塔里木盆地顺北油气田不同层系原油地球化学特征对比及成因分析

2019-12-19罗明霞夏永涛邵小明

石油实验地质 2019年6期

罗明霞，夏永涛，邵小明，吴鲜

(中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

顺北油气田位于塔里木盆地顺托果勒低隆起，油气成藏条件优越。近几年，在北东、北西向走滑断裂上部署的钻井在奥陶系测试多获得了高产工业油气流；同时，在上部碎屑岩层系也见到了良好的油气显示。如顺北5-6井在志留系柯坪塔格组见油斑显示，槽面针孔状气泡约占30%，油花占10%，见微量原油返出；顺北评2H井、顺北5-1X井在白垩系见到弱含气显示，对比系数达到137～313，槽面出现针尖状气泡。深入开展纵向上这3个层系原油(油砂)的地球化学特征对比、划分其成因类型，对于该区的油气成藏研究具有重要意义。

1 区域地质概况

顺北油气田主体位于顺托果勒低隆起，东南部延伸至古城墟隆起的顺南地区，东西两侧紧邻满加尔坳陷及阿瓦提坳陷，南北方向上与沙雅隆起和卡塔克隆起相接(图1)。受控于塔里木盆地，尤其是沙雅隆起及卡塔克隆起2个构造单元的区域构造—沉积演化背景，顺托果勒低隆起经历了多期复杂的沉积构造运动，为烃源岩、储层、断裂发育及油气充注富集提供了有利的地质条件[1]。

图1 塔里木盆地顺北油气田构造位置

在加里东早—中期的构造挤压背景下，顺托果勒低隆起形成了多组北东和北西向的走滑断裂带，在后期的构造运动中继承性活动、叠加改造，最终形成了一系列通源的走滑断裂体系，对纵向上不同层系，特别是奥陶系碳酸盐岩缝洞型储集体的发育以及油气富集起着控制作用。目前，顺北油气田的勘探成果表明，在主干断裂带上，奥陶系储集体发育规模大，油气产能高，亦证实了走滑断裂体系在研究区具有控储、控藏、控富作用。

2 原油地球化学特征对比

2.1 饱和烃色谱特征

顺北油气田不同层系原油(油砂)的正构烷烃系列分布特征整体相似，碳数分布在nC9-nC38，均呈单峰前峰型分布，色谱基线较平直，原油保存条件良好，OEP值在1.0左右，均为成熟原油；但主峰碳位置、轻重比(∑nC21-/∑nC22+)及姥植比(Pr/Ph)差异较大(表1)，反映了其母源类型、沉积环境及成熟度的差异[2-4]。其中，奥陶系原油主峰碳靠前，集中在nC11-nC15，∑nC21-/∑nC22+分布在2.94～6.96，平均值4.73，Pr/Ph多小于1，植烷优势明显；志留系原油主峰碳在nC18，∑nC21-/∑nC22+为1.43，和奥陶系原油相比，其成熟度略低，Pr/Ph同样表现为植烷优势；白垩系原油主峰碳在nC17和nC19，∑nC21-/∑nC22+为1.81～1.85，介于奥陶系和志留系原油之间。类异戊二烯烃中姥鲛烷优势明显，Pr/Ph达到1.65～1.71，明显不同于下伏层段中的原油，反映其油气母源具有差异。

同时，利用原油类异戊二烯烃的Pr/Ph与D值(Ph/nC18-Pr/nC17)，可以很好地判别原油的沉积环境[5-6]。从图2可以看出，奥陶系及志留系原油的Pr/Ph小于1.3，数据点集群性好，表明为同一来源的原油，属于海相原油；而白垩系原油则落入陆相油区域。

表1 塔里木盆地顺北油气田不同层系原油饱和烃色谱参数

图2 塔里木盆地顺北油气田不同层系

2.2 生物标志化合物

2.2.1 萜烷类特征

萜烷类化合物的分布与有机质生源、沉积环境等密切相关[7]。前期的研究表明：塔北地区海相烃源岩和原油中C23三环萜烷占优势，含量高于C21三环萜烷，C21TT/C23TT小于1.0；而陆相烃源岩和原油中三环萜烷化合物含量低，以C21三环萜烷为主峰，C21TT/C23TT大于1.0[8-10]。同时，C24四环萜烷一般在陆相烃源岩或原油中丰度较高，也是陆相生源的一个重要指示化合物[11-12]。因此，可以用三环萜烷C21TT/C23TT比值与C24四环萜烷/(C24四环萜烷+C26三环萜烷)比值，来有效地区分海、陆相原油。

从不同层系的萜烷类质量色谱图(图3)可以看出，奥陶系和志留系原油的分布特征相似，总体表现为三环萜烷和藿烷系列丰富，三环萜烷以C23为主峰，C21TT/C23TT值小于1.0，C24四环萜烷/(C24四环萜烷+C26三环萜烷)比值，即C24TeT/(C24TeT+C26TT)较低，分布在0.17～0.41，表明原油主要来自海相腐泥型母质。但是两者的Ts/(Ts+Tm)，即C27三降新藿烷/(C27三降新藿烷+C27三降藿烷)比值差异较大，奥陶系该值分布在0.49～0.78，平均0.61，志留系为0.38，反映了其成熟度的差异。白垩系油砂的萜烷化合物分布和奥陶系、志留系原油差别明显，其三环萜烷丰度明显偏低，C21三环萜烷占优势，C21TT/C23TT值大于1.0；C24TeT/(C24TeT+C26TT)高，为0.62～0.63；C30重排藿烷(C30DiaH)相对丰度高。研究表明，在氧化至亚氧化沉积环境和酸性介质及黏土矿物催化作用下，细菌藿类先质易于发生重排，形成重排藿烷[13-14]。因此，综合判断，顺北油气田白垩系为陆相原油(图4)，与类异戊二烯烃判识的原油成因相同。

2.2.2 三芴系列分布

原油芳烃化合物中的芴(F)、硫芴(二苯并噻吩，SF)和氧芴(二苯并呋喃，OF)三芴系列的相对组成具有沉积环境指示意义[15-16]。通常陆相淡水烃源岩和原油中芴含量高，沼泽相煤和煤成油中氧芴含量高，盐湖相、海相强还原环境烃源岩及原油中硫芴含量高。顺北奥陶系及志留系原油三芴组成相似(图5)，均表现为硫芴含量高(>60%)，氧芴含量极低(<2%)，显示原油母质主要是处于高盐度或强还原环境，与海相强还原环境烃源岩有关。而白垩系油砂中硫芴含量降低，氧芴及芴含量增加，可能来自偏氧化环境下的陆相淡水烃源岩。

图3 塔里木盆地顺北油气田不同层系原油(油砂)萜烷类化合物分布

图5 塔里木盆地顺北油气田不同层系原油三芴组成

2.3 碳同位素组成特征

原油的碳同位素组成主要继承其母源有机质的组成。顺北地区奥陶系及志留系原油全油碳同位素值分布于-31.4‰～-32.5‰，平均为-31.99‰，表现为海相原油特征(图6)。白垩系油砂的碳同位素相对较重，介于-29.9‰～-31.1‰，与哈拉哈塘—英买力地区源自三叠系烃源岩的白垩系油砂碳同位素值相近[17]。

单体烃类碳同位素能从分子级别反映单个化合物的来源，较全油和族组分同位素有更明显的优越性。前人对原油饱和烃单体烃类碳同位素有了广泛的研究，普遍认为不同成因类型原油的正构烷烃单体烃碳同位素值主要取决于母源的沉积环境与相关的生源输入[18-19]。顺北地区奥陶系和志留系原油的饱和烃单体烃碳同位素分布基本一致，曲线平稳，碳同位素值较轻，均小于-33.0‰，反映两者具有相同的母源。白垩系原油的单体碳同位素则明显偏重，曲线呈锯齿—下斜型分布(图7)，表明其母源和下伏地层的原油母源明显不同。

图6 塔里木盆地顺北油气田不同层系原油(油砂)及族组分碳同位素分布

图7 塔里木盆地顺北油气田不同层系原油饱和烃单体正构烷烃碳同位素分布

3 成因分析

实钻井及野外露头资料分析表明，塔里木盆地寒武系玉尔吐斯组烃源岩的Pr/Ph多小于1，三环萜烷和藿烷系列丰富，C21TT/C23TT值小于1.0，且具有较低的C24四环萜烷(图8)，干酪根碳同位素较轻，在-32‰～-35‰左右。顺北油气田奥陶系和志留系原油与玉尔吐斯组烃源岩地化特征相似，因此认为其来自寒武系玉尔吐斯组烃源岩[1]。

前期研究证实，北部库车坳陷的陆相原油可以长距离运移至哈拉哈塘热瓦普地区的白垩系，因此其南部的顺北油气田亦有陆相油的可能性。库车坳陷三叠系湖相泥岩的生标特征表现为：Pr/Ph高，在1.5～3.56，三环萜烷丰度低，以C21三环萜烷为主峰，C24四环萜烷相对含量高[17，20]，与顺北油气田白垩系油砂特征一致，分析认为顺北地区的白垩系原油来自北部三叠系烃源岩。

综上所述，顺北油气田奥陶系与志留系为同源不同期的海相油藏，志留系原油成熟度相对较低；而白垩系为陆相原油，这与区域上的构造背景、烃源岩、断裂演化等密切相关。加里东晚期—海西早期，烃源岩进入生排烃期，大量的原油充注成藏。在活动强烈、向上延伸至志留系的断裂带上，油气整体充注，在奥陶系和志留系均有成藏；在海西早期构造抬升剥蚀时被破坏、逸散，形成目前顺北地区奥陶系及志留系普遍分布的沥青；晚海西期，烃源岩持续生排烃，断裂继承性活动，沟通了底部油源，油气向上运移，在奥陶系、志留系形成轻质油藏(图9)。喜马拉雅期，烃源岩处于生凝析油气阶段[1]，但断裂在本期整体活动较弱，同时，上覆上奥陶统区域性泥岩盖层厚度大，顶部封盖性良好，油气难以突破上覆厚层的泥岩进入志留系，主要沿断裂在下部奥陶系聚集成藏，造成奥陶系现今的原油成熟度相对志留系要高；燕山—喜马拉雅期，塔北地区发生区域性的构造反转，白垩系整体表现为北低南高的单斜构造格局，为库车坳陷陆相油气自北向南运移提供了有利基础(图9)。前期在哈拉哈塘及英买力南部白垩系已发现了大量来自北部库车坳陷三叠系湖相烃源岩的油气[17]，证实北部陆相油气可以通过断裂、不整合面及砂体等进行长距离的侧向运移至顺北油气田。