尼日尔三角洲盆地超深水区原油地球化学特征及盆地原油族群划分新方案*

曹 军钟宁宁邓运华康洪全孙玉梅朱顺玲戴 娜黄小艳

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室; 2.中海油研究总院)

尼日尔三角洲盆地超深水区原油地球化学特征及盆地原油族群划分新方案*

曹 军1钟宁宁1邓运华2康洪全2孙玉梅2朱顺玲1戴 娜1黄小艳1

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室; 2.中海油研究总院)

尼日尔三角洲盆地超深水区M区块3口钻井的原油物性和地球化学特征研究表明,该盆地超深水区具有正常原油和经历了生物降解的重质原油2种类型,原油可能来源于以海洋有机质输入为主、沉积于还原—弱氧化条件下的上白垩统—古新统海相烃源岩。根据尼日尔三角洲全盆地137个原油样品的地球化学综合分析结果,基于生源输入和沉积环境参数指标的差异性,重新将尼日尔三角洲盆地的原油族群划分为3类:陆源原油、海相原油和混合生源原油,并指出了各族群原油的分布和来源。

尼日尔三角洲;超深水区;原油;地球化学特征;族群划分新方案

前人对尼日尔三角洲盆地原油已有较多研究[1-10],但对尼日尔三角洲盆地原油的成因问题一直没有达成共识。以前的研究者认为尼日尔三角洲盆地的原油主要是第三系Agbada组和Akata组2套烃源岩的贡献,并且对主力烃源岩的认识存在2种不同的观点:一些学者认为Akata组上部页岩为尼日尔三角洲盆地的主力烃源岩[1-2,11];另外一些学者认为Agbada组下部泥页岩才是尼日尔三角洲盆地的主力烃源岩[12-15]。然而,R.C.Hacck等[16]提出了尼日尔三角洲盆地有3套含油气系统(即第三系三角洲体系内含油气系统、上白垩统—古新统海相含油气系统、下白垩统湖相含油气系统)的观点,指出尼日尔三角洲盆地发育3套烃源岩,彻底颠覆了尼日尔三角洲盆地只存在第三系三角洲内含油气系统的传统认识。之后一些学者通过原油族群划分进一步探讨了尼日尔三角洲原油的成因问题,特别是C.Eneogwe等[6]将尼日尔三角洲西北区陆上和浅海原油划分了3类族群,并指明各族原油的主要分布和来源;后来,Q.J.Samuel等[7]将尼日尔三角洲浅水区和深水区原油划分了3类,预示着3类烃源岩存在的可能性,并关注到深水区原油与三角洲其他区原油具有显著的差异,指出以海洋生物输入为主沉积于还原环境的海相烃源岩具有举足轻重的作用。

尼日尔三角洲盆地原油成因问题一直悬而未决的根本原因在于盆地原油特征的多样性,一些原油的成因可以明确,但是某些原油的指向问题却无法定论,特别是三角洲深水区和超深水区原油特征与已钻遇的烃源岩特征无法比对,显然存在未知的烃源岩。虽然目前没有足够的证据,但是可以明确的是,尼日尔三角洲原油成因的多样性预示着多类烃源岩存在的可能性,其对该盆地油气资源的贡献极大,标志着尼日尔三角洲盆地具有非常大的油气勘探远景。

本次研究的主要目的是通过最新获取的该盆地超深水区原油资料及系统收集的全盆地原油地球化学资料,综合研究超深水区原油物理性质、地球化学特征及其来源,并将其纳入尼日尔三角洲全盆地范围内考虑,基于各地区原油的差异性对全盆地原油进行新的族群划分,指出不同族群原油的分布及来源。

1 研究区概况

图1 尼日尔三角洲地理位置及原油样品点示意图

尼日尔三角洲盆地M区块包括4个油田,本次研究采用了其中3个油田的3口钻井共14个原油样品的分析资料,3口钻井分别为M-1油田A井、M-3油田B井和M-4油田C井(图2),其中A井水深1207 m,处于深水区;B井和C井水深分别为1527 m和1651 m,均处于超深水区(根据国际惯例,将水深不超过500 m的水域称为常规水深区,500～1500 m之间的水域称为深水区,水深大于1500 m的水域为超深水区)。

图2 尼日尔三角洲盆地M区块位置及井位分布图

2 M区块原油特征及成因

2.1 原油物理性质

M区块不同构造单元和油藏深度原油物理性质存在明显差异(表1)。M-1油田A井2484～2657m井段原油密度为26°～29°API,属中质油;M-2油气田储层深度2971.8～3672.84 m,原油密度为41°～48°API,属天然气和凝析油;M-3油田储层深度2438～3192m,浅部原油密度为24°～29°API,原油普遍发生中—轻度生物降解,深部原油埋深大于3000 m,原油密度约为31°API,含硫量为0.14%;M-4油田C井原油密度为15.3°～19.8° API,皆小于20°API,原油生物降解普遍,为重质原油,而尼日尔三角洲盆地原油主要为轻质油或中质油,因此这是区别于三角洲盆地其他地区原油的显著特征。A井和B井原油抽提物饱和烃相对含量高于C井,但其芳烃相对含量低于C井(表1),这可能是因C井原油经历了生物降解作用所致。

2.2 原油地球化学特征及成因

尼日尔三角洲盆地M区块存在2种原油:一种是正常原油,如图3a,Pr/Ph值较小,反映其沉积环境为偏弱氧化还原条件,极低的奥利烷含量,C27甾烷略高于C29甾烷(图4),反映有机质属于以海洋水生生物为主,较少的陆源高等植物输入;另一种是生物降解原油,如图3b,油质较重,Pr/Ph值也较小,沉积于弱氧化还原条件,谱图显示大部分高碳和低碳化合物都被生物降解掉。

尼日尔三角洲盆地超深水区原油饱和烃碳同位素分布在-28.7‰～-29.3‰之间,芳烃碳同位素为-27.0‰～-27.6‰(表2),表现出较轻的碳同

位素特征,显著区别于三角洲盆地陆上、浅水区和部分深水区原油的碳同位素特征(图5),而与下刚果盆地海相原油饱和烃和芳烃碳同位素具有相似的特征(δ13C饱和烃:-28.89‰～-29.3‰,δ13C芳烃:-27.00‰～-27.90‰)。

根据教学进程，老师可以通过手机APP向学生发起提问、抢答等活动，学生通过手机与老师互动，活跃了教学气氛，教学活动占用了学生的手机，把学生的注意力集中到课堂中来，解决了广大老师最困扰的学生上课玩手机问题[3]。

表1 尼日尔三角洲盆地M区块3口井原油物理性质

图3 尼日尔三角洲盆地M区块正常原油和生物降解原油的总离子流谱图特征

图4 尼日尔三角洲盆地M区块B井3029 m储层原油生物标志物谱图

表2 M区块3口井原油稳定碳同位素、生物标志化合物参数

图5 尼日尔三角洲盆地原油饱和烃与芳烃碳同位素关系

尼日尔三角洲盆地M区块A井和B井原油Pr/Ph值都大于2.0,最高达3.07,而C井原油Pr/Ph值分布在1.16～1.40,皆小于1.5,显著低于A井和B井,说明A井和B井原油的烃源岩发育于氧化环境,而C井原油的烃源岩沉积于弱氧化—弱还原环境,与下刚果盆地盐上海相烃源岩(Pr/Ph:1.07～1.33)和尼日尔三角洲西北缘的Dahomey盆地上白垩统烃源岩(Pr/Ph:0.78～1.39)的发育具有相似的氧化还原条件。

M区块3口井原油奥利烷指数皆较低(＜0.15),其中C井原油奥利烷更低(＜0.10)(表2),反映陆源高等植物输入很少,这与尼日尔三角洲盆地陆上和浅水区原油奥利烷指数值(普遍大于3.0[6])差异很大,而与下刚果盆地海相烃源岩和海相原油奥利烷指数值相同,表明其陆源有机质输入量极少。

在物性和地球化学性质上,尼日尔三角洲盆地M区块3口井原油与盆地其他地区原油存在某些差异性,物性上体现了较强的生物降解,地球化学特征上体现了更还原的沉积水体和极少的陆源有机质输入的特征,这是显著区别于尼日尔三角洲盆地其他地区原油的重要特征。

从原油成熟度上看,尼日尔三角洲盆地M区块3口井原油MPI1值介于0.62～1.06之间,利用该参数计算的等效镜质体反射率结果显示皆为成熟原油,而该区富有机质泥页岩的Ro均小于0.5%,尚处于未熟阶段,为未熟烃源岩。显然,该区原油不是来自原地烃源岩,更可能是来自深部上白垩统—古新统烃源岩[17]。

尼日尔三角洲盆地超深水区部分原油与下刚果盆地盐上海相原油在沉积环境和生源输入方面具有相似性,与Dahomey盆地上白垩统烃源岩[7]和下刚果盆地上白垩统烃源岩生成的原油[18-19]具有一定的相似性。笔者推测,尼日尔三角洲盆地超深水区部分原油可能来源于尼日尔三角洲盆地中以极少的陆源高等植物输入,沉积于还原—弱氧化条件下的上白垩统海相烃源岩,这在一定程度上验证了R.C. Hacck等[16]提出的尼日尔三角洲盆地3套含油气系统中的上白垩统—第三系含油气系统。

3 尼日尔三角洲盆地原油地球化学特征及成因探讨

本次研究收集到尼日尔三角洲全盆地原油资料(数据主要来源于国外公开发表的文献资料和中海油研究总院提供的原油资料),总计137个原油样品,包括尼日尔三角洲盆地西北陆上原油66个,浅水区和深水区58个,以及中海油研究总院提供的最新的尼日尔三角洲盆地东南深水区、超深水区3口井的13个原油样品。收集到的原油样品既涵盖了尼日尔三角洲盆地陆上、浅水、深水和超深水区,又涵盖了该盆地东部、西部和中部地区,具有较高的代表性和全面性。原油样品的分析数据主要包括饱和烃、芳烃的稳定碳同位素,单体烃稳定碳同位素,生物标志化合物参数,GC-MS生物标志化合物谱图等,在此基础上对尼日尔三角洲盆地原油地球化学特征及成因进行了探讨。

奥利烷作为晚白垩世以来高等植物(特别是被子植物)输入的可靠标志[20-22],通常用奥利烷指数([18α(H)-+18β(H)-]奥利烷/C30αβ藿烷)来表示特殊的生源意义。尼日尔三角洲盆地原油的奥利烷指数变化范围极大(图6),最小值为0.05,最大值为0.85,超深水区原油的奥利烷指数最小,深水区、西部浅水区及西北部分地区原油的奥利烷指数较高(0.15～0.50),东部浅水区、中部浅水区和西北区原油的奥利烷指数最高(0.50～0.85),反映区域性原油陆源高等植物输入量差异极大。

规则甾烷C29/C27比值在一定程度反映有机质输入上相似的差异。尼日尔三角洲盆地深水区原油规则甾烷C29/C27值较低,反映陆源有机质输入较少;而东部浅水区原油规则甾烷C29/C27值较高,说明陆源有机质输入较高(图7)。

图6 尼日尔三角洲盆地原油Pr/Ph与奥利烷指数关系

图7 尼日尔三角洲盆地原油Pr/Ph与甾烷C29/C27关系

反映沉积水体氧化还原条件的Pr/Ph值在尼日尔三角洲盆地不同地区原油中的差异也较大(图6、7),超深水区部分原油Pr/Ph值较低(＜1.5),反映弱氧化—弱还原环境;部分超深水区、深水区、西部浅水区及西北部分地区原油Pr/Ph值较高(1.5～3.5),反映较强的氧化环境;而东部浅水区、中部浅水区和西北区原油Pr/Ph值极高(＞3.5),反映其烃源岩发育时处于含氧水体。

尼日尔三角洲盆地原油稳定碳同位素变化范围较大(图5),超深水区原油饱和烃、芳烃的稳定碳同位素整体偏轻,δ13C饱和烃介于-28.5‰～-29.5‰, δ13C芳烃介于-27.0‰～-27.8‰,而西北区原油饱和烃和芳烃稳定碳同位素整体较超深水区原油偏重,δ13C饱和烃最重达-24‰,δ13C芳烃最重达-25‰。

同样,尼日尔三角洲盆地浅水和深水区原油C12—C30单体烃稳定碳同位素分布特征存在较大差异[7],其稳定碳同位素值分布范围为-23‰～-33‰,绝大部分介于-25‰～-30‰之间。该盆地原油单体烃稳定碳同位素分布具有一定的规律性,其稳定碳同位素值随碳数的增加呈现2种变化趋势:第1种,单体烃稳定碳同位素值随碳数的增加变化不大,呈平稳态分布,分布范围主要介于-25‰～-30‰,变化幅度在5‰以内,主要分布在深水区和西部浅水区(图8);第2种,单体烃稳定碳同位素值随碳数的增加逐渐变小,呈负偏分布,碳同位素值从-23‰减小到-33‰,最大负偏幅度达10‰,东部浅水区和中部浅水区原油具有这种特征(图9)。

图8 尼日尔三角洲盆地西部浅水区和深水区原油单体烃碳同位素分布特征(数据来源于O.J.Samuel等[7])

图9 尼日尔三角洲盆地东部浅水区和中部浅水区原油单体烃碳同位素分布特征(数据来源于O.J.Samuel等[7])

总之,尼日尔三角洲盆地原油在生物标志化合物和稳定碳同位素上反映出较大的多样性和差异性,体现了生成原油的烃源岩在其形成发育过程中生源输入和沉积环境方面的差异,盆地东部浅水区和中部浅水区原油具有相似的生源输入和沉积环境特征,深水区和西部浅水区原油具有相似的生源输入和沉积环境特征,而超深水区原油具有极少的陆源输入和缺氧沉积环境的特征。

4 尼日尔三角洲盆地原油族群划分新方案

关于尼日尔三角洲盆地原油族群划分,最为重要的是C.Eneogwe[6]和O.J.Samuel等[7]提出的2种划分方案。

2003年,C.Eneogwe针对尼日尔三角洲盆地西北陆上和浅海地区,通过对该区66个原油样品详细的地球化学分析,划分了3个族群,并指明了各族群原油的分布和来源。其中,A族原油主要分布在陆上沼泽和海陆过渡区,来源于上白垩统或之上更浅地层烃源岩;B族原油主要分布在滨浅海区,来源于第三系烃源岩,其有机质是陆源高等植物和海洋有机质的混合;C族原油主要分布在浅海区,主要来源于沉积在氧化条件下的近岸或三角洲环境的烃源岩,有机质输入以显著的陆源高等植物为特征。然而,从其划分指标中可以看出,A族和B族原油在Pr/Ph、奥利烷指数以及规则甾烷C29含量上无显著差异(表3),而这几项指标是反映烃源岩有机质输入和沉积环境方面最为可靠的指标。因此,笔者认为该盆地A族和B族原油在成因上具有一致性,而C族原油的相关指标与A族和B族差别明显,其成因与A族和B族原油有差异。

表3 尼日尔三角洲盆地西北区原油族群划分

2009年,O.J.Samuel等针对尼日尔三角洲盆地浅水和深水区,基于全盆地108个原油样品的生物标志化合物、稳定碳同位素的综合分析,也划分了3个族群,同时指明了各族群原油的分布和来源。但O.J.Samuel等的划分也存在同样的问题,如单体烃碳同位素随碳数的变化规律表明该盆地浅水和深水区原油只存在2类,一类是东部浅水区和中部浅水区原油,单体烃稳定碳同位素随碳数的增加变轻,呈现负偏态;另一类是深水区和西部浅水区原油,单体烃稳定碳同位素随碳数的增加无明显变化,呈平稳态势。另外,该盆地4个区的原油Pr/Ph值在2.0～5.0之间,其中东部浅水区和中部浅水区相对更高,整体大于3.0,表明沉积环境为氧化条件,而深水区和西部浅水区整体小于3.0,介于2.0～3.0之间,表明沉积环境为弱还原—弱氧化条件;该盆地4个区的原油奥利烷指数皆大于0.2,介于0.2～0.8之间,其中东部浅水区和中部浅水区相对更高,整体大于0.4,总体分布在0.4～0.7之间,表明陆源高等植物输入量大,而深水区和西部浅水区整体小于0.4,分布在0.2～0.4之间,说明陆源高等植物输入量相对较小。因此,笔者认为该盆地浅水和深水区原油具有2种成因类型,一类是东部浅水区和中部浅水区原油,具有以陆源高等植物输入为主,沉积于氧化条件的特征;另一类是深水区和西部浅水区原油,具有陆源高等植物和海洋水生生物混合输入的特征,二者比例相差不大。

基于以上讨论,结合尼日尔三角洲盆地南部超深水区原油生物标志化合物和稳定碳同位素综合分析结果,认为超深水区原油与其他地区原油存在明显的差异,特别是在生源输入和沉积环境上表现出极大的差异性,故将其纳入全盆地范围内考虑,重新进行了原油族群划分(表4)。

表4 尼日尔三角洲盆地原油族群新划分标准

1)陆源原油。该类原油典型的生物标志化合物和碳同位素特征为:高奥利烷指数(0.4～0.8),高Pr/Ph值(3.0～5.0),高甾烷C29/C27值(2.0～6.0),饱和烃和芳烃稳定碳同位素偏重(δ13C饱和烃: -24‰～-26‰,δ13C芳烃:-25‰～-26‰),单体烃稳定碳同位素随碳数增加呈现负偏趋势。该类原油主要分布在尼日尔三角洲盆地西北区陆上、东部浅水区和中部浅水区。从原油特征上看,生成原油的烃源岩具有以陆源高等植物输入为主,沉积于氧化环境的特征,发育在湖沼相、下三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相的Agbada组烃源岩具有此类特征,因此认为该类原油主要来源于Agbada组烃源岩。

2)海相原油。该类原油典型的生物标志化合物和碳同位素特征为:极低的奥利烷指数(＜0.15),低Pr/Ph值(＜1.5),饱和烃和芳烃稳定碳同位素偏轻(δ13C饱和烃:-28.5‰～-29.5‰,δ13C芳烃: -27‰～-28‰)。该类原油主要分布在尼日尔三角洲盆地超深水区,其原油特征反映烃源岩以海洋生物输入为主,沉积于还原—弱还原环境,与下刚果盆地及邻近盆地上白垩统海相烃源岩生成的原油具有相似的特征,推测该类原油可能来源于上白垩统—古近系海相烃源岩。

3)混合生源原油。该类原油典型的生物标志化合物和碳同位素特征为:中等奥利烷指数(0.1～0.5),较高Pr/Ph值(1.5～3.0),较高甾烷C29/C27值(1.0～4.0),饱和烃和芳烃稳定碳同位素偏重(δ13C饱和烃: -26.5‰～-28.5‰,δ13C芳烃:-25.5‰～-27.5‰),单体烃稳定碳同位素随碳数增加呈平稳态势。该类原油主要分布在尼日尔三角洲盆地西北区浅水、西部浅水和深水区,其原油特征反映烃源岩具有陆源高等植物和海洋生物输入相对量介于以上2类烃源岩之间,沉积于弱还原—氧化环境,发育在前三角洲相和斜坡相的Akata组海相烃源岩具有此类特征,因此认为该类原油可能主要来源于Akata组烃源岩。

5 结论

1)根据新获得的尼日尔三角洲盆地超深水区原油地球化学分析结果,该区具有2种类型的原油(正常原油和生物降解的重质原油),原油具有较高的海洋有机质输入和弱氧化—弱还原沉积环境特征,可能来源于以海洋有机质输入为主、沉积于还原—弱氧化条件下的上白垩统—古新统海相烃源岩。

2)结合尼日尔三角洲盆地超深水区原油生物标志化合物和稳定碳同位素综合分析结果,将该盆地原油族群重新划分为3类,即陆源原油、海相原油和混合生源原油。其中,陆源原油主要分布在盆地西北区陆上、东部浅水区和中部浅水区,该类原油来源于以陆源高等植物输入为主,沉积于氧化环境的三角洲相Agbada组烃源岩;海相原油主要分布在盆地超深水区,可能来源于以海洋有机质输入为主沉积于还原—弱氧化条件下的上白垩统—古新统海相烃源岩;而混合生源原油主要分布在盆地西北区浅水、西部浅水区和深水区,主要来源于陆源高等植物和海洋生物双重输入,沉积于弱还原—氧化环境下的前三角洲相和斜坡相Akata组海相页岩。

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(编辑:周雯雯)

Oil geochemistry in ultra-deep water area and a new conception of oil group division in Niger Delta basin

Cao Jun1Zhong Ningning1Deng Yunhua2Kang Hongquan2Sun Yumei2Zhu Shunling1Dai Na1Huang Xiaoyan1

(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum, Beijing,102249;2.CNOOC Research Institute, Beijing,100027)

An investigation of physical properties and geochemical characteristics of oil from 3 wells in Block M,the ultra-deep water area,Niger Delta basin,has shown two types of oil there,i.e.,the normal oil and biodegraded heavy oil,which may come from Upper Cretaceous-Paleocene marine source rocks predominated by sea organics and deposited in a reducing-weakoxidizing environment.Based on a comprehensive geochemical analysis of 137 oil samples throughout Niger Delta basin and their differences in biological source and depositional environment,oil from the basin were afresh divided into three groups:terrigenous oil,marine oil and mixed oil,and their distribution and source rocks were indicated.

Niger Delta;ultra-deep water area;oil; geochemical characteristics;new conception of group division

2014-01-17改回日期:2014-06-21

*“十二五”国家科技重大专项“大陆边缘盆地类比与油气成藏规律研究(编号:2011ZX05030-001)”部分研究成果。

曹军,男,中国石油大学(北京)博士研究生,现主要从事石油与天然气地球化学研究。地址:北京市昌平区府学路18号地质楼(邮编:102249)。E-mail:277847115@qq.com。