柴达木盆地西部典型油田原油地球化学特征对比

肖 飞，包建平，朱翠山，张文艳，何 海

（1．长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 荆州 434023；2．长江大学 地球环境与水资源学院，湖北 武汉 430100；3．河南煤层气开发利用有限公司，河南 郑州 450016）

0 引 言

柴达木盆地是在前震旦纪结晶基底上发育起来的中新生代叠合盆地，主要包含北缘侏罗系、西部第三系和东部三湖地区第四系三大含油气系统［1－3］。其西部面积约为4×104km2，只占全盆地面积的近1／3，却集中了整个盆地80%～90%的油气储量和产量［4］，因此该区域一直是柴达木盆地的重点勘探区域。经过几十年的勘探，在柴达木盆地西部（简称“柴西地区”）已发现十几个油气田，它们分布在英雄岭—茫崖凹陷轴部界线两侧，界线以南为柴达木盆地西部南区（简称“柴西南区”），主要包括尕斯库勒、油砂山、花土沟、狮子沟、七个泉等油田；界线以北为柴达木盆地西部北区（简称“柴西北区”），主要包括南翼山、油泉子、尖顶山、咸水泉等油田（图1）。

柴西地区第三系沉积地层自下而上分为路乐河组（E1＋2l）、下干柴沟组下段（xg）及上段（xg）、上干柴沟组下段（sg）及上段（sg）、下油砂山组（xy）、上油砂山组（sy）和狮子沟组（s），其中下干柴沟组（E3xg）和上干柴沟组（N1sg）为主力烃源岩发育时期［5］。柴西地区第三纪属于典型咸水湖相沉积，其所产原油的地球化学特征大多具有一定的相似性。然而，随着勘探的深入，逐渐发现该地区不同油田原油也存在着较大差异，原油地球化学特征自南向北、自西向东呈现一定的区域性变化趋势［4］，其中尤以柴西南区与北区之间的差异最为明显。目前的研究大多是单独针对某个油气田［6－15］，或者只讨论了不同油田原油在地球化学特征上的差异［2，16］，而对影响原油地球化学特征的内在地质因素鲜有涉及。笔者旨在通过分析柴西南区与北区部分典型油田原油的生物标志化合物组成和分布特征，并结合柴西地区第三纪湖盆沉积和构造演化史，探讨其成因差异以及造成这种差异的地质原因。

1 样品和试验

试验样品分别取自柴西南区尕斯库勒、油砂山油田和柴西北区南翼山、油泉子油田（图1），其中尕斯库勒油田和南翼山油田分属柴西南区和北区最大的油田［6－7］。这4个油田在地理位置上都位于远离阿尔金山一端，总体上沿柴西南区与北区分界线呈对称分布，这样就在一定程度上避免了原油地球化学特征东西分异［4］对研究结果的不利影响。综合前人油源研究成果，可知尕斯库勒油田原油来自邻近的茫崖凹陷［6，10］，而油砂山油田、南翼山油田和油泉子油田原油都来自本区或相应构造附近的烃源岩［11，17］。换而言之，这些原油均是本区及附近烃源岩生成，经过短距离运移，遇到合适圈闭后就近聚集成藏的。为了便于探讨，分别将柴西南区尕斯库勒、油砂山油田和柴西北区南翼山、油泉子油田所在区域称为A区和B区（图1）。

本研究共选取了27个原油样品，其中尕斯库勒油田13个、油砂山油田3个、南翼山油田7个、油泉子油田4个。首先进行原油族组分分离，采用正己烷脱去原油中的沥青质，然后用SiO2－Al2O3柱色谱分离脱沥青质原油，分别用石油醚和二氯甲烷冲洗获取饱和烃和芳香烃馏分。最后对饱和烃组分进行色谱－质谱（GC－MS）分析，试验条件如下：仪器为惠普公司5890台式质谱仪。色谱柱为HP－25ms石英弹性毛细柱（30m×0．25mm×0．25μm）。升温程序为：50℃恒温2min，从50℃至100℃的升温速率为20℃·min－1，100℃至310℃的升温速率为3℃·min－1，达到310℃时恒温15．5min。进样器温度为300℃，载气为氦气，流速为1．04mL·min－1，扫描范围为50～550amu。检测方式为全扫描。电离能量为70eV，离子源温度为230℃。

图1 柴西地区油气田平面分布特征Fig．1 Plane Distribution Characteristics of Oil and Gas Fields in Western Qaidam Basin

2 原油生物标志化合物特征

2．1 链烷烃

原油中的链烷烃主要包括正构烷烃和植烷系列，植烷系列以姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）为代表。在饱和烃生物标志化合物中，正构烷烃的抗生物降解能力最弱，植烷系列次之［18］，因此在原油遭受轻微生物降解时，链烷烃被优先消耗，从而导致Pr与n－C17峰面积比值和Ph与n－C18峰面积比值异常升高。表1显示尕斯库勒油田跃54井、跃975井、跃976井和油砂山油田中93井浅层原油中Pr与n－C17峰面积比值和Ph与n－C18峰面积比值明显偏高，正构烷烃碳数分布也不完整［图2（a）、（b）］，说明这些原油可能遭受了轻微生物降解，同时也暗示A区浅层油藏保存条件较差。除此之外，其他原油中正构烷烃系列分布较完整，碳数分布范围为C11～C38（图2），主峰碳数均较低，2个区域原油的主峰碳数均分布在C16～C22之间，由此推测柴西地区原油中低等水生生物的贡献较大。从正构烷烃分布模式来看（图2、表1），除浅层部分生物降解原油外，A区原油正构烷烃在C18～C26均存在一定的偶碳优势，C18～C26正构烷烃碳优势指数为0．91～0．95，平均值为0．93；而B区原油正构烷烃在C18～C26大多不具偶碳优势，且在整个碳数范围内也没有明显的碳数优势现象，尤其是南翼山油田，其原油C18～C26正构烷烃碳优势指数为0．97～1．00，平均值为0．98，接近1。这表明B区原油成熟度高于A区，其中南翼山油田部分原油可能已达到成熟或临界成熟阶段。

图2 不同油田原油链烷烃分布特征Fig．2 Distribution Characteristics of Chain Alkane of Crude Oils from Different Oilfields

原油中高碳数正构烷烃的丰度一般随碳数增加逐渐下降，而在尕斯库勒油田原油（除部分生物降解原油外）中却出现了明显的n－C37优势现象［图2（c），表1］，其n－C37与n－C36峰面积比值多大于1．4；而油砂山油田和B区原油大多无n－C37优势，其n－C37与n－C36峰面积比值多小于1．0［图2（d）～（f），表1］。包建平等认为产生这种现象的根本原因是柴西南区古沉积环境盐度更高和还原性更强所致，这种环境可能有利于某些能够提供异常丰富的n－C37生物先质的特殊生物的生长和繁殖，在这种环境中发育的烃源岩所生成的原油就会出现n－C37优势的现象［2］。然而，同为A区的油砂山油田原油却没有出现这种现象，其原因可能有：①油砂山油田部分原油遭受过生物降解，其正构烷烃的原始分布面貌已发生改变；②油砂山油田与尕斯库勒油田原油油源不同，其源岩沉积时的古盐度和氧化还原性可能还未达到上述特殊生物大量生存和繁衍的条件。值得注意的是，南翼山油田部分原油中也出现了微弱的n－C37优势（表1），笔者推测这可能与其源岩沉积时的水体存在若干小范围的盐度高值区有关。一方面，南翼山及附近地区在E3xg—N1sg地层沉积时期（主力烃源岩沉积时期）水下低凸起发育［19］，其沉积相带在平面上呈现不连续性，因此其水体盐度在平面上也会呈现一定的非均质性，在水下低凸起之间的深洼地带盐度较高，而处于水下低凸起上方的水体盐度则较低；另一方面，柴西地区湖盆沉积中心在N21sg地层沉积时期开始有规律地自南向北、自西向东迁移，也会使得柴西北区湖盆水体盐度有所提升。这两大因素共同促成了南翼山及附近地区发育有若干小范围高盐度区，这些水域已经达到了这种特殊生物的生存条件，在这些水域内发育的烃源岩生成的原油就会具备正构烷烃的n－C37优势，但毕竟这类烃源岩面积分布很有限，在与本区其他烃源岩生成的原油混合后，正构烷烃的n－C37优势就会减弱甚至消失。

植烷系列通常被认为是光合生物的叶绿素植醇侧链成岩作用的产物，植醇在氧化条件下经过脱水加氢作用形成植烷，而在氧化条件下先转变为植烷酸，再经过脱羧基作用形成姥鲛烷，因此姥植比（Pr与Ph峰面积比值）可以较好地反映沉积环境的氧化还原性。表1显示所有原油样品的姥植比均小于0．55，说明柴西地区烃源岩形成时沉积水体还原性很强。但不同油田的姥植比仍然存在细微的差异，其中B区原油姥植比为0．25～0．44，平均值为0．32；而 A区原油姥植比为0．35～0．51，平均值为0．41；后者略高于前者。这表明A区烃源岩相对于B区烃源岩的沉积水体可能更深，含氧量更低，还原性更强。此外，在咸水湖相沉积环境中，嗜盐古细菌类也被认为是Ph的来源之一［20］，因此A区原油中相对较高的Ph含量可能暗示着A区原油中嗜盐古细菌类的生源贡献较大。

2．2 补身烷系列

柴西地区原油中均检测到一定丰度的补身烷系列化合物，主要包括重排补身烷、C15补身烷和C16升补身烷。通常认为补身烷是在微生物作用下，由细菌藿烷先质于成岩阶段初期，发生降解、开环断裂而形成，而补身烷系列其他异构体则是补身烷在成岩作用后期的产物［21］。统计结果表明（表1），B区原油中补身烷系列与C30藿烷峰面积比值平均值为3．92，而A区原油补身烷系列与C30藿烷峰面积比值平均值为1．08，表明B区原油中补身烷系列化合物的平均相对丰度高于A区，可以预料B区原油中细菌生源贡献可能高于A区。

前人研究发现［22－24］，重排补身烷的形成可能与有机质成熟度和沉积环境的氧化还原性有关，较高的成熟度和还原性较弱的沉积环境更有利于重排补身烷的形成。由图3可知，B区原油中重排补身烷相对含量显著高于A区，其重排补身烷与8β（H）－补身烷峰面积比值均大于0．95，重排补身烷与8β（H）－升补身烷峰面积比值除南12井原油外均大于1．00；而A区原油重排补身烷与8β（H）－补身烷峰面积比值和重排补身烷与8β（H）－升补身烷峰面积比值都处于低值区，平均值分别为0．76和1．00。链烷烃参数反映B区油田原油成熟度高于A区，且生成B区原油的烃源岩沉积环境还原性相对较弱，这可能也是导致B区原油中重排补身烷相对含量高于A区的原因。

2．3 五环三萜类和β－胡萝卜烷

原油样品中的五环三萜类主要包括藿烷类和伽马蜡烷等，藿烷类和伽马蜡烷普遍被认为是来源于细菌，而伽马蜡烷是咸水湖相沉积环境的特征生物标志化合物，同时也用来指示水体分层。常用伽马蜡烷指数（伽马蜡烷与C30藿烷峰面积比值）来表征伽马蜡烷的相对含量，它是反映沉积水体盐度的良好指标，其值越高，说明沉积环境水体的盐度越高。从图4可以看出，所有原油的伽马蜡烷指数都大于0．40，表现出咸水湖相原油的典型特征。但A区与B区原油伽马蜡烷指数存在较大差别，分别为0．71～1．00和0．45～0．57，平均值分别为0．86和0．51，前者明显高于后者，说明生成A区原油的烃源岩沉积水体盐度高于B区，水体分层现象更显著。

图3 原油中重排补身烷与8β（H）－升补身烷峰面积比值与重排补身烷与8β（H）－补身烷峰面积比值的关系Fig．3 Relationship Between Ratio of Peak Areas of Rearranged Drimane to 8β（H）－homodrimane and That of Rearranged Drimane to 8β（H）－drimane of Crude Oils

图4 原油中升藿烷指数与伽马蜡烷指数的关系Fig．4 Belationship Between Homohopane Index and Gammacerane Index of Crude Oils

C31～C35升藿烷系列的分布特征也可以指示沉积水体的盐度。在高盐度沉积环境形成的烃源岩及其生成的原油中，升藿烷系列通常呈现“翘尾巴”的分布特征；而在淡水湖相和盐度相对较低的咸水湖相烃源岩及其生成的原油中，升藿烷系列通常呈现“阶梯状”下降的分布特征。从图4、5可以看出，A区原油升藿烷系列大多具有一定的“翘尾巴”分布特征，其升藿烷指数（C35藿烷与C34藿烷峰面积比值）均大于1．10；而B区原油升藿烷系列则不具备这种特征，其升藿烷指数均小于0．85。这进一步说明了生成A区与B区原油的烃源岩在沉积水体的盐度上存在差异。

β－胡萝卜烷常用来指示强还原湖相沉积环境［25］。用β－胡萝卜烷与C30藿烷峰面积比值表征β－胡萝卜烷的相对含量，A区原油β－胡萝卜烷与C30藿烷峰面积比值为1．64～4．96，平均值为3．03；而B区原油β－胡萝卜烷与C30藿烷峰面积比值为0．20～1．12，平均值为1．34。A区原油中β－胡萝卜烷相对丰度普遍高于B区，表明生成A区原油的烃源岩沉积环境还原性相对较强，这与姥植比所反映出来的结果基本一致。咸水湖相烃源岩沉积水体的还原性强弱与其盐度高低相对应，A区烃源岩沉积水体盐度相对B区较高，水体分层现象更显著，水体中含氧量更低，还原性也相对较强。

图5 不同油田原油五环三萜类分布特征Fig．5 Distribution Characteristics of Pentacyclic Triterpene of Crude Oils from Different Oilfields

2．4 甾烷类

甾烷类是广泛分布在烃源岩和原油中的一类生物标志化合物，其组成和分布特征可以提供有机质来源、成熟度等丰富的地球化学信息。C27～C29常规甾烷是研究原油母质来源的良好指标。一般来说，C27甾烷来源于浮游藻类，而C29甾烷来源于陆源高等植物。此外，甾藿比（甾烷与藿烷峰面积比值）可以较好地反映真核藻类和原核细菌的相对贡献大小。由图6可知，A区和B区原油甾烷C27R与甾烷C29R峰面积比值多大于1．00，甾藿比均大于2．40（表1），说明原油母质来源以浮游藻类为主。但是不同油田原油中甾烷C27R与甾烷C29R峰面积比值差别较大，以甾烷C27R与甾烷C29R峰面积比值等于1．30为界线，B区原油（除南翼山油田2个原油样品以外）多位于界线右侧，而A区原油都在界线左侧。B区原油中甾烷C27R与甾烷C29R峰面积比值普遍高于A区原油，说明B区原油中浮游藻类的生源贡献相对更高，而南翼山油田少数原油甾烷C27R与甾烷C29R峰面积比值低，可能与侏罗系油源有关［9］。

图6 原油中甾烷C28R与甾烷C29R峰面积比值和甾烷C27R与甾烷C29R峰面积比值的关系Fig．6 Relationship Between Ratio of Peak Areas of Sterane C28R to C29R and That of Sterane C27R to C29R of Crude Oils

甾烷异构体比值（C2920S峰面积和C2920S与C2920R峰面积之和的比值，简称为C2920S／（20S＋20R）值；C29ββ峰面积和 C29ββ与 C29αα峰面积之和的比值，简称为C29ββ／（ββ＋αα）值）是反映原油成熟度的有效指标。参照Huang等的划分标准，可以将C2920S／（20S＋20R）值为0．25和C29ββ／（ββ＋αα）值为0．27定为未熟和低熟的界限；将C2920S／（20S＋20R）值为0．43和C29ββ／（ββ＋αα）值为0．42定为低熟和成熟的界限［26］。图7显示A区原油都属于低熟油；而B区原油中，南翼山油田大多数原油已进入成熟阶段，油砂山油田原油也基本处于成熟或临界成熟阶段。这与正构烷烃碳数优势反映的原油成熟度结果相吻合。

图7 原油中C29ββ／（ββ＋αα）值与C2920S／（20S＋20R）值的关系Fig．7 Relationship Between C29ββ／（ββ＋αα）and C2920S／（20S＋20R）of Crude Oils

3 差异成因探讨

通过对原油生物标志化合物组成和分布特征的分析，可知A区与B区原油的地球化学特征存在较大差异。这表明它们在成因上具有很大的不同，暗示其具有不同的油源。其中A区原油为低熟油，母质来源以浮游藻类为主，其源岩沉积水体盐度很高，还原性很强；B区原油成熟度相对较高，其中有相当数量原油已进入成熟阶段，母质来源也以浮游藻类为主，但浮游藻类和细菌生源贡献相对A区原油更高，其源岩沉积水体盐度相对较低，还原性也相对较弱。从根本上说，不同地区原油在成因上的差异是由生成原油的烃源岩性质决定的，而烃源岩性质受控于具体的地质条件。

研究区各油田原油均是由研究区及附近烃源岩所生成，因此A区与B区原油的地球化学成因差异是由各区烃源岩的不同性质造成的。E3xg和N1sg地层是主力烃源岩沉积时期；从柴西地区第三纪湖盆沉积和构造演化史来看，该时期是湖盆的发展和扩大时期，湖盆沉积中心长期位于柴西南区茫崖—狮子沟一带，广泛发育深湖—半深湖亚相沉积；而柴西北区以半深湖—浅湖亚相为主，局部发育深湖亚相，在油泉子、南翼山一带存在水下隆起带，导致这一区域沉积相带在平面上存在较强的不连续性［19］。显然，生成A区与B区原油的烃源岩沉积相带明显不同，其沉积环境存在较大差异。柴西南区烃源岩沉积水体深，盐度很高，还原性很强；柴西北区水体相对较浅，且平面非均质性很强，盐度较低，还原性较弱。而不同的沉积环境又会导致柴西南区与北区形成不同的古生物群落，柴西南区的高盐度和强还原性水体可能使得其古生物群落中生物种属较单一，而柴西北区则相对多元一些，这可能是导致A区和B区原油母质来源差异的主要原因。A区和B区原油继承了其源岩的性质，从而体现出不同的地球化学特征。可见，柴西南区与北区烃源岩沉积相带的空间展布是影响原油地球化学特征的关键因素。

4 结 语

（1）通过对柴西南区尕斯库勒、油砂山油田与柴西北区南翼山、油泉子油田原油的生物标志化合物组成和分布特征的剖析，发现同属咸水湖相成因的不同油田原油仍然存在较大差异。尕斯库勒、油砂山油田部分浅层原油由于油藏保存条件较差遭受过轻微的生物降解，母质来源以浮游藻类为主，均为低熟油，其源岩形成于强还原、高盐度的厌氧环境；南翼山、油泉子油田原油母质来源也以浮游藻类为主，但浮游藻类和细菌的生源贡献可能更高，原油成熟度显著高于前者，多数为成熟原油，少数为低熟原油，其源岩沉积环境的还原性相对较弱，盐度相对较低。

（2）尕斯库勒油田原油正构烷烃具有明显的n－C37优势，而同为柴西南区的油砂山油田大多无n－C37优势，这可能与油砂山油田原油与尕斯库勒油田原油的油源不同以及其遭受过轻微生物降解有关。另一方面，南翼山油田少量原油却出现了微弱的n－C37优势，这可能由柴西北区沉积相带的平面非均质性和柴西地区第三纪湖盆沉积中心的转移等两大因素所致。

（3）结合柴西地区第三纪湖盆沉积和构造演化史，认为柴西南区尕斯库勒、油砂山油田与柴西北区南翼山、油泉子油田原油地球化学特征差异是由各区烃源岩所属沉积相带的不同空间展布情况决定的。

（4）本文的研究成果对柴西地区类似区块不同油田的勘探和研究具有一定的借鉴意义。但尕斯库勒、油砂山油田并不能代表整个柴西南区原油的特征，南翼山、油泉子油田同样也不能反映整个柴西北区原油的全貌。鉴于柴西地区部分油田勘探程度仍较低，因此若要全面系统地分析柴西南区与北区原油在地球化学特征方面的差异，尚需进一步的研究和探讨。

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