引言

东濮凹陷西南部位于东濮凹陷南端，西至内黄隆起，东以黄河断层为界，北起赵庄-南湖构造一线，南至封丘断层。目前勘探程度较低，已经发现了赵庄、南湖、方里集、南何家等含油气构造。

区内不同局部构造已发现的油气藏具有不同的油气产出特点：位于长垣断层下降盘同一构造带北部的赵庄构造为油藏(产层为E$s_2$)；中部的方里集构造油气同出、产气为主；位于该构造低部位的濮深8井，在E$s_3^3$亚段试油，日产油10.36 t，日产气2 425 m$^3$，累产油355 t；位于构造腰部的方1井，在E$s_3^3$亚段试油，日产油1.18 t，日产气3 540 m$^3$，累产油39.4 t；位于构造高点的方2井(产层归属有石炭系─二叠系、中生界、沙三段等3种观点)，最高日产油99.1 t，日产气1.6$\times 10^4$ m$^3$，目前已关井，累产油1 305.8 t，累产气346.8$\times 10^4$ m$^3$；位于方2井北侧839 m的方3井(产层为E$s_2^1$亚段)初期日产气1.5$\times 10^4$ m$^3$，不产油，截至目前间歇开井，累产气384.0$\times 10^4$ m$^3$。

位于洼陷带中部的南湖和南何家构造在E$s_2^1$亚段油气同出，产出流体差异大：位于南湖构造的孟4井压裂E$s_2^1$，初期日产气2.9$\times 10^4$ m$^3$，累产气297.0$\times 10^4$ m$^3$；邻近的孟6井投产E$s_2^1$，初期日产油10.7 t，累产油1 097 t，累产水577 m$^3$、不产气；位于南何家构造的何3井在E$s_2^1$压裂试油，日产油5.5 t，日产水22.2 t，日产气2 348 m$^3$，目前封井。方里集构造的方2、方3、濮深8和南湖构造的孟4井产出天然气甲烷含量分别为85.94%、90.57%、91.49%、92.42%，属于干气。

这就引出了几个值得思考的问题：工区油、气来自哪套烃源岩？沙三段烃源岩能否生气？石炭系─二叠系能否生油？两套烃源岩生烃和供烃存在什么差异？目前对以上问题的认识存在争议，影响了该地区勘探方向选择和潜力评价。为此，需要对烃源岩潜力及油气源进行研究和探讨，为该区下步勘探选区提供依据。

1 地质概况

东濮凹陷位于渤海湾盆地南缘，是以结晶地块及其上覆的奥陶系灰岩、上古生界、中生界为基底的新生代断陷盆地。研究区位于东濮凹陷西南部，上古生界只发育石炭系和二叠系，主要为一套海陆交互的含煤碎屑岩及陆相碎屑岩沉积，可见少量灰岩，残余厚度约1 000 m。自下而上，石炭系发育本溪组和太原组，二叠系发育山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。

受印支期─燕山期隆升剥蚀作用影响，东濮凹陷西南部中生界遭受剥蚀，残余厚度约600 m；古近纪喜马拉雅运动阶段，该区同东濮凹陷其他地区一样，沉积了古近系沙河街组(沙四段、沙三段、沙二段、沙一段)和东营组，但该区东营组与东濮凹陷其他地区相比，厚度明显加大，而沙四段、沙三段地层厚度变小。古近纪末期，东营运动使得东营组遭受剥蚀，在其后的拗馅阶段，沉积了新近系的馆陶组、明化镇组和第四系平原组。

从现今构造样式看，东濮凹陷西南部具有“双断式”结构，主要发育孟岗集洼陷带及高平集斜坡带2个构造单元(图 1)，勘探面积约1 000 km$^2$，截至2016年，已完钻探井37口。根据三次资源评价的结果，该区石油资源量8 000$\times 10^4$ t，天然气资源量343.62$\times 10^8$ m$^3$，具有较大的勘探潜力。

前人认为，东濮凹陷西南部地区发育沙一段、沙三段和石炭系─二叠系共3套烃源岩。其中，沙一段为未成熟─低成熟烃源岩，沙三段为成熟─高成熟烃源岩，石炭系─二叠系为高成熟烃源岩，沙三段、石炭系─二叠系为主力生烃层系^[1-4]。本次仅讨论沙三段及石炭系─二叠系烃源岩的生烃、供烃等情况。

2 样品分析 2.1 取样情况

本次对研究区内5口井取样，共取得样品31个，包括烃源岩样品25个、原油样品3个、天然气样品3个。其中：赵庄构造的赵4-3井取原油样1个；方里集构造的濮深8井E$s_3^2$、E$s_3^3$亚段取烃源岩样品6个；方2井E$s_3^1$、E$s_3^2$取烃源岩样品19个，该井还取了原油样品1个、天然气样1个；方3井取天然气样品1个；南何家构造的何3井取原油样品1个、天然气样品1个(表 1)。

老井取样难，且因时间久远，目前取的老井样品难以满足地化分析要求，因此，本次采用老井投产或完井时的分析资料，例如濮深8、濮深6、孟4、孟3、桑1井。其中，本次所取的濮深8井6个烃源岩样品仅做有机碳测定分析。

2.2 测试分析

本次研究的天然气碳同位素和稀有气体同位素测试工作，由中石化无锡石油地质研究所完成，其他的分析化验项目均由中原油田分公司勘探开发研究院完成。

天然气碳同位素用MAT-253稳定同位素质谱仪测试，氩、氦同位素用稀有气体同位素质谱仪分析；饱和烃质谱-色谱分析用气相色谱-质谱仪(Agilent 5977A)，检测温度23 ℃，湿度50%；岩石热解用OGE-Ⅱ岩石热解仪，检测温度23 ℃，湿度63%；岩石中可溶有机物及原油族组分采用层析柱分析，检测温度23 ℃，湿度50%；干酪根镜鉴定用实体显微镜；有机碳采用LECO CS230碳硫测定仪测定，检测温度23 ℃，湿度60%；氯仿沥青“A”的测定采用脂肪抽提器，仪器编号00048834，检测温度25 ℃，湿度50%；饱和烃气相色谱用HP6890N仪器检测，检测温度23 ℃，湿度40%。

3 测试结果 3.1 有机质类型 3.1.1 沙三段

烃源岩厚度在350~900 m，为高成熟烃源岩。从“范氏图”上看，一部分样品为Ⅱ$_2$型~Ⅲ型干酪根，但部分样品集中在镜质组反射率大于1%的范围内，干酪根类型难以区分(图 2)。从岩石热解图上看，样品干酪根为Ⅱ$_2$型~Ⅲ型，但当温度大于480 ℃、烃源岩高成熟时，部分样品干酪根类型仍无法判断(图 3)。对于以上干酪根类型难以区分的样品，利用干酪根显微组分法得到了较好区分。

濮深8、孟3、孟4、濮深6井的干酪根显微组分实测样品52个，其中，Ⅰ型~Ⅱ$_1$型干酪根样品数18个，Ⅱ$_2$型~Ⅲ型干酪根样品数34个，Ⅱ$_2$型~Ⅲ型占65.4%(表 2)。

据方2井干酪根显微组分分析结果，该井以Ⅱ$_1$型干酪根为主(表 2)。将方2井样品与上述4口井样品合计得出，Ⅰ型~Ⅱ$_1$型干酪根总共为40.4%，Ⅱ$_2$型~Ⅲ型干酪根占59.6%；表明沙三段烃源岩有机质以Ⅱ$_2$型~Ⅲ型为主。

综合运用元素分析法、岩石热解分析法和显微组分法得出，沙三段烃源岩有机质以Ⅱ$_2$型~Ⅲ型为主，以Ⅰ型~Ⅱ$_1$型为辅。

3.1.2 石炭系─二叠系

烃源岩厚度在100~350 m，其中煤层厚度在10~25 m。从干酪根显微组分数据看，C─P的太原组和山西组煤系地层干酪根类型为Ⅱ$_2$型和Ⅲ型，其中，2个样品为Ⅱ$_2$型干酪根，其余7个样品为Ⅲ型干酪根(表 2)。

3.2 有机质丰度

沙三段有机碳分布范围广，在0.10%~1.89%，其中，E$s_3^3$有机碳平均含量最高，为0.55%；其次为E$s_3^4$，为0.42%；再次为E$s_3^2$，为0.38%(表 3)。氯仿沥青“A”在0.004 00%~ 0.274 20%，其中，E$s_3^3$氯仿沥青“A”平均含量最高，为0.064 00%；其次为E$s_3^2$，为0.055 00%；再次为E$s_3^4$，为0.024 28%(表 3)。

$S_1$+$S_2$在0.08~4.92 mg/g，其中，E$s_3^3$最高，为0.83 mg/g；其次为E$s_3^4$，为0.77 mg/g；再次为E$s_3^1$，为0.74 mg/g(表 3)。总体来看，沙三段为差─中等烃源岩。

石炭系─二叠系烃源岩样品集中在山西组(P$_1s$)和太原组(C$_3t$)，样品又分为煤和碳质泥岩等2种。其中，煤的有机碳在54.09%~89.97%，平均在58.93%以上；$S_1$+$S_2$在1.06~32.52 mg/g，生烃潜力大(表 3)。碳质泥岩的有机碳在6.96%~33.02%，平均值13.17%；$S_1$+$S_2$在1.02~2.83 mg/g(表 3)，生烃潜力较大。总体来看，石炭系─二叠系的煤系地层为好烃源岩。

3.3 有机质热演化

Tissot等提出，当$R_{\rm{o}}$=1.2%~2.0%时，有机质热解大量生气[b3b]。而赵文智等对加拿大威利斯顿盆地奥陶系海相灰泥岩进行的封闭与开放条件下的生烃实验表明，$R_{\rm{o}}$在1.0%~1.8%时，干酪根热解大量生气，其中，$R_{\rm{o}}$=1.0%~1.6%为生气高峰期，$R_{\rm{o}}$=1.6%~1.8%时进入生气尾声^[6-7]。

濮深8井沙三段烃源岩(3 865.00~4 842.50 m)实测镜质组反射率样品18个，$R_{\rm{o}}$在0.78%~1.43%，其中，14个样品的$R_{\rm{o}}$>1.00%，仅4个样品的$R_{\rm{o}}$ < 1.00%(表 2)，沙三段烃源岩主要处于生气阶段。另外，濮深8井沙三段烃源岩的实测$T_{\max}$在439.0~ 499.4 ℃，OEP在0.99~1.03，也表明多数烃源岩处于高成熟阶段，进入第2次生烃(生气)高峰期。

4 油、气源对比 4.1 油源对比 4.1.1 族组分对比

据族组分资料(表 4)，该地区北部赵庄构造的桑1井E$s_2$原油与E$s_3^{1-2}$源岩族组分非常接近，但与E$s_3^{3-4}$源岩族组分差异较大，说明E$s_2$原油来自E$s_3^{1-2}$烃源岩，具有古生新储特征。中部方里集构造的方2井、濮深8井原油族组分与E$s_3^{3-4}$烃源岩接近，二者具有亲缘关系，也表明西南部油藏具有新生古储、自生自储特征。

4.1.2 饱和烃色谱对比

根据饱和烃色谱资料，方2井原油主峰碳为C$_{17}$，Pr/Ph为0.846，$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$为1.246(图 4)；濮深8井原油主峰碳为C$_{15}$，Pr/Ph为1.09，$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$为1.49；南湖构造的孟6井E$s_2$原油主峰碳为C$_{17}$，Pr/Ph为1.015，$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$为1.106。E$s_3^3$烃源岩主峰碳为C$_{17}$，Pr/Ph为0.972，$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$为1.63，认为方2井原油和濮深8井原油来自E$s_3^3$烃源岩，而孟6井E$s_2$原油主峰碳、Pr/Ph与E$s_3^3$烃源岩接近，但$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$差异大，认为孟6井原油来自沙三段更深层的高成熟烃源岩。

桑1井E$s_2$原油主峰碳为C$_{19}$，Pr/Ph为0.850，$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$为0.72；E$s_3^2$烃源岩的主峰碳为C$_{19}$，Pr/Ph为0.875，$\sum n\textrm{C}_{22}^{-}/\sum n\textrm{C}_{22}^{+}$为0.68(图 4)，表明赵庄构造E$s_2$原油来自E$s_3^2$烃源岩。

4.1.3 生物标志化合物对比

根据m/e191质谱图，方里集构造方2井石炭系─二叠系原油与E$s_3^3$烃源岩都具有较高的三环帖烷、较高的C$_{30}$藿烷、较低的$\gamma$-蜡烷，二者具有亲缘关系。南何家构造的何3井E$s_2$原油具有高三环帖烷、较低的C$_{30}$藿烷、高$\gamma$-蜡烷特征，高$\gamma$-蜡烷的原因是岩盐或者膏岩发育。东濮凹陷沙三段发育膏岩和岩盐，石炭系─二叠系不发育膏岩和岩盐，表明何3井原油来自沙三段烃源岩。赵庄构造赵4-3井E$s_2$原油与E$s_3^2$烃源岩具有较低的三环帖烷、较高的C$_{30}$藿烷、较低的$\gamma$-蜡烷，二者具有亲缘关系(图 4)。

根据m/e217质谱图，方2井石炭系─二叠系原油与E$s_3^3$烃源岩具有较高的孕甾烷、较高的规则甾烷，规则甾烷中C$_{27}$>C$_{29}$>C$_{28}$，呈不对称的“V”字型。何3井E$s_2$原油具有高孕甾烷、较低的规则甾烷，规则甾烷中C$_{27}$>C$_{29}$>C$_{28}$，呈“L”字型。赵4-3井E$s_2$原油与E$s_3^2$烃源岩具有较低的孕甾烷，规则甾烷中C$_{27}$>C$_{29}$ >C$_{28}$，呈“L”字型。表明该区原油母质来源于高等植物与低等水生生物共同输入的混源有机质。

综合干酪根类型、族组分、饱和烃色谱及生物标志化合物分析结果，东濮凹陷西南部原油来自沙三段烃源岩，原油及烃源岩母质类型为腐殖型有机质与腐泥型有机质共同输入的混源有机质，且以腐殖型有机质为主。

4.2 气源对比 4.2.1 天然气组分对比

工区天然气产层有E$s_2$、E$s_3$、C─P，分布在3 522.50~4 187.40 m井段，产层较深，甲烷含量在85.94%以上，重烃含量低，与东濮凹陷胡状集构造的胡古2井和文留构造的文23-40井相似(表 5)。

方2井、方3井、孟4井、濮深8井、何3井的C$_1$/C$_2$分别为25.3、40.9、28.8、41.0，C$_1$/(C$_2$+C$_3$)分别为17.7、35.8、22.4、130.7、264.8，说明产出天然气为干气，来自深层沙三段或石炭系─二叠系高成熟烃源岩，可能具有混源特征。

4.2.2 碳同位素及氦同位素对比

据Jamea烷烃气体同位素分配理论，单一气源在成熟范围内，烷烃气的碳同位素系列具有正碳同位素序列，即${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_1$ < ${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_2$ < ${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_3$ < ${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_4$，同时，单一气源的天然气应具有${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_2-{\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_1$=1.33(${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_3-{\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_2$)+7.76的特征。若由两种不同成熟度天然气混合，公式两侧数值差异较大。根据测试分析结果计算，方2井公式两侧数据差异为1.36，孟4井公式两侧数据差异为2.04，说明天然气为混合气。东濮凹陷其他地区的胡古2及文23-40井为煤成气，天然气甲烷同位素在$-28.0$‰左右；桥口构造的桥20井为油型气，甲烷同位素为$-40.0$‰。方2井、方3井、孟4井、濮深8井甲烷同位素在$-30.0$‰~$-36.5$‰，同时，方2井的${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_2$、${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_3$出现倒转(表 5)，进一步表明本区天然气具有混源特征。

戴金星等指出，碳同位素出现倒转原因有三：一是有机烷烃气和无机烷烃气的相混合，二是煤成气和油型气的混合，三是同型不同源气或同源不同期气的混合，或烷烃气中某些组分被细菌氧化等原因致使的^[8]。从饱和烃色谱看，方2井无生物降解特征。据戴金星、徐永昌等研究：天然气中$^3$He/$^4$He$\geqslant$1.1$\times 10^{-5}$，表示氦来自于地幔；当$^3$He/$^4$He$\thickapprox$2.0$\times 10^{-8}$，表示氦是地壳的铀钍放射性氦^[9-11]。据氦同位素分析结果(表 5)，方2井无幔源气及壳源气特征。综上分析，方2井产出气为同型不同源气或同源不同期气的混合。

东濮凹陷西南部烃源岩在距今33 Ma(埋深约3 000 m)时已经进入生油窗，开始了第一次生烃高峰期，沙三段烃源岩开始生油，而石炭系─二叠系烃源岩$R_{\rm{o}} < 2.0$%，未进入生烃窗^[16]。东营末期(喜马拉雅早期)的东营运动使得该区域抬升，生烃停滞。到喜马拉雅晚期，东濮凹陷转为热沉降，导致沙三段及石炭系─二叠系烃源岩进一步埋深，热演化程度再次加大，烃源岩进入高成熟生气阶段。因此该区的天然气为来自同型不同源气的混合。

煤型气是指腐殖型有机质(Ⅱ$_2$型~Ⅲ型干酪根和煤等)进入成熟阶段生成的天然气，腐殖型有机质既包括分布于煤层和煤系地层中的分散有机质，也包括陆源有机质碎屑(高等植物碎屑)^[17-20]。天然气的碳同位素组成轻重，主要受气源岩母质类型和成熟度的控制，Ⅲ型、Ⅱ$_2$型干酪根和煤的母质都主要是来自陆源高等植物的腐殖型有机质，生成的天然气都是具有重碳同位素特征的煤型气，煤成气是煤型气的一种类型^[17-23]。在东濮凹陷西南部，沙三段烃源岩有机质母质类型主要为Ⅱ$_2$型~Ⅲ型干酪根，进入高成熟演化阶段，开始生成大量煤型气。

蒋晓蓉等取东濮凹陷文325井E$s_3^3$暗色泥岩样品分析，该样品母质类型为Ⅲ型干酪根，热模拟测出该样品的$\delta ^{13}\textrm{C}_1$为$-30.6$‰^[16]，甲烷碳同位素重，而且该结果与该区天然气${\rm{ \mathsf{ δ} }} ^{13}\textrm{C}_1$同位素相当(表 5)，说明天然气来自沙三段烃源岩。从表 5可以看出，本区沙三段氦同位素与胡古2井的二叠系存在差异。该区产出二氧化碳的同位素在$-9.0$‰~$-8.7$‰，沙三段源岩二氧化碳同位素为$-2.4$‰，石炭系─二叠系烃源岩的二氧化碳同位素在$-16.5$‰~$-15.1$‰，该区产出二氧化碳同位素介于两套烃源岩二氧化碳同位素之间，表明东濮凹陷西南部地区天然气可能还有另外一个气源。

以上资料表明，沙三段烃源岩是本区重要的气源岩之一，主要生成具有重碳同位素的煤型气，这对前人提出东濮凹陷沙三段生油和油型气^[22-26]是个补充。

4.2.3 氩同位素分析

朱家蔚等认为，文留构造盐下沙四段天然气是来源于C─P系烃源岩，$^{40}$Ar/$^{36}$Ar为1 175~1 286^[25]，而该区方2及方3井天然气样品的$^{40}$Ar/$^{36}$Ar分别为2 264和1 860，这一结果与朱家蔚的研究结果矛盾，其原因可能是朱家蔚等根据产层的天然气氩同位素结果推算源岩为石炭系─二叠系的烃源岩，并没有直接采到石炭系─二叠系烃源岩样品进行氩同位素测试分析。胡古2井离本区最近，该井取到产自二叠系天然气样品，并且属于自生自储气藏。胡古2井的天然气$^{40}$Ar/$^{36}$Ar在747~3 270(表 5)，而方2井、方3井刚好在这个区间，因此，方2、方3井也同时具有石炭─二叠系烃源岩生成的煤成气特征。

综上所述，东濮凹陷西南部气源有两个：一个是石炭系─二叠系烃源岩，另一个是沙三段烃源岩。

5 结论

(1) 东濮凹陷西南部沙三段烃源岩已经达到高成熟阶段，以Ⅱ$_2$型~Ⅲ型干酪根为主，Ⅰ型~Ⅱ$_1$型干酪根为辅。

(2) 沙三段烃源岩厚度大、有机质丰度较高，既是油源，也是主要的气源之一，生成的煤型气与石炭系─二叠系烃源岩生成的煤成气均具有重碳同位素特征。

(3) 东濮凹陷西南部天然气来自沙三段和石炭系─二叠系烃源岩，具有同型不同源的混源特征，两种气源共同供烃的圈闭为最有利勘探方向。