琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物地球化学特征及气源指示意义

刘华欣; 李美俊; 赖洪飞; 匡增桂; 付莹; 方允鑫

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2023.08.015

天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 6: 1044 - 1060

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.08.015

天然气地球化学

琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物地球化学特征及气源指示意义

刘华欣 ^,¹^,² ,
李美俊 ¹^,² ,
赖洪飞 ^,³ ,
匡增桂 ³ ,
付莹 ¹^,² ,
方允鑫 ³

展开

^1. 中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249
^2. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
^3. 广州海洋地质调查局，天然气水合物勘查开发国家工程研究中心，广东广州 510075

赖洪飞（1987-），男，广西岑溪人，博士，高级工程师，主要从事天然气水合物地球化学与成藏机制研究.E-mail：laihfei@sina.com.

刘华欣（1991-），女，辽宁盘锦人，博士研究生，主要从事有机地球化学和油气勘探研究. E-mail：huaxin_liu0805@163.com.

收稿日期: 2023-07-05

修回日期: 2023-08-22

网络出版日期: 2023-09-06

收起

Geochemical characteristics of sediments and indications of gas source in gas hydrates reservoirs of the Qiongdongnan Basin

Huaxin LIU ^,¹^,² ,
Meijun LI ¹^,² ,
Hongfei LAI ^,³ ,
Zenggui KUANG ³ ,
Ying FU ¹^,² ,
Yunxin FANG ³

Expand

^1. National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
^2. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
^3. National Engineering Research Center for Natural Gas Hydrate Exploration and Development of Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou 510075，China

Received date: 2023-07-05

Revised date: 2023-08-22

Online published: 2023-09-06

Supported by

The Guangdong Basic and Applied Basic Research(2022A1515110569)

the National Engineering Research Center of Gas Hydrate Exploration and Development Project(NERC2024001)

the Guangzhou Science and Technology Project(202201011396)

Fold

摘要

天然气水合物赋存区沉积物地球化学特征是揭示天然气水合物气源成因与演化机制的重要依据之一。基于琼东南海域GMGS5⁃W08和GMGS5⁃W09天然气水合物钻探站位沉积物样品的总有机碳含量（TOC）测定、Rock⁃Eval岩石热解分析和可溶有机质的气相色谱—质谱分析结果，系统分析了沉积物有机质的地球化学特征，并阐述其对天然气水合物储层烃类来源及演化的指示意义。TOC和Rock⁃Eval分析结果显示琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物的总有机碳含量较低（0.29%~0.68%，平均为0.48%），且处于未成熟阶段（T _max值分布于435 ℃以内），指示浅层原位沉积物基本无热解生烃潜力。沉积物可溶有机质成熟度参数表现出显著的非一致性：T _max、正构烷烃奇碳优势、高丰度的C_29⁃31ββ藿烷等地球化学特征指示有机质处于未成熟阶段，而部分饱和烃和芳烃的生物标志物等参数却显示有机质处于低熟—成熟阶段，说明琼东南海域水合物赋存区沉积物中，同时存在原位沉积的未成熟有机质和深部来源的低熟—成熟有机质的双重贡献；此外， $Σ C 21 - /$ $Σ C 22 +$ 、TAR和甾烷等指示有机质母质来源方面的生物标志物参数，也表明了研究区沉积物中存在明显的深部成熟海相有机质的混入。琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物和深部烃源岩的生物标志物特征对比结果表明：研究区沉积物中的热解成因烃类物质主要来源于深部，处于低熟—成熟阶段的梅山组和三亚组海相泥质烃源岩，说明琼东南海域深部地层中处于低熟—成熟阶段的烃源岩对天然气水合物气源供给具有重要的贡献作用。

关键词： 生物标志物; 成熟度; 沉积物; 天然气水合物; 琼东南海域

本文引用格式

刘华欣 , 李美俊 , 赖洪飞 , 匡增桂 , 付莹 , 方允鑫 . 琼东南海域天然气水合物赋存区沉积物地球化学特征及气源指示意义[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(6) : 1044 -1060 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.08.015

Abstract

The geochemical characteristics of sediments in the area of gas hydrates deposits are of particular importance for the analysis of the source of hydrate-related gas. In this study， total organic carbon， Rock-Eval pyrolysis analyses and gas chromatography mass spectrometry （GC-MS） analyses were completed on sediment samples from site GMGS5-W08 and GMGS5-W09 to investigate the geochemical characteristics and significance of sediments. The basic geochemical characteristics suggest a poor hydrocarbon generation potential for uncompacted sediments. Their n-alkanes show a bimodal distribution with the obvious odd-even predominance， and a high abundance of the biological configuration isomers 17β（H）， 21β（H）-C_29-31 hopane， moretane and some other biomarker compounds indicate that the organic mattes were immature. However， the values of Ts/（Ts+Tm）， C₃₁22S/（22S+22R）， C₂₉αββ/（ααα+αββ）， C₂₉ααα20S/（20R+20S） and the Methylphenanthrene Index display high maturity as a result of the influence of the allochthonous hydrocarbons. The terrigenous/aquatic ratio， the high abundance of perylene， the high abundance of C₂₃ tricyclic terpene and other indexes indicate the influence of the allochthonous hydrocarbons leading to the differences in the source of organic matter. Comparison of biomarkers indicates that the allochthonous hydrocarbons are approximately originated from the source rocks of the Sanya and Meishan formations.

Key words： Biomarkers; Thermal maturity; Sediment; Gas hydrate; Qiongdongnan Basin

0 引言

琼东南盆地位于海南岛东南部，是南海西北陆架新生代含油气盆地之一，近几十年来在该盆地发现一系列大型天然气田与凝析油藏^［1-6］。天然气水合物（以下简称水合物）是由水和气体分子（如甲烷、乙烷等）在低温高压条件下形成的晶体化合物^［7-8］，是具有广阔勘探开发前景的新型低碳清洁能源之一^［8-11］。2018—2019年，广州海洋地质调查局在中国南海北部琼东南海域先后进行了两次水合物钻探取心作业（GMGS5航次和GMGS6航次），发现了多个高饱和度渗漏型天然气水合物藏，证实该地区具有巨大的水合物资源潜力^［8-11］。

GMGS5航次在GMGS5-W08和GMGS5-W09 两个站位的泥质沉积物中采集到大量肉眼可见块状水合物样品，为研究琼东南海域渗漏型水合物的成藏过程与机制提供了良好的样品支撑^［12-16］。前人基于地球物理、钻探地质和地球化学等资料对琼东南海域水合物系统成藏机制进行了较为系统的研究，发现琼东南海域渗漏型水合物特别发育^［16-17］，断层和气烟囱共同控制了水合物成矿流体的运移和聚集^{［14，16-19］}；并发现水合物主要赋存在裂隙发育的块体搬运沉积体（MTD）和冷泉碳酸盐岩孔洞中^{［14，17-21］}，水合物成矿气体由深部来源的热解气和浅部生成的微生物气共同组成^{［12-13，15］}。

以往的地球化学研究主要是基于水合物分解气的地球化学特征^{［12-13，22］}、水合物激光拉曼特征^［11］、水合物储层沉积物的生物标志物特征^［23-30］，探讨琼东南海域水合物的气体成因与来源，而对水合物赋存区沉积物地球化学特征及其对水合物成藏的指示意义缺乏系统研究。因此，本文以GMGS5航次水合物钻探区沉积物为对象，开展TOC、Rock-Eval热解、生物标志物等有机地球化学分析测试，系统分析沉积物中可溶有机质的生物标志物分布特征，探讨其在有机质来源、成熟度等方面的指示意义，为琼东南海域水合物气源示踪、成藏机制等研究提供一些地球化学依据。

1 区域地质概况

琼东南盆地位于南海西北部，海南岛东南部［图1（a）］，是一个北东走向的典型伸展裂陷盆地，具有“南北分带、东西分块”的构造特点［图1（b）］^［31-34］。琼东南盆地西部深水区（水深>500 m）可以划分出5个三级构造单元：松南—宝岛凹陷、陵水凹陷、北礁凹陷和松南低凸起和陵南低凸起^{［10，33，35-36］}。琼东南盆地自下向上共有8套地层［图1（d）］，依次为始新统、下渐新统崖城组、上渐新统陵水组、下中新统三亚组、中中新统梅山组、上中新统黄流组、上新统莺歌海组和第四系乐东组^{［8，10，36-40］}。盆地内发育2套烃源岩，分别为崖城组和陵水组的海陆过渡相泥岩，以及梅山组和三亚组的滨浅海相泥岩［图1（d）］^［41］。在中新统莺歌海组—黄流组的海底峡谷砂岩储层中发现包括X25-1、LS18-1和LS17-2等一系列大型气田，气源对比结果指示陵水组和崖城组含煤泥岩为这些气田的主力烃源岩^{［3，32，34，42-46］}。天然气水合物的赋存层位则是以深海泥质（黏土）为主的第四系乐东组，乐东组内沉积物富含有孔虫等生物碎屑，目前仍未成岩。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图1 琼东南盆地（a）地理位置、（b）构造单元划分（c）样品取样位置与取样站位测井剖面和（d）综合地层柱状图（根据参考文献［17，19，21］修改）

Fig.1 （a）The geographical location，（b）the structural unit division，（c）the location of samples and well logging profiles of the sampled sites and （d）the schematic stratigraphic column of the Qiongdongnan Basin（QDNB）（modified from Refs.［17，19，21］）

GMGS5水合物钻探区位于琼东南盆地松南低隆起带东南部，水深1 500~1 700 m。钻探结果表明，GMGS5-W08和GMGS5-W09 两个站位的水合物赋存层位分布在8~188 mbsf（meters below the seafloor，海底以下深度）之间^{［7，22，47-48］}，水合物的产出类型主要为肉眼可视的脉状、块状和层状水合物，也存在一些肉眼不可见的孔隙充填型水合物^［21］。水合物所赋存的储层沉积物样品，以深海黏土为主，含少量粉砂和有孔虫壳体，具有高含水、未成岩的特征。

2 样品与实验

2.1　实验样品

本文沉积物样品均取自琼东南盆地松南低凸起处GMGS5-W08和GMGS5-W09两个站位水合物赋存层位［图1（b）］，样品采集深度在0~200 mbsf之间，详见图1（c），样品取得后立即密封冷冻（-20 ℃）保存。本文对所有样品进行了总有机碳（TOC）、岩石热解分析、可溶有机质索式抽提、抽提有机质族组分分离与定量，以及可溶有机质饱和烃和芳烃馏分的气相色谱—质谱（GC-MS）分析。

2.2　实验方法

将冰冻的沉积物样品放置到真空冷冻干燥机内干燥72 h，冷阱最低温度为-80 ℃，真空度维持在0 Pa。在完全干燥后，用玛瑙研钵研磨至200 目，密封冷冻保存，以备后续实验。

**2.2.1　 TOC测定与岩石热解分析**

所有样品用稀盐酸（1.5 mol/L）去除碳酸盐，并用蒸馏水洗涤2 d后烘干，再用LECO CS-230碳硫分析仪测定TOC含量。使用OGE-VI岩石热解仪对全岩样品（无需用稀盐酸进行处理）进行岩石热解分析。

2.2.2　可溶有机质饱和烃和芳烃馏分GC-MS分析

使用索式抽提仪，用450 mL二氯甲烷/甲醇（9∶1，V/V）混合物对50~80 g样品进行72 h反复抽提，抽提结束后使用旋转蒸发系统蒸干溶剂，得到沉积物中可溶有机质，并进行定量称量。获得沉积物内可溶有机质后，先用石油醚充分沉淀其中的沥青质，并用漏斗进行过滤；再根据层析柱法，将滤液加入硅胶/氧化铝（2∶1，V/V）层析柱，使用石油醚、二氯甲烷/石油醚（2∶1，V/V）混合液和二氯甲烷/甲醇（93∶7，V/V）依次冲洗层析柱，分别得到饱和烃、芳烃和非烃馏分，自然晾干，分别定量称重。

利用美国安捷伦（Agilent）公司制造的6890 GC/5975 iMS联用仪对饱和烃与芳烃组分进行GC-MS分析。对饱和烃馏分进行GC-MS分析时，色谱柱为石英毛细柱HP-5MS（30 m×0.25 mm内径×0.25 μm膜厚），色谱初温50 ℃，恒温1 min后以20 ℃/min速率升温至100 ℃，再以3 ℃/min速率升温至310 ℃，恒温10 min。数据采集采用全扫描和多离子检测方式，离子源温度为230 ℃，电离电压为70 eV。对芳烃馏分进行GC-MS分析时，色谱柱为石英毛细柱HP-5MS（60 m×0.25 mm内径×0.25 μm膜厚），升温程序为：初温80 ℃，恒温1 min后，以3 ℃/min升温速率升温至310 ℃，恒温20 min。饱和烃与芳烃GC-MS分析载气介质均为氦气，纯度为 99.999%。以上实验均在中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室完成。

3 结果

3.1　基础地球化学特征

沉积物TOC平均值均小于0.5%（表 1），GMGS5-W08站位沉积物游离烃（S ₁）和裂解烃（S ₂）值均较小，其中S ₁值范围为0.01~0.32 mg/g，平均值为0.07 mg/g，S ₂值范围在0.13~0.57 mg/g之间，平均值为0.24 mg/g。氢指数（I _H）范围在25.76~80.51 mg/g之间，平均值为51.04 mg/g，最高热解峰温（T _max）均小于435 ℃（表1）。同样的，在GMGS5-W09站位有机质丰度均十分低。2个站位的有机CO₂（S ₃）值均较大，范围分别在0.50~1.57 mg/g和0.65~1.43 mg/g（表1）之间，2个站位的生产指数（PI）值也较大，范围分别为0.07~0.36和0~1。

表 1 琼东南海域水合物赋存区沉积物的基础地球化学参数

Table 1 Basic geochemical parameters of sediments in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品编号	深度/mbsf	TOC/%	S ₁/（mg/g）	S ₂/（mg/g）	S ₃/（mg/g）	T _max/℃	I _H/（mg/g）	I _O/（mg/g）	PI
W08-01	2.98~3.06	0.46*	0.06*	0.26*	1.35*	354*	56.92*	295.53*	0.19*
W08-02	8.90~9.00	0.56*	0.06*	0.36*	1.46*	366*	64.49*	261.55*	0.14*
W08-03	9.10~9.15	0.71	0.32	0.57	1.57	376	80.51	221.75	0.36
W08-04	18.00~18.12	0.66*	0.03*	0.17*	1.48*	338*	25.76*	224.24*	0.15*
W08-05	27.12~27.29	0.47*	0.03*	0.18*	1.42*	349*	37.91*	299.07*	0.14*
W08-06	52.98~53.05	0.47*	0.06*	0.28*	1.31*	362*	60.01*	280.75*	0.18*
W08-07	54.60~54.70	0.41*	0.02*	0.18*	1.34*	370*	43.88*	326.67*	0.10*
W08-08	63.20~63.30	0.43*	0.01*	0.13*	1.35*	371*	30.42*	315.86*	0.07*
W08-09	81.45~81.55	0.29*	0.04*	0.16*	1.30*	370*	54.66*	444.14*	0.20*
W08-10	112.2~112.25	0.58	0.12	0.23	0.74	359	39.40	126.78	0.34
W08-11	115.16~115.29	0.35*	0.05*	0.24*	1.29*	368*	67.78*	364.30*	0.17*
W08-12	145.55~145.65	0.36	0.09	0.16	0.69	374	44.26	190.87	0.36
W08-13	167.00~169.20	0.33*	0.05*	0.19*	1.23*	344*	57.49*	372.16*	0.21*
W09-01	3.21~3.27	0.68	0.00	0.01	0.94	381	2.94	138.05	0.00
W09-02	11.15~11.20	0.47	0.08	0.11	1.43	370	23.00	301.50	0.42
W09-03	16.1~16.2	0.47	0.08	0.00	0.65	383	23.19	138.30	1.00
W09-04	44.72~44.79	0.46	0.09	0.16	1.37	384	34.66	296.79	0.36
W09-05	58.42~58.50	0.52	0.07	0.12	1.00	374	23.26	193.84	0.37
W09-06	72.57~72.65	0.53	0.10	0.18	1.01	383	34.07	191.14	0.36
W09-07	101.70~101.75	0.45	0.08	0.12	1.06	367	26.46	233.69	0.40
W09-08	126.79~126.87	0.50	0.08	0.14	0.96	381	28.03	192.23	0.36
W09-09	150.50~150.55	0.48	0.06	0.10	0.75	381	21.03	157.70	0.38
W09-10	158.45~158.55	0.38	0.05	0.08	0.85	373	21.07	223.86	0.38

注：标*数据来自文献[12]；TOC为总有机碳；S ₁为游离烃；S ₂为裂解烃；S ₃为有机CO₂；T _max为最高热解峰温；I _H为氢指数，I _H =S₂ /TOC×100, $m g / g$ ；I _O为氧指数，I _O=S₃ /TOC×100, $m g / g$ ；PI为产油潜力，PI=S ₁/(S ₁+S ₂)

3.2　正构烷烃和类异戊二烯烃特征

沉积物样品中正构烷烃分布范围主要为nC₁₁—nC₃₅，其中nC₁₄—nC₃₃正构烷烃含量占据优势（图2）。GMGS5-W08和GMGS5-W09两个站位内正构烷烃埋深浅于140 mbsf时均呈双峰型分布，前主峰碳主要在nC₁₆—nC₁₈之间，后主峰碳为nC₃₁（图 2），但埋深深于140 mbsf时，正构烷烃呈前峰优势。2个站位的

Σ C 21 - / Σ C 22 +

范围分别为0.17~1.57与0.44~1.35（表2），陆源与低等水生生物有机质来源之比［TAR=（nC₂₇+nC₂₉+nC₃₁）/（nC₁₅+nC₁₇+nC₁₉）］范围分别在0.13~5.69与0.38~3.41之间（表2）。碳优势指数（CPI）范围在0.71~3.18之间，平均值为2.38（表2）。同时，正构烷烃分布特征图中可以看出2个站位样品的奇碳优势明显，尤其在nC₂₄—nC₃₁之间十分明显（图2），2个站位的前峰碳奇偶优势指数（OEP₁）值范围为0.74~1.24之间，OEP₂（后峰碳奇偶优势指数^{［29，49-50］}）值范围在2.68~8.00之间，平均值高达6.06（表2）。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

**图2 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中正构烷烃分布特征（m/z 85）**

Fig.2 Distribution of n-alkanes （m/z 85 mass fragmentograms） in saturated hydrocarbon fractions of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

表2 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物饱和烃气相色谱

Table 2 GC of saturated hydrocarbons of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品编号	深度/mbsf	$Σ C 21 - / Σ C 22 +$	TAR	CPI	OEP₁	OEP₂	Pr/Ph	Pr/nC₁₇	Ph/nC₁₈
W08-01	2.98~3.06	0.38*	3.70	2.08*	0.81	6.57	1.28*	1.19*	1.08*
W08-03	9.10~9.15	0.93	1.70	3.05	0.74	6.01	1.11	0.74	0.66
W08-04	18.00~18.12	0.33*	4.16	2.6*	1.03	7.15	1.08*	0.61*	0.68*
W08-06	52.98~53.05	0.26*	5.10	2.37*	0.94	6.29	1.01*	0.81*	0.91*
W08-07	54.60~54.70	0.2*	5.69	2.61*	1.00	7.17	1.6*	1.14*	0.84*
W08-09	81.45~81.55	0.26*	5.50	2.29*	1.00	6.37	0.86*	0.92*	0.99*
W08-10	112.2~112.25	1.52	0.58	1.96	0.92	8.00	0.88	0.65	0.65
W08-11	115.16~115.29	0.17*	1.20	2.82*	0.98	7.50	0.82*	1.13*	1.06*
W08-12	145.55~145.65	1.57	0.13	0.71	0.98	5.43	1.24	0.83	0.72
W09-01	3.21~3.27	0.44	3.41	3.18	1.12	6.96	1.00	0.66	0.57
W09-02	11.15~11.20	0.52	2.56	3.12	1.24	6.95	0.45	1.03	2.45
W09-03	16.1~16.2	0.43	3.06	2.93	1.02	5.77	1.03	0.73	0.71
W09-04	44.72~44.79	0.46	3.27	2.96	0.96	5.75	0.56	0.62	0.94
W09-05	58.42~58.50	0.46	3.07	3.00	1.13	6.50	0.93	0.74	0.61
W09-06	72.57~72.65	0.77	1.52	2.81	1.13	5.99	1.20	0.64	0.55
W09-07	101.70~101.75	0.35	1.74	0.75	1.04	5.59	1.38	1.12	0.83
W09-08	126.79~126.87	0.59	1.99	2.88	1.07	5.73	1.19	0.71	0.61
W09-09	150.50~150.55	0.70	1.58	1.92	1.00	2.74	1.16	0.72	0.66
W09-10	158.45~158.55	1.35	0.38	1.65	1.16	2.68	0.88	0.79	0.81

注：标*数据来自文献[12]；TAR为陆源/水生，TAR=(nC₂₇+nC₂₉+nC₃₁)/(nC₁₅+nC₁₇+nC₁₉)；CPI为碳优势指数，CPI={[(nC₂₃+nC₂₅+nC₂₇)+(nC₂₅+nC₂₇+nC₂₉)]/(nC₂₄+nC₂₆+nC₂₈)}/2；OEP _i 为奇偶优势指数，OEP _i =(nC _i _-2+6×nC _i +nC _i ₊₂)/(4×nC _i _-1+4×nC _i ₊₁)，其中OEP₁中i为前主峰碳，OEP₂中i为后主峰碳^[50]； Pr为姥鲛烷；Ph为植烷

3.3　萜烷类化合物特征

沉积物中含有较丰富的萜类化合物，可以识别出三环萜烷、四环萜烷、藿烷类和含量极少的非藿烷五环三萜化合物。其中藿烷类相对含量占绝对优势，而三环萜烷含量较少（图3）。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

**图3 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中萜烷类化合物分布特征（ m/z 191）**

注：C_nTT为C_n三环萜烷；C₂₄TeT为C₂₄四环萜烷；C_29-32H为C_29-32藿烷；C_29-30M为C_29-30莫烷；R、S为化合物的构型

Fig.3 Distribution of terpenoids （ m/z 191 mass fragmentograms） in saturated hydrocarbon fractions of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品提取物有机质中三环萜烷较为完整，C₁₉—C₂₉三环萜烷均有发现，主要以C₂₃TT为主峰（图3）。GMGS5-W08站位沉积物提取物有机质中C₁₉₊₂₀TT/C₂₃TT值范围在0.13~0.66之间，平均值为0.41，GMGS5-W09站位的C₁₉₊₂₀TT/C₂₃TT值更小，范围为0.07~0.24，平均值为0.16（表3）。质量色谱图中四环萜烷也有较明显的峰值，C₂₄TeT/C₂₆TT值范围在0.53~1.98之间，平均值为0.67（表3）。

表3 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中萜类化合物参数

Table 3 Parameters of terpenoid of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品编号	深度/mbsf	（C₁₉₊C₂₀）TT/C₂₃TT	C₂₄TeT/C₂₆TT	Ts/（Ts+Tm）	C₃₁22S/（22S+22R）	奥利烷/C₃₀H	伽马蜡烷/C₃₀H
W08-01	2.98~3.06	0.13	1.33*	0.82*	0.38*	0.14	0.07
W08-03	9.10~9.15	0.22	1.11	0.43	0.49	0.09	0.04
W08-04	18.00~18.12	0.24	1.98*	0.41*	0.51*	0.06	0.12
W08-06	52.98~53.05	0.63	1.47*	0.88*	0.57*	0.07	0.01
W08-07	54.60~54.70	0.45	1.73*	0.68*	0.48*	0.11	0.14
W08-08	81.45~81.55	0.24	1.59*	0.77*	0.48*	0.12	0.09
W08-10	112.2~112.25	0.53	0.67	0.81	0.51	0.34	0.00
W08-11	115.16~115.29	0.60	1.48*	0.85*	0.86*	0.09	0.11
W08-12	145.55~145.65	0.66	0.53	0.43	0.56	0.11	0.11
W09-01	3.21~3.27	0.17	0.54	0.26	0.22	0.05	0.03
W09-02	11.15~11.20	0.15	0.75	0.44	0.33	0.10	0.05
W09-03	16.1~16.2	0.09	0.64	0.48	0.33	0.09	0.04
W09-04	44.72~44.79	0.12	0.61	0.39	0.34	0.05	0.04
W09-05	58.42~58.50	0.17	0.56	0.41	0.26	0.08	0.05
W09-06	72.57~72.65	0.24	0.82	0.43	0.35	0.08	0.08
W09-07	101.70~101.75	0.07	0.53	0.48	0.51	0.08	0.09
W09-08	126.79~126.87	0.21	0.68	0.43	0.26	0.09	0.05
W09-09	150.50~150.55	0.18	0.73	0.47	0.47	0.13	0.08
W09-10	158.45~158.55	0.18	0.53	0.38	0.28	0.08	0.08

注：标*数据来自文献[12]；C _i TT为C _i 三环萜烷（i=19~26）；C₂₄TeT为C₂₄四环萜烷；Ts为18α(H)⁃22,29,30⁃三降藿烷；Tm为17α(H)⁃22,2,30⁃三降藿烷；C_30⁃31H为C_30⁃31藿烷；R，S为化合物的构型

藿烷是五环三萜烷中最主要的一类。藿烷系列化合物C_29-32藿烷（C_29-32H）均能在质量色谱图中被识别，同时重排藿烷、17α（H）-22，29，30-三降藿烷（Tm）和18α（H）-22，29，30-三降藿烷（Ts）等化合物也被识别。样品中主要以C₃₀H为主峰（图3），未识别到C_33-35藿烷，且奥利烷和伽马蜡烷含量极低。离子峰 m/z 191上识别到相对丰度较高的莫烷（17β（H），21α（H）-C_29–31M），以及相对丰度高的17β（H），21β（H）-C_29-32藿烷（ββ-C_29-32H）。2个站位的Ts/（Ts+Tm）范围相近，为0.26~0.88，平均值为0.45（表3）。GMGS5-W08站位样品中C₃₁藿烷参数C₃₁22S/（22S+22R）值范围在0.38~0.86之间，平均值为0.52，GMGS5-W09站位的样品范围为0.22~0.51，平均值为0.33（表 3）。

3.4　甾烷类化合物特征

沉积物中甾类化合物主要有C_27-29规则甾烷和C₂₇重排甾烷，其中2个站位的C₂₉甾烷相对含量最高，范围在23.84%~66.69%之间，平均值为46.09%；C₂₇甾烷次之，范围为16.25%~50.34%，平均值为32.03%；C₂₈甾烷最少，为8.79%~33.16%，平均值为21.87%（表4，图4）。C₂₇规则甾烷/C₂₉规则甾烷在2个站位内比值相当，范围为0.26~0.84，平均值为0.55（表4）。本文研究中大部分样品C_27-29规则甾烷内ααα20R异构体的含量最高（图4）。m/z 217质量色谱图中ααα20R-C₂₇、ααα20R-C₂₈和ααα20R-C₂₉规则甾烷分布大部分呈现不对称“V”字型。本文研究中2个站位规则甾烷异构化参数C₂₉甾烷αββ/（ααα+αββ）值相近，范围在0.29~0.47之间，平均值为0.38；C₂₉甾烷 ααα20S/（20R+20S）值为0.08~0.58，平均值为0.38（表4）。

表4 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中甾类化合物参数

Table 4 Parameters of sterane of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品编号	深度/mbsf	C₂₇/%	C₂₈/%	C₂₉/%	C₂₇规则/ C₂₉规则	C₂₉ααα20S/（20S+20R）	C₂₉αββ/（αββ+ααα）
W08-01	2.98~3.06	23.58	33.16	43.26	0.57	0.44*	0.43*
W08-03	9.10~9.15	26.66	23.79	49.55	0.55	0.39	0.36
W08-04	18.00~18.12	38.72	23.67	37.61	0.58	0.44*	0.41*
W08-06	52.98~53.05	38.98	14.28	46.74	0.63	0.43*	0.36*
W08-07	54.60~54.70	39.68	18.72	41.60	0.56	0.38*	0.33*
W08-09	81.45~81.55	24.52	8.79	66.69	0.54	0.38*	0.36*
W08-10	112.2~112.25	50.34	25.82	23.84	0.76	0.58	0.47
W08-11	115.16~115.29	29.56	17.70	52.74	0.39	0.37*	0.35*
W08-12	145.55~145.65	16.25	30.93	52.82	0.46	0.32	0.35
W09-01	3.21~3.27	41.03	20.45	38.52	0.69	0.39	0.36
W09-02	11.15~11.20	35.07	7.68	57.25	0.55	0.30	0.40
W09-03	16.1~16.2	26.64	12.34	61.03	0.55	0.26	0.42
W09-04	44.72~44.79	21.77	18.92	59.31	0.43	0.33	0.36
W09-05	58.42~58.50	28.05	11.58	60.36	0.40	0.30	0.30
W09-06	72.57~72.65	21.84	19.96	58.20	0.52	0.32	0.37
W09-07	101.70~101.75	34.70	20.15	45.15	0.84	0.45	0.45
W09-08	126.79~126.87	45.30	25.62	29.08	0.61	0.55	0.45
W09-09	150.50~150.55	29.78	18.95	51.27	0.60	0.41	0.42
W09-10	158.45~158.55	9.74	26.21	64.05	0.26	0.08	0.29

注：标*数据来自文献[12]；C_27⁃29为C_27⁃29规则甾烷分别在规则甾烷内百分含量/%；C₂₉αββ/(ααα+αββ)和C₂₉20S/(20S+20R)为C₂₉规则甾烷异构化参数比

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

**图4 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中甾类化合物分布特征（ m/z 217）**

C_27⁃29甾烷=C_27⁃29规则甾烷

Fig.4 Distribution of steranes （ m/z 217 mass fragmentograms） in saturated hydrocarbon fractions of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

3.5　芳烃化合物特征

本文沉积物样品中检测到16个系列芳烃化合物，其中五环苝系列化合物含量占绝对优势（图5），另外，菲和萘系列化合物相对含量也较高（图5）。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图5 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中芳烃系列相对含量

Fig.5 Relative content of aromatic series of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品内萘系列芳烃化合物中检测到了萘、甲基萘、二甲基萘、三甲基萘（TMN）和四甲基萘。其中2个站位内三甲基萘指数^［51-53］（TNR-2）范围在0.55~0.68之间，平均值为0.62（表5），根据TNR-2与R _cb（等效镜质体反射率）的换算关系可知^［51］，R _cb范围为0.73%~0.81%，平均值为0.77%（表5）。同时，也检测到完整的菲系列化合物，其中甲基菲指数（MPI-1）范围在0.55~0.79之间，平均值为0.64，利用RADKE等^［52］建立的等效镜质体反射率换算公式，计算R _c为0.67%~0.87%，平均值为0.79%（表5）。

表5 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中芳烃参数

Table 5 Parameters of aromatic hydrocarbon of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

样品编号	深度/mbsf	MPI-1	R _c/%	TNR-2	R _cb/%
W08-01	2.98~3.06	0.59*	0.75*	0.60	0.76
W08-03	9.10~9.15	0.62	0.77	0.61	0.77
W08-04	18.00~18.12	0.75*	0.85*	0.63	0.78
W08-06	52.98~53.05	0.76*	0.86*	0.62	0.77
W08-07	54.60~54.70	0.7*	0.82*	0.64	0.78
W08-09	81.45~81.55	0.72*	0.83*	0.68	0.81
W08-10	112.2~112.25	0.77	0.86	0.66	0.80
W08-11	115.16~115.29	0.79*	0.87*	0.65	0.79
W08-12	145.55~145.65	0.76	0.85	0.64	0.78
W09-01	3.21~3.27	0.58	0.75	0.64	0.78
W09-02	11.15~11.20	0.55	0.73	0.60	0.76
W09-03	16.1~16.2	0.69	0.82	0.55	0.73
W09-04	44.72~44.79	0.63	0.78	0.64	0.78
W09-05	58.42~58.50	0.67	0.80	0.60	0.76
W09-06	72.57~72.65	0.64	0.79	0.60	0.76
W09-07	101.70~101.75	0.46	0.67	0.60	0.76
W09-08	126.79~126.87	0.63	0.78	0.60	0.76
W09-09	150.50~150.55	0.56	0.74	0.57	0.74
W09-10	158.45~158.55	0.78	0.87	0.65	0.79

注：标*数据来自文献[12]； MPI⁃1为甲基菲指数，MPI⁃1=[1.5×(2⁃MP+3⁃MP)]/(P+1⁃MP+9⁃MP)；R _c为甲基菲指数等效镜质体反射率换算公式，R _c=0.6×MPI⁃1+0.4；TNR⁃2为三甲基萘指数，TNR⁃2=(1,3,7⁃TMN+2,3,6⁃TMN)/(1,3,5⁃TMN+1,3,6⁃TMN+1,4,6⁃TMN)；R _cb为三甲基萘指数等效镜质体反射率换算公式，R _cb=0.4+0.6×TNR⁃2

4 讨论

4.1　有机质成熟度

研究区沉积物样品的TOC含量低，平均值均小于0.5%，同时热解参数S ₁、S ₂和I _H极低（平均值分别小于0.07

m g / g

，0.18

m g / g

和39.18

m g / g

）。由于TOC值和热解参数（S ₁+S ₂）值均明显小于烃源岩阈值［TOC>0.5%，S ₁+S ₂>0.5

m g / g

］^［54］，指示研究区原位沉积物仍未达到烃源岩生烃门限，不能热解生成热成因烃类。然而，研究区沉积物样品Rock-Eval参数中的产气指数PI值（平均值大于0.29）却高于有效烃源岩的门槛值（PI>0.2），说明沉积物中存在其他非本地生成（即外源）的热成因烃类的混入（表1）。岩石热解参数S ₃值表征有机质中含氧程度（热解分析过程中转化为CO₂），研究区沉积物的S ₃值表现为较高的特征（平均值大于1.15

m g / g

），指示沉积物有机质具有较高的含氧量，这可能与沉积物中仍存在许多生物构型含氧化合物（如醇类、酸类等）相关^［55-57］，说明研究区沉积物仍处于未成熟的早期成岩演化阶段。沉积物T _max值均小于435 ℃（表1），正构烷烃后峰有明显奇碳优势，OEP₂值均大于2.00（表2），平均值高达6.06，说明有机质成熟度极低，处于未熟阶段^{［29，49-50］}。生物构型藿烷即C_29-31ββ藿烷具有极不稳定构型，一般认为T _max值在424 ℃时ββ藿烷丰度迅速下降，当R _O=0.4%时，ββ藿烷全部转化为更稳定构型^［58-60］。由C_30-31ββ藿烷和C₃₀藿烷分别比值图可看出（图6），研究区C_30-31ββ藿烷丰度高。一般成熟阶段该比值应趋近于0^［61］，但图6显示比值均大于0.5，说明沉积物内有机质成熟度极低，处于未成熟阶段。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图6 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中C₃₀ββ/C₃₀藿烷和C₃₁ββ/C₃₀藿烷关系

Fig.6 Plot of C₃₀ββ/C₃₀ hopane versus C₃₁ββ/C₃₀ hopane of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

大多数生物标志物都会有构型异构化反应特征，即在地质条件受热过程中，R构型会向S构型转化，形成R+S的混合构型，藿烷系列中C₃₁藿烷22S/（22S+22R）值随着成熟度增加而增加^［59］。一般认为，C₃₁藿烷22S/（22S+22R）值在0.50~0.54时进入生油阶段，在0.57~0.62时达到平衡状态^［54］。琼东南海域GMGS5-W08和GMGS5-W09水合物钻探站位沉积物可溶有机质C₃₁22S/（22S+22R）参数值分别介于0.38~0.86和0.22~0.51之间（表3），说明有机质处于低熟—成熟阶段。同藿烷类化合物相似，甾烷化合物一般以20R构型存在，后生作用过程中，20R会向20S构型转变，产生20R+20S混合物。一般认为C₂₉甾烷ααα20S/（20R+20S）值在0.25~0.43范围内有机物为低成熟阶段，当范围在0.52~0.55时达到“平衡状态”^［54］。本文研究中2个站位C₂₉甾烷ααα20S/（20R+20S）范围相近，值为0.08~0.58，平均值为0.37（表4，图7），也说明有机质处于低熟—成熟阶段。同时，萜烷类化合物中Ts比较稳定，而Tm易受热演化影响，因此Ts/（Ts+Tm）常被用作成熟度参数^［58］，样品提取物中Ts/（Ts+Tm）范围为0.26~0.88，平均值为0.54（表 3），说明沉积物内有机质处于低熟—成熟阶段。C₂₉αββ比C₂₉ααα具有较高的稳定性，前人认为C₂₉甾烷αββ/（ααα+αββ）值在0.26~0.43范围内时有机质处于低成熟阶段，在0.67~0.71内达到平衡状态^{［54，62］}。本文研究中2个站位规则甾烷异构化成熟度参数C₂₉甾烷αββ/（ααα+αββ）值相近，范围在0.29~0.47之间，平均值为0.38（表4，图7），说明有机质处于低熟—成熟阶段。基于上述饱和烃GC-MS分析获得的各类有机质成熟度参数特征来看，研究区沉积物有机质整体处于低熟—成熟阶段，这与前文描述的Rock-Eval参数、奇碳优势、高丰度生物构型藿烷等参数所反映的未成熟阶段存在一定的矛盾，这可能是研究区原地沉积物中的未成熟有机质中混入了非原地来源的成熟有机质（如深部运移上来的油气）所导致。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图7 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中C₂₉ββ/（ββ+αα）与C₂₉20S/（20S+20R）交会图

Fig.7 Plot of C₂₉ ββ/（ββ+αα） versus C₂₉ 20S/（20S+20R） of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB

前人认为芳烃的宏观组成也能一定程度上反映有机质的成熟度，其中未熟—低熟有机质中四环、五环芳烃化合物含量极高，中—高成熟度有机质中富含二环或三环芳烃化合物^［63-64］。本文研究中五环芳烃苝系列化合物丰度最高（图5），说明有机质处于未熟阶段。但是研究区沉积物有机质内仍发现相对含量较高的二环萘和三环菲系列化合物，表明研究区内有机质处于成熟阶段。同时，根据MPI-1和TNR-2换算的镜质体反射率参数R _c与R _cb范围分别为0.67%~0.87%和0.73%~0.81%。这也显示沉积物内有机质处于低熟—成熟阶段。芳烃参数分析说明沉积物中部分有机质处于未熟阶段，但有部分有机质已进入成熟阶段，这可能是存在异地来源的成熟有机质所导致。

研究区内沉积物埋深浅（0~200 mbsf），目前且未固结成岩，因此理论上不可能表现出成熟有机质的特征^［65-66］。然而，部分饱和烃和芳烃的生物标志物参数，如Ts/（Ts+Tm）、C₃₁藿烷22S/（22S+22R）、C₂₉甾烷αββ/（ααα+αββ）、C₂₉甾烷ααα20S/（20R+20S）、R _c和R _cb等，却表现出典型的低成熟—成熟有机质的特征，这说明沉积物中存在非原位来源低成熟—成熟烃类的混入贡献，使得可溶有机质既表现出未成熟烃类的特征，又具有成熟烃类的地球化学特征。

4.2　有机质母质来源

一般认为，nC₁₅—nC₂₁正构烷烃主要来源于水生生物，而nC₂₂—nC₃₅正构烷烃则来源于高等植物^［67-68］。沉积物埋深浅于140 mbsf时2个站位内正构烷烃参数

Σ C 21 - / Σ C 22 +

（0.17~0.93）和TAR（0.58~5.69）的范围，说明沉积物内有机质母质来源主要为高等陆生植物，而埋深深于140 mbsf时

Σ C 21 - / Σ C 22 +

（0.70~1.57）和TAR（0.13~1.58）范围，且低碳数正构烷烃出现偶数碳优势，茅晟懿等^［23］认为应为海洋化能自氧细菌，说明埋深增加后有机质内低等水生生物来源增加。张生银等^［30］对正构烷烃的研究表明研究区有机质母质来源主要为陆生高等植物，此文研究中正构烷烃的差异可能是由于以低等水生生物为母质来源的有机质运移至此，产生影响。埋深深于140 mbsf的沉积物受外源烃影响更大，在140 mbsf处外源烃向上运移受到阻挡，使得埋深浅于140 mbsf处沉积物有机质受外源烃影响小于埋深深于140 mbsf处样品。

前人研究指出，低碳数的三环萜烷化合物（C_19-20TT）可能来源于二萜类先质，反映了高等植物生源特征^［69］，而以低等水生生物为母质来源的烃源岩和原油样品中以C₂₃TT为优势。本文研究2个站位的三环萜烷中C₂₃TT相对含量较高，而C₁₉₊₂₀TT值低，说明在用三环萜烷判断有机质来源时，有机质母源主要为低等水生生物。C_27-29甾烷的组成和分布特征可以反映原始生烃母质，通常，C₂₇甾烷优势反映了浮游生物或者菌藻类等低等水生生物来源特征，C₂₈甾烷主要与硅藻类有关，而C₂₉甾烷可能来源于高等陆生植物或者蓝绿藻等浮游植物^［70-72］。茅晟懿等^［26］指出研究区脂肪醇主要源自陆生高等植物，所以认为研究区内C₂₉甾烷源自维管束植物中C₂₉甾醇。2个站位沉积物有机质ααα20R-C_27-29规则甾烷分布大部分呈现不对称“V”字型（图4），指示陆源有机质输入和低等水生生物双重贡献的生源特征。根据C_27-29规则甾烷三元图（图8），样品数据点基本分布在浮游生物、藻类、细菌和陆源植物混合生源贡献区域，指示多种类型有机质母质来源的特征。芳烃组成中苝^［73］丰度占绝对优势（图5），说明有机质母源主要以陆生高等植物为主^［73］。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图8 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物C₂₇ _- ₂₉规则甾烷三元图^［72］

Fig.8 Ternary diagram of regular steranes（C₂₇，C₂₈ and C₂₉） of sediment extracts in gas hydrates reservoirs of the QDNB^［72］

综上所述，正构烷烃相关参数说明埋深浅于140 mbsf时沉积物中有机质来源于陆生高等植物，埋深深于140 mbsf时有机质兼有陆源有机质和低等水生生物输入。相对含量较高的苝系列化合物说明沉积物有机质主要来源于高等陆生植物。而C₂₃TT优势的特点说明有机质母源主要是低等水生生物。甾烷化合物的分布则指示陆源有机质输入和低等水生生物双重贡献的生源特征。其中陆生高等植物来源的有机质，应为本地沉积^{［23，26，30］}，有机质母源的差异可能受异地运移至此的有机质影响。

4.3　沉积物中成熟有机质的来源分析

为了进一步探讨琼东南海域水合物赋存区沉积物中成熟有机质的来源，本文研究在课题组以往的研究基础上^［12］，综合本文研究新增样品的地球化学分析结果，与前人已发表的琼东南盆地深部不同层位烃源岩的地球化学参数展开了地球化学对比。

前人研究表明，琼东南盆地陵水凹陷［图1（b）］（毗邻本研究区）崖城组和陵水组［图1（d）］煤系烃源岩已经进入高成熟—过成熟生气阶段（R _O值处于1.5%~2%之间）^［74］。Pr/Ph值较高，范围在0.5~5.66之间，平均值为2.78^{［3，46，75］}（表6），Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈范围分别在0.38~5.47和0.15~0.57之间，平均值分别为1.15和0.34^{［32，75-77］}（表6），由图9（a）也可看出有机质主要沉积在偏氧化环境。烃源岩可溶有机质中检测到奥利烷（OL）丰度极高（奥利烷指数OL/C₃₀H分布在0.06~0.99之间，平均为0.74）^{［3，17，32，34，41，44，78-81］}，检测到丰度较高的来源于陆源被子植物的W-双杜松烷和T-双杜松烷，说明具有显著的高等植物生源的输入。同时，指示母质来源参数

Σ C 21 - / Σ C 22 +

值较小，范围为0.19~2.12，平均值为0.53^［3，75］（表6），这说明烃源岩有机质主要来源于高等陆生植物。

表6 琼东南海域不同层位沉积物或烃源岩部分地球化学参数

Table 6 Part of organic geochemical data of different formation sediments or source rocks in the QDNB

层位

Σ C 21 - / Σ C 22 +

Pr/Ph

Pr/nC₁₇

Ph/nC₁₈

OL/C₃₀H

数据来源

乐东组

0.2 ~ 1.57 0.78 / 19

0.22 ~ 1.38 1.0 / 19

0.45 ~ 1.6 0.77 / 19

0.55 ~ 1.06 0.83 / 19

0.05 ~ 0.34 0.1 / 19

本文

梅山组和三亚组

1.29 ~ 8.31 6.13 / 14

0.41 ~ 1.59 1.09 / 14

0.40 ~ 1.72 0.93 / 14

0.28 ~ 1.98 0.83 / 14

0.13 ~ 0.61 0.34 / 14

参考

文献［32，41，44，75，79-80］

陵水组和崖城组

0.19 ~ 2.12 0.53 / 18

0.5 ~ 5.66 2.78 / 18

0.38 ~ 5.47 1.15 / 18

0.15 ~ 0.57 0.34 / 18

0 . . 06 ~ 0.99 0.74 / 18

注： $0.2 ~ 1.57 0.78 / 19 = 最小值— 最大值平均值 / 样品数$ ； OL/C₃₀H为奥利烷/C₃₀藿烷

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图9 琼东南海域沉积物提取物Pr/nC₁₇—Ph/nC₁₈交会图^［82］（a）和Pr/Ph与OL/C₃₀H交会图^［75］（b）

Fig.9 Plot of Ph/nC₁₈ versus Pr/nC₁₇（a） and Plot of Pr/Ph vs. OL/C₃₀H（b） of sediment extracts in the QDNB^［75］

另一套位于陵水凹陷梅山组和三亚组海相泥质烃源岩处于低熟—成熟生油阶段（R _O值处于0.64%~1.03%之间）^［3］。烃源岩的Pr/Ph值较低，范围在0.41~1.59之间，平均值为1.09^{［32，75，79-80］}（表6），Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈范围分别为0.40~1.72和0.28~1.98，平均值分别为0.93和0.83^{［32，75，79-80］}（表6），有机质主要沉积在偏还原环境［图9（a）］。奥利烷指数OL/C₃₀H范围在0.13~0.61之间，平均值为0.34（表6），且未检测到W-双杜松烷/T-双杜松烷^{［41，44］}。指示有机质母质来源参数

Σ C 21 - / Σ C 22 +

值较高，范围在1.29~8.31之间，平均值高达6.13^{［75，79-80］}（表6），说明有机质主要来源于低等水生生物。由琼东南海域GMGS5-W08和GMGS5-W09水合物钻探站位沉积物可溶有机质的C₃₁22S/（22S+22R）、C₂₉甾烷ααα20S/（20R+20S）、Ts/（Ts+Tm）、C₂₉甾烷αββ/（ααα+αββ）、R _c与R _cb等地球化学参数可知，非原地来源成熟有机质主要处于低熟—成熟阶段（表4，图7）。Pr/Ph值较低，范围在0.22~1.38之间，平均值为1.00（表6），Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈范围分别在0.45~1.6和0.55~1.06之间，平均值分别为0.77和0.83（表6），说明有机质主要沉积在偏还原环境［图9（a）］。在有机质中检测到奥利烷丰度极低，范围为0.05~0.34，平均值为0.1（表6），且也未检测到W-双杜松烷/T-双杜松烷。同时由4.2小节讨论中可知，异地运移至此有机质母质来源主要为低等水生生物。

本文研究区非原地来源成熟有机质主要处于低熟—成熟阶段，与三亚组和梅山组处于生油阶段烃源岩成熟度相近，成熟度低于崖城组和陵水组已经进入高成熟—过成熟生气阶段烃源岩。同时研究区内有机质主要沉积在偏还原环境，这与三亚组和梅山组沉积环境一致［图9（a）］。异地运移至此有机质母质来源主要为低等水生生物，与三亚组和梅山组烃源岩有机质母质来源相同，和以高等陆生植物为主的崖城组和陵水组煤系烃源岩有机质母质来源不同。通过对有机质成熟度、有机质沉积环境和母质来源等特征对比表明，沉积物中非原地来源烃来自梅山组和三亚组烃源岩。

5 结论

（1）琼东南海域水合物赋存区沉积物的有机质成熟度参数表现出显著的非一致性：部分参数指示有机质处于未成熟阶段，如T _max值均小于453 ℃、显著的奇碳正构烷烃优势、高丰度的C_29⁃31ββ、莫烷等生物构型生物标志物；部分参数指示有机质处于成熟阶段，如Ts/（Ts+Tm）、C₃₁藿烷22S/（22S+22R）、C₂₉甾烷αββ/（ααα+αββ）、C₂₉甾烷ααα20S/（20R+20S）、R _c和R _cb等参数均介于低熟—成熟阶段范围。这一现象是琼东南海域水合物赋存区原位沉积的未成熟有机质与深部来源的低熟—成熟有机质相互混合导致的，说明琼东南海域水合物赋存区沉积物中存在深部热解成因烃类的混入。

（2）有机质母质来源方面的生物标志物参数也表明琼东南海域水合物赋存区沉积物中存在原位沉积的未成熟有机质与深部来源的低熟—成熟有机质的双重贡献。

Σ C 21 - / Σ C 22 +

和TAR参数指示浅表层沉积物中陆源有机质输入较高，并表现出随着埋深增大，陆源有机质贡献明显较少、海相有机质贡献明显增加的特征，这表明埋深较大的沉积物中深部来源的烃类贡献比浅部的高。

（3）琼东南海域水合物赋存区沉积物和深部烃源岩的生物标志物特征对比结果指示，琼东南海域水合物赋存区沉积物中的热解成因烃类物质主要来源于深部处于低熟—成熟阶段的梅山组和三亚组海相泥质烃源岩。说明琼东南海域深部地层中处于成熟阶段的烃源岩对水合物气源供给具有重要的贡献作用。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序

1	HUANG B J， XIAO X M， LI X X. Geochemistry and origins of natural gases in the Yinggehai and Qiongdongnan basins， offshore South China Sea［J］. Organic Geochemistry， 2003， 34（7）： 1009-1025.

2	HE Y L， XIE X N， KNELLER B C， et al. Architecture and controlling factors of canyon fills on the shelf margin in the Qiongdongnan Basin，northern South China Sea［J］.Marine and Petroleum Geology， 2013， 41： 264-276.

3	丁文静，侯读杰，陈立，等. 琼东南盆地松南—宝岛凹陷特殊成因天然气及油气源分析［J］. 东北石油大学学报， 2018， 42（3）： 1-15. DING W J， HOU D J， CHEN L， et al. Characteristics and origin analysis of a unique genetic type of natural gases in Songnan-Baodao Sag，South-East Qiong Basin［J］. Journal of Northeast Petroleum University， 2018， 42（3）： 1-15.

4	董伟良，黄保家. 南海莺—琼盆地煤型气的鉴别标志及气源判识［J］. 天然气工业， 2000， 20（1）： 23-27. DONG W L，HUANG B J. Identification of coal-based gas in the Ying-Qiong Basin of the South China Sea and identification of gas source［J］. Natural Gas Industry，2000，20（1）：23-27.

5	甘军，张迎朝，梁刚，等. 琼东南盆地深水区天然气成藏过程及动力机制研究［J］. 地质学报， 2018， 92（11）： 2359-2367. GAN J， ZHANG Y Z， LIANG G， et al. On accumulation process and dynamic mechanism of natural gas in the deep water area of central canyon，Qiongdongnan Basin［J］. Acta Geologica Sinica， 2018， 92（11）： 2359-2367.

6	郭书生，廖高龙，梁豪，等. 琼东南盆地BD21井深水区天然气勘探重大突破及意义［J］. 中国石油勘探，2021，26（5）：49-59. GUO S S， LIAO G L， LIANG H， et al. Major breakthrough and significance of deep-water gas exploration in Well BD21 in Qiongdongnan Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2021， 26（5）： 49-59.

7	YE J L， WEI J G， LIANG J Q， et al. Complex gas hydrate system in a gas chimney， South China Sea［J］. Marine and Petroleum Geology， 2019， 104： 29-39.

8	LIANG J Q， ZHANG W， LU J A， et al. Geological occurrence and accumulation mechanism of natural gas hydrates in the eastern Qiongdongnan Basin of the South China Sea： Insights from site GMGS5-W9-2018［J］. Marine Geology，2019， 418： 106042.

9	LEI C， REN J， PEI J， et al. Tectonic framework and multiple episode tectonic evolution in deepwater area of Qiongdongnan Basin，northern continental margin of South China Sea［J］.Earth Science， 2011， 36（1）： 151-162.

10	ZHU Y M， SUN L T， HAO F， et al. Geochemical composition and origin of tertiary oils in the Yinggehai and Qiongdongnan basins，offshore South China Sea［J］.Marine and Petroleum Geology， 2018， 96： 139-153.

11	WEI J G， LIANG J Q， LU J A， et al. Characteristics and dynamics of gas hydrate systems in the northwestern South China Sea：Results of the fifth gas hydrate drilling expedition［J］. Marine and Petroleum Geology， 2019， 110： 287-298.

12	LAI H F， FANG Y X， KUANG Z G， et al. Geochemistry， origin and accumulation of natural gas hydrates in the Qiongdongnan Basin， South China Sea： Implications from site GMGS5-W08［J］. Marine and Petroleum Geology，2021，123： 104774.

13	LAI H， QIU H J， KUANG Z G， et al. Geochemical characteristics and gas-to-gas correlation of two leakage-type gas hydrate accumulations in the western Qiongdongnan Basin， South China Sea［J］. Acta Geologica Sinica（English Edition）， 2022，96（2）： 680-690.

14	FANG Y X， WEI J H， LU H L， et al. Chemical and structural characteristics of gas hydrates from the Haima cold seeps in the Qiongdongnan Basin of the South China Sea ［J］. Journal of Asian Earth Sciences，2019， 182：103924.

15	HE Y L， LIANG J Q， KUANG Z G， et al. Migration and accumulation characteristics of natural gas hydrates in the uplifts and their slope zones in the Qiongdongnan Basin， China［J］. China Geology， 2022， 5（2）： 234-250.

16	KLAUDA J B， SANDLER S I. Global distribution of methane hydrate in ocean sediment［J］. Energy & Fuels，2005，19（2）： 459-470.

张伟，梁金强，陆敬安，等. 琼东南盆地典型渗漏型天然气水合物成藏系统的特征与控藏机制［J］. 天然气工业， 2020， 40（8）： 90-99.

ZHANG W， LIANG J Q， LU J A， et al. Characteristics and controlling mechanism of typical leakage gas hydrate reservoir forming system in the Qiongdongnan Basin， northern South China Sea［J］. Natural Gas Industry， 2020， 40（8）： 90-99.

王静丽，梁金强，沙志彬，等. 南海北部琼东南海域气烟囱发育特征及其对水合物形成与分布的影响［J］. 海洋地质前沿， 2017， 33（3）： 1-6.

WANG J L， LIANG J Q， SHA Z B， et al. Development characteristics of gas chimney and its effect on formation and distribution of natural gas hydrate in the Qiongdongnan area， northern South China Sea［J］.Marine Geology Frontiers，2017，33（3）： 1-6.

19	何玉林，梁金强，石万忠，等. 琼东南盆地南部低凸起及其周缘区天然气水合物富集影响因素和成藏模式［J］. 地球科学， 2022， 47（5）： 1711-1727. HE Y L， LIANG J Q， SHI W Z， et al. Influencing factors and accumulation modes of gas hydrate in south low uplift and its surrounding area of Qiongdongnan Basin［J］.Earth Science， 2022， 47（5）： 1711-1727.

20	MENG M， LIANG J， LU J， et al. Quaternary deep-water sedimentary characteristics and their relationship with the gas hydrate accumulations in the Qiongdongnan Basin， Northwest South China Sea［J］. Deep Sea Research Part I： Oceanographic Research Papers， 2021， 177：103628.

21	LAI H， QIU H J， KUANG Z G， et al. Integrated signatures of secondary microbial gas within gas hydrate reservoirs： A case study in the Shenhu area， northern South China Sea［J］. Marine and Petroleum Geology， 2022， 136：105486.

22	WEI J G， WU T T， ZHU L Q， et al. Mixed gas sources induced co-existence of sI and sII gas hydrates in the Qiongdongnan Basin， South China Sea［J］. Marine and Petroleum Geology， 2021， 128：105024.

茅晟懿，朱小畏，孙永革，等. 珠江口盆地Site4B柱状沉积物中脂肪醇分子化合物分布及其来源分析［J］. 海洋与湖沼， 2014， 45（6）： 1202-1217.

MAO S Y， ZHU X W， SUN Y G， et al. Molecule distribution of alcohol compounds in site 4B core sediments from the Zhujiang （Pearl） River Mouth Basin and its implication［J］.Oceanologia et Limnologia Sinica， 2014， 45（6）： 1202-1217.

茅晟懿，朱小畏，贾国东，等. 长链烷基二醇及其指标在南海北部粤东沿海上升流地区的环境指示［J］. 地学前缘， 2018， 25（4）： 285-298.

MAO S Y， ZHU X W， JIA G D， et al. Application of long-chain diol and its index as environmental indicators of coastal upwelling regions along eastern Guangdong in the northern South China Sea［J］.Earth Science Frontiers，2018，25（4）：285-298.

茅晟懿，朱小畏，孙永革，等. 南海北部神狐海域现代沉积物中硫酸盐还原菌和硫氧化菌的检出：脂肪酸生物标志物的指示［J］. 海洋地质与第四纪地质， 2015， 35（2）： 139-148.

MAO S Y， ZHU X W， SUN Y G， et al. Identification of sulfate reducing bacteria and sulfur-oxidizing bactertia in marine sediments from Shenhu area northern South China Sea： Implication from fatty acids ［J］. Marine Geology & Quaternary Geology， 2015， 35（2）： 139-148.

茅晟懿，朱小畏，吴能友，等. 南海北部末次冰盛期晚期以来冰融水与气候事件记录：长链脂肪醇陆源输入指示［J］. 热带海洋学报， 2015， 34（2）： 52-65.

MAO S Y， ZHU X W， WU N Y， et al. Records of melt water pulses and climate events from the northern South China Sea since late Last Glacial Maximum： Implication of terrigenous input ［J］. Jouranal of Tropical Oceanography， 2015， 34（2）： 52-65.

27	朱小畏，茅晟懿，吴能友，等. 南海北部1，3，4-C_27-29三醇化合物的检出及其指示［J］. 中国科学：地球科学， 2016， 46（4）： 489-496. ZHU X W，MAO S Y，WU N Y，et al.Detection and indication of 1，3，4-C_27-29 triol in the sediment of northern South China Sea［J］.Science China Earth Sciences，2016，46（4）：489-496.

28	王翠苹. 墨西哥湾—南海海底表层沉积物中有机质组成与分布特征研究［D］. 广州：中国科学院研究生院（广州地球化学研究所）， 2006. WANG C P. A Study on the Organic Matters of Surface Sediments from the Gulf of Mexico and South China Sea［D］. Guangzhou：Graduate School of Chinese Academy of Sciences （Guangzhou Institute of Geochemistry）， 2006.

29	庞磊，关平，方允鑫，等.南海神狐海域天然气水合物系统中沉积物有机地球化学特征［J］. 天然气地球科学， 2022， 33（1）： 101-115. PANG L， GUAN P， FANG Y X， et al. Organic geochemical characteristics of sediments in the natural gas hydrate geosystem in Shenhu area，South China Sea［J］. Natural Gas Geoscience， 2022， 33（1）： 101-115.

30	张生银，李双林，董贺平，等. 南黄海北部表层沉积物中生物标志物的组成特征及其地球化学意义［J］. 海洋通报， 2012， 31（2）： 198-206. ZHANG S Y， LI S L， DONG H P， et al. Characteristics of biomarkers composition and geochemical significance of surface sediments in the northern part of South Yellow Sea［J］. Marine Science Bulletin， 2012， 31（2）： 198-206.

31	李祥，张春生，李鹏，等. 琼东南盆地陵水组层序地层与沉积相分析［J］. 中国地质， 2014， 41（1）： 173-186. LI X，ZHANG C S，LI P，et al. The sequence stratigraphy and sedimentary facies analysis of Lingshui Formation in Qiongdongnan Basin［J］. Geology in China， 2014， 41（1）： 173-186.

32	梁刚，甘军，李兴. 琼东南盆地陵水凹陷天然气成因类型及来源［J］. 中国海上油气， 2015， 27（4）： 47-53. LIANG G， GAN J， LI X. Genetic types and origin of natural gas in Lingshui Sag，Qiongdongnan Basin［J］.China Offshore Oil and Gas， 2015， 27（4）： 47-53.

33	HUANG B J， TIAN H， LI X， et al. Geochemistry， origin and accumulation of natural gases in the deep water area of the Qiongdongnan Basin，South China Sea［J］.Marine and Petroleum Geology， 2016， 72：254-267.

张迎朝，徐新德，甘军，等. 琼东南盆地深水大气田地质特征、成藏模式及勘探方向研究［J］. 地质学报， 2017， 91（7）： 1620-1633.

ZHANG Y C， XU X D， GAN J， et al. Study on the geological characteristics， accumulation model and exploration direction of the giant deepwater gas field in the Oiongdongnan Basin［J］. Acta Geologica Sinica， 2017， 91（7）： 1620-1633.

35	LI Y Y， PANG L， WANG Z D， et al. Geochemical characteristics and significance of organic matter in hydrate-bearing sediments from Shenhu area，South China Sea［J］.Molecules， 2022， 27（8）： 2533.

36	CUI H P， SU X， CHEN F， et al. Microbial diversity of two cold seep systems in gas hydrate-bearing sediments in the South China Sea［J］. Marine Environmental Research， 2019， 144：230-239.

37	ZHU W L， HUANG B J， MI L J， et al. Geochemistry， origin， and deep-water exploration potential of natural gases in the Pearl River Mouth and Qiongdongnan basins， South China Sea［J］. AAPG Bulletin， 2009， 93（6）： 741-761.

38	LIANG Q Y，HU Y，FENG D，et al.Authigenic carbonates from newly discovered active cold seeps on the northwestern slope of the South China Sea：Constraints on fluid sources，formation environments， and seepage dynamics［J］. Deep Sea Research Part I：Oceanographic Research Papers，2017，124：31-41.

39	MA M， LI C， LÜ C F， et al. Geochemistry and provenance of a multiple-stage fan in the Upper Miocene to the Pliocene in the Yinggehai and Qiongdongnan basins， offshore South China Sea［J］. Marine and Petroleum Geology， 2017， 79： 64-80.

40	ZHANG W， LIANG J G， WEI J H， et al. Geological and geophysical features of and controls on occurrence and accumulation of gas hydrates in the first offshore gas-hydrate production test region in the Shenhu area， northern South China Sea［J］. Marine and Petroleum Geology， 2020， 114：104191.

李金帅，李贤庆，王元，等. 琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征和生烃潜力评价［J］. 矿业科学学报， 2021， 6（2）： 166-175.

LI J S， LI X Q， WANG Y， et al. Geochemical characteristics and hydrocarbon generation potential evaluation of source rocks in the deep water area of Qiongdongnan Basin［J］. Journal of Mining Science and Technology， 2021， 6（2）： 166-175.

黄合庭，黄保家，黄义文，等. 南海西部深水区大气田凝析油成因与油气成藏机制——以琼东南盆地陵水17-2气田为例［J］. 石油勘探与开发， 2017， 44（3）： 380-388.

HUANG H T， HUANG B J， HUANG Y W， et al. Condensate origin and hydrocarbon accumulation mechanism of the deep water giant gas field in western South China Sea： A case study of Lingshui17-2 gas field in Qiongdongnan Basin， South China Sea［J］. Petroleum Exploration and Development，2017， 44（3）： 380-388.

43	SU A， CHEN H T， CHEN X， et al. New insight into origin， accumulation and escape of natural gas in the Songdong and Baodao regions in the eastern Qiongdongnan Basin， South China Sea ［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering， 2018， 52：467-483.

44	唐文威. 琼东南盆地陵水凹陷天然气成藏特征及主控因素［D］.北京：中国石油大学（北京）， 2019. TANG W W. Reservoirs Characteristics and Main Factors Controlling Natural Gas Accumulation in Lingshui Sag， Qiongdongnan Basin［D］.Beijing：China University of Petroleum （Bei-jing）， 2019.

45	梁刚，甘军，游君君，等. 琼东南盆地低熟煤型气地球化学特征及勘探前景［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（7）： 895-903. LIANG G， GAN J， YOU J J， et al. Geochemical characteristics and exploration prospect of low mature coal-derived gas in Qiongdongnan Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（7）： 895-903.

何春民. 琼东南盆地深水区烃源岩地球化学特征、生烃演化及气源追踪［D］. 广州：中国科学院研究生院（广州地球化学研究所）， 2020.

HE C M. Geochemistry and Hydrocarbon on Generation of Source Rocks and Origins of Natural Gases in the Deep Water Area of the Oiongdongnan Basin［D］. Guangzhou： Graduate School of Chinese Academy of Sciences （Guangzhou Institute of Geochemistry）， 2020.

黄伟，张伟，梁金强，等. 琼东南盆地和郁陵盆地天然气水合物成藏对比研究［J］. 中国矿业大学学报， 2021，50（2）： 363-380.

HUANG W， ZHANG W， LIANG J Q， et al. Comparative study of gas hydrate accumulation system in the Qiongdongnan Basin of the South China Sea and the Ulleung Basin of Korea ［J］. Journal of China University of Mining &. Technology， 2021，50（2）： 363-380.

48	DENG W， LIANG J Q， ZHANG W， et al. Typical characteristics of fracture-filling hydrate-charged reservoirs caused by heterogeneous fluid flow in the Qiongdongnan Basin， northern South China Sea［J］. Marine and Petroleum Geology， 2021， 124： 104810.

49	丁慧平，马启敏，任建新，等. 舟山海域表层海水正构烷烃，甾萜烷特征参数研究［J］. 海洋环境科学，2018，37（2）：239-244. DING H P， MA Q M， REN J X， et al. Characteristic parameters of surface water in Zhoushan sea area［J］. Marine Environmental Science， 2018， 37（2）： 239-244.

王万春，刘文汇，王国仓，等. 沉积有机质微生物降解与生物气源岩识别——以柴达木盆地三湖坳陷第四系为例［J］. 石油学报， 2016， 37（3）： 318-327.

WANG W C， LIU W H， WANG G C， et al. Biodegradation of depositional organic matter and identification of biogenic gas source rocks： An example from the Sanhu depression of Qaidam Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 2016， 37（3）： 318-327.

51	RADKE M， RULLKÖTTER J， VRIEND S P. Distribution of naphthalenes in crude oils from the Java Sea： Source and maturation effects［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1994， 58（17）： 3675-3689.

52	RADKE M， WELTE D H， WILLSCH H. Geochemical study on a well in the western Canada Basin：Relation of the aromatic distribution pattern to maturity of organic matter［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1982， 46（1）： 1-10.

53	包建平，王铁冠，周玉琦，等. 甲基菲比值与有机质热演化的关系［J］. 江汉石油学院学报， 1992， 14（4）： 8-13. BAO J P， WANG T G， ZHOU Y Q， et al. The relationship between methyl phenanthrene ratiosand the evolution of organic matter［J］. Journal of Jianghan Petroleum Institute， 1992， 14（4）： 8-13.

54	PETERS K E， WALTERS C C， MOLDOWAN J M. The Biomarker Guide： Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History：Volume 2［M］.Second edition.Ca-mbridge： Cambridge University Press， 2005.

马静静，李廷真，李宽意，等. 基于脂肪酸生物标志物分析南京市及其周边不同营养水平湖库的浮游动物碳源［J］. 湖泊科学， 2022， 34（2）： 590-600.

MA J J， LI T Z， LI K Y， et al. Identification of zooplankton carbon sources using fatty acid biomarkers in lakes and reservoirs at different trophic states in Nanjing and surrounding areas［J］. Journal of Lake Sciences， 2022， 34（2）： 590-600.

56	吕晓霞，翟世奎. 长江口柱状沉积物中甾醇的组成特征及其地球化学意义［J］. 海洋学报， 2006， 28（4）： 96-101. LÜ X X， ZHAI S K. The distributions and geochemistry of sterols in core sediment from the Changjiang Estuary in China［J］. Acta Oceanologica Sinica， 2006， 28（4）： 96-101.

57	鲁晓红，陈颖军，黄国培，等. 黄渤海表层沉积物中正构烷烃和甾醇的分布及来源研究［J］. 生态环境学报， 2011， 20（6-7）： 1117-1122. LU X H， CHEN Y J， HUANG G P， et al. Distribution and sources of lipid biomarkers in surface sediments of the Yellow Sea and Bohai Sea［J］. Ecology and Environmental Sciences， 2011， 20（6-7）： 1117-1122.

58	PAN C C， GENG A， ZHONG N N， et al. Kerogen pyrolysis in the presence and absence of water and minerals： Steranes and triterpenoids［J］. Fuel， 2010， 89（2）： 336-345.

59	SYNNOTT D P， SCHWARK L， DEWING K， et al. The diagenetic continuum of hopanoid hydrocarbon transformation from early diagenesis into the oil window［J］.Geochimica et Cos-mochimica Acta， 2021， 308： 136-156.

60	周友平，史继扬，屈定创. 沉积有机质中ββ藿烷成因研究—碳稳定同位素证据［J］. 华南师范大学学报（自然科学版）， 1999，29（3）： 53-58. ZHOU Y P， SHI J Y， QU D C. Study on the origin of ββ hopenes from different depositional environment—stable carb on isotopic evidences［J］. Journal of South China Normal University （Natural Science），1999，29（3）： 53-58.

61	SEIFERT W K， MOLDOWAN J M， DOUGLAS A G， et al. The effect of thermal stress on source-rock quality as measured by hopane stereochemistry［J］. Physics and Chemistry of the Earth， 1980， 12： 229-237.

62	张志荣. 不同类型样品中生物标志物精细分析及应用［D］. 南京：南京大学， 2014. ZHANG Z R. Detailed Analytical Developments and Applications of Biological Markers within Different Types of Geological Samples ［D］. Nanjing： Nanjing University， 2014.

63	赵兴齐，陈践发，郭望，等. 开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块原油及烃源岩芳烃地球化学特征［J］.地球化学，2013，42（3）：262-273. ZHAO X Q， CHEN J F， GUO W， et al. Geochemical characteristics of aromatic hydrocarbon in crude oil and source rocks from Nai 1 block of Naiman Depression， Kailu Basin［J］. Geochimica， 2013， 42（3）： 262-273.

64	许婷，侯读杰，曹冰，等. 东海盆地西湖凹陷轻质原油芳烃地球化学特征［J］. 沉积学报， 2017， 35（1）： 182-192. XU T， HOU D J， CAO B， et al. Characteristics of aromatic geochemistry in light oils from Xihu Sag in East China Sea Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2017， 35（1）： 182-192.

65	ABRAMS M A. Interpretation of surface methane carbon isotopes extracted from surficial marine sediments for detection of subsurface hydrocarbons［J］.AAPG Bulletin，1989，73（5）：139-166.

66	王俊杰，蒋彬，廖玉宏，等. 南海琼东南盆地两种不同成因天然气水合物赋存的深层沉积物地球化学特征对比［J］. 地球化学， 2023， 52（2）： 180-190. WANG J J， JIANG B， LIAO Y H， et al. Comparison of geochemical characteristics of natural gas hydrate-related sediments in Qiongdongnan Basin， South China Sea［J］. Geochimica， 2023， 52（2）： 180-190.

67	XIAO H， WANG T， LI M， et al. Occurrence and distribution of unusual tri- and tetracyclic terpanes and their geochemical significance in some paleogene oils from China［J］. Energy & Fuels， 2018， 32（7）： 7393-7403.

68	XIAO H， WANG T， LI M， et al. Organic geochemical heterogeneity of the Cretaceous Abu Gabra Formation and reassessment of oil sources in the Sufyan sub-basin， Sudan［J］. Organic Geochemistry， 2021， 162： 104301.

69	MOLDOWAN J M，SEIFERT W K，GALLEGOS E J，et al. dentification of an extended series of tricyclic terpanes in petroleum［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1983，47（8）：1531-1534.

70	MOLDOWAN J M， SEIFERT W K. Identification of an extended series of tricyclic terpanes in petroleum［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1983， 47： 1531-1534.

71	HUANG W，MEINSCHEW W G.Sterols as ecological indicators［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1979，43：739-745.

72	XIAO H， WANG T， LI M， et al. Oil sources and accumulation processes of the Neoproterozoic Luotuoling Formation reservoirs（∼930 Ma） in North China Craton［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2022， 211： 110186.

73	吴有智，梁楠，赵玉康，等. 基于苝的非掺杂荧光白色有机电致发光器件［J］. 兰州理工大学学报， 2021， 47（6）： 15-20. WU Y Z，LIANG N，ZHAO Y K，et al.Non-doped fluorescent white organic electroluminescent device based on perylene［J］. Journal of Lanzhou University of Technology，2021，47（6）：15-20.

74	苏明，解习农，王振峰，等. 南海北部琼东南盆地中央峡谷体系沉积演化［J］. 石油学报， 2013， 34（3）： 467-478. SU M， XIE X N，WANG Z F， et al. Sedimentary evolution of the central canyon system in Qiongdongnan Basin，northern Sou-th China Sea［J］.Acta Petrolei Sinica，2013，34（3）：467-478.

75	王元，李贤庆，梁万乐，等. 琼东南盆地烃源岩饱和烃生物标志物特征及生源构成［J］. 矿业科学学报，2018，3（3）：209-218. WANG Y， LI X Q， LIANG W L， et al. Characteristics of saturated hydrocarbon biomarkers and the biogenetic composition of source rocks in the Qiongdongnan Basin［J］. Journal of Mining Science and Technology， 2018， 3（3）： 209-218.

王振峰，孙志鹏，张迎朝，等. 南海北部琼东南盆地深水中央峡谷大气田分布与成藏规律［J］. 中国石油勘探， 2016， 21（4）： 54-64.

WANG Z F， SUN Z P， ZHANG Y C， et al. Distribution and hydrocarbon accumulation mechanism of the giant deepwater Central Canyon Gas Field in Qiongdongnan Basin， northern South China Sea［J］. China Petroleum Exploration， 2016， 21（4）： 54-64.

77	谢玉洪，张功成，唐武，等. 南海北部深水区油气成藏理论技术创新与勘探重大突破［J］. 天然气工业，2020，40（12）：1-11. XIE Y H， ZHANG G C， TANG W， et al. Theoretical and technological innovation of oil and gas accumulation and major exploration breakthroughs in deep-water areas， northern South China Sea［J］. Natural Gas Industry， 2020， 40（12）： 1-11.

徐新德，张迎朝，梁刚，等. 南海北部琼东南盆地深水区烃源条件及天然气成藏机制［J］. 天然气地球科学， 2016， 27（11）： 1985-1992.

XU X D， ZHANG Y C， LIANG G， et al. Hydrocarbon source condition and accumulation mechanism of natural gas in deep water area of Qiongdongnan Basin， northern South China Sea［J］. Natural Gas Geoscience， 2016， 27（11）： 1985-1992.

79	杨海. 琼东南盆地深水区烃源岩及油气地球化学特征研究［D］. 北京：中国地质大学（北京）， 2021. YANG H. Analysis of Source Rocks and Geochemical Characteristics of Oil and Gas in Western Deep Water Area of Qiongdongnan Basin［D］. Beijing：China University of Geosciences （Beijing）， 2021.

80	张昊. 琼东南盆地松南低凸起烃源岩及油气地球化学特征［D］. 北京：中国地质大学（北京）， 2021. ZHANG H. Source Rocks and Hydrocarbon Geochemical Characteristics of Songnan Low Uplift in Southeast Hainan［D］.Beijing：China University of Geosciences （Beijing），2021.

81	朱友生，王艳秋，冯湘子，等. 琼东南盆地陵水17-2深水气田开发区表层沉积物类型及工程地质特性［J］. 海洋地质与第四纪地质， 2022， 42（1）： 45-56. ZHU Y S， WANG Y Q， FENG X Z， et al. Surface sediments and their geotechnical characteristics in the development area of deepwater gas field LS17-2［J］. Marine Geology & Quaternary Geology， 2022， 42（1）： 45-56.

82	SHANMUGAM G. Significance of coniferous rain forests and related organic matter in generating commercial quantities of oil， Gippsland Basin， Australia［J］. AAPG Bulletin， 1985， 69（8）： 1241-1254.

Options

文章导航

模态框（Modal）标题

摘要

本文引用格式

Abstract

0 引言

1 区域地质概况

图1 琼东南盆地（a）地理位置、（b）构造单元划分（c）样品取样位置与取样站位测井剖面和（d）综合地层柱状图（根据参考文献［17，19，21］修改）

2 样品与实验

2.1 实验样品

2.2 实验方法

2.2.1 TOC测定与岩石热解分析

2.2.2 可溶有机质饱和烃和芳烃馏分GC-MS分析

3 结果

3.1 基础地球化学特征

表 1 琼东南海域水合物赋存区沉积物的基础地球化学参数

3.2 正构烷烃和类异戊二烯烃特征

图2 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中正构烷烃分布特征（m/z 85）

表2 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物饱和烃气相色谱

3.3 萜烷类化合物特征

图3 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中萜烷类化合物分布特征（ m/z 191）

表3 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中萜类化合物参数

3.4 甾烷类化合物特征

表4 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中甾类化合物参数

图4 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中甾类化合物分布特征（ m/z 217）

3.5 芳烃化合物特征

图5 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中芳烃系列相对含量

表5 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中芳烃参数

4 讨论

4.1 有机质成熟度

图6 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中C30ββ/C30藿烷和C31ββ/C30藿烷关系

图7 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中C29ββ/（ββ+αα）与C2920S/（20S+20R）交会图

4.2 有机质母质来源

图8 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物C27 - 29规则甾烷三元图［72］

4.3 沉积物中成熟有机质的来源分析

表6 琼东南海域不同层位沉积物或烃源岩部分地球化学参数

图9 琼东南海域沉积物提取物Pr/nC17—Ph/nC18交会图［82］（a）和Pr/Ph与OL/C30H交会图［75］（b）

5 结论

参考文献

2.1　实验样品

2.2　实验方法

**2.2.1　 TOC测定与岩石热解分析**

2.2.2　可溶有机质饱和烃和芳烃馏分GC-MS分析

3.1　基础地球化学特征

3.2　正构烷烃和类异戊二烯烃特征

**图2 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中正构烷烃分布特征（m/z 85）**

3.3　萜烷类化合物特征

**图3 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中萜烷类化合物分布特征（ m/z 191）**

3.4　甾烷类化合物特征

**图4 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中甾类化合物分布特征（ m/z 217）**

3.5　芳烃化合物特征

4.1　有机质成熟度

图6 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中C₃₀ββ/C₃₀藿烷和C₃₁ββ/C₃₀藿烷关系

图7 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物中C₂₉ββ/（ββ+αα）与C₂₉20S/（20S+20R）交会图

4.2　有机质母质来源

图8 琼东南海域水合物赋存区沉积物提取物C₂₇ _- ₂₉规则甾烷三元图^［72］

4.3　沉积物中成熟有机质的来源分析

图9 琼东南海域沉积物提取物Pr/nC₁₇—Ph/nC₁₈交会图^［82］（a）和Pr/Ph与OL/C₃₀H交会图^［75］（b）