楊 智，何 生，張勇剛，肖七林

1)中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2)中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院，湖北武漢 430074； 3)中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江杭州 310023；4)長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢 430100

【環(huán)境與能源 / Environment and Energy】

準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近原油地化特征

楊 智1，何 生2，張勇剛3，肖七林4

1)中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2)中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院，湖北武漢 430074； 3)中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江杭州 310023；4)長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢 430100

準(zhǔn)噶爾盆地腹部已發(fā)現(xiàn)石油集中分布在超壓頂面上下有限區(qū)域內(nèi)．聚焦超壓頂面附近油藏原油地球化學(xué)特征和分布規(guī)律，發(fā)現(xiàn)中下二疊統(tǒng)湖相暗色泥巖和侏羅煤系是主要源巖，來源于兩套源巖層的原油具有明顯不同的地化特征．各構(gòu)造單元不同來源的原油分布特點不同，盆1井西凹陷超壓頂面之上均有源自中下二疊統(tǒng)烴源巖的原油，而超壓倉內(nèi)主要有源自中二疊統(tǒng)烴源巖的原油；昌吉凹陷西段超壓頂面附近主要是源自中二疊統(tǒng)烴源巖的原油，含有部分混源油；東道海子北凹陷和昌吉凹陷東段石油主要為超壓倉內(nèi)的煤成石油．系統(tǒng)研究分析了準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近石油地化特征．

地球化學(xué)特征；石油分布；石油成藏；超壓頂面附近；準(zhǔn)噶爾盆地腹部；侏羅系

準(zhǔn)噶爾盆地是中國大型疊合含油氣盆地之一，腹部地區(qū)地層展布平緩，大型斷層不發(fā)育[1-5]，深層普遍發(fā)育成巖后強超壓系統(tǒng)[6-12]，目前已發(fā)現(xiàn)的絕大多數(shù)石油儲量集中分布在超壓頂面附近(超壓頂界面300～-100 m)的有利石油聚集區(qū)內(nèi)[6-7]．本文以準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近油藏為研究對象，從石油地球化學(xué)的角度研究超壓頂面附近油藏石油地球化學(xué)特征和石油分布特征，可為研究該區(qū)及類似強超壓生烴型盆地超壓頂面附近石油成藏規(guī)律，預(yù)測勘探目標(biāo)區(qū)提供借鑒．

1 區(qū)域地質(zhì)特征

準(zhǔn)噶爾盆地位于新疆北部，夾于北天山、扎伊爾山、青格里底山和克拉美麗山之間，大致呈三角形，面積約為1.36×105km2，為一大型疊合含石油氣盆地．本研究所指的準(zhǔn)噶爾盆地腹部，包括中央坳陷的昌吉凹陷、盆1井西凹陷和東道海子北凹陷(圖1)，普遍發(fā)育深層超壓系統(tǒng)[1](圖2)，砂巖中實測超壓揭示深度一般在4 470～6 160 m，超壓砂巖段主要為侏羅系，剩余壓力約為11～57 MPa，壓力系數(shù)為1.24～2.07，實測超壓砂巖樣品物性多為低-特低孔滲；在超壓帶，鉆井泥漿密度明顯增加，泥頁巖和砂巖共同具有相對正常趨勢的異常高聲波時差、低電阻率和低地震層速度的響應(yīng)特征[7]．區(qū)域上腹部各地區(qū)超壓層分布的深度不同(圖2)，位于腹部南端的J1井區(qū)超壓地層為白堊系底部(>6 000 m)，往北永進地區(qū)(>5 800 m)、征沙村地區(qū)為K/J不整合面上下(>4 800 m)，再往北莫西莊地區(qū)(>4 400 m)和PC2井區(qū)(>4 400 m)、往西北CH1井區(qū)(>4 900 m)、往西D1井區(qū)(>4 800 m)揭示的超壓地層為中下侏羅統(tǒng)，最北的沙窩地地區(qū)為侏羅系底部甚至三疊系頂部．腹部大部分地區(qū)超壓分布在侏羅系，只有腹部南端深凹區(qū)和北端沙窩地地區(qū)揭示的超壓層位分別為白堊系底部和三疊系頂部．腹部地溫隨埋深增加而漸增，絕大多數(shù)在地溫梯度2.0×10-2～2.4×10-2℃/m之間變化，平均地溫梯度為2.2×10-2℃/m，平均地表溫度為10 ℃(圖2)．

超壓系統(tǒng)可能主要與晚期侏羅煤系源巖層生烴作用、厚層泥巖及成巖致密封閉層有關(guān)[6-10]．各含油層主要分布于超壓頂面之上6～408 m的壓力過渡帶或靜水壓力帶，占75%，其次在異常超壓頂面下部的-12～-81 m，占25%[4-5]．

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地腹部研究區(qū)位置Fig.1 Study area location in central Junggar Basin

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地腹部不同區(qū)域?qū)崪y壓力、壓力系數(shù)、溫度與深度關(guān)系Fig.2 The relationship of measured pressure, pressure factor, temperature and depth in central Junggar Basin

2 超壓頂面附近原油地化特征與油源對比

2.1 烴源巖的分布特征及主要油源對比標(biāo)志

研究區(qū)自石炭系至古近系均有烴源巖分布，其中二疊系為主要烴源巖，其次為侏羅系，石炭系、三疊系、白堊系和古近系僅局部分布．盆1井西凹陷主要烴源巖分布在下二疊統(tǒng)風(fēng)城組、中二疊統(tǒng)下烏爾禾組、中下侏羅統(tǒng)煤系地層，以及下二疊統(tǒng)佳木河組[13-20]；東道海子北凹陷主要烴源巖為中下侏羅統(tǒng)煤系地層；昌吉凹陷西段主要烴源巖分布在中二疊統(tǒng)下烏爾禾組、中下侏羅統(tǒng)煤系地層，以及下二疊統(tǒng)風(fēng)城組；昌吉凹陷東段主要烴源巖為中下侏羅統(tǒng)煤系地層和湖相暗色泥巖[10,13]．

二疊系3套烴源巖共同的典型地球化學(xué)特征是相對富集輕碳同位素(其生成的原油δ13C小于-3%)；飽和烴中普遍含有β-胡蘿卜烷，姥姣烷和植烷物質(zhì)的量比n(Pr)/n(Ph)<2.0，一般在1.0左右；萜烷中三環(huán)萜烷和伽馬蠟烷含量較高，不含18α(H)-22, 29, 30降霍烷(Ts)或Ts含量很低；甾烷中孕甾烷和升孕甾烷豐度較高[6]．不同之處主要體現(xiàn)在ααα20RC27(5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20R))、ααα20RC28(24-甲基-5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20R))和ααα20RC29(24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20R))甾烷的分布型式上，佳木河組呈“√”型分布，風(fēng)城組呈上升型分布、下烏爾禾組呈反“L”型分布；佳木河組和風(fēng)城組相較下烏爾禾組，穩(wěn)定碳同位素更輕、β-胡蘿卜烷含量更高、n(Pr)/n(Ph)更低、伽馬蠟烷指數(shù)更大；C20三環(huán)萜烷(13β(H),14α(H)-C20三環(huán)萜烷)、C21三環(huán)萜烷(13β(H),14α(H)-C21三環(huán)萜烷)和C23三環(huán)萜烷(13β(H),14α(H)-C23三環(huán)萜烷)豐度分布特征上，佳木河組一般呈下降型分布，風(fēng)城組一般呈上升型分布，而下烏爾禾組一般表現(xiàn)為山峰型分布．綜合這些特征可以有效區(qū)分源自二疊系3套源巖的原油分．

侏羅系與二疊系源巖地化特征差異明顯[6]，其碳同位素值高，不含胡蘿卜烷，n(Pr)/n(Ph)一般大于3.0，萜烷中三環(huán)萜烷和伽馬蠟烷含量很低，甾烷中孕甾烷和升孕甾烷豐度較低，ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29甾烷一般呈“V”型分布．

2.2 原油地化特征及油源對比

本研究取樣分析了準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近各區(qū)域原油及油砂樣品30個，樣品的基本信息和超壓面上的分布位置見表1和圖3．其中盆1井凹陷北部沙窩地地區(qū)原油樣品3個，盆1井西凹陷東南部莫西莊地區(qū)原油樣品2個；昌吉凹陷西段征沙村地區(qū)原油樣品4個，永進地區(qū)原油樣品14個，油砂樣品2個；東道海子北凹陷CH1井區(qū)原油樣品1個；昌吉凹陷東段原油樣品4個．所取樣品主要分布在超壓頂面上下150m范圍內(nèi)(22個樣品，占73%)；另有8個樣品距離超壓頂面較遠(大于300m)，其中超壓倉內(nèi)5個、超壓頂面之上3個．

系統(tǒng)開展了族組分、全油及組分碳同位素、飽和烴氣相色譜、飽和烴氣相色譜-質(zhì)譜、芳烴氣相色譜-質(zhì)譜等分析測試．

表1 準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近原油及油砂樣品信息及油源判斷

1)表示位于超壓頂面上；2)表示位于超壓倉內(nèi)

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地腹部原油及油砂樣品在超壓頂面上下位置分布Fig.3 The vertical location of the crude oil and oil-sand samples near the top overpressured surface in central Junggar Basin

準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近原油主要來自二疊系湖相源巖、侏羅系煤系源巖的原油以及二者的混源油．各構(gòu)造單元超壓頂面上下石油來源有較明顯區(qū)別．從全油及族組分碳同位素可以很明顯的分為兩類(圖4)，一類碳同位素值小于-2.85%，主要源自二疊系風(fēng)城組和下烏爾禾組的原油，原油母質(zhì)中水生生物所占比重較大，包括盆1井凹陷沙窩地地區(qū)、莫西莊地區(qū)和昌吉凹陷西段的征沙村地區(qū)和永進地區(qū)；另一類同位素值大于-2.85%，主要源自侏羅煤系源巖的原油，原油母質(zhì)中源于高等植物比例相對較大，包括昌吉凹陷西段永進地區(qū)、東道海子北凹陷的CH1井和昌吉凹陷東段的D1井區(qū)．

另外，研究還發(fā)現(xiàn)源自下二疊統(tǒng)風(fēng)城組原油僅出現(xiàn)于盆1井西凹陷，位于超壓頂面之上；中二疊統(tǒng)下烏爾禾組來源的原油或油砂在盆1井西凹陷和昌吉凹陷西段征沙村地區(qū)一般出現(xiàn)在超壓頂面之下，而在昌吉凹陷西段的永進地區(qū)則在超壓頂面上下均出現(xiàn)；侏羅系來源的原油在永進地區(qū)出現(xiàn)在超壓倉內(nèi)，而在東道海子北凹陷的CH1井和昌吉凹陷東段的D字號井在超壓倉內(nèi)外均出現(xiàn)．

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近原油及油砂碳同位素分布Fig.4 Carbon isotope distribution of crude oil and oil-sand samples near the top overpressured surface in central Junggar Basin

甾萜類化合物廣泛分布于生物體中，是最為重要的生物標(biāo)志化合物，表3列出了主要的生標(biāo)參數(shù)．其中，Tm為17α(H)-22,29,30 三降藿烷；C29ββ為24-乙基-5α(H),14β(H),17β(H)-膽甾烷(20S)，C29αα為(24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20S)，n(C29ββ)/[n(C29αα)+n(C29ββ)]記作R；αββC29S為24-乙基-5α(H),14β(H),17β(H)-膽甾烷(20S)，αββC29R為24-乙基-5α(H),14β(H),17β(H)-膽甾烷(20R)，n(αββC29S)/[n(αββC29S)+n(αββC29R)]記作S；αααC27R為5α(H),14β(H),17β(H)-膽甾烷(20R)，αααC29R為24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20R)，n(αααC27R)/n(αααC29R)記作T；C29Ts為18α,21β(H)-30降新藿烷，C29H為17α,21β(H)-30降藿烷，n(C29Ts)/n(C29H)記作U；αααC29S為24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20S)，αααC29R為24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-膽甾烷(20R)，n(αααC29S)/ [n(αααC29S)+n(αααC29R)]記作V． MPI1=1.5[n(2-MP)+n(3-MP)]/[n(P)+n(1-MP)+n(9-MP)]， 其中，P為菲；1-，2-，3-，9-MP分別為1-，2-，3-，9-甲基菲．Ro為鏡質(zhì)體發(fā)射率，單位為%，Ro=0.55MPI1+0.44<1.35%． 根據(jù)文獻[21]，Ro1=2.27-0.5MPI1≥1.35%；根據(jù)文獻[22]， Ro2=0.14K+0.57，其中K=n(4,6-DMDBT)/n(1,4-DMDBT)，這里，4,6-DMDBT為4,6-二甲基二苯并噻吩，1,4-DMDBT為1,4-二甲基二苯并噻吩； Ro3=V+0.3．

表2 腹部超壓頂面附近原油、油砂樣品族組分、碳同位素及主要飽和烴色譜參數(shù)表

1)表示侏羅系油源判識標(biāo)志參數(shù)

萜烷中倍半萜與三環(huán)二萜一般源于陸源植物，而長鏈三環(huán)萜烷則是菌藻類成因；低相對分子質(zhì)量甾烷可能直接源于動物體中的性激素和膽汁酸．長鏈三環(huán)萜烷占質(zhì)荷比(m/z=191)的比例和低相對分子質(zhì)量甾烷占質(zhì)荷比(m/z=217)的比例呈較好的正相關(guān)關(guān)系，如圖5(a)，可以較好的區(qū)分侏羅系與二疊系來源的原油，其中長鏈三環(huán)萜烷的含量區(qū)分度更好，侏羅煤系源巖的長鏈三環(huán)萜烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般低于25%，CH1井原油、D1井區(qū)原油及永進地區(qū)的3個原油或油砂樣品均源于或主要源于侏羅系源巖，盆1井西凹陷莫西莊地區(qū)、沙窩地地區(qū)及昌吉凹陷西段征沙村地區(qū)原油樣品全部來自二疊系烴源巖，昌吉凹陷西段永進地區(qū)原油及1塊油砂樣品大多數(shù)源于二疊系烴源巖；而低相對分子質(zhì)量甾烷含量的區(qū)分度較差，只能將個別樣品區(qū)分開來．

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近原油或油砂樣品指示有機質(zhì)類型及成熟度的主要萜-甾烷參數(shù)Fig.5 The organic type and maturity information from terpane and sterane parameters of the crude oil and oil-sand samples near the top overpressured surface in central Junggar Basin

甾烷的母質(zhì)主要源于藻類和高等植物．原油飽和烴餾分的甾烷組成中，規(guī)則甾烷占絕對優(yōu)勢，多數(shù)大于90%．根據(jù)規(guī)則甾烷相對的比例，可用于有機質(zhì)的生源分析，C27甾烷源于藻類有機體，C28甾烷主要與硅藻有關(guān)，C29甾烷的來源既可以是藻類又可以是高等植物．多數(shù)樣品規(guī)則甾烷中αααR構(gòu)型的甾烷以C29最高為特征，如表3和圖5；在ααα20RC27—ααα20RC29甾烷分布三角圖中，測點分布在Ⅰ(陸生植物)、Ⅳ(混合來源)和Ⅴ(陸生植物為主)3個區(qū)，且以分布在Ⅳ區(qū)和Ⅴ區(qū)為主，如圖5(b)，即以陸生植物為主，混合來源為主體；侏羅系來源的絕大多數(shù)原油烴源巖樣品中C27甾烷—C29甾烷豐度呈“V”字型分布，即n(C27)>n(C28)n(C28)

隨著成熟度增加，C295α14α17α-甾烷異構(gòu)化作用使V從低值漸漸上升到平衡值0.5～0.55，同時，C29甾烷R值從0到平衡值0.6．從所分析的原油或油砂看，C295α14α17α-甾烷V值為0.44～0.59，C29甾烷R值為0.40～0.65，都已處于成熟階段，如圖5(c)．總體上，本區(qū)原油處于成熟階段，雖然V值不高，沒有達到平衡值0.60，但該地區(qū)的R值卻較高，大多大于0.5，最高達到0.65，這可能與ββ構(gòu)型的甾烷異構(gòu)體在運移過程中相對富集有關(guān)，也表明原油經(jīng)過一定距離的運移．V值與S值呈現(xiàn)較好的相關(guān)性，幾個侏羅系來源的樣品處于低熟接近于成熟階段，而二疊系的原油樣品絕大多數(shù)處于成熟階段，如圖5(d)．

原油萜烷主要由倍半萜烷與三環(huán)二萜烷、長鏈三環(huán)萜烷和藿烷組成，三者占95%以上．各樣品中三環(huán)二萜烷的含量豐度有較明顯的差別，二疊系來源的原油或油砂樣品中三環(huán)萜烷含量豐度較高，n(三環(huán)萜烷)/n(17α-C30藿烷)值為0.5～1.6，而侏羅系來源的原油或油砂樣品中三環(huán)萜烷含量較低，n(三環(huán)萜烷)/n(17α,21β-C30)值為0.02～0.50，可以有效地區(qū)別兩類不同來源的樣品．另外，C20、C21和C23三環(huán)萜烷豐度分布特征上，不同來源的樣品分布特征差別明顯．風(fēng)城組原油呈上升型分布，如SH1井最淺層的樣品、ZH101井和ZH103井的樣品；大多數(shù)樣品表現(xiàn)為山峰型分布特征，即源于下烏爾禾組的原油樣品；而來自侏羅系的原油樣品和烴源巖樣品在三環(huán)萜烷含量豐度低的背景下呈“V”型、水平型和下降型多樣分布形式，但總體上C20的相對豐度較高，一般占3種化合物總和的40%，明顯有別于二疊系來源的樣品．

伽馬蠟烷指數(shù)是另一個能有效區(qū)分兩類不同來源原油的參數(shù)．伽馬蠟烷含量高低常常與沉積水體的鹽度有關(guān)，高鹽度強還原環(huán)境下，伽馬蠟烷常常較為豐富．從圖5(e)可發(fā)現(xiàn)，Ⅰ區(qū)和Ⅲ區(qū)原油的伽馬蠟烷指數(shù)相對較高，Ⅱ區(qū)和Ⅳ區(qū)相對較低，其數(shù)值未超過0.10，Ⅰ區(qū)和Ⅲ區(qū)原油的生油母質(zhì)形成于半深湖-深湖相的還原環(huán)境，而Ⅱ區(qū)和Ⅳ區(qū)原油母質(zhì)則形成于濱湖-沼澤相的弱氧化環(huán)境，源自侏羅系的原油和烴源巖伽馬蠟烷指數(shù)較低，大多在0.10附近，個別達到0.22，而二疊系來源的原油基本上都在0.2以上，最高可以達0.81，這與n(Pr)/n(Ph)所反映的沉積環(huán)境相一致．

n(C29Ts)/n(C29H)與n(Ts)/n(Tm)間具有良好的相關(guān)性，圖5(f)；但n(Ts)/n(Tm)與甾烷成熟度參數(shù)V之間的相關(guān)性較差(表3)．用n(Ts)/n(Tm)雖可反映原油的成熟度，但n(Ts)/n(Tm)除受熱成熟作用外，還有運移及礦物基質(zhì)的影響．且還可能與母源性質(zhì)有關(guān)．

3 各區(qū)域超壓頂面附近原油分布特征

3.1 盆1井西凹陷超壓頂面附近石油的縱向分布

盆1井西凹陷北部沙窩地地區(qū)，超壓頂面之上的三工河組砂巖中主要為源自下二疊統(tǒng)風(fēng)城組和佳木河組烴源巖的原油，超壓倉內(nèi)的八道灣組及三疊系砂巖中主要為源自中二疊統(tǒng)下烏爾禾組烴源巖的原油；盆1井西凹陷南部莫西莊地區(qū)，超壓頂面之上相對靠上的三工河組砂巖中主要為下二疊統(tǒng)風(fēng)城組原油，靠近超壓頂面的則主要為中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油，推測超壓頂面之下基本上是中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油．

沙窩地地區(qū)超壓頂面附近石油的縱向分布：SH1井淺層靜水壓力系統(tǒng)內(nèi)，三工河組 3 621.20～3 632.90m段，主要分布下二疊統(tǒng)佳木河組原油，表現(xiàn)為較高含量的三環(huán)萜烷呈下降型分布，ααα20R甾烷呈“V”型分布；往下靜水壓力系統(tǒng)內(nèi)，三工河組 3 633.50～3 674.15m段，主要分布下二疊統(tǒng)風(fēng)城組原油，混有部分中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油；再往下，進入一個小的超壓倉內(nèi)，八道灣組 3 895.94～4 007.77m段，主要為中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油，混有部分下二疊統(tǒng)風(fēng)城組原油；最下面的百口泉組5 450.00～5 457.80m段原油，為中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油．總體上，沙窩地地區(qū)原油縱向分布表現(xiàn)為：靜水壓力系統(tǒng)內(nèi)，從淺到深，依次分布佳木河組、風(fēng)城組和下烏爾禾組原油，即越是老的源巖來源的原油分布越靠上；超壓系統(tǒng)內(nèi)，主要為下烏爾禾組原油．SH1井北部的SH2井，三工河組 3 378.60～3 433.95m段，靜水壓力系統(tǒng)內(nèi)，為下烏爾禾組原油．

莫西莊地區(qū)超壓頂面附近石油的縱向分布：ZH1井淺層靜水壓力系統(tǒng)內(nèi)(圖6)，三工河組4 331.38～4 384.5m段，縱向上原油分布較為復(fù)雜，下二疊統(tǒng)風(fēng)城組原油和中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油交替出現(xiàn)，但整體上，相對靠近超壓頂面處(4 450m)，下烏爾禾組原油出現(xiàn)的頻率相對更高，相對遠離超壓頂面的位置，兩種來源的原油交替出現(xiàn)．但從臨近ZH1井的ZH101井、ZH102井 和ZH103井(4口井的層位深度非常接近)相對遠離超壓頂面位置的石油分布來看，風(fēng)城組原油出現(xiàn)的頻率相當(dāng)高．由此推斷莫西莊地區(qū)靜水壓力系統(tǒng)內(nèi)，風(fēng)城組原油分布更靠上，下烏爾禾組原油靠下，靠近超壓頂面．雖然本次未取到本區(qū)超壓倉內(nèi)的原油數(shù)據(jù)，但根據(jù)鄰區(qū)馬橋凸起和莫北凸起已發(fā)表的研究成果，超壓倉內(nèi)主要為下烏爾禾組原油，推測本區(qū)超壓倉內(nèi)下烏爾禾組原油出現(xiàn)的頻率應(yīng)該更高．

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地腹部盆1井西凹陷莫西莊地區(qū)ZH1等井主要石油地化參數(shù)縱向變化Fig.6 The main geochemistry parameters of the crude oil and oil-sand samples of ZH1 and other wells nearby in Moxizhuang area in central Junggar Basin

3.2 昌吉凹陷西段超壓頂面附近石油的縱向分布

昌吉凹陷西段北部的征沙村地區(qū)，石油分布在超壓頂面之下，為中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油，可能混有部分侏羅煤系原油．昌吉凹陷西段永進地區(qū)，超壓頂面之上下白堊統(tǒng)和頭屯河組砂巖中主要為中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油，超壓頂面之下的頭屯河組以下地層主要為中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油和侏羅煤系原油以及二者的混源油，其中中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油一般經(jīng)歷了較強烈的生物降解，而侏羅煤系則沒有．

征沙村地區(qū)超壓頂面附近石油的縱向分布：原油主要分布在超壓倉內(nèi)，頭屯河組—八道灣組位于4 788.00～5 088.90m段，原油較為單一，均為典型的三環(huán)萜烷含量豐富(三環(huán)萜烷和C30藿烷質(zhì)量比大于1.0)且呈“山峰型”分布、ααα20R甾烷呈“上升型”分布、伽馬蠟烷指數(shù)較高(>0.20)的下烏爾禾組原油，原油的成熟度較高，V值介于0.44～0.57，R值介于0.47～0.60．

永進地區(qū)石油地化特征及縱向分布：昌吉凹陷西段南部永進地區(qū)，超壓頂面之上分布的原油為典型的中二疊統(tǒng)下烏爾禾組源巖來源的原油：低m(Pr)/m(Ph)(<2.0)，高三環(huán)萜烷含量(n(三環(huán)萜烷)/n(C30藿烷)>0.6， 多數(shù)大于0.9)且三環(huán)萜烷呈“山峰型”分布，高伽馬蠟烷指數(shù)(多大于0.30)，原油成熟度較高，V值介于0.42～0.59，R值介于0.44～0.61．超壓頂面之下分布的原油則較為復(fù)雜，既有下烏爾禾組來源的原油，也有侏羅煤系來源的原油，還有兩者的混源油．相較超壓頂面之上分布的下烏爾禾組原油，超壓頂面之下的原油具有相對更高的三環(huán)萜烷含量(n(三環(huán)萜烷)/n(C30藿烷)全部大于0.9，多數(shù)大于1.1)和相近的原油成熟度，V值介于0.43～0.56，R值介于0.50～0.57．超壓頂面上下多數(shù)的中二疊統(tǒng)下烏爾禾組原油都經(jīng)歷了較強烈的生物降解，具有較高含量的25-降藿烷．而超壓頂面之下的侏羅煤系來源的原油則沒有遭受生物降解的痕跡，具有較高的n(Pr)/n(Ph)(>2.0)、低三環(huán)萜烷含量(n(三環(huán)萜烷)/n(C30藿烷)介于0.34～0.47)和低伽馬蠟烷指數(shù)(0.08～0.22)，但相對北部盆1井西凹陷南部莫西莊地區(qū)的侏羅煤系來源的泥巖抽提物，永進的侏羅系原油具有更高的成熟度，V值介于0.39～0.57，R值介于0.40～0.65．

3.3 其他地區(qū)石油地化特征及縱向分布

東道海子北凹陷CH1井，超壓頂面以下的原油(八道灣組)的地化特征與三工河組暗色泥巖的地化特征有很好的相似性， 高n(Pr)/n(Ph)(5.02∶4.59)、 低三環(huán)萜烷含量(n(三環(huán)萜烷/n(C30藿烷)=0.08∶0.03)和低伽馬蠟烷指數(shù)(0.08∶0.08)，成熟度較高(V值為0.42∶0.42，R值介于0.60∶0.54)，剛剛進入成熟階段．

昌吉凹陷東段D1井區(qū)，超壓頂面上下的原油也具有典型的侏羅煤系特征：高n(Pr)/n(Ph)(2.65～3.28)、低三環(huán)萜烷含量(n(三環(huán)萜烷/n(C30藿烷為0.05～0.39)和低伽馬蠟烷指數(shù)(0.05～0.10)，比CH1井具有相對更高的成熟度，V值為0.44～0.58，R值介于0.50～0.59．

3.4 超壓與油氣分布關(guān)系討論

綜合研究區(qū)超壓演化特征、超壓頂面附近油氣地化特征及油氣分布特征和源巖熱演化史的分析[9-10]，準(zhǔn)噶爾盆地腹部油氣經(jīng)歷了早晚兩期油氣成藏，晚期經(jīng)歷了兩次大的油氣充注(分別為晚A期和晚B期)．早期(J2-K1)，盆1井西凹陷來源于佳木河組和風(fēng)城組烴源巖的原油聚集于八道灣組及以下有利圈閉，保存較好，下烏爾禾組開始排烴；昌吉凹陷西段聚集于中上侏羅統(tǒng)較高部位儲層中、源于風(fēng)城組烴源巖的原油遭到破壞，稍后源于下烏爾禾組烴源巖的原油充注，也遭到了中等程度生物降解．晚A期(K2-E)，盆1井西凹陷八道灣組及以下來源于佳木河組和風(fēng)城組烴源巖的油藏向上部層位調(diào)整成藏，而源于下烏爾禾組烴源巖的原油聚集于八道灣組及以下有利圈閉；昌吉凹陷西段源于下烏爾禾組烴源巖的原油繼續(xù)充注，向上和向北運移，侏羅煤系開始排烴生氣，超壓逐漸發(fā)育．晚B期(N-Q)，盆1井西凹陷中侏羅煤系生成天然氣，超壓逐漸發(fā)育，原有油藏進一步向上部層位及向北調(diào)整；昌吉凹陷西段，超壓倉內(nèi)源于下烏爾禾組烴源巖的原油在超壓驅(qū)動下向上和向北運移，征沙村地區(qū)充注成藏，侏羅煤系繼續(xù)生烴，近源聚集成藏；東道海子北凹陷和昌吉凹陷東段侏羅煤系開始排烴生氣，超壓逐漸發(fā)育，近源或超壓驅(qū)動遠源聚集油氣．

4 結(jié) 論

1)超壓頂面附近二疊系與侏羅系來源的石油特點不同，其中原油碳同位素值、n(Pr)/n(Ph)值、三環(huán)萜烷含量豐度及分布型式、規(guī)則甾烷分布型式、伽馬蠟烷指數(shù)、是否含有胡蘿卜烷和三芳甾烷等是有效的區(qū)分指標(biāo)；多種成熟度參數(shù)顯示Ro值多介于0.7%～1.0%．

2)各構(gòu)造單元超壓頂面附近石油分布特點不同．盆1井西凹陷超壓頂面之上主要為二疊系原油，超壓倉內(nèi)基本是來源于中二疊統(tǒng)下烏爾禾組烴源巖的原油；昌吉凹陷西段北部的征沙村地區(qū)，石油分布在超壓頂面之下，主要為源自中二疊統(tǒng)下烏爾禾組烴源巖的原油；昌吉凹陷西段永進地區(qū)，超壓頂面之上主要為源自中二疊統(tǒng)下烏爾禾組烴源巖的原油，超壓頂面之下主要為源自中二疊統(tǒng)下烏爾禾組烴源巖的原油和源自侏羅煤系的原油以及兩者的混源油；東道海子北凹陷CH1井和昌吉凹陷東段D1井區(qū)，石油主要集中在超壓倉內(nèi)，均為源自侏羅煤系的原油．

致謝：謹(jǐn)此感謝王芙蓉副教授對本文的支持和幫助！

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【中文責(zé)編：晨 兮；英文責(zé)編：天 瀾】

2016-04-21；Revised：2017-04-07；Accepted：2017-05-20

Senior engineer Yang Zhi. E-mail: yangzhi2009@petrochina.com.cn

Oil geochemical characteristics near the top overpressured surface in central Junggar Basin

Yang Zhi1, He Sheng2, Zhang Yonggang3, and Xiao Qilin4

1) PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, P.R.China 2) Faculty of Earth Resources, China University of Geosciences, Wuhan 430074, Hubei Province, P.R.China 3) PetroChina Hangzhou Institute of Geology, Hangzhou 310023, Zhejiang Province, P.R.China 4) College of Earth Science, Yangtze University, Wuhan 430100, Hubei Province, P.R.China

Oil discoveries in central Junggar Basin are mostly concentrated within a limited area around the top overpressured surface. This paper focuses on geochemical characteristics and distribution of crude oil near the top overpressured surface. The outcomes mainly include: ① the Middle and Lower Permian lacustrine dark mudstones and the Jurassic coal measures are the major source rocks, with obvious different geochemical indicators; ② oil distribution characteristics and tectonic units of both above formation sources are different. In Pen 1 Jingxi Sag, crude oil comes from Middle and Lower Permian source rocks in the upper top overpressured surface, and the crude oil comes from Middle Permian source rocks in the overpressured compartment. In western Changji Sag, the majority crude oil comes from Middle Permian source rocks, but still contains some source-mixed oil. In Dongdaohaizibai Sag and Eastern Changji Sag, coal-derived oil accounts for the majority of oil in the overpressured compartment, the oil on this sites experienced two phases of capturing hydrocarbon, and two main hydrocarbons charging in the late phase. In general, this paper delivers a systematic analysis and summary of the geochemical characteristics and distribution rule around the top overpressured surface in central Junggar Basin.

geochemical characteristics; oil distribution; oil accumulation; top overpressured surface; central Junggar Basin; Jurassic

：Yang Zhi, He Sheng, Zhang Yonggang, et al. Oil geochemical characteristics near the top overpressured surface in central Junggar Basin[J]. Journal of Shenzhen University Science and Engineering, 2017, 34(4): 331-343.(in Chinese)

TE 122.1

A

10.3724/SP.J.1249.2017.04331

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃資助項目(2014CB239000)；國家油氣重大專項資助項目(2016ZX05046)

楊 智(1980—)，男，中國石油勘探開發(fā)研究院高級工程師、博士. 研究方向：非常規(guī)油氣地質(zhì)、常規(guī)油氣風(fēng)險勘探.E-mail:yangzhi2009@petrochina.com.cn

Foundation：National Basic Research Program (2014CB239000); Oil and Gas National Science and Technology Major Project (2016 ZX05046)

引 文：楊 智，何 生，張勇剛，等. 準(zhǔn)噶爾盆地腹部超壓頂面附近原油地化特征[J]. 深圳大學(xué)學(xué)報理工版，2017，34(4)：331-343.