©Editorial Office of Bulletin of Geological Science and T echnology.This is an open access article under the CC BY -NC -ND license.https:ʊ鄂尔多斯盆地南缘泾河油田长7段烃源岩生㊁排烃期与油气成藏期对比张新乐1,平宏伟1∗,杨鑫1,陈红汉1,李纯泉1,何发岐2,齐荣21.中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室,武汉430074;2.中国石化华北油气分公司,郑州450006㊀第一作者,E-mail:xinle.zhang@∗通信作者,E-mail:howping@2022-07-26收稿;2022-11-25修回;2022-11-30接受基金项目:国家自然科学基金项目(42072176;42272169)中图分类号:P618.13㊀㊀㊀文章编号:2096-8523(2024)01-0108-14㊀㊀㊀doi:10.19509/ki.dzkq.tb20220409摘㊀要:泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南部,目前已发现的油气主要位于研究区东北部,前人研究表明原油主要来自延长组长7段油页岩,然而原油到底来自研究区还是其东北部盆地中心的烃源岩还未有定论,从而制约了泾河油田的下一步勘探㊂利用盆地模拟方法,模拟了研究区和盆地中心长7段烃源岩生㊁排烃史,确定了泾河油田不同构造部位长7段烃源岩的生㊁排烃时间,并结合流体包裹体技术厘定了延长组储层原油成藏期次㊂烃源岩生㊁排烃时间和储层原油成藏时间以及生㊁排烃量的计算结果显示,泾河油田长7段烃源岩对本区油气成藏贡献有限,而盆地中心烃源岩生㊁排烃时间与研究区油气成藏时间具有很好的对应关系,并且本区油气明显具有由东北部向西南部运移的特点㊂因此与普遍认为的延长组储层以近源短距离垂向运移为主的成藏特征不同,本区已发现油藏可能主要来源于其东北部盆地中心优势生㊁排烃区,沿走滑断裂带经历了一定距离的侧向运移后聚集成藏㊂研究结果可为下一步研究区有利运聚方向及成藏区带预测提供重要参考㊂关键词:盆地模拟;流体包裹体;热史;埋藏史;油气运移;烃源岩㊀㊀鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地,油气资源丰富,近些年盆地年油气新增储量和产量均位居中国各含油气盆地前列,2020年盆地年产油气当量已超过7900ˑ104t,成为中国油气产量最多的含油气盆地[1]㊂石油勘探的主要目的层是三叠系延长组,近些年很多学者[2-5]对长7段烃源岩的地球化学特征以及生㊁排烃特征进行了研究,研究表明长7段烃源岩尤其是长73段油页岩分布范围广,有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主,属于优质烃源岩,是延长组主力烃源岩[2-3],并且具有高产烃率㊁高排烃效率的特征,其提供的富烃㊁低含水烃类流体对延长组致密砂岩储层油气成藏起主导作用,并且普遍认为源储叠置㊁近源垂向短距离运移是延长组致密油的主要成藏特征[4-5]㊂泾河油田目前已发现油气主要位于研究区东北部,然而原油到底来自本区还是其东北部盆地中心的烃源岩还未有定论,成为制约泾河油田下一步勘探的首要问题㊂明确本区长7段烃源岩生㊁排烃特征及其与储层油气成藏时间的对应关系,是厘定本区烃源岩成藏贡献的有效手段,可为下一步研究区有利运聚方向及成藏区带预测提供重要参考㊂目前烃源岩生㊁排烃史的确定主要是基于盆地模拟方法[6],其是在恢复埋藏史㊁热史的基础上,结合生烃动力学模型定量模拟在地质演化过程中的生㊁排烃量以及生㊁排烃期㊂流体包裹体分析法是确定油气成藏期次的最常用方法,在烃类包裹体产状㊁荧光颜色以及荧光光谱的约束下,获得不同期次古油组分及成熟度信息[7-9],最后利用与各期油包裹体同期的盐水包裹体进行均一温度投影到单井埋藏史图上,就可以确定各期油气充注的时间㊂笔者拟通过盆地模拟方法确定泾河油田长7段烃源岩生㊁排烃期并与根据流体包裹体方法确定的原油充注时期进行对比,确定本区烃源岩对油气成藏的贡献以及可能的油气来源㊂1㊀研究区地质概况泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南部伊陕斜坡与渭北隆起交界处(图1a),面积约2949.9km2,涵盖长武㊁彬县等地,故又称为彬长地区㊂泾河油田现今构造形态简单,为一东南略高㊁西北较低的西倾单斜构造,地形较平缓,主要发育7组断裂带(图1b):和盛断裂带㊁太昌断裂带㊁早胜断裂带㊁榆林子断裂带㊁永正断裂带㊁宫河断裂带㊁永和断裂带㊂断裂主要沿NE-NEE向发育,大多具有走滑性质,少部地区发育低幅度鼻状构造,地层倾角较小,一般只有1ʎ~2ʎ㊂断裂对本区油气成藏具有重要作用,断层以及与断层伴生的破碎带是有利油气富集带[10]㊂泾河油田目前产油区主要是位于榆林子断裂带东段的泾河17井区以及位于榆林子断裂带西段与早胜断裂带过渡带的泾河2井区㊂延长组共划分为10个油层组,自上而下为长1 -长10(图1c)㊂主力烃源岩为长7段油页岩,有机质类型以Ⅱ1型为主,有机质质量分数高,w(TOC)平均12.9%,最高可达30%~40%[2-3]㊂延长组主要储层为长6-长8段,其中长8段发育三角洲前缘水下分流河道沉积,是主力产油层段,储层物性较差,孔隙度普遍较低,是典型的致密砂岩储层[11-12]㊂图1㊀鄂尔多斯盆地(a)泾河油田区域地质图(b)与延长组地层简表(c)Fig.1㊀Regional geological map of the Jinghe Oilfield(a)in the Ordos Basin(b)and stratigraphic table of the Yan-chang Formation(c)9012㊀盆地模拟参数与结果盆地模拟采用Schlumberger 公司开发的Petro-Mod(2016)软件的一维模拟模块对研究区33口井进行了单井模拟㊂2.1㊀地层数据泾河油田主要地层为志丹群㊁安定组㊁直罗组㊁延安组㊁延长组,研究区大部缺失延长组长1和长2段,局部甚至缺失长3段㊂各井地层埋深与岩性来源于录井与完井数据,通过统计各井各层段岩性占比,将其输入到软件中的岩性混合器中,通过标准岩性相应比例混合得到各层段的岩性㊂三叠纪以来,鄂尔多斯盆地发生了分别以延长组㊁延安组㊁安定组㊁志丹群遭受剥蚀为主的4期剥蚀事件[13-17]㊂通过钻井资料和地层对比法恢复了地层剥蚀厚度,其研究结果表明泾河油田地层三叠纪末剥蚀强度东强西弱,剥蚀厚度在300~380m 之间;中侏罗世剥蚀强度东南强西北弱,剥蚀厚度在200~260m 之间;侏罗纪末,剥蚀强度西北强东南弱,剥蚀强度在80~100m 之间;白垩纪末地层剥蚀强度东南强西北弱,剥蚀厚度在600~1200m 之间㊂前人[13,15,19-20]通过古生物资料和岩石定年资料制定了较为准确的地质年代表[18],并且不同研究者在模拟鄂尔多斯盆地埋藏史㊁热史中都针对各自研究区采用了适合的地层地质年代㊂本研究所用的沉积剥蚀时间主要是参考崔景伟等[13]与刘池洋等[14]的研究结合研究区地层演化特征确定的(表1)㊂表1㊀泾河油田地层划分及沉积、剥蚀发育时期Table 1㊀Stratigraphic sequences,deposition and denudationstages in the Jinghe Oilfield地层沉积时间/Ma剥蚀时间/Ma 系统组油层组开始结束开始结束第四系2.6$0$白垩系下统志丹群145$96$96∗2.6∗侏罗系中下统安定组直罗组延安组㊀164.7#167.7#175.5#161.2#164.7#168161.2∗㊀168∗145㊀167.7三叠系中上统延长组长3㊀长4+5㊀长6㊀长7㊀长8㊀长9㊀220#227$237#238.5#240#241#215#220#227#237#238.5#240#215#㊀#㊀#㊀#㊀#㊀#215㊀#㊀#㊀#㊀#㊀#㊀㊀注:$数据来自国际地层年代表;#数据来自文献[13];∗数据来自文献[14]2.2㊀边界条件边界条件是热史模拟中限制模拟边界的参数,包括古水深㊁古今大地热流和古地表温度㊂前人曾对鄂尔多斯盆地各地层的沉积相做过详细研究[21-23],古水深主要依据各层位沉积相进行赋值,其中延长组具体水深参照杨华等[24]划分的生物相带古水深进行赋值:河流-沼泽生物相带古水深1~2m;滨岸-河口三角洲生物相带古水深3~15m;浅湖生物相带水深15~35m;半深-深湖生物相带古水深35~60m㊂古今大地热流主要参考任战利等[25]的研究成果,在早白垩世之前盆地热流值在60mW /m 2以下,中生代晚期存在一期构造热事件,致使热流值明显增高,最高可达90mW /m 2,此后热流值持续降低,现今平均地温梯度为2.93ħ/100m,平均大地热流值为61.78mW /m 2㊂古地表温度通过泾河油田所处地理位置东亚北纬35ʎ并利用PetroMod 软件内置的基于Wygrala 在1989年提出的全球平均表面温度的模型生成[26]㊂2.3㊀烃源岩相关参数长7段油页岩是长7段的主力烃源岩,因此本研究将长7段油页岩作为烃源岩模拟对象,前人[2,27]研究表明鄂尔多斯盆地南部长7段油页岩平均w (TOC)为12.9%左右,原始有机碳含量恢复系数与原始氢指数参考崔景伟等[13]在模拟长7段烃源岩生排烃史中使用的参数,分别为1.12,750mg /g,计算得到的原始w (TOC)为14.5%㊂齐玉林等[28]与黄彩霞等[29]都曾对泾河油田长7段油页岩进行了开放体系生烃动力学模拟实验,结果显示泾河油田长7段油页岩活化能主频分别为260,265kJ /mol,频率因子分布在1017~1020s -1(表2)㊂参考样品的地球化学特征与生烃模拟的结果,本研究最终选取了与研究区烃源岩平均地球化学特征较接近的5号样品的动力学参数作为模拟参数,具体参数参照文献[29]㊂2.4㊀校正参数模拟中主要利用现今镜质体反射率与现今地层温度校正模拟结果㊂由于研究区实测镜质体反射率数据较少,但热解数据较多,因此首先通过拟合T max 与R o 的关系(图2a)来获取有热解T max 数据而缺少镜质体反射率数据样品的镜质体反射率,据此建立了R o 与深度的关系(图2b),并将其作为模拟的校正参数㊂由于镜质体反射率数据主要来源于研究区东部,而东部现今埋深较浅,西北部现今埋深较深,利用图2b 所示的R o 与深度关系来进行模拟会造成11表2㊀模拟样品地球化学特征与生烃动力学参数Table 2㊀Geochemical characteristics of samples and kinetic parameters of hydrocarbon generation编号井号w (S 1)/(mg㊃g -1)w (S 2)/(mg㊃g -1)T max /ħw (TOC)/%HI /(mg㊃g -1)母质类型R o /%活化能主频/(kJ㊃mol -1)频率因子/s -11泾河40.6681.7844019.37422.2Ⅱ10.7626510202泾河68.17110.144024.68446.11Ⅱ10.7926510203泾河9 6.4580.4643711.06727.49Ⅱ10.6026010174正2 3.9974.8743011.49651.61Ⅱ10.6126010195正25.5390.3243513.38675.04Ⅱ10.602601018㊀㊀㊀注:1,2号样品数据来源于文献[28],3~5号样品数据来源于文献[29]图2㊀校正参数图Fig.2㊀Calibration parameters chart西北部热演化模拟结果高于实际值㊂所以在西北部单井模拟中,根据埋藏史结果,利用具有相同最大古埋深的东部井在最大古埋深时的R o 与深度关系来校正西北部单井模拟结果㊂现今地温数据来源于实测井底温度(图2c)㊂2.5㊀盆地模拟结果将上述参数输入模拟软件,进行单井模拟,利用现今镜质体反射率以及现今地层温度进行结果校正,直至模拟结果与实测数据吻合(图3c)㊂典型井的地层温度模拟结果如图3所示,地层温度随构造抬升沉降而变化:在侏罗纪末期,长7段地层温度处于50ħ左右;早白垩世晚期,受构造热事件与埋深的共同作用,地层温度达到最高;此后由于持续的构造抬升和热流值降低,地层温度持续降低㊂镜质体反射率随温度的变化而变化,侏罗纪末期,长7段镜质体反射率只有0.35%左右,此后随构造沉降和构造热事件升高,在早白垩世晚期达到最高值,此后因地层构造抬升温度持续下降而不再向更高成熟度演化㊂通过对泾河油田33口井进行热演化史模拟,利用模拟结果绘制了长7段烃源岩现今镜质体反射率的平面分布图(图4a),结果显示,研究区长7段烃源岩整体成熟度不高,R o 均小于0.8%,在平面上长7段烃源岩成熟度呈现北部高㊁南部低的分布特征,并且西北部与东北部热演化程度最高,这与两地经历的最大古埋深较深有关㊂与热演化程度分布特征相同(图4b),长7段烃源岩生烃转化率同样具有北部高㊁南部低的分布特征㊂总体上生烃转化率较低,除西北部与东北部小部分地区外,其他地区现今生烃转化率都在10%以下,而研究区南部生烃转化率大多小于6%㊂111Q4.第四系;K1Z.志丹群;J2a.安定组;J2z.直罗组;J1-2y.延安组;J3y6.延长组6段图3㊀典型井热史模拟结果Fig.3㊀Thermal history simulation results of typical wells图4㊀泾河油田长7段烃源岩镜质体反射率(a)与生烃转化率等值线图(b)Fig.4㊀Isograms of vitrinite reflectance(R o)(a)and generate rate(b)source rocks in Member7of the Yanchang Formation of the Jinghe Oilfield3㊀长7段烃源岩主要生㊁排烃期3.1㊀排烃门限生烃岩在埋深演化过程中,当其生烃量饱和并满足自身吸附㊁孔隙水溶解㊁油溶解(气)和毛细管封堵等多种形式的存留需要,开始以游离相大量排运油气的临界地质条件称为排烃门限[30-32]㊂确定排烃门限常用的方法是生烃潜力法㊂TOC可分为3部分:死碳㊁以烃的形式排出的碳(若烃源岩已越过排烃门限)㊁残余碳(S1+S2)㊂(S1+S2)/TOC为当前烃源岩的生烃潜力指数,假设有机碳是最初的固定211值,那么在排烃之前,(S 1+S 2)/TOC 应是一相对固定的值,在发生排烃之后,(S 1+S 2)/TOC 会表现出随埋深或镜质体反射率增加而降低的趋势;若TOC 为未恢复值,因其相对于S 1+S 2变化率是相对较小的,(S 1+S 2)/TOC 也会表现出相同的趋势,这一开始减小的临界点即为排烃门限[31]㊂如图5所示,利用收集到的长7段烃源岩120余组岩石热解数据,建立了生烃潜力指数随R o 的变化剖面,尽管低成熟度数据较少,但依然可以看出长7段烃源岩生烃潜力指数开始减小的临界点即排烃门限为R o =0.6%,即当R o 小于0.6%时,不会发生显著排烃,只有当R o 达到0.6%时,才会有大量烃类排出烃源岩㊂图5㊀长7段烃源岩生烃潜力指数随R o 的变化关系Fig.5㊀Variation in the hydrocarbon potential index of sourcerocks with R o in source rock of Member 7of the Yan-chang Formation3.2㊀本区长7段烃源岩主要生、排烃期根据长7段烃源岩现今热演化程度与现今生烃转化率特征,以R o =0.74%与转化率=8%为界,将研究区分为东北部㊁西北部以及南部来研究主要生㊁排烃期㊂(1)东北部㊀东北部长7段烃源岩热演化程度相对较高(R o >0.74%),现今生烃转化率在8%~12%㊂根据泾河13井与泾河12井模拟结果(图6a),东北部长7段烃源岩在125Ma 左右开始生烃(R o =0.5%),由R o =0.6%的排烃门限确定的开始排烃时间在115Ma 左右㊂(2)西北部㊀西北部长7段烃源岩热演化程度与东北部相近(R o >0.74%),现今生烃转化率在8%~13%㊂根据泾河28井与长武2井模拟结果(图6b),西北部长7段烃源岩在120Ma 左右开始生烃(R o =0.5%),开始排烃时间为110Ma 左右(R o =0.6%)㊂(3)南部㊀南部长7段烃源岩热演化程度较低(R o <0.74%),烃源岩现今转化率小于8%,根据泾河37井与泾河535井的模拟结果(图6c),南部长7段烃源岩115Ma 左右开始生烃(R o =0.5%),开始排烃时间为105Ma 左右(R o =0.6%)㊂图6㊀典型井长7段烃源岩转化率与R o 演化史模拟结果Fig.6㊀Simulation results of the generation rate and R o evolutionin Member 7of the Yanchang Formation for typical wells3113.3㊀盆地中心长7段烃源岩主要生、排烃期如图7所示,泾河油田位于盆地西南部,相比于盆地中心,烃源岩厚度较薄,生烃强度较弱㊂为研究盆地中心生㊁排烃优势区对泾河油田油气成藏的影响,选取了白406井与庄10井来研究盆地中心长7段烃源岩生㊁排烃特征㊂如图8所示,根据白406井与庄10井热演化史模拟结果,白406井长7段烃源岩现今转化率大于70%,在晚侏罗世160Ma 左右开始生烃(R o =0.5%),并且在150Ma(R o =0.6%)左右开始排烃㊂庄10井长7段烃源岩现今转化率大于50%,大致在早白垩世早期140Ma(R o =0.5%)开始生烃,开始排烃时间为125Ma 左右(R o =0.6%)㊂4㊀油气成藏时期确定4.1㊀烃类包裹体荧光特征长6-长8段为延长组主要含油层位,岩性致密,主要为细砂岩㊂烃类包裹体主要发育在长石溶孔与石英颗粒裂纹中,延长组储层发育多期方解石胶结和裂缝化作用,油包裹体分布主要受微裂缝控制㊂根据油包裹体荧光特征与发育产状,泾河油田延长组储层油包裹体大致可分为3期:第一期油包图7㊀鄂南长7段烃源岩生烃强度图Fig.7㊀Hydrocarbon generation intensity in Member 7of theYanchang Formation in the southern OrdosBasin白406井模拟结果来自文献[33];庄10井模拟结果为本次研究成果;地层代号图例同图3图8㊀盆地中心典型井热史模拟结果Fig.8㊀Thermal simulation results for typical wells in the center of the basin411a.穿石英裂纹中的油包裹体,泾河9井,1053m,透射光,50ˑ,长8;b.与a同视域,显示黄色荧光,紫外线激发;c.穿石英裂纹中的油包裹体,泾河9井,1052.8m,透射光,50ˑ,长8;d.与c同视域,显示蓝绿色荧光,紫外线激发;e.石英内裂纹中的油包裹体,泾河12井,1227.5m,透射光,50ˑ,长7;f.与e同视域,显示蓝色荧光,紫外线激发图9㊀泾河油田烃类包裹体特征Fig.9㊀Characteristics of hydrocarbon inclusions in the Jinghe Oilfield裹体主要分布于第二期裂缝化产生的微裂隙中,荧光显示为黄色荧光(图9b),荧光光谱λmax为572~579nm,密度大于0.9g/cm3;第二期油包裹体主要分布于第三期裂缝化产生的微裂隙中,显示蓝绿㊁蓝黄色荧光(图9d),荧光光谱λmax为495~540nm,密度为0.8~0.9g/cm3;第三期油包裹体主要分布于第四期裂缝化产生的微裂隙中,显示蓝色荧光(图9f),荧光光谱λmax为455~495nm,密度小于0.8g/ cm3㊂4.2㊀流体包裹体均一温度特征分别统计各井各期油包裹体同期盐水包裹体的均一温度数据,绘制成均一温度直方图(图10)㊂从图中可以看出,第一期油气同期盐水包裹体均一温度主要分布在70~85ħ之间;第二期油气同期盐水包裹体均一温度主要分布在95~105ħ之间;第三期油气同期盐水包裹体均一温度主要分布在115~ 125ħ之间㊂三期包裹体均一温度连续分布,表明油气充注较为连续,反映烃源岩的持续生㊁排烃过程㊂4.3㊀油气成藏时期确定将33口井测得的与三期油包裹体同期盐水包裹体的均一温度投影到埋藏史图上,得到三期油充注的时间㊂投点结果显示如图11,总体上,研究区延长组储层三期油气的充注时间为:第一期油气充注发生早白垩世早期,大致在139~120Ma之间;第二期油气充注发生在早白垩世中期,大致在120~图10㊀泾河12井长8段储层(1364.65~1365.41m)与油同期盐水包裹体均一温度直方图Fig.10㊀Homogenization temperature histogram of oil-associated brine inclusions in the reservoir in Member8of theYanchang Formation(1364.65-1365.41m)in theWell Jinghe12110Ma之间;第三期油气充注发生在早白垩世晚期至晚白垩世早期,大致在110~96Ma之间㊂5㊀生㊁排烃期与成藏期对比分析如图12所示,泾河油田长7段烃源岩开始生㊁排烃时间较晚,最早开始排烃的东北部,其开始排烃时间基本与第二期油气成藏晚期相当㊂而开始排烃511Fig.11㊀Oil and gas charging period of the Yanchang Formation reservoirs of the Jinghe Oilfield图12㊀生排烃期与成藏期对比图Fig.12㊀Comparison of the hydrocarbon generation,expulsion,and accumulation phases611时间较晚的西北部与南部,其开始排烃时间与第三期油气成藏时间相当㊂而盆地中心开始生㊁排烃时间较泾河油田早,根据模拟结果确定的开始排烃时间与研究区第一期油气成藏时间有较好的对应关系㊂研究区长7段烃源岩停止生烃时间较盆地中心早,其持续生烃时间较短,只有约40Ma(图12),为定量研究长7段烃源岩对研究区油气成藏的贡献,利用体积法计算了研究区长7段烃源岩的生烃量[34],计算方法如式(1):Q =SHρTOC 0㊃HI 0㊃F ,(1)式中:S 为烃源岩分布面积,m 2;H 为烃源岩厚度,m,;ρ为烃源岩密度,t /m 3;TOC 0为烃源岩原始有机碳质量分数;HI 0为原始氢指数;F 为烃源岩生烃转化率,%㊂为研究长7段烃源岩的最大生㊁排烃量,烃源岩分布面积取泾河油田面积2949.9km 2,烃源岩平均厚度取16.2m,密度取2.6t /m 3[35],原始有机碳质量分数与原始氢指数分别取14.5%和750mg /g,生烃转化率取5%~10%(平均转化率为7.5%),按此方法计算研究区长7段烃源岩生烃量为67560~135122万t,平均生烃量为101341万t㊂全国第四次油气资源评价中对鄂尔多斯盆地延长组长8段典型刻度区的解剖表明,长8段石油运聚系数范围为2.04%~4.42%,平均值为3.2%[36]㊂据此研究区长7段烃源岩只有大约3243万t 石油排出并聚集成藏㊂截止至2021年本区中生界石油控制储量约5960万t,上述计算结果只占一半左右,并且由于计算中选取的原始有机碳质量分数㊁原始氢指数以及平均生烃转化率都偏高,实际值应小于计算值,因此可以推断本区长7段烃源岩对油气成藏贡献有限㊂考虑到油气成藏时间要滞后于烃源岩排烃时间,因此综合上述开始排烃时间与成藏时间对比结果以及长7段烃源岩生㊁排烃量计算结果可以推断,泾河油田长7段烃源岩对本区油气成藏贡献有限,而盆地中心烃源岩的开始生㊁排烃时间与研究区油气成藏时间有较好的对应关系㊂如图13所示,泾河油田原油主要产于位于榆林子断裂带东段的泾河17井区以及位于榆林子断裂带西段与早胜断裂带过渡带的泾河2井区,并且主要沿断裂带运移㊂根据原油密度测试资料,研究区原油物性具有东西分段㊁南北分带的分布特点,并且整体具有从研究区东北部向西南部原油密度增大的特点,说明原油主要是沿断裂带从东北部向西南部运移㊂因此本区油气可能主要来源于研究区东北部盆地中心优势生㊁排烃区,油气先沿早胜断裂带与榆林子断裂带向西南部充注,而后又由早胜断裂带中段向榆林子断裂带以及宫河㊁永和断裂带充注成藏㊂图13㊀泾河油田现今油质分布与推测运移方向Fig.13㊀Present-day oil quality distribution and predicted oil migration direction in the Jinghe Oilfield㊀㊀前人[4-5,37]对延长组油源与成藏的研究主要围绕盆地中心长7段优势生㊁排烃区开展,并且认为延长组储层油气主要来源于长7段烃源岩并以源储叠置㊁近源垂向短距离运移为主㊂目前对本区延长组油源方面的研究很少,苏鹏等[38]根据原油地化特征认为泾河油田长6-长8段原油来源于同一套烃源岩,但是否来自本区源岩目前尚未定论㊂而上述结果揭示了本区长7段油气可能是邻区源岩生烃后经历了一定距离的侧向运移在此聚集成藏的,其原因可能是前人研究区块以盆地中心烃源岩优势生㊁排烃区为主,烃源岩生㊁排烃量丰富;而本区长7段烃源岩现今热演化程度不高,生㊁排烃量较少,但沿NE -NEE 向发育的走滑断裂带为来自盆地中心的油气提供了侧向运移的通道,因而形成本区侧向运移为主的成藏特征,这对未来建立本区长7段储层的成藏模式具有指导意义㊂7116㊀结㊀论(1)泾河油田长7段烃源岩总体现今热演化程度不高(R o<0.8%),生烃转化率小于13%,并且R o 与生烃转化率具有北高南低的热演化分布特征㊂生㊁排烃史模拟结果表明,研究区长7段烃源岩在125~115Ma开始生烃,在115~105Ma开始排烃㊂(2)通过流体包裹体荧光及荧光光谱特征分析,泾河油田延长组储层主要经历了3期油气充注,第一期油气充注发生早白垩世早期139~120Ma;第二期油气充注发生在早白垩世中期,大致在120~ 110Ma之间;第三期油气充注发生在早白垩世晚期至晚白垩世早期,大致在110~96Ma之间㊂(3)泾河油田长7段烃源岩生㊁排烃期与油气充注时间对比以及生㊁排烃量计算结果表明本区长7段烃源岩贡献有限,而盆地中心烃源岩开始生排烃时间与本区油气成藏时间良好的对应关系以及本区油气明显由东北部向西南部运移的特点,揭示了与普遍认为的近源垂向短距离运移成藏模式不同,本区长7段油气可能是邻区源岩生烃后经历了一定距离的侧向运移在此聚集成藏的㊂所有作者声明不存在利益冲突。
