李 林,陳世加,楊迪生,趙克斌,路俊剛,徐懷民

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249；2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院,新疆烏魯木齊 830013； 3.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院,四川成都 610500)

準(zhǔn)噶爾盆地滴水泉凹陷石炭系烴源巖生烴能力分析

李 林1,2,陳世加3,楊迪生2,趙克斌2,路俊剛3,徐懷民1

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249；2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院,新疆烏魯木齊 830013； 3.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院,四川成都 610500)

利用鉆井巖心和露頭樣品化驗(yàn)資料,對石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度、類型及演化程度進(jìn)行研究,結(jié)合凹陷周緣構(gòu)造油氣來源特征,分析滴水泉凹陷石炭系烴源巖生烴能力。研究表明,滴水泉凹陷石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高,沉積厚度大,目前已到高-過成熟階段,具有較強(qiáng)生烴能力；滴南凸起存在“凹槽”,東道海子北凹陷來源油氣不能運(yùn)移到克拉美麗氣田石炭系儲層聚集成藏,克拉美麗氣田億噸級油氣應(yīng)來自滴水泉凹陷；石東油氣田深淺層油氣特征基本一致,與石西油田不同,與克拉美麗石炭系油氣相似,都屬于滴水泉凹陷石炭系來源產(chǎn)物；滴水泉凹陷、三南凹陷及東道海子北凹陷石炭紀(jì)沉積期水體連通,石炭系烴源巖都應(yīng)具有較強(qiáng)的生烴能力,勘探潛力巨大。

準(zhǔn)噶爾盆地；滴水泉凹陷；石炭系；油氣來源；烴源巖；生烴潛力

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系長期以來被當(dāng)做盆地基底對待[1-3],對其烴源巖地球化學(xué)特征認(rèn)識十分有限,但從油氣特征來看,石炭系烴源巖可能是重要的供烴源巖[4-6]?？蒲腥藛T主要以鉆井巖心及露頭樣品資料為基礎(chǔ),對滴水泉凹陷及其周緣石炭系烴源巖進(jìn)行了研究[7-10],但由于石炭系埋藏深度大,烴源巖鉆遇井較少,且受火成巖影響地震資料品質(zhì)差,仍對石炭系烴源巖的整體認(rèn)識不足。筆者通過補(bǔ)充新鉆井取心和露頭新取樣資料,對滴水泉凹陷烴源巖特征進(jìn)行重新評價,并對其周緣構(gòu)造油氣來源進(jìn)行分析。

1 地質(zhì)概況

滴水泉凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地陸梁隆起東部地區(qū),鄰近三南凹陷和東道海子北凹陷(圖1)。地層沉積較全,自下而上鉆揭石炭系、二疊系上統(tǒng)、三疊系、侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組、白堊系和古近系。石炭系為盆地基底沉積,根據(jù)地震解釋結(jié)果[11],其沉積厚度巨大,上石炭統(tǒng)最大厚度達(dá)4 km,發(fā)育兩套火山巖序列,中間夾一套厚約0.28～1.5 km的沉積巖層,下石炭統(tǒng)沉積達(dá)1 km。

滴水泉凹陷周緣目前已發(fā)現(xiàn)多個油氣田(藏),滴南凸起中段發(fā)現(xiàn)克拉美麗氣田,儲量達(dá)千億立方,滴南凸起西段(陸南凸起)發(fā)現(xiàn)陸南1井區(qū)侏羅系油氣藏,滴北凸起泉002井和泉1井侏羅系獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流,石西凸起發(fā)現(xiàn)石東深層石炭系和淺層白堊系油氣田,展示了良好的勘探前景。

圖1 滴水泉凹陷位置圖Fig.1 Location of Dishuiquan sag

2 烴源巖特征

從目前鉆探情況看,工區(qū)下石炭統(tǒng)滴水泉組(C1d)、上石炭統(tǒng)巴山組(C2b)、二疊系(P)、三疊系(T)和侏羅系(J)均發(fā)現(xiàn)有機(jī)質(zhì)豐度較高的暗色泥巖,都具有供烴可能。

2.1 鉆井取心烴源巖特征

滴水泉凹陷周緣鉆遇石炭系的井較多,但多數(shù)井是剛鉆揭其頂部即完鉆,鉆遇烴源巖的井較少,同時該區(qū)無鉆穿石炭系的井[10],使得研究烴源巖特征更為困難。

滴水泉凹陷存在5套潛在烴源巖,分別為下石炭統(tǒng)滴水泉組(C1d)、上石炭統(tǒng)巴山組(C2b)、二疊系(P)、三疊系(T)和侏羅系(J),沉積環(huán)境和巖性特征差別較大。滴水泉組和巴山組沉積環(huán)境相似,均為海相沉積,以火山碎屑沉積為主,烴源巖巖性主要為泥巖、炭質(zhì)泥巖和煤；二疊系主要為濱淺湖-半深湖沉積,烴源巖巖性以灰色、深灰色泥巖或白云質(zhì)泥巖為主；三疊系主要為河流-濱淺湖沉積,烴源巖巖性主要為深灰色砂質(zhì)泥巖、泥巖夾薄煤層；侏羅系以半深湖-沼澤-河流沉積為主,源巖巖性主要為灰黑色砂質(zhì)泥巖、泥巖夾煤層。

如表1所示,C1d、C2b、P和J烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度各項(xiàng)指標(biāo)均較高,達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)[12],但從烴源巖厚度及演化程度來看,二疊系在滴水泉凹陷沉積厚度較小,侏羅系源巖成熟度較低,Ro小于0.6%,處于未-低成熟階段。C1d和C2b烴源巖Ro平均為1.21%～1.37%,達(dá)到高-過成熟階段。綜合分析,認(rèn)為T、P和J烴源巖生烴能力較差,C1d、C2b生烴能力較強(qiáng)。

C1d烴源巖干酪根碳同位素值分布在-21.98‰～-27.50‰,表現(xiàn)出Ⅲ型和部分Ⅱ型的有機(jī)質(zhì)類型特征,C2b烴源巖干酪根碳同位素值介于-21‰～-25.96‰(圖2),表現(xiàn)出Ⅲ型為主的有機(jī)質(zhì)類型特征[2],明顯C1d烴源巖混入Ⅱ型有機(jī)質(zhì)較多,類型好于C2b。

表1 滴水泉凹陷不同層位烴源巖評價Table 1 Source rock evaluation of different strata of Dishuiquan sag

圖2 工區(qū)上、下石炭統(tǒng)烴源巖干酪根碳同位素分布圖Fig.2 Distribution of kerogen carbon isotope in Carboniferous source rocks

2.2 野外露頭烴源巖

滴水泉剖面下石炭統(tǒng)滴水泉組烴源巖的地球化學(xué)剖面見圖3。經(jīng)過分析,認(rèn)為C1d烴源巖主要為海陸過渡相深灰色泥巖和黑色碳質(zhì)泥巖,厚度為300米,泥巖、碳質(zhì)泥巖w(TOC)為0.63%～2.51%,均值1.15%,生烴潛量(S1+S2)為0.1～1.69 mg/g,均值為0.58 mg/g；Tmax值為465～490℃,處于高成熟階段?？傮w而言,露頭樣品分析與鉆井巖心分析基本一致,C1d烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高,厚度大?？傮w上,滴水泉凹陷C2b烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高于C1d,但均屬于好烴源巖,目前已到高-過成熟階段,具有較強(qiáng)生烴能力。

3 油氣來源

滴北凸起侏羅系油氣藏(泉002井和泉1井)和滴南凸起西段陸南1井區(qū)侏羅系油氣藏油氣來源已經(jīng)明確,滴北凸起油氣主要來自北面的索索泉凹陷[13],陸南1井區(qū)油氣主要來自南面的東道海子北凹陷,并存在滴水泉凹陷石炭系來源油氣的混合[14]。但是對于克拉美麗氣田和石東油氣田油氣來源爭議較多,部分學(xué)者認(rèn)為石東地區(qū)油氣主要是盆1井凹陷油氣沿粱(石西凸起)聚集的結(jié)果[15],克拉美麗氣田油氣主要來自東道海子北凹陷；也有學(xué)者認(rèn)為,石東地區(qū)和克拉美麗氣田油氣主要來自滴水泉凹陷石炭系源巖,并存在其他來源油氣的混合。筆者認(rèn)為,存在爭議的主要原因是對滴水泉凹陷生烴能力存在質(zhì)疑,認(rèn)為滴水泉凹陷源巖不具備提供大規(guī)模油氣的能力。

3.1 天然氣特征

天然氣組成相對簡單,其組分組成特征和碳同位素比值是研究其成因的主要信息來源。

如圖4所示,石東油氣田(C、K)和克拉美麗氣田石炭系天然氣組分組成特征基本一致,干燥系數(shù)均較大,為0.91～0.92,高于石西油田天然氣。

克拉美麗氣田天然氣碳同位素特征和石東也表現(xiàn)出相似性(圖5),天然氣甲乙烷碳同位素均較重,乙烷碳同位素為-26.32‰～-26.6‰,甲烷碳同位素為-31.98‰～-35.71‰,屬于典型的腐植型有機(jī)質(zhì)來源產(chǎn)物,且成熟度高于石西油田天然氣,說明石東和克拉美麗氣田天然氣不是來自二疊系烴源巖,主要來自石炭系烴源巖[16-17]。從石炭系源巖干酪根碳同位素組成來看,主要分布在-21.0‰～-27.50‰,都可生成這種碳同位素組成的天然氣[10]。

3.2 原油地球化學(xué)特征

(1)原油碳同位素。原油碳同位素特征主要受源巖類型及成熟度影響,是油源對比中常用的指標(biāo)[18]。

石東油氣田深淺層原油碳同位素分布特征基本一致,主要分布在-28.54‰～-29.1‰,和與其鄰近的克拉美麗氣田和石西油田石炭系原油碳同位素一致,但與石西油田中淺層原油(J+K)不同(圖6)。

(2)姥植比。植烷系列前身物為植醇,植醇可氧化脫羧后形成姥鮫烷,也可還原形成植烷。通?？捎美阎脖?Pr/Ph)表征油氣來源的氧化還原環(huán)境[19]。

石東深淺層和克拉美麗氣田原油姥植比均較大(圖7),主要分布在1.14～1.96,與石西油田淺層(侏羅系和白堊系)原油一致,但與石西油田石炭系原油不同,說明石東地區(qū)原油來源的有機(jī)質(zhì)沉積環(huán)境與石西油田深層不同,油氣來源不同。

圖3 滴水泉凹陷露頭C1d有機(jī)地球化學(xué)剖面Fig.3 Profile of organic geochemistry of C1d outcrop in Dishuiquan sag

圖4 石東、克拉美麗氣田與石西油田天然氣干燥系數(shù)對比Fig.4 Comparison of dry coefficients of natural gas in Shidong field,Kelameili gas field and Shixi oilfield

圖5 石東、克拉美麗氣田與石西油田天然氣碳同位素對比Fig.5 Comparison of carbon isotope of natural gas in Shidong field,Kelameili gas field and Shixi oilfield

圖6 石東、克拉美麗氣田與石西油田原油碳同位素對比Fig.6 Comparison of carbon isotopes of crude oils in Shidong field,Kelameili gas field and Shixi oilfield

圖7 石東、克拉美麗氣田與石西油田原油Pr/Ph和Pr/nC17參數(shù)對比Fig.7 Relationship between Pr/Ph ratio and Pr/nC17ratio of oil in Shidong field,Kelameili gas field and Shixi oilfield

(3)原油輕烴。C7系列化合物主要包括正庚烷、甲基環(huán)已烷和二甲基環(huán)戊烷。研究表明,烴源巖有機(jī)質(zhì)類型不同,所生成的原油中這3種物質(zhì)的相對含量也不同。腐殖型有機(jī)質(zhì)生成的油甲基環(huán)己烷含量一般高于50%,而腐泥型有機(jī)質(zhì)生成的油甲基環(huán)已烷含量低于40%～45%(未遭次生改造的原油)[20]。據(jù)此將不同母質(zhì)來源的油區(qū)分開來是原油成因分類最好的方法之一。

石東油氣田和克拉美麗氣田原油甲基環(huán)己烷含量均較高,主要分布在大于50%的區(qū)域,與石西油田淺層(J+K)一致,與石西油田深層石炭系原油不同,屬于偏腐植型有機(jī)質(zhì)生成的油(圖8)。

圖8 石東、克拉美麗氣田與石西油田原油輕烴C7化合物對比Fig.8 Comparison of C7compounds of oil in Shidong field,Kelameili gas field and Shixi oilfield

(4)甾烷分布特征。石西油田深層和淺層原油及抽提物甾烷分布特征基本一致(圖9),ααα-C28(20R)甾烷含量較高,以大于30%為主要特征,而石東地區(qū)原油和儲層抽提物與克拉美麗氣田一致, C28甾烷含量較低,說明石東地區(qū)原油和石西油田有機(jī)質(zhì)來源不同,不是同一來源。

圖9 石東地區(qū)原油和儲層抽提物與石西、克拉美麗氣田原油C27-C29甾烷分布Fig.9 Distribution of C27-C29sterane of oil and reservoir extract in Shidong field,Kelameili gas field and Shixi oilfield

綜上所述,克拉美麗氣田和石東油氣田(C、K)油氣成因一致,來源相同,主要來自石炭系源巖,但與石西油田原油不同,說明不是盆1井西凹陷來源產(chǎn)物。

4 構(gòu)造演化對油氣運(yùn)移及烴源巖展布影響

4.1 對油氣運(yùn)移的影響

通過對比工區(qū)地震剖面發(fā)現(xiàn),滴南凸起南分支(滴水泉西斷裂以南)存在一個低幅度的背斜,其與北部支凸起(克拉美麗氣田的主體)之間形成“洼槽”(圖10),并向西延伸至石西凸起[14],東道海子凹陷烴源巖生成的油氣難以越過該“洼槽”進(jìn)入克拉美麗氣田石炭系儲層成藏,也說明克拉美麗氣田油氣不是從東道海子凹陷運(yùn)移而來,應(yīng)主要是滴水泉凹陷石炭系烴源巖來源產(chǎn)物。

圖10 過滴西1井南北向地震剖面圖Fig.10 North-south seismic profiling through well Dixi 1

4.2 對烴源巖展布的影響

從早石炭世古地理展布、鉆井揭露地層厚度、地震解釋及構(gòu)造演化的角度來看[21-22],石炭紀(jì)陸東地區(qū)(包括滴水泉凹陷、三南凹陷和東道海子北凹陷)是一個連通的沉積盆地,沉積環(huán)境相似,到晚石炭世末期隨著構(gòu)造運(yùn)動的進(jìn)一步發(fā)展,石西凸起和滴南凸起開始隆升,形成滴水泉凹陷、三南凹陷和東道海子北凹陷三個水體相對隔絕的小湖盆。由此表明石炭紀(jì)滴水泉凹陷及周緣三南凹陷、東道海子北凹陷烴源巖展布及其特征基本一致,也表明三南凹陷和東道海子北凹陷石炭系烴源巖特征同滴水泉凹陷基本一致,具有巨大生烴潛力。

5 結(jié) 論

(1)滴水泉凹陷石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高,目前已到高-過成熟階段,具有較強(qiáng)生烴能力。C1d有機(jī)質(zhì)類型好于C2b。

(2)石東油氣田油氣特征與克拉美麗氣田一致,與石西油田不同。且滴南凸起存在的“凹槽”一直延伸到石西凸起,阻止了東道海子北凹陷油氣往克拉美麗氣田石炭系運(yùn)移成藏,說明石東和克拉美麗氣田油氣不是來自東道海子凹陷,應(yīng)來自滴水泉凹陷石炭系烴源巖,也說明滴水泉凹陷石炭系烴源巖具有巨大生烴潛力,可以提供大量油氣。

(3)石炭紀(jì)滴水泉凹陷、三南凹陷和東道海子北凹陷是一個連通沉積盆地,沉積環(huán)境相似,烴源巖特征一致,說明除滴水泉凹陷外,三南凹陷、東道海子北凹陷石炭系烴源巖生烴能力同樣巨大,其周緣同樣具有較大勘探潛力。

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(編輯 劉為清)

Hydrocarbon generation capacity analysis of Carboniferous source rocks in Dishuiquan sag of Junggar Basin

LI Lin1,2,CHEN Shi-jia3,YANG Di-sheng2,ZHAO Ke-bin2,LU Jun-gang3,XU Huai-min1

(1.College of Earth Sciences,China University of Petroleum,Beijing 102249,China；
2.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,Urumchi 830013,China；
3.Resource and Environmental Engineering College,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China)

Based on the analysis of assay data of cores and outcrop samples,abundance,types of organic matter and evolution of Carboniferous source rocks from Dishuiquan sag were studied.And the hydrocarbon generation ability of Carboniferous source rocks was analyzed based on the characteristics of oil and gas source in peripheral structures of sag.The results show that the source rocks are characterized by high-abundance organic matters,great sedimentary thickness and great hydrocarbon generation ability,which have reached the postmaturity stage till now.Combined with the feature of the structure,the existence of"groove"in swell of southern Dinan and the unsuccessful migration of the oil and gas from northern Dongdaohaizi sag to the Carboniferous of Kelameili gas field for accumulation were presented.Million tons of oil and gas in Kelameili gas field should come from Dishuiquan sag.The oil and gas of Shidong field from both deep and shallow layers are almost the same, which is different from that Shixi field,but the same as the Carboniferous of Kelameili gas field because they both come from Dishuiquan sag.Integrated with paleogeographical distribution and structural evolution of this region,waters in Dishuiquan sag,Sannan sag and northern Dongdaohaizi sag are connected in the depositional stage of the Carboniferous period.Carboniferous hydrocarbon source rocks should have great capacity of hydrocarbon production and fine potential for exploration.

Junggar Basin；Dishuiquan sag；Carboniferous；oil-gas source；source rocks；hydrocarbon production potential

TE 122.1

A

1673-5005(2013)04-0052-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.04.008

2013-03-18

國家重大科技專項(xiàng)(2011ZX05001-001)；中國石油股份有限公司重大科技專項(xiàng)(2011E-0301)

李林(1970-),男,高級工程師,博士研究生,主要從事油氣勘探研究及管理工作。E-mail:lujungang21@yahoo.com.cn。