塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气来源及差异聚集

张纪智，王招明，杨海军，徐志明，肖中尧，李中璇

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.中国石油塔里木油田勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000）

塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气来源及差异聚集

张纪智1，王招明2，杨海军2，徐志明1，肖中尧2，李中璇1

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.中国石油塔里木油田勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000）

基于塔里木盆地中深地区储集层样品、原油样品和天然气样品的地球化学特征分析，研究中深地区寒武系盐下白云岩油气来源及油、气差异聚集现象。通过质谱检测发现储集层及原油样品重排甾烷含量低、C28甾烷含量高，伽马蜡烷含量高，原油中存在芳基类异戊二烯烃化合物；通过天然气组成分析发现N2含量低，为0.24%～4.02%。由此判断油气来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。中寒武统天然气δ13C1值为-51.4‰～-44.7‰，干燥系数为0.65～0.78，为原油伴生气；下寒武统天然气δ13C1值为-41.4‰～-40.6‰，干燥系数为0.99，为原油裂解气。塔里木盆地深层存在硫酸盐热化学还原反应生成的高含H2S裂解气的充注，中寒武统储集层物性差、裂缝网络体系不发育，故充注程度低，天然气中H2S含量低（0.003 8%～0.200 0%）；下寒武统储集层物性好、裂缝网络体系发育，故充注程度高，天然气中H2S含量也高（3.25%～8.20%）。综上，塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气来源于寒武系—下奥陶统烃源岩，其差异聚集是储集层物性以及裂缝网络体系发育程度的综合影响所致。图4表4参34

塔里木盆地；中深地区；盐下白云岩；油气来源；油气差异聚集

引用：张纪智,王招明,杨海军,等.塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气来源及差异聚集[J].石油勘探与开发,2017,44(1):40-47.

ZHANG Jizhi,WANG Zhaoming,YANG Haijun,et al.Origin and differential accumulation of hydrocarbons in Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area,Tarim Basin,NW China[J].Petroleum Exploration and Development,2017,44(1):40-47.

0 引言

塔里木盆地下古生界白云岩分布范围广、厚度大、生储盖空间配置条件优越，是盆地内重要的油气勘探领域。目前，中深地区寒武系获得突破，为塔里木盆地寒武系盐下白云岩勘探揭开了新的篇章[1-3]。但该地区油气勘探仍面临一些问题：寒武系盐下白云岩油气来源认识不明；前人总结出的一些油气源判识指标对于该油气藏油气源判识的可靠性还未得到验证；该油气藏油气分布存在差异聚集的特征，成因不明。针对这些问题，本文以地球化学研究为基础，结合现今寒武系盐下油气藏分布现状和性质、储集层物性及裂缝发育情况等因素，探究中深地区寒武系盐下白云岩油气来源，分析该油气藏油气差异聚集的原因。

1 油气藏基本地质特征

1.1 勘探概况

中深地区位于塔里木盆地塔中隆起东部（见图1），是塔里木盆地下古生界盐下白云岩勘探的重点区域。该地区目前进行寒武系钻探的井共有4口，分别为塔参1井、中深1井、中深1C井（中深1井侧钻井）、中深5井，除塔参1井未获突破，其余3口井均获工业油气流。中深1井中寒武统阿瓦塔格组日产油9.8 t，日产气（5.4～7.0）×104m3；下寒武统肖尔布拉克组日产气3.0×104m3。中深1C井下寒武统肖尔布拉克组日产气（15.0～21.6）×104m3，伴生少量凝析油。中深5井中寒武统沙依里克组日产天然气776～10 381 m3、日产原油7.20～23.86 m3。

图1 研究区位置图

1.2 构造特征

中深地区在早奥陶世构造平缓；早奥陶世末期—中奥陶世，塔中Ⅰ号断裂开始活动，隆起发育，隆起部分地层被剥蚀夷平，中奥陶统在该地区缺失；晚奥陶世良里塔格组沉积期构造基本稳定，塔中Ⅰ号断裂带已初见雏形，出现坡折地貌，良里塔格组沉积之后海水快速退出，该地区经历短期暴露，随后快速海进，桑塔木组陆源碎屑沉积快速堆积覆盖在良里塔格组之上，填平地层；晚奥陶世末期—志留纪初期，该地区发生了强烈的构造活动，中央主垒带和塔中10号断裂带活动强烈，地层整体抬升，上奥陶统桑塔木组完全被剥蚀，该时期之后，构造活动相对较弱，以区域整体隆升或低角度倾翘为主，形成区域性低角度不整合[4]。

1.3 烃源岩特征

中深地区有两套潜在烃源岩：寒武系—下奥陶统烃源岩与中—上奥陶统烃源岩。寒武系—下奥陶统烃源岩主要形成于厌氧环境[5-6]，前人研究认为满加尔凹陷中西部主要发育蒸发潟湖相烃源岩，岩性为泥质云岩，主要分布在阿瓦提凹陷以南至塔中低凸起地区[7]。近年来，对于下寒武统玉尔吐斯组斜坡—盆地相烃源岩的研究逐渐深入：该套烃源岩在塔西台地广泛发育，岩性以炭质页岩、泥岩为主，以满西地区为发育中心，从塔中西部向塔中东部超覆并尖灭，中深1井距其边界仅1.5 km，为一套优质的烃源岩[8-10]。寒武系—下奥陶统烃源岩在晚加里东期达到生油高峰，目前镜质体反射率Ro＞2.0%，处于过成熟阶段。

中—上奥陶统烃源岩主要形成于弱氧化、弱还原沉积环境[5-6]，中奥陶统烃源岩在满加尔凹陷中西部主要发育台地边缘相的泥灰岩烃源岩；上奥陶统烃源岩则以台缘斜坡的灰泥丘相为主，主要分布于塔中、塔北隆起的斜坡区，岩性以泥质泥晶灰岩和宏观藻灰质泥岩为主[7]。塔中地区上奥陶统烃源岩在二叠纪末—燕山初期进入生油门限，在喜马拉雅期进入生油高峰；满加尔凹陷中西部的中奥陶统烃源岩在晚海西期进入生油高峰，在喜马拉雅期进入生气高峰[10-14]。

1.4 储集层及储盖组合

中深地区目前发现了3套储集层，分别为中寒武统阿瓦塔格组、沙依里克组储集层以及下寒武统肖尔布拉克组储集层。其中，中寒武统阿瓦塔格组储集层发育于中深1井、中深5井，岩性以泥粉晶白云岩、含膏泥粉晶白云岩等为主，纵向上表现为多个薄层不连续储集层，平均孔隙度为4.52%，渗透率为0.04×10-3μm2，为一套低孔、特低渗储集层[1]；中寒武统沙依里克组储集层主要发育在中深5井，岩性以膏质白云岩为主，纵向上表现为中等厚度不连续储集层，平均孔隙度为8.8%，渗透率为（0.003～6.600）×10-3μm2，平均为1.02×10-3μm2，但总体非均质性很强，为一套低孔、低渗储集层；下寒武统肖尔布拉克组储集层主要发育于中深1C井、中深1井，岩性以鲕粒白云岩、砂屑白云岩、砂质白云岩为主，成像测井见大量裂缝与溶蚀孔洞，纵向上表现为中—厚层连续储集层，平均孔隙度为12.6%，渗透率为3.3×10-3μm2，物性相对较好[1]。

中深地区钻揭中—下寒武统优质储盖组合。其储盖组合模式为中寒武统蒸发岩与下伏白云岩构成的储盖组合以及沙依里克组膏泥岩与下伏肖尔布拉克组白云岩组成的储盖组合[2]。

1.5 油气分布及性质

中深地区寒武系盐下白云岩油气主要分布于中—下寒武统储集层。其中原油主要分布于中寒武统储集层（下寒武统见极少量凝析油），天然气于中—下寒武统储集层均有分布。原油性质见表1，中深1井中寒武统原油为轻质挥发油，中深5井中寒武统原油为凝析油。天然气性质见表2，中深1井、中深5井中寒武统天然气H2S（硫化氢）含量分别为0.003 8%和0.200 0%，干燥系数为0.75～0.78、0.65，是低H2S含量的湿气；中深1井、中深1C井下寒武统天然气的H2S含量分别为3.25%～5.02%和8.15%～8.20%，干燥系数均为0.99，是高H2S含量的干气。

由此可知，该地区油气分布层位及不同层位天然气性质存在差异，存在差异聚集现象。

表1 中深地区原油性质

表2 中深地区天然气烃类组成

2 油气源研究

中深地区存在中—上奥陶统及寒武系—下奥陶统两套潜在烃源岩。前人关于塔里木盆地古生界油气来源判识的研究很多：如利用原油中一些区别明显的化合物（甾烷、萜烷）含量高低来判断油源[15-20]；有学者认为原油能否检测出芳基类异戊二烯烃化合物是判断油源的重要指标[21]；还有学者利用原油和天然气的碳同位素组成来判断油气的来源[22-23]。

前人在运用这些方法时手段较单一，一般仅单纯依据某项指标分析油气源，且未分析这些指标是否适用于塔里木盆地古生界海相油气来源的判识。比如生物标志化合物在成熟度不同的原油中的含量极不稳定，在低成熟度原油中的含量可比高成熟度原油的含量高2～3个数量级，若高成熟原油中混入了少量的低成熟原油，生物标志化合物的分布就会产生很大的改变[24]。因此本文以油气的实际组成为基础，分析这些方法对塔里木盆地古生界油气来源判识的适用性，最终判断中深地区寒武系盐下白云岩中油气的来源。

2.1 油源研究

2.1.1 甾烷、萜烷生物标志化合物特征

前人研究认为源自塔里木盆地寒武系—下奥陶统烃源岩的原油具有重排甾烷含量低，C28甾烷、伽马蜡烷含量高的特点，而源自中—上奥陶统烃源岩的原油则反之[15-20]。中深地区寒武系原油的甾萜烷生物标志化合物特征符合源自寒武系烃源岩的原油特征。

通过测试中深1井、中深5井中寒武统储集层抽提物和原油样品，发现两种样品的甾烷分布均表现出重排甾烷含量低，C28甾烷含量高的特征（见图2），萜烷分布均表现出伽马蜡烷含量高的特征（见图3），说明储集层抽提物及原油均来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。

图2 中深地区储集层抽提物及原油样品甾烷图谱

图3 中深地区储集层抽提物及原油样品萜烷图谱

2.1.2 芳基类异戊二烯烃生物标志化合物特征

芳基类异戊二烯烃化合物主要由厌氧、强还原环境下的光合绿硫细菌产生，是水体厌氧、强还原环境的标志[25-26]。中—上奥陶统烃源岩形成于弱氧化、弱还原沉积环境，不具备生成该化合物的条件，而寒武系—下奥陶统烃源岩形成于强还原环境，具备生成该类化合物的条件[5-6]。

对两套烃源岩样品的分析结果证实寒武系烃源岩检测出了该类化合物，中—上奥陶统烃源岩未检测出该类化合物。中深1井中寒武统原油检测出该化合物，说明其母质形成于强还原环境，其油源为寒武系—下奥陶统烃源岩（见图4）。

图4 中深1井原油与寒武系、中—上奥陶统烃源岩芳构化类异戊二烯烃色谱图

2.1.3 原油碳同位素组成

对于烃源岩，一般来说其母质类型越好，其本身以及形成的烃类碳同位素组成越轻[6]。寒武系—下奥陶统烃源岩母质类型好，中—上奥陶统烃源岩母质类型较差，因此寒武系—下奥陶统烃源岩的干酪根碳同位素组成要比奥陶系烃源岩轻[27]。

正常情况下，干酪根在热降解成烃过程中各种键发生断裂，释放出分子量较小的烃类和其他一些小分子物质，根据同位素分馏效应，其产物（原油或沥青）中的碳同位素组成较残余物（干酪根）的碳同位素组成轻，遵从δ13Ck＞δ13Cb＞δ13Cc以及δ13Cbi＞δ13Cpc＞δ13Car＞δ13Csa的特征[28]。因此，寒武系干酪根生成的烃类应具有较轻的碳同位素组成，而中深1、中深5井寒武系原油的碳同位素组成均较轻（见表3）。

表3 中深地区原油碳同位素组成

但寒武系—下奥陶统、中—上奥陶统烃源岩的碳同位素组成具有强烈的非均质性，存在局部富集13C的现象[28]，如和4井与方4井寒武系烃源岩δ13Ck值为-31.8‰～-29.1‰，而塔中低凸起上奥陶统烃源岩δ13Ck值为-33.4‰～-26.3‰，因此在实际操作中很难确定这两套烃源岩各自生成的原油的δ13C界限值。所以，本文认为原油的δ13C值难以作为中深地区寒武系盐下白云岩油气藏油源判识的依据。

2.2 气源研究

2.2.1 天然气碳同位素组成

中深地区寒武系天然气δ13C1值为-51.4‰～-40.6‰，天然气δ13C2值为-37.4‰～-34.8‰，远低于腐泥型和腐殖型母质来源天然气的分界-28‰[29-30]，属于腐泥型母质来源（见表4）。由于中—上奥陶统烃源岩和寒武系—下奥陶统烃源岩都属于腐泥型烃源岩，因此根据天然气碳同位素组成无法区分其来源。

表4 中深地区天然气碳同位素组成

下寒武统天然气碳同位素组成轻，干燥系数0.99，说明天然气成熟度高，为高热演化阶段的产物，判断其为原油裂解气，因此来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。中寒武统天然气碳同位素组成更轻，干燥系数0.65～0.78，说明天然气成熟度比下寒武统天然气低，戴金星统计发现油藏伴生气δ13C1值为-55‰～-40‰[31]，据此认为中寒武统天然气属于原油伴生气。

2.2.2 天然气氮气含量

氮气（N2）有多种成因，其中有机成因的天然气中的N2主要来源于有机质中的蛋白质。在成岩阶段，含蛋白质的有机质在细菌作用下分解形成NH3。在泥岩中，这些NH3很容易与黏土矿物中的伊利石结合形成一种稳定的铵基黏土矿物[32]，只有在很高的温度（700～800 ℃）下才能裂解释放出NH3，并被氧化形成N2[33]，所以泥岩烃源岩在成熟阶段生成的原油中含氮化合物少，且原油的伴生气中N2含量低（小于5%）。而碳酸盐岩中缺乏黏土矿物，难以形成氨盐，含氮化合物只能被有机质吸附或以化学键的形式结合在干酪根中，到成熟阶段释放出来，并被氧化成N2。因此碳酸盐岩烃源岩在成熟阶段生成的原油中含氮化合物多，且油的伴生气中N2含量高。

一些学者在塔里木盆地下古生界气源的研究中均忽视了天然气中N2含量的问题。中深地区天然气中N2含量均很低（见表2）。中—上奥陶统烃源岩生油高峰期晚于早志留世，此时该地区持续稳定沉降，寒武系储盖组合早已形成，如接受的是中—上奥陶统碳酸盐岩烃源岩成熟阶段的产物，N2含量必定很高，与现今中深地区天然气N2含量特征不符。

寒武系泥岩烃源岩的生油高峰时间早于碳酸盐岩烃源岩[10-14]。中深地区中下寒武统储集层能优先捕获寒武系—下奥陶统泥岩烃源岩生成的氮化合物含量低的原油及N2含量低的伴生气。该来源的原油裂解后产生的裂解气中N2含量也很低，与中深地区天然气的性质完全相似，说明中深地区天然气来源于寒武系—下奥陶统泥岩烃源岩。

3 油气差异聚集原因分析

中深地区寒武系盐下白云岩油气分布层位及不同层位天然气性质存在差异，存在差异聚集现象。通过天然气碳同位素组成分析可知中寒武统天然气为原油伴生气，下寒武统天然气为原油裂解气。除此之外，天然气性质差异还体现为H2S含量的高低，基于该油气藏中H2S成因以及含量差异，分析该油气藏油气差异聚集的原因。

3.1 H2S成因及含量差异原因分析

目前普遍认为塔里木盆地下古生界海相油气藏中H2S的成因是烃类与膏盐发生TSR（硫酸盐热化学还原反应）反应的结果[34]。从中深地区的地质情况来看，下寒武统埋深大，温度高，早期聚集的油裂解产生裂解气；同时，寒武系储盖组合中的膏岩与烃类发生TSR反应生成H2S，最终形成高含H2S的裂解气，并向上充注。

这种高H2S含量的原油裂解气在物性、裂缝发育情况不同的储集层中充注程度不同。中深地区中寒武统储集层物性差，裂缝网络体系不发育，裂解气充注程度低，天然气中H2S含量低；而下寒武统储集层物性好，裂缝网络体系发育，该裂解气充注程度高，因此天然气中H2S含量高。

3.2 油气差异聚集原因

通过H2S成因及含量差异原因的分析，可知中深地区寒武系盐下白云岩油气藏差异聚集的原因在于储集层物性和裂缝网络体系发育程度的不同：寒武系油气藏存在高含H2S（TSR成因）的原油裂解气的充注。中寒武统储集层物性差，裂缝网络体系不发育且储集层不连续，因此充注程度低，储集层中聚集的寒武系烃源岩成熟阶段生成的油及原油伴生气得以保存，因而展现出现今油气并存、天然气低H2S含量的面貌；而下寒武统储集层物性好、裂缝网络发育，因而充注程度高，大量高含H2S的裂解气充注使油藏改变了早期的面貌，油反溶解于气中形成凝析油，且天然气为高H2S含量的原油裂解气。

4 结论

中深地区中深1井、中深5井寒武系储集层抽提物及原油均以C28甾烷含量高、重排甾烷含量低及伽马蜡烷含量高为特征；中深1井原油检测出可指示母质形成于厌氧、强还原环境的芳基类异戊二烯烃化合物，均与寒武系—下奥陶统烃源岩特征相符；天然气N2含量均很低，应为泥岩烃源岩的产物，不可能来源于中—上奥陶统碳酸盐岩烃源岩。因此证明该油气藏油、气来源于寒武系—下奥陶统烃源岩。

中深地区寒武系盐下白云岩油气藏存在高含H2S（TSR成因）的原油裂解气的充注，中寒武统储集层物性差、裂缝网络体系不发育，因此充注程度低，天然气H2S含量低，早期聚集的油及原油伴生气得以保存。下寒武统储集层物性好、裂缝网络发育，因此充注程度高，油反溶解于气中形成凝析油，天然气为高H2S含量的原油裂解气。油气差异聚集是储集层物性以及裂缝网络体系发育程度的综合影响所致。

符号注释：

δ13Car——芳烃碳同位素组成，‰；δ13Cb——沥青碳同位素组成，‰；δ13Cbi——沥青质碳同位素组成，‰；δ13Cc——原油同位素组成，‰；δ13Ck——干酪根碳同位素组成，‰；δ13Cpc——胶质碳同位素组成，‰；δ13Csa——饱和烃碳同位素组成，‰。

[1]王招明,谢会文,陈永权,等.塔里木盆地中深1井寒武系盐下白云岩原生油气藏的发现与勘探意义[J].中国石油勘探,2014,19(2):1-13.WANG Zhaoming,XIE Huiwen,CHEN Yongquan,et al.Discovery and exploration of Cambrian subsalt dolomite original hydrocarbon reservoir at Zhongshen-1 Well in Tarim Basin[J].China Petroleum Exploration,2014,19(2):1-13.

[2]杨海军.塔里木盆地下古生界内幕白云岩勘探认识与勘探方向[J].天然气地球科学,2015,26(7):1213-1223.YANG Haijun.Exploration knowledge and direction of Lower Proterozoic inner dolostones,Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2015,26(7):1213-1223.

[3]赵靖舟,王清华,时保宏,等.塔里木古生界克拉通盆地海相油气富集规律与古隆起控油论[J].石油与天然气地质,2007,28(6):703-712.ZHAO Jingzhou,WANG Qinghua,SHI Baohong,et al.Marine hydrocarbon enrichment rules and palaeo uplift-controlling hydrocarbon theory for Paleozoic Tarim craton basin[J].Oil & Gas Geology,2007,28(6):703-712.

[4]苗继军,李明和,杜洪莲,等.塔中低凸起东部构造解析及勘探领域分析[J].天然气地球科学,2010,21(2):258-260.MIAO Jijun,LI Minghe,DU Honglian,et al.Structural interpretation in eastern low-bulge of central Tarim uplift and new areas of exploration[J].Natural Gas Geoscience,2010,21(2):258-260.

[5]王飞宇,张宝民,边立增,等.塔里盆地古生界有效生油岩分布和生烃潜力评价[R].北京:中国石油大学(北京),1999.WANG Feiyu,ZHANG Baomin,BIAN Lizeng,et al.Evaluation on the source rock and their hydrocarbon generation ability[R].Beijing:China University of Petroleum (Beijing),1999.

[6]付家谟,秦匡宗.干酪根地球化学[M].广州:广东科技出版社,1995.FU Jiamo,QIN Kuangzong.Kerogen geochemistry[M].Guangzhou:Guangdong Science and Technology Press,1995.

[7]赵孟军,王招明,潘文庆,等.塔里木盆地满加尔凹陷下古生界烃源岩的再认识[J].石油勘探与开发,2008,35(4):417-422.ZHAO Mengjun,WANG Zhaoming,PAN Wenqing,et al.Lower Palaeozoic source rocks in Manjiaer Sag,Tarim Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(4):417-422.

[8]潘文庆,陈永权,熊益学,等.塔里木盆地下寒武统烃源岩沉积相研究及其油气勘探指导意义[J].天然气地球科学,2015,26(7):1224-1232.PAN Wenqing,CHEN Yongquan,XIONG Yixue,et al.Sedimentary facies research and implications to advantaged exploration regions on Lower Cambrian source rocks,Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2015,26(7):1224-1232.

[9]熊冉,周进高,倪新峰,等.塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组烃源岩分布预测及油气勘探的意义[J].天然气工业,2015,35(10):49-56.XIONG Ran,ZHOU Jingao,NI Xinfeng,et al.Distribution prediction of Lower Cambrian Yuertusi Formation source rocks and its significance to oil and gas exploration in the Tarim Basin[J].Natural Gas Industry,2015,35(10):49-56.

[10]鲍典.塔里木盆地寒武—奥陶系有效烃源岩评价[D].成都:成都理工大学,2008.BAO Dian.Evaluation on efficient source rock of Cambrian-Ordovician in Tarim Basin[D].Chengdu:Chengdu University of Technology,2008.

[11]宫秀梅.塔里木盆地塔中地区油气成藏体系研究[D].北京:中国石油大学,2006.GONG Xiumei.Study on the petroleum accumulation system within the Tazhong Region Tarim Basin[D].Beijing:China University of Petroleum,2006.

[12]梁狄刚,张水昌,王飞宇,等.从塔里木盆地看中国海相生油问题[J].地学前缘,2000,7(4):534-547.LIANG Digang,ZHANG Shuichang,WANG Feiyu,et al.Understanding on marine oil generation in China based on Tarim Basin[J].Earth Science Frontiers,2000,7(4):534-547.

[13]王飞宇,边立增,张水昌,等.塔里木盆地奥陶系海相源岩中两类生烃母质[J].中国科学:地球科学,2001,31(2):96-102.WANG Feiyu,BIAN Lizeng,ZHANG Shuichang,et al.Two kinds of organic matter of Ordovician source rock in the Tarim Basin,western China[J].SCIENCE CHINA Earth Sciences,2001,31(2):96-102.

[14]张水昌,张保民,王飞宇,等.塔里木盆地两套海相有效烃源层:I.有机质性质、发育环境及控制因素[J].自然科学进展,2001,11(3):261-268.ZHANG Shuichang,ZHANG Baomin,WANG Feiyu,et al.Two formations of effective hydrocarbon source rock:I.properties,sedimentary environment and controlling factors of organic matters[J].Processes in Natural Science,2001,11(3):261-268.

[15]梁狄刚,张水昌,张宝民,等.从塔里木盆地看中国海相生油问题[J].地学前缘,2000,7(4):534-547.LIANG Digang,ZHANG Shuichang,ZHANG Baomin,et al.Understanding on marine oil generation in China based on Tarim Basin[J].Earth Science Frontiers,2000,7(4):534-547.

[16]张水昌,王飞宇,张宝民,等.塔里木盆地中上奥陶统油源层地球化学研究[J].石油学报,2000,21(6):23-28.ZHANG Shuichang,WANG Feiyu,ZHANG Baomin,et al.Middle-Upper Ordovician source rock geochemistry of the Tarim Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2000,21(6):23-28.

[17]李素梅,庞雄奇,杨海军,等.塔中Ⅰ号坡折带高熟油气地球化学特征及其意义[J].石油与天然气地质,2008,29(2):210-216.LI Sumei,PANG Xiongqi,YANG Haijun,et al.Geochemical characteristics and implication of high thermal maturity oils in Tazhong faulted slope break zone[J].Oil & Gas Geology,2008,29(2):210-216.

[18]李素梅,庞雄奇,杨海军,等.塔中隆起原油特征与成因类型[J].地球科学——中国地质大学学报,2008,33(5):635-642.LI Sumei,PANG Xiongqi,YANG Haijun,et al.Characteristics and genetic type of the oils in the Tazhong Uplift[J].Earth Science—Journal of China University of Geosciences,2008,33(5):635-642.

[19]肖中尧,卢玉红,桑红,等.一个典型的寒武系油藏:塔里木盆地塔中62井油藏成因分析[J].地球化学,2005,34(2):155-160.XIAO Zhongyao,LU Yuhong,SANG Hong,et al.A typical Cambrian oil reservoir:Origin of oil reservoir in Well TZ62,Tarim Basin[J].Geochimica,2005,34(2):155-160.

[20]马安来,金之钧,王毅.塔里木盆地台盆区海相油源对比存在的问题及进一步工作方向[J].石油与天然气地质,2006,27(3):356-362.MA Anlai,JIN Zhijun,WANG Yi.Problems of oil-source correlation from marine reservoirs in Paleozoic craton area in Tarim Basin and future direction of research[J].Oil & Gas Geology,2006,27(3):356-362.

[21]孙永革,肖中尧,徐世平,等.塔里木盆地原油中芳基类异戊二烯烃的检出及其地质意义[J].新疆石油地质,2004,25(2):215-218.SUN Yongge,XIAO Zhongyao,XU Shiping,et al.Aryl-isprenoids in crude oil and its implication in geological exploration[J].Xinjiang Petroleum Geology,2004,25(2):215-218.

[22]宋到福,王铁冠,李美俊.塔中地区中深1和中深1C井盐下寒武系油气地球化学特征及油气源判识[J].中国科学:地球科学,2016,46(1):107-117.SONG Daofu,WANG Tieguan,LI Meijun.Geochemistry and possible origin of the hydrocarbons from Wells Zhongshen1 and Zhongshen1C,Tazhong Uplift[J].SCIENCE CHINA Earth Sciences,2016,59(4):840-850.

[23]王铁冠,宋到福,李美俊,等.塔里木盆地顺南-古城地区奥陶系鹰山组天然气气源与深层天然气勘探前景[J].石油与天然气地质,2014,35(6):753-759.WANG Tieguan,SONG Daofu,LI Meijun,et al.Natural gas and deep gas exploration potential of the Ordovician Yingshan Formation in the Shunnan-Gucheng region,Tarim Basin[J].Oil & Gas Geology,2014,35(6):753-759.

[24]CURIALE J A,BROMLEY B W.Migration induced compositional changes in oils and condensates of a single field[J].Organic Geochemistry,1996,24(12):1097-1113.

[25]SUMMONS R E,POWELL T G.Chlorobiaceae in Paleozoic seas revealed by biological markers,isotopes and geology[J].Nature,1986,319:763-765.

[26]李振西,范璞,李景贵,等.芳基类异戊二烯生标在指相上的应用[J].沉积学报,1998,16(2):9-13.LI Zhenxi,FAN Pu,LI Jinggui,et al.An application of aryl isoprenoids in indicating sedimentary environments[J].Acta Sedimentologica Sinica,1998,16(2):9-13.

[27]米敬奎,张水昌,陈建平,等.塔北地区原油碳同位素组成特征及影响因素[J].石油勘探与开发,2010,37(1):22-23.MI Jingkui,ZHANG Shuichang,CHEN Jianping,et al.Carbon isotopic composition and effect factors of oil from northern Tarim Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(1):22-23.

[28]刘虎.干酪根及其演化产物稳定碳同位素倒转分布的成因探讨及在塔里木油藏中的应用[D].北京:中国科学院大学,2015.LIU Hu.Discussion on the origin of the reversal stable carbon isotope distributions between kerogen and its derivatives,and the geochemical significances to the marine crude oil reservoirs in Tarim Basin,NW China[D].Beijing:University of Chinese Academy of Sciences,2015.

[29]GALIMOV E M.Isotope organic geochemistry[J].Organic Geochemistry,2006,37(10):1200-1262.

[30]ZHU Guangyou,JIN Qiang,ZHANG Shuichang,at al.Character and genetic types of shallow gas pools in Jiyang depression[J].Organic Geochemistry,2005,36(1):1650-1663.

[31]戴金星.天然气碳氢同位素特征和各类天然气鉴别[J].天然气地球科学,1993(2/3):1-40.DAI Jinxing.Carbon and hydrogen isotope features of natural gas and discrimination of different types of natural gas[J].Natural Gas Geoscience,1993 (2/3):1-40.

[32]STEVENSON F J.Chemical state of the nitrogen in rocks[J].Cosmochimica et Cosmochimica Acta,1962,26(7):797-809.

[33]LITTKE R,KROOS B.Molecular nitrogen in natural gas accumulations:Generation from sedimentary orgaric matter at high temperatures[J].AAPG,1995,79(3):410-430.

[34]朱光有,戴金星,张水昌,等.含硫化氢天然气的形成机制及分布规律研究[J].天然气地球科学,2004,15(2):166-170.ZHU Guangyou,DAI Jinxing,ZHANG Shuichang,et al.Generation mechanism and distribution characteristics of hydrogen sulfide bearing gas in China[J].Natural Gas Geoscience,2004,15(2):166-170.

（编辑 魏玮 王大锐）

Origin and differential accumulation of hydrocarbons in Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area,Tarim Basin,NW China

ZHANG Jizhi1,WANG Zhaoming2,YANG Haijun2,XU Zhiming1,XIAO Zhongyao2,LI Zhongxuan1
(1.School of Science and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina Tarim Oilfield Company,Korle 841000,China)

The origin and differential accumulation of hydrocarbons in the Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area were studied based on comprehensive geochemical analysis of core samples,crude oil samples and natural gas samples.Mass spectrometric detection shows the core samples and crude oil samples are characterized by high C28sterane content,low diasterane content,high gammacerane content and abundant aryl-Isoprenoids,and the associated gas has a low nitrogen content of 0.24%-4.02%,so it is inferred that the oil and gas are derived from Cambrian - Lower Ordovician source rock.The natural gas in the Middle Cambrian has a methane carbon isotope value of -51.4‰ - -44.7‰ and dryness coefficient of 0.65-0.78,representing associated gas,and the natural gas in the Lower Cambrian has a methane carbon isotope value of -41.4‰ - -40.6‰,and dryness coefficient of 0.99,representing cracking gas.The deep formations in the Tarim Basin contain cracking gas with high H2S content produced by thermo-chemical sulfate reduction (TSR).Due to the poorer reservoir properties and undeveloped fracture network system,the Middle Cambrian reservoirs have low charging degree of this kind of gas,so low H2S content (0.003 8%-0.200 0%); in contrast,with good reservoir properties and developed fracture network system,the Lower Cambrian reservoirs have a higher charging degree of this kind of gas,and thus high H2S content of 3.25%-8.20%.In summary,the oil and gas of Cambrian sub-salt dolomite reservoirs in Zhongshen Area are derived from Cambrian - Lower Ordovician source rock,and the differential accumulation of gas is the joint effect of reservoir physical property and development degree of fracture network system.

Tarim Basin; Zhongshen Area; sub-salt dolomite; hydrocarbon origin; hydrocarbon differential accumulation

TE122

：A

1000-0747(2017)01-0040-08

10.11698/PED.2017.01.05

张纪智（1988-），男，宁夏平罗人，西南石油大学在读博士研究生，主要从事矿产普查与勘探方面的研究。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail：171205447@qq.com

2016-07-29

2016-12-08