塔里木盆地巴楚隆起鹽下白云巖中油氣來源

曹自成，朱秀香，吳 鮮，徐勤琪，路清華，李建交，蔣海軍

(1.中國石化 西北油田分公司，烏魯木齊 830011；2.中國石化 西北油田分公司 勘探開發研究院，烏魯木齊 830011；3.中國石化 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126；4.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 100083)

MB1井是位于塔里木盆地巴楚隆起的一口重點探井(圖1)，其目的是為了探索巴楚隆起寒武系鹽間灰巖及鹽下白云巖的儲層發育特征及其含油氣性，評價中下寒武統烴源巖發育特征。該井完鉆層位為前震旦系，完鉆井深6 476.89 m。鉆井在寒武系見多層油氣顯示，其中在上寒武統下丘里塔格群(5 206～5 207 m)見良好氣測顯示，槽面見針尖狀氣泡，占槽面5%；在下寒武統吾松格爾組(6 180.38～6 184.41 m)見2.9 m/2層熒光顯示，2.13 m/1層油跡顯示。

近年來，通過對近30 000 km的地震剖面和500余口鉆井資料分析，認識到下寒武統烴源巖分布廣泛、有機碳含量高，是塔里木盆地臺盆區最主要的優質烴源巖[1-3]。研究認為，在大埋深、高壓力、低地溫梯度、晚期快速穩定深埋等因素的共同作用下，該套烴源巖在燕山—喜馬拉雅期仍處于高成熟液態油—凝析油氣規模生烴階段[4]，為寒武系—奧陶系晚期成藏奠定了堅實的資源基礎。塔里木盆地寒武系油氣勘探在塔北、塔中、柯坪隆起均取得突破[5-10]，目前尚未有工業油氣發現的巴楚隆起是今后盆地西部寒武系勘探的重點地區。巴楚隆起為前寒武紀古隆起，F1、H4、T1、XH1、BT5、MB1等多口鉆井揭示寒武系底部不發育玉爾吐斯組。巴楚隆起MB1井在下寒武統取心見良好油氣顯示，表明該區在該領域可能具有良好的勘探前景。本文以MB1井油顯示地球化學特征分析為基礎，通過油—油、油—源對比，探究MB1井油來源，推測其油氣成藏模式，以期為巴楚隆起寒武系油氣勘探提供參考。

1 樣品與地質背景

巴楚隆起位于塔里木盆地西南部，北鄰阿瓦提坳陷和柯坪隆起，南鄰麥蓋提斜坡，東鄰塘古巴斯坳陷與卡塔克古隆起，西鄰柯坪隆起(圖1)。隆起區構造活動劇烈，區內北西向大型斷裂較發育，同時也發育北東向斷裂，規模相對北西向要小。巴楚隆起區南部邊界為色力布亞—瑪扎塔格斷裂，西北部邊界為阿恰斷裂，西部邊界為柯坪—沙井子斷裂，東北部邊界為吐木休克斷裂[11-12]。區內地層自下而上發育震旦系、寒武系、奧陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二疊系、三疊系以及新生界。其中，中南部BT5—MB1—Ht1井區缺失上震旦統和下寒武統玉爾吐斯組；全區缺失中奧陶統、白堊系、三疊系和部分古近系。

圖1 塔里木盆地巴楚隆起構造位置、樣品位置及MB1井地層綜合柱狀圖

本次研究包括巴楚隆起1件巖心樣品、隆起周緣的6口井奧陶系原油樣品和柯坪露頭蘇蓋特布拉克剖面下寒武統玉爾吐斯組黑色頁巖(表1)。巖心樣品和柯坪露頭黑色頁巖是經30 min清水浸泡后抽提有機物；原油樣品采用常規方法處理進行分析，開展了飽和烴色譜—色質、芳烴、輕烴指紋、碳同位素等有機地球化學分析，全部分析測試在中國石化油氣成藏重點實驗室(無錫)完成。

表1 樣品信息表

2 油/巖心抽提物地球化學特征

2.1 飽和烴色譜特征

MB1井下寒武統吾松格爾組油顯示抽提物飽和烴色譜均為單峰前峰型，正構烷烴系列保存完整，碳數分布于nC11—nC37，主峰碳為C16—C19(圖2)。譜圖基線平整，沒有明顯“鼓包”，∑C21-/∑C22+比值為1，指示油未經歷生物降解作用。奇偶優勢比(OEP)值為1.079，非常接近于平衡值1，反映奇偶碳優勢非常微弱，指示油顯示抽提物處于成熟—高成熟演化階段。姥植比(Pr/Ph)可以有效地反映生源沉積環境的氧化還原性，是確定原油成因的重要參數之一[13-14]。MB1井吾松格爾組油顯示抽提物中Pr/nC17值為0.120，Ph/nC18值為0.150，Pr/Ph為0.893，植烷含量占優勢，指示油顯示生烴母質沉積環境為強還原環境。

圖2 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系巖心油顯示飽和烴色譜

2.2 甾萜類化合物特征

2.2.1 規則甾烷

根據MB1井抽提原油飽和烴色質m/z217譜圖(圖3)中原油甾烷的分布，下寒武統油顯示抽提物原油中5ααα-C27、C28、C29規則甾烷的分布呈明顯的“V”字型，其中5ααα- 20R-C28規則膽甾烷含量相對較低，占比為14.89%，5ααα- 20R-C27和5ααα-20R-C29規則甾烷含量相對較高，分別為39.85%和45.26%。通常規則甾烷組成特征中C29甾烷優勢被認為是陸相有機質輸入的標志，但陸相高等植物在泥盆紀才開始大面積繁盛，因此早古生代和前寒武紀的海相石油和源巖中的C29甾烷優勢來源于海洋藻類已達到共識，且塔里木盆地寒武系高含量的C29甾烷與浮游綠藻有關[15]。由此推測，MB1井寒武系抽提原油來源于水生浮游藻類，分析認為MB1井下寒武統的原油母質類型可能為腐泥型。

圖3 塔里木盆地巴楚隆起區寒武系油顯示與玉北奧陶系原油對比

2.2.2 萜烷類化合物

原油中含有豐富的萜類化合物，C19—C27長鏈三環萜烷主要來自海相烴源巖及其所生的原油中，有的學者認為長鏈三環萜類化合物可能來源于水生藻類[16]。從MB1井吾松格爾組油顯示飽和烴色質譜圖(圖3)中原油甾烷的分布可見，其萜類系列化合物中三環萜烷系列化合物豐度高于藿烷系列；在三環萜烷中，C21TT/C23TT(C21三環萜烷/C23三環萜烷)比值為0.88，C23TT的豐度占優勢(表2)，指示油顯示生烴母質沉積環境為海相沉積環境。藿烷系列化合物中的18α(H)-22,29,30-三降藿烷(Ts)和17α(H)-22,29,30-三降藿烷(Tm)的相對含量比值可以反映原油熱演化程度，伽馬蠟烷/C30藿烷比值可以側面反映烴源巖沉積環境。MB1井Ts/(Ts+Tm)指標為0.6，指示其演化程度較高，處于高熱演化成熟階段；伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.27，指示其烴源巖沉積環境為咸水環境(表2)。

表2 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系巖心抽提物與玉北奧陶系原油生標參數對比

2.3 油顯示原油及組分碳同位素

原油及族組分碳同位素組成繼承其母源有機質的組成，尤其芳烴同位素受熱演化程度、沉積環境等影響較小，能有效反映原油成因[3,14-18]。MB1井吾松格爾組油顯示抽提物原油和飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質的碳同位素均大于-32‰，原油、飽和烴、芳烴、非烴、瀝青質的δ13CPDB值分別為-30.8‰，-31.5‰，-29.9‰，-29.7‰，-28.9‰。

2.4 芳烴組成特征

芳烴組分中“三芴”系列(硫芴—二苯并噻吩、芴—吡咯類化合物、氧芴—二苯并呋喃)被認為是烴源巖沉積環境的良好指標，硫芴系列含量通常指示還原沉積環境，而氧芴則指示偏氧化的還原環境[19-20]。MB1井下寒武統油顯示抽提物原油“三芴”系列化合物中，硫芴占比76.3%，氧芴占比4.7%，芴占比18.9%，硫芴占決定優勢，指示原油形成于強還原的沉積環境。

3 油氣來源分析

MB1井在吾松格爾組鉆遇良好油氣顯示，證實該區寒武系經歷了油氣成藏過程。將MB1井寒武系巖心抽提物與鄰區的玉北地區、和田河地區及LS2井奧陶系的原油進行油—油對比，研究MB1井原油來源，這對于分析巴楚隆起油氣成藏模式、評價寒武系勘探潛力具有重要意義。丁勇等[21]通過玉北地區奧陶系原油與XH1井寒武系玉爾吐斯組烴源巖、肖爾布拉克剖面玉爾吐斯組烴源巖、大灣溝下奧陶統烴源巖油源的對比研究，認為玉北地區奧陶系原油來源于中下寒武統斜坡相烴源巖。

原油及族組分碳同位素組成特征是生烴母質類型、沉積環境和熱演化程度的綜合反映，廣泛應用于油源對比工作。MB1井寒武系巖心抽提物與周緣地區原油及組分碳同位素分布特征(圖4)表明，從玉北地區—MB1井—LS2井—和田河氣田M4井，碳同位素值呈逐漸變重的趨勢，其中MB1井、LS2井及和田河氣田M4井原油碳同位素分布特征相似，與玉北地區原油碳同位素值差異較大。前人[21-23]研究結果表明，LS2井、和田河地區和玉北地區原油均為寒武系來源，且和田河地區及LS2井原油遭受過TSR改造作用，推測MB1井寒武系巖心抽提物同樣來源于寒武系，不同地區樣品碳同位素差異主要受控于熱演化程度及后生蝕變的影響。

圖4 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系 巖心抽提物與周緣原油碳同位素特征分布

根據原油飽和烴色譜圖Pr/C17—Ph/C18圖版分析，MB1井寒武系抽提物與玉北地區、LS2井及M4井奧陶系原油的母質類型均為藻類干酪根類型(圖5)，同樣指示相似的母源特征，成熟度較高。

圖5 塔里木盆地巴楚隆起MB1井寒武系 抽提物及周緣原油干酪根類型與成熟度識別圖版

根據原油甾烷、萜烷的分布(圖3，表2)， 可見MB1井寒武系抽提物、玉北地區奧陶系原油、蘇蓋特布拉克剖面寒武系玉爾吐斯組烴源巖具有較好的親緣性，并具有以下幾個特征：①C27-C28-C29規則甾烷系列化合物中呈C29規則甾烷優勢，呈明顯不規則”V”字型形態，在塔里木盆地這種較高含量的C29規則甾烷分布特征，表明生烴母質為水生低等藻類；②萜烷系列化合物含量豐富，明顯高于藿烷系列化合物，且三環萜烷系列中C23三環萜烷含量較高，C21TT/C23TT值均小于1，其中MB1井寒武系抽提物、玉北地區奧陶系原油、蘇蓋特布拉克剖面玉爾吐斯組烴源巖C21TT/C23TT分別為0.88， 0.53～0.66，0.79；③具有較高含量的伽馬蠟烷，伽馬蠟烷指數在0.2左右，其中MB1井寒武系抽提物、玉北地區奧陶系原油、蘇蓋特布拉克剖面玉爾吐斯組烴源巖伽馬蠟烷/C30藿烷比值分別為0.27， 0.16～0.24，0.295，指示生烴母質的沉積環境相似，為咸水、還原沉積環境；④Ts/(Ts+Tm)是反映熱演化程度的良好參數，MB1井寒武系抽提物Ts/(Ts+Tm)值為0.6，玉北地區奧陶系原油該參數為0.44～0.64，蘇蓋特布拉克剖面玉爾吐斯組烴源巖為0.44，表明不同地區成熟度存在差異。

綜上所述，MB1井吾松格爾組巖心抽提物與玉北地區奧陶系原油和玉爾吐斯組烴源巖具有較好親緣性，指示MB1井吾松格爾組油氣來自下寒武統玉爾吐斯組烴源巖。同時，MB1井吾松格爾組油氣顯示段之上發育厚層膏鹽巖蓋層，其封蓋性能優越，膏鹽巖之下的油氣不可能來自膏鹽巖之上的烴源巖。

巴楚隆起不發育下寒武統玉爾吐斯組烴源巖，而其周邊均發育該套優質烴源巖。MB1井在下寒武統鉆遇了來自下寒武統烴源巖生成的油氣，說明巴楚隆起周邊下寒武統烴源巖生成的油氣或古油藏具備側向運移至此的條件，從而提升了巴楚隆起寒武系的勘探潛力。開展寒武系成藏期油氣優勢輸導方向研究，在油氣優勢輸導方向上尋找有效圈閉是巴楚隆起寒武系油氣勘探的目標。

4 結論

(1)MB1井油顯示的飽和烴色譜圖為單峰前峰型，正構烷烴系列保存完整，譜圖基線平整，未見明顯的“鼓包”；Pr/Ph比值為0.893，C21TT/C23TT小于1，三環萜烷系列的豐度高于藿烷系列，C27-C28-C29ααα20R規則甾烷表現為C29甾烷優勢明顯不對稱的“V”字型；原油碳同位素中等，三芴系列化合物表現為明顯的硫芴優勢，指示該油顯示屬于形成于還原沉積環境的海相原油。

(2)MB1井寒武系抽提物與周緣和田河地區、LS2井、玉北地區奧陶系原油整體地球化學面貌相似，母質類型相同，均為藻類干酪根型；原油甾烷、萜烷分布特征上，MB1井寒武系抽提物與玉北地區奧陶系原油、蘇蓋特布拉克剖面寒武系玉爾吐斯組烴源巖具有較好的親緣性，指示MB1井寒武系原油可能來自下寒武統玉爾吐斯組烴源巖。