塔里木盆地西南部皮山北新1井白垩系油气成因

吕海涛，顾　忆，丁　勇，黄继文

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都　610500； 2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，

乌鲁木齐　830011； 3.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡　214126)



塔里木盆地西南部皮山北新1井白垩系油气成因

吕海涛1,2，顾忆3，丁勇2，黄继文3

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都610500； 2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，

乌鲁木齐830011； 3.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡214126)

摘要：皮山北新1井位于塔里木盆地麦盖提斜坡皮山北1号背斜构造高部位，该井在白垩系获得油气，但油气源存在较大争议。原油轻烃特征表明，该井原油具有Ⅰ型母质类型来源的特征；原油饱和烃特征表明，生烃母质以泥质岩为主，但与塔河、玉北奥陶系原油有一定差异。原油二维色谱分析表明，该井原油与玉北、塔河、巴楚泥盆系原油均位于海相泥页岩的范畴；原油碳同位素特征表明，该井原油母质类型差于玉北奥陶系及巴楚巴什托石炭系原油。该井原油成熟度高于玉北奥陶系原油。通过该井白垩系油气与其周缘塔西南4套主力烃源岩生标特征的对比，认为皮山北新1井白垩系原油主要来源于塔西南海相石炭系烃源岩；天然气生源母质类型与塔西南柯克亚气田类似，有侏罗系腐殖型有机质来源天然气的贡献。皮山北新1井白垩系新层系油气成因研究将有助于拓展塔西南中新生界碎屑岩油气勘探领域。

关键词：油气地球化学特征；白垩系；皮山北新1井；麦盖提斜坡；塔里木盆地

塔西南地区自20世纪50年代发现柯克亚油气田以来，先后发现了和田河气田、巴什托油气田、亚松迪气田、阿克莫木油气田、山1井油气田、玉北油田和柯东1井等多个油气田[1-6]。塔西南地区油气成因比较复杂，对于该区油气成因与烃源岩的研究从未中断过[1,7-10]，大体上形成了以下3点认识：一是认为塔西南地区发育寒武系、石炭系、下二叠统和侏罗系4套烃源岩，但由于钻遇寒武系井较少，更多的是根据油气地球化学指标和油气成藏期推测该区发育寒武系烃源岩[2,11]；二是认为寒武系烃源岩形成于咸水、强还原环境，有机质类型好，石炭系和下二叠统烃源岩多为半咸水、还原环境沉积物，有机质类型为混合型，侏罗系为煤系烃源岩[12]；三是不同油气藏主力烃源岩存在差异，以寒武系为主要烃源岩的油气藏有巴什托油气田、玉北油田、和田河气田，以石炭—二叠系、侏罗系为主要烃源岩的油气田有柯克亚、柯东1井油气藏等[2-4,11]。

2013年中国石化西北油田分公司在塔西南麦盖提斜坡皮山北新1井白垩系新层系获得了新的突破，对该井油气成因的认识关系到该区的勘探潜力分析与勘探部署决策，探讨皮山北新1井白垩系油气藏油气成因有着重要意义。

1油藏地质特征

皮山北新1井位于新疆维吾尔自治区和田地区皮山县(图1)，构造处于塔里木盆地麦盖提斜坡皮山北1号背斜，是一个与岩浆岩底辟构造相关的油气构造。油藏位于岩浆岩体顶部与古近系膏泥岩之间，受岩浆岩构造控制；储层为白垩系依格孜牙组白云质角砾岩，平均孔隙度6.97%，平均渗透率7.0×10-3μm2，整体呈现低孔、低渗的特征；上覆古近系阿尔塔什组膏盐岩为盖层。

该井原油密度为0.828 4~0.847 3 g/cm3，30 ℃时黏度为3.49～5.39 mPa·s，含硫量0.22%~0.29%，含蜡量0.47%~0.81%，属于低凝固点、高初馏点、低黏度、低蜡、低硫的轻质油。地面天然气相对密度0.709~0.815 g/cm3，地面天然气甲烷含量72.56%~80.94%，N2含量1.79%~2.02%，CO2含量7.52%~10.33%，按产状和相态为油藏伴生气。地层水水型为CaCl2型，总矿化度平均值65 768.55 mg/L，矿化度相对塔河奥陶系较低。总体为受岩性控制、具底水的低孔、低渗块状正常的温压白云质角砾岩孔隙型油气藏。

皮山北新1井油气样品取自对白垩系依格孜牙组(6 916~6 932 m)测试时的井口分离器，原油由棕色磨口玻璃瓶装样，天然气采自井口，由钢瓶装样；4个油砂样品分别采自井深6 907.03~6 934.84 m的油斑白云岩。样品测试由中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验中心完成。

2原油地球化学特征

2.1　原油生源母质类型

2.1.1原油轻烃特征

原油中的轻烃含有丰富的地球化学信息，甲基环己烷指数(MCH)、环己烷指数(CH)可以反映源岩的母质类型[13]。皮山北新1井原油与塔河、玉北、巴楚巴什托地区原油均具有Ⅰ型母质类型来源的特征；塔河4区及艾丁地区原油由于生物降解的影响，甲基环己烷指数、环己烷指数相对增大，也是Ⅰ型母质类型来源；和田河气田玛4井凝析油显示出Ⅲ型母质来源的特征(图2)。

图1　塔里木盆地西南部皮山北新1井位置

图2　塔西南原油轻烃甲基环己烷、环己烷指数

2.1.2原油饱和烃生标特征

利用原油中的生物标志物可以推断烃源岩的沉积环境、有机质类型及热成熟度，是油—油对比的有效手段[14]。皮山北新1井原油及含油岩心抽提物中含有丰富的三环萜烷类化合物和低含量的藿烷类化合物。其中，三环萜烷类化合物以C19-C25三环萜烷为主，且C19-C20含量较高，C20、C21、C23三环萜烷分布呈“V”字型，因为C24四环萜烷含量低，排除烃源岩沉积环境为碳酸盐岩或蒸发岩沉积环境，说明母质为低等水生藻类，以泥质岩为主。而塔河、玉北奥陶系原油的C20、C21、C23三环萜烷分布呈递次增高型，且C24四环萜烷含量相对较高，表明皮山北新1井原油生源类型与塔河、玉北奥陶系原油有一定差异(图3)。

通常原油中含有丰富的C24四环萜烷往往可指示碳酸盐岩和蒸发岩沉积环境[14]，从C24四环萜烷/C26三环萜烷比值与规则甾烷/孕甾烷比值对比来看(图4)，皮山北新1井原油明显区别于玉北奥陶系、巴楚巴什托地区的原油，表明塔西南3个地区的原油生烃母质存在一定差异。

2.1.3原油二维色谱分析

采用全二维气相色谱(GC-GC)，原油一次进样就能准确一次性分析出原油中轻烃、链烷烃、环烷烃、苯系列、萘系列及菲系列化合物的分布特征和组分含量[15]，因此具有统一性与系统性的优势。Hughes等[16]提出了根据Pr/Ph和DBT/P确定原油及烃源岩沉积相带的指标。对皮山北新1井、玉北及塔河、巴楚、顺西原油的全二维色谱分析表明，皮山北新1井原油与玉北、塔河、巴楚泥盆系原油均位于海相泥页岩的范畴；而巴楚石炭系原油显示出湖沼环境的特征，顺7井也位于该区域，表明其烃源岩沉积环境与塔河、玉北有一定差异(图5)。

图3　塔西南原油三环萜烷分布对比

图4　塔西南原油三环萜烷参数对比

2.1.4原油碳同位素特征

皮山北新1井原油δ13C值为-31.6‰，饱和烃、芳烃、非烃、沥青质组分δ13C值分别为-32.20‰，-30.30‰，-30.80‰，-30.80‰，原油δ13C重于玉北奥陶系(玉北1井原油分布于-32.88‰~-32.29‰)[2]及巴楚巴什托(-34‰±)[3]大部分原油，表明原油母质类型差于玉北奥陶系及巴楚巴什托石炭系原油。

2.2　原油成熟度

庚烷值(H)与异庚烷值(I)是人们常用来反映原油热演化的轻烃指标，随着演化程度的加大，庚烷值与异庚烷值增大[17]。烷基二苯并噻吩也是常用的烃源岩、原油成熟度指标[18]，其中4-MDBT/1- MDBT和2,4-DMDBT/1,4-DMDBT是最常用的成熟度指标。从轻烃、芳烃反映的原油成熟度来看(图6)，皮山北新1井原油与顺西地区顺7、顺西1井奥陶系原油成熟度相似，高于塔河、玉北奥陶系原油。

图5　塔西南原油Pr/Ph与DBT/P对比

3天然气地球化学特征

3.1　天然气组分特征

皮山北新1井地面天然气相对密度分布于0.70～0.81 g/cm3；地面天然气甲烷含量分布于72.56%～80.94%，平均76.75 %；N2含量分布于1.79%～2.02%，平均1.905%；CO2含量分布于7.52%～10.33%，平均8.925%；重烃含量超过10%，具典型湿气特征。

3.2　天然气生源母质类型

天然气的碳同位素组成主要反映母质类型和演化程度。甲烷受热演化程度的影响较大，而重烃(乙烷和丙烷)碳同位素则主要受生气的母质类型的影响[19]。皮山北新1井天然气甲烷、乙烷、丙烷、丁烷碳同位素值分别为-39.9‰，-28.6‰，-28.8‰，-28.1‰，乙烷碳同位素值接近于油型气的最低标准(-28.5‰)[19]，显然，其生烃母质类型有别于台盆区塔河油田海相油型气生烃母质类型。从天然气单体烃碳同位素类型曲线图[20](图7)来看，皮山北新1井天然气碳同位素与碳数关系呈折线型，反映出天然气来源的非单源性，乙烷碳同位素与柯克亚天然气类似，表明天然气有腐殖型有机质来源的贡献。

图6　塔西南原油轻烃庚烷值与异庚烷值、芳烃噻吩成熟度对比

图7　塔西南天然气碳同位素类型

图8　塔西南天然气组分类型与成熟度

3.3　天然气成熟度

判断天然气成熟度，常用天然气组分及甲烷碳同位素值[21]。从天然气组分反映的成熟度(图8)来看，皮山北新1井天然气表现为成熟伴生气—高成熟度凝析气的特征。在Bernard等[21]δ13C1-C1/(C2+C3)成因分类及成熟度图(图9)上可以看出，皮山北新1井天然气成熟度高于玉北奥陶系、巴楚巴什托泥盆—石炭系及塔河中西部奥陶系天然气，低于和田河奥陶系气田及塔河西部奥陶系天然气[22]。

4油气成因探讨

对比前人对塔西南地区寒武系、石炭系、二叠系、侏罗系4套烃源岩的生标参数研究[12]，寒武纪、石炭纪是坳陷大规模由西向东海侵时期，广泛沉积台地相碳酸盐岩及陆棚—斜坡相泥质烃源岩，生烃母质以低等水生生物为主；早二叠世末海水逐渐退却，二叠系表现为湖相烃源岩，生烃母质明显有陆相高等植物的加入；侏罗纪开始全面进入陆相沉积期，以煤型烃源岩为主。

寒武系及石炭系烃源岩抽提物规则甾烷均显示出“V”字型，伽马蜡烷/C30-藿烷比值山前石炭系与寒武系灰岩均显示出大于0.22的高值特征[12]，寒武系烃源岩平均为0.31，显示为咸水沉积、还原环境。二叠系烃源岩三环萜烷分布以C21三环萜为主峰，C24四环萜烷含量高；发育重排藿烷、新藿烷、C30未知萜烷系列，伽马蜡烷中等发育；规则甾烷呈C29>C27>C28分布，重排甾烷发育，尤其是C29重排甾烷。柯克亚油气田原油与二叠系烃源岩三萜类对比表明两者有成因联系[4,23]。皮山北新1井原油饱和烃色质规则甾烷均显示出“V”字型，伽马蜡烷/C30-藿烷比值为0.31，C24四环萜烷含量明显偏低，显示出明显的海相特征，但又与玉北奥陶系原油有较大差异，表现出更低的C24四环萜烷含量及特高的C20三环萜烷含量，C19-C20三环萜烷主要来源于维管植物生成的二萜类化合物[14]，表明有陆源植物的贡献。对比塔西南4套烃源岩，皮山北新1井原油地球化学特征既表现出以海相沉积环境为主，又显示出陆源植物贡献，但又不发育代表二叠系烃源岩的高C24四环萜烷含量、C30未知萜烷特征[4,23]，因此推测皮山北新1井原油主要来源于塔西南山前海相石炭系泥质烃源岩。

图9　塔西南天然气δ13C1-C1/(C2+C3)成因分类及成熟度

目前对塔西南石炭系烃源岩的研究相对薄弱，较深水相泥质岩仅在库山河剖面和什拉甫组发现，未见地球化学特征的报道。泥质烃源岩地球化学指标仅见于曾昌民等[12]K1井3 268.6 m石炭系灰色泥岩一个样品，其典型性、代表性可能不强。从早石炭世塔西南由西向东逐渐海侵推测，应存在一套较深水的海相泥质岩沉积，具有利的烃源岩沉积环境及较好的母质类型。同时，皮山北新1井白垩系圈闭形成期较晚，储层流体包裹体测温表明，烃包裹体均一温度为102.3~110.2 ℃，平均105.7 ℃，同期盐水包裹体的均一温度为130~140 ℃，平均135.25 ℃，显示出晚期充注的特征，油气成藏期为喜马拉雅中晚期(13 Ma)。与本区石炭系烃源岩在古近纪末期进入生烃高峰[24]，及原油具有较高成熟度也匹配。

皮山北新1井天然气与柯克亚油气田天然气单体烃碳同位素分布曲线介于柯克亚油气田天然气与塔里木台盆区典型海相天然气之间(图7)，显示出明显的重乙烷碳同位素特征。柯克亚油气田天然气成因主要为二叠系与侏罗系混源[5,25-26]。根据皮山北新1井所处的构造位置，塔西南山前带存在侏罗系Ⅲ型烃源岩[1,24]，其现今成熟度Ro为1.0%~1.5%[24]。由此认为皮山北新1井天然气有侏罗系煤型气的混合。

5结论

(1)皮山北新1井白垩系原油为低凝固点、高初馏点、低黏度、低蜡、低硫的轻质油，具有甲基环己烷指数小于35%、低C24三环萜烷、低二甲基苯并噻吩/菲比值等特征，表明其来源于Ⅰ型有机质、还原环境的烃源岩。与玉北奥陶系原油对比，皮山北新1井原油具有高C19-C20三环萜烷含量，表明有陆源植物的贡献，更低的C24三环萜烷含量，表明其不是来源于碳酸盐岩和蒸发岩的沉积环境，而主要来源于陆棚—斜坡相泥质烃源岩。

(2)皮山北新1井天然气为典型湿气，天然气组分表现出成熟伴生气—高熟凝析气的特征；天然气单体烃碳同位素具有重乙烷碳同位素特征(-28.6‰)，接近于油型气的最低标准，碳同位素类型曲线表明天然气具混源特征。

(3)通过皮山北新1井白垩系油气与其周缘塔西南4套主力烃源岩生标特征对比，认为皮山北新1井白垩系原油主要来源于塔西南海相石炭系泥质烃源岩；皮山北新1井天然气生源母质类型介于塔西南柯克亚气田与塔里木盆地台盆区天然气之间，结合柯克亚油气田天然气混源成因及本区侏罗系腐殖型烃源岩的存在，认为皮山北新1井天然气为石炭系来源的海相油型气与侏罗系煤型气的混源。

(4)皮山北新1井油气主要来源于石炭系烃源岩的认识，将有助于扩展塔西南地区中新生界碎屑岩油气勘探领域。

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(编辑韩彧)

Cretaceous petroleum origin in well PSBX1 in the southwestern Tarim Basin

Lü Haitao1,2, Gu Yi3, Ding Yong2, Huang Jiwen3

(1.InstituteofEarthScienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China;

2.DesignandPlanningInstituteofSINOPECNorthwestCompany,Urumqi,Xinjiang830011,China;

3.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Abstract:Well PSBX1 is located in the high part of anticlinal structure no. 1 on the Markit slope in the Tarim Basin, and has oil and gas in the Cretaceous. However, the hydrocarbon origin still remains under discussion. Light hydrocarbons from well PSBX1 indicated that the oils were mainly derived from type I source rocks. Saturated hydrocarbon features indicated that argillaceous materials were the dominant contributors to hydrocarbon generation, which was different from the Ordovician crude oils in the Tahe and Yubei areas. Two-dimensional chromatographic analyses showed that the Cretaceous crude oils from well PSBX1, the Ordovician crude oils from Yubei and Tahe areas, and the Devonian crude oils from Bachu area were sourced from marine mudstones. Carbon isotope characteristics of crude oils from well PSBX1 suggested poorer source quality compared with the Ordovician crude oils from Yubei area and the Carboniferous crude oils from Bachu area. Crude oils from well PSBX1 had higher maturity than those from Ordovician in the Yubei area. Analysis of the Cretaceous crude oils from well PSBX1 and four typical source rocks from adjacent areas in the southwestern Tarim Basin indicated that: (1) the Cretaceous crude oils from well PSBX1 mainly originated from the Cretaceous marine facies source rocks in the southwestern Tarim Basin; and (2) natural gas from the well was mainly sourced from Jurassic humic organic matter, which was similar to that in the Kekeya gas field. The study of the origin of Cretaceous petroleum in well PSBX1 would help oil and gas exploration in the Mesozoic and Cenozoic clastic rocks in the southwestern Tarim Basin.

Key words:geochemical characteristics of oil and gas; Cretaceous; well PSBX1; Markit slope; Tarim Basin

基金项目：国家科技重大专项“塔里木盆地塔北地区大中型油气田形成规律与勘探评价”(2011zx05005-004-002)资助。

作者简介：吕海涛(1977—)，男，博士研究生、高级工程师，从事石油地质与勘探评价。E-mail:18999831210@189.cn。

收稿日期：2015-02-30；

修订日期：2015-11-25。

中图分类号：TE122.1

文献标识码：A

文章编号：1001-6112(2016)01-0084-07doi：10.11781/sysydz201601084