准噶尔盆地东北缘上三叠统烃源岩地球化学特征与油源对比

余琪祥,周学文,路清华,段铁军,李 浩

( 1. 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; 2. 中国石化油气成藏重点实验室,江苏 无锡 214126; 3. 中国石化石油勘探开发研究院,北京 102206 )

0 引言

准噶尔盆地三叠系分布广泛,是重要的勘探层系。准噶尔盆地西北缘下三叠统百口泉组(T1b)主要为扇三角洲相的砾岩和砂砾岩储层,是玛湖凹陷大型砾岩油藏的主要储层[1-4];中三叠统克拉玛依组(T2k)主要为辫状河三角洲相的砂砾岩和砂岩储层,是克拉玛依油田的主要产层[4-7];上三叠统主要发育一套暗色泥岩,局部可见炭质泥岩和煤岩沉积,是下伏储层的主要盖层。中、上三叠统暗色泥岩具有较好的生烃潜力,陈建平等[8]、贺凯等[9]认为,阜康凹陷阜5井三叠系原油来源于三叠系小泉沟组烃源岩;王屿涛认为,乌伦古坳陷西北部伦5井八道湾组油砂具有未成熟原油的地球化学特征,原油来自下伏三叠系白碱滩组(T3b)生油岩[10];冯乔等分析准噶尔盆地东南缘中、上三叠统烃源岩的有机地球化学特征[11];龚德瑜等分析准噶尔盆地中三叠统克拉玛依组烃源岩生烃潜力等[12]。

关于准噶尔盆地东北缘烃源岩的研究多侧重于烃源岩的常规分析与评价,认为石炭系烃源岩是研究区的主力烃源岩,缺少对三叠系烃源岩的研究。陈占坤等[13]、石冰清等[14]、梅文科[15]、徐兴友[16]、张林等[17]和吴洪豪等[18]认为,石炭系烃源岩为乌伦古坳陷及周缘主要的烃源岩;鲍海娟等分析乌伦古坳陷三叠系有机地球化学特征与生烃潜力[19-20],认为三叠系暗色泥岩(潜在烃源岩)分布具有非均质性,具备一定的生烃能力。基于准噶尔盆地东北缘钻井资料,对研究区烃源岩和油砂样品进行采集与地球化学测试分析,探讨上三叠统烃源岩生烃潜力和油气来源,为寻找油气勘探层系和优选有利探区提供指导。

1 研究区概况

准噶尔盆地东北缘地处陆梁隆起北部至乌伦古坳陷,二级构造单元包括索索泉凹陷、红岩断阶、滴北凸起、石英滩凸起、英西凹陷及三个泉凸起东部(见图1),面积约为2.9×104km2。研究区主要发育石炭系—白垩系,缺失二叠系沉积,上三叠统白碱滩组覆盖在石炭系顶部不整合面之上,属于索索泉凹陷暗色岩系最为发育且分布较广的一套地层,最大埋深约为4.0×103m。研究区中生界主要形成于印支运动中晚期—燕山运动期,中、下三叠统主要分布于西南部英西凹陷—三个泉凸起及以南区域;上三叠统较厚,主要分布于石英滩凸起—滴北凸起大部分地区;晚三叠世,受湖侵影响,湖泊—沼泽相泥岩发育,为典型的湿热亚热带—温带型气候,有利于生物生长和有机质发育。

图1 准噶尔盆地东北缘构造单元划分与井位分布Fig.1 Structural unit division and well location of the northeastern margin of Junggar Basin

研究区是准噶尔盆地油气勘探程度相对较低的地区,完成伦参1、乌伦1、乌参1、泉1、英1、英西1、滴北1和准北1等30余口探井,在石英滩凸起和准北1井区取得约为1.185×103km2的三维地震资料。其中,泉1井在侏罗系三工河组试获2.5×105m3/d高产天然气流,准北1、准北101和泉6、准北6等井分别在上三叠统白碱滩组和石炭系试获低产天然气流,滴北1井在侏罗系八道湾组试获0.2 m3/d的低产轻质油流。

除泉1井外,研究区的油气勘探未获突破,主要缺乏准噶尔盆地二叠系主力烃源岩,侏罗系烃源岩处于低成熟阶段;受火成岩影响,石炭系烃源岩分布范围不清,乌参1井石炭系烃源岩多为凝灰质泥岩,处于高成熟—过成熟阶段,以生气为主[21]。上三叠统白碱滩组在研究区分布广泛,凹陷区暗色泥岩发育较好。

2 样品采集与实验

采集研究区样品86件(烃源岩样品84件,油砂样品2件),其中烃源岩样品包括井下样品(64件)和地表露头样品(20件)。井下样品为钻井岩屑样品,岩性主要为深灰色泥岩、灰色泥岩、少量炭质泥岩及煤系页岩。首先将钻井岩屑样品过筛去掉部分杂质和粉末,然后经过水洗、晒干、挑选并装入样品袋,样品质量不少于100 g。地表露头样品为深灰色泥岩样品,样品质量不少于200 g。2件油砂样品为滴北1井侏罗系八道湾组油斑砂岩岩心,受钻井取心井段和岩心库岩心取样规定限制,取到2件合格的油砂样品。

烃源岩常规分析包括总有机碳(TOC)质量分数、生烃潜量(S1+S2)、最高热解温度(tmax)、镜质体反射率(Ro)等。按照50～100 m的深度间隔,选取部分TOC质量分数大于1%的暗色泥岩样品,开展氯仿沥青“A”、干酪根族组分、干酪根碳同位素、饱和烃色谱、饱和烃色质等分析。油砂样品分析包括族组分、碳同位素、饱和烃色谱和饱和烃色质等。井下样品的分析测试由中国石化胜利油田地质研究院实验中心完成,露头样品和油砂样品的分析测试由中国石化油气成藏重点实验室完成。其中,烃源岩和油砂饱和烃色谱质谱分析仪器为5977B气相色谱—质谱仪(型号YQ3-18-01),参照GB/T 18606—2017《气相色谱—质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》测定;样品同位素测定仪器为DELTA PLUS V稳定同位素质谱仪(型号YQ3-12-13),参照GB/T 18340.2—2010《地质样品有机地球化学分析方法第2部分:有机质稳定碳同位素测定同位素质谱法》测定。

3 烃源岩地球化学特征

3.1 烃源岩分布

研究区钻遇上三叠统的探井由北向南有伦5、伦2、伦参1、乌伦1、乌参1、伦6、准北1、准北101、准北3、准北6、陆6、泉3、泉2、泉1、滴北1和滴北2等井(见图2-3)。沉积中心位于索索泉凹陷东南部,地层厚度在伦参1—乌参1井区最大,达到500 m,其次为准北1—泉1井区,厚度约为280 m。凹陷区上三叠统岩性主要为灰色、深灰色、棕褐色泥岩、黑色炭质泥岩夹灰色砂岩、细砂岩和黑色煤层;红岩断阶带岩性主要为绿灰色泥岩、泥质砂岩和细砂岩夹薄层灰色砂岩等。

图2 伦3—伦2—伦参1—乌伦1—乌参1—滴北1—滴北2井上三叠统白碱滩组连井剖面(位置见图1)Fig.2 Stratigraphic correlation section Lun 3-Lun 2-Luncan 1-Wulun 1-Wucan 1-Dibei 1-Dibei 2 wells of the Upper Triassic Baijiantan Formation(section position as shown in fig.1)

图3 伦5—准北6—准北1—准北101—泉3—泉1井上三叠统白碱滩组连井剖面(位置见图1)Fig.3 Stratigraphic correlation section Lun 5-Zhunbei 6-Zhunbei 1-Zhunbei 101-Quan 3-Quan 1 wells of the Upper Triassic Baijiantan Formation(section position as shown in fig.1)

由准噶尔盆地东北缘上三叠统暗色泥岩厚度统计(见表1)可知,暗色泥岩最发育的是乌参1井,厚度达到407.0 m,占地层厚度的81.6%;其次是伦参1井,暗色泥岩厚度达到172.0 m,占地层厚度的34.5%。乌伦1、伦6、滴北1、准北1、准北101、准北3、准北6和英2井暗色泥岩厚度超过100.0 m,占比为27.8%～83.7%。总体上,研究区上三叠统暗色泥岩发育好,占比高。

表1 准噶尔盆地东北缘上三叠统暗色泥岩厚度统计Table 1 Thickness statistics of dark colored mudstone of the Upper Triassic in the northeastern margin of Junggar Basin

3.2 有机质丰度

上三叠统白碱滩组烃源岩主要分布于伦参1、乌伦1、乌参1至伦6井一带,以湖相泥岩和炭质泥岩为主。根据乌参1和滴北1井上三叠统白碱滩组岩屑样品测试结果,分析乌参1和滴北1井上三叠统烃源岩地球化学特征(见图4)。

图4 乌参1和滴北1井上三叠统烃源岩地球化学特征Fig.4 Geochemical characteristics of the Upper Triassic source rocks from the well Wucan 1 and well Dibei 1

上三叠统烃源岩TOC质量分数介于0.53%～33.50%,大部分介于1.36%～7.90%,满足SY/T 5735—2019《烃源岩地球化学评价方法》。乌参1井埋深为3 795～3 800 m的含煤屑泥岩TOC质量分数最高,为33.50%;S1+S2介于0.19～86.46 mg/g,大部分介于1.66～23.92 mg/g;氯仿沥青“A”质量分数介于133.0～621.0 μg/g(见图4(a))。

滴北1井上三叠统烃源岩的有机质丰度(见图4(b))较乌参1井的偏低。滴北1井烃源岩TOC质量分数为0.53%～2.32%,平均为1.13%;氯仿沥青“A”质量分数为149.0～489.0 μg/g,平均为375.0 μg/g;S1+S2为0.19～8.58 mg/g,平均为1.45 mg/g。滴北1和乌参1井所处构造位置不同,晚三叠世,乌参1井位于凹陷沉降与沉积中心,滴北1井位于凹陷南部斜坡地区,两口井的烃源岩厚度和有机质丰度具有较大差异。另外,乌参1井白碱滩组中上部发育炭质泥岩、煤岩及煤系页岩,部分样品的TOC质量分数偏高;滴北1井白碱滩组不发育炭质泥岩和煤岩,仅发育暗色泥岩。根据烃源岩评价标准,滴北1井上三叠统白碱滩组烃源岩总体为一般—好。由乌参1和滴北1井上三叠统烃源岩有机质丰度(见图5)可知,乌参1井上三叠统白碱滩组烃源岩为好—优质烃源岩;滴北1井烃源岩为一般—好烃源岩。

图5 乌参1和滴北1井上三叠统烃源岩有机质丰度Fig.5 Organic matter abundance of the Upper Triassic source rock from the well Wucan 1 and well Dibei 1

露头的烃源岩样品来自喀姆斯特东北、卡拉麦里山南坡老鹰沟与恐龙沟的上三叠统老鹰沟组(T3l),层位上相当于上三叠统白碱滩组泥岩和炭质泥岩,有机质丰度高(见表2)。泥岩TOC质量分数为1.39%～10.06%,平均为4.17%;氯仿沥青“A”质量分数介于7.0～502.0 μg/g,平均为113.0 μg/g;S1+S2介于0.04～56.68 mg/g,一个泥岩样品的S1+S2为56.68 mg/g,其余泥岩样品的S1+S2低于2.00 mg/g;氢指数(HI)介于6.0～376.0 mg/g。炭质泥岩TOC质量分数为17.58%～20.78%,氯仿沥青“A”质量分数介于500.0～1 200.0 μg/g,S1+S2介于35.38～102.36 mg/g(4个样品),HI介于63.0～1 585.0 mg/g。总体上,露头区上三叠统老鹰沟组泥岩和炭质泥岩为好烃源岩。

表2 露头剖面上三叠统烃源岩有机地球化学特征统计Table 2 Organic geochemical characterization of the Upper Triassic source rocks in outcrop

3.3 有机质类型

常将干酪根碳同位素、氢指数、有机元素组成及干酪根镜质体反射率等作为有机质类型的判别指标[16]。干酪根碳同位素越轻,有机质类型越好;氢指数越高,有机质类型越好。根据滴北1和乌参1井烃源岩样品的地球化学分析数据,分析研究区上三叠统白碱滩组暗色泥岩有机质类型[20](见图6)。

图6 乌伦古坳陷上三叠统白碱滩组暗色泥岩有机质类型Fig.6 Organic matter types of the dark mudstones of the Upper Triassic Baijiantan Formation in the Wulungu Depression

根据O/C(原子比)与H/C(原子比)关系(见图6(a)),乌伦古坳陷上三叠统暗色泥岩有机质类型主要为Ⅱ—Ⅲ型,其中滴北1井暗色泥岩样品主要为Ⅱ型,乌参1井暗色泥岩样品主要为Ⅱ—Ⅲ型。

根据干酪根碳同位素与氢指数关系(见图6(b)),乌伦1井暗色泥岩样品有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅲ型,部分样品富氢组分含量较高,有机质类型为Ⅱ1型,对生烃较有利;伦5井暗色泥岩样品干酪根碳同位素为-25.3‰～-25.1‰,有机质类型为Ⅱ2型;滴北1井暗色泥岩样品氢指数总体不高,多小于200 mg/g,干酪根碳同位素较重,为-26.1‰～-24.9‰,属于Ⅱ1—Ⅱ2型有机质类型,总体为Ⅱ2型;乌参1井暗色泥岩样品干酪根碳同位素较重,为-26.4‰～-24.2‰,有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型。总体上,上三叠统暗色泥岩的有机质类型主要为Ⅱ2型,部分为Ⅱ1和Ⅲ型。

3.4 有机质成熟度

根据研究区样品的干酪根镜质体反射率(Ro)和最高热解温度(tmax)数据[20],伦6井上三叠统白碱滩组暗色泥岩样品的Ro为0.60%～0.79%,平均为0.67%;tmax为408～508 ℃,平均为455 ℃,处于低成熟—成熟阶段。伦参1井暗色泥岩样品的tmax为421～609 ℃,平均为454 ℃;Ro为0.75%～0.99%,处于成熟阶段。滴北1井暗色泥岩样品的Ro主要分布在0.41%～0.47%之间,处于未成熟—低成熟阶段。卡拉麦里山南坡老鹰沟的上三叠统露头泥岩样品和喀姆斯特东北泥岩样品的Ro为0.53%～0.69%,进入低成熟—成熟阶段。乌参1井暗色泥岩样品的Ro为0.80%～0.95%,处于成熟阶段,接近生油高峰期。滴北1与乌参1井上三叠统热演化程度具有较大的差异,原因是乌参1井处于凹陷沉降中心,埋深大,滴北1井处于凹陷和隆起之间的斜坡地带,地层沉积厚度小,埋深小,滴北1井烃源岩处于未成熟—低成熟阶段。

综上所述,准噶尔盆地东北缘上三叠统白碱滩组烃源岩有机质丰度为中等—好;有机质类型主要为Ⅱ2型,部分为Ⅱ1和Ⅲ型;凹陷区的烃源岩有机质处于低成熟—成熟阶段,具有较好的生油气潜力。

4 油源对比

滴北1井位于滴北凸起至乌伦古坳陷东南斜坡滴北1号构造高部位,完钻井深度为2 800 m,全井钻遇下白垩统吐谷鲁群、中上侏罗统石树沟群、中侏罗统西山窑组、下侏罗统三工河组和八道湾组,以及上三叠统白碱滩组、石炭系,发现油气显示6层,厚度为24.0 m。其中八道湾组的1 680.00～1 689.00 m井段见油迹、油斑、油浸和荧光显示;在1 684.33～1 693.20 m埋深取心,部分岩心含轻质原油,测井解释表明,含油水层1层,厚度为3.6 m,油层3层,厚度为10.8m。对八道湾组的1 679.20～1 689.00 m井段进行储层加砂压裂改造测试,抽汲求产,日产油为0.2 m3,显示研究区具有较好的勘探潜力。

利用生物标志物进行准噶尔盆地油源对比[22-26]。对比滴北1井侏罗系八道湾组油砂抽提物与上三叠统白碱滩组泥岩、下石炭统滴水泉组泥岩生物标志物,判别八道湾组原油来源。

滴北1井上三叠统白碱滩组泥岩生物标志物特征表现为Pr/Ph平均为1.35,几乎不含伽马蜡烷和β-胡萝卜烷;C20、C21、C23三环萜烷丰度较低,呈“山”型分布,不含C26三环萜烷;Tm丰度极高,接近于C30藿烷的丰度,Ts/(Ts+Tm)接近0;规则甾烷中ααα20RC27、C28、C29丰度呈反“L”型分布,ααα20RC29甾烷丰度极高,几乎不含重排甾烷,重排甾烷/规则甾烷为0(见图7)。

图7 滴北1井上三叠统白碱滩组泥岩饱和烃质量色谱Fig.7 Chromatograms of saturated hydrocarbons in the mudstone of the Upper Triassic Baijiantan Formation in the well Dibei 1

下石炭统滴水泉组泥岩生物标志物特征表现为Pr/Ph小于1.00,二环倍半萜烷丰度极低,C20、C21、C23三环萜烷丰度较高,呈山峰型分布;含少量伽马蜡烷和β-胡萝卜烷,伽马蜡烷指数为0.12～0.17;Ts与Tm丰度接近,Ts/(Ts+Tm)为0.22～0.34;ββ构型规则甾烷低于αα构型的,孕甾烷与升孕甾烷的含量很高,(孕甾烷+升孕甾烷)/规则甾烷为0.13～0.21,ααα20RC27、C28、C29规则甾烷丰度呈“V”型分布(见图8)。

图8 下石炭统滴水泉组泥岩饱和烃质量色谱Fig.8 Chromatograms of saturated hydrocarbons in the mudstone of the Lower Carboniferous Dishuiquan Formation

滴北1井八道湾组油砂抽提物的生物标志物特征表现为Pr/Ph约为1.40,几乎不含伽马蜡烷和β-胡萝卜烷;Ts相对于Tm很低;C27、C28、C29规则甾烷相对含量组成中,C29甾烷占绝对优势,C27和 C28甾烷含量较低。另外,三叠系烃源岩的阜5井原油地球化学特征表现为重排甾烷含量高,且高于规则甾烷的;规则甾烷中以C29甾烷为主,C27、C28甾烷含量较低;三环萜烷分布中以C20、C21和C23为主;伽马蜡烷和β-胡萝卜烷含量较低[8](见图9)。

图9 三叠系及石炭系油源对比Fig.9 Oil-source comparison of the crude oil and source rock in the Triassic and Carboniferous

源于石炭系烃源岩的原油主要为五彩湾凹陷彩25、彩27,吉木萨尔凹陷吉15、克拉美丽气田滴西10等井产自火山岩储层的原油。其地球化学特征表现为原油碳同位素重,其中原油碳同位素介于-26.22‰～-24.22‰,烷烃碳同位素介于-25.57‰～-24.82‰;生物标志物表现为β-胡萝卜烷丰度很低,γ-蜡烷较低,γ-蜡烷/C30霍烷低,为0.12～0.14;Pr/Ph较大,为1.76～1.88;Ts/Tm为0.41～0.64。石炭系原油的三环二萜烷C20、C21、C23呈“山”型分布特征,油气成熟度很高,甾烷C2920S/(20S+20R)为0.47～0.48,属于高成熟油气(见图10)。

图10 滴北1井油砂抽提物与上三叠统及石炭系泥岩甾烷萜烷化合物对比Fig.10 Comparison of oil sand extracts from well Dibei 1 with the steroid and terpene compounds from the Upper Triassic and Carboniferous mudstone

滴北1井八道湾组油砂抽提物与白碱滩组泥岩生物标志物特征相似,与石炭系原油和石炭系泥岩差别较大,表明滴北1井八道湾组原油来源于上三叠统白碱滩组烃源岩。

上三叠统白碱滩组烃源岩主要沿伦参1—乌伦1—乌参1井和准北1—泉1—滴北1井等分布。邻近上三叠统生烃凹陷的泉1井侏罗系三工河组获工业气流,准北1和准北101井白碱滩组获低产气流,滴北1井八道湾组获低产油流,伦5井八道湾组获油砂显示。准北1井白碱滩组和八道湾组见荧光显示,准北101井白碱滩组见荧光显示。表明上三叠统生烃凹陷为未来油气勘探方向,勘探层系为上三叠统—侏罗系,石英滩凸起东南部—滴北凸起为勘探有利区。

5 结论

(1)准噶尔盆地东北缘上三叠统白碱滩组分布广泛,暗色泥岩主要分布于索索泉凹陷伦参1—乌伦1—乌参1井和准北1—泉1—滴北1井一带。烃源岩厚度大,一般为86.0～172.0 m,其中乌参1井的暗色泥岩厚度为407.0 m。

(2)研究区上三叠统白碱滩组烃源岩丰度为中等—好,有机质类型主要为Ⅱ2型,部分为Ⅱ1和Ⅲ型。凹陷区的烃源岩处于低成熟—成熟阶段,具有较好的生油气潜力。

(3)滴北1井八道湾组油砂抽提物生物标志物的Pr/Ph约为1.40,几乎不含伽马蜡烷和β-胡萝卜烷,Ts相对于Tm很低,在C27、C28、C29规则甾烷相对含量组成中,C29规则甾烷占绝对优势。滴北1井油砂与石炭系烃源岩和原油差别较大,与上三叠统白碱滩组烃源岩具有良好的亲缘关系。