開魯盆地奈曼凹陷奈1區(qū)塊原油及烴源巖芳烴地球化學特征

趙興齊, 陳踐發(fā), 郭?望, 師生寶, 張?晨,2, 陳?娟, 董?勁

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開魯盆地奈曼凹陷奈1區(qū)塊原油及烴源巖芳烴地球化學特征

趙興齊1*, 陳踐發(fā)1, 郭?望1, 師生寶1, 張?晨1,2, 陳?娟1, 董?勁1

(1. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室, 北京?102249; 2. 中國石油 塔里木油田公司 天然氣事業(yè)部, 新疆 庫爾勒?841000)

通過對奈曼凹陷奈1區(qū)塊3個原油及4個源巖樣品GC-MS分析, 研究了原油及源巖的芳烴組成特征, 進行了沉積環(huán)境分析及油源對比, 探討了原油成因。結(jié)果表明, 奈1區(qū)塊沙海組源巖與九下段源巖及原油的芳烴地球化學特征明顯不同。沙海組源巖主要以萘、菲系列化合物為主, 芳香甾烷含量低, 1,2,5-TMN和1,2,5,6-TeMN相對含量高, SF/OF值較低, 表明沙海組源巖主要形成于湖沼相偏氧化環(huán)境中, 沉積母質(zhì)中陸源有機質(zhì)占有一定貢獻; 九下段源巖及原油樣品惹烯及海松烯含量高, SF/OF值較高, 且檢測出一定含量的苝, 反映出九下段源巖及原油有機母源的多樣性, 其主要形成于鹽度大且強還原的湖湘沉積中。芳烴中甲基菲分布系數(shù)(1、2)、烷基二苯并噻吩指數(shù)、C2820S/(20S+20R)-三芳甾烷成熟度參數(shù)、多環(huán)芳烴成熟度參數(shù)及脫羥基維生素E(MTTC)的分布特征均反映奈1區(qū)塊源巖及原油樣品主要處于低熟—中等成熟的熱演化階段。根據(jù)源巖及原油的芳烴族組分特征、成熟度參數(shù)以及沉積環(huán)境綜合分析, 認為奈曼凹陷奈1區(qū)塊原油主要來源于下白堊統(tǒng)九下段烴源巖。

芳烴化合物; 沉積環(huán)境; 成熟度; 油源對比; 奈1區(qū)塊; 奈曼凹陷

0 引 言

奈曼凹陷位于內(nèi)蒙古自治區(qū)通遼市奈曼旗境內(nèi), 是在海西期褶皺基底上發(fā)育起來的中生代凹陷, 是開魯盆地西南側(cè)的一個次級負向構(gòu)造單元。其形成主要受紅山八里罕和西拉木倫河斷裂控制, 西北與張三園子-新廟以及陸家堡凹陷相望, 東與八仙筒凹陷為鄰。構(gòu)造走向NNE向, 構(gòu)造面積800 km2, 呈狹長帶狀分布。受區(qū)內(nèi)NNE向斷裂控制, 分為3個二級構(gòu)造帶, 即西部陡坡帶、中央洼陷帶、東部緩坡帶(圖1)。該區(qū)地層自下而上為: 前中生界基底, 中生界下三疊統(tǒng)哈達陶勒蓋組, 中侏羅統(tǒng)海房溝組, 下白堊統(tǒng)九佛堂組、沙海組、阜新組, 上白堊統(tǒng)和新生界地層。奈1區(qū)塊位于生油洼陷的中心, 具有較好的油源條件, 發(fā)育了下白堊統(tǒng)九佛堂組、沙海組、阜新組3套生油巖系[1], 其中九佛堂組的暗色泥巖為該區(qū)主要的烴源層, 同時九佛堂組上段砂礫巖為較好的儲集層, 沙海組及阜新組的暗色泥巖為該區(qū)主要蓋層。根據(jù)該區(qū)構(gòu)造發(fā)育史、地層厚度變化、構(gòu)造現(xiàn)象及沉積特征, 可將奈曼凹陷構(gòu)造演化劃分為4個發(fā)育階段: 初始斷裂期、快速斷裂期、穩(wěn)定沉降-萎縮期和坳陷期[2]。下白堊統(tǒng)九佛堂組沉積受快速斷陷期構(gòu)造活動控制, 主要沉積了來自北東方向的物源, 具備良好的生儲條件, 油氣勘探開發(fā)潛力較大。自1989年以來, 奈曼凹陷已經(jīng)歷了20多年的勘探歷程, 2004年在該區(qū)部署了奈1井, 該井在白堊系九佛堂組上段、下段均獲得了工業(yè)油流, 拉開了奈1區(qū)的勘探序幕。而后又相繼實施完鉆了奈2、奈3和奈4井, 均獲工業(yè)油流, 初步展示了該區(qū)良好的油氣勘探開發(fā)前景。目前奈曼凹陷的整體勘探程度還比較低, 以往針對奈曼凹陷的研究主要集中在沉積層序地層特征及沉積環(huán)境等方面[1–3], 至今尚未見到關于奈曼凹陷原油及烴源巖芳烴地球化學特征方面的研究。芳烴是烴源巖抽提物和原油的重要組分, 其中包含著豐富的地質(zhì)、地球化學信息, 可以反映原油和烴源巖的母質(zhì)類型、沉積環(huán)境和成熟度。因此筆者在對該區(qū)3個原油樣品及4個源巖樣品的族組成、芳烴色譜-質(zhì)譜(GC-MS)分析的基礎上, 結(jié)合原油物性、飽和烴地球化學特征等對奈曼凹陷奈1區(qū)塊源巖及原油的母質(zhì)類型、沉積環(huán)境及成熟度進行綜合分析, 擬探討奈1區(qū)塊原油的主要來源, 以期為該區(qū)油氣資源評價與進一步的油氣勘探提供地質(zhì)-地球化學依據(jù)。

圖1 奈曼凹陷區(qū)域構(gòu)造圖

1?樣品與實驗

本次研究在奈1區(qū)塊奈1井1109.5 m的沙海組(K1sh)及2030.7 m、2243.0 m和2461.7 m的九佛堂組下段(九下段, K1jf1)共采集了4個源巖樣品, 巖性為深灰色、灰色泥巖。該區(qū)源巖有機碳含量較高, 總有機碳含量(TOC)為1.13%~2.30%; 生烴潛力大,1+2為4.95~14.13 mg/g, 呈現(xiàn)出較好-好烴源巖的特征;max為435~440 ℃,為437~668 mg/g, 降解率()為36.36%~63.05% (表1), 表明奈1區(qū)塊沙海組、九下段源巖有機質(zhì)類型好, 主要為Ⅰ和Ⅱ1型, 有機質(zhì)熱演化程度較低, 主要處于低熟—中等成熟的熱演化階段。在奈1-40-50、1-48-46、1-76-36井采集了3個原油樣品, 分別來自九上段(K1jf2)和九下段(K1jf1), 原油樣品采集時即進行了油水分離, 運回實驗室在低溫下保存。從原油物性數(shù)據(jù)看, 該區(qū)原油均為普通稠油, 溫度為20 ℃時, 原油密度為0.8918~0.9298 g/cm3, 平均0.9113 g/cm3; 50 ℃時原油粘度平均為306.77 mPa·s, 含蠟量為5.55%, 凝固點22.1 ℃1)。40-50井飽和烴、芳烴、非烴+瀝青質(zhì)含量分別為34.07%, 25.66%和40.27%; 48-46井分別為56.84%、10.94%和32.22%; 76-36井分別為39.74%、15.73%和44.53%(表2)。分析結(jié)果表明, 該區(qū)原油飽和烴含量低, 芳烴、非烴及瀝青質(zhì)含量高, 原油成熟度較低。飽/芳比為1.33~5.20, 飽和烴明顯占優(yōu)勢, 總烴含量較高, 為55.47%~67.78%之間, 表明干酪根類型較好。Pr/Ph為0.44~0.50, CPI值為1.17~1.20, ∑C21-/∑C22+值分布在0.78~0.87之間, 表明原油的成油母質(zhì)形成于強還原的沉積環(huán)境, 以低等水生生物與陸生高等植物混源為特征, 且原油成熟度較低。芳烴、非烴含量高是造成該區(qū)原油黏度較高、密度大的主要原因。

烴源巖樣品粉碎至100目, 經(jīng)索氏抽提72 h, 稱取適量氯仿瀝青“A”或原油放入三角瓶中, 先用石油醚進行溶解、過濾, 其中不能溶解的組分即為瀝青質(zhì), 然后用硅膠/氧化鋁柱層析分離, 分別用石油醚(30 mL), 20 mL以2﹕1比例混合的二氯甲烷和石油醚, 氯仿(10 mL)和無水乙醇(10 mL)依次分離得到飽和烴、芳烴和非烴組分。每個組分自然風干保存, 以備進入色譜-質(zhì)譜分析儀檢測。

原油及源巖的氯仿抽提物采用常規(guī)色譜分離, 分離前加入D8-二苯并噻吩標樣。芳烴分析使用美國Agilent公司生產(chǎn)的6890GC-5975iMS色譜-質(zhì)譜聯(lián)用儀, 色譜分析條件: 色譜柱為HP-5MS彈性石英毛細柱(60 m × 0.25 mm × 0.25 μm), 采用純度為99.999%的He作載氣, 載氣流速為1 mL/min, 進樣器口溫度為300 ℃, 傳輸線溫度為300 ℃, 進樣方式為不分流進樣。升溫程序: 柱始溫80℃, 恒溫1 min, 以3 ℃/min的升溫速率升溫到310 ℃, 再恒溫15 min。質(zhì)譜分析條件: 離子源采用電子轟擊(EI)方式, 電子能量(EI)70 eV, 發(fā)射電流為300 μA, 離子源溫度230 ℃, 四極桿溫度150 ℃, 倍增器電壓1200 eV, 采用全掃描/選擇離子(SCAN/SIM)采集方式, 質(zhì)量掃描范圍/為50~600, 掃描時間為1.8 s?；衔锏亩ㄐ愿鶕?jù)NIST數(shù)據(jù)庫和參考文獻, 化合物的定量是在其特征離子對應的質(zhì)量色譜圖中完成。根據(jù)不同系列化合物在質(zhì)量色譜圖上的峰面積大小計算化合物的相對含量及有關的參數(shù)值。

表1 奈1區(qū)塊源巖熱解參數(shù)與族組分特征

表2 奈1區(qū)塊原油基本特征與族組成分布

2?結(jié)果與討論

2.1 芳烴分布特征

原油和烴源巖的沉積環(huán)境及成熟度等不同, 其芳烴色譜圖特征也不相同。在芳烴色譜圖上一般出現(xiàn)3個峰群: 萘和烷基萘峰群(二環(huán)化合物)、菲和烷基菲峰群(三環(huán)化合物)、芳香甾烷和其他多環(huán)芳烴峰群(四、五環(huán)化合物)。未成熟-低成熟源巖和原油中芳烴總離子流圖為后峰型或雙峰型, 后峰型出現(xiàn)在成熟度低的樣品中, 四環(huán)或五環(huán)化合物占絕對優(yōu)勢, 二環(huán)、三環(huán)化合物含量較少; 雙峰型出現(xiàn)于中等成熟的樣品中, 其二環(huán)、三環(huán)化合物含量與四環(huán)、五環(huán)化合物相當; 高成熟度原油的芳烴餾分以二環(huán)或三環(huán)化合物為主, 具有前峰型分布特征。

2.2?萘系列化合物

萘和多甲基取代萘系列普遍存在于沉積有機質(zhì)和原油中, 芳烴中萘系列化合物的含量與陸源有機質(zhì)輸入量有直接的關系[10]。萘系列化合物的分布受母源、熱演化程度的影響, 因此可以用甲基取代萘來反映原油母源和成熟度方面的信息。奈1區(qū)塊源巖樣品中所檢測出的萘系列化合物包括萘(N)、甲基萘(MN)、二甲基萘(DMN)、三甲基萘(TMN)和四甲基萘(TeMN), 其中二甲基萘和三甲基萘豐富, 萘和甲基萘質(zhì)量分數(shù)相對較低, 總體上具有TMN＞DMN＞TeMN＞MN＞N的分布規(guī)律。沙海組源巖中1,2,5-TMN和1,2,5,6-TeMN相對含量分別占萘系列化合物含量的5.10%和2.41%, 明顯高于九下段源巖(九下段3個源巖樣品的1,2,5-TMN和1,2,5,6-TeMN的相對含量分別處于2.73%~3.19%和1.16%~1.52%之間), 表明沙海組源巖中有較多高等植物的輸入[11–12]。原油樣品中缺失二甲基萘, 四甲基萘和三甲基萘豐富, 萘和甲基萘質(zhì)量分數(shù)相對較低, 總體表現(xiàn)為TeMN＞TMN＞MN＞N的分布規(guī)律, 表明3個原油樣品的來源具有一致性。三甲基萘的相對含量可以反映沉積有機質(zhì)的熱演化程度, 隨著熱演化程度的增加, 三甲基萘系列化合物會發(fā)生去甲基作用形成取代甲基數(shù)較少的萘系列化合物, 從而使三甲基萘相對含量減少, 研究區(qū)源巖及原油樣品中三甲基萘的相對含量較高, 表明源巖及原油的熱演化程度不高。隨著成熟度增加, 烷基萘系列中熱穩(wěn)定性強的異構(gòu)體含量相對升高, 因此可以用烷基萘系列的分布特征來研究有機質(zhì)的熱演化程度。研究發(fā)現(xiàn)烷基萘參數(shù)TNR1、TNR2、TNR3與甾、萜烷異構(gòu)化參數(shù)有很好的相關性(表3), 但利用TNR2計算的cb值分布在0.66%~0.83%之間, 明顯比甾萜烷異構(gòu)化參數(shù)值所反映的成熟度值偏高, 因此在有機質(zhì)熱演化的低熟—中等成熟階段, 烷基萘參數(shù)TNR1、TNR2、TNR3可以定性地反映有機質(zhì)相對熱演化程度, 但在利用TNR2計算的cb值評價有機質(zhì)熱演化程度時, 需結(jié)合其他地化參數(shù)一同判識。

圖2 奈1區(qū)塊源巖及原油芳烴總離子流圖

表3?奈1區(qū)塊源巖及原油芳烴成熟度參數(shù)

注:MNR=2-MN/1-MN; TNR1=2,3,6-/(1,4,6-+1,3,5-)TMN; TNR2=(1,3,7-TMN+2, 3,6-TMN)/(1,3,5-TMN+1, 3,6-TMN+1, 4,6-TMN);cb=0.4+0.6×TNR2; MPI1=1.5×(2-MP+3-MP)/(1-MP+9-MP+P);c=0.6×MPI1+0.4 (apply tom=0.65%~1.35%);1=(2-MP+3-MP)/(2-MP+3-MP+1-MP+9-MP);2=2-MP/ (2-MP+3-MP+1-MP+9-MP)。

陳致林等[13]通過研究得出三甲基萘指數(shù)TMNr=2,3,6-TMN/(2,3,6+1,2,5)-TMN和四甲基萘指數(shù)TeMNr=1,3,6,7-TeMN/(1,3,6,7+1,2,5,7)-TeMN的比值可用于確定低—高成熟整個熱演化階段原油和烴源巖的成熟度, 并不受運移過程分餾效應的影響, 對成熟度的變化反映靈敏, 高成熟原油和烴源巖的這兩個比值都大于0.5, 成熟原油與源巖這兩個比值介于0.4~0.6之間, 低熟源巖與原油這兩個比值介于0.3~0.5之間。奈1區(qū)塊沙海組源巖的TMNr和TeMNr分別為0.33和0.35, 九下段源巖TMNr比值分別為0.71、0.73和0.78, TeMNr比值分別為0.60、0.62和0.66; 而原油樣品的TMNr比值分別為0.45、0.43和0.48, TeMNr比值分別為0.46、0.48和0.43; 其九下段3個源巖樣品的TMNr和TeMNr比值均大于0.5, 這與該區(qū)飽和烴的甾、萜烷異構(gòu)化參數(shù)相矛盾。因此認為TMNr和TeMNr參數(shù)不適合于該區(qū)源巖成熟度的判識。

2.3?菲系列化合物

菲系列化合物的分布特征受多種因素控制, 除成熟度外, 有機質(zhì)類型和沉積環(huán)境對其也有一定影響[14]。分析樣品中檢測出了菲(P)、甲基菲(MP)、二甲基菲(DMP)、三甲基菲(TMP)、乙基菲(EtP)和惹烯(Re)等系列化合物。沙海組源巖中菲系列化合物內(nèi)部相對豐度由大到小依次為: P＞MP＞DMP＞Re＞TMP＞EtP。九下段3個源巖樣品的菲系列化合物分布特征相似, 均為Re＞TMP＞DMP＞MP＞P＞EtP。在菲系列化合物中被認為來源于高等植物樹脂的惹烯(1-甲基, 7-異丙基菲, Re)和海松烯(1,7-二甲基菲, Pi)含量較高。就單個化合物而言, 九下段源巖樣品中惹烯的相對豐度在所有芳烴組分中最高, 在GC/MS總離子流圖中以主峰出現(xiàn); 海松烯在二甲基菲中含量最高, 這表明陸源高等植物對該區(qū)沉積有機質(zhì)有一定貢獻。所分析的3個原油樣品中菲系列化合物均出現(xiàn)TMP＞DMP＞MP＞Re＞P＞EtP的分布特征, 菲系列化合物中2,10-DMP、2,5-DMP和1,7-DMP的峰型(相對豐度)在色譜圖上呈現(xiàn)“V”型分布的特征(圖3), 即2,10-DMP和1,7-DMP的峰高相當, 且都大于2,5-DMP的峰高, 表明原油來源具有一致性, 成油母質(zhì)類型以藻類生源輸入為主, 有機質(zhì)類型偏腐泥型。

在熱演化過程中, 菲系列甲基化、甲基重排及脫甲基化作用主要受熱力學控制, 隨有機質(zhì)熱演化程度的升高, 熱力學不穩(wěn)定的α位取代基向較穩(wěn)定的β位遷移, 即具有β位取代的異構(gòu)體相對濃度增加。國內(nèi)外學者通過大量的實驗研究及論證證明甲基菲指數(shù)(MPI1)在指示成熟度方面, 可以等同于鏡質(zhì)體反射率(o)使用, 根據(jù)o與MPI1關系折算出來的鏡質(zhì)體反射率(c)可以很好地反映源巖及原油的成熟度, 國內(nèi)外學者對此方法已進行了系列探索和研究, 用于解決源巖及原油成熟度的問題。奈1區(qū)塊源巖樣品的MPI1為0.24~0.65, 其對應的c值在0.54%~0.79%之間; 原油樣品的MPI1為0.74~0.75, 其對應的c值在0.82%~0.85%之間(表3), 這與甾烷、藿烷成熟度參數(shù)所反映的成熟度相矛盾。Alexander.[11]曾指出, 該參數(shù)適用于研究煤或Ⅲ型干酪根的樣品, 不適用于富氫有機質(zhì)的研究。奈1區(qū)塊咸水湖相原油的生油母質(zhì)一般為Ⅰ型和Ⅱ1干酪根, 并且富含藻類, 因此甲基菲指數(shù)可能不適合于該區(qū)源巖及原油成熟度的判識。Kvalheim.[15]通過研究提出利用甲基菲分布系數(shù)[MPDF, 即甲基菲比值1和2, 其中1=(2-MP+3-MP)/ (2-MP+3-MP+1-MP+9-MP);2=2-MP/(2-MP+3-MP+1-MP+9-MP)]來判識有機質(zhì)熱演化程度, 包建平 等[16]在Kvalheim等研究的基礎上, 提出低熟油區(qū)1＜0.40,、2＜0.27, 成熟油區(qū)1為0.40~0.55、2為0.27~0.35, 高熟油區(qū)1大于0.56、2大于0.35。研究區(qū)源巖及原油樣品的1值分布在0.38~0.48之間,2值分布在0.22~0.32之間(表3), 表明該區(qū)沙海組源巖熱演化程度明顯較九下段源巖低, 源巖及原油主要處于低熟—中等成熟階段的特征。

圖3 原油中二甲基菲(DMP)系列化合物分布特征

2.4?三芴系列化合物

三芴系列化合物是芳烴地球化學特征研究中涉及最多的芳烴化合物之一, 包括芴、硫芴(噻吩類化合物)和氧芴(呋喃類化合物), 三芴系列的相對組成特征是源巖及原油芳烴中最常用的指示沉積環(huán)境的參數(shù), 同時也用來進行油源對比研究。陸相淡水、微咸水湖相烴源巖和原油中芴(F)含量較高, 沼澤相煤和煤成油中氧芴(OF)含量高, 鹽湖相、海相碳酸鹽巖烴源巖及原油硫芴(SF)含量高[17–18]。但對于過渡環(huán)境其應用效果卻不太顯著, 而采用∑SF/∑(F+SF)系列和∑OF/∑(F+OF)系列關系, 卻可以較好地區(qū)分一些過渡性環(huán)境[19]。奈1區(qū)塊沙海組源巖三芴系列中OF質(zhì)量分數(shù)較高, 總體表現(xiàn)為OF＞SF＞F, SF/OF值為0.44, 其對應的Pr/Ph為0.80, 在有機質(zhì)低演化程度的條件下, 用芴、氧芴和硫芴的相對含量來確定氧化、還原環(huán)境更為可靠[20], 綜合分析認為該套源巖形成于湖沼相偏氧化環(huán)境中(圖4), 生源母質(zhì)中陸源高等植物占有一定比例。九下段3個源巖樣品中均以SF含量占優(yōu)勢, 總體表現(xiàn)為SF＞F＞OF, SF/OF值為1.69~3.42, 其對應的Pr/Ph為0.36~0.53,表明九下段源巖形成于鹽度大且強還原的湖相沉積環(huán)境中, 源巖熱演化程度不高[21]。

圖4?奈1區(qū)塊源巖及原油三芴系列化合物組成三角圖

二苯并噻吩隨著埋深增大, 熱穩(wěn)定性較高的4-甲基二苯并噻吩(4-MDPT)質(zhì)量分數(shù)相對增加, 而穩(wěn)定性較差的1-甲基二苯并噻吩(1-MDPT)質(zhì)量分數(shù)則相對降低, 因此, 4-MDPT/1-MDPT相對豐度比值隨著成熟度的增加而增大[24]。羅健等[25]通過對烷基二苯并噻吩的系統(tǒng)研究, 建立了o與烷基二苯并噻吩參數(shù)的關系式:o(％)＝0.14+0.57, 其中=4,6-DMDBT/1,4-DMDBT質(zhì)量分數(shù)比值。本次所分析源巖及原油樣品得到的4-MDPT/1-MDPT相對豐度比值分布在1.16~2.34之間, 4,6-DMDBT/ 1,4-DMDBT相對豐度比值分布在0.44~0.98之間, 兩者具有很好的正相關關系。利用4,6-DMDBT/ 1,4-DMDBT比值計算得到的o為0.63%~0.71%, 這與利用甾、萜烷異構(gòu)化參數(shù)所反映的成熟度特征一致, 表明研究區(qū)源巖及原油主要處于低熟—中等成熟階段。值得注意的是沙海組源巖應為低熟源巖(o＜0.5%), 但利用o(％)＝0.14+0.57計算得到的o值為0.63%, 比實際值偏大。因此在利用該參數(shù)評價未熟—低熟源巖及原油時需謹慎。

圖5 源巖及原油∑OF/∑(OF+F)系列與∑SF/∑(SF+F)系列關系圖

2.5?三芳甾烷

三芳甾烷是單芳甾烷受熱后芳構(gòu)化的產(chǎn)物。隨著成熟度增加, 三芳甾烷在芳構(gòu)化的同時又伴隨著斷側(cè)鏈作用及長鏈同系物向短鏈同系物的轉(zhuǎn)化, 而且主要發(fā)生在門限深度以下, 并可以持續(xù)到濕氣階段[26]。因此, 無論是單芳甾烷還是三芳甾烷, 其中低碳數(shù)的芳香甾烷含量均隨成熟度增高而增加。三芳甾烷系列分布特征受多種因素的影響, 可指示不同的生源輸入, 也可用于分析有機質(zhì)的沉積環(huán)境和成熟度。

奈1區(qū)塊源巖及原油樣品中均檢測到/231的三芳甾烷(TA)和/245的甲基三芳甾烷(MTA)系列(圖6)。通過計算發(fā)現(xiàn), 該區(qū)不同層段源巖中三芳甾烷含量存在明顯差異。沙海組源巖中三芳甾烷的相對含量為2.85%, 而九下段源巖的三芳甾烷含量分布在18.81%~20.62%之間, 平均為19.65%, 其含量明顯高于沙海組源巖樣品。原油樣品中三芳甾烷含量較高, 其值分布在38.58%~46.39%之間, 平均為41.43%。奈1區(qū)塊源巖及原油三芳甾烷系列化合物含量隨成熟度的增加沒有明顯的變化規(guī)律, 因此認為三芳甾烷的豐度與有機質(zhì)成熟度沒有明顯的相關性[27–28]。該區(qū)原油樣品中三芳甾烷系列含量明顯較源巖樣品高, 可能與原油形成環(huán)境中鹽度較源巖高有關[5], 該區(qū)樣品的伽馬蠟烷指數(shù)及β-胡蘿卜烷相對豐度可為之提供佐證[29]。利用三芳甾烷研究有機質(zhì)熱演化程度的指標較多, 本文研究采用C2820S/(20S+20R)-TAS比值反映源巖及原油的成熟度變化[30]。奈1區(qū)塊沙海組源巖的C2820S/ (20S+20R)-TAS比值為0.413, 九下段源巖樣品該比值分別為0.500、0.502和0.553, 3個原油樣品中該比值分別為0.547、0.548和0.536(表3), 表明該區(qū)源巖及原油的熱演化程度不高, 主要處于低熟-中等成熟階段。其C2820S/(20S+20R)-TAS比值與有機質(zhì)熱演化程度呈很好的正相關關系, 因此認為C2820S/(20S+20R)-TAS比值可以作為低熟—中等成熟有機質(zhì)的成熟度判識的有效指標。

C27(20R)-TA/C28(20R)-TA值是可以用于反映烴源巖有機母質(zhì)的參數(shù)[31–32]。奈1區(qū)塊沙海組源巖的C27(20R)-TA/C28(20R)-TA值為0.41, 而九下段3個源巖樣品的該值分別為0.57、0.60和0.574, 九下段源巖該比值較沙海組高, 表明九下段源巖類型較沙海組好, 這與前文其他分析方法得出的結(jié)論一致。

2.6?脫羥基維生素E(MTTC)

在地質(zhì)體(尤其未熟和低熟樣品)中檢測到的MTTC被認為是成巖作用早期階段在黏土礦物催化作用下, 由維生素E脫羥基轉(zhuǎn)化而來[7,33]。根據(jù)其苯環(huán)上甲基側(cè)鏈位置和取代數(shù)量不同可分為α、β、γ和δ四種構(gòu)型, 其四種構(gòu)型化合物的穩(wěn)定序列為α＞β＞γ＞δ。MTTC的穩(wěn)定性差, 極易被氧化, 咸化強還原環(huán)境有利于MTTC的形成、保存和轉(zhuǎn)化[26]。MTTC對成熟度變化非常敏感, 隨成熟度增加其含量逐漸減少, 達到一定成熟度后完全消失。MTTC四種構(gòu)型中γ和β構(gòu)型化合物對成熟度的變化較敏感, 對于未熟—低熟樣品, β-MTTC含量較γ-MTTC含量低, 其β/γ值小于1; 當o=0.6%時, β/γ值大于1, 并隨埋深的增加比值迅速增大, 一般當o＞0.70%時MTTC從地層中完全消失。因此芳烴組分中高含量的MTTC, 即可作為未熟—低熟源巖或原油的標志, 也可作為指示強還原、高鹽度水體沉積環(huán)境的標志[5,34]。

圖6 奈1區(qū)塊源巖及原油m/z 231、m/z 245質(zhì)量色譜圖

在研究區(qū)源巖及原油樣品中均檢測出MTTC(圖7), α-MTTC/MTTC值分布在0.77~0.89之間, 平均為0.84, Pr/Ph均小于0.8, 伽馬蠟烷(γ)含量高, 其γ/C30H集中分布在0.28~0.35之間, 在/125質(zhì)量色譜圖上可檢測出含量較高的β-胡蘿卜烷[29], 這些特征表明該區(qū)源巖及原油的熱演化程度不高, 且形成于鹽度較高、強還原的沉積環(huán)境中[35]。不同源巖之間MTTC的四種構(gòu)型化合物含量明顯不同, 同一套源巖之間MTTC的四種構(gòu)型化合物的相對含量變化主要受控于源巖的熱演化程度。沙海組源巖與九下段源巖中MTTC四種構(gòu)型化合物分布特征明顯不同, 沙海組源巖中可檢測到MTTC的四種構(gòu)型化合物, α構(gòu)型化合物占絕對優(yōu)勢, 其次為γ構(gòu)型化合物, 其四種構(gòu)型出現(xiàn)α＞γ＞β＞δ的分布特征, β/γ值為0.54, 表明該源巖熱演化程度偏低, 處于未熟階段。九下段2030.7 m和2243.0 m兩個源巖樣品的MTTC四種構(gòu)型化合物分布特征相似, 均呈α＞β＞γ＞δ的分布特征, β/γ值分別為9.14和9.20; 表明源巖的熱演化程度明顯較沙海組源巖高, 但其o值在0.70%以內(nèi); 九下段2461.7 m源巖中未檢測到MTTC, 表明該源巖成熟度大于0.70%[11]。所分析的3個原油樣品中均能檢測到MTTC的四種構(gòu)型化合物, 表明原油的熱演化程度不高, 其四種構(gòu)型化合物分布特征基本相似, 均出現(xiàn)α＞β＞δ＞γ的特征, 表明其生源的一致性, β/γ值分別為10.32、11.80和9.32, 表明該區(qū)原油與九下段源巖有很好的相關性, 而與沙海組源巖相關性較差。

圖7 奈1區(qū)塊源巖及原油中脫羥基維生素E質(zhì)量色譜圖

2.7?多環(huán)芳烴(PAH)

3?結(jié)?論

(1)根據(jù)芳烴色譜分布特征, 奈1區(qū)塊烴源巖可分為兩種類型, 沙海組源巖以奈、菲系列化合物為主, 芳香甾烷含量低的前峰型, 萘系列化合物含量高, 占芳烴總量的48.41%, 表明源巖中陸源有機質(zhì)輸入量較高; 九下段源巖及原油均以雙峰型為主, 其源巖的二環(huán)、三環(huán)化合物含量與四環(huán)、五環(huán)化合物含量大致相當, 表明該區(qū)源巖及原油的熱演化程度不高, 主要處于低熟—中等成熟階段。

(3)奈1區(qū)塊源巖及原油甲基菲分布系數(shù)、甲基二苯并噻吩指數(shù)、三芳甾烷及多環(huán)芳烴成熟度指標都表明該區(qū)源巖及原油熱演化程度不高, 主要處于低熟—成熟度的熱演化階段。其中甲基菲分布系數(shù)(1、2)、烷基二苯并噻吩指數(shù)、C2820S/(20S+20R)-三芳甾烷成熟度參數(shù)以及苝/苯并[e]芘比值可作為低熟—中等成熟階段可靠的成熟度指標。

(4)萘1區(qū)塊原油芳烴分布特征相似, 說明其來源的一致性, 根據(jù)源巖及原油的芳烴族組分特征、成熟度參數(shù)以及沉積環(huán)境綜合分析認為研究區(qū)原油主要來源于九下段烴源巖。

長江大學地球化學系唐友軍參與了樣品的采集工作; 遼河油田分公司外圍能源勘探開發(fā)項目部李清春和谷團在野外采樣工作中提供了大量的幫助; 編輯和審稿專家對文章初稿悉心評審, 提出了許多寶貴意見, 在此一并表示衷心的感謝！

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Geochemical characteristics of aromatic hydrocarbon in crude oil and source rocks from Nai 1 block of Naiman depression, Kailu Basin

ZHAO Xing-qi1*, CHEN Jian-fa1, GUO Wang1, SHI Sheng-bao1, ZHANG Chen1,2, CHEN Juan1and DONG Jin1

1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing?102249, China; 2. PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla?841000, China

According to GC-MS analysis on 3 crude oil samples and 4 source rock samples from Nai 1 block, Naiman depression, characteristics of aromatic hydrocarbon of oil and source rock, sedimentary conditions and oil-source correlation, origin of oil were investigated as follows, there exists fundamental difference of geochemistry characteristics of aromatic hydrocarbon between Shahai formation source rocks and Lower Jiufotang formation source rocks. Source rocks from Shahai Formation are characterized by high abundance of naphthalene and phenanthrene, low abundance of aromatic sterane, relatively high abundance of 1,2,5-TMN and 1,2,5,6-TeMN, lower SF/OF, which can be inferred that source rocks from Shahai formation are mainly developed in limnetic and meta-oxidizing environment. Besides, some terrestrial organic matter may exist in native mater sedimentary. In contrast, source rocks and oils from the Lower Jiufotang Formation are characterized by high abundance of retene and pimanthrene, high SF/OF, a certain content of perylene, suggesting the diversity of source rocks and oil native materials, which were mainly developed in saltier and string reducing lacustrine environment. Aromatic parameters based on F1and F2, methyl-DBT index, C2820S/(20S+20R)-Triaromatic steroid maturity parameters, Polycyclic aromatic hydrocarbons maturity parameters and Methylated-2-methyltrimethyltride-cylchromans (MTTC) indicate that source rocks and crude oil samples are mainly developed in low-middle mature thermal evolution stage. In addition, it can be inferred by the aromatic hydrocarbon characteristics, maturity parameters and comprehensive analysis of sedimentary environment that crude oil in Nai 1 block, Naiman depression, was mainly origined from Lower Cretaceous source rocks in Lower Jiufotang Formation.

aromatic hydrocarbon compound; depositional environment; maturity; oil source correlation; Nai 1 block; Naiman depression

P593; TE122.1

A

0379-1726(2013)03-0262-12

2012-09-07;

2012-12-26;

2012-12-28

中國石油遼河油田分公司項目

趙興齊(1984–), 男, 博士研究生, 地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè), 主要從事油氣成藏機理與分布規(guī)律研究。

ZHAO Xing-qi,E-mail: Zhaoxingqi_77@126.com; Tel: +86-10-89734164