哈拉哈塘凹陷新墾區(qū)塊奧陶系油氣成藏的地球化學(xué)證據(jù)

常象春,王鐵冠,李啟明,歐光習(xí),陶小晚

(1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249；2.山東科技大學(xué)地質(zhì)科學(xué)與工程學(xué)院,山東青島 266590； 3.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

哈拉哈塘凹陷新墾區(qū)塊奧陶系油氣成藏的地球化學(xué)證據(jù)

常象春1,2,王鐵冠1,李啟明3,歐光習(xí)1,陶小晚3

(1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249；2.山東科技大學(xué)地質(zhì)科學(xué)與工程學(xué)院,山東青島 266590； 3.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

根據(jù)原油地球化學(xué)分析、油氣包裹體巖相學(xué)及熱力學(xué)分析和盆地模擬,對哈拉哈塘凹陷新墾區(qū)塊奧陶系油藏進(jìn)行充注成藏研究。結(jié)果表明:該區(qū)奧陶系原油普遍具有C21/C23三環(huán)萜烷小于1、規(guī)則甾烷內(nèi)組成呈“V”字型分布、全油及餾分碳同位素均輕于-30‰等特征,屬于典型源自上奧陶統(tǒng)源巖的原油；同一原油中同時檢測出完整的正構(gòu)烷烴系列、明顯的“UCM”鼓包和完整的25-降藿烷系列,代表原油早期充注后遭嚴(yán)重生物降解,后期又混入了新的正常原油；奧陶系儲層具有兩個世代的方解石成巖礦物,捕獲稠油、中-輕質(zhì)油、干氣等三期油氣包裹體,共生的鹽水包裹體均一溫度呈現(xiàn)與之對應(yīng)的三峰態(tài)分布型式；新墾區(qū)塊奧陶系油藏具有三次油氣充注事件,充注時間分別為402～412 Ma、9～11 Ma和6～8 Ma,其中第三期以干氣充注為主,氣源可能為寒武系烴源巖,限于具備溝通深部烴源層的深大斷裂附近。

地球化學(xué)；25-降藿烷；油氣包裹體；盆地模擬；油氣充注

哈拉哈塘凹陷是塔北隆起近些年來的勘探熱點區(qū)塊,其周緣先前已發(fā)現(xiàn)多個油氣田,包括東側(cè)的塔河油田、東南側(cè)的哈得遜油田、北側(cè)的牙哈油田、西北側(cè)的東河塘油田以及西側(cè)的英買力油氣田。2006年哈拉哈塘凹陷中部的哈6井在石炭系底礫巖獲得低產(chǎn)工業(yè)油氣流,在奧陶系和志留系見到良好油氣顯示。對于塔北奧陶系油藏的成藏期次有不同的觀點:①根據(jù)飽和壓力、包裹體均一溫度、瀝青反射率和地質(zhì)分析,認(rèn)為塔河奧陶系碳酸鹽巖油藏從石炭—二疊、中生代—古近紀(jì)、新近紀(jì)長期幾乎連續(xù)接受油氣充注[1-3]。②根據(jù)包裹體熒光顏色和包裹體均一溫度直方圖,提出塔河奧陶系碳酸鹽巖油藏存在中石炭世—早三疊世、白堊紀(jì)—古近紀(jì)早期、古近紀(jì)—新近紀(jì)(三次)共五期油氣充注過程[4]。③根據(jù)完整正構(gòu)烷系列、明顯的UCM和25-降藿烷系列的共存,以及包裹體均一溫度的雙峰分布和盆地模擬分析,提出塔河藏奧陶系油藏接受了中—晚志留世、中新世—上新世兩期充注過程[5]。筆者以哈拉哈塘凹陷西部的新墾區(qū)塊為解剖點,通過系統(tǒng)的生物標(biāo)志物地球化學(xué)、流體包裹體分析和盆地模擬相結(jié)合,確定其成藏歷史。

1 地質(zhì)概況

圖1 哈拉哈塘凹陷構(gòu)造位置及樣品分布Fig.1 Map showing the locality of the Halahatang depression with sample locations identified

哈拉哈塘凹陷位于塔北隆起中西部,輪臺凸起以南、英買力低凸起以東、輪南低凸起以西,南鄰滿加爾凹陷,勘探面積達(dá)4 369 km2(圖1)。哈拉哈塘地區(qū)自上而下發(fā)育新生界第四系,新近系和古近系,中生界白堊系、侏羅系、三疊系,古生界二疊系、石炭系、志留系、奧陶系。中奧陶統(tǒng)一間房組—鷹山組1段上部是目前發(fā)現(xiàn)的主要含油層系,為巖溶儲集層。上奧陶統(tǒng)桑塔木組、良里塔格組、吐木休克組由南向北依次剝蝕尖滅,最北部為志留系柯坪塔格組覆蓋于奧陶系一間房組潛山之上?？死▋?nèi)碳酸鹽巖臺地內(nèi)部,發(fā)育連為一體的穩(wěn)定碳酸鹽巖沉積；奧陶紀(jì)末,隨著庫-滿拗拉槽的閉合,統(tǒng)一的塔北隆起初步形成,輪南-哈拉哈塘-英買力地區(qū)為其南斜坡。志留紀(jì)—泥盆紀(jì),塔北隆起繼承性發(fā)育,泥盆紀(jì)晚期,隨著塔里木板塊西南部擠壓活動不斷加強(qiáng),輪南-哈拉哈塘地區(qū)形成大型的北東向隆起,形成大范圍背斜隆起,哈拉哈塘位于背斜的西翼。石炭紀(jì)—三疊紀(jì),哈拉哈塘地區(qū)穩(wěn)定沉降,而輪南、英買力兩個北東向的低隆起持續(xù)發(fā)育,哈拉哈塘地區(qū)成為沉降凹陷,向向斜構(gòu)造轉(zhuǎn)化。新近紀(jì)以來,庫車坳陷持續(xù)強(qiáng)烈沉降,塔北地區(qū)逐漸成為庫車再生前陸盆地的前緣隆起和前陸斜坡,上古生界和中生界發(fā)生翹傾,與新生界一起呈整體北傾大單斜,哈拉哈塘地區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造格局形成[6]。

2 樣品及實驗

采集哈拉哈塘凹陷17口井奧陶系一間房組原油樣品,利用常規(guī)索氏抽提法進(jìn)行族組分分離,對于飽和烴與芳烴餾份分別進(jìn)行GC、GC-MS分析。同時從新墾區(qū)塊的新墾7井奧陶系一間房組13.3 m含油巖心段中采集9塊巖樣,每塊磨制2套包裹體薄片。

GC分析設(shè)備為島津GC-2010,以氦氣載氣,柱流量1.0 mL/min；色譜柱為HP-5彈性石英毛細(xì)柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)；柱溫由初溫100℃保持1 min,然后以4℃/min升溫至300℃,再保持25 min；檢測器為FID,溫度為300℃。

GC-MS分析設(shè)備為Agilent 6890GC/5975iMS,其GC以氦氣為載氣,流速為1 mL/min；色譜柱為HP-5MS彈性石英毛細(xì)柱(60 m×0.25 mm×0.25 μm)；進(jìn)樣口300℃,柱初溫50℃,保持1 min,然后以20℃/min升溫至120℃,以3℃/min升溫至310℃,保持25 min；MS離子化方式:EI,70 eV；數(shù)據(jù)采集方式為全掃描/多離子。

利用Leica Model DMRXP光學(xué)顯微鏡觀測包裹體產(chǎn)狀、分布、形態(tài)、熒光顏色、相態(tài)及其與宿主礦物的成巖序列關(guān)系等,并搭配Linkham THMSG 600冷熱臺測定包裹體均一溫度、冰點溫度、鹽度等熱力學(xué)特征。

3 結(jié)果分析

3.1 原油地球化學(xué)特征

哈拉哈塘凹陷原油(6.6535～6.666 km)正構(gòu)烷烴分布均呈現(xiàn)前峰型單峰態(tài)型式(圖2(a)),碳數(shù)分布范圍nC10～nC33,OEP和CPI均約為1.0,∑介于2.55～4.63,顯示較高的成熟度。孕甾烷系列豐度遠(yuǎn)高于甾烷系列的豐度,反映出其源自水體受限的、貧黏土的源巖沉積環(huán)境[7],這一點與其較低的Pr/Ph相映證[8-9]。三萜烷化合物的豐度普遍高于藿烷系列,且均以C23三環(huán)萜烷為主峰(圖2(b)),C21/C23三環(huán)萜介于0.48～0.61,C27-C28-C29規(guī)則甾烷內(nèi)組成呈“V”字型分布(圖2(c)), C28規(guī)則甾烷相對含量小于25%,全油及餾份碳同位素均輕于-30‰,這些與源自典型上奧陶統(tǒng)源巖的原油特征相一致[10-15],而且和塔北隆起塔河、輪古東和英買力油田奧陶系原油具有良好對比關(guān)系[14-17]。甾烷異構(gòu)化參數(shù)C2920S/(20S+20R)與C29ββ/(ββ+αα)介于0.53～0.57,0.52～0.57,達(dá)到或臨界于異構(gòu)化平衡終點,反映原油成熟度的Ro值為0.8%～0.9%,屬于成熟油范疇。

3.2 油氣成藏期次

3.2.1 分子地球化學(xué)證據(jù)

新墾區(qū)塊奧陶系原油在氣相色譜圖上多數(shù)具有完整的正構(gòu)烷烴系列和顯著的“UCM”鼓包,同時在m/z177質(zhì)量色譜圖上檢測出完整的C26-C3425-降藿烷系列化合物(圖2(d))。一般來說,細(xì)菌對石油烴類是依照正烷烴-支鏈烷烴-環(huán)烷烴的順序逐次進(jìn)行降解,只有在有機(jī)質(zhì)遭受強(qiáng)烈生物降解作用階段,正烷烴與支鏈烷烴喪失殆盡以后,作為五環(huán)烷烴的藿烷才遭受到生物降解,并形成生物降解成因的25-降藿烷系列。盡管對原油中25-降藿烷的成因仍存在學(xué)術(shù)爭議[18-20],但是即使是按照其源于烴源巖的觀點,這些脫甲基藿烷也應(yīng)當(dāng)以C2917α(H)25-藿烷為主,其他同系物極少,不會出現(xiàn)在生物降解原油的完整的C29-C35同型異構(gòu)體系列[21],加上在同一原油中同時檢測出明顯的“UCM”鼓包、完整的正構(gòu)烷烴系列,這種現(xiàn)象普遍認(rèn)為是嚴(yán)重生物降解原油與正常原油的混合所致[5,20,22-26],且很可能反映了兩期油氣充注過程,即早期充注原油遭受嚴(yán)重降解,晚期又接受了新的油氣充注,這與塔河油田的成藏過程相似[5,20,26]。

圖2 新墾1井原油飽和烴質(zhì)量色譜Fig.2 Saturate fraction chromatograms of oils from well XK1

3.2.2 流體包裹體巖相學(xué)特征

透射單偏光鏡下,新墾7井一間房組淺灰色灰?guī)r中可分出兩個世代的成巖礦物:一為灰泥質(zhì)粒屑重結(jié)晶的中-細(xì)晶方解石及灰?guī)r縫洞中充填的由于蝕變而透明度較差的早期方解石；二為粒屑間及灰?guī)r縫洞中充填的亮晶、連晶的晚期方解石(圖3(a))。紫外熒光下,該灰?guī)r的大部分縫洞和溶孔中,普遍飽含輕質(zhì)油或凝析油氣,發(fā)淺黃綠色、淺藍(lán)色熒光。部分晚期縫洞內(nèi)還可見有發(fā)暗褐、褐黃色熒光的深褐、褐黃色稠油或稠油瀝青,或者為發(fā)黃、褐、暗褐色熒光與淺藍(lán)、淺藍(lán)綠、淺黃綠色熒光的稠油或稠油瀝青與輕質(zhì)油或凝析油氣呈條帶狀交叉展布。

結(jié)合顯微巖相學(xué)及其油氣包裹體的顯微偏光/熒光特征,可將新墾7井一間房組淺灰色灰?guī)r的油氣包裹體劃分為三期:第一期油氣包裹體分布于第一世代方解石礦物中,包裹體成群分布(圖3(b)),油氣包裹體豐度極高(GOI值達(dá)100%),油包裹體呈灰褐、深褐色,約占85%；氣包裹體呈深灰色,約占15%。第二期油氣包裹體發(fā)育于第二世代方解石中,包裹體豐度極高(GOI處于28%～95%)。稠油包裹體與高成熟輕質(zhì)油氣包裹體或沿礦物次生微裂隙獨(dú)立成帶分布或共生于縫洞方解石、粒屑方解石、亮晶方解石膠結(jié)物的次生微裂隙中(圖3(c))。稠油包裹體與高成熟輕質(zhì)油包裹體顏色差別顯著,偏光下分別呈黃色、褐黃色、黃褐色與透明無色、淡黃色、淺黃色；熒光下分別顯示弱黃色、淺褐黃色、黃褐色、暗褐色熒光與藍(lán)色、淺藍(lán)綠色、淺黃綠色熒光?？傮w上,油包裹體約占10%,油氣兩相烴包裹體約占75%,氣烴包裹體約占15%。第三期以高成熟—過成熟天然氣包裹體為主,個別高成熟凝析油包裹體伴生。氣包裹體呈灰色,不發(fā)熒光；輕質(zhì)油包裹體呈透明無色或淡黃色,發(fā)藍(lán)、淺藍(lán)綠色熒光。此外,還觀察到獨(dú)立成帶分布于灰?guī)r縫洞亮晶方解石、粒間亮晶方解石膠結(jié)物的次生微裂隙中的干氣包裹體,無輕質(zhì)油包裹體伴生,反映晚期具有一次過成熟干氣的充注(圖3(d))。

圖3 新墾7井儲層流體包裹體鏡下特征Fig.3 Opticcal characteristics of fluid inclusions occurred in reservoir rocks of well XK7

3.2.3 流體包裹體熱力學(xué)特征

通過對油氣包裹體共生的鹽水包裹體測定均一溫度溫,其直方圖呈現(xiàn)三峰態(tài)的型式,分別與三期包裹體相對應(yīng)(圖4(a)):第一期與早期方解石填充物或重結(jié)晶粒屑方解石中的稠油、瀝青與中—輕質(zhì)油包裹體對應(yīng),均一溫度主頻65～90℃,鹽度9.21%～14.97%,冰點-6.0～-11℃。第二期包裹體構(gòu)成直方圖的中峰,主要為中-輕質(zhì)油包裹體,均一溫度主頻100～110℃,鹽度10.11%～10.49%,冰點-6.7～-7.0℃。第三期包裹體組成后峰,以高成熟—過成熟氣包裹體為主,含有少量高成熟凝析油包裹體,均一溫度主頻120～125℃,鹽度12.05%～12.51%,冰點-8.3～-8.7℃。

3.2.4 油氣充注時間

利用BasinMod重建新墾7井熱-埋藏史圖,并用實測Ro剖面對進(jìn)行校正(圖4(c)),新墾7井一間房組灰?guī)r油藏具有三次油氣充注事件(圖4(b)):第一期充注發(fā)生在402～412 Ma,持續(xù)10 Ma,期間地層古流體鹽度多有變化,地層水咸淡不均。第二期充注成藏時間為9～11 Ma,持續(xù)2 Ma。第三期以天然氣充注為主,時間為6～8 Ma,持續(xù)2 Ma。

與之相比,哈拉哈塘凹陷東部哈9井區(qū)與塔河主體區(qū)普遍經(jīng)歷過與之相似的第一期和第二期油氣充注歷史,且均與上奧陶統(tǒng)源巖對比良好[5,13,15],唯新墾7井奧陶系還發(fā)生過第三期天然氣充注過程。新墾7、9井的石油伴生氣甲烷含量66.5%～79.1%,干燥系數(shù)C1/C1-5值達(dá)0.82～0. 84；哈9、9-1甲烷含量58.5%～67.3%,干燥系數(shù)C1/C1-5值0.73～0.75,盡管均屬于“濕氣”范疇,但前者組分顯然要比后者相對偏“干”,這也應(yīng)當(dāng)是其接受第三期干氣充注的側(cè)證。從構(gòu)造背景上看,新墾7、9井井位鄰近F1大斷裂,且處于次級斷層的密集分布地帶,具備深源干氣向上運(yùn)移的通道。哈9、9-1和新墾5井井區(qū)欠缺這樣的斷裂-斷層通道條件。由于本區(qū)沒有鉆遇寒武系的井,根據(jù)臺盆區(qū)KN1井、TD1井、TD2井的實測Ro數(shù)據(jù),其寒武系泥巖Ro值已達(dá)1.73%～2.95%,處于過成熟生氣狀態(tài),而塔北隆起的奧陶系成熟度相當(dāng)于Ro值0.8%～1.2%,為成熟—高成熟階段。考慮到塔北隆起奧陶系烴源層及其原油一般未達(dá)過成熟生氣階段,且第二、三期“油”或“油、氣”的兩期充注時間,僅間隔4 Ma,卻接受了成熟度相差甚大的油氣,而且晚中新世的地層埋藏歷史并無顯著的深埋過程,故推測第三期干氣與前兩期油氣可能是異源的,干氣更可能來自寒武系烴源層。

圖4 新墾7井奧陶系油藏?zé)?埋藏史與成藏時間Fig.4 Thermal-burial history and entrapment time of Ordovician reservoir from well XK7

4 結(jié) 論

(1)新墾區(qū)塊原油源自水體受限的、貧黏土的源巖沉積環(huán)境,屬于成熟油范疇,其三環(huán)萜烷、規(guī)則甾烷、全油及餾份碳同位素等地球化學(xué)特征與典型上奧陶統(tǒng)源巖相一致。

(2)新墾區(qū)塊奧陶系原油普遍具有完整的正構(gòu)烷烴系列和顯著的“UCM”鼓包,同一原油中還檢測出完整的C26-C3425-降藿烷系列化合物,反映了早期充注原油遭受嚴(yán)重降解,晚期又接受了新的油氣充注,與塔河油田的成藏過程相似。

(3)奧陶系灰?guī)r儲層中發(fā)育兩個世代的成巖礦物,灰?guī)r的大部分縫洞和溶孔中,普遍可見黃、褐、暗褐色熒光與淺藍(lán)、淺藍(lán)綠、淺黃綠色熒光的稠油與輕質(zhì)油或凝析油氣呈條帶狀交叉展布。結(jié)合顯微巖相學(xué)及其油氣包裹體的顯微偏光/熒光特征,可將油氣包裹體劃分為三期,正好對應(yīng)于共生的鹽水包裹體均一溫度的三峰態(tài)。BasinMod模擬表明新墾地區(qū)奧陶系油藏經(jīng)歷了三次油氣充注事件,其中第三期以天然氣充注為主,可能源自深部寒武系源巖。

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(編輯 劉為清)

Hydrocarbon entrapment and accumulation for Ordovician reservoirs from Xinken block of Halahatang depression
as constrained from oil geochemistry

CHANG Xiang-chun1,2,WANG Tie-guan1,LI Qi-ming3,OU Guang-xi1,TAO Xiao-wan3
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China；
2.College of Geological Science and Engineering,Shandong University of Science and Technology,Qingdao 266590,China；
3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China)

Based on the oil geochemistry,petrography and microthermometry of fluid inclusions and basin modeling,the hydrocarbon entrapment and accumulation for Ordovician reservoirs from Xinken block of Halahatang depression was discussed.The results indicate that Ordovician oils are characterized by low C21/C23tricyclic terpanes(＜1),“V”shape of C27-C28-C29sterane distribution and light stable carbon isotope(＜-30‰),correlating well with the O3source rock.The coexisting intact n-alkane series,evident UCM and fully developed 25-norhopanes in the same oil infer the mixture of a severely palaeo biodegraded oil and later fresh oil.Viscous oil,light oil and dry gas were entrapped in two generation of calcite cements with trimodal distribution of homogenization temperatures for aqueous inclusion correspondingly.The Ordovician reservoir has undergone three charges,which occurred in 402-412,9-11 and 6-8 Ma respectively.The third entrapment is mainly dry gas possibly originated from Cambrian source rock and constrains the targets near faults communicating the deep source beds.

geochemistry；25-norhopanes；hydrocarbon inclusion；basin modeling；hydrocarbon charge

TE 122

A

1673-5005(2013)03-0044-06

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.007

2012-06-28

教育部科學(xué)技術(shù)研究重點項目(212100)；中國博士后科學(xué)基金項目( 20110490539；2012T50190)；山東科技大學(xué)科技計劃項目(2010KYTD 103；2012KYJQ101)

常象春(1974-),男,博士,主要從事油氣地質(zhì)與地球化學(xué)方面研究。E-mail:xcchang@sina.com。