系烃源岩的KG4井(密度：0.78 g/cm3，黏度：1.05 MPa·s，凝固点：-27 ℃)[28]轻质油与两井凝析油物理性质相近(表 1)，显示了其石炭-二叠系原油特征。
QG8井凝析油δ13C=-30.4‰，饱和烃δ13C=-29.1‰，芳烃δ13C=-26.8‰，与GG16102井石炭-二叠系煤系烃源岩(干酪根δ13C=-23.65‰~-23.23‰，饱和烃δ13C=-29.26‰~-26.87‰，芳烃δ13C=-26.62‰~-24.15‰)相近。QG8井凝析油Pr/Ph=2.86，具有姥鲛烷优势，反映为偏氧化沉积环境烃源岩生成的原油类型，不同于沙河街组微咸水—半咸水还原环境下烃源岩成因的原油性质(Pr/Ph分布于0.45~1.36)[29]。
提取QG8、YG1井凝析油与石炭-二叠系煤系烃源岩和沙三段、沙一段烃源岩样品的萘(naphthalenes)、芴(fluorenes)、菲(phenanthrenes)等系列化合物的参数指标并对比分析，显示QG8井凝析油与石炭-二叠系的烃源岩相近，YG1井凝析油则与石炭-二叠系的煤岩更相似，而明显区别于沙三段与沙一段烃源岩样品的高四甲基萘/总萘、二甲基菲/总菲、甲基芴/二甲基芴(图 2)。
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| 图 2 煤系烃源岩与湖相烃源岩芳烃系列化合物对比 Fig. 2 Aromatic series compounds comparison between coaly source rocks and lacustrine source rocks |
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QG8井、YG1井天然气φ(CH4)高可达85.99%，φ(C2+)较高(16.12%)，干燥系数大于0.8，与冀中坳陷北部石炭-二叠系煤系烃源岩成因天然气组分相似(φ(CH4)约80%，φ(C2+)大于10%)[15, 30]。国内外许多在成煤作用中期形成的煤成气δ13C值处在-35‰~-43‰之间[25]，如济阳坳陷GBG1井来自石炭-二叠系煤系烃源岩的天然气(δ13C1=-35.9‰、δ13C2=-23.1‰、δ13C3=-21.2‰)，而来自古近系沙河街组烃源岩的天然气δ13C1普遍较轻，一般小于-40‰(图 3，绿色样品)。对比显示YG1井(δ13C1=-35.54‰、δ13C2=-21.03‰、δ13C3=-21.34‰)与石炭-二叠系煤系烃源岩相近。QG8井天然气样品δ13C1落在腐泥—腐殖型气混合区范围(IV)，与济阳坳陷孤北地区、冀中坳陷苏桥—文安斜坡地区、东濮凹陷马厂地区等源自石炭-二叠系烃源岩的天然气分布范围相近[15, 31-32](图 3，蓝色样品)，YG1井天然气样品明显处于腐殖型气区(I区)[4]，表明QG8井和YG1井天然气具备煤成气特征，显著区别于冀中坳陷曹家务、岔河集地区沙河街组烃源岩生成的天然气[33-35](图 3，绿色样品)。因此，YG1井、QG8井天然气均来自于石炭-二叠系煤系烃源岩(表 3，图 3)。
5 结论
1) QG8井和YG1井凝析油呈现为低凝固点、低黏度、低胶质和沥青质含量、低密度等轻质油特点，全油、饱和烃及芳烃的碳稳定同位素均较重，多环芳烃系列化合物显示为较低的四甲基萘/总萘、二甲基菲/总菲、二甲基芴/总芴值。
2) 两井的天然气含CH4多(φ(CH4)>70%)、干燥系数较高(0.8)，δ13C1(>-39.70‰)、δ13C2(＞-26.70%)和δ13C3(>-25.20‰)值均较重；表明QG8井、YG1井油气应为石炭-二叠系煤系烃源岩来源，揭示了渤海湾盆地深部石炭-二叠系煤系烃源岩具有一定的生烃潜力和勘探前景。
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