塔里木盆地輪南地區奧陶系原油性質差異及其控制因素

中圖分類號：TE122.3 文獻標志碼：A

Abstract：ToinvestigatethecontrolfactorsndregionaldiferencsinthepropertiesofOrdoviciancrudeoilintheLunaarea of TarimBasin，asystematiccomparativeanalysis was conducted usingoildensity，waxcontent，gas-oilratio，andthecontents of saturated hdrocarbonsandaromatics.These parameters were examined inconjuntion withthe timing ofoilandgascharging andtheefectsofsecondaryalterations，inordertoclarifythespatialvariationsandcontrllingmechanismsofcudeoilproper tiesbetween theeasternand westernregions.Theresults indicate that crudeoil densityintheLunnanarea folowsapattemof being heavier intheeast and westandlighterin the midle.Incontrast，waxcontent，gas-oilratio，saturated hydrocarbon content，andoilmaturityparametersexhibita\"lowerinhewest，higherintheast\"distribution.Variationsinfaultactivityduringdierenttectonicperiodshaveresultedinspatialheterogeneityinmulti-phasehydrocarbonchargingandsecondarymodification，whichultimatelycontrolcrudeoilcharacteristics.HydrocarbonchargingintheLunnanareaoccurredduringfourmajororogenic events：thelate Caledoniantoearly Hercynian，late Hercynian，Yanshan，andlate Himalayanorogenies.Inthe Lunguxiarea，primaryoil chargingoccurrd mainlyduring thefirsttwoorogenies，with limitedevidenceof charging during the third.Tisareaischaracterizedbyheavyoilreservoirsduetosignificantbiodegradation.Onthecentral platform，oilcharging during thefirst twoorogenieswas dominant，with some welsalsoindicating high-maturityoil and gasinput during laterorogenies.Lower degreesofbiodegradationand evaporativefractionationinthisregion have esultedinpredominantlynormaloiland condensategasreservoirs.IntheLungudong area，oilandgascharging occurred duringallfour orogenies，accompaniedbyevaporative fractionation，leading to the predominance of medium-heavy oil and dry gas reservoirs.

Keywords：Tarim basin;Lunnan area； oil properties； secondary alteration

塔里木盆地深層油氣資源豐富，海相油氣儲量達 50×10⁸t 油當量[1-3]，是中國重要的海相含油氣盆地，目前已經在塔北、塔中、富滿、庫車等地區發現了多個大型油氣田[49]。經過多年的勘探發現，輪南地區是塔北重要的產油氣區，該地區是一個包括寒武系、奧陶系、石炭系、三疊系、侏羅系、白堊系和古近系在內的典型復式油氣聚集區，其中奧陶系是最重要的一個產油氣層系[2，10-13]。輪南地區奧陶系儲層中干氣、凝析氣、揮發油、正常油和稠油多種油氣相態共存。東西部油氣性質與相態存在明顯差異，西部以稠油為主，中部為正常油和凝析氣藏，東部主要為中等重質油藏和干氣藏[5，13-15]。油氣成藏過程中的多期充注和經歷的次生改造對油氣性質具有重要影響，主要包括生物降解、熱化學硫酸鹽還原作用（TSR）、蒸發分餾、熱裂解等[15-17]。近年來，前人對輪南地區油氣充注、次生改造等進行了大量研究[1，5，12-3]。結果表明，輪南地區具有多期生烴特征，油氣發生多次混合，并存在明顯的生物降解，蒸發分餾等次生改造作用，均對原油性質產生重要影響[12，13，18-20]。但充注期次、次生改造等因素對奧陶系油氣地化特征影響程度的認識目前還相對薄弱，因此輪南地區原油性質區域差異的受控因素仍需進一步探究。筆者以輪南地區奧陶系油氣藏為研究對象，通過對原油密度、含蠟量以及飽和烴、芳烴等參數進行系統對比分析，并結合斷裂活動期次，明確東西部原油性質差異，揭示其控制因素，為研究區下一步油氣勘探提供依據。

1地質概況

塔里木盆地位于中國西北部，面積為 56×10⁴"km²"，是中國內陸面積最大的含油氣盆地，油氣資源豐富[2.5，21-27]。塔里木盆地可分為塔北隆起、北部坳陷帶、中央隆起帶、東南斷隆帶和西南坳陷帶（圖1（a））。輪南地區位于塔里木盆地塔北隆起東部，南部是滿加爾凹陷，東部是草湖凹陷。

輪南地區自下而上依次沉積震旦系、寒武系、奧陶系、石炭系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系、第四系，缺失志留系、泥盆系、二疊系。中上奧陶統桑塔木組、一間房組呈裙邊狀尖滅。奧陶系及以下地層深度自西向東逐漸變大（圖2，剖面位置 A-A^′"見圖1）[28-30]。輪南地區寒武—奧陶系地層序列從老到新依次為玉爾吐斯組 Ξ（Λ∈Λ₁y ）、肖爾布拉克組Ξ（∈Λ₁x） 、吾松格爾組 Ξ（∈Λ₁w） ）、沙依里克組 （σ∈σ₂s） ）、阿瓦塔格組（""）、蓬萊壩組（ |0₁p? 、鷹山組 （0_1-2y） 人一間房組（ O₂yj ）、恰爾巴克組（ 0₃t ）、良里塔格組（ |0₃|） 、桑塔木組（ （0₃s） 。寒武系玉爾吐斯組是輪南地區主要的烴源巖層，鷹山組（ Φ_（01-2y）"和一間房組（ （O₂yj） 是奧陶系最重要的油氣儲集層，桑塔木組（ （0₃s） 和上部石炭系是奧陶系含油氣層主要的蓋層（圖2）。

輪南地區平面上發育北北東（NNE）向和北北西（NNW）向的“X”剪切型走滑斷裂，呈菱形相交，以及北東東（NEE）向走滑斷裂和東西向逆沖斷裂[10，12，30-33]。其中大型斷裂主要包括輪西斷裂、輪古東斷裂、輪南斷壘帶、桑塔木斷壘帶，均貫穿多個層系（圖 2，R_o"為鏡質體反射率）。

2 樣品與方法

采集了23個輪南地區奧陶系原油樣品，進行飽和烴色譜色質和芳烴色譜色質實驗，所有樣品的測試均在中國石油大學（華東）深層油氣全國重點實驗室完成。采用Agilent5975i質譜聯用Agilent6890系列氣相色譜儀對油樣中的飽和烴和芳烴組分進行多離子檢測氣相色譜-質譜（GC-MS）分析。加入約 100mL 正己烷溶解油 （10～15mg） ，然后洗滌，在燒瓶中搖晃，靜置 24h ，最后過濾。可溶餾分是飽和烴、芳香烴和非烴的混合物。采用液相色譜法，硅膠/氧化鋁柱分離可溶性成分。在分離之前，二氧化硅和氧化鋁分別在 150^cC 和 450°C 下活化8h 和 5h 。然后，將它們以二氧化硅/氧化鋁 3：1 的比例（體積）添加到柱中，二氧化硅在氧化鋁上方。經石油醚潤濕后，色譜柱內填充可溶混合物。瀝青質隨著正己烷的加入而沉淀。用二氯甲烷（20mL）和正己烷-二氯甲烷（ 30mL ，體積比 50：50 ）的混合物分別洗脫得到飽和烴和芳香烴。原油密度和含蠟量通過中石油塔里木油田分公司收集。

采集3口井奧陶系巖心樣品進行包裹體觀察和均一溫度測定，測試在中國石油大學（華東）深層油氣全國重點實驗室完成。包裹體觀察采用LV100偏光顯微鏡和Maya2000pro光纖光譜儀。LINKA-MDTHMSG600型冷熱臺用于流體包裹體均一溫度測定，測量精度為 ±0.1‰ ，能準確反映油氣包裹體的鹽水包裹體均一溫度。Petromod軟件用于一維埋藏史模擬，在模擬的過程中，輸入地層界線、沉積年齡、斷層屬性、沉積相要素（包括巖性、生儲蓋的分布情況、烴源巖特征）和邊界條件（包括剝蝕時間和剝蝕厚度、古熱流、古水深）。

3 原油性質與空間差異

3.1 原油物性

原油密度和含蠟量在地質條件下受多種因素影響，如生物降解、蒸發分餾作用、烴源巖成熟度、多期原油混合等[34-35]。輪南地區奧陶系原油密度介于0.78～1.04g/cm³"，平均為 0.86g/cm³"，呈“東西重中間低\"特征，靠近北東東向斷裂和輪南斷壘帶附近原油密度較周緣偏低（圖3）。輪古東地區原油密度介于 0.80～0.88g/cm³"，平均為 0.85g/cm³";中平臺地區原油密度介于 0.78～0.87g/cm³"，平均為 0.83g/cm³"：輪古西地區原油密度介于 0.94～1.04g/cm³"，平均為1.00g/cm³"。西部地區原油密度較大，主要為稠油。

圖2輪南地區東西向剖面和斷層圖

Fig.2Cross section showing stratigraphic framework and fault distribution in Lunnan area

圖3輪南地區奧陶系原油密度平面分布

Fig.3Oil densityplanar distribution of Ordovician reservoirs in Lunnan area

輪南地區奧陶系原油含蠟量東西部差異較大，呈“西低東高”特征，介于 1.50%～33.58% ，平均為10.42% ，靠近北東東向斷裂和輪南斷壘帶附近原油含蠟量較周緣井偏低（圖4）。輪古東地區原油含蠟量介于 5.30%～33.58% ，平均為 12.55% ;中平臺地區原油含蠟量介于1 1.50%～26.64% ，平均為10.85% ；輪古西地區原油含蠟量介于2. 10% ～9.63% ，平均為 5.95% 。

3.2 氣油比

奧陶系氣油比與含蠟量特征相似，總體上呈“東高西低”特征（圖5）。東西部油氣藏相態的差異，導致氣油比變化較大，介于 0.07～27937 ，平均為 5609 。輪古東地區奧陶系儲層中主要為中等重質油藏和干氣藏，氣油比均超過5000，介于 5280～ 17464，平均為11627；中平臺地區氣油比介于 25～ 27937，平均為4798，從西到東呈大幅增加趨勢。輪古東及中平臺東部地區氣油比主要為凝析氣藏氣油比，因此該地區附近氣油比異常高。輪古西地區主要為稠油藏，氣油比明顯較低，介于 0.07～43.43 ，平均為22.75（圖5）。

圖4輪南地區奧陶系原油含蠟量平面分布

Fig.4Wax content planar distribution of the Ordovician reservoirs in Lunnan area

圖5輪南地區奧陶系氣油比平面分布

Fig.5Gas/oil ratio planar distribution of the Ordovician reservoirs in Lunnan area

3.3 原油族組分

原油飽和烴含量受成熟度、次生改造等因素影響[5，12]。輪南地區奧陶系原油飽和烴含量東西部差異較大，介于 24.40%～91.20% ，平均為 73.78% ，靠近北東東向斷裂，輪古東斷裂和輪南斷壘帶附近原油飽和烴含量較高。輪古東地區原油飽和烴質量分數介于 73.12%～90.10% ，平均為 80.26% ；中平臺地區原油飽和烴質量分數介于 50.67%～91.20% ，平均為77.50% ；輪古西地區原油飽和烴含量明顯較中部和西部偏低（圖6），介于 24.40%～64.35% ，平均為

45.52% 。

3.4 原油成熟度

原油成熟度與烴源巖演化程度、油氣充注過程密切相關[11，36]。輪南地區原油成熟度參數 w（Ts）/ w（Ts+Tm） 自西向東呈逐漸增大趨勢（圖7），介于0.29～0.96 ，平均為0.64。輪古東地區 w（Ts）/w（Ts+ Tm 介于 0.60～0.96 ，平均為0.82；中平臺地區w（Ts）/w（Ts+Tm） 介于 0.31～0.91 ，平均為0.67；輪古西地區 w（Ts）/w（Ts+Tm） 介于 0.29～0.47 ，平均為0.36。甲基菲指數（MPI-1）與 w（Ts）/w（Ts+Tm） 參數變化趨勢相似（圖7），整體介于 0.64～1.07 ，平均為0.82。輪古東地區MPI-1值介于 0.72～1.02 ，平均為0.87;中平臺地區MPI-1值介于 0.67～1.07 ，平均為0.84;輪古西地區MPI-1值介于 0.64～0.83 ，平均為0.75。成熟度參數""和MPI-1的差異反映了輪南地區西部烴源巖成熟度低，往東增加的趨勢。

圖6輪南地區奧陶系原油飽和烴含量平面分布

Fig.6Planar distribution of saturated hydrocarbon content of Ordovician crude oil in Lunnan area

圖7輪南地區奧陶系原油""與MPI-1關系

Fig.7Correlation of w（Ts）/w（Ts+Tm） and MPI-1 ofOrdovician crudeoil in Lunnan area

4" 原油性質差異控制因素

油氣充注期次、斷裂活動、烴源巖成熟度以及次生改造（生物降解、蒸發分餾作用、TSR（熱化學硫酸鹽還原反應）作用）等是影響原油性質的重要因素[5，12，37-38]。輪南地區存在明顯的多期充注和次生改造，但東西部經歷地質過程的差異性，導致影響其原油性質的因素也不同。

4.1 充注期次

輪南地區在多個時期斷裂發生明顯活動，使原油發生多期充注，但東西部充注期次存在明顯差異[37，39-41]。通過對輪古西地區巖心包裹體觀察、測溫，發現該地區在“X”剪切斷裂和輪古西斷裂影響下，加里東晚期一海西早期和海西晚期發生原油普遍充注，但燕山晚期斷裂活動性的減弱，高熟油充注僅發生在零星井，指示輪古西地區以加里東晚期一海西早期和海西晚期原油充注為主，導致其形成原油密度較大，飽和烴含量、氣油比和成熟度參數均較低的特征（圖8（a））。中平臺地區在“X”剪切斷裂，東西向逆沖的桑塔木斷裂和輪南斷裂的持續活動影響下，存在加里東晚期一海西早期、海西晚期、燕山晚期3期原油充注，喜山晚期1期天然氣充注，但燕山晚期高熟油的充注和喜山晚期天然氣的充注僅局部存在（圖8（b））。

輪古東地區由于“X\"剪切斷裂和南北向輪古東斷裂在各時期的持續活動（圖9），油氣存在4期充注，分別為加里東晚期一海西早期、海西晚期、燕山晚期原油充注，喜山晚期天然氣充注，且該地區普遍存在燕山期輕質油和喜山期天然氣的充注，導致其原油成熟度呈相對較高特征。

4.2 次生改造

輪南地區東西部奧陶系原油經歷次生改造的差異性，是影響原油性質的另一重要因素。輪古西地區原油密度較高，而含蠟量和飽和烴較低， w（Ts）/ w（Ts+Tm） 和MPI-1參數指示成熟度較其余地區更低。通過埋藏史分析發現，在海西晚期地層抬升，奧陶系埋深較淺，蓋層遭受抬升剝蝕，微生物活動使原油發生嚴重生物降解。通過TIC譜圖（總離子流譜圖）和M/Z191譜圖發現輪古西地區LG906井存在明顯的UCM鼓包和25-降霍烷，這也指示了該地區遭受了明顯的生物降解（圖10）。

輪古西地區嚴重的生物降解消耗大量的飽和烴，導致原油變稠，黏度增大，膠質 + 瀝青含量增高，使原油密度與含蠟量無明顯相關性，且原油密度在較高水平下含蠟量表現為異常低特征（圖11）。因此，嚴重的生物降解是造成輪古西地區原油較稠，而飽和烴和含蠟量較低的重要因素。

在中部地區，地層埋深和烴源巖成熟度介于輪古東和輪古西地區之間（圖2）。TIC也未呈現明顯的UCM鼓包，表明該地區生物降解程度較西部地區降低，導致其原油飽和烴含量和成熟度高于西部。同時，僅局部存在晚期高熟油氣充注的位置發生蒸發分餾（圖12）。因此，中平臺地區原油密度低于輪古東和輪古西地區（圖11），含蠟量和成熟度介于東西部之間。在輪古東地區，地層埋深較大，烴源巖成熟度較西部更高（圖2）[12.42]。喜山晚期天然氣的充注，導致原油發生明顯的蒸發分餾（圖12），使該地區奧陶系形成“氣干油重”的特征。這與以往的研究中發現，輪古東地區呈“早油晚氣”的多期充注特征一致[5，43]。蒸發分餾帶走原油中的輕組分，使原油密度與含蠟量呈明顯正相關（圖11），同時導致該地區在較高烴源巖成熟度條件下，原油密度依然保持較大的特征。因此，晚期天然氣的充注導致蒸發分餾是影響輪古東地區油氣相態與油氣性質的重要因素。

4.3 構造演化控制下的成藏過程

復雜的地質歷史條件會影響油氣性質，進而使油氣聚集過程存在差異。輪南地區在不同時期經歷了復雜的構造運動，導致明顯的多期充注以及多期充注明顯的空間差異[28，30，40-41，44]。不同走滑斷裂和東西向逆沖斷裂在各時期油氣運聚過程中發揮了重要作用

在加里東晚期一海西早期，南北向走滑的輪古東斷裂，東西向逆沖的輪南斷裂，北東向逆沖的輪西斷裂，以及在中部和西部地區大量分布的北東向和北西向“X”剪切走滑斷裂發生明顯活動，且貫穿寒武系烴源巖層和奧陶系儲層，使原油發生第一期充注[18-19，30]。烴源巖生成的原油沿活動斷裂向上運移到奧陶系儲層。此時烴源巖成熟度較低，原油成熟

度也較低。在海西晚期，東西向逆沖的桑塔木斷裂和輪南斷裂，輪古東斷裂，輪古西斷裂，以及部分北東東向走滑斷裂活動，并錯斷部分早期斷裂使原油發生第二期充注，此時烴源巖成熟度升高，達到生烴高峰[39-40]。同時該時期地層大幅抬升，奧陶系儲層處于低溫淺埋階段，蓋層受地層抬升影響，遭受剝蝕，使封蓋條件變差，導致微生物活躍，充注的原油發生嚴重生物降解[14，42] 。

圖11輪南地區奧陶系原油密度與含蠟量關系Fig.11Correlation of density and wax contentof Ordovician crudeoil in Lunnan area

圖12 輪南地區奧陶系原油 w（δTol）/w（nC₇） 與w（nC₇）/w（MCH） 關系

Fig.12Correlation of w（Tol）/w（nC₇） and w（nC₇）/""of Ordovician crude oil in Lunnan area

在燕山期，部分斷裂活動性減弱，大量北東東向走滑斷裂的活動，以及輪南斷裂和輪古東斷裂的持續活動[2，11，18]，使原油發生第三期充注，該時期原油充注在中平臺地區和輪古東地區附近較為明顯，而輪古西地區僅零星井存在，該時期烴源巖成熟度較高，生成的原油主要為輕質油。在喜山期，斷裂活動進一步減弱，僅輪古東斷裂以及中東部少量北東東向雁列式斷裂活動，使靠近活動斷裂附近發生第四期充注[13，15]，該時期烴源巖成熟度較高，主要為天然氣充注。因此輪南地區不同斷裂的多期差異活動以及地層抬升剝蝕是影響東西部油氣充注和次生改造的重要因素

5結論

（1）輪南地區原油密度呈“東西重中間低”特征，氣油比呈自西向東增加趨勢。輪古西地區原油密度和氣油比平均為 1.00g/cm³"和22.75，主要表現為稠油藏，中平臺地區原油密度和氣油比平均為0.83g/cm³"和4798，主要表現為正常油和凝析氣藏，輪古東地區原油密度和氣油比平均為 0.85g cm³"和11627，主要表現為中等重質油藏和干氣藏。

（2）輪南地區油氣充注期次和次生改造的空間差異是控制原油性質的主要因素。輪南地區油氣存在4期充注，分別為加里東晚期一海西早期、海西晚期、燕山期和喜山晚期。輪古西地區原油以前兩期充注為主，僅零星井發生第三期原油充注，且該地區嚴重的生物降解，導致原油密度較高，含蠟量和成熟度較低。中平臺地區前兩期原油充注明顯，部分井存在第三期和第四期高熟油氣的充注，且該地區相對于輪古西和輪古東地區降低的生物降解程度和蒸發分餾作用，使原油密度較低，含蠟量和成熟度介于東西部之間。輪古東地區普遍存在4期油氣充注，且晚期經歷的明顯蒸發分餾作用，導致原油密度表現為相對較重特征，而含蠟量和成熟度較高。

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（編輯修榮榮）