0 引言
21世纪以来我国将致密油气作为勘探开发的重点，已相继发现了鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地须家河气田等代表性致密砂岩大气区，而近年来在新疆东部吐哈盆地的深部层系勘探也取得了重要进展，是我国陆上致密油气勘探远景区［1-3］。吐哈盆地油气资源丰富，前期针对环洼正向构造带的勘探成果显著，陆续发现鄯勒、玉果、七泉湖及柯柯亚等气田，而对洼陷区的勘探程度较低［4-5］。随着近年吐哈盆地台北凹陷油气勘探程度的逐步提高，目前已在洼陷区内发现了超过5 000 m深度的下侏罗统三工河组致密砂岩气藏，展现了吐哈盆地侏罗系下洼近源勘探的新局面，胜北、丘东洼陷区内呈现出千亿方规模储量大气区的趋势，洼陷区下侏罗统致密砂岩油气藏将有望成为吐哈盆地未来重要的接替领域［6］，因此深化吐哈盆地台北凹陷侏罗系石油地质认识对下一步勘探部署意义重大。
前人对于台北凹陷下侏罗统烃源岩地球化学特征及致密油气来源等问题已进行了较多研究，争议较大的问题主要集中于三工河组致密油气来自于哪一套烃源岩的贡献。目前主要认为三工河组致密油气是下侏罗统八道湾组煤系源岩的贡献［7-9］，并认为位于八道湾组上部的三工河组泥岩虽具备一定的生烃能力，但只能作为盖层来看待［10-11］。然而前人的研究多以水西沟群（八道湾组、三工河组和西山窑组）为整体进行研究，忽略了三工河组致密储层中原油类型的复杂性。此外由于洼陷区钻井较少，前人研究数据多来自位于构造高部位的钻井，因此对胜北—丘东洼陷区的勘探指导意义有限。新井的实钻分析结果表明，三工河组顶部的毡子层泥岩整体达到了“好”烃源岩的标准，且具备较大的生烃潜力［6］，因此该套烃源岩对油气的贡献需要进一步研究加以证实。同时在油气的排聚过程中重质可溶组分大量滞留在烃源岩中，聚集成藏的多为凝析油和轻质油，造成了油源对比上的困难，如何有效解决该问题至关重要。因此，本文在前人研究的基础上，系统收集了吐哈盆地台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统及相邻层位的烃源岩和原油地球化学资料，全面分析了台北凹陷下侏罗统原油的地球化学特征并对其类型进行划分，对不同类型烃源岩和原油生物标志物的差别进行梳理，通过精细油源对比方法，系统分析了台北凹陷下侏罗统原油的地球化学特征及来源，这对研究区下一步的油气地质勘探具有重要意义。
1 地质背景
吐哈盆地位于新疆东部，与三塘湖盆地和准东地区之间以博格达构造带和克拉美丽—麦钦乌拉缝合线构造带为界。吐哈盆地整体呈东西向狭长展布，东西长约670 km，南北宽约60~130 km，呈现两坳一隆的构造格局，自西向东可划分为吐鲁番坳陷、了墩隆起和哈密坳陷3个一级构造带，其中吐鲁番凹陷可进一步细分为台北凹陷、科牙依凹陷、布尔加凸起、托克逊凹陷、鲁西凸起、台南凹陷和塔克泉凸起7个二级构造单元［图1（a）］。
台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统整体以陆相湖盆三角洲沉积体系为主，下侏罗统主要的烃源岩为八道湾组煤系源岩及三工河组湖相暗色泥岩，烃源岩厚度中心主要分布于胜北—丘东的洼陷区。下侏罗统八道湾组发育岩性主要为灰色泥岩、砂岩互层，并发育高阻煤岩；三工河组以三角洲沉积和湖相沉积体系为主，发育一套正旋回碎屑岩沉积［12］，三工河组一段以砂岩为主，夹少量泥岩，二段由下部中—粗砂岩、含砾砂岩及顶部的一套“毡子层”泥岩组成，这套泥岩为灰黑色湖相泥岩及底部薄层黑色炭质泥岩的岩性组合，厚度约为40~60 m，且在平面上分布稳定，为洼陷区及斜坡带下侏罗统地层划分的重要标志层［图1（c）］，这套烃源岩的总有机碳含量整体介于0.15%~7.17%之间，有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，R O>1.0%，处于成熟演化阶段。八道湾组煤系源岩有机质丰度较高，有机质类型整体为Ⅱ1—Ⅱ2型，洼陷区烃源岩成熟度R O>1.3%，已进入高成熟阶段。
2 样品与实验
本文研究选取台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统三工河组和八道湾组具有代表性的烃源岩、原油及油砂抽提物样品进行烃源岩评价及油源对比工作，所有样品均来自于钻井取心。总共对221个样品进行了总有机碳和岩石热解分析，其中144个样品数据收集自中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院。本文研究采用Leco CS-230碳硫仪和Rock-Eval 6热解分析仪分别进行总有机碳和岩石热解分析测试，检测标准分别为《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2016）和《岩石热解分析》（GB/T 18602—2016）。本文研究重点采用饱和烃、芳烃色谱—质谱和碳同位素实验分析原油和烃源岩的地球化学特征并进行油—源精细对比。选取有代表性烃源岩样品24样次及原油/油砂抽提物样品24样次进行有机质的抽提和分离，分离后的样品分析采用Agilent 6890 GC- 5975i MS色质谱分析仪，配备了HP-5MS的弹性毛管柱（60 m×0.25 mm×0.25 μm），载气为含量99.999%的氦气，温度以3 ℃/min速率从50 ℃提高至310 ℃并保持恒温25 min，以电子轰击（EI）进行离子化，电压为70 eV，检测标准为《气相色谱—质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》（GB/T 18606—2017）。16个烃源岩和13个原油/油砂抽提样品的碳同位素分析采用FLASH HT EA-MAT 253 IRMS同位素质谱分析仪，以高纯度氦气和氧气分别作为载气和燃烧气，检测标准为《有机物和碳酸盐岩碳、氧同位素分析方法》（SY/T 5238—2008）。以上样品实验分析在中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室完成。
3 下侏罗统原油地球化学特征
3.1 原油物性特征
研究区原油密度为0.687 8~0.876 0 g/cm3，含蜡量为1.5%~30.5%，平均为15%；原油的凝固点为-20~30 ℃，平均为10 ℃；沥青质含量较低，平均为0.44%（<0.5%）。部分产层的试油结果显示，气/油值可达1 455 m3/m3，由于研究区不同洼陷/构造部位的原油来源和所处的温—压条件不同，导致油气类型和相态存在一定差异。凝析油和轻质油具有“六低一高”的特征，即低密度、低含蜡量、低黏度、低硫、低凝固点、低沥青质和高轻烃含量的特征，颜色通常显现淡黄—褐红色，一般产于高温、高压油气藏中。根据原油的物理性质、PVT实验模拟及井流物组分分析，证实研究区下侏罗统油气藏以凝析气藏和挥发性油藏为主。从图2可以看出，不同地区下侏罗统油气相态存在差异，其中丘东洼陷区以凝析气藏为主，温吉桑地区、柯柯亚地区及丘东山前带同时存在挥发性油藏和凝析气藏。烃源岩的母质类型、成熟度，气藏的温压和成藏过程是控制油气相态的重要因素，丘东洼陷区下侏罗统烃源岩由于其埋深较大、演化程度较高，与斜坡区及构造高部位下侏罗统烃源岩差异较大，同时洼陷区的温压条件要高于斜坡区，因此造成了不同地区油气相态的平面分异现象。
3.2 原油饱和烃地球化学特征及类型划分
目前学术界观点认为无环类异戊二烯型烷烃的姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）主要来源于叶绿素植醇侧链，其母源以高等植物、藻类、蓝细菌等能进行光合作用的生物为主，植醇在氧化条件下可转变为姥鲛烷，因此姥植比可较好地反映沉积时期水体的氧化还原性［13-15］。规则甾烷系列化合物中，C27—C28—C29甾烷是甾醇的衍生物，可用于研究原油和烃源岩的物源、成熟度及沉积环境［14，16］。前人研究认为，ααα20RC27规则甾烷通常来自于藻类和低等水生生物贡献，而ααα20RC29规则甾烷则以高等植物来源为主［15］。m/z=217质量色谱图中样品规则甾烷ααα20RC27—C28—C29的形态分布特征可用于指示有机质来源于中高等植物及低等水生生物的相对含量［14，17-18］。沉积物和原油中藿烷类化合物对于指示生物来源和沉积环境有一定意义［14-15，18-20］。以m/z=191为特征离子的三环萜烷类及藿烷类化合物广泛存在于烃源岩抽提物和原油中［14，20］。大部分检测样品中C30藿烷和C29降藿烷占明显优势，不同地区原油样品中三环萜烷系列化合物分布存在差异，前人研究表明高丰度的C19TT（C19三环萜烷）以及C24TeT可有效指示陆源有机质输入［20-21］。原油样品藿烷类化合物中的伽马蜡烷通常作为咸水湖相沉积环境的标志，同时也常用于指示水体分层［14-15，18，20，22］。
根据原油物性以及生物标志物特征，将类异戊二烯烷烃化合物（姥鲛烷、植烷）、甾烷类化合物（ααα20RC27—C29规则甾烷）、三环萜烷类化合物和藿烷类化合物（伽马蜡烷）的分布特征及其规律性差异作为主要依据，将台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统原油划分出两大类三小类，并结合部分芳香烃指标对原油成熟度进行分析。不同类型原油生物标志物特征如图3所示：Ⅰ类原油甾烷系列化合物中的ααα20RC29规则甾烷具有明显优势，ααα20RC27规则甾烷的含量较低，ααα20RC27—C28—C29分布呈“上升”型，规则甾烷ααα20RC27/C29值介于0.11~0.39之间（平均为0.24），与其他类型原油存在明显差异；类异戊二烯型烷烃中姥鲛烷与植烷的比值（Pr/Ph）较高（2.45~4.07，平均为3.22）；其藿烷类化合物中的伽马蜡烷含量较低，伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/C30藿烷）介于0.05~0.11之间，平均值为0.07，三环萜烷中C19TT与C20TT含量占优势［图3（a）］，以上特征表明该类原油的母岩干酪根有机质以陆源高等植物来源为主，形成时期水体环境偏氧化且水体盐度较低，因此推测该类原油来源于八道湾组煤岩的可能性较大。此类原油主要分布在丘东正向构造带如温吉桑地区和柯柯亚构造带，以及胜北洼陷葡北构造带下侏罗统八道湾组。
Ⅱ类原油生物标志物特征表现为姥植比较低（介于0.92~3.46之间，平均为1.91），伽马蜡烷含量较高（伽马蜡烷指数介于0.11~0.28之间，平均值为0.22），藿烷系列均以C30藿烷为主峰，且基本不发育奥利烷，不同程度发育三环萜烷系列化合物且均表现为C23TT优势［图3（b），图3（c）］，表明该类原油对应的烃源岩为湖相泥岩且形成于弱氧化—弱还原微咸水环境中。其中Ⅱ1型原油样品主要来自丘东洼陷区的J7H井、J701H井、J702H井及J7-2-3H井，ααα20RC27—C28—C29规则甾烷呈不对称“V”型，ααα20RC27规则甾烷含量小于ααα20RC29规则甾烷或与其含量相当，整体高于ααα20RC28规则甾烷含量［图3（b）］，规则甾烷ααα20RC27/C29值介于0.82~1.13之间，平均为0.90，表明原油的生油岩中含有一定量的藻类和低等水生生物的贡献；该类原油藿烷系列中C23TT优势明显且伽马蜡烷含量较高，伽马蜡烷指数介于0.22~0.28之间，平均为0.24。Ⅱ2类原油整体上在TIC及m/z=191谱图特征上与Ⅱ1类原油相似，姥植比值介于0.92~1.51之间，平均为1.23，区别主要体现在其有明显更高的β-胡萝卜烷含量，甾烷系列ααα20RC27—C28—C29规则甾烷呈反“L”型分布［图3 （c）］，ααα20RC27规则甾烷含量占比相对于Ⅱ1类原油更低，该现象与TIC图中正构烷烃峰型靠后的特征相对应，均反映其母岩有机质来源中低等水生生物贡献相对较少；该类原油藿烷系列化合物中含有一定丰度的伽马蜡烷，伽马蜡烷指数介于0.11~0.25之间，平均为0.19。Ⅱ1类和Ⅱ2类原油分别分布于丘东洼陷区和胜北洼陷的三工河组二段致密砂岩储层中。以上生物标志物特征整体反映Ⅱ类原油低等水生生物来源相比Ⅰ类原油更多，同时其母质源岩形成时期的水体盐度相对更高，有较大可能来自于研究区三工河组湖相泥岩的贡献。
原油中的芳香烃化合物在评价成熟度方面具有重要作用，由于甾烷和藿烷异构化参数在原油和烃源岩热演化过程中存在平衡终点，对于高熟烃源岩或原油样品成熟度的表征方面存在局限性。前人研究表明芳香烃中多种化合物可有效表明原油/烃源岩的成熟度且适用范围更广［23-26］，因此本文研究主要应用原油芳香烃参数来判别原油成熟度。原油和烃源岩芳香烃中菲（P）系列化合物常作为成熟度的指标，前人根据芳香烃化合物中3-MP、2-MP、1-MP和9-MP在演化过程中热稳定性的差异，采用甲基菲（MP）比值F1=（2-MP+3-MP）/（2-MP+3-MP+1-MP+9-MP）和F2=（2-MP）/（2-MP+3-MP+1-MP+9-MP），反映原油和烃源岩成熟度［27-29］。芳香烃成熟度参数图版（图4）表明，Ⅰ类原油成熟度整体较低，与其他类型原油区分明显，该现象与油气成藏期次有关，在文中油源对比的章节中进行了一定的讨论。RADKE等［28］、包建平等［29］利用芳香烃组分中菲系列化合物的甲基菲指数（MPI1）换算镜质体反射率（R O=0.36 MPI1+0.72）来反映原油成熟度。台北地区原油样品的甲基菲指数整体介于0.52~2.09之间，平均值为1.00，计算R O值为0.74%~1.59%，平均值为1.05%，反映原油整体处于成熟演化阶段。
4 下侏罗统烃源岩地球化学特征
研究区下侏罗统烃源岩主要以三工河组湖相泥岩及八道湾组煤系源岩为主，本文研究选择了胜北—丘东洼陷三工河组及八道湾组烃源岩样品进行分析。台北凹陷八道湾组在胜北—丘东洼陷均不同程度发育20~40 m厚的煤层，其总有机碳含量较高，TOC值为7.92%~76.02%，平均为48.58%，I H值介于168.77~616.30 mg/g之间，平均为332.67 mg/g，以I H与T max的关系判别其有机质以Ⅱ1型干酪根为主（图5，图6）。烃源岩干酪根显微组分的镜下分析结果表明胜北—丘东洼陷八道湾组煤岩中镜质组+惰质组占比较大（63.0%~95.9%）明显高于三工河组湖相泥岩，反映其有机质来源以高等植物输入为主（表1），其较高的I H可能与其干酪根中富氢镜质体的发育有关［30-31］。三工河组的暗色泥岩在台北凹陷平面上分布稳定，厚度约为40~180 m，其中胜北地区三工河组暗色泥岩TOC值为0.12%~6.52%，平均为1.45%；S 1+S 2值为0.04~10.83 mg/g，平均值为2.30 mg/g；I H值为7.69~442.22 mg/g，平均值为110.65 mg/g，干酪根类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，R O值介于0.95%~1.39%之间，平均值为1.24%，处于成熟—高熟演化阶段，综合评价为中等—好烃源岩（图5，图6）。丘东地区三工河组暗色泥岩TOC值为0.07%~10.62%，平均值为1.62%；S 1+S 2值为0.04~26.19 mg/g，平均值为2.70 mg/g，整体与胜北地区接近，I H值介于10.53~284.35 mg/g之间，平均值为122.38 mg/g，干酪根类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，丘东洼陷三工河组烃源岩成熟度（介于0.95%~1.34%之间，平均为1.16%）略低于胜北洼陷，整体处于成熟演化阶段。
图6 台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统不同类型烃源岩T max与I H的关系Fig.6 Relationship between T max and I H of different types of Lower Jurassic source rocks in Shengbei-Qiudong sub-sags， Taibei Sag |
表1 台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统不同类型烃源岩显微组分特征Table 1 Maceral characteristics of different types of Lower Jurassic source rocks in Shengbei-Qiudong sub-sags, Taibei Sag |
| 地区 | 井号 | 深度/m | 层位 | 岩性 | 类型 | 腐泥组/% | 壳质组/% | 镜质组+惰质组/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 丘东 | SK1 | 4 463.0 | J1 b | 煤 | 岩心 | / | 4.1 | 95.9 |
| 丘东 | SD2 | 4 783.5 | J1 b | 泥岩 | 岩心 | / | 54.3 | 45.7 |
| 丘东 | SD2 | 4 785.1 | J1 b | 泥岩 | 岩心 | / | 42.3 | 57.7 |
| 丘东 | WS1 | 4 130.7 | J1b | 泥岩 | 岩心 | 10.0 | 86.0 | 4.0 |
| 丘东 | HQ2 | 3 728.0 | J1 b | 泥岩 | 岩心 | 50.0 | 46.0 | 4.0 |
| 丘东 | J101 | 3 999.5 | J1 s | 泥岩 | 岩心 | 15.0 | 81.0 | 4.0 |
| 丘东 | J101 | 3 996.7 | J1 s | 泥岩 | 岩心 | 4.0 | 94.0 | 2.0 |
| 丘东 | J101 | 3 999.0 | J1 s | 泥岩 | 岩心 | 8.0 | 89.0 | 3.0 |
| 胜北 | H9 | 4 015.5 | J1 b | 煤 | 岩心 | 0.0 | 37.0 | 63.0 |
| 胜北 | H9 | 4 016.0 | J1 b | 煤 | 岩心 | 2.0 | 32.0 | 66.0 |
| 胜北 | L4 | 4 183.0 | J1 b | 泥岩 | 岩心 | 3.0 | 80.0 | 17.0 |
| 胜北 | QT1 | 5 633.5 | J1 b | 泥岩 | 岩心 | / | 5.3 | 94.7 |
| 胜北 | QT1 | 5 482.9 | J1 s | 泥岩 | 岩心 | / | 37.5 | 62.5 |
| 胜北 | Q4 | 3 284.8 | J1 s | 泥岩 | 岩心 | 8.0 | 75.0 | 17.0 |
对生物标志物组成特征分析表明，台北凹陷不同构造部位/岩性的烃源岩生物标志物特征差异明显。丘东地区八道湾组煤岩甾烷类化合物具有明显的ααα20RC29规则甾烷优势［图7（a）］，ααα20RC27/C29值较低，整体介于0.02~0.29之间（平均值为0.18），且C19TT与C20TT含量占优势，反映陆源高等植物来源贡献较大；Pr/Ph值较高（1.99~5.77，平均值为4.19）、伽马蜡烷含量较低（伽马蜡烷指数介于0.01~0.07之间，平均值为0.04）且几乎不含β-胡萝卜烷，表明其形成于弱氧化—氧化的淡水沉积环境。而丘东洼陷区三工河组的毡子层灰黑色泥岩ααα20RC27规则甾烷与ααα20RC29规则甾烷含量相近，ααα20RC27/C29值介于0.41~0.86之间（平均值为0.66），姥鲛烷与植烷含量较低且Pr/Ph值较低（0.30~2.66，平均值为1.80），伽马蜡烷含量较高（伽马蜡烷指数介于0.12~0.33之间，平均值为0.26），且含有一定量的β-胡萝卜烷，三环萜烷中以C23TT为主峰，表明其形成于弱还原—还原的微咸水沉积环境且有机质来源中低等水生生物的贡献更高。胜北和丘东洼陷区三工河组泥岩抽提物生物标志物特征存在一定差异，胜北洼陷区QT-1井三工河组泥岩样品饱和烃、类异戊二烯型烷烃分布特征与丘东洼陷相似，然而其甾烷类化合物中ααα20RC29规则甾烷优势明显，ααα20RC27—C28—C29呈“上升”型或“反L”型分布。胜北洼陷区八道湾组泥岩在饱和烃、类异戊二烯型烷烃和甾烷类化合物分布特征上整体与三工河组泥岩相似，主要的区别体现在八道湾组泥岩藿烷系列化合物中伽马蜡烷含量较低，Tm含量、C29H及降莫烷含量较高，同时其β-胡萝卜烷含量极低。以上特征表明胜北洼陷区三工河组和八道湾组泥岩在生源上相似，但沉积环境差异较大，纵向上从八道湾组到三工河组沉积水体的盐度有升高的趋势。
在油气—源对比工作中，碳同位素可作为油—源对比的良好指标［33-34］。通过对台北凹陷胜北—丘东洼陷三工河组及八道湾组部分烃源岩样品饱和烃和芳香烃碳同位素组成的分析，丘东地区三工河组烃源岩饱和烃碳同位素值介于-31.8‰~-27.9‰之间，芳香烃碳同位素值介于-25.5‰~-23.9‰之间，八道湾组烃源岩饱和烃碳同位素值略高于三工河组（-27.2‰~-26.3‰），而芳香烃碳同位素值略低于三工河组（-26.7‰~-25.2‰）。胜北地区三工河组泥岩饱和烃碳同位素值介于-31.0‰~-26.8‰之间，芳香烃碳同位素值较低，介于-27.1‰~-23.7‰之间，八道湾组泥岩饱和烃碳同位素值介于-29.5‰~-27.9‰之间，芳香烃碳同位素值介于-25.4‰~-24.9‰之间，与三工河组泥岩较为接近。整体分析表明丘东地区不同层位烃源岩组分碳同位素的差异较大，并在一定程度上与原油特征相对应。
5 原油来源及成因探讨
对本文研究收集到的台北凹陷下侏罗统原油及油砂抽提物样品饱和烃色谱—质谱资料分析表明，样品谱图中极少存在UCM（Unresolved Complex Mixture）鼓包现象，表明原油未经历严重的生物降解，有机化合物分子异构化程度较低（图3）。饱和烃中正构烷烃的抗生物降解能力相比植烷系列要更弱，因此在原油遭受生物降解时，正构烷烃会被优先消耗，研究区侏罗系原油样品正构烷烃较为完整，反映其遭受生物降解的程度较低，因此原油/油砂抽提物的生物标志物参数分布规律可有效反映其母源的特征，这有助于在生物标志物特征分析的基础上进行油—源精细对比工作。
来自丘东地区的Ⅰ类原油饱和烃碳同位素值介于-27.3‰~-26.7‰之间，芳香烃碳同位素值介于-26.5‰~-24.2‰之间，与丘东地区八道湾组烃源岩的分布范围接近［图8（a）］。从生物标志物的角度分析，台北凹陷八道湾组煤系源岩具有明显的ααα20RC29规则甾烷优势且具有高Pr/Ph值及低伽马蜡烷指数的特征，与Ⅰ类原油极为相似［图3（a），图7（a）］，在伽马蜡烷指数与姥植比关系图版中，两者分布范围相近，Ⅰ类原油与八道湾组煤系源岩均落在低伽马蜡烷指数和高Pr/Ph值的区域［图9（a）］，同时在三环萜烷相对含量方面，Ⅰ类原油与八道湾组煤岩均表现出C19TT与C20TT优势，综合分析表明两者具有较好的亲缘关系。平面上Ⅰ类原油分布的地区均不同程度发育八道湾组煤系源岩，因此判定Ⅰ类原油主要是来自八道湾组煤岩的贡献，本文收集到的Ⅰ类原油样品也主要来自于柯柯亚和温吉桑地区构造高部位的井，煤岩早期成熟阶段生成的烃类沿斜坡带向高部位运移，导致其现今成熟度相比于Ⅱ类原油更低。
图8 台北凹陷胜北—丘东洼陷下侏罗统原油/油砂抽提物与烃源岩饱和烃及芳香烃碳同位素参数对比（a） 丘东洼陷下侏罗统油—源碳同位素对比；（b）胜北洼陷下侏罗统油—源碳同位素对比 Fig.8 Correlations of saturated hydrocarbon isotopes and aromatic hydrocarbon isotopes between Lower Jurassic oil/extracts and source rocks in Shengbei-Qiudong sub-sags，Taibei Sag |
扁枝烷属于三环二萜类化合物，主要在裸子植物发育的地层中检出，其分布特征能有效指示有机质来源的差异，可用于分析原油成因和来源［33］。前人研究表明［11］吐哈盆地二叠系湖相泥岩及其烃类产物中富含扁枝烷，然而本文研究目的层三工河组原油及油砂抽提样品GC-MS分析结果中均未发现有扁枝烷的存在，因此可排除该地区三工河组致密砂岩中的油气存在二叠系湖相泥岩供烃的可能性。Ⅱ1类原油的饱和烃碳同位素值介于-28.8‰~-27.0‰之间，芳香烃碳同位素值介于-24.9‰~-24.5‰之间，与丘东地区三工河组泥岩相近。该类原油生物标志物中的甾烷类化合物ααα20RC27与ααα20RC29含量相当，且伽马蜡烷指数较高，反映该类原油主要来自于以低等水生生物贡献为主的微咸水沉积环境下形成的湖相泥岩，规则甾烷比值图版中Ⅱ1类原油与丘东三工河组烃源岩处于同一范围［图9（b）］，并且饱和烃色质谱图对比结果表明该类原油的谱图特征与丘东洼陷区三工河组湖相泥岩相似程度高，且在伽马蜡烷指数与姥植比图版及三环萜烷三角图中，两者分布范围相近［图9（a），图9（c）］。该类原油主要分布在丘东洼陷区且埋深较大，是三工河组烃源岩在成熟阶段的产物，同时该类原油在纵向上分布邻近三工河组毡子层湖相泥岩，因此判断该类原油主要由三工河组湖相泥岩生成并近源充注至三工河组二段致密砂岩储层中。
Ⅱ2类原油与胜北地区三工河组及八道湾组泥岩的饱和烃/芳香烃碳同位素值范围相近［图8（b）］，因此主要利用其生物标志物特征的差异性来进行区分和油源对比。Ⅱ2类原油的规则甾烷分布、伽马蜡烷含量、姥植比、三环萜烷含量与胜北洼陷区QT-1井三工河组泥岩存在较好的相似性，在油源对比图版中分布于同一范围，而与八道湾组泥岩存在一定差异［图9（a）， 图9（b）］。此外该类原油的饱和烃中含有一定量的β-胡萝卜烷（β-胡萝卜烷/C30藿烷值介于0.07~0.66之间，平均值为0.32），该特征与胜北地区三工河组湖相泥岩较为相似（0.21~1.05，平均值为0.65），而胜北地区八道湾组的泥岩β-胡萝卜烷含量极低（β-胡萝卜烷/C30藿烷值介于0.028~0.041之间，平均值为0.036），且C29H含量较高，峰值接近C30H，与Ⅱ2类原油的差异明显［图3（c），图7（d）］，结合以上依据认为该类原油与胜北洼陷区三工河组湖相泥岩具有更好的亲缘关系。
6 结论
（1）吐哈盆地台北凹陷下侏罗统原油主要为凝析油并含有少量轻质油，整体处于成熟阶段，原油/油砂抽提物的生物标志物反映其主要生物来源是煤系源岩或湖相泥岩，将研究区原油划分为两大类三小类原油类型，精细油—源对比结果证实了台北凹陷洼陷区三工河组泥岩的生烃贡献。
（2）研究区不同构造/层位下侏罗统烃源岩的岩性、成岩环境及物源存在明显差异，丘东八道湾组煤系源岩以陆源高等植物为主要生源，低等水生生物贡献较少，且形成于氧化淡水沉积环境；丘东三工河组泥岩以水生生物贡献为主，其形成于弱还原的微咸水沉积环境；胜北洼陷三工河组泥岩相比丘东洼陷低等水生生物贡献较少，以高等植物为主；胜北洼陷八道湾组泥岩形成时期水体氧化程度与三工河组泥岩相近，然而水体盐度较低。
（3）Ⅰ类原油为典型的陆源有机质贡献原油，低等水生生物的贡献较少，该类原油主要分布于台北凹陷的构造高部位，主要来源于八道湾组煤岩的贡献。Ⅱ类原油主要来源于三工河组的湖相泥岩，低等水生生物贡献明显较多，其中Ⅱ1类原油主要分布于丘东洼陷区三工河组致密砂岩储层，主要来源于丘东洼陷区三工河组湖相泥岩的贡献。Ⅱ2类原油主要分布于胜北洼陷区三工河组储层，其主要来源于胜北洼陷区的三工河组湖相泥岩贡献。该认识为台北凹陷深层侏罗系近洼勘探提供了新的思路，洼陷区大面积致密砂岩油气藏存在巨大勘探潜力。
甘公网安备 62010202000678号
