三塘湖盆地中二疊統原油的來源及其分布特征

國建英, 鐘寧寧, 梁 浩, 李 欣, 王東良,馬 衛, 崔會英, 李 謹

(1.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室, 北京 102249; 2.中國石油勘探開發研究院 廊坊分院, 河北 廊坊065007; 3.中國石油吐哈油田分公司 勘探開發研究院, 新疆 哈密 300280; 4.中國石油勘探開發研究院, 北京 100083)

0 引 言

隨著油氣勘探工作的不斷深入, 油氣的發現越來越難, 勘探對象也相應發生了很大的變化。過去以構造油氣藏、巖性地層油氣藏為主要勘探對象和領域, 近年來隨著水平鉆完井、同步多級并重復壓裂等先進技術的應用, 致密油、頁巖油、致密氣、頁巖氣等非常規油氣藏(場)勘探開發越來越受到重視[1]。致密油氣國內已開展了大量工作, 致密油方面如川中大安寨組致密灰巖油、歧口凹陷西南緣的沙一下段灰巖油、冀中坳陷束鹿凹陷沙三下段泥灰巖油、準噶爾盆地吉木薩爾凹陷平地泉組致密油、鄂爾多斯盆地長 7致密砂巖油等都開展了工作, 并取得了一定的成效。三塘湖盆地中二疊統蘆草溝組已發現北小湖、三塘湖、牛東、黑墩和石板墩五個灰巖油油田, 在黑墩、牛東、馬中已提交控制石油儲量5762萬t, 展示其很好的勘探前景。

三塘湖盆地位于新疆東部, 東北與蒙古國接壤。大地構造上, 位于準噶爾北緣古生代活動陸緣,隔克拉美麗斷裂與準噶爾盆地為鄰、隔扎河壩斷裂與蒙古巴龍呼拉盆地為鄰, 是早古生代褶皺基底上發育的多旋回疊加型的殘留盆地。三塘湖盆地礦權面積1.8萬km2, 中二疊統蘆草溝組是本區的主要產油層段之一, 巖性包括泥灰巖、灰質白云巖、灰質/白云質泥巖和凝灰質泥巖; 電性表現為高電阻、低自然伽馬特征; 基質孔隙度平均為 2%～7%, 基質滲透率0.2～2 mD, 屬于低孔特低滲, 從儲集物性上屬于致密油范疇[2–4], 研究區的油源, 前人已經開展了很多工作[5–10], 但尚存在一定分歧。蘇傳國等[5]將三塘湖盆地的原油分為三類, 北小湖原油 Pr/Ph比值高, C24四環萜烷及 C29甾烷富集, 碳同位素重,具有煤成油的特征, 油源主要來自小泉溝群下部煤系泥巖; 牛圈湖、馬中、黑墩等油田及石板墩、西峽溝等含油氣構造上原油為強還原、咸水湖相成因原油, 以高含量的三環萜烷、伽馬蠟烷、β-胡蘿卜烷、及低 Pr/Ph比值為特征, 油源主要來自中二疊統的蘆草溝組烴源巖; 塘參 3井下二疊統及石炭系原油相對富集C29規則甾烷, 成熟度高, 油源來自下二疊統和石炭系。王志勇等[6]、龔璇等[7]和孫紅軍等[8]認為中二疊統原油來自蘆草溝組烴源巖。張枝煥等[9–10]認為中二疊統和中下侏羅統原油均來自蘆草溝組烴源巖。

在總結前人研究成果的基礎上, 本研究收集整理了新舊 187個原油和源巖樣品的數據, 對中二疊統原油的來源及其分布特征進行再認識, 以期為油田的致密油勘探工作提供技術支撐。

1 原油特征

三塘湖盆地中二疊統產油層段主要包括上芨芨槽群的蘆草溝組(P2l)和條湖組(P2t)兩個組段, 在平面上, 蘆草溝組原油主要分布在馬朗凹陷和條湖凹陷南部(圖1中虛線以南), 條湖組原油主要分布在馬朗凹陷和條湖凹陷東北部(圖1虛線以北)。

1.1 原油物性

條湖凹陷以輕質油-中質油為主, 原油密度為0.84～0.89 g/cm3, 平均值 0.86 g/cm3; 原油粘度為8～133.4 mPa·s, 平均值49.8 mPa·s。馬朗凹陷以中質油-重質油為主, 原油密度在 0.84 g/cm3～0.98 g/cm3, 平均值 0.90 g/cm3; 原油粘度為 9～2650 mPa·s, 平均值 304.4 mPa·s(圖 2, 表 1)。兩個凹陷原油的含蠟量都較高, 平均值分別為 18%和15%, 具有陸相原油的特征。總的說來, 條湖凹陷的原油物性好于馬朗凹陷。

縱向上, 原油的密度、粘度、凝固點和初餾點均出現中間高, 向上、向下均為逐漸變小的趨勢, 最高值出現在井段2000 m左右, 正好是蘆草溝組和條湖組的結合部(圖3)。分析其原因, 蘆草溝組原油主要受源巖成熟度影響, 隨著埋深的增加, 源巖熱演化增高, 原油物性變好; 條湖組隨埋深的變淺, 運移距離漸大, 重力分異、運移分餾等效應增強, 原油物性亦變好[11]。

1.2 生物標志物

按生物標志物特征, 三塘湖盆地中二疊統原油可分為三類。

第一類原油表征了一種還原咸水沉積環境, 具體表現為姥植比低(0.7～1.5)、β-胡蘿卜烷豐富、伽馬蠟烷豐度高、規則甾烷呈上升型分布的特征, 甾烷異構化程度低, 表現為低熟特征, 馬朗凹陷蘆草溝組和條湖組原油大多數屬于這一類(圖 4a); 第二類也表征了一種還原咸水沉積環境, 但還原性弱于前者, 表現在其 β-胡蘿卜烷豐度相對較低, 姥植比值(Pr/Ph)稍大, 同時, 原油成熟度較前一類原油高,條湖凹陷原油均屬于這一類(圖4b)。條湖凹陷原油成熟度高, 與前文所述條湖凹陷原油物性較好的特征是相吻合的。第三類原油以馬49井為代表, 相對于前兩小類原油表現出β-胡蘿卜烷、伽馬蠟烷豐度相對低, 5αC27甾烷豐度相對高的特點, 表征了一種偏淡的沉積水介質, 另外原油的成熟度更高(圖 2中,馬49是馬朗凹陷中物性最好的原油)。生物標志物特征說明, 這些原油來源不同, 前兩小類的原油應主要來自強還原-咸水沉積環境下的烴源巖, 第三小類原油有來自淡水沉積環境下烴源巖生成的原油。

圖1 三塘湖盆地中二疊統原油物性平面分布Fig.1 Distribution of Permianoil physical properties in the Santanghubasin

2 油源分析

2.1 烴源巖地球化學特征

三塘湖盆地共發育四套烴源巖,即中下侏羅統水西溝群(J1-2sh)、中上三疊統小泉溝群(T2-3xq)、中二疊統蘆草溝組(P2l)和條湖組(P2t)、下二疊統(P1)-上石炭統(C2)[12–13], 其中后兩套為主力烴源巖。源巖的生物標志物表現為三種類型, 一類為 J1-2sh和T2-3xq, 表征了一種湖沼相沉積環境; 另一類以 P2l和P2t為主, 表征一種強還原的咸水湖相沉積環境特征;第三類為 P1-C2，表征了一種淡水-微咸水湖相或湖沼相沉積特征[14]。在Ph/nC18-Pr/nC17關系圖中(圖5),J1-2sh和T2-3xq數據點主要落在Ⅲ型區間(C區); P2l和 P2t的源巖數據主要落在 A區, 以Ⅱ2-Ⅱ1母質類型為主, 只有條5井P2t的2個碳質泥巖數據落在Ⅲ型區間; P1-C2烴源巖則落在前兩者之間, 屬于Ⅱ2-Ⅲ型母質。在姥/植比(Pr/Ph)與伽馬蠟烷/C30藿烷+莫烷(Gammacerane/C30(Hop+Mor))關系圖中也有相似的特征, J1-2sh和T2-3xq表現出高Pr/Ph比值(分布在 2.75～4.64)和低伽馬蠟烷豐度(Gammacerane/C30(Hop+Mor) ＜0.04)的特征, 表征了一種湖沼相沉積環境; P2l和P2t的源巖數據點落在A區, 表現出低Pr/Ph比值(分布在 0.57～1.32)和富含伽馬蠟烷(Gammacerane/C30(Hop+Mor)分布在 0.13～0.51)的特征, 表征出強還原咸水湖相沉積環境; P1-C2烴源巖則落在前兩者之間, 表征了微咸水湖相或湖沼沉積環境(圖6)。不同沉積環境的烴源巖生成的原油類型也定然不同, 這是原油來源分析重要依據。

圖2 三塘湖盆地中二疊統原油密度和粘度關系Fig.2 Relationship between Permian oil density and viscosity in the Santanghu basin

表1 原油物性數據表Table 1 Data of crude oil physical properties

圖3 原油物性隨深度變化圖Fig.3 Changes of crude oil physical properties with depths

圖4 三塘湖盆地中二疊統原油生物標志物譜圖Fig.4 Biomarker spectra of Permianoil in the Santanghubasin

圖5 三塘湖盆地烴源巖Pr/nC17與Ph/nC18關系[15–16]Fig.5 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 of source rocks in the Santanghu basin[15–16]

圖6 烴源巖Pr/Ph與Gammacerane/C30(Hop+Mor)關系Fig.6 Relationship between Pr/Ph and Gammacerane/C30(Hop+Mor)of source rocks in the Santanghu basin

2.2 油源對比

為了更深入地認識中二疊統原油來源, 同時還分析了目的層以外侏羅系、三疊系和石炭系原油的來源。圖7—圖10為原油及烴源巖抽提物生物標志物參數對比圖, 經過對沉積環境、母質類型和熱演化程度等方面的對比發現, 三塘湖盆地原油主要來自中二疊統蘆草溝組和下二疊統—上石炭統烴源巖,中下侏羅統水西溝群(J1-2sh)和中上三疊統小泉溝群(T2-3xq)也有貢獻。

2.2.1 中下侏羅統 (J1-2sh)和中上三疊統 (T2-3xq)油源分析

圖7—圖9中, J1-2sh和T2-3xq原油數據點主要同中二疊統烴源巖抽提物數據點落在一塊, 表明原油主體來自蘆草溝組。北小湖油田塘參1井J原油的Pr/Ph比值為5.31, 伽馬蠟烷豐度較低, 與本段的煤系烴源巖具有很好的可比性, 應屬自生自儲。馬中地區馬19井T原油則與P1-C2烴源巖可比性更好,由馬朗凹陷東西向地質剖面可以看出, 在馬19井區中二疊統悉數遭受剝蝕, 三疊統地層與石炭統地層直接接觸(圖 11), 所以馬 19井T原油應來自P1-C2烴源巖。

2.2.2 中二疊統油源分析

圖 7—圖 10中, 中二疊統蘆草溝組(P2l)和條湖組(P2t)原油數據點主要落在中二疊統烴源巖抽提物分布區間, 考慮到條湖組烴源巖質量及規模均較小,原油主要來自蘆草溝組烴源巖。部分條湖組(P2t)的原油落在其他區域, 如圖7中條16井和條22井條湖組原油明顯偏離二疊統烴源巖抽提物分布區間,而更靠近下二疊統-上石炭統烴源巖分布區(由于缺少色譜-質譜數據在其他幾個圖中沒有反映出來),圖8—圖9中的馬49井條湖組原油與下二疊統-上石炭統烴源巖抽提物的特征更接近, 圖10中馬49 井表現出成熟原油的特征, 與馬朗凹陷以低熟原油為主的趨勢也有差別。綜上所述, 中二疊統蘆草溝組(P2l)原油屬于自生自儲, 源內成藏; 條湖組(P2t) 原油多數來自 P2l烴源巖, 屬于近源成藏, 少部分井(馬49等井)有來自P1-C2的原油, 屬于源外成藏。

圖7 三塘湖盆地原油Pr/nC17與Ph/nC18關系Fig.7 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 of source rocks in the Santanghu basin

圖8 三塘湖盆地原油Pr/Ph與Gammacerane/C30(Hop+Mor)關系Fig.8 Relationship between Pr/Ph and Gammacerane/C30(Hop+Mor) of source rocks in the Santanghu basin

2.2.3 下二疊統(P1)-上石炭統(C2)油源分析

圖9 三塘湖盆地烴源巖與原油甾烷組成三角圖Fig.9 Triangle graph for sterane compositions of source rocks and oil in the Santanghu basin

圖10 三塘湖盆地烴源巖與原油甾烷成熟度Fig.10 Sterane maturity of source rocks and crude oil in the Santanghu basin

圖 7中, P1-C2原油數據點落在Ⅱ2-Ⅲ分類線的兩側, 與同段的烴源巖落在相同區域; 圖8中, P1-C2原油的伽馬蠟烷相對豐度低于中二疊統原油,Gammacerane/C30(Hop+Mor)分布在 0.02～0.2之間,Pr/Ph分布范圍較大, 在0.4～3.0之間, 與中二疊統原油分布有明顯的不同, 和同段源巖的數據點落在相近的區域; 圖 9中, P1-C2原油數據點與同段源巖落在同一區域, 相對中二疊統原油 5αC27的相對含量更高, 表明中二疊統原油來自陸源高等植物更多些, 其源巖的母質類型的更好(圖 5), 與還原咸化環境條件下腐泥化作用有關; 圖10中, P1-C2原油表現為成熟油為主的特征, 與該段烴源巖所處的熱演化階段相吻合。以上分析表明, P1-C2原油來自同段烴源巖, 屬于自生自儲型原油。

綜上所述, 中二疊統的蘆草溝組原油主要分布在洼槽區, 屬于自生自儲、源內聚集、源儲一體, 蓋層為條湖組下部的火山巖。條湖組原油主要分布在斜坡區, 主要來自蘆草溝組烴源巖, 部分來自下二疊統-上石炭統, 屬于源外成藏, 但運移距離一般不遠, 尤其是來自蘆草溝組的原油成熟度低, 粘稠度大, 不宜長距離運移, 屬于近源聚集。中下侏羅統水西溝群(J1-2sh)和中上三疊統小泉溝群(T2-3xq)原油主要來自中二疊統蘆草溝組烴源巖。下二疊統(P1)-上石炭統(C2)的原油屬于自生自儲, 來自同段中的烴源巖。因此, 該區今后應圍繞這兩套主力油源層開展勘探工作。

圖11 馬朗凹陷東西向地質剖面Fig.11 EW direction geological profile of Malang sag

3 油藏分布特征

中二疊統的源巖油藏屬于源內或近源成藏, 其主控因素主要體現在源、優質儲層兩個方面。

3.1 有效源巖的分布控制了源巖油藏的分布

源控是任何油氣藏始終遵循的規律, 有源才能有藏, 源從根本上控制了油氣的分布。胡朝元[17]對運移距離進行定量評價, 以102km為長距離運移下限, 101～102km為短距離運移, 0～101km為超短距離運移, 最后發現國內大部分地區均具“短距離運移”的特點。馬朗凹陷中二疊統油藏以源內和近源成藏為主, 源內成藏的原油應屬于超短距離運移, 而源外成藏的原油應屬于超短-短距離運移。可見, 源控作用在該類地區應該更為顯著。

馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖劃分為三段, 其中二段的質量最好, 巖性主要為灰質、云質和凝灰質泥巖, 厚度為50～250 m; 殘余有機碳含量(TOC)最小值在 2.0%以上, 最大值接近 14.0%; 熱解生烴潛量(S1+S2)最小值在20 mg/g, 最大接近140 mg/g, 屬于典型的極好烴源巖; 有機質類型主體為Ⅱ1-Ⅰ型,屬于傾油性烴源巖; 此外, 其咸化還原水介質環境沉積, 有利于有機質保存, 亦有利于低演化階段油的生成; 成熟度研究顯示約在1600 m進入生油門限,熱演化以低成熟為主, 只有洼槽區進入生油高峰區(圖12)。條湖凹陷鉆遇蘆草溝組二段井不是很多, 從條 17井來看, 有機質豐度和類型要差于馬朗凹陷,熱演化程度相對較高, 整體已經進入成熟階段。綜上所述, 烴源巖質量好的馬朗凹陷熱演化程度相對偏低是其制約因素, 意即成熟度高的地區更有利于成藏。如圖12所示, 位于或臨近成熟區的馬6、馬7和馬1等井試油產量高, 油水分離效果好; 而斜坡區源巖成熟度低, 自身生烴能力小, 主要靠運移而來, 但由于原油物性差, 運移效率低, 故大多數井試油產量低, 油水分離效果差, 含水量高。斜坡區的馬 49井試油產量高, 主要是該原油來自下部 C2-P1成熟烴源巖, 與前述相比油源不同。氯仿瀝青“A”與油藏的平面分布同樣說明源巖對油藏的控制作用(圖13), 來自蘆草溝組烴源巖的油藏主要分布在瀝青“A”含量較高的地區, 而馬 49井區瀝青“A”含量雖低, 但同樣分布油藏主要是其原油來自下部烴源巖。

圖12 試油數據與源巖Ro%的平面分布Fig.12 Plane direction of well testing data and Ro% of source rocks

3.2 裂縫是源巖油藏高產的關鍵

研究區內儲層巖石類型復雜,以碳酸鹽巖、凝灰巖為主, 次為火山巖; 儲層空間類型多樣, 以基質溶孔(包括晶間溶孔、晶內溶孔及縫內溶孔)和裂縫為主, 以小孔細喉和小孔微細喉為主, 具低孔低滲的特征[3]。對于這種低孔低滲的儲集體, 儲集空間小,運移通道狹窄, 要想獲得高產, 裂縫就成為至關重要的因素。研究表明, 三塘湖盆地的裂縫主要是構造裂縫, 三塘湖盆地經歷了早印支和晚燕山等多期構造運動,形成了較多微裂縫, 而且后期裂縫發生溶蝕作用形成擴溶縫。區內微裂縫直接成為儲集空間或使顆粒之間相互連通, 徹底改善了儲層的儲集性能。從圖13可看出, 馬朗凹陷的油藏主要分布在裂縫發育的地區, 證實了裂縫對高產油藏的控制作用。因此, 加強對裂縫發育區帶、展布規律及控制因素的研究有重要意義。

4 結 論

(1)橫向上的對比表明, 條湖凹陷的原油物性好于馬朗凹陷, 前者以輕質油-中質油為主, 后者以中質油-重質油為主。縱向上, 原油密度、粘度、凝固點和初餾點在縱向上呈現中間高上下低的特征, 分析其原因, 向下變化主要受源巖成熟度影響, 向上變好主要是重力分異、運移分餾作用。

圖13 源巖瀝青“A”、油藏與裂縫的平面分布關系Fig.13 Plane direction relationship between bitumen A with chloroform, reservoirs and fractures

(2)中二疊統蘆草溝組原油屬于自生自儲、源內聚集; 條湖組原油主要來自蘆草溝組烴源巖, 屬于近源成藏, 部分原油來自下二疊統-上石炭統, 屬于源外成藏。

(3)中二疊統的源巖油藏分布主控因素主要體現在源和裂縫兩個方面, 源控主要體現在源巖成熟度上, 裂縫主要為構造裂縫。因此, 三塘湖盆地的源巖油勘探應圍繞這兩個方面進行。

論文撰寫過程中, 吐哈油田勘探處和勘探開發研究院勘探二所的領導及專家給予了極大的技術指導, 在此一并表示衷心的感謝！

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