摘要:为了明确靖边油田西部延9油藏石油的来源，采用原油物性、族组成、饱和烃色谱及色谱—质谱等方法，分析了延9原油地球化学特征，通过对比本区长7烃源岩与湖盆中心志丹地区长7烃源岩地球化学特征，结合区域地质背景研究了延9油藏石油的来源。结果表明，延9原油饱和烃含量均在60%以上，正构烷烃单峰分布，主峰碳主要以C21为主;生物标志物中C30藿烷占优势，其次为C29藿烷，规则甾烷以C29为主，C27和C28含量相似，呈不对称“V”字型分布。延9原油地球化学特征相似，具有统一的物质来源和演化程度，为淡水条件下弱氧化—还原环境形成的成熟原油。油源对比表明，靖边油田本地长7烃源岩与延9原油具有明显的亲缘关系，延长组沉积时期位于湖盆中心的志丹地区长7烃源岩地化特征与延9原油差异明显。延9油藏的形成主要为本地区长7烃源岩成熟后，经叠置砂体及裂缝系统输导，主要经垂向运移至延9储层，再经过短距离侧向运移至圈闭聚集成藏。
关键词:地球化学特征;延9原油;长7烃源岩;油源对比;靖边油田;鄂尔多斯盆地
靖边油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，其主力产层为三叠系延长组长2、长6油层组和侏罗系延安组延9油层组。近年来，在靖边油田西部外围地区勘探时发现延9油藏比较富集，并初步显示出良好的勘探前景。然而，长期以来关于鄂尔多斯盆地延安组油藏油源问题前人开展的工作较少[1]，主要原因是认为延安组不发育有效烃源岩，延安组油藏原油主要来源于下部延长组长7优质烃源岩[2-7]，其分布面积可达5×104km2[8]。钻井及地化分析表明，靖边油田西部地区亦发育长7有效烃源岩，其厚度变化范围较大(3～14m)，且由东北部到西南部厚度逐渐增大[9]。已有的研究未能明确延9油藏原油到底是来自本地长7烃源岩还是湖盆中心长7烃源岩的贡献，而这直接影响到延9油藏的分布及运移、富集规律及勘探潜力的认识和评价。本文从分析延9原油地球化学特征入手，并将其与本区长7和湖盆中心(志丹地区)长7优质烃源岩地球化学特征对比，探究延9油藏石油来源问题，以期为靖边油田延9油藏下一步勘探和有利区优选提供地质依据。
1原油族组成特征
10口井原油物性分析表明，本区延9油藏地面原油密度平均为0.853g/cm3;动力黏度平均为16.8mPa·s;凝固点集中分布，平均为17.0℃，显示延9原油为正常原油物性特征。原油族组成与其化学组成、生油母质类型、热演化程度、运移效应等信息密切相关[10]。延9原油饱和烃为61.4%～69.7%，平均为65.5%;芳烃为16.3%～19.9%，平均为18.4%;非烃为11.0%～14.7%，平均为12.5%;沥青质为1.3%～5.1%，平均为3.6%;饱和烃/芳烃为3.2～4.1，平均为3.6，族组分含量特征反映烃源岩有机质类型好，成熟度高(表1)。延9原油具有高饱和烃，高饱/芳比，低芳烃、非烃和沥青质的特征;延9原油族组成含量差异小，暗示其可能具有相同的物质来源与演化程度。
2原油地球化学特征
2.1饱和烃色谱特征
延9原油饱和烃气相色谱特征相似(图2)，均呈单峰分布，主峰碳主要以C21为主，反映原油性质较好。分析的10口延9原油样品中(表2)，除Z150-1井原油指标有异常外(可能受水洗或者氧化作用影响，主峰碳为C23)，其余9口井延9原油色谱特征极为相似。延9原油Pr/Ph为1.00～1.23，平均为1.12，总体为姥植均势特征;Pr/nC17和Ph/nC18值分别为0.36～0.45和0.29～0.36;(nC21+nC22)/(nC28+nC29)为1.48～1.80;nC21-/nC22+为0.69～0.95;沉积环境以弱氧化到还原为主[11]。原油CPI和OEP值变化极小，平均为1.0，反映了成熟原油的演化特征[12]。综合以上信息，认为延9原油为还原条件下形成的同源成熟原油。
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2.2萜烷类化合物特征
靖边油田延9原油呈现出五环萜烷含量最高、三环萜烷含量最低的特征(图3，表3)，尤以C30藿烷含量最高，其次为C29降藿烷和C27-三降藿烷等;伽马蜡烷/C30藿烷(伽马蜡烷指数)含量极低(0.042～0.068)，说明为淡水湖泊沉积环境[3]。在评价相同有机相的同一油源的原油时，Ts/Tm是最为可靠的成熟度指标[13]，延9原油的Ts/Tm分布于0.95～1.09，原油达到成熟演化阶段。研究表明，C31升藿烷22S/(22R+22S)在判断原油是否达到成熟阶段的可靠性高，分布在0.57～0.62范围属于成熟原油[14]。延9原油该值为0.560～0.574，接近或已达到平衡点，说明延9原油为成熟石油。
2.3甾烷类化合物特征
以往研究业已证实，有机质向烃类转化的过程中，随着埋藏深度增大和温度升高，有机质成熟度增大，甾烷类化合物由在热力学上不稳定的R构型向稳定的S构型转化[12];达到成熟演化阶段的原油，C29ββ/(ββ+αα)、αααC2920S/(20S+20R)的反应平衡值分别为0.52～0.55和0.67～0.71[15]，一般认为，原油中这2个参数大于0.4为成熟原油[16]。延9原油C29ββ/(ββ+αα)为0.47～0.55，αααC2920S/(20S+20R)为0.53～0.57，达到或接近平衡值，均指示成熟原油特征(表3)。延9原油规则甾烷相对含量差异较大，以C29占优势为特征，C27和C28相对含量相似，其形态均呈不对称V字型(图3，表3)，反映原油以低等水生生物为主及少部分高等植物的混合成因。孕甾烷和升孕甾烷含量随原油成熟度增加而增大[17]，延9原油孕甾烷和升孕甾烷含量较高，亦反映为成熟原油特征。
3油源对比
3.1族组成对比
前述研究表明，靖边油田西部延9原油族组分含量极其相似，反映具有共同的油源。延9原油与长7烃源岩族组分对比发现，延9原油与志丹油田长7烃源岩族组成相对含量可比性强，而与靖边油田西部长7烃源岩族组成特征差异明显。由于原油族组成受源岩母质类型、成熟度及运移效应的综合影响[10]，延9原油与本区长7烃源岩族组成的差异可能仅反映的是原油成熟度的差异，因此延9原油也可能来自于靖边油田长7烃源岩(图4)。
3.2类异戊间二烯烷烃对比
Pr/nC17、Ph/nC18是反映有机质的热演化程度的重要参数，热演化程度越高，Pr/nC17和Ph/nC18值越低[18]。靖边油田西部延9原油成熟度明显低于志丹油田长7烃源岩成熟度，同时也略低于靖边油田长7烃源岩成熟度(图5)。靖边油田与志丹油田长7烃源岩成熟度相比略低。延9原油Pr/nC17、Ph/nC18数据点虽与长7烃源岩数据点整体可比性差，但与靖边长7烃源岩样品更为接近，分析认为产生这一现象的原因，可能为延9原油由本地长7烃源岩在大量生油阶段早期排出的原油运聚形成。
3.3萜烷与甾烷特征对比
Ts/Tm比值是反映有机质热演化程度的重要参数，Ts/Tm比值大暗示原油成熟度高。前述表明靖边油田延9原油Ts/Tm比值接近且在1附近分布，反映其成熟度较低。但位于延长组沉积时湖盆中心的志丹油田(Y860井)长7烃源岩Ts/Tm分布在5～16之间，反映其成熟度较高(图6)。从原油成熟度来看，本地长7烃源岩与志丹地区长7烃源岩均与延9原油差异明显(图7)，这可能是因为延9原油主要为本地长7烃源岩在大量生油阶段早期的原油排烃后运聚成藏的结果。
延9原油C27-C28-C29αααR的分布区域很集中(图8)，且与长7烃源岩均具有可比性，而靖边长7烃源岩规则甾烷含量与延9原油可比性更强，均具有C29占优势的特征。延9原油C29ββ/(ββ+αα)与αααC2920S/(20S+20R)分布区域与长7源岩差异较大(图9)，暗示延9原油成熟度相对较低，为靖边本地长7烃源岩达到成熟阶段石油运聚的结果。
3.4油源对比讨论
靖边油田延9原油地化特征极其相似，反映其生油环境相似，具有单一的油源。通过与本地长7烃源岩及志丹地区长7烃源岩对比发现，延9原油地化特征与靖边本地长7烃源岩可比性更强，而与湖盆中心志丹地区长7烃源岩地化特征可比性差。因此，分析认为延9原油为本地长7烃源岩生成后主要经垂向运移成藏。前人研究表明[19-20]，三叠纪末期的印支运动，盆地整体抬升并剥蚀，受蒙陕古河的影响，本区西南部长1区域盖层残余厚度不足100m，且多以砂泥互层或砂包泥为主。长7烃源岩生成的石油首先在长6圈闭条件优越位置聚集成藏，在长4+5区域盖层薄弱部位或通过宏观或微观裂缝系统[21]，经长3、长2、长1河流相叠置砂岩及裂缝系统运移至侏罗系古河道砂体中，向东部构造高部位短距离运移至本区聚集成藏。因此，无论是地化指标对比还是从石油运移的宏观地质背景上分析，靖边油田延9原油主要来自本地区长7烃源岩贡献。
4结论
(1)靖边油田西部延9原油族组成分布特征、生物标志化合物特征极其相似，反映其油源条件单一;沉积环境为淡水、弱氧化—还原环境;原油成熟度中等。
(2)靖边油田本地发育长7优质烃源岩，油源对比揭示延9原油主要为本地长7烃源岩贡献形成，而与延长组沉积期湖盆中心志丹地区长7优质烃源岩没有明显亲缘关系，研究结论与鄂尔多斯盆地地质演化历史一致。
