活跃断层带新圈闭中的油气聚集

1、中国渤海湾盆地PL19-3油田晚第三纪油气充注：活跃断层带新圈闭中油气聚集摘 要PL19-3油田是中国最大的近海油田，发现于中国东部最活跃断层带中的浅层储层（700-1700米）。PL19-3背斜被密集分布的断层切割形成于2百万年前。从PL19-3油田采集的源岩和原油样品被分析用于解释这个油田的起因和形成机理。渤中盆地中的三个富含有机质、油侵的源岩层段，每个层段都有不同的生物群体。不同井段采集的原油样品有不同的生物组合，基于生物组分和数据的多元分析，PL19-3油田有三种与源岩相关的含油级别。PL19-3油田具有较大的组合非均质性。这个油田的非均质性和从PL19-3油田及相邻构造中采集的油样的

2、相似性表明有三个油气冲注方向，这与运移路径模型所得的结果一致。PL19-3油田在南部是渤中坳陷的东部和渤东坳陷烃源岩于东营组生成的油气，东南部是庙西坳陷于沙河街组生成的油气，西北部是渤中坳陷于沙河街组生成的油气。从多套源岩层段和多套生油灶及渤中坳陷大部分面积的油气向相同的圈闭冲注导致PL19-3构造快速的油气聚集，最终形成了这个处于活跃断层带年轻圈闭的大油田。前 言渤海湾盆地是中国含油性最好的盆地之一，聚集了中国总油气产量的三分之一。PL19-3油田有产量超过6亿吨的多个油藏，是中国目前发现的最大的浅海油田。这个油田发现于1999年，即渤海湾盆地加强石油勘探开始的30年后。早先PL19-3构造

3、被认为没有勘探前景，有三个主要特征：（1）PL19-3背斜早期形成不早于5.1百万年且直到2百万年前最终成型，因此PL19-3构造被认为太年轻没有足够的圈闭油气的能力而形成商业价值的浅海油田；（2）PL19-3构造在中国东部最大最活跃的断层带-郯庐断裂带中，且被密集分布的断层切割（图1），运移至这个构造的大部分油气都从那些断层中渗漏了；（3）PL19-3构造中的储层埋深不超过1700米，因此这个构造中的大部分油气只达到生物降解阶段。因为这些特征表明不可能形成商业性油气藏，PL19-3油田的发现被认为是中国新生代盆地加强石油勘探中的一个重要突破。自从1999年这个油田的发现，一些投资者不断研究这

4、个油田的地质特征和石油的地化特性。这些投资者认为这个油田的烃源岩是渐新世东营组的。因为东营组主要是低有机质丰度（有机碳含量不足1.0%）的贫氢的未成熟的，最多是将成熟的干酪根控制的，在渤海湾盆地的其他次级盆地东营组不是重要的烃源岩。PL19-3构造被四个生油凹陷包围：渤中、渤东、庙西和黄海口凹陷（图1）。基于生油凹陷水平上，对PL19-3油田成因的非系统的研究已经实施。然而，对于这个在活跃断层带中年轻构造上的大油田的形成和保存的机理几乎还是不清楚的。这篇文章的目的是通过结合地质和地化数据研究原油的成因，证明组合非均质性和油气冲注的方向并查明PL19-3油田油气聚集的机理。图1-A 渤海湾盆地位

5、置图图1-B PL 19-3油田位置图地质环境渤海湾盆地位于中国的东海岸（图1A），面积约180000km2（图1）。渤海湾盆地形成于中国南部克拉通上，历史复杂。该盆地在中生代作为弧后盆地形成，新生代演化成内克拉通裂谷盆地。在同生断陷期，形成一系列沿着北西南东走向的断层带的地堑和半地堑。晚渐新世，这些地堑和半地堑逐渐变成一大的盆地，后裂谷期（距今24.6百万年）渤海湾盆地形成（图2，3）。渤海湾盆地有一些次级盆地组成，即辽河，辽东湾。渤中，济阳，黄骅，冀中和临清坳陷（图1A），每个坳陷都稍有不同的沉降史、构造样式和油气潜能。渤海湾盆地第三纪的沉积达12Km。图3显示的是渤海湾盆地广义的新生代地

6、层。同生断陷期的沉积是由孔店组，沙河街组和东营组地层组成。这些地层被地堑和半地堑分割（图2）且沉积于河流湖泊环境。后裂谷期的沉积是由馆陶组、明化镇组和平原组地层组成（图3），这些地层广布（图2），受河流沉积控制。渤中坳陷是渤海湾盆地的近海水域，与其他的坳陷明显的不同有两条：一是自从32.8百万年它就是沉积中心，与其他坳陷相比，它的渐新世同生断陷期和中新世到第四纪后裂谷期的沉积更厚（图2A）。二是晚第三纪至第四纪强的后期断裂活动作用于基底断层并产生新的断层（图2），而在其他凹陷晚第三纪至第四纪很少或没有断层产生。相反，在渤中坳陷的晚第三纪至第四纪小断距（10-50米）的断层是密集分布的（每千米1

7、-2个断层）。龚和李认为这个强的后期断裂活动是由新构造运动引起的。PL19-3构造是渤南隆起中部的断背斜（图1B,2B）。PL19-3背斜被郯庐断裂带中两条南北走向的走滑断层和北东走向的正断层切割。PL19-3油田的储集岩是馆陶组和明化镇组的砂岩。盖层是夹于馆陶组和明化镇组储集砂岩中的页岩。油藏的埋深介于700至1700米。馆陶组的储集岩是曲流河沉积的砂岩，孔隙度为20.7%至34.3%，渗透率为5.0至2525毫达西。明化镇组的储集岩是辫状河沉积的砂岩，孔隙度为22.2%至34.0%。渗透率为2.0至2400毫达西。采样和方法对从岩屑和可获得的岩心中采集的700多块样品进行岩石热解模拟。在粉

8、碎之前先清洗所有的岩石样品。63块岩石样品用索氏抽提器抽提72小时，其氯仿/甲醇为87：13，其分离的可抽取的有机质被分为饱和烃、芳香烃和非饱和烃。19块原油样品也被分离成馏分。采用用于测量熔硅体积实验的HP6890色谱仪对饱和烃馏分进行气体色谱分析。炉箱温度开始控制在35°C，时间为五分钟，然后以2°C/min的速度增至80°C，再以4°C /min的速度增至300°C，并且控制300°C 时间为30分钟，氦用于载气。图2 (A)渤海湾盆地结构框架剖面图； (B)渤中凹陷油气运移和聚集模型图采用用于HP-5MS熔硅体积实验的HP68

9、90GC/5973MSD对饱和烃馏分进行气体色谱质谱分析。气体色谱仪炉箱的温度开始控制在50°C/min，然后以20°C/min的速度增至100°C /min，以3°C/min的速度增至310°C/min，并控制310°C /min，从个体复合物的峰值去可计算出生物标志物的比率。用生物标志物的参数对采集于可能的烃源岩层段的油气样品进行油源对比。基于生物标志物和地化数据的多元分析的方法对与源岩相关的原油进行了测定。用统计分析法对社会科学进行谱系聚类分析，在谱系聚类分析中，采用欧几里德尺寸范围和最长距离法，且每个参数的值被自动标准化为01

10、。由于有的样品中缺乏某些参数可信的数据，这些空缺参数被相同井中剩余样品的参数的平均值所代替。油气冲注的方向是由该油田的非均质性和来自于PL19-3油田及相邻油田的油气的相似性所决定的。图3 渤海湾盆地的地层特征图4渤中凹陷中有机碳含量与岩石热解样品峰值图结 果可能烃源岩的生烃潜力在渤中凹陷三个可能的源岩层段（E2s3, E2s1, 和E3d3,图3）显示较大范围的有机碳丰度、S2峰值及含氢指数（图4，5），表明有较大的空间和时间非均质性。图5渤中凹陷中不同样品的岩石热解氢指数与温度关系图沙三段其有机碳含量为0.1-9.19%，岩石热解模拟S2的值为0.02-63.08mg HC/g 岩石（图4

11、），含氢指数为50-1115 mg/gTOC，表明为不同的有机质类型(图5A)。可视干酪根分析表明沙三段样品的干酪根是由黄色的、在透射光下无定形且在紫外线照射下有较强的荧光的有机质控制的。这种具荧光的无定形有机质主要来自于沉积于还原环境的藻类物。相对高的具荧光的无定形有机质含量和高的含氢指数显示沙三段的有机质是富氢的、饱含油的且有较好的生烃潜能。沙一段其有机碳含量为0.22-6.80%，其样品的岩石热解模拟S2的值为0.25-50mg/g（图4）。沙一段也显示了较宽范围的含氢指数（15-777 mg/gTOC），也为不同的有机质类型（图5B）。与沙三段样品的干酪根类似，来自沙一段的干酪根也是有

12、具荧光的无定形有机质控制的，表明为藻类有机质。高的具荧光的无定形有机质含量和相对高的含氢指数表明渤中凹陷的沙一段也有饱含油的有机质。在渤海湾的其他凹陷，因为东营组有机质是由腐植型III型干酪根控制的，这种干酪根具较低的有机质丰度且由于较薄的上覆岩层（图2A）未成熟或处于早期成熟阶段，因此它不是或不作为主要的烃源岩。在渤中凹陷东营组第三段，其有机碳含量为0.35-3.91%，样品的岩石热解模拟S2的值为0.1-26.3mg/g（图4），含氢指数50-716 mg/gTOC（图5C）。东营组第三段样品的干酪根有相对高的镜质体含量和无荧光的无定形有机质（25-69%），为I 型和III型干酪根的混合

13、。岩石热解模拟Tmax为431-445°C，表明大部分样品均达到生烃的成熟阶段，在这个温度下生烃S2为最大值，可普遍被用为成熟参数。热成熟度模拟表明由于厚的上覆岩层，渤中和渤东凹陷的东营组第三段都达到生油高峰阶段。相对高的有机碳含量，中到高的岩石热解模拟S2值和含氢指数，高的热成熟度表明渤中凹陷东营组第三段具有较大的生烃潜能。总之，基于可获得的样品分析，沙三段是最重要的源岩段，其有最高的有机碳含量，最高的岩石热解模拟S2值及含氢指数，平均生烃潜能为11.46mg/g。沙三段源岩的厚度为100-400米。沙一段也具有富有机质的页岩，该页岩是由富氢干酪根控制的，为较好的烃源岩（图4），沙

14、一段源岩的厚度为100-280米。东营组第三段是I 型和III型干酪根的混合，也有较大的生烃潜能，其烃源岩厚度为50-240米。原油的地化特性和热成熟度PL19-3油田的原油API度介于10.6°和23.0°之间，含硫量低于0.5%，含蜡烃量不足5%，该原油具相对高的非烃成分，平均沥青含量为21.25%，树脂量为9.33%。密度、沥青质含量，树脂含量的增大，尤其是25-降藿烷的出现证明PL19-3油田的大部分油气经受了弱的生物降解。通过饱含生物标志物的分析，可以估测原油的热成熟度。PL19-3油田的原油的C31 22S/(22S + 22R)值为0.55-0.61，C32

15、22S/(22S + 22R)值为0.51-0.59（表1）。这些比值大部分接近与干点值。C29 /(+ )值与有机质输入多少无关，是油气成熟度的有效参数。PL19-3油田原油C29 /(+ )值为0.31-0.49（表1，图6），没达到干点值（0.67-0.71）。除一个样品外，该油田的原油的C29 20S/(20S+ 20R)值介于0.34至0.55之间（表1，图6）。来自PL19-3-7井样品的原油的C29 20S/(20S + 20R)值似乎异常高为0.68，可能是受生物降解的影响。19块样品的分析中，六块样品达到干点值（0.52-0.55）。Waples 和 Machihara (1

16、990), Peters和Moldowan (1993), Justwan等人对镜质体反射率和C29 20S/(20S + 20R)进行研究，这些C29 20S/(20S + 20R)值表明热成熟度从生油开始至生油高峰（图6）。这些都表明PL19-3油田的原油是不同成因的油的混合，且在特定环境下，混合油的成熟度特征也可能被改变了。然而，一些生物标志物的比值提供了原油成熟度的可靠的推测，得出PL19-3油田的大部分原油都达到成熟阶段的结论。图6渤海湾盆地，PL19-3油田甾烷比例图讨 论基于源岩层段上的原油的成因在以上的一系列讨论中，渤中凹陷存在三个可能的烃源岩层段（图3-5）。因此判断原有的烃

17、源岩层段是重要的。我们用六种与源岩相关的生物标志物参数来对比（表1）：C19/C23 TT，(C24 Tet/C26TT),C23TT/C30，伽马蜡烷指数，四甲基甾烷指数，以下对其进行描述。在多源性的烃源岩地区，弄清楚不同的烃源岩具有不同的生物标志化合物组合，这是成熟烃源岩的必要条件(Peters et al., 2005; Curiale, 2008)。三环烃通常用来描叙烃源岩和定义原油的起源(e.g., Aquino Neto et al., 1983; Wang and Simoneit, 1995; Peters, 2000; Peters et al., 2005; Zhu et

18、al.,2005; Bennett and Olsen, 2007).含有19-20个碳的三环的萜烷通常被认为是由双萜烷烃演化而来的，脉状生物产生这种双萜烷烃(Barnes and Barnes, 1983)。因此，含有19碳原子三环的萜烷与23碳原子三环的萜烷比值多少用来指示碎屑物质的来源是否是陆源的(Preston and Edwards, 2000; Volk et al., 2005)。尽管一个单独的生物合成的路线可能存在于细菌体内，四环的萜烷一般认为热力作用或者微生物的体内(Peters et al., 2005)。因为四环的萜烷比荷烷热力性质更加稳定，抵制生物的降解作用能力更强(P

19、eters et al., 2005)，他们通常被用来描述烃源岩的特征和分类石油的来源。表一PL-3油田及周围构造生物标志物参数虽然很多的研究人员(e.g., Palacas et al.,1984; Connan et al., 1986; Clark and Philp, 1989)表示原油中含有大量的24碳原子四环的萜烷可以用来指示碳酸岩和蒸发岩的烃源岩。通过几个实例研究表明含丰富的24碳原子四环的萜烷浓度也可以用来指示是碎屑物质是陆源的(Philip and Gilbert, 1986; Bohacs et al., 2000; Duan et al., 2008)。勃中凹陷中碳19与

20、碳23的比值在烃源岩中随着含有24碳原子四环的萜烷与26碳原子三环的萜烷比值增加而增加(C24Tet/C26 TT) (Figure 7)。几乎所有的下第三系下东营组的样品中碳19与碳23的比值大于0.7或碳24与碳26的比值大于3.0，同时油田第三系的沙三段或沙一段岩石样品中碳19与碳23的比值小于0.7或碳24与碳26的比值低于3.0。这个表明陆源的有机物质对下第三系下东营组的烃源岩具有重要的影响，而对第三系的沙三段或沙一段的烃源岩具有次要或者没有影响。这与下第三系下东营组的烃源岩具有相对较高的镜质体组较低的AOM相一致，与此同时第三系的沙三段或沙一段具有很多的有荧光的AOM。从PL14-

21、3-1井中获得的油样中分析知道碳19与碳23的比值介于0.79-1.14之间，碳24与碳26的比值介于2.04-2.97之间(Table 1)。从PL19-3井采得的样品显示具有低的碳19与碳23的比值，介于0.22-0.98之间，碳24与碳26的比值介于0.57-1.41(表1). 从PL19-3-4采集的样品具有相对高的碳19与碳23和碳24与碳26的比值。两个样品都取自于下第三系下东营组的烃源岩(Figure 7)，这表明第三系下东营组的烃源岩对PL19-3-4.的油具有重要的影响，相反PL19-3-6 and PL19-3-5井表明具有低的碳19与碳23的比值和碳24与碳26的比值，下

22、第三系下东营组的烃源岩对这两口井没有显著的影响。下第三系下东营组的烃源岩具有非常低的碳23与碳30的比值（大多数），但是具有高的藿烷与甾烷比值（大多数高于5.0），这个与高的碳19与碳23和碳23与碳26的比值相一致(图7, 8)。从PL14-3-1井去的样品分析知碳23与碳30比值不超过0.03，藿烷与甾烷的比值大于5.0(5.1_5.97, Table 1) ，从下第三系下东营组岩石的分析中可知(图8)。除了一个样品(样品 4D in 图 8)，从PL19-3-4取的样品，具有高的藿烷与甾烷比值（5.01-9.12）在PL19-3油田中。高的藿烷与甾烷比值与高的碳19与碳23和碳24与26

23、相一致(Figure 7)，而且表明了物源为陆源方向。相反从PL19-3-5 和 PL19-3-6井去的样品知，具有高的碳23与碳30比值（0.08-0.21）和低的藿烷与甾烷比值（1.60-3.08）在PL19-3油田中（Table 1; Figure 8)。这种比例与低的碳19与碳23的比值和低的碳24与碳26的比值相一致，表明陆源碎屑物的影响较小。图7 渤海湾盆地中C19/C23三环萜烷与C24的四环素的样品分布图图8 博中凹陷岩石中C23的三环甾烷与藿藿烷的样品分布图图9 博中凹陷岩石中伽马蜡烷和4-甲基甾烷岩样品分布图陈等用声波测井在渤海湾盆地中表明丰度较高的伽马蜡烷和四甲基甾烷参数

24、在油与油和油源对比具有重要的应用。伽马蜡烷被许多学者认为主要是热带鱼体内存在的(e.g., Ten Haven et al., 1989; Venkatesan, 1989)。这种烷烃主要存在于热带鱼体内，所以认为是存在于富氧和缺氧的环境中(Sinninghe Damste´ et al., 1995)。因此，当出现大量的伽马蜡烷时认为烃源岩是水成沉积物行成的(e.g., SinningheDamste´ et al., 1995; Peters et al., 2005;Zhu et al., 2005)。尽管分层水起因于深度矿化度和温度梯度的变化(Peters et a

25、l., 2005)，大量的伽马蜡烷通常认为是蒸发环境形成的(Fu et al., 1990; Chen et al., 1996; Holba et al., 2003; Gu¨ rgey et al.,2007; Manzi et al., 2007; Summons et al., 2008)。虽然假设无论是在海洋还是湖泊环境四甲基是甾烷的重要部件，但是四甲基主要是在湖泊环境的烃源岩中(Brassell et al., 1986; Summonset al., 1992)。丰富的四甲基甾烷在渤海湾盆地中出现这与大量的沟鞭藻纲生物有关， 下第三系下东营组的烃源岩具有低的伽马蜡烷和低

26、的四甲基参数(Figure 9)。中第三系下沙三段具有高的四甲基参数但是低的伽马蜡烷参数。相反中第三系沙一段具有高的伽马蜡烷参数但是低的四甲基参数(Figure 9)。一个相似的不同在于中第三系沙三段和沙一段都来源于渤海湾盆地中(Chen et al., 1996, 1998)。在第三系沙一段沉积时，中国北部为干燥气候(Figure 3)。相对较高的伽马蜡烷则由于海相环境的强烈的蒸发作用从PL19-3井取得的样品显示具有相对较高的四甲基参数（0.08-0.52）和高的伽马蜡烷参数（0.05-0.30）。从PL19-3-4井取得的样品具有低的伽马蜡烷参数（0.08-0.12）和低的四甲基参数（0

27、.08-0.21）。从PL19-3-6井取得的样品高的四甲基参数和高的伽马蜡烷参数（0.19-0.30）。很明显，上面的讨论知，六种生物标志化合物参数相互影响(图79)，而且在不同的井中有不同的生物标志化合物组合。从PL19-3油田的样品进一布分析知，高碳的聚合和烃类的分解用来调查不同的分类(e.g., Peters et al., 1994, 2000; Justwan et al., 2006; for details see Peters et al.,2007). Peters et al. (2007)。在渤海湾盆地中，由于生物降解作用和一些不知名的原因，含碳27、碳28、碳29的甾

28、烷样品一般不能够反映原油的来源(Y. H. Guo, 2008, personal communication)和油源对比，以及含油气系统的分析(Chen et al., 1996, 1998)。因此，碳27到碳29甾烷 相对丰度并没有用来研究HCA。三种样品(4A, 4C, and 4G in Table 1)缺少可靠的样品数据，但是在同样的井中可以测的HCA的数据用来代替。表10表明柱状图和地层倾角图。在长距离的HCA的地层多维空间中（n维代表参数）。因为不同的倾角测试方法和不同的测量间隔（距离度量）形成不同的HAC结果。对照HCA的结果的连续性和二维的结果来分析原油是必要的(Figure

29、s 79)。HCA把原油样品分为两类或者两组(Peters et al., 2007)。A组所包含的样品具有相对低的碳19与碳23的比值和碳24与碳26的比值，低的藿烷与甾烷比值，但是高的碳23与碳30的比值，伽马蜡烷和四甲基甾烷的参数(表1; 图79)。第三系的沙三段和沙一段的烃源岩中取得的所有A组样品的指数在图7和8中，而B组的所有样品具有相对高的碳19与碳23的比值和碳24与碳26的比值，高的藿烷与甾烷比值，但是低的碳23与碳30的比值，低的伽马蜡烷和四甲基甾烷的参数。第三系的下东营组段烃源岩产生的油的参数在图7-9中。所以说B组的原油主要来源于第三系的下东营组。HCA的测量方法和进一步

30、的地层倾角的测量可以获得比较可靠的地球化学数据。 像油群(Horstad and Larter, 1997)和油族(e.g., Peters et al., 1994, 2007; Snowdon et al., 1998; Yurewicz et al., 1998; Abrams et al., 1999; Greene et al., 2004; Pasadakis et al., 2004; Justwan et al., 2006; Sharaf et al., 2007)这样的专业术语广泛的应用于石油的起源以及石油在盆地中的出现。油族通常定义为油起源于相同的烃源岩(e.g., Pe

31、ters et al., 2007)。PL19-3井的油来自于不同的烃源岩中，而且形成于不同的时期，所以所依据皮特等人的定义(2007)该油为混合型的。为了避免应用法则的混淆，类通常被应用。根据油样的生物标志化合物(表 1)，多种的油样参数(图7 9)和HCA的结果(图10)，PL19-3油田的油有三个来源，表明了藿烷和甾烷有不同的色谱图。图10 PL-3油田原油阶段系统聚类分析图图11 PL19-3油田不同油源的藿烷和甾烷色谱对比图I类油采自PL19-3-2, PL19- 3-7, 和 PL19-3-8井被定义为I类油。在PL19-3油田的I类油具有中等的碳19与碳23的比值，中等的碳24与

32、碳26的比值，中等的碳23和碳30的藿烷比值，中等的藿烷和甾烷比值，中等的四甲基甾烷比值，但是低的伽马蜡烷参数。I类油主要出现与第三系的沙三和沙一段中。II类油采自PL19-3-5 and PL19-3-6井的油被定义为II类油。在PL19-3油田的II类油有最低的碳19与碳23的比值，最低的碳24与碳26的比值，最低的碳23和碳30的藿烷比值，最低的藿烷和甾烷比值，最高的四甲基甾烷比值，最高的伽马蜡烷参数。第三系的下东营组的烃源岩中有高的碳19与碳23的比值，和高的碳24与碳26比值，高的藿烷和甾烷比值。第三系的沙三段的烃源岩具有低的伽马蜡烷参数，第三系的沙一段的烃源岩具有低的四甲基甾烷。I

33、I类油具有相对高的四甲基甾烷和伽马蜡烷参数。这种伴生的生物标志化合物不能归于第三系的沙三段和沙一的烃源岩。II类油是第三系的沙三段的烃源岩的混合油，具有低的伽马蜡烷，而沙一段的烃源岩具有高的伽马蜡烷参数，但是具有低的四甲基甾烷参数。总之，在PL19-3油田的不同井中出现有不同的生物标志化合物特征，表明它们有不同的来源。绝大部分的原油由第三系沙三段的烃源岩产生。所以第三系的沙一段和第三系的下东营组的烃源岩对PL19-3油田的油具有显著的贡献。所以，从石油勘探的角度来说，研究PL19-3油田的原油的产生要比烃源岩的研更有意义，因为三种油样在四个凹陷中都有出现，油样并不能指示凹陷的油是起源于那，由于

34、在苗希凹陷中不能够获得烃源岩的样品，油源的充填过程要比它的充填方向更重要。(e.g., Leythaeuser and Ru¨ ckheim, 1989; Hao et al., 1998, 2000; Peters and Fowler, 2002)在PL19-3的油田中发现的原油展示了组分的非均质性，从北到南，生物标志化合物出现有规律的变化：（1）碳19与碳23和碳24与碳26的比例减少；（2）碳23与碳30藿烷的比例增加，藿烷与甾烷的比值减少；（3）伽马蜡烷和四甲基甾烷比例减少。从西北-东南方向，碳19与碳23，碳24与碳26的比值发生有规律的变化，但是碳23与碳30藿烷，藿烷

35、与甾烷的比值在西北-东南方向没有规律的变化。II类油II类油主要在PL19-3-5和PL19-3-6(7-10)井中发现。第二类油的C19/C23、C24TET/C26的丰度值最低，藿烷/甾的比值最低（如图8），但是在19-3井的区域C23的风度值与C30藿烷的比值最高（图8）且具有最高的伽马蜡烷指数（表1，图9，11B）。E3D3层的烃源岩具有较高的C19/C23丰度值，C24/C26比值较高（>3.0），藿烷/甾比值较高（>5.0）但是C23/C30的丰度值较低，伽马蜡烷 指数较低.（图7-9）。较低的C19/C23丰度值，C24TET与C26比值较低，但是具有相对较高的C23

36、丰度值/C30藿烷和较高的伽马蜡烷 指数 说明：第二类石油并不是由E3D3烃源岩中生成的。E2S3烃源岩具有较低的伽马蜡烷指数（<0.15），并且E2S1烃源岩拥低4-甲基-甾指数（<0.25）,第二类石油有相对较高的4-甲基-甾指数和伽马蜡烷 指数（图9，11B）。这种生物标志物的关联，不能证明E2S3 或E2S1是烃源岩。第二类石油被解释成是E2S3和E2S1烃源岩产油的混合，E2S3其具有高的4-甲基-甾指数但是低的伽马蜡烷 指数，E2S1具有 较高的伽马蜡烷 指数但是较低的4-甲基-甾指数；III类油III类油是B组油的一个亚类，主要在PL19-3油田的PL19-3-4井中

37、出现。B组油的另外一个亚类主要出现在PL14-3-1.井中，IV类的油在下第三系的下东营组中出现。在L19-3三类油田中出现有最高的碳19与碳23比值，最高的碳24与碳26比值，最高的藿烷与甾烷的比值，最低的四甲基在烷和伽马蜡烷参数。III类油主要出现在第三系的下东营组中以及第三系的沙三段的烃源岩中。但是，C19/C23的丰度值和C24 TET/C26 的丰度值与来自E3D3的石油相比相对较高。III类油被认为是主要产自E3D3地层（图7，8），该岩层的油主要来自E2S3的烃源岩。总之，在PL19-3区，不同的井所产的油具有不同的生物标志物的组合和构成特征，说明，具有不同的起源。大部分原油产自

38、E2S3烃源岩。但是，E2S1和E3D3烃源岩对Pl19-3油区的油有着重要的意义。石油的异质性组合和演化：由于压力在PL19-3的周围存在四种压力。地质构造上来说，PL19-3井区的构造可以聚集所有产自该沉降区的石油。因此，从石油勘探的角度讲，PL19-3区的生油凹陷的生成压力比烃源岩排烃间隔更重要。因为，三种可能的排烃间隔在这四个凹陷中都存在，油源相近的石油本身不能显示产自那个盆地。同样，取样自MIAOXI 盆地的烃源岩不能作为通用的代表，不同盆地的同时代的地层也没有显的差别。油源的相关性(图7-9)没有指示不同的运移方向和pl19-3区石油不同的生成盆地。图12 19-3油田南北向剖面生

39、物标志化合物的各种参数的比较图从充填期演化来的异质性的成分，(England et al., 1987, 1991; LeythaeuserandRuckheim, 1989; England, 1990, 2007; Horstadet al., 1995; Horstad and Larter, 1997),说明，充填过程，更重要的是说明了充填方向，(e.g., Leythaeuser and Ru¨ ckheim,1989; Hao et al., 1998, 2000; Peters and Fowler,2002).PL19-3的油的成分具有显著的异质性（图12，13中的凝

40、固点和凝固线）（图14），从北到南，（从pl19-3-4井，穿过pl19-3-2井和PL19-3-8到井PL19-3-6,显示在图1B）。生物标志物的总成出现了系统性的变化：（1）C19/C23的丰度值和C12 Tet/C26TT的比率（各井的平均值）增大（图12A,B）（2）C23丰度值/C30藿烷的比值减小（图12C） 藿烷/甾比值减小(图12D),（3），伽马蜡烷和四甲基甾指数增加（图12E,F）。图13 19-3油田北西-南东向剖面生物标志化合物的各种参数的比较图 在西北-东南部位（图13），C19/C23 TT,C24Tet/C26TT,C23TT/C30藿烷，和藿烷/甾的比率变化并

41、不像在南部-北部地区那么对称（图12）。然而，明显的倾向能够观察伽马蜡烷和4-甲基缁烷指标（如图13E,F）：伽马蜡烷指数降低（如图13 E）,然而4-甲基缁烷指标升高（如图13F）。按照图7和图8以及先前讨论过部分，C19/C23TT ，C24Tet/C26TT,C23TT/C30霍烷，以及霍烷/缁烷比，有效的反应陆源有机质在bozhong次级盆地的输入。在E2s3 and E2s1的烃源岩中显示出这四种参数相似的值（如图7，8）。因此，由井PL19-3-5 ， PL19-3-2 ， PL19-3-8， PL19-3-7所得的这四组参数的系统偏差的缺乏可以反映出这些井所有的油是产自E2s3

42、和E2s1的烃源岩。高C19/C23TT, C24Tet/C26 TT, 霍烷与烷比以及C23TT/C30霍烷是E3d3母岩的标志（如图7，8）因此，在C19/C23 TT,C24 Tet/C26TT,C23TT/C30霍烷，以及霍烷与缁烷比中显著地偏差能够反映产自E3d3烃源岩相对大小的变化。E2s3的烃源岩含有相对高的4-甲基缁烷但相对低的伽马蜡烷，然而，在E2s1的烃源岩中以相对高的伽马蜡烷但相对低的4-甲基缁烷为标志。因此，4-甲基缁烷和伽马蜡烷的偏差能够反映产自E2s3或E2s1的石油相对大小的变化。南部C19/C23 TT, C24 Tet/C26 TT，以及霍烷与缁烷比的减少量结

43、合南部C23 TT/C30霍烷，伽马蜡烷指标及4-甲基缁烷指标的增加量（如图12中的固体点线）（图14），能够指示从北向南E3d3原油减少量大小以及E2s3- and E2s1原油增加量大小。这表明E3d3的原油控制北部PL19-3部分井的结构（如图14）产自井PL14-3-1到井PL19-3的原油与产自井PL19-3-4的原油相比，含有高的C19/C23 TT ，C24 Tet/C26 TT比但低的C23 TT/C30霍烷比和低的伽马蜡烷和4-甲基缁烷指标，这就为产自E3d3的原油控制北部的PL19-3井的结构这一解释提供了有力支持。图14PL19-3油田中生物标志物非均质性分布及油气运移指

44、示图在井PL19-3中，东南方向的伽马蜡烷指标的降低和4-甲基缁烷指标的升高(如图13E,F实点和实线)(图形14)表明对于不断增加E2S3原油比例4-甲基甾烷指数相对较高,降低E2S3原油比例还有相对较高得伽马蜡烷指数.考虑到PL19-3的地质构造,对这种变化有三种解释：1. 所有得E2S3和E2S1来源得石油(图10)从西部移动到PL19-3结构层.相对古老得E2S3烃源岩(图三)比相对年轻得E2s3烃源岩开始产生石油,这种还有高甲基甾烷低伽马蜡烷得E2S3来源石油进入PL19-3地层较早.随着E2s1烃源岩得成熟, PL19-3结构层含有了更多得E2S1来源得石油,随着含有相对高伽马蜡烷

45、指数和低甲基甾烷指数得石油进入此地层,迫使从前形成得低伽马蜡烷指数和高甲基甾烷指数得E2S3来源得石油向东或东南方向移动.导致观测到东南方向甲基甾烷指数增加伽马蜡烷指数降低(图13).2.几乎所有得E2S3来源得石油(图10)从东部或东南部进入PL19-3地层,从Miaoxi洼地,(图1B), 而E2S1来源得石油从西部填充入地层.这种还有低伽马蜡烷指数和高甲基甾烷指数得E2S3来源得石油和从西部进入得含有相对高伽马蜡烷指数和低甲基甾烷指数得石油混合,导致了我们观测到得东南部地区甲基甾烷指数得增加和伽马蜡烷指数得降低.3.E2S1来源得石油和大部分E2S3来源得石油从西边进入PL19-3结构层

46、.但从东南方向(从miaoxi洼地)进入得E2S3来源得石油也起了相当大的作用.刚开始从西部进入PL19-3结构层得石油产生于E2S3烃源岩具有低伽马蜡烷指数和高甲基甾烷指数.随着E2S1烃源岩开始产生石油,进入此结构层得石油中E2S1来源得石油比例增加,此种石油含有相对较高得伽马蜡烷指数.从而迫使从前在次积累得E2S3来源得石油向更远得东边移动,和在东边和东南边(miaoxi洼地)形成E2S3来源得石油混合,导致我们观测到得在东南部地区甲基甾烷指数得增加和伽马蜡烷指数得降低(图13)很明显，因为PL19-3井的结构被四种生产抑制控制，这些油田中取自井PL19-3的组合性不均一成分不能很好的指

47、示取自E2S3和E2S1中原油（一级油和二级油）的下降值。然而，比较取自井PL19-3的原油和取自附近的原油可以为增压方向提供附加的线索和证据，因此，原油的起源以生产油的形式存在。 取自PL19-3东南边缘附近的井PL19-3-7的原油，显示出相似的C19/C23 TT, C24 Tet/C26 TT, C23 TT/C30霍烷以及霍烷与缁烷比，并且近似相同的4-甲基缁烷和伽马蜡烷指标（分别是0.05和0.52），与 MX1原油的指标相同（分别是0.08和0.53）（如图13右边）。 谱系聚类分析也表明取自井PL19-3-7的原油与MX1原油（如图10 IA级）非常的接近。其它取自井PL19-

48、3-2 和 PL 19-3-8的I级油和取自井PL19-3-5的原油（如图7-10中5C5E）与取自井PL 19-3-7的MX1原油不是密切相关，并且划分成IB级原油（如图10）。这表明，尽管IA 级油和 IB级油都源于E2S3中的烃源岩，但他们并不是均分同一个公共的生产油。因为取自北部的井PL19-3的原油显示显著不同的生物标志化合物组合以及主要来源于E3D3中的烃源岩，因此，只有一种可能就是IB级原油的偏移方向是从西向东。从地质学的角度来讲，从西部压入PL19-3构造的石油可能产生于伯仲坳陷或者是黄河口坳陷或者两者都有（图1B）。来自PL19-3构造西南边缘的PL19-3-6油井的石油呈现

49、出明显不同于黄河口坳陷（表1；12）产生的YRM-1油田石油的特征。更重要的是，在从YRM-1到PL19-3-6油井的石油中，生物标志物成分的参数的增加或减少与之在PL19-3油田（图12）观察到的趋势是相反的。另外，从大部分生物标志物成分参数，特别是伽马蜡烷指数（图13）来看，PL19-3油田西部边缘的PL19-3-5油井的石油不同于在黄河口坳陷和PL19-3油田（图1B）之间发现的BN-1石油。同样，在从BN-1到PL19-3-5油井的石油中，大部分生物标志物的参数的增加或减少与之在PL19-3油田（图13）观察到的趋势是相反的。这样的话说明黄河口坳陷的作用是微弱的。这样的解释与地质学的构

50、架是一致的。PL19-3的背斜层在柏南隆起的北侧。因此，仅在黄河口坳陷和PL19-3构造的所有圈闭达到溢出点之后，PL19-3构造才能接收黄河口坳陷产生的石油。在PL19-3油田范围内的组合的非均质性，PL19-3与临近油田的石油间的比较，以及地质框架结构相互之间似乎具有一致性，所有这些说明大部分IB和II级石油产生与伯仲次级盆地最大的生油灶伯仲坳陷。总而言之，PL19-3油田范围内的组合的非均质性、PL19-3油田和临近油田的石油间的对照表明了石油从3个不同的方向运移到PL19-3油田（图14）。2007年Hao等用路径模型进行了一个三维的石油运移路径模拟（详见Hindle,1997)。在这

51、次模拟中，E2s3、E2s1、E3d3段中总有机碳含量高于2.0%并且热成熟度高于0.7%R。的地区被称作生油灶，馆陶地层中的砂岩被用做运移管道，馆陶地层的顶部被设为密封面。组合的非均质性显示的石油运移方向与以模拟的运移路径进入到PL19-3构造的方式是一致的（见Hao 等，20007，图9B）。根据烃源岩间隔和生油灶，运移路径模拟和非均质性分析的结合表明了清晰的PL19-3石油的成因。在东部的伯仲坳陷和向南运移到PL19-3构造的伯东坳陷（图14）中，石油主要来源于E3d3的烃源岩。E3d3的原油含有较高的C19/C23 TT,C24 Tet/C26 TT和藿烷/甾烷的高比值和4-甲基甾烷和

52、伽马蜡烷的低富集，形成PL19-3-7油井的III级石油。1. 苗西坳陷中从E2s3段的烃源岩产生的石油向西或向西南运移到PL19-3构造（图14），形成PL19-3-7油井的IA级石油。2.在伯仲坳陷的中心部位，来源于E2s3段烃源岩的石油向南东方向运移到早期的PL19-3构造（图14），形成PL19-3油田中部的IB级石油。当E2s1段烃源岩达到石油生成成熟阶段时，从E2s1段烃源岩来看，来源于伯仲坳陷中部的石油有增加的影响。然后石油运移到PL19-3构造，在PL19-3油田西部形成II级石油。来源于伯仲坳陷的IB级和II级石油表明PL19-3石油产生于伯仲坳陷的E2s3段烃源岩。E2s3段是最重要的烃源岩（图4，5）和伯仲次级盆地的伯仲坳陷是最大的生烃灶（图1B），这种说法是一致的。活动断层带中的大型油田的迅速聚集和保存的机理在中国东部的大多数活动断层带（郯庐断裂带）PL19-3油田聚集了浅的油（700-1700m，2297-5577ft），并且圈闭被密集分布的断层阻隔（图1B,插入的cf.）。石油