准噶尔盆地西北缘阿拉德油田油源对比与成藏模式

郭瑞超， 王千军， 王建伟， 曾治平， 秦 峰， 王 超， 高剑雄

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015 )

0 引言

在一定氧化还原条件与温度范围的地层环境下，通过水洗、氧化、生物降解等作用，原油有选择地消耗某些烃类组分，造成物性变稠，生物标志化合物受到破坏[1]。原油中常见化合物可以分为两类，一类易于运移和散失，主要为轻质烃类、正构烷烃、三环萜、较小分子甾烷等系列化合物；另一类较难运移和散失，主要为环烷烃、重质烃类和三芳甾烷等化合物[2]。在稠油的油源对比与成藏研究中，多数常规油源对比参数因化合物组分散失而存在失真甚至无法使用的情况，需要结合抗降解更强的组分特征参数进行综合分析[3]。

准噶尔盆地西北缘稠油资源潜力丰富，发现风城、夏子街等稠油、超稠油规模油田。李守军等[4]研究哈山地区稠油特征及稠油成因，认为油气在二次运移与聚集中存在散失。李秀鹏等[5]、王屿涛[6]分析乌夏断裂带稠油次生作用和成因机理，存在6种稠油类型。在原油来源、成藏期次及成藏模式等方面，阿拉德油田与南部夏子街、风城油田存在明显不同。研究区构造运动复杂，相关研究资料较少，未明确阿拉德油田原油烃源岩层系、玛湖凹陷烃源岩远源贡献、油气充注时期及成藏模式等，影响油气勘探与资源潜力认识。笔者对研究区原油和烃源岩样品进行地球化学测试，明确油源特征，分析成藏期次，建立成藏模式，为准噶尔盆地西北缘下一步油气勘探提供依据。

1 区域地质概况

阿拉德油田位于准噶尔盆地西北缘哈拉阿拉特山(简称哈山)中东部，南临玛湖凹陷乌夏含油气区，北与和什托洛盖盆地相接。阿拉德油田至乌夏含油气区发育多条地表断裂，以东西向为主，其中达尔布特走滑断裂贯穿研究区(见图1)。根据钻井与地震资料解释，受构造活动影响，哈山地区发育多期不整合，地层自下而上主要发育古生界石炭系，二叠系，三叠系百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组，侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组，以及白垩系吐谷鲁群和古近系，其他组段地层缺失。

根据早期逆冲推覆、后期走滑的构造模式，纵向上将哈山地区划分为前缘超剥带、前缘冲断带、外来推覆系统和准原地叠加系统。前缘冲断带主要发育二叠系，地层倾角大，受断层控制；外来推覆系统构造复杂，多期逆冲断层推覆、叠加，地层发育复杂，以石炭系为主，夹二叠系；准原地叠加系统以下二叠统为主，发育断背斜、断块圈闭；前缘超剥带由中生界构成，地层呈底超顶剥的特征，受断裂构造影响较小，整体呈南向单倾斜坡，构造形态简单，内部次级断层切割，形成多个断块。阿拉德油田位于前缘超剥带，在三叠系、侏罗系、白垩系等见不同程度油气显示，主力含油层系为中侏罗统西山窑组，为构造—岩性油藏。

2 样品采集与测试

研究区中生界原油密度大，为0.97～0.99 g/cm3；50 ℃温度时，黏度为5.189～13.767 Pa·s；含硫质量分数较低，为0.15%～0.25%；整体具有黏度高、酸值高、含蜡低、凝固点低的典型稠油特性。

采集研究区29个原油与油砂样品，样品分析测试在中国石油大学(北京)石油地质实验室完成。油砂样品粉碎后，用二氯甲烷抽提其中的有机质，用石油醚沉淀去除原油和油砂抽提物的沥青质，余下部分采用硅胶/氧化铝柱色层分离饱和烃、芳香烃和非烃组分，对饱和烃组分进行色谱质谱分析。饱和烃色谱质谱分析仪为安捷伦公司6890GC-5975MS色谱质谱联用仪。色谱柱为HP-5MS石英弹性毛细柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)。进样器温度为300 ℃，载气为氦气，流速为1 mL/min。采用程序升温对样品进行色谱分离，初始温度为50 ℃，保留1 min，以20 ℃/min升至100 ℃；然后以3 ℃/min升至310 ℃，保留10 min。色谱与质谱之间传输线温度为280 ℃。质谱仪扫描范围为50～550 u，检测方式为全扫描/选择离子，离子源为EI源，电离能量为70 eV，离子源温度为230 ℃。

阿拉德油田原油受到不同程度生物降解。多数油样的饱和烃色谱分析结果中基线漂移，鼓包现象明显，中—高碳数化合物受到破坏。部分样品可检测到部分正构烷烃，表现为中碳数组分保存较好，主峰碳为C17，Pr/Ph大于1(见图2(a))。个别严重降解样品饱和烃色谱分析未能检测到有效数据，正构烷烃、类异戊二烯烃全部受损，胡萝卜烷丰度较低(见图2(b))。

由饱和烃色谱质谱图(见图2-3)可以看出，多数样品中藿烷发生降解，检测到25-降藿烷存在，三环萜烷含量相对较高；甾烷发生降解，其中规则甾烷存在损失，部分样品重排甾烷受到降解，孕甾烷、升孕甾烷相对较高。

根据阿拉德油田原油密度、黏度、饱和烃含量变化及各种烃类组分的蚀变特征，按照PETERS K E等[7]和王屿涛[8]提出的降解程度划分标准，研究区浅层原油生物降解级别为4～7级，受到中度—重度降解，为中等—严重生物降解原油。

图3 哈浅22井侏罗系西山窑组典型质荷比的原油饱和烃色谱质谱Fig.3 Typical mass-to-charge ratio chromatograms and mass spectrum of J2x oil from well Haqian 22

3 烃源岩地球化学特征与油源对比

由于烃源岩生成的油气只有一部分运移到储层中成藏或逸散，其余部分残留于烃源岩，因此烃源岩与源于该层系的油气具有亲缘关系，化学组成存在一定程度相似性[9]。影响生物标志化合物的因素复杂，单一指标存在局限性[10]。

3.1 烃源岩地球化学特征

准噶尔盆地西北缘地区发育下二叠统风城组(P1f)和中二叠统下乌尔禾组(P2w)两套潜在烃源岩。根据探区哈浅6、哈深斜1等井P1f烃源岩样品的地化分析结果，烃源岩TOC质量分数为0.65%～2.20%，氯仿沥青“A”质量分数为0.075 9%～1.618 5%，生烃潜量为0.73～17.70 mg/g；显微组分以腐泥组为主，惰质组含量较少;有机质类型为Ⅰ～Ⅱ1型；有机质成熟度达到成熟演化阶段。哈山地区逆冲推覆体Ro为0.75%～0.89%，推覆体下部的深部准原地P1f地层尚未钻遇，根据埋深预测烃源岩Ro超过1.20%；玛湖地区P1f烃源岩Ro相对较高，为0.85%～1.80%。综合评价P1f烃源岩为成熟—高成熟的较好—好烃源岩。

准噶尔盆地西北缘地区P2w沉积时期为陆相淡水环境，P2w烃源岩在哈山地区未钻遇，主要发育于玛湖凹陷地区。根据玛湖凹陷艾参1井的地球化学分析结果，烃源岩TOC质量分数为0.50%～1.50%，氯仿沥青“A”质量分数为0.014 6%～0.149 3%；有机质类型为Ⅱ2～Ⅲ型；有机质成熟度差异较大，玛湖凹陷内部多处于高成熟阶段，Ro超过1.20%，玛湖凹陷北部如夏子街等地区处于成熟阶段，Ro多小于0.90%。综合评价P2w烃源岩为成熟—高成熟的较好烃源岩。

3.2 油源对比

常规的油源对比多采用碳同位素、色谱质谱指纹及地球化学参数交会等方法。由于阿拉德油田的原油受到中度—重度降解作用，原油中部分生物标志化合物受到破坏，对油源对比研究影响较大，因此，选择具有抗降解性的地球化学指标进行分析。

3.2.1 碳同位素特征

准噶尔盆地西北缘地区下二叠统佳木河组(P1j)烃源岩氯仿沥青“A”的碳同位素组成重，δ13C为-27.0‰～-23.0‰；P1f烃源岩生成的油气相对富集轻碳同位素，氯仿沥青“A”碳同位素为-32.0‰～-28.0‰，原油碳同位素多轻于-28.0‰；P2w烃源岩氯仿沥青“A”碳同位素为-32.0‰～-23.0‰，且多数轻于-27.0‰。

阿拉德油田原油或油砂抽提物的碳同位素组成较轻，全油碳同位素为-29.6‰～-28.2‰，平均约为-29.0‰。族组成碳同位素中，饱和烃、芳烃、非烃和沥青碳同位素以依次增重趋势为主。对比烃源岩氯仿沥青“A”与原油碳同位素(见图4)，阿拉德油田原油与P1f烃源岩的族组成碳同位素特征吻合度较高，与P2w烃源岩产物存在显著差异。

3.2.2 三环萜烷特征

三环萜烷多来源于微生物和藻类。在色谱质谱图中，C19～C23三环萜烷化合物近似为等间距流出时间；其中C22三环萜烷不发育，峰形具有易于鉴定的特点，受成熟度、运移效应和生物降解影响小[11]，常用C19、C21、C23三环萜烷指示地质环境。低碳数三环萜烷化合物(C19、C20)来源于二萜类母质，反映高等植物生源特征；高碳数三环萜烷在高盐度湖相、海相烃源岩抽提物与相关原油中更为富集[12]。海相烃源岩与原油中，C19～C23三环萜烷分布以C23三环萜烷为主峰，相对质量分数为47%～53%；淡水湖相烃源岩和原油中，C19～C23三环萜烷分布以C21三环萜烷为主峰[13]；沼泽相中，以C19、C20低碳数三环萜烷为主峰[14]。三环萜烷在准噶尔盆地原油中含量高，根据准噶尔盆地烃源岩和原油的三环二萜烷C20、C21和C23分布特征，可划分为“上升型”“下降型”“山峰型”“山谷型”4种典型分布类型[15]。其中，P1f烃源岩的三环萜烷呈C20C23，表现为“山峰型”分布特征；佳木河组(P1j)烃源岩的三环萜烷分布较局限，表现为以低碳数三环萜烷为主峰的“下降型”分布特征。

根据阿拉德油田各层位原油、玛湖凹陷夏子街油田二叠系原油，以及哈山、玛湖两地区二叠系烃源岩的C20、C21和C23三环二萜烷分布特征，哈山、玛湖凹陷地区的烃源岩和原油表现为“上升型”的分布特征(见图5)，阿拉德油田各层位原油与P1f源岩特征较为一致，与P2w烃源岩特征差异明显。

图4 阿拉德油田原油与玛湖凹陷烃源岩族组成碳同位素Fig.4 Carbon isotope compositions of oil in Alade Oilfield and source rocks in Mahu Sag

图5 哈山与玛湖地区油、源三环二萜烷特征Fig.5 Characteristic tricyclic diterpane of source rocks and oil in Hashan and Mahu Areas

3.2.3 甾烷原油成熟度参数

规则甾烷中，C29ββ/(αα+ββ)与αααC2920S/(20S+20R)在描述烃源岩或原油的热演化成熟度时有效[16]，高盐度效应使ββ/(αα+ββ)升高，但影响较小，成熟作用是主导因素[17-18]。

研究区规则甾烷C29ββ/(αα+ββ)与αααC2920S/(20S+20R)参数分析(见图6)表明，哈山地区P1f烃源岩样品两种成熟度参数为0.28～0.42，处于中等成熟阶段；玛湖凹陷夏子街地区的P1f烃源岩样品成熟度参数为0.50～0.68，进入成熟—高成熟阶段，反映哈山与玛湖凹陷两地区的P1f烃源岩热演化程度存在明显差异。

根据原油成熟度参数，将阿拉德油田原油分为两类：一类是以三叠系和白垩系为代表，处于低—中等成熟阶段的原油，样品的C29ββ/(αα+ββ)参数为0.20～0.40；另一类是侏罗系的高成熟度原油，样品的C29ββ/(αα+ββ)大于0.55，αααC2920S/(20S+20R)超过0.60。阿拉德油田三叠系和白垩系原油与哈山地区低熟—成熟阶段烃源岩特征相似，侏罗系原油与玛湖凹陷成熟阶段烃源岩样品较为相近。

3.2.4 ETR与升藿烷指数参数

在湖相沉积环境中，ETR参数具有与伽玛蜡烷指数相似的指向意义，可以较准确反映湖盆的水介质条件；在生油窗内，同一套烃源岩样品的ETR参数随深度或成熟度增加并无明显变化；在不同降解程度的原油样品中，ETR参数与烃源岩ETR参数基本一致，反映ETR参数指标具有很好的热稳定性和抗生物降解能力[19]。升藿烷指数HHI(C35/∑C31～C35)受热演化作用影响明显，在海相沉积和内陆咸化湖相的高盐环境中表现为相对高值，受降解作用影响较小[20]。

根据ETR参数和升藿烷指数HHI，哈山地区P1f烃源岩具有低ETR(<0.72)与低HHI(0.07～0.16)特性；玛湖地区夏子街油田P1f烃源岩及原油具有较高ETR(>0.89)特征(见图7)，推断阿拉德油田与玛湖凹陷两地区P1f水体环境及盐度存在明显差异，前者较后者水体较浅，盐度也较低。根据原油分析结果，三叠系、白垩系、部分侏罗系原油样品特征与哈山地区本地烃源岩样品特征相似，侏罗系的多数原油样品与玛湖地区原油、烃源岩样品特征基本一致。

图6 哈山与玛湖地区C29ββ/(αα+ββ)与αααC2920S/(20S+20R)交会Fig.6 Cross-lot of C29ββ/(αα+ββ) and αααC2920S/(20S+20R) in Hashan and Mahu Areas

综上所述，阿拉德油田原油为P1f烃源岩贡献。各层系原油之间生物标志化合物特征差异性较大，其中三叠系、白垩系和侏罗系少量样品与哈山本地的P1f烃源岩样品在典型生物标志化合物参数上相似性较高；侏罗系多数原油样品与玛湖凹陷地区的P1f烃源岩、原油样品特征基本一致。阿拉德油田原油整体表现为本地烃源岩贡献和外源运移供烃的特征。

4 油气成藏期次与模式

4.1 成藏期次

在矿物形成过程中，由于某种或多种因素改变，被矿物所捕获且至今保留在矿物晶体中的那一部分流体被称为包裹体[21-22]。阿拉德油田侏罗系等储层样品分析表明，包裹体多分布于石英颗粒裂隙的方解石脉与沸石脉、石英颗粒的次生加大边及胶结物，呈线状分布，见大量褐黄色荧光显示，颗粒缝隙中有褐黄色沥青残留，多数为沥青质油包裹体，油气包裹体较少。研究区包裹体均一温度分析(见图8)表明，储层中包裹体均一温度多超过90 ℃，有的超过140 ℃。根据研究区埋藏史与热史恢复资料，哈山地区中生界地层最大埋深经历的温度不超过60 ℃，其高温包裹体可能为非均一相捕获，或由断裂沟通深层油源运移成藏中捕获高温流体发生沸腾效应导致。

图8 阿拉德油田油气显示层段包裹体均一温度柱状图Fig.8 Distribution of homogenization temperature of fluid inclusion in reservoir rocks of Alade Oilfield

根据研究区成藏条件演化过程，下二叠统风城组烃源岩在晚二叠世—三叠纪开始生烃，至侏罗纪末进入生油高峰阶段。乌夏断裂带乌27井断裂、夏红北断裂、夏21井断裂和夏10井断裂等作为研究区主要的一级、二级断裂，沟通洼陷内烃源岩与上部储层，具有长期活动的特点，主要活动期为晚二叠世、晚三叠世和晚侏罗世。浅部小断裂主要在晚侏罗世—白垩纪活动。深、浅断裂的长期活动与生烃、排烃期在时间上形成良好配置，为油气的纵向运移和侧向运移提供通道。因此，浅层油藏存在一期充注，成藏期主要为白垩纪末期。

4.2 成藏模式

玛湖凹陷与哈山地区发育深部有效烃源岩，阿拉德油田具备南部远源、本地深源双重供烃条件。上部超覆层发育侏罗系八道湾组、西山窑组和白垩系等多套厚层连通砂体[23-24]，砂体孔渗性好，孔隙度为20.9%～33.3%，渗透率为(28.01～680.29)×10-3μm2，构成油气运移的毯状砂体输导层。受海西—燕山末期、燕山—喜山期构造运动影响，哈山地区发育深部多套断裂系统，可以作为良好的油气垂向输导通道[25]，与下伏准原地烃源岩匹配，形成“哈山深源供烃、断裂垂向输导”的成藏模式；乌夏断裂带有效沟通玛湖凹陷风城组烃源岩与中生界超覆层中的厚层毯状输导层，构成超覆层断层—毯砂(断—毯)输导体系，形成“玛湖远源供烃、断层毯砂输导、浅层圈闭聚集”的成藏模式(见图9)。阿拉德油田油藏具有“深部双向供烃、断层毯砂输导、地层圈闭聚集”的成藏特点。自侏罗纪以来，哈山地区长期处于隆起状态，整体掀斜形成地层南倾的构造背景，为油气聚集提供有利的运聚动力。

图9 阿拉德油田油气成藏模式Fig.9 Patterns of reservoir formation of Alade Oilfield

5 结论

(1)准噶尔盆地西北缘阿拉德油田的原油密度大、黏度高，多为中等—严重降解级别稠油；原油碳同位素较轻；C20、C21和C23三环萜烷表现为“上升型”分布特征；甾烷参数呈侏罗系原油高成熟及三叠系、白垩系低—中等成熟两种类型。阿拉德油田原油主要来源于下二叠统风城组烃源岩，存在哈山和玛湖凹陷两地区烃源岩的共同贡献。

(2)研究区储层包裹体均一温度多超过90 ℃，集中于120～130 ℃，其中浅层油藏主要存在一期油气充注过程，为白垩纪末期成藏。阿拉德油田为“深部双向供烃、断层毯砂输导、地层圈闭聚集”的成藏模式，具备有利的油气聚集背景。

致谢：研究得到中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院准噶尔盆地北缘勘探研究室的支持！