黔北坳陷小草坝古油藏储层沥青来源与成因研究

包建平, 斯春松, 蒋兴超, 张润和, 朱翠山,黄 羚, 王鹏万, 马立桥



黔北坳陷小草坝古油藏储层沥青来源与成因研究

包建平1*, 斯春松2, 蒋兴超1, 张润和2, 朱翠山1,黄 羚2, 王鹏万2, 马立桥2

(1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室, 地球化学系, 湖北 武汉 430100; 2. 中石油杭州地质研究院, 浙江 杭州 310023)

小草坝古油藏是黔北坳陷新近发现的一个具有一定规模但还未被系统研究的古油藏。储层沥青的实测反射率值大于3.4%, 甲基双金刚烷指数MDI大于65%, 表明这些固体沥青已处于过成熟阶段, 它们是早期聚集的原油经历了热裂解作用改造后的产物, 目前已变成了焦沥青。通过与源于下寒武统牛蹄塘组烃源岩的岩孔古油藏中固体沥青地球化学特征的系统对比, 发现它们在各类生物标志物包括链烷烃、甾萜烷及三芳甾烷系列的分布与组成特征上十分相似, 此时已无法据此分辨这两个古油藏中固体沥青的来源及异同, 表明高演化固体沥青中的分子地球化学特征出现了明显的趋同现象, 与此相关的参数在高、过成熟地区的油源研究中已失去了实用价值。但它们在具有有机母质继承性的碳同位素组成上存在显著差异, 如小草坝古油藏中固体沥青的13C值均大于‒26‰, 而岩孔古油藏中固体沥青的13C值都小于‒32‰, 其13C差值大于‒6‰, 表明小草坝古油藏中的固体沥青不可能来源于具有轻碳同位素组成的下古生界烃源岩。相邻地区上古生界石炭-二叠系含煤源岩中干酪根的13C值介于‒27‰ ~ ‒22‰之间, 这与小草坝古油藏中固体沥青的13C值十分接近, 表明它们之间的关系更为密切。由此可见, 有机质的碳同位素组成较分子地球化学参数可以为高演化地区的油源研究提供更加可靠的地球化学信息。研究区以上古生界烃源岩为油源的古油藏的确认, 表明该地区还存在一个新的勘探领域。

固体沥青; 生物标志物; 稳定碳同位素; 金刚烷类化合物; 岩孔古油藏; 小草坝古油藏; 黔北坳陷

0 引 言

贵州地区的古油藏大多分布在黔中隆起及其周缘, 且规模均较大[1‒5]。典型的古油藏包括翁安朵丁和紫云丹寨古油藏[1‒3,5]、凯里残余-麻江古油藏[6‒9]、金沙岩孔古油藏[10‒11]等。这些古油藏中烃类的表现形式复杂多变, 既有正常原油产出如凯里虎庄鱼洞背斜的虎47井[1,7]、又有氧化沥青产出如凯里残余油藏[7,12], 但大多数古油藏中的烃类均以固体沥青的形式产出[6‒11], 表明它们经历了不同的演化过程, 其成熟度差异悬殊。如正常原油和氧化沥青的演化程度中等[8], 而固体沥青大多属于热裂解作用的产物, 因而显示出高、过成熟的特征[7, 11]。油源对比的结果表明这些古油藏中的储层沥青或原油大多来源于研究区广泛分布的前寒武系-下古生界烃源 岩[6‒8,11,12]。目前发现的这些古油藏大多分布在黔东南地区, 储层层位为震旦系灯影组-下古生界, 储集类型为裂缝、孔隙、溶洞及晶洞等, 岩性既有碳酸盐岩又有碎屑岩[1‒2]。

小草坝古油藏是黔北坳陷新近发现的古油藏, 它位于云南省镇雄-彝良县境内, 分别在龙海乡坡积地剖面及小草坝乡新场剖面有较好的出露, 以固体沥青的形式充填在上泥盆统白云岩的溶洞中, 目前还没见文献公开报道这一古油藏及其特征。为了便于确定该古油藏中储层沥青的成因, 在金沙岩孔古油藏采集了已知成因和来源的储层沥青样品[11], 以期在系统地球化学特征对比研究的基础上, 探明小草坝古油藏中储层沥青的来源。

1 地质背景与样品分布

黔北坳陷地处云、贵、川三省交界处, 区内下寒武统牛蹄塘组、上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组发育有优质黑色泥页岩[13‒17]。尽管区内上古生界沉积地层发育完整[16], 但其中是否发育烃源岩因现阶段缺乏相关资料还难以判断。黔东南地区的研究结果表明, 该地区上古生界二叠系、石炭系和泥盆系地层中发育有多套烃源岩[18], 据此推测黔北坳陷的上古生界也可能发育有相应层位的烃源岩。可见, 研究区的烃源岩具有层位多、沉积环境变化大的特征, 这就预示着区内古油藏的油源较其他地区更具多样性。

本次研究的两个古油藏的构造特点及储层沥青的采样位置见图1。小草坝古油藏因修路在新场和坡积地两个剖面点上有较好的出露, 这为地质观察和样品采集创造了条件。在野外地质调查过程中发现这两个出露点含固体沥青储层厚度有十多米, 分布较为稳定。这些固体沥青大多分布在溶洞中, 肉眼可以观察到这些固体沥青的纯度较低, 因为它们与重结晶碳酸盐矿物共生。溶洞中沥青的充满程度变化较大, 有的固体沥青占据溶洞的中心部位, 体积较小, 周围被重结晶矿物环绕, 如新场露头剖面; 有的固体沥青则与重结晶碳酸盐矿物共生在一起充满整个溶洞, 此时固体沥青与无机矿物完全交织在一起。因此, 在小草坝古油藏的剖面点上所取储层沥青样品的纯度均不高。固体沥青的存在显示该古油藏遭受了后期热蚀变作用的改造, 原来的液态石油变成了现在的固态沥青, 而体积的收缩使得溶洞中固体沥青的充满度总体偏小。

图1 黔北坳陷构造单元与储层沥青样品在小草坝(a)和岩孔(b)古油藏中的采集位置

金沙岩孔古油藏位于黔北斜坡金沙凸起的岩孔背斜, 其核部地层为震旦系灯影组白云岩, 周围被下寒武统牛蹄塘组地层环绕[10]。白云岩中溶蚀孔、洞和缝发育, 固体沥青就分布在这些储集空间。在这些储集空间中固体沥青的充满程度也存在较大差异, 但固体沥青的体积大多小于储集空间的体积, 这与液态石油遭受热蚀变后体积的缩小有关。值得注意的是, 溶洞中的固体沥青体积较大, 且因没有与重结晶碳酸盐矿物共生而显得较纯, 所以很容易采集到了几乎不含无机矿物的固体沥青样品。

2 实验分析

可溶有机质萃取与分离  把含固体沥青的储层样品碎至60~80目, 然后加入三氯甲烷浸泡12 h, 经过滤、旋转蒸发以获取其中所含可溶有机质。萃取物的颜色很浅, 由此可以判断这些储层沥青在三氯甲烷中的溶解性很低, 这一现象说明这些固体沥青可能属于热裂解作用后的产物(焦沥青)。然后, 采用柱色层法把可溶有机质分离成饱和烃、芳烃和非烃馏分(因这些固体沥青均经历了强烈热裂解作用的改造, 获得的可溶有机质颜色很浅, 沥青质含量极低, 故省略了沥青质沉淀这一环节), 再对饱和烃馏分进行GC-MS分析。

饱和烃馏分GC-MS分析  所用仪器为惠普公司5890台式质谱仪, 色谱柱为HP-5ms石英弹性毛细柱(30 m´0.25 mm´0.25mm), 升温程序: 50 ℃恒温2 min, 从50 ℃至100 ℃的升温速率为20 ℃/min, 100 ℃至310 ℃的升温速率为3 ℃/min, 310 ℃恒温15.5 min。进样器温度300 ℃, 载气为氦气, 流速为1.04 mL/min, 扫描范围为50~550 amu。检测方式为全扫描和多离子双检测系统, 电离能量为70 eV, 离子源温度230 ℃。

固体沥青纯化  因储层固体沥青中可能混有一定量的碳酸盐矿物, 它们对固体沥青碳同位素的测定会带来严重影响。为此, 对三氯甲烷冷泡后的储层样品加入2 mol/L的HCl溶液进行酸解以除去其中所含的碳酸盐矿物, 并静置过夜, 直至样品与HCl不发生反应。然后, 用清水清洗至中性, 后经低温烘干以获取纯固体沥青样品以便进行稳定碳同位素测定。

3 储层沥青的宏观和微观特征

小草坝古油藏的储层沥青分布在上泥盆统碳酸盐岩的溶蚀晶洞中, 与重结晶碳酸盐矿物共生, 可以出现两种现象: 其一是晶洞中的白色重结晶碳酸盐矿物占据较大空间, 且分布在外围, 而沥青往往集中分布在晶洞的中部, 此时固体沥青因体积较小而难以单独获取, 可见溶洞中沥青的充满度偏低, 如新场露头剖面(图2上); 其二是晶洞中的外缘只有较少的白色碳酸盐重结晶矿物, 而储层沥青与深色重结晶矿物共生, 此时基本难以分辨固体沥青与无机矿物, 如坡积地露头剖面(图2中)。总体上看, 这些储层沥青质地坚硬, 不染手, 没有荧光性, 显示出焦沥青的特征。在透光下, 两个出露点上固体沥青均呈黑色, 显示具有较高的演化程度。但在储层中它们的表现形式不尽一致, 如新场剖面上固体沥青的边缘较为规则, 重结晶矿物晶形粗大、边缘平直, 与固体沥青间的界限清晰; 而在坡积地剖面上, 固体沥青的边缘呈不规则状, 重结晶矿物晶形较小, 边缘参差不齐, 两者间的接触关系也是不规则的, 这一现象可能暗示着它们形成的过程存在一些差异。

图2 小草坝古油藏(新场和坡积地)和金沙岩孔古油藏中储层沥青的产状及显微特征

在金沙岩孔古油藏, 这些深灰色固体沥青充填在溶洞中, 其溶洞边缘也有一层白色的重结晶白云石围绕, 它们在溶洞中的充满度较高, 因形体完好粗大而容易获得纯的沥青样品。这些固体沥青大多以纯固体沥青的形式存在, 其质地坚硬而不污手(图2下)。在透射光下它们呈黑色, 充填在溶蚀孔洞中, 与围岩的界限清晰, 其沥青颗粒较小草坝古油藏中的大, 没有荧光, 展示高演化特征。

4 储层沥青成熟度

4.1 沥青反射率

沥青反射率可以反映古油藏中原油经历的热演化程度[19‒21]。实测结果表明这些固体沥青的反射率明显偏高, 其中小草坝古油藏中固体沥青的反射率约为3.5%左右, 而岩孔古油藏中固体沥青的反射率则高达5.8%, 如果把它们折算成镜质组反射率则分别为2.5%和4.0%[20], 显示过成熟的特征。由此可见, 这两个古油藏中的原油在地质历史时期都经历了热裂解作用的改造, 目前在储层中出现的固体沥青都是这一作用的产物, 而沥青反射率值的大小表明岩孔古油藏中原油经历的热演化作用的强度明显大于小草坝古油藏, 这可能与不同地区沉积埋藏-热演化历史及古油藏的形成时间存在差异有关。

4.2 烷基双金刚烷系列

烷基双金刚烷是一类热稳定性很高的化合物, 它们的形成始于高演化阶段(o>1.2%), 具有指示原油遭受热裂解改造程度的作用[22], 且已建立了甲基双金刚烷指数(MDI)与镜质组反射率o间的对应关系[23]。故这类化合物的分布与组成特征在高、过成熟阶段具有特殊意义。

如前所述, 储层沥青反射率的差异已经表明岩孔古油藏经历的热裂解程度远高于小草坝古油藏, 这在其烷基双金刚烷系列的分布上也得到了体现。分析结果表明, 小草坝古油藏储层沥青的可溶有机质中可检测出较完整的C0‒3烷基双金刚烷系列(图3), 且其MDI值大于65(介于65~68之间)。按照MDI与o值间的对应关系[23], 其对应的o值应该大于1.9%, 这与其实测沥青反射率所反映的演化程度基本一致, 显示过成熟的特征。

图3 小草坝古油藏新场剖面储层沥青(XC-C7)中C0‒3烷基双金刚烷系列分布特征

图中DA为双金刚烷; M为甲基; MD为二甲基; TM为三甲基

DA‒diamantane; M‒methyl; DM‒dimethyl; TM‒trimethyl

但在岩孔古油藏储层沥青的可溶有机质中并没有检测到这类化合物, 该古油藏经历的热裂解作用过高, 此时这类具有很高热稳定性的化合物也难以幸免地遭受了强烈热裂解作用的破坏。由此可见, 尽管金刚烷烃类化合物具有很高的热稳定性, 但还没有高到可以不受热演化作用影响的程度。换言之, 这类化合物及与此相关的参数也有其适用的地质条件和范围。小草坝和岩孔古油藏储层沥青在烷基金刚烷系列分布与组成上的差异也从一个侧面表明它们经历的热演化作用存在显著差异。

5 生物标志物分布与组成

这些经历过热裂解作用改造的焦沥青中尽管可溶有机质含量很低, 但其中仍可检测出较为丰富的各类生物标志物, 它们包括链烷烃系列、甾烷系列和各种萜烷系列及三芳甾烷系列等, 但它们的分布与组成特征具有自身的特点。

如图4所示, 这些固体沥青的可溶有机质中正构烷烃系列普遍存在双峰态分布现象, 其前主峰碳为C17, 后主峰碳为C25, 前、后两个峰群中的正构烷烃成员均没有碳数优势, 显然这与这些焦沥青所经历过的强烈热演化作用的改造并不相符。这是因为正构烷烃系列的双峰态分布现象一般只出现在低演化的地质样品中[24‒25], 而在成熟, 尤其是高成熟样品中一般因C―C键的断裂使得高碳数成员变成低碳数成员而不应该出现类似现象[26]。但值得注意的是, 高、过成熟海相烃源岩中的正构烷烃系列出现类似现象并非偶然, 因为在涉及塔里木盆地和我国南方类似地区研究中均有发现[13, 27], 可见这一现象有其普遍意义。原因可能与富氢的原始有机质富含长链脂族结构单元有关, 因为有文献报道油页岩中的腐泥型有机质在经历岩墙带来的异常高温烘烤后(实测镜质组反射率为1.92%~5.31%), 其沥青A中的正构烷烃系列也出现了典型的双峰态分布现象, 而粉砂岩中的腐殖型有机质在经历类似作用后(实测镜质组反射率为2.56%~4.93%), 其沥青A中的正构烷烃系列则为前主峰单峰态分布, 而没有出现双峰态分布现象[28]。可见这一现象所隐含的意义值得关注。

图4 小草坝和岩孔古油藏储层沥青饱和烃馏分中链烷烃系列(a, m/z 57)、萜烷系列(b, m/z 191)和甾烷系列(c, m/z 217)质量色谱图

而植烷系列是链烷烃中最重要的支链烷烃, 正常情况下它们可以提供地质样品形成的环境特征如氧化还原性和古盐度相对大小。这两个古油藏储层沥青中植烷系列的构成较为相似, 如其Pr/Ph值大多接近于1.0, 且姥鲛烷和植烷较其相邻的正构烷烃均呈现出明显的优势, 因而其Pr/C17和Ph/C18值分别大于1.2和1.5(表1), 这一相似性可能与高演化作用及样品的性质有关。因为本研究储层沥青样品均取自露头剖面, 尽管热裂解形成的固体沥青可能不会受地表因素的影响, 但其中所含的可溶有机质可能会遭受地表微生物的改造, 由于正构烷烃化合物抗微生物改造的能力是所有烃类化合物中最低的, 那么随C17和C18的消耗必然会导致Pr/C17和Ph/C18值增大。但可以肯定的是, 仅依据链烷烃系列的分布与组成特征是难以判断两个古油藏中储层沥青的成因与来源的。

另一值得注意的现象是, 这些固体沥青可溶有机质中甾、萜烷系列的分布面貌的相似性十分明显。如图4所示, 在191质量色谱图上, C19-26三环萜烷系列优势明显, 其分布特征具有很好的可比性, 而五环的C27-35藿烷系列的丰度明显偏低; 此外, 它们的217质量色谱图上均表现为低碳数的孕甾烷(C21)和升孕甾烷(C22)十分丰富, 而高碳数的C27-29甾烷丰度明显偏低。显然, 依据其甾、萜烷系列的分布面貌已难以发现两个古油藏中储层沥青之间的差异。实际上, 高、过成熟地质样品中甾、萜烷系列分布面貌的趋同性普遍存在[7,11,13], 这已经影响到相应地区油源对比的进行, 而强烈的热裂解化作用则是导致这一现象的主要因素[29]。

图5展示了小草坝古油藏和岩孔古油藏储层沥青中甾、萜烷的组成特征。显然, 在Pr/Ph与伽马蜡烷指数以及Ts/Tm与C29Ts/C29H关系图中两个古油藏储层沥青的数据点较为集中, 已难以发现它们之间的差异。但在甾烷碳数组成和重排藿烷(diaC30H)与降新藿烷(C29Ts)相对组成上存在一定差异, 主要表现为岩孔古油藏的储层沥青中C27甾烷含量较低, 其C27R/C29R值大多小于1.50, 而C29Ts的含量相对较高, 其C29Ts/C29H值大多大于0.36, 而小草坝古油藏中这两个比值分别大于1.5和小于0.35。导致这一差异的原因究竟是因为两个古油藏中沥青成熟度的不同(沥青反射率值存在明显差异)还是与这些沥青具有不同的来源有关, 值得关注。梁狄刚等的研究结果表明, 不同层位不同性质高、过成熟烃源岩中各类生物标志物的分布与组成特征会出现明显的趋同现象, 如中等成熟和高、过成熟腐殖煤会呈现出截然不同的甾、萜烷分布特征[29], 这与朱扬明等的研究结果一致[30]。此时那些常用的甾、萜烷分子地球化学参数失去了其原有的地球化学意义,从而会妨碍油源研究和其他地质应用的正常开展。

表1 小草坝和岩孔古油藏储层沥青中的分子地球化学参数

注: PJD代表坡积地; XC代表新场; YK代表岩孔; C20T、C23T、C26T代表不同碳数三环萜烷; C24TE代表C24四环萜烷

图5 小草坝和岩孔古油藏储层沥青中甾、萜烷相对组成间的关系

此外, 尽管固体沥青的实测反射率值已经清楚地表明它们已处于过成熟阶段, 且岩孔古油藏储层沥青经历的热演化程度明显高于小草坝古油藏, 但与其相关的甾、萜烷成熟度参数如Ts/Tm和C2920S/ (20S+20R)值并没有表现出这一特点。如图6所示, 大多数沥青样品的C29甾烷成熟度参数小于0.50,显示还没有达到它们的平衡值, Ts/Tm值大多小于1.0, 依此判断它们似乎目前仍处于中等热演化阶段。而更值得注意的是, 仅从这些分子成熟度参数的数值而言, 完全没有显示出岩孔古油藏中沥青的成熟度远较小草坝古油藏中沥青的成熟度高这一客观事实, 这无疑反映出这些分子成熟度参数在高、过成熟阶段存在自身的局限性, 实际已失去了使用价值。

梁狄刚等的研究认为三芳甾烷系列表现出既能指示不同层系、不同岩性(沉积环境)的生源特征, 又不受成熟度影响的“指纹”作用, 很有希望成为高、过成熟区油源对比的有效指标[29]。那么本文所研究的两个古油藏储层沥青中的三芳甾烷系列是否也具有类似特征呢？

如图7所示, 就231和245质量色谱图所展示的三芳甾烷系列和甲基三芳甾烷系列的分布特征而言, 其分布面貌并不存在明显差异, 因为它们均表现为与孕甾烷和升孕甾烷对应的低碳数三芳甾烷优势明显, 而C27-29甾烷对应的C26-28或C27-29高碳数三芳甾烷丰度较低, 不同样品间每个峰的相对丰度均具有较好的可比性, 这与217质量色谱图所展现的甾烷系列的分布特征十分相似(图4), 可见这一以低碳数化合物占优势的分布面貌可能与高、过成熟作用是分不开的。

如前所述, 无论是链烷烃、还是甾萜烷, 甚至是三芳甾烷类标志物, 其分布与组成特征所提供的地球化学信息均表明小草坝古油藏和岩孔古油藏中的沥青存在较好的可比性, 显然依据这些信息无疑会得出这两个古油藏中的沥青具有相同或相近来源的结论。但答案可能没有如此简单, 因为如果说在高、过成熟阶段, 链烷烃和常规的甾萜烷参数已不能提供可靠的地球化学信息可以证明原油或沥青或烃源岩的成因和来源, 那么三芳甾烷类标志物的分布与组成是否就一定不受热演化程度的影响, 可以提供有用的信息确定其成因和来源？答案可能是否定的。

图6 小草坝和岩孔古油藏储层沥青中甾、萜烷成熟度参数间的关系

例如, 金沙岩孔古油藏与凯里残余油藏的油源均被认为来源于研究区发育的下寒武统牛蹄塘组暗色泥岩[7‒8,11‒12], 前者目前已成为固体焦沥青, 而后者仍为液态石油, 显然固体焦沥青为原油遭受强烈热裂解作用改造后的产物, 而液态石油所经历的热演化程度显然是偏低的。芳烃馏分的分析结果表明, 液态石油中三芳甾烷系列呈现C20-21低分子量化合物的丰度明显低于C26-28高碳数化合物, 在高碳数成员中C28成员优势明显, 而C26和C27成员丰度明显偏低的特征, 这与图7中岩孔古油藏固体沥青中三芳甾烷系列的分布面貌存在本质区别, 但完全不同于过成熟下寒武统牛蹄塘组烃源岩中三芳甾烷系列的分布面貌[12]。但值得注意的是, 同样处于过成熟阶段的岩孔古油藏中的固体沥青和下寒武统牛蹄塘组烃源岩中三芳甾烷系列的分布面貌则十分相似, 尤其是C26-28高碳数化合物[12], 由此表明地质样品中三芳甾烷系列的分布特征确实会受热演化程度的影响, 小草坝古油藏与金沙岩孔古油藏储层沥青中三芳甾烷系列分布面貌的相似性也应该与此有关, 此时它们所提供的信息已没有了成因意义。因此, 在有机质热演化过程中, 由三芳甾烷系列的分布面貌所提供的指纹特征会受到显著影响, 尤其是在高、过成熟阶段它可能不再是油源对比的有效指标, 使用时应该十分谨慎。

6 固体沥青碳同位素组成

稳定碳同位素主要受控于原始有机质的来源和性质[31], 不同来源的有机质常具有不同的13C值, 且它受热演化和生物降解作用等因素的影响较小[32], 因而成为油源对比最常用和有效的指标[33]。

稳定碳同位素分析结果表明, 小草坝和岩孔古油藏中固体沥青具有完全不同的碳同位素组成, 其13C值分布特征截然不同。图8所示, 岩孔古油藏中的固体沥青特别富含轻碳同位素12C, 其13C值大多小于‒32‰, 这与文献报道的分析结果基本一致[11], 也与相邻地区如黔东南凯里残余油藏中的氧化沥青和麻江古油藏中固体沥青的碳同位素组成相似[6‒8, 12], 表明它们具有相近的成因和来源。而小草坝古油藏中的固体沥青则明显富含重碳同位素13C, 其13C值介于‒26‰ ~ ‒24‰之间, 较前者重‒6‰ ~ ‒8‰。而现有的研究结果认为原油的13C差值大于2‰ ~ 3‰即可认为不同源[31]。据此可以认为小草坝古油藏的固体沥青与岩孔古油藏的固体沥青不可能具有相同来源, 它们应该分属不同的成因类型。这一现象同时也表明对于那些处于高、过成熟阶段的储层沥青而言, 常规的分子地球化学参数已难以分辨其成因和来源, 即它们在油源对比中已无实际意义。尽管稳定碳同位素组成在有机质热演化过程中也会产生一定的分馏效应, 但这一影响相对较小, 而且这一分馏效应对不同类型有机质碳同位素组成的影响是同步的和系统的, 即其碳同位素组成不会像生物标志物的分布与组成那样产生颠覆性的变化。因此, 焦沥青和不同性质干酪根的碳同位素组成的继承性不会随热演化程度的升高而发生变异, 它在确定储层沥青的成因和来源时仍可提供可靠的信息。

图7 小草坝和岩孔古油藏储层沥青中三芳甾烷(m/z 231)和甲基三芳甾烷(m/z 245)系列的系列分布特征

峰1~7分别为C20、C21、C26R、C26S+C27S、C28S、C27R和C28R三芳甾烷; 峰1a和2a分别为C21和C22甲基三芳甾烷

依据研究区下古生界不同层位烃源岩的分子地球化学组成、干酪根与可溶有机质碳同位素组成及微量元素组成特征, 已经证明岩孔古油藏中固体沥青所代表的原油来源于相邻地区发育的下寒武统牛蹄塘组黑色泥页岩[1, 11], 那么由此可以推断小草坝古油藏中固体沥青所代表的原油不可能来源于研究区的下寒武统牛蹄塘组烃源岩, 应有其自身独立的来源。

图8 小草坝和岩孔古油藏中固体沥青δ13C值直方图

黔北和黔东南地区不同层位烃源岩中干酪根的碳同位素分析结果表明, 研究区广泛分布的下古生界及前寒武系烃源岩中的有机质总体上具有富含轻碳同位素特征, 如上奥陶统五峰组、下寒武统和震旦系烃源岩干酪根的13C值介于‒35‰ ~ 30‰之间, 而下志留统龙马溪组烃源岩干酪根的13C值介于‒30‰ ~ 27‰之间[18,34‒36], 这与当时沉积有机质主要来源于低等生物的背景是一致的。由于贵州地区上古生界烃源岩时空分布上的局限性, 目前还缺乏系统的地球化学分析资料, 黔北地区更是如此, 这里主要借助于文献中涉及的黔东南地区上古生界不同层位烃源岩的分析资料进行类比[18,35,36]。黔南地区上古生界烃源岩分析结果表明其中所含有机质总体具有重碳同位素组成, 但变化较大, 这主要受烃源岩的性质、形成环境和有机质生源构成控制, 如黑色泥岩和灰岩中的有机质具有轻碳同位素组成, 其13C值一般小于‒28‰, 而含煤沉积中的有机质其13C值一般大于‒26‰[12,18,35,36]。

小草坝和岩孔古油藏中沥青碳同位素组成与研究区古生界不同层位烃源岩中干酪根碳同位素组成特征的对比情况见图9。显然, 岩孔古油藏固体沥青的碳同位素组成与下寒武统和震旦系烃源岩较为接近, 这与已有的认识是一致的[11], 从而佐证了它们之间存在密切的成因联系。小草坝古油藏固体沥青的碳同位素组成则与上古生界石炭-二叠系含煤烃源岩存在较好的可比性, 而与研究区下古生界烃源岩中干酪根的碳同位素组成存在本质区别, 由此可见小草坝古油藏中固体沥青所代表的原油不可能来源于下古生界或上古生界以低等生物为原始生烃母质的烃源岩, 而应该来源于上古生界石炭-二叠系的含煤地层, 只有这样才能使固体沥青具有如此之重的碳同位素组成。这一认识不但揭示出研究区广泛分布的下古生界优质烃源岩可以成为古油藏的烃源层, 而且分布相对局限且质量不是很好的上古生界偏腐殖型烃源岩在合适的地质条件下也可成为古油藏的烃源层, 显然这是研究区一个新的勘探领域, 值得关注。

图9 小草坝和岩孔古油藏中固体沥青碳同位素组成与贵州地区古生界不同层位烃源岩中干酪根碳同位素组成的对比(干酪根δ13C值参照文献[18,33‒35])

由于研究区勘探与研究程度相对较低, 目前还缺乏其上古生界不同层位烃源岩的生烃潜力与成烃演化特征的相关资料。但已有研究成果表明, 黔东南坳陷发育的上古生界石炭-二叠系烃源岩的实测镜质组反射率o介于1.5%~2.3%之间, 表明它们目前已处于高、过成熟阶段[18,35,36]。如果以这一实测值作为参考, 那么可以推断黔北坳陷发育的相应层位烃源岩在地质历史时期也已经发生了生排烃作用, 并对古油藏中聚集的油气做出了贡献, 这一判断应该是符合地质背景的。

由此可见, 对于那些经历过热裂解作用改造的固体沥青而言, 其中所含各类生物标志物的分布与组成特征(似乎应该包括三芳甾烷系列)已失去了其原有的地球化学意义, 因而在相关地区的油源研究中没有了实用价值, 盲目使用可能会得出与实际不相符的结论, 这是需要特别关注的。由于热演化作用导致的碳同位素分馏效应的影响相对有限, 而且这一过程对不同类型有机质碳同位素组成的影响是同步和可比的, 即这一因素对碳同位素组成的影响是系统性的, 而非颠覆性的, 因而演化后的碳同位素组成相对于原始有机质仍有继承性, 它可以为这些固体沥青所代表的原油提供指示其成因和来源的地球化学信息, 它们在油源研究中的作用不会因成熟度的升高而降低。

7 结论与建议

小草坝古油藏是黔北坳陷一个新近发现但还未被系统研究的古油藏, 其储层为上泥盆统白云岩, 晶洞中充填有固体沥青。沥青反射率和甲基双金刚烷指数均表明这些固体沥青已处于过成熟阶段, 由原油经热裂解作用改造而成。与金沙岩孔古油藏中固体沥青地球化学特征的系统对比发现, 它们具有相似的生物标志物分布与组成特征。因以往的研究已经表明岩孔古油藏中的沥青源于下寒武统牛蹄塘组烃源岩, 但现有的分子地球化学特征已难以分辨这两个古油藏中固体沥青间的异同, 此时这些沥青中的各类生物标志物的分布与组成出现了明显的趋同现象, 它们在油源研究中已失去了实用价值。

但在具有有机母质继承性的碳同位素组成上差异显著, 如小草坝古油藏中固体沥青的13C值大于‒26‰, 而岩孔古油藏中固体沥青的13C值基本都小于‒32‰, 表明小草坝古油藏中固体沥青不可能来源于具有轻碳同位素组成的下古生界烃源岩。但其碳同位素组成与相邻地区上古生界石炭-二叠系含煤源岩中干酪根的碳同位素组成十分相似, 据此推测它们之间关系密切。由此可见, 稳定碳同位素组成仍可以为高演化地区的油源对比提供可靠的地球化学信息。小草坝古油藏的发现及其烃源的确认表明研究区的上古生界烃源岩也像下古生界的优质烃源岩一样, 具备形成油气聚集的条件, 这是一个值得关注的勘探领域。

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Study on origin and source of solid bitumen from the Xiaocaoba paleo-reservoir in the northern Guizhou Depression

BAO Jian-ping1*, SI Chun-song2, JIANG Xing-chao1, ZHANG Run-he2, ZHU Cui-shan1,HUANG Ling2, WANG Peng-wan2and MA Li-qiao2

1. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources (Yangtze University), Ministry of Education, Department of Geochemistry, Yangtze University, Wuhan 430100, China; 2. Hangzhou Geology Institute, CNPC, Hangzhou 310023, China

The Xiaocaoba paleo-reservoir was recently discovered in the northern Guizhou Depression, but its source and origin remain unknown. About 3.4% of solid bitumen reflectance and more than 65% of methyl diamantane index (MDI) indicate that these solid bitumens are at the over-mature stage, and are derived from the cracking of early-accumulated crude oils. By the comparison of their geochemical characteristics with those of the solid bitumens in the Yankong paleo-reservoir, derived from the Niutitang Formation source rocks of Lower Cambrian, it is found that the solid bitumens in the two paleo-reservoirs are very similar in distributions and compositions of various biomarkers, such as alkanes, terpanes, steranes, and triaromatic steranes. Thus, their source and origin cannot be identified based on these biomarkers, because the convergence of geochemical characteristics for various biomarkers at the post-mature stage leads to the ineffectiveness of related geochemical parameters in oil-source correlation. However, their13C values show obvious differences due to the inheritance of organic precursor13C , for example, the solid bitumens from the Xiaocaoba paleo-reservoir are enriched in heavy carbon isotope and their13C values are more than ‒26‰, while for the solid bitumens from the Yankong paleo-reservoir, the13C values are less than about ‒32‰, indicating that they have different sources. In other words, the solid bitumens from the Xiaocaoba paleo-reservoir cannot be derived from the Lower Cambrian source rocks with a relatively light carbon isotope in the study area. The kerogen from the C-P containing-coal source rocks in the adjacent areas has a relatively heavier carbon isotope, their13C values ranging from ‒27‰ to ‒22‰, very similar to that of the solid bitumen from the Xiaocaoba paleo-reservoir. Therefore, it reasonably infers that the solid bitumen from the Xiaocaoba paleo-reservoir should be derived from the C-P source rocks. The existence of the Xiaocaoba paleo-reservoir shows that the C-P containing-coal source rocks have an important contribution to petroleum reserves in the study area. Therefore, stable carbon isotope of organic matter can also supply much more useful and reliable geochemical information for source correlation at the post-mature stage, compared to various biomarkers.

solid bitumen; biomarkers; stable carbon isotope; diamandoid hydrocarbons; Yankong paleo-reservoir; Xiaocaoba paleo-reservoir; Nothern Guizhou Depression

P593

A

0379-1726(2016)03-0315-14

2015-08-04;

2015-10-13;

2015-10-27

国家自然科学基金(41272169); 中国石油天然气股份公司科技项目(2012B-0504)

包建平(1962–), 男, 博士、教授, 石油地质与石油地球化学专业。

BAO Jian-ping, E-mail: bjp405@163.com; Tel: +86-27-69111927