準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷烴源巖和原油生物標(biāo)志物與碳同位素組成及其意義

黃?攀, 任江玲, 李二庭, 馬萬云, 徐?浩, 于?雙, 鄒艷榮, 潘長春*

?

準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷烴源巖和原油生物標(biāo)志物與碳同位素組成及其意義

黃?攀1, 任江玲2, 李二庭2, 馬萬云2, 徐?浩1, 于?雙1, 鄒艷榮1, 潘長春1*

(1. 中國科學(xué)院 廣州地球化學(xué)研究 所有機(jī)地球化學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 廣東 廣州?510640; 2. 中國石油新疆油田公司 實(shí)驗(yàn)檢測研究院 地質(zhì)實(shí)驗(yàn)中心, 新疆 克拉瑪依?834000)

對準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷6個下二疊統(tǒng)風(fēng)城組(P1f)烴源巖抽提物和10個原油樣品進(jìn)行了色譜、色譜-質(zhì)譜和色譜-同位素比值質(zhì)譜分析。依據(jù)分子和碳同位素地球化學(xué)特征, 將10個原油樣品分為三組。第一組具有如下特征: (1) Pr/C17和Ph/C18值較高; (2)幾乎不含Ts、C29Ts和C30重排藿烷; (3) 伽馬蠟烷和胡蘿卜烷相對含量高; (4) 三環(huán)萜烷分布模式為C20C21C23; (4) 正構(gòu)烷烴單體13C值則隨碳數(shù)增加而變輕。該組油樣是Ⅱ類原油的端元代表。第三組油樣為介于Ⅰ類和Ⅱ類原油之間的過渡類型。6個烴源巖樣品抽提物分子指標(biāo)與該凹陷“典型”下二疊統(tǒng)風(fēng)城組(P1f)烴源巖及Ⅰ類原油具有一定的差異, 而與之前認(rèn)為的中二疊統(tǒng)下烏爾禾組(P2w)烴源巖及Ⅱ類原油類似。烴源巖抽提物之間正構(gòu)烷烴單體13C值具有較大的差異, 并且比10個原油樣相對偏輕。在瑪湖凹陷至今尚未鉆遇有較大生油潛力的下烏爾禾組烴源巖樣品, 風(fēng)城組烴源巖既是Ⅰ類原油的油源, 也可能是Ⅱ類原油的主要油源。由于有機(jī)巖相及成熟度的差異, 導(dǎo)致來源于同一套烴源巖的原油具有不同的生物標(biāo)志物和碳同位素組成。

風(fēng)城組烴源巖; 生物標(biāo)志物; 單體烴碳同位素; 瑪湖凹陷

0 引 言

瑪湖凹陷是準(zhǔn)噶爾盆地最重要的生油凹陷, 其周緣構(gòu)造主要有烏-夏斷裂帶、克-百斷裂、中拐凸起、達(dá)巴松凸起、夏鹽凸起。該凹陷二疊系地層最大厚度近7000 m, 其中風(fēng)城組和下烏爾禾組地層最大厚度分別為1800 m和1400 m。該凹陷不僅是盆地西北緣油氣聚集帶的主要烴源灶, 盆地腹部隆起區(qū)部分油氣也來源于瑪湖凹陷[1]。

早期研究將西北緣的原油分為兩類[2–4]。Ⅰ類原油具有類異戊二烯烷烴含量高, 姥鮫烷與植烷比值Pr/Ph<1, 伽馬蠟烷和胡蘿卜烷含量高, 不含Ts和C30重排藿烷, 或兩類化合物相對含量很低。Ⅰ類原油來源于下二疊統(tǒng)風(fēng)城組(P1f)烴源巖, 主要分布于盆地西北緣的克-夏斷裂帶, 從克拉瑪依至烏爾禾、夏子街。Ⅱ類原油類異戊二烯烷烴含量相對較低, 姥鮫烷與植烷比值Pr/Ph>1, 伽馬蠟烷和胡蘿卜烷含量相對較低, 含有一定量的Ts和C30重排藿烷。Ⅱ類原油可能是多源的, 主要來源于中二疊統(tǒng)下烏爾禾組(P2w)烴源巖, 部分可能來源于下二疊統(tǒng)佳木河組和石炭系烴源巖。Ⅱ類原油主要分布于盆地西北緣南部紅-車斷裂帶, 從克拉瑪依、紅山嘴至車排子。后來, 新疆油田王緒龍等提出用三環(huán)萜烷C20、C21和C23分布型式作為判識西北緣和盆地腹部二疊系烴源巖油源的指標(biāo): 分布形式C20C23的原油來源于中二疊統(tǒng)下烏爾禾組(P2w)烴源巖, C20>C21>C23的原油來源于下二疊統(tǒng)佳木河組(P1j)烴源巖[5–6]。曹劍研究組依據(jù)三環(huán)萜烷分布模式進(jìn)一步研究盆地西北緣及腹部油氣藏的油源與成藏過 程[7–10]。王緒龍等近期總結(jié)了準(zhǔn)噶爾盆地?zé)N源巖與原油地球化學(xué)特征[11], 將西北緣原油分為三類: 第一類原油全油碳同位素組成介于?30‰ ~ ?29‰之間, 類異戊二烯烷烴、胡蘿卜烷和伽馬蠟烷等組分含量高, Ts含量低, 三環(huán)萜烷分布形式主要為C20C23, 主要分布于瑪湖凹陷南部和車拐地區(qū)。第三類原油全油碳同位素組成介于?30‰ ~ ?28.5‰之間, 類異戊二烯烷烴和胡蘿卜烷等組分含量高, 三環(huán)萜烷含量遠(yuǎn)高于五環(huán)三萜烷, 三環(huán)萜烷分布形式主要為C20>C21>C23, 主要分布于瑪湖凹陷北部與東北部。如果將這三類原油與早期的原油分類作對比[2–4], 可以發(fā)現(xiàn)第一類原油可以與早期研究中的Ⅰ類原油相對應(yīng), 第二類原油可以與早期研究中的Ⅱ類原油相對應(yīng), 第三類原油也基本屬于早期研究中的Ⅰ類原油。

以往對瑪湖凹陷風(fēng)城組烴源巖地球化學(xué)特征及油源的對比研究, 主要依據(jù)采自風(fēng)城地區(qū)風(fēng)城組白云質(zhì)泥巖, 或泥質(zhì)、凝灰質(zhì)白云巖樣品, 烴源巖形成環(huán)境為咸化湖泊相。這類烴源巖與西北緣Ⅰ類原油在生物標(biāo)志物組成上具有很好的對比性。本次研究工作, 將這一類烴源巖稱為“典型”的風(fēng)城組烴源巖[2–4]。

油源的認(rèn)識是油氣成藏研究的基礎(chǔ)。前人研究認(rèn)為下二疊統(tǒng)風(fēng)城組(P1f)和中二疊統(tǒng)下烏爾禾組(P2w)是本地區(qū)最重要的烴源巖[1–6], 但至今僅在瑪湖凹陷中北部風(fēng)城、風(fēng)南、夏子街和瑪東等地區(qū)的鉆井鉆揭了風(fēng)城組優(yōu)質(zhì)烴源巖。對于下烏爾禾組烴源巖, 僅在艾參1井鉆揭了該套烴源巖, 且由于類型較差, 可能不具代表性[2–4]。近幾年, 新疆油田公司在瑪湖凹陷的西斜坡針對巖性油氣藏的勘探取得重大進(jìn)展[1]。不同區(qū)塊巖性油氣藏的原油和斷裂帶各油田(風(fēng)城、風(fēng)南、夏子街等油田)的原油在物性、分子地球化學(xué)指標(biāo)和碳同位素組成方面都存在一定的差異, 這些差異究竟是由于風(fēng)城組烴源巖巖相和成熟度的變化, 還是由于更老的烴源巖(下二疊統(tǒng)佳木河組和石炭系烴源巖)的貢獻(xiàn)尚不清楚, 不同的認(rèn)識無疑對下一步勘探產(chǎn)生重要影響。

近十幾年, 正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成及分布特征廣泛應(yīng)用于油氣源對比[12–16]。至今尚未見到對準(zhǔn)噶爾盆地西北緣兩類原油及二疊系烴源巖正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成研究的報道。本次工作擬通過對瑪湖凹陷6個風(fēng)城組烴源巖樣抽提物和10個原油樣色譜、色譜-質(zhì)譜和色譜-同位素比值質(zhì)譜的分析, 對瑪湖西斜坡風(fēng)城組烴源巖和原油的生物標(biāo)志物及正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成特征進(jìn)行研究, 并對原油油源做討論。

1 樣品與實(shí)驗(yàn)

1.1 樣?品

本項(xiàng)研究采集、分析了6個烴源巖樣和10個油樣。6個烴源巖樣品分別采自風(fēng)南1井(FN1)、風(fēng)南4井(FN4)、風(fēng)南5井(FN5)和夏76井(X76)。10個油樣分別采自夏71井(X71)、瑪15井(MA15)、烏42井(W42)、風(fēng)21井(F21)、風(fēng)南4井(FN4)、克901井(K901)、克94井(K94)、克92井(K92)、克302井(K302)和拐25井(G25)等鉆井(圖1, 表1)。

1.2 族組分分析

分別取各個烴源巖抽提物和原油樣品20~ 30 mg。對于烴源巖抽提物, 先用少量二氯甲烷溶解, 再用正己烷稀釋至少40倍, 沉淀、分離出瀝青質(zhì)。對于原油樣則直接用40倍正己烷稀釋, 沉淀、分離出瀝青質(zhì)。將除去瀝青質(zhì)組分之后的樣品, 用硅膠/氧化鋁柱進(jìn)行柱層析分離, 分別用80 mL正己烷、50 mL正己烷﹕二氯甲烷混合溶劑(體積比2﹕1)和30 mL甲醇沖洗, 獲得飽和烴、芳烴和非烴組分。飽和烴進(jìn)一步做氣相色譜(GC)分析, 之后用脲素絡(luò)合的方法從飽和烴中分離出正構(gòu)烷烴和異構(gòu)烷烴-環(huán)烷烴組分。正構(gòu)烷烴組分進(jìn)一步做單體烴碳同位素組成(GC-IRMS)分析, 而異構(gòu)烷烴-環(huán)烷烴組分則進(jìn)一步做色譜-質(zhì)譜(GC-MS)分析。

圖1 采樣位置圖

1.3?GC、GC-MS和GC-IRMS分析條件

GC分析使用HP5890色譜儀配置30 m × 0.32 mm HP-5色譜柱(涂層厚0.25 μm), 載氣為氮?dú)?。柱溫條件為: 初始溫度70 ℃, 保留5 min, 以4 ℃/min速率升溫至290 ℃, 再保留15 min。

GC-MS分析使用Thermal Scientific DSQ II 質(zhì)譜儀, 配置Trace GC ULTRA 色譜儀。色譜柱為HP-5MS (30 m × 0.25 mm), 涂層厚0.25 μm, 載氣為氦氣。柱溫條件為: 初始溫度80 ℃, 保留2 min, 以8 ℃/min速率升溫至180 ℃, 再以2 ℃/min速率升溫至290 ℃, 保留15 min。

GC-IRMS分析采用英國GV Instruments 公司生產(chǎn)的Agilent 6890-Isoprime 型氣相色譜-穩(wěn)定同位素質(zhì)譜聯(lián)用儀。色譜柱為HP-5MS(30 m × 0.25 mm), 涂層厚度0.25 μm。載氣為氦氣。柱溫條件為: 初始溫度80 ℃, 恒溫1.5 min, 以20 ℃/min 速率升溫至130 ℃, 然后再以4 ℃/min速率升溫至290 ℃, 恒溫15 min。用購于Indiana大學(xué)的正構(gòu)烷烴混合標(biāo)樣(C12–C35)作外標(biāo), 來監(jiān)測同位素測定的精度。每個樣品至少測定兩次, 每次測定結(jié)果的差異小于0.5‰。以各次測定結(jié)果的平均值作為該樣品的最終結(jié)果。

2 結(jié)果與討論

2.1 烴源巖有機(jī)碳含量、Rock-Eval參數(shù)

6個風(fēng)城組烴源巖有機(jī)碳含量(TOC)介于1.07%~2.77%之間, 氫指數(shù)(H)除樣品FN5S1偏低, 為290 mg/g外, 其他5個樣品介于447~524 mg/g之間。最高熱解峰溫(max)介于432~447 ℃之間 (表1)。

2.2 族組成

6個烴源巖樣品抽提物飽和烴、芳烴、非烴和瀝青質(zhì)組分含量分別介于49.7%~58.5%、6.2%~ 24.7%、13.3%~27.0%和9.2%~14.0%之間。10個原油樣品飽和烴、芳烴、非烴和瀝青質(zhì)組分含量則分別介于60.4%~79.9%、10.9%~15.4%、3.8%~10.9%和2.1%~15.0%之間。原油與烴源巖抽提物相比, 含有較多的飽和烴組分和較少的非烴與瀝青質(zhì)組分。除油樣F21O瀝青質(zhì)含量較高, 為15.0%外, 其他9個樣品介于2.09%~6.89%之間(表1)。

2.3 正構(gòu)烷烴與類異戊二烯烷烴相對含量

6個烴源巖抽提物和10個原油樣品分子地球化學(xué)指標(biāo)見表2和圖2。6個烴源巖抽提物飽和烴色譜和191質(zhì)量色譜圖見圖3和圖4。10個原油樣品飽和烴色譜和191質(zhì)量色譜圖見圖5和圖6。

表1 烴源巖有機(jī)碳含量(TOC)、Rock-Eval參數(shù)、烴源巖與原油族組成

表2 原油及烴源巖分子參數(shù)

注: 1?Pr/C17; 2?Ph/C18; 3?Pr/Ph; 4?C20/C21三環(huán)萜烷; 5?C21/C23三環(huán)萜烷; 6?C23三環(huán)萜烷/(C23三環(huán)萜烷+C30藿烷); 7?Ts/Tm; 8?C30重排藿烷/ C30藿烷; 9?C29Ts/C29藿烷; 10?伽馬蠟烷/C31升藿烷(22R+22S); 11?β-胡蘿卜烷/(β-胡蘿卜烷+C30藿烷)

圖2?烴源巖抽提物和原油分子參數(shù)相關(guān)關(guān)系圖

1?C29Ts; 2?C30重排藿烷; 3?C31藿烷(22S); 4?C31藿烷(22R); C19―C25?三環(huán)萜烷; G?伽馬蠟烷

1?C29Ts; 2?C30diahopane; 3?C31hopane (22S); 4?C31hopane (22R); C19―C25?tricyclic terpanes; G?gammacerane

圖4?烴源巖FN5S1、X76S1和X76S2飽和烴色譜和萜烷質(zhì)量色譜圖

1?C29Ts; 2?C30重排藿烷; 3?C31藿烷(22S); 4?C31藿烷(22R); C19―C25?三環(huán)萜烷; G?伽馬蠟烷

1?C29Ts; 2?C30diahopane; 3?C31hopane (22S); 4?C31hopane (22R); C19―C25?tricyclic terpanes; G?gammacerane

烴源巖FN1S1抽提物Pr和Ph相對含量較低, Pr/C17和Ph/C18值明顯小于1 (圖2a, 圖3a), 其他烴源巖樣品抽提物Pr和Ph相對含量較高, Pr/C17和Ph/C18值接近或大于1, 與“典型”的風(fēng)城組烴源巖及Ⅰ類原油特征一致 (圖2a, 圖3b, 圖3c, 圖4a, 圖4c)。

北部的5個油樣X71O、MA15O、W42O、F21O和FN4O類異戊二烯烷烴含量高, Pr/C17和Ph/C18值大于或接近于1 (表2, 圖2a, 圖5a―圖5e), 與Ⅰ類原油的特征一致。南部的兩個油樣G25O和K901O類異戊二烯烷烴含量明顯偏低, Pr/C17和Ph/C18值均低于0.5 (表2, 圖2a, 圖6a, 圖6e), 與Ⅱ類原油特征一致。南部油樣K302O類異戊二烯烷烴含量也相對較低, Pr/C17和Ph/C18值明顯小于1(表2, 圖2a, 圖6d), 另外兩個南部油樣K94O和K92O類異戊二烯烷烴含量則相對較高, 與北部的5個原油樣接近, Pr/C17和Ph/C18值高于或接近于1 (表2, 圖2a, 圖6b, 圖6c)。

圖5 瑪湖凹陷北部原油X71O、MA15O、W42O、F21O和FN4O飽和烴色譜和萜烷質(zhì)量色譜圖

1?C29Ts; 2?C30重排藿烷; 3?C31藿烷(22S); 4?C31藿烷(22R); C19―C25?三環(huán)萜烷; G?伽馬蠟烷

1?C29Ts; 2?C30diahopane; 3?C31hopane (22S); 4?C31hopane (22R); C19―C25?tricyclic terpanes; G?gammacerane

圖6?瑪湖凹陷南部原油K901O、K94O、K92O、K302O和G25O飽和烴色譜和萜烷質(zhì)量色譜圖

1?C29Ts; 2?C30重排藿烷; 3?C31藿烷(22S); 4?C31藿烷(22R); C19―C25?三環(huán)萜烷; G?伽馬蠟烷

1?C29Ts; 2?C30diahopane; 3?C31hopane (22S); 4?C31hopane (22R); C19―C25?tricyclic terpanes; G?gammacerane

2.4 萜烷分布特征

風(fēng)南1井烴源巖FN1S1和風(fēng)南4井烴源巖FN4S1抽提物Ts相對含量較高, Ts/Tm值分布在0.89~0.72之間, 同時有一定含量的C29Ts和C30重排藿烷(表2, 圖2b, 圖3d, 圖3f)。這些特征與“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油具有明顯差異, 而與Ⅱ類原油的特征一致[2?4]。此外, 風(fēng)南1井烴源巖FN1S2和夏76井烴源巖X76S1、X76S2抽提物也具有一定含量的Ts (表2, 圖2b, 圖3e, 圖4e, 圖4f), 與“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油具有一定的差異[2?4]。僅風(fēng)南5井烴源巖樣品FN5S1幾乎不含Ts、C29Ts和C30重排藿烷(表2, 圖2b, 圖4d), 與“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油特征一致[2?4]。

北部4個油樣MA15O、W42O、F21O和FN4O和南部3個油樣K94O、K92O和K302O幾乎不含Ts、C29Ts和C30重排藿烷(表2, 圖2b, 圖5g—圖5j, 圖6g—圖6i), 與“典型”風(fēng)城組烴源巖及Ⅰ類原油的地球化學(xué)特征一致[2?4]。南部另2個油樣K901O和G25O含有一定量的Ts、C29Ts和C30重排藿烷(表2, 圖2b, 圖6f, 圖6j), 與Ⅱ類原油的特征一致[2?4]。值得一提的是, 北部原油樣X71O含有較高的Ts、C29Ts和C30重排藿烷, Ts/Tm值大于1(表2, 圖2b, 圖5f), 明顯不同于“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油, 而與Ⅱ類原油特征一致[2?4]。

6個烴源巖樣抽提物的伽馬蠟烷和胡蘿卜烷相對含量均較低。伽馬蠟烷/C31藿烷和β-胡蘿卜烷/ (β-胡蘿卜烷+C30藿烷)值分別介于0.32~0.44和0.21~ 0.66之間 (表2, 圖2c, 圖3d—圖3f, 圖4d—圖4f), 與“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油具有明顯的差異, 而與Ⅱ類原油的特征一致[2?4]。

北部5個油樣FN4O、F21O、W42O、M15O和X71O和南部2個油樣K302O和K92O伽馬蠟烷相對含量較高, 伽馬蠟烷/C31藿烷值介于0.73~1.54之間(表2, 圖2c, 圖5f—圖5j, 圖6h, 圖6i), 與“典型”的風(fēng)城組烴源巖及Ⅰ類原油的地球化學(xué)特征一 致[2?4]。南部另外3個油樣K94O、G25O和K901O伽馬蠟烷相對含量較低, 伽馬蠟烷/C31藿烷值介于0.20~0.58之間(表2, 圖2c, 圖6f, 圖6g, 圖6j), 與“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油具有明顯的差異, 而與Ⅱ類原油的特征一致[2?4]。

北部4個油樣FN4O、F21O、W42O和M15O和南部的3個油樣K302O、K92O和K94O的β-胡蘿卜烷相對含量較高, β-胡蘿卜烷/(C30藿烷+C30藿烷)值介于0.88~0.96之間(表2, 圖2c, 圖5g—圖5j, 圖6g—圖6i), 與“典型”的風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油特征一致[2?4]。其他3個油樣(X71O、K901O和G25O)的β-胡蘿卜烷相對含量較低, β-胡蘿卜烷/(β-胡蘿卜烷+C30藿烷)值介于0.54~0.77之間(表2, 圖2c, 圖5f, 圖6f, 圖6j), 與“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油具有明顯的差異, 而與Ⅱ類原油的特征一致[2?4]。

4個烴源巖樣品FN1S1、FN4S1、X76S1和X76S2抽提物C20、C21和C23三環(huán)萜烷具有C20C23(表2, 圖2d, 圖3e), 與下烏爾禾組烴源巖及Ⅱ類原油特征一致[5?6]。

北部油樣X71O、FN4O、F21O和W42O三環(huán)萜烷分布模式為C20C23(表2, 圖2d, 圖6f—圖6j), 與下烏爾禾組烴源巖及Ⅱ類原油特征一致[5?6]。

烴源巖FN5S1與北部原油MA15O三環(huán)萜烷分布模式為C20>C21

2.5 正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成

6個烴源巖樣品之間正構(gòu)烷烴單體13C值有一定的差異, 主要介于?32‰ ~ ?30‰之間(圖7a)。烴源巖FN5S1不同碳數(shù)正構(gòu)烷烴單體13C值變化范圍較大, 介于?34‰ ~ ?27‰之間, 最大相差6‰, 可能反映該樣品生烴母質(zhì)的復(fù)雜性。其他5個烴源巖樣品不同碳數(shù)正構(gòu)烷烴單體13C值變化范圍較小, 差值小于2‰ (圖7a)。樣品FN4S1和FN5S1正構(gòu)烷烴單體13C值具有隨碳數(shù)增大而變重的趨勢, 其他樣品13C值隨正構(gòu)烷烴碳數(shù)增加無明顯變化趨勢(圖7a)。

10個原油樣正構(gòu)烷烴單體13C值介于?31‰ ~ ?27‰之間(圖7b, 圖7c), 相對重于烴源巖。凹陷北部油樣F21O、X71O、FN4O和W42O正構(gòu)烷烴單體13C值非常接近, 并且具有隨碳數(shù)增加而變重的趨勢(圖7b)。北部油樣MA15O正構(gòu)烷烴單體13C值較其他4個油樣明顯偏重, 并且隨碳數(shù)增加無明顯變化趨勢(圖7b)。

圖7 烴源巖和原油樣正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成

南部油樣K92O、K901O、K302O和G25O正構(gòu)烷烴單體13C值具有隨碳數(shù)增加而變輕的趨勢。其中, K92O、K901O和K302O油樣正構(gòu)烷烴單體13C值非常接近, 而G25O油樣正構(gòu)烷烴單體13C值明顯偏重(圖7c)。此外, 南部油樣K94O隨正構(gòu)烷烴碳數(shù)增加13C值無明顯變化趨勢(圖7c)。

2.6 原油的來源

根據(jù)Pr/C17、Ph/C18值和萜烷分布特征, 凹陷北部4個油樣MA15O、W42O、F21O和FN4O代表Ⅰ類原油的端元類型, 來源于“典型”風(fēng)城組烴源 巖[2?6]。凹陷南部油樣K901O和G25O具有較低的Pr/C17和Ph/C18值, 相對較低的伽馬蠟烷和胡蘿卜烷含量(圖2a, 圖2c), 并且具有C20C23三環(huán)萜烷分布模式(表2, 圖2d, 圖6f, 圖6j), 代表Ⅱ類原油的端元類型[2?6]。綜合各類分子指標(biāo), 北部油樣X71O及南部油樣K94O、K92O和K302O可以劃分為介于Ⅰ類和Ⅱ類原油之間的過渡類型。

烴源巖和原油的正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成既與生烴母質(zhì)有關(guān), 也與成熟度有關(guān)。凹陷北部X71O、W42O、F21O和FN4O油樣正構(gòu)烷烴單體13C值非常相似, 并且13C值隨碳數(shù)增加而變重(圖7b), 反映了這4個油樣的生烴母質(zhì)類型及成熟度相似。而依據(jù)分子指標(biāo), 屬于Ⅰ類原油端元類型的油樣MA15O正構(gòu)烷烴單體13C值及其隨碳數(shù)變化趨勢與上述4個油樣具有明顯的差異, 反映該油樣與其他4個油樣在生烴母質(zhì)和成熟度上具有一定的差異。凹陷南部油樣K92O、K901O、K302O和G25O具有隨碳數(shù)增加, 正構(gòu)烷烴單體13C值變輕的趨勢。其中, K92O、K901O和K302O油樣正構(gòu)烷烴單體13C值非常接近(圖7c), 說明這3個油樣的生烴母質(zhì)和成熟度比較接近, 而油樣G25O的生烴母質(zhì)和成熟度與這3個油樣具有一定的差異。此外, 油樣K94O隨正構(gòu)烷烴碳數(shù)增加13C值無明顯變化趨勢(圖7c), 該油樣與其他南部4個油樣之間, 在生烴母質(zhì)和成熟度的差異更大。

6個風(fēng)城組烴源巖抽提物在Pr/C17和Ph/C18值, Ts、C29Ts、C30重排藿烷、伽馬蠟烷和胡蘿卜烷等生物標(biāo)志物相對含量以及三環(huán)萜烷分布模式等方面不同程度地不同于“典型”風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油, 而與Ⅱ類原油相似。6個烴源巖抽提物之間正構(gòu)烷烴單體13C值具有較大的差異, 并且比10個油樣相對偏輕(圖7a)。這些結(jié)果表明風(fēng)城組烴源巖不僅是Ⅰ類原油的油源, 也是Ⅱ類原油的油源, 至少是部分Ⅱ類原油的油源。

以往的研究認(rèn)為準(zhǔn)噶爾盆地西北緣Ⅰ類原油來源于風(fēng)城組烴源巖, 而Ⅱ類原油主要來源于下烏爾禾組烴源巖, 部分來源于下二疊統(tǒng)佳木河組、甚至石炭系烴源巖[2?6]。本項(xiàng)研究結(jié)果表明這兩類原油可能均主要來源于風(fēng)城組烴源巖。至今為止, 在瑪湖凹陷尚未鉆遇有效的、具有較大生油潛力的下烏爾禾組烴源巖樣品。因此, 兩類原油均主要來源于風(fēng)城組烴源巖的可能性比較大, 只是在瑪湖凹陷北部與南部, 該套烴源巖由于沉積環(huán)境、有機(jī)巖相和成熟度差異較大, 因而具有不同的分子與碳同位素地球化學(xué)特征。

3 結(jié) 論

瑪湖凹陷北部油樣MA15O、W42O、F21O和FN4O幾乎不含Ts、C29Ts和C30重排藿烷, 伽馬蠟烷和胡蘿卜烷相對含量高, 三環(huán)萜烷分布特征為C20C21C23三環(huán)萜烷分布模式, 為Ⅱ類原油的端元類型。北部油樣X71O和南部油樣K94O、K92O和K302O則為Ⅰ類和Ⅱ類原油之間的過渡類型。Ⅰ、Ⅱ兩類原油之間, 以及同一類原油之間正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成存在不同程度的差異, 反映了生烴母質(zhì)與成熟度的變化。

6個風(fēng)城組烴源巖抽提物不同程度地具有Ⅱ類原油的生物標(biāo)志物組成特征, 而與“典型”的風(fēng)城組烴源巖和Ⅰ類原油的特征有一定的差異。6個烴源巖抽提物之間正構(gòu)烷烴單體13C值也有較大的差異, 并且比10個原油樣正構(gòu)烷烴單體13C值相對偏輕。

瑪湖凹陷Ⅰ、Ⅱ兩類原油可能主要來源于風(fēng)城組同一套烴源巖。由于在不同地區(qū)、或同一地區(qū)不同深度該套烴源巖的沉積環(huán)境、有機(jī)巖相及成熟度差異較大, 造成來源于該套烴源巖的原油具有不同的分子與碳同位素地球化學(xué)特征。

感謝中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所彭平安院士、中國石油新疆油田公司王緒龍教授、新疆油田公司實(shí)驗(yàn)檢測研究院向?qū)毩土谓ǖ赂呒壒こ處煂Ρ卷?xiàng)研究的大力支持與幫助。感謝評審專家對本文的評審與批改意見。

[1] 匡立春, 唐勇, 雷德文, 吳濤, 瞿建華. 準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷斜坡區(qū)三疊系百口泉組扇控大面積巖性油藏勘探實(shí)踐[J]. 中國石油勘探, 2014, 19(6): 14–23.Kuang Li-chun, Tang Yong, Lei De-wen, Wu Tao, Qu Jian-hua. Exploration of fan-controlled large-area lithologicaloil reserv-oirs of Triassic Baikouquan Formation in slope zone of Mahu Depression in Junggar Basin[J]. China Pet Explor, 2014, 19(6): 14–23 (in Chinese with English abstract).

[2] 楊斌. 準(zhǔn)噶爾盆地生油巖評價[J]. 新疆石油地質(zhì), 1982, 3(2): 1–54. Yang Bin. Source rock evaluation of Junggar Basin[J]. Xinjiang Pet Geol, 1982, 3(2): 1-54 (in Chinese with English abstract).

[3] 楊斌, 蔣助生, 李建新, 王緒龍. 準(zhǔn)噶爾盆地西北緣油源研究[M]//羅斌杰, 王祖國,林禾杰, 張國俊, 趙生才, 彭希齡, 周中毅, 靳仰廉, 劉振武. 準(zhǔn)噶爾盆地油氣地質(zhì)綜合研究.蘭州: 甘肅科學(xué)技術(shù)出版社, 1992: 62–73. Yang Bin, Jiang Zhu-sheng, Li Jian-xin, Wang Xu-long. Origins of petroleum in northwestern Junggar Basin[M]//Luo Bin-jie, Wang Zu-guo, Lin He-jie, Zhang Guo-jun, Zhao Sheng-cai, Peng Xi-ling, Zhou Zhong-yi, Jin Yang-lian, Liu Zhen-wu. Petroleum Geology of the Junggar Basin. Lanzhou: Gansu Science and Technology Press, 1992: 62–73 (in Chinese).

[4] 周中毅, 盛國英, 沈汝浪, 閔育順, 林茂福, 張鴻斌, 宋明仁. 準(zhǔn)噶爾盆地石油有機(jī)地球化學(xué)研究[M]. 北京: 科學(xué)出版社, 1989: 1–72. Zhou Zhong-yi, Sheng Guo-ying, Sheng Ru-lang, Min Yu- shun, Lin Mao-fu, Zhang Hong-bin, Song Ming-ren. Petroleum Geochemistry of Junggar Basin, China[M]. Beijing: Science Press, 1989: 1–72 (in Chinese).

[5] 王緒龍, 康素芳. 準(zhǔn)噶爾盆地腹部及西北緣斜坡區(qū)原油成因分析[J]. 新疆石油地質(zhì), 1999, 20(2): 108–112. Wang Xu-long, Kang Su-fang. Analysis of crude origin in hinterland and slope of northwest margin, Junggar Basin[J]. Xinjiang Pet Geol, 1999, 20(2): 108–112 (in Chinese with English abstract).

[6] 王緒龍, 康素芳. 準(zhǔn)噶爾盆地西北緣瑪北油田油源分析[J]. 西南石油學(xué)院學(xué)報, 2001, 23(6): 6–8. Wang Xu-long, Kang Su-fang. The oil source of the Mabei oil field, northwest Junggar Basin[J]. J Southwest Pet Inst, 2001, 23(6): 6–8 (in Chinese with English abstract).

[7] Cao J, Zhang Y, Hu W, Yao S, Wang X, Zhang Y, Tang Y. The Permian hybrid petroleum system in the northwest margin of the Junggar Basin, NW China[J]. Mar Pet Geol, 2005, 22(3): 331–349.

[8] Cao J, Yao S, Jin Z, Hu W, Zhang Y. Petroleum migration and mixing in the northwestern Junggar Basin (NW China): Constraints from oil-bearing fluid inclusion analyses[J]. Org Geochem, 2006, 37(7): 827–846.

[9] Wu M, Cao J, Wang X, Tang, Y, Xiang B, Wang B. Organic geochemical identification of reservoir oil-gas-water layers in the Junggar Basin, NW China[J]. Mar Pet Geol, 2014, 57: 594–602.

[10] Xiang B, Zhou N, Ma W, Wu M, Cao J. Multiple-stage migration and accumulation of Permian lacustrine mixed oils in the central Junggar Basin (NW China)[J]. Mar Pet Geol, 2015, 59: 187–201.

[11] 王緒龍, 支東明, 王嶼濤, 陳建平, 秦志軍, 劉德光, 向英, 蘭文芳, 李娜. 準(zhǔn)噶爾盆地?zé)N源巖與油氣地球化學(xué)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2013: 1–565. Wang Xu-long, Zhi Dong-ming, Wang Yu-tao, Chen Jian-ping, Qin Zhi-jun, Liu De-guang, Xiang Ying, Lan Wen-fang, Li Na. Source Rocks and Oil-Gas Geochemistry in Junggar Basin[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2013: 1–565 (in Chinese).

[12] 肖中堯, 盧玉紅, 桑紅, 潘振中, 李毓豐. 一個典型的寒武系油藏: 塔里木盆地塔中62井油藏成因分析[J]. 地球化學(xué), 2005, 34(2): 155–160. Xiao Zhong-yao, LU Yu-hong, Sang Hong, Pan Zhen-zhong, Li Yu-feng. A typical Cambrian oil reservoir: Origin of oil reservoir in Well TZ62, Tarim Basin[J]. Geochimica, 2005, 34(2): 155–160 (in Chinese withEnglish abstract).

[13] 王勁驥, 潘長春, 姜蘭蘭, 呂修祥, 李建交. 塔中4油田石炭系儲層不同賦存狀態(tài)烴類分子和碳同位素對比研究[J]. 地球化學(xué), 2010, 39(5): 479–490. Wang Jin-ji, Pan Chang-chun, Jiang Lan-lan, Lü Xiu-xiang, Li Jian-jiao. Molecular and carbon isotope correlation of free, adsorbed and inclusion oils from the Carboniferous sandstone in the Tazhong-4 Oilfield[J]. Geochimica, 2010, 39(5): 479– 490 (in Chinese with English abstract).

[14] 王軍, 廖建德, 向?qū)毩? 王緒龍, 于雙, 鄒艷榮, 潘長春. 準(zhǔn)噶爾盆地滴南凸起含油儲集巖分子與碳同位數(shù)地球化學(xué)研究[J]. 地球化學(xué), 2014, 43(5): 489-501. Wang Jun, Liao Jian-de, Xiang Bao-li, Wang Xu-long, Yu Shuang, Zou Yan-rong, Pan Chang-chun. Molecular and carbon isotopic compositions of oil components in the reservoir rocks from Dinan uplift, Junggar basin[J]. Geochimica, 2014, 43(5): 489–501 (in Chinese with English abstract).

[15] 王強(qiáng), 彭平安, 曾建, 鄒艷榮, 于赤靈, 張寶收, 肖中堯. 葉城凹陷柯東1井凝析油及及柯克亞原油的油源分析[J]. 地球化學(xué), 2014, 43(5): 469–476. Wang Qiang, Peng Ping-an, Zeng Jian, Zou Yan-rong, Yu Chi-ling, Zhang Bao-shou, Xiao Zhong-yao. Oil source of condensates from Well Kedong and Kekeya in Yecheng depression[J]. Geochimica, 2014, 43(5): 469–476 (in Chinese with English abstract).

[16] Yu S, Wang X, Xiang B, Liao J, Wang J, Li E, Yan Y, Cai Y, Zou Y, Pan C. Organic geochemistry of Carboniferous source rocks and their generating oils from the Eastern Junggar Basin, NW China[J]. Org Geochem, 2014, 77: 72–78.

Biomarker and carbon isotopic compositions of source rock extracts and crude oils from Mahu Sag, Junggar Basin

HUANG Pan1, REN Jiang-ling2, LI Er-ting2, MA Wan-yun2, XU Hao1, YU Shuang1, ZOU Yan-rong1and PAN Chang-chun1*

1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou?510640, China; 2. Research Institute of Experiment and Testing, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay?834000, China

GC, GC-MS and GC-IRMS analyses were performed on six extracts from source rocks within the Lower Permian Fengcheng Formation (P1f) and ten oils collected from the Mahu Sag, Junggar Basin. Based on molecular and carbon isotopic compositions, the oils can be classified into three groups. Group 1 oils are characterized by: (1) high Pr/C17and Ph/C18ratios, (2) negligible amounts of Ts, C29Ts and C30diahopane, (3) high relative concentrations of gammacerane and carotanes, (4) tricyclic terpane distribution pattern of C20C21C23, and (4)13C values of individual-alkanes increasingly lighter with carbon number of-alkanes. Group 2 oils are representatives of the end member of type Ⅱ oils. Group 3 oils are of intermediates between types Ⅰ and II oils. The six source rock extracts are more or less different from the “typical” source rocks within the Lower Permian Fengcheng Formation (P1f) and type Ⅰ oils, but similar to source rocks within the Middle Permian Lower Wuerhe Formation (P2w) and type Ⅱ oils in molecular compositions.13C values of individual-alkanes among the six source extracts vary significantly, and are relatively lighter than those of the 10 oils. So far, source rocks with a high oil generative potential have not been penetrated from the Lower Wuerhe Formation by boreholes. Both the type Ⅰ and Ⅱ oils were possibly mainly generated from the source rocks within the Fengcheng Formation (P1f). The differences in molecular and carbon isotopic compositions between the two type oils possibly resulted from variations in organic facies and maturities among source rocks of the Fengcheng Formation (P1f) in different areas of the Sag.

Fengcheng Formation source rocks; biomarker compounds;13C values of individual-alkanes; Mahu Sag

P593

A

0379-1726(2016)03-0303-12

2015-07-28;

2015-10-22;

2015-12-04

國家油氣專項(xiàng)專題(2011ZX05008-002-50); 國家自然科學(xué)基金(41372136)

黃攀(1989–), 男, 碩士研究生, 地球化學(xué)專業(yè)。E-mail: huangpanph@126.com

PAN Chang-chun, E-mail: cpan@gig.ac.cn; Tel: +86-20-85290183