鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油地球化學(xué)特征與油源

張 海，雷華偉，張 濤，白玉彬

(1.延長油田股份有限公司 靖邊采油廠，陜西 榆林 718500；2.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；3.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065)

靖邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，其主力產(chǎn)層為三疊系延長組長2、長6油層組和侏羅系延安組延9油層組。近年來，在靖邊油田西部外圍地區(qū)勘探時發(fā)現(xiàn)延9油藏比較富集，并初步顯示出良好的勘探前景。然而，長期以來關(guān)于鄂爾多斯盆地延安組油藏油源問題前人開展的工作較少[1]，主要原因是認(rèn)為延安組不發(fā)育有效烴源巖，延安組油藏原油主要來源于下部延長組長7優(yōu)質(zhì)烴源巖[2-7]，其分布面積可達(dá)5×104km2[8]。鉆井及地化分析表明，靖邊油田西部地區(qū)亦發(fā)育長7有效烴源巖，其厚度變化范圍較大(3～14 m)，且由東北部到西南部厚度逐漸增大[9]。已有的研究未能明確延9油藏原油到底是來自本地長7烴源巖還是湖盆中心長7烴源巖的貢獻(xiàn)，而這直接影響到延9油藏的分布及運(yùn)移、富集規(guī)律及勘探潛力的認(rèn)識和評價。本文從分析延9原油地球化學(xué)特征入手，并將其與本區(qū)長7和湖盆中心(志丹地區(qū))長7優(yōu)質(zhì)烴源巖地球化學(xué)特征對比，探究延9油藏石油來源問題，以期為靖邊油田延9油藏下一步勘探和有利區(qū)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù)。

1 原油族組成特征

10口井原油物性分析表明，本區(qū)延9油藏地面原油密度平均為0.853 g/cm3；動力黏度平均為16.8 mPa·s；凝固點集中分布，平均為17.0 ℃，顯示延9原油為正常原油物性特征。原油族組成與其化學(xué)組成、生油母質(zhì)類型、熱演化程度、運(yùn)移效應(yīng)等信息密切相關(guān)[10]。延9原油飽和烴為61.4%～69.7%，平均為65.5%；芳烴為16.3%～19.9%，平均為18.4%；非烴為11.0%～14.7%，平均為12.5%；瀝青質(zhì)為1.3%～5.1%，平均為3.6%；飽和烴/芳烴為3.2～4.1，平均為3.6，族組分含量特征反映烴源巖有機(jī)質(zhì)類型好，成熟度高(表1)。延9原油具有高飽和烴，高飽/芳比，低芳烴、非烴和瀝青質(zhì)的特征；延9原油族組成含量差異小，暗示其可能具有相同的物質(zhì)來源與演化程度。

2 原油地球化學(xué)特征

2.1 飽和烴色譜特征

延9原油飽和烴氣相色譜特征相似(圖2)，均呈單峰分布，主峰碳主要以C21為主，反映原油性質(zhì)較好。分析的10口延9原油樣品中(表2)，除Z150-1井原油指標(biāo)有異常外(可能受水洗或者氧化作用影響，主峰碳為C23)，其余9口井延9原油色譜特征極為相似。延9原油Pr/Ph為1.00～1.23，平均為1.12，總體為姥植均勢特征；Pr/nC17和Ph/nC18值分別為0.36～0.45和0.29～0.36；(nC21+nC22)/(nC28+nC29)為1.48～1.80；nC21-/nC22+為0.69～0.95；沉積環(huán)境以弱氧化到還原為主[11]。原油CPI和OEP值變化極小，平均為1.0，反映了成熟原油的演化特征[12]。綜合以上信息，認(rèn)為延9原油為還原條件下形成的同源成熟原油。

2.2 萜烷類化合物特征

靖邊油田延9原油呈現(xiàn)出五環(huán)萜烷含量最高、三環(huán)萜烷含量最低的特征(圖3，表3)，尤以C30藿烷含量最高，其次為C29降藿烷和C27-三降藿烷等；伽馬蠟烷/C30藿烷(伽馬蠟烷指數(shù))含量極低(0.042～0.068)，說明為淡水湖泊沉積環(huán)境[3]。在評價相同有機(jī)相的同一油源的原油時，Ts/Tm是最為可靠的成熟度指標(biāo)[13]，延9原油的Ts/Tm分布于0.95～1.09，原油達(dá)到成熟演化階段。研究表明，C31升藿烷22S/(22R+22S)在判斷原油是否達(dá)到成熟階段的可靠性高，分布在0.57～0.62范圍屬于成熟原油[14]。延9原油該值為0.560～0.574，接近或已達(dá)到平衡點，說明延9原油為成熟石油。

圖1 鄂爾多斯盆地靖邊油田位置及取樣井位分布Fig.1 Location of Jingbian Oil Field and sampling wells in Ordos Basin

表1 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油族組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 1 Group composition of Yan 9 crude oil in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖2 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油飽和烴氣相色譜特征Fig.2 Gas chromatograms of alkanes in Yan 9 Formation, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

表2 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油氣相色譜數(shù)據(jù)Table 2 Gas chromatography of Yan 9 crude oil in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖3 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油m/z 191和m/z 217 質(zhì)量色譜特征Fig.3 Mass chromatogram of m/z 191 and m/z 217 for Yan 9 crude oil in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

表3 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油生物標(biāo)志化合物參數(shù)Table 3 Biomarker compound parameters for Yan 9 crude oil in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

2.3 甾烷類化合物特征

以往研究業(yè)已證實，有機(jī)質(zhì)向烴類轉(zhuǎn)化的過程中，隨著埋藏深度增大和溫度升高，有機(jī)質(zhì)成熟度增大，甾烷類化合物由在熱力學(xué)上不穩(wěn)定的R構(gòu)型向穩(wěn)定的S構(gòu)型轉(zhuǎn)化[12]；達(dá)到成熟演化階段的原油，C29ββ/(ββ+αα)、αααC2920S/(20S+20R)的反應(yīng)平衡值分別為0.52～0.55和0.67～0.71[15]，一般認(rèn)為，原油中這2個參數(shù)大于0.4為成熟原油[16]。延9原油C29ββ/(ββ+αα)為0.47～0.55，αααC2920S/(20S+20R)為0.53～0.57，達(dá)到或接近平衡值，均指示成熟原油特征(表3)。延9原油規(guī)則甾烷相對含量差異較大，以C29占優(yōu)勢為特征，C27和C28相對含量相似，其形態(tài)均呈不對稱V字型(圖3，表3)，反映原油以低等水生生物為主及少部分高等植物的混合成因。孕甾烷和升孕甾烷含量隨原油成熟度增加而增大[17]，延9原油孕甾烷和升孕甾烷含量較高，亦反映為成熟原油特征。

3 油源對比

3.1 族組成對比

前述研究表明，靖邊油田西部延9原油族組分含量極其相似，反映具有共同的油源。延9原油與長7烴源巖族組分對比發(fā)現(xiàn)，延9原油與志丹油田長7烴源巖族組成相對含量可比性強(qiáng)，而與靖邊油田西部長7烴源巖族組成特征差異明顯。由于原油族組成受源巖母質(zhì)類型、成熟度及運(yùn)移效應(yīng)的綜合影響[10]，延9原油與本區(qū)長7烴源巖族組成的差異可能僅反映的是原油成熟度的差異，因此延9原油也可能來自于靖邊油田長7烴源巖(圖4) 。

3.2 類異戊間二烯烷烴對比

Pr/nC17、Ph/nC18是反映有機(jī)質(zhì)的熱演化程度的重要參數(shù)，熱演化程度越高，Pr/nC17和Ph/nC18值越低[18]。靖邊油田西部延9原油成熟度明顯低于志丹油田長7烴源巖成熟度，同時也略低于靖邊油田長7烴源巖成熟度(圖5)。靖邊油田與志丹油田長7烴源巖成熟度相比略低。延9原油Pr/nC17、Ph/nC18數(shù)據(jù)點雖與長7烴源巖數(shù)據(jù)點整體可比性差，但與靖邊長7烴源巖樣品更為接近，分析認(rèn)為產(chǎn)生這一現(xiàn)象的原因，可能為延9原油由本地長7烴源巖在大量生油階段早期排出的原油運(yùn)聚形成。

圖4 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油與長7烴源巖族組成相對含量對比Fig.4 Composition of Yan 9 crude oil and Chang 7 source rock in Western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

3.3 萜烷與甾烷特征對比

Ts/Tm比值是反映有機(jī)質(zhì)熱演化程度的重要參數(shù)，Ts/Tm比值大暗示原油成熟度高。前述表明靖邊油田延9原油Ts/Tm比值接近且在1附近分布，反映其成熟度較低。但位于延長組沉積時湖盆中心的志丹油田(Y860井)長7烴源巖Ts/Tm分布在5～16之間，反映其成熟度較高(圖6)。從原油成熟度來看，本地長7烴源巖與志丹地區(qū)長7烴源巖均與延9原油差異明顯(圖7)，這可能是因為延9原油主要為本地長7烴源巖在大量生油階段早期的原油排烴后運(yùn)聚成藏的結(jié)果。

圖5 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油和長7烴源巖Pr/nC17與Ph/nC18的相關(guān)性Fig.5 Correlation of Pr/nC17 and Ph/nC18 of Yan 9 crude oil and Chang 7 source rock in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地志丹地區(qū)Y860井長7烴源巖m/z 191和m/z 217質(zhì)量色譜特征Fig.6 Mass chromatograms of m/z 191 and m/z 217 of Chang 7 source rock in well Y860 in Zhidan area, Ordos Basin

延9原油C27-C28-C29αααR的分布區(qū)域很集中(圖8)，且與長7烴源巖均具有可比性，而靖邊長7烴源巖規(guī)則甾烷含量與延9原油可比性更強(qiáng)，均具有C29占優(yōu)勢的特征。延9原油C29ββ/(ββ+αα)與αααC2920S/(20S+20R)分布區(qū)域與長7源巖差異較大(圖9)，暗示延9原油成熟度相對較低，為靖邊本地長7烴源巖達(dá)到成熟階段石油運(yùn)聚的結(jié)果。

3.4 油源對比討論

靖邊油田延9原油地化特征極其相似，反映其生油環(huán)境相似，具有單一的油源。通過與本地長7烴源巖及志丹地區(qū)長7烴源巖對比發(fā)現(xiàn)，延9原油地化特征與靖邊本地長7烴源巖可比性更強(qiáng)，而與湖盆中心志丹地區(qū)長7烴源巖地化特征可比性差。因此，分析認(rèn)為延9原油為本地長7烴源巖生成后主要經(jīng)垂向運(yùn)移成藏。前人研究表明[19-20]，三疊紀(jì)末期的印支運(yùn)動，盆地整體抬升并剝蝕，受蒙陜古河的影響，本區(qū)西南部長1區(qū)域蓋層殘余厚度不足100 m，且多以砂泥互層或砂包泥為主。長7烴源巖生成的石油首先在長6圈閉條件優(yōu)越位置聚集成藏，在長4+5區(qū)域蓋層薄弱部位或通過宏觀或微觀裂縫系統(tǒng)[21]，經(jīng)長3、長2、長1河流相疊置砂巖及裂縫系統(tǒng)運(yùn)移至侏羅系古河道砂體中，向東部構(gòu)造高部位短距離運(yùn)移至本區(qū)聚集成藏。因此，無論是地化指標(biāo)對比還是從石油運(yùn)移的宏觀地質(zhì)背景上分析，靖邊油田延9原油主要來自本地區(qū)長7烴源巖貢獻(xiàn)。

圖8 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油和長7烴源巖規(guī)則甾烷含量對比Fig.8 Regular steranes comparison of Yan 9 crude oil and Chang 7 source rock in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖9 鄂爾多斯盆地靖邊油田西部延9原油與長7烴源巖C29ββ/(ββ+αα)與αααC2920S/(20S+20R)對比關(guān)系Fig.9 Correlation of C29ββ/(ββ+αα) and αααC2920S/(20S+20R) of Yan 9 crude oil and Chang 7 source rock in western Jingbian Oil Field, Ordos Basin

4 結(jié)論

(1)靖邊油田西部延9原油族組成分布特征、生物標(biāo)志化合物特征極其相似，反映其油源條件單一；沉積環(huán)境為淡水、弱氧化—還原環(huán)境；原油成熟度中等。

(2)靖邊油田本地發(fā)育長7優(yōu)質(zhì)烴源巖，油源對比揭示延9原油主要為本地長7烴源巖貢獻(xiàn)形成，而與延長組沉積期湖盆中心志丹地區(qū)長7優(yōu)質(zhì)烴源巖沒有明顯親緣關(guān)系，研究結(jié)論與鄂爾多斯盆地地質(zhì)演化歷史一致。