油源对比方法简介及鄂尔多斯盆地长9油源研究现状

任帅锋，康 昱，夏小雨

(西北大学地质学系，陕西西安710000)

所谓油源对比，其根本是采用有机地球化学相关原理，在大量参数中选取适合的指标来研究油－油、油－岩、油－气、气－气、气－岩等之间的关系［1］。选取合适的油源对比方法，对于了解油源关系，了解油气成藏条件和成藏过程具有重要意义。鄂尔多斯盆地中生界石油资源十分丰富。前人根据沉积旋回特征，将延长组自上而下划分为长1－长10共10个油层组［2］。长9油层组的古地理特征及沉积格局与整个晚三叠世延长组沉积期基本相似，但由于处于盆地发育、演化的早期阶段，因此也有其特殊性，主要表现于湖盆发展鼎盛时期(长7油层组沉积期)的分布面积大于长9组沉积期的稳定湖域面积［3］。延长组长7湖相优质烃源岩是鄂尔多斯盆地主力油源岩［4－6］。最近长9湖相黑色泥页岩烃源岩的发现，以及与长9烃源层相邻的长8至长9特低渗透储集层中好的油气显示和工业油流井的获得，预示长9烃源岩可能在油气聚集中起着重要的作用。进一步查明长9湖相黑色泥页岩烃源岩的分布范围，并通过地球化学参数的对比，厘定油－源关系，对于盆地的中生界石油勘探具有重要意义。

1 油源对比方法简介

油源对比是指利用有机地球化学相关原理，选取适当的参数指标进行油源关系研究。通常认为，干酪根降解产生的一部分油气残留于烃源岩中，而另一部分通过运移在储层中聚集或者逸散，因此烃源岩与源于该层系的油气之间的化学组成必然存在一定程度地相似性，从而判断其亲缘关系。油源对比对于认识油气的成因类型、估算资源潜力和明确勘探方向具有指导意义。

1．1 族组分指标对比方法

族组分指标对比法是指利用饱和烃/芳烃比值和组分百分含量等指标的不同来判别油源关系。由于生油母质性质和生化组成的不同，原油族组分组成有较大差异，常被用于油－油的初步对比。

1．2 碳同位素分布对比方法

利用不同成因的石油间碳同位素的组成差异可以判别油－源的亲缘关系。影响石油的碳同位素组成的主要因素包括:环境、生化反应和演化程度等，目前在干酪根、氯仿沥青“A”组分和饱和烃单烃中碳同位素的应用较为普遍。由于碳同位素的分馏效应，在油－源的对比中碳同位素间偏离程度的把握难度较大，除此之外，在叠合盆地中碳酸盐含量的降低、淡水有机相油气混入到咸水有机相油气中、陆生来源油气混入海相油气都会使δ13C变轻，都会对加油－源关系的判定产生影响。

1．3 生物标志化合物对比方法

生物标志化合物对比法是指通过对烃源岩和原油的生物标志化合物参数对比，来判断烃源岩和原油之间的是否具有亲缘关系从而确定油源关系。来自于生物体内的化合物作以干酪根的形式保存于地层中并且在热演化的过程中得以保留下来的生物化合物是油源对比的重要指标。具有亲缘关系的烃源岩和原油之间在化合物组成和分布上必然存在一定的相似性［7－8］，这种相似性不但能够直接体现在色谱或色质谱图上，在目测的基础上就可以简单判别两者的关系［9］;其次，这种相似性可以通过具有地质意义的参数相对丰度来判别，选取反映沉积有机质沉积环境参数，如 ααα－20RC27/ααα－20RC29;或反映沉积有机质成熟度参数，如αααC29甾烷20S/(20S+20R)、C29甾烷 ββ/(ββ +αα) 、C31藿烷22S/(22S+22R)等;或反映沉积有机质类型参数，如伽玛蜡烷/αβC30藿烷［7，10－11］，叠合盆地中存在多源供烃、多期次运移、多期次改造等较为复杂的影响因素［12］，利用单一生物化合物参数很难做到全面把握、准确对比油源，所以多参数全面对比才会取得更为准确的油－源关系。

2 鄂尔多斯盆地长9油源关系研究现状

以往研究表明，延长组长7湖相优质烃源岩是鄂尔多斯盆地主力油源岩［13］，近些年在鄂尔多斯盆地东部发现较厚的长91湖相暗色泥岩烃源岩且有较好的生油潜力，并且在靠近长9烃源岩的长8－长9储集层发现了较好的工业油流井，部分地区已经投入开发中，说明长91烃源岩可能为邻近的储集层提供油源。

2．1 鄂尔多斯盆地长9烃源岩分布及评价研究现状

鄂尔多斯盆地延长组长7至长8烃源岩沉积环境为半深湖至深湖，包括泥岩、碳质泥岩及泥页岩，其烃源岩的TOC含量高，特别是长7油层组的烃源岩TOC含量为本区最高;烃源岩母质类型主要为以混合型，并且长7油层组最好，长8次之;烃源岩有机质均已成熟。据以往的研究，长9暗色泥岩烃源岩主要在盆地东部的志丹南部富县－古峰庄一线发育，其中在志丹南部地区最厚可达20多米，向西北方向延姬塬、古峰庄一带厚度逐渐变薄［14－15］(如图1)。长9暗色泥岩烃源岩累计厚度大于6 m的分布面积大约为4336 km2，远远小于长7烃源岩分布［13］。长9烃源岩主要为灰黑至黑色泥岩、页岩，发育环境为浅湖至半深湖［16］。根据长庆研究，长9烃源岩最为发育的志丹南部地区长9暗色泥岩烃源岩有机碳含量平均高达5．03%;有机质类型为腐泥－腐殖型;Ro基本分布在0．68% ～1．19%之间，达到成熟至高成熟阶段［13，17］。因此，在盆地的东部特别是志丹地区长9暗色泥岩有能力为其邻近的储集层提供油源。

图1 鄂尔多斯盆地长9烃源岩厚度［14］

2．2 鄂尔多斯盆地长9原油地球化学特征

李相博、刘显阳等［18］根据原油地球化学特征将鄂尔多斯盆地长9原油划分为2大类(见表1)。

表1 鄂尔多斯盆地长9原油地化参数特征

第Ⅰ类原油主要分布于姬塬和陇东地区，其地球化学特征为:C3017α(H)－重排藿烷含量远小于 C30藿烷含量;ααα20R C27、C28、C29 甾烷(简称 C27、C28、C29)呈“L”型分布。第Ⅱ类原油主要分布于陇东地区，其地球化学特征为:C3017α(H) －重排藿烷含量高 ααα20R C27、C28、C29甾烷分布呈“L”型并且ααα20R C27甾烷略占优势。

2．3 鄂尔多斯盆地长9油源关系

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组和长9油层组的烃源岩沉积环境均为湖相沉积，所以长7油层组和长9油层组的烃源岩具有相似的生标化合物，从而给油源对比增加了难度。然而，由于长7油层组与长9油层组烃源岩的沉积以及成岩氧化还原环境存在明显差异，因此，可以选取特定的生物标志化合物参数指标进行油源关系分析。为了进行油源对比，段毅、刘显阳和李相博等对鄂尔多斯盆地不同地区延长组长9原油和长7至长9潜在烃源岩进行了生物标志化合物分析［18－19］，研究发现，长9的Ⅰ类原油与长7的泥岩、油页岩烃源岩都具有C3017α(H)－重排藿烷含量很低，C30藿烷含量较高的特点［20］，说明长9油层组的Ⅰ类原油与长7油层组的烃源岩具有较好的亲缘关系;而长9油层组的暗色泥岩烃源岩与长9的Ⅱ类原油都具有C3017α(H)－重排藿烷含量高的特征［20］，说明长9油层组的Ⅱ类原油与长9油层组的烃源岩具有较好的亲缘关系。

通过对比鄂尔多斯盆地延长组长9油层组原油和烃源岩的生标化合物特征发现:在志丹及志丹南部地区长9油层组具有较好的生烃潜力，为该地区长9储集层提供油源，部分地区的长9储集层是长7和长9油层组共同提供油源。其他区域很少发现长9烃源岩大量供烃现象，其油源绝大部分都来自长7烃源岩。油源对比的结果与长9油层组烃源岩的发育范围有很好的匹配关系。

3 结论

(1)油源对比是一项油气地质上经常使用的技术，最常用的方法为生物标志化合物对比，依据不同情况选取不同的生标参数，多重参数相结合才能更准确的判定油源关系。

(2)鄂尔多斯盆地长9油层组烃源岩在志丹南部富县地区最为发育，最大厚度达20 m以上，有机质丰度较高，生烃能力强。延西北方向古峰庄一带发育，其厚度逐渐变小，烃源岩逐渐变差。

(3)目前研究发现鄂尔多斯盆地志丹及其邻近地区长9油层组的原油有长9油层组的烃源岩贡献，其它地区绝大部分为长7油层组的烃源岩贡献，这与鄂尔多斯盆地延长组长9油层组烃源岩分布是一致的。