开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块原油及烃源岩芳烃地球化学特征

赵兴齐, 陈践发, 郭 望, 师生宝, 张 晨,2, 陈 娟, 董 劲



开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块原油及烃源岩芳烃地球化学特征

赵兴齐1*, 陈践发1, 郭 望1, 师生宝1, 张 晨1,2, 陈 娟1, 董 劲1

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249; 2. 中国石油 塔里木油田公司 天然气事业部, 新疆 库尔勒 841000)

通过对奈曼凹陷奈1区块3个原油及4个源岩样品GC-MS分析, 研究了原油及源岩的芳烃组成特征, 进行了沉积环境分析及油源对比, 探讨了原油成因。结果表明, 奈1区块沙海组源岩与九下段源岩及原油的芳烃地球化学特征明显不同。沙海组源岩主要以萘、菲系列化合物为主, 芳香甾烷含量低, 1,2,5-TMN和1,2,5,6-TeMN相对含量高, SF/OF值较低, 表明沙海组源岩主要形成于湖沼相偏氧化环境中, 沉积母质中陆源有机质占有一定贡献; 九下段源岩及原油样品惹烯及海松烯含量高, SF/OF值较高, 且检测出一定含量的苝, 反映出九下段源岩及原油有机母源的多样性, 其主要形成于盐度大且强还原的湖湘沉积中。芳烃中甲基菲分布系数(1、2)、烷基二苯并噻吩指数、C2820S/(20S+20R)-三芳甾烷成熟度参数、多环芳烃成熟度参数及脱羟基维生素E(MTTC)的分布特征均反映奈1区块源岩及原油样品主要处于低熟—中等成熟的热演化阶段。根据源岩及原油的芳烃族组分特征、成熟度参数以及沉积环境综合分析, 认为奈曼凹陷奈1区块原油主要来源于下白垩统九下段烃源岩。

芳烃化合物; 沉积环境; 成熟度; 油源对比; 奈1区块; 奈曼凹陷

0 引 言

奈曼凹陷位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内, 是在海西期褶皱基底上发育起来的中生代凹陷, 是开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元。其形成主要受红山八里罕和西拉木伦河断裂控制, 西北与张三园子-新庙以及陆家堡凹陷相望, 东与八仙筒凹陷为邻。构造走向NNE向, 构造面积800 km2, 呈狭长带状分布。受区内NNE向断裂控制, 分为3个二级构造带, 即西部陡坡带、中央洼陷带、东部缓坡带(图1)。该区地层自下而上为: 前中生界基底, 中生界下三叠统哈达陶勒盖组, 中侏罗统海房沟组, 下白垩统九佛堂组、沙海组、阜新组, 上白垩统和新生界地层。奈1区块位于生油洼陷的中心, 具有较好的油源条件, 发育了下白垩统九佛堂组、沙海组、阜新组3套生油岩系[1], 其中九佛堂组的暗色泥岩为该区主要的烃源层, 同时九佛堂组上段砂砾岩为较好的储集层, 沙海组及阜新组的暗色泥岩为该区主要盖层。根据该区构造发育史、地层厚度变化、构造现象及沉积特征, 可将奈曼凹陷构造演化划分为4个发育阶段: 初始断裂期、快速断裂期、稳定沉降-萎缩期和坳陷期[2]。下白垩统九佛堂组沉积受快速断陷期构造活动控制, 主要沉积了来自北东方向的物源, 具备良好的生储条件, 油气勘探开发潜力较大。自1989年以来, 奈曼凹陷已经历了20多年的勘探历程, 2004年在该区部署了奈1井, 该井在白垩系九佛堂组上段、下段均获得了工业油流, 拉开了奈1区的勘探序幕。而后又相继实施完钻了奈2、奈3和奈4井, 均获工业油流, 初步展示了该区良好的油气勘探开发前景。目前奈曼凹陷的整体勘探程度还比较低, 以往针对奈曼凹陷的研究主要集中在沉积层序地层特征及沉积环境等方面[1–3], 至今尚未见到关于奈曼凹陷原油及烃源岩芳烃地球化学特征方面的研究。芳烃是烃源岩抽提物和原油的重要组分, 其中包含着丰富的地质、地球化学信息, 可以反映原油和烃源岩的母质类型、沉积环境和成熟度。因此笔者在对该区3个原油样品及4个源岩样品的族组成、芳烃色谱-质谱(GC-MS)分析的基础上, 结合原油物性、饱和烃地球化学特征等对奈曼凹陷奈1区块源岩及原油的母质类型、沉积环境及成熟度进行综合分析, 拟探讨奈1区块原油的主要来源, 以期为该区油气资源评价与进一步的油气勘探提供地质-地球化学依据。

图1 奈曼凹陷区域构造图

1 样品与实验

本次研究在奈1区块奈1井1109.5 m的沙海组(K1sh)及2030.7 m、2243.0 m和2461.7 m的九佛堂组下段(九下段, K1jf1)共采集了4个源岩样品, 岩性为深灰色、灰色泥岩。该区源岩有机碳含量较高, 总有机碳含量(TOC)为1.13%~2.30%; 生烃潜力大,1+2为4.95~14.13 mg/g, 呈现出较好-好烃源岩的特征;max为435~440 ℃,为437~668 mg/g, 降解率()为36.36%~63.05% (表1), 表明奈1区块沙海组、九下段源岩有机质类型好, 主要为Ⅰ和Ⅱ1型, 有机质热演化程度较低, 主要处于低熟—中等成熟的热演化阶段。在奈1-40-50、1-48-46、1-76-36井采集了3个原油样品, 分别来自九上段(K1jf2)和九下段(K1jf1), 原油样品采集时即进行了油水分离, 运回实验室在低温下保存。从原油物性数据看, 该区原油均为普通稠油, 温度为20 ℃时, 原油密度为0.8918~0.9298 g/cm3, 平均0.9113 g/cm3; 50 ℃时原油粘度平均为306.77 mPa·s, 含蜡量为5.55%, 凝固点22.1 ℃1)。40-50井饱和烃、芳烃、非烃+沥青质含量分别为34.07%, 25.66%和40.27%; 48-46井分别为56.84%、10.94%和32.22%; 76-36井分别为39.74%、15.73%和44.53%(表2)。分析结果表明, 该区原油饱和烃含量低, 芳烃、非烃及沥青质含量高, 原油成熟度较低。饱/芳比为1.33~5.20, 饱和烃明显占优势, 总烃含量较高, 为55.47%~67.78%之间, 表明干酪根类型较好。Pr/Ph为0.44~0.50, CPI值为1.17~1.20, ∑C21-/∑C22+值分布在0.78~0.87之间, 表明原油的成油母质形成于强还原的沉积环境, 以低等水生生物与陆生高等植物混源为特征, 且原油成熟度较低。芳烃、非烃含量高是造成该区原油黏度较高、密度大的主要原因。

烃源岩样品粉碎至100目, 经索氏抽提72 h, 称取适量氯仿沥青“A”或原油放入三角瓶中, 先用石油醚进行溶解、过滤, 其中不能溶解的组分即为沥青质, 然后用硅胶/氧化铝柱层析分离, 分别用石油醚(30 mL), 20 mL以2﹕1比例混合的二氯甲烷和石油醚, 氯仿(10 mL)和无水乙醇(10 mL)依次分离得到饱和烃、芳烃和非烃组分。每个组分自然风干保存, 以备进入色谱-质谱分析仪检测。

原油及源岩的氯仿抽提物采用常规色谱分离, 分离前加入D8-二苯并噻吩标样。芳烃分析使用美国Agilent公司生产的6890GC-5975iMS色谱-质谱联用仪, 色谱分析条件: 色谱柱为HP-5MS弹性石英毛细柱(60 m × 0.25 mm × 0.25 μm), 采用纯度为99.999%的He作载气, 载气流速为1 mL/min, 进样器口温度为300 ℃, 传输线温度为300 ℃, 进样方式为不分流进样。升温程序: 柱始温80℃, 恒温1 min, 以3 ℃/min的升温速率升温到310 ℃, 再恒温15 min。质谱分析条件: 离子源采用电子轰击(EI)方式, 电子能量(EI)70 eV, 发射电流为300 μA, 离子源温度230 ℃, 四极杆温度150 ℃, 倍增器电压1200 eV, 采用全扫描/选择离子(SCAN/SIM)采集方式, 质量扫描范围/为50~600, 扫描时间为1.8 s。化合物的定性根据NIST数据库和参考文献, 化合物的定量是在其特征离子对应的质量色谱图中完成。根据不同系列化合物在质量色谱图上的峰面积大小计算化合物的相对含量及有关的参数值。

表1 奈1区块源岩热解参数与族组分特征

表2 奈1区块原油基本特征与族组成分布

2 结果与讨论

2.1 芳烃分布特征

原油和烃源岩的沉积环境及成熟度等不同, 其芳烃色谱图特征也不相同。在芳烃色谱图上一般出现3个峰群: 萘和烷基萘峰群(二环化合物)、菲和烷基菲峰群(三环化合物)、芳香甾烷和其他多环芳烃峰群(四、五环化合物)。未成熟-低成熟源岩和原油中芳烃总离子流图为后峰型或双峰型, 后峰型出现在成熟度低的样品中, 四环或五环化合物占绝对优势, 二环、三环化合物含量较少; 双峰型出现于中等成熟的样品中, 其二环、三环化合物含量与四环、五环化合物相当; 高成熟度原油的芳烃馏分以二环或三环化合物为主, 具有前峰型分布特征。

2.2 萘系列化合物

萘和多甲基取代萘系列普遍存在于沉积有机质和原油中, 芳烃中萘系列化合物的含量与陆源有机质输入量有直接的关系[10]。萘系列化合物的分布受母源、热演化程度的影响, 因此可以用甲基取代萘来反映原油母源和成熟度方面的信息。奈1区块源岩样品中所检测出的萘系列化合物包括萘(N)、甲基萘(MN)、二甲基萘(DMN)、三甲基萘(TMN)和四甲基萘(TeMN), 其中二甲基萘和三甲基萘丰富, 萘和甲基萘质量分数相对较低, 总体上具有TMN＞DMN＞TeMN＞MN＞N的分布规律。沙海组源岩中1,2,5-TMN和1,2,5,6-TeMN相对含量分别占萘系列化合物含量的5.10%和2.41%, 明显高于九下段源岩(九下段3个源岩样品的1,2,5-TMN和1,2,5,6-TeMN的相对含量分别处于2.73%~3.19%和1.16%~1.52%之间), 表明沙海组源岩中有较多高等植物的输入[11–12]。原油样品中缺失二甲基萘, 四甲基萘和三甲基萘丰富, 萘和甲基萘质量分数相对较低, 总体表现为TeMN＞TMN＞MN＞N的分布规律, 表明3个原油样品的来源具有一致性。三甲基萘的相对含量可以反映沉积有机质的热演化程度, 随着热演化程度的增加, 三甲基萘系列化合物会发生去甲基作用形成取代甲基数较少的萘系列化合物, 从而使三甲基萘相对含量减少, 研究区源岩及原油样品中三甲基萘的相对含量较高, 表明源岩及原油的热演化程度不高。随着成熟度增加, 烷基萘系列中热稳定性强的异构体含量相对升高, 因此可以用烷基萘系列的分布特征来研究有机质的热演化程度。研究发现烷基萘参数TNR1、TNR2、TNR3与甾、萜烷异构化参数有很好的相关性(表3), 但利用TNR2计算的cb值分布在0.66%~0.83%之间, 明显比甾萜烷异构化参数值所反映的成熟度值偏高, 因此在有机质热演化的低熟—中等成熟阶段, 烷基萘参数TNR1、TNR2、TNR3可以定性地反映有机质相对热演化程度, 但在利用TNR2计算的cb值评价有机质热演化程度时, 需结合其他地化参数一同判识。

图2 奈1区块源岩及原油芳烃总离子流图

表3 奈1区块源岩及原油芳烃成熟度参数

注:MNR=2-MN/1-MN; TNR1=2,3,6-/(1,4,6-+1,3,5-)TMN; TNR2=(1,3,7-TMN+2, 3,6-TMN)/(1,3,5-TMN+1, 3,6-TMN+1, 4,6-TMN);cb=0.4+0.6×TNR2; MPI1=1.5×(2-MP+3-MP)/(1-MP+9-MP+P);c=0.6×MPI1+0.4 (apply tom=0.65%~1.35%);1=(2-MP+3-MP)/(2-MP+3-MP+1-MP+9-MP);2=2-MP/ (2-MP+3-MP+1-MP+9-MP)。

陈致林等[13]通过研究得出三甲基萘指数TMNr=2,3,6-TMN/(2,3,6+1,2,5)-TMN和四甲基萘指数TeMNr=1,3,6,7-TeMN/(1,3,6,7+1,2,5,7)-TeMN的比值可用于确定低—高成熟整个热演化阶段原油和烃源岩的成熟度, 并不受运移过程分馏效应的影响, 对成熟度的变化反映灵敏, 高成熟原油和烃源岩的这两个比值都大于0.5, 成熟原油与源岩这两个比值介于0.4~0.6之间, 低熟源岩与原油这两个比值介于0.3~0.5之间。奈1区块沙海组源岩的TMNr和TeMNr分别为0.33和0.35, 九下段源岩TMNr比值分别为0.71、0.73和0.78, TeMNr比值分别为0.60、0.62和0.66; 而原油样品的TMNr比值分别为0.45、0.43和0.48, TeMNr比值分别为0.46、0.48和0.43; 其九下段3个源岩样品的TMNr和TeMNr比值均大于0.5, 这与该区饱和烃的甾、萜烷异构化参数相矛盾。因此认为TMNr和TeMNr参数不适合于该区源岩成熟度的判识。

2.3 菲系列化合物

菲系列化合物的分布特征受多种因素控制, 除成熟度外, 有机质类型和沉积环境对其也有一定影响[14]。分析样品中检测出了菲(P)、甲基菲(MP)、二甲基菲(DMP)、三甲基菲(TMP)、乙基菲(EtP)和惹烯(Re)等系列化合物。沙海组源岩中菲系列化合物内部相对丰度由大到小依次为: P＞MP＞DMP＞Re＞TMP＞EtP。九下段3个源岩样品的菲系列化合物分布特征相似, 均为Re＞TMP＞DMP＞MP＞P＞EtP。在菲系列化合物中被认为来源于高等植物树脂的惹烯(1-甲基, 7-异丙基菲, Re)和海松烯(1,7-二甲基菲, Pi)含量较高。就单个化合物而言, 九下段源岩样品中惹烯的相对丰度在所有芳烃组分中最高, 在GC/MS总离子流图中以主峰出现; 海松烯在二甲基菲中含量最高, 这表明陆源高等植物对该区沉积有机质有一定贡献。所分析的3个原油样品中菲系列化合物均出现TMP＞DMP＞MP＞Re＞P＞EtP的分布特征, 菲系列化合物中2,10-DMP、2,5-DMP和1,7-DMP的峰型(相对丰度)在色谱图上呈现“V”型分布的特征(图3), 即2,10-DMP和1,7-DMP的峰高相当, 且都大于2,5-DMP的峰高, 表明原油来源具有一致性, 成油母质类型以藻类生源输入为主, 有机质类型偏腐泥型。

在热演化过程中, 菲系列甲基化、甲基重排及脱甲基化作用主要受热力学控制, 随有机质热演化程度的升高, 热力学不稳定的α位取代基向较稳定的β位迁移, 即具有β位取代的异构体相对浓度增加。国内外学者通过大量的实验研究及论证证明甲基菲指数(MPI1)在指示成熟度方面, 可以等同于镜质体反射率(o)使用, 根据o与MPI1关系折算出来的镜质体反射率(c)可以很好地反映源岩及原油的成熟度, 国内外学者对此方法已进行了系列探索和研究, 用于解决源岩及原油成熟度的问题。奈1区块源岩样品的MPI1为0.24~0.65, 其对应的c值在0.54%~0.79%之间; 原油样品的MPI1为0.74~0.75, 其对应的c值在0.82%~0.85%之间(表3), 这与甾烷、藿烷成熟度参数所反映的成熟度相矛盾。Alexander.[11]曾指出, 该参数适用于研究煤或Ⅲ型干酪根的样品, 不适用于富氢有机质的研究。奈1区块咸水湖相原油的生油母质一般为Ⅰ型和Ⅱ1干酪根, 并且富含藻类, 因此甲基菲指数可能不适合于该区源岩及原油成熟度的判识。Kvalheim.[15]通过研究提出利用甲基菲分布系数[MPDF, 即甲基菲比值1和2, 其中1=(2-MP+3-MP)/ (2-MP+3-MP+1-MP+9-MP);2=2-MP/(2-MP+3-MP+1-MP+9-MP)]来判识有机质热演化程度, 包建平 等[16]在Kvalheim等研究的基础上, 提出低熟油区1＜0.40,、2＜0.27, 成熟油区1为0.40~0.55、2为0.27~0.35, 高熟油区1大于0.56、2大于0.35。研究区源岩及原油样品的1值分布在0.38~0.48之间,2值分布在0.22~0.32之间(表3), 表明该区沙海组源岩热演化程度明显较九下段源岩低, 源岩及原油主要处于低熟—中等成熟阶段的特征。

图3 原油中二甲基菲(DMP)系列化合物分布特征

2.4 三芴系列化合物

三芴系列化合物是芳烃地球化学特征研究中涉及最多的芳烃化合物之一, 包括芴、硫芴(噻吩类化合物)和氧芴(呋喃类化合物), 三芴系列的相对组成特征是源岩及原油芳烃中最常用的指示沉积环境的参数, 同时也用来进行油源对比研究。陆相淡水、微咸水湖相烃源岩和原油中芴(F)含量较高, 沼泽相煤和煤成油中氧芴(OF)含量高, 盐湖相、海相碳酸盐岩烃源岩及原油硫芴(SF)含量高[17–18]。但对于过渡环境其应用效果却不太显著, 而采用∑SF/∑(F+SF)系列和∑OF/∑(F+OF)系列关系, 却可以较好地区分一些过渡性环境[19]。奈1区块沙海组源岩三芴系列中OF质量分数较高, 总体表现为OF＞SF＞F, SF/OF值为0.44, 其对应的Pr/Ph为0.80, 在有机质低演化程度的条件下, 用芴、氧芴和硫芴的相对含量来确定氧化、还原环境更为可靠[20], 综合分析认为该套源岩形成于湖沼相偏氧化环境中(图4), 生源母质中陆源高等植物占有一定比例。九下段3个源岩样品中均以SF含量占优势, 总体表现为SF＞F＞OF, SF/OF值为1.69~3.42, 其对应的Pr/Ph为0.36~0.53,表明九下段源岩形成于盐度大且强还原的湖相沉积环境中, 源岩热演化程度不高[21]。

图4 奈1区块源岩及原油三芴系列化合物组成三角图

二苯并噻吩随着埋深增大, 热稳定性较高的4-甲基二苯并噻吩(4-MDPT)质量分数相对增加, 而稳定性较差的1-甲基二苯并噻吩(1-MDPT)质量分数则相对降低, 因此, 4-MDPT/1-MDPT相对丰度比值随着成熟度的增加而增大[24]。罗健等[25]通过对烷基二苯并噻吩的系统研究, 建立了o与烷基二苯并噻吩参数的关系式:o(％)＝0.14+0.57, 其中=4,6-DMDBT/1,4-DMDBT质量分数比值。本次所分析源岩及原油样品得到的4-MDPT/1-MDPT相对丰度比值分布在1.16~2.34之间, 4,6-DMDBT/ 1,4-DMDBT相对丰度比值分布在0.44~0.98之间, 两者具有很好的正相关关系。利用4,6-DMDBT/ 1,4-DMDBT比值计算得到的o为0.63%~0.71%, 这与利用甾、萜烷异构化参数所反映的成熟度特征一致, 表明研究区源岩及原油主要处于低熟—中等成熟阶段。值得注意的是沙海组源岩应为低熟源岩(o＜0.5%), 但利用o(％)＝0.14+0.57计算得到的o值为0.63%, 比实际值偏大。因此在利用该参数评价未熟—低熟源岩及原油时需谨慎。

图5 源岩及原油∑OF/∑(OF+F)系列与∑SF/∑(SF+F)系列关系图

2.5 三芳甾烷

三芳甾烷是单芳甾烷受热后芳构化的产物。随着成熟度增加, 三芳甾烷在芳构化的同时又伴随着断侧链作用及长链同系物向短链同系物的转化, 而且主要发生在门限深度以下, 并可以持续到湿气阶段[26]。因此, 无论是单芳甾烷还是三芳甾烷, 其中低碳数的芳香甾烷含量均随成熟度增高而增加。三芳甾烷系列分布特征受多种因素的影响, 可指示不同的生源输入, 也可用于分析有机质的沉积环境和成熟度。

奈1区块源岩及原油样品中均检测到/231的三芳甾烷(TA)和/245的甲基三芳甾烷(MTA)系列(图6)。通过计算发现, 该区不同层段源岩中三芳甾烷含量存在明显差异。沙海组源岩中三芳甾烷的相对含量为2.85%, 而九下段源岩的三芳甾烷含量分布在18.81%~20.62%之间, 平均为19.65%, 其含量明显高于沙海组源岩样品。原油样品中三芳甾烷含量较高, 其值分布在38.58%~46.39%之间, 平均为41.43%。奈1区块源岩及原油三芳甾烷系列化合物含量随成熟度的增加没有明显的变化规律, 因此认为三芳甾烷的丰度与有机质成熟度没有明显的相关性[27–28]。该区原油样品中三芳甾烷系列含量明显较源岩样品高, 可能与原油形成环境中盐度较源岩高有关[5], 该区样品的伽马蜡烷指数及β-胡萝卜烷相对丰度可为之提供佐证[29]。利用三芳甾烷研究有机质热演化程度的指标较多, 本文研究采用C2820S/(20S+20R)-TAS比值反映源岩及原油的成熟度变化[30]。奈1区块沙海组源岩的C2820S/ (20S+20R)-TAS比值为0.413, 九下段源岩样品该比值分别为0.500、0.502和0.553, 3个原油样品中该比值分别为0.547、0.548和0.536(表3), 表明该区源岩及原油的热演化程度不高, 主要处于低熟-中等成熟阶段。其C2820S/(20S+20R)-TAS比值与有机质热演化程度呈很好的正相关关系, 因此认为C2820S/(20S+20R)-TAS比值可以作为低熟—中等成熟有机质的成熟度判识的有效指标。

C27(20R)-TA/C28(20R)-TA值是可以用于反映烃源岩有机母质的参数[31–32]。奈1区块沙海组源岩的C27(20R)-TA/C28(20R)-TA值为0.41, 而九下段3个源岩样品的该值分别为0.57、0.60和0.574, 九下段源岩该比值较沙海组高, 表明九下段源岩类型较沙海组好, 这与前文其他分析方法得出的结论一致。

2.6 脱羟基维生素E(MTTC)

在地质体(尤其未熟和低熟样品)中检测到的MTTC被认为是成岩作用早期阶段在黏土矿物催化作用下, 由维生素E脱羟基转化而来[7,33]。根据其苯环上甲基侧链位置和取代数量不同可分为α、β、γ和δ四种构型, 其四种构型化合物的稳定序列为α＞β＞γ＞δ。MTTC的稳定性差, 极易被氧化, 咸化强还原环境有利于MTTC的形成、保存和转化[26]。MTTC对成熟度变化非常敏感, 随成熟度增加其含量逐渐减少, 达到一定成熟度后完全消失。MTTC四种构型中γ和β构型化合物对成熟度的变化较敏感, 对于未熟—低熟样品, β-MTTC含量较γ-MTTC含量低, 其β/γ值小于1; 当o=0.6%时, β/γ值大于1, 并随埋深的增加比值迅速增大, 一般当o＞0.70%时MTTC从地层中完全消失。因此芳烃组分中高含量的MTTC, 即可作为未熟—低熟源岩或原油的标志, 也可作为指示强还原、高盐度水体沉积环境的标志[5,34]。

图6 奈1区块源岩及原油m/z 231、m/z 245质量色谱图

在研究区源岩及原油样品中均检测出MTTC(图7), α-MTTC/MTTC值分布在0.77~0.89之间, 平均为0.84, Pr/Ph均小于0.8, 伽马蜡烷(γ)含量高, 其γ/C30H集中分布在0.28~0.35之间, 在/125质量色谱图上可检测出含量较高的β-胡萝卜烷[29], 这些特征表明该区源岩及原油的热演化程度不高, 且形成于盐度较高、强还原的沉积环境中[35]。不同源岩之间MTTC的四种构型化合物含量明显不同, 同一套源岩之间MTTC的四种构型化合物的相对含量变化主要受控于源岩的热演化程度。沙海组源岩与九下段源岩中MTTC四种构型化合物分布特征明显不同, 沙海组源岩中可检测到MTTC的四种构型化合物, α构型化合物占绝对优势, 其次为γ构型化合物, 其四种构型出现α＞γ＞β＞δ的分布特征, β/γ值为0.54, 表明该源岩热演化程度偏低, 处于未熟阶段。九下段2030.7 m和2243.0 m两个源岩样品的MTTC四种构型化合物分布特征相似, 均呈α＞β＞γ＞δ的分布特征, β/γ值分别为9.14和9.20; 表明源岩的热演化程度明显较沙海组源岩高, 但其o值在0.70%以内; 九下段2461.7 m源岩中未检测到MTTC, 表明该源岩成熟度大于0.70%[11]。所分析的3个原油样品中均能检测到MTTC的四种构型化合物, 表明原油的热演化程度不高, 其四种构型化合物分布特征基本相似, 均出现α＞β＞δ＞γ的特征, 表明其生源的一致性, β/γ值分别为10.32、11.80和9.32, 表明该区原油与九下段源岩有很好的相关性, 而与沙海组源岩相关性较差。

图7 奈1区块源岩及原油中脱羟基维生素E质量色谱图

2.7 多环芳烃(PAH)

3 结 论

(1)根据芳烃色谱分布特征, 奈1区块烃源岩可分为两种类型, 沙海组源岩以奈、菲系列化合物为主, 芳香甾烷含量低的前峰型, 萘系列化合物含量高, 占芳烃总量的48.41%, 表明源岩中陆源有机质输入量较高; 九下段源岩及原油均以双峰型为主, 其源岩的二环、三环化合物含量与四环、五环化合物含量大致相当, 表明该区源岩及原油的热演化程度不高, 主要处于低熟—中等成熟阶段。

(3)奈1区块源岩及原油甲基菲分布系数、甲基二苯并噻吩指数、三芳甾烷及多环芳烃成熟度指标都表明该区源岩及原油热演化程度不高, 主要处于低熟—成熟度的热演化阶段。其中甲基菲分布系数(1、2)、烷基二苯并噻吩指数、C2820S/(20S+20R)-三芳甾烷成熟度参数以及苝/苯并[e]芘比值可作为低熟—中等成熟阶段可靠的成熟度指标。

(4)萘1区块原油芳烃分布特征相似, 说明其来源的一致性, 根据源岩及原油的芳烃族组分特征、成熟度参数以及沉积环境综合分析认为研究区原油主要来源于九下段烃源岩。

长江大学地球化学系唐友军参与了样品的采集工作; 辽河油田分公司外围能源勘探开发项目部李清春和谷团在野外采样工作中提供了大量的帮助; 编辑和审稿专家对文章初稿悉心评审, 提出了许多宝贵意见, 在此一并表示衷心的感谢！

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1)杨明福等. 奈曼油田九佛堂组下段地质特征研究, 2009.

Geochemical characteristics of aromatic hydrocarbon in crude oil and source rocks from Nai 1 block of Naiman depression, Kailu Basin

ZHAO Xing-qi1*, CHEN Jian-fa1, GUO Wang1, SHI Sheng-bao1, ZHANG Chen1,2, CHEN Juan1and DONG Jin1

1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China

According to GC-MS analysis on 3 crude oil samples and 4 source rock samples from Nai 1 block, Naiman depression, characteristics of aromatic hydrocarbon of oil and source rock, sedimentary conditions and oil-source correlation, origin of oil were investigated as follows, there exists fundamental difference of geochemistry characteristics of aromatic hydrocarbon between Shahai formation source rocks and Lower Jiufotang formation source rocks. Source rocks from Shahai Formation are characterized by high abundance of naphthalene and phenanthrene, low abundance of aromatic sterane, relatively high abundance of 1,2,5-TMN and 1,2,5,6-TeMN, lower SF/OF, which can be inferred that source rocks from Shahai formation are mainly developed in limnetic and meta-oxidizing environment. Besides, some terrestrial organic matter may exist in native mater sedimentary. In contrast, source rocks and oils from the Lower Jiufotang Formation are characterized by high abundance of retene and pimanthrene, high SF/OF, a certain content of perylene, suggesting the diversity of source rocks and oil native materials, which were mainly developed in saltier and string reducing lacustrine environment. Aromatic parameters based on F1and F2, methyl-DBT index, C2820S/(20S+20R)-Triaromatic steroid maturity parameters, Polycyclic aromatic hydrocarbons maturity parameters and Methylated-2-methyltrimethyltride-cylchromans (MTTC) indicate that source rocks and crude oil samples are mainly developed in low-middle mature thermal evolution stage. In addition, it can be inferred by the aromatic hydrocarbon characteristics, maturity parameters and comprehensive analysis of sedimentary environment that crude oil in Nai 1 block, Naiman depression, was mainly origined from Lower Cretaceous source rocks in Lower Jiufotang Formation.

aromatic hydrocarbon compound; depositional environment; maturity; oil source correlation; Nai 1 block; Naiman depression

P593; TE122.1

A

0379-1726(2013)03-0262-12

2012-09-07;

2012-12-26;

2012-12-28

中国石油辽河油田分公司项目

赵兴齐(1984–), 男, 博士研究生, 地质资源与地质工程专业, 主要从事油气成藏机理与分布规律研究。

ZHAO Xing-qi,E-mail: Zhaoxingqi_77@126.com; Tel: +86-10-89734164