哈拉哈塘凹陷原油地球化学特征及油源判识

李中璇，徐志明，王招明，陈云川，肖中尧

（1.西南石油大学资源与环境学院，成都610500；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000; 3.中海油能源发展股份有限公司，广东深圳518000）

哈拉哈塘凹陷原油地球化学特征及油源判识

李中璇1，徐志明1，王招明2，陈云川3，肖中尧2

（1.西南石油大学资源与环境学院，成都610500；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000; 3.中海油能源发展股份有限公司，广东深圳518000）

塔里木盆地哈拉哈塘凹陷油气资源丰富，其探明储量超过亿吨。为明确哈拉哈塘凹陷奥陶系油藏主力烃源岩，对烃源岩样品、中深1井原油样品及哈拉哈塘凹陷原油样品进行了系统的地球化学分析，对其轻烃及生物标志化合物特征进行了进一步研究。结果表明，哈拉哈塘凹陷原油样品均具有富链烷烃、贫芳香烃的特点，与中深1井一致，其生油母质为典型的腐泥型；哈拉哈塘凹陷原油样品均能检测到芳构化类异戊二烯烃化合物，是强还原沉积环境的标志。结合烃源岩发育特征及哈拉哈塘凹陷地质背景，认为研究区海相原油主要来自寒武系—下奥陶统烃源岩，而非中—上奥陶统烃源岩。

塔里木盆地；哈拉哈塘凹陷；奥陶系油藏；地球化学特征；油源对比；伽马蜡烷

有关塔里木盆地哈拉哈塘凹陷海相油源问题的争论已久，主要存在2种观点：一种观点认为中—上奥陶统是主力烃源岩，而另一种观点则认为寒武系—下奥陶统是主力烃源岩。文献［1］通过原油与烃源岩样品的饱和烃生物标志化合物特征分析，发现中—上奥陶统烃源岩与哈拉哈塘凹陷奥陶系原油对比良好，认为中—上奥陶统为研究区奥陶系原油的烃源岩；文献［2］通过芳香烃生物标志化合物的特征对比也得出了同样的结论；而文献［3］通过对哈拉哈塘凹陷储集层沥青综合研究，认为奥陶系原油主要来源于寒武系—下奥陶统烃源岩；文献［4］通过对哈拉哈塘凹陷包裹体的研究，也进一步证实了寒武系—下奥陶统为其主力烃源岩的结论。之所以在油源问题上长期存在争议，与塔里木盆地烃源岩古老、热演化程度较高有直接的关系[2]。尤其是寒武系—下奥陶统烃源岩，因为成熟度较高，烃源岩样品能提供的信息较少，虽然能从其氯仿抽提物中分析生物标志化合物特征，但因为常规生物标志化合物（如甾烷、萜烷）在原油中含量不到1%，且随成熟度增加，其含量呈指数级下降[5]，仅用生物标志化合物特征进行油源对比所得到的结果，可信度不高。文献［6］尝试选择端元油来代表寒武系—下奥陶统烃源岩特征，以提供更多信息来进行油源对比，但选择的塔东2井和塔中62井，已被证实其原油受次生作用影响极大[7]，作为端元组分进行对比，合理性有所欠缺。综上所述，重新选择合理的端元组分来作为寒武系—下奥陶统烃源岩特征的补充，并结合地质背景和烃源岩发育特征，运用多个指标进行油源对比，才是解决研究区油源问题的有效途径。

2013年，中深1井的突破为哈拉哈塘凹陷海相油源对比的端元组分选择提供了新的可能。中深1井位于塔里木盆地塔中隆起（图1a），其寒武系油藏上覆膏盐岩盖层，封闭条件良好，且没有主要断裂沟通中—上奥陶统，排除了中—上奥陶统烃源岩对其油气的贡献，是寒武系盐下白云岩原生油气藏[8]。中深1井与哈拉哈塘凹陷油源一致，均来自于满加尔坳陷烃源岩，且和哈拉哈塘凹陷油藏有着相似的成藏条件[9]。因此，可通过与中深1井寒武系油藏原油地球化学特征的对比，进一步明确哈拉哈塘凹陷海相原油的主力烃源岩。

本文采用地球化学方法，综合考虑轻烃和生物标志化合物特征，结合地质背景和烃源岩发育特征，以及中深1井原油的地球化学特征，对哈拉哈塘凹陷海相原油进行油源判识，为研究区及其周边地区油气成因、成藏机理研究和油气勘探部署提供依据。

图1　研究区构造位置（a）及主要井位分布（b）

1　地质概况

哈拉哈塘凹陷位于塔里木盆地塔北隆起中部，包括新垦区块、热普区块、哈6区块、其格区块和金跃区块（图1b），东为轮南低凸起，西邻英买力低凸起，北为轮台凸起，南邻顺托果勒低隆起和满加尔坳陷，面积约4 000 km2，在其四周已经发现了英买力、哈德逊、塔河等大型油气田，是塔里木盆地的重要油气富集带[2]。研究区构造演化大致经历了3个阶段：晚加里东—早海西运动期古隆起形成阶段、晚海西—印支运动期断裂与断隆发育阶段和燕山—喜马拉雅运动期调整定型阶段。晚加里东—早海西运动期，研究区属于塔北古隆起西斜坡的一部分，处在油气向古隆起高部位运移的有利路径上，油气成藏条件优越；在石炭纪，研究区演化为凹陷；现今位于塔北隆起南翼斜坡，呈北高南低的构造格局[3]。

哈拉哈塘凹陷主力产油层为中奥陶统一间房组和中—下奥陶统鹰山组一段上部，岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩和亮晶鲕粒灰岩，受多期岩溶作用改造及断裂发育影响，形成了大规模的岩溶—缝洞型储集层，由孔隙、裂缝和孔洞构成其主要的储集空间，具有层状分布的特点[10]。哈拉哈塘凹陷盖层发育良好，北部齐古井区受强烈剥蚀作用影响，缺失上奥陶统，志留系柯坪塔格组作为潜山油藏的有效盖层，直接覆盖在中奥陶统灰岩潜山上；齐古井区以南，上奥陶统受到的剥蚀作用逐渐减弱，地层层系较全，上奥陶统桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组的致密泥灰岩、泥岩可作为盖层，尤其是吐木休克组的泥灰岩厚度稳定，分布广泛，是区域性的盖层，与一间房组及鹰山组储集层形成了一套优质储盖组合[11]。自2009年哈6C井在中奥陶统一间房组获得高产工业油气流以后，哈拉哈塘凹陷已经有上百口探井和生产井，合计探明储量超过亿吨[3]。

2　烃源岩发育特征

哈拉哈塘凹陷烃源岩不发育，油气来自南部的满加尔坳陷[2]。满加尔坳陷具潜在贡献的烃源岩有2套：一套为寒武系—下奥陶统烃源岩，一套为中—上奥陶统烃源岩[12]。寒武系—下奥陶统烃源岩在西部的和4井、中部的库南1井、东部的塔东1井和塔东2井，以及新近发现的星火1井等均有钻揭，主要分布在蒸发台地湖相、欠补偿盆地相等缺氧强还原环境，烃源岩具有母质类型好、有机质丰度高、厚度大且分布面积广的特点，其平均厚度为120～415 m，总有机碳含量主要为2.00%～2.30%，最高可达5.50%[2-3，12].尤其值得注意的是寒武系玉尔吐斯组[13]，其发育高丰度有机质的优质烃源岩，黑色页岩层有机碳含量为4.00%～16.00%，是中国目前发现的有机碳含量最高的海相烃源岩。寒武系—下奥陶统烃源岩在晚加里东运动期达到生油高峰，现今镜质体反射率（Ro）普遍大于2.00%，在哈拉哈塘凹陷中部则大于4.00%，属于过成熟阶段[12]。

中—上奥陶统烃源岩在塔中北斜坡和塔北南斜坡有多口井钻遇，塔北南斜坡中—上奥陶统主要为浊积岩，生烃潜力较差，塔中北斜坡中—上奥陶统主要分布在台缘斜坡的灰泥丘相、陆棚内洼地相等弱还原—弱氧化环境，其母质类型偏腐殖型，有机质丰度相对较低，总有机碳含量主要为0.30%～0.80%，平均0.43%；烃源岩厚度变化大，分布范围较局限。塔中地区中—上奥陶统烃源岩在二叠纪末—侏罗纪初期进入生油门限，在喜马拉雅运动期进入生油高峰，现今镜质体反射率主要为0.8%～1.3%，处于成熟阶段[2，12-13]。

图2　烃源岩饱和烃质量色谱

3　油源对比标准

常规生物标志化合物（如甾烷、萜烷）特征是常用的油源对比指标，本次研究对中—上奥陶统和寒武系—下奥陶统2套烃源岩的常规生物标志化合物特征进行了分析。以和4井为代表的寒武系—下奥陶统烃源岩伽马蜡烷与C31藿烷含量相当，表现出高伽马蜡烷含量的特征；长链三环萜烷峰值高，同样与藿烷的比值也高；Ts/Tm较大，表明成熟度相对较高；重排甾烷含量较低；在规则甾烷分布中，C28甾烷含量较高，通常表现出C29＞C27＞C28的反“L”形特征（图2a）。而以塔中37井为代表的中—上奥陶统烃源岩与寒武系—下奥陶统烃源岩以上特征基本相反，尽管其中规则甾烷也具C29＞C27＞C28的分布特征，但C28含量明显偏低，表现出“V”形特征（图2b）。

虽然甾烷、萜烷特征能够区分2套烃源岩，但在本次研究中并没有采用此类特征作为油源对比指标，只将其作为参考。其一是因为甾烷、萜烷等含量极低，不具有代表性[5]；其二是因为，本次研究中发现，某些生物标志化合物受热成熟作用影响较大，在不同生油阶段，常规生物标志化合物特征并不一致，如伽马蜡烷。尤其值得注意的是，寒武系—下奥陶统烃源岩成熟度过高（Ro＞2.0%），不存在游离相的液态烃，用氯仿抽提出的实际上是储集层沥青吸附或包裹体捕获的早期低成熟阶段生成的液态烃[14]，其常规生物标志化合物特征难以代表成熟阶段生成的原油。因此，常规生物标志化合物特征无法作为研究区油源对比的可靠指标。

本次研究所选用的油源对比指标之一是轻烃族组成特征。轻烃含量约占原油总量的30%，在轻质油和凝析油中的含量更高[15]，因此在反映原油的总体特征上，来自轻烃的信息具有很强的代表性，在研究中主要关注C4—C7轻烃族组成特征。

不同母质类型来源的原油，其C4—C7轻烃族组成特征具有明显不同。与腐殖型母质相比，腐泥型母质烃源岩的原油轻烃馏分中链烷烃更为富集，芳香烃含量较低[16]，而原油富含环烷烃则是陆源母质的重要标志[17]。中国学者应用轻烃族组成特征进行母质来源分析也取得了良好的效果，文献［18］利用轻烃族组成中正构烷烃、支链烷烃和环烷烃的相对含量，对不同成因的天然气进行了分类；文献［19］通过研究煤系中的凝析油发现，低苯含量的凝析油与陆相沼泽环境有关，高苯含量的凝析油与滨海相沼泽沉积相关；文献［20］在对凝析气藏C4—C7轻烃族组成的研究中发现，陆相来源油气中正构烷烃缺乏，异构烷烃占较大优势，而海相来源的油气则是正构烷烃占优势，同时，在针对中国不同成因类型的原油和凝析油的研究中发现，典型腐泥型烃源岩生成的油轻芳香烃（苯和甲苯）含量较低，而腐殖型烃源岩生成油的芳香烃和环烷烃含量相对较高，并依据此原理成功将四川盆地中部三叠系和侏罗系原油进行了成因分类。由此可见，C4—C7轻烃族组成特征是划分原油母质类型的有效指标。

寒武系—下奥陶统烃源岩因成熟度过高，无法进行轻烃族组成特征的比对，因而以中深1井原油轻烃族组成特征代表寒武系—下奥陶统烃源岩进行对比，中—上奥陶统烃源岩的轻烃族组成特征由分析中—上奥陶统烃源岩样品得到（表1）。中深1井原油的轻烃族组成特征与中—上奥陶统烃源岩有明显区别。中深1井原油样品落在A区域边界（图3），比多数偏腐泥型母质来源油更富集链烷烃、贫芳香烃，反映其典型的腐泥型母质来源，这与寒武系—下奥陶统烃源岩主要分布在蒸发台地湖相、欠补偿盆地相等缺氧强还原环境相符，在此类环境中主要母质来源多为浮游藻类等[12]；而中—上奥陶统烃源岩样品的轻烃族组成分布在偏腐殖型B区域，还有个别样品因环烷烃和芳香烃相对含量更高而落在B区域之下（图3），这与中—上奥陶统烃源岩主要分布在弱氧化—弱还原环境，生油母质来源中有宏观藻的贡献有关，致使其环烷烃和芳香烃相对含量明显增多，烃源岩类型偏腐殖型[12]。2套烃源岩轻烃族组成特征差异明显，易于区分，因此，可把轻烃族组成特征作为哈拉哈塘凹陷主力烃源岩判识的有力指标。

表1　哈拉哈塘凹陷原油及烃源岩轻烃族组成

图3　C4—C7轻烃族组成分布

同时，还选择了芳构化类异戊二烯烃作为油源对比指标。芳构化类异戊二烯烃具有常规生物标志化合物所不具有的优势：①芳构化类异戊二烯烃的含量高，芳构化类异戊二烯烃是类异戊二烯烃在特定的条件下经过芳构化作用形成的，在原油和凝析油中的含量远大于甾烷、萜烷等生物标志化合物的含量，故根据其作出的结论也更为可靠[21]；②芳构化类异戊二烯烃环境指示意义明确，受成熟作用等影响较小。芳构化类异戊二烯烃主要是在缺氧强还原环境下，由光合绿硫细菌生成，是强还原水体环境的标志[21-22]。寒武系—下奥陶统烃源岩主要分布在缺氧的强还原环境，且中寒武统膏盐岩可以提供光合绿硫细菌代谢所需要的硫酸盐，因而在和4井、塔东2井等寒武系—下奥陶统烃源岩样品中都检测到了芳构化类异戊二烯烃（图4）；而中—上奥陶统烃源岩主要分布在弱氧化—弱还原沉积环境，且上奥陶良里塔格组中缺乏膏盐岩，因而在塔中10井和塔中12井的中—上奥陶统烃源岩样品中都没有检测到芳构化类异戊二烯烃（图4）。文献［22］尝试对塔中12井中—上奥陶统烃源岩的干酪根进行热解，在其产物中也没有检测出芳构化类异戊二烯烃。因此，根据芳构化类异戊二烯烃的存在与否，能有效地进行塔里木盆地海相油源判识。

4　油源对比

在建立油源对比标准的基础上，将哈拉哈塘凹陷海相原油的地球化学特征与已建立的标准进行对比，以进行油源判识。

4.1原油轻烃族组成

哈拉哈塘凹陷奥陶系原油C4—C7轻烃族组成中，链烷烃相对含量主要为63.66%～77.08%，芳香烃相对含量为0.18%～1.68%，环烷烃相对含量为22.46%～35.53%；中深1井油样链烷烃相对含量为69.58%，环烷烃相对含量为29.97%，芳香烃相对含量为0.45%，即哈拉哈塘凹陷奥陶系原油和中深1井油样都具有相对富含链烷烃、贫芳香烃的特征。根据文献［20］的生油母质类型划分三角图，哈拉哈塘凹陷奥陶系11个原油样品（表1）轻烃族组成主要集中在A区域及其上区域（图3），这是典型的腐泥型母质来源油的特征，与中深1井分布范围一致，而明显不同于中—上奥陶统烃源岩样品的分布，反映了二者在母质来源上的差异。据此，可初步分析哈拉哈塘凹陷的原油更可能来源于典型腐泥型的寒武系—下奥陶统烃源岩，而非偏腐殖型的中—上奥陶统烃源岩。

4.2生物标志化合物特征

如图5所示，哈拉哈塘凹陷的储集层沥青样品，如新垦4井，长链三环萜烷和伽马蜡烷含量较高，Ts/Tm较大而重排甾烷与规则甾烷比值较低，与寒武系—下奥陶统烃源岩具有较好的对应关系，但是也应注意到，哈拉哈塘凹陷的原油样品，如热普4C井和哈12井，虽然也具有高含量长链三环萜烷和Ts/Tm较高的特征，但其伽马蜡烷含量较低，重排甾烷与规则甾烷比值较高（图5）。中深1井也发现了同样的现象，其储集层沥青样品的生物标志化合物特征基本与寒武系—下奥陶统烃源岩特征一致，而其凝析油样品的伽马蜡烷含量较低（图6）。

图4　哈拉哈塘凹陷烃源岩芳构化类异戊二烯烃质量色谱

图5　哈拉哈塘凹陷原油饱和烃质量色谱

图6　中深1井原油饱和烃质量色谱

进一步研究对比发现，哈拉哈塘凹陷在同井段储集层沥青样品的伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/C31藿烷22R）均高于原油样品，而储集层沥青样品的成熟度指标［C29甾烷20S/C29甾烷（20R+20S）］却明显低于原油样品（表2）。即成熟度较低的储集层沥青抽提物表现出高含伽马蜡烷的特征，其值均大于0.30，主要为0.60～0.90；而成熟度较高的原油样品中，伽马蜡烷含量为0.12～0.36.

表2　哈拉哈塘凹陷原油生物标志化合物参数

伽马蜡烷是一种C30的三萜烷，对盐度环境具有较高的敏感性，是高盐度沉积环境的标志[23]。虽然伽马蜡烷自身结构较为稳定，但在生油早期，因结合键能较弱，极易从干酪根上断裂，导致烃源岩早期生成的油具有高含伽马蜡烷的特征，而在达到生油高峰之后生成的油，伽马蜡烷含量则较低[23-24]。实验中用氯仿抽提出的实际上是烃源岩层沥青吸附或包裹体中捕获的早期生成的低熟油[23]，反映的是寒武系—下奥陶统烃源岩早期生成油的生物标志化合物特征，因而能检测出含量丰富的伽马蜡烷，这也是成熟度相对同产层原油样品更低、充注期次更早的储集层沥青样品中，能检测出高含量伽马蜡烷的原因。而原油样品中之所以检测到伽马蜡烷含量高低不等，则可能是因为后期生成的成熟及高成熟油与早期聚集的油发生不均匀混合所致。因此，尽管在油样中检测到的生物标志化合物特征与寒武系—下奥陶统烃源岩特征不一致，并不能说明原油不是来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。

综上所述，同一烃源岩不同生油阶段生物标志化合物特征存在一定差异，且原油中常规生物标志化合物（如甾烷、萜烷）的含量极低（一般低于1%），受成熟作用的影响大[5]。因此，仅根据常规生物标志化合物特征进行油源判识，是不可靠的[24]。

而芳构化类异戊二烯烃则能为油源对比提供可靠的依据。在哈拉哈塘凹陷及中深1井所取的油样中都检测到了高含量的芳构化类异戊二烯烃（图7），符合寒武系—下奥陶统烃源岩的特征。尤其值得注意的是，在中深1井凝析油样品和哈拉哈塘奥陶系原油样品中，虽然这些样品伽马蜡烷含量高低不等，但在这些样品中均检测到了高含量的芳构化类异戊二烯烃。这不仅进一步说明了仅用常规生物标志化合物特征作为油源对比指标的不可靠性，同时，这更是哈拉哈塘凹陷奥陶系原油主要来自于寒武系—下奥陶统烃源岩的有力证明。

图7　哈拉哈塘凹陷原油芳构化类异戊二烯烃质量色谱

5　结论

（1）哈拉哈塘凹陷原油的C4—C7轻烃族组成特征表现出典型的腐泥型母质来源特征，说明其主要来自于寒武系—下奥陶统烃源岩，而不是中—上奥陶统烃源岩。

（2）芳构化类异戊二烯烃化合物在哈拉哈塘原油样品中的广泛检出，是哈拉哈塘凹陷海相原油主要来自于寒武系—下奥陶统烃源岩的有力证明。

（3）结合寒武系—下奥陶统和中—上奥陶统2套烃源岩发育特征和哈拉哈塘凹陷现今已发现的海相油气储量规模，认为哈拉哈塘凹陷海相原油的主力烃源岩为寒武系—下奥陶统烃源岩。

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（编辑顾新元）

Geochemical Characteristics of Crude Oil and Oil⁃Source Correlation in Halahatang Sag

LI Zhongxuan1,XU Zhiming1,WANG Zhaoming2,CHEN Yunchuan3,XIAO Zhongyao2
(1.School of Resources and Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang 841000,China;3.CNOOC Energy Technology& Services Limited,Shenzhen,Guangdong 518000,China)

The Halahatang sag in Tarim basin is abundant in petroleum resources with the proved reserves over one hundred million tons. In order to confirm the major source rocks of Ordovician reservoirs in Halahatang sag,systematic geochemical analyses are performed for oil samples from Well ZS1 and Halahatang sag and characteristics of light hydrocarbons and biomarkers are further studied.The results show that the Halahatang oil samples are characterized by high content of n⁃alkanes and poor content of aromatic hydrocarbons,which are similar to those of oil samples from Well ZS1,indicating the typical sapropelic origin.The aryl isoprenoid compounds detected in the oil samples from Halahatang sag are the markers for strong reducing sedimentary environment.Combined with the characteristics of source rocks and geological settings in Halahatang sag,it is considered that the marine oil in the study area mainly originates from the Cambrian to Lower Ordovician source rocks instead of the Middle to Upper Ordovician source rocks.

Tarim Basin;Halahatang sag;geochemical characteristic;oil⁃source correlation;gammacerane

TE111.3

A

1001-3873（2016）06-0667-07

10.7657/XJPG20160607

2016-05-22

2016-08-01

国家科技重大专项（2011ZX05004-004）

李中璇（1993-），女，山东东营人，硕士研究生，地质工程，（Tel）13709087612（E-mail）421765029@qq.com