呂海濤，顧　憶，丁　勇，黃繼文

(1.西南石油大學 地球科學與技術學院，成都　610500； 2.中國石化 西北油田分公司 勘探開發(fā)研究院，

烏魯木齊　830011； 3.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫　214126)

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塔里木盆地西南部皮山北新1井白堊系油氣成因

呂海濤1,2，顧憶3，丁勇2，黃繼文3

(1.西南石油大學 地球科學與技術學院，成都610500； 2.中國石化 西北油田分公司 勘探開發(fā)研究院，

烏魯木齊830011； 3.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫214126)

摘要：皮山北新1井位于塔里木盆地麥蓋提斜坡皮山北1號背斜構造高部位，該井在白堊系獲得油氣，但油氣源存在較大爭議。原油輕烴特征表明，該井原油具有Ⅰ型母質類型來源的特征；原油飽和烴特征表明，生烴母質以泥質巖為主，但與塔河、玉北奧陶系原油有一定差異。原油二維色譜分析表明，該井原油與玉北、塔河、巴楚泥盆系原油均位于海相泥頁巖的范疇；原油碳同位素特征表明，該井原油母質類型差于玉北奧陶系及巴楚巴什托石炭系原油。該井原油成熟度高于玉北奧陶系原油。通過該井白堊系油氣與其周緣塔西南4套主力烴源巖生標特征的對比，認為皮山北新1井白堊系原油主要來源于塔西南海相石炭系烴源巖；天然氣生源母質類型與塔西南柯克亞氣田類似，有侏羅系腐殖型有機質來源天然氣的貢獻。皮山北新1井白堊系新層系油氣成因研究將有助于拓展塔西南中新生界碎屑巖油氣勘探領域。

關鍵詞：油氣地球化學特征；白堊系；皮山北新1井；麥蓋提斜坡；塔里木盆地

塔西南地區(qū)自20世紀50年代發(fā)現(xiàn)柯克亞油氣田以來，先后發(fā)現(xiàn)了和田河氣田、巴什托油氣田、亞松迪氣田、阿克莫木油氣田、山1井油氣田、玉北油田和柯東1井等多個油氣田[1-6]。塔西南地區(qū)油氣成因比較復雜，對于該區(qū)油氣成因與烴源巖的研究從未中斷過[1,7-10]，大體上形成了以下3點認識：一是認為塔西南地區(qū)發(fā)育寒武系、石炭系、下二疊統(tǒng)和侏羅系4套烴源巖，但由于鉆遇寒武系井較少，更多的是根據(jù)油氣地球化學指標和油氣成藏期推測該區(qū)發(fā)育寒武系烴源巖[2,11]；二是認為寒武系烴源巖形成于咸水、強還原環(huán)境，有機質類型好，石炭系和下二疊統(tǒng)烴源巖多為半咸水、還原環(huán)境沉積物，有機質類型為混合型，侏羅系為煤系烴源巖[12]；三是不同油氣藏主力烴源巖存在差異，以寒武系為主要烴源巖的油氣藏有巴什托油氣田、玉北油田、和田河氣田，以石炭—二疊系、侏羅系為主要烴源巖的油氣田有柯克亞、柯東1井油氣藏等[2-4,11]。

2013年中國石化西北油田分公司在塔西南麥蓋提斜坡皮山北新1井白堊系新層系獲得了新的突破，對該井油氣成因的認識關系到該區(qū)的勘探潛力分析與勘探部署決策，探討皮山北新1井白堊系油氣藏油氣成因有著重要意義。

1油藏地質特征

皮山北新1井位于新疆維吾爾自治區(qū)和田地區(qū)皮山縣(圖1)，構造處于塔里木盆地麥蓋提斜坡皮山北1號背斜，是一個與巖漿巖底辟構造相關的油氣構造。油藏位于巖漿巖體頂部與古近系膏泥巖之間，受巖漿巖構造控制；儲層為白堊系依格孜牙組白云質角礫巖，平均孔隙度6.97%，平均滲透率7.0×10-3μm2，整體呈現(xiàn)低孔、低滲的特征；上覆古近系阿爾塔什組膏鹽巖為蓋層。

該井原油密度為0.828 4~0.847 3 g/cm3，30 ℃時黏度為3.49～5.39 mPa·s，含硫量0.22%~0.29%，含蠟量0.47%~0.81%，屬于低凝固點、高初餾點、低黏度、低蠟、低硫的輕質油。地面天然氣相對密度0.709~0.815 g/cm3，地面天然氣甲烷含量72.56%~80.94%，N2含量1.79%~2.02%，CO2含量7.52%~10.33%，按產狀和相態(tài)為油藏伴生氣。地層水水型為CaCl2型，總礦化度平均值65 768.55 mg/L，礦化度相對塔河奧陶系較低?？傮w為受巖性控制、具底水的低孔、低滲塊狀正常的溫壓白云質角礫巖孔隙型油氣藏。

皮山北新1井油氣樣品取自對白堊系依格孜牙組(6 916~6 932 m)測試時的井口分離器，原油由棕色磨口玻璃瓶裝樣，天然氣采自井口，由鋼瓶裝樣；4個油砂樣品分別采自井深6 907.03~6 934.84 m的油斑白云巖。樣品測試由中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質研究所實驗中心完成。

2原油地球化學特征

2.1　原油生源母質類型

2.1.1原油輕烴特征

原油中的輕烴含有豐富的地球化學信息，甲基環(huán)己烷指數(shù)(MCH)、環(huán)己烷指數(shù)(CH)可以反映源巖的母質類型[13]。皮山北新1井原油與塔河、玉北、巴楚巴什托地區(qū)原油均具有Ⅰ型母質類型來源的特征；塔河4區(qū)及艾丁地區(qū)原油由于生物降解的影響，甲基環(huán)己烷指數(shù)、環(huán)己烷指數(shù)相對增大，也是Ⅰ型母質類型來源；和田河氣田瑪4井凝析油顯示出Ⅲ型母質來源的特征(圖2)。

圖1　塔里木盆地西南部皮山北新1井位置

圖2　塔西南原油輕烴甲基環(huán)己烷、環(huán)己烷指數(shù)

2.1.2原油飽和烴生標特征

利用原油中的生物標志物可以推斷烴源巖的沉積環(huán)境、有機質類型及熱成熟度，是油—油對比的有效手段[14]。皮山北新1井原油及含油巖心抽提物中含有豐富的三環(huán)萜烷類化合物和低含量的藿烷類化合物。其中，三環(huán)萜烷類化合物以C19-C25三環(huán)萜烷為主，且C19-C20含量較高，C20、C21、C23三環(huán)萜烷分布呈“V”字型，因為C24四環(huán)萜烷含量低，排除烴源巖沉積環(huán)境為碳酸鹽巖或蒸發(fā)巖沉積環(huán)境，說明母質為低等水生藻類，以泥質巖為主。而塔河、玉北奧陶系原油的C20、C21、C23三環(huán)萜烷分布呈遞次增高型，且C24四環(huán)萜烷含量相對較高，表明皮山北新1井原油生源類型與塔河、玉北奧陶系原油有一定差異(圖3)。

通常原油中含有豐富的C24四環(huán)萜烷往往可指示碳酸鹽巖和蒸發(fā)巖沉積環(huán)境[14]，從C24四環(huán)萜烷/C26三環(huán)萜烷比值與規(guī)則甾烷/孕甾烷比值對比來看(圖4)，皮山北新1井原油明顯區(qū)別于玉北奧陶系、巴楚巴什托地區(qū)的原油，表明塔西南3個地區(qū)的原油生烴母質存在一定差異。

2.1.3原油二維色譜分析

采用全二維氣相色譜(GC-GC)，原油一次進樣就能準確一次性分析出原油中輕烴、鏈烷烴、環(huán)烷烴、苯系列、萘系列及菲系列化合物的分布特征和組分含量[15]，因此具有統(tǒng)一性與系統(tǒng)性的優(yōu)勢。Hughes等[16]提出了根據(jù)Pr/Ph和DBT/P確定原油及烴源巖沉積相帶的指標。對皮山北新1井、玉北及塔河、巴楚、順西原油的全二維色譜分析表明，皮山北新1井原油與玉北、塔河、巴楚泥盆系原油均位于海相泥頁巖的范疇；而巴楚石炭系原油顯示出湖沼環(huán)境的特征，順7井也位于該區(qū)域，表明其烴源巖沉積環(huán)境與塔河、玉北有一定差異(圖5)。

圖3　塔西南原油三環(huán)萜烷分布對比

圖4　塔西南原油三環(huán)萜烷參數(shù)對比

2.1.4原油碳同位素特征

皮山北新1井原油δ13C值為-31.6‰，飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質組分δ13C值分別為-32.20‰，-30.30‰，-30.80‰，-30.80‰，原油δ13C重于玉北奧陶系(玉北1井原油分布于-32.88‰~-32.29‰)[2]及巴楚巴什托(-34‰±)[3]大部分原油，表明原油母質類型差于玉北奧陶系及巴楚巴什托石炭系原油。

2.2　原油成熟度

庚烷值(H)與異庚烷值(I)是人們常用來反映原油熱演化的輕烴指標，隨著演化程度的加大，庚烷值與異庚烷值增大[17]。烷基二苯并噻吩也是常用的烴源巖、原油成熟度指標[18]，其中4-MDBT/1- MDBT和2,4-DMDBT/1,4-DMDBT是最常用的成熟度指標。從輕烴、芳烴反映的原油成熟度來看(圖6)，皮山北新1井原油與順西地區(qū)順7、順西1井奧陶系原油成熟度相似，高于塔河、玉北奧陶系原油。

圖5　塔西南原油Pr/Ph與DBT/P對比

3天然氣地球化學特征

3.1　天然氣組分特征

皮山北新1井地面天然氣相對密度分布于0.70～0.81 g/cm3；地面天然氣甲烷含量分布于72.56%～80.94%，平均76.75 %；N2含量分布于1.79%～2.02%，平均1.905%；CO2含量分布于7.52%～10.33%，平均8.925%；重烴含量超過10%，具典型濕氣特征。

3.2　天然氣生源母質類型

天然氣的碳同位素組成主要反映母質類型和演化程度。甲烷受熱演化程度的影響較大，而重烴(乙烷和丙烷)碳同位素則主要受生氣的母質類型的影響[19]。皮山北新1井天然氣甲烷、乙烷、丙烷、丁烷碳同位素值分別為-39.9‰，-28.6‰，-28.8‰，-28.1‰，乙烷碳同位素值接近于油型氣的最低標準(-28.5‰)[19]，顯然，其生烴母質類型有別于臺盆區(qū)塔河油田海相油型氣生烴母質類型。從天然氣單體烴碳同位素類型曲線圖[20](圖7)來看，皮山北新1井天然氣碳同位素與碳數(shù)關系呈折線型，反映出天然氣來源的非單源性，乙烷碳同位素與柯克亞天然氣類似，表明天然氣有腐殖型有機質來源的貢獻。

圖6　塔西南原油輕烴庚烷值與異庚烷值、芳烴噻吩成熟度對比

圖7　塔西南天然氣碳同位素類型

圖8　塔西南天然氣組分類型與成熟度

3.3　天然氣成熟度

判斷天然氣成熟度，常用天然氣組分及甲烷碳同位素值[21]。從天然氣組分反映的成熟度(圖8)來看，皮山北新1井天然氣表現(xiàn)為成熟伴生氣—高成熟度凝析氣的特征。在Bernard等[21]δ13C1-C1/(C2+C3)成因分類及成熟度圖(圖9)上可以看出，皮山北新1井天然氣成熟度高于玉北奧陶系、巴楚巴什托泥盆—石炭系及塔河中西部奧陶系天然氣，低于和田河奧陶系氣田及塔河西部奧陶系天然氣[22]。

4油氣成因探討

對比前人對塔西南地區(qū)寒武系、石炭系、二疊系、侏羅系4套烴源巖的生標參數(shù)研究[12]，寒武紀、石炭紀是坳陷大規(guī)模由西向東海侵時期，廣泛沉積臺地相碳酸鹽巖及陸棚—斜坡相泥質烴源巖，生烴母質以低等水生生物為主；早二疊世末海水逐漸退卻，二疊系表現(xiàn)為湖相烴源巖，生烴母質明顯有陸相高等植物的加入；侏羅紀開始全面進入陸相沉積期，以煤型烴源巖為主。

寒武系及石炭系烴源巖抽提物規(guī)則甾烷均顯示出“V”字型，伽馬蠟烷/C30-藿烷比值山前石炭系與寒武系灰?guī)r均顯示出大于0.22的高值特征[12]，寒武系烴源巖平均為0.31，顯示為咸水沉積、還原環(huán)境。二疊系烴源巖三環(huán)萜烷分布以C21三環(huán)萜為主峰，C24四環(huán)萜烷含量高；發(fā)育重排藿烷、新藿烷、C30未知萜烷系列，伽馬蠟烷中等發(fā)育；規(guī)則甾烷呈C29>C27>C28分布，重排甾烷發(fā)育，尤其是C29重排甾烷。柯克亞油氣田原油與二疊系烴源巖三萜類對比表明兩者有成因聯(lián)系[4,23]。皮山北新1井原油飽和烴色質規(guī)則甾烷均顯示出“V”字型，伽馬蠟烷/C30-藿烷比值為0.31，C24四環(huán)萜烷含量明顯偏低，顯示出明顯的海相特征，但又與玉北奧陶系原油有較大差異，表現(xiàn)出更低的C24四環(huán)萜烷含量及特高的C20三環(huán)萜烷含量，C19-C20三環(huán)萜烷主要來源于維管植物生成的二萜類化合物[14]，表明有陸源植物的貢獻。對比塔西南4套烴源巖，皮山北新1井原油地球化學特征既表現(xiàn)出以海相沉積環(huán)境為主，又顯示出陸源植物貢獻，但又不發(fā)育代表二疊系烴源巖的高C24四環(huán)萜烷含量、C30未知萜烷特征[4,23]，因此推測皮山北新1井原油主要來源于塔西南山前海相石炭系泥質烴源巖。

圖9　塔西南天然氣δ13C1-C1/(C2+C3)成因分類及成熟度

目前對塔西南石炭系烴源巖的研究相對薄弱，較深水相泥質巖僅在庫山河剖面和什拉甫組發(fā)現(xiàn)，未見地球化學特征的報道。泥質烴源巖地球化學指標僅見于曾昌民等[12]K1井3 268.6 m石炭系灰色泥巖一個樣品，其典型性、代表性可能不強。從早石炭世塔西南由西向東逐漸海侵推測，應存在一套較深水的海相泥質巖沉積，具有利的烴源巖沉積環(huán)境及較好的母質類型。同時，皮山北新1井白堊系圈閉形成期較晚，儲層流體包裹體測溫表明，烴包裹體均一溫度為102.3~110.2 ℃，平均105.7 ℃，同期鹽水包裹體的均一溫度為130~140 ℃，平均135.25 ℃，顯示出晚期充注的特征，油氣成藏期為喜馬拉雅中晚期(13 Ma)。與本區(qū)石炭系烴源巖在古近紀末期進入生烴高峰[24]，及原油具有較高成熟度也匹配。

皮山北新1井天然氣與柯克亞油氣田天然氣單體烴碳同位素分布曲線介于柯克亞油氣田天然氣與塔里木臺盆區(qū)典型海相天然氣之間(圖7)，顯示出明顯的重乙烷碳同位素特征。柯克亞油氣田天然氣成因主要為二疊系與侏羅系混源[5,25-26]。根據(jù)皮山北新1井所處的構造位置，塔西南山前帶存在侏羅系Ⅲ型烴源巖[1,24]，其現(xiàn)今成熟度Ro為1.0%~1.5%[24]。由此認為皮山北新1井天然氣有侏羅系煤型氣的混合。

5結論

(1)皮山北新1井白堊系原油為低凝固點、高初餾點、低黏度、低蠟、低硫的輕質油，具有甲基環(huán)己烷指數(shù)小于35%、低C24三環(huán)萜烷、低二甲基苯并噻吩/菲比值等特征，表明其來源于Ⅰ型有機質、還原環(huán)境的烴源巖。與玉北奧陶系原油對比，皮山北新1井原油具有高C19-C20三環(huán)萜烷含量，表明有陸源植物的貢獻，更低的C24三環(huán)萜烷含量，表明其不是來源于碳酸鹽巖和蒸發(fā)巖的沉積環(huán)境，而主要來源于陸棚—斜坡相泥質烴源巖。

(2)皮山北新1井天然氣為典型濕氣，天然氣組分表現(xiàn)出成熟伴生氣—高熟凝析氣的特征；天然氣單體烴碳同位素具有重乙烷碳同位素特征(-28.6‰)，接近于油型氣的最低標準，碳同位素類型曲線表明天然氣具混源特征。

(3)通過皮山北新1井白堊系油氣與其周緣塔西南4套主力烴源巖生標特征對比，認為皮山北新1井白堊系原油主要來源于塔西南海相石炭系泥質烴源巖；皮山北新1井天然氣生源母質類型介于塔西南柯克亞氣田與塔里木盆地臺盆區(qū)天然氣之間，結合柯克亞油氣田天然氣混源成因及本區(qū)侏羅系腐殖型烴源巖的存在，認為皮山北新1井天然氣為石炭系來源的海相油型氣與侏羅系煤型氣的混源。

(4)皮山北新1井油氣主要來源于石炭系烴源巖的認識，將有助于擴展塔西南地區(qū)中新生界碎屑巖油氣勘探領域。

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(編輯韓彧)

Cretaceous petroleum origin in well PSBX1 in the southwestern Tarim Basin

Lü Haitao1,2, Gu Yi3, Ding Yong2, Huang Jiwen3

(1.InstituteofEarthScienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China;

2.DesignandPlanningInstituteofSINOPECNorthwestCompany,Urumqi,Xinjiang830011,China;

3.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

Abstract:Well PSBX1 is located in the high part of anticlinal structure no. 1 on the Markit slope in the Tarim Basin, and has oil and gas in the Cretaceous. However, the hydrocarbon origin still remains under discussion. Light hydrocarbons from well PSBX1 indicated that the oils were mainly derived from type I source rocks. Saturated hydrocarbon features indicated that argillaceous materials were the dominant contributors to hydrocarbon generation, which was different from the Ordovician crude oils in the Tahe and Yubei areas. Two-dimensional chromatographic analyses showed that the Cretaceous crude oils from well PSBX1, the Ordovician crude oils from Yubei and Tahe areas, and the Devonian crude oils from Bachu area were sourced from marine mudstones. Carbon isotope characteristics of crude oils from well PSBX1 suggested poorer source quality compared with the Ordovician crude oils from Yubei area and the Carboniferous crude oils from Bachu area. Crude oils from well PSBX1 had higher maturity than those from Ordovician in the Yubei area. Analysis of the Cretaceous crude oils from well PSBX1 and four typical source rocks from adjacent areas in the southwestern Tarim Basin indicated that: (1) the Cretaceous crude oils from well PSBX1 mainly originated from the Cretaceous marine facies source rocks in the southwestern Tarim Basin; and (2) natural gas from the well was mainly sourced from Jurassic humic organic matter, which was similar to that in the Kekeya gas field. The study of the origin of Cretaceous petroleum in well PSBX1 would help oil and gas exploration in the Mesozoic and Cenozoic clastic rocks in the southwestern Tarim Basin.

Key words:geochemical characteristics of oil and gas; Cretaceous; well PSBX1; Markit slope; Tarim Basin

基金項目：國家科技重大專項“塔里木盆地塔北地區(qū)大中型油氣田形成規(guī)律與勘探評價”(2011zx05005-004-002)資助。

作者簡介：呂海濤(1977—)，男，博士研究生、高級工程師，從事石油地質與勘探評價。E-mail:18999831210@189.cn。

收稿日期：2015-02-30；

修訂日期：2015-11-25。

中圖分類號：TE122.1

文獻標識碼：A

文章編號：1001-6112(2016)01-0084-07doi：10.11781/sysydz201601084