DOI: 10.11817/j.issn.1672-7207.2015.03.032

东海盆地西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层成岩成藏的耦合关系

苏奥^{1, 2}，陈红汉²，陈旭¹，马玉华³，杨文帅⁴，刘洪平²，李培军²

(1. 中国石油东方地球物理公司研究院，河北 涿州，072750;

2. 中国地质大学 “构造与油气资源”教育部重点实验室，湖北 武汉，430074；

3. 中国石油新疆油田分公司石西油田作业区，新疆 克拉玛依，834000；

4. 中国石油寰球工程项目管理(北京)有限公司，北京，100027)

摘 要：

湖组中下段为例，基于烃源岩及油气的地球化学特征，尝试利用流体包裹体系统分析技术厘定的油气充注史结合储层岩石学恢复的孔隙度演化史，得到研究区致密砂岩储层成岩演化与成藏之间具有“独特”的耦合关系，从而识别出该区存在2种不同成因类型的致密砂岩油气藏。即第1期(16.2~13.8 Ma)油充注于储层致密化之前，在浮力作用下进入储层，形成“后成型”致密油藏；第2期(5~0 Ma)油气充注于储层逐渐致密化时期，在浮力和毛细管压力共同作用下进入储层，形成“边成藏边致密型”油气藏。同时分别对应2种不同的成藏模式，即“早期侧向充注古构造、晚期改造”的复合成藏模式和“原油从源岩垂向充注于圈闭，同时受后来天然气气侵改造”的成藏模式。

关键词：

西湖凹陷；平湖构造带；流体包裹体；致密砂岩；成岩；成藏；

中图分类号：TE122.2             文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2015)03-1016-11

Coupling relationship between diagenetic evolution and oil and gas accumulation of tight sandstone reservoir in Pinghu structural belt in Xihu depression, Eastern Sea Basin

SU Ao^{1, 2}, CHEN Honghan², CHEN Xu¹, MA Yuhua³, YANG Wenshuai⁴, LIU Hongping², LI Peijun²

(1. Geophysical Research Institute, BGP, CNPC, Zhuozhou 072750, China;

2. Key Lab of “Tectonics and Petroleum Resource” of Educational Ministry, China University of Geosciences,

Wuhan 430074, China;

3. Xinjiang Oilfield Company Shixi Oilfield Operations Area, CNPC, Karamay 834000, China;

4. Huan Qiu Project Management(Beijing) Co, Ltd, CNPC, Beijing 100027, China)

Abstract: Taking Pinghu group of middle and lower section in Pinghu structural belt as an example, based on the geochemical characteristics of hydrocarbon source rocks and oil and gas, this paper a unique coupling relationship between diagenetic evolution and oil and gas accumulation of tight sand reservoir in the study area was demonstrated by combining hydrocarbon charging history by fluid inclusion system analysis technology and porosity evolution which was restored by reservoir petrology. It identified two different genetic types of tight sandstone oil and gas reservoirs. The first phase of oil during 13.8-16.2 Ma charged before reservoir densification by buoyancy, which belongs to “subsequent”tight sand oil reservoir. The second phase of oil and gas during 5-0 Ma charge accompanied with reservoir densification by buoyancy and capillary pressure. Two different genetic types of tight sandstone oil and gas reservoirs have different accumulation models. One is oil laterally migrated to paleostructure in early stage, which was reformed by tectonic movement in later stage. The other is oil migrated upward from hydrocarbon source rocks to trap, which was reformed by gas washing.

Key words: Xihu depression; Pinghu structural belt; fluid inclusion; tight sandstone; diagenetic evolution; accumulation

从物性角度，我国通常把致密砂岩储层定义为孔隙度小于12%，渗透率小于1×10^-3 μm²的砂岩储层^[1]。姜振学等^[2-3]根据致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化二者之间的关系，将致密砂岩气藏划分为2种类型：储层先致密后成藏型(先成型致密油气藏)和储层先成藏后致密型(后成型致密油气藏)，且两者在压力特征、含水饱和度、生储盖组合、成藏机理和成藏模式方面都有明显的差异。实际上根据流体包裹体确定的油气充注时期比烃源岩生排烃高峰期更能准确反映致密砂岩储层油气充注历史，将之与储层致密演化史相结合就能够更好地揭示致密砂岩油气藏成因类型，并建立更具可预测性的成藏模式。随着勘探开发技术和方法不断发展，特别是水平井和分段式水力压裂技术的广泛应用，使得原来低品位或低渗/超低渗透油气藏(例如，致密砂岩油气藏、页岩油气藏等)开采变为现实。为了保持东部油气产量稳定增长，未来的重点应放在致密砂岩油气藏领域。目前，西湖凹陷的油气产量主要来源于常规油气藏，以背斜、断背斜及断块油气藏居多。然而，张建培论述了西湖凹陷具有良好的致密砂岩油气开采前景^[4]。据统计，西湖凹陷主力储层平湖组中下段物性完全符合致密砂岩储层的标准^[5]。西湖凹陷钻井显示地层异常压力与油气成藏密切相关，油气主要在超压面附近聚集成藏，符合致密砂岩油气藏的特征。同时西湖凹陷发育大片的煤系地层，生气为主，气源充足、源储一体。这些特征均指示了西湖凹陷具有丰富的致密砂岩油气资源，因此，需要从致密砂岩油气藏的角度去系统和深入研究西湖凹陷油气资源，但目前这方面的研究较少。本文作者以西湖凹陷平湖构造带平湖组中下段为例，运用油气地球化学、储层岩石学、碳酸盐胶结物氧同位素组成、盆地数值模拟技术和流体包裹体测试技术，将储层孔隙度演化史与油气充注史结合起来，综合分析该区致密砂岩储层成岩演化和油气成藏过程之间的耦合关系，并建立2种不同成因类型致密砂岩油气藏的成藏模式，旨在为西湖凹陷下一步的非常规油气勘探与开发提供参考。

1  地质背景

西湖凹陷位于东海陆架盆地的东北部，面积约5.9×10⁴ km²。该凹陷的油气勘探工作始于20世纪70年代初期，迄今为止已在凹陷内完成探井50余口，发现平湖、武云亭、宝云亭、孔雀亭等7个油气田和12个含油气构造。目前探明加控制天然气地质储量4.37×10¹⁰ m³，原油(凝析油)地质储量1.72×10⁷ t。凹陷由西向东可划分为西部斜坡带、中央洼陷－反转构造带和东部陡坡断隆带3个次级构造单元。其中平湖斜坡带位于西部斜坡带的中段，是一个三级构造单元。西湖凹陷自下而上分别由下始新统宝石组(E₂¹)，中上始新统平湖组(E₂p)、渐新统花港组(E₃h)、中新统龙井组(N₁¹l)、玉泉组(N₁²y)和柳浪组(N₁³l)，上新统三潭组(N₂s)及第四系东海群(Qd)组成。除下始新统外，其余各地层现已均被钻井所揭示(图1)。西湖凹陷平湖组在纵向上由泥岩(粉砂岩和煤岩)与砂岩频繁互层构成，因此储集层具有“自生自储”的特点。

图1  西湖凹陷各构造带、油气田分布及地层图(据文献[5]修改)

Fig. 1  Distribution graph of various structural belts, oil-gas fields and strata in Xihu depression

2  烃源岩与油气地化特征

西湖凹陷平湖组主要发育海陆过渡相煤系地层。该煤系地层有机质丰度高，岩石热解产烃潜量(S₁+S₂)介于125.84~215.75 mg/g，平均200.00 mg/g；有机碳质量分数(TOC)介于48.00~61.92%，平均55.10%；氢指数(HI)介于230~403 mg/g，平均335 mg/g。有机显微组分、干酪根元素组成和热解T_max与氢指数表明该区源岩有机质类型主要为III型。研究区平湖组源岩热演化程度处于成熟阶段，演化程度要低于凹陷中央构造带等区域。总体来看，该区平湖组煤系源岩生烃潜力较大，属于油气兼生、以气为主的好－很好烃源岩。

研究区平湖组产出原油(凝析油)可分为2种类型，一类密度、含蜡量、胶质和沥青质含量均较低，但轻烃含量较高且不同于我国陆相原油；另一类则具有相对较高的密度、胶质和沥青质含量以及相对较低的轻烃含量。前者类型原油占主要产量，后者产量相对较少，且储集层纵向上前者原油主要分布后者之上，具有较明显的垂向分带性；稳定碳同位素组成和轻烃指纹等地化资料进行油-油对比和油-岩对比发现^[6-7]，发现研究区原油同源且主要来自于平湖组煤系烃源岩腐殖型母质^[8]；原油芳烃成熟度参数计算的R_o介于0.6%~1%的成熟阶段^[6,8]。该区主要产层中天然气以烃类气体为主，非烃类气体较少。烃类气体以甲烷为主，质量分数一般为75%~90%，乙烷含量次之，丙烷、丁烷、戊烷等含量较少；干燥指数平均为0.89。w(δ¹³C_CH4)主要介于-40.56‰~-33.93‰，w(δ¹³C_C2H8)主要介于-28.59‰~-24.09‰。由此认为，研究区天然气为成  熟-高成熟煤型气，可能主要来源于始新统平湖组煤系烃源岩或未钻遇古新统源岩^[7]。

3  储层致密化过程

3.1  储层特征

对研究区所采岩样进行储层特征测试分析，平湖组中下段致密储层砂岩主要类型为长石岩屑砂岩，部分为岩屑长石砂岩和长石石英砂岩(图2(a))。岩石薄片镜下统计表明，砂岩颗粒粒径介于2.3~2.5φ，主要为细砂岩，少部分为中砂岩；砂岩颗粒分选性中等-较好；颗粒磨圆度较低，以次棱角-次圆为主；总体上该区砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低。自生胶结物主要为铁方解石、白云石、硅质胶结和自生伊利石，基底式为主，少部分为接触式胶结和孔隙式胶结。实测岩芯孔隙度统计表明(图2(b))，该区平湖组中下段砂岩孔隙度介于2.1%~19%之间，平均孔隙度为9.5%，虽未达到如鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩储层的物性级别，但可归为近致密-致密砂岩储层。此外，研究区储层非均质性较强，但局部存在相对高孔高渗的“甜点”。该区致密储层孔隙类型主要为长石、火山岩屑和石英溶蚀孔和残余原生孔，还存在少量的微裂隙和高岭石晶间微孔。

3.2  储层致密化因素

研究区平湖组主要发育河流相和海岸平原相，储层先天物性较好，主要受后天成岩作用改造形成致密储层。其中储层致密化因素具体有以下几种：1) 机械压实作用，从镜下观测到储层砂岩颗粒主要呈线性接触，偶尔见凹凸接触和缝合线，颗粒接触趋于紧密。岩芯实测孔隙度-深度关系呈较明显的相关性(相关系数为0.75)^[10]，表明压实作用对中浅部储层(＜2 500 m)孔隙度有较强控制作用，原因可能在于该区煤系烃源岩在成岩早期释放酸性流体，较少发育早期碳酸盐胶结物，导致储层抗压实能力较弱；同时储层砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低，岩屑含量较高(平均16%)，在上覆岩层高强度压力作用下塑性岩屑易被挤压、变形，充填孔隙使储层致密。2) 胶结作用，主要表现为碳酸盐胶结和硅质胶结充填造成致密；研究区致密储层碳酸盐胶结物平均含量为3.5%，部分高达20%~30%，碳酸盐胶结物主要为方解石(图3(a))、白云石和少量菱铁矿。作者利用磷酸法溶解碳酸盐胶结物收集生成的CO₂，再使用气体稳定同位素质谱仪进行检测碳氧同位素。利用O^，Neil，Northrop和Carothers提出的碳酸盐胶结物氧同位素换算其形成温度的公式^[11]进行计算，结果表明：菱铁矿的形成温度在70 ℃左右，白云石形成温度在100~110 ℃之间，相对早期的方解石形成温度在105 ℃左右，而晚期含铁方解石主要形成在140~180 ℃之间。该区致密储层硅质胶结主要以石英颗粒次生加大和充填孔隙的自生石英等形成产出，其中石英次生加大边多达到Ⅰ~Ⅱ级别，偶尔有Ⅲ级次生加大(图3(b))。石英次生加大边中流体包裹体的均一温度显示2个温度区间：少部分在70 ℃左右，大部分在90~120 ℃之间。另外，自生黏土矿物的生成也是造成该区储层致密化的次要因素；自生伊利石充填孔隙，堵塞吼道，使物性变差，导致储层进一步致密化。

图2  西湖凹陷平湖构造带平湖组中下段致密砂岩储层特征

Fig. 2  Characteristics of tight sandstone reservoir of Pinghu group of middle and lower section in Pinghu structural belt, Xihu depression

图3  西湖凹陷平湖构造带致密储层砂岩显微照片

Fig. 3  Diagenesis micrographs of tight sandstone in Pinghu structural belt, Xihu depression

3.3  成岩次序与孔隙度演化

平湖构造带致密砂岩储层经历了复杂的成岩演化，目前储层成岩演化处于晚成岩阶段A₂期和晚成岩阶段B期。上述流体包裹体、碳氧同位素和镜下观察确定了各个成岩作用次序和时期，结合诸多致密化因素形成了该区致密储层特殊的成岩演化序列：早期机械压实→菱铁矿沉淀+早期泥晶方解石沉淀→早期石英加大(微量)→绿泥石膜→长石、岩屑溶蚀→自生石英+自生高岭石沉淀+次生孔隙→中期方解石沉淀+白云石沉淀→自生伊利石沉淀→石英溶蚀→晚期含铁碳酸盐胶结→微裂缝；

根据Scherer提出的砂岩颗粒分选系数与孔隙度公式^[12]，计算出该区储层平均原始孔隙度为36.2%；现今残余原生粒间孔为4.1%，次生溶解孔为5.1%，自生胶结物所占体积为6.7%，微裂缝占0.3%。由此可知：在机械压实作用下储层孔隙度减少至10.8%，经溶解作用先后溶蚀长石、火山岩屑和石英，使得孔隙度增加到15.9%，再经过方解石、白云石、晚期含铁方解石和自生石英胶结充填后孔隙度降至9.2%，最后在强压实作用或构造挤压下产生微裂缝，最终使得储层孔隙度为9.5%。根据各个成岩作用发生的时期以及各自对孔隙度产生的影响，便可得到研究区储层孔隙度演化曲线。

4  油气成藏过程

众所周知，流体包裹体系统分析技术是研究油气充注历史的重要手段。本文在包裹体岩相学基础上，结合包裹体显微荧光和显微测温来研究平湖构造带平湖组中下段储集层油气成藏史。本次实验在中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室完成；流体包裹体测试分析仪器为Nikon 80I双通道荧光显微镜，紫外线激发波长为330~380 nm，以及英国生产Linkam THMS600G液氮型冷热台，测定误差为±0.1 ℃。

4.1  流体包裹体岩相学

烃类包裹体的发育是油气运聚的直接证据^[13-15]，多期、多源成藏的储集层中往往会存在多期不同类型的流体包裹体记录。在透射光和荧光显微镜下观测流体包裹体薄片，结合阴极发光技术，从包裹体赋存矿物产状、颜色、丰度、相态等岩相学特征，发现平湖构造带平湖组中下段储层存在4种不同类型的烃类包裹体，代表了4种不同类型的油气充注，但充注期次的划分还需结合显微荧光和显微测温综合分析。1) 第1种油包裹体主要分布在石英内裂纹中，未穿过颗 粒；透射光下呈褐色、褐灰色，荧光下呈橙黄色，气液比小，总体上丰度低，充注规模较小(图4(a)和4(b))。2) 第2种油包裹体主要分布在穿石英颗粒裂纹、石英次生加大边和晚期方解石胶结物中；透色光下呈浅灰色，荧光下呈蓝绿色，总体上丰度高，反映了大规模成熟油充注，图4(c)中可见油包裹体连续穿过石英颗粒。3) 第3种油包裹体主要分布在穿石英颗粒裂纹和部分晚期胶结物中；透射光下呈无色，荧光下呈蓝白色，发育丰度低，反映了高成熟度油充注(图4(d))。4) 第4种气包裹体产状与第3种油包裹体一致，透色光下呈黑色，荧光下呈弱白色，发育丰度低，反映天然气充注(图4(e)和4(f))。第3种油包裹体与气包裹体丰度普遍低，可能由于是晚期充注，成岩作用趋近于停止，较少被捕获导致。与此除外，还较普遍检测到含沥青油包裹体和沥青包裹体(图4(g)和4(h))，其成因将后文做讨论。

图4  西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层中流体包裹体显微荧光照片

Fig. 4  Photomicrographs of fluid inclusions in Pinghu structural belt, Xihu depression

4.2  烃类流体包裹体显微荧光特征

图5所示为西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层油包裹体与原油显微荧光光谱；图6所示为西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层油包裹体与原油API度频率分布。烃类包裹体因其组分及成熟度的差异而具有不同荧光颜色和光谱特征。烃类包裹体荧光颜色、微束荧光光谱参数λ_max(光谱最大主峰波长)和QF-535(波长720 nm和535 nm限定的面积与波长535 nm和420 nm限定的面积之比)是表征有机包裹体中组分和成熟度的重要参数。通常捕获的烃类成熟度从低到高，其荧光颜色由火红→橙→黄→绿→蓝白色变化；荧光光谱的最大主峰波长λ_max从红色区向蓝色区偏移，且荧光光谱参数QF-535值也逐渐减小^[16-17]。另外，同一石油系统中油包裹体的荧光参数与其密度(API度)具有良好的对应关系^[18-19]，通过测定研究区单个油包裹体显微光谱参数QF-535可得到API度频率分布图，图6中的“正态分布趋势”指示油气充注幕次和相对贡献程度^[20-21]。

荧光观测结果显示研究区致密砂岩储层中捕获了黄色、蓝绿色和蓝白色3种荧光颜色的油包裹体，从研究区油包裹体和原油的显微荧光光谱叠合图(图5)对比看出，研究区油包裹体的光谱具有3种不同形态的谱形，其主峰波长也不一致。从油包裹体与原油API度频率分布图(图6)可看出：有3个“正态分布趋势”且与分别与油包裹体荧光颜色对应，同时对比原油和油包裹体API度可知产出原油基本来源于发蓝白色荧光油充注。因此综合利用包裹体显微荧光信息认为西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层有3种不同成熟度油和一次天然气充注：第1种λ_max为535~547 nm，API度主要为29°~30°，为发黄色荧光的较低成熟油；第2种λ_max为490~510 nm，API度主要为34°~35°，为发蓝绿色荧光的成熟油；第3种λ_max为456~473 nm，API度主要为38°~39°，为发蓝白色荧光的高成熟度油；第4种为发弱白色荧光的天然气。

图5  西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层油包裹体与原油显微荧光光谱

Fig. 5  Micro-beam fluorescent spectrums of oil inclusions and crude oil of tight sand reservoir in Pinghu structural belt, Xihu depression

图6  西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层油包裹体与原油API度频率分布

Fig. 6  Histogram of API degree of oil inclusions and crude oil of tight sand reservoir in Pinghu structural belt, Xihu depression

4.3  流体包裹体显微测温

与烃类包裹体共生的盐水包裹体的均一温度代表了油气被捕获时的最小温度^[18]，选取具有相同产状和相似气液比的流体包裹体组合进行测定；表1所示为平湖构造带多个油气田致密砂岩储层11块岩样流体包裹体均一温度的统计结果，其中表中数据是不同岩样不同类型包裹体均一温度的平均值。发黄色荧光油包裹体的均一温度介于73.1~98.2 ℃，对应盐水包裹体均一温度介于103.1~122.3 ℃。发蓝绿色荧光油包裹体均一温度介于122.9~145.1 ℃，对应盐水包裹体均一温度介于138.2~152.9 ℃。发蓝白色荧光油包裹体均一温度介于149.4~154.4 ℃，对应盐水包裹体均一温度介于158.2~165.2 ℃。气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度介于161.3~171.1 ℃；与沥青包裹体伴生的同期盐水包裹体均一温度介于159.4~168.2 ℃。

因此，综合上述包裹体岩相学、显微荧光和显微测温综合测试分析认为：该区平湖组中下段存在四幕油气充注：1) 第1幕主要充注黄色荧光低熟油；2) 第3幕主要充注蓝绿色荧光成熟油；3) 第3幕主要充注蓝白色荧光高成熟油；4) 第4幕主要充注天然气，且第3幕和第4幕油气充注是现今油气藏的主要贡献。

5  成岩与成藏耦合关系

一般烃类包裹体同期盐水包裹体均一温度可近似为烃类流体被捕获时的温度^[21-22]，因此运用流体包裹体平均均一温度-埋藏史图投影法，将研究区各油气充注期次同期盐水包裹体均一温度投影到精细埋藏史图上，可获得其油气充注年龄。将得到的平湖构造带平湖组中下段油气藏成藏期次、成藏时期，结合致密储层孔隙度演化史，以流体包裹体岩相学为约束，分析了其成岩与成藏的耦合关系(图7)。研究结果表明：该区平湖组中下段发育“四幕两期”油气成藏，且以晚期成藏为主的特点：第1期成藏发生在16.2~13.8 Ma，主要是发黄色荧光第一幕油充注，结合平湖组源岩热演化史，确定为腐殖型干酪根中树脂体在成熟早期阶段生成的较低成熟度的油。这期包裹体主要产状为被石英加大边包住的石英颗粒内裂纹，因此充注可能发生于成岩中期。第2期成藏发生在5~0 Ma，其中第2期包含3个充注幕次：第2幕距今5~4 Ma，主要充注蓝绿色荧光成熟油，其产状也指示了充注发生于成岩晚期，为平湖组源岩成熟阶段生成，与盆地模拟得到平湖组源岩排烃高峰对应^[23-24]；第3幕和第4幕距今约2~0 Ma，主要充注改造后的亮蓝色荧光高成熟油和天然气，产状和丰度指示了充注发生于成岩超晚期，也与中下始新统和古新统排气高峰吻合。从储层孔隙度演化曲线可知：研究区储层在距今6 Ma左右逐渐致密化(以孔隙度12%为界)，之后到现今，平均孔隙度逐渐减小至9.5%，在此期间油气发生了大规模充注，即油气充注于正在致密化的储层；结合该区油气充注成藏过程，形成了平湖构造带致密砂岩储层成岩演化与成藏之间“独特”的耦合关系；第1期油充注在储层致密化之前，属于“后成型”致密油藏。第2期油气充注在储层逐渐致密化时期，属于“边成藏边致密型”油气藏。现今发现的平湖构造带平湖组低渗致密砂岩储层中的油气均是后者油气藏类型；而“后成型”致密油藏还亟待勘探，这类油气资源或未发现或因构造抬升遭到破坏，但从包裹体发育的丰度可以推测该类原油资源规模较小。

表1  平湖构造带致密砂岩储层有机包裹体和共生(含烃)盐水包裹体平均均一温度数据

Table 1  Homogenous temperatures of organic inclusions and their coeval aqueous inclusions in tight sand reservoir of Pinghu structural belt

图7  西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层成岩演化与成藏的耦合关系

Fig. 7  Coupling relationship between diagenetic evolution and oil and gas accumulation of tight sand reservoir in Pinghu structural belt, Xihu depression

6  油气成藏模式

上述成岩与成藏的耦合关系表明储层致密前后均有油气充注，构成西湖凹陷平湖构造带致密砂岩储层两种不同的油气成藏模式。第1期低熟油在致密化之前进入储层，此时储层物性和连通性较好，油在浮力的作用下进行大规模侧向运移，在古构造和其他合适的圈闭聚集成藏，与常规油气藏机理一致。之后储层含水层位逐渐压实胶结致密化，而储层含油层位成岩作用停止，这种成岩的差异化为油藏提供了较好的封闭保存环境，使得原油无法运移，后期龙井运动的改造，构成了“早期侧向充注古构造、晚期改造”的复合成藏模式。因此，今后勘探研究区低熟油气资源，应该寻找古构造、古圈闭，同时注意附近的断裂和今构造。

第2期油气充注发生在储层逐渐致密化时期，此时储层物性变差，油气无法完全通过浮力进入储层，源岩生排烃受阻形成超压，同时在此期间发生龙井运动，在构造应力和生烃增压共同作用下产生裂缝和垂向断裂(或使断裂开启)，第2期第2幕原油垂向运移至有利的圈闭中，在毛细管压力作用下聚集成藏，之后外来天然气沿此通道气侵原油，溶解了原油轻组分，全面改造蓝绿色荧光油，在后期构造运动作用下，气顶气带走轻烃组分运移至上部，凝析油因压力减小慢慢析出并聚集成藏，天然气因盖层封闭性变差而逸失，因此研究区储层在纵向上从浅到深依次发育“分馏”凝析油藏、凝析油气藏和天然气气藏，印证了研究区如今“上油下气”的分布格局^[25]。此成藏模式有如下依据：

1) 从上述荧光颜色、光谱形态和API度等参数对比可知，第2期第3幕充注的发蓝白色荧光高成熟度油基本上是现今研究区致密砂岩储层产出原油。油源岩对比表明，该区平湖组煤系烃源岩与产出原油亲缘性最好，表明原油来源于本区平湖组煤系源岩，但是实测该区源岩镜质体反射率(R_o)显示源岩热演化程度仅仅达到成熟阶段，无法产出高成熟度原油。因此发蓝白色荧光高成熟油是在成熟阶段生成，之后受到大规模天然气气侵改造，最终因轻组分增多形成荧光显示为蓝白色的“高成熟度”特征原油，其中成熟阶段生成的原油即为第2期第2幕蓝绿色荧光油。从显微测温结果也可知天然气充注晚于第2幕油而与第3幕油同期，表明发生气侵时间上的吻合性。

2) 根据受气侵影响较小的甲菲基指数计算，得到现今原油成熟度(R_o)介于0.6%~1.0%之间^[26]，尽管荧光显示为蓝白色高成熟油，实为成熟阶段生成的原油。

3) 测试结果表明：研究区油的密度随着深度增加而逐渐增加，说明原油成藏不受源岩热演化程度的控制，而是天然气气侵原油发生“蒸发分馏”作用的结果，正好符合该区产出主要两种类型原油特征和原油甲苯/正庚烷、密度、非烃和沥青质含量和气油比的垂向分布特征(图8)，也从侧面反映了的油气垂向运移特征。天然气碳同位素、甲烷含量和iC₄/nC₄的垂向变化规律指示了天然气垂向运移特征^[27]。

图8  研究区原油的m(甲苯)/m(正庚烷)、密度、非烃和沥青质含量以及气油质量比的垂向分布特征

Fig. 8  Vertical distribution characteristics of mass ratio of toluene to n-heptane, density, nonhydrocarbon and asphaltenes content and gas-oil ratio of oil in study area

4) 从镜下观测到研究区存在含沥青油包裹体和沥青包裹体，此类包裹体可能指示气侵或原油裂解的情况的发生^[28]；原油裂解型含沥青油包裹体群因裂解的温压条件一致，往往含沥青量差别不大，而该区检测到的含沥青油包裹体从微沥青含量到富沥青含量均有分布，因此它们是天然气气侵原油时发生天然脱沥青作用产生沥青导致，从显微测温结果也表明沥青包裹体与气包裹体形成于同一期。

由此可见，第2期油气成藏的基本特征可概括为“原油从源岩垂向充注于圈闭，同时受天然气气侵改造”的成藏模式。因此，勘探此类油气资源应该围绕着平湖组烃源岩，在垂向上沿着油气运移路径寻找构造、构造-岩性或岩性圈闭。

7  结论

1) 平湖构造带煤系地层是主要的烃源岩，且现今热演化程度为成熟阶段；目前产出原油(凝析油)具有同源特征且主要来源于平湖组煤系烃源岩，成熟度为中等成熟阶段；天然气主要为煤型气，成熟度处于成熟-高成熟度阶段，可能来源于平湖组煤系烃源岩。

2) 平湖构造带平湖组中下段致密储层的砂岩类型主要为长石岩屑砂岩，结构成熟度和成分成熟度均较差；缺乏早期抗压实的碳酸盐胶结物和高含量塑性岩屑的机械压实和碳酸盐、硅质胶结作用是本区储层致密化的重要因素，且距今6 Ma左右逐渐致密化。

3) 研究区储层曾经发生过两期油气充注，第1期(16.2~13.8 Ma)为第1幕充注发黄色荧光的低成熟油；第2期(5~0 Ma)有3个充注幕：第2幕(5~4 Ma)主要充注发蓝绿色荧光成熟油，第3幕(2~0 Ma)主要充注发亮蓝色荧光的高成熟度油和第4幕天然气，而且现今产出原油和天然气基本上是第3和第4幕油气充注的贡献。

4) 结合致密储层孔隙度演化史和油气充注史判别出平湖构造带存在2种成因类型的致密砂岩油气藏：第1期油充注于储层致密化之前在浮力作用下进入储层，形成“后成型”致密油藏；第2期油气充注于储层致密化时期，在浮力逐渐转向毛细管压力作用下进入储层，形成“边成藏边致密型”油气藏。

5) 在成藏模式上，第1期原油侧向充注古构造或古圈闭，致密化提供了良好的封闭条件，之后受到龙井运动的改造，最终形成复合致密油藏。平湖组源岩生成的第2期第2幕发蓝绿荧光成熟油在生烃增压和构造应力的作用下，垂向充注于圈闭，外来天然气气侵改造原油，最终形成储层上部发育“分馏”凝析油藏、中部为凝析油气藏、下部为天然气气藏的分布格局。

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(编辑  陈爱华)

收稿日期：2014-05-11；修回日期：2014-08-08

基金项目(Foundation item)：国家自然科学基金资助项目(41202088)；“十二五”国家重大油气专项(2011ZX05023-004-010) (Project(41202088) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project (2011ZX05023-004-010) supported by Technology Major Project of China during the 12th Five Year Plan Period)

通信作者：苏奥，助理工程师，从事盆地流体地质、油气成藏与地球化学研究；E-mail: suao446@163.com

摘要：以平湖构造带平湖组中下段为例，基于烃源岩及油气的地球化学特征，尝试利用流体包裹体系统分析技术厘定的油气充注史结合储层岩石学恢复的孔隙度演化史，得到研究区致密砂岩储层成岩演化与成藏之间具有“独特”的耦合关系，从而识别出该区存在2种不同成因类型的致密砂岩油气藏。即第1期(16.2~13.8 Ma)油充注于储层致密化之前，在浮力作用下进入储层，形成“后成型”致密油藏；第2期(5~0 Ma)油气充注于储层逐渐致密化时期，在浮力和毛细管压力共同作用下进入储层，形成“边成藏边致密型”油气藏。同时分别对应2种不同的成藏模式，即“早期侧向充注古构造、晚期改造”的复合成藏模式和“原油从源岩垂向充注于圈闭，同时受后来天然气气侵改造”的成藏模式。