0 引言
渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷是一个高勘探程度的含油气凹陷，经过数十年的勘探，先后发现了岔河集油田、高家堡油田、苏桥油气田、文安油田等8个油气田，但已探明的油气均位于中浅层，深度一般小于4 500 m［1-2］。2011年牛东1井在蓟县系雾迷山组潜山获得了工业油气流，储层深度为5 641.5~6 027 m，证实了霸县凹陷深层仍有很大的勘探潜力［3-4］。古近系沙四段烃源岩被证实是牛东1井深层油气的主要来源［5-8］。前人对霸县凹陷牛东1井和兴隆1井中钻揭的沙四段烃源岩的类型和地球化学特征进行了分析［2，6，9-10］，但缺少对整个凹陷不同类型的沙四段烃源岩展布及生烃过程的定量描述。这些认识将有助于理解深层油气资源潜力，为油气勘探决策提供基础。
源岩有机相的概念已广泛用于石油勘探中，主要描述干酪根的性质和变化［11-14］。源岩有机相的划分主要有2个目的：一是建立有机质类型和丰度与沉积环境之间的关系；二是确定有机相与生成石油的类型和质量之间的关系。国内外学者［15-19］根据不同的研究区域或目的，虽提出了多种分类方案，但大部分方案实际上只是试图建立有机质类型与沉积环境之间的关系，并没有明确不同有机相源岩生成和排出油气的性质。英国石油公司（BP）将湖相烃源岩划分为有机相C、D/E和F，并通过岩石热解参数（总有机碳含量和氢指数）可以区分不同有机相的源岩［19-22］，同时不同有机相源岩排出烃类的温度和性质是有差异的［23-26］。因此，本文采用英国石油公司的有机相划分方案，通过大量的岩石热解数据分析和∆LogR技术，定量不同有机相源岩的空间展布，利用黄金管热模拟实验标定不同有机相源岩的生烃动力学模型，结合烃源岩热演化程度，讨论沙四段不同有机相源岩对深层油气的贡献。
1 地质概况
霸县凹陷古近系裂谷发育过程可分为3幕：I幕为沙四段—孔店组沉积时期，主要以多个分割的小型沉降中心为特征，陆源物质供应充足，在斜坡带发育扇三角洲、河流—冲积平原为主，洼槽带发育半深湖和湖底扇沉积；II幕对应沙三段—沙二段沉积时期，沙三段沉积时期裂谷活动进一步增强，湖水深度增加，湖盆面积进一步扩大，沉积了巨厚的暗色泥岩和油页岩，进入沙二段沉积时期，裂谷活动减弱，洼槽带以滨浅湖和扇三角洲沉积为主；III幕对应沙一段—东营组沉积时期，沙一段沉积时期湖盆发生了一次快速湖侵，湖盆面积扩大，但水体相对较浅，至东营组沉积时期湖盆整体进入缓慢沉降阶段，III幕主要以远源湖泊—滩坝—河流—洪泛平原沉积体系为主［28-29］。
2 烃源岩有机相及厚度
本文采用英国石油公司（BP）的分类方案，将湖相烃源岩划分为有机相C、D/E和F，其中C相源岩主要为淡水藻类和细菌，属于倾油型烃源岩；D/E和F相源岩中主要以陆源有机质为主［19］。不同有机相源岩由于有机质组分的差异导致了不同的初始氢指数（I H），C相源岩初始I H值一般大于500 mg/g，D/E相源岩初始I H值一般为200~400 mg/g，F相源岩主要以陆源有机质为主，初始I H值小于200 mg/g。由于湖相烃源岩在未熟—低熟阶段TOC与I H存在很好的相关性，因此可以将有机相的划分简化为不同TOC区间的划分，当TOC值大于2%时为C相源岩，在1%~2%之间为D/E相源岩，小于1%为F相源岩［11，20，24-26］。随着成熟度的增加，I H值和TOC值都将逐渐降低。王飞宇等［20］报道了松辽盆地青一段湖相烃源岩TOC值和I H值随着成熟度的变化情况，在未熟阶段青一段源岩初始氢指数约为700 mg/g，初始TOC值最大可达6.5%，随着成熟度增加，TOC值和I H值均降低，R O值在1.1%左右时，青一段烃源岩氢指数降为400 mg/g，TOC最大值约为4.5%，而当R O值升高到1.4%左右时，I H值降到100 mg/g，TOC最大值为3%左右［20］。渤海湾盆地古近系沙河街组烃源岩在未熟—低熟阶段TOC与I H的关系与松辽盆地相似［11，30］，因此根据TOC与I H的关系划分源岩有机相在成熟阶段也是适用的，这一分类方法结合∆LogR技术可识别不同有机相源岩的厚度。∆LogR技术通过测井数据与地球化学数据对TOC进行预测，获得不同TOC区间烃源岩的厚度。目前该技术已在油气勘探领域应用多年，获得了很好的效果［31］。
图2中列出了霸县凹陷沙三段、沙四段和孔店组烃源岩TOC随深度的变化，可以看出沙四段TOC值介于0.06%~7.34%之间，部分烃源岩TOC值大于2%，为C相源岩，但与沙三段相比，沙四段C相源岩样品数量明显少于沙三段，沙四段源岩主体以D/E相和F相源岩为主。孔店组烃源岩类型主体较差，主要为F相源岩。
图3中列出了XL1井层序—地球化学剖面，霸县凹陷自孔店组—沙四段沉积时期开始，边界牛东断裂开始活动，此时湖盆开始形成，但湖盆面积较小，物源供给充足，陆源碎屑输入多［29］，兴隆1井沙四段沉积时期主要为扇三角洲前缘环境，岩性主要为浅灰色细砂岩夹杂厚度不一的深灰色泥岩，泥岩总体上有机质丰度较低，TOC值一般低于2%，主要为D/E相和F相源岩，仅在沙四上亚段有少数样品TOC值大于2%（C相源岩）。而沙三段沉积时期，由于裂谷活动进一步增强，湖水深度增加，在沙三中下亚段发育一套连续的高丰度的褐色泥岩，主要以C相为主，向上进入沙三上亚段时，有机质丰度明显变差。总体上从沙四段至沙三段烃源岩有机相经历了由D/E、F相为主，变为以C相为主，最后再变为D/E和F相的过程。
通过多口探井的对比，可以看出从盆地边缘的MD1井（三角洲沉积环境）向洼槽区的XL1井、ND1井和CS2井（主要为深湖相） ［29］，沙四段烃源岩有机质丰度明显增加，洼漕区3口探井主体上烃源岩TOC值均小于2%，源岩有机相主体为D/E相和F相，C相源岩较少（图4）。根据烃源岩测井地球化学评价的结果，综合考虑沉积相和古水深，利用Trinity 3D的相关网格技术编制出了霸县凹陷沙四段C相（TOC值大于2%）和D/E相（TOC=1%~2%）烃源岩厚度图（图5）。从烃源岩的平面分布来看，沙四段C相源岩主要发育在霸县洼槽区，最大厚度只有40 m左右，D/E相源岩厚度总体上比C相源岩厚度大，厚度在50~250 m之间。
3 烃源岩有机成熟度
4 源岩生烃动力学
选取了冀中坳陷3种不同有机相的未熟烃源岩进行黄金管热模拟实验，未熟烃源岩样品基础热解参数如表1所示，C相源岩样品初始氢指数为612 mg/g，TOC值为3.56%；D/E相样品氢指数为340 mg/g，TOC值为1.58%，F相源岩来自S1井中石炭系—二叠系炭质泥岩，氢指数为126 mg/g，TOC值为8.56%。采用2种升温速率，分别为2 ℃/h和20 ℃/h，模拟气态烃（C1—C5）、挥发性液态烃产物（C6—C14）和液态烃（C14+）的产率。
表1 模拟实验样品基础地球化学数据Table 1 The geochemical parameters for analyzed samples |
| 井号 | 岩性 | TOC/% | S1/(mg/g) | S 2/(mg/g) | T max/℃ | I H/（mg/g） | I T/（mg/g） | VR o% | 有机相 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Q21 | 黑色泥岩 | 3.56 | 0.52 | 21.78 | 430 | 612 | 15 | 0.58 | C |
| W32 | 黑色泥岩 | 1.58 | 0.23 | 5.37 | 430 | 340 | 15 | 0.57 | D/E |
| S1 | 碳质泥岩 | 8.56 | 1.08 | 10.75 | 426 | 126 | 13 | 0.65 | F |
热模拟结果显示随着温度的升高，气态烃产率持续增加，且同一样品2 ℃/h升温速率下的气态烃产率高于20 ℃/h升温速率下的气态烃产率，液态烃产率随着温度的增加先增大后减小。同样，对于同一样品，相同温度下，低升温速率生成的液态烃产率高于高升温速率的产率（图7）。C相源岩具有最高的气态烃和液态烃产率，分别为385 mg/g和551.9 mg/g；D/E相源岩2 ℃/h升温速率下气态烃产率最高为235.9 mg/g，液态烃产率最高为330.2 mg/g；而F相源岩无论是气态烃还是液态烃产率均明显低于C相和D/E相源岩，2 ℃/h升温速率下气态烃产率最高为123.1 mg/g，液态烃产率最高为59.12 mg/g。不同有机相源岩大量产生气态烃的温度也是明显的不同，总体上，温度按照C相、D/E相和F相的顺序依次增加。一般烃源岩中游离烃含量大于100 mg/g时才会排出原油［19， 32］，而F相源岩液态烃产率明显低于100 mg/g，因此F相源岩生成的液态烃主要滞留在源岩内，不会排出液态烃，主要以排气为主。
表2 冀中坳陷典型源岩的生油化学动力学参数Table 2 Kinetic parameters for oil generation from the three kerogen organofacies in the Jizhong Depression |
| 井号 | 有机相 | I H/(mg/g) | A/s-1 | E均值 /(kJ/mol) | σE/(kJ/mol) |
|---|---|---|---|---|---|
| Q21 | C相 | 620 | 2.44e14 | 220.4 | 4.9 |
| W32 | D/E相 | 350 | 4.97e14 | 225.2 | 7.5 |
| S1 | F相 | 145 | 1.23e17 | 255.1 | 9.6 |
表3 冀中坳陷典型源岩的生气化学动力学参数Table 3 Kinetic parameters for gas generation from the three kerogen organo facies in the Jizhong Depression |
| 井号 | 有机相 | I H /(mg/g) | A/s-1 | E均值 /(kJ/mol) | σE/(kJ/mol) |
|---|---|---|---|---|---|
| Q21 | C相 | 620 | 2.29e16 | 254.4 | 12.1 |
| W32 | D/E相 | 350 | 1.96e16 | 254.2 | 9.3 |
| S1 | F相 | 145 | 1.93e16 | 274.0 | 15.1 |
5 源岩有机相对深层油气勘探的意义
霸县凹陷沙四段发育C、D/E和F相源岩，但C相源岩较少，厚度小于40 m（图5），主体以D/E相和F相源岩为主，且烃源岩已处于成熟阶段。在盆地持续沉降过程中，C相源岩先进入生油窗，且生成的烃类主要以低API和GOR的原油为主，随着埋深的进一步增加，D/E相源岩进入生油窗。进入深层，C相源岩大部分生烃潜力已释放，而D/E和F相源岩仍有较大的生烃潜力，但主要排出的是高API和GOR的凝析油气和湿气。
霸县凹陷由于不同级别的断层十分发育，盆地内顶封和侧封条件相对较差，生成的油气分别以垂向和侧向运移的方式向上运移。原油物理性质的空间分布表明，低API的原油主要分布在中浅层，而向深层原油API明显增加［30］。霸县凹陷深层潜山一般埋藏深度大于4 500 m，倾油型源岩生成油气大部分已运移至中浅部，目前在深层潜山聚集的烃类主要是150 ℃以后生成高GOR凝析油和天然气。按油气差异聚集的原理，源岩灶先生成的油气先经历运移，后生成的油气开始运移的时间较晚，因此在空间上总体呈现出远源岩灶是早期排出的油气，近源岩灶是晚期排出的油气。源岩灶在不同阶段生成和排出的油气在空间上展开，对比目前发现油气藏油气与源岩在不同阶段生成和排出的油气在数量和组成上关系，可重构油气生成运移成藏的动态过程，通过识别源岩灶在不同阶段排出烃类在空间上运移前锋的位置，找出油气的运移成藏规律。
6 结论
（1）霸县凹陷沙四段发育C、D/E和F相源岩，但C相源岩较少，厚度一般小于40 m，主体上以D/E和F相源岩为主，其中D/E相源岩厚度介于50~250 m之间。
（2）霸县凹陷钻揭的沙四段源岩镜质体反射率最大可达1.27%，处于成熟阶段晚期，向凹陷中部源岩埋深增加，成熟度也将进一步增加。
（3）不同有机相源岩生、排烃的温度有明显的差异，C相源岩最早进入生油阶段，生油窗早期排出的低API和GOR的烃类已经运移至中浅层，而D/E相和F相源岩主要为倾气型源岩，生烃所需的温度较高，排出的烃类主要以高API和GOR的流体为主，目前主要聚集在盆地深层。
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