陈治军，马芳侠，肖 刚，张 勇，高怡文，王小多，韩长春

[1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075；2.中国石油 渤海钻探工程有限公司 第二录井公司，河北 任丘 062552]

银根-额济纳旗盆地(以下简称银额盆地)是中国陆上为数不多的油气勘探程度较低的大中型沉积盆地之一[1]，由于盆地具有大地构造背景复杂、构造单元零碎、古地理环境多变、地层岩性繁多等特点，油气地质条件非常复杂，勘探难度极大[2-3]。近年来，得益于油气成藏理论的创新与勘探工艺技术的进步，银额盆地的油气勘探呈现“多点开花、持续突破”的局面。盆地中部哈日凹陷的YHC1井获得日产9.15×104m3的高产工业气流，实现了该盆地自1955年实施勘探以来的重大突破[4]。部署于盆地中部拐子湖凹陷的GC1井获得了日产原油56.17 m3、日产天然气7 290 m3的高产油气流，预示了该区有很好的油气勘探潜力。盆地西部天草凹陷也陆续发现了一系列高产油流井，证实了该凹陷油气富集程度高。银额盆地油气勘探的持续突破为中国石油工业注入了新的活力，预示着该盆地具有较大的油气勘探潜力，且有望成为重要的储量增长点。但这些凹陷普遍存在油气来源不明朗、油气藏连续性差、分布规律不明确等问题，严重制约了油气勘探进程和勘探成果的扩大[5]。

哈日凹陷因具有储层类型丰富、含油层系多、油藏和气藏共存、常规与非常规油气共生等特点，成为银额盆地众多凹陷中油气地质条件最为复杂、勘探难度最大的凹陷之一，也成为很多学者关注的焦点和研究的热点。前人对该凹陷烃源岩的研究已经开展了很多，对于油气来源也有了初步的认识。王小多等[6]对哈日凹陷的烃源岩、储集层等油气成藏条件进行了梳理，对勘探有利区进行了预测。陈治军等[5,7-9]在哈日凹陷开展了系统的烃源岩评价、油源对比、气源分析、优质烃源岩成因分析、烃源岩地球物理预测和评价方法研究等，为该区的烃源岩研究提供较为丰富的依据。研究区前期开展的油气源对比研究是将巴音戈壁组油气与银根组、苏红图组和巴音戈壁组烃源岩进行对比，研究成果认为巴音戈壁组油气藏的源岩主要为巴音戈壁组烃源岩、油气藏具有“近源成藏、侧向运移极为有限”的特点[5,7]。上述结论为哈日凹陷在勘探初期的研究提供了很好的依据，但随着勘探的深入，特别是巴音戈壁组开始划分为3段，此结论已不能满足精细勘探研究的需求，开展精细油源对比显得尤为必要。鉴于此，文章基于原油/油砂和烃源岩样品的测试分析资料，将主力含油层段巴音戈壁组3个层段的原油/油砂与巴音戈壁组3个层段烃源岩作为对比对象进行精细油源分析，并对哈日凹陷主力供烃源岩的分布进行预测，对其生烃特征进行评价，以期明确油气来源和主力供烃源岩特征，为该区的油气成藏规律研究提供依据。

1 地质背景

银额盆地处于哈萨克斯坦-准噶尔、塔里木、西伯利亚和华北4个板块的结合部位[10]，地跨4个性质不同的大地构造单元，具有复杂多变的构造背景。盆地经历了变质结晶基底-褶皱基底形成、沉积盖层发育、板内伸展和陆内造山等演化阶段[11-12]，形成了众多具有相似构造发育史、彼此相对独立的小型凹陷[13-15]。哈日凹陷是苏红图坳陷的一个次级构造单元，位于银额盆地的中北部(图1)。钻井揭示的沉积地层自下而上有石炭系、二叠系、白垩系和第四系，其中主要的沉积地层白垩系可划分为下白垩统和上白垩统，下白垩统自下而上又可划分为巴音戈壁组(K1b)、苏红图组(K1s)和银根组(K1y)，上白垩统仅有乌兰苏海组(K2w)[5]。巴音戈壁组自下而上包括巴一段(K1b1)、巴二段(K1b2)和巴三段(K1b3)，苏红图组自下而上分为苏一段(K1s1)和苏二段(K1s2)。

钻井资料和前人研究成果均表明，哈日凹陷下白垩统烃源岩发育程度较好，K1y、K1s和K1b均有烃源岩发育，但烃源岩在有机质丰度、类型、成熟度、生物标志化合物等特征方面差异很大[5,7-8]。K1y发育一套以深灰色白云质泥岩、泥质白云岩为主要岩性的烃源岩，总有机碳含量(TOC)平均可达4.69%，有机质类型以Ⅰ型为主，虽然该套烃源岩为有机质丰度极高、类型好的烃源岩，但其成熟度较低，基本处于低成熟热演化阶段；烃源岩生物标志化合物呈现正构烷烃具有明显的奇偶优势、植烷(Ph)相对于姥鲛烷(Pr)具有明显优势、伽马蜡烷含量较高、C27规则甾烷相对含量(在C27～C29规则甾烷总含量中的占比，下同)稍占优势、Ts/Tm比值较低等特征，表明烃源岩具有以水生生物输入为主的生源特征和强还原、微咸-半咸水、水体分层的沉积古环境[5,8]。K1s烃源岩岩性为灰色-深灰色泥岩、灰质泥岩、含灰泥岩等，烃源岩为有机质丰度中等、Ⅱ1型-Ⅱ2型、低成熟-成熟烃源岩；生物标志化合物特征表现为正构烷烃具有微弱的重碳优势、Pr和Ph含量相差不大、伽马蜡烷含量中等、C29规则甾烷相对含量占据优势等，表明烃源岩具有以水生生物和高等植物混源的生源特征和弱还原、微咸-半咸水的沉积古环境[5]。虽然K1b可划分3段、且3个层段均有烃源岩发育，前期的研究是将其作为一个整体开展评价。整体上，K1b烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ2-Ⅲ型、成熟-高成熟烃源岩；生物标志化合物具有Pr相对于Ph具有优势、伽马蜡烷含量较低、C29规则甾烷相对含量占据优势、Ts/Tm比值整体较高等特征，表明烃源岩具有水生生物和高等植物混源的生源特征和弱还原-弱氧化、微咸-半咸水的沉积古环境[5]。

图1 哈日凹陷构造位置(a)及井位分布(b)Fig.1 Tectonic location of Hari sag (a) and well distribution (b) in Hari sag1.居延海坳陷；2.绿园隆起；3.务桃亥坳陷；4.特罗西滩隆起；5.达古坳陷；6.宗乃山隆起；7.苏亥图坳陷；8.苏红图坳陷；9.楚鲁隆起；10.查干德勒苏坳陷；11.尚丹坳陷；12.本巴图隆起

研究区较好的烃源岩条件为油气成藏提供了较好的烃类基础，目前已发现了YHC1井K1b2凝析气藏、H2井K1b2含灰泥岩油藏、H3井K1b1薄层砂岩油藏、H5井K1b1火山岩气藏等多类型油气藏，勘探也证实油气藏分布的主要层系为K1b1和K1b2。从整体上来看，K1b(包括K1b1和K1b2)原油和油砂的生物标志化合物具有正构烷烃无明显的奇偶优势、Pr相对于Ph具有微弱优势、伽马蜡烷含量较低、C29规则甾烷相对含量占据优势、Ts/Tm比值高等特征，与K1b烃源岩相似，K1b油气藏的源岩应该为K1b烃源岩[5]。伴随着勘探的深入，精细勘探研究需要明确K1b1和K1b2原油的确切来源，这就需要把K1b烃源岩和原油分成小层后开展精细油源对比研究。

2 样品及分析方法

本次研究中，共在YHC1井、H2井、H3井、H4井和H5井取烃源岩样品39个，样品分布的层段为K1b1、K1b2和K1b3，样品岩性为泥岩、粉砂质泥岩、含灰泥岩、含云泥岩、灰质泥岩、白云质泥岩等，对烃源岩样品开展的测试分析项目有岩石热解分析、总有机碳含量测试、氯仿沥青“A”测定及其族组成分析、干酪根显微组分签定、干酪根碳氢氧元素分析、干酪根镜质组反射率测定、干酪根碳同位素、岩石氯仿抽提物饱和烃气相色谱分析、岩石氯仿抽提物生物标志物色谱-质谱分析、岩石氯仿抽提物芳烃色谱-质谱分析、饱和烃单体烃碳同位素测试等。原油/油砂样品共5个，分别为YHC1井K1b2凝析油样品2个、H2井K1b2原油样品1个、H3井K1b1原油和油砂样品各1个，对原油/油砂样品开展的测试分析项目有饱和烃气相色谱分析、族组成分析、生物标志物色谱-质谱分析、芳烃色谱-质谱分析、饱和烃单体烃碳同位素测试等。测试项目均委托长江大学地球化学实验室完成，实验仪器、测试环境、操作流程等见文献[5]。

3 精细油源对比

3.1 碳同位素

碳同位素是一类油源对比较为理想的参数，因为原油和烃源岩干酪根的碳同位素主要受控于沉积古环境和母源特征，受成熟度等的影响较小[16-17]。一般情况下，碳同位素差异大于3‰的原油是不同源的[18-19]。

3.1.1 全油/全岩碳同位素

K1b1烃源岩样品数为7个，干酪根δ13C值为-29.1‰～-24.5‰，平均为-27.7‰，δ13C相对偏轻。K1b2烃源岩样品数为16个，干酪根δ13C值为-30.3‰～-23.8‰，平均为-26.7‰。K1b3烃源岩样品数为8个，干酪根δ13C值为-26.7‰～-21.2‰，平均为-23.9‰，δ13C相对偏重。K1b1原油未开展碳同位素测试，K1b22个凝析油样品的全油δ13C值分别为-25.8‰和-26.8‰，平均为-26.3‰。全油/全岩碳同位素特征表明，K1b2凝析油与K1b2烃源岩δ13C值最为相近，他们之间应该存在有亲缘关系(图2)。

3.1.2 饱和烃单体烃碳同位素

单体烃碳同位素能从分子级别反映单个化合物的来源，较全油/全岩、族组分碳同位素，单体烃碳同位素更具优越性，可作为可靠的原油成因判识和油源研究指标[16,20-22]。从烃源岩与原油/油砂正构烷烃碳同位素组成来看，相似的沉积古环境使得巴音戈壁组3套烃源岩(K1b1、K1b2和K1b3)的正构烷烃单体碳同位素值差别不大，以至于不能严格将其区分开来。但仍可看出K1b1烃源岩整体偏轻，K1b3烃源岩整体偏重，这种特征与烃源岩干酪根碳同位素一致。K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩的正构烷烃单体烃碳同位素值最为接近、组成特征也相似，他们之间可能有一定的成因联系；K1b2原油与K1b2烃源岩正构烷烃单体碳同位素组成曲线基本叠合，他们之间也可能有亲缘关系(图3)。

图2 哈日凹陷K1b烃源岩干酪根、原油碳同位素特征对比Fig.2 Comparison of carbon isotope characteristics between source rock kerogen and crude oil of K1b in Hari sag

图3 哈日凹陷K1b烃源岩、原油/油砂正构烷烃碳同位素组成Fig.3 Carbon isotope of individual n-alkanes of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari sag

Pr和Pr的碳同位素相关关系显示：K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩处于同一区域，以相对偏轻的Pr和Ph δ13C值为特征；K1b2原油与K1b2烃源岩位于同一区域，以明显偏重的Pr δ13C值为特征；K1b3烃源岩以明显偏重的Ph δ13C值为特征，与K1b1原油/油砂和K1b2原油有所差异(图4)。

图4 哈日凹陷K1b烃源岩、原油/油砂Pr和Pr同位素相关关系Fig.4 Carbon isotope correlation relationship of Pr and Pr of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari sag

3.2 无环链烷烃

正构烷烃在原油和烃源岩抽提物中含量很高，主要来自活体生物的类脂化合物，正构烷烃的分布和组合特征可以反映有机质母质来源和成熟度方面的信息，是油源对比有力的工具[23-26]。但有学者研究发现，成熟度对烃源岩正构烷烃分布有更大的影响，因为在较高成熟度条件下正构烷烃开始裂解，长链正构烷烃由于C-C键断裂而成为中-短链正构烷烃，从使得正构烷烃的分布峰型改变、主峰碳数前移、相关参数不能真实反映样品的母源特征[27-29]。本研究中样品的埋深差异很大，如同为K1b2烃源岩，凹陷中心YHC1井的样品深度为2 910～3 074 m，而凹陷边缘H2井样品的深度仅为1 060～1 196 m，这就导致同层段烃源岩样品的成熟度差异很大，将所有样品放在一起开展对比的做法欠妥、也难以寻求规律，本研究只选取H2井开展正构烷烃特征对比分析油源。

从H2井K1b各层段烃源岩与K1b2原油对比来看(表1，图5)：K1b1烃源岩正构烷烃的分布峰型主要为单峰前峰型，主峰碳以C21为主，OEP(称奇偶优势)值平均为1.51，CPI(称碳优势指数)值平均为1.52，正构烷烃的轻重碳比∑nC21-/∑nC22+平均1.14，烃源岩具有明显的奇碳优势和微弱的轻碳优势。K1b2烃源岩正构烷烃的分布峰型均为单峰前峰型，主峰碳以C17、C19为主，OEP值平均为1.05，CPI值平均为1.18，正构烷烃的轻重碳比∑nC21-/∑nC22+平均1.16，烃源岩具有轻微的奇碳优势和轻碳优势。K1b3烃源岩仅有1个样品，正构烷烃分布峰型为单峰前峰型，主峰碳为C16，OEP值为0.85，CPI值平均为1.36，正构烷烃的轻重碳比∑nC21-/∑nC22+平均4.03，烃源岩具有明显的轻碳优势。从正构烷烃分布峰型和各种参数来看，H2井K1b2原油与K1b2烃源岩特征非常相似，说明他们之间有一定的成因联系。

类异戊二烯烷烃中研究和应用最多的是Pr和Ph，尽管受到很多因素(沉积古环境、母质输入、成熟度等)的制约，Pr/Ph值依然是指示氧化还原环境的有效指标[23,30-32]。Pr/Ph值指示H2井巴音戈壁组3套烃源岩与K1b2原油均为弱还原—弱氧化环境的沉积古环境，同时K1b2原油与K1b2烃源岩的Pr/Ph值、Pr/nC17值和Ph/nC18值最为接近(表1)。

表1 哈日凹陷H2井烃源岩、原油饱和烃色谱参数Table 1 Chromatographic parameters of certain saturated hydrocarbon of source rocks and crude oil in Well H2,Hari sag

注：OEP.奇偶优势；CPI.碳优势指数；∑nC21-/∑nC22+.正构烷烃轻重碳比；Pr/Ph.姥鲛烷/植烷；Pr/nC17.姥鲛烷/正17烷；Ph/nC18.植烷/正18烷；a～b.最小值～最大值；c(d).平均值(统计个数)

图5 哈日凹陷H2井K1b典型烃源岩和原油的饱和烃色谱Fig.5 Chromatograms of saturated hydrocarbon of typical source rocks and crude oil of K1b in Well H2,Hari saga. K1b1，埋深1 446.7 m，含灰泥岩；b. K1b2，埋深1 060.5 m，灰质泥岩；c. K1b3，埋深930.0 m，灰色泥岩；d. K1b2，埋深1 074.5 m，原油

3.3 甾类化合物

甾类化合物是重要的生物标志化合物，通常用来判识有机质的母质来源和成熟度，在油源对比研究中有很广泛的应用[26,33]。研究区K1b各层段烃源岩、原油和油砂样品检测出的甾类化合物主要有C27甾烷、C28甾烷和C29甾烷，孕甾烷、升孕甾烷、C30甾烷、C27重排甾烷和C29重排甾烷含量普遍较低，C27、C28和C29甾烷基本以ααα20R规则甾烷为主(图6)。

甾类化合物中的C27、C28和C29甾烷的相对含量对生源有很好的指示作用，因为C27和C28甾烷通常来源于藻类等低等水生生物，而C29甾烷主要来源于高等植物，通常用C27、C28和C29ααα20R规则甾烷的分布形态来判断生源构成[22,34-38]。哈日凹陷K1b3烃源岩C27、C28和C29ααα20R规则甾烷的分布主要呈现不对称“V”型，明显有别于反“L”型的K1b1烃源岩、K1b2烃源岩、K1b2原油、K1b1原油/油砂(图6)。同时也可看出，K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩最为相似，他们分别具有亲缘关系(图6)。

重排甾烷可用于评价成熟度，且对沉积环境有一定的指示作用。通常认为，较低含量的重排甾烷与有机质成熟度低或沉积水体咸化有关[5,26]，K1b2原油与K1b2烃源岩在重排甾烷/(重排甾烷+规则甾烷)比值方面具有很高的相似性，均以较低含量为特征(图6，表2)。C29甾烷异构化参数C2920S/(20S+20R)和C29αββ/(ααα+αββ)也是很好的成熟度指标，他们的反应平衡值分别为0.52～0.55和0.67～0.71[37]。但如前文所述，由于本研究中同层段烃源岩埋深差异大(由于样品为来自于凹陷不同构造位置的探井)，甾烷异构化成熟度参数规律性不明显，对油源没有很好的指示作用(图6，表2)。

3.4 萜类化合物特征

萜类化合物对有机质的沉积环境、母质来源、成熟度等均有较好的指示作用，常被用于油气来源分析的研究中[26,33]。研究区K1b各层段烃源岩、原油和油砂样品检测出的萜类化合物主要有五环三萜、四环帖、三环萜、二环倍半萜、伽马蜡烷等，萜类化合物类型非常丰富。萜类化合物以五环三萜丰度最高，三环萜、四环萜和二环倍半萜含量较低。其中五环三萜包括藿烷系列化合物和伽马蜡烷，藿烷系列化合物均以C30藿烷为主峰，C31～C35升藿烷含量依次降低(图6)。

由于三环帖烷主要来自于菌类和藻类等生物，较高的三环萜烷丰度指示着较为咸化的沉积古环境和菌类等低等生物的主要输入[26,32,37]；三环萜烷具有较高的热稳定性和抗生物降解能力，三环萜烷的优势含量说明有机质具有较高的成熟度[23,26,37]。从三环萜烷整体的丰度来看，K1b3烃源岩最高、K1b1烃源岩和K1b1原油/油砂次之、K1b2烃源岩和K1b2原油最低(图6)。

前人研究表明，大多数湖相泥岩藿烷比甾烷丰度略高，高蜡油中甾烷含量明显低于萜烷含量，有机质的母源特征对样品的萜烷/甾烷值有很大的影响[39]。K1b1烃源岩萜烷/甾烷值为3.00～9.15，平均5.66；K1b2烃源岩萜烷/甾烷值为1.79～5.35，平均3.21；K1b3烃源岩萜烷/甾烷值为0.98～2.58，平均1.79；K1b1原油/油砂萜烷/甾烷值为5.03～6.09，平均6.56；K1b2原油的萜烷/甾烷值为2.71～4.49，平均3.60。K1b1烃源岩与K1b1原油/油砂、K1b2烃源岩与K1b2原油最为接近，表明他们两两之间在母源输入特征方面具有一定的相似性(表2)。

烃源岩和原油中伽马蜡烷的相对含量与有机质的沉积水体咸度密切相关，通常用伽马蜡烷指数(伽马蜡烷/C30藿烷)来表征其含量，较高的伽马蜡烷指数通常指示着较高的水体盐度、水体分层、还原性的沉积古环境[26,36-37,40]。K1b3烃源岩的伽马蜡烷指数为0.02～0.08，平均为0.06，伽马蜡烷含量最低(表2)。K1b1烃源岩与K1b1原油/油砂、K1b2烃源岩与K1b2原油的伽马蜡烷指数很接近，表明他们两两之间应该具有相同的沉积古环境(表2)。

图6 哈日凹陷K1b典型烃源岩、原油和油砂甾萜类化合物色谱图Fig.6 Chromatograms of sterane and terpenoid compounds of typical source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari saga. H2井，K1b1，埋深1 308.3 m，深灰色粉砂质泥岩；b. H3井，K1b1，埋深1 920.8 m，深灰色泥岩；c. H2井，K1b2，埋深1 062.3 m，深灰色白云质泥岩；d. H2井，K1b2，埋深1 060.5 m，深灰色灰质泥岩；e. H3井，K1b3，埋深1 294.6 m，灰色灰质泥岩；f. H2井，K1b3，埋深930.9 m，灰色泥岩；g. H3井，K1b1，埋深1 878.1 m，灰色灰质泥岩油砂；h. H3井，K1b1，埋深1 892.0 m，原油；i. H2井，K1b2，埋深1 074.5 m，原油；j. H2井，K1b2，埋深1 074.5 m，原油；1. C29降藿烷；2. C29降莫烷；3. C30藿烷；4. C30莫烷；5. C31升藿烷(22S)；6. C31升藿烷(22R)；7. 伽马蜡烷；8. C32二升藿烷(22S)；9. C32二升藿烷(22R)；10. C33三升藿烷(22S)；11. C33三升藿烷(22R)；12. C34四升藿烷(22S)；13. C34四升藿烷(22R)；14. C35五升藿烷 (22S)；15. C35五升藿烷(22R)

萜类化合物中的C27三降藿烷Ts/(Ts+Tm)是常用的成熟度指标，因为Ts是比较稳定的化合物，而Tm则与热演化有关，随着热演化程度的增加，Ts/(Ts+Tm)值逐渐增大，约在生油阶段晚期该值达到0.5[26,37]。同样由于同层段烃源岩样品的埋深差异大，Ts/(Ts+Tm)值反映在各个层段上没有规律性，对油源分析也无很好的指示作用(表2)。

烃源岩、原油/油砂指示母源、沉积环境和成熟度的部分生物标志化合物参数相关关系表明：一些参数指示K1b1、K1b2和K1b33套烃源岩特征不同，容易区分开来，且K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩具有相似性(图7a，b)；另外一些参数表明，K1b2和K1b3烃源岩特征相似、难以区分，这种相似性可能由于2套烃源岩相似的沉积环境、所取样品深度分布差异大等原因所致，但仍然可以看出，K1b1烃源岩与K1b2和K1b3烃源岩特征明显不同，K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩有明显的亲缘关系(图7c，d)。

表2 哈日凹陷K1b烃源岩、原油/油砂甾萜烷部分参数Table 2 Chromatographic parameters of certain sterane and terpenoid compounds of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari sag

注：a～b. 最小值～最大值；c(d). 平均值(统计个数)

图7 哈日凹陷K1b烃源岩、原油/油砂部分生物标志化合物参数相关关系Fig.7 Correlation relationship of certain biomarker parameters of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari saga.三环萜藿烷与萜烷甾烷关系；b. C29/C27重排甾烷与Pr/Ph关系；c. C29甾烷20S/(20S+20R)与重排甾烷/(重排甾烷+规则甾烷)关系；d. Pr/Ph与C35升藿烷/C34升藿烷

3.5 芳烃特征

图8 哈日凹陷K1b烃源岩、原油/油砂芳烃系列相对含量Fig.8 The component of aromatic hydrocarbon of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari sag

原油和烃源岩抽提物的芳烃中有很多化合物都对有机质来源有很好的指示作用：1，2，5-三甲基萘(1，2，5-TMN)和1，2，5，6-四甲基萘(1，2，5，6-TeMN)可能来源于高等植物生源的五环三萜香树素或树脂生源的二环二萜刺柏酸，是陆源高等植物来源的标志物[42,47]；陆相原油1，2，5-/1，3，6-TMN较高(基本大于0.3)，而海相原油中该比值较低(小于0.3)[48]；陆相原油中1，2，5，6-四甲基萘(1，2，5，6-TeMN)含量高，而海相原油1，2，5，6-TeMN占总四甲基萘(TeMN)分量小[48]。研究区K1b烃源岩、原油和油砂1，2，5-/1，3，6-TMN比值平均为0.76，1，2，5，6-TeMN/TeMN平均为19.65，较高的1，2，5-/1，3，6-TMN和1，2，5，6-TeMN/TeMN比值预示着陆源高等植物输入特征明显。1，2，5-TMN/TMN与1，2，5，6-TeMN/TeMN/相关关系也可以看出，K1b1、K1b2和K1b33套烃源岩特征不同，K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩的母源特征相似(图9a)。

芳烃中的芴、氧芴(二苯并呋喃)和硫芴(二苯并噻吩)的相对含量对原油和烃源岩的沉积环境有很好的指示作用，通常高相对含量的硫芴暗示强还原环境，氧芴含量占优势则意味着沉积环境氧化性较强[30,41,49-50]。4，6-/1，4-DMDBT和2，4-/1，4-DMDBT相关关系、三芴系列相对含量等显示：K1b1、K1b2和K1b33套烃源岩特征不同，K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩有一定的亲缘关系(图9b，图10)。

芳烃中指示有机质成熟度的参数很多，前人建立了一系列利用芳烃化合物评价成熟度的参数，其中一些参数还可以被用于烃源岩等效镜质体反射率的定量计算中。三甲基萘指数TMNR1=2,3,6-三甲基萘/(1,4,6-三甲基萘+1,3,5-三甲基萘)和四甲基萘指数TeMNr=1,3,6,7-四甲基萘/(1,3,6,7-四甲基萘+1,2,5,7-四甲基萘)是常用的成熟度指标，从低熟到高熟热演化阶段，这两个比值都是逐渐增大的[42]。菲系列化合物的甲基化、甲基重排及脱甲基化作用主要受热力学作用控制，利用菲系列化合物可以建立很多、很有用的成熟度参数，其中甲基菲指数MPI1=1.5×(2-甲基菲+3-甲基菲)/(菲+1-甲基菲+9-甲基菲)、MPI2=3×(2-甲基菲)/(菲+1-甲基菲+9-甲基菲)等在研究中有很广泛的应用[23,42,51]。TMNR1和TeMNr相关关系显示K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩特征相近(图9c)。同时可以看出，虽然甲基菲成熟度参数在层段分布方面无规律可循(由于同层位样品的埋深差异大)，但MPI1与MPI2相关关系较好，代表了甲基菲指数对研究区烃源岩、原油和油砂样品的成熟度有很好的指示(图9d)。

图9 哈日凹陷K1b烃源岩、原油/油砂部分芳烃参数相关关系Fig.9 Correlation relationship of certain aromatic hydrocarbon parameters of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari saga. 1,2,5,6-TeMN/TeMN与1,2,5-TMN/TMN关系；b. 4,6-/1,4-DMDBT与2,4-/1,4-DMDBT关系;c. TMNR1与TeMNr关系；d. MPI1与MPI2关系1,2,5-TMN/TMN-1,2,5代表三甲基萘/∑三甲基萘；1,2,5,6-TeMN/TeMN代表1,2,5,6-四甲基萘/∑四甲基萘；4,6-/1,4-DMDBT代表4,6-二甲基二苯并呋喃/1,4-二甲基二苯并呋喃；2,4-/1,4-DMDBT代表2,4-二甲基二苯并呋喃/1,4-二甲基二苯并呋喃；TMNR1代表2,3,6-/(1,4,6-+1,3,5-)-三甲基萘；TeMNr代表1,3,6,7-四甲基萘/(1,3,6,7-四甲基萘+1,2,5,7-四甲基萘)；甲基菲指数MPI1=1.5×(2-甲基菲+3-甲基菲)/(菲+1-甲基菲+9-甲基菲)；甲基菲指数MPI2=3×(2-甲基菲)/(菲+1-甲基菲+9-甲基菲)

虽然受控于同层段烃源岩样品埋深差异大，部分指示成熟度的生物标志化合物及其参数分布无规律性，对油源指示意义不大。但绝大多数生物标志化合物及其参数、碳同位素等均对原油来源有很好的指示，特别是芳烃化合物在本次油源对比研究中取得了很好的应用效果。精细油源对比结果表明：K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩特征相近，且K1b3烃源岩与K1b1原油/油砂、K1b2原油特征明显不同，K1b1和K1b2原油分别主要来源于K1b1和K1b2烃源岩，由此确定的主力供烃源岩为K1b1和K1b2烃源岩。

图10 哈日凹陷K1b烃源岩、原油和油砂芳烃三芴系列(F、SF和OF)三角图Fig.10 Distribution of fluorine(F),dibenzothiophene(SF)and dibenzofuran(OF)of source rocks,crude oil and oil sand of K1b in Hari sag

4 主力供烃源岩特征

4.1 展布特征

主力供烃源岩K1b1和K1b2烃源岩均为深湖-半深湖相沉积的暗色泥岩系。其中K1b1烃源岩岩性为深灰色-灰色泥岩、凝灰质泥岩、粉砂质泥岩等，在凹陷局部区域发育程度较好。K1b2烃源岩以深灰色含灰泥岩和灰质泥岩为主，为银额盆地范围内各个凹陷都较为发育的好的源岩。

有效烃源岩是指既有油气生成又有油气排出的岩石，它在某种程度上控制着盆地内油气藏的分布[52]。参照前人研究成果，取TOC大于0.5%作为有效烃源岩的识别标准[53-55]，对研究区主力供烃层段的有效烃源岩进行了单井识别和平面展布预测。2套烃源岩均在研究区均有较大厚度的有效烃源岩分布：K1b1有效烃源岩在北次凹的厚度为0～151 m，厚度较大的区域在H6井区；南次凹的厚度为0～106 m，厚度略小于北次凹，厚度较大的区域在H2井区(图11a)。K1b2有效烃源岩在北次凹的厚度为0～222 m，厚度较大的区域在H6-S1井区；南次凹的厚度为0～125 m，厚度较大的区域在H2井区和H1井区(图11b)。

4.2 生烃特征

4.2.1 有机质丰度

烃源岩优劣最直接的标志是有机质丰度，常用的参数有TOC、热解生烃潜量(S1+S2)和氯仿沥青“A”等[23,56]。K1b1烃源岩TOC为0.14%～2.31%，平均为0.89%；S1+S2为0.09～44.67 mg/g，平均为4.63 mg/g；氯仿沥青“A”为0.003%～0.176%，平均为0.073%。K1b2烃源岩TOC为0.08%～5.15%，平均为1.18%；S1+S2为0.05～77.87 mg/g，平均为7.85 mg/g；氯仿沥青“A”为0.001%～1.218%，平均为0.182%。参照陆相烃源岩有机质评价标准[57]，K1b1烃源岩为中等-好烃源岩，K1b2烃源岩为好-极好的烃源岩(表3)。

TOC平面分布表明2套主力供烃源岩有着相似的分布规律，即越靠近湖盆中心，TOC值越高，南北2个次凹的沉积中心为高有机质丰度烃源岩展布区域。K1b1在南次凹H2井区和北次凹H6-S1井区均有品质较好的烃源岩发育，而K1b2在南次凹H2-H1-H3井区和北次凹H6井区西部有高有机质丰度烃源岩展布(图12a，b)。

4.2.2 有机质类型

不同类型烃源岩的产烃类型、生油气能力、生排烃过程等都有存在较大差别[5,23]，本次采用三类四分法[5,23,58]，主要从岩石热解参数、干酪根碳同位素组成、干酪根原子比等方面对主力供烃源岩的有机质类型进行研究。

图11 哈日凹陷巴音戈壁组主力供烃源岩平面分布Fig.11 Distribution of main source rocks in Bayingebi Formation,Hari saga. K1b1；b. K1b2

图12 哈日凹陷巴音戈壁组主力供烃源岩TOC平面分布Fig.12 Distribution of TOC of main source rocks in Bayingebi Formation,Hari saga. K1b1；b. K1b2

TOC/%δ13C/‰“A”/%(S1+S2)/(mg.g-1)IH/(mg.g-1)H/CRo/%Tmax/℃K1b10.14～2.31-29.1～-24.50.003～0.1760.09～44.6751～10450.51～1.020.60～2.01379～5370.89(17)-27.7(9)0.073(10)4.63(16)279(10)0.82(7)1.10(14)451(16)K1b20.08～5.15-30.3～-23.80.001～1.2180.05～77.878～10170.62～1.340.60～2.17338～5371.18(21)-26.7(16)0.182(18)7.85(20)219(17)0.96(11)1.37(20)468(20)

注：a～b. 最小值～最大值；c(d). 平均值(统计个数)

岩石热解参数最高热解峰温(Tmax)-氢指数(IH)、氧指数(IO)-IH分类表明，K1b1和K1b2烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型-Ⅲ型，即以混合型或偏腐殖型干酪根为主(图13a，b)。干酪根C、H、O元素组成表明，K1b1和K1b2烃源岩的有机质类型主要为Ⅱ1型—Ⅱ2型(图13c)。

干酪根原子比和碳同位素组成也可以用于有机质类型的识别中，一般情况下，陆相烃源岩干酪根具有较重的碳同位素值和较低的H/C(原子比，下同)比值[5,23]。K1b1烃源岩干酪根H/C为0.51～1.02，O/C(原子比，下同)为0.06～0.16，δ13C为-29.1‰～-24.5‰。K1b2烃源岩干酪根H/C为0.62～1.34，O/C为0.05～0.18，δ13C为-30.3‰～-23.8‰。O/C-H/C、H/C-δ13C分类也均表明K1b1和K1b2烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型-Ⅱ2型(图13c，d)。

4.2.3 有机质成熟度

K1b1烃源岩的镜质组反射率(Ro)为0.60%～2.01%，平均1.10%；Tmax为379～537 ℃，平均451 ℃(表3)，烃源岩为成熟-高成熟烃源岩。K1b2烃源岩的Ro为0.60%～2.17%，平均1.37%；Tmax为338～537 ℃，平均468 ℃(表3)，烃源岩亦为成熟-高成熟烃源岩。K1b2位于K1b1之上，但K1b2烃源岩成熟度(Ro和Tmax平均值)略高于K1b1，造成这种反常现象的原因是同层段样品埋深差异较大、且样品的深度分布不均。

湖盆中心由于埋深较大，烃源岩热演化程度较高，具有较高的Ro值；而凹陷边缘由于埋深浅，烃源岩普遍具有较低的Ro值。从Ro值平面分布来看(图14a，b)，2套主力供烃源岩的成熟度均较高，基本处于生油气高峰期热演化阶段。平面上，烃源岩中的成熟-高成熟烃源岩(Ro>0.7%)分布面积较大，K1b1成熟烃源岩面积为328.8 km2，占凹陷总面积的33.0%；K1b2成熟烃源岩面积位302.8 km2，占凹陷总面积的30.4%。

图13 哈日凹陷主力供烃源岩有机质类型分类图(底图据文献[53,59])Fig.13 Classification of organic matters in main source rocks in Hari sag(base map from references[53,59])a. Tmax-IH分类；b. IO-IH分类；c. O/C-H/C分类；d. H/C-δ13C分类；Ⅰ型.腐泥型；Ⅱ1型.腐殖腐泥型；Ⅱ2型.腐泥腐殖型；Ⅲ型.腐殖型

图14 哈日凹陷主力供烃源岩Ro平面分布图Fig.14 Distribution of Ro of main source rocks in Hari saga. K1b1；b. K1b2

5 结论

1) 绝大多数生物标志化合物及其参数、碳同位素等均对原油来源有很好的指示，特别是芳烃化合物在本次油源对比研究中取得了很好的应用效果。精细油源对比结果表明，K1b1原油/油砂与K1b1烃源岩、K1b2原油与K1b2烃源岩特征相近，K1b1和K1b2原油分别主要来源于K1b1和K1b2烃源岩，由此确定研究区的主力供烃源岩为K1b1和K1b2烃源岩。

2) 2套主力供烃源岩在研究区均有较大厚度的有效烃源岩分布，K1b1有效烃源岩的厚度为0～151 m，K1b2有效烃源岩的厚度为0～222 m。

3) K1b1烃源岩TOC平均为0.89%，干酪根H/C为0.51～1.02，δ13C为-29.1‰～-24.5‰，Ro为0.60%～2.01%，烃源岩为有机质丰度中等-好、Ⅱ1型-Ⅱ2型、成熟-高成熟的烃源岩。K1b2烃源岩TOC平均为1.18%，干酪根H/C为0.62～1.34，δ13C为-30.3‰～-23.8‰，Ro为0.60%～2.17%，烃源岩为有机质丰度好—极好、Ⅱ1型—Ⅱ2型、成熟—高成熟的烃源岩。

4) 研究区2套主力供烃源岩厚度较大、分布面积广、有机质丰度高、且基本处于生油气高峰期热演化阶段，均具有很好的生烃潜力，能为油气成藏提供好的源岩条件。