下刚果盆地Haute Mer A区块X-1井原油油源研究

（中海油研究总院）

下刚果盆地Haute Mer A区块X-1井原油油源研究

林 青 郝建荣 王建新

（中海油研究总院）

对下刚果盆地Haute Mer A区块X-1井3个原油样品及X-1井、M-1井上白垩统、古近系共14个岩屑样品进行详细的分析研究，其结果表明X-1井原油生物标志化合物组合特征与南大西洋典型湖相烃源岩具有明显区别。X-1井原油（1982.1～1989.2m）Pr/Ph比值低（0.97），Pr/nC17和Ph/nC18分别为0.85和0.96，C26/C25三环萜烷小于1.0，C30四环聚异戊二烯烷烃/C27重排甾烷比值低（0.55）,具有海相烃源岩特征。原油中奥利烷丰度高，指示其来自上白垩统或以上的烃源岩。油源对比表明X-1井原油与上白垩统—始新统Madingo组烃源岩具有成因上的联系。盆地模拟研究进一步证明中新统Paloukou组烃源岩局部成熟，供烃能力有限；而Madingo组烃源岩目前正处于生、排烃高峰期，沉积中心则处于高—过成熟阶段，X-1井紧临Madingo组生烃洼陷，有利于油气聚集成藏。因此，推断Madingo组烃源岩为X-1井原油的主要贡献者。

下刚果盆地；Haute Mer A 区块；湖相烃源岩；海相烃源岩；奥利烷指数；油源对比

下刚果盆地已发现油气田约360个，油气可采储量达310×108bbl，其中盐上古近系—新近系油气发现占整个盆地油气发现的63%，是下刚果盆地油气勘探的重要层系之一[1]。西非海岸盆地发育盐下、盐上两套烃源岩[2-10]。早期的油气勘探表明尼欧克姆阶—阿普特阶盐下裂谷期湖相泥岩是盆地油气的主力烃源岩，但随着深水油气勘探的成功，盐上上白垩统以上的海相烃源岩越来越受到重视[11]。Haute Mer A 区块2013年新钻的X-1井在古近系—新近系浊积水道砂岩储层获得了商业性油气发现。据Oryx石油公司报道，N5段（1716.9～1735.3m）平均日产油量为515bbl，N3段(1982.1～1989.2m)最大日产油量为1180bbl，现场测试原油密度为24°API，气油比为66.1m3/t。下刚果盆地成藏特征复杂，存在盐下生—盐下储、盐下生—盐上储和盐上生—盐上储3类成藏组合[12-19]。Haute Mer A区块X-1井原油来自盐下裂谷期湖相烃源岩？抑或是来自盐上Madingo组海相烃源岩？澄清这一问题对于后期滚动勘探以及战略选区具有重要意义。

1 样品与实验

1.1 样品

本研究针对X-1井和M-1井进行系统采样。其中X-1井岩屑样品11个，来自中新统Paloukou组（N1段、N2段、N3段和N5段）；M-1井岩屑样品27个，分别来自上白垩统下Sendji组、上Sendji组、Likouala组、Madingo组和中新统Paloukou组（N1段、N2段、N3段和N5段）。原油样品3个，1708m样品为MDT取样，1716.9～1735.3m和1982.1～1989.2m两个样品为DST测试样品。实验室测得1716.9～1735.3m原油样品密度为17.79°API，1982.1～1989.2m原油样品密度为22.47°API。

1.2 实验条件

由于采用油基钻井液，岩屑样品均遭受污染。为了最大程度消除油基钻井液对岩屑样品的污染，利用三氯甲烷对该岩屑样品进行抽提处理。通过实验发现，经三氯甲烷抽提10h后，已基本消除油基钻井液对岩屑样品的污染，3092m岩屑样品热解分析的游离烃（S1）由抽提前的29.95mg/g降至抽提后的0.72mg/g，而热解烃(S2)变化不大，由5.03mg/g降至4.64mg/g。

原油（抽提物）脱沥青质后，用中性氧化铝柱层析分离。分别用正己烷、甲苯冲洗得到饱和烃、芳香烃馏分。

色谱/质谱条件：载气，9.999%氦气；进样口温度300℃；色谱柱为HP-5MS弹性石英毛细柱（60m×0.25mm×0.25 μ m）；升温程序：柱初始温度50℃，保持1min，以20℃/min升温至120℃，然后以4℃/min升至250℃，再以3℃/min升至310℃保持30min；载气流速：1mL/min。质谱：EI源，70eV；灯丝电流：100μA；倍增器电压：1200V;采用多离子检测。原油和烃源岩生物标志化合物参数如表1所示。

2 结果与讨论

2.1 原油地球化学特征

X-1井在N3期和N5期浊积水道储层段射孔进行了3次DST测试（DST3为气层）。1982.1～1989.2m（DST1）原油密度为22.47°API，1716.9～1735.3m（DST2）原油密度为17.79°API，由下到上，原油由轻变重。从原油族组成来看，1982.1～1989.2m段样品饱和烃含量高，为34.15%，芳香烃含量为25.55%，饱芳比为1.34，非烃和沥青质含量为27.02%；1716.9～1735.3m段样品非烃和沥青质含量高，为38.22%，饱和烃含量为26.68%，芳香烃含量为28.85%，饱芳比为0.92。从1982.1m至1716.9m，饱和烃含量降低，芳香烃、非烃和沥青质含量增加。1708m段样品饱和烃含量为37.81%，芳香烃含量低，为19.65%，饱芳比为1.92。

2.1.1 原油色谱特征

X-1井原油的气相色谱特征如图1所示。1982.1～1989.2m段样品原油正构烷烃系列分布完整，以nC16为主峰，C21-/C22+比值为1.0，CPI值为0.99，没有明显的奇碳优势或偶碳优势；从类异戊二烯烷烃来看，姥鲛烷和植烷基本上呈均势分布，且含量较高，Pr/Ph为0.97，Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.85和0.96。1708m和1716.9～1735.3m原油呈现两大“鼓包”，显示生物降解特征。1716.9～1735.3m原油样品正构烷烃遭受了生物降解，而类异戊二烯烷烃基本上未受影响，其生物降解程度为3～4级[20]，属于中等程度生物降解级别，Pr/nC17和Pr/nC18分别为3.34和1.46，Pr/Ph为0.84，呈植烷优势。1708m原油也遭受了生物降解，但其色谱分布特征与1716.9～1735.3m原油样品不同，高碳数正构烷烃基本消失，而低碳数正构烷烃（nC14—nC22）分布完整且丰度较高，指示原油藏遭受降解后，后期又有高成熟的原油注入，该样品Pr/Ph为0.96，Pr/nC17和Ph/nC18分别为0.41和0.47。

2.1.2 原油萜烷、甾烷分布特征

X-1井1708m、1716.9～1735.3m和1982.1～1989.2m原油样品m/z191、m/z217和m/z259质量色谱图如图2所示，其生物标志化合物参数见表1。

图1 X-1井不同井段原油样品气相色谱图

整体来看，浅层两个样品三环萜烷丰度高，C23三环萜烷/C30藿烷分别为0.41和0.54；而1982.1～1989.2m样品三环萜烷丰度低，C23三环萜烷/C30藿烷仅为0.23。3个原油样品三环萜烷的分布基本相似，这可能与三环萜烷较强的抗生物降解能力有关。三环萜烷以C23为主峰，C20/C23三环萜烷比值分别为0.28、0.26和0.27；C25三环萜烷丰度高，从浅至深的3个原油样品C26/C25三环萜烷比值分别为0.72、0.78和0.88；长链三环萜烷（C28—C30）发育，3个原油样品（C28+C29）/C23三环萜烷比值分别为1.59、1.34和1.47。另外，C24四环萜烷丰度较高，3个原油样品C24四环萜烷/C26三环萜烷比值分别为0.42、0.38和0.35。

五环萜烷的分布以C30藿烷为主峰，3个原油样品C29/C30藿烷比值分别为0.54、0.47和0.48。浅层两个样品遭受了生物降解，25-降藿烷丰度高，25-降藿烷/C30藿烷的比值分别为0.57和0.45，而1982.1～1989.2m原油样品无25-降藿烷检出。另外，浅层两个样品检出较高丰度的奥利烷和伽马蜡烷，奥利烷/C30藿烷比值分别为0.73和0.65，伽马蜡烷/C31(S+R)比值分别为0.41和0.57；而深部1982.1～1989.2m样品奥利烷/C30藿烷及伽马蜡烷/ C31(S+R)比值分别仅为0.22和0.21。与藿烷相比，奥利烷和伽马蜡烷具有较强的抗生物降解能力[20]，浅层样品高的奥利烷和伽马蜡烷丰度可能与样品遭受生物降解有关。

图2 X-1井原油样品质量色谱图

浅层1708m和1716.9～1735.3m降解原油样品中C21和C22孕甾烷及C27重排甾烷丰度高，C21-22/ C29α α α R比值分别为2.24和2.86，C27Dia/C27-29α α α R比值分别为1.27和0.89，而1982.1～1989.2m未降解原油样品C21-22/C29α α αR和C27Dia/C27-29α α αR比值分别为1.08和0.37。1982.1～1989.2m未降解原油以C27甾烷占优为特征，C27α α α R、C28α α α R和C29α α α R甾烷呈“L”形分布，1716.9～1735.3m原油C27α α α R、C28α α α R和C29α α α R甾烷分布与1982.1～1989.2m略有不同，1708m原油C27α α α R、C28α α α R和C29α α αR甾烷则呈不对称的“V”形分布。3个原油样品甾烷分布的差异可能与浅层样品遭受生物降解及生物降解程度不同有关。浅层2个原油样品C29S/(S+R)分别为0.47和0.35，C29β β/(α α+β β)分别为0.42和0.43，而1982.1～1989.2m未遭受降解原油样品的C29S/(S+R)和C29β β/(α α+β β)比值分别为0.34和0.41。除了1708m原油样品C29S/ (S+R)较高外，3个原油样品成熟度参数相差不大。从1982.1～1989.2m样品甾烷成熟度参数来看，X-1井原油为正常成熟原油。

Schiefelbein等[21]发现湖相原油中C30四环聚异戊二烯烷烃丰度高，海相原油该化合物丰度低，因此，C30四环聚异戊二烯烷烃丰度常被用来区分海相原油或湖相原油。3个原油样品C30四环聚异戊二烯烷烃丰度中等，C27重排甾烷丰度高，C30四环聚异戊二烯烷烃/C27重排甾烷比值分别为0.60、0.54和0.55。

2.2 烃源岩特征

下刚果盆地的构造演化可分为裂前期、同裂谷期和漂移期[22]，发育盐下同裂谷期湖相和盐上漂移期海相两套主要烃源岩。同裂谷期烃源岩主要是发育于尼欧克姆阶和巴雷姆阶的湖相页岩和泥灰岩，以Ⅰ型和Ⅰ—Ⅱ型干酪根为主，为一套优质湖相烃源岩；漂移期海相烃源岩主要发育于上白垩统—始新统Madingo组和中新统Paloukou组烃源岩，盆地西北部深水区钻遇的Madingo组TOC平均值为2%，具有中等—好的生烃潜力[17]。

2.2.1 烃源岩生烃潜力

14个岩屑样品热解数据见表2。M-1井阿尔布阶下Sendji组1个样品TOC为0.81%，S2为3.28mg/g，IH为403mg/g；上Sendji组3个样品TOC介于0.63%～2.92%，S2介于1.81～5.55mg/g，IH介于190～400mg/g之间；Likouala组1个样品TOC为1.48%，S2为4.65mg/g，IH为313mg/g；Madingo组2个样品的TOC分别为1.17%和2.35%，S2分别为5.41mg/g和8.80mg/g，IH分别为463mg/g和375mg/g。X-1井和M-1井Paloukou组样品TOC介于1.28%～1.87%之间，平均值为1.63%；S2介于2.28～4.64mg/g之间，平均值为3.54mg/g；IH介于152～267mg/g之间，平均值为217mg/g。从有机质丰度和生烃潜力来看，Paloukou组与Madingo组差别不大（图3a），但其有机质类型却具有明显区别（图3b），Paloukou组样品IH小于300mg/g，属于Ⅱ2型有机质，而Madingo组样品则主要为Ⅱ1型有机质。

表2 X-1井和M-1井岩屑样品热解数据

图3 M-1井和X-1井烃源岩评价图

2.2.2 烃源岩生物标志化合物特征

M-1井不同层段典型样品生物标志化合物分布特征如图4所示。整体来看，Paloukou组、Madingo组、Likouala组、上Sendji组和下Sendji组样品萜烷分布特征基本相似，三环萜烷以C23为主峰，五环萜烷以C30为主峰。但仔细对比不难发现Likouala组、上Sendji组和下Sendji组样品奥利烷含量低，奥利烷/C30藿烷小于0.07；而Paloukou组样品奥利烷丰度高，奥利烷/C30藿烷比值主要介于0.13～0.35之间。Madingo 组3548.5m样品奥利烷丰度高，奥利烷/C30藿烷比值为0.33，而3777.5m样品该比值仅为0.04，与下部Sendji组样品相当。这可能与Madingo组沉积早期，被子植物尚未大量繁盛或此时陆源有机质输入少有关。

上Sendji组、下Sendji组和Likouala组样品C27甾烷含量高（31%～44%），Madingo组3548.5m样品C27规则甾烷稍占优势（C27∶C28∶C29为36.39%∶29.50%∶34.11%），而Paloukou组样品C29甾烷含量高（35%～60%），指示陆源高等植物有机质输入有所增加。所有岩屑样品C30四环聚异戊二烯烷烃丰度低，C30四环聚异戊二烯烷烃/C27重排甾烷比值小于1.0。

2.3 油源分析

2.3.1 X-1井原油来自海相烃源岩

Pr/Ph可被用来判识烃源岩沉积环境氧化还原条件，Pr/Ph小于1.0指示强还原环境，Pr/Ph大于3.0则指示氧化—亚氧化条件下陆源有机质输入。藿烷/甾烷比值则可以反映烃源岩有机质生源构成，藿烷主要来源于细菌等原核生物，而甾烷则来源于藻类等真核生物[23]。湖相烃源岩有机质输入以菌藻类为主，其生成原油藿烷/甾烷比值高；海相烃源岩以藻类为主，其生成原油藿烷/甾烷比值低。巴西波蒂瓜尔盆地裂谷期湖相原油Pr/Ph介于2.45～3.41之间，藿烷/甾烷比值介于17.8～59之间；海相原油Pr/Ph介于0.97～1.32，藿烷/甾烷比值介于3.2～7之间（图5）[24]。X-1井原油Pr/Ph小于1.0，藿烷/甾烷比值介于2.13～4.51，指示其来源于海相烃源岩（表1、图5）。

图4 M-1井岩屑样品质量色谱图

图5 利用Pr/Ph和藿烷/甾烷比值来区分湖相和海相成因油

Holba等认为C30四环聚异戊二烯烷烃为典型的淡水—半咸水湖相标志物[25-26]。图6为X-1井原油与巴西桑托斯盆地典型的湖相原油和海相原油m/z259质量色谱图。桑托斯盆地湖相原油C30四环聚异戊二烯烷烃/C27重排甾烷达5.71，而海相原油该参数仅为0.30。X-1井原油C30四环聚异戊二烯烷烃/ C27重排甾烷为0.54～0.60，与桑托斯盆地海相原油相似。C26/C25三环萜烷、藿烷/甾烷比值是区分南大西洋两岸盆地湖相原油、海相原油的有效参数[27]。湖相原油的C26/C25三环萜烷比值大于1.0，而海相原油该比值则小于1.0。X-1井原油样品C26/C25三环萜烷比值为0.72～0.88，指示X-1原油来自海相烃源岩（图7）。

图6 X-1井原油与桑托斯盆地典型海相原油、湖相原油m/z259质量色谱图

2.3.2 X-1井原油来自Madingo组烃源岩

奥利烷来自被子植物，而被子植物出现于早白垩世，繁盛于晚白垩世末期，故可用奥利烷诊断烃源岩的时代[28-29]。原油中检出高丰度的奥利烷，则可能指示其来自晚白垩世或更年轻地层的烃源岩。

X-1井1982.1～1989.2m未降解原油以及M-1井不同层位岩屑样品m/z412质量色谱图（图8）显示，M-1井上Sendji、下Sendji组岩屑样品奥利烷丰度低，而该井Madingo组3548.5m岩屑样品及Paloukou组2777m岩屑样品奥利烷丰度高。X-1井1982.1～1989.2m原油奥利烷含量与Madingo组（3548.5m岩屑样品）和Paloukou组岩屑样品相似，而与Sendji组岩屑样品具有明显的差别。

从图9可以更清楚地看到，Sendji组岩屑样品奥利烷/C30藿烷和藿烷/甾烷比值低，X-1井原油与Sendji组烃源岩没有成因上的联系，因此，X-1井原油不可能来自Sendji组烃源岩。尽管奥利烷/C30藿烷差别不大，但Madingo组（3548.5m）和Paloukou组岩屑样品在藿烷/甾烷参数上具有明显的差异，Paloukou组岩屑样品藿烷/甾烷普遍大于2.6，而Madingo组岩屑样品藿烷/甾烷比值小于2.5。Paloukou组岩岩屑样品藿烷/甾烷比值增大，指示Paloukou组烃源岩陆源有机质输入增多，这与其规则甾烷组成特征相一致。X-1井1708m和1716.9～1735.3m原油高的奥利烷/ C30藿烷比值显然与其遭受生物降解有关，X-1井1982.1～1989.2m未降解原油与M-1井Madingo组3548.5m岩屑样品关系密切，由此来看，X-1井原油可能来源于Madingo组烃源岩。

基于岩石圈热传导模型的盆地模拟研究表明，研究区内Madingo组烃源岩已成熟，成熟烃源岩（Ro＞0.7%）的面积约423km2，洼陷中部目前已处于高—过成熟阶段，开始生气。X-1井紧临Madingo组生烃洼陷，有利于Madingo组生成的油气运移、聚集成藏。而Paloukou组烃源岩大部分处于低成熟阶段或未成熟阶段，局部进入生油高峰期，供烃能力有限。因此，X-1井原油只可能来自Madingo组烃源岩的贡献。

图7 利用C26/C25三环萜烷和C24/C21三环萜烷参数判断原油来源

图8 M-1井不同层段样岩屑样品m/z412质量色谱图

3 结论与认识

图9 X-1井原油和烃源岩奥利烷/C30藿烷和藿烷/甾烷相关图

（1）X-1井原油样品Pr/Ph小于1.0，1982.1～1989.2m原油 Pr/nC17和Ph/nC18分别为0.85和0.96，C30四环聚异戊二烯烷烃丰度低，C30四环聚异戊二烯烷烃/C27重排甾烷比值为0.54，藿烷/甾烷比值低，规则甾烷以C27甾烷为主。生物标志化合物参数指示原油主要来自海相烃源岩，与湖相烃源岩关系不大。

（2）X-1井原油奥利烷丰度高，基本上排除了Sendji组烃源岩的贡献。从藿烷/甾烷比值来看，X-1井1982.1～1989.2m原油样品与Paloukou组烃源岩关系不大。由奥利烷/C30藿烷和藿烷/甾烷参数来看，X-1井原油可能来自于Madingo组烃源岩，盆地模拟研究进一步证明了Paloukou组烃源岩成熟度低，供烃能力有限，而Madingo组烃源岩正处于大量生排烃阶段。因此，可以推断上白垩统—始新统Madingo组烃源岩是X-1井原油的主要贡献者。

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Study on oil source of Well X-1 in Haute Mer A Block, Lower Congo Basin

Lin Qing, Hao Jianrong, Wang Jianxin
( CNOOC Research Institute )

In this paper, detailed analysis was made on 3 oil samples from Well X-1 and 14 cutting samples from Wells X-1 and M-1 in the Haute Mer A Block, the Lower Congo Basin. The results show that the composite biomarker characteristics of oil produced from Well X-1 are obviously different from that of typical lacustrine source rocks in the South Atlantic. The crude oil (1982.1–1989.2 m) of Well X-1 presents the characteristics of marine source rocks with low Pr/Ph (0.97), Pr/nC17of 0.85, Ph/nC18of 0.96, C26/C25tricyclic terpane less than 1.0 and low C30tetracyclic polyisoprene paraff i n hydrocarbon/C27diasteranes (0.55). Its oleanane abundance is high, indicating that the oil was originated from the source rocks of Upper Cretaceous or above. Oil-source correlation indicates that the oil is genetically related to the source rocks of Upper Cretaceous–Eocene Madingo Formation. The basin modeling further proves that the Miocene Paloukou Formation source rocks are locally matured with limited hydrocarbon supplying capacity, while the Madingo Formation source rocks are currently during the peak stage of hydrocarbon generation and expulsion. The depocenter is during high-over mature stage. Well X-1 is close to the hydrocarbon generating sag of Madingo Formation, where conditions are favorable for oil and gas accumulation. Therefore, it is inferred that the source rocks of Madingo Formation serve as the major contributor to the oil of Well X-1.

Lower Congo Basin, Haute Mer A Block, lacustrine source rock, marine source rock, oleanane index, oil source correlation

TE125.5

：A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.04.010

国家科技重大专项“海外大陆边缘盆地勘探开发实用新技术研究”（2011ZX05030-001）。

林青（1972-），男，河南镇平人，博士，2002年毕业于中国石油大学（北京），高级工程师，现从事油气地球化学研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号中海油大厦，邮政编码：100028。E-mail: linqing1@cnooc.com.cn

2016-04-27；修改日期：2017-06-01