准噶尔盆地滴南凸起含油储集岩分子与碳同位素地球化学研究

王 军, 廖建德, 向宝力, 王绪龙, 于 双, 邹艳荣, 潘长春*



准噶尔盆地滴南凸起含油储集岩分子与碳同位素地球化学研究

王 军1, 廖建德2, 向宝力2, 王绪龙2, 于 双1, 邹艳荣1, 潘长春1*

(1. 中国科学院 广州地球化学研究所 有机地球化学国家重点实验室, 广东 广州 510640; 2. 中国石油 新疆油田公司, 新疆 克拉玛依 834000)

从滴南凸起10个含油储集岩样品分步提取了自由态油气组分、束缚态油气组分和油气包裹体组分, 各组分进一步做色谱、色谱-质谱和正构烷烃单体碳同位素分析。根据生物标志物组成, 可将10个含油储集岩样分为两类: 第一类包括D2-1和D18-1 2个侏罗系油砂样, 第二类包括其他8个采自侏罗系、二叠系和石炭系含油储集岩样。两类样品生物标志物组成差异主要有: (1)第一类样品各类油气组分三环萜烷含量明显低于第二类样品; (2) 第一类样品C20、C21和C23三环萜烷含量比较接近, 其分布模式为C20C23, 第二类样品这3个化合物含量差异较大, 且分布模式为C20>C21>C23; (3) 第一类样品伽马蜡烷和β-胡萝卜烷相对含量高于第二类样品; (4) 第一类样品C27甾烷含量较低而C28甾烷含量较高, 第二类样品则相反。可以推断第一类样品自由态组分、束缚态组分和油气包裹体均来源于二叠系烃源岩而第二类样品各类油气组分则来源于石炭系烃源岩。第一类样品油气包裹体成熟度明显高于自由态组分和束缚态组分, 表明早期充注原油的成熟度高于晚期充注的原油, 总体上各类油气组分成熟度位于生油高峰阶段(o0.8% ~ 1.1%)。第二类样品从自由态组分、束缚态组分至油气包裹体成熟度依次降低, 表明早期充注原油的成熟度低于晚期充注的原油, 总体上各类油气组分成熟度位于高-过成熟阶段 (o>1.25%)。第一类样品各类油气组分正构烷烃单体碳同位素组成相对较轻, 第二类样品各类油气组分正构烷烃单体碳同位素组成有一定的差异, 组成较轻者与第一类样品各类油气组分接近。

含油储集岩; 生物标志物; 单体烃碳同位素; 连续抽提; 油气包裹体; 准噶尔盆地

0 引 言

克拉美丽气田是在准噶尔盆地近期发现的主要以石炭系火山岩储层为产气层的大气田, 也是在该盆地发现的首个储量超千亿立方米级的大气田[1–3]。该气田气藏分布范围包括滴北凸起、滴南凸起和五彩湾凹陷[1–3]。滴南凸起位于准噶尔盆地东北缘陆梁隆起的东段, 凸起北部为滴水泉凹陷, 南邻东道海子北-五彩湾凹陷, 向东延伸与克拉美丽山的西延部分和滴北凸起相连, 向西与莫北凸起和石南凸起相接, 面积约1800 km2(图1)。

根据前人的研究成果[3], 克拉美丽气田天然气主要为烃类气体, 非烃气体含量较低。其中石炭系火山岩气藏天然气甲烷含量为72.00% ~ 92.32%, 干燥系数介于0.88 ~ 0.98之间, 平均为0.92, 天然气以湿气为主。天然气碳同位素组成较重, 甲烷13C值介于–30.68‰ ~ –29.37‰之间, 乙烷13C值介于–27.73‰ ~ –23.72‰之间。侏罗系砂岩气藏天然气干燥系数介于0.90% ~ 0.96%之间, 甲烷13C值介于–48.4‰ ~ –33.54‰之间, 乙烷13C值介于–27.68‰ ~ –23.79‰之间, 石炭系与侏罗系气藏天然气均具有腐殖型天然气特征。

克拉美丽气田含有一定量的轻质油和凝析油, 原油密度一般小于0.85 g/cm3, 主要分布在滴南凸起[3]。这些原油碳同位素组成偏重, 一般重于–30‰[3]。达江等依据原油碳同位素和生物标志物组成特征, 认为该气田原油主要来源于石炭系偏腐殖型烃源岩[3]。但依据早期的研究成果, 位于滴南凸起的滴西1井(DX1)和位于南部凹陷(东道海子北凹陷)的滴南1井(DN1)井侏罗系砂岩储层中的原油和油气组分来源于二叠系烃源岩[4–6]。已有的研究表明克拉美丽气田位于石炭系烃源岩发育区域[1–3]。相反, 二叠系烃源岩对该气田烃源的贡献至今还没有明确的认识。总体而言, 针对该气田油气源对比研究相对比较薄弱。

含油储集岩连续抽提和油气包裹体成分分析是研究油藏油源和充注史的重要方法[6–10]。本次研究从滴南凸起4口钻井采集了10个含油储集岩样, 进行连续抽提获取自由态组分、束缚态组分和油气包裹体, 并对三类油气组分进行GC、GC-MS和正构烷烃GC-IRMS分析, 拟通过对三类油气组分生物标志物组成和正烷烃单体碳同位素组成的系统对比分析, 揭示该地区原油的油源和油气成藏过程。

1 样品与实验

1.1 样 品

本项研究采集和分析的10个含油储集岩样品, 分别采自滴南凸起滴2井(D2)、滴18井(D18)、滴103井(D103)和滴西5井(DX5)。其中4个为火山储集岩, 采自石炭系地层(C), 6个为砂岩储集岩, 采自上二叠统上乌尔禾组(P3w), 下侏罗统八道湾组(J1b)和三工河组(J1s) (图1和表1)。

图1 采样位置图

1.2 含油储集岩连续抽提

对于油砂样, 先将样品碎至单个砂粒。对于火山储集岩, 则将样品碎至0.30 mm以下。筛选粒径0.10 ~ 0.30 mm颗粒100 g, 用二氯甲烷+甲醇(体积比93︰7)混合溶剂抽提72 h, 获得的抽提物即为自由态油气组分, 在表1和表2中样品编号结尾为“a”。抽提后的样品用盐酸处理, 样品经清洗干燥后, 用二氯甲烷+甲醇混合溶剂抽提72 h, 抽提物定义为束缚态油气组分。在表1和表2中样品编号结尾为“b”。抽提后的砂岩样品进一步用浓硫酸+重铬酸钾处理12 h, 样品经清洗干燥后, 用二氯甲烷+甲醇混合溶剂抽提72 h。最后将砂粒岩尽可能磨细, 使砂粒中的油气包裹体释放出来。对于火山岩颗粒, 则不经过浓硫酸+重铬酸钾处理, 直接将颗粒磨细使其中的油气包裹体释放出来。用二氯甲烷+甲醇混合溶剂抽提72 h, 得到颗粒中的油气包裹体组分, 在表1和表2中样品编号结尾为“c”。油气包裹体为封存的古油气组分, 一般含有相对较多的早期注入的初始油气组分; 自由态油气组分则是不同阶段注入油气组分的混合产物, 也可以认为是油气层中油气组分不断演变的最终结果, 含有较多的晚期注入的油气组分; 束缚态油气组分, 从理论上推断, 其组成应介于两者之间。

1.3 族组分分离

从含油储集岩中提取的自由态组分、束缚态组分和油气包裹体先用少量二氯甲烷溶解, 再用正己烷稀释至少40倍, 沉淀、分离出沥青质后, 通过硅胶/氧化铝柱层析分离, 分别用正己烷、正己烷+二氯甲烷混合溶剂(体积比2﹕1)和甲醇冲洗, 获得饱和烃、芳烃和非烃组分。饱和烃进一步做气相色谱(GC)分析, 之后用脲素络合方法从饱和烃中分离出正构烷烃和异构烷烃-环烷烃组分。正构烷烃组分进一步做单体烃碳同位素组成(GC-IRMS)分析, 而异构烷烃-环烷烃组分则进一步做色谱-质谱(GC-MS)分析。

1.4 GC、GC-MS和GC-IRMS分析条件

GC分析使用HP5890色谱仪配置30 m×0.32 mm HP-5色谱柱(涂层厚0.25 μ m), 载气为氮气。柱温条件为: 初始温度70 ℃, 保留5 min, 以4 ℃/min速率升温至290 ℃, 再保留15 min。

表1 含油储集岩样自由态组分、束缚态组分和油气包裹体含量与族组成

GC-MS分析使用Thermal Scientific DSQ II质谱仪, 配置Trace GC ULTRA 色谱仪。色谱柱为HP-5MS (30 m×0.25 mm), 涂层厚0.25 μm, 载气为氦气。柱温条件为: 初始温度80 ℃, 保留2 min, 以8 ℃/min速率升温至180 ℃, 再以2 ℃/min速率升温至290 ℃, 保留15 min。

GC-IRMS分析采用英国GV Instruments 公司生产的Agilent 6890-Isoprime型气相色谱-稳定同位素质谱联用仪。色谱柱为HP-5MS (30 m × 0.25 mm), 涂层厚度0.25 μm。载气为氦气。柱温条件为: 初始温度80 ℃, 恒温1.5 min, 以20 ℃/min 速率升温至130 ℃, 然后再以4 ℃/min速率升温至290 ℃, 恒温15 min。用购于Indiana大学的正构烷烃混合标样(C12-C32)作外标, 来监测同位素测定的精度。每个样品测定2次, 2次测定结果的差异小于0.5‰。以2次测定结果的平均值作为该样品的最终结果。

2 结果与讨论

2.1 自由态组分、束缚态组分和油气包裹体的含量与族组成

10个样品自由态组分、束缚态组分和油气包裹体组分的含量分别介于92.14 ~ 13862.04 μg/g、6.96 ~ 133.86 μg/g和8.39 ~ 178.05 μg/g之间(表1)。三类油气组分的族组成: 饱和烃含量分别介于28.04% ~ 67.24%、5.07% ~ 21.86%和3.52% ~ 19.81%之间; 芳烃含量分别介于2.53% ~ 18.31%、1.38% ~ 16.79%和8.74% ~ 18.24%之间; 非烃含量分别介于9.30% ~ 51.21%、23.72% ~ 69.70%和16.90% ~ 60.19%之间; 沥青质含量分别介7.22% ~ 32.65%、3.03% ~ 48.35%和17.48% ~ 65.85%之间。自由态组分饱和烃含量较高, 而束缚态组分和油气包裹体非烃和沥青质含量较高(表1、图2)。

表2 含油储集岩样自由态组分、束缚态组分和油气包裹体分子参数

注: 1– Pr/C17; 2– Ph/C18; 3– Pr/Ph; 4– C23三环萜烷/(C23三环萜烷+C30藿烷); 5–C21/C20三环萜烷; 6–C23/C21三环萜烷; 7–Ts/Tm; 8–C30重排藿烷/(C30重排藿烷+C30藿烷); 9–伽马蜡烷/C31升藿烷(22R+22S); 10–C21/(C21+C29)甾烷; 11–C27重排甾烷/(C27重排甾烷+C27规则甾烷); 12–C27/∑C27~29甾烷(ααα20R); 13–C28/∑C27~29甾烷(ααα20R); 14–C29/∑C27~29甾烷(ααα20R)

2.2 正构烷烃与类异戊二烯烷烃

10个样品自由态组分、束缚态组分和油气包裹体组分的分子地球化学指标见表2。2个代表性储集岩样品D18-1和D103-1三组分的饱和烃色谱、191和217质量色谱图见图3和图4。在饱和烃色谱图中, 自由态组分正构烷烃不具奇偶或偶奇优势, 束缚态组分和油气包裹体正构烷烃C14–C20具有偶碳优势。

10个样品自由态组分的Pr/Ph、Pr/C17和Ph/C18值分别介于0.75 ~ 2.09、0.35 ~ 1.57和0.29 ~ 1.59之间, 束缚态组分分别介于0.95 ~ 1.42、0.36 ~ 1.89和0.21 ~ 2.08之间, 油气包裹体分别介于0.90 ~ 1.21、0.24 ~ 1.39和0.17 ~ 1.07之间。10个样品自由态组分和油气包裹体的Pr/C17和Ph/C18值比较接近, 但多数样品束缚态组分Pr/C17值相对高于Ph/C18值(表2和图5a)。

图2 含油储集岩各类油气组分族组成

2.3 甾、萜烷

油砂样D2-1和D18-1甾、萜烷分布特征非常相似, 而与其他8个含油储集岩样有明显差异(表2, 图3, 图4)。主要表现在以下几个参数。

油砂样D2-1自由态组分、束缚态组分和油气包裹体C23三环萜烷/(C23三环萜烷+C30藿烷)比值分别为0.40、0.41和0.57, 油砂样D18-1三类油气组分该比值分别为0.51、0.43和0.69。其他8个含油储集岩样三类油气组分该比值分别介于0.80 ~ 0.93、0.55 ~ 0.82和0.54 ~ 0.91之间(表2和图5b)。

油砂样D2-1三类油气组分C21/(C21+C29)甾烷比值分别为0.15、0.17和0.29, 油砂样D18-1三类油气组分该比值分别为0.20、0.14和0.42。其他8个含油储集岩样三类油气组分该比值分别介于0.70 ~ 0.92、0.47 ~ 0.62和0.32 ~ 0.58之间(表2和图5b)。

油砂样D2-1三类油气组分C21/C20三环萜烷比值分别为1.31、1.31和1.36, 油砂样D18-1三类油气组分该比值分别为1.41、1.29和1.39。其他8个含油储集岩样三类油气组分该比值分别介于0.63 ~ 1.03、0.54 ~ 1.26和0.80 ~ 1.82之间(表2和图5c)。

油砂样D2-1三类油气组分C23/C21三环萜烷比值分别为0.98、0.93和0.95, 油砂样D18-1三类油气组分该比值分别为1.03、1.06和0.96。其他8个含油储集岩样三类油气组分该比值分别介于0.25 ~ 0.51、0.29 ~ 0.74和0.62 ~ 0.97之间(表2和图5c)。

油砂样D2-1三类油气组分伽马蜡烷/C31升藿烷比值分别为0.52、0.47和0.32, 油砂样D18-1三类油气组分该比值分别为0.44、0.39和0.32。其他8个含油储集岩样三类油气组分该比值分别介于0.30 ~ 0.57、0.14 ~ 0.34和0.21 ~ 0.35之间(表2和图5d)。

油砂样D2-1三类油气组分C28/∑C27~29甾烷比值分别为0.39、0.34和0.36, 油砂样D18-1三类油气组分该比值分别为0.38、0.34和0.29。其他8个含油储集岩样三类油气组分该比值分别介于0.21~ 0.35、0.18 ~ 0.29和0.18 ~ 0.28之间(表2, 图5d, 图6)。

2.4 正构烷烃单体碳同位素组成

10个含油储集岩样束缚态组分和油气包裹体正构烷烃呈现不同程度偶碳优势分布特征, 与此相对应, 正构烷烃13C值也呈现出不同程度的锯齿状分布特征, 即偶碳数正构烷烃13C值高于奇碳数正构烷烃。空白实验及浓缩试剂检测均可排除这一现象来自于实验过程的污染。此外, 已有许多文献报道了正构烷烃偶碳优势现象[11–13]。例如, 在塔里木盆地塔中地区油砂样束缚态组分普遍具有低碳数正烷烃C14–C20偶碳优势, 而自由态组分则不具有正构烷烃偶碳优势[11]。在济阳坳陷奥陶系碳酸盐岩样品中, 第一步抽提的可溶有机质不具有正构烷烃偶碳或奇碳优势, 而之后的酸解烃(包裹有机质)正构烷烃偶碳优势非常突出[12]。甚至, 在吐哈盆地侏罗系煤岩样品抽提物中也能观察到低碳数正构烷烃偶碳优势现象[13]。造成正构烷烃偶碳优势的机理, 除了经典的认识之外[11–12], 可能还有很多未知的因素。

考虑到各储集岩样品自由态组分和准噶尔盆地原油样正构烷烃及其13C值均不具有偶碳优势分布特征, 束缚态组分和油气包裹体具有强烈正构烷烃偶碳优势分布特征, 可能并不代表储层中早期充注的原油正构烷烃也具有这一特征。在本文中, 我们剔除了具有强烈正构烷烃偶碳优势分布的束缚态组分和油气包裹体碳同位素组成数据。10个储集岩样品自由态组分、部分束缚态和油气包裹体组分正构烷烃单体13C值分布见图7和图8。

实心图标为油砂样D2-1和D18-1数据

Solid symbols indicate the data from oil sandstones D2-1 and D18-1

10个储集岩样品中, 滴西5井3个储集岩样品DX5-2、DX5-3和DX5-4三类油气组分正构烷烃碳同位素组成相对偏重,13C值均高于或接近于–30‰ (图8b、图8c和图8d)。其他7个储集岩样品三类油气组分正构烷烃单体碳同位素组成相对偏轻, 部分碳数的正构烷烃13C值低于–30‰ (图7和图8a)。

2.5 油源和成熟度

D2-1和D18-1 2个下侏罗统油砂样自由态组分、束缚态组分和油气包裹体Pr/C17与Ph/C18值比较接近。三环萜烷含量相对较低, 三环萜烷C20、C21和C23分布模式为C20< C21> C23, 并且3个化合物的含量比较相近。伽马蜡烷含量相对较高, C28和C29甾烷相对含量较高而C27甾烷相对含量较低(图3, 图5, 图6)。此外, 含有相对较高的β-胡萝卜烷。正构烷烃碳同位素组成也相对较轻(图7a和图7b)。这些地球化学特征与DX1和DN1井侏罗系储层中来源于二叠系烃源岩的原油和油气组分非常相近[4–6], 表明这两个油砂样中的三类油气组分来源于二叠系烃源岩。

图6 C27、C28和C29规则甾烷组成三角图

实心图标为油砂样D2-1和D18-1数据

Solid symbols indicate the data from oil sandstones D2-1 and D18-1

与上述两个油砂样相比, 其他8个含油储集岩样三类油气组分三环萜烷相对含量高, 三环萜烷C20、C21和C23分布模式为C20> C21> C23, 3个化合物的含量差异较大, 并且从油气包裹体、束缚态组分至自由态组分3个化合物含量的差异增大, 同时三环萜烷相对于五环萜烷的含量也增大。伽马蜡烷含量相对较低, C28甾烷相对含量较低而C27甾烷相对含量较高(图4、图5和图6)。此外, β-胡萝卜烷含量相对较低。DX5-2、DX5-3和DX5-4等3个样品三类油气组分的正构烷烃碳同位素组成相对较重(图8b, 图8c, 图8d)。这8个含油储集岩中的油气组分的油源和成熟度明显不同于D2-1和D18-1油砂样, 来源于处于高-过成熟阶段的石炭系烃源岩。

三环萜烷的相对含量及分布模式既与生烃母质类型有关, 也与成熟度有关[14]。早期的原油热模拟实验研究揭示随着实验温度和受热时间增加, 原油的三环萜烷的相对含量也随之增高, 并且C20–C25三环萜烷的分布也发生有规律的变化, 低碳数的三环萜烷含量增高, 而高碳数的三环萜烷含量降低[15–18]。据此, 提出了应用C23/C21、C23/C24和(C20+C21)/ (C23+C24)三环萜烷比值指示原油和烃源岩的成熟度指标[16–18]。本项研究中的10个含油储集岩样品三类油气组分三环萜烷的相对含量及分布模式主要受成熟度的控制。D2-1和D18-1 2个油砂样三类油气组分三环萜烷含量相对较低, 它们的分布模式C20C23在准噶尔盆地油源为二叠系烃源岩的原油中比较普遍[4–6,19], 表明这2个油砂样中的油气组分的成熟度处于生油窗内, 为烃源岩在生油高峰阶段生、排出的原油。其他8个含油储集岩样三类油气组分, 特别是自由态和束缚态组分中的三环萜烷相对含量与分布模式均表明这些样品的油气组分处于高-过成熟阶段。

2.6 油气成藏过程

采自D2 (滴2)和D18 (滴18)井侏罗系储层的2个油砂样D2-1和D18-1各类油气组分主要来源于二叠系烃源岩, 前人也报道了DX1 (滴西1)和DN1 (滴南1)井侏罗系储层的油样和油砂样油气来源于二叠系烃源岩[4–6]。这些井均位于滴南凸起的南部斜坡, 这一类原油来自于东道海子北凹陷和五彩湾凹陷, 在滴南凸起的南斜坡聚集成藏(图1)。这一结果表明这两个凹陷具有二叠系烃源岩分布。

D2-1和D18-1油砂样油气包裹体C23三环萜烷/ (C23三环萜烷+C30藿烷)和C21/(C21+C29)甾烷比值相对高于自由态组分和束缚态组分, 自由态组分和束缚态组分这2个比值比较接近(图3和图5b), 表明这2个油砂样中初始注入的油气组分成熟度较高, 而后期注入的油气组分成熟度较低。早期注入的油气组分来源于东道海子北凹陷和五彩湾凹陷中心部位二叠系烃源岩, 具有较高的成熟度, 晚期注入的油气组分来源于两凹陷斜坡区的二叠系烃源岩, 成熟度相对较低。油砂样D18-1油气包裹体与自由态和束缚态组分相比, 这2个比值明显偏高, 同时, 伽马蜡烷/C31升藿烷和C28/∑C27~29甾烷比值明显偏低(图5b和图5d), 不排除该样品油气包裹体(即初始注入的油气组分)部分来源于石炭系烃源岩。

其他8个含油储集岩样品自由态组分C23三环萜烷/(C23三环萜烷+C30藿烷)和C21/(C21+C29)甾烷比值明显高于束缚态组分和油气包裹体(图4和图5b), 同时C21/C20和C23/C21三环萜烷比值也从自由态组分、束缚态组分至油气包裹体依次增高, 表明从自由态组分、束缚态组分至油气包裹体, 油气组分的成熟度依次降低, 与油砂样D2-1和D18-1正好相反。这8个含油储集岩样早期充注的油气组分成熟度相对较低, 晚期充注的油气组分成熟度较高, 均来源于石炭系烃源岩。前人的研究认为克拉美丽气田油气主要来源于石炭系烃源岩, 油气成藏以近源为主, 经历海西晚期、印支晚期和燕山中期多期油气充注[2–3]。滴南凸起区石炭系烃源岩及储层现今已处于高演化阶段, 即凝析油-湿气阶段[1–3]。在不同阶段注入到石炭系火山储集岩中的油气组分在油气藏中经历了进一步的热演化, 因此, DX5-4、D103-1、D103-2和D103-3等4个含油火山储集岩中的各类油气组分, 尤其是自由态组分成熟度很高。D18-2、DX5-1、DX5-2和DX5-3等4个侏罗系和二叠系油砂样中的油气组分为石炭系油气藏向上调整、重新聚集的产物。这些油砂样油气成藏时间较晚, 各类油气组分, 特别是自由态组分的成熟度也很高, 与石炭系储集岩中的油气组分成熟度很接近。

图7 含油储集岩样D2-1、D18-1、D18-2、D103-1、D103-2和D103-3自由态组分、束缚态组分和油气包裹体正构烷烃单体碳同位素组成

3 结 论

通过对滴南凸起DX5、D103、D18和D2-1 4口钻井10个含油储集岩样自由态组分、束缚态组分和油气包裹体组分生物标志化合物组成和正构烷烃单体碳同位素组成分析, 可以将10个含油储集岩样品分为两类: 第一类包括D2-1和D18-1 2个侏罗系油砂样, 第二类包括其他8个侏罗系、二叠系和石炭系含油储集岩样。两类样品生物标志物组成具有显著差异: (1)第一类样品三环萜烷含量明显低于第二类样品; (2)第一类样品C20、C21和C23三环萜烷含量比较接近, 其分布模式为C20< C21> C23, 第二类样品这3个化合物含量差异较大, 且分布模式为C20>C21>C23; (3)第一类样品伽马蜡烷和β-胡萝卜烷相对含量高于第二类样品; (4)第一类样品C27甾烷含量较低而C28甾烷含量较高, 第二类样品则相反。可以推断第一类样品自由态组分、束缚态组分和油气包裹体均来源于二叠系烃源岩而第二类样品各类油气组分来源于石炭系烃源岩。第一类样品油气包裹体成熟度明显高于自由态组分和束缚态组分, 表明早期充注原油的成熟度高于晚期充注原油, 总体上各类油气组分成熟度位于生油高峰阶段(o0.8% ~ 1.1%)。第二类样品从自由态组分、束缚态组分至油气包裹体成熟度依次降低, 表明早期充注原油的成熟度低于晚期充注的原油, 总体上各类油气组分成熟度位于高-过成熟阶段 (o>1.25%)。

图8 含油储集岩样DX5-1、DX5-2、DX5-3和DX5-4自由态组分、束缚态组分和油气包裹体正构烷烃单体碳同位素组成

第一类样品各类油气组分正构烷烃单体碳同位素组成相对较轻, 第二类样品各类油气组分正构烷烃单体碳同位素组成有一定的差异, 组成较轻者与第一类样品各类油气组分接近。

参加本项工作的还有中国科学院广州地球化学研究所蔡玉兰副研究员、研究生颜永何、金晓东和李二庭以及中国科学院兰州油气资源研究中心史基安研究员和张顺存博士。感谢中国石油勘探开发研究院赵孟军研究员对本项研究的大力支持与帮助。

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Molecular and carbon isotopic compositions of oil components in reservoir rocks from Dinan uplift, the Junggar Basin

WANG Jun1, LIAO Jian-de2, XIANG Bao-li2, WANG Xu-long2, YU Shuang1, ZOU Yan-rong1and PAN Chang-chun1*

1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China; 2. PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China

Free oils, adsorbed oils and inclusion oils were obtained by sequential extraction from ten oil-containing reservoir rocks from the Dinan uplift, the Junggar Basin, and further analyzed by GC, GC-MS and GC-IRMS. According to the analytical results, the ten oil-containing reservoir rocks can be classified into two types. Type 1 includes two Jurassic oil sandstones D2-1 and D18-1 while type 2 includes the other eight reservoir rocks from the Jurassic, Permian and Carboniferous strata. The major differences in biomarker compositions between oil components in the two type samples are as follows: (1) oil components contain substantially lower amounts of tricyclic terpanes in type 1 samples than type 2 samples; (2) the amounts of C20, C21and C23tricyclic terpanes only differ slightly with a distribution pattern C20C23in oil components of type 1 samples while they differ substantially with a distribution patter C20>C21>C23in oil components of type 2 samples; (3) oil components contain higher amounts of gammacerane and β-carotane in type 1 samples than type 2 samples; and (4) oil components in type 1 samples contain lower amount of C27sterane and higher amount of C28sterane while those in type 2 samples are opposite. It can be determined that oil components in type 1 samples were derived from the Permian source rocks while those in type 2 samples were derived from the Carboniferous source rocks. For type 1 samples, the inclusion oils have higher maturities than the free and adsorbed oils, demonstrating that oil maturities decreased during reservoir filling process. The maturities of oil components in type 1 samples are generally in the peak oil generation stage (o0.8% ~ 1.1%). For type 2 samples, the maturities decrease from the free oil, through the adsorbed oil, to the inclusion oil, demonstrating that the oil maturities increased during reservoir filling process. The maturities of oil components in type 2 samples are in high and post maturation stages (o>1.25%). Carbon isotopic compositions of individual-alkanes for oil components in type 1 samples are relatively lighter compared with type 2 samples. However, these compositions vary in a wide range among the type 2 samples. The lighter isotopic compositions of type 2 samples are similar to those of type 1 samples.

oil-containing reservoir rocks; biomarker compounds;13C values of individual-alkanes; sequential extraction; inclusion oils; Junggar Basin

P597

A

0379-1726(2014)05-0489-13

2013-08-20;

2013-10-30;

2013-10-31

国家油气重大专项(2011ZX05008-002-50)

王军(1987–), 男, 硕士研究生, 地球化学专业。E-mail: w19870615@126.com

PAN Chang-chun, E-mail: cpan@gig.ac.cn; Tel: +86-20-85290183