三塘湖盆地中二叠统原油的来源及其分布特征

国建英, 钟宁宁, 梁 浩, 李 欣, 王东良,马 卫, 崔会英, 李 谨

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249; 2.中国石油勘探开发研究院 廊坊分院, 河北 廊坊065007; 3.中国石油吐哈油田分公司 勘探开发研究院, 新疆 哈密 300280; 4.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

0 引 言

随着油气勘探工作的不断深入, 油气的发现越来越难, 勘探对象也相应发生了很大的变化。过去以构造油气藏、岩性地层油气藏为主要勘探对象和领域, 近年来随着水平钻完井、同步多级并重复压裂等先进技术的应用, 致密油、页岩油、致密气、页岩气等非常规油气藏(场)勘探开发越来越受到重视[1]。致密油气国内已开展了大量工作, 致密油方面如川中大安寨组致密灰岩油、歧口凹陷西南缘的沙一下段灰岩油、冀中坳陷束鹿凹陷沙三下段泥灰岩油、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷平地泉组致密油、鄂尔多斯盆地长 7致密砂岩油等都开展了工作, 并取得了一定的成效。三塘湖盆地中二叠统芦草沟组已发现北小湖、三塘湖、牛东、黑墩和石板墩五个灰岩油油田, 在黑墩、牛东、马中已提交控制石油储量5762万t, 展示其很好的勘探前景。

三塘湖盆地位于新疆东部, 东北与蒙古国接壤。大地构造上, 位于准噶尔北缘古生代活动陆缘,隔克拉美丽断裂与准噶尔盆地为邻、隔扎河坝断裂与蒙古巴龙呼拉盆地为邻, 是早古生代褶皱基底上发育的多旋回叠加型的残留盆地。三塘湖盆地矿权面积1.8万km2, 中二叠统芦草沟组是本区的主要产油层段之一, 岩性包括泥灰岩、灰质白云岩、灰质/白云质泥岩和凝灰质泥岩; 电性表现为高电阻、低自然伽马特征; 基质孔隙度平均为 2%～7%, 基质渗透率0.2～2 mD, 属于低孔特低渗, 从储集物性上属于致密油范畴[2–4], 研究区的油源, 前人已经开展了很多工作[5–10], 但尚存在一定分歧。苏传国等[5]将三塘湖盆地的原油分为三类, 北小湖原油 Pr/Ph比值高, C24四环萜烷及 C29甾烷富集, 碳同位素重,具有煤成油的特征, 油源主要来自小泉沟群下部煤系泥岩; 牛圈湖、马中、黑墩等油田及石板墩、西峡沟等含油气构造上原油为强还原、咸水湖相成因原油, 以高含量的三环萜烷、伽马蜡烷、β-胡萝卜烷、及低 Pr/Ph比值为特征, 油源主要来自中二叠统的芦草沟组烃源岩; 塘参 3井下二叠统及石炭系原油相对富集C29规则甾烷, 成熟度高, 油源来自下二叠统和石炭系。王志勇等[6]、龚璇等[7]和孙红军等[8]认为中二叠统原油来自芦草沟组烃源岩。张枝焕等[9–10]认为中二叠统和中下侏罗统原油均来自芦草沟组烃源岩。

在总结前人研究成果的基础上, 本研究收集整理了新旧 187个原油和源岩样品的数据, 对中二叠统原油的来源及其分布特征进行再认识, 以期为油田的致密油勘探工作提供技术支撑。

1 原油特征

三塘湖盆地中二叠统产油层段主要包括上芨芨槽群的芦草沟组(P2l)和条湖组(P2t)两个组段, 在平面上, 芦草沟组原油主要分布在马朗凹陷和条湖凹陷南部(图1中虚线以南), 条湖组原油主要分布在马朗凹陷和条湖凹陷东北部(图1虚线以北)。

1.1 原油物性

条湖凹陷以轻质油-中质油为主, 原油密度为0.84～0.89 g/cm3, 平均值 0.86 g/cm3; 原油粘度为8～133.4 mPa·s, 平均值49.8 mPa·s。马朗凹陷以中质油-重质油为主, 原油密度在 0.84 g/cm3～0.98 g/cm3, 平均值 0.90 g/cm3; 原油粘度为 9～2650 mPa·s, 平均值 304.4 mPa·s(图 2, 表 1)。两个凹陷原油的含蜡量都较高, 平均值分别为 18%和15%, 具有陆相原油的特征。总的说来, 条湖凹陷的原油物性好于马朗凹陷。

纵向上, 原油的密度、粘度、凝固点和初馏点均出现中间高, 向上、向下均为逐渐变小的趋势, 最高值出现在井段2000 m左右, 正好是芦草沟组和条湖组的结合部(图3)。分析其原因, 芦草沟组原油主要受源岩成熟度影响, 随着埋深的增加, 源岩热演化增高, 原油物性变好; 条湖组随埋深的变浅, 运移距离渐大, 重力分异、运移分馏等效应增强, 原油物性亦变好[11]。

1.2 生物标志物

按生物标志物特征, 三塘湖盆地中二叠统原油可分为三类。

第一类原油表征了一种还原咸水沉积环境, 具体表现为姥植比低(0.7～1.5)、β-胡萝卜烷丰富、伽马蜡烷丰度高、规则甾烷呈上升型分布的特征, 甾烷异构化程度低, 表现为低熟特征, 马朗凹陷芦草沟组和条湖组原油大多数属于这一类(图 4a); 第二类也表征了一种还原咸水沉积环境, 但还原性弱于前者, 表现在其 β-胡萝卜烷丰度相对较低, 姥植比值(Pr/Ph)稍大, 同时, 原油成熟度较前一类原油高,条湖凹陷原油均属于这一类(图4b)。条湖凹陷原油成熟度高, 与前文所述条湖凹陷原油物性较好的特征是相吻合的。第三类原油以马49井为代表, 相对于前两小类原油表现出β-胡萝卜烷、伽马蜡烷丰度相对低, 5αC27甾烷丰度相对高的特点, 表征了一种偏淡的沉积水介质, 另外原油的成熟度更高(图 2中,马49是马朗凹陷中物性最好的原油)。生物标志物特征说明, 这些原油来源不同, 前两小类的原油应主要来自强还原-咸水沉积环境下的烃源岩, 第三小类原油有来自淡水沉积环境下烃源岩生成的原油。

图1 三塘湖盆地中二叠统原油物性平面分布Fig.1 Distribution of Permianoil physical properties in the Santanghubasin

2 油源分析

2.1 烃源岩地球化学特征

三塘湖盆地共发育四套烃源岩,即中下侏罗统水西沟群(J1-2sh)、中上三叠统小泉沟群(T2-3xq)、中二叠统芦草沟组(P2l)和条湖组(P2t)、下二叠统(P1)-上石炭统(C2)[12–13], 其中后两套为主力烃源岩。源岩的生物标志物表现为三种类型, 一类为 J1-2sh和T2-3xq, 表征了一种湖沼相沉积环境; 另一类以 P2l和P2t为主, 表征一种强还原的咸水湖相沉积环境特征;第三类为 P1-C2，表征了一种淡水-微咸水湖相或湖沼相沉积特征[14]。在Ph/nC18-Pr/nC17关系图中(图5),J1-2sh和T2-3xq数据点主要落在Ⅲ型区间(C区); P2l和 P2t的源岩数据主要落在 A区, 以Ⅱ2-Ⅱ1母质类型为主, 只有条5井P2t的2个碳质泥岩数据落在Ⅲ型区间; P1-C2烃源岩则落在前两者之间, 属于Ⅱ2-Ⅲ型母质。在姥/植比(Pr/Ph)与伽马蜡烷/C30藿烷+莫烷(Gammacerane/C30(Hop+Mor))关系图中也有相似的特征, J1-2sh和T2-3xq表现出高Pr/Ph比值(分布在 2.75～4.64)和低伽马蜡烷丰度(Gammacerane/C30(Hop+Mor) ＜0.04)的特征, 表征了一种湖沼相沉积环境; P2l和P2t的源岩数据点落在A区, 表现出低Pr/Ph比值(分布在 0.57～1.32)和富含伽马蜡烷(Gammacerane/C30(Hop+Mor)分布在 0.13～0.51)的特征, 表征出强还原咸水湖相沉积环境; P1-C2烃源岩则落在前两者之间, 表征了微咸水湖相或湖沼沉积环境(图6)。不同沉积环境的烃源岩生成的原油类型也定然不同, 这是原油来源分析重要依据。

图2 三塘湖盆地中二叠统原油密度和粘度关系Fig.2 Relationship between Permian oil density and viscosity in the Santanghu basin

表1 原油物性数据表Table 1 Data of crude oil physical properties

图3 原油物性随深度变化图Fig.3 Changes of crude oil physical properties with depths

图4 三塘湖盆地中二叠统原油生物标志物谱图Fig.4 Biomarker spectra of Permianoil in the Santanghubasin

图5 三塘湖盆地烃源岩Pr/nC17与Ph/nC18关系[15–16]Fig.5 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 of source rocks in the Santanghu basin[15–16]

图6 烃源岩Pr/Ph与Gammacerane/C30(Hop+Mor)关系Fig.6 Relationship between Pr/Ph and Gammacerane/C30(Hop+Mor)of source rocks in the Santanghu basin

2.2 油源对比

为了更深入地认识中二叠统原油来源, 同时还分析了目的层以外侏罗系、三叠系和石炭系原油的来源。图7—图10为原油及烃源岩抽提物生物标志物参数对比图, 经过对沉积环境、母质类型和热演化程度等方面的对比发现, 三塘湖盆地原油主要来自中二叠统芦草沟组和下二叠统—上石炭统烃源岩,中下侏罗统水西沟群(J1-2sh)和中上三叠统小泉沟群(T2-3xq)也有贡献。

2.2.1 中下侏罗统 (J1-2sh)和中上三叠统 (T2-3xq)油源分析

图7—图9中, J1-2sh和T2-3xq原油数据点主要同中二叠统烃源岩抽提物数据点落在一块, 表明原油主体来自芦草沟组。北小湖油田塘参1井J原油的Pr/Ph比值为5.31, 伽马蜡烷丰度较低, 与本段的煤系烃源岩具有很好的可比性, 应属自生自储。马中地区马19井T原油则与P1-C2烃源岩可比性更好,由马朗凹陷东西向地质剖面可以看出, 在马19井区中二叠统悉数遭受剥蚀, 三叠统地层与石炭统地层直接接触(图 11), 所以马 19井T原油应来自P1-C2烃源岩。

2.2.2 中二叠统油源分析

图 7—图 10中, 中二叠统芦草沟组(P2l)和条湖组(P2t)原油数据点主要落在中二叠统烃源岩抽提物分布区间, 考虑到条湖组烃源岩质量及规模均较小,原油主要来自芦草沟组烃源岩。部分条湖组(P2t)的原油落在其他区域, 如图7中条16井和条22井条湖组原油明显偏离二叠统烃源岩抽提物分布区间,而更靠近下二叠统-上石炭统烃源岩分布区(由于缺少色谱-质谱数据在其他几个图中没有反映出来),图8—图9中的马49井条湖组原油与下二叠统-上石炭统烃源岩抽提物的特征更接近, 图10中马49 井表现出成熟原油的特征, 与马朗凹陷以低熟原油为主的趋势也有差别。综上所述, 中二叠统芦草沟组(P2l)原油属于自生自储, 源内成藏; 条湖组(P2t) 原油多数来自 P2l烃源岩, 属于近源成藏, 少部分井(马49等井)有来自P1-C2的原油, 属于源外成藏。

图7 三塘湖盆地原油Pr/nC17与Ph/nC18关系Fig.7 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 of source rocks in the Santanghu basin

图8 三塘湖盆地原油Pr/Ph与Gammacerane/C30(Hop+Mor)关系Fig.8 Relationship between Pr/Ph and Gammacerane/C30(Hop+Mor) of source rocks in the Santanghu basin

2.2.3 下二叠统(P1)-上石炭统(C2)油源分析

图9 三塘湖盆地烃源岩与原油甾烷组成三角图Fig.9 Triangle graph for sterane compositions of source rocks and oil in the Santanghu basin

图10 三塘湖盆地烃源岩与原油甾烷成熟度Fig.10 Sterane maturity of source rocks and crude oil in the Santanghu basin

图 7中, P1-C2原油数据点落在Ⅱ2-Ⅲ分类线的两侧, 与同段的烃源岩落在相同区域; 图8中, P1-C2原油的伽马蜡烷相对丰度低于中二叠统原油,Gammacerane/C30(Hop+Mor)分布在 0.02～0.2之间,Pr/Ph分布范围较大, 在0.4～3.0之间, 与中二叠统原油分布有明显的不同, 和同段源岩的数据点落在相近的区域; 图 9中, P1-C2原油数据点与同段源岩落在同一区域, 相对中二叠统原油 5αC27的相对含量更高, 表明中二叠统原油来自陆源高等植物更多些, 其源岩的母质类型的更好(图 5), 与还原咸化环境条件下腐泥化作用有关; 图10中, P1-C2原油表现为成熟油为主的特征, 与该段烃源岩所处的热演化阶段相吻合。以上分析表明, P1-C2原油来自同段烃源岩, 属于自生自储型原油。

综上所述, 中二叠统的芦草沟组原油主要分布在洼槽区, 属于自生自储、源内聚集、源储一体, 盖层为条湖组下部的火山岩。条湖组原油主要分布在斜坡区, 主要来自芦草沟组烃源岩, 部分来自下二叠统-上石炭统, 属于源外成藏, 但运移距离一般不远, 尤其是来自芦草沟组的原油成熟度低, 粘稠度大, 不宜长距离运移, 属于近源聚集。中下侏罗统水西沟群(J1-2sh)和中上三叠统小泉沟群(T2-3xq)原油主要来自中二叠统芦草沟组烃源岩。下二叠统(P1)-上石炭统(C2)的原油属于自生自储, 来自同段中的烃源岩。因此, 该区今后应围绕这两套主力油源层开展勘探工作。

图11 马朗凹陷东西向地质剖面Fig.11 EW direction geological profile of Malang sag

3 油藏分布特征

中二叠统的源岩油藏属于源内或近源成藏, 其主控因素主要体现在源、优质储层两个方面。

3.1 有效源岩的分布控制了源岩油藏的分布

源控是任何油气藏始终遵循的规律, 有源才能有藏, 源从根本上控制了油气的分布。胡朝元[17]对运移距离进行定量评价, 以102km为长距离运移下限, 101～102km为短距离运移, 0～101km为超短距离运移, 最后发现国内大部分地区均具“短距离运移”的特点。马朗凹陷中二叠统油藏以源内和近源成藏为主, 源内成藏的原油应属于超短距离运移, 而源外成藏的原油应属于超短-短距离运移。可见, 源控作用在该类地区应该更为显著。

马朗凹陷芦草沟组烃源岩划分为三段, 其中二段的质量最好, 岩性主要为灰质、云质和凝灰质泥岩, 厚度为50～250 m; 残余有机碳含量(TOC)最小值在 2.0%以上, 最大值接近 14.0%; 热解生烃潜量(S1+S2)最小值在20 mg/g, 最大接近140 mg/g, 属于典型的极好烃源岩; 有机质类型主体为Ⅱ1-Ⅰ型,属于倾油性烃源岩; 此外, 其咸化还原水介质环境沉积, 有利于有机质保存, 亦有利于低演化阶段油的生成; 成熟度研究显示约在1600 m进入生油门限,热演化以低成熟为主, 只有洼槽区进入生油高峰区(图12)。条湖凹陷钻遇芦草沟组二段井不是很多, 从条 17井来看, 有机质丰度和类型要差于马朗凹陷,热演化程度相对较高, 整体已经进入成熟阶段。综上所述, 烃源岩质量好的马朗凹陷热演化程度相对偏低是其制约因素, 意即成熟度高的地区更有利于成藏。如图12所示, 位于或临近成熟区的马6、马7和马1等井试油产量高, 油水分离效果好; 而斜坡区源岩成熟度低, 自身生烃能力小, 主要靠运移而来, 但由于原油物性差, 运移效率低, 故大多数井试油产量低, 油水分离效果差, 含水量高。斜坡区的马 49井试油产量高, 主要是该原油来自下部 C2-P1成熟烃源岩, 与前述相比油源不同。氯仿沥青“A”与油藏的平面分布同样说明源岩对油藏的控制作用(图13), 来自芦草沟组烃源岩的油藏主要分布在沥青“A”含量较高的地区, 而马 49井区沥青“A”含量虽低, 但同样分布油藏主要是其原油来自下部烃源岩。

图12 试油数据与源岩Ro%的平面分布Fig.12 Plane direction of well testing data and Ro% of source rocks

3.2 裂缝是源岩油藏高产的关键

研究区内储层岩石类型复杂,以碳酸盐岩、凝灰岩为主, 次为火山岩; 储层空间类型多样, 以基质溶孔(包括晶间溶孔、晶内溶孔及缝内溶孔)和裂缝为主, 以小孔细喉和小孔微细喉为主, 具低孔低渗的特征[3]。对于这种低孔低渗的储集体, 储集空间小,运移通道狭窄, 要想获得高产, 裂缝就成为至关重要的因素。研究表明, 三塘湖盆地的裂缝主要是构造裂缝, 三塘湖盆地经历了早印支和晚燕山等多期构造运动,形成了较多微裂缝, 而且后期裂缝发生溶蚀作用形成扩溶缝。区内微裂缝直接成为储集空间或使颗粒之间相互连通, 彻底改善了储层的储集性能。从图13可看出, 马朗凹陷的油藏主要分布在裂缝发育的地区, 证实了裂缝对高产油藏的控制作用。因此, 加强对裂缝发育区带、展布规律及控制因素的研究有重要意义。

4 结 论

(1)横向上的对比表明, 条湖凹陷的原油物性好于马朗凹陷, 前者以轻质油-中质油为主, 后者以中质油-重质油为主。纵向上, 原油密度、粘度、凝固点和初馏点在纵向上呈现中间高上下低的特征, 分析其原因, 向下变化主要受源岩成熟度影响, 向上变好主要是重力分异、运移分馏作用。

图13 源岩沥青“A”、油藏与裂缝的平面分布关系Fig.13 Plane direction relationship between bitumen A with chloroform, reservoirs and fractures

(2)中二叠统芦草沟组原油属于自生自储、源内聚集; 条湖组原油主要来自芦草沟组烃源岩, 属于近源成藏, 部分原油来自下二叠统-上石炭统, 属于源外成藏。

(3)中二叠统的源岩油藏分布主控因素主要体现在源和裂缝两个方面, 源控主要体现在源岩成熟度上, 裂缝主要为构造裂缝。因此, 三塘湖盆地的源岩油勘探应围绕这两个方面进行。

论文撰写过程中, 吐哈油田勘探处和勘探开发研究院勘探二所的领导及专家给予了极大的技术指导, 在此一并表示衷心的感谢！

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