何 丹, 于 淼, 高 崗*, 靳 軍, 馬萬(wàn)云, 張有錦

準(zhǔn)南中段呼探1井烴源巖條件及油氣源分析

何 丹1, 2, 3, 于 淼4, 5, 高 崗4, 5*, 靳 軍1, 2, 3, 馬萬(wàn)云1, 2, 3, 張有錦4, 5

(1. 新疆礫巖油藏實(shí)驗(yàn)室 新疆 克拉瑪依 834000; 2. 礫巖油氣藏勘探開(kāi)發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 新疆 克拉瑪依 834000; 3. 中國(guó)石油 新疆油田分公司 實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院, 新疆 克拉瑪依 834000; 4. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院, 北京 102249; 5. 油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 102249)

近年來(lái), 準(zhǔn)噶爾盆地下組合油氣勘探不斷獲得新發(fā)現(xiàn)。2020年12月16日, 位于呼西背斜的呼探1井清水河組獲得高產(chǎn)油氣流, 實(shí)現(xiàn)了下組合油氣勘探的重大突破, 預(yù)示了下組合巨大的勘探潛力, 但目前呼探1井的油氣主要來(lái)源于哪套烴源巖以及是否存在混源等問(wèn)題尚未明確。本研究通過(guò)對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段下組合主要烴源巖的評(píng)價(jià), 結(jié)合生物標(biāo)志物參數(shù)、油氣C同位素、全烴氣相色譜以及熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果, 明確了主力烴源巖生油氣能力, 認(rèn)為呼探1井清水河組原油為侏羅系和二疊系烴源巖生成的混源油, 其中重?zé)N部分主要來(lái)自二疊系烴源巖, 輕烴部分來(lái)自侏羅系烴源巖, 天然氣主要來(lái)自侏羅系烴源巖。同時(shí), 建立了侏羅系煤系烴源巖生氣圖版, 結(jié)合圖版分析認(rèn)為呼探1井清水河組天然氣與侏羅系煤巖關(guān)系最為密切,o大致分布在1.66%～1.85%。

油氣源對(duì)比; 熱模擬實(shí)驗(yàn); 烴源巖; 呼探1井; 準(zhǔn)噶爾盆地

0 引 言

準(zhǔn)噶爾盆地南緣發(fā)育二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系和古近系5套潛在烴源巖, 是準(zhǔn)噶爾盆地中烴源巖層系最多的地區(qū)(陳建平等, 2015), 縱向上可劃分為上、中、下3套儲(chǔ)蓋組合。長(zhǎng)期以來(lái), 以中、上組合為主要勘探對(duì)象, 多個(gè)油氣田及含油氣構(gòu)造相繼被發(fā)現(xiàn)(杜金虎等, 2019)。下組合油氣資源豐富,全國(guó)第四次資源評(píng)價(jià)表明, 準(zhǔn)噶爾盆地南緣待發(fā)現(xiàn)天然氣資源量為8.6289×1011m3, 其中, 下組合天然氣資源量占準(zhǔn)噶爾盆地南緣天然氣總資源量的80%以上, 但其勘探程度較低(李學(xué)義等, 2003; 雷德文等, 2012a)。2020年12月16日, 部署在呼西背斜的呼探1井7367～7382 m清水河組獲得日產(chǎn)原油87.1 t、天然氣6.1×105m3, 有利勘探面積近160 km2, 初步估算氣藏規(guī)模達(dá)千億立方米, 展現(xiàn)了下組合巨大的勘探潛力。然而, 目前未見(jiàn)關(guān)于呼探1井清水河組油氣源的報(bào)道, 其油氣源是單一烴源巖供給還是存在混源的問(wèn)題尚未明確。因此, 本研究主要對(duì)呼探1井清水河組油氣及下伏烴源巖條件進(jìn)行分析, 并進(jìn)行油氣源對(duì)比, 結(jié)合熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果, 明確呼探1井油氣源, 以期為下組合下一步油氣勘探提供方向和依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地南緣(準(zhǔn)南)是準(zhǔn)噶爾盆地最年輕、最復(fù)雜的褶皺帶, 是經(jīng)歷了3個(gè)構(gòu)造期(晚海西期、印支–燕山期、喜馬拉雅期)的次一級(jí)構(gòu)造單元。依據(jù)山前和盆地中發(fā)育的褶皺軸向及構(gòu)造特征, 可將準(zhǔn)南劃分為東、中、西3段, 平面上劃分為四棵樹(shù)凹陷、霍瑪吐背斜帶、齊古斷褶帶及阜康斷裂帶4個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元, 整體呈現(xiàn)“東西分段、南北分帶”的面貌(楊海波等, 2004; 陳書(shū)平等, 2007)。呼探1井位于霍瑪吐背斜帶東段呼西背斜(圖1a), 其地層發(fā)育完整, 油氣源供給充足, 源儲(chǔ)配置好(圖1b), 為呼探1井清水河組油氣成藏提供了有利條件。

2 樣品與實(shí)驗(yàn)方法

2.1 樣 品

模擬實(shí)驗(yàn)選用南安2井侏羅系八道灣組煤巖、碳質(zhì)泥巖和煤系泥巖樣品(表1), 樣品有機(jī)質(zhì)豐度較高, 干酪根類型主要為Ⅱ型, 具備大量生烴能力。此外, 樣品成熟度較低, 因此可以在一定程度上還原侏羅系煤系烴源巖不同演化階段的生烴特征。

2.2 熱模擬實(shí)驗(yàn)

采用GPM-3型密閉容器高壓釜加水熱模擬實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行生烴模擬實(shí)驗(yàn), 首先將樣品碎為2 cm× 2 cm×2 cm的小塊, 加入蒸餾水沒(méi)過(guò)樣品, 然后對(duì)反應(yīng)釜抽真空后加熱。煤巖模擬溫度依次為295 ℃、315 ℃、340 ℃、350 ℃、370 ℃、450 ℃、500 ℃, 煤系泥巖和碳質(zhì)泥巖模擬溫度依次為315 ℃、330 ℃、340 ℃、350 ℃、370 ℃、450 ℃、500 ℃, 加熱時(shí)間為24 h。

2.3 氣體組分測(cè)定

采用Agilent 6890四閥五柱多維氣相色譜儀檢測(cè)氣體組分, TCD和FID檢測(cè)器溫度為250 ℃, 初始柱溫為50 ℃, 保溫3 min后以5 ℃/min的速率升溫至100 ℃, 再以10 ℃/min的速率升溫至180 ℃, 保持3 min, 具體操作參照GB/T 13610-2014標(biāo)準(zhǔn)。

2.4 氣體C同位素測(cè)定

采用排水集氣法收集各模擬溫度下產(chǎn)生的氣體產(chǎn)物, 并分別測(cè)量氣體的C同位素。測(cè)試儀器為T(mén)race GC-ISO LINK-MAT 253 IRMS質(zhì)譜聯(lián)用氣相色譜儀, 具體操作按SY/T 5238-2019標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

3 烴源巖特征

3.1 烴源巖地質(zhì)特征

準(zhǔn)南自下而上發(fā)育二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系以及古近系5套烴源巖(況軍和賈希玉, 2005; 雷德文等, 2012b; 陳建平等, 2015), 下組合主力烴源巖主要為二疊系與侏羅系烴源巖(范光華和甘章槐, 1980; 李學(xué)義等, 2006)。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣構(gòu)造單元與研究區(qū)位置(a)和呼探1井剖面圖(b)

表1 侏羅系八道灣組烴源巖模擬樣品地球化學(xué)特征

侏羅系主要生烴層系位于中下侏羅統(tǒng)西山窯組、三工河組和八道灣組, 為一套湖沼相沉積的含煤建造, 巖性主要為煤系泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤巖, 除八道灣組泥巖外, 沉積中心整體在準(zhǔn)南, 準(zhǔn)南中段烴源巖沉積厚度累計(jì)可達(dá)400～500 m。準(zhǔn)南中段二疊系烴源巖主要為一套咸湖相沉積暗色泥巖, 烴源巖累計(jì)厚度可達(dá)200～300 m。

3.2 烴源巖有機(jī)地球化學(xué)特征與生烴潛力

3.2.1 侏羅系烴源巖

準(zhǔn)南下侏羅統(tǒng)八道灣組泥巖總有機(jī)碳含量(TOC)為0.11%～3.62%, 平均1.22%, 熱解生烴潛量(1+2)為0.04～41.61 mg/g, 平均2.77 mg/g(圖2a); 碳質(zhì)泥巖TOC為6.69%～38.30%, 平均22.97%,1+2為2.28～25.83 mg/g, 平均10.23 mg/g; 煤巖TOC平均75.59%,1+2平均168.82 mg/g。下侏羅統(tǒng)三工河組泥巖TOC為0.07%～1.58%, 平均0.80%,1+2為0.01～1.67 mg/g, 平均0.57 mg/g, 烴源巖質(zhì)量較差。中侏羅統(tǒng)西山窯組煤巖TOC為55%左右, 但其1+2較低, 一般小于100 mg/g, 以生氣為主。總體而言, 侏羅系烴源巖以Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主, 具有很高的生氣潛力(陳建平等, 1997; 高崗等, 2003b), 其次為Ⅱ型有機(jī)質(zhì)(圖3a), 部分富含角質(zhì)體碳質(zhì)泥巖具有一定的生油潛力(程克明等, 1997; 高崗等, 2003a; 劉全有等, 2004, 2009; 戴金星等, 2018)。侏羅系烴源巖埋深普遍大于7000 m,o>2%(圖4a), 已經(jīng)進(jìn)入過(guò)成熟演化階段。

3.2.2 二疊系烴源巖

準(zhǔn)南中段尚未鉆遇二疊系烴源巖, 博格達(dá)山前蘆草溝組115個(gè)烴源巖的TOC為0.16%～19.01%, 平均3.50%,1+2為0.02～140.82 mg/g, 平均20.61 mg/g,有機(jī)質(zhì)豐度好–最好(圖2b), 以Ⅱ型有機(jī)質(zhì)為主(圖3b), 是一套有機(jī)質(zhì)豐度很高的優(yōu)質(zhì)烴源巖(趙白, 1982; 徐耀輝等, 2007; 高智梁等, 2011), 埋深普遍大于9000 m,o>3%(圖4a、b), 同樣已經(jīng)進(jìn)入過(guò)成熟演化階段。

4 原油地球化學(xué)特征與油源對(duì)比

4.1 原油地球化學(xué)特征

呼探1井7367～7382 m清水河組原油密度為0.8094～0.8152 g/cm3, 含蠟量為1.7%～3.1%, 黏度為1.56～2.02 mPa·s(50 ℃), 氣油比較高, 為7003 m3/t。原油C同位素值為?29.38‰ ～ ?28.46‰, 平均?28.77‰。姥植比為1.3左右, 三環(huán)萜烷以C21為主峰, 呈“山字形”, 規(guī)則甾烷C29>C27>>C28, 呈不對(duì)稱“V”字型分布(圖5)。

圖2 侏羅系(a)及二疊系(b)烴源巖豐度交會(huì)圖(底圖據(jù)陳建平等, 1997)

圖3 侏羅系(a)及二疊系(b)烴源巖HI-Tmax關(guān)系圖(底圖據(jù)Tissot and Welte, 1984)

圖4 準(zhǔn)南中段二疊系(a、b)和侏羅系(c)烴源巖Ro(%)等值線圖

4.2 油源對(duì)比

4.2.1 生物標(biāo)志物特征對(duì)比

通過(guò)對(duì)呼探1井清水河組原油與博格達(dá)山前和吉木薩爾二疊系烴源巖及準(zhǔn)南侏羅系烴源巖的生物標(biāo)志物特征進(jìn)行對(duì)比, 明確原油來(lái)源。萜烷類化合物的分布與有機(jī)質(zhì)生源、沉積環(huán)境等密切相關(guān), C19和C20三環(huán)萜烷反映高等植物的生源特征(朱揚(yáng)明, 1997), C24四環(huán)萜烷一般在陸相烴源巖或原油中豐度較高, 是陸相生源的重要生物標(biāo)志物(呂海濤等, 2016; 朱秀香等, 2017)。呼探1井原油C19/C21三環(huán)萜烷、C20/C21三環(huán)萜烷以及C24四環(huán)萜烷/C26三環(huán)萜烷值較低, 分別為0.10～0.13、0.31～0.34和0.30～0.33, 指示陸源有機(jī)質(zhì)貢獻(xiàn)較少, 與二疊系烴源巖吻合度較高(圖6a、b)。Tm相對(duì)濃度受成熟度影響, 而Ts不受成熟度影響, 因此Ts/Tm值可以作為有機(jī)質(zhì)成熟度的指標(biāo); 另外, 伽馬蠟烷含量升高反映水體鹽度增加(Peters and Moldowan, 1993)。呼探1井原油Ts/Tm值及伽馬蠟烷/C30藿烷值均較高, 分別為3.33～5.21和0.48～0.51, 反映原油成熟度及烴源巖沉積期水體鹽度均較高, 與二疊系烴源巖比較吻合(圖6c)。

規(guī)則甾烷是反映沉積環(huán)境中低等水生生物與陸生高等植物貢獻(xiàn)大小的一個(gè)母源參數(shù), 一般認(rèn)為C27規(guī)則甾烷來(lái)自低等水生生物, C29規(guī)則甾烷來(lái)自高等植物(妥進(jìn)才等, 1994)。呼探1井原油C27/C29規(guī)則甾烷值為0.44(圖6d), C27、C28、C29規(guī)則甾烷呈不對(duì)稱“V”字型分布, 反映其母源主要為低等水生生物(張善文, 2013; 曹劍等, 2015), 與二疊系烴源巖匹配度較高。

從生物標(biāo)志物特征來(lái)看, 呼探1井原油與二疊系烴源巖吻合度較高, 原油主要來(lái)自二疊系烴源巖, 部分參數(shù)與侏羅系烴源巖重合, 可能也有一部分原油來(lái)自侏羅系。王緒龍(2013)將準(zhǔn)噶爾盆地原油劃分為4類, 從生物標(biāo)志物特征來(lái)看, 呼探1井原油與齊古油田三疊系原油類似, 屬于第1類原油。

甲基環(huán)己烷指數(shù)小于(50±2)%為腐泥型母質(zhì)生成的油型氣, 大于(50±2)%為煤型氣(胡惕麟等, 1990)。呼探1井原油C7以甲基環(huán)己烷為主, 甲基環(huán)己烷指數(shù)為53%, 同時(shí)苯和甲苯含量較高(圖7), 表明輕烴部分可能來(lái)自侏羅系烴源巖。

4.2.2 C同位素特征對(duì)比

侏羅系烴源巖氯仿瀝青抽提物C同位素值為?28.11‰ ～ ?25.63‰, 平均?26.50‰; 二疊系烴源巖氯仿瀝青抽提物C同位素整體較輕, 為?31.63‰ ～ ?28.14‰, 平均?29.91‰(圖8)。呼探1井清水河組原油C同位素平均值為?28.62‰, 比侏羅系典型烴源巖C同位素輕, 比二疊系典型烴源巖C同位素重, 具有混源特征。

綜上所述, 呼探1井清水河組原油為二疊系和侏羅系烴源巖生成的混源油, 其中重?zé)N部分來(lái)自二疊系烴源巖, 輕烴部分來(lái)自侏羅系烴源巖。

5 天然氣地球化學(xué)特征與氣源對(duì)比

5.1 天然氣組分與同位素特征

天然氣組分、C同位素組成與母質(zhì)的沉積環(huán)境、有機(jī)質(zhì)類型及熱演化程度密切相關(guān), 因此常被用于判識(shí)天然氣的成因類型與來(lái)源(Bernard et al., 1977; Schoell, 1983; 沈平等, 1987; 戴金星, 1992, 1993; Whiticar, 1994; 劉文匯等, 2013; 戴金星等, 2017)。

呼探1井清水河組天然氣甲烷C同位素(δ13C1)值為?31.71‰～?31.53‰, 乙烷和丙烷C同位素(δ13C2和δ13C3)值分別為?24.37‰～?24.28‰和?23.04‰ ～ ?22.87‰(表2), 具有典型煤型氣特征。C同位素呈正序分布, C1/(C2+C3)值為18左右(圖9a), 與吐哈低成熟煤型氣和二疊系油型氣有較大區(qū)別, 屬于高過(guò)成熟腐殖型氣, 因此清水河組天然氣主要由侏羅系烴源巖貢獻(xiàn)。然而清水河組天然氣的ln(C2/C3)為1.67, ln(C1/C2)為3.24,o為1.2%左右(圖9b),按照成熟度演化圖版只達(dá)到成熟演化階段(Prinzhofer and Huc, 1995; Gao et al., 2018), 因此有必要對(duì)呼探1井清水河組天然氣成熟度開(kāi)展進(jìn)一步分析。

圖5 呼探1井清水河組原油(a)、二疊系(b)和侏羅系(c)烴源巖生物標(biāo)志物色譜圖

圖6 呼探1井原油與潛在烴源巖生物標(biāo)志物特征對(duì)比

圖7 呼探1井清水河組原油全烴氣相色譜

5.2 熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果與天然氣成熟度分析

隨溫度升高, 天然氣組分中甲烷含量逐漸增高, 而C同位素總體上逐漸變重, 呼探1井清水河組天然氣組分和C同位素特征與高成熟煤巖生成氣吻合度較高(圖10a),o大致為1.66%～1.85%, 因此呼探1井清水河組天然氣為侏羅系烴源巖生成的高成熟天然氣, 且煤巖可能是侏羅系主要的氣源巖。利用陳建平等(2021)提出的煤成氣甲烷C同位素及烴源巖成熟度公式(δ13C1=25lgo?37.5), 計(jì)算得到呼探1井天然氣o為1.73%左右, 證實(shí)了模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)天然氣成熟度分析具有一定的參考意義(高崗等, 2005)。

根據(jù)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立了侏羅系煤系烴源巖生氣圖版(圖10b), 發(fā)現(xiàn)煤系泥巖和碳質(zhì)泥巖生成氣的組分和C同位素隨熱演化程度升高的變化趨勢(shì)相似, 而煤巖生成氣的組分含量變化相對(duì)較快。

運(yùn)移可以造成天然氣甲烷C同位素變輕, 且重?zé)N含量會(huì)降低(戴金星, 2018)。如果考慮運(yùn)移影響, 將已發(fā)現(xiàn)天然氣組分及C同位素分析結(jié)果向C同位素更重且濕氣含量更多的方向進(jìn)行適度矯正, 可以發(fā)現(xiàn)下組合已發(fā)現(xiàn)的天然氣與侏羅系煤巖關(guān)系更密切。

圖8 侏羅系(a)和二疊系(b)烴源巖氯仿抽提物δ13C頻率分布圖

表2 呼探1井天然氣組分(%)與C同位素(‰)數(shù)據(jù)

圖9 呼探1井天然氣成因類型判識(shí)(據(jù)Prinzhofer and Huc, 1995; Gao et al., 2018)

圖10 呼探1井天然氣與模擬生成氣對(duì)比(a)和侏羅系煤系烴源巖生氣圖版(b)

以上結(jié)果說(shuō)明, 在應(yīng)用前人圖版進(jìn)行分析時(shí)一定要充分考慮其適用性, 如果與地質(zhì)實(shí)際明顯不符, 則需要考慮采用其他方法進(jìn)行研究。

6 結(jié) 論

(1) 準(zhǔn)南中段深部地層具有良好的烴源巖條件, 二疊系蘆草溝組烴源巖為好–最好烴源巖, 侏羅系八道灣組烴源巖質(zhì)量總體較好, 西山窯組煤巖生烴潛量較低, 以生氣為主, 三工河組烴源巖質(zhì)量較差。

(2) 從生物標(biāo)志物特征、C同位素等方面進(jìn)行油源對(duì)比, 認(rèn)為呼探1井清水河組原油為二疊系和侏羅系烴源巖生成的混源油, 其中重?zé)N部分主要來(lái)自二疊系烴源巖, 輕烴部分來(lái)自侏羅系烴源巖。

(3) 清水河組天然氣主要來(lái)自侏羅系烴源巖, 熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明, 呼探1井天然氣o大致為1.66%～1.85%。

(4) 建立了侏羅系煤系烴源巖生氣圖版,對(duì)C同位素分餾效應(yīng)進(jìn)行適當(dāng)恢復(fù), 發(fā)現(xiàn)下組合已發(fā)現(xiàn)的天然氣與侏羅系煤巖關(guān)系最為密切。

致謝:感謝兩位匿名審稿專家提出的寶貴意見(jiàn)！

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Hydrocarbon source conditions and oil and gas source analysis of well Hutan 1 in the middle section of the southern margin of the Junggar Basin

HE Dan1, 2, 3, YU Miao4, 5, GAO Gang4, 5*, JIN Jun1, 2, 3, MA Wanyun1, 2, 3, ZHANG Youjin4, 5

(1. Xinjiang Laboratory of Petroleum Reserve in Conglomerate, Karamay 834000, Xinjiang, China; 2. Key Laboratory of Conglomerate Reservoir Exploration and Development, Karamay 834000, Xinjiang, China; 3. Research Institute of Experiment and Testing, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay 834000, Xinjiang, China; 4. School of Earth Sciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China; 5. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, Beijing 102249, China)

Recently, new discoveries have been made regarding combined underground oil and gas exploration in the Junggar Basin. On December 16, 2020, the Qingshuihe Formation of well Hutan 1 deployed in the Huxi anticline obtained a high-yield oil and gas flow, which was a major breakthrough in lower combined oil and gas exploration and predicted the huge exploration potential of lower combined oil and gas. However, there are still disputes regarding the oil and gas sources in Hutan 1, it remains uncertain which set of source rocks acts as the primary source rock for oil and gas and whether there are mixed sources. Based on an evaluation of the main source rocks of the lower combination in the middle section of the southern margin, the oil and gas generation capacity of the main source rocks was determined, and an oil and gas source comparison was performed in combination with the target material parameters, oil and gas carbon isotopes, and light hydrocarbons. The crude oil of the Qingshuihe Formation in well Hutan 1 is considered a mixed source oil generated by Jurassic and Permian source rocks, from which the heavy hydrocarbons derive mainly from Permian source rocks. In contrast, certain light hydrocarbons and natural gas primarily derive from Jurassic source rocks. Furthermore, combined with the thermal simulation test results, a gas generationchart of Jurassic coal measure source rocks was established to analyze the natural gas maturity of the Qingshuihe Formation of well Hutan 1. By integrating the thermal simulation test with the chart analysis, it becomes evident that the natural gas of the Qingshuihe Formation of well Hutan 1 can be considered to be most closely related to Jurassic coal rocks, witholevels ranging between 1.66% and 1.85%.

oil and gas source comparison; thermal simulation experiment; source rock; well Hutan 1; Junggar Basin

P595

A

0379-1726(2023)05-0605-10

10.19700/j.0379-1726.2023.05.006

2021-11-03;

2021-11-29

新疆油田公司對(duì)外協(xié)作項(xiàng)目(2020-C4006)資助。

何丹(1992–), 男, 工程師, 主要從事油氣地球化學(xué)研究。E-mail: hd_xg@petrochina.com.cn

高崗(1966–), 男, 教授, 主要從事油氣地質(zhì)與勘探、油氣地球化學(xué)、油氣成藏與分布規(guī)律及資源評(píng)價(jià)研究。E-mail: gaogang2819@sina.com