Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 1: 166 - 182

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.006

Biomarker classifications of Lower Paleozoic deep source rocks and crude oils from the Tarim Basin and oil sources

  • Mengqin LI , 1 ,
  • Chao YAO 1 ,
  • Fangfang CHEN 1 ,
  • Taohua HE , 2, 3 ,
  • Longfei ZHAO 1 ,
  • Chunyan XIAO 1 ,
  • Qinghong WANG 1 ,
  • Zhengyang LI 1 ,
  • Yahao HUANG 2 ,
  • Zhigang WEN 2
Expand
  • 1. Petroleum Exploration & Production Research Institute，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China
  • 2. Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology，Ministry of Education，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 3. National Key Laboratory of Deep Oil and Gas，China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China

Received date: 2024-03-15

  Revised date: 2024-06-17

  Online published: 2024-07-24

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42272160)

the Open Fund of SINOPEC Key Laboratory of Oil and Gas Accumulation(33550007-22-ZC0613-0040)

Fold

Abstract

To elucidate the provenance of intricate deep crude oils in the Lower Paleozoic strata， in this paper， a systematic geochemical analysis of Lower Paleozoic source rocks and crude oil samples in Tarim Basin has been carried out. The juxtaposition of samples subjected to natural evolutionary processes and thermal simulation experiments unveiled that certain aromatic indices exhibit remarkable stability， particularly 1-alkyl-2，3，6-aryl isoprenoids （2，3，6-AIPs）， which demonstrates pronounced resistance to anti-secondary-alteration. A comprehensive assessment of the hydrocarbon generation potential of Lower Paleozoic source rocks identified five series of organically enriched strata （Lower Cambrian Yuertus Formation （Є1 y）， Middle-Lower Ordovician Heituao Formation， Middle Ordovician from the Xihexiu section， Middle-Upper Ordovician Sargan Formation， and Upper Ordovician Lianglitage Formation）. These were categorized into three distinct groups：“low salt-green algae”，“high salt-dinoflagellates”， and “photic-zone euxinia （PZE）-green sulfur bacteria （GSB），” predicated on the presence of stable aromatic biomarkers， including 2，3，6-AIPs. And crude oils were categorized into two distinct groups： PZE-green algae oil and PZE-GSB oil. Notably， PZE-GSB source rocks （mainly developed from the Є1 y） contained abundant 2，3，6-AIPs， showing similarity to almost all crude oils from the Tazhong and Tabei areas， Tarim Basin. Through oil-source correlation and the quantitative deconvolution of mixed crude oils， it was ascertained that the source rock harboring 2，3，6-AIPs likely plays a pivotal role in the substantial contributions to the extant deep crude oil reserves in the Tarim Basin. Therefore， finely determining the spatial distribution of this source rock developed under the special biological-environmental condition （PZE-GSB）， in the next stage， would provide significant reference for the targeted exploration of deep complex crude oil in the Lower Paleozoic from the Tarim Basin and even the world.

Key words： 1-alkyl-2，3，6-aryl isoprenoids; Green sulfur bacteria; Photic-zone euxinia; Anti-secondary-alteration ability; Deep complex petroleum exploration; Tarim Basin

Cite this article

Mengqin LI , Chao YAO , Fangfang CHEN , Taohua HE , Longfei ZHAO , Chunyan XIAO , Qinghong WANG , Zhengyang LI , Yahao HUANG , Zhigang WEN . Biomarker classifications of Lower Paleozoic deep source rocks and crude oils from the Tarim Basin and oil sources[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(1) : 166 -182 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.006

0 引言

随着中浅层油气勘探基本结束以及钻探工艺的不断提高，深层—超深层（埋深>4 500~6 000 m）的勘探已逐渐成为油气资源勘探开发的新趋势，尤其是对于老油区的增产、稳产具有非常重要的意义，目前该领域已成为国内外油气勘探的热点［1-3］。全球范围内，深层油气资源分布极其广泛，主要集中在欧洲、亚太、北美、南美等地区的前陆、裂谷、被动陆缘和山间盆地。目前，已发现的87个深层含油气盆地的可采储量约为152.38×108 t。我国深层油气资源丰富［地质资源量约为（220~300）×108 t］，分布于塔里木、四川、松辽和鄂尔多斯等多个盆地，展现出巨大的勘探潜力。近年来，塔里木盆地已取得更深层的工业油气流，特别是ZS1C井（>6 000 m）液态烃的开采掀起了我国深层—超深层油气勘探浪潮［4-6］。
前人研究显示，古老烃源岩大多热演化程度高、生排烃强度大，但其生烃潜力尚未得到深入研究［4］。深层油气成藏环境特殊，具有埋藏深、多期成藏、多期调整、多期次生改造等特点，导致深层油气来源判识依然困难。以我国深层原油极为丰富的塔里木盆地（凝析油、轻质油、正常油、高蜡油、重质油以及固体沥青等在盆内均有分布）为例［7-10］，其海相油气资源主要来源于下古生界的寒武系—下奥陶统（Є—O1）和中上奥陶统（O2-3）两大套烃源岩，然而该油气资源精细来源（具体至地层、岩相等）依然存在争议——主力源岩为Є—O1或/和O2-3烃源岩［11-14］？究其原因主要有2个方面：①Є—O1烃源岩，尽管有机质丰度较高，但有限资料显示其厚度较小、分布局限、热演化快、生烃早，且最终生成的大部分油气很可能遭到后期改造破坏，例如仅塔里木盆地志留系沥青砂折算的损失原油当量就高达133×108 t［12，15］；②O2-3烃源岩，尽管厚度大、分布广、热演化慢、生烃晚，且生成的油气较少遭受后期改造破坏，但该烃源岩有机质丰度普遍较低（TOC<0.5%），为低丰度烃源岩或非烃源岩［12］。
本文通过塔里木盆地下古生界烃源岩的生烃潜力进行综合评价，揭示出5套潜在烃源岩。首先基于稳定的芳烃类生物标志物参数，在主成分分析的基础上将烃源岩分为三大类，并明确各类烃源岩的判别标志；然后，在聚类分析基础上将原油分为了两大类。最后，结合油源对比和混源油解析定量揭示了各类烃源岩的有效性，以期为塔里木盆地下古生界深层原油勘探提供参考。

1 区域地质概况

塔里木盆地位于天山山脉与昆仑山山脉之间，其东部以阿尔金山断裂带为界，总面积约为56×104 km2，是一个大型克拉通盆地，下古生界海相组合埋深较大，主要埋深在6 000~12 000 m之间。受复杂构造背景影响，塔里木盆地在地质历史时期经历了多期次热事件、多旋回构造演化，现今呈现出“四隆五坳”结构，即库车坳陷、西南坳陷、塘古坳陷、东南坳陷和北部坳陷5个坳陷区，塔东隆起、塔中隆起、巴楚隆起和塔北隆起4个隆起区（图1）。
图1 塔里木盆地地质概况

（a） 构造带划分；（b） P—P’地层剖面

Fig.1 Geological overview of Tarim Basin

在早古生代，塔里木盆地长期处于低纬度（南纬30°—北纬30°），火山活动相对较少，仅于震旦纪—奥陶纪和早二叠世发育较强的火山活动［12］。塔里木板块在震旦纪开始裂解，发育大陆裂谷盆地，寒武纪处于稳定拉张期，大陆裂谷进一步扩张，导致南天山洋、盆岭构造、克拉通盆地和台地碳酸盐岩的形成。奥陶纪期间，拉张活动继续，并伴随着大洋的俯冲开始。志留纪至泥盆纪期间，盆地边缘活跃，形成活动的大陆边缘。石炭纪至二叠纪，盆地的北缘形成了天山构造带，而南缘则受到古特提斯洋俯冲作用的影响，形成了岩浆弧。晚二叠世至三叠纪期间，塔里木盆地继续受到古特提斯洋的影响，发展成为弧后前陆盆地。侏罗纪至古近纪期间，盆地经历了持续的伸展作用，形成了众多的正断层和走滑断层。新近纪至第四纪，盆地在印度板块与欧亚板块相互作用的影响下，形成了大量的前陆盆地。
相较于我国其他大型克拉通盆地，如位于扬子板块的四川盆地和中朝板块的鄂尔多斯盆地，塔里木盆地展现出2个显著的特征［12］：①下古生界广泛发育火山、热液活动，表明该时期火山营养元素的输入可能诱发优质、有效烃源岩的发育，例如下寒武统玉尔吐斯组（Є1 y）沉积时期，塔西北地区热液活动促成了一套厚达20~40 m的富有机质硅质页岩—泥页岩；②塔里木盆地经历了3次大规模的拉张和挤压活动，促进了三大构造带和六大不整合面的形成，为下古生界油气提供了有效的运移通道和储集空间。构造活动的差异导致不同构造带在相同时期发育不同岩相的地层（同时异相）。在广泛分布的台盆区，下古生界海相地层从下到上依次为下寒武统玉尔吐斯组（Є1 y）、肖尔布拉克组（Є1 x）、吾松格尔组（Є1 w），中寒武统沙依里克组（Є2 s）、阿瓦塔格组（Є2 a），上寒武统丘里塔格组（Є3 q）；中下奥陶统蓬莱坝组（O1 p）、鹰山组（O1-2 y）、一间房组（O2 yj），上奥陶统恰尔巴克组（O3 q）、良里塔格组（O3 l）、桑塔木组（O3 s）。其中上述Є1 y和Є1 x在塔东地区分别被命名为西山布拉克组（Є1 xs）和西大山组（Є1 xd），Є2 s和Є2 a在塔东地区被命名为莫合尔山组（Є2 m），O1-2 y和O2 yj在塔东地区被命名为黑土凹组（Є2 h），而O2 yj和O3 q在塔西北地区被命名为萨尔干组（O2-3 s）。

2 样品与实验

采集来自塔里木盆地露头岩块、井下岩心、岩屑样品累计680余件，包括塔北地区的L1井、LN46井、KN1井、库鲁克塔格地区兴地南和兴地东剖面（XDN和XDD）、雅尔当山剖面（YEDS）以及却尔却克剖面（QEQK），塔西北地区的什艾日克剖面（SARK）、肖尔布拉克剖面（XEBLK）、鹰山北坡剖面（YSBP）、昆盖阔坦剖面（KGKT）、大湾沟剖面（DWG）、四石场剖面（SSC）等野外露头；巴楚地区H4井，塔中地区TZ12井、TZ30井，塔东地区TD1井、TD2井、ML1井以及YD2井等。采样层位覆盖寒武系（Є）—奥陶系（O）所有可能的烃源岩地层及岩性，其中从老到新各地层主要包括Є1 y、Є1 x、Є1 w、Є2 m、Є2 s、Є3 x、O1 p、O1 y、O1-2 h、西合休剖面中奥陶统（O2 x）［16］、O2-3 s、O3 q、O3 z、O3 y、O3 l和O3 s，岩性包括泥页岩、硅质页岩、硅质岩、灰岩、白云岩等。总体而言，所有采样基本覆盖了塔里木全盆地各构造带、各下古生界Є—O不同层位及不同岩性，对整个塔里木盆地进行烃源岩的综合评价及潜在烃源岩的筛选提供了坚实的基础。对所采烃源岩样品，开展了TOC、显微组分、色谱—质谱（GC-MS）、等效镜质体反射率（EqR O）、干酪根碳同位素及黄铁矿硫同位素等地球化学分析，相关常规技术流程及测试简介已在笔者早期成果［16-19］中进行了详细介绍，此处不再赘述。
为进行油源分析，从塔北、塔中及巴楚隆起三大含油构造带采集了多个典型油样。具体包括塔中地区12口油井的15件油样，塔北地区13口油井的13件油样，以及巴楚地区5口油井的7件油样（表1）。所取样品覆盖了寒武系（Є）、奥陶系（O）、志留系（S）、泥盆系（D）和石炭系（C）等多个地质时期的多套地层。所采集油样的埋深主要在4 500~7 200 m之间，其中深层（埋深>4 500 m）油样占66%，超深层（埋深>6 000 m）油样占29%。原油性质从轻质的凝析油（如ZS1C井，产层埋深6 800.0~7 000.0 m）到重质的生物降解油（如R4C井，产层埋深6 918.42~7 026.12 m）均有分布，前者占比约69%，后者占比约31%。上述油样代表了塔里木盆地不同构造带、不同层位、不同埋深及不同性质的油藏。对采集的原油样品进行了一系列的测试分析，包括GC-MS、1-烷基-2，3，6-芳基类异戊二烯［20］（2，3，6-AIPs，亦简称芳基类异戊二烯烃）、硫代金刚烷等测试分析。其中，2，3，6-AIPs单体碳同位素测试作为关键的分析技术之一，在此进行简要介绍，而其他测试已在笔者早期成果［16-19］中详细介绍。
表1 塔里木盆地典型海相油样信息[21]

Table 1 Information of typical marine oil samples in the Tarim Basin[21]

油样号 层位 构造带 原油类型 A. 硫代金刚烷
WO01* O2 y 塔北 I + -
WO02 C1 b+O2 y 巴楚 I + -
WO03 Oy 塔北 II + -
WO04 O3 l 塔中 II + +
WO05 O2 y 塔北 II + -
WO06 Cd 塔中 II + -
WO07 O3 l 巴楚 I + +
WO08 C 塔北 II + -
WO09 O3 l 塔中 II + -
WO10 O3 l 塔北 II + -
WO11 O3 l 塔北 II + -
WO12 O2-3 y 塔北 II + -
WO13 O3 l 塔中 II + -
WO14 O2 y 塔北 II + -
WO15 Cb 巴楚 I + +
WO16 O1 p 巴楚 I + +
WO17 O3 l 塔中 II + -
WO18 Є1 x 塔中 I + +
WO19 D3 d 巴楚 I + +
WO20 S1 t-k 塔中 II + -
WO21 S1 t 塔中 II + -
WO22 S1 k 塔中 II + -
WO23 O1 y 塔中 II + -
WO24 O2 y 巴楚 I + +
WO25 D3 d 塔中 II + +
WO26 C1 b 巴楚 I + -
WO27 Є 塔中 II + -
WO28 Oy 塔北 II + -
WO29 O 塔北 II + -
WO30 Cd 塔中 II + -
WO31 O2 y 塔北 II + -
WO32 Є2 a 塔中 II + -
WO33 O2 y 塔北 II + -
WO34 O 塔中 II + +
WO35 D3 d 塔北 I + -

注：原油类型由后文聚类分析结果判定；硫代金刚烷指示硫酸盐热化学还原作用（TSR）；+指示含量丰富；-指示含量较低或低于检测下限；A.指示2,3,6⁃AIPs；加*号指已做了保密化处理

2，3，6-AIPs单体碳同位素测试采用三步法进行。首先，根据传统方法分离得到芳烃馏分［21］。随后，通过使用不同比例的石油醚/二氯甲烷混合溶剂（比例分别为99∶1、9∶1和8∶2），进一步将芳烃组分分离成单环、双环和三环芳烃化合物。第三步涉及到2，3，6-AIPs的富集过程，其中浓缩后的单芳香族组分先在硅胶上用环己烷洗脱以去除非目标的直链烷基苯，接着在活性氧化铝柱上使用正己烷以及正己烷/二氯甲烷（9∶1）混合溶剂进行洗脱，从而获得相对较富集的2，3，6-AIPs。在此过程中，需要注意的是，氧化铝在使用前需要在约145 ℃下活化4 h，所得滤液应自然风干，而不能通过氮气吹扫等手段进行加速风干，以免小分子2，3，6-AIPs损耗。通过对比产物的总离子流色谱图和相应的原油选择离子扫描图（m/z=134）（图2），可以确认最终富集产物主要为2，3，6-AIPs。最后，在HP6890 GC-Finnigan PLUS XL IRMS联用仪上完成2，3，6-AIPs的单体δ13C分析。所用色谱柱为J & W DB5（50 m×0.32 mm×0.25 μm）。色谱炉温起始温度为35 ℃，保持5 min，然后以2 °C/min的速率升至140 ℃，再快速以20 ℃ /min的速率升至290 ℃，恒温30 min。2，3，6-AIPs的单体δ13C测试结果见表2，其中部分数据与前人［22］最新报道结果基本一致，说明本文测试方法具有较高的可信度。
图2 Y2-14井油样的2，3，6-AIPs富集前后对比

（a）富集前芳烃GC-MS图；（b）富集后2，3，6-AIPs的总离子流图

Fig.2 Comparison between mass chromatograms of 2，3，6-AIPs in the aromatic fractions and the total ion flow diagram of concentrated 2，3，6-AIPs from the oil of Well Y2-14

表2 2,3,6-AIPs单体碳同位素分布特征 (‰)

Table 2 Compound-specific δ13C compositions of 2,3,6-AIPs

井号 H23 H6 T11 Y2-8 Y2-14
埋深/m 约5 950 约4 300 约6 300 约5 800 约5 820
A-C13 a -21.10b -18.61 -18.28 -19.11 -17.40
A-C14 -17.00 -17.00 -18.33 -17.39 -18.00
A-C15 -20.16 -19.49 -16.61 -22.48 -19.30
A-C16 -19.44 -18.55 -18.72 -25.97 -20.24
A-C17 -18.33 -19.22 -24.98 -19.11 -19.70
A-C18 -18.33 -17.00 -18.44 -16.17 -17.70
A-C19 -19.72 -18.39 -24.59 -26.42 -18.50
A-C20 -21.38 -21.54 -20.71 -23.04 -20.36
A-C21 -24.42 -20.05 -26.42 -24.87 -23.54

注：a，2,3,6⁃AIPs⁃C13；b, H23井(约5 950 m) 原油中具有13个碳的2,3,6⁃AIPs碳稳定同位素值为-21.10‰

3 结果与讨论

3.1　5套潜在烃源岩

3.1.1　有机质丰度

有机质是生烃基础，当有机质丰度达到一定含量时才能形成商业性油气聚集，才能被视作有效烃源岩。张水昌等［12］指出，Є—O烃源岩TOC普遍较低，在确定烃源岩TOC下限时要做到“低中找高”，并建议海相有效烃源岩需满足TOC>0.4%~0.5%，本文认为TOC≥0.5%即为潜在烃源岩。表3显示，存在TOC>0.5%的主要有O3 l、O3 z、O2-3 s、O2 x、O1-2 h、O1 y、Є3 x、Є2 m以及Є1 y，其岩性为泥页岩、硅质泥页岩和泥质灰岩。但O3 z、O1 y、Є3 x以及Є2 m的TOC≥0.5%样品极少（<5件），指示仍以TOC<0.5%占主体，不能代表潜在烃源岩。由此可见，研究区潜在烃源岩主要有O3 l、O2-3 s、O2 x、O1-2 h以及Є1 y 5套，其TOC最高可达29.8%（Є1 y泥页岩）［23］。在平面分布上，O3 l主要分布于塔中和塔北地区（如TZ12井和LN46井），O2-3s主要分布于塔西北阿瓦提凹陷，O2 x分布于西南坳陷，O1-2 h主要分布于塔西北阿瓦提凹陷和满加尔坳陷，而Є1 y主要分布于塔西北—塔北、塔东和满加尔坳陷（图1，表3）。
表3 塔里木盆地寒武系—奥陶系不同地层TOC分布

Table 3 TOC distribution of different strata from Є-O in the Tarim Basin

系 组 TOC/%

样品

个数

 典型井/剖面
最大值 最小值 平均值

奥

陶

系

 O3 s 0.19 0.02 0.10 11 LN46等
O3 l 2.17 0.01 0.77 138 LN46， TZ12等
O3 y 0.91 0.09 0.40 21 YSBP， YJK等
O3 z 1.90 0.11 0.32 24 TD1， TD2等
O3 q 0.14 0.04 0.09 27 YSBP， YJK等
O2-3 s 4.25 0.07 1.38 73 YSBP， SSC等
O2 x 3.15 0.02 0.73 80 XHX
O1-2 h 6.70 0.28 0.98 128 ML1，YL1等
O1 y 0.86 0.02 0.18 21 TZ12等
O1 p 0.08 0.01 0.04 18 TZ12， DBTG等

寒

武

系

 Є3 x 0.95 0.10 0.26 27 KN1， YQ6等
Є2 s 0.14 0.02 0.12 21 XEBLK等
Є2 m 0.93 0.03 0.33 8 YD2， QKMK等
Є1 w 0.13 0.01 0.08 13 XEBLK等
Є1 x 0.48 0.01 0.10 10 XEBLK等
Є1 y 29.80 0.91 5.70 68 L1， SARK等

注： YJK为羊吉坎剖面； XHX为西合休剖面［21］

3.1.2　有机质类型

不同成烃生物的碳同位素差异显著，例如底栖藻的碳同位素组成往往比浮游藻碳同位素组成重，导致相应的干酪根碳同位素（δ13C干酪根）值偏高［24］。干酪根在热演化过程中其碳同位素相对稳定，其变化幅度一般<3‰［24］，表明δ13C干酪根值主要受母源的影响，而受热演化和生/排烃作用影响较小，这为利用δ13C干酪根值反映有机质类型提供了理论基础。陈丽华等［25］认为：δ13C干酪根<-28‰反映对应有机质类型为Ⅰ型，-28‰≤δ13C干酪根<-26.5‰反映对应有机质类型为Ⅱ1型，-26.5‰≤δ13C干酪根<-25‰反映对应有机质类型为Ⅱ2型，而δ13C干酪根≥-25‰则反映对应有机质类型为Ⅲ型。本文有限样品的δ13C干酪根测试结果显示，研究区下古生界烃源岩δ13C干酪根值主要低于-28‰，极个别样品略高于-28‰，表明有机质类型均为I—II1型。这一结果与前人［12，19，26］基于干酪根元素H/C和O/C原子比进行的有机质类型判识结果以及对Є—O源岩中浮游藻和底栖藻显微组分及微体古生物化石的分析结果一致。因此，Є—O烃源岩成烃生物以藻类贡献为主，有机质类型较好，在地质历史时期倾向于生油。

3.1.3　有机质成熟度

早古生代高等植物尚未发育，以致用镜质体反射率来评估烃源岩成熟度并不合适。从现有技术手段来看，采用沥青反射率转化的等效反射率（EqR O）为热成熟度的指标，较为恰当。镜下观察可见大量沥青分布，其中既有原生沥青，也有次生沥青。原生沥青主要源于生物有机质在未经迁移的热演化过程中的生成，保留有明显的生物特征；相对而言，次生沥青则源于生物质生成并迁移后，在其他孔隙或裂缝中的积累，通常不展现出生物特征，而是呈现为孔隙填充或裂缝填充的形态。鉴于次生沥青可能源自相对成熟度较高或较低的地层，其反映的热演化程度可能并不代表相应地层的真实状态，因此沥青反射率的测定主要针对原生沥青，以直接反映原位热演化的程度。研究区烃源岩成熟度相对较高，主要处于高—过成熟阶段（EqR O>1.3%，图3），尽管如此，寒武系和奥陶系仍有成熟度相对较低的烃源岩存在，例如O3 l的成熟度普遍仅处于生油窗阶段，塔西北Є1 y烃源岩成熟度也普遍较低，除个别样品高于1.5%外，大部分EqR O值均处于1.3%左右，仅处于成熟—高成熟阶段，并非传统认为的普遍处于过成熟阶段，指示仍具有生成液态烃的潜力。朱传玲等［27］报道，塔里木盆地北部X1井埋深为5 804~5 844 m的Є1 y烃源岩，其EqR O值主要分布在1.4%~1.5%之间，处于高成熟阶段早期，仍具较好的凝析油生成潜力；而塔北最新探井L1井Є1 y烃源岩的成熟度特征，主要分布在1.5%~1.7%之间，处于高成熟阶段中期，也能生成凝析油。塔西北Є1 y为露头，而XH1井和LT1井Є1 y埋深分别为约5 800 m和约8 600 m，但它们的EqR O值差异较小，主要处于1.3%~1.7%之间。
图3 寒武系—奥陶系主力烃源岩EqR O分布特征

注： SARK为什艾日克剖面； QRQK为却尔却克剖面； YRDS为雅尔当山剖面； DWG为大湾沟剖面； YSBP为鹰山北坡剖面； SSC为四石厂剖面； 其余为井号

Fig.3 EqR O distribution characteristics of main source rocks from Cambrian-Ordovician

这一现象说明了两点：①塔北地温梯度普遍较低。相比我国东部盆地，埋深6 000 m左右时即可达到过成熟阶段，而L1井8 600 m埋深的EqR O值却仅约为1.7%；②未达到过成熟阶段的下寒武统烃源岩在塔北可能广泛发育。其在塔西北阿克苏-X1井—L1井—L3井的连井剖面上显示出相对稳定的厚度分布（13~26 m），表明至少在这一连续剖面中下寒武统烃源岩广泛分布。这说明当前的盆地模拟研究普遍认为的寒武系主要处于过成熟阶段的结论，并未能全面揭示研究区烃源岩热演化的真实特征［2，12］，从而可能低估了部分寒武系烃源岩对当前大规模油气资源的贡献。综上可知，塔里木盆地下古生界潜在的烃源岩主要有O3 l、O2-3 s、O2 x、O1-2 h以及Є1 y，其有机质类型均以I—II1型为主，现今处于高—过成熟阶段，在地质历史时期可能已发生过生、排烃和油气聚集。

3.2　稳定指标的筛选

王招明等［28］在对塔里木盆地油源问题的综合分析中强调，关键在于选取稳定且有效的油源对比指标，特别要考虑热蚀变、生物降解、硫酸盐热化学还原反应（TSR）等次生改造对油源对比参数可能产生的影响。此外，所选指标必须具备可靠的生源和环境等地球化学指示意义。使用易受成熟度或其他次生改造影响的指标进行油源对比研究可能会导致错误的结论。因而，筛选那些稳定性高且在地球化学上具有明确意义的指标至关重要。目前，常用于烃源岩类型划分的主要指标包括饱和烃（如姥鲛烷、植烷、三环萜烷、藿烷、甾烷等）和芳烃［如三芳甾烷（TAS）、三芳甲藻甾烷（TDS）、二苯并噻吩（或硫芴、SF）等］分子地球化学指标的浓度、比值或稳定同位素参数，主要反映烃源岩的沉积环境、成烃生物来源和热演化程度［24］。由于塔里木盆地构造活动强烈，同一套烃源岩在不同构造带可能具有明显不同的成熟度。例如，在塔东地区Є1 y的EqR O>2.0%，指示过成熟阶段；而塔北地区X1井、L1井Є1 y的EqR O值为1.5%~1.7%，指示高成熟阶段，而塔西北地区Є1 y的EqR O值为1.3%左右，指示成熟—高成熟阶段。因此，那些受成熟度影响较大的指标并不适合用于区分烃源岩类型及进行油源对比分析。自然演化和热模拟实验的综合对比研究表明，三芳甾烷系列是一类化学稳定性较强的化合物。三芳甾烷系列化合物一方面在遭受严重生物降解的原油中保存完好，例如在富含25-降藿烷系列的原油中依然能稳定存在，甚至只有当生物降解级别超过9级时才会开始遭受破坏［24］；另一方面，随着热解温度的升高，该类化合物在浓度上有所降低，当温度达到一定程度时，会迅速消失，但在裂解消失之前其分布形态基本不变，相关比值变化不明显（图4），说明该类化合物之间并无相互转化的可能，且部分比值依然具有应用意义［29］。目前，具有生源、环境意义的芳烃类指标相关比值参数已得到广泛应用，其中包括（C26R+C27S）/C28S TAS、C28S TAS%（C28S TAS%=C28 TAS/∑C26-C28TAS*100%）、C26S/C28S TAS、TDSI ｛TDSI=∑TDS/（∑TDS+∑3-甲基-24-乙基-TAS）｝和SF%｛SF%=SF/（SF+OF+F）｝［16-17］。
图4 烃源岩芳烃类相关指标热演化特征

Fig. 4 Thermal evolution characteristics of aromatic hydrocarbon indexes in source rocks

此外，本文研究在部分烃源岩及原油中检测到了一类特殊且稳定的生物标志物，即2，3，6-AIPs。通过对不同岩相和成熟度的自然演化样品进行比较，结果表明2，3，6-AIPs主要发育于缺氧环境下沉积的泥页岩和硅质泥页岩（Є1 y和O1-2 h烃源岩），而在弱还原—弱氧化环境下发育的烃源岩中基本不发育（图5），这与前人［30］类似研究的结果一致。GC-MS图谱显示，2，3，6-AIPs的特征离子为m/z = 133或134，随着碳链长度的增加，m/z = 134离子强度相对增加，且C12—C23系列碳数中C12、C17、C23出现相对丰度低值，因为其烷基侧链具有类异戊二烯烃的骨架结构特征。对2，3，6-AIPs单体进行的碳同位素测试显示，其δ13C值主要分布于-24.6‰~-16.1‰之间（均大于-25‰，表2），明显高于光合藻类相似烷烃单体碳同位素，偏高高达15‰，与绿硫菌生源的2，3，6-AIPs单体碳同位素分布一致，表明研究区2，3，6-AIPs具有唯一生源——绿硫菌。因为，在能产生2，3，6-AIPs的生物（光合藻类和厌氧光和细菌）中［31］，仅有绿硫菌通过反羧酸循环进行CO2固定，导致其产生的有机物碳同位素显著偏重［30］。绿硫菌是一类能够利用硫化氢和硫代硫酸盐等还原性硫化物进行厌氧光合作用的细菌［32］，主要生长在透光的厌氧环境，即透光厌氧带（PZE），所以指示绿硫菌生源的2，3，6-AIPs也能指示PZE环境。PZE环境已得到广泛研究，例如GRICE等［33］依据2，3，6-AIPs探讨了晚二叠世生物大灭绝的成因。此外，2，3，6-AIPs在遭受不同次生改造的原油中均有检出，进一步证实了其作为一种稳定的生物标志物的潜力。其中，最典型的有如下3类：①生物降解对2，3，6-AIPs的影响，在遭受严重生物降解的TZ83井原油中既能检测到丰富的25-降藿烷，也能检测到完整的2，3，6-AIPs［19］，显示其较高的抗生物降解能力；②成熟度对2，3，6-AIPs的影响，随着Є1y烃源岩成熟度的增加，2，3，6-AIPs逐渐由初始的双峰型（以2，3，6-AIPs -C13-16与2，3，6-AIPs -C18-21主峰碳相对丰度一致）或后峰型（以2，3，6-AIPs -C13-16主峰碳相对丰度底于2，3，6-AIPs C18-21主峰碳）逐渐向前峰型（以2，3，6-AIPs -C13-16主峰碳相对丰度高于2，3，6-AIPs -C18-21主峰碳）转变；③在遭受严重TSR改造的ZS1C井原油（6 861~6 944 m）中，既检测到了极高浓度的金刚烷（155 000 μg/g，指示强热蚀变作用）和硫代金刚烷（8 578 μg/g，指示强TSR作用）［34-35］，也检测到了完整的2，3，6-AIPs［19］，表明2，3，6-AIPs系列化合物（C13-16和C18-21）具有较强的抗热蚀变、抗TSR改造的能力。综上可知，2，3，6-AIPs具有极强的抗次生改造能力。由于甾烷/藿烷（S/H）反映真核生物相对原核生物的贡献，在热演化过程中也具有较高的稳定性，因此本文开展油、源分类，对比过程中主要参考了TDSI、2，3，6-AIPs、（C26R+C27S）/C28S TAS、C28S TAS%、C26S/C28S TAS、SF/（SF+OF+F）以及S/H等7项相对稳定的生物标志物。
图5 不同热演化程度的烃源岩中2，3，6-AIPs的识别、分布及其母质栖息环境

Fig.5 Identification， distribution and its precursor’s habitats of 2，3，6-AIPs in source rocks under different thermal maturity

3.3　3类烃源岩：低盐—绿藻型、高盐—甲藻型和透光厌氧—绿硫菌型

前人对塔里木地区的烃源岩做过大量研究，认为该地区存在2套原始海相烃源岩，即Є—O1和O2-3，并提出了许多分类方案［12］。其中比较广为接受的是“六高一低”与“六低一高”特征。绝大多数学者认为Є—O1烃源岩的典型生物标志物特征为“六高一低”，即C28规则甾烷、伽马蜡烷、甲藻甾烷（含芳构化后的三芳甲藻甾烷）、4-甲基甾烷、C26-4-降胆甾烷及三环萜烷含量较高，而重排甾烷含量相对较低，此外饱和烃中正构烷烃单体碳稳定同位素组成相对较重［31］。相对地，O2-3烃源岩呈现出“六低一高”的特征［7， 12， 36-39］。该分类方案在塔里木油田勘探开发中发挥过重要作用，但该方案是基于有限岩石样品分析得出的以年代为边界的识别方法，而所用指标并不存在绝对的断代属性，在笔者更详细地对比和分析中发现了许多矛盾的现象。例如，在奥陶系O2 x和O2-3 s烃源岩中检测出了曾经认为的Є—O1烃源岩“六高一低”特征。具体而言：①随着钻井数量增多，为新的烃源岩发育层段提供更丰富的资料，获得了更多的烃源岩样品；②随着钻井深度加深，获得了更为丰富的油气资源类型；③随着实验技术的进步，如热模拟、单体同位素测试等，使得生物标志物及其同位素的精细分析成为可能，以致发现了较多现有分类方案中无法解释的现象，如O1-2 h、O2 x、O2-3 s泥页岩中检测出了完全不同于传统分类O2-3烃源岩中高甲藻甾烷、高4-甲基甾烷、高伽马蜡烷等类似Є—O1烃源岩的特征［12］，这打乱了研究区油源的传统认识。因此，“六高一低”的分类方案有待进一步深化。
本文研究根据前述稳定指标开展了主成分—判别分析，建立了不同类型烃源岩的判别函数，实现烃源岩类型的划分；然后结合具体指标交会图，进一步揭示不同烃源岩的地球化学特征。由于2，3，6-AIPs仅发育于Є1 y和O1-2 h，所以采用无量纲的数字1指示2，3，6-AIPs缺失，而用105指示2，3，6-AIPs存在（已用0.1和1进行对比，结果无差异，说明1和105指示2，3，6-AIPs的存在性具有一定的可靠性）。然后，在二元交会图对比基础上采用SPSS软件建立了如下判别函数：
F1=13.840×TDSI+2.870×10-0.6×2,3,6-AIPs+6.585×(C26R+C27S)/C28S TAS+13.745×C28S TAS+4.811×C26S/C28S TAS+0.606×SF/(SF+ OF+F)-0.322×S/H-27.752
F2=0.459×TDSI+2.754×10-0.5×2，3，6-AIPs+1.256×（C26R+C27S）/C28S TAS+2.444×C28S TAS-2.178×C26S/C28S TAS+5.585×SF/(SF+OF+F)+0.758×S/H-5.457
计算结果显示：O3 l的F1值为-13.08~-9.08，平均值为-11.09；F2值为-2.75~-1.84，平均值为-2.14。O2-3 s的F1值为1.61~4.78，平均值为2.73；F2值为-2.36~-0.93，平均值为-1.50。O2 x的F1值为1.51~3.56，平均值为2.76；F2值为-2.20~1.50，平均值为-0.66。O1-2 h的F1值为-3.80~0.43，平均值为-0.97；F2值为1.55~5.75，平均值为2.78。Є1 y的F1值为-2.06~-0.83，平均值为-1.36；F2值为1.78~2.70，平均值为2.16。
显然，O2 x几乎分布于O2-3 s的分布区域，Є1 y也几乎完全分布于O1-2 h的分布区域内，说明它们可能具有类似的生物母源和沉积环境，最典型的是O2 x和O2-3 s均具有较高的TDSI和C26S/C28S TAS，指示甲藻勃发的高盐环境，而Є1 y和O1-2 h均具有丰富的2，3，6-AIPs和较高的SF/（SF+OF+F），指示绿硫菌繁盛的PZE环境，所以O2 x和O2-3 s以及Є1 y和O1-2 h可以分别划分为同一类型的烃源岩。由图6可以看出，O3 l自成一类烃源岩（A类），O2 x和O2-3 s为同一类烃源岩（B类），Є1 y和O1-2 h为同一类烃源岩（C类）。根据判别函数F1与F2的关系，可以将各类烃源岩建立如下判别标准：A类烃源岩，F2>1/3×F1且F2<2/15×F1；B类烃源岩，F2>-2/3×F1且F2<1×F1；C类烃源岩，F2>-2/3×F1且F2>6×F1（图6）。接下来将基于此类型划分，结合具体指标参数进一步探讨每一类烃源岩的地球化学特征。
图6 塔里木盆地主力烃源岩类型划分及判识图版

Fig.6 Classification and identification chart of main source rocks in the Tarim Basin

TDS（甲藻生源的甲藻甾烷经芳构化后的产物），其对应的TDSI可以用来指示甲藻的相对贡献［23］。在古生代及前寒武纪时期，C27规则甾烷主要与红藻的贡献有关，C29规则甾烷主要与绿藻的贡献有关［23］。最新荧光分析及热模拟实验发现，疑源类（分为带刺疑源类和光球疑源类两大类）也具有较明显的C27规则甾烷或C29规则甾烷优势，特别是光球疑源类与浮游绿藻有亲缘关系，均显示低荧光特征，且热模拟产物呈现明显的C29甾烷优势［40］，因此C29规则甾烷主要来自绿藻和光球疑源类。C28 TAS与C29规则甾烷可能具有类似的生源，而研究区微体古生物化石也发现光球疑源类在研究区下古生界分布广泛［19］，故本文暂且划归为绿藻生源（含光球疑源类）。C26S/C28S TAS被广泛用于指示水体盐度，与传统盐度指标G/C31HR（伽马蜡烷/C31R藿烷）之间的正相关性进一步验证了该指标在本研究区盐度指示的可靠性。图7表明，甲藻对真核生物的相对贡献影响较大，与绿藻的贡献呈现此消彼长的特征，受盐度影响较大，在还原条件下有利于有机质高度富集。笔者早期成果显示，受热液活动的影响，硫化、缺氧的沉积环境，促进了C类烃源岩有机质的高度富集（TOC值高达29.8%）［18， 23］。
图7 不同类型烃源岩地球化学指标交会图

Fig.7 Cross plots of geochemical parameters of different types of source rocks

本文有限的黄铁矿硫同位素（δ34SPyrite）证据也进一步揭示了沉积环境的差异。前人认为，δ34SPyrite可作为海洋氧化还原环境的指示标志［41］，硫的来源可能包括地幔脱气、有机质脱硫、细菌还原作用（BSR）以及硫酸盐热化学还原反应（TSR）［42］。现代黑海这样的缺氧、硫化环境中，δ34SPyrite值分布范围很窄、相对较低（-44‰~-39‰）且近似于水体中H2S的δ34S值，表明黄铁矿中的硫元素可能直接来源于沉积水体中的H2S［43］；而在氧化环境下，δ34SPyrite值分布范围较宽且相对较高（-44‰~7‰）［44-45］；在后期遭受深部TSR改造成因或深部脱气来源的H2S影响时，δ34SPyrite值会异常偏高，例如塔里木盆地受TSR影响的δ34SPyrite值分布在11.2‰~31.3‰之间。此外，Western Interior盆地上白垩统Marshybank组海相地层中δ34SPyrite值分布在-35.7‰~27.4‰之间，Albeta盆地泥盆系Nisku地层中同时发育BSR和TSR成因黄铁矿的δ34SPyrite值分布在-35‰~20‰之间，其中低值主要与BSR有关，而高值主要与TSR有关［41，46］。因此，黄铁矿硫同位素值大小及分布范围可能可以作为氧化还原环境的评价指标，这也得到了研究区普遍发育粒径较小的草莓状黄铁矿（粒径<8 μm）判识为还原环境一致［47］。随着还原性增强，δ34SPyrite值逐渐负偏且分布范围收窄，其中较低、较窄的δ34SPyrite分布指示缺氧、硫化环境。本文测试分析中，A类烃源岩的δ34SPyrite值较高，分布在8.12‰~18.78‰之间，平均值为14.49‰，显示变化幅度较大（10.66‰）；B类烃源岩的δ34SPyrite值相对较低，分布在-22.61‰~-12.72‰之间，平均值为-17.19‰，显示变化幅度相对较小（9.89‰）；C类烃源岩的δ34SPyrite值相对最低，分布在-23.84‰~-28.61‰之间，平均值为-25.78‰，显示变化幅度极小（4.77‰），与黑海硫化环境硫同位素变化幅度（约5‰）基本一致。这说明从A类至C类烃源岩，形成环境的还原性逐渐增强，且C类烃源岩形成环境可能为缺氧、硫化的环境。δ34SPyrite与TOC的关系显示，随着δ34SPyrite值负漂，TOC含量相对增加（图8），表明缺氧、硫化的环境极大促进了C类烃源岩有机质的富集。
图8 烃源岩中δ34SPyrite与有机质富集的关系

Fig.8 Relationship between δ34SPyrite and the organic matter enrichment in source rocks

综上可得，研究区潜在烃源岩可以分为A、B和C三大类，其分子地球化学特征明显，沉积环境差异大，具有典型识别标志：①A类烃源岩识别标志可概括为“一无四低一高”，即无2，3，6-AIPs，低TDS、低SF%、低C26S/C28S TAS以及低C26R+C27S TAS，但高C28 TAS。这反映了A类烃源岩主要由丰富的绿藻生源形成，在低盐度和弱还原环境下发育，以泥质灰岩为主的特征，简称为“低盐—褐藻型”；②B类烃源岩识别标志可概括为“一无一低一中三高”，即无2，3，6-AIPs，低C28 TAS，中SF%，但高TDS、高C26S/C28S TAS以及C26R+C27S TAS。这说明B类烃源岩以丰富的甲藻为典型生源，在较高盐度和弱还原环境下发育，以泥页岩为主，简称为“高盐—甲藻型”；③C类烃源岩识别标志可概括为“一富四中一高”，即富含2，3，6-AIPs，中等含量的TDS、C28 TAS、C26S/C28S TAS以及C26R+C27S TAS，而具有高含量的SF%。这表明C类烃源岩以绿硫菌为特征生源，在透光的厌氧环境下发育，主要由硅质岩和泥页岩组成，简称为“透光厌氧—绿硫菌型”。

3.4　两类原油：透光厌氧—绿硫菌型和透光厌氧—绿藻型

塔里木盆地海相原油性质复杂多样，沥青、超稠油、稠油、正常油、蜡质油、轻质油、凝析油等共存［7］。从平面分布来看，塔北的东部以凝析油为主，中部和中西部以超稠油和稠油为主；垂向上，原油的密度与现今埋深没有明显关系。次生变化也极其复杂，大部分原油都经历了热蚀变、硫酸盐热化学还原作用（TSR）、生物降解、气洗、混源等一种或多种次生变化。为了尽量减小次生变化对分子地球化学参数的影响，十分有必要筛选稳定指标开展原油类型划分。因此，与烃源岩分类类似，笔者采用了与之相同的7个稳定参数，开展了原油聚类分析（图9）。
图9 基于聚类分析的塔里木盆地海相原油分类

Fig.9 Classification of marine oil in Tarim Basin based on cluster analysis

图9显示，所采集的原油可以分为两大类（I和II类）。具体而言，I类原油具有明显较高的TDSI、（C26R+C27S）/C28S TAS、C26S/C28S TAS，丰富的2，3，6-AIPs，但较低的C28S TAS，显示该类原油具有明显来自高盐、透光厌氧环境下发育的烃源岩的贡献，并具有典型的绿硫菌生源贡献，故该类原油可以简称为“透光厌氧—绿硫菌型”原油；而 II类原油具有明显较低的TDSI、（C26R+C27S）/C28S TAS、C26S/C28S TAS，但同时含有丰富的C28S TAS和2，3，6-AIPs，显示该类原油具有明显来自低盐但透光厌氧环境下发育的烃源岩的贡献，并具有典型的绿藻生源贡献，故该类原油可以简称为“透光厌氧—绿藻型”原油。此外，I类原油主要分布在以Ma3、Ma4、Ma8、LS2等井为代表的塔西南巴楚隆起地区，以LN62、LN631等井为代表的塔北轮南地区以及以ZS1C井为代表的塔中地区；而II类原油主要分布在塔中、塔北隆起的大部分地区。

3.5　油源对比与混源油定量解析

将原油的7个稳定指标参数带入烃源岩的判别函数计算，可以得到原油的F1和F2值，并建立F1-F2的油—源对比交会图。可以发现，I类原油均落在C类烃源岩的分布区，这说明I类原油主要来自C类烃源岩；而II类原油则分布在A类与C类烃源岩之间的空白区，且与B类烃源岩处于相对象限，显然II类原油可能为A类与C类烃源岩共同贡献的混源油，而基本不包含来自B类烃源岩的贡献（图10）。
图10 塔里木盆地两类原油与三类烃源岩的油源对比

（a） I类原油与3类烃源岩对比； （b） II类原油与3类烃源岩对比

Fig.10 Oil-source correlation plates between two types of oil and three types of source rocks in Tarim Basin

为了验证这一油源对比结果的可靠性，笔者也开展了传统的油源对比，即采用稳定指标的交会图对比。图11显示，I类原油C26S/C28S TAS、C28S TAS、（C26R+C27S）/C28S TAS、TDSI和S/H均主要分布在C类烃源岩区域，而与A类和B类烃源岩有明显差异，此外I类原油与C类烃源岩均含有完整的2，3，6-AIPs，而A、B类烃源岩不含有2，3，6-AIPs。此外，I类原油主要来自塔西南、塔中寒武系油藏，与C类烃源岩在地质条件上构成典型的“下生上储”型成藏模式；而A和B类烃源岩主要发育于中上奥陶统，形成大规模“倒灌”且跨多套地层的“上生下储”成藏模式极其困难。因此，I类原油均来自C类烃源岩。II类原油C26S/C28S TAS、C28S TAS、（C26R+C27S）/C28S TAS、TDSI和S/H均主要分布在A类烃源岩区域，而与B类和C类烃源岩有明显差异。但是，II类原油包含特殊、稳定且指示绿硫菌唯一生源的2，3，6-AIPs，而A类和B类烃源岩却均不含该生物标志物，而迄今仅有C类烃源岩含有该生物标志物，这说明II类原油并非仅仅来自于A类烃源岩，同时也含有C类烃源岩的贡献，即： II类原油是A类与C类烃源岩贡献的混源油。
图11 2类原油与3类烃源岩的油源对比交会图

Fig.11 Cross plots of oil-source correlation between two types of oil and three types of source rocks

为了进一步定量揭示烃源岩对原油贡献程度，开展了基于族组分碳稳定同位素（δ13 C族）的复杂混源油综合定量解析，前人认为的寒武系端元油（如TD2井原油）和奥陶系端元油（如YM2井原油）采用此方法计算结果也能得到较好的验证［21］。其具体原理和计算过程可以参见早期公开发表的成果［21，48］。简而言之，与LI等［37］和PANG等［49］提出的基于单组分δ13 C混源油定量解析方法类似。本文研究基于游离液态烃的饱和烃、芳烃、非烃和沥青质δ13 C具有较高的稳定性［50］，分别计算了不同族组分的混源比，然后在族组分相对含量基础上加权平均求得综合混源比。该方法相比单组分考虑更全面，相比传统基于全油碳同位素（δ13 C全油）的混源油定量解析方法适用性更广，因为后者会高估重质油（尤其是生物降解油）中高δ13C值端元的贡献而低估轻质油（尤其是凝析油）中高δ13 C值端元的贡献（图12）。
图12 分别基于δ13 C族和δ13 C全油的混源油定量解析结果对比

Fig.12 Comparison of quantitatively de-convoluting mixed crude oils based on δ13 Cfraction andδ13 Coil

研究结果还表明，不同构造带混源油定量解析结果存在显著差异。除了塔西南巴楚地区原油全部来自C类烃源岩贡献以外，塔中地区来自C类烃源岩贡献的原油占比达68%，来自A类烃源岩贡献的原油占比约32%，而塔北地区来自C类烃源岩贡献的原油占比仅达39%，来自A类烃源岩贡献的原油占比高达61%。这种显著的差异分布可能是不同地质因素作用的结果。对于塔中地区的原油：①塔中地区构造活动频繁，深大断裂比较发育，为深部油气向上运移提供了通道；②构造活动也造成油藏容易遭受多期调整和次生改造，以致A、C类烃源岩早期生成的大量原油均已遭受破坏（研究区发育大规模志留系沥青砂）；③C类烃源岩埋深大、热演化程度高，以致C类烃源岩晚期生烃贡献凝析油为主的轻质油占比大，而A类烃源岩埋深浅，热演化程度低，以贡献成熟阶段的液态烃为主，因此造成塔中地区原油类型多样，尤其是轻质油、正常油和重质油均有发育并且以轻质油为主，故塔中以C类烃源岩的贡献为主。对于塔北地区的原油，由于构造活动导致大规模不整合面比较发育，其不整合面为油气侧向运移提供了良好的优势通道，而现今A类烃源岩仍处于生油窗阶段，因此A类烃源岩生成的液态烃大部分都得到较好的聚集和保存，故以正常油为主的塔北液态烃来自A类烃源岩的贡献相对较大。总体而言，塔里木盆地的下古生界原油均含有不同程度来自A和C类烃源岩的贡献。其中，随着新探井（L1井等）增加，较低热演化程度的C类烃源岩不断被发现［2， 51］，预示着C类烃源岩的贡献可能依然被低估，仍有待进一步开展这一特殊生源—环境（透光厌氧—绿硫菌型）组合下的烃源岩展布精细刻画［52-53］。

4 结论

（1）塔里木盆地下古生界发育5套潜在富有机质烃源岩，即O3 l泥质灰岩、O2-3 s泥页岩、O2 x泥页岩、O1-2 h泥页岩以及Є1 y硅质岩与泥页岩，分布相对较广，有机质类型较好，以藻类和疑源类贡献为主，均倾向于生油。此外，塔西北和塔北Є1 y烃源岩现今处于成熟—高成熟而非过成熟阶段（EqR O=1.3%~1.7%），仍处于生油阶段。
（2）2，3，6-AIPs在较强的生物降解、热蚀变和TSR改造后的原油中以及高—过成熟烃源岩抽提物中分布完整，表明该化合物具有较强的抗次生蚀变能力，能应用于复杂次生改造背景下的油源对比研究。塔里木盆地下古生界原油广泛发育2，3，6-AIPs，其单体碳同位素值较高（重至-16.1‰），指示典型的PZE环境下的绿硫菌生源，表明对应烃源岩发育于PZE环境。
（3）包含2，3，6-AIPs在内的芳烃类指标具有较高的稳定性，结合主成分—判别分析将下古生界5套烃源岩划分为“低盐—绿藻型”的A类烃源岩，“高盐—甲藻型”的B类烃源岩以及“透光厌氧—绿硫菌型”的C类烃源岩。结合聚类分析将原油划分为“透光厌氧—绿硫菌型”的I类原油和“透光厌氧—绿藻型”的II类原油。其中，I类原油均来自C类烃源岩，而II类原油同时具有A类烃源岩（以高C28TAS为典型标志）和C类烃源岩（以含2，3，6-AIPs为典型标志）的特征，属于二者的混源油。总体而言，塔中、塔北地区的原油均包含C类烃源岩的重要贡献，后期对C类烃源岩的精细刻画将有助于研究区下古生界深层油气的勘探。

感谢中国科学院地质与地球物理研究所吴亚生副研究员、南京大学地球科学与工程学院杨涛副教授以及中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院杨海军教授级高级工程师在野外样品采集以及本文相关研究过程中在沉积和古生物方面提供的地质背景信息和帮助；感谢长江大学（武汉校区）肖七林副教授、朱翠山高级实验员分别在硫代金刚烷富集和芳基类异戊二烯烃鉴定方面提供的技术答疑。感谢编辑部及三位匿名审稿人提出的宝贵修改意见。

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