混源油色谱指纹定量判析及其勘探意义——以高邮凹陷南部断裂带为例

叶绍东，钱诗友，李兴丽

(中国石化 江苏油田分公司 勘探开发研究院，江苏 扬州　225009)



混源油色谱指纹定量判析及其勘探意义
——以高邮凹陷南部断裂带为例

叶绍东，钱诗友，李兴丽

(中国石化 江苏油田分公司 勘探开发研究院，江苏 扬州225009)

摘要：高邮凹陷南部断裂带油气主要来自古近系阜二段和阜四段源岩。选择典型端元油的混合配比实验表明，按不同比例配置的混源油，其色谱指纹参数与混油比例呈线性关系。对于二元混合的混源油，利用色谱指纹判别混合比例是行之有效的方法，其关键环节是色谱指纹峰的筛选。通过配比实验创建的混源油定量判析图版，能定量判别其混合比例，从而判别不同来源油的贡献大小以及油气运移路径。通过实际图版验证，许庄油田X33井、X5-5井原油的阜四段来源油比例分别为80%和30%左右，方巷油田F4-9井、F5井的阜四段来源油比例分别在40%和10%左右。南部断裂带具备较大的混源油勘探潜力，特别是高台阶具备以阜二段来源油为主的油气成藏条件，不仅可形成阜一段油藏，还有利于白垩系泰一段成藏。

关键词：混源油；色谱指纹；混源实验；油气勘探；高邮凹陷

高邮凹陷位于苏北盆地东台坳陷中部，由南往北分为南部断裂带、深凹带、北斜坡3个构造带，其中受真①、真②大断层控制的南部断裂带，已发现方巷、许庄、邵伯等油田，含油层位主要包括白垩系的泰一段(K2t1)，古近系的阜一段(E1f1)、阜二段(E1f2)、阜三段(E1f3)，新近系的戴南组(E2d)和三垛组(E2s)。高邮凹陷主要发育E1f2和E1f42套烃源岩，2种不同来源的原油在生物标志物和气相色谱特征方面具有明显的差异，易于区分[1]。向南部断裂带供烃的烃源岩包括深凹带E1f4烃源岩和断裂带本地E1f2烃源岩，但断裂带本地E1f2烃源岩的供烃能力和贡献大小一直存在争议。南部断裂带断层发育，油气沿断层运移聚集[2-4]，部分样品点原油地化特征介于E1f2来源油和E1f4来源油之间，具有混源油特征[5]。近年来，国内外许多学者在混源油方面进行了大量的研究，主要包括混源油的定性判识及混源比例的定量计算[6-8]，一般根据稳定碳同位素值和一些特殊生物标志化合物随混合比例的变化规律来确定混源比例[9-13]。色谱指纹作为定量分析手段在石油勘探与开发、石油化工、生物医学等研究领域已广泛地应用，本研究通过典型端元油的混合配比实验，运用色谱指纹参数判断混源油的混合比例，并探讨这种方法的适用性。利用混源油定量判析图版可以判别许庄、方巷油田已钻井的混源比例，证实了南部断裂带本地E1f2烃源岩的供烃能力，为拓展勘探领域和深化油气成藏规律提供依据。

1样品与实验

1.1典型原油地球化学特征

高邮凹陷南部断裂带典型原油主要有2类：E1f2来源油和E1f4来源油，2类原油的饱和烃生物标志物及其相关参数的分布特征具有明显的差异[1，5](表1)。

E1f2来源油特征：强植烷优势，Pr/Ph一般小于0.6，(Ph/nC18)/(Pr/nC17)比值大，主峰碳C22；一般含有较高丰度的β-胡萝卜烷，C30藿烷/αααC29(20R)比值低；规则甾烷含量C29>C28>C27，αααC27(20R)/αααC29(20R)一般小于0.7。

表1　高邮凹陷南部断裂带2类原油地球化学特征

E1f4来源油特征：弱植烷优势至姥植均势，(Ph/nC18)/(Pr/nC17)比值小，主峰碳C23或C22；β-胡萝卜烷含量低，C30藿烷/αααC29(20R)比值较大；规则甾烷C27、C28、C29呈现典型的“V”型分布，C29和C27>C28，αααC27(20R)/αααC29(20R)一般大于0.7。

1.2端元油的选择

根据高邮凹陷南部断裂带构造特征，分别在许庄、方巷油田优选X38井、C13井、F6井、S20井作为端元油，其中X38井、F6井为E1f2来源油的端元油，S20井、C13井为E1f4来源油的端元油(图1)。端元油具有典型E1f2和E1f4来源油的特征(表2)。

1.3实验方法

以许庄油田C13井、X38井为第一组，2种端元油分别按照1∶9，2∶8，3∶7，4∶6，5∶5，6∶4，7∶3，8∶2，9∶1混合配比，得到9种混源油样品(样品编号C13∶X38-1—C13∶X38-9)，对端元油及配比的混源油样品进行全烃气相色谱分析；方巷油田S20井、F6井为第二组，同样按照1∶9，2∶8，3∶7，4∶6，5∶5，6∶4，7∶3，2∶8，1∶9混合配比进行实验(样品编号S20:F6-1—S20:F6-9)。另外，选取许庄油田X33、X5-5井和方巷油田F4-9、F5井作为研究样本点。

全烃气相色谱分析：HP6890N气相色谱仪，HP-PONA毛细柱，0.23 mm×50 m，膜厚0.5 μm，初始温度50 ℃，恒温3 min，以5 ℃/min速率升温至300 ℃后恒温25 min，氮气流速为1.0 mL/min，进样温度300 ℃，FID检测器温度为300 ℃。

图1　高邮凹陷构造纲要及样品位置

井号深度/m层位123456789X383019~3080E1f2C220.372.721.050.260.290.460.560.38F61077.4~1079.4E1f2C220.531.801.070.270.300.430.630.28C133119.4~3436E2d1C220.761.232.770.420.270.311.370.51S203611.5~3621.3E2d1C230.731.322.650.410.210.371.110.45

注：1.主峰碳；2.Pr/Ph；3.(Ph/nC18)/(Pr/nC17)；4.C30藿烷/αααC29(20R)；5.C27；6.C28；7.C29；

8.αααC27(20R)/αααC29(20R)；9.SM：αααC29[20S/(20S+20R)]。

2混源油色谱指纹特征

气相色谱分离技术能有效地对混合物中不同痕量的化合物进行分离并对不同组分进行定量，采用气相色谱分析技术，利用色谱指纹峰进行混源油的对比分析。色谱指纹峰是指正构烷烃之间相对丰度不同、化合物定性有一定困难的相对细小的色谱峰。为便于比较，将正构烷烃之间的色谱峰进行系统编号，为消除实验的系统误差，选择相邻或相近的指纹峰组成指纹峰对，用指纹峰对的比值作为色谱指纹参数用于对比分析。

原油中并非所有色谱指纹都能用于对比分析，必须具有可配比性，即色谱指纹参数具有随混合比例呈线性变化的规律。色谱指纹的可配比性不仅取决于化合物的性质和化合物的色谱分离度，而且还与化合物的浓度、定量方法以及原油的地质背景等因素有关[14]，且低碳数色谱指纹峰具有更好的对比性[15]。气相色谱峰的提取遵循4个原则：(1)剔除正构烷烃峰，保留特有峰；(2)不同来源油目的峰应具备差异性；(3)相同来源油目的峰应具备同一性；(4)配比油样中目的峰应具备可配比性。本次研究，共选取了nC6-nC13之间25个单色谱峰，将选取的目的峰进行归一化处理，最后得到11对归一化峰对(图2)。对实验配置的2组样品和研究区混源油样品进行全烃气相色谱指纹分析，统计11对指纹峰色谱指纹参数(表3)。

图2　高邮凹陷典型色谱指纹峰对筛选

样品来源油比例(E1f4∶E1f2)归一化色谱指纹峰对1/23/44/58/99/1410/1113/1516/1720/2321/2224/25X380∶101.000.091.000.221.000.860.830.680.960.620.44C13:X38-11∶90.970.110.930.180.880.850.670.710.920.510.45C13:X38-22∶80.920.100.810.240.910.861.000.730.970.320.48C13:X38-33∶70.890.140.770.290.820.820.740.770.850.380.47C13:X38-44∶60.850.160.660.340.720.800.620.800.820.340.49C13:X38-55∶50.800.180.590.380.650.780.500.820.790.290.51C13:X38-66∶40.740.230.510.440.590.750.400.870.740.230.55C13:X38-77∶30.640.550.390.460.530.690.390.900.800.440.61C13:X38-88∶20.610.380.350.620.450.400.280.930.630.150.63C13:X38-99∶10.540.350.270.750.380.310.240.960.580.120.69C1310∶00.451.000.181.000.300.170.201.000.530.070.76F60∶100.790.160.470.390.620.980.310.830.630.250.65S20:F6-11∶90.760.170.450.400.580.940.290.830.640.210.67S20:F6-22∶80.720.050.420.390.560.910.310.860.941.000.89S20:F6-33∶70.720.220.460.440.500.870.240.850.580.130.68S20:F6-44∶60.690.240.430.460.460.800.220.850.570.130.68S20:F6-55∶50.640.260.400.480.440.760.210.860.570.130.69S20:F6-66∶40.580.330.310.440.230.740.180.961.000.921.00S20:F6-77∶30.540.410.320.540.380.340.190.870.580.130.72S20:F6-88∶20.370.480.290.570.360.280.180.870.600.130.73S20:F6-99∶10.420.560.240.550.390.230.170.900.690.260.76S2010∶00.320.900.210.640.310.150.160.870.560.120.74X330.630.310.320.620.400.460.330.880.540.190.71X5-50.830.090.560.210.850.900.710.840.740.300.54F4-90.860.280.400.580.410.920.280.900.500.150.71F50.830.130.390.320.541.000.300.830.720.190.65

注：归一化色谱指纹峰对见图2。

图3　高邮凹陷端元油与人工配比混源油色谱指纹对比

利用指纹峰对绘制色谱指纹对比图(图3)，从图3中可以看出，2组实验样品中，不同来源端元油指纹峰对的对比性好，相同来源端元油指纹峰对相似程度高；按不同比例配置的混源油，其指纹差异明显，不同指纹峰对的参数随混油比例增加时呈良好的线性关系，且第一组实验数据(许庄油田)规律性好于第二组(方巷油田)。分析原因，第一组实验中，端元油之间色谱指纹差异明显，配比实验过程中，混合油色谱指纹参数变化规律性也越明显。

利用色谱指纹技术的关键在于指纹峰的筛选。高邮凹陷南部断裂带的E1f2来源油和E1f4来源油，其演化阶段相近、热演化程度基本相同，原油成熟度差异小，对于这种简单的二元混合时，用于对比的指纹峰筛选相对简单，利用色谱指纹判别混合比例是行之有效的方法。同时，与利用生物标志化合物判识混源油的结果进行比较，结论差异很小，证实这种方法的可行性。这一技术减少了质谱定性分析环节，降低了技术难度和分析成本，具有快速、经济的特点。但对于多源多期油气混源时，实验和计算的程度要复杂得多[16-18]，利用色谱指纹判别混合比例的适用性有待进一步研究。

3混源油定量判析

将许庄油田X33井、X5-5井的样品色谱指纹与实验数据对比，X33井与C13和X38井2种端元油按照8∶2混合后的原油指纹差异最小；X5-5井与C13和X38井2种端元油按照3∶7混合后的原油指纹差异最小，即X33井、X5-5井原油的E1f4来源油比例分别为80%左右和30%左右。同样将方巷油田F4-9井、F5井的色谱指纹与实验数据对比，F4-9井与S20和F6井2种端元油按照4∶6混合后的原油指纹差异最小；F5井与S20和F6井2种端元油按照1∶9混合后的原油指纹差异最小，即F4-9井、F5井的E1f4来源油比例分别为40%左右和10%左右(图4)。

图4　高邮凹陷混源油定量判别

结合许庄、方巷油田构造特征分析，靠近深凹带的混源油以E1f4来源油所占的比例大，沿油气运移方向，由低台阶到高台阶，在南部断裂带构造高部位，E1f4来源油所占的比例越来越小，E1f2来源油所占的比例则越来越大。总体看来，南部断裂带具备较大的混源油勘探潜力，特别是高台阶具备以E1f2来源油为主的油气成藏条件，不仅可形成E1f1油藏，还有利于K2t1成藏(图5)。

4结论

(1)高邮凹陷南部断裂带混源油主要由E1f2来源油和E1f4来源油的混合，对于二元混合时，利用色谱指纹判别混合比例是行之有效的方法，技术关键是色谱指纹峰的筛选。

图5　高邮凹陷南部断裂带油气运聚模式

(2)高邮凹陷南部断裂带本地E1f2烃源岩具有较好的供烃能力，通过混源油定量判析图版判断：X33井、X5-5井原油的E1f4来源油比例分别为80%和30%左右，F4-9井、F5井的E1f4来源油比例分别为40%和10%左右。沿油气运移方向，由低台阶到高台阶，E1f4来源油所占的比例越来越小，E1f2来源油所占的比例则越来越大。

(3)高邮凹陷南部断裂带具备较大的混源油勘探潜力，特别是高台阶具备以E1f2来源油为主的油气成藏条件，不仅可形成E1f1油藏，还有利于K2t1成藏。

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(编辑黄娟)

Quantification of chromatographic fingerprints of mixed crude oils

and its exploration significance:

A case study of the southern fault zone in Gaoyou Sag

Ye Shaodong,Qian Shiyou,Li Xingli

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECJiangsuOilfieldCompany,Yangzhou,Jiangsu225009,China)

Abstract:The discovered crude oils in the southern fault zone of Gaoyou Sag are binary mixtures mainly derived from the second and fourth members of the Funing Formation. An artificial mixing experiment of two typical end-member oils in the laboratory indicates that the chromatographic fingerprint of artificially mixed oil samples changes linearly with mixing proportions, so it is an effective method to quantify mixture proportions.An important key is to screen the fingerprint peaks. The application of a quantitative identification model created using an artificial oil mixing experiment can quantify the contribution of different oil sources and its migration path way. The model shows that the contribution rate of source rocks from the fourth member of Funing Formation is 80% in well X33, 30% in well X5-5, 40% in well F4-9, and 10% in well F5. Results indicate that the model has broad exploration applications for mixed crude oils in the southern fault zone of Gaoyou Sag. Source rocks from the second member of Funing Formation contribute more oil in the higher locations of the sag. Reservoirs are found in the first member of Funing Formation and the first member of Taizhou Formation.

Key words:mixed crude oils;chromatographic fingerprint;artificial oil mixing experiment;petroleum exploration;Gaoyou Sag

基金项目：中国石油化工股份有限公司科技项目(P11071)。

作者简介：叶绍东(1968—)，男，高级工程师，从事油田勘探生产和研究工作。E-mail：yesd.jsyt@sinopec.com。

收稿日期：2014-10-22；

修订日期：2015-09-17。

中图分类号：TE122.1

文献标志码：A

文章编号：1001-6112(2015)06-0770-06doi：10.11781/sysydz201506770