塔里木盆地玉北1井原油成因再认识及其意义

2021-11-01孙永革路清华何毓新孔丽姝刘少杰

石油实验地质 2021年5期

孙永革，路清华，何毓新，孔丽姝，刘少杰，顾忆

(1.中国石化油气成藏重点实验室，江苏无锡 214126；2.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；3.浙江大学地球科学学院有机地球化学研究组,杭州 310027；4.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

关于塔里木盆地下古生界含油气系统的油源问题至今仍存在争议。HANSON等[1]和ZHANG等[2]最早明确指出中、上奥陶统烃源岩是塔里木盆地下古生界含油气系统主力油源岩，这在过去很长一段时间内，是塔里木盆地下古生界含油气系统油源的主流观点之一[3-12]。但是，由于寒武系—下奥陶统烃源岩现今已进入高—过成熟阶段[13-14]，难以利用沉积有机质的原生信息确定其贡献与否。因此，该观点一直没有得到勘探家和地质学家的充分认可。基于反演思路，根据对潜在烃源岩发育古沉积环境的地质认识，以及指示强厌氧环境的芳基类异戊二烯烃化合物在原油中的检出，提出寒武系—下奥陶统的源岩是主力油源岩[15]。稳定碳同位素组成[16-17]和硫同位素组成[18-19]也进一步支持了该结论。尽管不断受到质疑，但随着中深1井(2013年)和轮探1井(2019年)寒武系中油气的发现，现在已有更多学者重新思考寒武系的生油贡献问题。如根据露头剖面，认为目前发现的塔北和塔中海相油气可能主要来自于下寒武统烃源岩[20]。根据分子指纹认为塔北海相原油主要来自中、上奥陶统烃源岩，塔东海相原油主要来自寒武系烃源岩，而塔中则属于混源成因[21]。庞雄奇等[22]则进一步指出塔中地区寒武系烃源岩贡献平均可达65%。

玉北1井区位于塔里木盆地西南麦盖提斜坡(图1)[23]，含油气层主要位于中—下奥陶统鹰山组和下奥陶统蓬莱坝组，同时发现部分井区存在上奥陶统良里塔格组。挤压式断层相关褶皱是玉北地区主要的构造变形样式[24]。前人对玉北1井构造带的成藏过程已有过详细研究，指出目前发现的奥陶系油藏，主要为加里东中期—海西早期、海西晚期两大成藏期的贡献[24-25]。对于玉北1井区油气藏的成因，目前主要的质疑依然是油源。如果是寒武系油源，那么，塔西南地区寒武系烃源岩沉积环境是否与台盆区相似？本文试图从原油分子同位素地球化学特征入手，尝试以反演思路作答。

图1 塔里木盆地玉北1井构造位置[23]Fig.1 Location of well Yubei 1, Tarim Basin

1 样品与实验

玉北地区勘探发现主要集中在玉北1构造，出油井包括发现井玉北1井，以及评价井玉北1-1、玉北1-2X、玉北1-3、玉北1-4、玉北1-5和玉北1-6井。由于均属于一个油藏范畴，本次研究主要剖析玉北1井奥陶统鹰山组(O1-2ys，埋深5 714 m)原油样品，文中引用的塔中、塔北、顺北等区域原油参考样均来自作者以往研究数据[26]，相关图件中标注了部分原油所在钻井名称，基本信息等不再作具体列表说明。

1.1 有机质分离

原油用石油醚(30～60 ℃)沉淀去掉沥青质，将剩余部分进行硅胶氧化铝柱层析，以石油醚(30～60 ℃)、苯、甲醇作为洗脱液，分别获得饱和烃、芳香烃、非烃组分。其中饱和烃组分通过尿素络合法进一步分离为正构烷烃和异构/环烷烃组分。芳烃化合物进一步分离参考JIANG等[27]的工作。取1～10 mg的芳烃组分进行氧化铝柱层析，分别用石油醚/二氯甲烷(99∶1,V/V)、石油醚/二氯甲烷(97∶3,V/V)、二氯甲烷洗脱，获得单芳组分(AF1)、二芳组分(AF2B)和三环及三环以上芳烃组分(AF3C)。再次对AF3C组分进行氧化铝柱层析，分别用石油醚/二氯甲烷(90∶10,V/V)、二氯甲烷洗脱，收集得到AF3C-1和AF3组分，合并AF2B和AF3C-1即为AF2组分。

1.2 全油气相色谱分析

仪器为安捷伦5977A气相色谱仪，配以氢火焰离子化检测器(FID)。DB-1MS (60 m×0.32 mm×0.25 μm)色谱质谱专用柱，分流进样，分流比为10∶1，进样口温度为290 ℃。升温程序为初始温度30℃，恒温15min，然后以3℃/min的速率升至310 ℃，恒温30 min。N2作为载气，流速为1.0 mL/min。轻烃化合物鉴定依据保留时间并经文献对比确定[28]。

1.3 生物标志化合物气相色谱质谱分析

对异构/环烷烃组分进行气相色谱—质谱(GC-MS)分析以获得生物标志化合物组成和分布。仪器为安捷伦7890B-5977A GC-MS联用仪。色谱柱使用DB-1MS弹性石英毛细管色谱质谱专用柱(60 m×0.32 mm×0.25 μm)，色谱进样口温度290 ℃，无分流模式进样，He为载气，恒流1 mL/min。色谱升温程序：始温60 ℃，保留1 min，3 ℃/min至210 ℃，2 ℃/min至295 ℃/min，恒温30 min。离子源温度230 ℃，电子轰击源(EI，70 eV)，质谱扫描采用全扫描加选择性离子扫描 (Scan+SIM) 模式，范围30～650 amu，选择离子分别为：m/z=123, 177, 191, 205, 217, 218, 231, 232。

1.4 气相色谱同位素比值质谱分析

仪器为赛默飞Trace Ultra 气相色谱—同位素比值质谱联用仪 (MAT-253)。GC配备了 DB-1MS 毛细管柱 (60 m×0.32 mm×0.25 μm)，进样口温度为290 ℃。正构烷烃组分色谱升温程序：初始温度为50 ℃，保持1 min，以1.5 ℃/min的速率升至120 ℃，然后以5 ℃/min的速率升至300 ℃，保持25 min，He作为载气, 流速为1.5 mL/min, 无分流进样。二芳组分色谱升温程序：70 ℃始温，恒温5 min，先以3 ℃/min升温至220 ℃，再以20 ℃/min升温至310 ℃，保留20 min。He作为载气，流速为1.0 mL/min，采用无分流模式进样。测试过程使用外标来确保测定碳同位素值的准确性，外标由美国印第安纳大学研制，由已知碳同位素的nC16～nC30共15种正构烷烃组成。采用V-PDB标准, 每个样品至少获得2次平行测试结果, 标准偏差一般在±0.5‰以内。

2 结果与讨论

2.1 生物标志化合物组成及其地球化学意义

玉北1井区地面原油密度平均为0.927 0 g/cm3，含蜡11.38‰～18.79%，含硫0.68%～0.81%，运动黏度134.802 1～299.758 0 mm2/s，自西向东密度、黏度和含蜡量呈现增大趋势，总体上玉北1井区原油属低—中硫、高蜡、高黏度的中—重质原油。玉北1井全油色谱揭示，原油不但具有完整的正构烷烃分布，同时又具有高的UCM鼓包(图2)，与塔河地区原油非常相似，可能指示了两期成藏、早期破坏的成藏特征。完整的25-降藿烷系列以及降三环萜类化合物的出现，进一步指示早期油藏遭受过强烈生物降解(图3)。

图2 塔里木盆地玉北1井全油色谱特征Fig.2 Chromatographic characteristics of whole oil from well Yubei 1, Tarim Basin

丰富的长链三环萜烷分布(至C31)、升藿烷翘尾巴特征(C35/C34为0.91)、相对高的伽马蜡烷含量(GI为0.16)等均揭示了一套发育于还原环境的海相沉积烃源岩(图3)。SUN等[15]的研究成果以及近年来野外露头和钻井[19]已经揭示塔里木盆地下寒武统发育一强厌氧环境下沉积的烃源岩。玉北1井原油中高丰度芳基类异戊二烯烃的检出进一步明确了其与寒武系烃源岩有关(图4)。然而，对比台盆区检出的芳基类异戊二烯烃分布特征，可以发现二者在相关化合物的分布特征上存在着显著差异。玉北1井原油中除了丰富的2,3,6-芳基类异戊二烯系列化合物外，还检出相对高含量的2,3,4-芳基类异戊二烯系列化合物。而台盆区奥陶系原油中2,3,4-芳基类异戊二烯系列化合物相对含量较低，并且在很多样品中难以检出[15]。这两类化合物的生源形成环境有一定差异，2,3,6-芳基类异戊二烯系列化合物主要指示绿硫细菌的贡献，而2,3,4-芳基类异戊二烯系列化合物则指示紫硫细菌的贡献。绿硫细菌和紫硫细菌在水环境中所处的微生物环境是不同的，前者在水柱底部，后者则在水柱最小氧浓度界面之下[29]。这些细微的差别可能反映了玉北1井所在塔西南地区和台盆区寒武系烃源岩在沉积环境上存在一定的差异。这种差异同样反映在生源母质的宏观组成上，如图5所示，玉北1井原油甾烷分布明显不同于台盆区原油甾烷的“V”字形特征[2]，而呈反“L”型，以C29甾烷优势分布为特征。异常高的重排甾烷指示黏土矿物含量的增加，具典型页岩特性。而异常高的C26甾烷分布也是有别于台盆区原油的另一个特点，尽管台盆区下古生界含油气系统原油中普遍检出该化合物[1]。

图3 塔里木盆地玉北1井原油中降三环萜烷、三环萜烷、25-降藿烷和藿烷化合物分布Fig.3 Distributions of nor-tricyclic terpanes, tricyclic terpanes,25-norhopanes and hopanes in crude oil from well Yubei 1, Tarim Basin

图4 塔里木盆地玉北1井(a)和沙116井(b)原油中芳基类异二烯烃分布Fig.4 Distributions of aryl isoprenoids in crude oil from wells Yubei 1 (a) and Sha 116 (b), Tarim Basin

图5 塔里木盆地玉北1井原油中甾烷分布Fig.5 Distribution of steranes in crude oil from well Yubei 1, Tarim Basin

2.2 原油所揭示的海西晚期成烃特征

前人研究已经揭示玉北1井油藏存在两期成藏过程，第一期为加里东中期—海西早期，第二期为海西晚期，并且早期充注原油已经历严重生物降解[24-25]。虽然从萜类化合物的分布无法区别加里东期—海西早期和海西晚期的成烃特征，但正构烷烃半对数分布呈现良好线性关系，可能反映了生物降解作用已将早期成藏的正构烷烃降解殆尽(图6)。因为，如果早期充注原油经历后期生物降解后仍残留有显著含量正构烷烃，那么在正构烷烃半对数分布模式上将以折线形式出现[30]。另一方面，完整25-降藿烷分布往往指示严重的生物降解，该阶段原油中正构烷烃和姥鲛烷、植烷等类异戊二烯烃类可能已被彻底降解[31]。同时，轻烃是最易被生物降解所利用的烃类化合物。因此，目前油藏中所见正构烷烃和类异戊二烯烷烃可能主要是海西晚期成藏产物，包括轻烃分子在内的地球化学信息可能主要反映海西晚期成烃特征，由此可有效刻划海西晚期成烃特征。

图6 塔里木盆地玉北1井原油正构烷烃摩尔浓度分布Fig.6 Distribution of n-alkanes as expressed by their molarconcentrations in crude oil from well Yubei 1, Tarim Basin

传统意义上，原油或烃源岩有机质Pr/nC17和Ph/nC18比值随着热成熟度的增高而急剧减小[28]。图7揭示玉北1井原油与其他塔里木盆地下古生界含油气系统原油相比，具有相对较高的Pr/nC17和Ph/nC18比值，反映其成熟度较低，这显然与生物标志化合物分布所揭示的不一致，如甾烷异构体参数指示属于烃源岩正常生油高峰产物(C2920S/(20S+20R)= 0.45)。芳基类异戊二烯烃中高碳数化合物的完整分布(图4)，以及升藿烷翘尾巴现象的出现(图3)，也从另一个侧面证实其为烃源岩生油高峰期产物。一种合理的解释是，虽然玉北1井原油中正构烷烃能够较好地指示海西晚期成烃产物，但对于类异戊二烯烷烃可能有早期充注原油降解后的残留叠加。因此，相对地增加了Pr和Ph的含量，导致Pr/nC17和Ph/nC18比值的增大。

图7 塔里木盆地部分井原油Pr/nC17和Ph/nC18比值Fig.7 Cross-plots of Pr/nC17 and Ph/nC18in crude oil from some wells, Tarim Basin

另一个证据是正构烷烃分子碳同位素分布特征。由图8可见，玉北1井正构烷烃分子碳同位素与塔河油田主体是一致的，较端元英买2井内幕油藏原油稍偏重，又轻于轮南48井高成熟度凝析油，进一步指示了其为烃源岩生油峰期产物。

图8 塔里木盆地部分井原油正构烷烃分子碳同位素组成Fig.8 Stable carbon isotopic compositions of n-alkanesin crude oil from some wells, Tarim Basin

现今玉北1井原油中轻烃是海西晚期成烃的产物。图9选择了受挥发作用影响较小的C7链烷烃与C7环烷烃之比，以及二甲苯与正辛烷之比[6]。玉北1井原油与大部分塔河油田原油落在同一区域。该结果不仅说明玉北1井原油成油阶段与塔河油田主体原油具有可比性，而且从另一侧面反映了玉北1井早期成藏原油中轻芳烃已挥发、降解殆尽，其原因是地层抬升，油藏整体暴露于地表。玉北1井较低的环构化和芳构化程度，同样也反映其并没有经历高的热演化过程。由于轻烃Mango参数受挥发、降解等次生作用影响较小，根据C7轻烃温度经验公式计算获得的玉北1井原油形成于120 ℃左右[32]，同样指示其为生油高峰期产物。

图9 塔里木盆地部分井原油轻烃分布所揭示的环构化和芳构化程度Fig.9 Cyclization and aromatization revealed by light hydrocarbondistribution in crude oil from some wells, Tarim Basin

2.3 两期充注原油对应烃源岩的异同性及其意义

前人研究和本研究均揭示玉北1井油藏属于两期充注成藏，因此，两期成藏的物质基础是否存在差异对于区域勘探具有重要意义。饱和烃中生物标志化合物由于受生物降解作用影响，很难反演相应烃源岩特征。相比之下，多环芳烃化合物具有更强的抗生物降解能力[30-31]。因此，玉北1井芳烃的分布和碳同位素特征更能体现混合作用，可从反演角度揭示两期成藏过程是否具有一致性。

利用VAN AASSEN等[33]提出的烷基萘成熟度中心，即三甲基萘：TMNr=1,3,7-TMN/(1,3,7-TMN+1,2,5-TMN)、四甲基萘：TeMNr=1,3,6,7-TeMN/(1,3,6,7-TeMN+1,2,5,6-TeMN+1,2,3,5-TeMN)、五甲基萘：PMNr=1,2,4,6,7-PMN/(1,2,4,6,7-PMN+1,2,3,5,6-PMN)三个比值作为成熟度中心，若偏离中心则指示原油受混合作用影响。由图10可见，玉北1井显著偏离成熟度中心，反映油藏系两期混合结果，多环芳烃化合物则是两期成藏的叠加。

图10 塔里木盆地部分井原油中三甲基萘、四甲基萘和五甲基萘异构体分布Fig.10 Distribution of tri-, tetra-, and penta-methyln-aphthalenes in crude oil from some wells, Tarim Basin

虽然玉北1井原油中多环芳烃系两期成藏叠加结果，然而，获得的单体分子碳同位素显示，其组成特征与塔河油田原油具有很好的一致性(图11)。由于生物降解作用对于多环芳烃分子碳同位素的影响十分微小[34]，因此，如果早期和晚期成烃物质存在差异性，那么最终分子碳同位素应该有显著分异，显然，这种现象并没有在此出现。由此可见，玉北1井加里东期—海西早期成藏和海西晚期成藏在烃源岩地球化学特征上具有相似性。一种可能是从埋藏、热史角度，加里东期—海西早期烃源灶位于塘古巴斯坳陷西部地区，海西晚期烃源灶位于塔西南。两者由于所处位置不同，埋深不同，经历热史不同，导致其在成烃时序上的差异，最终形成不同成藏期，即两期成藏均得益于同一套烃源岩不同区域成烃过程。

图11 塔里木盆地玉北1井原油中芳烃分子碳同位素组成特征注:DMN.二甲基萘，TMN.三甲基萘，Biph.联苯，Mebipb.甲基联苯Fig.11 Stable carbon isotopic compositions of individual aromaticcompounds in crude oil from well Yuebei 1, Tarim Basin