Natural Gas Geoscience >

2020 , Vol. 31 >Issue 1: 47 - 60

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.005

The geochemical characteristics of Middle-Upper Ordovician source rocks in Keping outcrops profiles and marine oil-source correlation, Tarim Basin, NW China

  • An-lai MA , 1 ,
  • Hui-li LI 1 ,
  • Jie-hao LI 2 ,
  • Xiao-peng GAO 1 ,
  • Fan WANG 3 ,
  • Yao YAO 1 ,
  • Fan FENG 1
Expand
  • 1. Petroleum Exploration & Production Research Institute, Sinopec, Beijing 100083, China
  • 2. China University of Geoscience (Beijing), Beijing 100083, China
  • 3. China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China

Received date: 2019-07-05

  Revised date: 2019-08-17

  Online published: 2020-01-09

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Sinopec Ministry of Science and Technology(P16069)

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Highlights

The Middle-Upper Ordovician source rocks developed in six outcrop profiles in Keping area, Tarim Basin, NW China were analyzed using organic geochemical scanning method. Source rocks of Middle-Upper Ordovician Salgan Formation developed in Dawangou, Kamatikan and Tonggusibulong outcrop profiles, with most TOC value greater than 1.0%. Whereas source rocks of the Upper Ordovician Yingan Formation only developed in the Dawangou outcrop profile. Combined with the analysis results of Lower Cambrian Yuertusi Formation developed in Xiaoerbulake, Sugaitebulake and West Yuti outcrops profiles, the source rocks of Yuertusi Formation, Salgan Formation and Yingan Foramtion showed similar molecular geochemical characteristics, with lower Pr/Ph value, C23 greater than C21 tricyclic terpane, higher gamacerane and higher C28 steranes content. The similarity in molecular compounds of Cambrian to Ordovician source rocks in Keping area may be a result of the high maturity. In the relative content of C27-C29 steranes, the most marine oils with C28 sterane lower than 25% showed great difference with that of the source rocks of Cambrian to Ordovician source rocks in Keping area. In the fraction carbon isotopes, the source rocks of the Lower Cambrian Yuertusi Formation have lower carbon isotopes, compared with that of the Middle-Upper source rocks. Especially in kerogen carbon isotopes, Lower Cambrian Yuertusi Formation is 5‰ lower than that of Middle-Upper Ordocivian source rocks. Overall，the carbon isotopic fractionation of saturate, bitumen, aromatic fraction, non-hydrocarbon fraction, asphaltenes and kerogen is small in source rocks from Middle-Upper Ordovican Salgan and Yingan Formation in Keping area. The carbon isotopes of kerogen of source rocks can be used as a parameter for oil-source correlation excluding the TSR of the oil reservoirs.

Cite this article

An-lai MA , Hui-li LI , Jie-hao LI , Xiao-peng GAO , Fan WANG , Yao YAO , Fan FENG . The geochemical characteristics of Middle-Upper Ordovician source rocks in Keping outcrops profiles and marine oil-source correlation, Tarim Basin, NW China[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(1) : 47 -60 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.08.005

0 引言

柯坪地区露头剖面的寒武系—奥陶系烃源岩是塔里木盆地石油勘探野外地质调查的重要对象及了解盆地内烃源岩特征的参考。1984年沙参2井获得突破，郝继鹏[1]指出油源来自奥陶系，且更接近于萨尔干组生油岩。九五期间，张水昌等[2]将盆地内寒武系—奥陶系烃源岩划分为4个层段：中下寒武统、上寒武统—下奥陶统、中奥陶统和上奥陶统，建立了大湾沟剖面萨尔干组、印干组烃源岩有机地球化学剖面，总结了烃源岩发育的主控因素[3]，认为柯坪地区中上奥陶统萨尔干组、印干组为闭塞—半闭塞的陆源海湾相沉积。张水昌等[4,5]提出“六高一低”的参数组合用于区分寒武系—下奥陶统、中上奥陶统烃源岩。马安来等[6]指出柯坪地区中上奥陶统萨尔干组、印干组页岩伽马蜡烷、C28甾烷含量与寒武系、中下奥陶统黑土凹组烃源岩具有相似性。由于柯坪地区萨尔干组、印干组烃源岩生物标志化合物含量低，饱和烃直接色质分析并不能得到较好的生物标志化合物谱图，王庆涛等[7,8]使用干酪根加氢手段，获得了裂解加氢后清晰的生物标志物谱图，认为2套烃源岩生物标志物含量异常低可能是由于沉积时特殊的疑源类生物母质所致，并分析了萨尔干组烃源岩的生气能力。
王飞宇等[9]认为柯坪地区萨尔干组烃源岩的形成与中奥陶世庙坡期全球缺氧事件有关，高志勇等[10]根据实测剖面的自然伽马测量，建立了萨尔干组和印干组2套页岩的高频海平面变化曲线，认为2套烃源岩的丰度与海平面上升具有密切关系。廖晓等[11]使用微量元素结合有机碳、热解分析结果，认为萨尔干组有机质丰度和古生产力水平高于印干组，但古氧相和埋藏效率均较差。张水昌等[12]、高志勇等[13]使用探地雷达手段结合实测剖面烃源岩的TOC，预测了阿瓦提坳陷萨尔干组、印干组烃源岩的平面分布。CAI等[14,15]指出寒武系玉尔吐斯组烃源岩具有相对较高的δ34S同位素值和较低的干酪根δ13C同位素值，运用硫、碳同位素作为油源对比指标，提出塔中地区海相原油来源于寒武系烃源岩。自中国石化星火1井下寒武统玉尔吐斯组烃源岩发现以来，潘文庆等[16]提出寒武系玉尔吐斯组缓坡型烃源岩分布模式，朱光有等[17]、ZHU等[18]实测了柯坪地区10条剖面玉尔吐斯组烃源岩有机碳含量，目前普遍认为下寒武统玉尔吐斯组烃源岩为台盆区海相原油的主力烃源岩。
然而已有的文献很少涉及柯坪地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩、中上奥陶统萨尔干组、上奥陶统印干组烃源岩分子地球化学参数和组分碳同位素的对比研究，不少研究单位将柯坪地区下寒武统玉尔吐斯组烃源岩萜烷、甾烷质量色谱图直接与海相原油进行油源对比，尽管在甾烷组成上两者差异很大。本文通过对柯坪地区6条剖面发育的中上奥陶统进行扫描分析，并结合前期采集的苏盖特剖面、于提西剖面、肖尔布拉克剖面中发育的下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，详细对比玉尔吐斯组、萨尔干组、印干组烃源岩在分子地球化学参数和组分碳同位素之间的差异，对台盆区海相油源对比进行了讨论。

1 样品及分析条件

1.1　烃源岩样品

中上奥陶统烃源岩样品采自柯坪地区露头剖面(图1)。中上奥陶统萨尔干组样品采自大湾沟剖面、喀马提坎剖面、通古斯布隆剖面、阿恰西一沟剖面及鹰山北坡剖面；上奥陶统印干组样品采自大湾沟剖面、阿恰西二沟剖面、阿恰西五沟剖面。为了对比中上奥陶统与寒武系烃源岩地球化学特征，收集了苏盖特剖面、于提西剖面、东二沟剖面下寒武统玉尔吐斯组烃源岩样品。
图1 塔里木盆地柯坪地区中上奥陶统烃源岩剖面位置

(a) 塔里木盆地构造分区 （b）中上奥陶统剖面位置

Fig.1 The location of outcrops profiles of Middle-Upper Ordovician source rocks in Keping area, Tarim Basin

1.2　分析测试条件

使用美国LECO CS230硫碳分析仪，按照GB/T19145—2003《沉积岩中有机质测定》国标对岩石样品进行有机碳分析，检测条件：载气为0.27 MPa、 纯度99.5%氧气，燃烧气体流速为2 L/min，分析气体流速为0.5 L/min。使用OGE-II油气评价仪，按照GB/T18602—2012《岩石热解分析》国标对岩石样品进行热解分析，检测条件为：高纯度氦气压力为0.20~0.30 MPa,空气压力为0.30~0.40 MPa, 氢气压力为0.20~0.30 MPa。
根据岩石有机碳分析测试结果，选择TOC>0.4%的样品，采用索氏抽提方法，按照行业标准SY/T 5118—2005《岩石中氯仿沥青的测定》对烃源岩进行氯仿沥青“A”含量分析，获得的氯仿沥青“A”组分按照行业标准SY/T 5119—2008 《岩石中可溶有机物及原油族组分分析（柱层析法）》，将氯仿沥青“A”分离为沥青质、饱和烃、芳烃和非烃4个组分。部分样品饱和烃由于生物标志物含量低，采用尿素络合的方法富集生物标志物用于色谱—质谱分析。
饱和烃色谱在HP-5890色谱仪上进行，色谱条件：DB5色谱柱 （25 m×0.25 mm×0.33 μm）;升温程序：初始50 ℃保持1 min，以7 ℃/min速率升温至310 ℃，保持20 min，载气为氦气。检测器温度为320 ℃，进样口温度为300 ℃。
饱和烃和芳烃色谱—色质分析在HP-Agilent 6890/5973 GC-MS仪器上完成，样品进行多离子和全扫描分析。饱和烃色谱条件：HP-5MS色谱柱 (30 m×0.25 mm×0.25 μm);升温程序：50 ℃保持1 min，以20 ℃/min速率升温至100 ℃，然后以3 ℃/min速率升温至315 ℃，恒温16.83 min。芳烃色谱条件：HP-1MS色谱柱(60 m×0.25 mm×0.25 μm);升温程序：在50 ℃保持1 min，以20 ℃/min速率升温至100 ℃，以3 ℃/min速率升温至310 ℃，保持21.5 min。
使用DELTA PLUS V稳定同位素质谱仪，按照GB/T 18340.2—2010地质样品有机地球化学分析方法第2部分:有机质稳定碳同位素测定同位素质谱法对原油、组分和干酪根样品进行同位素测试。

2 剖面中上奥陶统烃源岩有机质丰度特征

前人[9,10,13,19]对中上奥陶统萨尔干组与印干组烃源岩的有机地球化学工作主要集中在中上奥陶统典型剖面——大湾沟剖面。本文工作除了对大湾沟剖面发育的中上奥陶统萨尔干组、印干组烃源岩进行了详细的地球化学分析测试外，对柯坪其他剖面也进行了详细地球化学分析测试工作，包括萨尔干组4条剖面、印干组3条剖面，共采集烃源岩样品208块。

2.1　中上奥陶统萨尔干组（O2+3 s）烃源岩

萨尔干组烃源岩厚度在20 m左右，大湾沟剖面萨尔干组厚度为14 m, 其中黑色页岩厚度为11~12 m, 有机碳含量为0.65%~2.83%， 平均为1.63%[9]; 或者有机碳含量分布范围为1.24%~5.50%，平均值为2.88%[10,13]，等效镜质体反射率为1.58%~1.61%[9]，或者为1.1%~1.3%[20], 干酪根碳同位素值分布范围为-27.4‰~-29.3‰。
对柯坪地区奥陶系萨尔干组4个剖面烃源岩实测分析表明，大湾沟剖面(图2)、喀马提坎剖面(图3)、通古斯布隆剖面萨尔干组页岩平均有机碳含量分布在1.40%~1.83%之间，烃源岩厚度分布在10~15 m之间。阿恰西一沟剖面由于相变原因，不发育页岩，灰岩有机碳平均值仅为0.02%，为非烃源岩（表1）。3条发育萨尔干组烃源岩的剖面，以大湾沟剖面萨尔干组烃源岩厚度最大，平均有机碳含量最高，为1.83%；平均生烃潜量最高，为2.94 mg/g；平均氢指数最高，为116 mg/gTOC。大湾沟剖面萨尔干组为柯坪地区发育最好的萨尔干组烃源岩。
图2 大湾沟剖面中上奥陶统萨尔干组岩石有机碳、热解数据

Fig.2 The TOC and pyrolysis data of source rocks from Middle-Upper Ordovician Salgan Formation in Dawangou outcrop profile

图3 喀马提坎剖面中上奥陶统萨尔干组岩石有机碳、热解数据

Fig.3 The TOC and pyrolysis data of source rocks from Middle-Upper Ordovician Salgan Formation in Kamatikan outcrop profile

表1 柯坪地区萨尔干组岩石有机质丰度

Table 1 The organic matter abundance of source rocks of Salgan Formation from Upper Ordovician in Keping area

剖面 厚度/m 岩性 样品数 TOC/% P g/% T max/℃ I H/(mg/gTOC)
大湾沟 14.6 页岩、泥岩 28 （0.04~3.62)/1.83 （0.02~6.72)/2.94 （444~518)/460 （1~181)/116
灰岩、泥灰岩 13 （0.01~1.20)/0.15 （0.03~2.74)/0.33 （384~515)/461 （63~221)/118
喀马提坎 15.6 页岩、泥岩 15 （0.19~3.43)/1.40 （0.08~2.28)/0.66 （442~476)/454 （16~62)/37
灰岩、泥灰岩 5 （0.01~0.48)/0.15 （0.03~0.28)/0.10 （439~469)/453 （41~154)/91
通古斯布隆 10.6 页岩、泥岩 11 （0.69~2.85)/1.66 （0.23~1.08)/0.64 （438~445)/441 （11~59)/39
灰岩 10 （0.01~0.05)/0.02 （0.01~0.04)/0.02 （449~475)/463 （32~156)/81
阿恰西一沟 7.5 灰岩 16 （0.01~0.02)/0.02 （0.00~0.03)/0.02 （445~500)/465 （0~322)/83

注：(0.04~3.62)/1.83=(最小值—最大值)/平均值

根据萨尔干组页岩笔石的种类与含量，特别是含有叉笔石Antiquus, Dicellograptus(陈旭[21]研究表明叉笔石生活的古水深范围为60~200 m）这一特征, 认为萨尔干组页岩沉积时，古水深大致在60~200 m之间，甚至更深(>200 m)[13]。

2.2　上奥陶统印干组（O3 y）烃源岩

高志勇等[10,13]的资料表明大湾沟剖面印干组厚度为33 m, 其TOC值分布范围为0.36%~1.16%, 平均值为0.65%，实测镜质体反射率R O值为1.1%~1.3%，为中等丰度烃源岩。
本研究对大湾沟剖面实测结果表明，印干组烃源岩厚度为29 m，泥页岩有机碳含量分布范围为0.44%~1.29%，平均值为0.67%(图4)，其有机碳含量明显低于萨尔干组烃源岩；生烃潜量(P g)分布范围为0.41~1.54 mg/g, 平均值为1.02 mg/g，平均氢指数为93 mg/gTOC；而阿恰西二沟、阿恰西五沟剖面印干组无论是泥岩还是灰岩，TOC含量均小于0.5%，为非烃源岩（表2）。
图4 大湾沟剖面上奥陶统印干组岩石有机碳、热解数据

Fig.4 The TOC and pyrolysis data of source rocks from Upper Ordovician Yingan Formation in Dawangou outcrop profile

表2 柯坪地区上奥陶统印干组烃源岩有机质丰度

Table 2 The organic matter abundance of source rocks of Yingan Formation from Upper Ordovician in Keping area

剖面 厚度/m 岩性 样品数 TOC/% P g/% T max/℃ I H/(mg/gTOC)
大湾沟 29 页岩、泥岩 16 （0.44~1.29）/0.67 （0.41~1.54）/1.02 （443~455）/450 （50~133）/93
灰岩、泥灰岩 9 （0.14~0.54）/0.31 （0.03~0.91）/0.37 （339~455）/438 （10~100）/60

羊吉坎

(阿恰西二沟)

 169 页岩、泥岩 13 （0.07~0.34）/0.22 （0.03~0.15）/0.09 （465~500）/489 （15~41）/28
灰岩、泥灰岩 12 （0.02~0.24）/0.12 （0.01~0.10）/0.04 （434~504）/479 （8~56）/28
阿恰西五沟 14.7 页岩、泥岩 19 （0.14~0.38）/0.27 （0.02~0.06）/0.04 （480~544）/503 （9~20）/13
灰岩 3 （0.05~0.09）/0.06 （0.02~0.07）/0.05 （489~513）/503 （22~99）/66

注：(0.44~1.29)/0.67=(最小值—最大值)/平均值

从烃源岩丰度指标来看，柯坪地区奥陶系烃源岩以中上奥陶统萨尔干组丰度最高，从烃源岩发育剖面的数量来看，萨尔干组分布范围可能比印干组分布范围要广。

3 烃源岩分子标志物特征

3.1　正构烷烃分布特征

柯坪地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩在正构烷烃分布上有2种分布面貌（图5）：一种是单峰型，以苏盖特布拉克剖面的玉尔吐斯组SGT-02样品为代表，主峰碳为nC18；另一种是双峰型，苏盖特布拉克剖面玉尔吐斯组SGT-01样品、玉尔吐斯组底部YTX-01样品，前主峰出现在nC17，后主峰出现在nC22—nC25。杨宗玉等[22]、杨福林等[23,24]的分析结果表明玉尔吐斯组烃源岩正构烷烃分布具有单峰和双峰2种分布面貌。
图5 柯坪露头剖面寒武系—奥陶系烃源岩饱和烃色谱、萜烷和甾烷质量色谱

Fig.5 The GC chromatograms, mass chromatograms of terpanes and steranes of saturates from Cambrian and Ordovician source rocks from Keping outcrops profiles

高过成熟海相烃源岩中正构烷烃往往出现双峰形态分布，这在塔里木盆地和我国南方地区的研究中均有报道[25]，原因可能与富氢的原始有机质富含长链脂肪结构单元及高过成熟度有关。梁狄刚等[26]认为南方高过成熟烃源岩中正构烷烃双峰群分别代表2类具有高、低不同碳数脂肪链结构的藻类输入。 GEORGE[27]认为油页岩中的腐泥型有机质在经历岩墙带来的异常高温烘烤后(实测镜质体反射率为1.92%~5.13%)，其氯仿沥青“A”中的正构烷烃系列出现了典型的双峰态分布现象，而粉砂岩中的腐殖型有机质在经历了类似的作用后(实测镜质体反射率为2.56%~4.93%)，其氯仿沥青“A”中的正构烷烃系列为前主峰单峰态分布，没有出现双峰态分布现象。
因剖面位置不同，中上奥陶统萨尔干组烃源岩中正构烷烃分布面貌存在一定的差异（图5）。大湾沟剖面、喀马提坎剖面萨尔干组烃源岩中正构烷烃为单峰型分布，主峰在nC17—nC19，其中部分样品正构烷烃基线呈现一定幅度的抬升。通古斯布隆和鹰山北坡的萨尔干组饱和烃馏分色谱图中基线明显抬升，通古斯布隆剖面萨尔干组正构烷烃含量较低，鹰山北坡萨尔干组正构烷烃也为双峰型分布，前主峰为nC17, 后主峰为nC24—nC25。
上奥陶统仅大湾沟剖面印干组达到了烃源岩的标准，这些烃源岩中正构烷烃系列呈现单峰型分布面貌，主峰在nC15—nC17。

3.2　姥姣烷/植烷（Pr/Ph）值

姥植比（Pr/Ph）是划分烃源岩沉积环境的重要参数，但受母源和成熟度的影响。高姥植比（>3.0）反映氧化条件下陆源有机质的输入，低姥植比（>0.8）反映典型的缺氧条件，通常是高盐度或碳酸盐岩沉积环境[28]。
柯坪地区玉尔吐斯组烃源岩具有较低的姥植比，Pr/Ph值分布在0.47~0.66之间，总体上反映沉积环境较为还原。中上奥陶统萨尔干组烃源岩(O2+3 s)中Pr/Ph值因剖面位置不同有所变化，如大湾沟剖面萨尔干组烃源岩的Pr/Ph值分布在0.66~0.80之间，喀马提坎剖面萨尔干组烃源岩的Pr/Ph值分布在0.71~1.18之间，高于大湾沟剖面，而通古斯布隆剖面和鹰山北坡剖面，由于色谱基线抬升，显示遭受一定降解（可能为热降解所致），Pr/Ph值分布在0.47~0.91之间。从Pr/Ph值来看，大湾沟剖面萨尔干组沉积环境最为还原。由于印干组(O3 y)烃源岩仅在大湾沟剖面达标，4个样品的Pr/Ph值分布范围在1.75~2.50之间，阿恰西二沟由于印干组烃源岩有机质丰度不达标，虽然Pr/Ph值分布相对较低，为0.39~1.19，但由于有机质丰度不达标，因而不在讨论范围内。
Pr/nC17—Ph/nC18图版可以划分沉积有机质的沉积环境[29]。从柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩Pr/nC17—Ph/nC18图版中可以看出（图6），奥陶系印干组烃源岩为混合II/III型有机质，沉积环境相对氧化，下寒武统玉尔吐斯组、中上奥陶统萨尔干组为海相藻类II型有机质，沉积环境相对还原。
图6 柯坪地区露头剖面寒武系—奥陶系烃源岩中Pr/nC17、Ph/nC18之间的关系

Fig.6 The relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios in Cambrian and Ordovician source rocks from outcrops profiles in Keping area

3.3　三环萜烷和藿烷系列

柯坪地区寒武系—奥陶系不同层位烃源岩具有相对完整的三环萜烷系列，三环萜烷系列丰度一般高于藿烷系列。奥陶系萨尔干组和印干组生物标志物含量相对较低，即便采用络合技术富集生物标志物，一些样品中仍检测不出藿烷系列。这可能与萨尔干组和印干组烃源岩沉积时特殊的生源母质如疑源类及其他低等生物组成的特殊母质具有一定的关系[7]。
柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩中三环萜烷系列基本以C23三环萜烷为主峰(图4)，C21/C23三环萜烷比值分布范围为0.44~1.27(图7)，31个样品仅有2个样品的C21TT/C23TT值大于1，体现出烃源岩具有海相成因。除通古斯布隆剖面的奥陶系萨尔干组具有相对较低的C24四环萜烷外，寒武系—奥陶系烃源岩具有相对较高的C24四环萜烷，烃源岩样品C24四环萜烷/C26三环萜烷值基本大于0.4。相比较而言，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩的C24Te/C26TT值相对较低，而大湾沟剖面印干组烃源岩具有较高的C24Te/C26TT值。在C24Te/C26TT、C21TT/C23TT值上，柯坪地区的寒武系—奥陶系烃源岩与塔河奥陶系原油具有相近的比值范围。
图7 柯坪地区露头剖面寒武系—奥陶系烃源岩C21/C23三环萜烷值与C24四环/C26三环萜烷值之间的关系

Fig.7 The relationship between C21TT/C23TT and C24Te/C26TT ratios in Cambrian and Ordovician source rocks from outcrops profiles in Keping area

柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩能检测出藿烷系列的样品中，均能检测出较高含量的伽马蜡烷，伽马蜡烷/C30藿烷值分布在0~0.35之间（图8）。从伽马蜡烷/C30藿烷值来看，并不能很好区分各个层位的烃源岩。其中通古斯布隆剖面、鹰山北坡剖面萨尔干组烃源岩中伽马蜡烷/C30藿烷值最低，可能与藿烷及伽马蜡烷含量低，无法进行准确色质定量有关。从烃源岩已获得的G/C30藿烷值来看，柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩沉积时，水体具有一定的分层性。与塔河油田奥陶系海相原油相比较，柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩的伽马蜡烷/C30藿烷值要高于塔河油田海相原油。
图8 柯坪地区露头剖面寒武系—奥陶系烃源岩C21/C23三环萜烷比值与G/C30藿烷值之间的关系

Fig.8 The relationship between C21TT/C23TT and G/C30H ratios in Cambrian to Ordovician source rocks from outcrops profiles in Keping area

3.4　甾烷系列

C27—C29规则甾烷相对组成是判识原油、烃源岩生源的重要指标[28]。从柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩规则甾烷相对组成来看，全部层位的烃源岩大多体现出C27>C29>C28甾烷的分布面貌(图4)，C28规则甾烷相对含量分布范围在19%~36%之间，绝大多数样品中C28甾烷相对含量大于25% (图9)。而喀马提坎剖面个别样品规则甾烷则呈现出C29>C28>C27，C29规则甾烷占优势的特点。与塔河奥陶系原油相比较，塔河奥陶系原油大多呈现出C29>C27>C28甾烷的特点，C28甾烷的相对含量小于20%。就甾烷组成而言，海相原油主体甾烷分布有别于寒武系玉尔吐斯组烃源岩和柯坪地区奥陶系烃源岩。
图9 柯坪地区露头剖面寒武系—奥陶系烃源岩C27—C29规则甾烷组成三角图

Fig.9 The ternary plots showing the relative distribution of C27-C29 regular steranes in Cambrian to Ordovician source rocks from outcrops profiles in Keping area

3.5　二苯并噻吩/菲(DBT/P)

二苯并噻吩/菲（DBT/P）、姥植比（Pr/Ph）常用来划分烃源岩和原油母质的沉积环境, HUGHES等[30]在创建该模板是首先排除了原油的次生蚀变作用，如生物降解作用和水洗作用。柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩具有很低的二苯并噻吩/菲值，比值范围在0.003~0.251之间(图10)，从模板中反映出柯坪地区寒武系—奥陶系烃源岩主要分布在2区，湖相超盐区域，大湾沟剖面印干组烃源岩分布在3区海相页岩的区域。与塔里木盆地海相原油相比较，塔河原油主要分布在2区，而塔中地区原油分布在1A、1B区域。
图10 柯坪地区露头剖面寒武系—奥陶系烃源岩二苯并噻吩/菲比值(DBT/P)—姥姣烷/植烷值(Pr/Ph)关系（图版据文献[30]）

图中：Zone 1A：海相碳酸盐岩区；Zone 1B：海相碳酸盐岩、灰泥岩、富硫湖湘；Zone 2：湖相超盐环境；Zone 3：海相页岩和其他湖相；Zone 4：河流/三角洲相页岩和煤

Fig.10 Plot of DBT/P versus Pr/Ph value in Cambrian to Ordovician source rocks from outcrops profiles in Keping area （plate according to Ref.[30]）

4 组分及干酪根碳同位素特征

一般而言，当来源相同，环境条件和演化程度相近时，原油、干酪根、抽提物及组分碳同位素值具有以下的变化规律：饱和烃<原油<芳烃<非烃<沥青质<干酪根。源岩抽提物碳同位素值比相应的原油略高，但是比原油的非烃和沥青质的要高。因此可以利用原油和烃源岩有机质碳同位素或者相应组分碳同位素进行油源对比[28]。
柯坪地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩无论是氯仿沥青“A”、组分还是干酪根其碳同位素值均显示了比中上奥陶统萨尔干组、印干组烃源岩相应组分偏低的特征(图11)。玉尔吐斯组烃源岩饱和烃馏分碳同位素值分布在-31‰~-32.5‰之间，氯仿沥青“A”碳同位素值接近-33‰，芳烃碳同位素值分布在-29.5‰~-31.2‰之间，非烃碳同位素值分布在-31.2‰~-32.5‰之间，沥青质碳同位素值则分布在-30.5‰~-30.8‰之间，而干酪根碳同位素组成明显偏轻，值分布在-34‰~-35‰之间，ZHU等[18]报道的玉尔吐斯组烃源岩干酪根碳同位素值最低可达-37‰。玉尔吐斯组偏低的干酪根碳同位素值可以很好解释台盆区海相原油偏低的碳同位素值。
图11 塔里木盆地不同层位烃源岩氯仿沥青“A”、组分及干酪根碳同位素分布曲线

Fig.11 The carbon isotopes distribution curves of bitumen A, saturated fraction, aromatic fraction, non-hydrocarbon fraction, asphaletenes fraction and kerogen in source rocks from different ages in Tarim Basin

相比较而言，柯坪地区萨尔干组、印干组烃源岩氯仿沥青“A”、组分及干酪根的碳同位素变化幅度较小，同位素值相对稳定，分布范围均在-28.8‰~-30.2‰之间，萨尔干组页岩干酪根碳同位素值略低于印干组干酪根碳同位素值。
柯坪地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩干酪根碳同位素值相比奥陶系萨尔干组和印干组烃源岩干酪根碳同位素值偏低约为4‰~5‰，最大可达7‰，寒武系玉尔吐斯组偏低的碳同位素值可能与前寒武纪—寒武纪，大气氧含量偏低以及当时生物选择性保存轻碳同位素有关[15,23]。
东部地区中下奥陶统黑土凹组烃源岩同位素分布曲线与寒武系烃源岩相似，组分同位素值偏高（-29.25‰~-26.61‰）。中下奥陶统黑土凹组和寒武系烃源岩干酪根同位素值偏低，出现倒转现象。但黑土凹组烃源岩干酪根碳同位素值（-31.29‰~-30.71‰）整体上要高于寒武系烃源岩（-35.6‰~-31.93‰）。

5 柯坪地区烃源岩地球化学特征与海相油源对比

5.1　油源对比前提

古老地层油源对比长期以来都是悬而未决的难题，即使在阿曼盆地[31]、东西伯利亚盆地[32]存在生油窗的烃源岩，确定油源来源于哪套地层依然存在困惑。
油源对比前提要求烃源岩和原油具有相近的成熟度，塔里木盆地海相油源对比这一地质前提并不存在[33]。杨福林等[24]认为柯坪地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩实测等效镜质体反射率为0.98%~1.11%，但寒武系烃源岩无一例外能检测出有荧光显微组分，表明寒武系烃源岩成熟度已大于生油窗。而目前发现的海相原油大多数为黑油—挥发油，原生成因的海相凝析油无论数量还是产量并不占主体，原油成熟度表明原油为生油高峰的产物。因此存在中上奥陶统良里塔格组烃源岩和原油对比前提，而寒武系烃源岩和原油生物标志物对比的前提不存在。即便如此，塔里木盆地高过成熟寒武系—下奥陶统烃源岩生物标志物特征仍被视为中等成熟度寒武系—下奥陶统端元油的生物标志物特征，如较高的伽马蜡烷/C31H、较低的C29藿烷/C30藿烷、较高含量的C28甾烷及甲藻甾烷、较低的重排甾烷/规则甾烷比值是典型寒武系—下奥陶统端元油TZ11、TZ30的生物标志物分布特征[34]。
烃源岩地球化学特征受控于生源和成熟度，对柯坪露头剖面寒武系—中上奥陶统烃源岩分子地球化学参数分析表明，生物标志物并不能很好区分不同层位烃源岩，这主要是由于烃源岩成熟度较高导致生物标志物面貌趋同所致。国内外不同学者对成熟作用对烃源岩生物标志物的影响已做过较多论述，DZOU等[35]认为在R O>1.0%时, 煤的C29 20R/ C27 20R值发生变化。国内前人[36,37]研究表明煤系烃源岩在R O值为1.8%，生物标志物面貌就已发生改变。
梁狄刚等[37]通过对广西十万大山盆地的研究表明，在高过成熟条件下三芳甾烷仍能区分不同层系、不同岩性(泥岩、灰岩)的烃源岩，且不受成熟度的影响，可作为高、过成熟区油源对比的有效指标。柯坪地区上奥陶统印干组烃源岩同样具有较高的甲藻甾烷比值与三芳甲藻甾烷比值[6]，包建平等[34]的研究结果表明寒武系—下奥陶统和中上奥陶统端元油具有相似的三芳甾烷分布面貌，均具有三芳甲藻甾烷含量低的特征，与遭受严重热蚀变与生物降解作用的TD2井原油形成鲜明对比，因而三芳甲藻甾烷可能与热演化有关，而与有机质来源无关。由此可见无论是特殊标记化合物还是三芳甲藻甾烷在塔里木盆地海相油源对比存在局限性。

5.2　油藏蚀变作用

原油地球化学特征除了受控于生源和成熟度之外，生物降解、TSR作用和蒸发分馏作用等油藏二次蚀变作用会改变原油生物标志物和同位素特征[28,38]，如HUGHES等[30]在使用DBT/P—Pr/Ph图版判识烃源沉积环境时，首先排除了遭受任何蚀变作用的原油。
HUANG等[39]综述了塔里木盆地古生界油源对比现状，认为塔里木盆地寒武系—下奥陶统烃源岩及原油一些地球化学特征如偶奇优势、三环萜烷分布、异常偏重的碳同位素特征均为火山岩侵入和热液流体活动造成的异常热事件有关，目前已公认TD2井原油为遭受异常热蚀变残余油[34,38]。
TSR作用会对原油地球化学参数产生重要影响，如美国海湾地区，源于侏罗系Smackover组烃源岩的未遭受TSR作用的原油，全油碳同位素值分布在-23.4‰~-25.7‰之间，而经历严重TSR作用的原油，全油碳同位素值仅为-16.9‰~-20.1‰，TSR作用造成原油碳同位素值的差异最大可达5‰~6‰以上[40]。
中深1井、中深1C井中下寒武统油气藏在油气藏相态、油气地球化学特征上均存在较大差异。王招明等[41]、ZHU等[42]、张纪智等[43]认为中寒武统阿瓦塔格组和下寒武统肖尔布拉克组原油均来自寒武系烃源岩，即寒武系烃源岩既可以生成“六高一低”、重碳同位素原油，也可以生成“六低一高”、轻碳同位素原油。LI等[44]、宋到福等[45]认为中深1井阿瓦塔格组、肖尔布拉克组油气分别来源于中上奥陶统和寒武系烃源岩，尽管由于盐岩遮挡，上部中上奥陶统烃源岩生成的油气不可能倒灌到下部寒武系储层中，然而满加尔坳陷埋藏较深的中上奥陶统烃源岩生成的油气，可以沿着TZ234走滑断裂及塔中I号断裂带运移至中深1井中寒武统阿瓦塔格组储层中聚集成藏。值得注意的是，中深1井肖尔布拉克组原油具有偏高的全油碳同位素值[43,44]、全油及含硫化合物硫同位素[15,43]、异常高的金刚烷与硫代金刚烷含量、高聚硫代金刚烷及高聚金刚烷硫醇及多硫代金刚烷的检出[46,47]，表明中深1井肖尔布拉克组原油为强烈TSR作用的残余油。
由此可知，热蚀变和TSR作用是影响原油地球化学性质最重要的蚀变作用。

5.3　干酪根碳同位素作为潜在的油源对比参数

随着时代变新，原油全油碳同位素组成逐渐变重反映了地质历史时期干酪根碳同位素的变化[48]，前寒武系—寒武系原油通常具有较低的全油碳同位素值[31,32]。
据早期张水昌等[2]研究表明：和4井与方1井寒武系烃源岩干酪根δ13C值为-31.8‰~-29.1‰，塔中隆起上奥陶统烃源岩的干酪根δ13C值为-33.4‰~-26.3‰；塔参1井寒武系干酪根碳同位素值分布范围为-30.9‰~-28.5‰，上奥陶统、下奥陶统干酪根碳同位素值分布范围分别为-30.3‰~-29.2‰、-31.3‰~-28.1‰，并未体现明显的规律性。在统计塔里木盆地寒武系—奥陶系烃源岩干酪根碳同位素值的基础上，朱心健等[49]指出下寒武统烃源岩干酪根碳同位素值偏低，分布范围为-36.0‰~-34.0‰(n=34)，中上寒武统烃源岩干酪根碳同位素值相对偏高，分布范围为-30.0‰~-27.0‰(n=32)，奥陶系烃源岩干酪根与中上寒武统烃源岩干酪根碳同位素值总体相近，分布范围为-31.0‰~-28.0‰(n=57)。
有意思的是，王志宏等 1对玉尔吐斯组烃源岩在不同温度下热模拟产物具有不同的碳同位素特征，较低模拟温度(<375 ℃)排出油的正构烷烃单体烃碳同位素值介于-35.4‰~-31.1‰之间,分布特征与中深5井吾松格尔组、中深1井阿瓦塔格组凝析油单体碳同位素值分布范围-37.8‰~-32.6‰接近，而在较高模拟温度(>400 ℃)排出油的正构烷烃单体碳同位素值介于-29.6‰~-26.9‰之间，其分布特征与中深1C井肖尔布拉克组凝析油单体碳同位素值分布范围-29.5‰~-26.3‰接近。
沉积有机质碳同位素继承于生物体，热成熟作用对于烃源岩和原油同位素的影响一般不超过3‰，塔里木盆地西部柯坪剖面、东部库鲁克塔格剖面寒武系烃源岩干酪根碳同位素差异可能主要受成熟度的控制。在排除油气藏TSR作用的前提下，烃源岩干酪根碳同位素是潜在的油源对比指标，玉尔吐斯组偏低的干酪根碳同位素值可以与海相原油碳同位素进行较好的对比。

6 结论

（1）柯坪地区中上奥陶统萨尔干组烃源岩在大湾沟剖面、喀马提坎剖面、通古斯布隆剖面发育，泥页岩有机碳含量大多大于1.0%，有机质丰度以大湾沟剖面最高。上奥陶统印干组烃源岩仅在大湾沟剖面发育，泥岩平均有机碳含量仅为0.62%。
（2）尽管柯坪地区中上奥陶统烃源岩具有较低的生物标志物含量，在分子标志物组成上，中上奥陶统烃源岩与寒武系玉尔吐斯组烃源岩大多具有相似的特征，如Pr/Ph值低、以C23三环萜烷为主峰、伽马蜡烷含量高、C28甾烷含量高。分子标志物参数不足以区分柯坪地区寒武系—奥陶系各层段烃源岩。生物标志物面貌趋同与烃源岩成熟度有关。
（3）柯坪地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩在组分和干酪根碳同位素上有别于中上奥陶统萨尔干组、上奥陶统印干组烃源岩。整体而言，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩各组分和干酪根具有相对偏低的碳同位素值，尤其是干酪根，偏低在5‰以上，而萨尔干组、印干组烃源岩组分及干酪根碳同位素差异不太大。盆地东西部寒武系烃源岩干酪根碳同位素的差异主要是成熟度差异所致。
（4）寒武系烃源岩生物标志化合物参数在油源对比中存在局限性，在排除油气藏的TSR作用前提下，烃源岩干酪根碳同位素可作为潜在的油源对比指标。

1 王志宏,李志生,李剑,等. 塔里木盆地台盆区寒武系油气源对比及资源潜力.成都： 第十六届全国有机地球化学学术会议论文摘要，2017.

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