王 萍，向連格，姜海健，陳清堂，史大海，陳強(qiáng)路，王 杰，徐良發(fā)

(1.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214126； 2.寧夏回族自治區(qū)地質(zhì)調(diào)查院，銀川 750021；3.中國(guó)石化 中原油田分公司， 河南 濮陽(yáng) 457000)

銀根—額濟(jì)納旗盆地(簡(jiǎn)稱(chēng)銀額盆地)是我國(guó)為數(shù)不多的勘探程度較低的大中型含油氣盆地。拐子湖凹陷為盆地內(nèi)務(wù)桃亥坳陷的二級(jí)單元。近年來(lái)，中原油田在銀額盆地拐子湖凹陷部署鉆探X井(圖1)，在多個(gè)層位見(jiàn)油氣顯示，部分層段還獲得高產(chǎn)油氣流，有力證實(shí)了該區(qū)具備一定的生烴條件和勘探前景。目前對(duì)該區(qū)原油的來(lái)源尚無(wú)定論。本文以X井為研究對(duì)象，整合原油、油砂和烴源巖的地球化學(xué)特征，利用族組分含量、原油飽和烴色譜、色譜/質(zhì)譜特征及碳同位素組成等手段進(jìn)行油源對(duì)比，從而明確烴源，圈定可靠的油源區(qū)，為資源量計(jì)算提供重要的基礎(chǔ)資料，以期為后續(xù)油氣勘探領(lǐng)域的拓展提供科學(xué)依據(jù)。

圖1 銀根—額濟(jì)納旗盆地構(gòu)造分區(qū)及采樣井位置

1 區(qū)域地質(zhì)背景

銀額盆地位于內(nèi)蒙古自治區(qū)西部烏拉特后旗，構(gòu)造上處于古生代4大板塊(塔里木板塊、哈薩克斯坦板塊、西伯利亞板塊和華北板塊)結(jié)合部位，構(gòu)造—沉積作用復(fù)雜。盆地內(nèi)劃分為7個(gè)坳陷(居延海坳陷、務(wù)桃亥坳陷、達(dá)古坳陷、蘇亥圖坳陷、尚單坳陷、查干德勒坳陷和蘇紅圖坳陷)和5個(gè)隆起(綠圓隆起、宗乃山隆起、特羅西灘隆起、本巴圖隆起和楚魯隆起)(圖1)，具體由31個(gè)凹陷和25個(gè)凸起組成[1]。銀額盆地雖然經(jīng)歷了60余年的油氣勘探，但勘探程度仍然較低，在地質(zhì)認(rèn)識(shí)方面僅僅通過(guò)野外踏勘及少量鉆井巖心，對(duì)盆地內(nèi)發(fā)育的石炭—二疊系、侏羅系和白堊系3套泥巖的分布、烴源巖品質(zhì)進(jìn)行了初步的分析。前人研究認(rèn)為，該盆地內(nèi)查干凹陷、哈日凹陷、天草凹陷等勘探程度較為成熟的凹陷，其主力烴源巖均為白堊系巴音戈壁組。而在油源對(duì)比方面，也只在早期簡(jiǎn)單地開(kāi)展了查干、哈日、天草及路井凹陷的油氣源對(duì)比[1]。關(guān)于拐子湖凹陷烴源巖特征及油氣來(lái)源尚未見(jiàn)相關(guān)的報(bào)道。

X井是中原油田近年來(lái)部署在拐子湖凹陷的探井，該井位于凹陷內(nèi)中洼西部斜坡，自上而下鉆遇新生界、上白堊統(tǒng)烏蘭蘇海組(K2w)、下白堊統(tǒng)銀根組(K1y)、蘇紅圖組二段(K1s2)、 一段(K1s1)、巴音戈壁組二段(K1b2)、一段(K1b1)和前中生界。X井揭示拐子湖凹陷發(fā)育K1b1、K1b2和K1s23套以湖相泥巖為主的潛在源巖，是該區(qū)油氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)(圖2)。在錄井過(guò)程中見(jiàn)到油浸、油斑、油跡、熒光、氣測(cè)異常等各級(jí)別油氣顯示。其中K1s1頂部、K1b2底部、K1b1中部及底部為油氣顯示密集段。在試油段(K1b2底部)采集原油1件，其他試油層位(K1s1及K1b1)采集油砂樣品。為了進(jìn)行油源對(duì)比，同時(shí)采集了該井3套泥巖巖心樣品進(jìn)行烴源巖綜合評(píng)價(jià)。本文所開(kāi)展的實(shí)驗(yàn)測(cè)試均在中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院無(wú)錫石油地質(zhì)研究所進(jìn)行，部分?jǐn)?shù)據(jù)收集自中原油田分公司。

圖2 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷油藏模式示意

2 烴源巖地球化學(xué)特征

X井處于拐子湖凹陷邊緣，在凹陷中心發(fā)育厚層強(qiáng)振幅—連續(xù)反射地震相，是較好的烴源巖發(fā)育層段。其中，K1b1以深灰色泥巖、黑色頁(yè)巖、黑色泥巖為主，厚度173.3 m；K1b2厚度132.8 m，巖性主要為深灰色泥巖、灰色粉砂質(zhì)泥巖；K1s2為深灰色泥巖、深灰色灰質(zhì)泥巖和灰色泥巖，厚120 m。

文中采用秦建中等[2]的我國(guó)陸相湖泊泥質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。通過(guò)有機(jī)質(zhì)豐度、類(lèi)型、成熟度的相關(guān)測(cè)試結(jié)果，明確了X井K1b1、K1b2和K1s23套泥巖的有機(jī)地球化學(xué)綜合特征。 K1s2泥巖有機(jī)質(zhì)豐度均小于0.39%，S1+S2平均0.25mg/g，氯仿瀝青“A”平均28.62×10-6，源巖品質(zhì)差；干酪根類(lèi)型主要為Ⅲ型，Ro平均0.81%，表明源K1s2剛開(kāi)始生烴，處于低熟—成熟階段，總體評(píng)價(jià)為一套非烴源巖層。該井K1b有機(jī)碳、氯仿瀝青“A”及S1+S2值分布均較廣。上部K1b2品質(zhì)差，有機(jī)質(zhì)豐度峰值為0.23%，S1+S2平均0.22 mg/g，氯仿瀝青“A”在(7.5～543.3)×10-6之間，源巖品質(zhì)差；有機(jī)質(zhì)類(lèi)型較K1s2好，以Ⅱ1—Ⅱ2型為主；Ro平均1.10%，已達(dá)到成熟階段，地化綜合指標(biāo)評(píng)定為非—差烴源巖。下段K1b1泥巖有機(jī)質(zhì)豐度0.14%～1.07%，S1+S2平均1.23 mg/g，氯仿瀝青“A”平均804.54×10-6；有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為Ⅰ—Ⅱ1型，類(lèi)型較好；Ro為0.93%～1.33%，整體為成熟—高成熟，綜合評(píng)價(jià)為一套中等烴源巖。

3 拐子湖凹陷油源對(duì)比

3.1 族組分含量

烴源巖中原始母質(zhì)的性質(zhì)和物質(zhì)組成很大程度上決定了相應(yīng)的原油的族組成特征，但族組分還受到演化程度、油氣運(yùn)移分餾效應(yīng)及遭遇后期改造等地質(zhì)因素的影響，在油源對(duì)比中有一定的局限性。相關(guān)研究表明X井各層段烴源巖演化程度差異較小，油氣運(yùn)移范圍局限，且并未遭受后期的地質(zhì)改造，因而本次研究采用烴源巖—原油的族組分含量對(duì)比。

由族組分含量(圖3，表1)可知，K1s1油砂、K1b2原油的飽和烴組分含量基本在60%以上，飽/芳比值為2.4～6.6，非烴和瀝青質(zhì)含量較低(<20%)，表現(xiàn)出明顯的輕組分特征，表明其烴源巖母質(zhì)類(lèi)型較好，以低等水生生物為主，而且演化程度較高[3]。在烴源巖方面，3套泥巖的組分含量差別顯著。其中K1s2泥巖組分含量變化較大，飽和烴含量分布在1.58%～50.96%，但平均含量低于30%，其組成以非烴+瀝青質(zhì)為主；K1b2泥巖輕質(zhì)組分與重質(zhì)組分基本持平；K1b1泥巖樣品飽和烴含量最高，其數(shù)值點(diǎn)落在與K1s1油砂、K1b2原油的飽和烴組分含量重疊的區(qū)域內(nèi)(圖3)。因此，從族組分含量方面來(lái)看，油砂、原油樣品與K1s2泥巖差異明顯，而與K1b2、K1b1泥巖較為接近。

3.2 生物標(biāo)志化合物

3.2.1 正構(gòu)烷烴

飽和烴中正構(gòu)烷烴碳數(shù)組成與分布特征能夠提供烴源巖母質(zhì)輸入差異及成熟度方面的信息[4]。K1b2原油、K1s1油砂及K1b1烴源巖的飽和烴色譜均為單峰型，碳數(shù)分布較為一致，范圍分別為nC10～nC36、nC12～nC37和nC14～nC33，主峰碳數(shù)為nC15、nC19和nC17，屬于前峰型；而K1s2和K1b2烴源巖的飽和烴色譜均為雙峰型，與前者存在明顯的區(qū)別(圖4)。

圖3 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷X井油砂、原油和泥巖樣品族組分含量三角圖

表1 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷X井油砂、原油及各層段泥巖族組分含量

孟仟祥等[5-6]認(rèn)為，一組色譜峰中，輕組分(∑C21-)主要來(lái)自于低等菌類(lèi)、浮游生物、藻類(lèi)等水生生物，重組分(∑C22+)主要來(lái)自于陸生高等植物，兩者比值(∑C21-/∑C22+)可反映母質(zhì)來(lái)源的差異。K1s2及K1b2烴源巖的輕重比均小于0.5，具有微弱的高碳優(yōu)勢(shì)，結(jié)合其飽和烴色譜雙峰型，表明該層段泥巖有機(jī)質(zhì)的來(lái)源既有水生生物，又有陸生高等植物，但以后者為主。而K1b2原油、K1s1油砂及K1b1烴源巖的輕重比均較高，基本在2.0以上，低碳優(yōu)勢(shì)明顯，三者具有很好的一致性，主要反映低等浮游生物的貢獻(xiàn)。

3.2.2 類(lèi)異戊二烯

一般認(rèn)為姥鮫烷(Pr)和植烷(Ph)是光合生物中葉綠素植醇側(cè)鏈的成巖產(chǎn)物[7]。植醇在還原條件下側(cè)鏈斷裂脫水先形成植烯，后進(jìn)一步加氫還原形成植烷，而在氧化環(huán)境下則先氧化成植烷酸，進(jìn)而脫羧基后加氫形成姥鮫烷[8]，故兩者的相對(duì)豐度常用來(lái)反映沉積環(huán)境。并且有學(xué)者進(jìn)一步指出：Pr/Ph<0.5為強(qiáng)還原的沉積環(huán)境；Pr/Ph=0.5～1.0為一般的還原環(huán)境；Pr/Ph=1.0～2.0為弱還原—弱氧化環(huán)境；Pr/Ph>2見(jiàn)于偏氧化環(huán)境[9-10]。

隨著研究的深入，越來(lái)越多資料表明，除了葉綠素，浮游動(dòng)物中的不飽和類(lèi)異戊二烯[11]、古細(xì)菌醚類(lèi)脂物[12]等生物體內(nèi)的分子也能在地質(zhì)演化過(guò)程中形成姥鮫烷和植烷。BURNHAM等[13-14]等認(rèn)為，干酪根及長(zhǎng)鏈的正構(gòu)烷烴受熱裂解也會(huì)釋放出一定量的Pr和Ph。國(guó)內(nèi)學(xué)者傅家謨等[15]還具體指出了不同的演化階段Pr/Ph的相應(yīng)變化。因此，Pr/Ph受到沉積環(huán)境、輸入的前驅(qū)物及成熟度的三重影響。在用該值判斷沉積環(huán)境時(shí)，尤其要考慮到成熟度的影響。

雖然K1s2、K1b2和K1b1泥巖飽和烴色譜峰均無(wú)奇偶優(yōu)勢(shì)，但三者之間仍然存在成熟度方面的細(xì)微差異。干酪根鏡檢在3個(gè)層段均檢測(cè)到了鏡質(zhì)體反射率，測(cè)得Ro的平均值分別為0.81%、1.10%和1.16%，且生標(biāo)指數(shù)研究表明，油砂與原油的成熟度與K1b1烴源巖較為接近(圖5)。由表2可見(jiàn)，K1s2及K1b2烴源巖的Pr/Ph值均小于0.5，K1b2原油、K1s1油砂及K1b1泥巖的Pr/Ph值位于0.42～0.98之間。根據(jù)上述影響Pr/Ph參數(shù)的綜合因素，除了成熟度導(dǎo)致的差異外，K1s2及K1b2烴源巖的Pr/Ph值還指示強(qiáng)還原的沉積環(huán)境；相對(duì)而言，K1s1油砂及K1b1烴源巖顯示較弱的植烷優(yōu)勢(shì)，其還原程度較前者要弱一些。

圖4 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷X井油砂、原油及各層段烴源巖飽和烴色譜圖

層位深度/m樣品類(lèi)型∑C21-/∑C22+主峰碳OEPPr/PhC30重排藿烷/C30藿烷伽馬蠟烷指數(shù)C29ααα20S/(20S+20R)C29αββ/(ααα+αββ)K1b2K1s1K1s2K1b2K1b13 430.0原油3.60nC151.040.921.240.890.650.572 216.8油砂0.73nC180.870.490.480.770.330.352 220.8油砂1.08nC180.940.661.071.250.300.362 224.5油砂1.58nC180.890.421.310.800.290.272 323.3油砂2.86nC191.040.790.341.070.270.331 709.3灰綠色泥巖0.35nC20、nC251.110.220.060.330.330.351 715.1灰綠色泥巖0.52nC18、nC251.090.450.060.140.270.331 997.6灰色泥巖0.61nC20、nC241.010.260.040.060.240.761 998.8灰色泥巖0.48nC20、nC231.040.190.050.150.290.273 266.0灰色泥巖0.22nC20、nC251.050.130.060.180.270.333 267.3灰色泥巖0.36nC20、nC251.060.280.080.170.280.343 269.7灰色泥巖0.19nC18、nC251.060.230.060.190.310.353 371.8灰色泥巖0.42nC20、nC251.100.460.040.530.240.133 551.5灰色泥巖2.37nC191.020.880.210.180.480.443 551.9灰色泥巖1.87nC191.020.820.360.370.400.403 556.5灰色泥巖1.98nC191.020.671.170.530.540.503 615.8灰色泥巖2.79nC171.040.821.130.840.600.503 618.0灰色泥巖2.97nC171.030.980.740.500.580.51

圖5 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷X井油砂、原油和泥巖樣品C29ααα20S/(20S+20R)-C29αββ/(αββ+ααα)相關(guān)圖

3.2.3 甾萜烷類(lèi)化合物

素有“分子化石”之稱(chēng)的甾烷、萜烷類(lèi)生物標(biāo)志化合物是分子級(jí)別的微觀參數(shù)，在母源輸入、沉積環(huán)境和成熟度方面，原油的這些化合物的分子組成具有很好的母質(zhì)繼承性[16]，目前已成為地球化學(xué)家們進(jìn)行油源對(duì)比的一種精細(xì)手段。由飽和烴質(zhì)量色譜圖(圖6)可見(jiàn)，原油、油砂及各套烴源巖中均檢測(cè)到伽馬蠟烷和C30重排藿烷。

C30重排藿烷碳環(huán)骨架與正常藿烷相同，但是甲基側(cè)鏈碳位卻有所區(qū)別[17]，其前身物可能是熱穩(wěn)定性較強(qiáng)的細(xì)菌藿類(lèi)先質(zhì)[18-19]。研究認(rèn)為，C30重排藿烷易在亞氧化環(huán)境、酸性介質(zhì)條件和黏土礦物的催化作用下形成[20-21]。同時(shí)，由于此化合物常常在煤、陸相烴源巖和陸相原油中檢測(cè)到，因此，也被作為一種可能的陸源生物標(biāo)志化合物[22]。其相對(duì)豐度(C30重排藿烷/C30藿烷)常被用作油源對(duì)比[23]。本次研究在原油、油砂及各個(gè)層段的烴源巖中均檢測(cè)到C30重排藿烷，但K1s2、K1b2烴源巖中的含量明顯較低，僅僅高于檢出限(圖6)；而在原油、油砂及K1b1烴源巖中，C30重排藿烷/C30藿烷比值較高，并出現(xiàn)了大于1的情況(表2)。

伽馬蠟烷是一個(gè)異常鹽度[16]或穩(wěn)定水體分層標(biāo)志[24]的一種C30三萜烷類(lèi)化合物，其前身物為四膜蟲(chóng)醇[25]。伽馬蠟烷含量變化與沉積水體的鹽度密切相關(guān)，常出現(xiàn)在高鹽度的海相和非海相的沉積物中，但在一般的淡水沉積環(huán)境中也能檢測(cè)到豐度很低的伽馬蠟烷。檢測(cè)到K1b2原油的伽馬蠟烷指數(shù)(伽馬蠟烷/C30藿烷)為0.89，K1s1油砂的伽馬蠟烷指數(shù)為0.77～1.25,兩者數(shù)值均較高，均反映較強(qiáng)的還原環(huán)境。在各層段泥巖中，K1s2、K1b2的伽馬蠟烷指數(shù)分別為0.06～0.33和0.17～0.53，與原油及油砂差距較大。K1b1泥巖的伽馬蠟烷指數(shù)為0.18～0.84，平均0.41，與油砂及原油的伽馬蠟烷指數(shù)較為接近。且在m/z191質(zhì)譜圖上，油砂、原油及K1b1烴源巖伽馬蠟烷遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于相鄰的C30升藿烷，而K1s2、K1b2烴源巖則相反(圖6)。以上說(shuō)明油砂、原油及K1b1烴源巖沉積環(huán)境為咸水環(huán)境，三者具有同源特征。

圖6 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷X井油砂、原油及各層段烴源巖飽和烴色譜質(zhì)譜圖

為了全面進(jìn)行油源對(duì)比，在原油及源巖母質(zhì)來(lái)源、沉積環(huán)境相匹配的基礎(chǔ)上，成熟度也是油源對(duì)比考察的一項(xiàng)重要指標(biāo)。研究表明，規(guī)則甾烷中，C29-甾烷隨著成熟度的增加，20S與ββ異構(gòu)體的比例隨之增加，最終達(dá)到平衡狀態(tài)，平衡值分別是0.52～0.55和0.67～0.71。因而，C29-甾烷ααα20S/(20S+20R)和C29αββ/(αββ+ααα)是很好的源巖和原油成熟度表征參數(shù)[26]。

X井泥巖、原油和油砂樣品C29-甾烷異構(gòu)化參數(shù)相關(guān)圖如圖5所示。油砂、原油樣品和K1b1泥巖顯示出的成熟度較高，K1s2及K1b2泥巖測(cè)試點(diǎn)位于低熟—成熟區(qū)域內(nèi)?？梢?jiàn)，油砂、原油及K1b1成熟度較為一致，即在成熟度方面K1b1泥巖與油砂及原油成熟度更為接近。

3.3 碳同位素組成

相對(duì)于全油、族組分碳同位素，單體烴碳同位素組成的分布曲線在油源對(duì)比中更具優(yōu)越性，目前已成為油源對(duì)比研究的先進(jìn)手段之一[27]。飽和烴單體碳同位素分析，即檢測(cè)從C13到C35左右的正構(gòu)烷烴和部分異戊二烯烴的碳同位素組成。其母質(zhì)繼承性很強(qiáng)，相同來(lái)源的原油有非常相似的單體烴碳同位素組成和分布曲線[28]。

圖7a為X井K1s1段油砂與K1b2原油之間的飽和烴單體穩(wěn)定碳同位素比值對(duì)比圖。從整體上看，正構(gòu)烷烴單體的碳同位素比值趨勢(shì)較為一致，均呈現(xiàn)出中間輕、兩端重的分布特征，且前端的輕質(zhì)部分較后面的重質(zhì)組分比值重一些。值得注意的是，在C22之后，油砂與原油的單體碳同位素出現(xiàn)輕微的差異，前者較后者同位素偏正。由于在油氣運(yùn)移過(guò)程中，烴類(lèi)化合物中輕質(zhì)量數(shù)的12C優(yōu)先13C運(yùn)移，運(yùn)移路徑越長(zhǎng)，其碳同位素越負(fù)。圖7a的結(jié)果似乎有悖于常規(guī)烴源巖/油/油砂同位素分布模式。造成這一現(xiàn)象的具體原因尚需要開(kāi)展進(jìn)一步的研究工作，但油砂與原油相對(duì)應(yīng)的每一個(gè)單體正構(gòu)烷烴的碳同位素比值相差仍然在2‰以?xún)?nèi)，說(shuō)明K1s1油砂與K1b2原油為同源。

石油天然氣有機(jī)烴類(lèi)的碳同位素組成主要受控于其母源有機(jī)質(zhì)，但在地質(zhì)歷史過(guò)程中會(huì)因受到熱成熟作用而發(fā)生一定程度的分餾效應(yīng)，但總體而言，同源原油因成熟度不同而產(chǎn)生的穩(wěn)定碳同位素組成δ13C差異不超過(guò)2‰～3‰，反之，則為非同源[30]。

圖7 銀根—額濟(jì)納旗盆地拐子湖凹陷X井原油與各層段油砂(a)、泥巖(b)飽和烴單體穩(wěn)定碳同位素比值對(duì)比

圖7b為X井K1b2原油與不同層段泥巖的飽和烴單體穩(wěn)定碳同位素比值對(duì)比圖。由于受不同生烴母質(zhì)的影響，K1s2、K1b2、K1b1泥巖的碳同位素組成出現(xiàn)明顯差別。K1s2泥巖與其他泥巖的正構(gòu)烷烴單體碳同位素比值區(qū)別最為顯著，其單體碳同位素比值整體較輕，其中，C21、C22和C23單體碳同位素可達(dá)到-36‰。K1b2和K1b1的泥巖單體碳同位素比值趨勢(shì)可以分為兩大類(lèi)別，由于兩大類(lèi)別之間相對(duì)應(yīng)的單體碳同位素比值相差大于2‰，所以視為不同的烴源。而與K1b2原油同在一個(gè)類(lèi)別的是K1b1泥巖，說(shuō)明K1b2原油的烴源母質(zhì)來(lái)自K1b1。

4 結(jié)論

(1)族組分含量方面，X井油砂、原油樣品以輕質(zhì)組分為主，K1b2、K1b1泥巖的飽和烴含量也在50%以上，成分上較為接近；而K1s2泥巖差異明顯，以非烴質(zhì)+瀝青為主。

(2)生物標(biāo)志化合物特征表明，X井K1s1油砂和K1b2原油樣品色譜、色譜/質(zhì)譜面貌與K1s2、K1b2泥巖差異較大，與K1b1泥巖特征相一致，均具有高C30重排藿烷、高伽馬蠟烷含量、低Pr/Ph值、高成熟度的特征，表明K1s1油砂和K1b2原油同源，均與K1b1烴源巖具有良好的親緣關(guān)系。

(3)油砂、原油的飽和烴單體碳同位素比值分布趨勢(shì)與 K1b1泥巖的碳同位素組成曲線較為一致，體現(xiàn)了同源的特征。

致謝：中國(guó)石化石勘院無(wú)錫石油地質(zhì)研究所吳小奇高級(jí)工程師對(duì)文章的撰寫(xiě)給予了悉心指導(dǎo)，中國(guó)石化中原油田分公司在巖心、原油樣品的采集和部分測(cè)試數(shù)據(jù)的分享方面給與了大力協(xié)助與支持，審稿專(zhuān)家對(duì)初稿提出了詳細(xì)的修改意見(jiàn)，在此一并表示真誠(chéng)感謝！