塔里木盆地玉北1井原油成因再認識及其意義

孫永革，路清華，何毓新，孔麗姝，劉少杰，顧 憶

(1.中國石化 油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126；2.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；3.浙江大學 地球科學學院 有機地球化學研究組,杭州 310027；4.中國石化 西北油田分公司 勘探開發研究院，烏魯木齊 830011)

關于塔里木盆地下古生界含油氣系統的油源問題至今仍存在爭議。HANSON等[1]和ZHANG等[2]最早明確指出中、上奧陶統烴源巖是塔里木盆地下古生界含油氣系統主力油源巖，這在過去很長一段時間內，是塔里木盆地下古生界含油氣系統油源的主流觀點之一[3-12]。但是，由于寒武系—下奧陶統烴源巖現今已進入高—過成熟階段[13-14]，難以利用沉積有機質的原生信息確定其貢獻與否。因此，該觀點一直沒有得到勘探家和地質學家的充分認可。基于反演思路，根據對潛在烴源巖發育古沉積環境的地質認識，以及指示強厭氧環境的芳基類異戊二烯烴化合物在原油中的檢出，提出寒武系—下奧陶統的源巖是主力油源巖[15]。穩定碳同位素組成[16-17]和硫同位素組成[18-19]也進一步支持了該結論。盡管不斷受到質疑，但隨著中深1井(2013年)和輪探1井(2019年)寒武系中油氣的發現，現在已有更多學者重新思考寒武系的生油貢獻問題。如根據露頭剖面，認為目前發現的塔北和塔中海相油氣可能主要來自于下寒武統烴源巖[20]。根據分子指紋認為塔北海相原油主要來自中、上奧陶統烴源巖，塔東海相原油主要來自寒武系烴源巖，而塔中則屬于混源成因[21]。龐雄奇等[22]則進一步指出塔中地區寒武系烴源巖貢獻平均可達65%。

玉北1井區位于塔里木盆地西南麥蓋提斜坡(圖1)[23]，含油氣層主要位于中—下奧陶統鷹山組和下奧陶統蓬萊壩組，同時發現部分井區存在上奧陶統良里塔格組。擠壓式斷層相關褶皺是玉北地區主要的構造變形樣式[24]。前人對玉北1井構造帶的成藏過程已有過詳細研究，指出目前發現的奧陶系油藏，主要為加里東中期—海西早期、海西晚期兩大成藏期的貢獻[24-25]。對于玉北1井區油氣藏的成因，目前主要的質疑依然是油源。如果是寒武系油源，那么，塔西南地區寒武系烴源巖沉積環境是否與臺盆區相似？本文試圖從原油分子同位素地球化學特征入手，嘗試以反演思路作答。

圖1 塔里木盆地玉北1井構造位置[23]Fig.1 Location of well Yubei 1, Tarim Basin

1 樣品與實驗

玉北地區勘探發現主要集中在玉北1構造，出油井包括發現井玉北1井，以及評價井玉北1-1、玉北1-2X、玉北1-3、玉北1-4、玉北1-5和玉北1-6井。由于均屬于一個油藏范疇，本次研究主要剖析玉北1井奧陶統鷹山組(O1-2ys，埋深5 714 m)原油樣品，文中引用的塔中、塔北、順北等區域原油參考樣均來自作者以往研究數據[26]，相關圖件中標注了部分原油所在鉆井名稱，基本信息等不再作具體列表說明。

1.1 有機質分離

原油用石油醚(30～60 ℃)沉淀去掉瀝青質，將剩余部分進行硅膠氧化鋁柱層析，以石油醚(30～60 ℃)、苯、甲醇作為洗脫液，分別獲得飽和烴、芳香烴、非烴組分。其中飽和烴組分通過尿素絡合法進一步分離為正構烷烴和異構/環烷烴組分。芳烴化合物進一步分離參考JIANG等[27]的工作。取1～10 mg的芳烴組分進行氧化鋁柱層析，分別用石油醚/二氯甲烷(99∶1,V/V)、石油醚/二氯甲烷(97∶3,V/V)、二氯甲烷洗脫，獲得單芳組分(AF1)、二芳組分(AF2B)和三環及三環以上芳烴組分(AF3C)。再次對AF3C組分進行氧化鋁柱層析，分別用石油醚/二氯甲烷(90∶10,V/V)、二氯甲烷洗脫，收集得到AF3C-1和AF3組分，合并AF2B和AF3C-1即為AF2組分。

1.2 全油氣相色譜分析

儀器為安捷倫5977A氣相色譜儀，配以氫火焰離子化檢測器(FID)。DB-1MS (60 m×0.32 mm×0.25 μm)色譜質譜專用柱，分流進樣，分流比為10∶1，進樣口溫度為290 ℃。升溫程序為初始溫度30℃，恒溫15min，然后以3℃/min的速率升至310 ℃，恒溫30 min。N2作為載氣，流速為1.0 mL/min。輕烴化合物鑒定依據保留時間并經文獻對比確定[28]。

1.3 生物標志化合物氣相色譜質譜分析

對異構/環烷烴組分進行氣相色譜—質譜(GC-MS)分析以獲得生物標志化合物組成和分布。儀器為安捷倫7890B-5977A GC-MS聯用儀。色譜柱使用DB-1MS彈性石英毛細管色譜質譜專用柱(60 m×0.32 mm×0.25 μm)，色譜進樣口溫度290 ℃，無分流模式進樣，He為載氣，恒流1 mL/min。色譜升溫程序：始溫60 ℃，保留1 min，3 ℃/min至210 ℃，2 ℃/min至295 ℃/min，恒溫30 min。離子源溫度230 ℃，電子轟擊源(EI，70 eV)，質譜掃描采用全掃描加選擇性離子掃描 (Scan+SIM) 模式，范圍30～650 amu，選擇離子分別為：m/z=123, 177, 191, 205, 217, 218, 231, 232。

1.4 氣相色譜同位素比值質譜分析

儀器為賽默飛Trace Ultra 氣相色譜—同位素比值質譜聯用儀 (MAT-253)。GC配備了 DB-1MS 毛細管柱 (60 m×0.32 mm×0.25 μm)，進樣口溫度為290 ℃。正構烷烴組分色譜升溫程序：初始溫度為50 ℃，保持1 min，以1.5 ℃/min的速率升至120 ℃，然后以5 ℃/min的速率升至300 ℃，保持25 min，He作為載氣, 流速為1.5 mL/min, 無分流進樣。二芳組分色譜升溫程序：70 ℃始溫，恒溫5 min，先以3 ℃/min升溫至220 ℃，再以20 ℃/min升溫至310 ℃，保留20 min。He作為載氣，流速為1.0 mL/min，采用無分流模式進樣。測試過程使用外標來確保測定碳同位素值的準確性，外標由美國印第安納大學研制，由已知碳同位素的nC16～nC30共15種正構烷烴組成。采用V-PDB標準, 每個樣品至少獲得2次平行測試結果, 標準偏差一般在±0.5‰以內。

2 結果與討論

2.1 生物標志化合物組成及其地球化學意義

玉北1井區地面原油密度平均為0.927 0 g/cm3，含蠟11.38‰～18.79%，含硫0.68%～0.81%，運動黏度134.802 1～299.758 0 mm2/s，自西向東密度、黏度和含蠟量呈現增大趨勢，總體上玉北1井區原油屬低—中硫、高蠟、高黏度的中—重質原油。玉北1井全油色譜揭示，原油不但具有完整的正構烷烴分布，同時又具有高的UCM鼓包(圖2)，與塔河地區原油非常相似，可能指示了兩期成藏、早期破壞的成藏特征。完整的25-降藿烷系列以及降三環萜類化合物的出現，進一步指示早期油藏遭受過強烈生物降解(圖3)。

圖2 塔里木盆地玉北1井全油色譜特征Fig.2 Chromatographic characteristics of whole oil from well Yubei 1, Tarim Basin

豐富的長鏈三環萜烷分布(至C31)、升藿烷翹尾巴特征(C35/C34為0.91)、相對高的伽馬蠟烷含量(GI為0.16)等均揭示了一套發育于還原環境的海相沉積烴源巖(圖3)。SUN等[15]的研究成果以及近年來野外露頭和鉆井[19]已經揭示塔里木盆地下寒武統發育一強厭氧環境下沉積的烴源巖。玉北1井原油中高豐度芳基類異戊二烯烴的檢出進一步明確了其與寒武系烴源巖有關(圖4)。然而，對比臺盆區檢出的芳基類異戊二烯烴分布特征，可以發現二者在相關化合物的分布特征上存在著顯著差異。玉北1井原油中除了豐富的2,3,6-芳基類異戊二烯系列化合物外，還檢出相對高含量的2,3,4-芳基類異戊二烯系列化合物。而臺盆區奧陶系原油中2,3,4-芳基類異戊二烯系列化合物相對含量較低，并且在很多樣品中難以檢出[15]。這兩類化合物的生源形成環境有一定差異，2,3,6-芳基類異戊二烯系列化合物主要指示綠硫細菌的貢獻，而2,3,4-芳基類異戊二烯系列化合物則指示紫硫細菌的貢獻。綠硫細菌和紫硫細菌在水環境中所處的微生物環境是不同的，前者在水柱底部，后者則在水柱最小氧濃度界面之下[29]。這些細微的差別可能反映了玉北1井所在塔西南地區和臺盆區寒武系烴源巖在沉積環境上存在一定的差異。這種差異同樣反映在生源母質的宏觀組成上，如圖5所示，玉北1井原油甾烷分布明顯不同于臺盆區原油甾烷的“V”字形特征[2]，而呈反“L”型，以C29甾烷優勢分布為特征。異常高的重排甾烷指示黏土礦物含量的增加，具典型頁巖特性。而異常高的C26甾烷分布也是有別于臺盆區原油的另一個特點，盡管臺盆區下古生界含油氣系統原油中普遍檢出該化合物[1]。

圖3 塔里木盆地玉北1井原油中降三環萜烷、三環萜烷、25-降藿烷和藿烷化合物分布Fig.3 Distributions of nor-tricyclic terpanes, tricyclic terpanes,25-norhopanes and hopanes in crude oil from well Yubei 1, Tarim Basin

圖4 塔里木盆地玉北1井(a)和沙116井(b)原油中芳基類異二烯烴分布Fig.4 Distributions of aryl isoprenoids in crude oil from wells Yubei 1 (a) and Sha 116 (b), Tarim Basin

圖5 塔里木盆地玉北1井原油中甾烷分布Fig.5 Distribution of steranes in crude oil from well Yubei 1, Tarim Basin

2.2 原油所揭示的海西晚期成烴特征

前人研究已經揭示玉北1井油藏存在兩期成藏過程，第一期為加里東中期—海西早期，第二期為海西晚期，并且早期充注原油已經歷嚴重生物降解[24-25]。雖然從萜類化合物的分布無法區別加里東期—海西早期和海西晚期的成烴特征，但正構烷烴半對數分布呈現良好線性關系，可能反映了生物降解作用已將早期成藏的正構烷烴降解殆盡(圖6)。因為，如果早期充注原油經歷后期生物降解后仍殘留有顯著含量正構烷烴，那么在正構烷烴半對數分布模式上將以折線形式出現[30]。另一方面，完整25-降藿烷分布往往指示嚴重的生物降解，該階段原油中正構烷烴和姥鮫烷、植烷等類異戊二烯烴類可能已被徹底降解[31]。同時，輕烴是最易被生物降解所利用的烴類化合物。因此，目前油藏中所見正構烷烴和類異戊二烯烷烴可能主要是海西晚期成藏產物，包括輕烴分子在內的地球化學信息可能主要反映海西晚期成烴特征，由此可有效刻劃海西晚期成烴特征。

圖6 塔里木盆地玉北1井原油正構烷烴摩爾濃度分布Fig.6 Distribution of n-alkanes as expressed by their molarconcentrations in crude oil from well Yubei 1, Tarim Basin

傳統意義上，原油或烴源巖有機質Pr/nC17和Ph/nC18比值隨著熱成熟度的增高而急劇減小[28]。圖7揭示玉北1井原油與其他塔里木盆地下古生界含油氣系統原油相比，具有相對較高的Pr/nC17和Ph/nC18比值，反映其成熟度較低，這顯然與生物標志化合物分布所揭示的不一致，如甾烷異構體參數指示屬于烴源巖正常生油高峰產物(C2920S/(20S+20R)= 0.45)。芳基類異戊二烯烴中高碳數化合物的完整分布(圖4)，以及升藿烷翹尾巴現象的出現(圖3)，也從另一個側面證實其為烴源巖生油高峰期產物。一種合理的解釋是，雖然玉北1井原油中正構烷烴能夠較好地指示海西晚期成烴產物，但對于類異戊二烯烷烴可能有早期充注原油降解后的殘留疊加。因此，相對地增加了Pr和Ph的含量，導致Pr/nC17和Ph/nC18比值的增大。

圖7 塔里木盆地部分井原油Pr/nC17和Ph/nC18比值Fig.7 Cross-plots of Pr/nC17 and Ph/nC18in crude oil from some wells, Tarim Basin

另一個證據是正構烷烴分子碳同位素分布特征。由圖8可見，玉北1井正構烷烴分子碳同位素與塔河油田主體是一致的，較端元英買2井內幕油藏原油稍偏重，又輕于輪南48井高成熟度凝析油，進一步指示了其為烴源巖生油峰期產物。

圖8 塔里木盆地部分井原油正構烷烴分子碳同位素組成Fig.8 Stable carbon isotopic compositions of n-alkanesin crude oil from some wells, Tarim Basin

現今玉北1井原油中輕烴是海西晚期成烴的產物。圖9選擇了受揮發作用影響較小的C7鏈烷烴與C7環烷烴之比，以及二甲苯與正辛烷之比[6]。玉北1井原油與大部分塔河油田原油落在同一區域。該結果不僅說明玉北1井原油成油階段與塔河油田主體原油具有可比性，而且從另一側面反映了玉北1井早期成藏原油中輕芳烴已揮發、降解殆盡，其原因是地層抬升，油藏整體暴露于地表。玉北1井較低的環構化和芳構化程度，同樣也反映其并沒有經歷高的熱演化過程。由于輕烴Mango參數受揮發、降解等次生作用影響較小，根據C7輕烴溫度經驗公式計算獲得的玉北1井原油形成于120 ℃左右[32]，同樣指示其為生油高峰期產物。

圖9 塔里木盆地部分井原油輕烴分布所揭示的環構化和芳構化程度Fig.9 Cyclization and aromatization revealed by light hydrocarbondistribution in crude oil from some wells, Tarim Basin

2.3 兩期充注原油對應烴源巖的異同性及其意義

前人研究和本研究均揭示玉北1井油藏屬于兩期充注成藏，因此，兩期成藏的物質基礎是否存在差異對于區域勘探具有重要意義。飽和烴中生物標志化合物由于受生物降解作用影響，很難反演相應烴源巖特征。相比之下，多環芳烴化合物具有更強的抗生物降解能力[30-31]。因此，玉北1井芳烴的分布和碳同位素特征更能體現混合作用，可從反演角度揭示兩期成藏過程是否具有一致性。

利用VAN AASSEN等[33]提出的烷基萘成熟度中心，即三甲基萘：TMNr=1,3,7-TMN/(1,3,7-TMN+1,2,5-TMN)、四甲基萘：TeMNr=1,3,6,7-TeMN/(1,3,6,7-TeMN+1,2,5,6-TeMN+1,2,3,5-TeMN)、五甲基萘：PMNr=1,2,4,6,7-PMN/(1,2,4,6,7-PMN+1,2,3,5,6-PMN)三個比值作為成熟度中心，若偏離中心則指示原油受混合作用影響。由圖10可見，玉北1井顯著偏離成熟度中心，反映油藏系兩期混合結果，多環芳烴化合物則是兩期成藏的疊加。

圖10 塔里木盆地部分井原油中三甲基萘、四甲基萘和五甲基萘異構體分布Fig.10 Distribution of tri-, tetra-, and penta-methyln-aphthalenes in crude oil from some wells, Tarim Basin

雖然玉北1井原油中多環芳烴系兩期成藏疊加結果，然而，獲得的單體分子碳同位素顯示，其組成特征與塔河油田原油具有很好的一致性(圖11)。由于生物降解作用對于多環芳烴分子碳同位素的影響十分微小[34]，因此，如果早期和晚期成烴物質存在差異性，那么最終分子碳同位素應該有顯著分異，顯然，這種現象并沒有在此出現。由此可見，玉北1井加里東期—海西早期成藏和海西晚期成藏在烴源巖地球化學特征上具有相似性。一種可能是從埋藏、熱史角度，加里東期—海西早期烴源灶位于塘古巴斯坳陷西部地區，海西晚期烴源灶位于塔西南。兩者由于所處位置不同，埋深不同，經歷熱史不同，導致其在成烴時序上的差異，最終形成不同成藏期，即兩期成藏均得益于同一套烴源巖不同區域成烴過程。

圖11 塔里木盆地玉北1井原油中芳烴分子碳同位素組成特征注:DMN.二甲基萘，TMN.三甲基萘，Biph.聯苯，Mebipb.甲基聯苯Fig.11 Stable carbon isotopic compositions of individual aromaticcompounds in crude oil from well Yuebei 1, Tarim Basin

3 結論

(1)玉北1井原油作為兩期成藏疊加的結果，兩期成藏均來源于寒武系烴源巖，其中海西晚期成藏系寒武系烴源巖生油高峰期所致，與臺盆區塔河油田主體具有可對比性。

(2)該區域寒武系烴源巖的沉積發育環境與臺盆區可能存在一定差異。兩期成藏可能是由于寒武系烴源巖在不同部位埋深不同，造成了成烴時序的先后，進一步研究需從區域熱史和生烴史構建入手，有望獲得進一步的認識。