中石化涠西探区位于北部湾盆地北部坳陷, 主要涉及涠西南凹陷D洼以及海中凹陷的中部地区。2015年以来, 中石化在涠西探区油气勘探取得突破, 在涠11-5W构造上相继钻探了几口高产油气流井, 标志着涠洲油田的发现。目前已有大量学者对于北部湾盆地油气成因与成藏进行了深入分析^[1-6], 包括涠西南凹陷A、B、C洼、福山凹陷、迈陈凹陷等, 认为油源主要来源于流沙港组。对于中石化涠西探区所属的涠西南D洼和海中凹陷的油气成因与成藏方面研究较少, 对于已发现油气的地球化学特征及成因等研究还未深入展开。涠洲油田位于涠西南D洼东部斜坡部位, 紧邻涠西南低凸起, 向南以3号断层为界与海中凹陷相邻, 目前对于其油气的来源或供烃方向还存在一定争议。本文将重点分析涠洲油田原油的地球化学特征, 进行油源对比, 分析油气地球化学特征差异, 探讨油气成因类型, 以便指导涠洲油田的扩储方向或相邻区的油气勘探。

涠西南凹陷受凹陷内1号、2号断层以及涠西南大断裂的控制, 形成了A、B、C、D四个洼, 是一个典型的北断南超箕状凹陷, 其中涠西南凹陷D洼位于涠西南凹陷西南部, 向西向南分别以涠西南大断裂和3号断层为界^[7-8](图 1)。而海中凹陷以3号断层为界, 紧邻北部涠西南凹陷, 向西以涠西南大断裂南部为界, 南部紧邻5号断层和企西隆起。中石化涠西探区主要位于涠西南凹陷西南部D洼以及中部的海中凹陷, 其中涠洲油田位于涠西南D洼的东部斜坡带, 东边紧邻涠西南低凸起, 地层向西倾伏于D洼深部, 向南以3号断层为界, 紧邻海中凹陷。钻井揭示地层从古至今为古新统长流组、始新统流沙港组、渐新统涠洲组以及中新统下洋组、角尾组、灯楼角组和上新统望楼港组^[9]。涠西南凹陷烃源岩主要为流沙港组的暗色泥页岩, 其中流二段为一套典型的深湖—半深湖相优质烃源岩^{[5, 10]}。涠洲油田油气发现井A井、B井位置如图 1所示。

图 1(Fig. 1)

图 1 中石化涠洲油田构造位置示意图

新采集涠洲油田A井、B井原油样品5个, 流沙港组暗色泥岩样品11个, 进行色谱、饱和烃、芳香烃色谱-质谱分析, 并对新采集的5个原油及溶解气进行碳同位素分析。原油及暗色泥岩GC、GC-MS分析选用标样包括nC₂₄D₅₀、D₄C₂₇胆甾烷、D₁₀-蒽。GC、GC-MS实验仪器型号为Thermo Fisher QSDⅡ, 实验条件及方法参见Jiang et al.(2001) ^[11]、Li et al.(2003) ^[12]; 原油碳同位素分析使用Delta-plus XL同位素质谱仪进行测定。

涠洲油田原油的烃类组成具有淡水湖相原油普遍存在的特征。原油气相色谱图中, 正构烷烃为“单峰”类型, 主峰碳以低碳数为主, 多小于nC₁₇; 各原油样品C₂₁^-/C₂₁⁺比值多大于1, 最高可达2.83(表 1), 指示原油正构烷烃低碳数含量高, 原油轻质组分含量较高, 母质来源中低碳数水生生物输入较多。CPI、OEP多用来表征有机质正构烷烃的奇偶优势比, 各样品CPI、OEP值分别为1.10~ 1.25、0.83~1.12, 接近平衡值1, 表明原油正构烷烃奇偶优势消失, 已达成熟阶段。Pr/Ph常用来判断有机质/母源沉积环境, 一般认为典型的湖相原油Pr/ Ph比值为1~3, 湖沼相原油或煤系原油该比值大于3^[13], 原油Pr/Ph值分布在1.82~3.02之间(表 1), 指示母源岩有机质的形成处于弱氧化-弱还原性原始沉积环境; 原油Pr/ nC₁₇、Ph/nC₁₈相对较低(表 1), 其大小除与沉积环境有关外也受成熟度、生物降解作用等影响。总体上, 涠洲油田发现的A井、B井原油链烷烃分布特征较为相似, 指示了原油母质来源较为一致, 母源岩沉积环境为弱氧化-弱还原的原始环境, 原油已达到成熟阶段。

表 1(Table 1)

表 1 涠洲油田原油气相色谱参数

表 1 涠洲油田原油气相色谱参数 井号 层位 深度/m CPI OEP Pr/nC17 Ph/nC18 Pr/Ph C21-/C22+ 主峰碳 A E3w3 2 264.9~2 304.8 1.17 1.06 0.53 0.25 2.40 1.23 nC15 A E3w3 2 322.5~2 360.0 1.16 1.03 0.53 0.24 2.39 1.00 nC17 B E3w3 1 835.1~1 857.0 1.25 0.84 0.60 0.35 1.82 2.61 nC12 B E3w3 1 917.0~1 932.0 1.11 0.90 0.50 0.23 2.16 2.55 nC14 B E2l2 2 392.0 1.17 0.83 0.69 0.24 3.02 2.83 nC10

原油具有较为相似的饱和烃甾、萜烷生物标志化合物特征(图 2、表 2):规则甾烷较为发育, C₂₇、C₂₈、C₂₉规则甾烷具“V”型或“L”型分布, 同时原油具有较高含量的C₃₀4-甲基甾烷, C₃₀4-甲基甾烷/ C₂₉-规则甾烷值为0.16 ~ 0.38之间(表 2), 低分子孕甾烷、升孕甾烷也较为发育, 均指示原油母质来源中水生生物菌藻类贡献较大; 重排甾烷相对丰度较高, 其发育往往跟母源岩岩性及热演化程度相关, 重排甾烷/规则甾烷值分布在0.14 ~ 0.37之间(表 2); 萜烷中升藿烷特征指示了涠洲油田发现的原油均为典型的淡水湖相油, 即C_31-35升藿烷22S与22R构型成对出现, 且含量由C₃₁到C₃₅升藿烷逐渐降低; 伽马蜡烷含量较低(表 2), 指示淡水湖相的沉积特征。上述分析表明A井、B井原油具有相似的饱和烃生标特征, 原油甾、萜烷生标特征之间以及链烷烃分布特征之间的相似性指示了原油具有较为一致的来源, 表现出典型淡水湖相原油特征。

图 2(Fig. 2)

图 2 涠洲油田原油饱和烃m/z191、m/z217质量色谱图

表 2(Table 2)

表 2 涠洲油田原油饱和烃GC-MS生标参数

表 2 涠洲油田原油饱和烃GC-MS生标参数 井号 深度/m 层段 20S αββ Ts C31升22S T/P Dia/ Reg G/C30H Ole/C30H C29Ts/C29H C19-21/C27-29-St C19-21/C23-24TT C304-甲基St A 2 322.5~2 360.0 E3w3 0.49 0.29 0.51 0.57 0.14 0.37 0.00 0.08 0.40 0.25 2.54 0.20 A 2 264.9~2 304.8 E3w3 0.50 0.29 0.50 0.58 0.16 0.34 0.00 0.08 0.40 0.22 2.35 0.16 B 1 917.0~1 932.0 E3w3 0.41 0.29 0.49 0.55 0.03 0.14 0.05 0.08 0.40 0.06 1.34 0.28 B 1 835.1~1 857.0 E3w3 0.41 0.27 0.45 0.56 0.02 0.14 0.05 0.07 0.37 0.04 1.27 0.28 B 2 392.1 E2l2 0.38 0.33 0.54 0.55 0.04 0.21 0.05 0.10 0.44 0.07 1.39 0.38 注:20S:C29甾烷ααα20S/(S+R); αββ:C29甾烷αββ/(αββ+ααα); Ts:18α(H) -/[18α(H) +17α(H)]-三降藿烷; C31升22S: C31升藿烷22S/(22S+22R); T/P:三环萜烷/五环萜烷; Dia/Reg:C29重排甾烷/规则甾烷; G/C30H:伽马蜡烷/C30藿烷; Ole/C30H:奥利烷/C30藿烷; C29Ts/C29H:18α(H) -30-降新藿烷/C29降藿烷; C21-22/C27-29St:孕甾烷+升孕甾烷/C27-29规则甾烷; C19-21/C23-24TT:(C19三环萜烷+C20三环萜烷)/(C23三环萜烷+C24三环萜烷); C304-甲基St:C304-甲基/C29规则甾烷。

涠洲油田原油芳烃化合物主要是萘系列(一般大于5 0 %, 最高达6 8 %)、菲系列(28% ~ 71%), 联苯、三芴系列, 其他系列化合物含量较低(图 3)。主要特征为:萘系列与菲系列为芳烃主要化合物, 三芴系列中芴系列含量高于硫芴、氧芴系列, 表明原油母质来源于腐泥型有机质, 沉积环境偏还原型。实际上, 原油中芳烃的生源意义并不太明确, 大部分芳烃参数用于表征成熟度。甲基菲指数则常用来折算原油对应的镜质体反射率^[14], 根据折算, A井、B井原油的折算镜质体反射率Rc分布范围为0.85 ~ 0.97(表 3), 为成熟原油。而二苯并噻吩参数4, 6-/ 1, 4DMDBT(4, 6-/ 1, 4-二甲基二苯并噻吩)、4-/ 1-DBT(4-/ 1-二苯并噻吩)在A井、B井原油样品之间差异较大, 由于此类参数受油气运移与成熟度的双重影响, A、B两井之间的差异可能指示了油气在A井区与B井区之间的运移。对原油芳烃特征分析表明, 母源岩类型以腐泥型有机质为主, 沉积环境偏还原, 同时芳烃成熟度参数(表 3)也表明了原油为成熟原油。

图 3(Fig. 3)

图 3 涠洲油田原油芳烃化合物分布特征

表 3(Table 3)

表 3 利用甲基菲指数折算原油镜质体反射率Rc[14]

表 3 利用甲基菲指数折算原油镜质体反射率Rc[14] 井号 埋深/m 层位 MPI-1 Rc A 2 264.9~2 304.8 涠三段 0.67 0.8 2 322.5~2 360.0 涠三段 0.66 0.79 B 1 835.1~1 857.0 涠三段 0.74 0.84 1 917.0~1 932.0 涠三段 0.95 0.97 2 392.0 流二段 0.74 0.85

原油或有机质热演化成熟度反应母源岩热演化过程或阶段。饱和烃、芳烃生物标志化合物参数以及碳同位素特征等均能指示有机质的热演化成熟度, 对于原油成熟度的确定需要结合多参数进行综合判断。涠洲油田原油位于涠西南D洼斜坡上, 向南紧邻流二段烃源岩埋藏较深的海中深凹。涠西南D洼和海中深凹两个凹陷流沙港组烃源岩的演化程度存在较大差异, 因此对于油气成熟度的研究有助于判断油气的主要来源方向。

饱和烃甾烷、萜烷参数常用来表征有机质成熟度。从表 2中原油的地球化学参数可以看出, 原油C₃₁升藿烷22S/(S+R)值分布在0.55~0.58之间, 数值已经达到平衡状态, 表明了原油已达到成熟阶段, 不属于未熟油。另外两类藿烷类参数Ts/(Ts+Tm)(表 2, 图 4c)、C₂₉Ts/C₂₉H(表 2、图 4d)与埋深具较好的相关性, 指示了原油成熟度随深度增加不断增大, 其中涠6井2 392.0 m层原油的成熟度偏高, 均高于其它几层原油。甾烷类参数C₂₉甾烷αββ/(αββ+ααα)也常用来指示原油的成熟度, 达平衡阶段较C₃₁升藿烷20S/(S+R)稍慢^[15], 能够指示的原油成熟度范围更广, 数据显示这几层原油C₂₉甾烷αββ/(αββ+ααα)值分布在0.27~ 0.33(表 2)之间, 各样品规律与上述藿烷类参数基本一致(表 2、图 4), B井2 392.0 m层原油值偏大, A井、B井其它样品值稍偏低, 均比较接近。根据上述甾烷、萜烷常用成熟度参数规律分析, 认为涠洲油田原油已达到正常的成熟度阶段, 均为成熟原油。

图 4(Fig. 4)

图 4 涠洲油田原油饱和烃甾、萜烷成熟度参数

一般有机质或原油的碳同位素表征烃源岩类型或沉积环境, 热演化对于原油碳同位素的影响较小。在烃源一致的情况下, 原油碳同位素在一定程度上能够大致判断原油成熟度。表 3中可以看出, 各井原油碳同位素主要分布在-29.2‰ ~-27.1‰之间, 其中原油组分碳同位素值饱和烃＜芳烃＜沥青质＜非烃, 表明了各井原油为同一来源。B井2 392.1 m原油碳同位素及组分碳同位素值都要高于其它几层原油, 可推断该层原油成熟度较高或来源具有一定差异性。而该层原油甾烷、萜烷生物标志化合物参数也与其它几层原油具有差异性(表 2、图 4), 说明这一特征可能与该层原油的成熟度较高相关, 且该层原油层位为流沙港组, 而B井区流沙港组烃源岩并未达到成熟排烃阶段, 其油气来源应为深部较高成熟油气通过流沙港组下排到流三段, 再经侧向疏导进行充注。其它几层原油的同位素值相差不大, 也与上述饱和烃的生物标志化合物参数特征相似, 指示了各井原油成熟度应为同一级别成熟原油。

由于天然气碳同位素特征受热演化的影响更为明显, 在烃源一致条件下, 可以用来有效指示天然气的成熟阶段^[16-17]。涠洲油田试获的天然气均为原油伴生气, 对A井两个样品及B井一个样品测试了天然气碳同位素, 三个样品的碳同位素特征相似, 根据戴金星的天然气类型图版^[17]判断为油型气类型(图 5)。根据天然气甲烷碳同位值计算了天然气的成熟度(表 4), 可看出三层原油伴生的天然气的成熟度比较接近, 为0.85%左右, 为正常成熟的天然气。根据原油与伴生的天然气成熟度应该比较接近, 可以推断A井、B井原油成熟度应为正常成熟原油, 并未达到高过成熟阶段。这与前面饱和烃生物标志化合物的分析也比较吻合。

图 5(Fig. 5)

图 5 涠洲油田原油伴生气成因类型[17]

表 4(Table 4)

表 4 涠洲油田原油碳同位素数据

表 4 涠洲油田原油碳同位素数据 井号 样品名称 深度/m 原油/‰ 饱和烃/‰ 芳烃/‰ 非烃/‰ 沥青质/‰ A 油样 2 322.5~2 360.0 -28.7 -29.4 -28.2 -27.4 -28.2 A 油样 2 264.9~2 304.8 -28.7 -29.2 -28.2 -27.6 -28.2 B 油样 1 917.0~1 932.0 -28.9 -29.5 -28.2 -27.2 -27.6 B 油样 1 835.1~1 857.0 -28.6 -30.4 -28.8 -27.4 -27.8 B 油样 2 392.1 -27.1 -28.5 -27 -26.4 -26.8

通过对原油饱和烃参数、同位素特征等的分析, 结合前文利用芳烃甲基菲指数折算的原油成熟度(表 5), 判断涠洲油田原油成熟度分布在0.79% ~ 0.97%之间, 为烃源岩成熟演化阶段产物。

表 5(Table 5)

表 5 涠洲油田原油伴生气碳同位素及折算成熟度数据[17]

表 5 涠洲油田原油伴生气碳同位素及折算成熟度数据[17] 井号 深度/m CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 Rc A 2 360.0 -43.3 -30.7 -30 -29.5 -29.1 0.85 A 2 304.8 -43.4 -30.9 -30.1 -30.6 -29.2 0.84 B 1 857.0 -43.3 -31.2 -32 -31.8 -31.1 0.85

前文已详细分析了涠洲油田原油的地球化学特征, 油气具有十分相似的特征, 母质来源是一致的。对于油气成熟度的分析, 利用了饱和烃甾、萜烷等参数以及芳烃甲基菲指数, 同时结合了碳同位素的特征, 上述这些分析表明原油为正常成熟阶段, 并未达到高-过成熟阶段。北部湾盆地涠西南凹陷发育流沙港组优质烃源岩, 为典型淡水弱氧化-弱还原沉积^{[5, 18-19]}。涠洲油田主要位于涠西南凹陷D洼及海中深凹陡坡带地区, 同样发育Ⅰ-Ⅱ型流沙港组优质烃源岩, 而涠洲组发育一套煤系或Ⅲ型烃源岩, 埋藏较浅, 成熟度低。探区发育两套烃源岩类型明显不同, 热演化阶段差异较大, 其中流沙港组烃源岩C₂₇、C₂₈、C₂₉ααα -20R规则甾烷具“V”型或“L”型分布, 发育C₃₀4-甲基甾烷, 指示了有机质类型以水生为主, 重排甾烷也较为发育。饱和烃质量色谱特征可以看出, 涠洲油田原油(图 2)与流沙港组优质烃源岩(图 6)具有亲缘关系。

图 6(Fig. 6)

图 6 涠洲油田流沙港组烃源岩饱和烃m/z191、m/z217质量色谱图

海中凹陷地震资料显示流沙港组为一套组弱反射沉积, 与涠西南凹陷流沙港组特征一致, 据此推断海中凹陷同样发育流沙港组优质烃源岩。通过前文分析, 由于目前发现的原油属于正常的成熟油范围, 并未达到高-过成熟阶段。图 7为涠西南D洼及海中凹陷流沙港组二段烃源岩现今成熟度分布图, 从图中可以看出由于海中凹陷流沙港组埋藏深, 热演化程度相对较高, 深凹中心已达过成熟阶段; 而涠西南D洼流沙港组埋藏适中, 现今处于成熟-高成熟演化阶段, 表明油气与涠西南D洼流沙港组烃源岩埋藏演化过程较为匹配, 推断油气主要为D洼供应。海中凹陷埋藏较深的流沙港组烃源岩现今处于高-过成熟热演化阶段, 处于热演化生凝析气阶段; 海中凹陷流沙港组烃源岩在渐新世末时处于成熟生油气阶段, 地层在该时期处于抬升剥蚀, 构造运动活跃期, 涠洲油田A井、B井涠洲组地层正处于剥蚀阶段, 不利于油气的充注成藏。因此对于海中凹陷流沙港组烃源岩是否对涠洲油田具有贡献, 不仅要考虑海中凹陷流沙港组烃源岩生排烃及运聚过程, 同时还要结合对于长期活动并控制海中凹陷沉积的3号断层对于油气运聚过程的影响分析, 进行综合判定。本文中对于涠洲油田油气地球化学特征以及对油气成熟度的分析来看, 涠西南凹陷D洼流沙港组烃源岩为涠洲油田主要的供烃来源, 目前缺乏海中凹陷流沙港组烃源岩资料及油气贡献的证据。

图 7(Fig. 7)

图 7 涠西南D洼及海中凹陷流二段烃源岩现今成熟度分布图

涠洲油田已发现原油烃类组成特征显示其为典型淡水湖相原油, 为流沙港组优质烃源岩在成熟演化阶段产物。原油C₂₇、C₂₈、C₂₉ααα -20R规则甾烷具“V”型或“L”型分布, C₃₀4-甲基甾烷、重排甾烷均较为发育, 伽马蜡烷不发育。饱和烃参数、芳烃甲基菲指数以及碳同位素特征显示原油为成熟原油, 成熟度分布在0.8% ~ 1.0%之间, 不是高-过成熟度阶段烃类产物, 指示涠西南D洼深部流沙港组烃源岩为主要的供烃来源, 同时也说明涠西南D洼具有非常大的油气勘探潜力。