经过几十年的勘探开发，渤海湾盆地的油气勘探由构造油气藏逐步转变为以岩性油气藏为主的隐蔽油气藏勘探。凸起区是油气运聚的最终指向区，为油气勘探的重点靶区。近几年来，在渤海海域石臼坨凸起区新近系开展了岩性圈闭为主要目标的油气勘探，发现了垦利10-2、垦利6-1亿吨级岩性油藏，指示渤海海域浅层岩性圈闭为重要的储量增长区^[1-3]。徐长贵等^[4]通过对源-汇要素（物源、沟谷、坡折、沉积及基准面变化）的研究，建立了源-汇要素下碎屑岩沉积体系的富砂性与储层品质之间的关系，进行优质储层的预测，有效提高了油气勘探评价中优质储层预测的成功率。周心怀等^[5]基于环渤中地区油气勘探实践和浅层岩性油藏解剖，建立了凸起汇聚型、陡坡砂体汇聚型、凹中隆起汇聚型3种主要油气富集模式。薛永安等^[6]通过对渤海海域新近系不同构造带油气分布特征和富集规律的研究，提出在古近系中发育的“汇聚脊”构造是形成上覆新近系有利圈闭成藏的关键。王德英等^[7]通过对环渤中地区新近系油气运移路径分析，提出“脊-断-圈”三元控藏模式，指出汇聚脊、断层及圈闭三者之间的相互配置关系决定了新近系的油气富集规模。近几年，渤海油田勘探工作者对石臼坨凸起开展了系统研究，依据“浅层连片砂体岩性勘探”思路，根据“脊-断接力”油气运移模式和“脊缓-强断-斜向砂”油气富集模式理论，指导石臼坨凸起东段斜坡区发现了秦皇岛M-3亿吨级岩性油气藏。目前对石臼坨凸起周围双洼双向供烃优势运聚区、馆陶组输导脊油气运移控制、凸起斜坡区油气规模性中转、岩性圈闭有效性评价等方面有了深入系统认识。但石臼坨凸起原油受双凹陷多层烃源岩混源供烃，浅层油藏受油气多期充注，受限于目前缺少油气运聚刻画定量化分析手段，对油藏原油来源界定不清，未来勘探有利区带预测不明。

基于渤中凹陷、秦南凹陷地球化学特征分析，分辨能有效识别双凹陷特征的生物化合物参数；通过统计学软件，采用聚类分析方法对石臼坨凸起油族进行划分，对不同油族油源进行分析，明确了渤中凹陷、秦南凹陷供烃范围；通过对研究区秦皇岛M-3油藏原油物性、族组分、饱和烃色谱、饱和烃色谱-质谱4组分同位素进行分析，明确油气来源；通过二苯并噻吩系列参数、QGF指数、（Pr + Ph）/C₃₀Hop值等定量分析，刻画了秦皇岛M-3油藏多向油气运移路径，明确了油气有利聚集区。

石臼坨凸起位于渤海海域中部，为长期继承性发育的宽缓凸起，南邻渤海海域最大的富生烃凹陷渤中凹陷，北接秦南凹陷，发育地层包括新近系馆陶组（N₁g）和明化镇组（N₁₊₂m）、古近系东营组（Ed）、中生界（Mz）和古生界（Pz），太古界（Ar）目前尚未揭示（图 1）。通过长期活动断层，凸起内古近系近源扇体与凹陷区烃源岩相连，发育背斜型汇聚脊，具有双洼双向供烃、背斜型凸起强势汇聚的特殊优势。近几年，对该凸起新近系明化镇组下段（明下段）开展岩性油气藏勘探，发现了秦皇岛B-6、南堡H-2和秦皇岛C-1S等多个亿吨级油气田^[3]。研究区秦皇岛M-3构造区位于石臼坨凸起东段斜坡区，围区高部位已发现秦皇岛B-6油田、秦皇岛C-1/1南油田，发育断裂以顺向断裂为主。研究区主要含油层位为明下段，以河湖交互相沉积为主，具“泥包砂”的岩性特征，砂体厚度大、孔隙度高，平均油柱高度大，储-盖组合好，为凸起之上主力含油层系，目前区内单井平均探明石油储量约300×10⁴ t。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海湾盆地石臼坨凸起区域位置（a）及新生界岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional location of Shijiutuo uplift(a)and comprehensive stratigraphic column of Cenozoic(b), Bohai Bay Basin

类异戊二烯型、甾类化合物和萜类化合物等生物标志化合物可有效表征烃源岩的沉积环境、母质来源及热演化程度，是开展油源对比分析的重要手段^[8-11]。前人研究认为，C₁₉/C₂₃三环萜烷、C₂₀/C₂₃三环萜烷受成熟度及微生物降解影响较小，常反映高等有机质输入；藿烷系列化合物分布规律、三环萜系列参数比值、C₂₇αβα（20R + 20S）重排甾烷/C₂₇αβα（20R + 20S）规则甾烷参数、伽马蜡烷/αβ-藿烷参数可有效反映湖相沉积氧化还原条件或水体分层环境^[12-15]。

对渤海湾盆地石臼坨凸起的2个相邻凹陷秦南凹陷及渤中凹陷分别发育的3套古近系（东三段，沙一段和沙三段）烃源岩进行生物标志化合物分析。结果显示：①相较渤中凹陷，秦南凹陷的C₁₉/ C₂₃三环萜烷、C₂₀/C₂₃三环萜烷值更高，其中东三段最高，陆源有机质贡献显著，而沙河街组烃源岩陆源有机质贡献稍低。②甾烷/藿烷（S/H）、C₂₃三环萜烷/藿烷可指示有机质母源或受微生物改造程度，渤中凹陷烃源岩的S/H、C₂₃三环萜烷/藿烷均呈低值，而秦南凹陷沙一段参数值最高、沙三段次之。③秦南凹陷沙河街组ETR[（C₂₈三环萜+C₂₉三环萜）（/ C₂₈三环萜+C₂₉三环萜+Ts）]、伽马蜡烷/αβ-藿烷参数均呈高值，而渤中凹陷C₃₅/C₃₄22S升藿烷值、C₂₇Dia/C₂₇St值较高，综合反映秦南凹陷烃源岩沉积时期水体还原性更强、分层更为明显（图 2）。总的来说，C₂₇Dia/C₂₇St、升藿烷指数（C₃₅/C₃₄22S）、伽马蜡烷/αβ-藿烷、ETR、4MSI（4-甲基甾烷/C₂₉甾烷）、C₁₉/C₂₃三环萜烷、C₂₀/C₂₃三环萜烷等参数可以有效区分双凹陷分层烃源岩。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤中凹陷、秦南凹陷古近系3套烃源岩地球化学参数特征 Fig. 2 Geochemical parameters of three sets of source rocks from Paleogene of Bozhong Sag and Qinnan Sag

石臼坨凸起秦皇岛M-3区已发现的油藏主要产层为明下段，轻质油、中质油及重质油均有分布，且原油的密度、含蜡量及酸值分布范围较广^[16-21]。明下段油藏在平面上分布于石臼坨凸起中部、北部和东北部，不同区域原油的物理性质存在一定差异，北部、东北部油藏原油油质由东北向西南逐渐变重；中部油藏原油油质由东南向西北逐渐变重。

石臼坨凸起中部明下段储层深度为1 069.4~ 1 476.6 m，20 ℃时原油密度为0.951 2~0.975 0 g/cm³，平均值为0.960 2 g/cm³；50 ℃时黏度为367.5~ 2 128.0 mPa·s，平均值为791.5 mPa·s；硫的质量分数为0.220%~0.292%，平均值为0.272%；沥青质+胶质的质量分数为20.23%~28.36%，平均值为22.45%（图 3）。族组分以饱和烃为主，质量分数为31.25%~ 59.26%，平均值为44.25%；其次为非烃+沥青质，质量分数为21.07%~56.25%，平均值为34.26%；芳烃含量最低，质量分数为12.5%~41.24%，平均值为21.49%。一般认为，源岩成熟度低或原油经生物降解会导致原油中饱和烃含量降低，非烃和沥青质含量增高。该区域原油与一般原油相比，饱和烃含量稍低，而非烃+沥青质含量偏高，结合原油黏度、密度，显示为典型的稠油特征。通过原油饱和烃色谱分析，可见原油色谱图上出现不同程度基线“漂移”，形成小“鼓包”（图 4），同时轻组分消失，这主要由生物降解作用造成的。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛M-3区新近系明下段油藏原油物性特征 Fig. 3 Physical properties of crude oil in lower Minghuazhen Formation of Neogene in Qinhuangdao M-3 area of Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛M-3区新近系明下段原油饱和烃色谱图 （a）凸起东北部秦皇岛M-3-10井，1 030.0 m，壁心；（b）凸起东部秦皇岛M-3-22井，1 197.4~1 203.6 m，油样；（c）凸起中部秦皇岛M-3-5井，1 393.5 m，油水混样；（d）凸起中部秦皇岛M-3-7井，904.0 m，油样。 Fig. 4 Chromatogram of saturated hydrocarbon of crude oil in lower Minghuazhen Formation of Neogene in Qinhuangdao M-3 area, Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

石臼坨凸起北部和东北部储层深度为1 034.0~ 1 360.0 m，20 ℃时原油密度为0.911 4~0.971 8 g/cm³，平均值为0.939 3 g/cm³，略低于凸起中部；50 ℃时黏度为47.1~2 203.0 mPa·s，平均值为540.8 mPa·s，低于凸起中部；硫的质量分数为0.168%~0.324%，平均值为0.259%；沥青质+胶质质量分数为16.41%~ 26.10%，平均值为19.68%（图 5）。族组分以饱和烃为主，质量分数为38.73%~62.75%，平均值为52.08%，高于凸起中部；其次为非烃+沥青质，质量分数为19.2%~43.49%，平均值为28.81%（低于凸起中部）；芳烃质量分数最低，为13.58~28.81%，平均值为19.11%（略低于凸起中部）。石臼坨凸起北部、东北部原油与凸起中部原油物性差异原因在于其油藏混入了更高成熟度的原油且经生物降解，原油饱和烃色谱分析显示，基线上移，形成“鼓包”，生物降解作用显著，特别是轻组分发育明显，各井色谱图整体特征相似且具有双峰显示，反映出该区油藏原油具有相似的母质来源及明显的二次充注特征（图 4）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛M-3区新近系明下段油藏原油族组分同位素误差棒图 Fig. 5 Isotope error bar chart of crude oil group components of lower Minghuazhen Formation oil reservoir of Neogene in Qinhuangdao M-3 area, Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

原油的碳同位素值受控于沉积环境及母源，受成熟度干扰小，是油源对比的有利指标。根据研究区原油及组分同位素分析（图 5）可知，石臼坨凸起中部原油δ¹³C值分布范围较小，饱和烃同位素值更小，而凸起北部、东北部原油δ¹³C值分布范围较大，且族组分以饱和烃为主。

石臼坨凸起明下段原油受秦南凹陷和渤中凹陷多层混源供烃，且浅层成藏生物降解严重，原油生物标志化合物参数分布范围广、分异性较差，简单的生标参数二维分析难以有效区分原油来源。为明确秦皇岛M-3油田原油特征及母源，对石臼坨凸起东部、中部、北部共9个区块24个油藏56个原油样品的原油族群进行多维参数组合分析。采用统计分析软件，使用Ward方法（平均Euclidean距离），将所有的原始数据都标准化为0~1.0，输入可区分渤中凹陷、秦南凹陷的伽马蜡烷/αβ-藿烷、ETR、C₃₅/C₃₄22S升藿烷值、C₂₇Dia/C₂₇St、4MSI、C₁₉/C₂₃三环萜烷值、C₂₃三环萜烷/藿烷、S/H等生物标志化合物参数，多参数、多权重模拟计算。聚类分析结果用树状图表示，欧氏距离表征原油样品间的相似程度，距离越小表示相似程度越高。基于上述方法，将石臼坨凸起原油划分为三大类，分别为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类。

Ⅰ类：石臼坨凸起东部油族（秦皇岛H-6区块、秦皇岛F-3区块），主要特征为相对较低的C₂₇Dia/ C₂₇St值（0.12~0.23）、中等ETR值（0.38~0.42）和中等的C₃₅/C₃₄22S升藿烷值（0.49~0.57），反映其源岩形成于还原水体环境；低C₂₃三环萜烷/藿烷值（0.01~0.04）、中等C₁₉/C₂₃三环萜烷值（0.16~0.28）和中等—高4MSI值（0.32~0.38），指示其生烃母质以低等水生生物贡献为主。整体来看，Ⅰ类原油的生物标志化合物参数分布及特征符合秦南凹陷沙三段源岩特征，认为Ⅰ类原油源自秦南凹陷沙三段烃源岩。

Ⅱ类：石臼坨凸起中部、北部油族（秦皇岛C-1S区块、秦皇岛C-1/2/3/4区块、秦皇岛M-3区块），主要特征包括高C₂₇Dia/C₂₇St值（0.42~0.63）、高C₃₅/ C₃₄22S升藿烷值（0.45~0.66）、中等伽马蜡烷/αβ-藿烷值（0.13~0.32），反映其源岩形成于偏还原的水体环境；高C₂₃三环萜烷/藿烷值（0.07~0.16）和中等C₁₉/C₂₃三环萜烷值（0.01~0.25），指示其生烃母质既有低等水生生物贡献，也有陆源高等植物贡献。分析认为，Ⅱ类原油主要源自渤中凹陷沙河街组，混有秦南凹陷沙三段烃源岩原油供给。

Ⅲ类：石臼坨凸起中西部油族（秦皇岛B-6/6N区块），主要特征包括高C₂₇Dia/C₂₇St值（0.46~ 0.65）、中等—高伽马蜡烷/αβ-藿烷值（0.24~0.33）、中等C₃₅/C₃₄22S升藿烷值（0.41~0.61），反映其源岩形成于偏还原的水体环境；高4MSI值（0.32~ 0.59）、低—中等C₂₃三环萜烷/藿烷值（0.04~0.13）和中等C₁₉/C₂₃三环萜烷值（0.16~0.26），指示其生烃母质以低等水生生物为主。整体分析认为Ⅲ类原油主要源自渤中凹陷沙三段烃源岩的贡献，混有沙一段供给。

综上分析，秦皇岛M-3区原油属于石臼坨凸起Ⅱ类原油，其原油源于渤中凹陷沙河街组，同时混有秦南凹陷沙三段供给，但区内不同位置原油混源输入程度及特征还需进一步细化分析。

研究区北部、东北部油藏原油相较于中部油藏原油，具有高C₃₅/C₃₄22S升藿烷值、中等—高伽马蜡烷/αβ-藿烷值，显示出秦南凹陷来源油的特点（图 6），此外，ααα20R-C₂₇，C₂₈，C₂₉规则甾烷呈现C₂₇ $ \gg$ C₂₈＜C₂₉的“L”型分布特征，具有明显的C₂₇优势，说明原油以藻类生源为主。然而，区域北部、东北部不同位置原油的伽马蜡烷/αβ-藿烷值、4MSI值分布有一定差异，说明这2个区域原油的供烃源岩非同一个层位（图 6）。由研究区原油饱和烃质量色谱图（图 7）可知，近源油（如秦皇岛F-2-2井）从深层到浅层（明下段Ⅲ油组—0油组），呈伽马蜡烷增加、4MSI值降低趋势，而远源油呈伽马蜡烷大幅降低、4MSI值增加趋势。综上分析可知，研究区北部、东北部秦南凹陷来源油近源以沙一段输入为主，沙三段输入较少，而远源油藏沙三段的输入逐渐增多。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛M-3区新近系明下段油藏原油地球化学特征 Fig. 6 Characteristics of crude oil geochemical of lower Minghuazhen Formation oil reservoir of Neogene in Qinhuangdao M-3 area, Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤海湾盆地石臼坨凸起东部秦皇岛F-2-2井新近系明下段壁心样品质量色谱图 Fig. 7 Mass chromatogram of wall core sample of lower Minghuazhen Formation of Neogene in well F-2-2 of Qinhuangdao, eastern Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

研究区中部油藏原油生物标志参数呈现低—中等C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低—中等C₃₅/C₃₄22S升藿烷值、中等伽马蜡烷/αβ -藿烷值、高C₂₇Dia/C₂₇St值及高4MSI值的特征（图 6），规则甾烷分布呈C₂₇略大于C₂₉的“V”或“L”型，显示出渤中凹陷沙河街组来源油特征。由研究区原油饱和烃质量色谱图（图 8）可知，近源油藏（如秦皇岛C-3区）从深层到浅层（明下段Ⅲ油组—0油组），伽马蜡烷值略微增强、4MSI值增强，而远源油伽马蜡烷值不变，4MSI值降低。综上分析可知，研究区中部渤中凹陷来源油近源为沙一段、沙三段相对平衡输入，而远源以沙一段输入为主，沙三段输入较少。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤海湾盆地石臼坨凸起中部秦皇岛C-3-7井新近系明下段壁心样品质量色谱图 Fig. 8 Mass chromatogram of wall core sample of lower Minghuazhen Formation of Neogene in well C-3-7 of Qinhuangdao, middle part of Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

油气运移路径特征的分析是研究油气成藏及油源对比的重要途径之一，而基于地球化学参数分析的地质色层效应研究可有效辨识油气充注方向及运移路径。原油中二苯并噻吩分子在运移过程中，噻吩环硫原子上的孤对电子易与周围介质中带正电的氢原子形成氢键，但1-甲基二苯并噻吩、1，4- 二甲基二苯并噻吩较为稳定，因此，二苯并噻吩系列分异参数4-MDBT/1-MDBT、2，4-DMDBT/1，4- DMDBT、4，6-DMDBT/1，4-DMDBT可作为油气运移路径刻画的有效指标。油气经过运移通道及滞留储层过程中会被碎屑表面吸附及矿物捕捉形成流体包裹体，通过测试包裹体的荧光强度（QGF），可指示油气分布特征，追踪油气运移路径，重塑油气运移过程。（Pr + Ph）/C₃₀Hop参数可反映姥鲛烷、植烷在生物降解过程中的消耗程度，来指示油气运移路径上的蚀变特征。研究区噻吩系列化合物分馏参数4-MDBT/1-MDBT指示秦南凹陷供烃油气运移路径为秦皇岛F-3-1井至秦皇岛F-2-2井至秦皇岛M-3-10井至秦皇岛M-3-11井，结合QGF in‐ dex分布特征，显示秦南凹陷供烃原油运移路径为秦皇岛H-6-3d至秦皇岛F-3-1井至秦皇岛F-2-2井至秦皇岛M-2-1井至秦皇岛M-3-10井和秦皇岛M-3-2井，秦皇岛M-3-2井至秦皇岛M-3-1井至秦皇岛M-3-11井。研究区噻吩系列化合物分馏参数4-MDBT/1-MDBT、（Pr + Ph）/C₃₀Hop参数及QGF index值指示渤中凹陷原油运移路径为秦皇岛C-5- 1井至秦皇岛C-3-6井至秦皇岛C-3-5井，秦皇岛C-5-1井至秦皇岛C-3-7井至秦皇岛C-3-4井至秦皇岛M-3-7井，秦皇岛C-5-1井至秦皇岛C-3-7井至秦皇岛M-3-5井及秦皇岛M-3-16d井。分析认为，秦南凹陷对秦皇岛M-3区由东南向中部至西北部的原油充注方向；渤中凹陷对秦皇岛M-3区由东南向西北原油充注方向（图 9—12）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 渤海湾盆地石臼坨凸起新近系明下段油藏原油二苯并噻吩系列分异参数特征 Fig. 9 Characteristics of dibenzothiophene series differentiation parameters of crude oil in lower Minghuazhen Formation oil reservoir of Neogene in Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 渤海湾盆地石臼坨凸起油藏新近系明下段原油QGF index特征 Fig. 10 Characteristics of QGF index of crude oil in lower Minghuazhen Formation of Neogene in Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 渤海湾盆地石臼坨凸起新近系明下段油藏渤中凹陷来源油（Pr + Ph）/C30Hop特征 Fig. 11 (Pr + Ph)/C30Hop of source oil from lower Minghuazhen Formation of Neogene in Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛M-3区新近系明下段油气充注路径 Fig. 12 Hydrocarbon filling pathway of lower Minghuazhen Formation of Neogene in Qinhuangdao M-3 area, Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

研究区石臼坨凸起秦皇岛M-3构造区受渤中凹陷和秦南凹陷供烃，油气沿凸起边界大断裂向凸起方向运移。以辫状河三角洲前缘含砾砂岩沉积为特征的馆陶组较为宽缓，油气沿馆陶组进行横向输导及驻留，研究区馆陶组断裂延伸距离长、活动强度大，对油气实现了再分配，使油气由馆陶组向上覆明下段完成规模性的油气垂向运移。明下段为河湖交互相沉积，“泥包砂”的岩性特征明显，储-盖组合好，最终油气大规模聚集成藏（图 13）

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛M-3区油气成藏模式 Fig. 13 Hydrocarbon accumulation models of Qinhuangdao M-3 area, Shijiutuo uplift, Bohai Bay Basin

（1）渤海湾盆地石臼坨凸起原油族群可划分为三大类，Ⅰ类为石臼坨凸起东部原油源自秦南凹陷沙三段贡献；Ⅱ类为石臼坨凸起北部、部分中部原油以渤中凹陷贡献为主，混有秦南凹陷输入；Ⅲ类为石臼坨凸起部分中部原油源自渤中凹陷沙三段贡献、混有沙一段输入。

（2）秦皇岛M-3区北部、东北部油藏大多具有高C₁₉/C₂₃三环萜烷值、高C₂₀/C₂₃三环萜烷值、高C₃₅/ C₃₄22S升藿烷值、高伽马蜡烷/αβ-藿烷值、低C₂₇Dia/ C₂₇St值特征，ααα20R-C₂₇，C₂₈，C₂₉规则甾烷峰值呈C₂₇≫C₂₈＜C₂₉的“L”型分布，指示秦南凹陷沙三段（为主）、沙一段混源供烃的特征，近源至远源（东北向西南向）沙一段输入逐渐减弱，沙三段输入逐渐增强。秦皇岛M-3区中部低C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低C₂₀/C₂₃三环萜烷值、低—中等C₃₅/C₃₄22S升藿烷值、低—中等伽马蜡烷/αβ-藿烷值、高C₂₇Dia/C₂₇St值、高4MSI值特征，显示渤中凹陷沙河街组来源油特征，近源油藏沙一段、沙三段输入平衡，远源沙三段输入减弱。

（3）秦南凹陷供烃对秦皇岛M-3区由东南向中部至西北部的油气充注，渤中凹陷供烃由东南向西北分级充注。研究区受渤中、秦南双凹陷供烃，油气沿边界大断裂向凸起运移，经馆陶组横向输导并驻留，沿馆陶组断裂再分配，垂向运移至明下段规模性聚集成藏。