準噶爾盆地西北緣阿拉德油田油源對比與成藏模式

郭瑞超， 王千軍， 王建偉， 曾治平， 秦 峰， 王 超， 高劍雄

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院，山東 東營 257015 )

0 引言

在一定氧化還原條件與溫度范圍的地層環境下，通過水洗、氧化、生物降解等作用，原油有選擇地消耗某些烴類組分，造成物性變稠，生物標志化合物受到破壞[1]。原油中常見化合物可以分為兩類，一類易于運移和散失，主要為輕質烴類、正構烷烴、三環萜、較小分子甾烷等系列化合物；另一類較難運移和散失，主要為環烷烴、重質烴類和三芳甾烷等化合物[2]。在稠油的油源對比與成藏研究中，多數常規油源對比參數因化合物組分散失而存在失真甚至無法使用的情況，需要結合抗降解更強的組分特征參數進行綜合分析[3]。

準噶爾盆地西北緣稠油資源潛力豐富，發現風城、夏子街等稠油、超稠油規模油田。李守軍等[4]研究哈山地區稠油特征及稠油成因，認為油氣在二次運移與聚集中存在散失。李秀鵬等[5]、王嶼濤[6]分析烏夏斷裂帶稠油次生作用和成因機理，存在6種稠油類型。在原油來源、成藏期次及成藏模式等方面，阿拉德油田與南部夏子街、風城油田存在明顯不同。研究區構造運動復雜，相關研究資料較少，未明確阿拉德油田原油烴源巖層系、瑪湖凹陷烴源巖遠源貢獻、油氣充注時期及成藏模式等，影響油氣勘探與資源潛力認識。筆者對研究區原油和烴源巖樣品進行地球化學測試，明確油源特征，分析成藏期次，建立成藏模式，為準噶爾盆地西北緣下一步油氣勘探提供依據。

1 區域地質概況

阿拉德油田位于準噶爾盆地西北緣哈拉阿拉特山(簡稱哈山)中東部，南臨瑪湖凹陷烏夏含油氣區，北與和什托洛蓋盆地相接。阿拉德油田至烏夏含油氣區發育多條地表斷裂，以東西向為主，其中達爾布特走滑斷裂貫穿研究區(見圖1)。根據鉆井與地震資料解釋，受構造活動影響，哈山地區發育多期不整合，地層自下而上主要發育古生界石炭系，二疊系，三疊系百口泉組、克拉瑪依組、白堿灘組，侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組，以及白堊系吐谷魯群和古近系，其他組段地層缺失。

根據早期逆沖推覆、后期走滑的構造模式，縱向上將哈山地區劃分為前緣超剝帶、前緣沖斷帶、外來推覆系統和準原地疊加系統。前緣沖斷帶主要發育二疊系，地層傾角大，受斷層控制；外來推覆系統構造復雜，多期逆沖斷層推覆、疊加，地層發育復雜，以石炭系為主，夾二疊系；準原地疊加系統以下二疊統為主，發育斷背斜、斷塊圈閉；前緣超剝帶由中生界構成，地層呈底超頂剝的特征，受斷裂構造影響較小，整體呈南向單傾斜坡，構造形態簡單，內部次級斷層切割，形成多個斷塊。阿拉德油田位于前緣超剝帶，在三疊系、侏羅系、白堊系等見不同程度油氣顯示，主力含油層系為中侏羅統西山窯組，為構造—巖性油藏。

2 樣品采集與測試

研究區中生界原油密度大，為0.97～0.99 g/cm3；50 ℃溫度時，黏度為5.189～13.767 Pa·s；含硫質量分數較低，為0.15%～0.25%；整體具有黏度高、酸值高、含蠟低、凝固點低的典型稠油特性。

采集研究區29個原油與油砂樣品，樣品分析測試在中國石油大學(北京)石油地質實驗室完成。油砂樣品粉碎后，用二氯甲烷抽提其中的有機質，用石油醚沉淀去除原油和油砂抽提物的瀝青質，余下部分采用硅膠/氧化鋁柱色層分離飽和烴、芳香烴和非烴組分，對飽和烴組分進行色譜質譜分析。飽和烴色譜質譜分析儀為安捷倫公司6890GC-5975MS色譜質譜聯用儀。色譜柱為HP-5MS石英彈性毛細柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)。進樣器溫度為300 ℃，載氣為氦氣，流速為1 mL/min。采用程序升溫對樣品進行色譜分離，初始溫度為50 ℃，保留1 min，以20 ℃/min升至100 ℃；然后以3 ℃/min升至310 ℃，保留10 min。色譜與質譜之間傳輸線溫度為280 ℃。質譜儀掃描范圍為50～550 u，檢測方式為全掃描/選擇離子，離子源為EI源，電離能量為70 eV，離子源溫度為230 ℃。

阿拉德油田原油受到不同程度生物降解。多數油樣的飽和烴色譜分析結果中基線漂移，鼓包現象明顯，中—高碳數化合物受到破壞。部分樣品可檢測到部分正構烷烴，表現為中碳數組分保存較好，主峰碳為C17，Pr/Ph大于1(見圖2(a))。個別嚴重降解樣品飽和烴色譜分析未能檢測到有效數據，正構烷烴、類異戊二烯烴全部受損，胡蘿卜烷豐度較低(見圖2(b))。

由飽和烴色譜質譜圖(見圖2-3)可以看出，多數樣品中藿烷發生降解，檢測到25-降藿烷存在，三環萜烷含量相對較高；甾烷發生降解，其中規則甾烷存在損失，部分樣品重排甾烷受到降解，孕甾烷、升孕甾烷相對較高。

根據阿拉德油田原油密度、黏度、飽和烴含量變化及各種烴類組分的蝕變特征，按照PETERS K E等[7]和王嶼濤[8]提出的降解程度劃分標準，研究區淺層原油生物降解級別為4～7級，受到中度—重度降解，為中等—嚴重生物降解原油。

圖3 哈淺22井侏羅系西山窯組典型質荷比的原油飽和烴色譜質譜Fig.3 Typical mass-to-charge ratio chromatograms and mass spectrum of J2x oil from well Haqian 22

3 烴源巖地球化學特征與油源對比

由于烴源巖生成的油氣只有一部分運移到儲層中成藏或逸散，其余部分殘留于烴源巖，因此烴源巖與源于該層系的油氣具有親緣關系，化學組成存在一定程度相似性[9]。影響生物標志化合物的因素復雜，單一指標存在局限性[10]。

3.1 烴源巖地球化學特征

準噶爾盆地西北緣地區發育下二疊統風城組(P1f)和中二疊統下烏爾禾組(P2w)兩套潛在烴源巖。根據探區哈淺6、哈深斜1等井P1f烴源巖樣品的地化分析結果，烴源巖TOC質量分數為0.65%～2.20%，氯仿瀝青“A”質量分數為0.075 9%～1.618 5%，生烴潛量為0.73～17.70 mg/g；顯微組分以腐泥組為主，惰質組含量較少;有機質類型為Ⅰ～Ⅱ1型；有機質成熟度達到成熟演化階段。哈山地區逆沖推覆體Ro為0.75%～0.89%，推覆體下部的深部準原地P1f地層尚未鉆遇，根據埋深預測烴源巖Ro超過1.20%；瑪湖地區P1f烴源巖Ro相對較高，為0.85%～1.80%。綜合評價P1f烴源巖為成熟—高成熟的較好—好烴源巖。

準噶爾盆地西北緣地區P2w沉積時期為陸相淡水環境，P2w烴源巖在哈山地區未鉆遇，主要發育于瑪湖凹陷地區。根據瑪湖凹陷艾參1井的地球化學分析結果，烴源巖TOC質量分數為0.50%～1.50%，氯仿瀝青“A”質量分數為0.014 6%～0.149 3%；有機質類型為Ⅱ2～Ⅲ型；有機質成熟度差異較大，瑪湖凹陷內部多處于高成熟階段，Ro超過1.20%，瑪湖凹陷北部如夏子街等地區處于成熟階段，Ro多小于0.90%。綜合評價P2w烴源巖為成熟—高成熟的較好烴源巖。

3.2 油源對比

常規的油源對比多采用碳同位素、色譜質譜指紋及地球化學參數交會等方法。由于阿拉德油田的原油受到中度—重度降解作用，原油中部分生物標志化合物受到破壞，對油源對比研究影響較大，因此，選擇具有抗降解性的地球化學指標進行分析。

3.2.1 碳同位素特征

準噶爾盆地西北緣地區下二疊統佳木河組(P1j)烴源巖氯仿瀝青“A”的碳同位素組成重，δ13C為-27.0‰～-23.0‰；P1f烴源巖生成的油氣相對富集輕碳同位素，氯仿瀝青“A”碳同位素為-32.0‰～-28.0‰，原油碳同位素多輕于-28.0‰；P2w烴源巖氯仿瀝青“A”碳同位素為-32.0‰～-23.0‰，且多數輕于-27.0‰。

阿拉德油田原油或油砂抽提物的碳同位素組成較輕，全油碳同位素為-29.6‰～-28.2‰，平均約為-29.0‰。族組成碳同位素中，飽和烴、芳烴、非烴和瀝青碳同位素以依次增重趨勢為主。對比烴源巖氯仿瀝青“A”與原油碳同位素(見圖4)，阿拉德油田原油與P1f烴源巖的族組成碳同位素特征吻合度較高，與P2w烴源巖產物存在顯著差異。

3.2.2 三環萜烷特征

三環萜烷多來源于微生物和藻類。在色譜質譜圖中，C19～C23三環萜烷化合物近似為等間距流出時間；其中C22三環萜烷不發育，峰形具有易于鑒定的特點，受成熟度、運移效應和生物降解影響小[11]，常用C19、C21、C23三環萜烷指示地質環境。低碳數三環萜烷化合物(C19、C20)來源于二萜類母質，反映高等植物生源特征；高碳數三環萜烷在高鹽度湖相、海相烴源巖抽提物與相關原油中更為富集[12]。海相烴源巖與原油中，C19～C23三環萜烷分布以C23三環萜烷為主峰，相對質量分數為47%～53%；淡水湖相烴源巖和原油中，C19～C23三環萜烷分布以C21三環萜烷為主峰[13]；沼澤相中，以C19、C20低碳數三環萜烷為主峰[14]。三環萜烷在準噶爾盆地原油中含量高，根據準噶爾盆地烴源巖和原油的三環二萜烷C20、C21和C23分布特征，可劃分為“上升型”“下降型”“山峰型”“山谷型”4種典型分布類型[15]。其中，P1f烴源巖的三環萜烷呈C20C23，表現為“山峰型”分布特征；佳木河組(P1j)烴源巖的三環萜烷分布較局限，表現為以低碳數三環萜烷為主峰的“下降型”分布特征。

根據阿拉德油田各層位原油、瑪湖凹陷夏子街油田二疊系原油，以及哈山、瑪湖兩地區二疊系烴源巖的C20、C21和C23三環二萜烷分布特征，哈山、瑪湖凹陷地區的烴源巖和原油表現為“上升型”的分布特征(見圖5)，阿拉德油田各層位原油與P1f源巖特征較為一致，與P2w烴源巖特征差異明顯。

圖4 阿拉德油田原油與瑪湖凹陷烴源巖族組成碳同位素Fig.4 Carbon isotope compositions of oil in Alade Oilfield and source rocks in Mahu Sag

圖5 哈山與瑪湖地區油、源三環二萜烷特征Fig.5 Characteristic tricyclic diterpane of source rocks and oil in Hashan and Mahu Areas

3.2.3 甾烷原油成熟度參數

規則甾烷中，C29ββ/(αα+ββ)與αααC2920S/(20S+20R)在描述烴源巖或原油的熱演化成熟度時有效[16]，高鹽度效應使ββ/(αα+ββ)升高，但影響較小，成熟作用是主導因素[17-18]。

研究區規則甾烷C29ββ/(αα+ββ)與αααC2920S/(20S+20R)參數分析(見圖6)表明，哈山地區P1f烴源巖樣品兩種成熟度參數為0.28～0.42，處于中等成熟階段；瑪湖凹陷夏子街地區的P1f烴源巖樣品成熟度參數為0.50～0.68，進入成熟—高成熟階段，反映哈山與瑪湖凹陷兩地區的P1f烴源巖熱演化程度存在明顯差異。

根據原油成熟度參數，將阿拉德油田原油分為兩類：一類是以三疊系和白堊系為代表，處于低—中等成熟階段的原油，樣品的C29ββ/(αα+ββ)參數為0.20～0.40；另一類是侏羅系的高成熟度原油，樣品的C29ββ/(αα+ββ)大于0.55，αααC2920S/(20S+20R)超過0.60。阿拉德油田三疊系和白堊系原油與哈山地區低熟—成熟階段烴源巖特征相似，侏羅系原油與瑪湖凹陷成熟階段烴源巖樣品較為相近。

3.2.4 ETR與升藿烷指數參數

在湖相沉積環境中，ETR參數具有與伽瑪蠟烷指數相似的指向意義，可以較準確反映湖盆的水介質條件；在生油窗內，同一套烴源巖樣品的ETR參數隨深度或成熟度增加并無明顯變化；在不同降解程度的原油樣品中，ETR參數與烴源巖ETR參數基本一致，反映ETR參數指標具有很好的熱穩定性和抗生物降解能力[19]。升藿烷指數HHI(C35/∑C31～C35)受熱演化作用影響明顯，在海相沉積和內陸咸化湖相的高鹽環境中表現為相對高值，受降解作用影響較小[20]。

根據ETR參數和升藿烷指數HHI，哈山地區P1f烴源巖具有低ETR(<0.72)與低HHI(0.07～0.16)特性；瑪湖地區夏子街油田P1f烴源巖及原油具有較高ETR(>0.89)特征(見圖7)，推斷阿拉德油田與瑪湖凹陷兩地區P1f水體環境及鹽度存在明顯差異，前者較后者水體較淺，鹽度也較低。根據原油分析結果，三疊系、白堊系、部分侏羅系原油樣品特征與哈山地區本地烴源巖樣品特征相似，侏羅系的多數原油樣品與瑪湖地區原油、烴源巖樣品特征基本一致。

圖6 哈山與瑪湖地區C29ββ/(αα+ββ)與αααC2920S/(20S+20R)交會Fig.6 Cross-lot of C29ββ/(αα+ββ) and αααC2920S/(20S+20R) in Hashan and Mahu Areas

綜上所述，阿拉德油田原油為P1f烴源巖貢獻。各層系原油之間生物標志化合物特征差異性較大，其中三疊系、白堊系和侏羅系少量樣品與哈山本地的P1f烴源巖樣品在典型生物標志化合物參數上相似性較高；侏羅系多數原油樣品與瑪湖凹陷地區的P1f烴源巖、原油樣品特征基本一致。阿拉德油田原油整體表現為本地烴源巖貢獻和外源運移供烴的特征。

4 油氣成藏期次與模式

4.1 成藏期次

在礦物形成過程中，由于某種或多種因素改變，被礦物所捕獲且至今保留在礦物晶體中的那一部分流體被稱為包裹體[21-22]。阿拉德油田侏羅系等儲層樣品分析表明，包裹體多分布于石英顆粒裂隙的方解石脈與沸石脈、石英顆粒的次生加大邊及膠結物，呈線狀分布，見大量褐黃色熒光顯示，顆?？p隙中有褐黃色瀝青殘留，多數為瀝青質油包裹體，油氣包裹體較少。研究區包裹體均一溫度分析(見圖8)表明，儲層中包裹體均一溫度多超過90 ℃，有的超過140 ℃。根據研究區埋藏史與熱史恢復資料，哈山地區中生界地層最大埋深經歷的溫度不超過60 ℃，其高溫包裹體可能為非均一相捕獲，或由斷裂溝通深層油源運移成藏中捕獲高溫流體發生沸騰效應導致。

圖8 阿拉德油田油氣顯示層段包裹體均一溫度柱狀圖Fig.8 Distribution of homogenization temperature of fluid inclusion in reservoir rocks of Alade Oilfield

根據研究區成藏條件演化過程，下二疊統風城組烴源巖在晚二疊世—三疊紀開始生烴，至侏羅紀末進入生油高峰階段。烏夏斷裂帶烏27井斷裂、夏紅北斷裂、夏21井斷裂和夏10井斷裂等作為研究區主要的一級、二級斷裂，溝通洼陷內烴源巖與上部儲層，具有長期活動的特點，主要活動期為晚二疊世、晚三疊世和晚侏羅世。淺部小斷裂主要在晚侏羅世—白堊紀活動。深、淺斷裂的長期活動與生烴、排烴期在時間上形成良好配置，為油氣的縱向運移和側向運移提供通道。因此，淺層油藏存在一期充注，成藏期主要為白堊紀末期。

4.2 成藏模式

瑪湖凹陷與哈山地區發育深部有效烴源巖，阿拉德油田具備南部遠源、本地深源雙重供烴條件。上部超覆層發育侏羅系八道灣組、西山窯組和白堊系等多套厚層連通砂體[23-24]，砂體孔滲性好，孔隙度為20.9%～33.3%，滲透率為(28.01～680.29)×10-3μm2，構成油氣運移的毯狀砂體輸導層。受海西—燕山末期、燕山—喜山期構造運動影響，哈山地區發育深部多套斷裂系統，可以作為良好的油氣垂向輸導通道[25]，與下伏準原地烴源巖匹配，形成“哈山深源供烴、斷裂垂向輸導”的成藏模式；烏夏斷裂帶有效溝通瑪湖凹陷風城組烴源巖與中生界超覆層中的厚層毯狀輸導層，構成超覆層斷層—毯砂(斷—毯)輸導體系，形成“瑪湖遠源供烴、斷層毯砂輸導、淺層圈閉聚集”的成藏模式(見圖9)。阿拉德油田油藏具有“深部雙向供烴、斷層毯砂輸導、地層圈閉聚集”的成藏特點。自侏羅紀以來，哈山地區長期處于隆起狀態，整體掀斜形成地層南傾的構造背景，為油氣聚集提供有利的運聚動力。

圖9 阿拉德油田油氣成藏模式Fig.9 Patterns of reservoir formation of Alade Oilfield

5 結論

(1)準噶爾盆地西北緣阿拉德油田的原油密度大、黏度高，多為中等—嚴重降解級別稠油；原油碳同位素較輕；C20、C21和C23三環萜烷表現為“上升型”分布特征；甾烷參數呈侏羅系原油高成熟及三疊系、白堊系低—中等成熟兩種類型。阿拉德油田原油主要來源于下二疊統風城組烴源巖，存在哈山和瑪湖凹陷兩地區烴源巖的共同貢獻。

(2)研究區儲層包裹體均一溫度多超過90 ℃，集中于120～130 ℃，其中淺層油藏主要存在一期油氣充注過程，為白堊紀末期成藏。阿拉德油田為“深部雙向供烴、斷層毯砂輸導、地層圈閉聚集”的成藏模式，具備有利的油氣聚集背景。

致謝：研究得到中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院準噶爾盆地北緣勘探研究室的支持！