準(zhǔn)噶爾盆地西北緣阿拉德油田油源對(duì)比與成藏模式

郭瑞超， 王千軍， 王建偉， 曾治平， 秦 峰， 王 超， 高劍雄

(中國(guó)石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營(yíng) 257015 )

0 引言

在一定氧化還原條件與溫度范圍的地層環(huán)境下，通過水洗、氧化、生物降解等作用，原油有選擇地消耗某些烴類組分，造成物性變稠，生物標(biāo)志化合物受到破壞[1]。原油中常見化合物可以分為兩類，一類易于運(yùn)移和散失，主要為輕質(zhì)烴類、正構(gòu)烷烴、三環(huán)萜、較小分子甾烷等系列化合物；另一類較難運(yùn)移和散失，主要為環(huán)烷烴、重質(zhì)烴類和三芳甾烷等化合物[2]。在稠油的油源對(duì)比與成藏研究中，多數(shù)常規(guī)油源對(duì)比參數(shù)因化合物組分散失而存在失真甚至無(wú)法使用的情況，需要結(jié)合抗降解更強(qiáng)的組分特征參數(shù)進(jìn)行綜合分析[3]。

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣稠油資源潛力豐富，發(fā)現(xiàn)風(fēng)城、夏子街等稠油、超稠油規(guī)模油田。李守軍等[4]研究哈山地區(qū)稠油特征及稠油成因，認(rèn)為油氣在二次運(yùn)移與聚集中存在散失。李秀鵬等[5]、王嶼濤[6]分析烏夏斷裂帶稠油次生作用和成因機(jī)理，存在6種稠油類型。在原油來(lái)源、成藏期次及成藏模式等方面，阿拉德油田與南部夏子街、風(fēng)城油田存在明顯不同。研究區(qū)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)復(fù)雜，相關(guān)研究資料較少，未明確阿拉德油田原油烴源巖層系、瑪湖凹陷烴源巖遠(yuǎn)源貢獻(xiàn)、油氣充注時(shí)期及成藏模式等，影響油氣勘探與資源潛力認(rèn)識(shí)。筆者對(duì)研究區(qū)原油和烴源巖樣品進(jìn)行地球化學(xué)測(cè)試，明確油源特征，分析成藏期次，建立成藏模式，為準(zhǔn)噶爾盆地西北緣下一步油氣勘探提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

阿拉德油田位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣哈拉阿拉特山(簡(jiǎn)稱哈山)中東部，南臨瑪湖凹陷烏夏含油氣區(qū)，北與和什托洛蓋盆地相接。阿拉德油田至烏夏含油氣區(qū)發(fā)育多條地表斷裂，以東西向?yàn)橹鳎渲羞_(dá)爾布特走滑斷裂貫穿研究區(qū)(見圖1)。根據(jù)鉆井與地震資料解釋，受構(gòu)造活動(dòng)影響，哈山地區(qū)發(fā)育多期不整合，地層自下而上主要發(fā)育古生界石炭系，二疊系，三疊系百口泉組、克拉瑪依組、白堿灘組，侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組，以及白堊系吐谷魯群和古近系，其他組段地層缺失。

根據(jù)早期逆沖推覆、后期走滑的構(gòu)造模式，縱向上將哈山地區(qū)劃分為前緣超剝帶、前緣沖斷帶、外來(lái)推覆系統(tǒng)和準(zhǔn)原地疊加系統(tǒng)。前緣沖斷帶主要發(fā)育二疊系，地層傾角大，受斷層控制；外來(lái)推覆系統(tǒng)構(gòu)造復(fù)雜，多期逆沖斷層推覆、疊加，地層發(fā)育復(fù)雜，以石炭系為主，夾二疊系；準(zhǔn)原地疊加系統(tǒng)以下二疊統(tǒng)為主，發(fā)育斷背斜、斷塊圈閉；前緣超剝帶由中生界構(gòu)成，地層呈底超頂剝的特征，受斷裂構(gòu)造影響較小，整體呈南向單傾斜坡，構(gòu)造形態(tài)簡(jiǎn)單，內(nèi)部次級(jí)斷層切割，形成多個(gè)斷塊。阿拉德油田位于前緣超剝帶，在三疊系、侏羅系、白堊系等見不同程度油氣顯示，主力含油層系為中侏羅統(tǒng)西山窯組，為構(gòu)造—巖性油藏。

2 樣品采集與測(cè)試

研究區(qū)中生界原油密度大，為0.97～0.99 g/cm3；50 ℃溫度時(shí)，黏度為5.189～13.767 Pa·s；含硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，為0.15%～0.25%；整體具有黏度高、酸值高、含蠟低、凝固點(diǎn)低的典型稠油特性。

采集研究區(qū)29個(gè)原油與油砂樣品，樣品分析測(cè)試在中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油地質(zhì)實(shí)驗(yàn)室完成。油砂樣品粉碎后，用二氯甲烷抽提其中的有機(jī)質(zhì)，用石油醚沉淀去除原油和油砂抽提物的瀝青質(zhì)，余下部分采用硅膠/氧化鋁柱色層分離飽和烴、芳香烴和非烴組分，對(duì)飽和烴組分進(jìn)行色譜質(zhì)譜分析。飽和烴色譜質(zhì)譜分析儀為安捷倫公司6890GC-5975MS色譜質(zhì)譜聯(lián)用儀。色譜柱為HP-5MS石英彈性毛細(xì)柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)。進(jìn)樣器溫度為300 ℃，載氣為氦氣，流速為1 mL/min。采用程序升溫對(duì)樣品進(jìn)行色譜分離，初始溫度為50 ℃，保留1 min，以20 ℃/min升至100 ℃；然后以3 ℃/min升至310 ℃，保留10 min。色譜與質(zhì)譜之間傳輸線溫度為280 ℃。質(zhì)譜儀掃描范圍為50～550 u，檢測(cè)方式為全掃描/選擇離子，離子源為EI源，電離能量為70 eV，離子源溫度為230 ℃。

阿拉德油田原油受到不同程度生物降解。多數(shù)油樣的飽和烴色譜分析結(jié)果中基線漂移，鼓包現(xiàn)象明顯，中—高碳數(shù)化合物受到破壞。部分樣品可檢測(cè)到部分正構(gòu)烷烴，表現(xiàn)為中碳數(shù)組分保存較好，主峰碳為C17，Pr/Ph大于1(見圖2(a))。個(gè)別嚴(yán)重降解樣品飽和烴色譜分析未能檢測(cè)到有效數(shù)據(jù)，正構(gòu)烷烴、類異戊二烯烴全部受損，胡蘿卜烷豐度較低(見圖2(b))。

由飽和烴色譜質(zhì)譜圖(見圖2-3)可以看出，多數(shù)樣品中藿烷發(fā)生降解，檢測(cè)到25-降藿烷存在，三環(huán)萜烷含量相對(duì)較高；甾烷發(fā)生降解，其中規(guī)則甾烷存在損失，部分樣品重排甾烷受到降解，孕甾烷、升孕甾烷相對(duì)較高。

根據(jù)阿拉德油田原油密度、黏度、飽和烴含量變化及各種烴類組分的蝕變特征，按照PETERS K E等[7]和王嶼濤[8]提出的降解程度劃分標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)淺層原油生物降解級(jí)別為4～7級(jí)，受到中度—重度降解，為中等—嚴(yán)重生物降解原油。

圖3 哈淺22井侏羅系西山窯組典型質(zhì)荷比的原油飽和烴色譜質(zhì)譜Fig.3 Typical mass-to-charge ratio chromatograms and mass spectrum of J2x oil from well Haqian 22

3 烴源巖地球化學(xué)特征與油源對(duì)比

由于烴源巖生成的油氣只有一部分運(yùn)移到儲(chǔ)層中成藏或逸散，其余部分殘留于烴源巖，因此烴源巖與源于該層系的油氣具有親緣關(guān)系，化學(xué)組成存在一定程度相似性[9]。影響生物標(biāo)志化合物的因素復(fù)雜，單一指標(biāo)存在局限性[10]。

3.1 烴源巖地球化學(xué)特征

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣地區(qū)發(fā)育下二疊統(tǒng)風(fēng)城組(P1f)和中二疊統(tǒng)下烏爾禾組(P2w)兩套潛在烴源巖。根據(jù)探區(qū)哈淺6、哈深斜1等井P1f烴源巖樣品的地化分析結(jié)果，烴源巖TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.65%～2.20%，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.075 9%～1.618 5%，生烴潛量為0.73～17.70 mg/g；顯微組分以腐泥組為主，惰質(zhì)組含量較少;有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ～Ⅱ1型；有機(jī)質(zhì)成熟度達(dá)到成熟演化階段。哈山地區(qū)逆沖推覆體Ro為0.75%～0.89%，推覆體下部的深部準(zhǔn)原地P1f地層尚未鉆遇，根據(jù)埋深預(yù)測(cè)烴源巖Ro超過1.20%；瑪湖地區(qū)P1f烴源巖Ro相對(duì)較高，為0.85%～1.80%。綜合評(píng)價(jià)P1f烴源巖為成熟—高成熟的較好—好烴源巖。

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣地區(qū)P2w沉積時(shí)期為陸相淡水環(huán)境，P2w烴源巖在哈山地區(qū)未鉆遇，主要發(fā)育于瑪湖凹陷地區(qū)。根據(jù)瑪湖凹陷艾參1井的地球化學(xué)分析結(jié)果，烴源巖TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.50%～1.50%，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.014 6%～0.149 3%；有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ2～Ⅲ型；有機(jī)質(zhì)成熟度差異較大，瑪湖凹陷內(nèi)部多處于高成熟階段，Ro超過1.20%，瑪湖凹陷北部如夏子街等地區(qū)處于成熟階段，Ro多小于0.90%。綜合評(píng)價(jià)P2w烴源巖為成熟—高成熟的較好烴源巖。

3.2 油源對(duì)比

常規(guī)的油源對(duì)比多采用碳同位素、色譜質(zhì)譜指紋及地球化學(xué)參數(shù)交會(huì)等方法。由于阿拉德油田的原油受到中度—重度降解作用，原油中部分生物標(biāo)志化合物受到破壞，對(duì)油源對(duì)比研究影響較大，因此，選擇具有抗降解性的地球化學(xué)指標(biāo)進(jìn)行分析。

3.2.1 碳同位素特征

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣地區(qū)下二疊統(tǒng)佳木河組(P1j)烴源巖氯仿瀝青“A”的碳同位素組成重，δ13C為-27.0‰～-23.0‰；P1f烴源巖生成的油氣相對(duì)富集輕碳同位素，氯仿瀝青“A”碳同位素為-32.0‰～-28.0‰，原油碳同位素多輕于-28.0‰；P2w烴源巖氯仿瀝青“A”碳同位素為-32.0‰～-23.0‰，且多數(shù)輕于-27.0‰。

阿拉德油田原油或油砂抽提物的碳同位素組成較輕，全油碳同位素為-29.6‰～-28.2‰，平均約為-29.0‰。族組成碳同位素中，飽和烴、芳烴、非烴和瀝青碳同位素以依次增重趨勢(shì)為主。對(duì)比烴源巖氯仿瀝青“A”與原油碳同位素(見圖4)，阿拉德油田原油與P1f烴源巖的族組成碳同位素特征吻合度較高，與P2w烴源巖產(chǎn)物存在顯著差異。

3.2.2 三環(huán)萜烷特征

三環(huán)萜烷多來(lái)源于微生物和藻類。在色譜質(zhì)譜圖中，C19～C23三環(huán)萜烷化合物近似為等間距流出時(shí)間；其中C22三環(huán)萜烷不發(fā)育，峰形具有易于鑒定的特點(diǎn)，受成熟度、運(yùn)移效應(yīng)和生物降解影響小[11]，常用C19、C21、C23三環(huán)萜烷指示地質(zhì)環(huán)境。低碳數(shù)三環(huán)萜烷化合物(C19、C20)來(lái)源于二萜類母質(zhì)，反映高等植物生源特征；高碳數(shù)三環(huán)萜烷在高鹽度湖相、海相烴源巖抽提物與相關(guān)原油中更為富集[12]。海相烴源巖與原油中，C19～C23三環(huán)萜烷分布以C23三環(huán)萜烷為主峰，相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為47%～53%；淡水湖相烴源巖和原油中，C19～C23三環(huán)萜烷分布以C21三環(huán)萜烷為主峰[13]；沼澤相中，以C19、C20低碳數(shù)三環(huán)萜烷為主峰[14]。三環(huán)萜烷在準(zhǔn)噶爾盆地原油中含量高，根據(jù)準(zhǔn)噶爾盆地?zé)N源巖和原油的三環(huán)二萜烷C20、C21和C23分布特征，可劃分為“上升型”“下降型”“山峰型”“山谷型”4種典型分布類型[15]。其中，P1f烴源巖的三環(huán)萜烷呈C20C23，表現(xiàn)為“山峰型”分布特征；佳木河組(P1j)烴源巖的三環(huán)萜烷分布較局限，表現(xiàn)為以低碳數(shù)三環(huán)萜烷為主峰的“下降型”分布特征。

根據(jù)阿拉德油田各層位原油、瑪湖凹陷夏子街油田二疊系原油，以及哈山、瑪湖兩地區(qū)二疊系烴源巖的C20、C21和C23三環(huán)二萜烷分布特征，哈山、瑪湖凹陷地區(qū)的烴源巖和原油表現(xiàn)為“上升型”的分布特征(見圖5)，阿拉德油田各層位原油與P1f源巖特征較為一致，與P2w烴源巖特征差異明顯。

圖4 阿拉德油田原油與瑪湖凹陷烴源巖族組成碳同位素Fig.4 Carbon isotope compositions of oil in Alade Oilfield and source rocks in Mahu Sag

圖5 哈山與瑪湖地區(qū)油、源三環(huán)二萜烷特征Fig.5 Characteristic tricyclic diterpane of source rocks and oil in Hashan and Mahu Areas

3.2.3 甾烷原油成熟度參數(shù)

規(guī)則甾烷中，C29ββ/(αα+ββ)與αααC2920S/(20S+20R)在描述烴源巖或原油的熱演化成熟度時(shí)有效[16]，高鹽度效應(yīng)使ββ/(αα+ββ)升高，但影響較小，成熟作用是主導(dǎo)因素[17-18]。

研究區(qū)規(guī)則甾烷C29ββ/(αα+ββ)與αααC2920S/(20S+20R)參數(shù)分析(見圖6)表明，哈山地區(qū)P1f烴源巖樣品兩種成熟度參數(shù)為0.28～0.42，處于中等成熟階段；瑪湖凹陷夏子街地區(qū)的P1f烴源巖樣品成熟度參數(shù)為0.50～0.68，進(jìn)入成熟—高成熟階段，反映哈山與瑪湖凹陷兩地區(qū)的P1f烴源巖熱演化程度存在明顯差異。

根據(jù)原油成熟度參數(shù)，將阿拉德油田原油分為兩類：一類是以三疊系和白堊系為代表，處于低—中等成熟階段的原油，樣品的C29ββ/(αα+ββ)參數(shù)為0.20～0.40；另一類是侏羅系的高成熟度原油，樣品的C29ββ/(αα+ββ)大于0.55，αααC2920S/(20S+20R)超過0.60。阿拉德油田三疊系和白堊系原油與哈山地區(qū)低熟—成熟階段烴源巖特征相似，侏羅系原油與瑪湖凹陷成熟階段烴源巖樣品較為相近。

3.2.4 ETR與升藿烷指數(shù)參數(shù)

在湖相沉積環(huán)境中，ETR參數(shù)具有與伽瑪蠟烷指數(shù)相似的指向意義，可以較準(zhǔn)確反映湖盆的水介質(zhì)條件；在生油窗內(nèi)，同一套烴源巖樣品的ETR參數(shù)隨深度或成熟度增加并無(wú)明顯變化；在不同降解程度的原油樣品中，ETR參數(shù)與烴源巖ETR參數(shù)基本一致，反映ETR參數(shù)指標(biāo)具有很好的熱穩(wěn)定性和抗生物降解能力[19]。升藿烷指數(shù)HHI(C35/∑C31～C35)受熱演化作用影響明顯，在海相沉積和內(nèi)陸咸化湖相的高鹽環(huán)境中表現(xiàn)為相對(duì)高值，受降解作用影響較小[20]。

根據(jù)ETR參數(shù)和升藿烷指數(shù)HHI，哈山地區(qū)P1f烴源巖具有低ETR(<0.72)與低HHI(0.07～0.16)特性；瑪湖地區(qū)夏子街油田P1f烴源巖及原油具有較高ETR(>0.89)特征(見圖7)，推斷阿拉德油田與瑪湖凹陷兩地區(qū)P1f水體環(huán)境及鹽度存在明顯差異，前者較后者水體較淺，鹽度也較低。根據(jù)原油分析結(jié)果，三疊系、白堊系、部分侏羅系原油樣品特征與哈山地區(qū)本地?zé)N源巖樣品特征相似，侏羅系的多數(shù)原油樣品與瑪湖地區(qū)原油、烴源巖樣品特征基本一致。

圖6 哈山與瑪湖地區(qū)C29ββ/(αα+ββ)與αααC2920S/(20S+20R)交會(huì)Fig.6 Cross-lot of C29ββ/(αα+ββ) and αααC2920S/(20S+20R) in Hashan and Mahu Areas

綜上所述，阿拉德油田原油為P1f烴源巖貢獻(xiàn)。各層系原油之間生物標(biāo)志化合物特征差異性較大，其中三疊系、白堊系和侏羅系少量樣品與哈山本地的P1f烴源巖樣品在典型生物標(biāo)志化合物參數(shù)上相似性較高；侏羅系多數(shù)原油樣品與瑪湖凹陷地區(qū)的P1f烴源巖、原油樣品特征基本一致。阿拉德油田原油整體表現(xiàn)為本地?zé)N源巖貢獻(xiàn)和外源運(yùn)移供烴的特征。

4 油氣成藏期次與模式

4.1 成藏期次

在礦物形成過程中，由于某種或多種因素改變，被礦物所捕獲且至今保留在礦物晶體中的那一部分流體被稱為包裹體[21-22]。阿拉德油田侏羅系等儲(chǔ)層樣品分析表明，包裹體多分布于石英顆粒裂隙的方解石脈與沸石脈、石英顆粒的次生加大邊及膠結(jié)物，呈線狀分布，見大量褐黃色熒光顯示，顆?？p隙中有褐黃色瀝青殘留，多數(shù)為瀝青質(zhì)油包裹體，油氣包裹體較少。研究區(qū)包裹體均一溫度分析(見圖8)表明，儲(chǔ)層中包裹體均一溫度多超過90 ℃，有的超過140 ℃。根據(jù)研究區(qū)埋藏史與熱史恢復(fù)資料，哈山地區(qū)中生界地層最大埋深經(jīng)歷的溫度不超過60 ℃，其高溫包裹體可能為非均一相捕獲，或由斷裂溝通深層油源運(yùn)移成藏中捕獲高溫流體發(fā)生沸騰效應(yīng)導(dǎo)致。

圖8 阿拉德油田油氣顯示層段包裹體均一溫度柱狀圖Fig.8 Distribution of homogenization temperature of fluid inclusion in reservoir rocks of Alade Oilfield

根據(jù)研究區(qū)成藏條件演化過程，下二疊統(tǒng)風(fēng)城組烴源巖在晚二疊世—三疊紀(jì)開始生烴，至侏羅紀(jì)末進(jìn)入生油高峰階段。烏夏斷裂帶烏27井?dāng)嗔?、夏紅北斷裂、夏21井?dāng)嗔押拖?0井?dāng)嗔训茸鳛檠芯繀^(qū)主要的一級(jí)、二級(jí)斷裂，溝通洼陷內(nèi)烴源巖與上部?jī)?chǔ)層，具有長(zhǎng)期活動(dòng)的特點(diǎn)，主要活動(dòng)期為晚二疊世、晚三疊世和晚侏羅世。淺部小斷裂主要在晚侏羅世—白堊紀(jì)活動(dòng)。深、淺斷裂的長(zhǎng)期活動(dòng)與生烴、排烴期在時(shí)間上形成良好配置，為油氣的縱向運(yùn)移和側(cè)向運(yùn)移提供通道。因此，淺層油藏存在一期充注，成藏期主要為白堊紀(jì)末期。

4.2 成藏模式

瑪湖凹陷與哈山地區(qū)發(fā)育深部有效烴源巖，阿拉德油田具備南部遠(yuǎn)源、本地深源雙重供烴條件。上部超覆層發(fā)育侏羅系八道灣組、西山窯組和白堊系等多套厚層連通砂體[23-24]，砂體孔滲性好，孔隙度為20.9%～33.3%，滲透率為(28.01～680.29)×10-3μm2，構(gòu)成油氣運(yùn)移的毯狀砂體輸導(dǎo)層。受海西—燕山末期、燕山—喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，哈山地區(qū)發(fā)育深部多套斷裂系統(tǒng)，可以作為良好的油氣垂向輸導(dǎo)通道[25]，與下伏準(zhǔn)原地?zé)N源巖匹配，形成“哈山深源供烴、斷裂垂向輸導(dǎo)”的成藏模式；烏夏斷裂帶有效溝通瑪湖凹陷風(fēng)城組烴源巖與中生界超覆層中的厚層毯狀輸導(dǎo)層，構(gòu)成超覆層斷層—毯砂(斷—毯)輸導(dǎo)體系，形成“瑪湖遠(yuǎn)源供烴、斷層毯砂輸導(dǎo)、淺層圈閉聚集”的成藏模式(見圖9)。阿拉德油田油藏具有“深部雙向供烴、斷層毯砂輸導(dǎo)、地層圈閉聚集”的成藏特點(diǎn)。自侏羅紀(jì)以來(lái)，哈山地區(qū)長(zhǎng)期處于隆起狀態(tài)，整體掀斜形成地層南傾的構(gòu)造背景，為油氣聚集提供有利的運(yùn)聚動(dòng)力。

圖9 阿拉德油田油氣成藏模式Fig.9 Patterns of reservoir formation of Alade Oilfield

5 結(jié)論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣阿拉德油田的原油密度大、黏度高，多為中等—嚴(yán)重降解級(jí)別稠油；原油碳同位素較輕；C20、C21和C23三環(huán)萜烷表現(xiàn)為“上升型”分布特征；甾烷參數(shù)呈侏羅系原油高成熟及三疊系、白堊系低—中等成熟兩種類型。阿拉德油田原油主要來(lái)源于下二疊統(tǒng)風(fēng)城組烴源巖，存在哈山和瑪湖凹陷兩地區(qū)烴源巖的共同貢獻(xiàn)。

(2)研究區(qū)儲(chǔ)層包裹體均一溫度多超過90 ℃，集中于120～130 ℃，其中淺層油藏主要存在一期油氣充注過程，為白堊紀(jì)末期成藏。阿拉德油田為“深部雙向供烴、斷層毯砂輸導(dǎo)、地層圈閉聚集”的成藏模式，具備有利的油氣聚集背景。

致謝：研究得到中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院準(zhǔn)噶爾盆地北緣勘探研究室的支持！