渤海海域前第三系烃源岩特征及油源对比

武海燕 任志勇 刘长海 齐玉民 王玉静 王月胜

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)

从渤海海域的勘探历史来看，前第三系的烃源岩对已发现的油气藏具有成藏贡献。以往的渤海海域烃源岩研究仅着眼于古近系[1-2]，尚缺关于前第三系烃源岩分布及特征的系统评价，且烃源岩对油气成藏贡献的研究少有涉及。为了进一步详细考察渤海海域前第三系烃源岩特征及其对生油的贡献，本次研究在系统评价渤海海域前第三系烃源岩的基础上，结合现有探井资料，利用生物标志化合物指标对原油和烃源岩展开对比分析，同时考察渤海海域前第三系烃源岩生烃指标与邻近陆地油田的差异与潜力。

1 前第三系烃源岩特征

渤海海域前第三系的烃源岩发育于震旦系、寒武 — 奥陶系、石炭 — 二叠系、中下侏罗统和白垩系等地层：震旦系烃源岩分布于辽东凹陷；古生界寒武系和中下奥陶统地层烃源岩主要分布于辽西低凸起南部、石臼坨凸起和渤南凸起；石炭二叠系含煤地层烃源岩分布于埕北低凸起、歧口凹陷和石臼坨凸起，中下侏罗统烃源岩仅在歧口凹陷发现，白垩系烃源岩主要发育于石臼坨凸起及辽东湾地区。

烃源岩中的有机质是生油生气的物质基础，评价烃源岩的主要指标为有机碳含量、氯仿沥青“A”、生烃潜量等[3-4]。本次研究在参照我国陆相烃源岩评价标准[5-6]的前提下对渤海海域前第三系烃源岩展开评价。

在渤海海域，仅辽东凹陷L-1井和B-2井钻遇震旦系。元古界的评价以L-1井资料为基础，根据L-1井有机质丰度指标分析，其生烃潜力较差。寒武 — 奥陶系主要是灰岩，生烃潜力较差，但C-2井生烃潜力较好。H-20井的石炭 — 二叠系以泥页岩为主，其有机碳含量均小于0.4%，含量偏低，绝大部分生油指数“S1+S2”值小于0.05 mgg，生烃潜力较低。C-1井的石炭 — 二叠系含黑色泥岩和煤，有机碳含量在泥质灰岩中为0.82%，其余均大于1%，有机质丰度较高，生烃指数为0.5～2.0，具有一定的生烃潜力。中下侏罗统的页岩与煤层在QL-2井、QM-1井及K-1D井，有机碳含量都比较高，最高的QL-2井达到了1.94%，煤含量为38.97%，具有比较好的生烃潜力。

震旦系碳酸盐岩及页岩的显微组分中腐泥组含量很低，壳质组含量较高(达80%以上)，有机质类型都属于Ⅱ2型。古生界的显微组分中腐泥组含量很低，壳质组含量较高(达80%以上)，有机质类型都属于Ⅱ2型。中下侏罗统的显微组分中腐泥组含量很低，QL-2壳质组含量有些才20%，镜质组和惰质组含量较高，有机质类型属于Ⅱ2 — Ⅲ型。白垩系下统的泥质岩类的显微组分中腐泥组含量很低，B-6井和J-1井壳质组含量偏高，所以有机质类型都属于Ⅱ1 — Ⅱ2型。

60%以上的震旦系烃源岩R0值介于0.8～1.2，即60%以上的烃源岩都进入了成熟带，另外30%以上的烃源岩属于低成熟带。中生界有25%以上的R0值介于1.2～1.35，属于高成熟带；35%的R0值介于0.8～1.2，属于成熟带；35%的R0值介于0.5～0.8，属于低成熟带。镜质体反射率高的主要是C-1井，位于埕北低凸起上。中下侏罗统R0值均介于0.5～0.6，属于低成熟带。白垩系下统有70%以上的R0值介于0.5～0.6，属于低成熟带，有30%左右的R0值小于0.5，属于未成熟带。

2 前第三系油源贡献

通过前第三系烃源岩的特征对比分析，认为烃源条件较好的应该是石炭系 — 二叠系，中下侏罗统、白垩系下统三套地层。

目前发现的油气藏中，只有QN-1井和K-2井的分析数据表明中生界对生油有贡献。

将QN-1井的E3S1凝析油与下部K岩屑进行油岩对比，甾烷α，αRC27C29对比值趋于一致，表明其母源性质一致；γ-蜡烷C30αβ霍烷对比值相近，表明沉积环境一致；最后反映出成熟度的指标甾烷C29ααS(S+R)对比值相同。这些相似性表明烃源岩和原油具有亲缘关系[7]，该井的E3S1原油甾烷、霍烷分布特征与其下部的K岩屑对比结果较好，说明沙一段凝析油来自中生界烃源岩。Q构造油源对比见图1，渤海海域中生界油源对比结果见表1。

图1 Q构造油源对比图

井号样品层位甾烷α,αRC27∕C29γ-蜡烷∕C30αβ霍烷∑4-甲基C30甾烷∕∑C29甾烷甾烷C29ααS∕(S+R)抽提物中碳同位素Pr∕PhQN-1原油E3S10.640.500.110.20—0.92QN-1岩屑K10.630.510.130.20——K-2原油E3S21.010.230.340.33—1.30K-1D原油J1.200.150.350.26-27.101.29KL-1岩屑E3S21.550.130.240.39-27.041.37K-1D岩屑J1.060.210.150.17—0.47

由图1和表1可知，对于K构造沙二段和侏罗系的原油，甾烷α，αRC27C29，γ-蜡烷C30αβ霍烷对比值与侏罗系的指标相似，母源性质和沉积环境上具有亲缘关系，因此K构造原油来源于歧口凹陷成熟度较高的沙三段及中生界烃源岩，属于混合油。

3 与陆地油田烃源岩指标的对比

对所测石炭 — 二叠系生烃指标的结果与周边地区进行比较(表2)，可以看出：

(1)埕北低凸起及渤西地区的石炭 — 二叠系含煤系地层中的泥岩有机碳含量稍低于周边地区，但总烃含量比较高。

(2)同一坳陷不同时代烃源岩相比，二叠系下石盒子组泥岩有机质丰度最低，太原组和山西组有机质丰度较高。

(3)从地区差异看，黄骅和冀中坳陷煤系烃源岩的质量较济阳坳陷更好[8]。济阳坳陷烃源岩生烃潜量较低，以差生油岩类型为主，这与济阳坳陷烃源岩热演化程度有很大关系。这是因为济阳坳陷烃源岩残留有机碳的含量并不低，只是热演化程度高，有机碳的数量有所减少。当然也不排除沉积相差异所引起的烃源岩质量变化。由此我们推断渤海的石炭 — 二叠系烃源岩有机质丰度至少与济阳坳陷相当。

表2 渤海湾盆地周边石炭 — 二叠系煤系烃源岩有机质丰度统计表

4 结 语

本次研究对渤海海域前第三系烃源岩分布及其地球化学指标进行了系统的评价，认为石炭系 — 二叠系、中下侏罗统及白垩系下统三套地层是前第三系烃源条件较好的地层，具有可观的生烃潜力。

渤海海域前第三系烃源岩对油气藏的成藏有一定贡献，根据生物标志化合物指标分析进行原油与烃源岩对比，Q构造的原油甾烷α，αRC27C29、γ-蜡烷C30αβ霍烷、甾烷C29ααS(S+R)指标对比值与白垩系烃源岩极为相似，其沙一段原油来源于白垩系烃源岩；K构造沙二段和侏罗系的原油甾烷α，αRC27C29，γ-蜡烷C30αβ霍烷对比值与侏罗系及古近系沙三段烃源岩的指标相似，母源性质和沉积环境上具有亲缘关系，其构造原油为歧口凹陷成熟度较高的沙三段及中生界烃源岩，属于混合油。

此外，在评价石炭 — 二叠系烃源岩生烃指标的基础上，对比了渤海海域与邻近坳陷相同地层烃源岩丰度指标，认为渤海海域的石炭 — 二叠系烃源岩有机质丰度至少与济阳坳陷相当。

[1] 姜福杰,庞雄奇,姜振学.渤海海域沙三段烃源岩评价及排烃特征[J].石油学报,2010,31(6):906-912.

[2] 梅玲,张枝焕,王旭东,等.渤海湾盆地南堡凹陷原油地球化学特征及油源对比[J].中国石油大学学报:自然科学版，2008,32(6):40-46.

[3] Tissot B P,Welte D H.Petroleum Formation and Occurance:A New Approach to Oil and Gas Exploration[M].New York:Spring-Verlag,1978:12-17.

[4] 王启军,陈建渝.油气地球化学[M].武汉:中国地质大学出版社,1988:51-139.

[5] 黄第藩,李晋超.中国陆相油气生成[M].北京:石油工业出版社，1995.

[6] 肖贤明,刘德汉.我国聚煤盆地煤系烃源岩生烃评价与成烃模式[J].石油学报,1996(14):10-17.

[7] 柳广弟,张厚福.石油地质学[M].北京:石油工业出版社，2009：165-170.

[8] 李友川,黄正吉.渤中坳陷东下段烃源岩评价及油源研究[J].石油学报,2001,22(2):44-48.