黔北坳陷小草壩古油藏儲(chǔ)層瀝青來源與成因研究

包建平, 斯春松, 蔣興超, 張潤和, 朱翠山,黃?羚, 王鵬萬, 馬立橋

?

黔北坳陷小草壩古油藏儲(chǔ)層瀝青來源與成因研究

包建平1*, 斯春松2, 蔣興超1, 張潤和2, 朱翠山1,黃?羚2, 王鵬萬2, 馬立橋2

(1. 長江大學(xué) 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 地球化學(xué)系, 湖北?武漢?430100; 2. 中石油杭州地質(zhì)研究院, 浙江 杭州?310023)

小草壩古油藏是黔北坳陷新近發(fā)現(xiàn)的一個(gè)具有一定規(guī)模但還未被系統(tǒng)研究的古油藏。儲(chǔ)層瀝青的實(shí)測(cè)反射率值大于3.4%, 甲基雙金剛烷指數(shù)MDI大于65%, 表明這些固體瀝青已處于過成熟階段, 它們是早期聚集的原油經(jīng)歷了熱裂解作用改造后的產(chǎn)物, 目前已變成了焦瀝青。通過與源于下寒武統(tǒng)牛蹄塘組烴源巖的巖孔古油藏中固體瀝青地球化學(xué)特征的系統(tǒng)對(duì)比, 發(fā)現(xiàn)它們?cè)诟黝惿飿?biāo)志物包括鏈烷烴、甾萜烷及三芳甾烷系列的分布與組成特征上十分相似, 此時(shí)已無法據(jù)此分辨這兩個(gè)古油藏中固體瀝青的來源及異同, 表明高演化固體瀝青中的分子地球化學(xué)特征出現(xiàn)了明顯的趨同現(xiàn)象, 與此相關(guān)的參數(shù)在高、過成熟地區(qū)的油源研究中已失去了實(shí)用價(jià)值。但它們?cè)诰哂杏袡C(jī)母質(zhì)繼承性的碳同位素組成上存在顯著差異, 如小草壩古油藏中固體瀝青的13C值均大于?26‰, 而巖孔古油藏中固體瀝青的13C值都小于?32‰, 其13C差值大于?6‰, 表明小草壩古油藏中的固體瀝青不可能來源于具有輕碳同位素組成的下古生界烴源巖。相鄰地區(qū)上古生界石炭-二疊系含煤源巖中干酪根的13C值介于?27‰ ~ ?22‰之間, 這與小草壩古油藏中固體瀝青的13C值十分接近, 表明它們之間的關(guān)系更為密切。由此可見, 有機(jī)質(zhì)的碳同位素組成較分子地球化學(xué)參數(shù)可以為高演化地區(qū)的油源研究提供更加可靠的地球化學(xué)信息。研究區(qū)以上古生界烴源巖為油源的古油藏的確認(rèn), 表明該地區(qū)還存在一個(gè)新的勘探領(lǐng)域。

固體瀝青; 生物標(biāo)志物; 穩(wěn)定碳同位素; 金剛烷類化合物; 巖孔古油藏; 小草壩古油藏; 黔北坳陷

0 引 言

貴州地區(qū)的古油藏大多分布在黔中隆起及其周緣, 且規(guī)模均較大[1?5]。典型的古油藏包括翁安朵丁和紫云丹寨古油藏[1?3,5]、凱里殘余-麻江古油藏[6?9]、金沙巖孔古油藏[10?11]等。這些古油藏中烴類的表現(xiàn)形式復(fù)雜多變, 既有正常原油產(chǎn)出如凱里虎莊魚洞背斜的虎47井[1,7]、又有氧化瀝青產(chǎn)出如凱里殘余油藏[7,12], 但大多數(shù)古油藏中的烴類均以固體瀝青的形式產(chǎn)出[6?11], 表明它們經(jīng)歷了不同的演化過程, 其成熟度差異懸殊。如正常原油和氧化瀝青的演化程度中等[8], 而固體瀝青大多屬于熱裂解作用的產(chǎn)物, 因而顯示出高、過成熟的特征[7, 11]。油源對(duì)比的結(jié)果表明這些古油藏中的儲(chǔ)層瀝青或原油大多來源于研究區(qū)廣泛分布的前寒武系-下古生界烴源 巖[6?8,11,12]。目前發(fā)現(xiàn)的這些古油藏大多分布在黔東南地區(qū), 儲(chǔ)層層位為震旦系燈影組-下古生界, 儲(chǔ)集類型為裂縫、孔隙、溶洞及晶洞等, 巖性既有碳酸鹽巖又有碎屑巖[1?2]。

小草壩古油藏是黔北坳陷新近發(fā)現(xiàn)的古油藏, 它位于云南省鎮(zhèn)雄-彝良縣境內(nèi), 分別在龍海鄉(xiāng)坡積地剖面及小草壩鄉(xiāng)新場(chǎng)剖面有較好的出露, 以固體瀝青的形式充填在上泥盆統(tǒng)白云巖的溶洞中, 目前還沒見文獻(xiàn)公開報(bào)道這一古油藏及其特征。為了便于確定該古油藏中儲(chǔ)層瀝青的成因, 在金沙巖孔古油藏采集了已知成因和來源的儲(chǔ)層瀝青樣品[11], 以期在系統(tǒng)地球化學(xué)特征對(duì)比研究的基礎(chǔ)上, 探明小草壩古油藏中儲(chǔ)層瀝青的來源。

1 地質(zhì)背景與樣品分布

黔北坳陷地處云、貴、川三省交界處, 區(qū)內(nèi)下寒武統(tǒng)牛蹄塘組、上奧陶統(tǒng)五峰組和下志留統(tǒng)龍馬溪組發(fā)育有優(yōu)質(zhì)黑色泥頁巖[13?17]。盡管區(qū)內(nèi)上古生界沉積地層發(fā)育完整[16], 但其中是否發(fā)育烴源巖因現(xiàn)階段缺乏相關(guān)資料還難以判斷。黔東南地區(qū)的研究結(jié)果表明, 該地區(qū)上古生界二疊系、石炭系和泥盆系地層中發(fā)育有多套烴源巖[18], 據(jù)此推測(cè)黔北坳陷的上古生界也可能發(fā)育有相應(yīng)層位的烴源巖?？梢? 研究區(qū)的烴源巖具有層位多、沉積環(huán)境變化大的特征, 這就預(yù)示著區(qū)內(nèi)古油藏的油源較其他地區(qū)更具多樣性。

本次研究的兩個(gè)古油藏的構(gòu)造特點(diǎn)及儲(chǔ)層瀝青的采樣位置見圖1。小草壩古油藏因修路在新場(chǎng)和坡積地兩個(gè)剖面點(diǎn)上有較好的出露, 這為地質(zhì)觀察和樣品采集創(chuàng)造了條件。在野外地質(zhì)調(diào)查過程中發(fā)現(xiàn)這兩個(gè)出露點(diǎn)含固體瀝青儲(chǔ)層厚度有十多米, 分布較為穩(wěn)定。這些固體瀝青大多分布在溶洞中, 肉眼可以觀察到這些固體瀝青的純度較低, 因?yàn)樗鼈兣c重結(jié)晶碳酸鹽礦物共生。溶洞中瀝青的充滿程度變化較大, 有的固體瀝青占據(jù)溶洞的中心部位, 體積較小, 周圍被重結(jié)晶礦物環(huán)繞, 如新場(chǎng)露頭剖面; 有的固體瀝青則與重結(jié)晶碳酸鹽礦物共生在一起充滿整個(gè)溶洞, 此時(shí)固體瀝青與無機(jī)礦物完全交織在一起。因此, 在小草壩古油藏的剖面點(diǎn)上所取儲(chǔ)層瀝青樣品的純度均不高。固體瀝青的存在顯示該古油藏遭受了后期熱蝕變作用的改造, 原來的液態(tài)石油變成了現(xiàn)在的固態(tài)瀝青, 而體積的收縮使得溶洞中固體瀝青的充滿度總體偏小。

圖1?黔北坳陷構(gòu)造單元與儲(chǔ)層瀝青樣品在小草壩(a)和巖孔(b)古油藏中的采集位置

金沙巖孔古油藏位于黔北斜坡金沙凸起的巖孔背斜, 其核部地層為震旦系燈影組白云巖, 周圍被下寒武統(tǒng)牛蹄塘組地層環(huán)繞[10]。白云巖中溶蝕孔、洞和縫發(fā)育, 固體瀝青就分布在這些儲(chǔ)集空間。在這些儲(chǔ)集空間中固體瀝青的充滿程度也存在較大差異, 但固體瀝青的體積大多小于儲(chǔ)集空間的體積, 這與液態(tài)石油遭受熱蝕變后體積的縮小有關(guān)。值得注意的是, 溶洞中的固體瀝青體積較大, 且因沒有與重結(jié)晶碳酸鹽礦物共生而顯得較純, 所以很容易采集到了幾乎不含無機(jī)礦物的固體瀝青樣品。

2 實(shí)驗(yàn)分析

可溶有機(jī)質(zhì)萃取與分離??把含固體瀝青的儲(chǔ)層樣品碎至60~80目, 然后加入三氯甲烷浸泡12 h, 經(jīng)過濾、旋轉(zhuǎn)蒸發(fā)以獲取其中所含可溶有機(jī)質(zhì)。萃取物的顏色很淺, 由此可以判斷這些儲(chǔ)層瀝青在三氯甲烷中的溶解性很低, 這一現(xiàn)象說明這些固體瀝青可能屬于熱裂解作用后的產(chǎn)物(焦瀝青)。然后, 采用柱色層法把可溶有機(jī)質(zhì)分離成飽和烴、芳烴和非烴餾分(因這些固體瀝青均經(jīng)歷了強(qiáng)烈熱裂解作用的改造, 獲得的可溶有機(jī)質(zhì)顏色很淺, 瀝青質(zhì)含量極低, 故省略了瀝青質(zhì)沉淀這一環(huán)節(jié)), 再對(duì)飽和烴餾分進(jìn)行GC-MS分析。

飽和烴餾分GC-MS分析??所用儀器為惠普公司5890臺(tái)式質(zhì)譜儀, 色譜柱為HP-5ms石英彈性毛細(xì)柱(30 m′0.25 mm′0.25mm), 升溫程序: 50 ℃恒溫2 min, 從50 ℃至100 ℃的升溫速率為20 ℃/min, 100 ℃至310 ℃的升溫速率為3 ℃/min, 310 ℃恒溫15.5 min。進(jìn)樣器溫度300 ℃, 載氣為氦氣, 流速為1.04 mL/min, 掃描范圍為50~550 amu。檢測(cè)方式為全掃描和多離子雙檢測(cè)系統(tǒng), 電離能量為70 eV, 離子源溫度230 ℃。

固體瀝青純化??因儲(chǔ)層固體瀝青中可能混有一定量的碳酸鹽礦物, 它們對(duì)固體瀝青碳同位素的測(cè)定會(huì)帶來嚴(yán)重影響。為此, 對(duì)三氯甲烷冷泡后的儲(chǔ)層樣品加入2 mol/L的HCl溶液進(jìn)行酸解以除去其中所含的碳酸鹽礦物, 并靜置過夜, 直至樣品與HCl不發(fā)生反應(yīng)。然后, 用清水清洗至中性, 后經(jīng)低溫烘干以獲取純固體瀝青樣品以便進(jìn)行穩(wěn)定碳同位素測(cè)定。

3?儲(chǔ)層瀝青的宏觀和微觀特征

小草壩古油藏的儲(chǔ)層瀝青分布在上泥盆統(tǒng)碳酸鹽巖的溶蝕晶洞中, 與重結(jié)晶碳酸鹽礦物共生, 可以出現(xiàn)兩種現(xiàn)象: 其一是晶洞中的白色重結(jié)晶碳酸鹽礦物占據(jù)較大空間, 且分布在外圍, 而瀝青往往集中分布在晶洞的中部, 此時(shí)固體瀝青因體積較小而難以單獨(dú)獲取, 可見溶洞中瀝青的充滿度偏低, 如新場(chǎng)露頭剖面(圖2上); 其二是晶洞中的外緣只有較少的白色碳酸鹽重結(jié)晶礦物, 而儲(chǔ)層瀝青與深色重結(jié)晶礦物共生, 此時(shí)基本難以分辨固體瀝青與無機(jī)礦物, 如坡積地露頭剖面(圖2中)?？傮w上看, 這些儲(chǔ)層瀝青質(zhì)地堅(jiān)硬, 不染手, 沒有熒光性, 顯示出焦瀝青的特征。在透光下, 兩個(gè)出露點(diǎn)上固體瀝青均呈黑色, 顯示具有較高的演化程度。但在儲(chǔ)層中它們的表現(xiàn)形式不盡一致, 如新場(chǎng)剖面上固體瀝青的邊緣較為規(guī)則, 重結(jié)晶礦物晶形粗大、邊緣平直, 與固體瀝青間的界限清晰; 而在坡積地剖面上, 固體瀝青的邊緣呈不規(guī)則狀, 重結(jié)晶礦物晶形較小, 邊緣參差不齊, 兩者間的接觸關(guān)系也是不規(guī)則的, 這一現(xiàn)象可能暗示著它們形成的過程存在一些差異。

圖2?小草壩古油藏(新場(chǎng)和坡積地)和金沙巖孔古油藏中儲(chǔ)層瀝青的產(chǎn)狀及顯微特征

在金沙巖孔古油藏, 這些深灰色固體瀝青充填在溶洞中, 其溶洞邊緣也有一層白色的重結(jié)晶白云石圍繞, 它們?cè)谌芏粗械某錆M度較高, 因形體完好粗大而容易獲得純的瀝青樣品。這些固體瀝青大多以純固體瀝青的形式存在, 其質(zhì)地堅(jiān)硬而不污手(圖2下)。在透射光下它們呈黑色, 充填在溶蝕孔洞中, 與圍巖的界限清晰, 其瀝青顆粒較小草壩古油藏中的大, 沒有熒光, 展示高演化特征。

4 儲(chǔ)層瀝青成熟度

4.1 瀝青反射率

瀝青反射率可以反映古油藏中原油經(jīng)歷的熱演化程度[19?21]。實(shí)測(cè)結(jié)果表明這些固體瀝青的反射率明顯偏高, 其中小草壩古油藏中固體瀝青的反射率約為3.5%左右, 而巖孔古油藏中固體瀝青的反射率則高達(dá)5.8%, 如果把它們折算成鏡質(zhì)組反射率則分別為2.5%和4.0%[20], 顯示過成熟的特征。由此可見, 這兩個(gè)古油藏中的原油在地質(zhì)歷史時(shí)期都經(jīng)歷了熱裂解作用的改造, 目前在儲(chǔ)層中出現(xiàn)的固體瀝青都是這一作用的產(chǎn)物, 而瀝青反射率值的大小表明巖孔古油藏中原油經(jīng)歷的熱演化作用的強(qiáng)度明顯大于小草壩古油藏, 這可能與不同地區(qū)沉積埋藏-熱演化歷史及古油藏的形成時(shí)間存在差異有關(guān)。

4.2?烷基雙金剛烷系列

烷基雙金剛烷是一類熱穩(wěn)定性很高的化合物, 它們的形成始于高演化階段(o>1.2%), 具有指示原油遭受熱裂解改造程度的作用[22], 且已建立了甲基雙金剛烷指數(shù)(MDI)與鏡質(zhì)組反射率o間的對(duì)應(yīng)關(guān)系[23]。故這類化合物的分布與組成特征在高、過成熟階段具有特殊意義。

如前所述, 儲(chǔ)層瀝青反射率的差異已經(jīng)表明巖孔古油藏經(jīng)歷的熱裂解程度遠(yuǎn)高于小草壩古油藏, 這在其烷基雙金剛烷系列的分布上也得到了體現(xiàn)。分析結(jié)果表明, 小草壩古油藏儲(chǔ)層瀝青的可溶有機(jī)質(zhì)中可檢測(cè)出較完整的C0?3烷基雙金剛烷系列(圖3), 且其MDI值大于65(介于65~68之間)。按照MDI與o值間的對(duì)應(yīng)關(guān)系[23], 其對(duì)應(yīng)的o值應(yīng)該大于1.9%, 這與其實(shí)測(cè)瀝青反射率所反映的演化程度基本一致, 顯示過成熟的特征。

圖3?小草壩古油藏新場(chǎng)剖面儲(chǔ)層瀝青(XC-C7)中C0?3烷基雙金剛烷系列分布特征

圖中DA為雙金剛烷; M為甲基; MD為二甲基; TM為三甲基

DA?diamantane; M?methyl; DM?dimethyl; TM?trimethyl

但在巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青的可溶有機(jī)質(zhì)中并沒有檢測(cè)到這類化合物, 該古油藏經(jīng)歷的熱裂解作用過高, 此時(shí)這類具有很高熱穩(wěn)定性的化合物也難以幸免地遭受了強(qiáng)烈熱裂解作用的破壞。由此可見, 盡管金剛烷烴類化合物具有很高的熱穩(wěn)定性, 但還沒有高到可以不受熱演化作用影響的程度。換言之, 這類化合物及與此相關(guān)的參數(shù)也有其適用的地質(zhì)條件和范圍。小草壩和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青在烷基金剛烷系列分布與組成上的差異也從一個(gè)側(cè)面表明它們經(jīng)歷的熱演化作用存在顯著差異。

5?生物標(biāo)志物分布與組成

這些經(jīng)歷過熱裂解作用改造的焦瀝青中盡管可溶有機(jī)質(zhì)含量很低, 但其中仍可檢測(cè)出較為豐富的各類生物標(biāo)志物, 它們包括鏈烷烴系列、甾烷系列和各種萜烷系列及三芳甾烷系列等, 但它們的分布與組成特征具有自身的特點(diǎn)。

如圖4所示, 這些固體瀝青的可溶有機(jī)質(zhì)中正構(gòu)烷烴系列普遍存在雙峰態(tài)分布現(xiàn)象, 其前主峰碳為C17, 后主峰碳為C25, 前、后兩個(gè)峰群中的正構(gòu)烷烴成員均沒有碳數(shù)優(yōu)勢(shì), 顯然這與這些焦瀝青所經(jīng)歷過的強(qiáng)烈熱演化作用的改造并不相符。這是因?yàn)檎龢?gòu)烷烴系列的雙峰態(tài)分布現(xiàn)象一般只出現(xiàn)在低演化的地質(zhì)樣品中[24?25], 而在成熟, 尤其是高成熟樣品中一般因C―C鍵的斷裂使得高碳數(shù)成員變成低碳數(shù)成員而不應(yīng)該出現(xiàn)類似現(xiàn)象[26]。但值得注意的是, 高、過成熟海相烴源巖中的正構(gòu)烷烴系列出現(xiàn)類似現(xiàn)象并非偶然, 因?yàn)樵谏婕八锬九璧睾臀覈戏筋愃频貐^(qū)研究中均有發(fā)現(xiàn)[13, 27], 可見這一現(xiàn)象有其普遍意義。原因可能與富氫的原始有機(jī)質(zhì)富含長鏈脂族結(jié)構(gòu)單元有關(guān), 因?yàn)橛形墨I(xiàn)報(bào)道油頁巖中的腐泥型有機(jī)質(zhì)在經(jīng)歷巖墻帶來的異常高溫烘烤后(實(shí)測(cè)鏡質(zhì)組反射率為1.92%~5.31%), 其瀝青A中的正構(gòu)烷烴系列也出現(xiàn)了典型的雙峰態(tài)分布現(xiàn)象, 而粉砂巖中的腐殖型有機(jī)質(zhì)在經(jīng)歷類似作用后(實(shí)測(cè)鏡質(zhì)組反射率為2.56%~4.93%), 其瀝青A中的正構(gòu)烷烴系列則為前主峰單峰態(tài)分布, 而沒有出現(xiàn)雙峰態(tài)分布現(xiàn)象[28]?？梢娺@一現(xiàn)象所隱含的意義值得關(guān)注。

圖4?小草壩和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青飽和烴餾分中鏈烷烴系列(a, m/z 57)、萜烷系列(b, m/z 191)和甾烷系列(c, m/z 217)質(zhì)量色譜圖

而植烷系列是鏈烷烴中最重要的支鏈烷烴, 正常情況下它們可以提供地質(zhì)樣品形成的環(huán)境特征如氧化還原性和古鹽度相對(duì)大小。這兩個(gè)古油藏儲(chǔ)層瀝青中植烷系列的構(gòu)成較為相似, 如其Pr/Ph值大多接近于1.0, 且姥鮫烷和植烷較其相鄰的正構(gòu)烷烴均呈現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢(shì), 因而其Pr/C17和Ph/C18值分別大于1.2和1.5(表1), 這一相似性可能與高演化作用及樣品的性質(zhì)有關(guān)。因?yàn)楸狙芯績(jī)?chǔ)層瀝青樣品均取自露頭剖面, 盡管熱裂解形成的固體瀝青可能不會(huì)受地表因素的影響, 但其中所含的可溶有機(jī)質(zhì)可能會(huì)遭受地表微生物的改造, 由于正構(gòu)烷烴化合物抗微生物改造的能力是所有烴類化合物中最低的, 那么隨C17和C18的消耗必然會(huì)導(dǎo)致Pr/C17和Ph/C18值增大。但可以肯定的是, 僅依據(jù)鏈烷烴系列的分布與組成特征是難以判斷兩個(gè)古油藏中儲(chǔ)層瀝青的成因與來源的。

另一值得注意的現(xiàn)象是, 這些固體瀝青可溶有機(jī)質(zhì)中甾、萜烷系列的分布面貌的相似性十分明顯。如圖4所示, 在191質(zhì)量色譜圖上, C19-26三環(huán)萜烷系列優(yōu)勢(shì)明顯, 其分布特征具有很好的可比性, 而五環(huán)的C27-35藿烷系列的豐度明顯偏低; 此外, 它們的217質(zhì)量色譜圖上均表現(xiàn)為低碳數(shù)的孕甾烷(C21)和升孕甾烷(C22)十分豐富, 而高碳數(shù)的C27-29甾烷豐度明顯偏低。顯然, 依據(jù)其甾、萜烷系列的分布面貌已難以發(fā)現(xiàn)兩個(gè)古油藏中儲(chǔ)層瀝青之間的差異。實(shí)際上, 高、過成熟地質(zhì)樣品中甾、萜烷系列分布面貌的趨同性普遍存在[7,11,13], 這已經(jīng)影響到相應(yīng)地區(qū)油源對(duì)比的進(jìn)行, 而強(qiáng)烈的熱裂解化作用則是導(dǎo)致這一現(xiàn)象的主要因素[29]。

圖5展示了小草壩古油藏和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青中甾、萜烷的組成特征。顯然, 在Pr/Ph與伽馬蠟烷指數(shù)以及Ts/Tm與C29Ts/C29H關(guān)系圖中兩個(gè)古油藏儲(chǔ)層瀝青的數(shù)據(jù)點(diǎn)較為集中, 已難以發(fā)現(xiàn)它們之間的差異。但在甾烷碳數(shù)組成和重排藿烷(diaC30H)與降新藿烷(C29Ts)相對(duì)組成上存在一定差異, 主要表現(xiàn)為巖孔古油藏的儲(chǔ)層瀝青中C27甾烷含量較低, 其C27R/C29R值大多小于1.50, 而C29Ts的含量相對(duì)較高, 其C29Ts/C29H值大多大于0.36, 而小草壩古油藏中這兩個(gè)比值分別大于1.5和小于0.35。導(dǎo)致這一差異的原因究竟是因?yàn)閮蓚€(gè)古油藏中瀝青成熟度的不同(瀝青反射率值存在明顯差異)還是與這些瀝青具有不同的來源有關(guān), 值得關(guān)注。梁狄剛等的研究結(jié)果表明, 不同層位不同性質(zhì)高、過成熟烴源巖中各類生物標(biāo)志物的分布與組成特征會(huì)出現(xiàn)明顯的趨同現(xiàn)象, 如中等成熟和高、過成熟腐殖煤會(huì)呈現(xiàn)出截然不同的甾、萜烷分布特征[29], 這與朱揚(yáng)明等的研究結(jié)果一致[30]。此時(shí)那些常用的甾、萜烷分子地球化學(xué)參數(shù)失去了其原有的地球化學(xué)意義,從而會(huì)妨礙油源研究和其他地質(zhì)應(yīng)用的正常開展。

表1?小草壩和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青中的分子地球化學(xué)參數(shù)

注: PJD代表坡積地; XC代表新場(chǎng); YK代表巖孔; C20T、C23T、C26T代表不同碳數(shù)三環(huán)萜烷; C24TE代表C24四環(huán)萜烷

圖5?小草壩和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青中甾、萜烷相對(duì)組成間的關(guān)系

此外, 盡管固體瀝青的實(shí)測(cè)反射率值已經(jīng)清楚地表明它們已處于過成熟階段, 且?guī)r孔古油藏儲(chǔ)層瀝青經(jīng)歷的熱演化程度明顯高于小草壩古油藏, 但與其相關(guān)的甾、萜烷成熟度參數(shù)如Ts/Tm和C2920S/ (20S+20R)值并沒有表現(xiàn)出這一特點(diǎn)。如圖6所示, 大多數(shù)瀝青樣品的C29甾烷成熟度參數(shù)小于0.50,顯示還沒有達(dá)到它們的平衡值, Ts/Tm值大多小于1.0, 依此判斷它們似乎目前仍處于中等熱演化階段。而更值得注意的是, 僅從這些分子成熟度參數(shù)的數(shù)值而言, 完全沒有顯示出巖孔古油藏中瀝青的成熟度遠(yuǎn)較小草壩古油藏中瀝青的成熟度高這一客觀事實(shí), 這無疑反映出這些分子成熟度參數(shù)在高、過成熟階段存在自身的局限性, 實(shí)際已失去了使用價(jià)值。

梁狄剛等的研究認(rèn)為三芳甾烷系列表現(xiàn)出既能指示不同層系、不同巖性(沉積環(huán)境)的生源特征, 又不受成熟度影響的“指紋”作用, 很有希望成為高、過成熟區(qū)油源對(duì)比的有效指標(biāo)[29]。那么本文所研究的兩個(gè)古油藏儲(chǔ)層瀝青中的三芳甾烷系列是否也具有類似特征呢？

如圖7所示, 就231和245質(zhì)量色譜圖所展示的三芳甾烷系列和甲基三芳甾烷系列的分布特征而言, 其分布面貌并不存在明顯差異, 因?yàn)樗鼈兙憩F(xiàn)為與孕甾烷和升孕甾烷對(duì)應(yīng)的低碳數(shù)三芳甾烷優(yōu)勢(shì)明顯, 而C27-29甾烷對(duì)應(yīng)的C26-28或C27-29高碳數(shù)三芳甾烷豐度較低, 不同樣品間每個(gè)峰的相對(duì)豐度均具有較好的可比性, 這與217質(zhì)量色譜圖所展現(xiàn)的甾烷系列的分布特征十分相似(圖4), 可見這一以低碳數(shù)化合物占優(yōu)勢(shì)的分布面貌可能與高、過成熟作用是分不開的。

如前所述, 無論是鏈烷烴、還是甾萜烷, 甚至是三芳甾烷類標(biāo)志物, 其分布與組成特征所提供的地球化學(xué)信息均表明小草壩古油藏和巖孔古油藏中的瀝青存在較好的可比性, 顯然依據(jù)這些信息無疑會(huì)得出這兩個(gè)古油藏中的瀝青具有相同或相近來源的結(jié)論。但答案可能沒有如此簡(jiǎn)單, 因?yàn)槿绻f在高、過成熟階段, 鏈烷烴和常規(guī)的甾萜烷參數(shù)已不能提供可靠的地球化學(xué)信息可以證明原油或?yàn)r青或烴源巖的成因和來源, 那么三芳甾烷類標(biāo)志物的分布與組成是否就一定不受熱演化程度的影響, 可以提供有用的信息確定其成因和來源？答案可能是否定的。

圖6?小草壩和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青中甾、萜烷成熟度參數(shù)間的關(guān)系

例如, 金沙巖孔古油藏與凱里殘余油藏的油源均被認(rèn)為來源于研究區(qū)發(fā)育的下寒武統(tǒng)牛蹄塘組暗色泥巖[7?8,11?12], 前者目前已成為固體焦瀝青, 而后者仍為液態(tài)石油, 顯然固體焦瀝青為原油遭受強(qiáng)烈熱裂解作用改造后的產(chǎn)物, 而液態(tài)石油所經(jīng)歷的熱演化程度顯然是偏低的。芳烴餾分的分析結(jié)果表明, 液態(tài)石油中三芳甾烷系列呈現(xiàn)C20-21低分子量化合物的豐度明顯低于C26-28高碳數(shù)化合物, 在高碳數(shù)成員中C28成員優(yōu)勢(shì)明顯, 而C26和C27成員豐度明顯偏低的特征, 這與圖7中巖孔古油藏固體瀝青中三芳甾烷系列的分布面貌存在本質(zhì)區(qū)別, 但完全不同于過成熟下寒武統(tǒng)牛蹄塘組烴源巖中三芳甾烷系列的分布面貌[12]。但值得注意的是, 同樣處于過成熟階段的巖孔古油藏中的固體瀝青和下寒武統(tǒng)牛蹄塘組烴源巖中三芳甾烷系列的分布面貌則十分相似, 尤其是C26-28高碳數(shù)化合物[12], 由此表明地質(zhì)樣品中三芳甾烷系列的分布特征確實(shí)會(huì)受熱演化程度的影響, 小草壩古油藏與金沙巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青中三芳甾烷系列分布面貌的相似性也應(yīng)該與此有關(guān), 此時(shí)它們所提供的信息已沒有了成因意義。因此, 在有機(jī)質(zhì)熱演化過程中, 由三芳甾烷系列的分布面貌所提供的指紋特征會(huì)受到顯著影響, 尤其是在高、過成熟階段它可能不再是油源對(duì)比的有效指標(biāo), 使用時(shí)應(yīng)該十分謹(jǐn)慎。

6?固體瀝青碳同位素組成

穩(wěn)定碳同位素主要受控于原始有機(jī)質(zhì)的來源和性質(zhì)[31], 不同來源的有機(jī)質(zhì)常具有不同的13C值, 且它受熱演化和生物降解作用等因素的影響較小[32], 因而成為油源對(duì)比最常用和有效的指標(biāo)[33]。

穩(wěn)定碳同位素分析結(jié)果表明, 小草壩和巖孔古油藏中固體瀝青具有完全不同的碳同位素組成, 其13C值分布特征截然不同。圖8所示, 巖孔古油藏中的固體瀝青特別富含輕碳同位素12C, 其13C值大多小于?32‰, 這與文獻(xiàn)報(bào)道的分析結(jié)果基本一致[11], 也與相鄰地區(qū)如黔東南凱里殘余油藏中的氧化瀝青和麻江古油藏中固體瀝青的碳同位素組成相似[6?8, 12], 表明它們具有相近的成因和來源。而小草壩古油藏中的固體瀝青則明顯富含重碳同位素13C, 其13C值介于?26‰ ~ ?24‰之間, 較前者重?6‰ ~ ?8‰。而現(xiàn)有的研究結(jié)果認(rèn)為原油的13C差值大于2‰ ~ 3‰即可認(rèn)為不同源[31]。據(jù)此可以認(rèn)為小草壩古油藏的固體瀝青與巖孔古油藏的固體瀝青不可能具有相同來源, 它們應(yīng)該分屬不同的成因類型。這一現(xiàn)象同時(shí)也表明對(duì)于那些處于高、過成熟階段的儲(chǔ)層瀝青而言, 常規(guī)的分子地球化學(xué)參數(shù)已難以分辨其成因和來源, 即它們?cè)谟驮磳?duì)比中已無實(shí)際意義。盡管穩(wěn)定碳同位素組成在有機(jī)質(zhì)熱演化過程中也會(huì)產(chǎn)生一定的分餾效應(yīng), 但這一影響相對(duì)較小, 而且這一分餾效應(yīng)對(duì)不同類型有機(jī)質(zhì)碳同位素組成的影響是同步的和系統(tǒng)的, 即其碳同位素組成不會(huì)像生物標(biāo)志物的分布與組成那樣產(chǎn)生顛覆性的變化。因此, 焦瀝青和不同性質(zhì)干酪根的碳同位素組成的繼承性不會(huì)隨熱演化程度的升高而發(fā)生變異, 它在確定儲(chǔ)層瀝青的成因和來源時(shí)仍可提供可靠的信息。

圖7?小草壩和巖孔古油藏儲(chǔ)層瀝青中三芳甾烷(m/z 231)和甲基三芳甾烷(m/z 245)系列的系列分布特征

峰1~7分別為C20、C21、C26R、C26S+C27S、C28S、C27R和C28R三芳甾烷; 峰1a和2a分別為C21和C22甲基三芳甾烷

依據(jù)研究區(qū)下古生界不同層位烴源巖的分子地球化學(xué)組成、干酪根與可溶有機(jī)質(zhì)碳同位素組成及微量元素組成特征, 已經(jīng)證明巖孔古油藏中固體瀝青所代表的原油來源于相鄰地區(qū)發(fā)育的下寒武統(tǒng)牛蹄塘組黑色泥頁巖[1, 11], 那么由此可以推斷小草壩古油藏中固體瀝青所代表的原油不可能來源于研究區(qū)的下寒武統(tǒng)牛蹄塘組烴源巖, 應(yīng)有其自身獨(dú)立的來源。

圖8?小草壩和巖孔古油藏中固體瀝青δ13C值直方圖

黔北和黔東南地區(qū)不同層位烴源巖中干酪根的碳同位素分析結(jié)果表明, 研究區(qū)廣泛分布的下古生界及前寒武系烴源巖中的有機(jī)質(zhì)總體上具有富含輕碳同位素特征, 如上奧陶統(tǒng)五峰組、下寒武統(tǒng)和震旦系烴源巖干酪根的13C值介于?35‰ ~ 30‰之間, 而下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖干酪根的13C值介于?30‰ ~ 27‰之間[18,34?36], 這與當(dāng)時(shí)沉積有機(jī)質(zhì)主要來源于低等生物的背景是一致的。由于貴州地區(qū)上古生界烴源巖時(shí)空分布上的局限性, 目前還缺乏系統(tǒng)的地球化學(xué)分析資料, 黔北地區(qū)更是如此, 這里主要借助于文獻(xiàn)中涉及的黔東南地區(qū)上古生界不同層位烴源巖的分析資料進(jìn)行類比[18,35,36]。黔南地區(qū)上古生界烴源巖分析結(jié)果表明其中所含有機(jī)質(zhì)總體具有重碳同位素組成, 但變化較大, 這主要受烴源巖的性質(zhì)、形成環(huán)境和有機(jī)質(zhì)生源構(gòu)成控制, 如黑色泥巖和灰?guī)r中的有機(jī)質(zhì)具有輕碳同位素組成, 其13C值一般小于?28‰, 而含煤沉積中的有機(jī)質(zhì)其13C值一般大于?26‰[12,18,35,36]。

小草壩和巖孔古油藏中瀝青碳同位素組成與研究區(qū)古生界不同層位烴源巖中干酪根碳同位素組成特征的對(duì)比情況見圖9。顯然, 巖孔古油藏固體瀝青的碳同位素組成與下寒武統(tǒng)和震旦系烴源巖較為接近, 這與已有的認(rèn)識(shí)是一致的[11], 從而佐證了它們之間存在密切的成因聯(lián)系。小草壩古油藏固體瀝青的碳同位素組成則與上古生界石炭-二疊系含煤烴源巖存在較好的可比性, 而與研究區(qū)下古生界烴源巖中干酪根的碳同位素組成存在本質(zhì)區(qū)別, 由此可見小草壩古油藏中固體瀝青所代表的原油不可能來源于下古生界或上古生界以低等生物為原始生烴母質(zhì)的烴源巖, 而應(yīng)該來源于上古生界石炭-二疊系的含煤地層, 只有這樣才能使固體瀝青具有如此之重的碳同位素組成。這一認(rèn)識(shí)不但揭示出研究區(qū)廣泛分布的下古生界優(yōu)質(zhì)烴源巖可以成為古油藏的烴源層, 而且分布相對(duì)局限且質(zhì)量不是很好的上古生界偏腐殖型烴源巖在合適的地質(zhì)條件下也可成為古油藏的烴源層, 顯然這是研究區(qū)一個(gè)新的勘探領(lǐng)域, 值得關(guān)注。

圖9?小草壩和巖孔古油藏中固體瀝青碳同位素組成與貴州地區(qū)古生界不同層位烴源巖中干酪根碳同位素組成的對(duì)比(干酪根δ13C值參照文獻(xiàn)[18,33?35])

由于研究區(qū)勘探與研究程度相對(duì)較低, 目前還缺乏其上古生界不同層位烴源巖的生烴潛力與成烴演化特征的相關(guān)資料。但已有研究成果表明, 黔東南坳陷發(fā)育的上古生界石炭-二疊系烴源巖的實(shí)測(cè)鏡質(zhì)組反射率o介于1.5%~2.3%之間, 表明它們目前已處于高、過成熟階段[18,35,36]。如果以這一實(shí)測(cè)值作為參考, 那么可以推斷黔北坳陷發(fā)育的相應(yīng)層位烴源巖在地質(zhì)歷史時(shí)期也已經(jīng)發(fā)生了生排烴作用, 并對(duì)古油藏中聚集的油氣做出了貢獻(xiàn), 這一判斷應(yīng)該是符合地質(zhì)背景的。

由此可見, 對(duì)于那些經(jīng)歷過熱裂解作用改造的固體瀝青而言, 其中所含各類生物標(biāo)志物的分布與組成特征(似乎應(yīng)該包括三芳甾烷系列)已失去了其原有的地球化學(xué)意義, 因而在相關(guān)地區(qū)的油源研究中沒有了實(shí)用價(jià)值, 盲目使用可能會(huì)得出與實(shí)際不相符的結(jié)論, 這是需要特別關(guān)注的。由于熱演化作用導(dǎo)致的碳同位素分餾效應(yīng)的影響相對(duì)有限, 而且這一過程對(duì)不同類型有機(jī)質(zhì)碳同位素組成的影響是同步和可比的, 即這一因素對(duì)碳同位素組成的影響是系統(tǒng)性的, 而非顛覆性的, 因而演化后的碳同位素組成相對(duì)于原始有機(jī)質(zhì)仍有繼承性, 它可以為這些固體瀝青所代表的原油提供指示其成因和來源的地球化學(xué)信息, 它們?cè)谟驮囱芯恐械淖饔貌粫?huì)因成熟度的升高而降低。

7?結(jié)論與建議

小草壩古油藏是黔北坳陷一個(gè)新近發(fā)現(xiàn)但還未被系統(tǒng)研究的古油藏, 其儲(chǔ)層為上泥盆統(tǒng)白云巖, 晶洞中充填有固體瀝青。瀝青反射率和甲基雙金剛烷指數(shù)均表明這些固體瀝青已處于過成熟階段, 由原油經(jīng)熱裂解作用改造而成。與金沙巖孔古油藏中固體瀝青地球化學(xué)特征的系統(tǒng)對(duì)比發(fā)現(xiàn), 它們具有相似的生物標(biāo)志物分布與組成特征。因以往的研究已經(jīng)表明巖孔古油藏中的瀝青源于下寒武統(tǒng)牛蹄塘組烴源巖, 但現(xiàn)有的分子地球化學(xué)特征已難以分辨這兩個(gè)古油藏中固體瀝青間的異同, 此時(shí)這些瀝青中的各類生物標(biāo)志物的分布與組成出現(xiàn)了明顯的趨同現(xiàn)象, 它們?cè)谟驮囱芯恐幸咽チ藢?shí)用價(jià)值。

但在具有有機(jī)母質(zhì)繼承性的碳同位素組成上差異顯著, 如小草壩古油藏中固體瀝青的13C值大于?26‰, 而巖孔古油藏中固體瀝青的13C值基本都小于?32‰, 表明小草壩古油藏中固體瀝青不可能來源于具有輕碳同位素組成的下古生界烴源巖。但其碳同位素組成與相鄰地區(qū)上古生界石炭-二疊系含煤源巖中干酪根的碳同位素組成十分相似, 據(jù)此推測(cè)它們之間關(guān)系密切。由此可見, 穩(wěn)定碳同位素組成仍可以為高演化地區(qū)的油源對(duì)比提供可靠的地球化學(xué)信息。小草壩古油藏的發(fā)現(xiàn)及其烴源的確認(rèn)表明研究區(qū)的上古生界烴源巖也像下古生界的優(yōu)質(zhì)烴源巖一樣, 具備形成油氣聚集的條件, 這是一個(gè)值得關(guān)注的勘探領(lǐng)域。

[1] 趙澤恒, 張桂權(quán), 薛秀麗. 黔中隆起下組合古油藏和殘余油氣藏[J]. 天然氣工業(yè), 2008, 28(8): 39–42. Zhao Ze-heng, Zhang Gui-quan, Xue Xiu-li. Fossil oil pools and residual oil and gas pools in the lower assemblage of Qianzhong Uplift[J]. Nat Gas Ind, 2008, 28(8): 39–42 (in Chinese with English abstract).

[2] 李雙建, 高波, 沃玉進(jìn), 周雁, 袁玉松. 中國南方海相油氣藏破壞類型及其時(shí)空分布[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì), 2011, 33(1): 43–49. Li Shuang-jian, Gao Bo, Wo Yu-jin, Zhou Yan, Yuan Yu-song. Destruction types and temporal-spatial distribution of marine hydrocarbon reservoirs in South China[J]. Pet Geol Exp, 2011, 33(1): 43–49 (in Chinese with English abstract).

[3] 趙澤恒, 周建平, 張桂權(quán). 黔中隆起及周緣地區(qū)油氣成藏規(guī)律探討[J]. 天然氣勘探與開發(fā), 2008, 31(2): 1–7. Zhao Ze-heng, Zhou Jian-ping, Zhang Gui-quan. Oil and gas reservoir-forming laws in the central-Guizhou uplift and its circumferential areas[J]. Nat Gas Explor Develop, 2008, 31(2): 1–7 (in Chinese with English abstract).

[4] 趙宗舉, 朱琰, 徐云俊. 中國南方中、古生界古今油氣藏形成演化控制因素及勘探方向[J]．地質(zhì)學(xué)報(bào), 2004, 78(5): 710–719. Zhao Zong-ju, Zhu Yan, Xu Yun-jun. Factors controlling the formation and evolution of Mesozoic and Paleozoic oil/gas reservoirs and their exploration targets in south China[J]. Acta Geol Sinica, 2004, 78(5): 710–719 (in Chinese with English abstract).

[5] 王守德, 鄭冰, 蔡立國. 中國南方古油藏于油氣評(píng)價(jià)[J]. 海相油氣地質(zhì), 1997, 2(1): 44-50. Wang Shou-de, Zheng Bing, Cai Li-guo. The Destroyed oil pools in South China and hydrocarbon propecting[J]. Mar Origin Pet Geol, 1997, 2(1): 44–50 (in Chinese with English abstract).

[6] 王強(qiáng), 張渠, 騰格爾, 張志榮, 秦建中. 黔東南地區(qū)寒武系固體瀝青的油源分析[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì), 2009, 31(6): 613–621. Wang Qiang, Zhang Qu, Tenger, Zhang Zhi-rong, Qin Jian- zhong. Oil-source analysis of Cambrian solid bitumen in the southeastern Guizhou Province[J]. Pet Geol Exp, 2009, 31(6): 613–621 (in Chinese with English abstract).

[7] 張渠, 騰格爾, 張志榮, 秦建中. 凱里-麻江地區(qū)油苗與固體瀝青的油源分析[J]. 地質(zhì)學(xué)報(bào), 2007, 81(8): 1118–1124.Zhang Qu, Tenger, Zhang Zhi-rong, Qin Jian-zhong. Oil source of oil seepage and solid bitumen in the Kaili-Majiang area[J]. Acta Geol Sinica, 2007, 81(8): 1118–1124 (in Chinese with English abstract).

[8] 彭金寧, 劉光祥, 羅開平, 呂俊祥. 凱里地區(qū)油源對(duì)比及油氣成藏史分析[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版), 2011, 33(3): 61–66. Peng Jin-ning, Liu Guang-xiang, Luo Kai-ping, Lü Jun-xiang. Analysis of oil and source rock correlation and pooling history in Kaili area[J]. J Southwest Pet Univ (Sci Technol), 2011, 33(3): 61–66 (in Chinese with English abstract).

[9] 韓世慶, 王守德, 胡惟元. 貴州麻江古油藏的發(fā)現(xiàn)及其地質(zhì)意義[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 1982, 3(4): 316–326. Han Shi-qing, Wang Shou-de, Hu Wei-yuan. The discovery of paleo pool in Majiang and its geological significance[J]. Oil Gas Geol, 1982, 3(4): 316–326 (in Chinese with English abstract).

[10] 楊平, 汪正江, 賀永忠, 杜秋定, 劉家洪, 張娣. 貴州仁懷縣震旦系燈影組古油藏成藏條件及油氣地質(zhì)意義[J]. 地質(zhì)通報(bào), 2012, 31(11): 1894–1901. Yang Ping, Wang Zheng-jiang, He Yong-zhong, Du Qiu-ding, Liu Jia-hong, Zhang Di. The reservoir forming condition and petroleum geological significance of Dengying Formation paleo-reservoirs in Renhuai, Guizhou[J]. Geol Bull China, 2012, 31(11): 1894–1901 (in Chinese with English abstract).

[11] 楊平, 謝淵, 汪正江, 杜秋定, 劉家洪. 金沙巖孔燈影組古油藏瀝青有機(jī)地球化學(xué)特征及其油源[J]．地球化學(xué), 2012, 41(5): 452–465. Yang Ping, Xie Yuan, Wang Zheng-jiang, Du Qiu-ding, Liu Jia-hong. Geochemical characteristics and oil source correl-ation of Dengying Formation Paleo-reservoir in Jinsha[J]. Geochimica, 2012, 41(5): 452–465 (in Chinese with English abstract).

[12] 賀訓(xùn)云, 蔡春芳, 姚根順, 熊湘華, 沈安江, 向雷, 吳敬武. 黔南坳陷油苗來源: 碳、硫同位素及生物標(biāo)志物證據(jù)[J]. 巖石學(xué)報(bào), 2013, 29(3): 1059–1072. He Xun-yun, Cai Chun-fang, Yao Gen-shun, Xiong Xiang-hua, Shen An-jiang, Xiang Lei, Wu Jing-wu. Origin of oil seepages in the southern Guizhou Depression, SW China: Evidence from carbon isotopes, Sulfur isotopes and biomarkers[J]. Acta Petrol Sinica, 2013, 29(3): 1059–1072 (in Chinese with English abstract).

[13] 梁狄剛, 郭彤樓, 陳建平, 邊立曾, 趙喆. 南方四套區(qū)域性海相烴源巖的地球化學(xué)特征 [J]. 海相油氣地質(zhì), 2009, 14(1): 1–15. Liang Di-gang, Guo Tong-lou, Chen Jian-ping, Bian Li-zeng, Zhao Zhe. Geochemical characteristics of four suits of regional marine source rocks South China[J]. Mar Origin Pet Geol, 2009, 14(1): 1-15 (in Chinese with English abstract).

[14] 梁狄剛, 郭彤樓, 陳建平, 邊立曾, 趙喆. 南方四套區(qū)域性海相烴源巖的分布[J]. 海相油氣地質(zhì), 2008, 13(2): 1–16. Liang Di-gang, Guo Tong-lou, Chen Jian-ping, Bian Li-zeng, Zhao Zhe. Distribution of four suits of regional marine source rocks South China[J]. Mar Origin Pet Geol, 2008, 13(2): 1–16 (in Chinese with English abstract).

[15] 梁狄剛, 郭彤樓, 陳建平, 邊立曾, 趙喆. 南方四套區(qū)域性海相烴源巖的沉積相及發(fā)育的控制因素[J]. 海相油氣地質(zhì), 2009, 14(2): 1–19. Liang Di-gang, Guo Tong-lou, Chen Jian-ping, Bian Li-zeng, Zhao Zhe. Controlling factors on the sedimentary facies and development of Palaeozoic marine source rocks[J]. Mar Origin Pet Geol, 2009, 14(2): 1–19 (in Chinese with English abstract).

[16] 梁興, 葉熙, 張介輝, 舒紅林, 樓基勝, 姚秋昌, 王高成. 滇黔北下古生界海相頁巖氣藏賦存條件評(píng)價(jià)[J]. 海相油氣地質(zhì), 2011, 16(4): 11–21. Liang Xing, Ye Xi, Zhang Jie-hui, Shu Hong-lin, Lou Ji-sheng, Yao Qiu-chang, Wang Gao-cheng. Evaluation of preservation conditions of Lower Paleozic marine shale gas reservoirs in the Northern Part of DianqianBei Depression[J]. Mar Origin Pet Geol, 2011, 16(4): 11–21 (in Chinese with English abstract).

[17] 李雙建, 肖開華, 沃玉進(jìn), 龍勝祥, 蔡立國. 南方海相上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育的控制因素[J]. 沉積學(xué)報(bào), 2008, 26(5): 872–880. Li Shuang-jian, Xiao Kai-hua, Wo Yu-jin, Long Sheng-xiang, Cai Li-guo. Development controlling factors of Upper Ordov-ician-Lower Silurian high quality source rocks in marine sequence, South China[J]. Acta Sedimentol Sinica, 2008, 26(5): 872–880 (in Chinese with English abstract).

[18] 騰格爾, 秦建中, 鄭倫舉. 黔東南地區(qū)震旦系—二疊系海相優(yōu)質(zhì)烴源層的時(shí)空分布[J]．海相油氣地質(zhì), 2008, 13(2): 37–44. Tenger, Qin Jian-zhong, Zheng Lun-ju. Spatiotemporal distribution of Sinian-Permian excellent marine source rocks in southeastern Guizhou Province[J]. Mar Origin Pet Geol, 2008, 13(2): 37–44 (in Chinese with English abstract).

[19] Rogers M A, McAlary J D, Baily J L. Significance of reservoir bitumens to thermal maturation studies, Western Canada Basin[J]. AAPG Bull, 1974, 58(9): 1806–1824.

[20] Jacob H. Classification, structure, genesis and practical importance of natural solid bitumen (migrabitumen)[J]. Int J Coal Geol, 1989, 11(1): 65–79.

[21] 付小東, 秦建中, 騰格爾, 王小芳. 固體瀝青——反演油氣成藏及改造過程的重要標(biāo)志[J]. 天然氣地球科學(xué), 2009, 20(2): 167–173. Fu Xiao-dong, Qin Jian-zhong, Tenger, Wang Xiao-fang. Solid bitumen — An important sign of inverting the process of hydrocarbon accumulation and reconstruction[J]. Nat Gas Geosci, 2009, 20(2): 167–173 (in Chinese with English abstract).

[22] Dahl J E, Moldowan J M, Peters K E, Claypool G E, Rooney M A, Michael G E, Mello M R, Kohnen M L. Diamondoid hydrocarbons as indicators of natural oil cracking[J]. Nature, 1999, 399(6731): 54–57.

[23] Chen J H, Fu J M, Sheng G Y, Liu D H, Zhang J J. Diamondoid hydrocarbon rations: Novel maturity indices for highly mature crude oil[J]. Org Geochem, 1996, 25(3/4): 179– 190.

[24] 宋寧, 王鐵冠, 李美俊. 江蘇金湖凹陷古近系奇碳優(yōu)勢(shì)和偶碳優(yōu)勢(shì)共存的正構(gòu)烷烴[J].沉積學(xué)報(bào), 2007, 25(2): 307–312. Song Ning, Wang Tie-guan, Li Mei-jun. An-alkane coexisting even and odd carbon number predominace of Paleogene in Jinhu Sag[J]. Acta Sedimentol Sinica, 2007, 25(2): 307–313 (in Chinese with English abstract).

[25] 朱揚(yáng)明, 蘇愛國, 梁狄剛, 程克明, 翁煥新, 彭德華. 柴達(dá)木盆地咸湖相生油巖正構(gòu)烷烴分布特征及其成因[J]. 地球化學(xué), 2003, 32(2): 117–123. Zhu Yang-ming, Su Ai-guo, Liang Di-gang, Cheng Ke-ming, Weng Huan-xin, Peng De-hua. Distribution Characterization and origin of n-alkanes in saline lacustrine of source rocks of Qaidam Basin[J]. Geochimica, 2003, 32(2): 117–123 (in Chinese with English abstract).

[26] Tissot B P, Welte D H. Petroleum Formation and Occurrence[M]. 2nd ed. New York: Springer-Verlang, 1984: 702p.

[27] 孫敏卓, 龍國徽, 孟仟祥, 鄭建京, 王國倉, 房嬛, 王作棟. 塔里木盆地海相碳酸鹽巖瀝青“A”的地球化學(xué)特征[J]. 巖礦測(cè)試, 2010, 30(5): 623–630. Sun Min-zhuo, Long Guo-hui, Meng Qian-xiang, Zheng Jian-jing, Wang Guo-cang, Fang Xuan, Wang Zuo-dong. Geochemical characteristics of bitumen A in marine carbonate rocks from the Tarim Basin[J]. Rock Mineral Anal, 2010, 30(5): 623–630 (in Chinese with English abstract).

[28] George S C. Effect of igneous intrusion on the organic geochemistry of a siltstone and an oil shale horizon in the Midland Valley of Scotland[J]. Org Geochem, 1992, 18(5): 705–723.

[29] 梁狄剛, 陳建平. 中國南方高、過成熟區(qū)海相油源對(duì)比問題[J].石油勘探與開發(fā), 2005, 32(2): 8–14. Liang Di-gang, Chen Jian-ping. Oil-source correlations for high and over matured marine source rocks in South China[J]. Pet Explor Develop, 2005, 32(2): 8-14 (in Chinese with English abstract).

[30] 朱揚(yáng)明, 顧圣嘯, 李穎, 郝芳, 鄒華耀, 郭彤樓. 四川盆地龍?zhí)督M高熱演化烴源巖有機(jī)質(zhì)生源及沉積環(huán)境探討[J]. 地球化學(xué), 2012, 41(1): 35–44.Zhu Yang-ming, Gu Sheng-xiao, Li Ying, Hao Fang, Zou Hua-yao, Guo Tong-lou. Biological organic source and depo-sitional environment of over-mature source rocks of Longtan Formation in Sichuan basin[J]. Geochimica, 2012, 41(1): 35–44 (in Chinese with English abstract).

[31] Peters K E, Moldowan J M. The Biomarker Guide: Interpreting Molecular Fossils in Petroleum and Ancient Sediments[M]. Englewood Cliffs: Prentice Hall, 1993: 122–132.

[32] Galimov E M. Isotope organic geochemistry[J]. Org Geochem, 2006, 37: 1200–1262.

[33] Fuex A N. The use of stable carbon isotopes in hydrocarbon exploration[J]. J Geochem Explor, 1977, 7: 155–188.

[34] 陳蘭, 鐘宏, 胡瑞忠, 肖加飛. 湘黔地區(qū)早寒武世黑色頁巖有機(jī)碳同位素組成變化及其意義[J]. 礦物巖石, 2006, 26(1): 81–85.Chen Lan, Zhong Hong, Hu Rui-zhong, Xiao Jia-fei. Comp-osition of organic carbon isotope of early Cambrian black shale in the Xiang-Qian area and its significances[J]. J Mineral Petrol, 2006, 26(1): 81–85 (in Chinese with English abstract).

[35] 賀訓(xùn)云, 姚根順, 蔡春芳, 沈安江, 吳敬武, 黃羚, 陳子炓. 黔南坳陷下寒武統(tǒng)烴源巖地球化學(xué)特征及成因[J]. 沉積學(xué)報(bào), 2012, 30(4): 761–769. He Xun-yun, Yao Gen-shun, Cai Chun-fang, Shen An-jiang, Wu Jing-wu, Huang Ling, Chen Zi-liao. Geochemical characteristics and origins of the Lower Cambrian source rocks from the southern Guizhou depression, SW China[J]. Acta Sedimentol Sinica, 2012, 30(4): 761–769 (in Chinese with English abstract).

[36] 騰格爾, 秦建中, 鄭倫舉. 黔南坳陷海相優(yōu)質(zhì)烴源巖的生烴潛力及時(shí)空分布[J]. 地質(zhì)學(xué)報(bào), 2008, 82(3): 366–372. Tenger, Qin Jian-zhong, Zheng Lun-ju. Hydrocarbon potential on excellent hydrocarbon source rock in southern Guizhou depression and its spacial-temporal distribution[J]. Acta Geol Sinica, 2008, 82(3): 366–372 (in Chinese with English abstract).

Study on origin and source of solid bitumen from the Xiaocaoba paleo-reservoir in the northern Guizhou Depression

BAO Jian-ping1*, SI Chun-song2, JIANG Xing-chao1, ZHANG Run-he2, ZHU Cui-shan1,HUANG Ling2, WANG Peng-wan2and MA Li-qiao2

1. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources (Yangtze University), Ministry of Education, Department of Geochemistry, Yangtze University, Wuhan?430100, China; 2. Hangzhou Geology Institute, CNPC, Hangzhou?310023, China

The Xiaocaoba paleo-reservoir was recently discovered in the northern Guizhou Depression, but its source and origin remain unknown. About 3.4% of solid bitumen reflectance and more than 65% of methyl diamantane index (MDI) indicate that these solid bitumens are at the over-mature stage, and are derived from the cracking of early-accumulated crude oils. By the comparison of their geochemical characteristics with those of the solid bitumens in the Yankong paleo-reservoir, derived from the Niutitang Formation source rocks of Lower Cambrian, it is found that the solid bitumens in the two paleo-reservoirs are very similar in distributions and compositions of various biomarkers, such as alkanes, terpanes, steranes, and triaromatic steranes. Thus, their source and origin cannot be identified based on these biomarkers, because the convergence of geochemical characteristics for various biomarkers at the post-mature stage leads to the ineffectiveness of related geochemical parameters in oil-source correlation. However, their13C values show obvious differences due to the inheritance of organic precursor13C , for example, the solid bitumens from the Xiaocaoba paleo-reservoir are enriched in heavy carbon isotope and their13C values are more than ?26‰, while for the solid bitumens from the Yankong paleo-reservoir, the13C values are less than about ?32‰, indicating that they have different sources. In other words, the solid bitumens from the Xiaocaoba paleo-reservoir cannot be derived from the Lower Cambrian source rocks with a relatively light carbon isotope in the study area. The kerogen from the C-P containing-coal source rocks in the adjacent areas has a relatively heavier carbon isotope, their13C values ranging from ?27‰ to ?22‰, very similar to that of the solid bitumen from the Xiaocaoba paleo-reservoir. Therefore, it reasonably infers that the solid bitumen from the Xiaocaoba paleo-reservoir should be derived from the C-P source rocks. The existence of the Xiaocaoba paleo-reservoir shows that the C-P containing-coal source rocks have an important contribution to petroleum reserves in the study area. Therefore, stable carbon isotope of organic matter can also supply much more useful and reliable geochemical information for source correlation at the post-mature stage, compared to various biomarkers.

solid bitumen; biomarkers; stable carbon isotope; diamandoid hydrocarbons; Yankong paleo-reservoir; Xiaocaoba paleo-reservoir; Nothern Guizhou Depression

P593

A

0379-1726(2016)03-0315-14

2015-08-04;

2015-10-13;

2015-10-27

國家自然科學(xué)基金(41272169); 中國石油天然氣股份公司科技項(xiàng)目(2012B-0504)

包建平(1962–), 男, 博士、教授, 石油地質(zhì)與石油地球化學(xué)專業(yè)。

BAO Jian-ping, E-mail: bjp405@163.com; Tel: +86-27-69111927