發布時間：2019-12-23所屬分類：工程師職稱論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要:為了明確靖邊油田西部延9油藏石油的來源，采用原油物性、族組成、飽和烴色譜及色譜質譜等方法，分析了延9原油地球化學特征，通過對比本區長7烴源巖與湖盆中心志丹地區長7烴源巖地球化學特征，結合區域地質背景研究了延9油藏石油的來源。結果表明，延9原
摘要:為了明確靖邊油田西部延9油藏石油的來源，采用原油物性、族組成、飽和烴色譜及色譜—質譜等方法，分析了延9原油地球化學特征，通過對比本區長7烴源巖與湖盆中心志丹地區長7烴源巖地球化學特征，結合區域地質背景研究了延9油藏石油的來源。結果表明，延9原油飽和烴含量均在60%以上，正構烷烴單峰分布，主峰碳主要以C21為主;生物標志物中C30藿烷占優勢，其次為C29藿烷，規則甾烷以C29為主，C27和C28含量相似，呈不對稱“V”字型分布。延9原油地球化學特征相似，具有統一的物質來源和演化程度，為淡水條件下弱氧化—還原環境形成的成熟原油。油源對比表明，靖邊油田本地長7烴源巖與延9原油具有明顯的親緣關系，延長組沉積時期位于湖盆中心的志丹地區長7烴源巖地化特征與延9原油差異明顯。延9油藏的形成主要為本地區長7烴源巖成熟后，經疊置砂體及裂縫系統輸導，主要經垂向運移至延9儲層，再經過短距離側向運移至圈閉聚集成藏。
關鍵詞:地球化學特征;延9原油;長7烴源巖;油源對比;靖邊油田;鄂爾多斯盆地
靖邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，其主力產層為三疊系延長組長2、長6油層組和侏羅系延安組延9油層組。近年來，在靖邊油田西部外圍地區勘探時發現延9油藏比較富集，并初步顯示出良好的勘探前景。然而，長期以來關于鄂爾多斯盆地延安組油藏油源問題前人開展的工作較少[1]，主要原因是認為延安組不發育有效烴源巖，延安組油藏原油主要來源于下部延長組長7優質烴源巖[2-7]，其分布面積可達5×104km2[8]。鉆井及地化分析表明，靖邊油田西部地區亦發育長7有效烴源巖，其厚度變化范圍較大(3～14m)，且由東北部到西南部厚度逐漸增大[9]。已有的研究未能明確延9油藏原油到底是來自本地長7烴源巖還是湖盆中心長7烴源巖的貢獻，而這直接影響到延9油藏的分布及運移、富集規律及勘探潛力的認識和評價。本文從分析延9原油地球化學特征入手，并將其與本區長7和湖盆中心(志丹地區)長7優質烴源巖地球化學特征對比，探究延9油藏石油來源問題，以期為靖邊油田延9油藏下一步勘探和有利區優選提供地質依據。
1原油族組成特征
10口井原油物性分析表明，本區延9油藏地面原油密度平均為0.853g/cm3;動力黏度平均為16.8mPa·s;凝固點集中分布，平均為17.0℃，顯示延9原油為正常原油物性特征。原油族組成與其化學組成、生油母質類型、熱演化程度、運移效應等信息密切相關[10]。延9原油飽和烴為61.4%～69.7%，平均為65.5%;芳烴為16.3%～19.9%，平均為18.4%;非烴為11.0%～14.7%，平均為12.5%;瀝青質為1.3%～5.1%，平均為3.6%;飽和烴/芳烴為3.2～4.1，平均為3.6，族組分含量特征反映烴源巖有機質類型好，成熟度高(表1)。延9原油具有高飽和烴，高飽/芳比，低芳烴、非烴和瀝青質的特征;延9原油族組成含量差異小，暗示其可能具有相同的物質來源與演化程度。
2原油地球化學特征
2.1飽和烴色譜特征
延9原油飽和烴氣相色譜特征相似(圖2)，均呈單峰分布，主峰碳主要以C21為主，反映原油性質較好。分析的10口延9原油樣品中(表2)，除Z150-1井原油指標有異常外(可能受水洗或者氧化作用影響，主峰碳為C23)，其余9口井延9原油色譜特征極為相似。延9原油Pr/Ph為1.00～1.23，平均為1.12，總體為姥植均勢特征;Pr/nC17和Ph/nC18值分別為0.36～0.45和0.29～0.36;(nC21+nC22)/(nC28+nC29)為1.48～1.80;nC21-/nC22+為0.69～0.95;沉積環境以弱氧化到還原為主[11]。原油CPI和OEP值變化極小，平均為1.0，反映了成熟原油的演化特征[12]。綜合以上信息，認為延9原油為還原條件下形成的同源成熟原油。
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2.2萜烷類化合物特征
靖邊油田延9原油呈現出五環萜烷含量最高、三環萜烷含量最低的特征(圖3，表3)，尤以C30藿烷含量最高，其次為C29降藿烷和C27-三降藿烷等;伽馬蠟烷/C30藿烷(伽馬蠟烷指數)含量極低(0.042～0.068)，說明為淡水湖泊沉積環境[3]。在評價相同有機相的同一油源的原油時，Ts/Tm是最為可靠的成熟度指標[13]，延9原油的Ts/Tm分布于0.95～1.09，原油達到成熟演化階段。研究表明，C31升藿烷22S/(22R+22S)在判斷原油是否達到成熟階段的可靠性高，分布在0.57～0.62范圍屬于成熟原油[14]。延9原油該值為0.560～0.574，接近或已達到平衡點，說明延9原油為成熟石油。
2.3甾烷類化合物特征
以往研究業已證實，有機質向烴類轉化的過程中，隨著埋藏深度增大和溫度升高，有機質成熟度增大，甾烷類化合物由在熱力學上不穩定的R構型向穩定的S構型轉化[12];達到成熟演化階段的原油，C29ββ/(ββ+αα)、αααC2920S/(20S+20R)的反應平衡值分別為0.52～0.55和0.67～0.71[15]，一般認為，原油中這2個參數大于0.4為成熟原油[16]。延9原油C29ββ/(ββ+αα)為0.47～0.55，αααC2920S/(20S+20R)為0.53～0.57，達到或接近平衡值，均指示成熟原油特征(表3)。延9原油規則甾烷相對含量差異較大，以C29占優勢為特征，C27和C28相對含量相似，其形態均呈不對稱V字型(圖3，表3)，反映原油以低等水生生物為主及少部分高等植物的混合成因。孕甾烷和升孕甾烷含量隨原油成熟度增加而增大[17]，延9原油孕甾烷和升孕甾烷含量較高，亦反映為成熟原油特征。
3油源對比
3.1族組成對比
前述研究表明，靖邊油田西部延9原油族組分含量極其相似，反映具有共同的油源。延9原油與長7烴源巖族組分對比發現，延9原油與志丹油田長7烴源巖族組成相對含量可比性強，而與靖邊油田西部長7烴源巖族組成特征差異明顯。由于原油族組成受源巖母質類型、成熟度及運移效應的綜合影響[10]，延9原油與本區長7烴源巖族組成的差異可能僅反映的是原油成熟度的差異，因此延9原油也可能來自于靖邊油田長7烴源巖(圖4)。
3.2類異戊間二烯烷烴對比
Pr/nC17、Ph/nC18是反映有機質的熱演化程度的重要參數，熱演化程度越高，Pr/nC17和Ph/nC18值越低[18]。靖邊油田西部延9原油成熟度明顯低于志丹油田長7烴源巖成熟度，同時也略低于靖邊油田長7烴源巖成熟度(圖5)。靖邊油田與志丹油田長7烴源巖成熟度相比略低。延9原油Pr/nC17、Ph/nC18數據點雖與長7烴源巖數據點整體可比性差，但與靖邊長7烴源巖樣品更為接近，分析認為產生這一現象的原因，可能為延9原油由本地長7烴源巖在大量生油階段早期排出的原油運聚形成。
3.3萜烷與甾烷特征對比
Ts/Tm比值是反映有機質熱演化程度的重要參數，Ts/Tm比值大暗示原油成熟度高。前述表明靖邊油田延9原油Ts/Tm比值接近且在1附近分布，反映其成熟度較低。但位于延長組沉積時湖盆中心的志丹油田(Y860井)長7烴源巖Ts/Tm分布在5～16之間，反映其成熟度較高(圖6)。從原油成熟度來看，本地長7烴源巖與志丹地區長7烴源巖均與延9原油差異明顯(圖7)，這可能是因為延9原油主要為本地長7烴源巖在大量生油階段早期的原油排烴后運聚成藏的結果。
延9原油C27-C28-C29αααR的分布區域很集中(圖8)，且與長7烴源巖均具有可比性，而靖邊長7烴源巖規則甾烷含量與延9原油可比性更強，均具有C29占優勢的特征。延9原油C29ββ/(ββ+αα)與αααC2920S/(20S+20R)分布區域與長7源巖差異較大(圖9)，暗示延9原油成熟度相對較低，為靖邊本地長7烴源巖達到成熟階段石油運聚的結果。
3.4油源對比討論
靖邊油田延9原油地化特征極其相似，反映其生油環境相似，具有單一的油源。通過與本地長7烴源巖及志丹地區長7烴源巖對比發現，延9原油地化特征與靖邊本地長7烴源巖可比性更強，而與湖盆中心志丹地區長7烴源巖地化特征可比性差。因此，分析認為延9原油為本地長7烴源巖生成后主要經垂向運移成藏。前人研究表明[19-20]，三疊紀末期的印支運動，盆地整體抬升并剝蝕，受蒙陜古河的影響，本區西南部長1區域蓋層殘余厚度不足100m，且多以砂泥互層或砂包泥為主。長7烴源巖生成的石油首先在長6圈閉條件優越位置聚集成藏，在長4+5區域蓋層薄弱部位或通過宏觀或微觀裂縫系統[21]，經長3、長2、長1河流相疊置砂巖及裂縫系統運移至侏羅系古河道砂體中，向東部構造高部位短距離運移至本區聚集成藏。因此，無論是地化指標對比還是從石油運移的宏觀地質背景上分析，靖邊油田延9原油主要來自本地區長7烴源巖貢獻。
4結論
(1)靖邊油田西部延9原油族組成分布特征、生物標志化合物特征極其相似，反映其油源條件單一;沉積環境為淡水、弱氧化—還原環境;原油成熟度中等。
(2)靖邊油田本地發育長7優質烴源巖，油源對比揭示延9原油主要為本地長7烴源巖貢獻形成，而與延長組沉積期湖盆中心志丹地區長7優質烴源巖沒有明顯親緣關系，研究結論與鄂爾多斯盆地地質演化歷史一致。
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