潘安陽，秦建中，姚素平，騰格爾，申寶劍

(1.南京大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，南京 210093；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

單體烴類包裹體在油氣地球化學(xué)中的應(yīng)用
——以塔河油田為例

潘安陽1,2，秦建中2，姚素平1，騰格爾2，申寶劍2

(1.南京大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，南京 210093；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

利用近年來發(fā)展的烴類包裹體研究新方法，綜合分析了塔河油田油氣成藏期次與油氣來源特征。結(jié)果表明，塔河油田具有多期油氣充注特征，其中海西中期和喜馬拉雅晚期占優(yōu)勢，單體烴類包裹體激光剝蝕在線成分分析表明，早期原油(黃色熒光包裹體)具有飽和烴色譜呈雙峰型、芳烴含量較高的特征，屬于成熟度相對較低的中質(zhì)原油；而晚期原油(藍(lán)色熒光包裹體)具有飽和烴呈單主峰型、芳烴含量較低的特征，屬成熟中晚期輕質(zhì)原油。結(jié)合研究區(qū)原油的來源或烴源巖沉積環(huán)境、成烴生物、成熟度、運(yùn)移距離和成藏過程及時(shí)間，推測早期原油主要來源于下寒武統(tǒng)—下奧陶統(tǒng)優(yōu)質(zhì)烴源巖，晚期原油主要來自上奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖烴源巖。

烴類包裹體；成藏期次；生物標(biāo)志化合物；油氣來源；塔河油田

烴類包裹體(或油氣包裹體)是指在油氣運(yùn)移通道以及儲層當(dāng)中被捕獲的以烴類成分為主的包裹體，其較好地保存了沉積成巖流體的成分、溫度、壓力、盆地油氣生成和演化等相關(guān)信息，故廣泛應(yīng)用于儲層成巖作用、油氣運(yùn)移、油藏地球化學(xué)等研究領(lǐng)域中[1-13]。

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏是目前國內(nèi)發(fā)現(xiàn)的最大海相碳酸鹽巖油藏，但長期以來對塔河油田主力烴源巖的爭議很大[14-19]。由于油氣多期注入及后期改造復(fù)雜，導(dǎo)致塔河油氣藏的烴源來源和油氣充注期次不明確，給勘探工作的展開造成了很大的困難。前人在塔河地區(qū)已開展了較多的包裹體分析，并確認(rèn)該地區(qū)具有油氣多期充注的特征[20-25]，但因分析技術(shù)的限制，未能獲得較全面且準(zhǔn)確的油氣包裹體中的分子組成，對油氣來源的認(rèn)識也不足。

隨著技術(shù)的發(fā)展，越來越多的微區(qū)分析方法被用于包裹體成分分析[26]，近年來在常規(guī)包裹體分析方法基礎(chǔ)上研發(fā)了激光剝蝕—色譜—質(zhì)譜(LA-GC-MS)分析技術(shù)。Zhang等[27]和施偉軍等[28]對該分析方法及原理作過詳細(xì)介紹，本文重點(diǎn)探討了烴類包裹體有機(jī)地球化學(xué)組成，并結(jié)合塔河油田油氣成藏期次、油氣來源等特征，研究塔河油田油氣的來源。

1 樣品和實(shí)驗(yàn)方法

研究樣品來自遍布塔河油田近30口鉆井的寒武—奧陶系碳酸鹽巖儲層(如S69井、S83井、AD3井、YQ8井、AT5井、S118井、S111井、T901井等，樣品采集位置見文獻(xiàn)[28-29])，對其進(jìn)行包裹體巖相學(xué)分析，并主要對含烴類包裹體為主的鉆井儲層樣品進(jìn)行深入研究。包括：(1)顯微熒光分析；(2)依照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[30]對不同熒光顏色油氣包裹體及其伴生的鹽水包裹體進(jìn)行顯微測溫(均一溫度以及冰點(diǎn))；(3)對采集的T901井上奧陶統(tǒng)恰爾巴克組—中奧陶統(tǒng)一間房組(O3q-O2yj，井深約5 700 m)碳酸鹽巖儲集層中主要發(fā)育的黃色—黃綠色和藍(lán)色2種熒光烴包裹體，進(jìn)行LA-GC-MS成分分析(具體實(shí)驗(yàn)方法原理、LA-GC-MS分析儀結(jié)構(gòu)以及樣品制備見文獻(xiàn)[27-28])；(4)由于烴包裹體大多呈不規(guī)則形狀產(chǎn)出，為了取得比較可靠的烴包裹體的體積氣/液比，采用Zeiss LSM 5 Pascal激光共聚焦掃描顯微鏡對選定的烴包裹體進(jìn)行分層激光掃描，最后將三維圖象疊加后測量、計(jì)算烴包裹體氣/液比；(5)根據(jù)包裹體GC-MS分析結(jié)果(初始成分)、氣/液比、均一溫度和冰點(diǎn)等參數(shù)，利用PVTsim等軟件建立烴包裹體及鹽水包裹體的等容方程，并計(jì)算包裹體被捕獲時(shí)的壓力和溫度參數(shù)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1烴類包裹體巖相學(xué)及熱力學(xué)特征

塔河油田儲層樣品中的包裹體在偏光熒光顯微鏡下顯示，在-C-O各個(gè)層位的不同樣品中均發(fā)育鹽水包裹體，而與油氣有關(guān)的烴包裹體的分布則相對略少，其形態(tài)大小很不規(guī)則(可達(dá)50 μm以上)，熒光顏色呈多種分布，這在先前的塔河油田奧陶系儲層流體包裹體的研究中亦有所報(bào)道[23,25]。奧陶系儲層流體包裹體總體趨于2種熒光顏色：一種為藍(lán)綠—藍(lán)白色熒光，單偏光下無色，量較多；另一種為黃—黃綠色熒光，單偏光下淺褐色—無色(圖1)。這2種熒光顏色的烴包裹體及其伴生鹽水包裹體，均一溫度變化范圍分別為74.2～92.1，45.4～113.2，81.2～151.8 ℃，反映了塔河油田奧陶系儲層具有多期油氣充注特征[23,25,28]。另外通過計(jì)算獲得偏藍(lán)色烴包裹體的捕獲溫度和捕獲壓力變化范圍分別為150.6～156.9 ℃和56.59～59.98 MPa，相較而言偏黃色烴包裹體的捕獲溫度和捕獲壓力都較小，分別為79.2～83.5 ℃和22.18～24.53 MPa[28]。

圖1 塔河油田T901井O3q-O2yj儲層裂隙充填方解石中的油氣包裹體

2.2塔河油田烴類包裹體組成特征

圖2 塔河油田T901井O3q-O2yj儲層(5 700 m)藍(lán)色熒光(L)

LA-GC-MS分析技術(shù)在塔河油田奧陶系儲層包裹體中成功運(yùn)用，并檢測到了nC4-nC30的烴類化合物組成，超越了國際上包裹體分析的檢測極限(小于C20)[31-33]。因大部分樣品中包裹體較小，實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)的單個(gè)包裹體的剝離以及組分富集較困難，本文僅對T901井的樣品(～5 700 m，O3q-O2yj)進(jìn)行了同期包裹體(4～5個(gè)單個(gè)包裹體)的油氣組分分析。結(jié)果表明，2種不同熒光顏色的烴類包裹體具有明顯不同的油氣組成(圖2，表1)，可能分別代表了兩期油氣充注事件和不同的油源。其中偏藍(lán)色熒光的包裹體具有高含量的脂肪族烴類(如正構(gòu)烷烴、環(huán)烷烴)和氣態(tài)烴類；而在偏黃色熒光的包裹體中具有相對高含量的芳烴類化合物(如烷基萘等)，因此前者的飽/芳比明顯大于后者，而且Pr/nC17比值也在前者中較大(見下文)，這與藍(lán)色熒光包裹體中的原油具有更高的成熟度相一致[34]。盡管藍(lán)色熒光的包裹體同樣可能具有較低的成熟度[34]，但是通常情況下藍(lán)色熒光的包裹體組分成熟度會高于橙色—黃色熒光包裹體[34-35]。其他一系列成熟度參數(shù)，如烷基萘指數(shù)、烷基菲等效反射率等(表1)同樣表明，藍(lán)色熒光的含油包裹體具有更高的成熟度。2種不同熒光顏色的烴類包裹體具體組成差異如下：

(1)黃色熒光包裹體：芳烴含量明顯高于飽和烴，飽/芳比值為0.75；其中正構(gòu)烷烴碳數(shù)達(dá)到nC30，呈明顯的雙峰分布(圖2R-b)，在nC17和nC25出現(xiàn)峰值，nC8-nC11輕烴幾乎缺失，nC21-/nC22+比值小(1.1)，Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18比值分別為3.19，0.43，0.32；芳烴組成中二甲基萘峰和甲基萘峰高于飽和烴主峰(圖2R-c)，二甲基萘峰則高于甲基萘峰高于萘峰；甲基菲指數(shù)(MPI)較低(0.32)，其等效VRo僅為0.59%，聯(lián)系其低捕獲溫度(80 ℃左右)和nC21-/nC22+比值，以及高Pr/nC17和Ph/nC18比值，整體反映注入的石油成熟度較低[29,36-37]。

(2)藍(lán)色熒光包裹體：與黃色熒光包裹體相反，芳烴含量顯著低于輕質(zhì)烷烴，飽/芳比達(dá)到2.02；其中正構(gòu)烷烴呈單峰型分布(圖2L-b)，烷烴碳數(shù)僅達(dá)到nC27，主峰碳為nC17，在nC8附近出現(xiàn)次高峰，nC10出現(xiàn)低谷，nC21-/nC22+比值較大(5.66)，Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18比值均小于黃色熒光包裹體(分別為1.46，0.25，0.24)；藍(lán)色熒光包裹體中芳烴峰遠(yuǎn)低于飽和烴主峰，其中萘含量>甲基萘>二甲基萘；MPI為0.58(等效VRo>0.75%)，具有高捕獲溫度(155 ℃左右)和nC21-/nC22+比值，以及低Pr/nC17和Ph/nC18比值，表明原油成熟度相對較高[29,36-37]，但未達(dá)到成熟晚期原油開始大量熱裂解階段。實(shí)際上，甲基萘、二甲基萘和三甲基萘比值及甲基菲比值均反映藍(lán)色熒光包裹體原油成熟度較高(表1)。

3 討論

3.1塔河油田油氣成藏時(shí)間期次

目前流體包裹體被廣泛應(yīng)用于確定成藏期次的研究中[20-25]，其均一溫度與埋藏史相結(jié)合被廣泛應(yīng)用于確定油氣運(yùn)移時(shí)間，然而均一溫度不如包裹體捕獲時(shí)的溫度和壓力，無法較精確地限定恢復(fù)油氣運(yùn)移成藏的時(shí)間和深度[38-39]。針對前人在塔河油田成藏期次及其油源方面存在的爭論，本研究借助激光微區(qū)油氣包裹體成分分析等手段，證實(shí)塔河油田研究區(qū)碳酸鹽巖儲層(O3q-O2yj)主要存在兩期原油充注。另外根據(jù)油氣包裹體所計(jì)算的古壓力和捕獲溫度，結(jié)合研究區(qū)的埋藏史與熱演化史，可以推算不同期次油氣包裹體原油充注時(shí)的古埋藏深度、古地溫梯度和成藏時(shí)間。

表1 塔河油田T901井O3q-O2y儲層樣品(5 700 m)油氣包裹體激光剝蝕分析地球化學(xué)參數(shù)[27]

注：飽/芳=(m/z83+85)/(m/z78+91+128+142+156+ 170)，代表的是(烷基環(huán)己烷+正構(gòu)烷烴)/(C0-C3烷基萘)，藍(lán)色和黃色熒光包裹體油氣組成均為4～ 5個(gè)單個(gè)包裹體組分富集在一起的數(shù)據(jù)；MNR=(2- MN/1-MN)；DNR-x=(2,6+2,7)/1,6-DMN；TNR= (2,3,6/(1,4,6+1,3,5)-TMN；MPI= 1.5[3MP+2MP]/[P+9MP+1MP]；Rc1=(0.6MPI-1+0.4)；MPR=2-MP/1-MP；Rc2= (0.99+lgMPR+0.94)。

早期原油充注為黃色—黃綠色熒光包裹體，這種偏黃色熒光包裹體的原油芳烴含量較高，呈現(xiàn)nC17、nC25雙峰型，且具有一定的奇偶優(yōu)勢，為中質(zhì)原油，成熟度相對較低。結(jié)合其捕獲原油時(shí)的古壓力和古溫度，以及按正常地層(水)壓力來推算，其古埋藏深度約2 220～2 450 m(一般捕獲時(shí)可能具有一定的超壓異常，因此實(shí)際古埋深可能更淺一些)。與研究區(qū)的埋藏史[40]對比可知，早期黃色熒光包裹體原油捕獲時(shí)間約為322～327 Ma，即海西運(yùn)動中期(C2)[28-29]；如果塔河油田石炭紀(jì)沉積時(shí)地表溫度按15 ℃推算，此時(shí)的古地溫梯度約為3.0 ℃/hm，與塔河埋藏史和熱史研究結(jié)果石炭—二疊紀(jì)地溫梯度為3.0～3.2 ℃/hm是一致的[41]。

晚期原油充注為藍(lán)綠—藍(lán)白色熒光包裹體，原油組成以nC17為單主峰，輕質(zhì)烴類豐富，芳烴含量相對較低，原油成熟度相對較高，呈現(xiàn)出晚期輕質(zhì)原油充注特征，充注古壓力和捕獲溫度遠(yuǎn)高于早期黃色熒光包裹體。按正常地層壓力來推算，晚期藍(lán)色熒光包裹體原油的古埋藏深度約為5 660～6 000 m；與研究區(qū)的埋藏史[40]對比可知，捕獲時(shí)間約為2～6 Ma，即喜馬拉雅運(yùn)動晚期[28-29]。如果塔河油田N-Q平均地表溫度也按10 ℃推算，地溫梯度約為2.4 ℃/hm左右，與現(xiàn)今地溫梯度2.0 ℃/hm相接近[41]。

3.2塔河油田油氣包裹體的油源分析

塔河油田碳酸鹽巖儲集層(O3q-O2yj)中兩期油氣包裹體油氣地球化學(xué)特征顯著不同，探討其原因可能是它們的來源或源巖沉積環(huán)境、成烴生物、成熟度、運(yùn)移距離和成藏過程及時(shí)間存在著差異，并且推測早期充注的中質(zhì)原油(偏黃色熒光包裹體，322～327 Ma)可能來源于碳酸鹽巖儲集層以下并經(jīng)過一定距離運(yùn)移的-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖(頁巖)，晚期充注的輕質(zhì)原油(偏藍(lán)色熒光包裹體，2～6 Ma)可能來源于碳酸鹽巖儲集層附近運(yùn)移距離較近的O3烴源巖(碳酸鹽巖)，主要依據(jù)如下：

(1)早期黃色熒光包裹體充注的原油飽和烴正構(gòu)烷烴分布峰型，與塔里木盆地下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組下部多數(shù)優(yōu)質(zhì)烴源巖飽和烴正構(gòu)烷烴峰型分布很相似，均不同程度地呈雙峰分布，主峰碳多為nC17左右，次主峰碳多為nC25左右，尤其是nC25主峰附近的nC23-nC26石蠟烷烴并非來源于高等植物的表皮蠟，因?yàn)?C1尚未存在陸生高等植物，但是這些石蠟烷烴可能來源于與高等植物前身有關(guān)的近海岸線葉植物或海相底棲藻類等，亦或者來源于某些長鏈脂肪酸的細(xì)菌。當(dāng)然，主要成烴生物仍然是浮游藻類等低等浮游生物，它是主峰碳nC17周圍烴類的主要來源。而晚期藍(lán)色熒光包裹體充注的原油飽和烴正構(gòu)烷烴分布峰型與塔里木盆地上奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖烴源巖飽和烴正構(gòu)烷烴峰型分布很相似[19]，多呈單峰分布，主峰碳多為nC17左右，它可能源于海相碳酸鹽臺地凹陷或洼槽或薩巴哈洼地沉積形成的局部分布的碳酸鹽巖烴源巖，成烴生物以浮游藻類等低等水生生物為主。

(2)早期黃色熒光包裹體充注的原油芳烴含量高，甚至高于飽和烴(飽/芳比值小于1)。原油中芳烴含量高一般認(rèn)為與高等植物有關(guān)，但是在這里其與富含nC25主峰附近nC23-nC26石蠟烷烴一樣，可能并非來源于高等植物，而是結(jié)構(gòu)接近高等植物的線葉植物或底棲藻類(宏觀藻類等)。而晚期藍(lán)色熒光包裹體充注的原油中芳烴含量相對較低，飽和烴明顯高于芳烴，飽/芳比值大于2(表1)，它可能預(yù)示著成烴生物與海相碳酸鹽臺凹或臺洼浮游藻類等有關(guān)。

(3)早期黃色熒光包裹體充注的原油姥鮫烷含量相對較高(Pr/Ph較大)，這與塔里木盆地下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組優(yōu)質(zhì)烴源巖的Pr/Ph相對較高相一致，也預(yù)示著還原強(qiáng)度相對弱一些，可能與近岸海相線葉植物或底棲藻類等弱還原—還原環(huán)境有關(guān)。而晚期藍(lán)色熒光包裹體充注的原油姥鮫烷含量相對較低(Pr/Ph僅為1.46)，這與塔里木盆地上奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖烴源巖的Pr/Ph相對較低(1.29～1.35)也是一致的，預(yù)示著沉積壞境還原性相對較強(qiáng)，可能與海相碳酸鹽臺凹或臺洼偏咸水浮游藻類的還原—強(qiáng)還原環(huán)境有關(guān)。

(4)塔河油田碳酸鹽巖儲集層(O3q-O2yj)中早期黃色熒光包裹體充注的原油為成熟早中期原油(等效VRo約為0.6%～0.8%)，其捕獲溫度約80 ℃，埋藏深度應(yīng)小于2 300 m，時(shí)間為海西中期，此時(shí)-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖正處于成熟早中期大量生排油階段，而O3-O2碳酸鹽巖烴源巖正處于未成熟—成熟早期，即按成熟度來判斷早期黃色熒光包裹體充注的原油應(yīng)可能來源于-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖。而晚期藍(lán)色熒光包裹體充注的原油為成熟晚期原油(等效VRo約為0.8%～1.0%)，其捕獲溫度約155 ℃，埋藏深度應(yīng)小于5 900 m，時(shí)間為喜馬拉雅晚期。此時(shí)只有O3-O2碳酸鹽巖烴源巖正處于成熟中晚期大量生排油氣階段，而-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖已達(dá)高成熟—過成熟早期，即按成熟度來判斷晚期藍(lán)色熒光包裹體充注的原油應(yīng)來源于O3-O2碳酸鹽巖烴源巖。

(5)早期黃色熒光包裹體充注的原油nC5-nC11正異構(gòu)輕質(zhì)烷烴含量很低，但較高含量的苯和萘等輕芳烴表明并非水溶損失，可能為油水互溶運(yùn)移狀態(tài)時(shí)間較長，運(yùn)移距離相對較遠(yuǎn)所造成。這里的時(shí)間是指原油生成并排出后到被捕獲時(shí)的時(shí)間段，-C1優(yōu)質(zhì)烴源巖開始油氣生成并大量排出的時(shí)間較早，約在加里東運(yùn)動晚期(志留系瀝青砂巖古油藏)，到捕獲時(shí)間(322～327 Ma)長達(dá)近100 Ma之久的漫長運(yùn)移散失時(shí)間，而O3碳酸鹽巖烴源巖在海西中期則剛開始成熟或未成熟，不具備長時(shí)間長距離的運(yùn)移散失過程。晚期藍(lán)色熒光包裹體充注的原油輕烴含量相對豐富，保持了成熟中后期的原油原始面貌(尚未開始大量熱裂解)，運(yùn)移距離較近且時(shí)間較短，實(shí)際上，塔河油田O3碳酸鹽巖烴源巖也就是在上新世近10 Ma才開始進(jìn)入成熟中后期大量生排油氣階段的，這與晚期藍(lán)色熒光包裹體捕獲時(shí)間相一致(2～6 Ma)，而-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖這時(shí)已經(jīng)進(jìn)入高成熟—過成熟階段了。

另外，目前認(rèn)為塔河油田烴源為-C1-O1，主要依據(jù)是從優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布特征和油氣勘探的實(shí)際出發(fā)，即O3碳酸鹽巖烴源巖尤其是好—優(yōu)質(zhì)烴源巖不發(fā)育或局部地區(qū)分布，油氣勘探潛力不足以支持已發(fā)現(xiàn)或?qū)⒁l(fā)現(xiàn)的油田儲量，而且目前油氣勘探目的層已經(jīng)向O2延伸，生物標(biāo)志物等油氣地球化學(xué)油源對比參數(shù)與-C1-O1為主力烴源巖并未出現(xiàn)不可逾越或“斷代”的矛盾，某些生物標(biāo)志物等油氣地球化學(xué)油源對比參數(shù)和油氣群體包裹體成分分析[42]等還支持了此觀點(diǎn)。而認(rèn)為塔河油田的油源主要是O3碳酸鹽巖烴源巖，則是以烴源巖成熟度、生物標(biāo)志物、碳同位素、輕烴等油氣地球化學(xué)油源對比參數(shù)等證據(jù)[19]。

實(shí)際上，認(rèn)為-C1-O1為主力烴源巖的觀點(diǎn)也不否認(rèn)或也承認(rèn)喜馬拉雅晚期的輕質(zhì)油氣充注確系O3碳酸鹽烴源巖，焦點(diǎn)是海西期的石油充注主力源巖是-C1-O1的優(yōu)質(zhì)烴源巖(頁巖)還是O3碳酸鹽巖烴源巖。

就成熟度而言，在海西期，-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖(頁巖)尚處于生排油成熟階段，其形成的油藏可以一直到現(xiàn)今未達(dá)到熱裂解階段，仍保留了充注時(shí)期的成熟度，志留系瀝青砂巖中的重質(zhì)油或低演化瀝青現(xiàn)今正處于成熟階段就是佐證。就碳同位素而言，-C1優(yōu)質(zhì)烴源巖干酪根、瀝青A及各組分δ13C的變化和演化趨勢，與其他層位正常烴源巖各組分對應(yīng)的δ13C變化趨勢并不完全一致。例如，-C1優(yōu)質(zhì)烴源巖中多數(shù)干酪根的δ13C(約-33‰)輕于其瀝青A(約-30‰)，其機(jī)理有待進(jìn)一步探討，但是這不能說明-C1優(yōu)質(zhì)烴源巖所生排出的原油δ13C一定要輕于干酪根或一定要與-C1優(yōu)質(zhì)烴源巖瀝青A相當(dāng)。也就是說，碳同位素之間的對比也不能完全否定塔河油田原油非-C1優(yōu)質(zhì)烴源巖所生。

4 結(jié)論

塔河油田研究區(qū)原油主要發(fā)生兩期不同性質(zhì)原油的充注，早期黃色熒光原油(海西中期充注)具有飽和烴色譜呈雙峰型，芳烴含量較高，姥鮫烷相對較高，nC5-nC11之間輕烷烴幾乎缺失等特征，屬成熟度相對較低的中質(zhì)原油，其油源可能主要來自經(jīng)過一定距離運(yùn)移和散失變化的-C1-O1優(yōu)質(zhì)烴源巖(頁巖，海相成烴生物以底棲藻類或線葉植物為主，沉積水體深度相對淺，弱還原—還原環(huán)境等)。晚期藍(lán)色熒光包裹體原油(喜馬拉雅晚期充注)具有飽和烴呈單主峰型，芳烴含量相對較低，植烷相對高一些，C8附近存在次峰，nC10出現(xiàn)低谷，屬成熟中晚期輕質(zhì)原油，其油源應(yīng)主要來自O(shè)3碳酸鹽巖烴源巖(海相成烴生物以浮游藻類為主體，還原—強(qiáng)還原環(huán)境等)。

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(編輯徐文明)

Applicationofsinglehydrocarboninclusionsinpetroleumgeochemistry: A case study of the Tahe oilfield

Pan Anyang1,2, Qin Jianzhong2, Yao Suping1, Tenger2, Shen Baojian2

(1.SchoolofEarthScienceandEngineering,NanjingUniversity,Nanjing,Jiangsu210093,China; 2.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

The hydrocarbon accumulation period and petroleum source characteristics in the Tahe oilfield were discussed using the newly developed methods for hydrocarbon inclusion analyses. The results confirmed that there were many stages of hydrocarbon accumulation in the Tahe oilfield, especially predominated by the Middle Hercynian and the Late Himalayan. The online laser ablation compositional analyses of single hydrocarbon inclusion showed that the early oil (yellow fluorescing inclusion) was characterized by bimodaln-alkane distribution and higher aromatic component content, belonging to medium crude oil with relatively lower maturity. In contrast, the late oil (blue fluorescing inclusion) was featured by unimodaln-alkane distribution and lower aromatic component content, belonging to late light crude oil at the middle-late mature stage. Based on the petroleum source or sedimentary environment of source rocks, hydrocarbon-forming organisms, maturity, migration distance, accumulation process and period, the early oil was suggested mainly from -C1-O1excellent source rocks and the late oil was mainly from O3carbonate source rocks.

hydrocarbon inclusion; hydrocarbon accumulation period; biomarker; petroleum source; Tahe oilfield

1001-6112(2017)05-0675-07

10.11781/sysydz201705675

TE122.114

：A

2017-04-17；

：2017-08-03。

潘安陽(1986—)，男，博士后，從事烴源巖有機(jī)地球化學(xué)研究。E-mail：panay.syky@sinopec.com。

聯(lián)合基金重點(diǎn)支持項(xiàng)目“古生界頁巖含氣性原生有機(jī)質(zhì)控制作用研究”(U1663202)和中國石化科技部項(xiàng)目“海相頁巖超顯微特征及與頁巖氣富集的關(guān)系”(P15097)資助。