準(zhǔn)噶爾盆地南緣中部凝析油油源

陳建平，鄧春萍，王緒龍，倪云燕，孫永革，趙喆王培榮，廖健德，張蒂嘉，梁狄剛

（1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院；2. 提高石油采收率國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司油氣地球化學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；4. 中國(guó)石油新疆油田公司；5. 浙江大學(xué)地球科學(xué)系）

準(zhǔn)噶爾盆地南緣中部凝析油油源

陳建平1，2，3，鄧春萍1，2，3，王緒龍4，倪云燕1，2，3，孫永革5，趙喆1，王培榮3，廖健德4，張蒂嘉1，2，3，梁狄剛1，2，3

（1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院；2. 提高石油采收率國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司油氣地球化學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；4. 中國(guó)石油新疆油田公司；5. 浙江大學(xué)地球科學(xué)系）

在對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)40多個(gè)原油、凝析油和稠油樣品進(jìn)行詳細(xì)地球化學(xué)分析、對(duì)5套烴源巖生烴基本條件研究的基礎(chǔ)上，采用全油、輕烴、正構(gòu)烷烴及類異戊二烯烷烴分子碳同位素組成與生物標(biāo)志物組成特征相結(jié)合的方法，探討南緣中部地區(qū)背斜構(gòu)造凝析油的油源。南緣中部地區(qū)凝析油含有豐富的類異戊二烯烷烴，Pr/Ph值小于1.0；全油碳同位素組成輕，δ13C值在-28‰～-27‰，C9以下烷烴δ13C值在-26‰～-24‰，C9以上正構(gòu)烷烴分子碳同位素組成隨碳數(shù)增高而大幅度降低，C19以上正構(gòu)烷烴δ13C值小于-30‰，姥鮫烷、植烷δ13C值小于-29‰；生物標(biāo)志物組成中含有豐富的C27甾烷和C30甲基甾烷，C27、C28、C2920R構(gòu)型甾烷呈“V”型分布，三環(huán)萜烷豐富且以C21為主，伽馬蠟烷含量較高且有兩個(gè)異構(gòu)體；C29甾烷20S/（20S+20R）值在0.40～0.50，甲基菲指數(shù)和分布分?jǐn)?shù)計(jì)算的成熟度在0.70%～1.10%。凝析油的這些地球化學(xué)特征與南緣中部白堊系湖相烴源巖生成的典型成熟原油非常相似，而與侏羅系來(lái)源的原油差異很大，表明它們來(lái)源于成熟的白堊系湖相烴源巖，而不是來(lái)源于高成熟的侏羅系煤系烴源巖。圖7表2參42

凝析油；油源；分子碳同位素；生物標(biāo)志物；白堊系；準(zhǔn)噶爾盆地南緣

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)45個(gè)背斜構(gòu)造［1-5］，很多背斜構(gòu)造都發(fā)現(xiàn)了油氣。南緣地區(qū)發(fā)育二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系和古近系5套烴源巖［6-9］，這些不同時(shí)代的烴源巖均可能生成油氣。對(duì)于南緣地區(qū)背斜構(gòu)造中的天然氣，絕大多數(shù)學(xué)者認(rèn)為它們以煤型氣為主，屬于高過成熟階段濕氣和干氣，主要來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖［6，10-14］，但是對(duì)凝析油的來(lái)源則有較大爭(zhēng)議。陳世加等［11］根據(jù)呼圖壁背斜凝析油輕烴中甲基環(huán)己烷含量與Mango輕烴成因分類圖，認(rèn)為其屬于腐殖型凝析油，來(lái)源于高成熟的侏羅系煤系烴源巖。廖健德等［13］則認(rèn)為呼圖壁背斜凝析油來(lái)源于白堊系烴源巖?？邓胤嫉龋?4］、阿布力米提等［15］認(rèn)為霍爾果斯背斜構(gòu)造原油（包括凝析油）來(lái)源于白堊系烴源巖，而郭春清等［16］認(rèn)為其原油來(lái)源于古近系安集海河組（E2—3a）烴源巖，廖健德等［12］則認(rèn)為其原油主要來(lái)源于白堊系，但其中也混有高成熟侏羅系烴源巖生成的輕組分。蔣宜勤等［17］認(rèn)為瑪納斯背斜構(gòu)造凝析油主要來(lái)自侏羅系烴源巖，白堊系烴源有一定的貢獻(xiàn)。孔祥星［18］認(rèn)為南緣地區(qū)所有原油、凝析油均來(lái)源于侏羅系烴源巖。陳建平等［7，19-21］和王緒龍等［6］則認(rèn)為南緣中部呼圖壁、瑪納斯、霍爾果斯等背斜原油、凝析油均來(lái)源于下白堊統(tǒng)烴源巖。

綜上所述，認(rèn)為南緣中部地區(qū)凝析油來(lái)源于侏羅系烴源巖的主要理由有：①這些凝析油屬于高成熟烴源巖生成的產(chǎn)物，南緣地區(qū)侏羅系烴源巖目前處于高成熟—過成熟階段；②凝析油的全油碳同位素組成與典型侏羅系原油比較相似；③南緣地區(qū)目前可獲得的白堊系、古近系烴源巖樣品的成熟度太低，抽提物中以生物構(gòu)型的標(biāo)志化合物為主，凝析油與烴源巖之間難以通過生物標(biāo)志物進(jìn)行直接對(duì)比；④凝析油中生物標(biāo)志物含量極低，很難獲得高質(zhì)量的生物標(biāo)志物圖譜，油源判識(shí)主要依據(jù)輕烴組成特征。

凝析油是否一定是高成熟烴源巖生成的產(chǎn)物，凝析油的來(lái)源又該如何正確判識(shí)？對(duì)于準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)而言，凝析油的碳同位素組成與典型侏羅系原油相似是否就表明它們來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖？烴源巖與凝析油（原油）成熟度存在很大差異時(shí)該如何準(zhǔn)確判識(shí)油源？針對(duì)上述問題，本文在南緣地區(qū)5套烴源巖生烴基本條件分析研究的基礎(chǔ)上，對(duì)南緣中部地區(qū)呼圖壁、吐谷魯、瑪納斯、霍爾果斯等背斜中40多個(gè)凝析油、原油及稠油樣品進(jìn)行了詳細(xì)地球化學(xué)分析，采用全油、輕烴、中高分子量正構(gòu)烷烴及類異戊二烯烷烴分子碳同位素組成與生物標(biāo)志物特征相結(jié)合的方法，對(duì)該地區(qū)凝析油的油源與成因進(jìn)行了探索。本文主要討論南緣中部地區(qū)凝析油的油源，而關(guān)于這些凝析油的成因?qū)⒃诹砦闹杏懻摗?/p>

1 基本地質(zhì)背景

1.1 基本構(gòu)造特征

準(zhǔn)噶爾盆地南緣東起阜康斷裂帶，西至四棵樹凹陷，北與中央坳陷的沙灣凹陷、莫南凸起、阜康凹陷相接，南鄰北天山，東西長(zhǎng)500 km，南北寬40～60 km，面積21 000 km2，構(gòu)造位置屬于北天山山前沖斷褶皺帶（見圖1）。南緣是準(zhǔn)噶爾盆地最年輕也是最復(fù)雜的褶皺帶，是經(jīng)歷了3個(gè)構(gòu)造期（晚海西、印支—燕山、喜馬拉雅期）發(fā)展起來(lái)的次一級(jí)構(gòu)造單元，現(xiàn)今構(gòu)造呈現(xiàn)“東西分段、南北分帶”的面貌［2-5］。根據(jù)構(gòu)造形成機(jī)理及構(gòu)造樣式，可將其進(jìn)一步劃分為4個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元：四棵樹凹陷、霍瑪吐背斜帶、齊古斷階帶和阜康斷裂帶（見圖1）。本文中將南緣分為西、中、東3部分：獨(dú)山子以西為西段（西部），獨(dú)山子到烏魯木齊為中段（中部），烏魯木齊以東為東段（東部）。

1.2 沉積地層

自二疊紀(jì)以來(lái)，南緣地區(qū)持續(xù)性沉降，發(fā)育了二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系和新近系—第四系6套沉積地層，最大沉積厚度達(dá)15 km，一般厚度超過10 km［22］。下二疊統(tǒng)—中二疊統(tǒng)下部主要為一套粗碎屑沉積；中二疊統(tǒng)蘆草溝組（P2l）為一套半深湖—深湖相沉積，厚600～1 600 m，油頁(yè)巖發(fā)育［6，22-23］；上二疊統(tǒng)主要為河流相—淺湖相—半深湖相沉積，厚0～730 m［6，22-23］。中下三疊統(tǒng)主要為河流—淺湖相粗碎屑沉積，厚300～1 300 m；上三疊統(tǒng)為三角洲—濱淺湖—半深湖相沉積，夾有沼澤相的炭質(zhì)泥巖薄層和煤線，厚300～800 m。中下侏羅統(tǒng)是一套以河沼相、湖沼相沉積交替的含煤沉積，最大厚度近3 000 m，上侏羅統(tǒng)為山麓河流相粗碎屑沉積，厚0～350 m。下白堊統(tǒng)是一套以泥質(zhì)巖為主的湖相和湖沼相沉積，最厚達(dá)1 600 m，上白堊統(tǒng)主要為山麓河流相粗碎屑沉積，厚80～800 m。古新統(tǒng)—始新統(tǒng)為河流—淺湖相沉積，厚15～855 m；始新統(tǒng)—漸新統(tǒng)為較穩(wěn)定的淺湖—深湖相沉積，厚44～800 m；漸新統(tǒng)—上新統(tǒng)以淺水湖沼相及河流相沉積為主。

2 烴源巖基本生烴條件

2.1 烴源巖分布

準(zhǔn)噶爾南緣地區(qū)存在二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系5套烴源巖，但在不同的區(qū)域有差異，南緣中部地區(qū)烴源巖層系最多可達(dá)5套，東部和西部有2～4套［7-8］。二疊系烴源巖主要發(fā)育于南緣東部至中部，在西部獨(dú)山子地區(qū)可能也有發(fā)育，厚度一般在50～250 m，最厚達(dá)700 m以上［6-8，23］。三疊系烴源巖在南緣地區(qū)的分布尚不清楚，除了以往認(rèn)為在南緣中部及阜康凹陷存在三疊系烴源巖外［24］，在南緣中西部也存在三疊系烴源巖［25］。侏羅系廣泛分布于南緣地區(qū)，從東部阜康斷裂帶至西部四棵樹凹陷均有烴源巖分布［6，8］。下侏羅統(tǒng)八道灣組（J1b）暗色泥巖厚度通常為200～300 m，炭質(zhì)泥巖的厚度在1～10 m，煤的厚度在5～60 m，三工河組（J1s）暗色泥巖厚度在50～300 m；中侏羅統(tǒng)西山窯組（J2x）暗色泥巖厚度一般在75～150 m，炭質(zhì)泥巖厚度在2～15 m，煤的厚度在5～30 m。白堊系清水河組（K1q）湖相烴源巖主要分布于南緣中部地區(qū)，向東可延伸至呼圖壁、昌吉地區(qū)，向西則可達(dá)四棵樹凹陷，厚度一般在50～250 m，南緣中部地區(qū)厚度一般在150～250 m［6-8］。古近系烴源巖主要分布于南緣中西部，厚度一般在50～200 m［6-8］。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣構(gòu)造圈閉與油氣田分布圖

2.2 烴源巖基本地球化學(xué)特征

二疊系深湖—半深湖相蘆草溝組烴源巖是一套有機(jī)質(zhì)豐度很高的優(yōu)質(zhì)烴源巖［6-10，23］，有機(jī)碳含量在0.50%～34.27%，平均達(dá)到6.60%，平均熱解生烴潛量為36.99 mg/g（見表1），以腐泥型（Ⅰ型）和腐殖—腐泥型（Ⅱ1）有機(jī)質(zhì)為主，在南緣邊部目前處于低成熟階段［6-10，23］，在霍瑪吐背斜帶的凹陷中埋藏深度達(dá)10 km以上，應(yīng)該處于高—過成熟演化階段。上三疊統(tǒng)黃山街組是一套黑色泥巖夾炭質(zhì)泥巖沉積［6-9，24-25］，暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度雖然明顯低于二疊系烴源巖，但平均有機(jī)碳含量也達(dá)到了1.78%（見表1），只是有機(jī)質(zhì)類型較差，以Ⅱ2型和Ⅲ型為主，但在東部存在Ⅰ、Ⅱ型有機(jī)質(zhì)。南緣三疊系干酪根鏡質(zhì)組反射率（Ro）在0.60%～0.75%，主要處于低成熟演化階段，但在霍瑪吐背斜帶的凹陷中埋藏深度超過9 km，應(yīng)處于高成熟—過成熟演化階段。

中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度變化很大（見表1），其中煤系泥巖平均有機(jī)碳含量在1%～2%，炭質(zhì)泥巖平均為20%左右，煤平均為50%～60%。有機(jī)質(zhì)以Ⅲ和Ⅱ2型為主，煤系泥巖則含有少量Ⅱ1型或Ⅰ型有機(jī)質(zhì)。露頭地區(qū)侏羅系烴源巖的鏡質(zhì)組反射率一般在0.5%～0.7%，處于低成熟演化階段，但是在四棵樹凹陷—霍瑪吐背斜帶—阜康凹陷埋藏深度超過8 km，處于高成熟—過成熟演化階段［6-8］。

白堊系清水河組湖相泥巖有機(jī)碳含量在0.06%～1.81%，而有機(jī)碳含量大于0.5%的烴源巖樣品分析平均有機(jī)碳含量為0.92%（見表1），有機(jī)質(zhì)以水生生物為主，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型［6-8］。其中：南緣中部清水河剖面下部有厚度超過50 m、有機(jī)碳含量基本在1.0%以上的泥巖，平均達(dá)1.43%；盆參2井2個(gè)暗色泥巖樣品平均有機(jī)碳含量為1.22%；南緣西部四參1井2個(gè)暗色泥巖樣品平均有機(jī)碳含量達(dá)1.20%，烏蘭布拉克剖面暗色泥巖平均有機(jī)碳含量為0.80%；南緣中段東部的頭屯河剖面暗色泥巖平均有機(jī)碳含量為0.47%；近期鉆探的位于呼圖壁背斜的大豐1井6 902～6 984 m井段灰色泥巖的有機(jī)碳含量一般在0.35%～0.52%，平均為0.43%，氯仿瀝青A含量在0.675‰～1.060‰。由此可見，清水河組在南緣中西段有機(jī)質(zhì)豐度較高，而中段東部相對(duì)較低。目前南緣地區(qū)清水河組處于不同的成熟演化階段，其中西部四棵樹凹陷埋藏超過5 500 m，鏡質(zhì)組反射率達(dá)0.73%以上，已處于成熟演化階段；南緣中部吐谷魯背斜吐谷1井清水河組烴源巖鏡質(zhì)組反射率為0.85%；呼圖壁背斜的大豐1井6 902～6 984 m井段清水河組泥巖氯仿瀝青A轉(zhuǎn)化率（氯仿瀝青A值與有機(jī)碳含量之比）在14%～25%，處于生油高峰階段。在凹陷中清水河組埋藏深度可達(dá)6～8 km甚至更深，按地溫梯度20 ℃/km與地表恒溫層10 ℃計(jì)算［6-8］，其地層溫度在130～170 ℃，達(dá)到了成熟甚至高成熟階段。

表1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)不同層位烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)表

古近系安集海河組暗色泥巖有機(jī)碳含量變化范圍很大（見表1），有機(jī)碳含量大于0.5%的烴源巖樣品平均有機(jī)碳含量為1.08%。在南緣西部四棵樹凹陷，安集海河組烴源巖平均有機(jī)碳含量與熱解生烴潛量分別為1.41%和5.02 mg/g，有機(jī)顯微組分以腐泥組與殼質(zhì)組為主，H/C原子比一般都在1.2～1.8，以Ⅱ型有機(jī)質(zhì)為主；東部地區(qū)則主要為Ⅲ型有機(jī)質(zhì)［6-8］。南緣露頭剖面安集海河組烴源巖一般處于未成熟階段，但是在四棵樹凹陷東部—霍瑪吐背斜帶的凹陷中埋藏深度在5 000～6 500 m，地層溫度在110～140 ℃，應(yīng)該已經(jīng)進(jìn)入低成熟—成熟生油階段［7-8］。

從上述討論可見，南緣中部地區(qū)二疊系、三疊系、中下侏羅統(tǒng)、下白堊統(tǒng)清水河組、古近系安集海河組烴源巖均為有效烴源巖，而且在凹陷中二疊系、三疊系、侏羅系烴源巖埋藏深度均很大，達(dá)到高—過成熟階段，在地質(zhì)歷史時(shí)期均具有生成高成熟凝析油的可能性。白堊系烴源巖成熟度相對(duì)低些，目前主要處于成熟生油階段，可能尚未達(dá)到生成高成熟凝析油的演化階段。古近系烴源巖成熟度較低，大部分地區(qū)處于未成熟—低成熟階段，在西部四棵樹凹陷及中部凹陷區(qū)達(dá)到了低成熟—成熟生油階段，沒有生成高成熟凝析油的可能性。

3 凝析油地球化學(xué)特征與油源

3.1 凝析油物理化學(xué)性質(zhì)

呼圖壁背斜凝析油為淺黃色和無(wú)色，密度在0.776 4～0.783 2 g/cm3，黏度在0.8 mPa·s左右（見表2），凝固點(diǎn)-25～-20 ℃，含蠟量小于2%，油質(zhì)非常輕。在凝析油的族組成中，飽和烴含量在82%～98%，芳烴在1.28%～9.06%，非烴和瀝青質(zhì)的含量非常低?，敿{斯背斜凝析油為淡黃色或淺黃色，密度為0.761 2～0.772 7 g/cm3，黏度在1.0～1.5 mPa·s，凝固點(diǎn)低于-20 ℃。凝析油飽和烴含量在91%～96%，芳烴在3%～8%，非烴和瀝青質(zhì)含量低于5%?；魻柟贡承庇姓Ｔ?、輕質(zhì)油、凝析油和天然氣，其中輕質(zhì)油的密度在0.79～0.82 g/cm3，黏度在1～5 mPa·s，凝固點(diǎn)在3～20 ℃，含蠟量在5%～10%，飽和烴含量在80%以上，芳烴含量在10%左右。

表2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣地區(qū)部分凝析油、原油基本物理化學(xué)性質(zhì)參數(shù)和全油碳同位素組成

3.2 凝析油的成熟度

原油的正構(gòu)烷烴分布也可以反映原油的成熟度，高成熟凝析油一般以C15前低碳數(shù)烴類為主，C15以上中高碳數(shù)烷烴很少，類異戊二烯烷烴的相對(duì)豐度也比較低［26］。從南緣中部地區(qū)凝析油全油色譜看（見圖2），雖然這些凝析油以低碳數(shù)烷烴為主，但C15以上高碳數(shù)烷烴含量也較高，高碳數(shù)烷烴甚至可高達(dá)C28、C29；凝析油的C21-/C22+值最高為79.52，但多數(shù)在10左右，略高于霍10井3 064.0～3 067.0 m的棕黑色輕質(zhì)原油（見表2）；凝析油的CPI值在1.0～1.4、OEP（奇偶優(yōu)勢(shì)指數(shù)）值在1.0左右；凝析油類異戊二烯烷烴相對(duì)于相鄰正構(gòu)烷烴的豐度很高，Pr/nC17值在0.3～0.5，Ph/nC18值在0.4～0.8（見表2），與霍爾果斯、瑪納斯、吐谷魯、安集海等背斜構(gòu)造原油和輕質(zhì)油相當(dāng)甚至略高［6-7，19-20］；凝析油輕烴的庚烷值［27-28］在19%～21%，異庚烷值在1.9～2.1，屬于成熟原油；凝析油的2，4-二甲基環(huán)戊烷/2，3-二甲基環(huán)戊烷值在0.33～0.50，計(jì)算其有機(jī)質(zhì)經(jīng)歷的最高溫度［29］在123～130 ℃，這一溫度基本上是有機(jī)質(zhì)處于成熟生油高峰階段的溫度。上述全油色譜與輕烴色譜特征均表明這些凝析油的成熟度并不是很高，屬于成熟原油。值得注意的是，由于南緣中部許多原油遭受強(qiáng)烈的氣侵而發(fā)生了蒸發(fā)分餾作用（另文討論），原油和凝析油的輕烴和正構(gòu)烷烴分布發(fā)生了很大變化，可能已經(jīng)不能真實(shí)地反映其成熟度。生物標(biāo)志物和芳烴的異構(gòu)化程度能從另一方面反映原油和凝析油的成熟度。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣中部典型凝析油全油色譜圖

圖3 南緣呼圖壁、瑪納斯構(gòu)造凝析油及霍爾果斯構(gòu)造原油與牧5井侏羅系原油生物標(biāo)志物對(duì)比圖

南緣中部呼圖壁、瑪納斯、霍爾果斯等背斜構(gòu)造原油、輕質(zhì)油及凝析油甾烷組成中，ααα-20S構(gòu)型和ββ構(gòu)型甾烷的含量不是很高（見圖3），C27甾烷和C29甾烷20S/（20S+20R）值均在0.40～0.55，C29甾烷ββ/（αα+ββ）值在0.50～0.60，少數(shù)可能由于受蒸發(fā)分餾作用影響可達(dá)0.7左右（見表2）。例如，呼2井凝析油C29甾烷20S/（20S+20R）和ββ/（αα+ββ）值分別僅為0.41和0.52，芳烴甲基菲指數(shù)［30］計(jì)算的成熟度Rc僅為0.42%，明顯偏低，甲基菲分布分?jǐn)?shù)［31］計(jì)算的成熟度Rc也僅為0.87%，均低于南緣中部地區(qū)正常原油、蠟質(zhì)原油；瑪納1井凝析油C29甾烷20S/（20S+20R）和ββ/（αα+ββ）值分別為0.54和0.60，與霍10井正常原油、霍002井稠油相當(dāng)，ββ/（αα+ββ）值甚至低于瑪納001井2 787～2 791 m東溝組蠟質(zhì)原油（見表2）。因此，南緣中部呼圖壁、瑪納斯等背斜構(gòu)造凝析油屬于成熟油而不是高成熟凝析油。

3.3 類異戊二烯烷烴分布特征與油源判識(shí)

南緣中部地區(qū)凝析油類異戊二烯烷組成一個(gè)非常顯著的特點(diǎn)是Pr/Ph值很低（見表2）。呼2井兩個(gè)凝析油樣品的Pr/Ph值分別僅為0.69和0.85，瑪納斯背斜兩個(gè)凝析油樣品在1.0左右，表明生成這些凝析油的有機(jī)質(zhì)沉積于強(qiáng)還原環(huán)境［22］。

在南緣地區(qū)5套烴源巖中，侏羅系煤系有機(jī)質(zhì)沉積于弱氧化—弱還原環(huán)境，具有高的Pr/Ph值，生成的原油Pr/Ph值通常大于2.5［6-7，19-20，32-34］。不僅準(zhǔn)噶爾盆地東部古牧地等典型侏羅系來(lái)源的原油如此，阜康凹陷周緣其他來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖的原油，如沙9井等沙北油田原油［32］、東道2井原油［6-7］、董1井與成1井原油［33］、南緣西部沙灣凹陷的永2井和永6井侏羅系原油［34］等，均具有高的Pr/Ph值。吐哈盆地、焉耆盆地等中國(guó)西北地區(qū)侏羅系來(lái)源的原油也均如此［35-37］。南緣中部凝析油類異戊二烯烷烴Pr/Ph值遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于一般侏羅系來(lái)源的原油，與侏羅系煤系烴源巖有機(jī)質(zhì)的沉積環(huán)境有很大差異，顯然它們不可能來(lái)源于侏羅系烴源巖。

準(zhǔn)噶爾盆地腹部、東部、南緣地區(qū)二疊系和三疊系湖相烴源巖生成的原油Pr/Ph值一般不低于1.0［6-7，10，19-21，24］；古近系未成熟烴源巖抽提物的Pr/Ph值低于1.0，但古近系烴源巖生成的原油的Pr/Ph值一般大于1.0［6-7，19-21］。南緣呼圖壁和瑪納斯背斜凝析油的Pr/Ph值均低于二疊系、三疊系和古近系來(lái)源的原油，顯然它們也不可能來(lái)源于高成熟的二疊系、三疊系烴源巖或低成熟的古近系烴源巖。

南緣地區(qū)只有白堊系烴源巖生成原油的Pr/Ph值低于1.0［6-7，19-21］，呼圖壁、瑪納斯等背斜凝析油的Pr/Ph值與霍爾果斯、安集海等背斜白堊系來(lái)源的原油基本一致。顯然，這些凝析油應(yīng)該來(lái)源于成熟的白堊系烴源巖。

3.4 全油碳同位素組成特征與油源判識(shí)

南緣中部呼圖壁和瑪納斯背斜古近系中凝析油全油碳同位素δ13C值在-27.9‰～-27.1‰，平均-27.49‰。南緣中部白堊系烴源巖生成的原油全油碳同位素δ13C值在-31.2‰～-28.9‰，平均-29.70‰（見表2）。準(zhǔn)噶爾盆地侏羅系煤系生成的原油［6-7，19-20，32-34］碳同位素δ13C值在-27.6‰～-25.7‰，平均為-26.77‰。呼圖壁、瑪納斯等背斜凝析油δ13C值比白堊系烴源巖生成的原油重2‰左右，比侏羅系烴源巖生成的原油輕1‰左右，與侏羅系烴源巖生成的原油較相似，因而非常容易被認(rèn)是侏羅系煤系烴源巖生成的凝析油。那么，凝析油碳同位素組成與侏羅系煤系生成的原油相似，是否表明其來(lái)源于侏羅系烴源巖？

吐哈盆地侏羅系烴源巖生成的原油全油碳同位素組成δ13C值在-27.8‰～-25.8‰［35-37］，平均-26.8‰；凝析油全油碳同位素δ13C值在-26.9‰～-24.3‰，平均-25.7‰，比原油重1‰左右。準(zhǔn)噶爾盆地與吐哈盆地侏羅系烴源巖生成的原油的碳同位素值非常相似，那么侏羅系來(lái)源的凝析油顯然不可能比同源原油的碳同位素組成還輕。

圖4 南緣部分原油、凝析油輕烴分子碳同位素組成

圖5 南緣地區(qū)原油、凝析油正構(gòu)烷烴分子碳同位素組成

凝析油與原油的分子碳同位素組成分析表明，隨著烷烴碳數(shù)增多其碳同位素組成總體越來(lái)越輕（見圖4、圖5），C9以下低碳數(shù)正構(gòu)烷烴碳同位素δ13C值均大于-27‰，明顯高于C10以上正構(gòu)烷烴；環(huán)己烷、甲基環(huán)己烷等環(huán)烷烴分子碳同位素δ13C值基本上在-25‰～-22‰，比同碳數(shù)正構(gòu)烷烴還要重。由于凝析油主要由低碳數(shù)烷烴組成，因而其全油碳同位素δ13C值一般也高于同源原油。Dzou等［38］也發(fā)現(xiàn)缺乏高碳數(shù)烷烴的凝析油的全油碳同位素組成比同源原油要重。呼2井3 594～3 597 m凝析油低碳數(shù)烷烴最豐富（C21-/C22+值達(dá)79.52，見表2），其全油δ13C值為-27.1‰（見表2），是所有凝析油中最重的，充分表明了低碳數(shù)烷烴對(duì)凝析油碳同位素組成的影響。

由此可見，南緣呼圖壁背斜等凝析油全油碳同位素組成比侏羅系烴源巖生成的原油還小1‰左右，充分表明它們不可能來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖。輕烴和高碳數(shù)正構(gòu)烷烴分子碳同位素組成提供了更加充分的證據(jù)。

3.5 正構(gòu)烷烴分子碳同位素組成與油源判識(shí)

正構(gòu)烷烴分子碳同位素能夠反映生烴母質(zhì)來(lái)源及沉積環(huán)境差異，是油源對(duì)比的有力工具［6-7，19-20，26，39-42］。由圖4和圖5可見，準(zhǔn)噶爾盆地牧5井等典型侏羅系原油C9以下烷烴的碳同位素δ13C值在-24‰～-21‰，C10以上隨碳數(shù)增加逐漸變輕，至C15在-26‰左右，C15以上在-28‰～-26‰，隨著碳數(shù)的增高降低趨勢(shì)變小。霍爾果斯背斜霍10井等原油低碳數(shù)與高碳數(shù)烷烴碳同位素組成的差異很大，C9以下烷烴的碳同位素δ13C值基本上在-27‰～-24‰，C10以上烷烴的碳同位素δ13C值也逐漸變小，至C15在-30‰～-28‰，而C19以上基本上在-30‰以下。呼圖壁、瑪納斯背斜凝析油C9以下輕烴的碳同位素組成與牧5井等侏羅系原油有一定差異，與霍10井等原油很相似，C10以上正構(gòu)烷烴的碳同位素組成與牧5井等原油差異更大，而與霍10井、安5井等原油分布基本一致。

牧5井、沙9井等原油為典型的來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖的原油［6-7，19-20，32-34］?；?0井等原油與白堊系清水河組烴源巖抽提物具有十分相似的正構(gòu)烷烴分子碳同位素分布形式，它們是來(lái)源于白堊系清水河組烴源巖的原油［6-7，19-21］。顯然，南緣中部呼圖壁、瑪納斯等背斜凝析油來(lái)源于白堊系湖相烴源巖而不是侏羅系煤系烴源巖。

3.6 類異戊二烯烷烴分子碳同位素組成與油源判識(shí)

南緣中部凝析油姥鮫烷和植烷碳同位素組成δ13C值均小于-29‰（見圖6），與霍10井、安5井等來(lái)源于白堊系烴源巖的原油非常類似，而古牧地等來(lái)源于侏羅系的原油及南緣中部來(lái)源于古近系的原油［6-7，19-21］姥鮫烷和植烷的碳同位素組成δ13C值一般大于-28‰，與呼圖壁凝析油有很大差異。顯然，呼圖壁、瑪納斯等背斜的凝析油應(yīng)該來(lái)源于白堊系烴源巖，而不是來(lái)源于侏羅系或古近系烴源巖。

圖6 南緣原油及凝析油姥鮫烷與植烷分子碳同位素組成

3.7 生物標(biāo)志物組成特征與油源判識(shí)

盡管呼圖壁、瑪納斯背斜凝析油以低碳數(shù)烷烴為主，高碳數(shù)烷烴較少，但仍然檢測(cè)出完整的甾烷和萜烷類生物標(biāo)志物，其分布特征與霍爾果斯背斜正常原油很相似，而與牧5井等侏羅系來(lái)源的原油有很大差異（見圖3）。例如，呼2井和瑪納1井凝析油中ααα-20R C27甾烷的含量相對(duì)較高，C27、C28和C29甾烷呈不對(duì)稱“V”型分布。C27、C28和C29ββ異膽甾烷含量均很高，C27重排甾烷含量較高。C30甲基甾烷含量相對(duì)較高，三環(huán)萜烷以C21為最高，C19—C24三環(huán)萜烷基本呈正態(tài)分布。Ts含量高于Tm且C29Ts、C30重排藿烷及伽馬蠟烷含量較高。雖然Ts、C29Ts、C30重排藿烷等含量與成熟度有關(guān)，但是呼2井、瑪納1井等凝析油屬于成熟原油，其Ts含量高于Tm不是成熟度高的緣故，而是其生烴母質(zhì)沉積環(huán)境的反映。

值得特別注意的是，霍爾果斯、瑪納斯、吐谷魯構(gòu)造帶原油及凝析油除了有較高的一般常見的伽馬蠟烷外，還有一個(gè)伽馬蠟烷異構(gòu)體（見圖3），這與白堊系烴源巖抽提物的特征一致（見圖7），而二疊系、三疊系、侏羅系烴源巖抽提物及相應(yīng)的原油中均沒有這個(gè)伽馬蠟烷異構(gòu)體［20］。

凝析油上述生物標(biāo)志物組成特征均與霍爾果斯背斜霍10井正常原油及霍002井稠油非常相似，與白堊系烴源巖抽提物也十分相似（見圖7），而與侏羅系烴源巖抽提物及原油明顯不同。略有差異的是呼2井凝析油C29藿烷較高、伽馬蠟烷的含量較低?，敿{1井凝析油雖然三環(huán)萜烷含量非常高而五環(huán)萜烷相對(duì)較低，與霍10井原油有較大差異，但是五環(huán)萜烷中Ts含量高于Tm且C29Ts、伽馬蠟烷含量較高這些特征仍然是相同的?，敿{1井凝析油三環(huán)萜烷異常高與其高碳數(shù)烴類過低有關(guān)，是其形成過程中不同分子量烴類強(qiáng)烈分餾導(dǎo)致的。

古牧地牧5井等原油來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖［6-7，19-20，32-34］，其甾烷以C29規(guī)則甾烷和重排甾烷為主，其他甾烷的含量很低（見圖3）；三環(huán)萜烷以C19和C20為主，Ts低于Tm，基本上沒有伽馬蠟烷或含量極低，與這些凝析油有很大差異。除古牧地原油外，目前在準(zhǔn)噶爾盆地發(fā)現(xiàn)的其他來(lái)源于侏羅系的原油［6-7，19-20，32-34］均與古牧地牧5井等原油具有十分相似的甾烷和萜烷組成特征，與呼圖壁等凝析油有很大差異。

圖7 南緣中部凝析油、原油與白堊系烴源巖抽提物萜烷質(zhì)量色譜對(duì)比圖

二疊系烴源巖生成的原油以C28和C29甾烷為主，C27甾烷、重排甾烷、Ts、C29和C30重排藿烷均很低［6-7，19-21］。三疊系烴源巖生成的原油重排甾烷、Ts、C29Ts、C30重排甾烷含量異常高，C27和C28甾烷含量卻相對(duì)較低，而且基本沒有甲基甾烷［24，32］。這些不同層系烴源巖生成的原油生物標(biāo)志物組成及其分布特征與呼圖壁、瑪納斯背斜等凝析油存在很大差異。

霍爾果斯背斜霍10井等原油來(lái)源于白堊系清水河組湖相烴源巖［6-7，12，14-15，19-21］，而牧5井原油屬于典型的侏羅系煤系原油［6，10，19-21，32］。呼圖壁、瑪納斯等南緣中部凝析油甾烷和萜烷組成特征與侏羅系、三疊系和二疊系來(lái)源的原油明顯不同，而與霍爾果斯背斜白堊系湖相烴源巖生成的原油十分相似，表明這些凝析油不是來(lái)源于侏羅系、三疊系和二疊系烴源巖，而是來(lái)源于白堊系烴源巖。

4 結(jié)論

準(zhǔn)噶爾盆地南緣中部地區(qū)凝析油雖然以低碳數(shù)烷烴為主，但C15以上高碳數(shù)烷烴含量也較高，C29甾烷20S/（20S+20R）值和ββ/（αα+ββ）值分別為0.4～0.5和0.4～0.6，甲基菲指數(shù)和分布分?jǐn)?shù)計(jì)算的成熟度在0.42%～1.10%，庚烷值在19%～21%，異庚烷值在1.9～2.1，屬于成熟凝析油而非高成熟凝析油。

準(zhǔn)噶爾盆地南緣中部地區(qū)凝析油含有豐富的類異戊二烯烷烴且Pr/Ph值很低，全油碳同位素組成較輕，δ13C值在-28‰～-27‰，正構(gòu)烷烴分子碳同位素組成總體隨碳數(shù)增高而大幅度降低，C9—C25烷烴δ13C值在-32‰～-26‰，姥鮫烷、植烷碳同位素δ13C值小于-29‰，生物標(biāo)志物組成中含有豐富的C27甾烷和C30甲基甾烷，C27、C28、C29甾烷呈“V”型分布，三環(huán)萜烷豐富且以C21為主，伽馬蠟烷含量較高且有異構(gòu)體，其地球化學(xué)特征與典型的白堊系成熟湖相原油非常相似，而與典型侏羅系來(lái)源的原油存在很大差異，表明其來(lái)源于成熟的白堊系湖相烴源巖，而非高成熟的侏羅系煤系烴源巖。

凝析油輕烴、正構(gòu)烷烴、類異戊二烯烷烴分子碳同位素組成及分布特征與生物標(biāo)志物組成特征相結(jié)合可以有效判識(shí)凝析油的油源。

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（編輯 黃昌武）

Source of condensate oil in the middle of southern margin, Junggar Basin, NW China

CHEN Jianping1，2，3，DENG Chunping1，2，3，WANG Xulong4，NI Yunyan1，2，3，SUN Yongge5，ZHAO Zhe1，WANG Peirong3，LIAO Jiande4，ZHANG Dijia1，2，3，LIANG Digang1，2，3
（1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China； 2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Beijing 100083，China； 3. Key Laboratory of Petroleum Geochemistry of CNPC，Beijing 100083，China； 4. PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China； 5. Department of Earth Sciences，Zhejiang University，Hangzhou 310027，China）

Through detailed geochemical analysis of over 40 crude oil，condensate oil and heavy oil samples in the southern margin of Junggar Basin，and based on the hydrocarbon generation condition of five sets of source rocks，with the combination between compositions of carbon isotopes of whole oil，light hydrocarbon，n-alkanes isoprenoids and biomarker's composition characteristics，a detailed discussion on the source of the condensate oil in anticlines in the middle section of the southern margin was carried out. Condensate oil from the middle section of the southern margin has abundant isoprenoids，Pr/Ph＜1.0. Carbon isotopes of whole oil are low with δ13C value between -27‰ and -28‰. δ13C value of alkanes with carbon number smaller than 9 ranges from -26‰ to -24‰，carbon isotope of C9+n-alkanes decreases remarkably with increasing carbon number，and the δ13C value of C19+n-alkanes is lower than -30‰. The δ13C value of pristane and phytane is lower than -29‰. The biomarker components contain abundant C27steranes and C30methyl steranes，“V” shape distribution of C27，C28and C2920R sterane，abundant tricyclic terpanes with dominance of C21，and relatively high content of gammacerane with two isomers. The 20S/（20S+20R） ratio of C29steranes is between 0.40 and 0.50，and the maturity calculated by the methylphenanthrene index and distribution fraction （Rc） ranges from 0.70% to 1.1%. These geochemical characteristics of the condensate oils are very similar to those mature crude oil of the typical Cretaceous lacustrine source rock in the middle section of Southern Margin，but different from those of typical Jurassic crude oils，implying that these condensate oils are derived from mature Cretaceous lacustrine source rocks instead of highly mature Jurassic coal-measures source rock.

condensate oil； oil source； molecular carbon isotope； biomarker； Cretaceous； southern margin of Junggar Basin

中國(guó)石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目“準(zhǔn)噶爾盆地多烴源資源潛力及成藏地球化學(xué)研究”（06-01A-01-02）和“地質(zhì)條件下全過程油氣生成排驅(qū)模型及其應(yīng)用”（2011A-0201；2014A-0211）

TE122.2

A

1000-0747（2016）05-0830-11

10.11698/PED.2016.05.21

陳建平（1962-），男，江蘇常州人，博士，中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院教授級(jí)高級(jí)工程師，主要從事油氣地球化學(xué)研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)，中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實(shí)驗(yàn)研究中心，郵政編碼：100083。E-mail：chenjp@petrochina.com.cn

2016-02-22

2016-07-18