Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 10: 1855 - 1870

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.008

Geochemical characteristics and their differential responses to formation mechanisms of the Paleogene and Neogene source rocks in western Qaidam Basin

  • Wanxin HAO , 1 ,
  • Fei ZHOU 2 ,
  • Guo CHEN , 1 ,
  • Guojie SUI 3 ,
  • Yaohui XU 1 ,
  • Qian HUANG 1 ,
  • Jing ZHANG 2 ,
  • Hui TIAN 2 ,
  • Hao ZHANG 2
Expand
  • 1. Hubei Key Laboratory of Petroleum Geochemistry and Environment，School of Resources and Environment，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，China
  • 3. Drilling and Production Technology Research Institute，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，China

Received date: 2023-04-23

  Revised date: 2023-07-18

  Online published: 2023-10-08

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42202181)

Fold

Abstract

The Upper member of Xiaganchaigou Formation （E3 2） and the Shangganchaigou Formation （N1） source rocks are the main source rock strata of the Cenozoic petroleum system in the western Qaidam Basin. Due to the sedimentary center shifting from the Yingxiongling area to the Xiaoliangshan area， the geochemical characteristics show great differences in the region. In order to clarify the changes in organic matter origin and sedimentary environments of E3 2-N1 source rocks in the process of depocenter transferring and explore the formation mechanism of E3 2-N1 source rocks， organic petrology and organic geochemistry analysis have been carried out. The results show that the organic matter of E3 2-N1 source rocks in western Qaidam Basin is generally at a low-mature to mature stage. Affected by uplift， the maturity of E3 2 source rocks in Yingxiongling area is lower than that of N1 source rocks in Xiaoliangshan area. The paleoclimatic conditions were hot and dry during the deposition of the E3 2 source rock， resulting in the watermass stratification. The N1 source rocks in Xiaoliangshan area were deposited in an open lake basin with deepening water and decreasing salinity. The organic matter abundance of E3 2 source rocks in Yingxiongling area is higher than that of N1 source rocks in Xiaoliangshan area. The organic matter types of E3 2 source rocks in Yingxiongling area are mainly type I-II1， and their organic matter sources are mainly planktonic algae such as botryococcus， dinoflagellates and pediastrum， and prokaryotes such as sulfur bacteria. The organic matter sources of N1 source rocks in Xiaoliangshan area have changed from aquatic organisms to freshwater algae such as green algae with more terrestrial higher plants supplying organic matter. The organic matter is mainly type II1-II2. During the deposition of E3 2 source rocks in Yingxiongling area， watermass salinity was extremely high and bottom watermass environment was extremely anoxic. Compared with the E3 2 source rocks， the N1 source rock in Xiaoliangshan area deposited under brackish water and weak reducing conditions， which tend to be less OM preservation than E3 2 source rock. Accordingly， two sets of source rock differential formation patterns were established.

Key words： Western Qaidam Basin; Source rock; Biological origin; Sedimentary environment; Mechanism of source rock formation

Cite this article

Wanxin HAO , Fei ZHOU , Guo CHEN , Guojie SUI , Yaohui XU , Qian HUANG , Jing ZHANG , Hui TIAN , Hao ZHANG . Geochemical characteristics and their differential responses to formation mechanisms of the Paleogene and Neogene source rocks in western Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(10) : 1855 -1870 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.008

0 引言

柴达木盆地作为我国西部主要的含油气盆地之一，油气资源类型多样且潜力巨大，目前在盆地内古近系—新近系已获得显著的勘探成果，特别是近年来在柴西地区古近系下干柴沟组上段（E3 2）—新近系上干柴沟组（N1）获得源内油气的战略性突破为柴达木盆地油气勘探指明了方向［1］。前人研究表明，柴西地区广泛发育古近系下干柴沟组上段（E3 2）、新近系上干柴沟组（N1）和下油砂山组（N2 1）3套烃源岩，特别是沉积于古近纪末期到新近纪早期的E3 2—N1烃源岩由于其具有相对较高的有机质丰度、倾油性的有机质类型以及适宜的热演化程度被认为是新生界含油气系统的主力烃源岩［2］。柴西地区沉积地层普遍受到喜马拉雅构造运动影响，在喜马拉雅运动早期伸展背景下，盆地处于裂陷阶段，沉积中心位于英雄岭地区，导致该区域沉积了巨厚且富烃的E3 2烃源岩层段［3-6］；而在喜马拉雅运动晚期挤压的背景下，英雄岭地区快速隆升，导致了沉积中心向小梁山地区的转移，进而形成了以小梁山地区为中心的N1烃源岩层段［7-8］。由于柴西地区不同区域、不同层位的烃源岩沉积过程各异，烃源岩有机质生物来源及沉积环境也存在较大差异，导致研究区内E3 2—N1烃源岩有机地球化学特征也普遍不同，以至于油源认识不清晰。
前人针对柴西地区E3 2—N1烃源岩开展了大量的研究工作，并在烃源岩发育模式［9］、咸化湖盆［10-12］、有机质富集［9，13-14］、烃源岩生烃潜力评价［15-21］、地球化学特征［7，22-26］等方面取得了沉积环境为弱还原—还原环境、主要为半咸水—咸水沉积体系、有机质来源以水生和陆源有机质混合为主等一系列成果认识，但是对古近纪—新近纪沉积中心转移前后烃源岩地球化学特征的差异性及其生物来源、沉积条件变化的研究还较薄弱。对此，本文研究通过对采集的英雄岭E3 2和小梁山N1的烃源岩岩心样品，进行有机岩石学与有机地球化学综合分析，讨论了柴西地区E3 2—N1烃源岩的生烃潜力、生源构成和沉积条件差异，明确了2套烃源岩形成机制，以期为该区烃源岩形成与展布、油气源对比及有利勘探区预测提供科学依据，进一步指导后期勘探。

1 区域地质概况

柴达木盆地是位于青藏高原东北部的大型陆相中新生代山间岩石盆地，面积为24×104 km2［3，27］。在高原隆起和外围走滑造山作用的影响下，柴达木盆地呈现不规则的菱形，向东变窄［2，4，27］。自中新生代以来，柴达木盆地经历了多个构造演化阶段，尤其是晚喜马拉雅运动［27］，使得盆地现今表现为强烈挤压状态。根据构造特征，柴达木盆地可分为3个构造单元，即柴西坳陷、柴北断陷以及三湖坳陷［4］。自古生代以来，柴达木盆地在前寒武纪结晶变质岩基础上已沉积了从石炭系到第四系在内的多套地层［22-23，28］。其中，古近系—第四系广泛分布于盆地，分别是路乐河组（E1+2）、下干柴沟组下段（E3 1）、下干柴沟组上段（E3 2）、上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N2 1）、上油砂山组（N2 2）、狮子沟组（N2 3）和七个泉组（Q1+2）［4，6］。本文研究的层位为下干柴沟组上段到上干柴沟组，该层段被认为是柴西坳陷内新生代含油气系统的主力烃源岩层位。烃源岩沉积期间，古气候环境整体表现出强烈干旱气候，湖盆水体盐度相对较高，对烃源岩有机质来源及其沉积环境有着深远的影响［29-30］。
本文研究区域位于柴达木盆地西部坳陷中部英雄岭构造带和西北部小梁山地区。其中，英雄岭构造带位于柴达木盆地西部坳陷中部（图1），面积约为4 900 km2，包括英西、英中、英东和英北构造带［2］。自古近纪晚期以来，古气候条件整体由潮湿变为干旱，英雄岭构造带作为湖盆沉积中心，沉积水体由半咸化转变为咸化，进而转变为盐湖，形成了一套以藻灰岩、钙质页岩、泥质页岩以及碳酸盐岩为主的混积岩类［4，28］。这其中的钙质/泥质页岩作为主力烃源岩，以中等的有机质丰度、倾油的有机质类型以及成熟早期的有机质热演化程度为主要地球化学特征［30］。
图1 研究区位置及柴达木盆地西部地区古近系—新近系地层特征

（a）柴达木盆地英雄岭—小梁山地区构造位置；（b）岩性地层综合柱状图［2］；（c）上干柴沟组顶拉平地层厚度变化；（d）下干柴沟组顶拉平地层厚度变化

Fig.1 The location of the study area and the stratigraphic characteristics of the Paleogene-Neogene in the Qaidam Basin

小梁山凹陷位于柴达木盆地西北部（图1），紧邻英雄岭构造带，面积约为2 000 km2，新近纪早期，湖盆沉积中心向东北迁移，烃源岩的分布也随之迁移，发育了以上干柴沟组为主的烃源岩层段，岩性以暗色泥岩或泥质碳酸盐岩为主，有机质丰度高，生烃潜力大，有机质以II型为主，是该区的主要供油源岩［7-8，31］。

2 样品与实验

古近系下干柴沟组上段（E3 2）和新近系上干柴沟组（N1）是柴西地区优质烃源岩的主力层位，而英雄岭和小梁山分别是这2个沉积时期的沉积中心，故本文研究岩心样品取自英雄岭地区E3 2地层和小梁山N1地层的6口井，共计51件钻探岩心样品，采样井位分布见图1（a）。所采岩心样品的岩性主要是钙质/泥质页岩和碳酸盐岩。除藻类化石鉴定委托中国科学院南京地质古生物研究所进行分析外，其余烃源岩有机地球化学分析测试，包括有机碳含量（TOC）、岩石热解、可溶有机质抽提与分离、饱和烃—芳烃气相色谱—质谱分析等均在油气地球化学与环境湖北省重点实验室（长江大学资源与环境学院）进行。

2.1　 TOC、岩石热解分析

将采集的烃源岩岩样粉碎过筛（200目），低温烘干，称取80~120 mg样品放入坩埚中加入盐酸（盐酸与蒸馏水体积比为1∶7）用以去除样品中无机碳，待反应完全停止后，加入去离子水冲洗残余盐酸离子，再低温烘干后采用LECO CS230碳硫仪进行总有机碳含量（TOC）分析，参照国家标准《沉积岩中有机碳测定》（GB/T 19145—2022）。岩石热解分析在中国石油与天然气股份有限公司勘探开发研究院自主研发的OGE-VI仪器上完成，单次进样量为80~120 mg。岩石热解采用的升温程序为：快速加热至300 ℃恒温3 min，测量游离烃S 1含量；然后以50 ℃/min的升温速率升至600 ℃后，恒温1 min，测量热解烃S 2含量；在采集S 2的同时采集300~392 ℃部分易于裂解的化合物S 3含量。

2.2　有机岩石学分析与藻类化石鉴定

挑选小块烃源岩样品用环氧树脂对其进行固结，制成块光片，然后将块光片在砂纸上进行研磨，待岩样大部分出露后进行抛光，用以进行有机岩石学观察。本文研究中针对烃源岩样品的有机岩石学分析使用了带有50-X油浸物镜的徕卡DMRXP显微镜在反射光和荧光下鉴定烃源岩中的显微组分组成。
本文研究中有关烃源岩样品中藻类化石鉴定均在中国科学院南京地质古生物研究所完成。显微镜下鉴定观察前，先称取50 g干重样品，采用10%的盐酸酸泡去除钙质沉积物，同理使用氢氟酸去除硅质沉积物，经10 μm孔径筛布水洗，浮选后获得化石和有机物富集的悬浮物质。随后将其制片，在生物显微镜下观察其藻类化石组成。

2.3　可溶有机质抽提与族组分分离

烃源岩样品采取索氏抽提法来提取岩石中可溶有机组分，使用的溶剂为二氯甲烷＋甲醇，其体积比为97∶3。经过72 h抽提，将抽提溶液旋蒸去除溶剂得到氯仿沥青“A”。加入正己烷沉淀过滤掉沥青质，再通过填充有硅胶和氧化铝（体积比2∶3）的固相层析柱来分离族组分。采用正己烷、正己烷＋二氯甲烷（体积比2∶1）混合溶剂和二氯甲烷＋甲醇（体积比97∶3）混合溶剂，依次洗脱出饱和烃、芳香烃和非烃组分。

2.4　气相色谱—质谱分析（GC-MS）分析

饱和烃和芳烃色谱—质谱分析仪器皆为：Agilent 6890/5975台式质谱仪，其色谱柱为HP-5ms石英弹性毛细柱（30 m×0.25 mm×0.25 µm）。检测方式为全扫描+多离子检测（MID）：电离能量为70 eV，离子源温度230 ℃。载气为氦气，流速为1.00 mL/min，扫描范围为50~550 amu，以保证分析的准确性和灵敏度。升温程序有所差异，饱和烃升温程序为：50 ℃恒温1 min，然后以20 ℃/min升至100 ℃，接着以3 ℃/min速率升至315 ℃，随后315 ℃恒温16 min；进样口温度300 ℃。芳烃升温程序为：50 ℃恒温1 min，从50 ℃至100 ℃的升温速率为20 ℃/min，100 ℃至310 ℃的升温速率为3 ℃/min，310 ℃恒温21 min；进样口温度290 ℃。

3 结果

3.1　烃源岩地球化学特征

3.1.1　 TOC、岩石热解分析

总有机碳含量（TOC）和岩石热解参数（S 1、S 2、T max）是评价烃源岩有机质丰度反映其生烃能力的重要指标。所有样品的TOC含量分布范围在0.18 %~2.11% 之间。其中，英雄岭E3 2样品TOC含量介于0.41%~2.11%之间，平均值为1.09%；小梁山N1烃源岩样品TOC含量介于0.18%~1.62%之间，平均值为0.70%。热解数据中英雄岭E3 2烃源岩样品T max值在429~451 ℃之间变化，平均值为435 ℃，岩石热解产率（S 1+S 2）介于0.91~16.30 mg/g之间，平均值为6.05 mg/g，氢指数范围为190~665 mg/gTOC，平均值为404 mg/g；小梁山N1烃源岩样品T max值在423~452 ℃之间变化，平均值为443 ℃，岩石热解产率（S 1+S 2）介于0.32~7.45 mg/g之间，平均值为2.78 mg/g，氢指数（I H）范围为105~554 mg/gTOC，平均值为285 mg/g（表1）。
表1 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩有机地球化学特征参数

Table 1 Organic geochemical characteristics of source rocks of the Upper Xiaganchaigou Formation (E3 2) in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation (N1) in the Xiaoliangshan area

层位

总有机碳质量分数

/%

生烃潜量

/（mg/g）

最高峰温

/℃

氢指数

/（mgHC/g）

 有机质类型 综合评价
英雄岭E3 2 0.41 ~ 2.11 1.09 ( 34 ) 0.91 ~ 16.30 6.05 ( 34 ) 429 ~ 451 435 ( 34 ) 190 ~ 665 404 ( 34 ) I—II2型 较好—优质
小梁山N1 0.18 ~ 1.62 0.70 ( 17 ) 0.32 ~ 7.45 2.78 ( 17 ) 423 ~ 452 443 ( 17 ) 105 ~ 554 285 ( 17 ) II1—II2型 较差—较好

注： 0.41 ~ 2.11 1.09 ( 34 )= 最小 值- 最大 值 平均 值 ( 数量 )

3.1.2　有机岩石学分析与孢粉及藻类化石鉴定

基于对有机显微组分微观成分的光特性和遗传特性，有机岩石学分析可以将有机质划分为腐泥组、壳质组、镜质组、惰质组等4种组分，其生物来源对应了不同类型生物死亡后沉积物中存在的生物组织和器官［32］。根据不同组分的百分含量，可以划分干酪根的类型，进而推断岩石样品的生物来源。
有机岩石学分析结果表明，英雄岭E3 2烃源岩样品中以腐泥组分为主，除矿物沥青基质和沥青质体外可见大量亮黄色荧光的层状藻类体，另外可见少量碎屑镜质体，壳质组、惰质组几乎不可见（图2）。小梁山N1样品中同样以腐泥组为主，与E3 2烃源岩不同的是，N1烃源岩腐泥组分主要为矿物沥青基质，镜质组（以碎屑镜质组为主）和壳质组（以孢子体为主）含量相对E3 2烃源岩较高，惰质组很少发育（图2）。所有样品中镜质体含量极低，且以碎屑状为主，无法满足镜质体反射率测定要求。
图2 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）代表性烃源岩样品的有机显微组分照片

（a）G11井，3 861.3 m，N1，荧光；（b）G11井，3 861.3 m，N1，反射光；（c）G11井，3 861.3 m，N1，荧光；（d）G11井，3 861.3 m，N1，反射光；（e）C906井，3 236.98 m，E3 2，荧光；（f）C906井，3 236.98 m，E3 2，反射光；（g）C2-4井，2 821.38 m，E3 2，荧光；（h）C2-4井，2 821.38 m，E3 2，反射光

Fig.2 Photographs of maceral compositions of the representative source rock samples of the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

藻类化石鉴定表明：英雄岭E3 2烃源岩样品中，藻类化石丰富，发现了大量藻细胞呈梨形包在基质中，呈串状集落生长，构成整体形如成串的葡萄藻［又称丛粒藻，图3（b），图3（c），图3（e）—图3（g）］，和表面光滑的光面球藻［图3（d）］、呈辐射状的盘星藻群［图3（a）］。葡萄藻与沟鞭藻、盘星藻等均是构成石油生烃母质的重要生物母源，许多优质烃源岩的沉积有机质几乎全部由丛粒藻组成。葡萄藻是为数不多的生物中能直接贡献生油母质和烃类的微藻之一。而小梁山N1烃源岩样品中，藻类化石保存状况特差，未见藻类化石。
图3 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）藻类化石鉴定

（a）盘星藻（未定种）Pediastrum sp.；（b），（c），（e）—（g）葡萄藻（未定种）Botryococcus sp.；（d）光面球藻（未定种）Leiosphaeridia sp.

Fig.3 Algae fossil identification of the Upper Xiaganchagou Formation （E3 2） in the Yingxiongling area

3.2　生物标志物特征

3.2.1　正构烷烃和类异戊二烯烷烃

研究区烃源岩样品饱和烃气相色谱—质谱分析表明，总离子流图（TIC）（图4）中，正构烷烃主要呈后峰型分布，主峰碳数以nC22为主，短链碳和长链碳烷烃（ Σ C 21 - / Σ C 22 +）值较低，平均值为2.40。英雄岭E3 2和小梁山N1烃源岩样品碳优势指数（CPI）分别为0.85~1.05（均值为0.92）、1.02~1.07（均值为1.05）；奇偶优势指数（OEP）分别为0.75~0.92（均值为0.83）、0.85~1.06（均值为0.97），2套烃源岩样品奇偶优势差异明显。
图4 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩饱和烃质量色谱

（a）G11井，N1烃源岩，3 861.3 m；（b）G6井，N1烃源岩，4 104.01 m；（c）C2-4井，E3 2烃源岩，2 821.38 m；（d）C906井，E3 2烃源岩，3 225.57 m；（e）C10井，E3 2烃源岩，2 337.11 m. 注：Pr为姥鲛烷；Ph为植烷；C30H为C30藿烷；Ga为伽马蜡烷；Pre为孕甾烷；H-Pre为升孕甾烷；TT为三环萜烷；St为规则甾烷；Hh为升藿烷；4-MS为4-甲基甾烷

Fig.4 Mass chromatograms of saturated hydrocarbon fractions of representative source rock samples from the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

所有样品姥鲛烷（Pr）的相对丰度均小于相邻的正构烷烃nC17，而植烷（Ph）与其相邻正构烷烃nC18则有所差异。小梁山N1烃源岩部分样品Ph/nC18值小于1，部分样品Ph/nC18值可达2.89~4.89，具有显著的植烷优势；英雄岭E3 2烃源岩除C2-4井2 845.02 m样品的Ph/nC18值为0.74外，其他样品均表现为植烷（Ph）占优势（图4）。小梁山N1烃源岩样品姥植比（Pr/Ph）介于0.24~0.41之间，平均值为0.34；英雄岭E3 2样品Pr/Ph值介于0.12~0.28之间，平均值为0.21（表2）。2套烃源岩Pr/Ph值均小于1具有明显的植烷优势，但英雄岭的植烷优势更显著。
表2 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩生物标志物参数

Table 2 Molecular geochemical parameters of source rock samples from the Upper Xiaganchaigou Formation (E3 2) in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation (N1) in the Xiaoliangshan area

井号 深度/m 层位 Pr/Ph Pr/ n-C17 Ph/n-C18 CPI OEP

C23TT/

C19-23TT

C24TeT

/C26TT

 Ga/C30H

C35/C34

（升藿烷）

 4MSI TDSI AIR 2，3，6 TMAI /2，3，4 TMAI 异海绵烷/C18（AIs）
C2-4 2 806.85 E3 2 0.19 0.70 3.16 0.96 0.75 0.59 1.03 1.12 2.26 0.32 0.38 0.55 0.62 0.39
C2-4 2 821.38 E3 2 0.21 0.40 1.74 0.93 0.84 0.52 1.05 1.31 1.68 0.22 0.49 0.75 0.52 0.33
C2-4 2 845.02 E3 2 0.18 0.18 0.75 1.05 0.92 0.50 0.94 0.95 1.35 0.31 0.17 0.40 0.28 0.29
C10 2 337.11 E3 2 0.18 0.41 2.10 0.88 0.84 0.54 0.83 1.05 1.57 0.12 0.44 0.63 0.23 0.74
C10 2 343.3 E3 2 0.12 0.65 4.99 0.86 0.76 0.52 0.79 0.88 1.68 0.05 0.43 0.63 0.17 0.24
C906 3 225.57 E3 2 0.22 0.65 2.55 0.86 0.76 0.51 0.84 0.83 1.66 0.22 0.27 0.34 0.67 0.37
C906 3 236.98 E3 2 0.28 0.39 1.47 0.94 0.87 0.44 0.81 0.95 1.27 0.21 0.26 0.97 0.66 0.30
C906 3 237.4 E3 2 0.25 0.39 1.45 0.92 0.86 0.48 1.08 0.92 1.19 0.22 0.27 0.54 0.61 0.11
S41-6-1 3 849.8 E3 2 0.25 0.46 1.37 0.91 0.85 0.47 0.95 0.95 1.39 0.19 0.22 0.37 0.46 0.17
S41-6-1 3 858.2 E3 2 0.22 0.44 1.44 0.89 0.85 0.46 0.83 0.97 1.44 0.19 0.24 0.24 0.41 0.40
S41-6-1 3 867.12 E3 2 0.25 0.38 1.35 0.95 0.84 0.47 0.96 1.01 1.46 0.23 0.24 0.61 0.41 0.24
G11 3 861.3 N1 0.37 0.99 4.12 1.07 1.06 0.38 1.03 0.24 0.43 / / 2.13 1.29 /
G11 3 866.48 N1 0.24 1.14 4.30 1.04 0.98 0.35 0.83 0.07 0.49 / / 1.68 1.44 /
G11 3 866.99 N1 0.29 0.86 2.90 1.06 0.97 0.34 0.74 0.06 0.45 / / 1.48 0.93 /
G11 4 111.95 N1 0.41 0.31 0.79 1.03 0.99 0.46 1.08 0.73 1.11 0.14 0.28 1.83 0.84 /
G11 4 126.97 N1 0.32 0.35 0.88 1.02 0.98 0.51 0.85 0.66 1.19 0.13 0.28 0.37 0.67 /
G6 4 104.01 N1 0.39 0.51 0.53 1.07 0.85 0.45 0.88 0.65 1.06 0.13 0.27 1.38 0.95 /

注：TDSI为TDS/（TDS+TAS）；4MSI为4⁃甲基甾烷／C29规则甾烷；AIR为ΣC13-17/ΣC18-22AIs

3.2.2　甾萜类化合物

在研究区烃源岩抽提物中普遍检测出了C27—C29规则甾烷（C27—C29St），如图4中饱和烃的m/z 217质谱图所示。通常，C27—C29规则甾烷系列中，C27规则甾烷来自低等水生生物和藻类，C29规则甾烷主要来源于高等植物，E3 2和N1烃源岩样品中C27—C29St皆呈“V”型分布，具有C27St优势。此外，C30 4-甲基甾烷作为沟鞭藻生源的典型生物标志物在2套烃源岩中也存在明显差异。通过构建4-甲基甾烷指数［4MSI（C30 4-甲基甾烷/C29规则甾烷）］来对2套烃源岩中C30 4-甲基甾烷相对含量进行表征［33］，结果表明英雄岭E3 2样品4MSI在0.05~0.32之间（均值为0.21），小梁山N1烃源岩样品4MSI在0.13~0.14之间。
在2套烃源岩样品饱和烃m/z 191质量色谱图（图4）中普遍检测出三环萜烷（TT）、四环萜烷（TeT）、C30藿烷（C30H）、伽马蜡烷（Ga）和C31—C35升藿烷系列等化合物。英雄岭E3 2和小梁山N1烃源岩样品C24TeT/C26TT值分别为0.79~1.08（均值为0.92）、0.74~1.08（均值为0.9）；伽马蜡烷指数（Ga/C30H）分别为0.83~1.31（均值为1.00）、0.06~0.73（均值为0.40）；C35/C34升藿烷值分别为1.19~2.26（均值为1.54）、0.43~1.19（均值为0.79）。

3.2.3　芳基类异戊二烯烃

研究区2套烃源岩样品抽提物芳烃馏分中均检测到了高丰度的芳基类异戊二烯烃（AIs）。整体来看三甲基芳基异戊二烯（TMAI）系列化合物，小梁山N1烃源岩样品呈前峰型优势，英雄岭E3 2样品呈后峰型优势。此外，英雄岭E3 2样品中还检测出高丰度异海绵烷，异海绵烷/C18（MAI）值为0.11~0.74（均值为0.33），而小梁山N1样品中并未检测到异海绵烷。通过构建芳基类异戊二烯烃值［AIR（ΣC13-17/ΣC18-22AIs）］［34］和三甲基芳基类异戊二烯烃比值（2，3，6-TMAI/3，4，5-TMAI），对2套烃源岩中AIs不同构型化合物相对含量特征进行分析，结果表明，E3 2和N1烃源岩的芳基异戊二烯比值（AIR）分别为0.24~0.37（均值为0.55）、0.37~2.13（均值为1.48）；2，3，6-TMAI/3，4，5-TMAI值分别为0.17~0.67（均值为0.46）、0.67~1.44（均值为1.02）。

3.2.4　三芳甲藻甾烷

通过m/z 245质量色谱图（图5）可见2套烃源岩样品中均含有高丰度的甲基三芳甾烷系列（TAS）化合物。小梁山N1较低深度样品中未检测到三芳甲藻甾烷系列化合物（TDS），而在其较高深度样品中检测到完整的三芳甲藻甾烷系列化合物（图5，图6）。通过构建三芳甲藻甾烷指数［TDSI=三芳甲藻甾烷/（三芳甲藻甾烷+三芳3-甲基-24-乙基胆甾烷）］来反映甲藻类的相对贡献［34］，N1检测到三芳甲藻甾烷样品TDSI为0.27~0.28，但低于E3 2样品的0.17~0.49（均值为0.31）。
图5 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩芳烃质量色谱

（a）G11井，N1烃源岩，3 861.3 m；（b）G6井，N1烃源岩，4 104.01 m；（c）C2-4井，E3 2烃源岩，2 821.38 m；（d）C906井，E3 2烃源岩，3 225.57 m；（e）C10井，E3 2烃源岩，2 337.11 m. 注：TAS为甲基三芳甾烷系列；TDS为三芳甲藻甾烷系列；TMAI为三甲基芳基异戊二烯

Fig.5 Mass chromatograms of aromatic hydrocarbon fractions of representative source rock samples from the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

图6 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩生物标志物参数组合对比

Fig.6 Comparison of the combination of source source rocks biomarker compounds from the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

4 讨论

4.1　烃源岩生烃潜力评价

有机质丰度、类型、成熟度是烃源岩生烃潜力评价所关注的核心问题，烃源岩有机质丰度和类型决定了其生烃的物质基础，且有机质达到一定的热演化程度才能进入生烃阶段。本次研究综合利用总有机碳含量（TOC）、生烃潜量（S 1+S 2）对有机质丰度进行分析，通过热解最高峰温（T max）与氢指数（I H）的关系版图划分有机质类型。
通过岩石热解、TOC分析，英雄岭E3 2烃源岩有机质丰度整体上优于小梁山N1烃源岩，E3 2烃源岩TOC值主要分布在0.5%~1.1%之间，生烃潜量主要分布在0.8~10.5 mgHC/g之间，烃源岩等级评价为较好—优质；而N1烃源岩TOC值主要分布在0.3%~0.9%之间，生烃潜量主要分布在0.4~6 mgHC/g之间，烃源岩等级评价为较差—较好［图7（a），烃源岩划分标准来源于青海油田分公司］。
图7 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）有机质丰度评价及烃源岩有机质类型划分［37］

（a）有机碳质量分数与生烃潜量关系；（b）T max—I H有机质类型划分［37］

Fig.7 Abundance evaluation of organic matter and classification of organic matter in source rock from the Upper Xiaganchaigou Formation（E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation（N1） in the Xiaoliangshan area［37］

除了有机质丰度外，有机质类型也对烃源岩生烃能力有控制作用。显微组分显示主要以层状藻类体、结构藻类体、孢子体、无定形体以及固体沥青为主，少见镜质组和惰质组，显示出以低等水生生物生源为主的I—II1型有机质类型。结合T max与I H的交会图划分有机质类型［图7（b）］，英雄岭E3 2烃源岩有机质类型以I—II2型为主，小梁山N1烃源岩有机质类型以II1—II2型为主。N1部分样品成熟度较高导致烃源岩中的I H值较低，可能是因为随着成熟度的提高，烃源岩中的干酪根逐渐分解，释放出大量的烃类物质，从而导致烃源岩中的I H值下降［35］。
成熟度判断评价的方法很多，通常是根据镜质组反射率判断成熟度。柴西地区E3 2、N1烃源岩层段镜质组分含量较少，本文研究样品也未达到R O测量要求。本文研究采用岩石热解参数T max值、生物标志物参数（包括正构烷烃指数、碳优势指数等）进行有机质成熟度的比较。根据邬立言等［36］ T max划分有机质成熟度界限表，T max结果反映小梁山N1烃源岩成熟度要略高于英雄岭E3 2烃源岩［图8（a）］，相对较高的孕甾烷、升孕甾烷的含量（图4），相较于受抬升影响的英雄岭E3 2层段而言，沉积时期更晚的小梁山N1层段由于沉降时间更长，导致有机质热演化程度更高，正构烷烃都具有强烈的奇偶优势［图8（b）］，说明两者成熟度都不高。此外，结合前人对研究区E3 2、N1烃源岩热演化程度分析，E3 2层段R O值主要分布在0.6%~1.3%之间［30］，有机质热演化总体处于低熟—成熟早期阶段，与本文研究所得出结论一致。
图8 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩有机质成熟度对比

（a）T max箱状图；（b）碳优势指数交会图

Fig.8 Comparison of organic matter maturity of source rock from the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

4.2　2套烃源岩分子地球化学特征差异

不同层位烃源岩的分子地球化学特征记录着各自的生源、沉积环境及成熟度等信息。研究区英雄岭E3 2和小梁山N1烃源岩的分子地球化学特征差异较为显著。受烃源岩本身的非均质性以及热演化程度对生物标志物的影响，使用单一参数对烃源岩特征进行区分是不具代表性的。因而本文研究筛选出Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、CPI、OEP、C23TT/C19-23TT、C24TeT/C26TT、Ga/C30H、C35/C34（升藿烷）、4MSI、TDSI、AIR、2，3，6-TMAI/2，3，4-TMAI、异海绵烷/C18（AIs）等生物标志物参数对英雄岭E3 2和小梁山N1烃源岩的地球化学特征差异进行分析（图6）。生物标志物参数的差异反映出2套烃源岩在沉积环境、母质来源以及有机质热演化方面存在较大差异。

4.3　烃源岩生源构成

生物标志物可以直接反映出不同类型的生源特征，综合多种生物标志化合物组合特征，可以较为有效地反映出烃源岩中有机质的生源构成信息［38-39］。
通常认为三环萜烷和藿烷系列化合物来源于原核生物（蓝绿藻和细菌）的细胞膜［40］。研究区烃源岩样品TIC图中三环萜烷和藿烷系列化合物丰度较高（图4），表明了原核生物对生源的有力贡献。英雄岭E3 2烃源岩样品检出含量丰富的异海绵烷和芳基类异戊二烯烃化合物（图5），异海绵烷和芳基类异戊二烯烃主要源于光合硫细菌在厌氧、强还原环境下产生［41-42］，说明了沉积有机质含有绿硫细菌（Chlorobiaceae），也可能有紫硫细菌（Chromatiaceae）有机质输入［43］。
藻类（主要包括浮游藻类和底栖藻类）和高等植物是沉积物中有机物的2个主要真核来源。所有烃源岩样品m/z 191质量色谱图中普遍检测出了较为丰富的长链三环萜烷（TT）和四环萜烷（TeT）化合物。其中，三环萜烷含量中等，指示有低等生源贡献。另外，C24TeT的检出表明高等植物生源对有机质含量的贡献。规则甾烷（C27—C29St）不同的相对丰度，指示不同的母源。所有样品C27—C29St呈现“V”型分布特征（图4），C27St、C29St两者的含量均高，说明存在陆源高等植物和水生生物的双重贡献。绝大部分样品中C27St略占优势，显示出母源主要为水生生物，陆源高等植物也有部分贡献。英雄岭E3 2层段和小梁山N1层段皆显示出丰富的水生菌藻类和陆生高等植物混源输入的特征。
本文研究在英雄岭E3 2层段发现了大量的葡萄藻（丛粒藻）和层状藻，沉积期气候适宜大量葡萄藻的繁衍，为该地区未熟—低熟油的形成提供了大量的可溶有机质［44］。但在小梁山N1的样品中并未检出葡萄藻，王波等［9］在柴西北新近系烃源岩的研究中同样发现以褶皱藻、皱球藻等绿藻门为主要有机质来源，而红藻和葡萄藻含量较低。丰富的三芳甾烷和三芳甲藻甾烷（甲藻甾醇芳构化），指示出沟鞭藻对生油母质的贡献，样品中均检测到了4-MS，亦表明其存在丰富的甲藻、沟鞭藻类的贡献［45］。在沉积中心的转移过程中，4MSI和TDSI值逐渐降低甚至4-MS和TDS完全消失。E3 2段烃源岩中的藻类主要为沟鞭藻（甲藻）、葡萄藻等，而N1烃源岩中的藻类主要为淡水绿藻门，这可能是E3 2烃源岩4-MS含量更高且富含TDS，而N1烃源岩4-MS贫乏TDS消失的根本原因。显然以葡萄藻为代表性的优质成烃藻类也是沉积中心转移前后的主要转变。另外Pr/Ph的显著变化也意味着其生源类型发生了一定改变［40］。

4.4　沉积水体条件差异

沉积水体条件影响着成烃生物的生长，从而决定着有机质的产量，同时有机质被生产出来后，还需要合适的水体条件才能保证沉积下来的有机物能够有效保存下来。
姥鲛烷Pr和植烷Ph是常用的古环境标志物。在强还原的沉积环境中，植烷Ph通常占优势；在高含盐环境中，嗜盐菌等参加到沉积物有机质中并在成岩过程中被降解，也可释放出大量的植烷Ph；而在弱氧化—弱还原环境中，姥鲛烷通常占优势。沉积中心转移前后沉积水体都有极高的植烷优势，为还原水体环境［图9（a）］，为有机质的保存提供了有利的条件。伴随着沉积中心的转移，受气候的影响，降水增加水体深度增加、水体盐度降低打破了水体分层的状态，Pr/Ph值有所下降，N1烃源岩沉积环境较E3 2时期还原性较弱。英雄岭凹陷E3 2层位烃源岩样品，芳基类异戊二烯烷烃以3，4，5-TMAI构型为主，并检出明显的异海绵烷，指示缺氧透光带（PZE）的存在［34，46］，小梁山N1芳基类异戊二烯烷烃以2，3，6-TMAI构型为主，并未检出明显的异海绵烷，表明小梁山凹陷N1层段沉积水体缺氧透光带（PZE）不再存在。
图9 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩沉积水体条件差异性区分

（a）Pr/nC17和Ph/nC18相关图［32］；（b） Pr/Ph与Ga/C30H交会图

Fig.9 Differentiation of sedimentary water conditions of source rock from the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

C35升藿烷含量相较于C34升藿烷含量更高，表明沉积环境为强还原或海相环境，结合前述Pr/Ph值的变化和样品中高伽马蜡烷（Ga）含量来看［图9（b）］，英雄岭凹陷E3 2烃源岩植烷对姥鲛烷优势显著、伽马蜡烷富集、升藿烷“翘尾”、甾烷异构化程度较低等符合咸水、盐湖相烃源岩的典型特征［47］，此外丰富的芳基类异戊二烯烷烃除了指示其生源及强还原沉积环境之外亦与其高盐相沉积相关联，水体缺氧透光带（PZE）的存在亦是其水体分层的标志。而小梁山N1样品伽马蜡烷指数相对较低，升藿烷系列并未出现翘尾（图4），诸多水体盐度参数和生源特征皆表明在沉积中心的转移过程中水体盐度有所降低，甚至在小梁山N1层位存在短时淡水—半咸水环境。

4.5　烃源岩形成机制差异

烃源岩发育的主控因素是沉积环境，咸湖相烃源岩发育的主要环境因素包括水体宁静、生物繁茂、阳光充足、沉积速度较快等。沉积速度与盆地沉降基本补偿，这样才能保证沉积物中含有较多的有机质。合适的水体条件才能保证沉积下来的有机物能够有效保存下来。通过对柴西地区E3 2、N1这2套烃源岩有机地球化学特征的差异分析，结合沉积期湖泊生源组成及沉积条件差异，建立了2套烃源岩差异形成模式（图10）。
图10 英雄岭地区下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山地区上干柴沟组（N1）烃源岩形成机制差异性模式

Fig.10 Differential model of source rock formation mechanism from the Upper Xiaganchaigou Formation （E3 2） in Yingxiongling area and the Shangganchaigou Formation （N1） in the Xiaoliangshan area

在E3 2沉积时期气候适宜葡萄藻、沟鞭藻、盘星藻等浮游藻类生源大量繁衍，湖泊生产力高，有机质生源以葡萄藻、沟鞭藻、盘星藻等浮游藻以及硫细菌等能贡献生油母质和烃类的水生菌藻类为主，为英雄岭地区未熟—低熟油的形成提供了大量的可溶有机质。此外，湖盆受强烈蒸发作用影响，水体持续处于过饱和状态，水体盐度增大，并形成水体分层，进而导致缺氧透光带的形成。另外，受沉积期炎热干旱气候影响，湖泊沉积物中陆源碎屑输入有限，受地层回旋影响发育的碳酸盐纹层烃源岩主要沉积于咸水—超咸水强还原水体环境，水体盐度高，沉积有利于有机质的保存，为富有机质页岩形成提供条件。
在N1沉积期气候温暖，雨量充沛，湖盆水域开阔，水体较深盐度降低，湖泊生物优势种发生变化，陆地动植物繁盛，陆地生产力提高。烃源岩沉积时期，湖泊生产力以褶皱藻、皱球藻等绿藻门、甲藻等淡水—微咸水藻类大量发育占据优势，同时陆生高等植物有机质贡献充足，为有机质富集提供大量的物质基础。烃源岩主要沉积于淡水—微咸水弱氧化水体环境，相较而言有机质的保存条件不如E3 2时期，与此对应的是保存状况较差的藻类化石，丰富降水所带来的陆源碎屑供应增强，形成以碎屑岩纹层状沉积为主的沉积地层。

5 结论

（1）柴达木盆地西部英雄岭E3 2和小梁山N1烃源岩等级分布广泛，从较差—优质烃源岩均有分布，结合热解与有机岩石学分析，英雄岭E3 2烃源岩有机质类型以I—II2型为主，小梁山N1烃源岩有机质类型以II1—II2型为主。
（2）生物标志物参数对比分析发现Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、CPI、OEP、C23TT/C19-23TT、C24TeT/C26TT、Ga/C30H、C35/C34（升藿烷）、4MSI、TDSI、AIR、2，3，6 TMAI /2，3，4 TMAI、异海绵烷/C18（AIs）是区分2套烃源岩的主要生标参数指标。生源构成、沉积水体条件和热演化程度是2套烃源岩地球化学特征差异明显的主控因素。
（3）英雄岭E3 2和小梁山N1烃源岩均显示出丰富的水生菌藻类和陆生高等植物混源输入为主的特征。英雄岭地区E3 2烃源岩有机质生源主要以葡萄藻、沟鞭藻、盘星藻等浮游藻以及硫细菌等原核生物为主，而小梁山地区N1烃源岩有机质中水生菌藻类生源转变为褶皱藻、皱球藻等淡水绿藻门为主，且含更多的陆源高等植物输入。
（4）英雄岭地区E3 2烃源岩沉积期水体盐度极高，底水氧化还原条件极度缺氧，随着沉积中心的转移，沉积水体的还原性和水体盐度有所降低，相较于小梁山地区N1烃源岩淡水—半咸水，弱还原条件更有利于有机质的保存。
（5）通过对柴西地区英雄岭下干柴沟组上段（E3 2）和小梁山上干柴沟组（N1）2套烃源岩有机地化特征的差异分析，结合沉积期湖泊生源组成及沉积条件差异，建立了2套烃源岩差异性形成模式（图10）。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
袁剑英，陈启林，陈迎宾，等. 柴达木盆地油气地质特征与有利勘探领域［J］. 天然气地球科学， 2006， 17（5）： 640-644.

YUAN J Y，CHEN Q L，CHEN Y B，et al. Petroleum geological character and favorable exploration domains of Qaidam Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2006，17（5）： 640-644.

2
完颜泽，龙国徽，杨巍，等. 柴达木盆地英雄岭地区古近系油气成藏过程及其演化特征［J］. 岩性油气藏， 2023， 35（2）： 94-102.

WAN Y Z，LONG G H，YANG W，et al. Hydrocarbon accumulation and evolution characteristics of Paleogene in Yingxiongling area，Qaidam Basin［J］. Lithologic Reservoirs， 2023， 35（2）： 94-102.

3
吴婵，阎存凤，李海兵，等. 柴达木盆地西部新生代构造演化及其对青藏高原北部生长过程的制约［J］. 岩石学报， 2013， 29（6）： 2211-2222.

WU C，YAN C F，LI H B，et al. Cenozoic tectonic evolution of the western Qaidam Basin and its constrain on the growth of the northern Tibetan Plateau［J］.Acta Petrologica Sinica，2013， 29（6）： 2211-2222.

4
LI G X，ZHU R K，ZHANG Y S，et al. Geological characteristics，evaluation criteria and discovery significance of Paleogene Yingxiongling shale oil in Qaidam Basin，NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2022， 49（1）： 21-36.

5
马新民，吴武军，石亚军，等. 柴达木盆地英雄岭构造带油气成藏模式［J］. 中国矿业大学学报， 2021， 50（2）： 289-303.

MA X M，WU W J，SHI Y J，et al. Hydrocarbon accumulation mode of Yingxiongling structural belt in Qaidam Basin［J］.Jour-nal of China University of Mining & Technology，2021，50（2）：289-303.

6
付锁堂，马达德，郭召杰，等. 柴达木走滑叠合盆地及其控油气作用［J］. 石油勘探与开发， 2015， 42（6）： 712-722.

FU S T，MA D D，GUO Z J，et al. Strike-slip superimposed Qaidam Basin and its control on oil and gas accumulation， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2015，42（6）：712-722.

7
江小青，吕宗伦，孙柏年，等. 柴达木盆地西部小梁山凹陷烃源岩评价［J］. 天然气地球科学， 2009， 20（3）： 405-410.

JIANG X Q，LÜ Z L，SUN B N， et al. Evaluation of hydrocarbon source rocks in Xiaoliangshan Sag，western Qaidam Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2009， 20（3）： 405-410.

8
孙德强，张涛，梁彬，等. 柴达木盆地北缘油气成藏特征［J］. 天然气地球科学， 2008， 19（5）： 652-656.

SUN D Q， ZHANG T，LIANG B，et al. Reservoir-forming features of oil and gas in North of Qaidam Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2008，19（5）： 652-656.

9
王波，吴志雄，周飞，等. 柴达木盆地西北区新近系咸化湖盆生烃母质类型与有机质富集机理［J］. 天然气地球科学，2023，34（3）： 496-509.

WANG B，WU Z X，ZHOU F，et al. Characteristics and development mechanism of salt lacustrine source rocks： A case study of Neogene in the northwestern of Qaidam Basin［J］. Na-tural Gas Geoscience， 2023，34（3）： 496-509.

10
李廷伟，李建森，马海州，等. 柴达木盆地西部油田卤水硼同位素地球化学研究［J］. 盐湖研究， 2013， 21（2）： 496-509.

LI T W，LI J S，MA H Z，et al. Boron isotope geochemical study on oil-field brine in western Qaidam Basin［J］. Journal of Salt Lake Research， 2013， 21（2）： 1-9.

11
韩佳君. 柴达木盆地西部地下卤水起源演化与资源量评价［D］. 北京：中国地质大学（北京）， 2013.

HAN J J.Hydrochemical Characteristics，Origin，Evolution and Resources of the Subsurface Brines in Western Qaidam Basin［D］. Beijing：China University of Geoscience（Beijing），2013.

12
李建森，李廷伟，马海州，等. 柴达木盆地西部新近系和古近系油田卤水水化学特征及其地质意义［J］. 水文地质工程地质， 2013， 40（6）： 28-36.

LI J S，LI T W，MA H Z，et al. Investigation of the chemical characteristics and its geological significance of the Tertiary oilfield brine in the western Qaidam Basin［J］. Hydrogeology & Engineering Geology， 2013， 40（6）： 28-36.

13
裴梓薇，吴颜雄，武云昭，等. 柴达木盆地英雄岭凹陷古近纪沉积速率研究及其油气勘探意义［C］.西安：2022油气田勘探与开发国际会议论文集Ⅲ， 2022： 469-478.

PEI Z W，WU Y X，WU Y Z，et al. Deposition Rate of the Paleogene in Yingxiongling Depression，Qaidam Basin and its significance for oil and gas exploration［C］.Xi'an：International Field Exploration and Development Conference Ⅲ，2022：469-478.

14
徐思渊. 柴达木盆地一里坪地区新近纪咸化湖相烃源岩有机质富集模式研究［D］. 北京：中国石油大学（北京）， 2018.

XU S Y. Organic Matter Enrichment Model of Neogene Salt Lake Source Rocks in Yiliping Area，Qaidam Basin［D］. Beijing：China University of Petroleum （Beijing）， 2018.

15
太万雪. 柴达木盆地西北部古近系—新近系烃源岩评价［D］. 北京：中国石油大学（北京）， 2021.

TAI W X. Evaluation of Paleogene-Neogene Source Rocks in the Northwestern Qaidam Basin［D］. Beijing：China University of Petroleum （Beijing）， 2021.

16
曹剑，边立曾，刘云田，等. 柴达木盆地北缘中、下侏罗统烃源岩生烃潜力［J］. 新疆石油地质， 2009， 30（1）： 21-24.

CAO J，BIAN L Z，LIU Y T，et al. Hydrocarbon generative potentials of Middle and Lower Jurassic source rocks in northern margin of Qaidam Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2009，30（1）： 21-24.

17
田光荣，李红哲，白亚东，等. 柴达木盆地侏罗系煤系烃源岩生烃潜力分类评价［J］. 煤田地质与勘探， 2018， 46（5）： 73-80.

TIAN G G，LI H Z，BAI Y D，et al. Classification and evaluation of the hydrocarbon generation potential of Jurassic coal measures of Qaidam Basin［J］. Coal Geology & Exploration， 2018， 46（5）： 73-80.

18
于会娟，妥进才，刘洛夫，等. 柴达木盆地东部地区侏罗系烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价［J］. 沉积学报， 2000， 18（1）： 132-138.

YU H J， TUO J C， LIU L F，et al. Geochemical characteristics and evaluation on hydrocarbon generation potentials of source rocks in Jurassic eastern Qaidam Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2000，18（1）： 132-138.

19
王帅. 柴达木盆地东部石炭系烃源岩生烃演化史与主控因素［D］.北京：中国地质科学院， 2022.

WANG S. Hydrocarbon Generation and Evolution History and Main Controlling Factors of Carboniferous Source Rocks in the Eastern Qaidam Basin［D］. Beijing：Chinese Academy of Geological Sciences， 2022.

20
张小军，曹正林，孙秀建，等. 柴达木盆地西南部凹陷特征及生烃潜力分析［J］. 天然气地球科学， 2012， 23（5）： 862-867.

ZHANG X J，CAO Z L，SUN X J，et al. Characteristics of depression and their hydrocarbon generation potency in southwestern Qaidam Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2012， 23（5）： 862-867.

21
王海峰. 柴达木盆地扎哈泉地区N1油藏地质特征研究［D］. 成都：西南石油大学， 2013.

WANG H F， Study on Geological Characteristics of N1 Reservoir in Zahaquan Area，Qaidam Basin［D］.Chengdu：Southwest Petroleum University，2013

22
刘洛夫，妥进才，于会娟，等. 柴达木盆地北部地区侏罗系烃源岩地球化学特征［J］. 石油大学学报（自然科学版）， 2000， 24（1）： 64-68.

LIU L F，TUO J C， YU H J，et al. Geochemistry of the Jurassic source rocks in the northern areas of Qaidam Basin in China［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Sciences），2000，24（1）：64-68.

23
丁安娜，王明明，李本亮，等. 生物气的形成机理及源岩的地球化学特征——以柴达木盆地生物气为例［J］. 天然气地球科学， 2003， 14（5）： 402-407.

DING A N， WANG M M， LI B L，et al. Biogas forming mechanism and geochemical characteristics of its source rock［J］. Natural Gas Geoscience， 2003，14（5）： 402-407.

24
周莉，张小波，江小青，等. 柴西北区原油有机地球化学特征［J］.石油知识， 2020， （4）： 54-55.

ZHOU L， ZHANG X B，JIANG X Q，et al. Organic geochemical characteristics of crude oil in Northwest Qaidam region［J］. Petroleum Knowledge， 2020，（4）： 54-55.

25
何国源. 柴达木盆地西部北区油气地球化学综合研究［D］. 北京：北京大学， 2008.

HE G Y.Comprehensive Study on the Geochemistry of Oil and Gas in the Northwest Qaidam Basin［D］. Beijing：Peking University， 2008.

26
蒙炳坤，周世新，李靖，等. 柴达木盆地西北部原油芳烃分子标志化合物分布特征及意义［J］. 天然气地球科学， 2021， 32（5）： 738-753.

MENG B K，ZHOU S X，LI J，et al. Distribution characteristics and significance of the aromatic hydrocarbons molecular biomarker in crude oil from the northwestern Qaidam Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2021， 32（5）： 738-753.

27
潘家伟，李海兵，孙知明，等. 阿尔金断裂带新生代活动在柴达木盆地中的响应［J］. 岩石学报， 2015， 31（12）： 3701-3712.

PAN J W，LI H B，SUN Z M，et al. Tectonic responses in the Qaidam Basin induced by Cenozoic activities of the Altyn Tagh fault［J］. Acta Petrologica Sinica， 2015， 31（12）： 3701-3712.

28
田继先，纪宝强，曾旭，等. 柴北缘下干柴沟组深部碎屑岩储层发育特征及主控因素［J］. 天然气地球科学， 2022， 33（5）： 720-730.

TIAN J X，JI B Q，ZENG X，et al. Development characteristics and main controlling factors of deep clastic reservoir of Xiaganchaigou Formation in the northern margin of Qaidam Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2022， 33（5）： 720-730.

29
龙国徽，王艳清，朱超，等. 柴达木盆地英雄岭构造带油气成藏条件与有利勘探区带［J］. 岩性油气藏， 2021， 33（1）： 145-160.

LONG G H，WANG Y Q，ZHU C，et al. Hydrocarbon accumu-lation conditions and favorable exploration plays in Yingxiong-ling structural belt，Qaidam Basin［J］. Lithologic Reservoirs， 2021，33（1）：145-160.

30
李国欣，朱如凯，张永庶，等. 柴达木盆地英雄岭页岩油地质特征、评价标准及发现意义［J］.石油勘探与开发，2022，49（1）： 18-31.

LI G X，ZHU R K，ZHANG Y S，et al. Geological characteristics， evaluation criteria and discovery significance of Paleogene Yingxiongling shale oil in Qaidam Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2022，49（1）：18-31.

31
吴昌吉. 柴达木盆地小梁山油田新近系湖相低渗透储层特征研究［D］.青岛：中国石油大学（华东）， 2013.

WU C J. The Research of Lake Facies and Low Permeability Resevoir Characteristics in Neogene System in Xiaoliangshan Oilfield of Qaidam Basin［D］. Qingdao：China University of Petroleum （East China）， 2013.

32
黄谦，徐耀辉，王飞龙，等. 海水侵入对湖相烃源岩形成的影响——以渤海湾盆地渤中凹陷西南缘沙三段泥岩为例［J］. 天然气地球科学， 2023， 34（5）： 821-836.

HUANG Q，XU Y H，WANG F L，et al. Effect of marine incursion on the formation of lacustrine source rocks： A case study of mudstones from the third member of the Shahejie Formation in the southwestern Bozhong Sag， Bohai Bay Basin ［J］. Natural Gas Geoscience， 2023，34（5） ： 821-836.

33
李国雄，刘成林，王飞龙，等. 渤海湾盆地渤中凹陷东营组烃源岩地球化学特征及生烃模式［J］.石油学报，2022，43（11）： 1568-1584.

LI G X，LIU C L，WANG F L，et al. Geochemical characteristics and hydrocarbon generation mode of source rocks of Dongying Formation in Bozhong Sag， Bohai Bay Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 2022， 43（11）： 1568-1584.

34
许汇源. 渤海湾盆地东营凹陷沙河街组有机质富集机制及地质事件研究［D］. 北京：中国地质大学（北京）， 2018.

XU H Y. Research on Mechanism of the Organic Matter Enrichment and Geological Events in the Shahejie Formation，Dong-ying Depression，Bohai Bay Basin，China［D］. Beijing：China University of Geoscience （Beijing）， 2018.

35
郭秋麟，米敬奎，王建，等. 改进的烃源岩生烃潜力模型及关键参数模板［J］. 中国石油勘探， 2019， 24（5）： 661-669.

GUO Q L，MI J K，WANG J，et al. An improved hydrocarbon generation model of source rocks and key parameter templates［J］. China Petroleum Exploration， 2019， 24（5）： 661-669.

36
邬立言，顾信章. 热解技术在我国生油岩研究中的应用［J］. 石油学报， 1986，7（2）： 13-19.

WU L Y， GU X Z. The application of pyrolysis technique in source rock research［J］.Acta Petrolei Sinica，1986，7（2）： 13-19.

37
黄谦，陈容涛，彭晓波，等. 渤海湾盆地渤中凹陷古近系烃源岩生物标志物特征及其地质意义［J］. 地质科技通报， 2022， 41（3）： 180-192.

HUANG Q，CHEN R T，PENG X B，et al. Characteristics and geological significance of biomarkers from the Paleogene source rocks in Bozhong Sag， Bohai Bay Basin［J］. Bulletin of Geological Science and Technology， 2022， 41（3）： 180-192.

38
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.

39
张吉振，唐友军，洪海涛，等. 川中油气区金华地区大安寨段及须五段烃源岩生物标志物特征和生源构成［J］. 长江大学学报（自然科学版）， 2021， 18（5）： 1-12.

ZHANG J Z，TANG Y J，HONG H T，et al. Biomarker characteristics and biogenetic composition of source rocks of Da′anzhai member and Xujiahe 5 member in Jinhua area of central Sichuan oil and gas region［J］.Journal of Yangtze University（Natural Science Edition）， 2021， 18（5）： 1-12.

40
马巳翃. 中国中新元古界—下古生界不同生源有机质研究［D］.青岛 ：中国石油大学（华东）， 2018.

MA S H. Study of Different Kinds of Organic Source of Meso-Neoproterozoic to Lower Palaeozoic Strata of China［D］. Qingdao：China University of Petroleum （East China）， 2018.

41
李峰，朱光有，吕修祥，等. 塔里木盆地古生界海相油气来源争议与寒武系主力烃源岩的确定［J］.石油学报，2021，42（11）： 1417-1436.

LI F，ZHU G Y，LÜ X X，et al. The disputes on the source of Paleozoic marine oil and gas and the determination of the Cambrian System as the main source rocks in Tarim Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 2021， 42（11）： 1417-1436.

42
马健，吴朝东，王熠哲，等. 准噶尔盆地渐新世安集海河组类胡萝卜素的发现及古环境意义［J］. 地质学报， 2020， 94（6）： 1853-1868.

MA J，WU C D，WANG Y Z，et al. Discovery of carotenoids and its paleolake significance in the Oligocene Anjihaihe Formation，southern Junggar Basin，China［J］. Acta Geologica Sinica， 2020， 94（6）： 1853-1868.

43
马晓潇，黎茂稳，刘鹏，等. 江汉盆地盐间页岩中芳基类异戊间二烯烷烃特征及对页岩油勘探的意义［J］. 石油实验地质， 2020， 42（4）： 575-585.

MA X X，LI M W，LIU P，et al. Aryl isoprenoids and their significance for inter-salt shale oil exploration in the Jianghan Basin［J］.Petroleum Geology & Experiment，2020，42（4）：575-585.

44
周凤英，彭德华，边立增，等. 柴达木盆地未熟—低熟石油的生烃母质研究新进展［J］. 地质学报， 2002， 76（1）： 107-113.

ZHOU F Y，PENG D H， BIAN L Z，et al. Progress in the organic matter study of immature oils in the Qaidam Basin［J］. Acta Geologica Sinica， 2002，76（1）： 107-113.

45
黄第藩，张大江，李晋超. 论4-甲基甾烷和孕甾烷的成因［J］. 石油勘探与开发，1989，16（3）： 8-15.

HUANG D F，ZHANG D J，LI J C. On origin of 4-methyl steranes and pregnanes［J］. Petroleum Expoloration and Development， 1989，16（3）： 8-15.

46
李振西，范璞，李景贵，等. 芳基类异戊二烯生标在指相上的应用［J］. 沉积学报， 1998，16 （2）： 9-13.

LI Z X，FAN P， LI J G，et al. An application of Aryl Isoprenoids in indicating sedimentary environments［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 1998，16（2）： 9-13.

47
张洪安，李素梅，徐田武，等. 东濮凹陷北部盐湖相原油特征与成因［J］. 现代地质， 2017， 31（4）： 768-778.

ZHANG H G，LI S M，XU T W，et al. Characteristics and formation mechanism for the saline lacustrine oil from the North Dongpu Sag［J］. Geoscience， 2017， 31（4）： 768-778.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.