地下水峰面与油气藏的关系 水化学条件与有利勘探区预测

在含油气盆地内，地下水峰面是不同成因水的分水岭。从石油地质角度看，地下水峰面是不同性质原油地理分布的分界线。地下水峰面内侧是烃源岩发育的最佳地区，油气的生成、运移、聚集主要是在该区内完成的。例如前述的东营凹陷沙河街组沉积中心在凹陷内部，其中沙四段和沙三段生烃量占本区总量的95%左右，排烃量占总排量的90%以上，说明地下水峰面内侧是该凹陷最主要的油气来源。在峰面内侧的范围内，只要具备良好的圈闭和储盖组合，沉积水的势能，足以携带油气从高势能区向低势能区运移(包括水平与垂向)聚集成藏。从水文地质条件上讲，凹陷的峰面内侧是沉积作用期和埋藏封闭作用期发育时间最长、最强的地段，而淋滤作用水文地质期相对最弱、最短的地段。地下水动力场的滞流环境，不仅有利于油气的生成，而且也有利于油气藏的保存。表现在水化学场上，处于高度浓缩-变质阶段和还原环境，矿化度高，一般大于60g/L，最高超过200g/L(凹陷中心)，

趋向消失，富集Cl^-，Na⁺，rNa/rCl比值超越海水的平均值(0.87)，多在0.63～0.84，形成单一的CaCl₂型水。原油为比重较低、黏度较小的普通(轻质)油。

地下水峰面外侧，石油地质特征和水文地质景观与上述有很大的区别。不仅油气藏数量少，而且主要是重质油(稠油)。我国许多含油气盆地(凹陷)的都发现重质油(表5-23)，主要发育在古代与现代地下水峰面外侧或附近。重质油的形成除决定于有机质成熟度与地质构造背景等因素外，与渗入成因水的活动密切相关。

表5-23 我国主要含油气盆地重质油特征

续表

(据张厚福、黄第藩等，2003)

起源于大气降水，地表水及潜水的渗入成因水，其化学成分的稳定性比较差，含有较多的“活性”组分，对于原油来讲，是一种很强的溶剂和氧化剂。渗入成因水的径流带，一般也是水化学元素迁移急剧变化的地方，处于强渗滤带和强透水带。由于渗入水的不断淋滤，使之从生油凹陷(即地下水峰面内侧)运移来的原油或已形成的油藏因蚀变而形成重质油。以济阳坳陷东营凹陷等为例，讨论地下水峰面附近重质油或油藏形成的水文地质特征及蚀变作用。

1.生物降解作用

渗入成因地下水中含有能够对原油发生代谢作用的真菌、喜(厌)氧细菌及硫酸盐还原菌等。由于处于开启和半开启的水文地质环境(包括古代和现代)，地下水温度一般不超过60℃，含有较高的氧(本身可直接氧化原油)，宜于细菌生存。细菌对原油中某些烃类选择性的代谢，其降解顺序一般为：正构烷烃＞异构烷烃＞C₂₇—C₂₉甾烷＞三环萜烷(Connan，1983)。形成具有低饱和烃、低饱/芳比、芳烃中相对富集稠环化合物及胶质、沥青质含量高的特点。生物降解作用，首先使正构烷烃消失(图5-48B)，随降解作用增强，姥鲛烷和植烷大量消失，(图5-48C)，再进一步降解，重排甾烷丰度增加，正常藿烷降解为甲基藿烷系列，甚至完全取代正常藿烷(图5-48D)。

宋一涛(1989)作了很有意义的试验，一是用东营凹陷南斜坡莱5-4井检测出来的能分解烃类的细菌，降解面7井正常原油；另一个是采用硫酸盐还原菌，降解孤东59井正常原油。30天后，面7井原油的正构烷烃绝大部分损失，类异戌二烯烃大部分消失，开始出现25降藿烷。而在厌氧条件下，硫酸盐还原菌降解烃类的速度远慢于喜氧细菌，在同样的时间内，主要消耗了C₁₃-C₂₅的正构烷烃及C₁₄-C₁₅的异构烷烃，甾烷R构型明显减少，而S构型相对增加(图5-49)，未出现25-降藿烷。

由于渗入成因水补给来源的差异，使凹陷不同构造部位的细菌种属与活动强度有所差异，如位于东营凹陷南斜坡东段的八面河稠油田，以硫酸盐还原菌降解为主，不仅直接检测出硫酸盐还原菌，而且该油田的原油含硫较高，一般为1.5%～3.0%，属高硫原油。这种富硫原油的形成，既与生油母质类型有关，也与细菌活动有关，因为硫酸还原菌降解烃类形成不同形式的硫，如元素硫，金属硫化物等。而位于南斜坡西段的金家稠油田，以喜氧细菌降解作用为主，且原油含硫量极低，降解程度最高的金10井(检测出去甲基藿烷系列)，含硫量只有0.56%，在原油中检测出数目较多的喜氧细菌。

图5-48 东营凹陷金家油田原油生物降解顺序与程度

(据任发琛，1991)

由地下水蚀变中生物降解作用引发的上述地球化学特征，在其他油区也普遍存在，从表5-24中看出，族组成以高非烃、高沥青质、低饱和烃与芳烃为特征，即杂环化合物含量较高，总烃含量低。三维荧光的主峰位置出现在激发和发射波长对为232～256nm和347～367nm，主波长明显增高(长)，荧光强度较高(表5-25)。同步荧光主峰位置红移现象突出，长波长的峰强度增高速率较快。这些特征表明，芳烃中的较轻组分均被生物降解和氧化。

图5-49 东营凹陷硫酸盐还原菌对原油的降解作用

(据宋一涛，1989)

表5-24 下辽河西部凹陷稠油族组分特征 单位：%

表5-25 稠油与普通原油荧光主峰强度

辽河坳陷西部凹陷斜坡曙一区杜84断块原油，在饱和烃色谱图上显示严重的生物降解稠油，正异构烷烃基本消失，尤其是杜53和杜67井的样品(图5-50)。色质总离子流图出现双峰(图5-51)，经色谱、质谱鉴定，第一个峰的化合物主要是二环倍半萜烷(C₁₅-C₂₂)和长链三环萜烷(C₁₉-C₂₉)(图5-52A)；第二个峰的主要组成是去甲基藿烷系列，即25降藿系列(C₂₇-C₃₅)和四环的重甾烷系列(C₂₇-C₂₉)(图5-52B)；还有丰富的8.14 断藿烷系列(C₂₇-C₃₁)(图5-52C)。

图5-50 下辽河西部凹陷稠油饱和烃色谱图

二环倍半萜烷是微生物源，即细菌作用的产物，长链三环萜烷是菌藻来源；8.14-断藿烷是来源于早期成岩过程中的生物降解和热演化过程中的产物。从生物标志物的特征分析，8.14-断藿烷系列主要与细菌作用有关。

去甲基藿烷系列是饱和烃中最主要的化合物，它们的存在是原油严重降解的证据。本区饱和烃中，规则的藿烷系列基本消失，但存在较高的去甲基γ-蜡烷。

本区稠油的饱和烃组成中，主要化合物为去甲基藿烷系列，8.14-断藿烷系列、重排甾烷系列、长链三环萜烷系列和二环半萜烷系列等高碳数烃类，反映了微生物对原油有重要的影响。同时原油中γ-蜡烷含量比较高，但以去甲基γ-蜡烷丰富，姥鲛烷/植烷比(Pr/Ph)比值低，这些特点说明，可能来源于同层位的烃源岩，但它是分期运移到储层后，经降解稠化而成藏的。

图5-51 下辽河西部凹陷稠油色质总离子流图(RIC)

2.氧化作用

在地下水峰面附近，氧化作用过程中氧的来源，一是在近地表开启和半开启的环境下，渗入成因水(包括气态水等)比较丰富，含有较高的游离和侵蚀性CO₂，阴离子组成中以

和

为主，具有一定的氧化能力；二是自由氧广泛存在。这些外来氧的介入，将原油氧化成为酸、醇、酮，使饱和烃减少，胶质—沥青质增加，甚至氧化成焦油和沥青。准噶尔盆地黑油山三叠系克拉玛依组油田中稠油和沥青的形成，与氧化作用有一定的关系。氧化作用在原油饱和烃色谱图和色质总离子流图(RIC)上有别于其他蚀变或未蚀变的重质油。其特点是正构烷烃分布完整、基线平直、主峰碳为C₂₁或C₂₃，异构烷烃含量特别低，CPI接近于1，具有典型的成熟油特征，如辽河油田曙1-0-017井稠油等，其形成是饱和烃被氧化、丰度整体减少所致。

图5-52 下辽河西部凹陷稠油色谱、质谱鉴定图谱

3.水洗作用

可溶性烃类被未达到饱和状态的地下水选择性的溶解，发生萃取式的蚀变，称为水洗作用。水洗作用主要是地下水溶解了某些易溶的成分，如苯、甲苯、二甲苯等；使原油化学成分发生改变。由于渗入成因水所携带的溶解氧及细菌对原油进行蚀变，往往与生物降解作用相伴进行，加速了原油密度和黏度的增高。

水洗作用及其强度与烃类在水中的溶解度密切相关，对于已知碳数的烃类化合物而言，芳香烃在水中的溶解度高，环烷烃次之，而正构烷烃最低。从图5-53看出，低碳数烃类的水溶性能高于高碳数烃类，同碳数的芳香烃高于正构烷类。Kuo(1994)在实验室里对储集岩中的烃类组成进行了水洗作用研究，Lafa rgue(1988～1996)进行了水洗作用对原油轻烃组成的研究。一般而言，水洗作用对原油C₁₅以上饱和烃产生局部影响，不会明显影响正构烷烃的分布以及姥鲛烷、植烷、甾烷及萜烷类。但水洗作用对原油中C₁₅以下芳烃化合物影响较大，使之部分损失，而硫化芳烃，尤其是二苯并噻吩常被损耗殆尽。因此，原油中二苯并噻吩含量的相对降低、C₁₅以上芳烃含量相对增加和C₁₅-C₂₀饱和烃的相对稳定，可作为水洗作用的证据。

图5-53 正构烷烃和芳烃在水中的溶解度

(据Aulke，1980)

张敏等(2000)对塔里木盆地塔中北斜坡的塔中10井油层和水层的地球化学参数进行了对比(表5-26)。认为水洗作用导致储集岩含油率低、总烃含量低，而非烃和沥青质的含量增高；水洗作用消耗了二环倍萜烷，明显地降低了三环萜烷和五环三萜烷的含量(图5-54)，藿烷类化合物也有所降低；水洗作用还对甾烷类化合物分布有一定的影响，降低了孕甾烷和升孕甾烷及重排甾烷的含量；水洗作用对芳烃组成尤其是含硫化合物影响较大，导致二苯并噻吩系列化合物和苯并萘噻吩含量显著下降，二环和三环芳烃化合物含量降低，而四环以上化合物尤其是苯并萤蒽和苯并芘化合物含量明显增加；而γ-蜡烷的含量则相对增高，属于抗水洗作用较强的化合物。

表5-26 塔中10井石炭系储集岩地球化学参数

(据张敏，2000)

在水文地质研究中，地下水峰面位置(不同时代的)可以作为预测油气潜力、确定不同性质原油分布范围的准绳和界线，即在峰面内，是寻找油气藏，尤其是轻质油的有利区；而峰面附近的构造斜坡、低凸起等是勘探稠油的有利区带。从而为油气勘探决策提供了一方面依据。

图5-54 塔中10井储集岩烃类m/z191质量色谱图

地层水水型与天然气藏的关系~

水型是反映影响油气运聚与保存条件的重要水化学因素。按苏林分类，CaCl2型和NaHCO3型水在油气田中广泛分布，而Na2SO4型和MgCl2型水较少见。一般来说，含油气构造的水文地质条件决定了地层水的水型。裸露和严重破坏的地质构造中，水多属Na2SO4型；与地表隔绝良好的封闭构造中，水多属CaCl2型；而过渡性的构造条件则多出现NaHCO3型或MgCl2型水（Collins,1975；刘济民，1982；刘方槐等，1994；高锡兴，1994）。通常，CaCl2型和NaHCO3型水是含油气的标志，而Na2SO4型和MgCl2型水不是含油气的标志。
CaCl2型水分布区是区域水动力相对阻滞区，是水文地质剖面上的交替停滞带，由于地下水处于还原环境，发生浓缩和强烈的脱硫作用，因而 含量很少或不存在，Ca2+和Cl-相对富集，形成CaCl2型水。这种水化学环境反映了储气圈闭的良好性质，对气藏形成和保存是一种有利条件。鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳储层的气藏与其水型分布具有密切的关系，经统计，约90%以上的天然气藏都分布于CaCl2型水分布区。但是，需指出的是，水型仅反映水文地质封闭条件，并不意味着凡是CaCl2型水分布都能发现油气藏。
据博雅尔斯基等人研究认为，CaCl2水型在水化学组分上的变化可进一步划分为五类：①rNa+/rCl->0.85的CaCl2Ⅰ型水，具水动力自由交替的特点，认为该地带保存油气藏的前景不大；②rNa+/rCl-=0.85～0.75的CaCl2Ⅱ型水，水动力条件处于过渡带的特点，一般认为是烃类保存较差的地带；③rNa+/rCl-=0.75～0.65的CaCl2Ⅲ型水，具有利于保存油气藏的特点，被认为是保存烃类较好的有利环境；④rNa+/rCl-=0.65～0.50的CaCl2Ⅳ型水，具有烃类聚集与外界完全隔绝，认为是保存烃类的良好地带；⑤rNa+/rCl-＜0.50的CaCl2V型水，具有古代残余海水存在，该地带是烃类聚集最有希望的区域之一。
从前面叙述可知，鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马家沟组地层水rNa+/rCl-主要分布在0.20～0.80之间（平均值0.37），大多小于0.5，属CaCl2Ⅳ、V型水，这对石油天然气的聚集与保存是有利的。特别是rNa+/rCl-呈低值（＜0.5）的CaCl2型水分布区，将是油气藏找寻的良好地带。

地下水对油气藏的影响与水文地球化学作用紧密相关。在漫长的地质历史时期中，导致储层发生变化的基本作用包括溶解作用、沉淀作用、重结晶作用、交代置换作用及压溶作用等。这些作用是在各自特殊的水文地质条件下进行的，最终结果导致现今地层水的特征和储层剖面中的水化学残余形迹的形成。通过研究现代水文地球化学特征和形迹，有助于判明油气藏所处的地球化学环境并指明有利的油气聚集区带。
2001年在合肥盆地的舒城断坳进行了水文地球化学勘探的尝试，依据水文地质条件探讨了舒城断坳的油气生、运、聚、散、保的基本规律。
（一）含水系统的划分
根据合肥盆地的构造发育历史（赵宗举，2001），并结合舒城断坳不同时代地层的沉积特征和水文地质作用，将舒城地区中—新生界划分出5个含水系统，即侏罗系碎届岩含水系统，下白垩统碎屑岩含水系统，上白垩统碎屑岩含水系统，下第三系碎屑岩含水系统，第四系松散岩类含水系统。
舒城断坳仅有一口探井，利用有限的岩心和岩屑进行了分析测试，重点研究了下第三系碎屑岩含水系统和第四系松散岩类含水系统。
（二）水文地质旋回及其划分
水文地质旋回是从构造下沉和海侵开始，到后期的隆起和海退，在新的下一次沉积和海侵来临之前为一个水文地质旋回。一个旋回分为沉积作用水文地质和渗入作用水文地质等两个阶段（A.A.卡尔采夫）（图3-35）。

图3-35　A.A.卡尔采夫水文地质旋回划分示意图

根据对舒城断坳古水文地质条件的研究，自侏罗纪开始经历了三个水文地质旋回（图3-36）。

图3-36　合肥盆地舒城断坳水文地质旋回划分图

（三）水化学场特征
水文地质研究表明，舒城断坳是一个独立的自流水盆地，下第三系定远组（Ed）是一套区域性含水岩系，其含水岩系地下水为自流层，自流水的最大水头高度为3.39m（图3-37）。

图3-37　肥盆地舒城断坳地貌素描图

舒城断坳地下水中含有铼（Re）、锑（Sb）等来自地球深部的元素（图3-38）。深层地下水的盐分与浅部地下水一样，普遍含有Mg（HCO3）2和Ca（HCO3）2，但在舒城断坳南部出现NaCl和Na2SO4的高值带（图3-39a、b）。

图3-38　合肥盆地舒城断坳下第三系地下水深源元素含量分区图


图3-39　盆地舒城断坳NaCl（上图）和Na2SO4（下图）变质盐分等值线图

经计算，舒城断坳深层地下水中存在Ca2+、Mg2+络合物，其中一价的CaHCO3、零价的CaSO4占钙总量的7.26%和2.50%；一价的MgHCO3、零价的MgSO4分别占镁总量的6.16%和2.28%。
（四）水文地球化学模型
水岩平衡实验证明，舒城断坳地下水的矿物组分还没有达到饱和程度，水与岩石的作用仍然处于盐分相互更替阶段的溶解和平衡状态。根据水样分析资料，利用Piter模型求得舒城断坳地下水离子活度系数与离子力的关系（图3-40），发现只有二价离子的硫酸钙、镁盐有趋向于饱和的可能性。利用非线性方程组的数学求解，尚未发现达到饱和状态的矿物。

图3-40　合肥盆地舒城断坳地下水离子活度系数与离子力的关系曲线图

（五）古水文地球化学场特征
我国含油气盆地油田水中微量元素形迹组合有：①Li、Rb、Cs组合；②Be、Sr、Ba组合；③Fe、Mn组合；④Cu、Pb、Zn组合；⑤F、Cl、Br、I组合。
舒城断坳以Fe、Mn组合为主，F、Cl、Br、I组合不完整，F、Cl、Br、I组合残缺不全，表明其古水文地球化学环境以大陆淡水为主，开放程度较强，地下水循环和交替作用比较活跃。
岩石矿物种类较少，组合简单，以弱还原-弱氧化型硫化物、碳酸盐矿物组合为主，如方解石、方氟石、含铁白云石、黄铁矿及黄铜矿等。
地下水、岩石及岩溶中微量元素趋向于平衡（表3-20），开始向浓缩变质阶段方向发展。

表3-20　合肥盆地舒城断坳地下水、岩石及岩溶水中微量元素均值统计表

（六）古水动力场特征
根据托斯重力穿层流动理论，编绘了舒城断坳地下水径流示意图（图3-41）。从图中可以看出，在周边获得补给的同时，在中部相对较高地区形成穿层补给的现象。同时，舒城地区不同水文地质时期的水介质的性质也存在差异（表3-21）。如定远组4（Ed4）段同其下地层成岩流体化学成分的差异表现为前者处于Na2CO3阶段，后者处于NaCl阶段，它们是不同水文地质时期作用的结果。

图3-41　合肥盆地舒城断坳地下水径流示意图


表3-21　不同水文地质时期水介质性质

（七）水文地质期与油气运移的关系
根据对舒城断坳不同地质时期水文地质条件的研究，认为Ed1～Ed3属于沉积期，压实作用所挤出的水由中心的高压带向边缘的低压带流动（图3-42），而渗入作用水文地质期的流体运动方向恰好相反，表明油气在沉积水和渗入水的“峰面”上富集。
流体运移与占水文地质期之间的关系研究表明，舒城断坳具备了油气藏形成、保存所需的沉积作用水文地质期和渗入作用水文地质期及其两者之间的有利结合，前者表明油气形成的地球化学环境十分优越，后者表明油气运移的动力或能量较强。因此，舒城断坳，尤其在断坳东部是寻找油气藏的有利地区。

图3-42　合肥盆地舒城断坳Ed1-Ed3沉积期压实水流示意图

海相烃源岩的基本特征与演化
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答：区别如下：1，白云石常呈菱形自形状，自形程度高于方解石 2，方解石双晶平行于菱形长对角线，白云石双晶平行于菱形短对角线 3，方解石是二轴晶体，白云石是一轴晶体。