0 引言
吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东南部，是一个西断东超的箕状凹陷。该区二叠系芦草沟组是我国典型的页岩油勘探领域，芦草沟组主要分为上、下2段，分别为芦草沟组一段（P2 l 1）和芦草沟组二段（P2 l 2），共发育上、下2套甜点体，其中“上甜点”分布在芦二段二层组，以碳酸盐岩类沉积为主;“下甜点”分布在芦一段二层组，为三角洲前缘亚相和滨浅湖—半深湖亚相泥岩沉积[1]。截至目前，共钻穿芦草沟组探井10余口，水平井20余口，均获得工业油流。根据原油物性分析结果显示，准噶尔盆地芦草沟组页岩油密度整体偏重，油质偏稠，且上、下2套甜点的原油物性存在较大差异，“下甜点”虽然埋藏程度更深，但原油黏度和密度反而更大，同一甜点层段不同区域页岩油原油物性也表现出较大差异，对于页岩油性质差异形成的原因不清给页岩油开发方案设计造成了一定的困扰。本文在前人[2,3,4]的研究基础上，对造成原油物性及组成成分在纵、横向上差异的原因进行了深入的探讨。
1 页岩油性质
吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油整体偏重，油质整体偏稠，其中“下甜点”页岩油表现出比“上甜点”页岩油更重、更稠，但凝固点和含蜡量偏低的特征。“上甜点”页岩油密度分布在0.874 0~0.889 7 g/cm3之间，平均密度为0.883 6 g/cm3，50 ℃时黏度分布在30.9~55.2 mPa·s之间，平均黏度为41.7 mPa·s，含蜡量分布在9.40%~16.15%之间，平均含蜡量为11.76%，凝固点分布在12.0 ℃~30.0 ℃之间，平均凝固点为21.2℃，非烃+沥青质含量分布在15.77%~25.44%之间，平均为20.79%；“下甜点”页岩油密度分布在0.883 2~0.919 2 g/cm3之间，平均密度为0.906 2 g/cm3，50 ℃时黏度分布在49.9~279.9 mPa·s之间，平均黏度为154.6 mPa·s，含蜡量分布在1.40%~5.21%之间，平均含蜡量为3.74%，凝固点分布在-10.0 ℃~16.4 ℃之间，平均凝固点为4.2 ℃，非烃+沥青质含量分布在24.66%~39.13%之间，平均为29.32%。
从图1中可以看出，上、下甜点页岩油黏度、密度与非烃+沥青质的含量呈正相关关系，页岩油中非烃+沥青质的含量越高，密度越大，黏度越高，而凝固点与含蜡量有关，含蜡量越高，凝固点越高，黏度与含蜡量的相关性较低，表明芦草沟组页岩油偏稠主要与原油族组成有关，非烃和沥青质是富硫、氧的大分子，是相对分子质量最大、最复杂的组分。因此，原油族组分中非烃和沥青质含量越多，原油的密度越大，而原油的族组分含量受多种因素影响，包括原油的母质类型、成熟度、生物降解作用等。
2 页岩油原油特性成因分析
2.1 烃源岩早期生烃
选取二叠系芦草沟组、风城组、平地泉组3套主力烃源岩及侏罗系八道湾组泥岩进行黄金管热模拟实验，研究不同烃源岩生烃能力。烃源岩样品有机地球化学参数见表1，热模拟实验升温速率选取2 ℃/h和20 ℃/h。
表1 准噶尔盆地烃源岩热模拟样品信息Table 1 Thermal simulation sample information of source rocks in the northwestern margin of Junggar Basin |
| 井号 | 层位 | TOC/% | I H /(mg/g) | T max/℃ |
|---|---|---|---|---|
| 风南1 | P1 f | 1.82 | 506 | 440 |
| 吉23 | P2 l | 7.76 | 663 | 443 |
| 石树1 | P2 p | 5.01 | 698 | 449 |
| 滴9 | J1 b | 5.68 | 209 | 436 |
应用BRAUN等[5]研发的Kinetics 2000软件确定烃源岩生烃动力学参数。首先，参照前人的研究[6]，设定了频率因子A的取值范围为1×1010~1×1016 s-1。通过输入2个升温速率加热过程中时间、温度和液态烃生成转化率数据，运行Kinetics 2000软件可以获取频率因子和一组呈离散型分布的活化能参数。选择同一个频率因子，运行Kinetics 2000软件求取干酪根生油活化能参数，在同一条件下对比干酪根样品的生油能力。根据Sweeney和 Burnham应用一组Arrhenius一级平行动力学模型研究镜质体热演化过程，提出了计算镜质体反射率方法，即EASY%R O计算方法[7]。应用该方法计算镜质体反射率，可以将不同升温速率生油转化率放在同一个成熟度尺度(EASY%R O)上进行比较。应用烃源岩生油动力学参数，计算不同演化阶段烃源岩的生油量。
从图2中可以看出，芦草沟组烃源岩样在EASY%R O值为0.6%时，生油量达到110.9 mg/gTOC，EASY%R O值为0.8%时，生油量达到383.9 mg/gTOC，EASY%R O值为1.0%时，生油量达到512.0 mg/gTOC；风城组烃源岩样在EASY%R O值为0.6%时，生油量达到67.9 mg/gTOC，EASY%R O值为0.8%时，生油量达到206.7 mg/gTOC，EASY%R O值为1.0%时，生油量达到321.9 mg/gTOC；平地泉组烃源岩样在EASY%R O值为0.6%时，生油量达到54.0 mg/g TOC，EASY%R O值为0.8%时，生油量达到199.1 mg/gTOC，EASY%R O值为1.0%时，生油量达到354.8 mg/gTOC；八道湾组烃源岩样在EASY%R O值为0.6%时，生油量达到20.7 mg/gTOC，EASY%R O值为0.8%时，生油量达到59.2 mg/gTOC，EASY%R O值为1.0%时，生油量达到136.9 mg/gTOC。
实验结果显示，芦草沟组烃源岩在低成熟阶段（EASY%R O<0.8%）的累计生油量相当于风城组和平地泉组在成熟高峰阶段（EASY%R O<1.2%）正常的累计生油量，并且生烃转化率更高，说明芦草沟组烃源岩早期就开始大量生烃，形成大规模低成熟页岩油，而低熟油中较容易形成非烃和沥青质。
甾烷C29αααS/(S+R)及C29 αββ/(ααα+αββ)值可以用于衡量原油的成熟度[8,9]，芦草沟组页岩油C29αααS/(S+R) 值分布在0.25~0.50之间，C29αββ/(ααα+αββ)值分布在0.20~0.59之间，通常C29 αααS/(S+R)值小于0.2为未熟阶段，0.2~0.3为低熟阶段，大于0.3为成熟阶段[8]，可见芦草沟组页岩油处于低熟—成熟阶段，整体达到成熟阶段，与前人研究结果一致[2,3]。从图3可以看出，对于“下甜点”页岩油，不同井页岩油黏度差异明显，50 ℃时黏度分布在49.9~279.9 mPa·s之间，随着C29αββ/(ααα+αββ)值减小黏度逐渐增大，认为不同区域“下甜点”页岩油黏度差异可能是由于不同成熟度演化造成的。
2.2 源储一体成藏
吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩与云质岩储集层互层分布，芦草沟组页岩油主要来源于自身烃源岩，属于源储一体，近源成藏的聚集模式。这种页岩油藏中的源岩既有较高的生烃潜力，又具有一定的储集空间，源岩生成大量的油气，在孔隙—裂缝储集空间中储存起来，形成了源储共生型的页岩油藏，短距离成藏导致页岩油中的胶质和沥青质未被地层吸附而保留在油藏中，造成芦草沟组页岩油沥青质+胶质含量较高，油质偏稠。
从图4可以看出，J174井下甜点芦草沟组的3 295.85 m处粉砂岩中可溶有机质生物标志物分布特征与其邻近3 301.19 m及3 301.93 m烃源岩生物标志物分布特征相似，具有高丰度的β-胡萝卜烷，三环萜烷以C21为主峰，C20、C21、C23三环萜烷呈现“山峰型”分布模式，Tm含量高，Ts/Tm值较低，具有一定丰度的伽马蜡烷，伽马蜡烷/C30藿烷分布在0.15~0.20之间，甾类化合物的含量较丰富，以规则甾烷占优势，孕甾烷及升孕甾烷的含量较小，重排甾烷含量低，规则甾烷C27、C28、C29分布表现为C29甾烷含量较高，C27、C28、C29规则甾烷分布呈“上升型”模式分布，规则甾烷C28/C29值分布在0.65左右，规则甾烷C27/C29值分布在0.22左右，反映了芦草沟组原油存在近距离运移的特征。
2.3 烃源岩母质类型
芦草沟组烃源岩母质类型好，无定性体、藻类等有机质十分丰富（图5），这类母质在咸水环境下生成的原油其异构烷烃、环烷烃含量相对较高，油质相对偏稠。“上甜点”烃源岩无定形体+藻类体含量为54.61%，壳质组含量为6.33%，镜质组含量36.68%，惰质组含量为2.38%，“下甜点”烃源岩无定形体+藻类体含量为55.35%，壳质组含量为7.81%，镜质组含量34.21%，惰质组含量为2.63%，“下甜点”烃源岩处于咸化的强还原环境，藻类等水生生物较“上甜点”更发育，由其烃源岩形成的原油较“上甜点”页岩油更稠。选取吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下甜点页岩油进行全二维气相色谱/氢火焰离子检测器分析，分别对饱和烃中正构烷烃、异构烷烃和环烷烃进行定量分析，结果见图6，从图6中可以看出，“上甜点”页岩油饱和烃组成中正构烷烃相对含量较“下甜点”页岩油高，达到50%以上，其异构烷烃及环烷烃相对含量较“下甜点”页岩油低，“下甜点”页岩油饱和烃组成中异构烷烃相对含量达到20%以上，环烷烃相对含量达到40%左右。
原油中生物标志物可以用于反映其母质来源及组成，如C19和C20三环萜烷来源于微管植物，C19三环萜烷/C23三环萜烷值大于1指示陆源有机质输入[10]，芦草沟组上、下甜点页岩油C19三环萜烷/C23三环萜烷比值较小，分布在0.09~0.15之间，说明陆源有机质的贡献较小；在咸化湖盆中，水体有一定的碱性，抑制了Ts的产生，Ts的含量较低，Ts/Tm值小于1[11]，芦草沟组页岩油Ts/Tm值普遍较低，“上甜点”页岩油Ts/Tm值分布在0.11~0.18之间，“下甜点”页岩油Ts/Tm值分布在0.05~0.14之间，低的Ts/Tm值反映了咸化湖盆中水体呈碱性的沉积环境；酸性环境中能促进催化甾烷骨架上的氢原子发生重排反应，形成重排甾烷，而咸化湖盆中水体盐度较大，不利于甾烷骨架上的氢原子重排[12]，芦草沟组页岩油孕甾烷及升孕甾烷的含量较小，重排甾烷含量低，孕甾烷+升孕甾烷/C27规则甾烷比值分布在0.11~0.30之间，重排甾烷/规则甾烷比值分布在0.01~0.07之间，造成重排甾烷含量较低的主要原因可能是水体咸化，呈碱性环境；咸水湖泊分层水体的沉积物中富含伽玛蜡烷，具有指示盐度的地球化学意义[13]，芦草沟组页岩油中均检测出较高丰度的伽马蜡烷，伽马蜡烷/C30藿烷分布在0.12~0.21之间，说明原油的母源有机质形成于高盐的咸水环境。
从芦草沟组页岩油生物标志物分布特征可以看出，上、下甜点页岩油的生物标志物分布特征表现出显著的差异（图7），反映出上、下甜点页岩油分别来源于不同生烃母质类型和沉积环境。
Pr/Ph值能够在一定程度上反映古沉积环境的氧化还原状态，在弱氧化—弱还原环境中，常具有姥鲛烷优势，在强还原环境中，植烷含量较高[14]，规则甾烷C27、C28、C29的相对含量可以指示母质来源，甾烷在古生代海相源岩中也盛行[15,16]，芦草沟组原油中的C29甾烷来源于低等水生生物和藻类。“上甜点”页岩油母质主要形成于咸水—半咸水、还原的沉积环境，具有较低的Pr/Ph值（1.12~1.68），规则甾烷C28 20Rααα/C29 20Rααα值分布在0.72~1.29之间，规则甾烷C27 20Rααα/C29 20Rααα值分布在0.35~0.69之间。“下甜点”页岩油母质主要形成于咸水、还原的沉积环境，但还原性强于“上甜点”，表现为更低的Pr/Ph值分布在0.92~1.12之间，具有高含量的β-胡萝卜烷，丰度高于“上甜点”页岩油，说明“下甜点”水体盐度更高，具有更强的还原性， 规则甾烷C28 20Rααα/C29 20Rααα值分布在0.59~0.69之间，规则甾烷C27 20Rααα/C29 20Rααα值分布在0.17~0.30之间，反映了“下甜点”页岩油藻类贡献更多。
综合上述分析，认为烃源岩中丰富的无定性体、藻类等有机质是造成芦草沟组页岩油偏稠的重要原因之一，“上甜点”页岩油形成环境还原性相对较弱，水体呈一定程度咸化，而“下甜点”页岩油母质形成于水体偏咸的强还原环境，藻类等有机质更为丰富，导致“下甜点”页岩油油质比“上甜点”页岩油更稠。
2.4 原油生物降解
3 结论
（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油原油偏稠原因主要为原油成熟度低，近距离成藏，形成了源储共生型的页岩油藏，原油中沥青质和胶质含量较高，且烃源岩在早期即可大量生烃。
（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩类型好，富含无定形体、藻类等有机质，在咸水环境下生成的原油其异构烷烃、环烷烃含量相对较高，油质相对偏稠，其中，“下甜点”烃源岩比“上甜点”烃源岩处于咸化的更强还原环境，藻类等水生生物更发育，造成纵向上“下甜点”页岩油较“上甜点”页岩油更稠。
（3）从“下甜点”页岩油黏度随着成熟度指标C29 αββ/(ααα+αββ)值减小逐渐增大的趋势可以看出横向上“下甜点”页岩油黏度差异分布主要是由成熟度差异造成的。
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