塔里木盆地沙雅隆起星火1井寒武系烃源岩特征

朱传玲，闫 华，云 露，韩 强，马慧明

(1.中国石化 西北油田分公司 油气勘探中心，乌鲁木齐 830011； 2.成都理工大学 能源学院，成都 610059；3.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

塔里木盆地沙雅隆起星火1井寒武系烃源岩特征

朱传玲1,2，闫 华1，云 露1，韩 强3，马慧明3

(1.中国石化 西北油田分公司 油气勘探中心，乌鲁木齐 830011； 2.成都理工大学 能源学院，成都 610059；3.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

在对塔里木盆地北部星火1井寒武系玉尔吐斯组灰黑、黑色碳质泥岩进行一系列有机地球化学特征测试分析的基础上，从有机碳、氯仿沥青“A”、生烃潜量、热解峰温、海相镜状体反射率、烃源岩可溶抽提物和饱和烃色质特征等方面着手，对该烃源岩的有机质丰度、成熟度及类型进行分析。结合前人研究成果，讨论了这套烃源岩与以往报道的寒武系烃源岩的异同，并开展了与塔河原油的油—岩对比分析。结果表明，该套烃源岩有机质丰度高，而且已达高成熟热演化阶段，与柯坪露头肖尔布拉克剖面下寒武统玉尔吐斯组烃源岩特征类似；星火1井下寒武统黑色碳质页岩有机质地化特征与塔河油田原油具亲源性。

烃源岩；地化特征；寒武系；星火1井；沙雅隆起；塔里木盆地

塔里木盆地是我国典型的发育海相烃源岩的盆地之一，近年来塔河、哈拉哈塘及塔中等地区探明储量不断增加，油气产量持续稳定增长，表明存在优质海相烃源岩[1-3]。关于海相烃源岩的研究，前人对野外露头的烃源岩做了大量研究工作[4-7]，但盆地内因寒武—奥陶系烃源岩埋深大，仅在满加尔坳陷周缘塔东1、塔东2及库南1井等少量钻井揭示。2007年中国石化西北油田分公司在沙雅隆起西北部钻探的星火1井中，钻遇寒武系烃源岩，为塔里木盆地海相油气生烃母质研究提供了珍贵的资料。

1 地质背景与样品概况

星火1井位于塔里木盆地沙雅隆起二级构造单元雅克拉断凸的西段与沙西凸起的结合部，北邻库车坳陷，南接满加尔坳陷(图1a)。雅克拉断凸是塔北古生代残余古隆起的核心，是夹持于轮台断裂和亚南断裂之间的断垒块体，主要形成于海西期。印支期，隆起继承性隆升，隆起高部位的中生界、古生界部分缺失；燕山—喜马拉雅早期，雅克拉断凸快速沉降，白垩系迅速超覆沉积在古生界寒武系—奥陶系或前震旦系基岩之上；喜马拉雅晚期开始区域性北倾，成为库车坳陷的南斜坡[8]。

图1 塔里木盆地沙雅隆起西北部星火1井构造位置和过星火1井潜山井震对比剖面

研究区是南北海陆相油气运移的有利指向区，潜山是主要勘探目标，已发现雅克拉碳酸盐岩潜山、托乎拉(沙53井)变质岩潜山、英买32、33井寒武系潜山等油气藏(图1a)。星火1井钻探的星火1号潜山是一个断块构造(图1b)，钻遇寒武系和震旦系碳酸盐岩地层，及元古界变质岩基底。自上而下依次为下寒武统的肖尔布拉克组(-C1x)62 m、玉尔吐斯组(-C1y)31 m，震旦系奇格布拉克组(Z2q)240 m、苏盖特布拉克组(Z2s)16 m，前震旦系(AnZ)35 m。其中，-C1y烃源岩岩性为灰黑、黑色碳质泥岩及灰色含磷硅质岩、硅质泥岩，测井曲线具高伽马(117～1 586 API)、中—高电阻率(1 389 Ω·m)特征，与上覆-C1x、下伏Z2q白云岩界限清晰；在北西向地震剖面A-A′上标定为一强连续、低频、强振幅的红波谷反射，东南方向展布较稳定，向西北方向沙雅隆起上被剥蚀(图1b)。本次分别采集下寒武统7个岩屑样品进行地球化学分析测试，样品深度在5 804～5 844 m之间(图1b)，其中-C1x样品1个(样品XH-01)，-C1y样品6个(样品XH-02—XH-07)。

2 烃源岩地球化学特征

2.1 有机质丰度

烃源岩有机质丰度是油气生成的物质基础，评价其优劣的主要参数有有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”含量、生烃潜量(S1+S2)等[9-10]。星火1井-C1y灰黑色碳质页岩6个样品的有机碳含量值在1.00%～9.43%之间，平均值超过5.0%；下部与含磷层伴生的烃源岩有机质丰度高，纵向上具有下高上低特征，从有机碳丰度来看，应为很好的烃源岩。-C1x1件泥晶灰岩样品有机碳含量为0.26%，为差—非烃源岩(表1)。

表1 塔里木盆地沙雅隆起西北部星火1井寒武系烃源岩有机质丰度、成熟度主要参数统计

1)根据王飞宇[11]建立的换算公式：VRo=0.533VLRo+0.667。

通过对上述样品进行可溶有机质的抽提，获得的氯仿沥青“A”含量都不高，-C1y6件样品氯仿沥青“A”含量分布于(29.6～180.1)×10-6，普遍低于200×10-6；而-C1x样品的有机碳含量较低，氯仿沥青“A”含量却最高，为316×10-6。尽管-C1y黑色碳质页岩有机碳含量高，但残留的烃类很少，其原因可能是由于热演化程度高所致，故氯仿沥青“A”的含量并不高。

Rock-eval热解分析结果表明，6件-C1y烃源岩样品生烃潜量值分布于0.11～0.59 mg/g(表1)，样品生烃潜力非常低，生烃潜力指数(S1+S2)/w(TOC)值不足1 mg/g。

2.2 有机质成熟度及类型

作为沉积岩中的有机显微组分，镜质组是高等植物在沉积—成岩作用过程的产物。但在前泥盆纪高等植物尚未出现，典型海相沉积不存在镜质组组分。前人研究寒武—奥陶系海相泥岩时，发现一种光学性质很像镜质组的显微组分，称之为“海相镜质组”或“类镜质体”。热模拟实验结果表明，随着热演化程度增高，海相镜质组的反射率，与镜质组反射率热演化特征一致，可以采用海相镜质组代替镜质组，表征前泥盆纪海相地层的有机质成熟度[11]。本次对寒武系烃源岩实测的海相镜质组(VLRo)为1.34%～1.53%，经公式换算其对应的等效镜质体反射率VRo为1.38%～1.5%(表1)，处于高成熟阶段。

烃源岩热解峰温(Tmax)是判定烃源岩成熟度指标之一，岩石热解结果表明，星火1井寒武系烃源岩有机质的最大热解峰温较高，大于470 ℃(表1)，考虑到总烃/有机碳很低，生烃潜力S2<1 mg/g，推测其处于高成熟阶段。由于有机质热演化程度高，烃指数(IH)也普遍较低。在确定有机质类型的IH-Tmax关系图版上，不能准确的判断有机质类型。

对氯仿沥青“A”进行族组分的分离，其中饱和烃含量分布范围为9.86%～30.00%，芳烃含量分布范围为20.69%～34.38%，非烃分布范围为27.50%～40.85%，沥青质分布范围为6.90%～21.13%，饱芳比达到0.35～1.2(表1)，也说明有机质成熟度高，不能用氯仿沥青特征来识别有机质类型。

2.3 可溶有机质地球化学特征

通过对寒武系烃源岩可溶有机质的饱和烃色谱—质谱分析(图2)，获得其分子标志化合物特征。

2.3.1 萜烷系列化合物组成特征

样品中广泛存在三环萜烷、霍烷系列化合物(图2a,b)。星火1井寒武系黑色碳质页岩均具有Pr/Ph：姥鲛烷/植烷；DBJ/P：二苯并噻吩/菲。

图2 塔里木盆地沙雅隆起西北部星火1井寒武系烃源岩饱和烃m/z 191和m/z 217质量色谱图

样品号深度/mC21/C23TTC30DH/C30HC29/C30H甾烷相对含量/%C28C29C30Pr/PhDBJ/PXH-015828～58290.660.150.5626.0934.7839.130.830.13XH-025830～58310.650.10.5227.7131.8540.440.740.17XH-035832～58340.710.070.5228.7334.237.071.050.46XH-045839～58400.620.060.527.7532.2739.980.750.68XH-055841～58420.620.070.5129.4335.8934.680.850.65XH-065843～58440.810.070.529.5138.3232.170.890.42

注：C21/C23TT：C21三环萜烷/C23三环萜烷； C30DH/C30H：C30重排藿烷/C30藿烷；C29/C30H：C29藿烷/C30藿烷；

C23三环萜烷化合物优势，呈C20

藿烷系列化合物中具有较高丰度的C29藿烷，一定丰度的C30重排藿烷，C31-C35升藿烷呈逐渐降低的梯状分布，C29/C30藿烷比值在0.50～0.56之间，C30重排藿烷/C30藿烷比值分布于0.07～0.15之间(表2)。这种特征与亚氧化底水条件相符，是一般还原环境的海相泥页岩及其原油中常见分布样式[13]。

2.3.2 甾烷系列化合物特征

依据m/z217质量色谱图(图2c)明显识别出规则甾烷、重排甾烷系列化合物。规则甾烷是海相烃源岩样品中含量最高的，尽管利用规则甾烷指示有机母源输入的观点受到越来越多相反证据的批判[14]，但特定盆地不同烃源岩甾烷的总体组成特征总存在一定差异，可以成为良好的油源对比参数。研究区规则甾烷系列化合物中，ααα20R-C27，C28，C29甾烷均呈“V”字型分布，即C27>C28

上述资料表明，星火1井烃源岩生物标志物C23三环萜烷、C29藿烷及C28甾烷的含量相对较高，C21三环萜烷、重排甾烷含量相对低的特点，与其偏还原的沉积环境相对应，其生烃母质可能为原始藻类。此外，通过饱和烃、芳烃分析还获得了姥鲛烷/植烷、二苯并噻吩/菲等分子标志物参数(表2)。

3 讨论

3.1 寒武系烃源岩区域分布

前人报道过库鲁克塔格南雅尔当山露头、柯坪肖尔布拉克露头等地区的寒武系烃源岩[15]，塔里木东部沿满加尔坳陷的塔东1、塔东2、尉犁1、库南1等4口井钻遇寒武系烃源岩(表3)。星火1井寒武系烃源岩的岩性、有机碳丰度、成熟度等特征与柯坪地表露头肖尔布拉克剖面-C1y烃源岩是可对比的，与南雅尔当山露头及其他钻井具有一定差异。

据顾忆等人最新研究，柯坪地表露头肖尔布拉克剖面-C1y实测地层厚度为9.2 m，岩性为黑色碳质页岩，属陆棚边缘盆地相沉积，其下部未经风化的黑色碳质页岩具有高有机质丰度，4块样品有机碳含量分布于13.89%～22.39%，平均有机碳含量17.99%，纵向上具有下高上低特征，其氯仿沥青“A”含量也不高。通过沥青反射率(VRb)获得的肖尔布拉克剖面-C1y烃源岩等效镜质体反射率(VRo)分布于1.34%～1.41%，与星火1井有机质成熟度大致相当[16]。有机显微组分中反映原始有机质倾油能力的腐泥组+藻类组在下寒武统玉尔吐斯组中高达70.6%，反映降解能力的腐泥质/藻类体(降解系数)亦高达2.08，干酪根碳同位素最轻，分布于-34.63‰～-33.83‰，都表明-C1y烃源岩有机质类型属典型的腐泥型。

南雅尔当山剖面-C1x为灰色泥晶—细晶白云岩，w(TOC)<0.1%，为非烃源岩。西大山组(-C1xd)中下部为灰—灰黑色页岩夹白云岩，上部为灰—灰黑色中薄层泥晶灰岩，有机碳分布于0.11%～0.92%，平均为0.46%，属较好烃源岩。莫合尔山组(-C2m)中下部为灰—灰黑色泥页岩夹灰色灰岩，上部为页岩与灰岩呈不等厚互层，有机碳含量分布于0.06%～1.28%，平均0.46%，达标样品平均有机碳为0.92%，与西大山组相近，属较好的烃源岩。突尔沙克塔克群(-C3t)为灰岩、白云岩、泥灰岩夹灰岩组合，有机碳含量小于0.1%的样品占72.2%，最大值仅为0.32%，属非烃源岩。

表3 塔里木盆地部分钻井寒武系泥质烃源岩特征统计

满加尔周缘的塔东1、塔东2、库南1、尉犁1等钻井揭示，中下寒武统烃源岩为欠补偿盆地相，局部发育台地边缘斜坡相，岩性主要为夹薄层的泥质灰岩、泥晶灰岩的含碳的硅磷黑色页岩。烃源岩厚度大，有机碳含量相对较高，多数样品有机碳含量小于2%，塔东1井有机碳含量在0.70%～5.52%，平均为3.47%。塔东1井及尉犁1井所测等效镜质组值分别为2.40%,2.46%,2.75%，均处于过成熟演化阶段(表3)。

以上资料表明，星火1井所钻寒武系烃源岩与柯坪露头肖尔布拉克剖面-C1y烃源岩均具有厚度薄，有机碳含量高，演化程度高的特征，推测这套烃源岩可能分布于西部的柯坪、沙雅隆起西部的新和、沙西地区及沙雅隆起北翼的台地斜坡至盆地相区，向塔里木盆地东部满加尔下寒武统烃源岩烃源厚度增大，有机碳含量相对变小，烃源岩演化程度变高。

3.2 与塔河原油的油源对比

近年来，在塔河油田及其外围地区取得了大量的油气成藏研究成果[17-18]， 结合本次星火1井烃源岩抽提物的地化特征，开展了油源对比研究。

姥鲛烷/植烷(Pr/Ph)与二苯并噻吩/菲可以反映烃源岩沉积水体的氧化—还原性，或水体的含盐度的差异[19]。星火1井寒武系烃源岩的Pr/Ph比值在0.74～1.05之间，二苯并噻吩/菲比值除XH-01和XH-02样品小于0.2，其余样品值在0.4～0.68之间，与塔河油田奥陶系主体区原油及英买2井原油具有较好集群性，与英买32—英买35井来自北部库车的陆相油气差异明显(图3a[20])。

C19-C26长链三环萜烷在原油和烃源岩中分布比较广泛。沙雅隆起海相原油C23三环萜烷为主峰，C21TT/C23TT<1为特点。从C27、C28、C29规则甾烷的分布来看，寒武系烃源岩C27、C28、C29规则甾烷的分布呈反斜线或反“L”型分布(C27

图3 塔里木盆地沙雅隆起西北部星火1井寒武系烃源岩与塔河油田原油的地化特征对比

综合上述分析，星火1井寒武系烃源岩特征明显与塔河油田及外围地区海相原油有较好的可对比性，说明寒武系烃源岩与沙雅隆起海相原油具一定的亲缘性。

4 结论

(1)有机碳含量、氯仿沥青“A”含量、热解生烃潜力指数及有机质地化特征等研究表明，星火1井所钻遇的这套寒武系玉尔吐斯组烃源岩有机质丰度高，目前处于高成熟演化阶段，有机质类型为腐泥型。

(2)星火1井所钻寒武系烃源岩与柯坪地表露头肖尔布拉克剖面-C1y烃源岩可比，均具有厚度薄、有机碳含量高、演化程度高的特征，这套烃源岩可能分布于柯坪、沙雅隆起西部的新和、沙西地区及沙雅隆起北翼的台地斜坡至盆地相区。

(3)Pr/Ph、二苯并噻吩/菲、甾烷等地球化学指标参数对比表明，星火1井下寒武统黑色碳质页岩与塔河原油具有一定的亲缘性；而C21/C23三环萜烷、C28/C29规则甾烷等地球化学参数的差异，可能是星火1井下寒武统烃源岩与库鲁克塔格地区、塔东1井等寒武系烃源岩的不同的沉积背景和演化程度差异所致。

致谢：感谢中国石油大学(北京)地球化学实验室李美俊副教授在样品地球化学分析测试过程中对本人的指导，感谢外审专家所提供的宝贵修改意见。

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(编辑 黄 娟)

Characteristics of Cambrian source rocks in well XH1, Shaya Uplift, Tarim Basin

Zhu Chuanling1,2, Yan Hua1, Yun Lu1, Han Qiang3, Ma Huiming3

(1.Petroleum Exploration Center of SINOPEC Northwest Company, Urumqi, Xinjiang 830011, China; 2.Energy College of Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China; 3.Institute of Exploration and Development of SINOPEC Northwest Company, Urumqi, Xinjiang 830011, China)

In the northwestern Shaya Uplift of the Tarim Basin, gray and black carbonaceous mudstones were collected from the Cambrian Yuertusi Formation in the well XH1, and were tested for organic geochemistry. The analyses included the determinations of organic carbon (TOC), chloroform bitumen “A”, hydrocarbon generation potential, pyrolysis peak temperature, marine vitrinite, soluble extraction of source rock, gas chromatography and so on. The organic matter abundance, maturity and type of source rocks were studied. The Cambrian source rocks in the well XH1 were compared with other Cambrian source rocks in previous reports. Oil-source correlation of the studied source rocks was made compared to those from the Tahe oilfield. The studied source rocks have high organic matter abundance, and have entered the high-mature stage for thermal evolution, which is similar with the source rocks in the Lower Cambrian Yuertusi Formation on the Xiaoerbulak profile in the Keping area. There are some similar geochemical characteristics between the Lower Cambrian black carbonaceous shale and the crude oil from the Tahe oilfield.

source rock; geochemistry characteristics; Cambrian; well XH1; Shaya uplift; Tarim Basin

1001-6112(2014)05-0626-07

10.11781/sysydz201405626

2013-06-04；

2014-07-10。

朱传玲(1980—)，女，工程师，从事石油地质研究工作。E-mail: hanqiang105289562@qq.com。

中国石化科技部项目“天山南地区碳酸盐岩成藏条件与潜力评价”(P07006)资助。

TE122.1+13

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