鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油成因及勘探前景

趙永強，許 錦，倪春華，張 毅，馬中良，王付斌，賈會沖，張 威，齊 榮，安 川

1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石化油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126；3.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，江蘇 無錫 214126；4.中國石化 華北油氣分公司 油氣勘探管理部，鄭州 450006；5.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，鄭州 450006

鄂爾多斯盆地是我國目前年產(chǎn)氣量最大的盆地，尤其是盆地中北部地區(qū)已成為我國天然氣勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場之一。近5年來，鄂爾多斯盆地年產(chǎn)氣量均在400×108m3以上，2019年年產(chǎn)氣量已超過500×108m3[1-2]。鄂爾多斯盆地北緣(簡稱鄂北)杭錦旗地區(qū)上古生界具有良好的生儲蓋組合，近年來已成為該盆地天然氣增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域之一[3]。早在1980年代，就有報道稱在鄂北烏蘭格爾地區(qū)白堊系露頭中發(fā)現(xiàn)輕質(zhì)油，分析認為這些油苗來自二疊系烴源巖[4]。近年來，鄂爾多斯盆地上古生界找到零星凝析油顯示[5]，杭錦旗地區(qū)也有液態(tài)烴包裹體發(fā)現(xiàn)，但未發(fā)現(xiàn)液態(tài)烴的規(guī)模性聚集。近期勘探首次在杭錦旗地區(qū)發(fā)現(xiàn)二疊系下石盒子組儲層中產(chǎn)出輕質(zhì)原油，表明該區(qū)上古生界經(jīng)歷了原油的生成、充注和成藏，引起了業(yè)內(nèi)對傳統(tǒng)產(chǎn)氣盆地產(chǎn)油前景的關(guān)注。目前尚未見到有關(guān)該區(qū)原油成因類型、來源的分析，二疊系烴源巖的生油潛力尚不明確，原油勘探前景不明朗。因此，本文擬通過對杭錦旗地區(qū)上古生界典型原油的地球化學分析，結(jié)合該區(qū)烴源巖發(fā)育特征，對原油的成因類型和勘探前景進行探討。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

杭錦旗地區(qū)位于鄂爾多斯盆地北緣，處于伊盟隆起、伊陜斜坡和天環(huán)坳陷3個構(gòu)造單元的結(jié)合部，主要表現(xiàn)為從南部盆內(nèi)斜坡區(qū)向盆緣隆起區(qū)過渡的構(gòu)造特征。區(qū)內(nèi)發(fā)育泊爾江海子、烏蘭吉林廟和三眼井3條斷裂組成的近東西向斷裂帶[6](圖1)。杭錦旗地區(qū)是鄂爾多斯盆地北部地區(qū)長期繼承性古隆起，被認為是油氣運移的有利指向區(qū)[3]。

圖1 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)構(gòu)造區(qū)劃及典型井分布(a)和地層柱狀圖(b)

杭錦旗地區(qū)上古生界自下而上發(fā)育太原組(C3t)、山西組(P1s)、下石盒子組(P1x)、上石盒子組(P2sh)和石千峰組(P3s)[2-3]，主力烴源巖為太原組和山西組的煤巖、碳質(zhì)泥巖和暗色泥巖在內(nèi)的煤系地層(圖1)。上古生界烴源巖分布具有從南東向北西逐漸減薄的趨勢[7-8]，太原組煤層和暗色泥巖主要展布于3大斷裂以南，斷裂以北為剝蝕區(qū)；山西組烴源巖在斷裂南部和北部地區(qū)均有一定的分布。太原組—山西組烴源巖以Ⅲ型干酪根為主[3,6]，有機質(zhì)成熟度(Ro)自北向南逐漸增大，主體介于0.8%～1.4%；泊爾江海子斷裂以南Ro一般高于1.3%，而斷裂以北什股壕地區(qū)Ro普遍低于1.0%[8-9]。

該區(qū)下石盒子組和山西組含礫粗砂巖和粗砂巖層為良好的儲層。上石盒子組和石千峰組泥巖層為內(nèi)陸干旱湖相沉積，發(fā)育大套泥巖，形成了一套廣泛分布且厚度穩(wěn)定的區(qū)域性蓋層[8]。該區(qū)上古生界生儲蓋等成藏要素匹配良好，具有大面積分布的上石炭統(tǒng)—下二疊統(tǒng)煤系源巖、大面積的下二疊統(tǒng)河道砂巖儲集體、大面積的源—儲近源配置關(guān)系、早白堊世大范圍的生烴充注過程以及上二疊統(tǒng)大面積的區(qū)域封蓋層[8]。

2 樣品和分析測試方法

原油樣品來自JPH-353和JPH-2兩口井下石盒子組砂巖儲層，采樣井位于斷裂北側(cè)的什股壕區(qū)帶南部和公卡汗地區(qū)東部(圖1)，靠近主干斷裂帶。烴源巖樣品主要來自山西組和太原組的煤系地層，在杭錦旗地區(qū)3條斷裂帶南北均有分布(圖1)。

原油的物性測試在中國石化江蘇油田實驗中心進行，地球化學分析測試均在中國石化油氣成藏重點實驗室完成。其中原油飽和烴色譜分析采用Agilent 7890型氣相色譜儀，方法采用國家標準《地質(zhì)樣品有機地球化學分析方法：GB/T 18340.5—2010》；飽和烴和芳烴色譜—質(zhì)譜分析采用Agilent 5977B MSD質(zhì)譜儀，方法采用國家標準《氣相色譜—質(zhì)譜法測定沉積物和原油中生物標志物：GB/T 18606—2017》；碳同位素分析采用Thermo Fisher Delta Plus V同位素質(zhì)譜儀，方法參照國家標準《地質(zhì)樣品有機地球化學分析方法 第2部分：有機質(zhì)穩(wěn)定碳同位素測定同位素質(zhì)譜法：GB/T 18340.2—2010》。有機巖石學采用MSP200顯微光度計，方法采用行業(yè)標準《全巖光片顯微組分鑒定及統(tǒng)計方法：SY/T 6414—2014》。巖石熱解采用Rock-Eval 6巖石熱解儀，方法參照國家標準《巖石熱解分析法：GB/T 18602—2012》。烴源巖生烴模擬實驗采用中國石化石勘院無錫石油地質(zhì)研究所自行研制的“地層孔隙熱壓生排烴模擬儀”進行。

3 實驗結(jié)果和討論

3.1 原油常規(guī)物理化學性質(zhì)

原油肉眼觀察呈深棕色，流動性較好，JPH-353和JPH-2井原油樣品密度分別為0.86 g/cm3和0.89 g/cm3，含硫量分別為0.08%和0.27%，含蠟量分別為15.60%和12.15%，黏度(50 ℃)分別為6.96 mPa·s和10.42 mPa·s(表1)，均為低硫高蠟中質(zhì)原油。

原油族組成以飽和烴為主，JPH-353和JPH-2井原油樣品中飽和烴分別占78.36%和67.53%，芳烴分別占17.28%和26.26%，非烴+瀝青質(zhì)分別為4.36%和6.21%；飽芳比分別為4.53和2.57，(飽+芳)/(非+瀝)比值分別為21.94和15.10(表1)。杭錦旗地區(qū)上古生界原油與吐哈、柴達木盆地等典型的煤成油[10-12]在族組成方面具相近特征。

表1 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油物理性質(zhì)和族組成

原油經(jīng)歷過生物降解后，一般最初低分子的正構(gòu)烷烴會選擇性消耗，色譜基線的“UCM”峰會變得突出，其黏度和API值會發(fā)生較大變化[13]。JPH-353和JPH-2井原油飽和烴中正構(gòu)烷烴分布完整(圖2)，原油黏度在輕質(zhì)油—正常油范圍。因此，這2個原油未經(jīng)歷明顯的生物降解作用。

圖2 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界典型原油飽和烴色譜圖

3.2 原油成因分析

3.2.1 姥植比

研究區(qū)2個原油樣品的姥植比(Pr/Ph)分別為2.26和2.16(表2)，表明其源巖可能形成于弱氧化的沉積環(huán)境。與海相和湖相地層相比，典型的煤系地層原油一般具有較高的姥植比。Pr/Ph值高是煤系地層沉積有機質(zhì)及煤成油的重要特征和標志之一[14-16]。例如，吐魯番盆地原油Pr/Ph為4.8～6[14]，西湖凹陷平湖組烴源巖的Pr/Ph基本在3.0以上[15]，塔里木盆地庫車坳陷東部陽霞凹陷的煤成油Pr/Ph均大于2.0[16]。吐哈盆地和柴達木盆地北緣侏羅系烴源巖及煤成油的研究表明，煤系烴源巖中煤和煤系泥巖的Pr/Ph值也顯著不同[14，17-18]。煤的Pr/Ph值一般為5～10，碳質(zhì)泥巖Pr/Ph一般為3～6，而暗色泥巖一般Pr/Ph相對偏低，大多介于2.5～3.0[17-18]。本文分析的原油樣品中姥植比為2.16和2.26，表明其烴源巖可能形成于弱氧化的海陸過渡相沉積環(huán)境中，而非典型的強氧化煤系烴源巖。

3.2.2 甾烷系列

研究區(qū)原油中甾烷以規(guī)則甾烷和重排甾烷為主。規(guī)則甾烷(Reg)和重排甾烷(Dis)的C27-C28-C29分布常用來判識不同沉積環(huán)境下的有機質(zhì)輸入[13]。本次研究的2個樣品中無論規(guī)則甾烷還是重排甾烷，均以C29甾烷為主(圖3)。規(guī)則甾烷中C29占45%～48%(表2)；C27與C28含量相當，其甾烷分布為不規(guī)則“V”型(JPH-353)或反“L”型(JPH-2)。這指示了原油樣品的母質(zhì)來源以陸生高等植物為主，少量來自浮游生物。

圖3 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油甾烷分布特征

重排甾烷/規(guī)則甾烷比值也常用來甄別碳酸鹽巖和碎屑巖生成的原油[19]，重排甾烷的生成與黏土礦物的催化作用有關(guān)，煤系地層中黏土礦物少，所以較泥巖地層中重排藿烷含量低[10]。杭錦旗地區(qū)2個原油樣品中重排甾烷的含量均相對較高，重排甾烷/規(guī)則甾烷比值分別為1.35和0.71(表2)，特別是JPH-2原油中重排甾烷含量高于規(guī)則甾烷。因此，從重排甾烷含量推測，2個原油應(yīng)該來源于黏土含量較高的泥巖地層。

原油中甾烷/藿烷比值具有重要的母源及環(huán)境指示意義，非海相原油的規(guī)則甾烷/17α藿烷比值通常比較低[13,20-21]。例如，吐哈盆地七克臺地區(qū)托參1井、臺參1井原油該比值均低于0.10[10]，民和盆地侏羅系原油為0.03[21]，印度尼西亞馬哈卡姆三角洲原油也有這一特征[22]。因此，該比值偏低被視為煤系地層成油的應(yīng)有特征之一。研究區(qū)原油的甾烷/藿烷比值在0.32～0.38之間，規(guī)則甾烷/17α藿烷比值為0.28～0.34(表2)，表明該類原油可能來自煤系地層。

表2 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油地球化學參數(shù)

3.2.3 萜烷

杭錦旗地區(qū)上古生界2個原油樣品的萜烷均以三環(huán)萜烷、四環(huán)萜烷和五環(huán)萜烷為主(圖4)。其中三環(huán)萜烷系列化合物以較低分子量的三環(huán)萜烷(C19—C26)為主，長鏈三環(huán)萜烷含量較低。三環(huán)萜烷是以C19三環(huán)萜烷(C19TT)最為豐富，隨分子量增大，相對豐度逐漸下降。三環(huán)二萜烷C19—C20主要來源于維管植物生成的二萜類化合物，如松香酸，是陸相生物的標志[13]。煤成油中三環(huán)萜烷以C19為主峰，C24四環(huán)萜烷發(fā)育；而煤系泥巖成油一般三環(huán)萜烷比較發(fā)育，但以C21為主峰，高于相鄰的C26三環(huán)萜烷[15]。從三環(huán)萜烷分布來看，研究區(qū)的2個原油的三環(huán)和四環(huán)萜烷特征與煤成油接近。

2個原油樣品中含有豐富的四環(huán)萜烷(TeT)，顯著高于相鄰的C26三環(huán)萜烷(圖4)，其C24TeT/C26TT分別為2.44和1.62(表2)。這可能是與陸生高等植物有關(guān)的原油特征[15,23]。

研究區(qū)原油中的五環(huán)三萜類主要包括藿烷類和伽馬蠟烷(圖4)。藿烷(C27—C35)系列較為完整，以C30藿烷含量最為豐富，約占藿烷類化合物的30%左右；長鏈藿烷中C35S/C34S藿烷比值較低，為0.66～0.69(表2)，指示原油緣自相對較為氧化條件下沉積的非碳酸鹽巖烴源巖，這與前文分析主要為陸相有機質(zhì)生油的推論一致。

圖4 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油萜烷分布特征

煤及煤成油中通常Tm遠大于Ts，而煤系泥巖及生成的原油中Ts含量高，有相對高的Ts/Tm值[10,16]。研究區(qū)原油Ts/Tm為1.27～1.87(表2)，從地球化學性質(zhì)來看，更傾向于煤系泥巖成油。C29Ts與Ts具有相同來源，C30重排藿烷(C30DH)被認為是起源于氧化—半氧化條件下含黏土介質(zhì)的催化重排[13]。研究區(qū)原油的C29Ts/C29H分別為0.46～0.64，C30重排藿烷/C30藿烷分別為0.34和0.38，指示了C30重排藿烷和C29Ts含量較高。煤系原油和泥巖中通常含有較高重排藿烷，而煤或煤巖中含量極低[10,16,21]。因此，研究區(qū)原油中高含量的新藿烷和重排藿烷系列化合物指示了原油可能來自泥質(zhì)烴源巖。

伽馬蠟烷(g)一般出現(xiàn)在高鹽度或溫度梯度引起的分層水體中[13]，往往與有機質(zhì)沉積時的強還原、高鹽環(huán)境有關(guān)[24]。對煤系地層的分析認為，煤一般形成于淡水沼澤環(huán)境，伽馬蠟烷不發(fā)育，g/C30H一般小于0.05，而煤系泥巖g/C30H為0.1左右[10]。本研究區(qū)原油中的伽馬蠟烷含量較低，g/C30H比值均為0.09(表2)，與該區(qū)發(fā)育的海陸過渡相烴源巖形成于弱氧化—氧化沉積環(huán)境一致。因此，伽馬蠟烷指示研究區(qū)原油可能與煤系地層中的泥質(zhì)烴源巖有關(guān)。

3.2.4 碳同位素特征

受生源和碳源影響，高等植物來源的干酪根往往比低等生物來源的干酪根相對富集重碳同位素；Ⅲ型干酪根的δ13C值一般大于-26‰或-25‰[7,25]。研究區(qū)2個原油的δ13C為-27.7‰～-26.8‰(表2)，組分的δ13C值也主要分布在-28.5‰～-26‰之間，與吐哈盆地煤成油比較接近(δ13C為-27.8‰～-25.1‰)[10]，是典型的煤系地層原油的碳同位素特征。

研究區(qū)2個原油飽和烴的單體δ13C值主要分布在-31.8‰～-27.8‰之間(圖5)，低于原油的碳同位素值，這可能是不同結(jié)構(gòu)化合物的有機質(zhì)來源不同。C14—C21之間的正構(gòu)烷烴碳同位素組成相對偏重，且隨碳數(shù)增加同位素變輕。JPH-353原油自nC21開始，JPH-2原油自nC19開始，單體碳同位素變化不大，并呈現(xiàn)水平分布。吐魯番盆地煤成油研究表明，煤與泥巖中正構(gòu)烷烴碳同位素分布曲線特征不同。低碳數(shù)(C20)時，煤抽提物的同位素變化不大，但煤系泥巖抽提物同位素變輕，因此可以利用正構(gòu)烷烴碳同位素曲線將煤和暗色泥巖生成的原油分開[26]。朱揚明等[27]對兩者的單體碳同位素曲線進行了更細致的分析，認為煤的單體碳同位素曲線形態(tài)呈平緩型；而泥巖樣品在高碳數(shù)部分會隨碳數(shù)增加呈逐漸變輕的負向線型變化，而到了C25之后，曲線會再次變得平緩。研究區(qū)原油單體碳同位素的分布特征為低碳數(shù)偏重，并隨碳數(shù)增大而變輕；高碳數(shù)相對較輕，波動較小(圖5)，這與煤系泥巖的正構(gòu)烷烴碳同位素曲線一致。因此，認為該原油來自于陸相煤系地層的暗色泥巖。

圖5 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油正構(gòu)烷烴單體碳同位素分布曲線川科1井和雷北1井數(shù)據(jù)引自文獻[27]。

3.3 原油主力烴源巖分析

3.3.1 原油成熟度分析

原油及與其具有親緣關(guān)系的烴源巖往往具有相近的成熟度。杭錦旗地區(qū)上古生界原油主要屬于正常的成熟原油，指示成熟度的指標如表3。①原油的飽和烴色譜正構(gòu)烷烴不存在明顯的奇偶優(yōu)勢；OEP值為0.95～1.02，CPI為0.97～1.08，原油C21-/C22+為1.36～2.26，呈現(xiàn)成熟原油的特征。②原油輕烴分析顯示，JPH-353原油庚烷值為30.57，異庚烷值為2.83，顯然為成熟原油的特征。③通過對飽和烴生物標志物分析，甾烷異構(gòu)化參數(shù)C2920S/(20S+20R)為0.50～0.53；C29ββ/(αα+ββ)為0.48～0.50；萜烷表征成熟度的參數(shù)Ts/(Ts+Tm)為0.56～0.65；升藿烷差向異構(gòu)體參數(shù)C3122S/C31(22S+22R)為0.54～0.58，均表明原油已處于成熟階段[13]。④芳烴的成熟度參數(shù)也同樣表明原油處于成熟階段，其中甲基菲指數(shù)MPI1為0.59～0.70，MPI2為0.64～0.74；甲基菲比值MPR為0.52～0.92。根據(jù)PETERS等[13]提出的公式折算，原油的成熟度相當于Ro為0.82%～0.94%左右，處于成熟階段。⑤單金剛烷指數(shù)為63%～64%，雙金剛烷指數(shù)為33.3%～47.1%，據(jù)馬安來等[28]的分析，應(yīng)處于成熟—高成熟階段。

表3 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油成熟度參數(shù)

3.3.2 烴源巖展布及成熟度

杭錦旗地區(qū)主力烴源巖平面分布呈現(xiàn)南厚北薄的特征。烏蘭吉林廟—泊爾江海子斷裂帶以北暗色泥巖主體厚度為10～30 m，煤層厚度為10～15 m；而斷裂帶以南暗色泥巖厚度為30～50 m，煤層厚度為10～30 m[3]。杭錦旗地區(qū)太原組主要分布在斷裂以南，厚度較薄，斷裂以北太原組主要為剝蝕區(qū)(圖1)。山西組則在斷裂南部和北部均有一定規(guī)模的分布(圖1)[6-8]，其厚度大于太原組。目前產(chǎn)出原油的JPH-353和JPH-2井分別位于烏蘭吉林廟和泊爾江海子斷裂以北(圖1)，受烴源巖展布制約，原油可能主要來自山西組烴源巖。

該區(qū)上古生界烴源巖的演化程度平面上具有南高北低的總體分布特征[6-8]。對山西組、太原組煤層的鏡質(zhì)體反射率測試結(jié)果表明，斷裂帶以南太原組樣品Ro為1.04%～1.85%，平均1.34%，山西組樣品Ro為1.12%～1.44%，平均1.20%；而斷裂帶以北山西組樣品Ro為0.95%～1.02%[3]。因此，斷裂帶以南地區(qū)上古生界進入生烴門限的時間為晚三疊世中晚期[9]，現(xiàn)今處于成熟晚期—高成熟演化階段，以生氣為主；斷裂帶以北地區(qū)(什股壕地區(qū))在早侏羅世早期進入生烴門限，現(xiàn)仍處于生烴高峰前期演化階段[9]，該區(qū)烴源巖具有一定的生油潛力。

3.3.3 烴源巖生烴潛力分析

干酪根顯微組分分析表明，鄂爾多斯盆地中部和北部上古生界煤系烴源巖有機質(zhì)類型主要為腐殖型，以生氣為主[3,6]。但對南華北地區(qū)太原組和山西組煤系顯微組分研究分析時發(fā)現(xiàn)，類脂組(殼質(zhì)組和腐泥組)分別占有機質(zhì)的10%和12%[29]。鄂爾多斯盆地中部山西組和太原組烴源巖均以Ⅲ型干酪根為主(51.6%)，Ⅰ型+Ⅱ1型干酪根仍可占到18%[7]，表明泥質(zhì)烴源巖有機質(zhì)并非都來自陸源生物，還有一定量的水生生物輸入。

烴源巖熱解分析表明，山西組—太原組烴源巖氫指數(shù)大部分低于200 mg/g，生烴潛量較高的主要為煤層。有機巖石學分析表明，有機顯微組分以鏡質(zhì)組為主，但多數(shù)樣品中都含有殼質(zhì)組(主要為角質(zhì)體、孢子體和樹脂體)，J78井暗色泥巖中發(fā)現(xiàn)富氫鏡質(zhì)體，Y17、Y18井的煤中殼質(zhì)組含量在5.6%～8.7%之間，J36井碳質(zhì)泥巖含有16.2%的殼質(zhì)組，J35井山2段的碳質(zhì)泥巖，殼質(zhì)組含量為5.7%(圖6)，氫指數(shù)最高可達248 mg/g。與吐哈盆地侏羅系等典型的煤系源巖有機顯微組分組成總體面貌一致[14,30]。

圖6 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界烴源巖有機巖石學照片

本文對山西組暗色泥巖進行了地層熱壓生排烴模擬實驗(圖7)，結(jié)果表明煤巖最大生油產(chǎn)率可達90 kg/t以上，排出油產(chǎn)率可達30 kg/t；而暗色泥巖最大排出油產(chǎn)率可達118 kg/t，生油產(chǎn)率更是達到200 kg/t以上。帥燕華等[31]通過限定體系熱解生烴模擬實驗對煤和煤系泥巖的生油能力進行過研究，結(jié)果顯示雖然泥巖(H/C為0.77，IH為146 mg/g)比中等富氫煤(H/C為0.82，IH為260 mg/g)的熱解特征較差，但其生油量卻高出煤2.7倍，是一般煤(H/C為0.75，IH為199 mg/g)生油潛力的6倍，證實煤系分散有機質(zhì)(煤系泥巖或頁巖)的生烴能力要遠高于煤。

圖7 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界煤和暗色泥巖生烴模擬排出油產(chǎn)率曲線

3.3.4 碳同位素對比

本次研究發(fā)現(xiàn)，山西組和太原組8個煤或碳質(zhì)泥巖的δ13C為-24.6‰～-22.4‰，平均-23.3‰；9個暗色泥巖δ13C為-24.0‰～-22.1‰，平均-23.3‰(圖8)。煤系地層中煤或碳質(zhì)泥巖與暗色泥巖的干酪根碳同位素值無明顯差異，這與四川盆地和吐哈盆地煤系地層烴源巖δ13C值特征一致[10,27]。資料顯示，鄂爾多斯盆地南部的中生界延長組烴源巖干酪根主要為Ⅰ—Ⅱ1型，δ13C主要為-30.0‰～-28.0‰[32](圖8)。該區(qū)下古生界海相烴源巖干酪根類型主要為Ⅱ1—Ⅱ2，干酪根碳同位素組成相對較輕，δ13C介于-31.9‰～-27.5‰，平均值為-29.4‰[33](圖8)。研究區(qū)原油的δ13C為-27.7‰～-26.8‰，從干酪根生烴過程中碳同位素分餾來看，一般原油會比干酪根偏輕2‰～3‰[34]，太原組和山西組烴源巖作為生油巖，符合干酪根與熱解生成的原油之間碳同位素的分餾規(guī)律。

圖8 鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)上古生界原油和盆地中烴源巖干酪根碳同位素對比中生界長7段泥巖據(jù)張斌等[32]，下古生界烴源巖據(jù)李延鈞等[33]

4 勘探前景

以往對鄂爾多斯盆地上古生界的油氣勘探一直是以氣為主，蘇里格氣田、大牛地氣田以及杭錦旗地區(qū)東勝氣田的發(fā)現(xiàn)，表明該區(qū)上古生界煤系烴源巖具有較強的生烴能力。本次工作中杭錦旗地區(qū)上古生界原油的發(fā)現(xiàn)，反映了該區(qū)煤系地層同樣具有一定的生油能力，因此，上古生界原油勘探值得重視。

杭錦旗地區(qū)生儲蓋組合發(fā)育較為完善，具有較好的匹配關(guān)系。該區(qū)山西組—太原組是一套海陸過渡相沉積，其分布廣，成熟度適中，有機質(zhì)豐度高，整體資源量較為可觀。雖然有機質(zhì)組成以腐殖型干酪根為主，但生烴母質(zhì)中水生生物含量也不應(yīng)被忽視，且煤系地層中的暗色泥巖的生油能力要強于煤層。當然，盡管上古生界烴源巖生烴特征仍是以生氣為主、生油為輔，但該套地層具有較為可觀的生油能力。此外，山西組、下石盒子組發(fā)育大面積分布、多期次、多層位疊加的復(fù)合儲集砂體，上石盒子組和石千峰組的泥巖為該地區(qū)的油氣提供了較好的蓋層。因此，該區(qū)生儲蓋組合有利于油氣的聚集。

受奧陶紀—二疊紀伊盟隆起強烈抬升影響，杭錦旗地區(qū)以公卡汗凸起為最高區(qū)域，形成了西北高、東南低的古構(gòu)造格局，其控制了奧陶系—二疊系自南向北逐層超覆的分布特征；中—新生代發(fā)生的構(gòu)造反轉(zhuǎn)使得東部發(fā)生隆升，形成了現(xiàn)今的東北高、西南低的構(gòu)造格局[35]。受構(gòu)造演化的控制，杭錦旗地區(qū)南部為平緩斜坡區(qū)，二疊系逐層向北尖滅(圖1)[35]。例如，山西組烴源巖在烏蘭吉林廟—泊爾江海子斷裂以南分布較為穩(wěn)定，且厚度普遍超過30 m，而在斷裂往北則厚度逐漸減薄直至尖滅[6]；山西組和下石盒子組儲集層以及上石盒子組蓋層厚度也表現(xiàn)出自斷裂往北整體逐漸減薄的特征。杭錦旗地區(qū)上古生界烴源巖熱演化程度整體自南向北逐漸降低，在烏蘭吉林廟斷裂以南Ro普遍超過1.5%，達到了濕氣演化階段；在泊爾江海子斷裂兩側(cè)Ro為1.1%左右，處于生油高峰，目前發(fā)現(xiàn)原油的JPH-353和JPH-2井均位于該地區(qū)；杭錦旗地區(qū)北部上古生界烴源巖逐漸減薄至尖滅，不利于油氣的形成和聚集[3]。因此，構(gòu)造沉積演化、生儲蓋配置以及烴源巖熱演化程度決定了杭錦旗地區(qū)泊爾江海子斷裂兩側(cè)鄰區(qū)有利于原油的聚集，是原油勘探的潛在有利區(qū)。

成藏要素差異配置分析表明，杭錦旗地區(qū)不同區(qū)帶發(fā)育不同類型的圈閉，如獨貴加汗區(qū)帶以地層—巖性復(fù)合圈閉為主，油氣的富集主要受控于儲層物性和上傾方向地層尖滅封堵；十里加汗區(qū)帶儲層非均質(zhì)性弱，圈閉類型以巖性圈閉、構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉為主，油氣富集主要受儲層物性和構(gòu)造條件的控制[35]。杭錦旗地區(qū)山西組和下石盒子組致密砂巖儲層大面積分布，因此，該區(qū)上古生界原油勘探有賴于對巖性儲集體甜點區(qū)的精細刻畫。

5 結(jié)論

(1)杭錦旗地區(qū)上古生界原油為低硫、高蠟的中質(zhì)成熟油。原油Pr/Ph為2.16～2.26，規(guī)則甾烷和重排甾烷以C29為主，重排甾烷和重排藿烷含量高，伽馬蠟烷含量低，原油碳同位素值為-27.7‰～-26.8‰，正構(gòu)烷烴單體碳同位素組成隨碳數(shù)增大呈前重后輕的特征。地球化學特征表明烴源巖為弱氧化環(huán)境沉積的陸相煤系地層，原油主要來自暗色泥巖而非煤層。

(2)杭錦旗地區(qū)山西組烴源巖暗色泥巖分布廣，有機顯微組分以腐殖組為主，含有少量腐泥組，具有生成正常油—輕質(zhì)油的能力。山西組烴源巖成熟度與原油成熟度相近，干酪根與原油碳同位素差值符合分餾規(guī)律。結(jié)合地質(zhì)構(gòu)造和烴源巖空間展布，推測山西組暗色泥巖生油的可能性較大。

(3)杭錦旗地區(qū)上古生界烴源巖生烴特征以生氣為主、生油為輔，但其具有較為可觀的生油能力。構(gòu)造沉積演化、生儲蓋配置以及烴源巖熱演化程度決定了泊爾江海子斷裂兩側(cè)鄰區(qū)有利于原油的聚集，是原油勘探的潛在有利區(qū)。該區(qū)上古生界原油勘探有賴于對巖性儲集體甜點區(qū)的精細刻畫。

致謝：本次工作得到了劉光祥教授級高級工程師和吳小奇高級工程師的協(xié)助，樣品采集得到了中國石化華北油氣分公司的大力支持，審稿專家對初稿提出了寶貴的修改意見，在此表示衷心感謝！