準噶爾盆地東北緣上三疊統烴源巖地球化學特征與油源對比

余琪祥,周學文,路清華,段鐵軍,李 浩

( 1. 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; 2. 中國石化油氣成藏重點實驗室,江蘇 無錫 214126; 3. 中國石化石油勘探開發研究院,北京 102206 )

0 引言

準噶爾盆地三疊系分布廣泛,是重要的勘探層系。準噶爾盆地西北緣下三疊統百口泉組(T1b)主要為扇三角洲相的礫巖和砂礫巖儲層,是瑪湖凹陷大型礫巖油藏的主要儲層[1-4];中三疊統克拉瑪依組(T2k)主要為辮狀河三角洲相的砂礫巖和砂巖儲層,是克拉瑪依油田的主要產層[4-7];上三疊統主要發育一套暗色泥巖,局部可見炭質泥巖和煤巖沉積,是下伏儲層的主要蓋層。中、上三疊統暗色泥巖具有較好的生烴潛力,陳建平等[8]、賀凱等[9]認為,阜康凹陷阜5井三疊系原油來源于三疊系小泉溝組烴源巖;王嶼濤認為,烏倫古坳陷西北部倫5井八道灣組油砂具有未成熟原油的地球化學特征,原油來自下伏三疊系白堿灘組(T3b)生油巖[10];馮喬等分析準噶爾盆地東南緣中、上三疊統烴源巖的有機地球化學特征[11];龔德瑜等分析準噶爾盆地中三疊統克拉瑪依組烴源巖生烴潛力等[12]。

關于準噶爾盆地東北緣烴源巖的研究多側重于烴源巖的常規分析與評價,認為石炭系烴源巖是研究區的主力烴源巖,缺少對三疊系烴源巖的研究。陳占坤等[13]、石冰清等[14]、梅文科[15]、徐興友[16]、張林等[17]和吳洪豪等[18]認為,石炭系烴源巖為烏倫古坳陷及周緣主要的烴源巖;鮑海娟等分析烏倫古坳陷三疊系有機地球化學特征與生烴潛力[19-20],認為三疊系暗色泥巖(潛在烴源巖)分布具有非均質性,具備一定的生烴能力?；跍矢翣柵璧貣|北緣鉆井資料,對研究區烴源巖和油砂樣品進行采集與地球化學測試分析,探討上三疊統烴源巖生烴潛力和油氣來源,為尋找油氣勘探層系和優選有利探區提供指導。

1 研究區概況

準噶爾盆地東北緣地處陸梁隆起北部至烏倫古坳陷,二級構造單元包括索索泉凹陷、紅巖斷階、滴北凸起、石英灘凸起、英西凹陷及三個泉凸起東部(見圖1),面積約為2.9×104km2。研究區主要發育石炭系—白堊系,缺失二疊系沉積,上三疊統白堿灘組覆蓋在石炭系頂部不整合面之上,屬于索索泉凹陷暗色巖系最為發育且分布較廣的一套地層,最大埋深約為4.0×103m。研究區中生界主要形成于印支運動中晚期—燕山運動期,中、下三疊統主要分布于西南部英西凹陷—三個泉凸起及以南區域;上三疊統較厚,主要分布于石英灘凸起—滴北凸起大部分地區;晚三疊世,受湖侵影響,湖泊—沼澤相泥巖發育,為典型的濕熱亞熱帶—溫帶型氣候,有利于生物生長和有機質發育。

圖1 準噶爾盆地東北緣構造單元劃分與井位分布Fig.1 Structural unit division and well location of the northeastern margin of Junggar Basin

研究區是準噶爾盆地油氣勘探程度相對較低的地區,完成倫參1、烏倫1、烏參1、泉1、英1、英西1、滴北1和準北1等30余口探井,在石英灘凸起和準北1井區取得約為1.185×103km2的三維地震資料。其中,泉1井在侏羅系三工河組試獲2.5×105m3/d高產天然氣流,準北1、準北101和泉6、準北6等井分別在上三疊統白堿灘組和石炭系試獲低產天然氣流,滴北1井在侏羅系八道灣組試獲0.2 m3/d的低產輕質油流。

除泉1井外,研究區的油氣勘探未獲突破,主要缺乏準噶爾盆地二疊系主力烴源巖,侏羅系烴源巖處于低成熟階段;受火成巖影響,石炭系烴源巖分布范圍不清,烏參1井石炭系烴源巖多為凝灰質泥巖,處于高成熟—過成熟階段,以生氣為主[21]。上三疊統白堿灘組在研究區分布廣泛,凹陷區暗色泥巖發育較好。

2 樣品采集與實驗

采集研究區樣品86件(烴源巖樣品84件,油砂樣品2件),其中烴源巖樣品包括井下樣品(64件)和地表露頭樣品(20件)。井下樣品為鉆井巖屑樣品,巖性主要為深灰色泥巖、灰色泥巖、少量炭質泥巖及煤系頁巖。首先將鉆井巖屑樣品過篩去掉部分雜質和粉末,然后經過水洗、曬干、挑選并裝入樣品袋,樣品質量不少于100 g。地表露頭樣品為深灰色泥巖樣品,樣品質量不少于200 g。2件油砂樣品為滴北1井侏羅系八道灣組油斑砂巖巖心,受鉆井取心井段和巖心庫巖心取樣規定限制,取到2件合格的油砂樣品。

烴源巖常規分析包括總有機碳(TOC)質量分數、生烴潛量(S1+S2)、最高熱解溫度(tmax)、鏡質體反射率(Ro)等。按照50～100 m的深度間隔,選取部分TOC質量分數大于1%的暗色泥巖樣品,開展氯仿瀝青“A”、干酪根族組分、干酪根碳同位素、飽和烴色譜、飽和烴色質等分析。油砂樣品分析包括族組分、碳同位素、飽和烴色譜和飽和烴色質等。井下樣品的分析測試由中國石化勝利油田地質研究院實驗中心完成,露頭樣品和油砂樣品的分析測試由中國石化油氣成藏重點實驗室完成。其中,烴源巖和油砂飽和烴色譜質譜分析儀器為5977B氣相色譜—質譜儀(型號YQ3-18-01),參照GB/T 18606—2017《氣相色譜—質譜法測定沉積物和原油中生物標志物》測定;樣品同位素測定儀器為DELTA PLUS V穩定同位素質譜儀(型號YQ3-12-13),參照GB/T 18340.2—2010《地質樣品有機地球化學分析方法第2部分:有機質穩定碳同位素測定同位素質譜法》測定。

3 烴源巖地球化學特征

3.1 烴源巖分布

研究區鉆遇上三疊統的探井由北向南有倫5、倫2、倫參1、烏倫1、烏參1、倫6、準北1、準北101、準北3、準北6、陸6、泉3、泉2、泉1、滴北1和滴北2等井(見圖2-3)。沉積中心位于索索泉凹陷東南部,地層厚度在倫參1—烏參1井區最大,達到500 m,其次為準北1—泉1井區,厚度約為280 m。凹陷區上三疊統巖性主要為灰色、深灰色、棕褐色泥巖、黑色炭質泥巖夾灰色砂巖、細砂巖和黑色煤層;紅巖斷階帶巖性主要為綠灰色泥巖、泥質砂巖和細砂巖夾薄層灰色砂巖等。

圖2 倫3—倫2—倫參1—烏倫1—烏參1—滴北1—滴北2井上三疊統白堿灘組連井剖面(位置見圖1)Fig.2 Stratigraphic correlation section Lun 3-Lun 2-Luncan 1-Wulun 1-Wucan 1-Dibei 1-Dibei 2 wells of the Upper Triassic Baijiantan Formation(section position as shown in fig.1)

圖3 倫5—準北6—準北1—準北101—泉3—泉1井上三疊統白堿灘組連井剖面(位置見圖1)Fig.3 Stratigraphic correlation section Lun 5-Zhunbei 6-Zhunbei 1-Zhunbei 101-Quan 3-Quan 1 wells of the Upper Triassic Baijiantan Formation(section position as shown in fig.1)

由準噶爾盆地東北緣上三疊統暗色泥巖厚度統計(見表1)可知,暗色泥巖最發育的是烏參1井,厚度達到407.0 m,占地層厚度的81.6%;其次是倫參1井,暗色泥巖厚度達到172.0 m,占地層厚度的34.5%。烏倫1、倫6、滴北1、準北1、準北101、準北3、準北6和英2井暗色泥巖厚度超過100.0 m,占比為27.8%～83.7%?？傮w上,研究區上三疊統暗色泥巖發育好,占比高。

表1 準噶爾盆地東北緣上三疊統暗色泥巖厚度統計Table 1 Thickness statistics of dark colored mudstone of the Upper Triassic in the northeastern margin of Junggar Basin

3.2 有機質豐度

上三疊統白堿灘組烴源巖主要分布于倫參1、烏倫1、烏參1至倫6井一帶,以湖相泥巖和炭質泥巖為主。根據烏參1和滴北1井上三疊統白堿灘組巖屑樣品測試結果,分析烏參1和滴北1井上三疊統烴源巖地球化學特征(見圖4)。

圖4 烏參1和滴北1井上三疊統烴源巖地球化學特征Fig.4 Geochemical characteristics of the Upper Triassic source rocks from the well Wucan 1 and well Dibei 1

上三疊統烴源巖TOC質量分數介于0.53%～33.50%,大部分介于1.36%～7.90%,滿足SY/T 5735—2019《烴源巖地球化學評價方法》。烏參1井埋深為3 795～3 800 m的含煤屑泥巖TOC質量分數最高,為33.50%;S1+S2介于0.19～86.46 mg/g,大部分介于1.66～23.92 mg/g;氯仿瀝青“A”質量分數介于133.0～621.0 μg/g(見圖4(a))。

滴北1井上三疊統烴源巖的有機質豐度(見圖4(b))較烏參1井的偏低。滴北1井烴源巖TOC質量分數為0.53%～2.32%,平均為1.13%;氯仿瀝青“A”質量分數為149.0～489.0 μg/g,平均為375.0 μg/g;S1+S2為0.19～8.58 mg/g,平均為1.45 mg/g。滴北1和烏參1井所處構造位置不同,晚三疊世,烏參1井位于凹陷沉降與沉積中心,滴北1井位于凹陷南部斜坡地區,兩口井的烴源巖厚度和有機質豐度具有較大差異。另外,烏參1井白堿灘組中上部發育炭質泥巖、煤巖及煤系頁巖,部分樣品的TOC質量分數偏高;滴北1井白堿灘組不發育炭質泥巖和煤巖,僅發育暗色泥巖。根據烴源巖評價標準,滴北1井上三疊統白堿灘組烴源巖總體為一般—好。由烏參1和滴北1井上三疊統烴源巖有機質豐度(見圖5)可知,烏參1井上三疊統白堿灘組烴源巖為好—優質烴源巖;滴北1井烴源巖為一般—好烴源巖。

圖5 烏參1和滴北1井上三疊統烴源巖有機質豐度Fig.5 Organic matter abundance of the Upper Triassic source rock from the well Wucan 1 and well Dibei 1

露頭的烴源巖樣品來自喀姆斯特東北、卡拉麥里山南坡老鷹溝與恐龍溝的上三疊統老鷹溝組(T3l),層位上相當于上三疊統白堿灘組泥巖和炭質泥巖,有機質豐度高(見表2)。泥巖TOC質量分數為1.39%～10.06%,平均為4.17%;氯仿瀝青“A”質量分數介于7.0～502.0 μg/g,平均為113.0 μg/g;S1+S2介于0.04～56.68 mg/g,一個泥巖樣品的S1+S2為56.68 mg/g,其余泥巖樣品的S1+S2低于2.00 mg/g;氫指數(HI)介于6.0～376.0 mg/g。炭質泥巖TOC質量分數為17.58%～20.78%,氯仿瀝青“A”質量分數介于500.0～1 200.0 μg/g,S1+S2介于35.38～102.36 mg/g(4個樣品),HI介于63.0～1 585.0 mg/g?？傮w上,露頭區上三疊統老鷹溝組泥巖和炭質泥巖為好烴源巖。

表2 露頭剖面上三疊統烴源巖有機地球化學特征統計Table 2 Organic geochemical characterization of the Upper Triassic source rocks in outcrop

3.3 有機質類型

常將干酪根碳同位素、氫指數、有機元素組成及干酪根鏡質體反射率等作為有機質類型的判別指標[16]。干酪根碳同位素越輕,有機質類型越好;氫指數越高,有機質類型越好。根據滴北1和烏參1井烴源巖樣品的地球化學分析數據,分析研究區上三疊統白堿灘組暗色泥巖有機質類型[20](見圖6)。

圖6 烏倫古坳陷上三疊統白堿灘組暗色泥巖有機質類型Fig.6 Organic matter types of the dark mudstones of the Upper Triassic Baijiantan Formation in the Wulungu Depression

根據O/C(原子比)與H/C(原子比)關系(見圖6(a)),烏倫古坳陷上三疊統暗色泥巖有機質類型主要為Ⅱ—Ⅲ型,其中滴北1井暗色泥巖樣品主要為Ⅱ型,烏參1井暗色泥巖樣品主要為Ⅱ—Ⅲ型。

根據干酪根碳同位素與氫指數關系(見圖6(b)),烏倫1井暗色泥巖樣品有機質類型主要為Ⅱ1—Ⅲ型,部分樣品富氫組分含量較高,有機質類型為Ⅱ1型,對生烴較有利;倫5井暗色泥巖樣品干酪根碳同位素為-25.3‰～-25.1‰,有機質類型為Ⅱ2型;滴北1井暗色泥巖樣品氫指數總體不高,多小于200 mg/g,干酪根碳同位素較重,為-26.1‰～-24.9‰,屬于Ⅱ1—Ⅱ2型有機質類型,總體為Ⅱ2型;烏參1井暗色泥巖樣品干酪根碳同位素較重,為-26.4‰～-24.2‰,有機質類型為Ⅱ2—Ⅲ型?？傮w上,上三疊統暗色泥巖的有機質類型主要為Ⅱ2型,部分為Ⅱ1和Ⅲ型。

3.4 有機質成熟度

根據研究區樣品的干酪根鏡質體反射率(Ro)和最高熱解溫度(tmax)數據[20],倫6井上三疊統白堿灘組暗色泥巖樣品的Ro為0.60%～0.79%,平均為0.67%;tmax為408～508 ℃,平均為455 ℃,處于低成熟—成熟階段。倫參1井暗色泥巖樣品的tmax為421～609 ℃,平均為454 ℃;Ro為0.75%～0.99%,處于成熟階段。滴北1井暗色泥巖樣品的Ro主要分布在0.41%～0.47%之間,處于未成熟—低成熟階段?？ɡ溊锷侥掀吕销棞系纳先B統露頭泥巖樣品和喀姆斯特東北泥巖樣品的Ro為0.53%～0.69%,進入低成熟—成熟階段。烏參1井暗色泥巖樣品的Ro為0.80%～0.95%,處于成熟階段,接近生油高峰期。滴北1與烏參1井上三疊統熱演化程度具有較大的差異,原因是烏參1井處于凹陷沉降中心,埋深大,滴北1井處于凹陷和隆起之間的斜坡地帶,地層沉積厚度小,埋深小,滴北1井烴源巖處于未成熟—低成熟階段。

綜上所述,準噶爾盆地東北緣上三疊統白堿灘組烴源巖有機質豐度為中等—好;有機質類型主要為Ⅱ2型,部分為Ⅱ1和Ⅲ型;凹陷區的烴源巖有機質處于低成熟—成熟階段,具有較好的生油氣潛力。

4 油源對比

滴北1井位于滴北凸起至烏倫古坳陷東南斜坡滴北1號構造高部位,完鉆井深度為2 800 m,全井鉆遇下白堊統吐谷魯群、中上侏羅統石樹溝群、中侏羅統西山窯組、下侏羅統三工河組和八道灣組,以及上三疊統白堿灘組、石炭系,發現油氣顯示6層,厚度為24.0 m。其中八道灣組的1 680.00～1 689.00 m井段見油跡、油斑、油浸和熒光顯示;在1 684.33～1 693.20 m埋深取心,部分巖心含輕質原油,測井解釋表明,含油水層1層,厚度為3.6 m,油層3層,厚度為10.8m。對八道灣組的1 679.20～1 689.00 m井段進行儲層加砂壓裂改造測試,抽汲求產,日產油為0.2 m3,顯示研究區具有較好的勘探潛力。

利用生物標志物進行準噶爾盆地油源對比[22-26]。對比滴北1井侏羅系八道灣組油砂抽提物與上三疊統白堿灘組泥巖、下石炭統滴水泉組泥巖生物標志物,判別八道灣組原油來源。

滴北1井上三疊統白堿灘組泥巖生物標志物特征表現為Pr/Ph平均為1.35,幾乎不含伽馬蠟烷和β-胡蘿卜烷;C20、C21、C23三環萜烷豐度較低,呈“山”型分布,不含C26三環萜烷;Tm豐度極高,接近于C30藿烷的豐度,Ts/(Ts+Tm)接近0;規則甾烷中ααα20RC27、C28、C29豐度呈反“L”型分布,ααα20RC29甾烷豐度極高,幾乎不含重排甾烷,重排甾烷/規則甾烷為0(見圖7)。

圖7 滴北1井上三疊統白堿灘組泥巖飽和烴質量色譜Fig.7 Chromatograms of saturated hydrocarbons in the mudstone of the Upper Triassic Baijiantan Formation in the well Dibei 1

下石炭統滴水泉組泥巖生物標志物特征表現為Pr/Ph小于1.00,二環倍半萜烷豐度極低,C20、C21、C23三環萜烷豐度較高,呈山峰型分布;含少量伽馬蠟烷和β-胡蘿卜烷,伽馬蠟烷指數為0.12～0.17;Ts與Tm豐度接近,Ts/(Ts+Tm)為0.22～0.34;ββ構型規則甾烷低于αα構型的,孕甾烷與升孕甾烷的含量很高,(孕甾烷+升孕甾烷)/規則甾烷為0.13～0.21,ααα20RC27、C28、C29規則甾烷豐度呈“V”型分布(見圖8)。

圖8 下石炭統滴水泉組泥巖飽和烴質量色譜Fig.8 Chromatograms of saturated hydrocarbons in the mudstone of the Lower Carboniferous Dishuiquan Formation

滴北1井八道灣組油砂抽提物的生物標志物特征表現為Pr/Ph約為1.40,幾乎不含伽馬蠟烷和β-胡蘿卜烷;Ts相對于Tm很低;C27、C28、C29規則甾烷相對含量組成中,C29甾烷占絕對優勢,C27和 C28甾烷含量較低。另外,三疊系烴源巖的阜5井原油地球化學特征表現為重排甾烷含量高,且高于規則甾烷的;規則甾烷中以C29甾烷為主,C27、C28甾烷含量較低;三環萜烷分布中以C20、C21和C23為主;伽馬蠟烷和β-胡蘿卜烷含量較低[8](見圖9)。

圖9 三疊系及石炭系油源對比Fig.9 Oil-source comparison of the crude oil and source rock in the Triassic and Carboniferous

源于石炭系烴源巖的原油主要為五彩灣凹陷彩25、彩27,吉木薩爾凹陷吉15、克拉美麗氣田滴西10等井產自火山巖儲層的原油。其地球化學特征表現為原油碳同位素重,其中原油碳同位素介于-26.22‰～-24.22‰,烷烴碳同位素介于-25.57‰～-24.82‰;生物標志物表現為β-胡蘿卜烷豐度很低,γ-蠟烷較低,γ-蠟烷/C30霍烷低,為0.12～0.14;Pr/Ph較大,為1.76～1.88;Ts/Tm為0.41～0.64。石炭系原油的三環二萜烷C20、C21、C23呈“山”型分布特征,油氣成熟度很高,甾烷C2920S/(20S+20R)為0.47～0.48,屬于高成熟油氣(見圖10)。

圖10 滴北1井油砂抽提物與上三疊統及石炭系泥巖甾烷萜烷化合物對比Fig.10 Comparison of oil sand extracts from well Dibei 1 with the steroid and terpene compounds from the Upper Triassic and Carboniferous mudstone

滴北1井八道灣組油砂抽提物與白堿灘組泥巖生物標志物特征相似,與石炭系原油和石炭系泥巖差別較大,表明滴北1井八道灣組原油來源于上三疊統白堿灘組烴源巖。

上三疊統白堿灘組烴源巖主要沿倫參1—烏倫1—烏參1井和準北1—泉1—滴北1井等分布。鄰近上三疊統生烴凹陷的泉1井侏羅系三工河組獲工業氣流,準北1和準北101井白堿灘組獲低產氣流,滴北1井八道灣組獲低產油流,倫5井八道灣組獲油砂顯示。準北1井白堿灘組和八道灣組見熒光顯示,準北101井白堿灘組見熒光顯示。表明上三疊統生烴凹陷為未來油氣勘探方向,勘探層系為上三疊統—侏羅系,石英灘凸起東南部—滴北凸起為勘探有利區。

5 結論

(1)準噶爾盆地東北緣上三疊統白堿灘組分布廣泛,暗色泥巖主要分布于索索泉凹陷倫參1—烏倫1—烏參1井和準北1—泉1—滴北1井一帶。烴源巖厚度大,一般為86.0～172.0 m,其中烏參1井的暗色泥巖厚度為407.0 m。

(2)研究區上三疊統白堿灘組烴源巖豐度為中等—好,有機質類型主要為Ⅱ2型,部分為Ⅱ1和Ⅲ型。凹陷區的烴源巖處于低成熟—成熟階段,具有較好的生油氣潛力。

(3)滴北1井八道灣組油砂抽提物生物標志物的Pr/Ph約為1.40,幾乎不含伽馬蠟烷和β-胡蘿卜烷,Ts相對于Tm很低,在C27、C28、C29規則甾烷相對含量組成中,C29規則甾烷占絕對優勢。滴北1井油砂與石炭系烴源巖和原油差別較大,與上三疊統白堿灘組烴源巖具有良好的親緣關系。