天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 10: 1862 - 1875

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.011

天然气地球化学

准噶尔盆地玛南地区原油地球化学特征及成因

  • 李二庭 , 1, 2 ,
  • 米巨磊 1, 2 ,
  • 张宇 1, 2 ,
  • 李增祥 3 ,
  • 白海枫 1, 2 ,
  • 于双 4 ,
  • 高秀伟 1, 2 ,
  • 王海静 1, 2
展开
  • 1. 新疆砾岩油藏实验室，新疆 克拉玛依 834000
  • 2. 中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000
  • 3. 中国石油新疆油田分公司技术服务分公司，新疆 克拉玛依 834000
  • 4. 中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室，广东 广州 510640

李二庭（1988-），男，安徽宿州人，博士，高级工程师，主要从事油气地球化学研究. E-mail：.

收稿日期: 2023-09-19

  修回日期: 2024-01-17

  网络出版日期: 2024-01-31

收起

Geochemical characteristics and genesis of crude oil in Ma′nan area， Junggar Basin

  • Erting LI , 1, 2 ,
  • Julei MI 1, 2 ,
  • Yu ZHANG 1, 2 ,
  • Zengxiang LI 3 ,
  • Haifeng BAI 1, 2 ,
  • Shuang YU 4 ,
  • Xiuwei GAO 1, 2 ,
  • Haijing WANG 1, 2
Expand
  • 1. Xinjiang Laboratory of Petroleum Reserve in Conglomerate，Karamay 834000，China
  • 2. Research Institute of Experiment and Testing，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China
  • 3. Oilfield Technology Service Branch，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China
  • 4. State Key Laboratory of Organic Geochemistry，Guangzhou Institute of Geochemistry，Chinese Academy of Sciences，Guangzhou 510640，China

Received date: 2023-09-19

  Revised date: 2024-01-17

  Online published: 2024-01-31

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05003-005)

Fold

摘要

准噶尔盆地玛南地区在二叠系、三叠系及侏罗系多层系均取得很好的勘探成果，不同层系原油密度、凝固点差异较大，原油密度分布在0.805 4~0.907 1 g/cm3之间，凝固点分布在-29.6~24.4 ℃之间，但相关原因尚不清楚。依据原油生物标志物及正构烷烃单体碳同位素将该地区原油分为4类：Ⅰ类原油Pr/Ph值分布在0.99~1.20之间、β⁃胡萝卜烷和类异戊二烯烃含量较高，Pr/nC17和Ph/nC18>0.7、Ts含量低，Ts/Tm值主体小于0.3，藿烷/甾烷<1.0，C27/C28甾烷值分布在0.52~0.70之间，C27/C29甾烷值分布在0.36~0.57之间，单体烃碳同位素值曲线呈水平分布（-31.1‰~-27.7‰），不同碳数间碳同位素值最大偏差分布在0.3‰~1.6‰之间，来源于偏还原的风城组二段烃源岩；Ⅱ类原油Pr/Ph>1.20、 β⁃胡萝卜烷和类异戊二烯烃含量低、Pr/nC17和Ph/ nC18<0.5、Ts含量高、Ts/Tm>0.3，藿烷/甾烷>1.2，C27/C28甾烷值分布在0.38~0.64之间，C27/C29甾烷值分布在0.25~0.39之间，单体烃碳同位素值曲线呈山谷分布（-36.2‰~-30.7‰），不同碳数间碳同位素值最大偏差分布在4.4‰~5.1‰之间，来源于弱氧化—弱还原的风城组三段烃源岩；Ⅲ类原油为Ⅰ类和Ⅱ类原油混源油，单体烃碳同位素值曲线呈山谷分布（-34.0‰~-28.4‰），但不同碳数间碳同位素最大偏差相对小，分布在2.6‰~3.6‰之间，主要是Ⅰ类原油不同比例混入Ⅱ类原油导致不同碳数正构烷烃间碳同位素变化幅度降低；Ⅳ类原油为生物降解原油，正构烷烃基本消失，β⁃胡萝卜烷和类异戊二烯烃丰度高，甾烷和萜烷分布与Ⅰ类原油相似，来源于风城组二段烃源岩。玛南地区原油物性差异主要受到成熟度、生物降解、生源和混合作用的控制。成熟度是造成原油物性变化的最主要因素，随着成熟度增大，原油密度逐渐变轻，而全油碳同位素组成逐渐变重，三环萜烷/藿烷值和Ts/Tm值逐渐增大。生物降解作用导致Ⅳ类原油中正构烷烃组分降解，原油中异构烷烃和环烷烃富集，含蜡量和凝固点降低，并伴随着密度增大。由于风城组二段烃源岩类型好于风城组三段烃源岩，且有机质中藻类贡献相对更多，导致Ⅰ类原油生成的异构烷烃含量高，其含蜡量和凝固点较Ⅱ类原油低，而混合作用造成Ⅲ类原油物性介于Ⅰ类和Ⅱ类原油之间。

关键词： 正构烷烃; 单体烃碳同位素; 原油物性; 油源对比; 风城组; 玛南地区; 准噶尔盆地

本文引用格式

李二庭 , 米巨磊 , 张宇 , 李增祥 , 白海枫 , 于双 , 高秀伟 , 王海静 . 准噶尔盆地玛南地区原油地球化学特征及成因[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(10) : 1862 -1875 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.01.011

Abstract

The Permian， Triassic and Jurassic oil-bearing strata in Manan area of Junggar Basin have achieved good exploration results. The crude oil density and freezing point in different strata vary greatly， with the distribution of crude oil density ranging from 0.805 4 g/cm3 to 0.907 1 g/cm3，and the distribution of freezing point ranging from -29.6 ℃ to 24.4 ℃， but the reasons have not been studied. According to biomarkers and carbon isotopes of n-alkane monomer， the crude oil in this area is divided into four types. （1）Type Ⅰ crude oil are derived from source rocks of the second member of Fengcheng Formation， which formed in a reduced sedimentary environment， with Pr/Ph ratio ranging from 0.99 to 1.20， high content of β-cartane and isoprenes， Pr/nC17 ratio and Ph/nC18 ratio are basically higher than 0.7， low content of Ts， Ts/Tm ratio is mainly less than 0.3， hopanes/steranes ratio are less than 1.0， C27/C28 sterane ratio are between 0.52 to 0.70， C27/C29 sterane ratio are between 0.36 to 0.57.The carbon isotope curve of monomer hydrocarbon shows a horizontal distribution（-31.1‰ to -27.7‰），and the maximum deviation among different carbon numbers are between 0.3‰ and 1.6‰. （2）Type Ⅱ crude oil are derived from source rocks of the third member of Fengcheng Formation， which formed in weakly oxidized and weakly reduced sedimentary environment，Pr/Ph ratio are basically higher than 1.20，low content of β-carotene and isoprene，Pr/nC17 ratio and Ph/nC18 ratio are basically less than 0.5，Ts content was high， Ts/Tm ratio are higher than 0.3， hopanes/steranes ratio are higher than 1.2， C27/C28 sterane ratio are between 0.38 to 0.64， C27/C29 sterane ratio are between 0.25 to 0.39， and the carbon isotope curve of monomer hydrocarbon showed a valley distribution（-36.2‰ to -30.7‰）， the maximum deviation among different carbon numbers are between 4.4‰ to 5.1‰. （3）The distribution of type Ⅲ crude oil is mixed source oil of type Ⅰ and type Ⅱ crude oil， and the carbon isotope curve of monomer hydrocarbon showed a valley distribution （-34.0‰ to -28.4‰）， but the maximum deviation among different carbon numbers are relatively small， ranging from 2.6‰ to 3.6‰， the main reason is that different proportions of type Ⅰ crude oil mixed with type Ⅱ crude oil lead to the decrease of carbon isotope variation among n-alkanes. （4） Type Ⅳ crude oil are derived from source rocks of the second member of Fengcheng Formation， suffering from mild biodegradation， normal alkane is basically disappeared， β-carotene and isoprene are abundant， the distribution of steranes and terpenes is similar to that of type Ⅰ crude oil. The difference of crude oil physical properties in Manan area is mainly controlled by maturity， biodegradation， biogenesis and mixing. Maturity is the most important factor that causes the change of physical properties of crude oil. With the increase of maturity， crude oil density gradually becomes lighter， carbon isotope of whole oil gradually becomes heavier， and tricyclic terpenes/hopanes and Ts/Tm gradually increase. Biodegradation results in the degradation of n-alkanes in type IV crude oil， enrichment of isoparkanes and cycloalkanes， decrease of wax content and freezing point， and increase of density. Because the source rock type of the second member of Fengcheng Formation is better than that of the third member of Fengcheng Formation， and the content of algae in organic matter is relatively more， the isoparkanes content in type I crude oil is higher， resulting in lower wax content and freezing point than that of type II crude oil. The physical properties of type III crude oil are between those of type I crude oil and type II crude oil due to mixing.

Key words： Normal alkane; Carbon isotope of monomer hydrocarbon; Physical properties of crude oil; Oil source correlation; Fengcheng Formation; Ma′nan region; Junggar Basin

0 引言

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西部，是盆地内最为重要的富烃凹陷，发育优质的碱湖风城组烃源岩［1-3］。自20世纪80年代起，经过多年的勘探实践，已形成了常规构造—岩性油藏及受源储结构控制的致密油和页岩油非常规油气有序共生的全油气系统成藏的认识［4］，形成玛南、玛北2个大油区［5］。前人对玛湖地区的油气系统及成藏模式［4-6］、构造特征［7］、沉积特征［8-9］、储层特征及成因［10-11］、烃源岩及油气特征［12-14］等都进行了大量研究，取得了许多重要认识；但研究领域主要集中在玛北、玛东及断裂带等地区。在油气成因研究成因方面，一般认为玛湖凹陷油气主要来源于风城组烃源岩，对是否存在其他烃源岩的贡献还存在一定的争议。如黄攀等［12］认为玛北地区原油存在2类原油，原油主要来源于二叠系风城组烃源岩，但受有机岩相及成熟度的差异控制造成2类原油地球化学特征差异；党文龙等［14］将玛湖凹陷原油分为3类，不同类型原油在空间上有序性分布，A类原油分布在玛湖凹陷边缘，C类原油分布在玛湖凹陷中部地区，B类原油处于A 类与C类之间，3类原油来自不同热演化阶段的风城组烃源岩。王东勇等［15］基于烃源岩与原油芳烃特征，认为玛湖凹陷不同层系的原油均来源于风城组烃源；蒋文龙等［16］认为玛东斜坡区百口泉组和下乌尔禾组原油主要为风城组烃源岩形成的成熟和高成熟原油，少量原油来源于下乌尔禾组生成的高成熟原油。谷元龙等［17］基于生物标志物分子比值与浓度定量分析，认为玛湖凹陷中部西斜坡原油分为2类，Ⅰ类原油来源于二叠系风城组烃源岩， Ⅱ类原油来源于二叠系下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩的原混合，Ⅰ类原油比Ⅱ类原油分布于相对较深的储层。玛南地区为一东南倾的大型单斜构造，自下而上依次发育二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系，其勘探始于2012年玛湖1井百口泉组突破，获日产原油39.4 m3/t，日产气0.25 m3/t的高产工业油气流。
随着油气勘探进程不断由高部位向低部位推进，玛南地区在二叠系风城组、下乌尔禾组、夏子街组、上乌尔禾组，三叠系百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组及侏罗系八道湾组、三工河组均获油气突破，形成多层系成藏模式。但玛南地区不同层系油藏中原油密度差异较大，分布在0.805 4~0.907 1 g/cm3之间，造成玛南地区原油密度差异的原因究竟是成熟度还是不同生源，目前尚无相关研究。本文通过对研究区烃源岩和原油地球化学特征综合分析，结合单体烃碳同位素，分析玛南地区不同层系原油来源，研究造成玛南地区原油物性差异的原因，为研究区油气成藏规律研究及勘探提供基础依据。

1 实验与样品

1.1　样品信息

选取准噶尔盆地玛南地区原油及烃源岩样品（分布位置见图1），采用三氯甲烷进行索式抽提获得烃源岩抽提物，再将原油及抽提物进行族组分分离，获得饱和烃和芳烃组分。对原油、饱和烃和芳烃组分进行色谱、色谱/质谱及碳同位素分析，饱和烃组分经过尿素络合分离获得正构烷烃组分，进行单体烃碳同位素分析。
图1 准噶尔盆地玛南地区位置及井位分布特征

Fig.1 Location and well location distribution of Ma′nan area， Junggar Basin

1.2　实验分析

饱和烃和芳烃色谱/质谱分析采用Thermal Scientific ISQ 7000质谱仪，配置 Trace 3000色谱仪，色谱柱型号为DB-5MS （30 m×0.25 mm×0.25 μm），升温程序为初始温度80 ℃，保留2 min，以3 ℃/min速率升温至300 ℃，保留15 min，载气为He，载气流速为1 mL/min，采用不分流进样模式，进样口温度为300 ℃，传输线和离子源温度均为300 ℃。
原油全烃气相色谱分析采用Agilent 7890B气相色谱仪，色谱柱型号为HP-5（50 m×0.25 mm×0.25 μm），升温程序为初始温度35 ℃，保持8.5 min，以6.5 ℃/min速率升温至320 ℃，保持36 min，载气为N2，载气流速1 mL/min，采用分流进样模式，分流比20∶1，进样口温度为300 ℃，检测器温度为300 ℃。
原油经过柱层析分离获得饱和烃，采用尿素络合法进一步分离饱和烃获得正构烷烃。正构烷烃碳同位素分析采用Agilent 6890-Isoprime型色谱/同位素质谱联用仪，色谱柱型号为HP-5MS（30 m×0.25 mm×0.25 μm），升温程序为初始温度 80 ℃，恒温1.5 min，以20 ℃/min 速率升温至130 ℃，然后再以4 ℃/min速率升温至290 ℃，恒温15 min。

2 烃源岩地球化学特征

2.1　烃源岩有机质丰度

从钻井情况来看，玛南地区烃源岩主要分布在佳木河组（P1 j）、风城组（P1 f）和下乌尔禾组（P2 w），以风城组烃源岩为主，佳木河组和下乌尔禾组烃源岩钻遇极少。风城组自下而上又可划分为风一段、风二段和风三段，目前获得风城组烃源岩样品主要分布在风二段和风三段。利用烃源岩总有机碳含量（TOC）与生烃潜量（S 1+S 2）进行烃源岩评价［图2（a）］，玛南地区风二段烃源岩有机质丰度整体较低，TOC值平均为0.71%，其中TOC<0.5%的烃源岩占比达到43.2%，TOC>1.0%的好烃源岩占比仅为29.7%，S 1+S 2中非烃源岩占比高，达到56.8%，平均为2.46 mg/g，最高为13.86 mg/g；风三段烃源岩有机碳含量均在0.5%以上，平均为1.71%，整体高于风二段，但相同TOC含量条件下，风三段烃源岩生烃潜力低于风二段，S 1+S 2值平均为2.84 mg/g，最高为8.76 mg/g。佳木河组和下乌尔禾组烃源岩有机质丰度较低，生烃潜力低。佳木河组烃源岩TOC值分布在0.15%~1.84%之间，平均为0.67%，S 1+S 2值分布在0.01~1.81 mg/g之间，平均为0.51 mg/g；下乌尔禾组烃源岩TOC值分布在0.15%~2.51%之间，平均为1.46%，S 1+S 2值分布在0.04~2.01 mg/g之间，平均值为0.63 mg/g。
图2 准噶尔盆地玛南地区烃源岩地球化学特征

Fig.2 Geochemical characteristics of source rocks in Ma′nan area， Junggar Basin

2.2　烃源岩有机质类型

玛南地区风城组整体类型较好［图2（b）］，其中风二段烃源岩类型最好，有机质以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，少量Ⅲ型，氢指数（I H）分布在50.0~569.1 mg/g之间，平均为196.4 mg/g，以生油为主，风三段烃源岩有机质以Ⅱ2型为主，少量Ⅲ型，I H值分布在30.1~205.0 mg/g之间，平均为106.6 mg/g，既可生油也可生气。总的来说，风二段的生油潜力高于风三段，有机质更偏向腐泥型，具有更强的倾油性，风城组整体达到成熟生油阶段。佳木河组和下乌尔禾组烃源岩类型差，有机质主要为Ⅲ型干酪根，佳木河组烃源岩I H值分布在3.7~99.0 mg/g之间，平均为53.1 mg/g，下乌尔禾组烃源岩I H值分布在1.6~66.9 mg/g之间，平均为32.3 mg/g。
从烃源岩的有机质丰度和类型分析来看，佳木河组和下乌尔禾组烃源岩不仅钻遇少，而且有机质丰度低，类型差，应以生气为主，对玛南地区原油贡献极低，研究区以风城组烃源岩为主要生油岩。

2.3　烃源岩生物标志物特征

从风城组烃源岩生物标志物组成来看，风二段与风三段烃源岩有明显差异（图3）。风二段烃源岩姥鲛烷和植烷含量较高，具有明显的植烷优势，Pr/Ph<1.0，Pr/nC17>0.8， Ph/nC18>0.8，β-胡萝卜烷丰度高，β-胡萝卜烷/主峰>0.8，类异戊二烯烃含量高，（iC13—iC20）/（nC13—nC20）>0.70［图3（a）］，反映偏还原的盐湖相沉积环境，短链三环萜烷中，呈现以C23三环萜烷为主峰的上升型分布，Ts丰度远低于Tm，具有高丰度的伽马蜡烷，藿烷/甾烷值较低，小于0.2［图3（b）］，C27、C28、C29规则甾烷中以C29规则甾烷占优势，C27/C28甾烷>0.5，C27/C29甾烷>0.3［图3（c）］。
图3 准噶尔盆地玛南地区风城组烃源岩生物标志物特征

Fig.3 Biomarker characteristics of source rocks of Fengcheng Formation in Ma′nan area， Junggar Basin

风三段烃源岩姥鲛烷和植烷含量低，具有明显的姥鲛烷优势，Pr/Ph>1.1，Pr/nC17<0.5，Ph/nC18<0.5，β-胡萝卜烷丰度极低，β-胡萝卜烷/主峰<0.2，类异戊二烯烃含量低，（iC13—iC20）/（nC13—nC20）<0.40［图3（d）］，反映弱氧化—弱还原的湖相沉积环境，短链三环萜烷中，呈现以C21三环萜烷为主峰的山峰型分布，Ts丰度远略低于Tm，Ts/Tm>0.6，具有中等含量的伽马蜡烷，藿烷/甾烷值高，大于1.5［图3（e）］，C27、C28、C29规则甾烷中以C29规则甾烷占优势，C27/C28甾烷<0.5，C27/C29甾烷<0.3［图3（f）］。

3 原油地球化学特征

3.1　原油正构烷烃单体碳同位素特征

前人研究显示，生物标志物易受成熟度的影响［18］，而正构烷烃是饱和烃中的主要组成，运用正构烷烃单体碳同位素分布曲线能够很好地进行油源识别，且受成熟度影响较小［19-20］。利用正构烷烃单体烃碳同位素将玛南地区原油分为3类（图4）：Ⅰ类原油在nC12—nC32范围内正构烷烃单体碳同位素组成整体偏重，主要分布在-31.1‰~-27.7‰之间，随碳数增加正构烷烃碳同位素值基本不变，曲线呈水平分布，与风二段烃源岩的正构烷烃碳同位素组成相似，不同碳数间最大碳同位素差Δ13C值分布在0.3‰~1.6‰之间［图4（a）］；Ⅱ类原油在nC12—nC32范围内正构烷烃单体碳同位素组成整体偏轻，主要分布在-36.2‰~-30.7‰之间，随碳数增加正构烷烃碳同位素值先快速变轻后快速变重，在nC25时单体烃碳同位素值达到最小，曲线呈“山谷”型分布，与风三段烃源岩的正构烷烃碳同位素组成基本一致，不同碳数间最大碳同位素差Δ13C值分布在4.4‰~5.1‰之间［图3（b）］；Ⅲ类原油在nC12—nC32范围内正构烷烃单体碳同位素组成介于Ⅰ类和Ⅱ类原油之间，主要分布在-34.0‰~-28.4‰之间，曲线分布与Ⅱ类原油较为相似，随碳数增加正构烷烃碳同位素组成先变轻后变重，在nC25时单体烃碳同位素值达到最小，曲线呈“山谷”型分布，不同碳数间碳同位素差Ⅱ类原油相对小，Δ13C值分布在2.6‰~3.6‰之间［图3（c）］，主要是因为Ⅰ类原油的混入比例不同，导致不同碳数正构烷烃间碳同位素变化幅度降低。
图4 准噶尔盆地玛南地区原油与风城组烃源岩正构烷烃单体碳同位素分布曲线特征

Fig.4 Carbon isotope distribution curve of normal alkane monomers between crude oil and Fengcheng Formation source rocks in Ma′nan area， Junggar Basin

3.2　原油物性特征

玛南地区Ⅰ类原油密度分布在0.805 4~0.865 8 g/cm3之间，30 ℃时原油黏度分布在3.0~39.4 mPa·s之间，含蜡量和凝固点整体偏低，含蜡量分布在1.9%~6.5%之间，凝固点分布在1.9~12.1 ℃之间；Ⅱ类原油密度分布在0.819 2~0.849 9 g/cm3之间，30 ℃时原油黏度分布在9.2~50.3 mPa·s之间，在相同密度条件下，Ⅱ类原油黏度明显较Ⅰ类原油黏度高，含蜡量和凝固点明显高于Ⅰ类原油，含蜡量分布在7.5%~10.5%之间，凝固点分布在14.8~24.4 ℃之间；Ⅲ类原油物性特征介于Ⅰ类和Ⅱ类原油之间，原油密度分布在0.814 3~0.857 3 g/cm3之间，30 ℃时原油黏度分布在6.1~43.6 mPa·s之间，含蜡量分布在12.3%~20.3%之间，凝固点分布在5.4~7.5 ℃之间。另外，在玛南地区浅层侏罗系分布第Ⅳ类原油，原油密度重于前3类原油，分布在0.893 0~0.903 1 g/cm3之间，30 ℃时原油黏度分布在78.3~188.8 mPa·s之间，含蜡量分布在0.6%~2.4%之间，凝固点基本小于-20 ℃（图5），正构烷烃基本消失，为生物降解原油［图6（d）］。
图5 准噶尔盆地玛南地区不同层系原油物性特征

Fig.5 Physical properties of crude oils of different strata in Ma′nan area， Junggar Basin

图6 准噶尔盆地玛南地区原油饱和烃气相色谱

Fig.6 Gas chromatogram of saturated hydrocarbon of crude oil in Ma′nan area， Junggar Basin

3.3　原油碳同位素特征

玛南地区原油碳同位素与密度关系图显示，4类原油分布在不同区域［图7（a）］。Ⅰ类原油碳同位素值整体偏高，分布在-29.6‰~-28.6‰之间；Ⅱ类原油碳同位素值偏低，分布在-31.6‰~-30.8‰之间；Ⅲ类原油介于两者之间，分布在-30.7‰~-28.5‰之间；Ⅳ类原油碳同位素值分布较为集中，分布在-30.1‰~-29.8‰之间。对于同一类型原油来说，随着原油密度变轻，原油碳同位素组成具有逐渐变重的趋势。
图7 准噶尔盆地玛南地区原油碳同位素、密度及饱和烃参数关系

Fig.7 Distribution of carbon isotope and saturated hydrocarbon parameters of crude oil in Ma′nan area， Junggar Basin

3.4　原油饱和烃色谱特征

原油饱和烃中正构烷烃、类异戊二烯烃和β-胡萝卜烷含量可用于表征生烃母质、沉积环境、成熟度、运移及生物降解等次生作用。沉积物中不同生烃母质来源的正构烷烃碳数分布特征有明显差异，碳数小于21的短链正构烷烃一般来自低等水生藻类和细菌，碳数在22~25中链正构烷烃主要来自沉水植物和浮水植物，而碳数大于27的长链正构烷烃主要来自陆源高等植物［21］。碳数小于20的类异戊二烯烃则主要来源于叶绿素［22］，其中，姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）的比值Pr/Ph及β-胡萝卜烷/主峰碳值是重要的判识原油生烃母源沉积环境的指标，一般来说言，Pr/Ph<1.0为还原环境，Pr/Ph值在1.0~2.0之间为弱还原—弱氧化环境，Pr/Ph>2.0为偏氧化环境［23］。而较高含量的β-胡萝卜烷常指示强还原湖相沉积环境［24］。
玛南地区Ⅰ类原油正构烷烃碳数分布范围为nC10—nC35，主峰碳为nC17［图6（a）］， Pr/Ph值整体较小，分布在0.99~1.20之间；β-胡萝卜烷含量极高，β-胡萝卜烷/主峰碳值分布在0.37~1.95之间；Pr/ nC17值和Ph/ nC18值较高，分别在0.70~1.21和0.79~1.37之间；类异戊二烯烃含量高，（iC13—iC20）/（nC13—nC20）值分布在0.70~1.18之间［图7（b），图7（c）］，为偏还原的盐湖相沉积环境。Ⅱ类原油与Ⅰ类原油饱和烃地球化学参数明显不同，正构烷烃碳数分布范围为nC10—nC35，主峰碳为nC13［图6（b）］，Pr/Ph值整体较高，分布在1.15~1.56之间，β-胡萝卜烷含量极低，β-胡萝卜烷/主峰碳值分布在0~0.29之间，Pr/nC17值和Ph/nC18值较低，分别在0.31~0.52和0.20~0.48之间，类异戊二烯烃含量低，（iC13—iC20）/（nC13—nC20）值在0.23~0.45之间［图7（b），图7（c）］，为弱氧化—弱还原的湖相沉积环境。Ⅲ类原油特征介于Ⅰ类和Ⅱ类原油之间（图7）。Ⅳ类原油饱和烃色谱中具有明显的“UCM”，说明其遭受了明显的生物降解次生作用，导致正构烷烃基本消失，造成原油的密度变重，类异戊二烯烃和β-胡萝卜烷抗生物降解能力强于正构烷烃而保留下来，β-胡萝卜烷含量较丰富［图7（d）］，指示其来源于强还原湖相沉积环境，与Ⅰ类原油来源相同。

3.5　原油中萜烷和甾烷类分布特征

原油中检测出的萜烷类和甾烷类生物标志物主要包括三环萜烷类、四环萜烷类、五环藿烷类和四环甾烷类，其相对丰度和分布常用于油—油对比和油—源对比的标志参数［25］。三环萜烷类可能来源于原核生物［26］，也有研究认为一定盐度的水体环境有利于其形成［27］，部分学者采用C20、C21和C23三环萜烷分布来划分油源［28］，藿烷类普遍被认为来自细菌，而伽马蜡烷用来表征水体分层［29］，但三环萜烷/藿烷值也可用于表征原油的成熟度，随着成熟度的增大，该比值逐渐增大［30］。甾烷系列化合物主要来源于藻类和高等植物，其中，C27规则甾烷的主要为藻类输入，C29规则甾烷主要与陆生高等植物有关［31］。
玛南地区Ⅰ类和Ⅲ类原油中C20、C21和C23三环萜烷分布类型多、分散［图8（a），图9（a），图9（c）］，既有以C23三环萜烷为主峰的上升型分布，也有以C21三环萜烷为主峰的山峰型分布，还有以C20三环萜烷为主峰的下降型分布。Ⅱ类原油以C21三环萜烷为主峰的山峰型分布［图8（a），图9（b）］。Ⅳ类原油为以C23三环萜烷为主峰的上升型分布［图8（a），图9（d）］，由于原油为生物降解原油，成熟度较低，而三环萜烷类具有非常强的抗生物降解能力［19］，可用于表征其生源特征，指示该类原油含有大量水生藻类贡献，与典型强还原沉积环境风二段烃源岩分布特征类似。
图8 准噶尔盆地玛南地区原油甾烷和萜烷参数分布

Fig.8 Distribution of steranes and terpenes of crude oil in Ma′nan area， Junggar Basin

图9 准噶尔盆地玛南地区原油中萜烷和藿烷质谱

Fig.9 Mass spectrometry of terpenes and hopanes in crude oil from Ma′nan area， Junggar Basin

Ts/Tm与三环萜烷/藿烷有非常好的对应关系［图8（b）］，可用于表征原油成熟度，随着成熟度增大，Ts/Tm值迅速增大。Ⅰ类原油Ts含量虽然随着成熟度增大逐渐增大，但整体较低，Ts/Tm值分布在0.02~0.08之间，与典型强还原沉积环境风二段烃源岩分布特征类似。Ⅱ类原油Ts/Tm值较高，分布在0.34~2.09之间。Ⅲ类原油Ts/Tm值介于两者之间，分布在0.10~1.28之间。Ⅳ类原油Ts/Tm值集中，分布在0.31~0.38之间。
玛南地区原油伽马蜡烷指数分布较为接近，分布在0.17~0.66之间［图8（c）］，指示水体存在一定的分层［29］，Ⅰ类原油中藿烷/甾烷值整体最低，分布在0.11~1.19之间，Ⅱ类原油藿烷/甾烷值分布在0.31~2.14之间，说明Ⅰ类原油中藻类母质贡献较多。Ⅳ类降解原油藿烷/甾烷值极高，分布在1.73~1.95之间，主要是由于细菌类贡献，导致藿烷类化合物含量升高，造成该类原油的伽马蜡烷指数整体较低，分布在0.17~0.23之间。
玛南地区原油C27、C28、C29规则甾烷分布模式均为上升型，以C29规则甾烷占优势（图10），但Ⅱ类原油中C27规则甾烷相对含量整体较低［图8（d）］，C27/C28甾烷值分布在0.38~0.64之间，C27/C29甾烷值分布在0.25~0.39之间。Ⅰ类原油C27/C28甾烷值分布在0.52~0.70之间，C27/C29甾烷值分布在0.36~0.57之间。Ⅲ类原油甾烷比值分布范围较宽，C27/C28甾烷值分布在0.38~0.70之间，C27/C29甾烷值分布在0.24~0.58之间。Ⅳ类原油与Ⅰ类原油接近，C27/C28甾烷值分布在0.67~0.73之间，C27/C29甾烷值分布在0.34~0.65之间，说明Ⅰ类和Ⅳ类原油烃源母质中藻类贡献更多。
图10 准噶尔盆地玛南地区原油中甾烷质谱图

Fig.10 Mass spectrograms of steranes in crude oil from Ma′nan area， Junggar Basin

4 玛南地区原油油源及物性差异成因分析

玛南地区Ⅰ类原油成熟度参数αββ/（ααα+αββ）-C29甾烷值分布在0.52~0.63之间，ααα 20S/（20S+20R）-C29甾烷值分布在0.46~0.50之间；Ⅱ类原油αββ/（ααα+αββ）-C29甾烷值分布在0.50~0.61之间，ααα 20S/（20S+20R）-C29甾烷值分布在0.45~0.50之间；Ⅲ类原油αββ/（ααα+αββ）-C29甾烷值分布在0.50~0.65之间，ααα 20S/（20S+20R）-C29甾烷值分布在0.46~0.54之间；Ⅳ类原油αββ/（ααα+αββ）-C29甾烷值分布在0.51~0.56之间，ααα 20S/（20S+20R）- C29甾烷值分布在0.47~0.51之间。由于αββ/（ααα+αββ）-C29甾烷值和ααα 20S/（20S+20R）-C29甾烷值在成熟阶段达到平衡，无法评价成熟—高成熟原油的演化程度，因此4类原油的甾烷成熟度参数分布较为接近，但从原油密度、全油碳同位素、Ts/Tm值及三环萜烷/藿烷值成熟度表征参数来看，Ⅰ—Ⅲ类原油为成熟—高成熟正常原油和轻质原油。Ⅳ类原油为成熟生物降解原油，原油成熟度较低，由于类异戊二烯烃和β-胡萝卜烷含量较高，反映原油遭受中等生物降解，生物标志物参数依然能够准确反映其来源，丰富的异构烷烃和β-胡萝卜烷，C20、C21和C23三环萜烷呈现典型的上升型分布，均指示其来源于风二段烃源岩。
玛南地区原油生物标志物分布特征变化大主要是受成熟度影响，因此油源判识主要依据成熟原油的生物标志物分布特征与正构烷烃单体烃碳同位素，结合研究区烃源岩分布及评价结果，认为玛南地区Ⅰ类原油和Ⅳ类原油均来源于风二段烃源岩；Ⅱ类原油来源于风三段烃源岩；Ⅲ类原油为Ⅰ类和Ⅱ类原油不同比例的混合原油。
原油母质类型、成熟度、挥发、水洗及生物降解等［33］作用均会造成其物性变化。从前文的分析来看，玛南地区原油物性差异主要受到成熟度、生物降解、生源和混合作用的控制。
（1）成熟度是造成原油物性变化的最主要因素。原油碳同位素和密度与烃源岩生烃母质类型和演化程度均有密切关系，在生烃母质相同的情况下，随着烃源岩热演化程度增大，生成的原油碳同位素组成变重，密度越轻［34］。玛南地区原油碳同位素与密度关系图表现出同样的变化趋势［图7（a）］。随着原油成熟度增大，原油密度逐渐变轻，而碳同位素组成逐渐变重。如Ⅰ类原油中MH-3样品为典型的成熟原油，原油密度为0.855 6 g/cm3，全油碳同位素值为-29.57‰，C20、C21和C23三环萜烷分布与典型的风二段烃源岩一致［图9（a）］，为上升型分布，Ts/Tm值极低，为0.07，三环萜烷/藿烷值为1.05，而Ⅰ类原油中MH-2样品密度低，为0.805 4 g/cm3，碳同位素组成变重，为-28.57‰，Ts/Tm值增大，为0.28，三环萜烷/藿烷值高达16.96［图8（b）］，均反映其为高成熟原油，而高成熟演化作用造成其C20、C21和C23三环萜烷分布发生改变，以C20三环萜烷为主峰的下降型分布［图8（a）］，与前人［32］的认识一致。Ⅱ类原油中MH-5样品为典型的成熟原油，原油密度为0.844 9 g/cm3，全油碳同位素值为-31.47‰，C20、C21和C23三环萜烷分布与典型的风三段烃源岩一致［图9（b）］，为山峰型分布，Ts/Tm值相对低，为0.48，三环萜烷/藿烷值为0.88，而Ⅱ类原油中MH-4样品密度低，为0.819 2 g/cm3，碳同位素组成变重，为-30.88‰，Ts/Tm值较高，为2.09，三环萜烷/藿烷值高达5.15［图8（b）］，均反映高成熟造成原油物性改变。
（2）生物降解作用。Ⅳ类原油遭受中度的生物降解，造成原油中正构烷烃基本消失，而异构烷烃和环烷烃富集，造成原油含蜡量降低，凝固点降低，原油中非烃和沥青质含量增加，原油密度和黏度变大。
（3）受母质来源的控制。Ⅰ类原油来源于风二段烃源岩，β-胡萝卜烷高，Ts低，C27甾烷含量更高（图3），指示生烃母质形成于偏还原沉积环境，藻类贡献更多，Ⅱ类原油来源于风三段烃源岩，β-胡萝卜烷低，Ts高，C27甾烷含量低（图3），指示生烃母质形成于弱氧化—弱还原沉积环境，陆源植物输入更多，藻类生油具有异构烷烃、环烷烃含量高的特点［35］，在相同的成熟度条件下，Ⅰ类原油生成的异构烷烃更多，Ⅱ类原油的正构烷烃含量更高，造成Ⅱ类原油的含蜡量及凝固点高于Ⅰ类原油。
（4）混合作用。Ⅲ类原油为Ⅰ类和Ⅱ类原油不同比例的混合，因此其物性特征介于两者之间（图5）。

5 结论

（1）风城组烃源岩为准噶尔盆地玛南地区主力生油岩，风二段烃源岩类型最好，有机质以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，姥鲛烷和植烷含量较高，具有明显的植烷优势，形成于偏还原的盐湖相沉积环境，藻类贡献更多；风三段烃源岩有机质以Ⅱ2型为主，少量Ⅲ型，生烃母质形成于弱氧化—弱还原沉积环境，陆源植物输入更多。
--引用第三方内容--

（2）玛南地区分布有4类原油：Ⅰ类原油含蜡量及凝固点较低，具有较高的Pr/Ph值，正构烷烃单体碳同位素组成整体偏重，分布曲线呈水平分布，来源于风二段烃源岩；Ⅱ类原油含蜡量及凝固点高，具有较高的Pr/Ph值，正构烷烃单体碳同位素组成整体偏轻，分布曲线呈“山谷”型分布，来源于风三段烃源岩；Ⅲ类原油物性及地球化学特征均介于前两者之间，为混源油；Ⅳ类原油正构烷烃基本消失，为中等生物降解油，具有丰富的异构烷烃和β-胡萝卜烷，C20、C21和C23三环萜烷呈上升型分布，来源与Ⅰ类原油相同。

（3）玛南地区原油物性差异主要受到成熟度、生物降解、生源和混合作用的控制。其中，成熟度是造成原油物性变化的最主要因素。生物降解作用导致Ⅳ类原油密度和黏度变大，母质来源的差异导致Ⅰ类和Ⅱ类原油含蜡量和凝固点差异大，而混合作用导致Ⅲ类原油物性介于Ⅰ类和Ⅱ类原油之间。

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