羌塘盆地上侏罗统白龙冰河组分子地球化学特征及意义

孙 涛, 王成善, 李亚林, 胡 滨, 魏玉帅

(1. 中国地质大学 地球科学与资源学院, 北京 100083; 2. 中国地质大学 青藏高原地质研究中心, 北京 100083)

0 引 言

羌塘盆地位于青藏高原的羌塘-昌都地块, 北以拉竹龙-金沙江断裂缝合带为界, 南以班公错-怒江断裂缝合带为界, 面积约 18×104km2, 是青藏高原面积最大的海相沉积(残留)盆地[1–2]。并且由于该盆地位于全球油气产量最高、储量最丰富的特提斯构造域中段[3–5], 与之毗邻的西端是著名的中东波斯湾油区, 东端是东南亚众多的含油气盆地, 因此具有广阔的油气勘探前景[6–11]。

图1 研究区位置及地质简图(据1∶25万地质图吐错幅修改)Fig.1 Sketch map showing location (a) and geological structures (b) of the study area (modified from a 1∶250,000-scale geological map)

羌塘盆地总体构造格局为“两坳夹一隆”——羌北坳陷、中央隆起带和羌南坳陷[1](图1a)。东湖地区位于北羌塘坳陷中部, 较大面积为第四系所覆盖,是整个盆地中比较稳定的构造单元(图 1b)。东湖地区出露的地层以侏罗系最为发育(图 1b)。侏罗纪第二次大规模海侵沉积了白龙冰河组, 厚度为 380～1200 m, 沉积中心位于北羌塘坳陷中西部[12–13]。燕山运动与喜山运动造成盆地不同程度地抬升剥蚀,白龙冰河组地层在盆地内广泛出露[14]。根据吐错幅1∶25万地质报告, 白龙冰河组为一套浅海陆棚相灰岩、泥灰岩、泥岩及页岩等, 含有丰富的菊石化石, 时代为晚侏罗世基末里期-堤塘期。

本文拟运用有机地球化学和有机岩石学方法,对羌塘盆地东湖地区上侏罗统白龙冰河组有机质丰度、类型、成熟度及生物标志化合物分布特征进行分析研究, 以便为该地区油气资源评价与勘探提供科学依据。

1 样品与实验

野外实测白龙冰河组剖面的位置见图1b, 其地层柱状图见图2, 共有10块灰岩样品采自该剖面, 采样位置一并标示与图 2。样品的有机岩石学与有机地球化学分析测试全部由中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司勘探开发研究院生油实验室完成。

有机碳的测试分析由LECO CS-200完成; 岩石热解由Rock-Eval II 完成, 分析流程见Peters[15]。利用Leica MPV Compact II仪器完成镜质组反射率的测定, 流程见Petersen et al.[16]。

岩样进行索氏抽提72 h, 用石油醚沉淀沥青质,族组分分离用硅胶、氧化铝色层柱, 正己烷、苯、无水己醇作冲洗剂, 得到饱和烃、芳烃和非烃。GC分析采用美国 HP-6890气相色谱仪, 进样温度 290,检测器温度300, HP-5型石英弹性毛细管柱(25 m×0.32 mm×0.17 μm), 氮气为载气。初温 60,恒温5 min, 升温速率为4/m in,终温 290, 恒温40 min。GC-MS分析采用MAI95S色谱-质谱联用仪, 离子源温度180, 电子能量70 eV。HP-5型石英弹性毛细管柱(50 m×0.32 mm×0.17 μm), 80恒温5 min, 升温速率为8/min, 升温至120,再以2/min升温至300, 恒温21 min。

2 白龙冰河组有机质特征

2.1 有机质含量

白龙冰河组 10块样品有机碳含量恢复后, 在0.11%～0.43%之间(表 1), 恢复系数采用参照赵政璋等提出的1.5[1], 参照杜柏伟等[14]提出的青藏高原烃源岩评价标准, 见表 2, 样品有机质丰度多为差-中等标准。由于样品采集自野外露头, 风化作用对地表露头样品有机质含量具有一定影响[17], 所以白龙冰河组样品可能具有较高的初始有机碳含量。

2.2 有机质类型

有机质类型是影响烃源岩油气生成潜力的重要因素。有机显微组分分析显示, 白龙冰河组灰岩显微组分中含腐泥组为55%～79%, 镜质组为1%～10%,惰质组为 17%～40%, 干酪根碳同位素(δ13C)为–24.9‰～ –22.3‰(表 1); 显然, 白龙冰河组烃源岩有机质类型具有腐植腐泥型(主要为Ⅱ型)特征, 有机质类型良好。

图2 白龙冰河组实测地层柱状图Fig.2 Stratigraphic profile of the Bailongbinghe Formation

表1 羌塘盆地白龙冰河组烃源岩样品基础地球化学数据Table 1 Geochemical parameters of source rocks from the Bailongbinghe Formation in the Qiangtang Basin

表2 羌塘盆地烃源岩评价标准[14]Table 2 Evaluation criteria[14] of source rocks in the Qiangtang Basin

2.3 有机质成熟度

Ro是反映烃源岩有机质演化和成熟度的经典地球化学指标, 岩石热解峰 Tmax值作为本次判识有机质成熟度的辅助指标。白龙冰河组10块样品中仅有 3块样品获得了 Ro数据, Ro数据在 1.4%～1.5%之间, Tmax值在 489～525 ℃之间(表 1), 这些数据表明白龙冰河组样品有机质成熟度处于高成熟阶段。

3 白龙冰河组分子地球化学特征分析

3.1 有机质生物降解程度和成熟度

生物标志化合物以其较强的化学稳定性在地质演化过程中残留下来, 能有效地记录原始有机质的物质来源、沉积环境等信息, 但强烈的生物降解作用常会破坏一些生物标志化合物的结构; 生物标志化合物母质在不同热演化阶段释放出的生物标志化合物也有所不同[18]。因此, 在运用生物标志化合物指标进行分析前, 首先对样品的有机质生物降解和热演化程度进行讨论。

有机化合物的官能团不同, 抗生物降解作用的能力也不同。Peters et al.[19]研究认为, 生物降解程度通常为：正构烷烃 ＞ 支链烷烃 ＞ 无环异戊二烯烃 ＞藿烷(有 25-降藿烷) ＞ 甾烷(有 25-降藿烷) ＞ 甾烷(无 25-降藿烷) ＞ 藿烷(无 25-降藿烷) ＞ 重排甾烷 ＞芳香甾烷 ＞ 卟啉; 并且分为 10个等级。从总离子流图色谱(图 3)可以看出低碳数正构烷烃已明显受到生物降解, 特别是B-1样品。

在成岩作用和有机质成熟过程中, 甾萜烷分子会发生“异构化反应”, 其异化程度常作为有机质成 熟 度 判 断 指 标 , 如 C29αα20S/(20S+20R)和C29ββ/(αα+ββ)为常用的有机质成熟度指标。一般认为, 随着热成熟度的增加, 甾烷 20S/(20S+20R)比值从 0 (生物构型样品)向 0.5变化(0.52～0.55为平衡值)[19]。Seifert et al.[20]认为热力学作用会促使C29甾烷在 C14和 C17位置发生异构化, 导致 C29ββ/(αα+ββ)比值增大, 该值一般分布在接近 0～0.7之间(0.67～0.71为平衡值)。白龙冰河组灰岩C29αα20S/(20S+20R)值为 0.29～0.46, C29ββ/(αα+ββ)值为 0.36～0.48(表 3),在 C29αα20S/(20S+20R)和 C29ββ/(αα+ββ)关系图解(图4)中, 样品全部落在成熟区范围内。但是这两个指标值仍然偏低, 与Ro值(1.4%～1.5%)反映的不一致, 其原因可能是: (1) 在高成熟阶段, 沥青质中包裹的生物构型生物标志化合物会释放出来, 导致该两个比值降低; (2) 由于样品采集自野外露头, 样品的污染也可能导致该两个比值降低。C3117α(H)-升藿烷的22S/(22S+22R)比值常作为有机质未成熟到成熟阶段的标志, 其值在 0.5～0.54范围内表明进入生油阶段, 当比值为0.57～0.62时则表明已达到或超过主要的生油阶段[19]。白龙冰河组灰岩的 C3122S/(22S+22R)值介于0.51～0.69之间(表 3), 与样品已进入生油阶段相一致。

图4 白龙冰河组灰岩 C29ββ/(αα +ββ)与C29 20S/(20S+20R)关系图Fig.4 Cross plot of C2920S/(20S+20R) steranes versus C29ββ/(αα +ββ)steranes for the Bailongbinghe Formation limestone samples

3.2 有机质来源及沉积环境

一般认为, C27甾醇主要来源于浮游动物, C28甾醇来源于浮游植物, C29甾醇则在陆源植物中富集[21],所以常规甾烷三角图可以用来判断沉积物或者石油中有机质来源及沉积环境, 尽管最近的研究表明C29甾醇也可能存在于如硅藻等微藻类中, 但是甾烷的三角图解对反映沉积物和石油中的有机质来源仍然有用[22]。白龙冰河组灰岩样品 C27、C28和 C29甾烷的相对含量分别为 30.58%～42.57%、20.85%～31.78%和 25.66%～45.1% (表 3), 其在 C27-C28-C29甾烷相对组成关系图(图5)中, 大多落在混合来源的生物母源范围内, 表明样品有机质为混合来源, 与干酪根显微鉴定结果吻合。

伽马蜡烷广泛分布于海相蒸发岩以及与蒸发岩伴生的碳酸盐岩环境[19], 大量伽马蜡烷的存在常指示有机质沉积时处于强还原超盐条件, 但很多学者发现并不是所有高盐度环境中都含有丰富的伽马蜡烷[23]。已有研究表明, 生活于化跃面及其底部厌氧环境中的纤毛虫是伽马蜡烷的重要来源[23]。纤毛虫生活于分层的水体中, 伽马蜡烷是水体分层的标志,同时在高盐环境中水体常常是密度分层的, 因此,伽马蜡烷也常与高盐环境伴生[23], 通常咸水与淡水以伽马蜡烷指数 0.2作为分界线[24], 白龙冰河组灰岩的伽马蜡烷指数在 0.40～0.85之间(表 3), 平均值为0.59, 表明灰岩沉积时水体盐度较高。

表3 羌塘盆地白龙冰河组烃源岩有机地球化学参数Table 3 Organic geochemical parameters of extractable organic matter in the Bailongbinghe Formation of the Qiangtang Basin

图5 白龙冰河组样品中不同碳数规则甾烷分布Fig.5 Ternary diagram showing C27, C28, C29 regular sterane compositions of the Bailongbinghe Formation samples

白龙冰河组样品中检测出了丰富的类异戊二烯烃(图3), 其中最重要的是姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph), 它们是常用的古环境标志物。Didyk et al.[25]最早提出了 Pr/Ph比值是一种潜在的环境指标, 并认为低的Pr/Ph比值指示一种还原的环境; 之后, ten Haven et al.[26]的研究也注意到高的 Pr/Ph比值与陆相氧化环境有一定的联系。而Peters et al.认为, 对生油窗内的岩石和原油样品而言, Pr/Ph比值与沉积环境的氧化还原反应条件对应关系较弱, 高 Pr/Ph比值(＞3.0)表明了在有氧条件下陆源有机物质的输入, 而低Pr/Ph比值(＜0.8)则代表缺氧, 且通常是超盐或碳酸盐沉积环境[27]。白龙冰河组灰岩样品 Pr/Ph比值在0.36～0.80之间(表3), 所有样品的Pr/Ph比值均小于0.8, 暗示了样品形成于高盐度强还原水体; 同时,在 Pr/Ph-Pr/nC17-Ph/nC18相对关系图解[28](图 6)中,灰岩样品全部落在半咸水-咸水有机质的范围内, 也表明灰岩形成于盐度较高的环境。

4 结论与意义

(1) 白龙冰河组样品有机碳含量在 0.11%～0.43%之间, 有机质丰度为差—中等, 干酪根显微组分显示有机质类型为Ⅱ型, 有机质类型较好; 镜质组反射率Ro在1.4%～1.5之间, 对应的有机质最大热解温度 Tmax在489～525 ℃之间, 显示有机质热演化程度较高, 处于高成熟阶段。

图6 白龙冰河组灰岩Pr/Ph-Pr/nC17-Ph/nC18分布图Fig.6 Ternary diagram of Pr/Ph, Pr/nC17, and Ph/nC18 ratios for the Bailongbinghe Formation limestone samples

(2) C27甾烷、C28甾烷和C29甾烷相对组成关系显示了样品母质的混合来源, 与干酪根显微组分结果相吻合。

(3) 白龙冰河组样品中较高的伽马蜡烷指数(0.40～0.85)和较低的 Pr/Ph 比值(0.36～0.80), 且在Pr/Ph-Pr/nC17-Ph/nC18相对关系图解中, 样品落在半咸水-咸水的范围内, 显示了样品沉积时水体具有较强的还原性和较高的盐度。

(4) 白龙冰河组样品尽管成熟度较高, 但是考虑到样品经受风化作用和生物降解作用, 该区烃源岩仍具有生成油气的潜力。东湖周围较大面积为第四纪沉积物所覆盖, 油气保存条件相对较好, 应是下一步研究的重点。

参加野外工作的还有中国地质大学(北京)研究生高远、钟瀚霆、赵斌; 华北油田马顺平、王吉茂等工程师完成了样品测试工作, 在此一并致谢。

:

[1] 赵政璋, 李永铁, 叶和飞. 青藏高原羌塘盆地石油地质[M].北京: 科学出版社, 2001: 356–426.Zhao Zheng-zhang, Li Yong-tie, Ye He-fei. Petroleum Geology of Qiangtang Basin in Qinghai-Tibet Plateau [M]. Beijing:Science Press, 2001: 356–426 (in Chinese).

[2] 夏邦栋. 青藏高原大地构造特征及盆地演化历史研究[R].南京: 南京大学, 1998.Xia Bang-dong. Tectonic characteristics and basin evalution history of Tibetan Plateau [R]. Nanjing: Nanjing University,1998 (in Chinese).

[3] 王岫岩, 滕玉洪, 王贵文, 廖太平. 西藏特提斯构造域及找油前景[J]. 石油学报, 1998, 19(2): 44–48.Wang Xiu-yan, Teng Yu-hong, Wang Gui-wen, Liao Tai-ping.Tethys-tectonic domain and petroleum prospects in Tibet [J].Acta Pet Sinica, 1998, 19(2): 44–48 (in Chinese with English abstract).

[4] 王剑, 谭富文, 李亚林, 李永铁, 陈明, 王成善, 郭祖军,王小龙, 杜佰伟, 朱忠发,. 青藏高原重点沉积盆地油气资源潜力分析[M]. 北京: 地质出版社, 2004: 1–300.Wang Jian, Tan Fu-wen, Li Ya-lin, Li Yong-tie, Chen Ming,Wang Cheng-shan, Guo Zu-jun, Wang Xiao-long, Du Bai-wei,Zhu Zhong-fa. The Potential of the Oil and Gas Resources in Major Sedimentary Basins on the Qinghai-Xizang (Tibet)Plateau [M]. Beijing: Geological Publishing House, 2004:1–300 (in Chinese with English abstract).

[5] 秦建中. 青藏高原羌塘盆地海相烃源层的沉积形成环境[J].石油实验地质, 2006, 28(1): 8–13, 20.Qin Jian-zhong. Depositional enrionment of the marine hydrocarbon source rock in the Qiangtang Basin, Qianghai-Tibet Plateau [J]. Pet Geol Exp, 2006, 28(1): 8–13, 20 (in Chinese with English abstract).

[6] 卢明国, 童小兰, 王必金. 藏北羌塘盆地油气勘探前景探讨[J]. 油气地质与采收率, 2004, 11(3): 28–30.Lu Ming-guo, Tong Xiao-lan, Wang Bi-jin. Discussion on oil-gas exploration prospects in the Qiangtang Basin in northern Tibet [J]. Pet Geol Recov Effic, 2004, 11(3): 28–30 (in Chinese with English abstract).

[7] 王成善, 伊海生. 西藏羌塘盆地地质演化与油气远景评价[M]. 北京: 地质出版社, 2001: 83–128.Wang Cheng-shan, Yi Hai-sheng. Geologic Evolution and Evaluation of Petroleum Potential in Qiangtang Basin, Tibet[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2005: 83–128 (in Chinese).

[8] 王成善, 李亚林, 李永铁. 青藏高原油气资源远景评价问题[J]. 石油学报, 2006, 27(4): 1–7.Wang Cheng-shan, Li Ya-lin, Li Yong-tie. Discussion on evaluation of oil and gas resources in Qinghai-Tibet Plateau[J]. Acta Pet Sinica, 2006, 27(4): 1–7 (in Chinese with English abstract).

[9] Wang Cheng-shan, Chang E Z, Zhang Shao-nan. Potential oiland gas-bearing basins of the Qinghai-Tibet Plateau, China [J].Int Geol Rev, 1997, 39(10): 876–890.

[10] 伍新和, 王成善, 伊海生, 邹艳荣, 李亚林. 西藏羌塘盆地烃源岩古油藏带及其油气勘探远景[J]. 石油学报, 2005,26(1): 13–17.Wu Xin-he, Wang Cheng-shan, Yi Hai-sheng, Zou Yan-rong,Li Ya-lin. Fossil-reservoir of hydrocarbon rock in Qiangtang Basin of Tibet and exploration perspective of oil and gas [J].Acta Pet Sinica, 2005, 26(1): 13–17 (in Chinese with English abstract).

[11] 杨日红, 李才, 杨德明, 和钟铧, 任云生, 刘燊. 西藏羌塘盆地中生代构造岩相演化及油气远景[J]. 长春科技大学学报, 2000, 30(3): 237–242.Yang Ri-hong, Li Cai, Yang De-ming, He Zhong-hua, Ren Yun-sheng, Liu Shen. Mesozoic tectonic-petrographic evolution and oil-gas perspective in Qiangtang Basin, Tibet [J]. J Changchun Univ Sci Technol, 2000, 30(3): 237–242 (in Chinese with English abstract).

[12] 秦建中. 青藏高原羌塘盆地中生界主要烃源层分布特征[J].石油实验地质, 2006, 28(2): 134–141.Qin Jian-zhong. Distributions of the main Mesozoic hydrocarbon source rocks in the Qiangtang Basin of the Qinghai-Tibet Plateau [J]. Pet Geol Exp, 2006, 28(2): 134–141 (in Chinese with English abstract).

[13] 李亚林, 王成善, 伍新和, 陶晓风, 赵兵, 马润则. 藏北托纳木地区发现上侏罗统海相油页岩[J]. 地质学报, 2005,24(8): 783–784.Li Ya-lin, Wang Cheng-shan, Wu Xin-he, Tao Xiao-feng,Zhao Bing, Ma Run-ze. Discovery of Upper Jurassic marine oil shale in the Tuonamu area, northern Tibet, China [J]. Acta Geoll Sinica, 2005, 24(8): 783–784 (in Chinese with English abstract).

[14] 杜佰伟, 陈明. 羌塘盆地上侏罗统索瓦组烃源岩分布特征及远景分析[J]. 石油实验地质, 2008, 30(2): 174–178.Du Bai-wei, Chen Ming. Characteristics of Upper Jurassic Suowa Formation source rock in the Qiangtang Basin of Northern Tibet [J]. Pet Geol Exp, 2008, 30(2): 174–178 (in Chinese with English abstract).

[15] Peters KE. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis [J]. AAPG Bulletin, 1986, 70(3):318–329.

[16] Petersen H I, Tru V, Nielsen L H, Duc N A, Nytoft H P.Source rock properties of lacustrine mudstones and coals(Oligocene Dong Ho Formation), onshore Song Hong Basin,northern Vietnam [J]. J Pet Geol, 2005, 28(1): 19–38.

[17] Hanson A D, Ritts B D, Zinniker D. Upper Oligocene lacustrine source rocks and petroleum systems of the northern Qaidam Basin, northwest China [J]. AAPG Bulletin, 2001,85(4): 601–619.

[18] 段毅, 周世新. 塔里木盆地石炭系烃源岩热模拟实验研究——Ⅱ. 生物标志化合物的组成和演化[J]. 石油与天然气地质, 2001, 22(1): 13–16.Duan Yi, Zhou Shi-xin. Study on thermal simulation of Carboniferous source rocks in Tarim Basin: II Composition and evolution of biomarkers [J]. Oil Gas Geol, 2001, 22(1): 13–16(in Chinese with English abstract).

[19] Peters K E, Walters C C, Moldowan J M. The Biomarker Guide (vol 2): Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History [M]. 2nd ed. Cambridge: Cambridge University Press, 2005: 1–708.

[20] Seifert W K, Moldowan J M. Use of biological markers in petroleum exploration [M]//Johns R B. Methods in Geochemistry and Geophysics (vol 24). Amsterdam: Elsevier, 1986:261–290.

[21] Huang W Y, Meinschein W G. Sterols as ecological indicators[J]. Geochim Cosmochim Acta, 1979, 43(5): 739–745.

[22] Riboulleau A, Schnyder J, Riquier L, Lefebvre V, Baudin F,Deconinck J-F. Environmental change during the Early Cretaceous in the Purbeck-type Durlston Bay section (Dorset,Southern England): A biomarker approach [J]. Org Geochem,2007, 38(11): 1804–1823.

[23] 张立平, 黄第藩, 廖志勤. 伽马蜡烷—— 水体分层的地球化学标志[J]. 沉积学报, 1999, 17(1): 136–140.Zhang Li-ping, Huang Di-fan, Liao Zhi-qin. Gammacerane —Geochemical indicator of water column stratification [J]. Acta Sedimentol Sinica, 1999, 17(1): 136–140 (in Chinese with English abstract).

[24] 胡春余, 史文东, 田世澄, 赵密福, 陈永进. 青南洼陷烃源岩地球化学特征及资源潜力[J]. 油气地质与采收率, 2007,14(1): 40–43.Hu Chun-yu, Shi Wen-dong, Tian Shi-cheng, Zhao Mi-fu,Chen Yong-jin. Geochemical characteristics and source potential of the source rocks in Qingnan Subsag [J]. Pet Geol Recov Effic, 2007, 14(1): 40–43 (in Chinese with English abstract).

[25] Didyk B M, Simoneit B R T, Brassell S C, Eglinton G. Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation [J]. Nature, 1978, 272(5650): 216–222.

[26] ten Haven H L, Rullköetter J, Leeuw D, Sinninghe Damsté J S.Pristane/phytane ratio as environmental indicator [J]. Nature,1988, 333(6174): 604.

[27] Peters K E, Walters C C, Moldowan J M. The Biomarker Guide (vol 1): Biomakers and Isotopes in the Environment and Human History [M]. 2nd ed. Cambridge: University of Cambridge, 2005: 1–471.

[28] Philp R P, Fan P, Lewis C A, Zhu H, Wang H. Geochemical characteristics of oils from Chaidamu, Shanganning and Jianghan Basins, China [J]. J Southeast Asian Earth Sci, 1991,5(1–4): 351–358.