天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 4: 665 - 676

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.11.006

天然气地球化学

利用生物标志物和正构烷烃单体烃碳同位素判识原油受气侵程度——以塔里木盆地塔中地区为例

  • 李博偲 , 1 ,
  • 潘志强 1 ,
  • 何大祥 , 1 ,
  • 王义凤 2, 3 ,
  • 李剑 2, 3 ,
  • 唐友军 1
展开
  • 1. 长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉 430100
  • 2. 中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院，北京 100083
  • 3. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊 065007
何大祥（1986-），男，江苏淮安人，博士，副教授，主要从事油气地球化学与油气成藏综合研究. E-mail：.

李博偲（1996-），男，湖北荆门人，博士研究生，主要从事油气地球化学与油气成藏综合研究. E-mail：.

收稿日期: 2024-10-10

  修回日期: 2024-11-14

  网络出版日期: 2024-11-29

收起

Biomarker and carbon isotope of individual n-alkane as indicators to assess the degree of gas invasion of crude oil： A case study of Tazhong area， Tarim Basin

  • Bocai LI , 1 ,
  • Zhiqiang PAN 1 ,
  • Daxiang HE , 1 ,
  • Yifeng WANG 2, 3 ,
  • Jian LI 2, 3 ,
  • Youjun TANG 1
Expand
  • 1. Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology，Ministry of Education，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 3. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development，CNPC，Langfang 065007，China

Received date: 2024-10-10

  Revised date: 2024-11-14

  Online published: 2024-11-29

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Fold

摘要

为探求塔里木盆地塔中地区油气藏气侵程度差异分布规律，应用地球化学分析方法，厘定不同井区油气藏生物标志物和正构烷烃单体烃碳同位素分布特征。结果表明，TZ83井区和ZG43井区在原油的物性特征、轻烃及正构烷烃单体烃碳同位素特征存在明显差异；正构烷烃损失量、折点碳数及金刚烷系列化合物的含量指示TZ83井区原油气侵程度相对较强，ZG43井区原油气侵程度相对较弱。研究认为，造成气侵强度差异的原因可能在于井区所处的构造位置不同，TZ83井区处于塔中Ⅰ号断裂坡折带走滑断裂交会处的高部位构造带，气侵影响较强，原油整体上表现为气侵作用形成的凝析油；ZG43井区处于塔中10号断裂带的平台区，深大断裂体系发育较小，气侵影响较弱，原油为气侵作用形成的蜡质油，在浅部储层可能具有尚未发现的轻质和凝析油藏。

关键词： 生物标志物; 正构烷烃损失率; 气侵作用; 单体烃碳同位素; 塔里木盆地

本文引用格式

李博偲 , 潘志强 , 何大祥 , 王义凤 , 李剑 , 唐友军 . 利用生物标志物和正构烷烃单体烃碳同位素判识原油受气侵程度——以塔里木盆地塔中地区为例[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(4) : 665 -676 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.11.006

Abstract

To investigate the distribution patterns in the degree of gas invasion of oil and gas reservoirs in the Tarim Basin，geochemical analysis methods were employed to delineate the distribution characteristics of biomarkers and carbon isotope composition of individual n-alkane ratios in oil and gas reservoirs across different well areas in this paper.The results indicate significant differences in the physical properties of crude oil， the characteristics of light hydrocarbons， and the carbon isotope composition of individual n-alkanes between the TZ83 well area and the ZG43 well area. The extent of n-alkane loss， the carbon number at the breakpoint， and the content of adamantane series compounds indicate that the crude oil in the TZ83 well area exhibits relatively strong gas invasion， while the crude oil in the ZG43 well area shows relatively weak gas invasion. The study indicates that the variations in gas invasion intensity may be attributed to the differing structural positions of the well areas. The TZ83 well area is situated in the high structural zone at the intersection of the Tazhong Ⅰ fault slope fold belt and the strike-slip fault， where the underlying gas source， adjusted by faults， exerts a strong gas invasion influence， resulting in condensate oil. In contrast， the ZG43 well area is located on the platform zone of the Tazhong 10 fault belt， where the development of deep and large fault systems is less pronounced， leading to weaker gas invasion effects and the formation of waxy oil. In the shallow reservoirs， there may be undiscovered condensate oil reservoirs.

Key words： Biomarker; n-alkane loss rate; Gas invasion; Carbon isotope composition of individual n-alkane; Tarim Basin

0 引言

气侵是当气相天然气向液相持续充注时，会造成油气的物理化学分异，涉及到气侵分馏、运移分馏及蒸发分馏的现象［1-3］。气侵作用中流动的气相携带大量的轻质组分会在浅层形成凝析油藏或气藏［4-6］。油气藏的气侵现象在全球范围内普遍存在，例如苏伊士盆地［7］、波兰Carpathians盆地［8］、印度尼西亚Java盆地［9-10］、墨西哥湾盆地［11］、东海盆地［12］、渤海湾盆地［13］、珠江口盆地［14］及塔里木盆地［15-18］等均存在气侵作用的影响。以往的研究为气侵作用的认识奠定了科学基础：KISSIN［19］指出未遭受气侵分馏原油的正构烷烃摩尔浓度与碳数具有一定的线性关系；THOMPSON等［10-11］提出过量天然气的充注造成油藏中轻质组分发生分馏现象； MEULBROEK等［6］和LOSH等［20］对实际油气藏研究指出，斜率因子和折点碳数是评价气侵程度的重要参数；此外，也有学者认为原油中轻烃化合物和金刚烷类化合物可以作为晚期气侵作用的示踪证据［21］。
虽然塔里木盆地原油成因比较复杂，但气侵分馏作用作为该区油气藏后期调整改造的重要营力之一已经得到普遍共识［22-27］。马柯阳等［24］通过轮南地区原油轻烃特征，分析油气成藏过程中的行为机制和规律；张水昌等［1，25，28］基于轮南地区原油含蜡量、轻烃及芳烃特征，通过气侵模拟实验判识深层天然气对上覆油藏的气侵作用程度；李碧等［26］通过塔北地区原油正构烷烃损失量差异判识研究区的气侵作用程度；ZHANG等［27］对比轮古地区不同相态原油正构烷烃、族组分及气体组分地球化学特征，论证气侵作用的改造机制与过程。但是，目前对塔里木盆地气侵作用的认识都局限于单一地球化学指标，缺乏多维度地球化学指标的综合判识、正构烷烃单体烃碳同位素的科学证据及气侵作用差异程度的对比研究。因此基于TZ83和ZG43不同井区油气藏生物标志物和正构烷烃单体烃碳同位素分布特征，横向对比气侵作用强弱程度的研究工作十分必要。初步分析气侵强度差异性的成因和油气类型，可以为塔里木盆地塔中地区凝析油勘探提供一定的科学依据。

1 地质背景

塔里木盆地是大型复合叠合盆地，在构造格局上呈现出“三隆四坳”的特征［图1（a）］［29］。晚加里东期的持续挤压隆起形成，晚海西期隆起定型，燕山—喜马拉雅期微弱改造，表现出早期构造活动强烈、多伴生断裂和晚期构造活动稳定、以整体升降运动为主的演化特征［30］。研究区位于盆地隆起中部，区内次级构造单元主要包括塔中北斜坡、塔中中部凸起及塔中南斜坡［图1（b）］，其中塔中83井区位于塔中北斜坡南部，临近塔中I号坡折带；中古43井区位于塔中北斜坡中西部，临近塔中10号断裂带。成藏组合特征显示，烃源岩层位为下寒武统的玉尔吐斯组，奥陶统的鹰山组、一间房组和良里塔格组为主要储层，盖层包括中寒武统的阿瓦塔格组和上奥陶统的桑塔木组［图1（c）］。
图1 研究区构造位置（a—b）及地层柱状图（c）

Fig. 1 Structural position （a-b） and stratigraphic column diagram （c） of the study area

2 样品与实验条件

本文研究共采集塔里木盆地奥陶系塔中83井区（TZ821、TZ823、TZ62及TZ622井）和中古43井区（ZG432、ZG433、ZG434和ZG343-2井）共计8件原油样品。样品使用正己烷沉淀沥青质过滤，用充填固相层析柱进行族组分分离，分别依次加入正己烷、正己烷与二氯甲烷混合溶剂和二氯甲烷与甲醇混合溶剂冲洗，依次获得饱和烃、芳烃和非烃组分。
全油气相色谱分析使用Agilent 7890B型气相色谱仪。色谱柱为HP-PONA（50 m×0.20 mm×0.30 μm）；升温程序为30 ℃恒温15 min，以4 ℃/min速率升至300 ℃，保持50 min。载气为流速1.0 mL/min的氮气，纯度为99.99%。
饱和烃色谱质谱分析使用Agilent 6890台式质谱仪。色谱柱采用规格为30 m×0.25 mm×0.25 μm 的HP-5MS石英弹性毛细柱；升温速率为50 °C恒温5 min，以2.5 °C /min速率升温至250 ℃，再以2 °C/min速率升到290 ℃，恒温15 min；载气为氦气，EI电子轰击。
正构烷烃单体烃碳同位素分析仪器为Isoprime HP6890同位素质谱仪，色谱柱采用规格为30 m×0.25 mm×0.25 μm 的HP-5MS石英弹性毛细柱。升温程序：60 ℃恒温2 min， 以15 ℃/min速率升至120 ℃，再以4 ℃/min速率升至300 ℃，恒温15 min。载气为氦气。
金刚烷色谱质谱分析采用岛津GC-MS-QP 2010 PLUS台式质谱仪，色谱柱采用规格为30 m×0.25 mm×0.25 μm 的HP-5MS石英弹性毛细柱。升温程序：80 ℃恒温1 min，以20 ℃/min速率升至100 ℃，再以7 ℃/min速率升至310 ℃，恒温15 min。载气为氦气，定量化合物浓度的标样为氘化单金刚烷（C10D16）。

3 结果与讨论

3.1　气侵地球化学特征

气侵作用会导致油气藏流体性质发生变化［31-32］。应用地球化学分析方法，厘定不同井区油气藏物性、生物标志物及正构烷烃单体烃碳同位素分布特征。

3.1.1　物性特征

研究区油气物性特征在平面分布上存在非均质性：密度、黏度、含蜡量及气油比在TZ83井区和ZG43井区均出现明显的差异分布［图2（a），图2（b），表1］。TZ83井区原油密度、黏度、含蜡量及气油比分别分布在0.802 0~0.816 8 g/cm3、1.11~1.41 mPa·s、5.61%~8.07%及2 069~3 746 m3/m3之间，均值分别为0.811 6 g/cm3、1.28 mPa·s、7.09 %及2 030 m3/m3，总体呈现出“低密度、低黏度、低含蜡量和高气油比”的特征。ZG43井区原油密度分布在0.840 2~0.856 1 g/cm3之间，均值为0.847 0 g/cm3；黏度分布在2.29~2.97 mPa·s之间，均值为2.62 mPa·s；含蜡量分布在9.97%~12.39%之间，均值为10.99%；气油比分布在359 ~508 m3/m3之间，均值为429 m3/m3。可以看出，从TZ83井区向ZG43井区过渡的过程中，密度、黏度和含蜡量出现“低—高”的变化特征。
图2 塔中地区不同井区黏度和气油比交会图（a）及含蜡量和气油比交会图（b）

Fig. 2 Cross plot of viscosity versus gas-oil ratio （a） and wax content versus gas-oil ratio crossplot （b） in different wellblocks of Tazhong area

表1 塔中地区不同井区油气特征参数

Table 1 Oil and gas characteristic parameters of different wellblocks in Tazhong area

井区 井号 深度/m 层位

密度/

（g/cm3）

 黏度/（mPa·s ）

含蜡量

/%

气油比/

（m3/m3）
TZ83 TZ821 5 312~5 350 O3 l 0.811 8 1.41 7.56 2 432
TZ823 5 369~5 390 O3 l 0.816 8 1.37 5.61 3 746
TZ62 4 851~4 885 O3 l 0.815 9 1.23 8.07 2 274
TZ622 4 892~4 973 O3 l 0.802 0 1.11 7.10 2 069
ZG43 ZG432 5 012~5 021 O3 l 0.840 2 2.89 11.43 472
ZG433 5 011~5 079 O3 l 0.856 1 2.97 12.39 508
ZG434 5 089~5 122 O3 l 0.848 7 2.29 9.97 359
ZG343-2 5 035~5 054 O3 l 0.842 9 2.31 10.16 377

3.1.2　正构烷烃特征

在未遭受气侵作用的原油，正构烷烃摩尔浓度和碳数之间存在一定的线性关系，正构烷烃摩尔浓度的对数随着碳数的增加而降低［19］，遵循以下公式：
L n M c n = A n + L n a
式（1）中：n为正构烷烃碳数；Mc（n）为正构烷烃摩尔浓度；A为线性关系直线斜率；a为归一化因子，取常数0~1之间。
原油遭受气侵作用时，低碳数正构烷烃会偏离原本的线性关系，而高碳数正构烷烃基本不受影响［33］。LOSH等［20］提出原油正构烷烃损失量（Q）的计算方法，将Q作为评价气侵作用强度的标准，遵循以下公式：
Q = 1 - ∑ M n C i 实测 值 / ∑ M n C i 未分 馏值
式（2）中：Q、nCi及MnCi分别为正构烷烃损失量、摩尔数及碳数质量，%。
运用上述方法得到了原油气侵的定量计算结果（图3，表2），结果表明TZ83井区和ZG43井原油均遭受不同程度的气侵作用，TZ83井区原油的Q值平均高达84.2%，折点碳数集中在23~26之间，而ZG43井区原油的Q值平均仅为53.4%，折点碳数集中在17~20之间。李卓等［34］认为，TZ83井区原油遭受过不同程度的气侵，Q值主要为45%~86%，折点碳数集中在22~27之间；而ZG43井区原油Q值主要集中在40%左右［35］，这与本文研究所得出的结果一致。
图3 塔中地区不同井区正构烷烃摩尔浓度与碳数分布关系

Fig.3 Molar concentration and carbon number distribution diagram in different wellblocks in Tazhong area

表2 塔中地区不同井区原油正构烷烃损失率计算结果

Table 2 Calculation results of n-alkane loss rate of crude oil in different wellblocks in Tazhong area

井区 井号 深度/m 层位 正构烷烃损失量Q/% 折点碳数
TZ83 TZ821 5 312~5 350 O3 l 82.4 25
TZ823 5 369~5 390 O3 l 85.6 26
TZ62 4 851~4 885 O3 l 81.7 23
TZ622 4 892~4 973 O3 l 87.0 25
ZG43 ZG432 5 012~5 021 O3 l 49.8 17
ZG433 5 011~5 079 O3 l 50.2 18
ZG434 5 089~5 122 O3 l 53.9 18
ZG343-2 5 035~5 054 O3 l 59.7 20
气侵作用对原油组分的影响是广泛的，会造成相邻同系物在浓度上出现差异［2］。分析全油气相色谱可以发现ZG43井原油正构烷烃分布较为完整，表明其经历的气侵程度较小［图4（a），图4（c），图4（e），图4（g）］；而TZ83井原油经历了强烈的气侵作用，nC26之前的正构烷烃丰度明显减少［图4（b），图4（d），图4（f），图4（h）］。
图4 塔中地区不同井区正构烷烃分布特征（m/z=85）

Fig.4 Distribution characteristics of n-alkanes in different wellblocks in Tazhong area（m/z=85）

3.1.3　轻烃特征

轻烃指标可以指示气侵作用发生的强弱差异特征，其中正庚烷会持续减少，而甲基环己烷和甲苯相对富集［24，36-37］。从图5可以看出，TZ83井区和ZG43井区经历了不同程度的气侵作用，TZ83井区石蜡度（nC7/MCH）分布在1.73~2.04之间、芳香度（Tol/nC7）分布在0.26~0.33之间；ZG43井区石蜡度（nC7/MCH）分布在2.51~2.84之间、芳香度（Tol/nC7）分布在0.14~0.19之间。TZ83井区的石蜡度整体低于ZG43井区，芳香度整体高于ZG43井区，指示TZ83井区原油所受气侵作用影响相对较大。
图5 塔中地区不同井区轻烃分布特征（a—b）及石蜡度、芳香度及碳同位素交会图（c—d）

Fig. 5 Distribution characteristics of light hydrocarbons （a-b） and cross plot of paraffin and aromaticity versus carbon isotope （c-d） in different wellblocks in Tazhong area

3.1.4　正构烷烃单体烃碳同位素特征

正构烷烃单体烃碳同位素组成在很大程度上受控气侵过程中的碳同位素分馏效应［38］。气侵作用导致液相中低碳数化合物的相对富集，气侵程度越强，原油正构烷烃单体烃碳同位素组成越重［39］。塔中地区TZ83井区及ZG43井区奥陶系原油为同一来源［40］，从图6可以看出，不同井区正构烷烃单体烃碳同位素组成在nC13-21之间具有明显差异，TZ83井区主要分布在-33.0‰~-30.0‰之间，ZG43井区主要分布在-33.5‰~-31.3‰之间。明显可以看出TZ83井区正构烷烃单体烃碳同位素组成比ZG43井区正构烷烃单体烃碳同位素组成重约为0.5‰~1.5‰，这是由于TZ83井区遭受的气侵程度更强，正构烷烃相对富集，导致碳同位素组成偏重。
图6 塔中地区不同井区正构烷烃单体烃碳同位素分布特征

Fig.6 Carbon isotope of individual n-alkane of distribution characteristics in different wellblocks in Tazhong area

3.1.5　金刚烷特征

气侵作用会导致原油中的金刚烷组分发生配分变化，遭受气侵作用强的流体中会更加富集含甲基的金刚烷化合物［31，41-44］。
由表3可见，金刚烷化合物总量及相关参数在平面井区存在非均质性，TZ83井区的1-甲基单金刚烷+1，3-二甲基单金刚烷（1-MA+1，3-MDA）含量、4-甲基双金刚烷+3-甲基双金刚烷（4-MD+3-MD）含量、单金刚烷含量（As）、双金刚烷含量（Ds）以及金刚烷化合物总含量（As+Ds）值较大，分别介于（622.04~1 133.81）×10-6、（54.97~100.90）×10-6、（1 917.88~2 963.80）×10-6、（192.57~344.62）×10-6及（2 111.58~3 308.42）×10-6之间，均值分别为858.33×10-6、76.39×10-6、2 223.48×10-6、235.54×10-6及2 459.02×10-6；而ZG43井区的1-MA+1，3-MDA、4-MD+3-MD、As、Ds及As+Ds的值分别为（205.46~253.85）×10-6、（17.17~33.13）×10-6、（613.19~1 576.78）×10-6、（111.27~170.77）×10-6及（783.96~1 688.06）×10-6之间，均值分别为230.69×10-6、25.45×10-6、1 042.79×10-6、136.61×10-6及1 179.39×10-6。对比不同金刚烷参数发现，TZ83井区原油较ZG43井区而言，金刚烷系列化合物均表现出明显的富集特征，表明TZ83井区气侵程度较强（图7）。
表3 塔中地区同井区原油金刚烷含量及参数

Table 3 Content and parameters of adamantanes in different wellblocks in Tazhong area

井区 井号 深度/m 层位 （1-MA+1，3DMA）/10-6 （4-MD+3-MD）/10-6 As/10-6 Ds/10-6

（As+Ds）

/10-6
TZ83 TZ821 5 312~5 350 O3 l 917.35 92.48 2 032.64 192.57 2 225.21
TZ823 5 369~5 390 O3 l 1 133.81 100.90 2 963.80 344.62 3 308.42
TZ62 4 851~4 885 O3 l 622.04 57.20 1 917.88 193.70 2 111.58
TZ622 4 892~4 973 O3 l 760.10 54.97 1 979.60 211.27 2 190.87
ZG43 ZG432 5 012~5 021 O3 l 205.46 17.17 613.19 170.77 783.95
ZG433 5 011~5 079 O3 l 251.56 33.13 789.16 129.08 918.24
ZG434 5 089~5 122 O3 l 211.89 22.30 1 192.01 135.30 1 327.31
ZG343-2 5 035~5 054 O3 l 253.85 29.22 1 576.78 111.27 1 688.05
图7 塔中地区不同井区金刚烷色谱图特征及金刚烷含量分布关系

Fig.7 Chromatographic characteristics of adamantanes and content in different wellblocks in Tazhong area

3.2　气侵作用成因探讨

3.2.1　气侵作用地质背景

结合现有勘探成果及断裂、不整合面、构造背景等资料［45-48］，厘定了塔中地区奥陶系3个关键成藏时期与断层活动的匹配关系（图8）。晚加里东成藏时期：区域地应力环境为挤压环境，塔中Ⅰ号断裂和塔中10 号断裂等逆冲断裂继承活动，寒武系—下奥陶统烃源岩开始成熟并排烃，塔中地区奥陶系储层发生第一期烃类充注，以原油充注为主；晚海西期成藏时期：区域地应力环境为弱拉张环境，改造前期形成的逆冲断裂和走滑断裂在局部地区形成底辟拱升构造，在上部或周边发育小型正断层，中—上奥陶统烃源岩开始进入生油高峰期，塔中地区奥陶系储层发生第二期油气充注，以原油充注为主；喜马拉雅期成藏时期：区域地应力环境基本稳定，断裂活动较弱，前期形成的逆冲断裂和走滑断裂调整改造，台盆区快速深埋，位于深层的古油藏、烃源岩与输导系统中分散油质，在深埋条件下发生裂解形成油裂解气，塔中地区奥陶系储层第三期充注以天然气为主。不同时期不同相态油气的差异充注，为研究区气侵作用的形成提供了物质基础［28，49-50］。
图8 塔中地区奥陶系成藏要素耦合关系（据沈卫兵［50］）

Fig.8 The relationship of hydrocarbon accumulation elements of Ordovician Formation in Tazhong area （modified from SHEN［50］）

3.2.2　气侵作用差异成因

塔里木盆地油气成藏研究表明，油气主要来源于寒武系［51-54］，流体性质和油气相态与气侵作用密切相关，而造成塔中I号断裂坡折带和塔中10号断裂带两侧的气侵程度差异的原因主要在于井区所处的断裂带构造位置不同，TZ83井区在构造上表现为由北西向东南方向上倾的斜坡，在气侵过程中，来自喜马拉雅期的高成熟天然气优先向有利的构造高部位运移，使得TZ83井区处于TZ82走滑断裂和塔中I号断裂坡折带的交会部位（图9），所处的构造高部位决定其气侵分馏效率高，油藏被天然气侵入后，该区域的原油密度、含蜡量和黏度降低、气油比升高、金刚烷系列化合物含量及正构烷烃单体烃碳同位素相对富集，整体上表现为气侵作用形成的凝析油特征；而ZG43井区所处的塔中10号断裂带发育体系较塔中I号断裂带较低，断裂带开启闭合程度较小，气侵程度相对较低，该区域原油应为气侵作用形成的蜡质油特征，表现为密度、黏度和含蜡量相对较高，气油比较低，金刚烷系列化合物含量远低于TZ83井区（图9），表明在ZG43井区浅部储层可能具有尚未发现的凝析油藏。
图9 塔中地区油气运移剖面（剖面位置见图1）

（a）ZG43井区； （b）TZ83井区

Fig.9 Oil and gas migration profile in Tazhong area （the profile location is shown in Fig.1）

4 结论

（1）塔里木盆地TZ83井区和ZG43井区原油的物性特征、轻烃、正构烷烃单体烃碳同位素特征及金刚烷分布特征存在较大差异，原因在于原油遭受的气侵强度不同。
（2）对原油的正构烷烃损失量、折点碳数及金刚烷系列化合物的定量研究表明，TZ83井区原油气侵程度较强，ZG43井区原油气侵程度较弱。油藏所处的构造位置及断裂发育体系共同控制了原油气侵程度强弱。
（3）对TZ83井区和ZG43井区油气藏地质和地球化学资料横向对比分析表明，TZ83井区处于塔中I号断裂带和TZ82走滑断裂交会处的高部位构造带，气侵影响较强，整体上表现为气侵作用形成的凝析油；ZG43井区处于塔中10号断裂带的平台区，气侵影响较弱，原油为气侵作用形成的蜡质油，在浅部储层可能具有尚未发现的凝析油藏。

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