塔里木盆地巴楚隆起盐下白云岩中油气来源

曹自成，朱秀香，吴 鲜，徐勤琪，路清华，李建交，蒋海军

(1.中国石化 西北油田分公司，乌鲁木齐 830011；2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011；3.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

MB1井是位于塔里木盆地巴楚隆起的一口重点探井(图1)，其目的是为了探索巴楚隆起寒武系盐间灰岩及盐下白云岩的储层发育特征及其含油气性，评价中下寒武统烃源岩发育特征。该井完钻层位为前震旦系，完钻井深6 476.89 m。钻井在寒武系见多层油气显示，其中在上寒武统下丘里塔格群(5 206～5 207 m)见良好气测显示，槽面见针尖状气泡，占槽面5%；在下寒武统吾松格尔组(6 180.38～6 184.41 m)见2.9 m/2层荧光显示，2.13 m/1层油迹显示。

近年来，通过对近30 000 km的地震剖面和500余口钻井资料分析，认识到下寒武统烃源岩分布广泛、有机碳含量高，是塔里木盆地台盆区最主要的优质烃源岩[1-3]。研究认为，在大埋深、高压力、低地温梯度、晚期快速稳定深埋等因素的共同作用下，该套烃源岩在燕山—喜马拉雅期仍处于高成熟液态油—凝析油气规模生烃阶段[4]，为寒武系—奥陶系晚期成藏奠定了坚实的资源基础。塔里木盆地寒武系油气勘探在塔北、塔中、柯坪隆起均取得突破[5-10]，目前尚未有工业油气发现的巴楚隆起是今后盆地西部寒武系勘探的重点地区。巴楚隆起为前寒武纪古隆起，F1、H4、T1、XH1、BT5、MB1等多口钻井揭示寒武系底部不发育玉尔吐斯组。巴楚隆起MB1井在下寒武统取心见良好油气显示，表明该区在该领域可能具有良好的勘探前景。本文以MB1井油显示地球化学特征分析为基础，通过油—油、油—源对比，探究MB1井油来源，推测其油气成藏模式，以期为巴楚隆起寒武系油气勘探提供参考。

1 样品与地质背景

巴楚隆起位于塔里木盆地西南部，北邻阿瓦提坳陷和柯坪隆起，南邻麦盖提斜坡，东邻塘古巴斯坳陷与卡塔克古隆起，西邻柯坪隆起(图1)。隆起区构造活动剧烈，区内北西向大型断裂较发育，同时也发育北东向断裂，规模相对北西向要小。巴楚隆起区南部边界为色力布亚—玛扎塔格断裂，西北部边界为阿恰断裂，西部边界为柯坪—沙井子断裂，东北部边界为吐木休克断裂[11-12]。区内地层自下而上发育震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系以及新生界。其中，中南部BT5—MB1—Ht1井区缺失上震旦统和下寒武统玉尔吐斯组；全区缺失中奥陶统、白垩系、三叠系和部分古近系。

图1 塔里木盆地巴楚隆起构造位置、样品位置及MB1井地层综合柱状图

本次研究包括巴楚隆起1件岩心样品、隆起周缘的6口井奥陶系原油样品和柯坪露头苏盖特布拉克剖面下寒武统玉尔吐斯组黑色页岩(表1)。岩心样品和柯坪露头黑色页岩是经30 min清水浸泡后抽提有机物；原油样品采用常规方法处理进行分析，开展了饱和烃色谱—色质、芳烃、轻烃指纹、碳同位素等有机地球化学分析，全部分析测试在中国石化油气成藏重点实验室(无锡)完成。

表1 样品信息表

2 油/岩心抽提物地球化学特征

2.1 饱和烃色谱特征

MB1井下寒武统吾松格尔组油显示抽提物饱和烃色谱均为单峰前峰型，正构烷烃系列保存完整，碳数分布于nC11—nC37，主峰碳为C16—C19(图2)。谱图基线平整，没有明显“鼓包”，∑C21-/∑C22+比值为1，指示油未经历生物降解作用。奇偶优势比(OEP)值为1.079，非常接近于平衡值1，反映奇偶碳优势非常微弱，指示油显示抽提物处于成熟—高成熟演化阶段。姥植比(Pr/Ph)可以有效地反映生源沉积环境的氧化还原性，是确定原油成因的重要参数之一[13-14]。MB1井吾松格尔组油显示抽提物中Pr/nC17值为0.120，Ph/nC18值为0.150，Pr/Ph为0.893，植烷含量占优势，指示油显示生烃母质沉积环境为强还原环境。

图2 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系岩心油显示饱和烃色谱

2.2 甾萜类化合物特征

2.2.1 规则甾烷

根据MB1井抽提原油饱和烃色质m/z217谱图(图3)中原油甾烷的分布，下寒武统油显示抽提物原油中5ααα-C27、C28、C29规则甾烷的分布呈明显的“V”字型，其中5ααα- 20R-C28规则胆甾烷含量相对较低，占比为14.89%，5ααα- 20R-C27和5ααα-20R-C29规则甾烷含量相对较高，分别为39.85%和45.26%。通常规则甾烷组成特征中C29甾烷优势被认为是陆相有机质输入的标志，但陆相高等植物在泥盆纪才开始大面积繁盛，因此早古生代和前寒武纪的海相石油和源岩中的C29甾烷优势来源于海洋藻类已达到共识，且塔里木盆地寒武系高含量的C29甾烷与浮游绿藻有关[15]。由此推测，MB1井寒武系抽提原油来源于水生浮游藻类，分析认为MB1井下寒武统的原油母质类型可能为腐泥型。

图3 塔里木盆地巴楚隆起区寒武系油显示与玉北奥陶系原油对比

2.2.2 萜烷类化合物

原油中含有丰富的萜类化合物，C19—C27长链三环萜烷主要来自海相烃源岩及其所生的原油中，有的学者认为长链三环萜类化合物可能来源于水生藻类[16]。从MB1井吾松格尔组油显示饱和烃色质谱图(图3)中原油甾烷的分布可见，其萜类系列化合物中三环萜烷系列化合物丰度高于藿烷系列；在三环萜烷中，C21TT/C23TT(C21三环萜烷/C23三环萜烷)比值为0.88，C23TT的丰度占优势(表2)，指示油显示生烃母质沉积环境为海相沉积环境。藿烷系列化合物中的18α(H)-22,29,30-三降藿烷(Ts)和17α(H)-22,29,30-三降藿烷(Tm)的相对含量比值可以反映原油热演化程度，伽马蜡烷/C30藿烷比值可以侧面反映烃源岩沉积环境。MB1井Ts/(Ts+Tm)指标为0.6，指示其演化程度较高，处于高热演化成熟阶段；伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.27，指示其烃源岩沉积环境为咸水环境(表2)。

表2 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系岩心抽提物与玉北奥陶系原油生标参数对比

2.3 油显示原油及组分碳同位素

原油及族组分碳同位素组成继承其母源有机质的组成，尤其芳烃同位素受热演化程度、沉积环境等影响较小，能有效反映原油成因[3,14-18]。MB1井吾松格尔组油显示抽提物原油和饱和烃、芳烃、非烃、沥青质的碳同位素均大于-32‰，原油、饱和烃、芳烃、非烃、沥青质的δ13CPDB值分别为-30.8‰，-31.5‰，-29.9‰，-29.7‰，-28.9‰。

2.4 芳烃组成特征

芳烃组分中“三芴”系列(硫芴—二苯并噻吩、芴—吡咯类化合物、氧芴—二苯并呋喃)被认为是烃源岩沉积环境的良好指标，硫芴系列含量通常指示还原沉积环境，而氧芴则指示偏氧化的还原环境[19-20]。MB1井下寒武统油显示抽提物原油“三芴”系列化合物中，硫芴占比76.3%，氧芴占比4.7%，芴占比18.9%，硫芴占决定优势，指示原油形成于强还原的沉积环境。

3 油气来源分析

MB1井在吾松格尔组钻遇良好油气显示，证实该区寒武系经历了油气成藏过程。将MB1井寒武系岩心抽提物与邻区的玉北地区、和田河地区及LS2井奥陶系的原油进行油—油对比，研究MB1井原油来源，这对于分析巴楚隆起油气成藏模式、评价寒武系勘探潜力具有重要意义。丁勇等[21]通过玉北地区奥陶系原油与XH1井寒武系玉尔吐斯组烃源岩、肖尔布拉克剖面玉尔吐斯组烃源岩、大湾沟下奥陶统烃源岩油源的对比研究，认为玉北地区奥陶系原油来源于中下寒武统斜坡相烃源岩。

原油及族组分碳同位素组成特征是生烃母质类型、沉积环境和热演化程度的综合反映，广泛应用于油源对比工作。MB1井寒武系岩心抽提物与周缘地区原油及组分碳同位素分布特征(图4)表明，从玉北地区—MB1井—LS2井—和田河气田M4井，碳同位素值呈逐渐变重的趋势，其中MB1井、LS2井及和田河气田M4井原油碳同位素分布特征相似，与玉北地区原油碳同位素值差异较大。前人[21-23]研究结果表明，LS2井、和田河地区和玉北地区原油均为寒武系来源，且和田河地区及LS2井原油遭受过TSR改造作用，推测MB1井寒武系岩心抽提物同样来源于寒武系，不同地区样品碳同位素差异主要受控于热演化程度及后生蚀变的影响。

图4 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系 岩心抽提物与周缘原油碳同位素特征分布

根据原油饱和烃色谱图Pr/C17—Ph/C18图版分析，MB1井寒武系抽提物与玉北地区、LS2井及M4井奥陶系原油的母质类型均为藻类干酪根类型(图5)，同样指示相似的母源特征，成熟度较高。

图5 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系 抽提物及周缘原油干酪根类型与成熟度识别图版

根据原油甾烷、萜烷的分布(图3，表2)， 可见MB1井寒武系抽提物、玉北地区奥陶系原油、苏盖特布拉克剖面寒武系玉尔吐斯组烃源岩具有较好的亲缘性，并具有以下几个特征：①C27-C28-C29规则甾烷系列化合物中呈C29规则甾烷优势，呈明显不规则”V”字型形态，在塔里木盆地这种较高含量的C29规则甾烷分布特征，表明生烃母质为水生低等藻类；②萜烷系列化合物含量丰富，明显高于藿烷系列化合物，且三环萜烷系列中C23三环萜烷含量较高，C21TT/C23TT值均小于1，其中MB1井寒武系抽提物、玉北地区奥陶系原油、苏盖特布拉克剖面玉尔吐斯组烃源岩C21TT/C23TT分别为0.88， 0.53～0.66，0.79；③具有较高含量的伽马蜡烷，伽马蜡烷指数在0.2左右，其中MB1井寒武系抽提物、玉北地区奥陶系原油、苏盖特布拉克剖面玉尔吐斯组烃源岩伽马蜡烷/C30藿烷比值分别为0.27， 0.16～0.24，0.295，指示生烃母质的沉积环境相似，为咸水、还原沉积环境；④Ts/(Ts+Tm)是反映热演化程度的良好参数，MB1井寒武系抽提物Ts/(Ts+Tm)值为0.6，玉北地区奥陶系原油该参数为0.44～0.64，苏盖特布拉克剖面玉尔吐斯组烃源岩为0.44，表明不同地区成熟度存在差异。

综上所述，MB1井吾松格尔组岩心抽提物与玉北地区奥陶系原油和玉尔吐斯组烃源岩具有较好亲缘性，指示MB1井吾松格尔组油气来自下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。同时，MB1井吾松格尔组油气显示段之上发育厚层膏盐岩盖层，其封盖性能优越，膏盐岩之下的油气不可能来自膏盐岩之上的烃源岩。

巴楚隆起不发育下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，而其周边均发育该套优质烃源岩。MB1井在下寒武统钻遇了来自下寒武统烃源岩生成的油气，说明巴楚隆起周边下寒武统烃源岩生成的油气或古油藏具备侧向运移至此的条件，从而提升了巴楚隆起寒武系的勘探潜力。开展寒武系成藏期油气优势输导方向研究，在油气优势输导方向上寻找有效圈闭是巴楚隆起寒武系油气勘探的目标。

4 结论

(1)MB1井油显示的饱和烃色谱图为单峰前峰型，正构烷烃系列保存完整，谱图基线平整，未见明显的“鼓包”；Pr/Ph比值为0.893，C21TT/C23TT小于1，三环萜烷系列的丰度高于藿烷系列，C27-C28-C29ααα20R规则甾烷表现为C29甾烷优势明显不对称的“V”字型；原油碳同位素中等，三芴系列化合物表现为明显的硫芴优势，指示该油显示属于形成于还原沉积环境的海相原油。

(2)MB1井寒武系抽提物与周缘和田河地区、LS2井、玉北地区奥陶系原油整体地球化学面貌相似，母质类型相同，均为藻类干酪根型；原油甾烷、萜烷分布特征上，MB1井寒武系抽提物与玉北地区奥陶系原油、苏盖特布拉克剖面寒武系玉尔吐斯组烃源岩具有较好的亲缘性，指示MB1井寒武系原油可能来自下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。