曹 軍鐘寧寧鄧運華康洪全孫玉梅朱順玲戴 娜黃小艷

(1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室; 2.中海油研究總院)

尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)原油地球化學特征及盆地原油族群劃分新方案*

曹 軍1鐘寧寧1鄧運華2康洪全2孫玉梅2朱順玲1戴 娜1黃小艷1

(1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室; 2.中海油研究總院)

尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)M區(qū)塊3口鉆井的原油物性和地球化學特征研究表明,該盆地超深水區(qū)具有正常原油和經(jīng)歷了生物降解的重質(zhì)原油2種類型,原油可能來源于以海洋有機質(zhì)輸入為主、沉積于還原—弱氧化條件下的上白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)海相烴源巖。根據(jù)尼日爾三角洲全盆地137個原油樣品的地球化學綜合分析結(jié)果,基于生源輸入和沉積環(huán)境參數(shù)指標的差異性,重新將尼日爾三角洲盆地的原油族群劃分為3類:陸源原油、海相原油和混合生源原油,并指出了各族群原油的分布和來源。

尼日爾三角洲;超深水區(qū);原油;地球化學特征;族群劃分新方案

前人對尼日爾三角洲盆地原油已有較多研究[1-10],但對尼日爾三角洲盆地原油的成因問題一直沒有達成共識。以前的研究者認為尼日爾三角洲盆地的原油主要是第三系Agbada組和Akata組2套烴源巖的貢獻,并且對主力烴源巖的認識存在2種不同的觀點:一些學者認為Akata組上部頁巖為尼日爾三角洲盆地的主力烴源巖[1-2,11];另外一些學者認為Agbada組下部泥頁巖才是尼日爾三角洲盆地的主力烴源巖[12-15]。然而,R.C.Hacck等[16]提出了尼日爾三角洲盆地有3套含油氣系統(tǒng)(即第三系三角洲體系內(nèi)含油氣系統(tǒng)、上白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)海相含油氣系統(tǒng)、下白堊統(tǒng)湖相含油氣系統(tǒng))的觀點,指出尼日爾三角洲盆地發(fā)育3套烴源巖,徹底顛覆了尼日爾三角洲盆地只存在第三系三角洲內(nèi)含油氣系統(tǒng)的傳統(tǒng)認識。之后一些學者通過原油族群劃分進一步探討了尼日爾三角洲原油的成因問題,特別是C.Eneogwe等[6]將尼日爾三角洲西北區(qū)陸上和淺海原油劃分了3類族群,并指明各族原油的主要分布和來源;后來,Q.J.Samuel等[7]將尼日爾三角洲淺水區(qū)和深水區(qū)原油劃分了3類,預示著3類烴源巖存在的可能性,并關注到深水區(qū)原油與三角洲其他區(qū)原油具有顯著的差異,指出以海洋生物輸入為主沉積于還原環(huán)境的海相烴源巖具有舉足輕重的作用。

尼日爾三角洲盆地原油成因問題一直懸而未決的根本原因在于盆地原油特征的多樣性,一些原油的成因可以明確,但是某些原油的指向問題卻無法定論,特別是三角洲深水區(qū)和超深水區(qū)原油特征與已鉆遇的烴源巖特征無法比對,顯然存在未知的烴源巖。雖然目前沒有足夠的證據(jù),但是可以明確的是,尼日爾三角洲原油成因的多樣性預示著多類烴源巖存在的可能性,其對該盆地油氣資源的貢獻極大,標志著尼日爾三角洲盆地具有非常大的油氣勘探遠景。

本次研究的主要目的是通過最新獲取的該盆地超深水區(qū)原油資料及系統(tǒng)收集的全盆地原油地球化學資料,綜合研究超深水區(qū)原油物理性質(zhì)、地球化學特征及其來源,并將其納入尼日爾三角洲全盆地范圍內(nèi)考慮,基于各地區(qū)原油的差異性對全盆地原油進行新的族群劃分,指出不同族群原油的分布及來源。

1 研究區(qū)概況

圖1 尼日爾三角洲地理位置及原油樣品點示意圖

尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊包括4個油田,本次研究采用了其中3個油田的3口鉆井共14個原油樣品的分析資料,3口鉆井分別為M-1油田A井、M-3油田B井和M-4油田C井(圖2),其中A井水深1207 m,處于深水區(qū);B井和C井水深分別為1527 m和1651 m,均處于超深水區(qū)(根據(jù)國際慣例,將水深不超過500 m的水域稱為常規(guī)水深區(qū),500～1500 m之間的水域稱為深水區(qū),水深大于1500 m的水域為超深水區(qū))。

圖2 尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊位置及井位分布圖

2 M區(qū)塊原油特征及成因

2.1 原油物理性質(zhì)

M區(qū)塊不同構造單元和油藏深度原油物理性質(zhì)存在明顯差異(表1)。M-1油田A井2484～2657m井段原油密度為26°～29°API,屬中質(zhì)油;M-2油氣田儲層深度2971.8～3672.84 m,原油密度為41°～48°API,屬天然氣和凝析油;M-3油田儲層深度2438～3192m,淺部原油密度為24°～29°API,原油普遍發(fā)生中—輕度生物降解,深部原油埋深大于3000 m,原油密度約為31°API,含硫量為0.14%;M-4油田C井原油密度為15.3°～19.8° API,皆小于20°API,原油生物降解普遍,為重質(zhì)原油,而尼日爾三角洲盆地原油主要為輕質(zhì)油或中質(zhì)油,因此這是區(qū)別于三角洲盆地其他地區(qū)原油的顯著特征。A井和B井原油抽提物飽和烴相對含量高于C井,但其芳烴相對含量低于C井(表1),這可能是因C井原油經(jīng)歷了生物降解作用所致。

2.2 原油地球化學特征及成因

尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊存在2種原油:一種是正常原油,如圖3a,Pr/Ph值較小,反映其沉積環(huán)境為偏弱氧化還原條件,極低的奧利烷含量,C27甾烷略高于C29甾烷(圖4),反映有機質(zhì)屬于以海洋水生生物為主,較少的陸源高等植物輸入;另一種是生物降解原油,如圖3b,油質(zhì)較重,Pr/Ph值也較小,沉積于弱氧化還原條件,譜圖顯示大部分高碳和低碳化合物都被生物降解掉。

尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)原油飽和烴碳同位素分布在-28.7‰～-29.3‰之間,芳烴碳同位素為-27.0‰～-27.6‰(表2),表現(xiàn)出較輕的碳同

位素特征,顯著區(qū)別于三角洲盆地陸上、淺水區(qū)和部分深水區(qū)原油的碳同位素特征(圖5),而與下剛果盆地海相原油飽和烴和芳烴碳同位素具有相似的特征(δ13C飽和烴:-28.89‰～-29.3‰,δ13C芳烴:-27.00‰～-27.90‰)。

根據(jù)教學進程，老師可以通過手機APP向?qū)W生發(fā)起提問、搶答等活動，學生通過手機與老師互動，活躍了教學氣氛，教學活動占用了學生的手機，把學生的注意力集中到課堂中來，解決了廣大老師最困擾的學生上課玩手機問題[3]。

表1 尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊3口井原油物理性質(zhì)

圖3 尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊正常原油和生物降解原油的總離子流譜圖特征

圖4 尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊B井3029 m儲層原油生物標志物譜圖

表2 M區(qū)塊3口井原油穩(wěn)定碳同位素、生物標志化合物參數(shù)

圖5 尼日爾三角洲盆地原油飽和烴與芳烴碳同位素關系

尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊A井和B井原油Pr/Ph值都大于2.0,最高達3.07,而C井原油Pr/Ph值分布在1.16～1.40,皆小于1.5,顯著低于A井和B井,說明A井和B井原油的烴源巖發(fā)育于氧化環(huán)境,而C井原油的烴源巖沉積于弱氧化—弱還原環(huán)境,與下剛果盆地鹽上海相烴源巖(Pr/Ph:1.07～1.33)和尼日爾三角洲西北緣的Dahomey盆地上白堊統(tǒng)烴源巖(Pr/Ph:0.78～1.39)的發(fā)育具有相似的氧化還原條件。

M區(qū)塊3口井原油奧利烷指數(shù)皆較低(＜0.15),其中C井原油奧利烷更低(＜0.10)(表2),反映陸源高等植物輸入很少,這與尼日爾三角洲盆地陸上和淺水區(qū)原油奧利烷指數(shù)值(普遍大于3.0[6])差異很大,而與下剛果盆地海相烴源巖和海相原油奧利烷指數(shù)值相同,表明其陸源有機質(zhì)輸入量極少。

在物性和地球化學性質(zhì)上,尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊3口井原油與盆地其他地區(qū)原油存在某些差異性,物性上體現(xiàn)了較強的生物降解,地球化學特征上體現(xiàn)了更還原的沉積水體和極少的陸源有機質(zhì)輸入的特征,這是顯著區(qū)別于尼日爾三角洲盆地其他地區(qū)原油的重要特征。

從原油成熟度上看,尼日爾三角洲盆地M區(qū)塊3口井原油MPI1值介于0.62～1.06之間,利用該參數(shù)計算的等效鏡質(zhì)體反射率結(jié)果顯示皆為成熟原油,而該區(qū)富有機質(zhì)泥頁巖的Ro均小于0.5%,尚處于未熟階段,為未熟烴源巖。顯然,該區(qū)原油不是來自原地烴源巖,更可能是來自深部上白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)烴源巖[17]。

尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)部分原油與下剛果盆地鹽上海相原油在沉積環(huán)境和生源輸入方面具有相似性,與Dahomey盆地上白堊統(tǒng)烴源巖[7]和下剛果盆地上白堊統(tǒng)烴源巖生成的原油[18-19]具有一定的相似性。筆者推測,尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)部分原油可能來源于尼日爾三角洲盆地中以極少的陸源高等植物輸入,沉積于還原—弱氧化條件下的上白堊統(tǒng)海相烴源巖,這在一定程度上驗證了R.C. Hacck等[16]提出的尼日爾三角洲盆地3套含油氣系統(tǒng)中的上白堊統(tǒng)—第三系含油氣系統(tǒng)。

3 尼日爾三角洲盆地原油地球化學特征及成因探討

本次研究收集到尼日爾三角洲全盆地原油資料(數(shù)據(jù)主要來源于國外公開發(fā)表的文獻資料和中海油研究總院提供的原油資料),總計137個原油樣品,包括尼日爾三角洲盆地西北陸上原油66個,淺水區(qū)和深水區(qū)58個,以及中海油研究總院提供的最新的尼日爾三角洲盆地東南深水區(qū)、超深水區(qū)3口井的13個原油樣品。收集到的原油樣品既涵蓋了尼日爾三角洲盆地陸上、淺水、深水和超深水區(qū),又涵蓋了該盆地東部、西部和中部地區(qū),具有較高的代表性和全面性。原油樣品的分析數(shù)據(jù)主要包括飽和烴、芳烴的穩(wěn)定碳同位素,單體烴穩(wěn)定碳同位素,生物標志化合物參數(shù),GC-MS生物標志化合物譜圖等,在此基礎上對尼日爾三角洲盆地原油地球化學特征及成因進行了探討。

奧利烷作為晚白堊世以來高等植物(特別是被子植物)輸入的可靠標志[20-22],通常用奧利烷指數(shù)([18α(H)-+18β(H)-]奧利烷/C30αβ藿烷)來表示特殊的生源意義。尼日爾三角洲盆地原油的奧利烷指數(shù)變化范圍極大(圖6),最小值為0.05,最大值為0.85,超深水區(qū)原油的奧利烷指數(shù)最小,深水區(qū)、西部淺水區(qū)及西北部分地區(qū)原油的奧利烷指數(shù)較高(0.15～0.50),東部淺水區(qū)、中部淺水區(qū)和西北區(qū)原油的奧利烷指數(shù)最高(0.50～0.85),反映區(qū)域性原油陸源高等植物輸入量差異極大。

規(guī)則甾烷C29/C27比值在一定程度反映有機質(zhì)輸入上相似的差異。尼日爾三角洲盆地深水區(qū)原油規(guī)則甾烷C29/C27值較低,反映陸源有機質(zhì)輸入較少;而東部淺水區(qū)原油規(guī)則甾烷C29/C27值較高,說明陸源有機質(zhì)輸入較高(圖7)。

圖6 尼日爾三角洲盆地原油Pr/Ph與奧利烷指數(shù)關系

圖7 尼日爾三角洲盆地原油Pr/Ph與甾烷C29/C27關系

反映沉積水體氧化還原條件的Pr/Ph值在尼日爾三角洲盆地不同地區(qū)原油中的差異也較大(圖6、7),超深水區(qū)部分原油Pr/Ph值較低(＜1.5),反映弱氧化—弱還原環(huán)境;部分超深水區(qū)、深水區(qū)、西部淺水區(qū)及西北部分地區(qū)原油Pr/Ph值較高(1.5～3.5),反映較強的氧化環(huán)境;而東部淺水區(qū)、中部淺水區(qū)和西北區(qū)原油Pr/Ph值極高(＞3.5),反映其烴源巖發(fā)育時處于含氧水體。

尼日爾三角洲盆地原油穩(wěn)定碳同位素變化范圍較大(圖5),超深水區(qū)原油飽和烴、芳烴的穩(wěn)定碳同位素整體偏輕,δ13C飽和烴介于-28.5‰～-29.5‰, δ13C芳烴介于-27.0‰～-27.8‰,而西北區(qū)原油飽和烴和芳烴穩(wěn)定碳同位素整體較超深水區(qū)原油偏重,δ13C飽和烴最重達-24‰,δ13C芳烴最重達-25‰。

同樣,尼日爾三角洲盆地淺水和深水區(qū)原油C12—C30單體烴穩(wěn)定碳同位素分布特征存在較大差異[7],其穩(wěn)定碳同位素值分布范圍為-23‰～-33‰,絕大部分介于-25‰～-30‰之間。該盆地原油單體烴穩(wěn)定碳同位素分布具有一定的規(guī)律性,其穩(wěn)定碳同位素值隨碳數(shù)的增加呈現(xiàn)2種變化趨勢:第1種,單體烴穩(wěn)定碳同位素值隨碳數(shù)的增加變化不大,呈平穩(wěn)態(tài)分布,分布范圍主要介于-25‰～-30‰,變化幅度在5‰以內(nèi),主要分布在深水區(qū)和西部淺水區(qū)(圖8);第2種,單體烴穩(wěn)定碳同位素值隨碳數(shù)的增加逐漸變小,呈負偏分布,碳同位素值從-23‰減小到-33‰,最大負偏幅度達10‰,東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)原油具有這種特征(圖9)。

圖8 尼日爾三角洲盆地西部淺水區(qū)和深水區(qū)原油單體烴碳同位素分布特征(數(shù)據(jù)來源于O.J.Samuel等[7])

圖9 尼日爾三角洲盆地東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)原油單體烴碳同位素分布特征(數(shù)據(jù)來源于O.J.Samuel等[7])

總之,尼日爾三角洲盆地原油在生物標志化合物和穩(wěn)定碳同位素上反映出較大的多樣性和差異性,體現(xiàn)了生成原油的烴源巖在其形成發(fā)育過程中生源輸入和沉積環(huán)境方面的差異,盆地東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)原油具有相似的生源輸入和沉積環(huán)境特征,深水區(qū)和西部淺水區(qū)原油具有相似的生源輸入和沉積環(huán)境特征,而超深水區(qū)原油具有極少的陸源輸入和缺氧沉積環(huán)境的特征。

4 尼日爾三角洲盆地原油族群劃分新方案

關于尼日爾三角洲盆地原油族群劃分,最為重要的是C.Eneogwe[6]和O.J.Samuel等[7]提出的2種劃分方案。

2003年,C.Eneogwe針對尼日爾三角洲盆地西北陸上和淺海地區(qū),通過對該區(qū)66個原油樣品詳細的地球化學分析,劃分了3個族群,并指明了各族群原油的分布和來源。其中,A族原油主要分布在陸上沼澤和海陸過渡區(qū),來源于上白堊統(tǒng)或之上更淺地層烴源巖;B族原油主要分布在濱淺海區(qū),來源于第三系烴源巖,其有機質(zhì)是陸源高等植物和海洋有機質(zhì)的混合;C族原油主要分布在淺海區(qū),主要來源于沉積在氧化條件下的近岸或三角洲環(huán)境的烴源巖,有機質(zhì)輸入以顯著的陸源高等植物為特征。然而,從其劃分指標中可以看出,A族和B族原油在Pr/Ph、奧利烷指數(shù)以及規(guī)則甾烷C29含量上無顯著差異(表3),而這幾項指標是反映烴源巖有機質(zhì)輸入和沉積環(huán)境方面最為可靠的指標。因此,筆者認為該盆地A族和B族原油在成因上具有一致性,而C族原油的相關指標與A族和B族差別明顯,其成因與A族和B族原油有差異。

表3 尼日爾三角洲盆地西北區(qū)原油族群劃分

2009年,O.J.Samuel等針對尼日爾三角洲盆地淺水和深水區(qū),基于全盆地108個原油樣品的生物標志化合物、穩(wěn)定碳同位素的綜合分析,也劃分了3個族群,同時指明了各族群原油的分布和來源。但O.J.Samuel等的劃分也存在同樣的問題,如單體烴碳同位素隨碳數(shù)的變化規(guī)律表明該盆地淺水和深水區(qū)原油只存在2類,一類是東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)原油,單體烴穩(wěn)定碳同位素隨碳數(shù)的增加變輕,呈現(xiàn)負偏態(tài);另一類是深水區(qū)和西部淺水區(qū)原油,單體烴穩(wěn)定碳同位素隨碳數(shù)的增加無明顯變化,呈平穩(wěn)態(tài)勢。另外,該盆地4個區(qū)的原油Pr/Ph值在2.0～5.0之間,其中東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)相對更高,整體大于3.0,表明沉積環(huán)境為氧化條件,而深水區(qū)和西部淺水區(qū)整體小于3.0,介于2.0～3.0之間,表明沉積環(huán)境為弱還原—弱氧化條件;該盆地4個區(qū)的原油奧利烷指數(shù)皆大于0.2,介于0.2～0.8之間,其中東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)相對更高,整體大于0.4,總體分布在0.4～0.7之間,表明陸源高等植物輸入量大,而深水區(qū)和西部淺水區(qū)整體小于0.4,分布在0.2～0.4之間,說明陸源高等植物輸入量相對較小。因此,筆者認為該盆地淺水和深水區(qū)原油具有2種成因類型,一類是東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)原油,具有以陸源高等植物輸入為主,沉積于氧化條件的特征;另一類是深水區(qū)和西部淺水區(qū)原油,具有陸源高等植物和海洋水生生物混合輸入的特征,二者比例相差不大。

基于以上討論,結(jié)合尼日爾三角洲盆地南部超深水區(qū)原油生物標志化合物和穩(wěn)定碳同位素綜合分析結(jié)果,認為超深水區(qū)原油與其他地區(qū)原油存在明顯的差異,特別是在生源輸入和沉積環(huán)境上表現(xiàn)出極大的差異性,故將其納入全盆地范圍內(nèi)考慮,重新進行了原油族群劃分(表4)。

表4 尼日爾三角洲盆地原油族群新劃分標準

1)陸源原油。該類原油典型的生物標志化合物和碳同位素特征為:高奧利烷指數(shù)(0.4～0.8),高Pr/Ph值(3.0～5.0),高甾烷C29/C27值(2.0～6.0),飽和烴和芳烴穩(wěn)定碳同位素偏重(δ13C飽和烴: -24‰～-26‰,δ13C芳烴:-25‰～-26‰),單體烴穩(wěn)定碳同位素隨碳數(shù)增加呈現(xiàn)負偏趨勢。該類原油主要分布在尼日爾三角洲盆地西北區(qū)陸上、東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū)。從原油特征上看,生成原油的烴源巖具有以陸源高等植物輸入為主,沉積于氧化環(huán)境的特征,發(fā)育在湖沼相、下三角洲平原亞相和三角洲前緣亞相的Agbada組烴源巖具有此類特征,因此認為該類原油主要來源于Agbada組烴源巖。

2)海相原油。該類原油典型的生物標志化合物和碳同位素特征為:極低的奧利烷指數(shù)(＜0.15),低Pr/Ph值(＜1.5),飽和烴和芳烴穩(wěn)定碳同位素偏輕(δ13C飽和烴:-28.5‰～-29.5‰,δ13C芳烴: -27‰～-28‰)。該類原油主要分布在尼日爾三角洲盆地超深水區(qū),其原油特征反映烴源巖以海洋生物輸入為主,沉積于還原—弱還原環(huán)境,與下剛果盆地及鄰近盆地上白堊統(tǒng)海相烴源巖生成的原油具有相似的特征,推測該類原油可能來源于上白堊統(tǒng)—古近系海相烴源巖。

3)混合生源原油。該類原油典型的生物標志化合物和碳同位素特征為:中等奧利烷指數(shù)(0.1～0.5),較高Pr/Ph值(1.5～3.0),較高甾烷C29/C27值(1.0～4.0),飽和烴和芳烴穩(wěn)定碳同位素偏重(δ13C飽和烴: -26.5‰～-28.5‰,δ13C芳烴:-25.5‰～-27.5‰),單體烴穩(wěn)定碳同位素隨碳數(shù)增加呈平穩(wěn)態(tài)勢。該類原油主要分布在尼日爾三角洲盆地西北區(qū)淺水、西部淺水和深水區(qū),其原油特征反映烴源巖具有陸源高等植物和海洋生物輸入相對量介于以上2類烴源巖之間,沉積于弱還原—氧化環(huán)境,發(fā)育在前三角洲相和斜坡相的Akata組海相烴源巖具有此類特征,因此認為該類原油可能主要來源于Akata組烴源巖。

5 結(jié)論

1)根據(jù)新獲得的尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)原油地球化學分析結(jié)果,該區(qū)具有2種類型的原油(正常原油和生物降解的重質(zhì)原油),原油具有較高的海洋有機質(zhì)輸入和弱氧化—弱還原沉積環(huán)境特征,可能來源于以海洋有機質(zhì)輸入為主、沉積于還原—弱氧化條件下的上白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)海相烴源巖。

2)結(jié)合尼日爾三角洲盆地超深水區(qū)原油生物標志化合物和穩(wěn)定碳同位素綜合分析結(jié)果,將該盆地原油族群重新劃分為3類,即陸源原油、海相原油和混合生源原油。其中,陸源原油主要分布在盆地西北區(qū)陸上、東部淺水區(qū)和中部淺水區(qū),該類原油來源于以陸源高等植物輸入為主,沉積于氧化環(huán)境的三角洲相Agbada組烴源巖;海相原油主要分布在盆地超深水區(qū),可能來源于以海洋有機質(zhì)輸入為主沉積于還原—弱氧化條件下的上白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)海相烴源巖;而混合生源原油主要分布在盆地西北區(qū)淺水、西部淺水區(qū)和深水區(qū),主要來源于陸源高等植物和海洋生物雙重輸入,沉積于弱還原—氧化環(huán)境下的前三角洲相和斜坡相Akata組海相頁巖。

[1] WEBER K J,DAUKORU E M.Petroleum geological aspect of the Niger Delta[C].London:Proc.9thWorld Petrol.Congr.,1975:209-221.

[2] EVAMY B D,HAREMBOURE J,KAMERLING P,et al.Hydrocarbon habitat of Tertiary Niger Delta[J].AAPG Bulletin, 1978,62(1):1-39.

[3] ENEOGWE C,EKUNDAYO O,PATTERSON B A.Sourcederived oleanenes identified in Nigerian Oils[J].Journal of Petroleum Geology,2002,25(1):83-94.

[4] LAMBERT-AIKHIONBARE D O,IBE A C.Petroleum sourcebed evaluation of the Tertiary Niger Delta:discussion[J].AAPG Bulletin,1984,68(3):387-390.

[5] EKWEOZOR C M,DAUKORU E M.Petroleum source-bed evaluation of Tertiary Niger Delta:reply[J].AAPG Bulletin,1984, 68(37):390-394.

[6] ENEOGWE C,EKUNDAYO O.Geochemical correlation of crude oils in the NW Niger Delta,Nigeria[J].Journal of Petroleum Geology,2003,26(1):95-103.

[7] SAMUEL O J,CHRIS C,MARTIN J,et al.Improved understanding of the petroleum systems of the Niger Delta Basin, Nigeria[J].Organic Geochemistry,2009,40:461-483.

[8] AKINLUA A N,TORTO T R,AJAYI J A,et al.Trace metals characterisation of Niger delta kerogens[J].Fuel, 2007,86(10/11):1358-1364.

[9] AKINLUA A,AJAYI T R,ADELEKE B B.Organic and inorganic geochemistry of Northwestern Niger Delta oils[J]. Geochemical Journal,2007,41(4):271-281.

[10] AKINLUA A,TORTO N.Geochemical evaluation of Niger Delta sedimentary organic rocks:a new insight[J].Int.J.Earth Sci. (Geol Rundsch),2011,100(12):1401-1411.

[11] EKWEOZOR C M,OKOYE N V.Petroleum source bed evaluation of Tertiary Niger Delta[J].AAPG Bulletin,1980,64(9): 1251-1258.

[12] SHORT K C,STAUBLE A J.Outline of geology of Niger delta[J].AAPG Bulletin,1967,51(5):761-779.

[13] LAMBERT-AIKHIONBARE D O,IBE A C.The Agbada shales as major source rocks for the Niger Delta petroleum[C].Abstracts of proceedings,16th Annual Conference,Nigerian Mining and Geosciences Society,Lagos,Nigeria,1980.

[14] FRANKL E J,CORDRY E A.The Niger delta oil province: recent development onshore and offshore[C].7th World Petr.Congress,Mexico City Proc.,1967,2:195-209.

[15] NWACHUKWU J I,CHUKWURA P I.Organic matter of Agbada Formation,Niger Delta,Nigeria[J].AAPG Bulletin,1986, 70(1):48-55.

[16] HAACK R C,SUNDARARAMAN P,DIEDJOMAHOR J O, et al.Niger Delta petroleum systems,Nigeria[C]∥MELLO M R,KATZ B J.Petroleum System of South Atlantic Margins.AAPG Memoir 73,2000:213-231.

[17] 李友川,孫玉梅,楊永才,等.西非及緬甸合同區(qū)有機地球化學研究[R].中海油研究總院,2010.

[18] COLE G A,REQUEJO A G,ORMEROD D,et al.Petroleum geochemical assessment of the Lower Congo Basin[C]∥MELLO M R,K ATZ B J.Petroleum System of Southern Atlantic Margins.AAPG Memoir 73,2000:325-339.

[19] SCHOELLKOPF N B,PATTERSON B A.Petroleum system of offshore Cabinda,Angola[C]∥MELLO M R,KATZ B J. Petroleum System of Southern Atlantic Margins.AAPG Memoir 73,2000:361-376.

[20] 傅寧.東海盆地西湖凹陷煤系烴源巖及凝析油中的二萜化合物[J].中國海上油氣(地質(zhì)),1994,8(1):23-30.

[21] 胡桂馨,傅寧,鄭保明.色譜/質(zhì)譜/質(zhì)譜技術在海上油氣勘探中的應用[J].中國海上油氣(地質(zhì)),1992,6(1):21-30.

[22] 傅寧,李友川,徐建勇,等.珠三坳陷文昌組中深湖相烴源巖新的生物標志化合物組合模式與油源對比[J].中國海上油氣, 2012,24(4):13-19.

(編輯:周雯雯)

Oil geochemistry in ultra-deep water area and a new conception of oil group division in Niger Delta basin

Cao Jun1Zhong Ningning1Deng Yunhua2Kang Hongquan2Sun Yumei2Zhu Shunling1Dai Na1Huang Xiaoyan1

(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum, Beijing,102249;2.CNOOC Research Institute, Beijing,100027)

An investigation of physical properties and geochemical characteristics of oil from 3 wells in Block M,the ultra-deep water area,Niger Delta basin,has shown two types of oil there,i.e.,the normal oil and biodegraded heavy oil,which may come from Upper Cretaceous-Paleocene marine source rocks predominated by sea organics and deposited in a reducing-weakoxidizing environment.Based on a comprehensive geochemical analysis of 137 oil samples throughout Niger Delta basin and their differences in biological source and depositional environment,oil from the basin were afresh divided into three groups:terrigenous oil,marine oil and mixed oil,and their distribution and source rocks were indicated.

Niger Delta;ultra-deep water area;oil; geochemical characteristics;new conception of group division

2014-01-17改回日期:2014-06-21

*“十二五”國家科技重大專項“大陸邊緣盆地類比與油氣成藏規(guī)律研究(編號:2011ZX05030-001)”部分研究成果。

曹軍,男,中國石油大學(北京)博士研究生,現(xiàn)主要從事石油與天然氣地球化學研究。地址:北京市昌平區(qū)府學路18號地質(zhì)樓(郵編:102249)。E-mail:277847115@qq.com。