徐国盛，丁圣斌，刘文俊，刘 勇，张 震

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

准噶尔盆地是目前最现实的油气资源战略接替基地，发展潜力巨大[1]。哈拉阿拉特山地区（哈山地区）属于准噶尔盆地西北缘前陆冲断带的一部分，是夹持于和什托洛盖盆地与玛湖凹陷之间的正向构造单元，近东西走向，长约80km，宽约16km，勘探面积1 000km2[2－4]（图1）。哈山地区地表主要为戈壁，局部为山区，海拔高度350～600m，地表断裂以东西向为主，部分断裂相互切割。该区在构造上属于哈山逆冲推覆构造的前缘斜坡带，自晚古生代至第四纪以来，经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动，形成了一个多期构造叠加的断褶带[5]。哈山地区处于盆缘斜坡构造背景下，地层超覆、剥蚀关系复杂[6]，发育有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系和新生界，石炭系、二叠系及白垩系在部分地区出露，其余均被第四系覆盖[7]。

图1 哈山地区区域构造图Fig.1 Regional tectonic map of the Hassan area

哈山地区的勘探始于20世纪50年代，当时的石油部和地矿部都开展了大量的基础性研究工作[8，9]。2009年胜利油田接手以来，在前人研究的基础上进一步深化了油气勘探工作，发现了春晖、阿拉德等多个油气田。邻区中发现了百口泉、乌尔禾、风城、夏子街4个油田，反映研究区具有较好的油气地质条件。目前中国石化探区内共有16口探井，在二叠系共发现了4个油气藏，有11口井在石炭系、侏罗系、白垩系有油气显示，而野外地质调查在近山区带发现了大量的沥青以及重油聚集区。区内发育有石炭系、二叠系、侏罗系等多套优质烃源岩，这使得确定各套含油层系原油的来源和研究区的油气成藏模式存在一定困难。本文在对研究区烃源岩评价的基础上，对烃源岩和原油样品的生物标志化合物特征进行对比分析，确定主要的烃源层，为进一步查明哈山地区有利的勘探区带提供指导和借鉴。

1 烃源岩生烃潜力评价

由于哈山地区地层埋藏较浅，只取到二叠系烃源岩样品，而侏罗系的烃源岩样品取自相邻的石西凹陷英1井。英1井完钻井深2.8km，烃源岩地化分析样品涵盖了白垩系吐谷鲁群至上三叠统白碱滩组，为烃源岩评价提供了较丰富的原始资料。

1.1 侏罗系烃源岩

从英1井钻井揭露情况来看，下侏罗统八道湾组、三工河组和中侏罗统西山窑组暗色泥岩相对较发育，暗色泥岩所占比例基本都在40%以上，而中侏罗统头屯河组暗色泥岩不发育。煤层主要发育于下侏罗统八道湾组及中侏罗统西山窑组，以西山窑组发育厚度较大，累计达11m，八道湾组煤层累计厚度为5m（图2）。

图2 英1井侏罗系烃源岩地球化学剖面图Fig.2 Geochemical section of the Jurassic source rocks of Well Ying 1

英1井西山窑组及三工河组暗色泥岩有机碳含量（质量分数，wTOC）一般在0.5%左右，岩石热解生烃潜量（S1＋S2质量分数，wS1＋S2）一般都在2‰以下。西山窑组1 800～1 844m井段暗色泥岩平均有机碳质量分数为0.49%，热解生烃潜量平均为1.78‰；三工河组1 896～2 007m井段暗色泥岩平均有机碳质量分数为0.42%，岩石热解生烃潜量平均为1.21‰。这两段暗色泥岩基本上为较差烃源岩，其余为非烃源岩。八道湾组2 318～2 423m井段暗色泥岩有机碳质量分数一般在0.5%以上，最高达3.47%，生烃潜量一般都在2‰～3.5‰之间，有机质丰度基本达到了较好烃源岩标准，有机质类型主要为Ⅱ－Ⅲ型。

英1井西山窑组、八道湾组煤及暗色泥岩镜质体反射率（Ro）在0.480%～0.585%之间变化，一般在0.5%左右，表明该井所揭露的侏罗系暗色泥岩有机质均处于未熟－低熟演化阶段，烃源岩还没有达到生烃高峰期。由于英1井处于盆地边缘凸起上，因而侏罗系暗色泥岩的绝对厚度比盆地中部小（玛湖凹陷八道湾组暗色泥岩最大厚度在400m左右），推测向凹陷中部，由于沉积环境较为有利，烃源岩的厚度及有机质丰度应该更好。相应地，随着埋深的增加，对沉积有机质向烃类的转化也较为有利。

1.2 二叠系烃源岩

二叠系烃源岩，尤其是中二叠统烃源岩是一套以陆相暗色泥岩为主的烃源岩。该套烃源岩有机质丰度高、沉积厚度大、分布范围广，生烃潜力极大。该套烃源岩主要形成于咸水－微咸水的滞留还原环境，是准噶尔盆地研究程度最高和最重要的烃源岩层系。

哈浅6井二叠系烃源岩地球化学分析结果表明（表1），有机碳质量分数平均值为1.076%，氯仿沥青“A”质量分数（wA）平均为0.112 5%，热解生烃潜量平均为3.55‰。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主，反映了低等水生生物为母源的特征；干酪根显微组分以腐泥组为主，占85%以上。镜质体反射率Ro值在0.82%～0.93% 之间，平均值为0.88%；热解峰温（tmax）在431～441℃之间，烃源岩处于生油窗内。

1.3 石炭系烃源岩

就钻井而言，受冲断推覆构造带影响，哈浅6、哈浅4、哈山1井均钻穿石炭系残余地层。石炭系主要岩性为褐色、灰色凝灰岩及火山角砾岩，未发现烃源岩。而在石炭系露头（哈山剖面、布尔津南剖面、托斯特东南剖面、白杨镇北剖面）均发现了石炭系泥岩，岩性主要是灰－灰黑色粉砂质泥岩。哈山地区烃源岩暗色泥岩有机质丰度中等，有机质类型主要以混合型为主，烃源岩既有偏腐泥型也有偏腐殖型，并处于高－过成熟阶段（表2）。据哈山地区地表岩石包裹体以及周边地区甾萜生物标志化合物资料分析结果[10，11]，石炭系烃源岩在二叠纪应处于大量生油阶段，已发生过油气生成及运聚过程；但由于该时期构造活动比较剧烈，油气聚集保存条件较差，油气难以富集成藏。并且石炭系与二叠系烃源岩存在较大的成熟度差异，说明在二叠系沉积前石炭系烃源岩已经达到了高－过成熟阶段，这对于石炭系生成油气的聚集成藏是不利的。

表1 哈浅6井二叠系烃源岩有机质丰度及类型Table1 Abundance and type of organic matter in the Permian source rocks from Well HQ 6

2 烃源岩的生物标志化合物特征

2.1 侏罗系烃源岩

八道湾组煤系泥岩正构烷烃碳数分布范围为nC11～nC32，主峰碳偏后，主要为nC23、nC25，奇偶优势明显，OEP普遍大于1.50，表明其生烃母质以陆生高等植物为主，wPr／wPh介于3～11之间，缺乏胡萝卜烷，这与成煤早期环境的偏氧化性有关[12－14]。

三环萜烷丰度较低，碳数呈C20＞C21＞C23的下降型分布，Ts相对丰度明显低于Tm，伽马蜡烷含量较低，表明母源的沉积水体盐度较低。规则甾烷ααα20RC27，C28，C29指纹为 C27＜C28≪C29的反“L”形，或呈“V”形分布，ααα20RC29甾烷略占优势，有机质输入以陆源高等植物为主[15]（图3）。

2.2 二叠系烃源岩

二叠系烃源岩正构烷烃的主峰碳主要为nC17或nC24，植烷含量明显高于姥鲛烷、wPr／wPh＜0.60，指示咸化的还原环境。较高含量的β胡萝卜烷则表明烃源岩有机质输入与光合细菌的色素生源有关，其主要形成于还原环境[12－14]，沉积速率相对较快，有利于有机质的保存。

三环萜烷较发育，三环萜烷／C30藿烷为0.13～0.29，均以C23为主峰。伽马蜡烷丰度较高，伽马蜡烷／C30藿烷平均为0.23～0.36，指示较咸化的沉积环境。wTs＜wTm，wTs／wTm在0.15～0.40之 间。 规 则 甾 烷 ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29丰度以 C28和 C29占优势，C28略低于C29，ααα20RC27相对丰度低。重排甾烷丰度较低，4－甲基甾烷和甲藻甾烷几乎检测不到（图4）。

2.3 石炭系烃源岩

石炭系烃源岩的生物标志化合物特征可分为2种类型。

第Ⅰ类烃源岩生物标志化合物特征与二叠系烃源岩相似，含有丰富的β胡萝卜烷；wTs＜wTm，三环萜烷和伽马蜡烷含量较高；规则甾烷ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29丰度以 C28和C29占优势，C28略低于C29，C27相对丰度很低（图5－A）。

第Ⅱ类烃源岩饱和烃中不含β胡萝卜烷系列化合物，正构烷烃大部分以C23以前的低碳数为主。wPr／wPh值在0.41～0.63之间，有明显的植烷优势。含有较丰富的长链三环萜烷，伽马蜡烷丰度变化较大，伽马蜡烷／C30藿烷分布在0.17～0.50之间，说明水体盐度是动荡变化的。规则甾烷ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29呈“V”字形分布，C29＞C27＞C28，反映出原始母质为混合型有机质的特征[15]，具有一定含量的4－甲基甾烷，甲藻甾烷也普遍存在（图5－B）。

图4 二叠系烃源岩生物标志化合物特征图谱Fig.4 Characteristic pattern of biomarker compounds in the Permian hydrocarbon source rocks

图5 石炭系两类烃源岩的生物标志化合物特征图谱Fig.5 Characteristic pattern of biomarker compounds in two categories of the Carboniferous hydrocarbon source rocks

3 原油生物标志化合物特征及油源分析

3.1 侏罗系原油

侏罗系原油遭受生物降解严重，正构烷烃损失严重，根据原油萜烷和甾烷的生物标志化合物特征的差异可以将侏罗系原油分为两种类型，油源对比表明，它们来源于不同的烃源层。

第Ⅰ类原油甾烷／藿烷比值较高，为0.83～1.34；wTs／wTm值偏低，低于0.30；三环萜烷C19、C20、C23呈上升型分布。重排甾烷、4－甲基甾烷不发育，伽马蜡烷十分丰富，伽马蜡烷／C30藿烷＞0.40，指示半咸化－咸化的沉积环境。规则甾烷ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29以 C28和 C29甾烷占绝对优势，C27甾烷含量很低，相对含量在10%以下（表3、图6－A）。油源对比表明，该类原油来源于二叠系烃源岩。

第Ⅱ类原油甾烷／藿烷比值偏低，为0.28；wTs／wTm较高，为0.81。含有少量的重排甾烷，C29＞C28＞C27，呈反“L”形分布，但C27质量分数为21%（表3、图6－B）。以上特征表明其主要来源于侏罗系暗色泥岩，可能混有少量来自二叠系的烃源。

3.2 二叠系原油

二叠系原油饱和烃正烷烃主峰碳为C17、C23，以C28以前的低碳数为主，说明生源中高等植物的贡献较小。Pr／C17和Ph／C18均大于1，且wPr／wPh＜1，含有丰富的β胡萝卜烷，表明其源岩沉积于较为还原的环境。

二叠系原油含有较多的三环萜烷，三环萜烷／藿烷在0.11～0.41之间，并且C23含量大于C21含量，伽马蜡烷含量较高，伽马蜡烷／C30藿烷大于0.21，wTs＜wTm。规则甾烷以低C27甾烷、高C28甾烷和高C29甾烷近“厂”字形分布为显著特征，C27含量很低，相对含量在10%以下（表3，图6－C）。重排甾烷和4－甲基甾烷不发育，αααC29甾烷20S／（20S＋20R）、C29甾烷ββ／（αα＋ββ）成熟度分别介于0.18～0.29、0.17～0.27之间，成熟度不高，处于低成熟阶段。油源对比表明，该类原油来源于二叠系烃源岩。

图6 哈山地区原油／油砂总离子流（TIC）、萜烷（m／z191）、甾烷（m／z217）特征谱图Fig.6 Characteristic pattern of the crude oil／oil sands total ion current（TIC），terpane（m／z191），gonane（m／z217）from the Hassan area

表3 哈山地区原油生物标志化合物参数统计表Table3 Parameter statistics of the crude oil biomarker in Hassan area

3.3 石炭系原油

石炭系储层原油正构烷烃已被细菌等微生物消耗殆尽，类异戊二烯烷烃也明显降低。而甾烷、萜烷、伽马蜡烷和β胡萝卜烷等较耐降解的化合物丰度升高，但没有检测出25－降藿烷系列，降解的级别属于轻微到中等。

含有一定量的三环萜烷，三环萜烷／藿烷在0.26～0.34之间，并且C23含量大于C21含量，伽马蜡烷含量较高，伽马蜡烷／C30藿烷在0.34～0.83之间。规则甾烷 ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29呈近“厂”字形分布为显著特征，C27含量很低，相对含量在10%以下。αααC29甾烷20S／（20S＋20R）、C29甾烷ββ／（αα＋ββ）成熟度分别介于0.27～0.39、0.32～0.36之间，处于成熟阶段（表3，图6－D）。油源对比表明，该类原油来源于二叠系烃源岩。

4 结论

a.侏罗系暗色泥岩有机质成熟度处于未熟－低熟演化阶段，烃源岩没有达到生烃高峰期，其厚度较大、有机质丰度较高。二叠系烃源岩是一套以陆相暗色泥岩为主的烃源岩，其有机质丰度高、沉积厚度大、分布范围广，生烃潜力大。石炭系烃源岩有机质丰度中等，类型以混合型为主，并在二叠系沉积前已达到高－过成熟阶段，不利于聚集成藏。生烃潜力方面二叠系烃源岩＞侏罗系烃源岩＞石炭系烃源岩。

b.侏罗系烃源岩生烃母质以陆生高等植物为主，wPr／wPh介于3～11之间，缺乏胡萝卜烷，指示氧化环境。二叠系烃源岩wPr／wPh＜0.60，指示咸化的还原环境，沉积速率相对较快，有利于有机质的保存。石炭系烃源岩生物标志化合物特征分为2类：第Ⅰ类与二叠系烃源岩相似，含有丰富的β胡萝卜烷；第Ⅱ类饱和烃中不含β胡萝卜烷系列化合物，C29＞C27＞C28，反映原始母质为混合型有机质。

c.根据油源对比分析，侏罗系储层中原油来源分为2类：第Ⅰ类原油来源于二叠系烃源岩；第Ⅱ类原油主要来源于侏罗系暗色泥岩，可能混有少量来自二叠系的原油。二叠系储层中原油来源于二叠系本身的烃源岩；石炭系储层中原油来源于二叠系烃源岩。

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