琼东南盆地深水区气田凝析油成熟度判别和成因分析*

时间：2024-09-03

刘海钰黄保家庹雷梁刚徐新德

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江 524057)

琼东南盆地是南海北部大陆边缘的新生代拉张盆地，经历了早期断陷和后期拗陷构造演化阶段，分别形成始新统湖相、渐新统海陆过渡相与浅海相沉积以及中新统和上新统海相沉积[1]。发育“两套三相”烃源岩，即始新统湖相烃源岩、下渐新统崖城组海陆过渡相和半封闭浅海相烃源岩[2-4]。琼东南盆地深水区中央峡谷发育巨厚的古近系—新近系，SS17-2、SS25-1和SS18-1气田(图1)的重要发现使之成为近年来油气勘探关注的热点地区。中央峡谷气田以天然气为主，含少量凝析油，油气主要分布在黄流组和莺歌海组，其中以黄流组占绝大多数[1]。前人对琼东南盆地深水区中央峡谷气田天然气成因、来源、成藏及运聚条件都做过大量研究[5-7]，而在凝析油方面，除了黄合庭等[8]深入剖析过SS17-2凝析油的成因与成藏机制外，对中央峡谷气田凝析油的研究较少见报道。

目前中央峡谷气田凝析油存在成熟度与成因认识不清的问题，如利用甾烷异构化参数和芳烃成熟度参数计算出中央峡谷气田凝析油为成熟油[8]，但利用金刚烷参数计算出的凝析油成熟度Ro>1.3%，利用正庚烷和石蜡指数判别凝析油成熟度偏低，为低成熟—成熟油。不同成熟度参数反映出的凝析油成熟度相互矛盾，何文祥等[9-10]在莺歌海盆地底辟带浅层气田和崖城13-1气田凝析油中也发现此现象，认为其与原油遭受蒸发分馏作用有关，并使用多参数对原油成熟度进行研究，取得了较好效果。本文系统分析琼东南盆地深水区气田凝析油物性及地球化学特征，考虑蒸发分馏作用的影响，多参数综合评价原油成熟度，准确判别深水区中央峡谷凝析油成熟度，探讨凝析油与天然气之间的关系，深入研究凝析油的成因类型与成藏机制，以期为中央峡谷进一步研究和勘探提供依据。

图1 琼东南盆地构造单元划分及深水气田位置Fig .1 Division of tectonic units and location of the deep water gas fields in Qiongdongnan basin

1 凝析油特征

1.1 物性特征

深水区中央峡谷SS17-2、SS25-1和SS18-1气田均为高温常压气藏，压力系数1.15～1.20，地温梯度约3.7 ℃/100 m;干燥系数0.92～0.97，PVT分析气油比为16 050～38 561 m3/m3，是高含凝析油的气藏。如表1所示，目前在SS17-2、SS25-1构造的黄流组和SS18-1构造的莺歌海组二段储层中原油(凝析油与轻质油)多为无色或淡黄色，密度(0.776 3～0.828 3 g/cm3)和运动黏度(0.487 2～1.006 0 mPa·s)均较低，含硫量低(0.030 7%～0.050 9%)，含蜡量不超过3%。因油质较轻且具有很强的挥发性,导致族组分闭合度较低，仅为12%～15%。

表1 琼东南盆地深水区凝析油物性特征参数Table 1 Physical properties of condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

1.2 地球化学特征

饱和烃色谱质谱特征表明，深水区凝析油富含五环三萜烷和C27—C29甾烷。在研究区凝析油检出的甾烷、萜烷系列化合物中，检测到丰富的陆源生物标志物奥利烷(OL)和双杜松烷(W、T)。在m/z 191质量色谱图上(图2)，深水区凝析油的奥利烷峰高接近或高于C30藿烷;在m/z 217质量色谱图上(图2)，深水区凝析油的双杜松烷T甚至为甾烷系列的主峰，与来自崖城组烃源岩的YC13-1-1井凝析油特征相似，反映了研究区凝析油与崖城13-1气田凝析油来源上存在相似性，与崖城组海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩有关[3]。深水区凝析油C27—C29规则甾烷呈不对称的“V”型分布，反映了陆源和水生生物混合母源输入特征。深水区凝析油水生低等生物来源C27甾萜烷占优势，且来源于被子植物的双杜松烷(W、T)较YC13-1-1井低得多，前人研究认为这一现象与深水区浅海泥岩的贡献比例相对较大有关[5-6]。

凝析油全烃气相色谱分析表明，深水区3个凝析油样品碳数分布范围为nC8—nC33，主峰碳数分布范围为nC8—nC10。全烃气相色谱都呈现出单前峰型分布(图3)，C21-/C21+为1.85～4.09，CPI值为1.03～1.07。凝析油Pr/Ph值较高,为3.46～4.62，呈明显的姥鲛烷优势；正构烷烃表现为以nC8为主峰的前峰型分布特征，C20以上高碳数正构烷烃很少。值得注意的是，nC8以前的低分子量的轻质烷烃有不同程度的损失，含异常高丰度的苯、甲苯和甲基环己烷等低分子量的芳烃和环烷烃，该特征与遭受蒸发分馏作用的原油特征相似。

图2 琼东南盆地深水区及崖城13-1气田凝析油饱和烃甾萜烷特征Fig .2 Steranes and terpenes characteristics of saturated hydrocarbon from the condensate oils in the deep water area and YC13-1 gas field of Qiongdongnan basin

深水区凝析油轻烃气相色谱图(图3)表现出含异常高的轻质芳烃(如苯、甲苯)，丰度甚至高于同碳数的正构烷烃，正庚烷/甲基环己烷比值低(0.45～0.51)，甲苯/正庚烷比值高(2.88～7.62)。Thompson[11]曾提出用甲苯/正庚烷、正庚烷/甲基环己烷2个参数来区分原油的次生变化，而深水区凝析油样品点在图版中沿着蒸发分馏作用的演化曲线分布(图4)，表明原油经历过蒸发分馏作用。

图3 琼东南盆地深水区凝析油全烃气相色谱与轻烃气相色谱Fig .3 Gas chromatogram and light hydrocarbon chromatogram from the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan Basin

图4 区分原油4种次生变化的Thompson[11]模式图Fig .4 Pattern diagram from Thompson[11] to distinguish 4 kinds of secondary changes in crude oil

2 凝析油成熟度判别

2.1 庚烷值与石蜡指数

Thompson[12]于1983年发现随着油气成熟度增加，庚烷值(H)和石蜡指数(I)逐渐增大，并提出运用庚烷值和石蜡指数来判别原油的成熟度。在此基础上，程克明等[13]根据庚烷值和石蜡指数的演化关系，可将原油划分为4类：低成熟原油、正常原油、高成熟原油和过成熟原油。琼东南盆地深水区3个凝析油样品的庚烷值小于15%，石蜡指数大于1(表2)，指示原油属于低成熟—成熟油范畴。

表2 琼东南盆地深水区凝析油成熟度参数Table 2 Maturity parameters of the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

注：I为石蜡指数；H为庚烷值；T为烃类生成温度；MPI1为甲基菲指数；IMA为甲基单金刚烷成熟度指数；IMD为甲基双金刚烷成熟度指数。

2.2 Mango参数

Mango[14]提出2,4/2,3-二甲基戊烷比值与母质类型和成藏时间无关,而只与温度相关。Bement等[15]通过对不同盆地大批烃源岩的分析，提出了Mango参数(2,4-DMP/2,3-DMP)与烃类生成温度(T,℃)的函数方程：T=140+15ln(2,4-DMP/2,3-DMP)，据此可计算出油气的最大生成温度，并利用油气最大生成温度可以折算相应的镜质体反射率Rm[16](Rm=0.012 3T-0.676 4)。深水区凝析油样品的原油生成温度分布在128.2～130.3 ℃范围内，折算出的镜质组反射率为0.92%～0.94%，表明原油处于生烃高峰的范畴。

2.3 甲基菲指数

Thompson提出的甲基菲指数(MPI)可以较好地反映原油、沥青的成熟度[17]，但该指数的应用也具有局限性，即当0.65%1.35%时，MPI1值向反方向演化。如表2所示，深水区SS18-1-1井DST测试原油MPI1值为0.85(表2)，依据公式折算成的成熟度Rc1=0.92%，反映成熟油的特征。当成熟度Ro>1.35%时，MPI1值与Rc的关系出现倒转，依据Radke等[18]提出的关系式Rc2=-0.60×MPI1+2.5，计算出该井DST测试原油Rc2为1.99%，反映原油为高成熟期的产物。结合原油物性及高碳数正构烷烃的检出，认为凝析油成熟度Ro为1.99%是不合理的。

2.4 金刚烷成熟度指数

金刚烷是成烃演化过程中多环烃类聚合物反应的产物，因其性能稳定常用来在确定高成熟原油或烃源岩成熟度。陈军红等[19]提出用甲基单金刚烷成熟度指数IMA和甲基双金刚烷成熟度指数IMD这2项指标来评价原油的成熟度，认为这两个比值越大，成熟度越高。然而，何文祥等[10]在莺琼盆地未熟—低熟的样品抽提物中均发现单、双金刚烷，说明它不一定是成岩过程中处于高温条件下才能形成的的产物，其形成可能还受沉积环境的控制。此外，对莺琼盆地岩心样品的模拟实验发现金刚烷数值与Ro之间无良好的线性相关关系，因此，引用前人有关金刚烷的研究成果于莺琼盆地时需要谨慎，不可作为唯一有效的成熟度参数加以应用。

深水区3个凝析油样品的甲基单金刚烷成熟度指数IMA为82%～86%，甲基双金刚烷成熟度指数IMD为46%～52%(表2)，按照陈军红等[19]建立的IMD与镜质组反射率的关系式，折算的成熟度Rc3=1.56%～1.70%，反映凝析油为高成熟阶段的产物。

2.5 甾烷异构化参数

C29甾烷20S/(20S+20R)和C29甾烷αββ/(αββ+ααα)等甾烷异构化参数可以很好地表征原油的成熟度[20]，当有机质成熟度Ro达0.8%～1.0%时，C29甾烷20S/(20S+20R)达到0.50～0.55的平衡值，C29甾烷αββ/(αββ+ααα)达到0.67～0.70的平衡值。深水区3个凝析油样品的C29甾烷20S/(20S+20R)值为0.37～0.43，C29甾烷αββ/(αββ+ααα)值为0.39～0.44(表2)，均未达到平衡终点，指示凝析油处于低成熟—成熟阶段。

综上所述，从凝析油轻质组成看，庚烷值与石蜡指数反映原油处于低熟—成熟阶段，由Mango参数折算的成熟度Rm为0.92%～0.94%。从凝析油中质组成看，由甲基菲指数MPI1折算的成熟度Rc为0.92%。从凝析油重质组成看，C29甾烷20S/(20S+20R)值为0.37～0.43，C29甾烷αββ/(αββ+ααα)值为0.39～0.44，均未达到平衡终点，反映其成熟度Ro<0.8%，明显低于中间组成的成熟度。由此可见，深水区气田凝析油不同组成的成熟度参数反映的成熟度存在差异，这与原油遭受蒸发分馏作用改造有关。

Kissin[21]研究表明，未遭受任何分馏和蚀变的原油正构烷烃摩尔浓度的对数值与碳数间具有线性关系，当原油发生不同次生作用时，正构烷烃的摩尔浓度也会发生改变。如图5所示，深水区的凝析油表现为nC10之前正构烷烃摩尔浓度轻微降低，反映原油的轻质组分有轻微散失；nC28以后正构烷烃摩尔浓度变化较大，表现为降低或增加，是由于后期天然气注入使得原油重质组成溶解度改变导致。而相对于轻质组成和重质组成，中间组成的正构烷烃受到蒸发分馏作用的影响较小。因此，中间组成的成熟度参数更能反映原油成熟度真值，说明深水区气田凝析油处于成熟阶段。

图5 琼东南盆地深水区凝析油正构烷烃摩尔浓度半对数分布曲线Fig .5 Distribution curves of n-alkanes mole concentrations of the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

3 凝析油成因分析

3.1 凝析油与天然气的成因关系

深水区凝析油高的Pr/Ph、高奥利烷和双杜松烷，均反映凝析油来自于富含陆源有机质的烃源岩。前人研究认为，深水区凝析油与崖城13-1气田凝析油有着相似的来源，来自崖城组煤系及富含陆源有机质的烃源岩，与凝析油共生的天然气主要来自渐新统海陆过渡相煤系及浅海相泥质烃源岩[5-6]。

深水区与凝析油共生的天然气为富烃气，甲烷含量92.89%～93.00%，非烃气含量较低，主要为N2(0.26%～3.54%)和CO2(0.04%～5.88%);干燥系数0.92～0.97，天然气甲烷碳同位素值为-40.10‰～-37.28‰，乙烷同位素值为-25.21‰～-24.02‰，显示煤型气特征；据甲烷碳同位素推算的Rc为1.11%～1.48%，反映天然气处于成熟—高熟阶段，要高于共生凝析油的成熟度。

深水区油气轻烃指纹特征基本一致(图6)，反映油、气基本同源，都来自崖城组烃源岩。但是，与成熟度有关的配比值(如nC5/CC5、苯/nC6、甲苯/nC7等)仍存在差异，这些差异除受分馏作用影响外，还可能与油、气为烃源岩不同成熟阶段所生有关，再次说明油、气同源不同期，也指示深水区至少存在两期油气充注。此外，黄合庭等[8]通过盆地模拟和生烃热模拟实验认为陵水凹陷存在油气两期充注成藏，早期以中等成熟的凝析油和湿气为主，晚期为大量高成熟天然气充注。

3.2 凝析油蒸发分馏成因

深水区中央峡谷特殊的地质条件可为该区油气蒸发分馏作用的发生提供良好的背景条件。前人在过SS17-2气田地震剖面上(图7)识别出了类似于莺歌海盆地底辟构造的气烟囱[22]，说明深水区中央峡谷底部也发育类似的特征。这些底辟构造向下沟通深部崖城组烃源岩，向上延伸至莺歌海组、黄流组储层，构成了天然气向上运移的重要通道。该通道也能破坏早期形成油气藏的平衡，促使油、气再分配。此外，深水区中央峡谷所产原油的气油比较高，天然气甲烷及乙烷同位素组成较重，成因上为高熟煤型气而非原油伴生气，表明有大量高熟外源天然气输入。陵水凹陷渐新统海陆过渡相煤系和浅海泥质烃源岩目前处于成熟—过成熟阶段[4]，保证了充足的气源供应。因此，深水区油、气两期充注，早期中等成熟轻质油聚集于储集层，随着晚期高成熟天然气的不断注入，对已经生成的原油进行蒸发分馏改造，气相组分沿着底辟断裂从饱和的原油中分异出来而形成凝析油气藏。

图6 琼东南盆地深水区凝析油油气轻烃指纹对比Fig .6 Comparison of oil-gas light hydrocarbon fingerprint from the condensate oils in the deep water area of Qiongdongnan basin

图7 过中央峡谷SS17-2气田地震剖面[22]Fig .7 Seismic profile crossing SS17-2 gas field in central canyon[22]