張紀(jì)智，王招明，楊海軍，徐志明，肖中堯，李中璇

（1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；2.中國石油塔里木油田勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000）

塔里木盆地中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣來源及差異聚集

張紀(jì)智1，王招明2，楊海軍2，徐志明1，肖中堯2，李中璇1

（1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；2.中國石油塔里木油田勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000）

基于塔里木盆地中深地區(qū)儲(chǔ)集層樣品、原油樣品和天然氣樣品的地球化學(xué)特征分析，研究中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣來源及油、氣差異聚集現(xiàn)象。通過質(zhì)譜檢測發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)集層及原油樣品重排甾烷含量低、C28甾烷含量高，伽馬蠟烷含量高，原油中存在芳基類異戊二烯烴化合物；通過天然氣組成分析發(fā)現(xiàn)N2含量低，為0.24%～4.02%。由此判斷油氣來源于寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖。中寒武統(tǒng)天然氣δ13C1值為-51.4‰～-44.7‰，干燥系數(shù)為0.65～0.78，為原油伴生氣；下寒武統(tǒng)天然氣δ13C1值為-41.4‰～-40.6‰，干燥系數(shù)為0.99，為原油裂解氣。塔里木盆地深層存在硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)生成的高含H2S裂解氣的充注，中寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性差、裂縫網(wǎng)絡(luò)體系不發(fā)育，故充注程度低，天然氣中H2S含量低（0.003 8%～0.200 0%）；下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性好、裂縫網(wǎng)絡(luò)體系發(fā)育，故充注程度高，天然氣中H2S含量也高（3.25%～8.20%）。綜上，塔里木盆地中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣來源于寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖，其差異聚集是儲(chǔ)集層物性以及裂縫網(wǎng)絡(luò)體系發(fā)育程度的綜合影響所致。圖4表4參34

塔里木盆地；中深地區(qū)；鹽下白云巖；油氣來源；油氣差異聚集

引用：張紀(jì)智,王招明,楊海軍,等.塔里木盆地中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣來源及差異聚集[J].石油勘探與開發(fā),2017,44(1):40-47.

ZHANG Jizhi,WANG Zhaoming,YANG Haijun,et al.Origin and differential accumulation of hydrocarbons in Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area,Tarim Basin,NW China[J].Petroleum Exploration and Development,2017,44(1):40-47.

0 引言

塔里木盆地下古生界白云巖分布范圍廣、厚度大、生儲(chǔ)蓋空間配置條件優(yōu)越，是盆地內(nèi)重要的油氣勘探領(lǐng)域。目前，中深地區(qū)寒武系獲得突破，為塔里木盆地寒武系鹽下白云巖勘探揭開了新的篇章[1-3]。但該地區(qū)油氣勘探仍面臨一些問題：寒武系鹽下白云巖油氣來源認(rèn)識(shí)不明；前人總結(jié)出的一些油氣源判識(shí)指標(biāo)對(duì)于該油氣藏油氣源判識(shí)的可靠性還未得到驗(yàn)證；該油氣藏油氣分布存在差異聚集的特征，成因不明。針對(duì)這些問題，本文以地球化學(xué)研究為基礎(chǔ)，結(jié)合現(xiàn)今寒武系鹽下油氣藏分布現(xiàn)狀和性質(zhì)、儲(chǔ)集層物性及裂縫發(fā)育情況等因素，探究中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣來源，分析該油氣藏油氣差異聚集的原因。

1 油氣藏基本地質(zhì)特征

1.1 勘探概況

中深地區(qū)位于塔里木盆地塔中隆起東部（見圖1），是塔里木盆地下古生界鹽下白云巖勘探的重點(diǎn)區(qū)域。該地區(qū)目前進(jìn)行寒武系鉆探的井共有4口，分別為塔參1井、中深1井、中深1C井（中深1井側(cè)鉆井）、中深5井，除塔參1井未獲突破，其余3口井均獲工業(yè)油氣流。中深1井中寒武統(tǒng)阿瓦塔格組日產(chǎn)油9.8 t，日產(chǎn)氣（5.4～7.0）×104m3；下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組日產(chǎn)氣3.0×104m3。中深1C井下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組日產(chǎn)氣（15.0～21.6）×104m3，伴生少量凝析油。中深5井中寒武統(tǒng)沙依里克組日產(chǎn)天然氣776～10 381 m3、日產(chǎn)原油7.20～23.86 m3。

圖1 研究區(qū)位置圖

1.2 構(gòu)造特征

中深地區(qū)在早奧陶世構(gòu)造平緩；早奧陶世末期—中奧陶世，塔中Ⅰ號(hào)斷裂開始活動(dòng)，隆起發(fā)育，隆起部分地層被剝蝕夷平，中奧陶統(tǒng)在該地區(qū)缺失；晚奧陶世良里塔格組沉積期構(gòu)造基本穩(wěn)定，塔中Ⅰ號(hào)斷裂帶已初見雛形，出現(xiàn)坡折地貌，良里塔格組沉積之后海水快速退出，該地區(qū)經(jīng)歷短期暴露，隨后快速海進(jìn)，桑塔木組陸源碎屑沉積快速堆積覆蓋在良里塔格組之上，填平地層；晚奧陶世末期—志留紀(jì)初期，該地區(qū)發(fā)生了強(qiáng)烈的構(gòu)造活動(dòng)，中央主壘帶和塔中10號(hào)斷裂帶活動(dòng)強(qiáng)烈，地層整體抬升，上奧陶統(tǒng)桑塔木組完全被剝蝕，該時(shí)期之后，構(gòu)造活動(dòng)相對(duì)較弱，以區(qū)域整體隆升或低角度傾翹為主，形成區(qū)域性低角度不整合[4]。

1.3 烴源巖特征

中深地區(qū)有兩套潛在烴源巖：寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖與中—上奧陶統(tǒng)烴源巖。寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖主要形成于厭氧環(huán)境[5-6]，前人研究認(rèn)為滿加爾凹陷中西部主要發(fā)育蒸發(fā)潟湖相烴源巖，巖性為泥質(zhì)云巖，主要分布在阿瓦提凹陷以南至塔中低凸起地區(qū)[7]。近年來，對(duì)于下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組斜坡—盆地相烴源巖的研究逐漸深入：該套烴源巖在塔西臺(tái)地廣泛發(fā)育，巖性以炭質(zhì)頁巖、泥巖為主，以滿西地區(qū)為發(fā)育中心，從塔中西部向塔中東部超覆并尖滅，中深1井距其邊界僅1.5 km，為一套優(yōu)質(zhì)的烴源巖[8-10]。寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖在晚加里東期達(dá)到生油高峰，目前鏡質(zhì)體反射率Ro＞2.0%，處于過成熟階段。

中—上奧陶統(tǒng)烴源巖主要形成于弱氧化、弱還原沉積環(huán)境[5-6]，中奧陶統(tǒng)烴源巖在滿加爾凹陷中西部主要發(fā)育臺(tái)地邊緣相的泥灰?guī)r烴源巖；上奧陶統(tǒng)烴源巖則以臺(tái)緣斜坡的灰泥丘相為主，主要分布于塔中、塔北隆起的斜坡區(qū)，巖性以泥質(zhì)泥晶灰?guī)r和宏觀藻灰質(zhì)泥巖為主[7]。塔中地區(qū)上奧陶統(tǒng)烴源巖在二疊紀(jì)末—燕山初期進(jìn)入生油門限，在喜馬拉雅期進(jìn)入生油高峰；滿加爾凹陷中西部的中奧陶統(tǒng)烴源巖在晚海西期進(jìn)入生油高峰，在喜馬拉雅期進(jìn)入生氣高峰[10-14]。

1.4 儲(chǔ)集層及儲(chǔ)蓋組合

中深地區(qū)目前發(fā)現(xiàn)了3套儲(chǔ)集層，分別為中寒武統(tǒng)阿瓦塔格組、沙依里克組儲(chǔ)集層以及下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組儲(chǔ)集層。其中，中寒武統(tǒng)阿瓦塔格組儲(chǔ)集層發(fā)育于中深1井、中深5井，巖性以泥粉晶白云巖、含膏泥粉晶白云巖等為主，縱向上表現(xiàn)為多個(gè)薄層不連續(xù)儲(chǔ)集層，平均孔隙度為4.52%，滲透率為0.04×10-3μm2，為一套低孔、特低滲儲(chǔ)集層[1]；中寒武統(tǒng)沙依里克組儲(chǔ)集層主要發(fā)育在中深5井，巖性以膏質(zhì)白云巖為主，縱向上表現(xiàn)為中等厚度不連續(xù)儲(chǔ)集層，平均孔隙度為8.8%，滲透率為（0.003～6.600）×10-3μm2，平均為1.02×10-3μm2，但總體非均質(zhì)性很強(qiáng)，為一套低孔、低滲儲(chǔ)集層；下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組儲(chǔ)集層主要發(fā)育于中深1C井、中深1井，巖性以鮞粒白云巖、砂屑白云巖、砂質(zhì)白云巖為主，成像測井見大量裂縫與溶蝕孔洞，縱向上表現(xiàn)為中—厚層連續(xù)儲(chǔ)集層，平均孔隙度為12.6%，滲透率為3.3×10-3μm2，物性相對(duì)較好[1]。

中深地區(qū)鉆揭中—下寒武統(tǒng)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)蓋組合。其儲(chǔ)蓋組合模式為中寒武統(tǒng)蒸發(fā)巖與下伏白云巖構(gòu)成的儲(chǔ)蓋組合以及沙依里克組膏泥巖與下伏肖爾布拉克組白云巖組成的儲(chǔ)蓋組合[2]。

1.5 油氣分布及性質(zhì)

中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣主要分布于中—下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層。其中原油主要分布于中寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層（下寒武統(tǒng)見極少量凝析油），天然氣于中—下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層均有分布。原油性質(zhì)見表1，中深1井中寒武統(tǒng)原油為輕質(zhì)揮發(fā)油，中深5井中寒武統(tǒng)原油為凝析油。天然氣性質(zhì)見表2，中深1井、中深5井中寒武統(tǒng)天然氣H2S（硫化氫）含量分別為0.003 8%和0.200 0%，干燥系數(shù)為0.75～0.78、0.65，是低H2S含量的濕氣；中深1井、中深1C井下寒武統(tǒng)天然氣的H2S含量分別為3.25%～5.02%和8.15%～8.20%，干燥系數(shù)均為0.99，是高H2S含量的干氣。

由此可知，該地區(qū)油氣分布層位及不同層位天然氣性質(zhì)存在差異，存在差異聚集現(xiàn)象。

表1 中深地區(qū)原油性質(zhì)

表2 中深地區(qū)天然氣烴類組成

2 油氣源研究

中深地區(qū)存在中—上奧陶統(tǒng)及寒武系—下奧陶統(tǒng)兩套潛在烴源巖。前人關(guān)于塔里木盆地古生界油氣來源判識(shí)的研究很多：如利用原油中一些區(qū)別明顯的化合物（甾烷、萜烷）含量高低來判斷油源[15-20]；有學(xué)者認(rèn)為原油能否檢測出芳基類異戊二烯烴化合物是判斷油源的重要指標(biāo)[21]；還有學(xué)者利用原油和天然氣的碳同位素組成來判斷油氣的來源[22-23]。

前人在運(yùn)用這些方法時(shí)手段較單一，一般僅單純依據(jù)某項(xiàng)指標(biāo)分析油氣源，且未分析這些指標(biāo)是否適用于塔里木盆地古生界海相油氣來源的判識(shí)。比如生物標(biāo)志化合物在成熟度不同的原油中的含量極不穩(wěn)定，在低成熟度原油中的含量可比高成熟度原油的含量高2～3個(gè)數(shù)量級(jí)，若高成熟原油中混入了少量的低成熟原油，生物標(biāo)志化合物的分布就會(huì)產(chǎn)生很大的改變[24]。因此本文以油氣的實(shí)際組成為基礎(chǔ)，分析這些方法對(duì)塔里木盆地古生界油氣來源判識(shí)的適用性，最終判斷中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖中油氣的來源。

2.1 油源研究

2.1.1 甾烷、萜烷生物標(biāo)志化合物特征

前人研究認(rèn)為源自塔里木盆地寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖的原油具有重排甾烷含量低，C28甾烷、伽馬蠟烷含量高的特點(diǎn)，而源自中—上奧陶統(tǒng)烴源巖的原油則反之[15-20]。中深地區(qū)寒武系原油的甾萜烷生物標(biāo)志化合物特征符合源自寒武系烴源巖的原油特征。

通過測試中深1井、中深5井中寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層抽提物和原油樣品，發(fā)現(xiàn)兩種樣品的甾烷分布均表現(xiàn)出重排甾烷含量低，C28甾烷含量高的特征（見圖2），萜烷分布均表現(xiàn)出伽馬蠟烷含量高的特征（見圖3），說明儲(chǔ)集層抽提物及原油均來源于寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖。

圖2 中深地區(qū)儲(chǔ)集層抽提物及原油樣品甾烷圖譜

圖3 中深地區(qū)儲(chǔ)集層抽提物及原油樣品萜烷圖譜

2.1.2 芳基類異戊二烯烴生物標(biāo)志化合物特征

芳基類異戊二烯烴化合物主要由厭氧、強(qiáng)還原環(huán)境下的光合綠硫細(xì)菌產(chǎn)生，是水體厭氧、強(qiáng)還原環(huán)境的標(biāo)志[25-26]。中—上奧陶統(tǒng)烴源巖形成于弱氧化、弱還原沉積環(huán)境，不具備生成該化合物的條件，而寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖形成于強(qiáng)還原環(huán)境，具備生成該類化合物的條件[5-6]。

對(duì)兩套烴源巖樣品的分析結(jié)果證實(shí)寒武系烴源巖檢測出了該類化合物，中—上奧陶統(tǒng)烴源巖未檢測出該類化合物。中深1井中寒武統(tǒng)原油檢測出該化合物，說明其母質(zhì)形成于強(qiáng)還原環(huán)境，其油源為寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖（見圖4）。

圖4 中深1井原油與寒武系、中—上奧陶統(tǒng)烴源巖芳構(gòu)化類異戊二烯烴色譜圖

2.1.3 原油碳同位素組成

對(duì)于烴源巖，一般來說其母質(zhì)類型越好，其本身以及形成的烴類碳同位素組成越輕[6]。寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖母質(zhì)類型好，中—上奧陶統(tǒng)烴源巖母質(zhì)類型較差，因此寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖的干酪根碳同位素組成要比奧陶系烴源巖輕[27]。

正常情況下，干酪根在熱降解成烴過程中各種鍵發(fā)生斷裂，釋放出分子量較小的烴類和其他一些小分子物質(zhì)，根據(jù)同位素分餾效應(yīng)，其產(chǎn)物（原油或?yàn)r青）中的碳同位素組成較殘余物（干酪根）的碳同位素組成輕，遵從δ13Ck＞δ13Cb＞δ13Cc以及δ13Cbi＞δ13Cpc＞δ13Car＞δ13Csa的特征[28]。因此，寒武系干酪根生成的烴類應(yīng)具有較輕的碳同位素組成，而中深1、中深5井寒武系原油的碳同位素組成均較輕（見表3）。

表3 中深地區(qū)原油碳同位素組成

但寒武系—下奧陶統(tǒng)、中—上奧陶統(tǒng)烴源巖的碳同位素組成具有強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，存在局部富集13C的現(xiàn)象[28]，如和4井與方4井寒武系烴源巖δ13Ck值為-31.8‰～-29.1‰，而塔中低凸起上奧陶統(tǒng)烴源巖δ13Ck值為-33.4‰～-26.3‰，因此在實(shí)際操作中很難確定這兩套烴源巖各自生成的原油的δ13C界限值。所以，本文認(rèn)為原油的δ13C值難以作為中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣藏油源判識(shí)的依據(jù)。

2.2 氣源研究

2.2.1 天然氣碳同位素組成

中深地區(qū)寒武系天然氣δ13C1值為-51.4‰～-40.6‰，天然氣δ13C2值為-37.4‰～-34.8‰，遠(yuǎn)低于腐泥型和腐殖型母質(zhì)來源天然氣的分界-28‰[29-30]，屬于腐泥型母質(zhì)來源（見表4）。由于中—上奧陶統(tǒng)烴源巖和寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖都屬于腐泥型烴源巖，因此根據(jù)天然氣碳同位素組成無法區(qū)分其來源。

表4 中深地區(qū)天然氣碳同位素組成

下寒武統(tǒng)天然氣碳同位素組成輕，干燥系數(shù)0.99，說明天然氣成熟度高，為高熱演化階段的產(chǎn)物，判斷其為原油裂解氣，因此來源于寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖。中寒武統(tǒng)天然氣碳同位素組成更輕，干燥系數(shù)0.65～0.78，說明天然氣成熟度比下寒武統(tǒng)天然氣低，戴金星統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)油藏伴生氣δ13C1值為-55‰～-40‰[31]，據(jù)此認(rèn)為中寒武統(tǒng)天然氣屬于原油伴生氣。

2.2.2 天然氣氮?dú)夂?/p>

氮?dú)猓∟2）有多種成因，其中有機(jī)成因的天然氣中的N2主要來源于有機(jī)質(zhì)中的蛋白質(zhì)。在成巖階段，含蛋白質(zhì)的有機(jī)質(zhì)在細(xì)菌作用下分解形成NH3。在泥巖中，這些NH3很容易與黏土礦物中的伊利石結(jié)合形成一種穩(wěn)定的銨基黏土礦物[32]，只有在很高的溫度（700～800 ℃）下才能裂解釋放出NH3，并被氧化形成N2[33]，所以泥巖烴源巖在成熟階段生成的原油中含氮化合物少，且原油的伴生氣中N2含量低（小于5%）。而碳酸鹽巖中缺乏黏土礦物，難以形成氨鹽，含氮化合物只能被有機(jī)質(zhì)吸附或以化學(xué)鍵的形式結(jié)合在干酪根中，到成熟階段釋放出來，并被氧化成N2。因此碳酸鹽巖烴源巖在成熟階段生成的原油中含氮化合物多，且油的伴生氣中N2含量高。

一些學(xué)者在塔里木盆地下古生界氣源的研究中均忽視了天然氣中N2含量的問題。中深地區(qū)天然氣中N2含量均很低（見表2）。中—上奧陶統(tǒng)烴源巖生油高峰期晚于早志留世，此時(shí)該地區(qū)持續(xù)穩(wěn)定沉降，寒武系儲(chǔ)蓋組合早已形成，如接受的是中—上奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖烴源巖成熟階段的產(chǎn)物，N2含量必定很高，與現(xiàn)今中深地區(qū)天然氣N2含量特征不符。

寒武系泥巖烴源巖的生油高峰時(shí)間早于碳酸鹽巖烴源巖[10-14]。中深地區(qū)中下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層能優(yōu)先捕獲寒武系—下奧陶統(tǒng)泥巖烴源巖生成的氮化合物含量低的原油及N2含量低的伴生氣。該來源的原油裂解后產(chǎn)生的裂解氣中N2含量也很低，與中深地區(qū)天然氣的性質(zhì)完全相似，說明中深地區(qū)天然氣來源于寒武系—下奧陶統(tǒng)泥巖烴源巖。

3 油氣差異聚集原因分析

中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣分布層位及不同層位天然氣性質(zhì)存在差異，存在差異聚集現(xiàn)象。通過天然氣碳同位素組成分析可知中寒武統(tǒng)天然氣為原油伴生氣，下寒武統(tǒng)天然氣為原油裂解氣。除此之外，天然氣性質(zhì)差異還體現(xiàn)為H2S含量的高低，基于該油氣藏中H2S成因以及含量差異，分析該油氣藏油氣差異聚集的原因。

3.1 H2S成因及含量差異原因分析

目前普遍認(rèn)為塔里木盆地下古生界海相油氣藏中H2S的成因是烴類與膏鹽發(fā)生TSR（硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)）反應(yīng)的結(jié)果[34]。從中深地區(qū)的地質(zhì)情況來看，下寒武統(tǒng)埋深大，溫度高，早期聚集的油裂解產(chǎn)生裂解氣；同時(shí)，寒武系儲(chǔ)蓋組合中的膏巖與烴類發(fā)生TSR反應(yīng)生成H2S，最終形成高含H2S的裂解氣，并向上充注。

這種高H2S含量的原油裂解氣在物性、裂縫發(fā)育情況不同的儲(chǔ)集層中充注程度不同。中深地區(qū)中寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性差，裂縫網(wǎng)絡(luò)體系不發(fā)育，裂解氣充注程度低，天然氣中H2S含量低；而下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性好，裂縫網(wǎng)絡(luò)體系發(fā)育，該裂解氣充注程度高，因此天然氣中H2S含量高。

3.2 油氣差異聚集原因

通過H2S成因及含量差異原因的分析，可知中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣藏差異聚集的原因在于儲(chǔ)集層物性和裂縫網(wǎng)絡(luò)體系發(fā)育程度的不同：寒武系油氣藏存在高含H2S（TSR成因）的原油裂解氣的充注。中寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性差，裂縫網(wǎng)絡(luò)體系不發(fā)育且儲(chǔ)集層不連續(xù)，因此充注程度低，儲(chǔ)集層中聚集的寒武系烴源巖成熟階段生成的油及原油伴生氣得以保存，因而展現(xiàn)出現(xiàn)今油氣并存、天然氣低H2S含量的面貌；而下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性好、裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育，因而充注程度高，大量高含H2S的裂解氣充注使油藏改變了早期的面貌，油反溶解于氣中形成凝析油，且天然氣為高H2S含量的原油裂解氣。

4 結(jié)論

中深地區(qū)中深1井、中深5井寒武系儲(chǔ)集層抽提物及原油均以C28甾烷含量高、重排甾烷含量低及伽馬蠟烷含量高為特征；中深1井原油檢測出可指示母質(zhì)形成于厭氧、強(qiáng)還原環(huán)境的芳基類異戊二烯烴化合物，均與寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖特征相符；天然氣N2含量均很低，應(yīng)為泥巖烴源巖的產(chǎn)物，不可能來源于中—上奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖烴源巖。因此證明該油氣藏油、氣來源于寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖。

中深地區(qū)寒武系鹽下白云巖油氣藏存在高含H2S（TSR成因）的原油裂解氣的充注，中寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性差、裂縫網(wǎng)絡(luò)體系不發(fā)育，因此充注程度低，天然氣H2S含量低，早期聚集的油及原油伴生氣得以保存。下寒武統(tǒng)儲(chǔ)集層物性好、裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育，因此充注程度高，油反溶解于氣中形成凝析油，天然氣為高H2S含量的原油裂解氣。油氣差異聚集是儲(chǔ)集層物性以及裂縫網(wǎng)絡(luò)體系發(fā)育程度的綜合影響所致。

符號(hào)注釋：

δ13Car——芳烴碳同位素組成，‰；δ13Cb——瀝青碳同位素組成，‰；δ13Cbi——瀝青質(zhì)碳同位素組成，‰；δ13Cc——原油同位素組成，‰；δ13Ck——干酪根碳同位素組成，‰；δ13Cpc——膠質(zhì)碳同位素組成，‰；δ13Csa——飽和烴碳同位素組成，‰。

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（編輯 魏瑋 王大銳）

Origin and differential accumulation of hydrocarbons in Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area,Tarim Basin,NW China

ZHANG Jizhi1,WANG Zhaoming2,YANG Haijun2,XU Zhiming1,XIAO Zhongyao2,LI Zhongxuan1
(1.School of Science and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina Tarim Oilfield Company,Korle 841000,China)

The origin and differential accumulation of hydrocarbons in the Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area were studied based on comprehensive geochemical analysis of core samples,crude oil samples and natural gas samples.Mass spectrometric detection shows the core samples and crude oil samples are characterized by high C28sterane content,low diasterane content,high gammacerane content and abundant aryl-Isoprenoids,and the associated gas has a low nitrogen content of 0.24%-4.02%,so it is inferred that the oil and gas are derived from Cambrian - Lower Ordovician source rock.The natural gas in the Middle Cambrian has a methane carbon isotope value of -51.4‰ - -44.7‰ and dryness coefficient of 0.65-0.78,representing associated gas,and the natural gas in the Lower Cambrian has a methane carbon isotope value of -41.4‰ - -40.6‰,and dryness coefficient of 0.99,representing cracking gas.The deep formations in the Tarim Basin contain cracking gas with high H2S content produced by thermo-chemical sulfate reduction (TSR).Due to the poorer reservoir properties and undeveloped fracture network system,the Middle Cambrian reservoirs have low charging degree of this kind of gas,so low H2S content (0.003 8%-0.200 0%); in contrast,with good reservoir properties and developed fracture network system,the Lower Cambrian reservoirs have a higher charging degree of this kind of gas,and thus high H2S content of 3.25%-8.20%.In summary,the oil and gas of Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area are derived from Cambrian - Lower Ordovician source rock,and the differential accumulation of gas is the joint effect of reservoir physical property and development degree of fracture network system.

Tarim Basin; Zhongshen Area; sub-salt dolomite; hydrocarbon origin; hydrocarbon differential accumulation

TE122

：A

1000-0747(2017)01-0040-08

10.11698/PED.2017.01.05

張紀(jì)智（1988-），男，寧夏平羅人，西南石油大學(xué)在讀博士研究生，主要從事礦產(chǎn)普查與勘探方面的研究。地址：四川省成都市新都區(qū)新都大道8號(hào)，西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，郵政編碼：610500。E-mail：171205447@qq.com

2016-07-29

2016-12-08