准噶尔盆地玛东斜坡区百口泉组–下乌尔禾组混源油地球化学特征及定量判识

蒋文龙, 阿布力米提·依明, 李 卉, 陈 静, 李宗浩

准噶尔盆地玛东斜坡区百口泉组–下乌尔禾组混源油地球化学特征及定量判识

蒋文龙1,2*, 阿布力米提·依明1, 李 卉1, 陈 静1, 李宗浩1

(1. 中国石油 新疆油田分公司勘探开发研究院, 新疆 克拉玛依 834000; 2. 中国石油 新疆油田公司博士后工作站, 新疆 克拉玛依 834000)

混源油的定量判识是当前石油地质地球化学研究的热点与难点。本次研究以准噶尔盆地玛东斜坡区百口泉组–下乌尔禾组的混源油为典型研究实例, 通过有机地球化学与化学计量学相结合的方法, 对研究区混源油进行了定量研究, 取得良好效果。原油地球化学研究结果表明, 研究区原油混源现象普遍存在。综合分析后认为, 现今混源油中可划分出3个端元, 其中端元A和B可能主要代表了二叠系风城组早期和晚期烃源岩的贡献, 并以晚期充注原油为主, 而端元C差异较大, 可能为二叠系下乌尔禾组烃源岩生烃或风城组不同岩相、不同沉积环境的烃源岩生烃。研究区以风城组生烃聚集为主, 虽然晚期生烃占比不高, 但对油气运聚成藏却起到非常关键的作用。这一综合对比研究表明, 化学计量学方法在混源油的比例计算、端元分析等方面具有重要作用, 是对传统地球化学方法研究的有效补充, 值得推广应用。此外, 研究认识还为区域油气勘探提供了新的参考信息。

混源油; 化学计量学; 交替最小二乘法; 玛东斜坡区; 准噶尔盆地

0 引 言

准噶尔盆地是我国西北地区的一个典型叠合含油气盆地, 并发育有多套烃源岩, 前人对于准噶尔盆地的烃源岩及油源对比进行了大量研究并进行了分类。王绪龙[1]和王绪龙等[2–3]通过对盆地腹部和西北缘斜坡区原油地球化学特征的分析, 指出饱和烃的C20、C21和C23三环萜烷是反映母质来源的良好指标, 其中, 二叠系风城组生源油一般呈较大斜率的上升型分布, 而下乌尔禾组生源油则呈C20>C23的不对称山峰型分布。但是, 目前在研究区发现的大部分原油却不完全符合这个指标, 主要表现为C20、C21和C23三环萜烷指纹分布多样, 存在较小斜率的上升型、C20

对于多套烃源岩发育的叠合沉积盆地中的混源油, 常规的研究方法是首先明确组成混源油的端元个数, 然后选择其单一生源油, 以它们典型的油源对比指标, 通过实验室配比的方法, 最后计算得出混源油中各类油源的相对贡献[4]。然而, 原油的混源效应会使得众多油源对比参数的变化复杂[5–6], 且难以准确选取单一生源油, 增加油源对比的难度, 导致精确判识叠合盆地混源油的油源贡献十分困难[7–10]。近年来, 一些学者通过混源油配比模拟实验, 对混源油的油源组成及比例进行了研究[11–15]。在准噶尔盆地, Chen.[16]在东部地区的彩南油田, 选择典型的二叠系、三叠系和侏罗系原油, 进行了人工三元混合配比实验, 建立了二元和三元混合原油的定量判识图版, 定量地判识和验证了侏罗系、三叠系和二叠系烃源岩对彩南油田混合原油的贡献。2008年, Peters.[17]首次利用化学计量学方法, 对阿拉斯加北斜坡Prudhoe Bay油田的混源油进行交替最小二乘法(alternating least squares, ALS)分析, 预测了3套烃源岩的相对贡献率及其运移路径, 该研究结果认为, 交替最小二乘法分析不需要预先选定端元油, 直接利用化合物浓度与混源比率之间的线性关系对混源油进行定量评价。较之常规的混源配比模拟实验, 化学计量学方法不需要获得端元样品, 而是直接计算分析实际混源油样品, 得到端元原油的数量、组成和贡献比例, 具有明显的优势。此后, 国内外许多学者采用同样的方法对不同地区的混源油气进行了研究, 取得了良好的效果。如国内学者陶国亮等[18]结合地球化学分析, 根据三环萜烷和藿烷的浓度数据, 利用化学计量学方法评价了塔河油田海相油藏, 得出4个理论端元, 结合地质情况认为它们分别来自于两套烃源岩, 并预测了它们各自的贡献比; Zhan.[19–21]对塔河油田奥陶系、石炭系和三叠系的52个原油样品进行了分析, 划分出3个端元; 国外学者Alizadeh.[22]同样应用化学计量学方法, 对Persian Gulf Basin的原油进行了分析。

然而在准噶尔盆地玛湖地区, 由于地质条件复杂, 原油混源现象普遍, 且单源未混的端元油样品无法取得, 到目前为止, 尚未有学者对油气来源及混合充注比例进行定量研究, 导致研究区内不同期次原油的混合过程及机理尚不清楚。本次研究首次在玛湖凹陷东斜坡区完成了百口泉组–下乌尔禾组混源油端元分析及比例研究工作, 拟通过常规的地球化学方法对混源油的地球化学特征进行描述, 筛选生物标志物参数, 应用化学计量学计算, 并通过对这一重要科学问题开展研究, 为区域油气勘探提供新的基础参考信息。

1 区域地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘, 是盆地最重要的生油凹陷之一, 有效烃源层主要包括下二叠统的佳木河组(P1j)、风城组(P1f)和中二叠统的下乌尔禾组(P2w)。玛湖凹陷东斜坡区位于玛湖凹陷东侧, 东临夏盐凸起, 南边以达巴松凸起为界(图1), 构造较为简单, 表现为向西南倾伏的单斜, 发育坡折、陡坡、宽缓平台区及鼻凸构造, 断裂较发育[23]。研究区内油气资源主要来自于风城组烃源岩, 虽然下乌尔禾组泥岩同样较为发育, 但存在烃源岩岩相差、有机质类型差、烃源灶分布不明等问题, 目前尚未发现明确由下乌尔禾组烃源岩生成的油气。

2 实验条件与方法

本次研究原油样品的族组分定量分离及色谱-质谱分析由中国石油大学(北京)石油地质实验室完成。首先用石油醚沉淀脱沥青质, 再用氧化铝和硅胶柱层析进行族组分分离, 并用二氯甲烷与石油醚以2∶1的体积比混合溶剂以及二氯甲烷与甲醇以93∶7的体积比混合溶剂冲脱饱和烃、芳烃和非烃组分。在上机进行测试之前, 饱和烃样品中加入D50-C24正烷烃10 μg作为内标物, 芳香烃样品中加入D8-二苯并噻吩1 μg作为内标物, 通过内标物与各系列化合物的峰面积比值, 便可获得系列化合物的绝对含量。

色谱-质谱分析所用仪器为Agilent 6890GC- 5975iMS气相色谱-质谱联用仪, 色谱柱为HP-5MS (60 m×0.25 mm×0.25 μm)。进样口温度300 ℃, 载气为He (99.999%), 载气流速为1.0 mL/min。进样方式为不分流进样。升温时初始温度为50 ℃, 保留1 min,然后以20 ℃/min的速率升至120 ℃, 再以3 ℃/min的速率升至310 ℃, 保留25 min。质谱离子源为电子轰击源(EI), 电离电压为70 eV, 获取数据方式为全扫描与选择离子同时进行。

在本次研究中, 选取生物标志物绝对浓度数据40种, 包括24种萜类(表1)、14种甾类以及-胡萝卜烷与-胡萝卜烷(表2), 各生物标志物参数的选取主要考虑以下两点: (1) 常用的具有生源、年代等指示意义的化合物; (2) 原油中特有的或具特殊分布规律的化合物或系列;-胡萝卜烷与-胡萝卜烷的选取也主要是基于第二点考虑[24–26]。

所用化学计量学方法均由美国Infometrix公司研发的商业软件Piroutte 4.5计算完成。

图1 研究区构造位置及原油样品平面分布(据文献[23]修改)

表2 甾类化合物与胡萝卜烷绝对浓度数据(mg/L)

3 原油地球化学特征

3.1 物性特征

准噶尔盆地发育多套烃源岩, 构成了复杂的复合生烃系统, 导致储集层中的原油在运聚及成藏过程中极易发生混合现象, 加之后期的次生变化, 使得现存油藏的流体呈现出不同的物理、化学特征。不同地区、不同层位、甚至同一层位不同构造部位的原油, 其物理性质也可能有明显的区别。研究区所取样品原油物性较为接近, 原油密度在0.80~ 0.85 g/cm3之间, 50 ℃时黏度主要介于1.9~11.5 mPa·s之间, 含蜡量处于2%~7%之间(表3, 图2)。原油整体以轻质-中质为主, 黏度较低, 大部分属于含蜡原油, 少量原油高蜡。可见, 研究区的原油主要为轻质油和中质油。

3.2 生物标志物特征

饱和烃是可溶有机质的重要组成部分, 蕴含着有机母质类型、沉积环境和成熟度等多方面的信息。其中, 正构烷烃是饱和烃的主要组成部分, 其分布能直观地提供有关有机质生源构成及成熟度等方面的信息。通常情况下, 碳数小于C22的正构烷烃大多来源于菌藻类低等水生生物中的脂肪酸, 所以在以腐泥组分为主的烃源岩中, 常富含低相对分子质量的正构烷烃; 碳数较高的正构烷烃大都来源于陆地高等植物, 所以若正构烷烃分布以C27、C29或C31为主峰且该区间具明显的奇偶优势, 则一般来源于高等植物的蜡[27]。

玛湖东斜坡区原油类型以轻质-正常原油为主, 其饱和烃气相色谱特征相对不明显。类异戊二烯烃是以异戊间二烯为基本结构单元的链状支链烷烃, 在原油中植烷系列是主要的类异戊二烯烃。姥植比(Pr/Ph)是一项用于判断有机质沉积氧化还原性的地球化学指标。原油正构烷烃系列完整, 姥鲛烷(Ph)和植烷(Pr)特征存在差异, 姥植比范围为0.68~1.02, 仅玛202原油姥鲛烷、植烷的绝对含量高于C17、C18。原油主峰碳大都为C17、C20, 个别为C15、C18(图3), 母质来源为低等水生生物与高等植物混源。与其他大部分玛湖凹陷原油一样, 研究区所取原油样品几乎都含有丰富的-胡萝卜烷和-胡萝卜烷, 仅含量存在差异。其中, 只有盐北1井原油样品中基本不含-胡萝卜烷和-胡萝卜烷, Pr/C17与Ph/C18比值也明显小于其他原油样品, 说明其来源与其他样品截然不同(表4)。

原油中各类生物标志物的组成与烃源岩有机质的生源构成有关。一般认为, 藿烷主要来源于细菌, 在一些蕨类植物中也有其先质物; 三环萜烷则主要来源于微生物, 因而它们之间的相对含量能反映各类生物对沉积有机质的贡献。研究区原油受成熟度影响, 三环萜烷含量丰富, 五环萜烷含量较少(图4), 且有一定含量的伽马蜡烷, 其中一些样品伽马蜡烷含量较高。

原油中C27~C29规则甾烷的分布反映了源岩有机质特征。不同碳数的规则甾烷相对丰度可以反映沉积有机质的来源。从图3可以看出, 研究区原油甾烷特征变化不大, 大部分以C29规则甾烷为主。

4 研究区油气充注端元及比例研究

4.1 端元个数及混合比例厘定

结合研究区地质背景以及前人研究成果, 通过对生物标志物的分析, 认为研究区原油是由风城组不同岩性的烃源岩在不同成熟阶段生成烃类的混合油。在分析条件中设置端元数进行运算, 在结果中可以发现, 当端元数为3时, 累计方差为99.75%, 符合计算要求。

对17个原油的40个生物标志物浓度参数进行计算, 得出3个端元各自的贡献比(表5)。其中, 端元油A对原油贡献平均为57%(其中1个样品的贡献为0); 端元油B对原油贡献平均为30%(其中3个样品贡献接近0); 端元油C对原油贡献平均为13%(其中10个样品贡献小于10%)。

4.2 端元油特征及地质意义

由交替最小二乘法计算得出的端元油组成(生物标志物浓度)不能直接用来解释地质-地球化学过程, 但是由其计算出混源油所占比例可以确定是否存在单一油源的样品, 或是从其计算出的生物标志物比值或分布形态则可以与烃源岩抽提物以及各地区不同的原油特征进行对比, 从而确定端元油的来源。端元油的地质意义必须由研究者根据实际的石油地质背景确定, 据此才可被用于解释一些地球化学过程。

表3 原油样品族组分与物性特征

图2 研究区原油样品物性柱状图

图3 研究区典型原油样品m/z 85及m/z 125图谱

根据化学计量学计算结果划分出的A、B和C三类端元油, 同样代表了研究区的三类油气来源。由于个别油样中某一种类型的油源所占比例很高, 因此可认为该油样为单一油源, 代表该类端元油, 接下来主要对这3件样品进行详细分析。

A类端元油地球化学特征 MZ1井样品中端元油A中所占比例达96.6%, 因此这里以MZ1井样品为例, 对A类端元油进行地球化学特征分析。A类三环萜烷呈上升型, 属于典型的风城组烃源岩来源特征[28], 正构烷烃主峰碳为C20。反映沉积环境的典型生物标志物指标姥植比为0.7, 伽马蜡烷指数为0.71,-胡萝卜烷绝对含量很高, 为2747.07 mg/L, 反映了高盐度和强还原的沉积环境, 而且C35S/C34S藿烷比值为1.15, C29/C30藿烷比值为0.65, 符合海相碳酸盐岩或蒸发岩生烃类特点, 且成熟度较低。因此, 判断A类端元油来源为风城组盐湖相、强还原环境下的云质烃源岩早期生成的成熟原油。

通过烃类包裹体镜下荧光观察, 发现MZ1井均为反映早期成熟原油的黄色荧光烃类包裹体, 与交替最小二乘法计算结果非常吻合(图5)。从端元油平面分布图来看, A类端元油分布范围广, 几乎在整个玛湖凹陷均有分布, 符合风城组早期大量生烃并且主要向断裂带运移的特征[29](图6)。

表4 原油样品常规生物标志物地球化学参数

注: a–主峰碳; b–Pr/Ph; c–Pr/C17; d–Ph/C18; e–Ts/Tm; f–伽马蜡烷指数; g–20S/(20S+20R)C29甾烷; h–ββ/(ββ+αα)C29甾烷; Ts–18α(H)-22, 29, 30三降新霍烷, Tm–17α(H)-22, 29, 30三降霍烷; S和R代表手性碳原子具有的S和R两种构型

B类端元油地球化学特征 DT1-5619样品中B类端元油所占比例为99.1%, 因此这里以DT1-5619样品为例, 对B类端元油进行地球化学特征分析。B类端元油三环萜烷C20、C21和C23峰型为山谷型, 正构烷烃主峰碳为C17, 具有明显的轻碳优势。反映沉积环境的典型生物标志物指标姥植比为0.97,-胡萝卜烷含量为446.9 mg/L, 反映了咸水和强还原的沉积环境, 与A类端元油类似。曹剑等[30]在对玛湖凹陷风城组烃源岩最新的研究中提出碳酸盐岩碱湖发育模式, 根据岩性可大体划分为泥岩和云质岩。DT1-5619样品具有较高的C29/C30藿烷比值(1.66), 因此具有海相碳酸盐岩或蒸发岩生烃特点[31–33], 且∑C20–/∑C21+为0.83, Pr/C17比值为0.52, 20S/(20S+20R)C29甾烷比值为0.51, 已达热平衡值, 反映该类端元油成熟度较高。由于该样品来源于风城组内, 并且其三环萜烷C20、C21和C23的山谷型分布特征与风城组烃源岩抽提物特征一致, 因此推测在达巴松凸起很大可能存在自生自储油藏。因此, 判断B类端元油来源于风城组咸水、强还原环境下的云质烃源岩晚期生成的高熟原油。

通过DT1井风城组的烃类包裹体镜下荧光照片显示, DT1井中烃类包裹体均为反映晚期高熟原油的蓝色荧光, 同样与交替最小二乘法计算结果非常吻合(图5); 并且通过含氮化合物以及二苯并噻吩等示踪化合物的分析, 认为B类端元油属于原地生烃, 烃源岩靠近DT1井及YT1井附近, 充注比例由北向南逐渐减少(图6), 为风城组晚期生烃的烃源灶之一。

C类端元油地球化学特征 YB1井样品中C类端元油所占比例为82.27%, 因此这里以YB1井样品为例, 对C类端元油进行地球化学特征分析。YB1井原油主峰碳为C15, ∑C20–/∑C21+为0.87, 具有明显的轻碳优势, Pr/C17比值为0.29, 20S/(20S+20R)C29甾烷比值为0.51, 也已达热平衡值, 同样反映该类端元油成熟度高的特征; Ts/Tm比值为1.22, 姥植比为1.27,-胡萝卜烷含量极低, 表明烃类来源于淡水-半咸水弱还原环境下形成的烃源岩, C35/C34藿烷小于0.8, 具有泥岩生烃特点。且分布范围较小, 靠近玛湖凹陷北部(图6)。

由交替最小二乘法计算结果可以看出, 三环萜烷峰型为山峰型(C21占绝对优势)时, 还可分为两亚类: 一类为C20C23, 是C类端元油的特征, 主要由沉积环境为淡水-半咸水、弱还原沉积环境的泥质烃源岩生烃, 而为何会出现这种情况, 还有待后续工作的进一步深入。

通过与盆地腹部的莫11井(典型下乌尔禾组油源)样品进行对比, 认为两者存在诸多相似之处[34], 具有低Pr/C17、低-胡萝卜烷和低伽马蜡烷的特征(表4), 因此C类端元油可能来自于下乌尔禾组。

但是由于下乌尔禾组烃源岩在玛湖凹陷存在烃源岩岩相差、有机质类型差等问题, 目前尚未发现有效烃源岩, 没有足够的证据支持C类端元油来自下乌尔禾组烃源岩这个观点。那么从现有资料进行推测, 也不排除C类端元油可能同样来自于风城组的可能性, 只是由于烃源岩母质类型不同、岩性不同和成熟度不同等因素, 导致与A类和B类端元油存在较大差异。

图4 研究区典型原油样品m/z 191及m/z 217图谱

表5 原油样品基础信息及端元油贡献比例

通过研究区的油源充注比例分析研究, 认为还存在以下规律。

(1) 风城组早期生成的正常成熟油以玛西斜坡区为主要的有利运移区域, 并且在研究区同一口井同一层系的不同深度, 油源分布比例不同, 较浅深度A类端元油占比较高, 说明A类端元油确为早期充注的成熟油, 占据了构造高部位。

(2) 在研究区范围内, 当B类端元油所占比例少于20%时的层位试油结果差(以干层或水层为主), 包括D10井、D9井、M18 (3854m深度试油无结论)、M19井3464 m上部和M3井, 反之, 试油情况均较好(以油水同层、含油层和油层为主) (图7)。在流体包裹体镜下照片观察过程中, 还发现储层中偶尔可见稀油沥青脉, 主要是由早期成熟油气长距离运移过程中经历次生作用所形成的干沥青[35]与晚期高熟原油混合所形成(图8), 因此推测造成这种现象的原因是因为B类端元油成熟度较高, 易于运移, 在油气混合运移的过程中起到运移载体的作用, 使得混合之后的原油更易于运移成藏。说明B类端元油虽然占比相对较低, 但对油气运移成藏却起到至关重要的作用。

图5 MZ1井与DT1井烃类包裹体镜下荧光照片

(a) MZ1, 4349.5 m, 长石溶蚀孔洞中分布淡黄色荧光油气包裹体; (b) MZ1, 4349.5 m, 石英颗粒微裂隙中分布淡黄色荧光油包裹体; (c)、(d) DT1, 5695.4 m, 长石溶蚀孔洞中分布蓝色荧光的油包裹体

(a) MZ1, 4349.5 m, yellow fluorescence representative of mature early-stage crude oil in feldspar corrosion cavities; (b) MZ1, 4349.5 m, yellow fluorescence representative of mature early-stage crude oil in fractures of quartz grains; (c) and (d) DT1, 5695.4 m, blue fluorescence representative of highly mature late-stage crude oil in feldspar corrosion cavities

图6 混源油混合比例平面分布图

图7 端元油混合比例柱状图

图8 镜下稀油沥青脉照片

5 结 论

(1) 通过对玛湖凹陷东斜坡区原油地球化学分析表明, 本区原油至少存在两期原油充注。通过化学计量学交替最小二乘算法计算, 认为研究区混源油可能存在3个理论端元, 其中端元A代表了二叠系风城组早期生成的成熟原油, 端元B代表二叠系风城组晚期生成的高熟原油, 端元C可能为二叠系下乌尔禾组生成的高熟原油。

(2) 研究区原油组成主体还是以风城组早期原油为主, 但晚期高熟原油对于原油的运聚成藏不可或缺。

(3) 化学计量学方法在追求数学计算误差最小的情况下, 给出指定条件下的最优端元油组成及贡献比例。数学与地质结合, 精确计算, 模糊应用, 可以丰富地球化学分析手段, 深化石油地质认识, 具有较好的发展与应用前景。

两位审稿专家在审稿过程中提出了许多宝贵的意见和建议, 在此表示衷心感谢。

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Geochemical characteristics and identification of mixed crude oil of the Baikouquan Formation Lower Wuerhe Formation on the East slope of the Mahu Sag, Junggar Basin

JIANG Wen-long1,2*, Ablimit Imin1, LI Hui1, CHEN Jing1and LI Zong-hao1

1. Research Institute of Exploration and Development, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay 834000, China;2. Postdoctoral Center, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay 834000, China

Studies on the quantificational discrimination of mixed oils have generally been difficult to perform; however, they are extremely important for petroleum, geology, and geochemistry research. This article includes a case study based on the East slope of the Mahu Sag, Junggar Basin, which was performed through a combination of geochemistry and chemometrics analyses. It indicates that oil accumulated in the East slope of the Mahu Sag is characterized by multistage hydrocarbon generation and mixed sources. Results show that three end-member oils contributed to the mixed oils in this region. End-members 1 and 2 indicate that the Fengcheng Formation comprises early or late Permian source rocks. However, end-member 3 is vastly different; it may indicate the Lower Wuerhe Formation source rocks or the Fengcheng Formation, but through different lithofacies and depositional environments. Oil generated from the later Fengcheng Formation source rock is not plentiful but important. Oil generated from the Lower Wuerhe Formation only exists north of the study area. This comparative research shows that chemometrics analyses play a significant role in calculating the proportions of mixed oils and identifying end- member oils. Moreover, multivariate data analyses should be popularized as an effective complement to traditional geochemistry studies.

mixed oils; chemometrics; alternating least squares algorithm; East slope of Mahu Sag; Junggar Basin

P593; TE122

A

0379-1726(2021)02-0185-14

10.19700/j.0379-1726.2021.02.005

2019-01-17;

2019-03-09;

2019-04-23

国家科技重大专项(2016ZX05003-005)

蒋文龙(1987–), 男, 博士, 主要从事地球化学与油气成藏方面的研究。

JIANG Wen-long, E-mail: 445061857@qq.com; Tel: +86-990-6877625