范 蕊，李水福，何 生，王曉龍，胡守志，張冬梅

(中國地質(zhì)大學(武漢)構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室，武漢 430074)

潿西南凹陷烴源巖地球化學特征及油源對比

范 蕊，李水福，何 生，王曉龍，胡守志，張冬梅

(中國地質(zhì)大學(武漢)構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室，武漢 430074)

北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組和潿洲組烴源巖地化特征分析結(jié)果表明，流沙港組生烴潛力高于潿洲組，其中以流二段最優(yōu)；2套烴源巖總體處于弱還原—弱氧化的沉積環(huán)境，伽馬蠟烷含量甚微，C24四環(huán)萜的含量表明陸源有機質(zhì)占有一定比例，各組段C27、C28、C29αααR型甾烷分布特征多為“V”型和反“L”型，且流二段的C30-4-甲基甾烷含量最為豐富。根據(jù)生標特征可將原油分為3類：Ⅰ類原油來源于流一段烴源巖；Ⅱ類原油源于流三段烴源巖；Ⅲ類原油可分為2個亞類，Ⅲ1類原油來源于流二段的泥頁巖，Ⅲ2類原油為流一段和流二段混合來源，推斷混源中流二段烴源巖生烴貢獻較大。潿洲組原油與潿洲組烴源巖特征相差甚大，推測應源于其下部地層。

地球化學特征；生物標志物；油源對比；潿西南凹陷；北部灣盆地

油源分析是油氣勘探過程中必需解決的重要內(nèi)容之一。其中，烴源巖地球化學特征分析和油源對比是油源分析的2個必要內(nèi)容，首先通過烴源巖所含有機質(zhì)的豐度、類型和成熟度來確定優(yōu)質(zhì)烴源巖，再結(jié)合原油地球化學特征分析進行油源對比，劃分出原油類型及其分布，明確主力烴源巖，以指導油氣勘探與開發(fā)[1-3]。

前人對潿西南凹陷的成藏條件、沉積及原油地球化學特征等方面做過大量的工作[4-17]，也取得了較為統(tǒng)一的認識，但對烴源巖地球化學特征缺乏系統(tǒng)分析，油源關系也不是十分明確。本文重點討論烴源巖地化特征，依據(jù)原油地化特征將原油分類并進行油源對比，從有機質(zhì)來源和有機質(zhì)保存環(huán)境角度來揭示該區(qū)原油的來源，為勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

北部灣盆地位于南海北部大陸架的西部，為新生代陸相裂谷盆地，面積約為3.9×104km2，是我國南海一個重要的油氣勘探區(qū)。潿西南凹陷位于北部灣盆地北部凹陷，面積約3 454 km2，北起潿西南大斷層，南至3號斷層(圖1)，是該盆地中勘探程度最高的、見油氣井及油氣藏最多的凹陷。

沉積地層包括古近系、新近系和第四系，烴源巖層位為古近系始新統(tǒng)流沙港組和漸新統(tǒng)潿洲組，以流沙港組為主。流沙港組自下而上分為三段，其中流二段是主力烴源巖，中深湖相中發(fā)育大套深灰色、褐灰色泥、頁巖。

2 烴源巖地球化學特征

2.1 烴源巖基本特征

根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，流三段烴源巖從非烴源巖到很好烴源巖均有分布，有機質(zhì)屬Ⅱ2型，低熟—成熟階段；流二段烴源巖達到了中等—好烴源巖的級別，以Ⅱ-Ⅰ型有機質(zhì)為主，鉆遇樣品顯示處于低熟階段；流一段烴源巖為差烴源巖，Ⅲ型干酪根占多數(shù)，也處于未熟—低熟階段；潿洲組烴源巖最差，為差—非烴源巖，有機質(zhì)以Ⅱ2-Ⅲ型干酪根為主，處于未熟—低熟階段(表1,圖2)。

總體來說，烴源巖有機質(zhì)為水生生物和陸源高等植物的混合來源，屬于典型的湖湘烴源巖，所鉆遇樣品的成熟度都不高。

2.2 生物標志化合物組合特征

潿西南凹陷總體來說是以陸相湖盆為背景，但由于在地質(zhì)演化過程中母質(zhì)來源和沉積環(huán)境的差別，導致不同層段烴源巖的生標組合特征也不盡相同。

飽和烴氣相色譜圖顯示，流三段多為后雙峰型，說明陸源植物碎屑貢獻較大；流二段為前雙峰型，說明母質(zhì)來源以浮游植物為主；而流一段為后峰型，但奇碳優(yōu)勢明顯，說明其成熟度較低；到潿洲組譜圖又顯示微弱雙峰型，奇偶優(yōu)勢明顯(圖3)。流三段泥巖Pr/Ph在0.80～2.37之間，反映母源形成于弱氧化環(huán)境；流二段Pr/Ph平均值為1.12，為弱還原—弱氧化的沉積環(huán)境；流一段和潿洲組Pr/Ph平均值較其他組段高，且局部有較強的氧化環(huán)境(表2)。同時，伽馬蠟烷指數(shù)均較低?？傮w來說，流沙港組和潿洲組為從下到上氧化程度不斷增加的淡水湖盆沉積。

圖1 北部灣盆地潿西南凹陷構(gòu)造及井位分布

評價指標流三段流二段流一段潿洲組w(TOC)/%0.16～3.611.12(22)0.98～10.352.67(80)0.23～3.431.04(26)0.14～2.460.63(39)氯仿瀝青“A”/%0.0025～1.00650.2636(32)0.0258～1.73540.2923(110)0.0084～0.36750.0648(22)0.0014～0.7220.0501(31)(S1+S2)/(mg·g-1)0.01～33.257.24(22)1.38～45.0910.06(80)0.1～14.922.75(25)0.06～7.391.28(39)總烴含量/10-6100.92～7175.161631.31(23)102.74～13883.21799.15(110)93.48～1435.25428.70(15)9.72～6870.8545.17(18)

圖2 北部灣盆地潿西南凹陷烴源巖評價

圖3 北部灣盆地潿西南凹陷烴源巖飽和烴氣相色譜

萜烷系列中，以藿烷最為豐富，奧利烷、伽馬蠟烷等非藿烷含量低(表2,圖4)。三環(huán)萜含量也較豐富，其中C24*/C26(S+R) [C24四環(huán)萜/ C26(S+R)三環(huán)萜]高，反映沉積時期陸源植物輸入較多。流三段該比值較高(平均值為1.86)，與奧利烷含量較高相一致；流二段有所下降(平均值僅為0.51)，表明其陸源植物輸入相對減少，而低等水生生物比例增加，這是流二段烴源巖優(yōu)于其他層段的又一佐證；到了流一段該比值上升(平均值高達2.15)，陸源植物輸入比例達到高峰；潿洲組烴源巖該比值也較低(平均值為0.62)(表2)。總體認為，1)C24*/C26(S+R)= C24四環(huán)萜/ C26(S+R)三環(huán)萜。 2)4MSI= C30-4-甲基甾烷/ C29ααα(S+R)。

表2 北部灣盆地潿西南凹陷烴源巖與原油地化參數(shù)統(tǒng)計

圖4 北部灣盆地潿西南凹陷烴源巖與原油生標對比

無論在流沙港組還是潿洲組烴源巖中，陸源高等植物在有機質(zhì)來源中占有一定比例，在流二段達到最低，反映了完整的沉積旋回，該結(jié)果與有機質(zhì)類型結(jié)論相符。

甾烷分布特征為，流沙港組和潿洲組烴源巖中含有一定的重排甾烷，在規(guī)則甾烷中，C27、C28與C29甾烷多為不對稱“V”型和反“L”型。C27αααR/C29αααR僅在流二段平均值達到1，表明流二段沉積時期水生生物來源較多，尤其是浮游藻類，為油氣形成提供了豐厚的物質(zhì)基礎；其余層段小于0.54(表2,圖4)，這與C24*/C26(S+R)比值變化相吻合。甾烷成熟度參數(shù)反映總體上成熟度較低，其中流三段、流二段烴源巖達到成熟，流一段和潿洲組為低熟階段(圖5)。

值得一提的是，該凹陷以高豐度的C30-4-甲基甾烷而著稱。4-甲基甾烷的來源主要有2種觀點：一種認為是來源于甲藻[18-19]；另一種認為來源于細菌[20]。根據(jù)前人研究表明，該地區(qū)的4-甲基-4-甲基甾烷在流沙港組和潿洲組中均有分布，但含量差異甚大，其中流二段源巖的C30-4-甲基甾烷最為豐富，與C29甾烷比值(4MSI)的平均值高達2.39，其他層位都不到1.0，這與當時的湖盆發(fā)育環(huán)境密不可分。在湖盆發(fā)育鼎盛時期的中深湖相，水體穩(wěn)定，形成了湖水分層，水體下部及底部形成的缺氧環(huán)境適宜大量的藻類有機質(zhì)堆積和保存。常見的藻類化石種類有非海相溝鞭藻、粒面球藻、光面球藻和綠藻等，浮游藻類平均含量占有機壁微體化石總量的9.77%～26.4%[21]。流三段、流一段和潿洲組的C30-4-甲基甾烷含量則依次減少，潿洲組浮游藻類的含量平均僅為4%～6%[21]， 4MSI 僅為0.2(表2,圖4)。

圖5 北部灣盆地潿西南凹陷源巖和原油C29ββ/(αα+ββ)與C29αααS/(R+S)相關性

綜合考慮該區(qū)烴源巖沉積環(huán)境、有機質(zhì)類型及成熟度等因素，選擇C24*/C26(S+R)、C29ββ/(αα+ββ)、C27αααR/C29αααR、4MSI、Pr/Ph 5個參數(shù)及其相關性來區(qū)分不同層段烴源巖的特征(表3)。其中，流三段烴源巖的C24*/C26(S+R)、C29ββ/(αα+ββ) 、Pr/Ph及4MSI均具中等值，而C27αααR/C29αααR較低；流二段的C24*/C26(S+R)和Pr/Ph呈低值，C27αααR/C29αααR和C29ββ/(αα+ββ)較高，4MSI相對其他層段最高；流一段的C24*/C26(S+R)與Pr/Ph呈高值，C27αααR/C29αααR及4MSI較低；潿洲組烴源巖具中等的C24*/C26(S+R)、C29ββ/(αα+ββ)及Pr/Ph，C27αααR/C29αααR與4MSI較低(表3,圖4)。

表3 北部灣盆地潿西南凹陷烴源巖與原油特征對照

3 原油地球化學特征

物性數(shù)據(jù)顯示，該凹陷原油密度為0.806 9 ～0.899 4 g/cm3，屬于輕質(zhì)油—中質(zhì)油，含蠟量較高，在10%～30%之間，硫含量很低。因此，潿西南凹陷原油為典型的高蠟低硫型陸相原油。

生標結(jié)果顯示，多數(shù)流三段原油達到成熟，含較多奧利烷，C30-4-甲基甾烷含量中等；流二段原油處于低熟—成熟階段，最顯著的特征為C30-4-甲基甾烷含量最高，較低的Pr/Ph表明為弱還原的沉積環(huán)境；流一段原油成熟度較低，C30-4-甲基甾烷豐度較低，Pr/Ph平均為1.28，為弱氧化沉積環(huán)境；潿洲組原油達到成熟，C30-4-甲基甾烷豐度較高，Pr/Ph平均為1.62，為弱氧化的沉積環(huán)境(表2，圖4，圖5)。

同理選用適當?shù)膮?shù)判別原油的特征與類型。該地區(qū)原油總體上分為3類(圖4)：Ⅰ類原油主要產(chǎn)于流一段，它們以較高的C24*/C26(S+R)和Pr/Ph，較低的C29ββ/(αα+ββ)、C27αααR/C29αααR和4MSI為特征；Ⅱ類原油主要產(chǎn)于流三段，具有中等值的Pr/Ph、C24*/C26(S+R) 和4MSI，C29ββ/(αα+ββ)較高，而C27αααR/C29αααR則較低；Ⅲ類原油包括流二段原油、潿洲組原油及少數(shù)流三段、流一段原油，它們的C24*/C26(S+R)均較低。根據(jù)C27αααR/C29αααR與Pr/Ph，Ⅲ類原油又可分為兩個亞類：Ⅲ1類原油包括流二段、流一段及少數(shù)流三段和潿洲組原油，主要分布在1號和2號斷裂附近(圖6)，其Pr/Ph低，C27αααR/C29αααR較高，且4MSI相對最高；Ⅲ2類原油包括潿洲組原油，與Ⅲ1類原油相比有較高的Pr/Ph和略低的C27αααR/C29αααR，4MSI較高(圖4)。

4 油源對比

據(jù)上述結(jié)論推斷，Ⅰ類原油與流一段烴源巖較為相似，以較高的C24*/C26(S+R)、Pr/Ph和較低的4MSI為特征，應該主要源于流一段烴源巖。Ⅱ類原油與流三段烴源巖相關性較好，具有中等的C24*/C26(S+R) 、Pr/Ph和C30-4-甲基甾烷含量，較低的C27αααR/C29αααR等特征，說明該類原油應主要源于流三段烴源巖。Ⅲ1類原油則與流二段烴源巖有較好的相似性，C24*/C26(S+R)、Pr/Ph較低，4MSI、C27αααR/C29αααR較高，同時，飽和烴質(zhì)譜圖中部分流三段、流一段和潿洲組的原油特征也與流二段頁巖較相似，表明該類原油來源于流二段泥頁巖；一部分原油在流沙港組內(nèi)部(流一、流二和流三段均有)聚集成藏，一部分沿斷裂運移到了潿洲組聚集成藏。Ⅲ2類原油則為流一段和流二段混合來源，因其C30-4-甲基甾烷含量中等偏高，推斷以流二段源巖貢獻為主，原油沿斷裂運移混入了流一段生成的原油。同時，潿洲組原油都與潿洲組的源巖特征相差甚大，應源于其下部地層，勘探結(jié)果也表明目前沒有發(fā)現(xiàn)以潿洲組為源巖的油氣藏(圖4,表3,圖7)。

圖6 北部灣盆地潿西南凹陷原油類型分布

5 結(jié)論

(1)流沙港組和潿洲組烴源巖形成于弱還原—弱氧化的淡水環(huán)境，流沙港組有機質(zhì)處于低熟—成熟階段，且生烴潛力高于潿洲組，其中流二段各項地化指標最好，為主力烴源巖。

(2)根據(jù)生標特征可將原油分為3類：Ⅰ類原油具有較高的C24*/C26(S+R)和Pr/Ph，較低的C29ββ/(αα+ββ)和C30-4-甲基甾烷含量；Ⅱ類原油具有中等值的C24*/C26(S+R)、Pr/Ph和4MSI，C29ββ/(αα+ββ)較高；Ⅲ類原油C24*/C26(S+R)較低，可分為2個亞類，Ⅲ1類原油Pr/Ph低，C27αααR/C29αααR較高，且4MSI相對最高，分布面積最廣，Ⅲ2類原油與Ⅲ1類原油相比Pr/Ph較高，C27αααR/C29αααR略低，4MSI中等。

(3)油源對比結(jié)果表明：Ⅰ類原油源于流一段烴源巖；Ⅱ類原油源于流三段烴源巖；Ⅲ1類原油源于流二段主力烴源巖，Ⅲ2類原油為流一段和流二段混源成藏，且以流二段貢獻為主；潿洲組原油特征與其烴源巖相差甚大。

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(編輯 徐文明)

Geochemical characteristics of source rocks and oil-source correlation in Weixinan Sag, Beibuwan Basin

Fan Rui, Li Shuifu, He Sheng, Wang Xiaolong, Hu Shouzhi, Zhang Dongmei

(KeyLaboratoryofTectonicsandPetroleumResourcesofMinistryofEducation,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan,Hubei430074,China)

The geochemical analysis of source rocks from the Liushagang and Weizhou Formations has indicated that, source rocks of the Liushagang Formation have higher hydrocarbon generation potential than those of the Weizhou Formation and the 2nd member of the Liushagang Formation (L2) has the highest quality. The Liushagang and Weizhou rocks deposited in a weakly-reducing to weakly-oxidizing environment, remaining in the lack of gamma-cerane, and the content of C24tetracyclic terpane reflects that the origins of organic matter account for certain percentage of terrestrial plants. C27, C28and C29αααRregular steranes distribute in “V” and anti-“L” shapes in each formation. Moreover, the rich abundance of C30-4-methylsteranes appears in the L2 source rocks. Oil samples can be divided into 3 types based on the characteristics of biomarkers. TypeⅠoils were mainly derived from the 1st member of the Liushagang Formation. Type Ⅱ oils mainly originated from the 3rd member of the Liu-shagang Formation. Type Ⅲ oils are divided into 2 groups. Groups Ⅲ1oils showed a close relation to the mudstones or oil shales in L2. Group Ⅲ2oils were mainly from mixed sources and largely from L2. Oils from the Weizhou Formation present no correlation with the Weizhou Formation source rocks, maybe from the lower formations.

geochemical characteristics; biomarkers; oil-source correlation; Weixinan Sag; Beibuwan Basin

1001-6112(2014)02-0238-07

10.11781/sysydz201402238

2013-07-29；

2014-01-26。

范蕊(1989—)，女，碩士生，油氣地球化學專業(yè)。E-mail: fanrui110521@163.com。

李水福(1962—)，男，博士，副教授，從事油氣地球化學研究和教學。E-mail: lishf@cug.edu.cn。

國家自然科學基金(41273052)、國家青年自然科學基金(40902037)和中海油前瞻性項目“中國近海新生代盆地優(yōu)質(zhì)烴源巖形成機理與分布規(guī)律”聯(lián)合資助。

TE122.1+14

A