肖 睿，张 帅*，祝有海，王平康，2，庞守吉

（1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083；2.中国地质调查局，北京 100037）

0 引言

目前，全球的大型及特大型油气田主要分布于特提斯构造域，青藏高原是特提斯构造域东段的重要组成部分，由于所处位置的特殊，引起了广泛地关注（余光明等，1989；谭富文等，2002；赵文津等，2006）。自上世纪50 年代开始的西藏石油地质研究，以羌塘盆地、措勤盆地、伦坡拉盆地为主，其中羌塘盆地是中国陆上面积最大的中生代海相残留盆地（张胜业等，1996），油气赋存条件与勘探前景一直备受关注（付修根等，2015）。前人研究资料显示，在羌塘盆地陆续发现200 多处的油气显示点，表明羌塘盆地曾有过大量的生烃过程，也显示羌塘盆地有较大的油气资源潜力（李亚林等，2005；曾胜强等，2013；付修根等，2015；肖睿，2015）。

曲色组地层作为南羌塘坳陷侏罗纪时期最先沉积的地层，且被认为具有较好的勘探潜力（伍新和等，2004；汤晶等，2013；杜栢伟等，2014；金峰等，2016）。近十几年来，针对羌塘盆地毕洛错地区曲色组岩石与层序地层（王永胜等，2007，2008）、沉积环境（秦建中等，2006；伊帆等，2016；金峰等，2016；Fu et al.，2016a，2016b，2017）、油气地质特征（汤晶等，2013；肖睿等，2014；杜栢伟等，2014；Fu et al.，2014；季长军等，2014，2020；Xia et al.，2017；唐友军等，2019；李高杰等，2020）等多方面已进行了多种内容、不同程度地研究，但研究主要依据地表露头开展。中国地质调查局在羌塘盆地组织实施了冻土区天然气水合物钻探试验井（QK-3 井），钻遇曲色组一段，且在该层段深灰—黑色泥岩中发现了三处液态油苗（张帅等，2013），这区别于以往羌塘盆地内发现的油气显示点（王忠伟等，2017；季长军等，2014；曾胜强等，2013；杜栢伟等，2003，2010；付修根等，2008；朱同兴等，2007），此前发现多为地表露头发现，样品易遭受氧化、风化淋滤，且含油岩多为灰岩，此次发现显示了该区泥页岩可能具有良好的油气勘探前景，也有利于探讨油气生成和运移过程等研究。故本研究针对QK-3 井取得的曲色组泥页岩、油页岩以及液态油苗进行了有机地球化学特征分析与对比，进一步开展油-岩对比，旨在为羌塘盆地油气勘探及该区进一步油气地质研究提供依据。

1 区域地质背景

羌塘盆地位于青藏高原北部，面积22 万平方千米，是在前古生界结晶基底和古生界褶皱基底之上发育起来的以中生界海相沉积为主的残留盆地，其南界为班公湖-怒江缝合带，北界为可可西里-金沙江缝合带。盆地内构造复杂，具有两坳一隆的构造格局，即北羌塘坳陷、南羌塘坳陷和中央隆起带（黄继钧，2001）。早侏罗世，羌塘盆地南部继承了前期的沉积格架，南羌塘坳陷总体呈“北浅南深”，为陆棚相沉积环境，沿中央隆起带南侧分布滨岸带沉积，沉积物砂质含量较高；向南至毕洛错地区过渡为滨浅海相潟湖亚相，岩性以深灰、黑色泥页岩为主，局部夹灰岩（杜栢伟等，2014）。

钻探区属南羌塘坳陷北部（图1a），位于羌塘盆地毕洛错东南约8 千米处，周缘地层分布明显受控于多条逆冲断层，图1b 中的B、C 两点为下侏罗统曲色组油页岩、黑色泥岩和膏岩，且在钻井东北部发现较厚油页岩、膏岩；D、E 两点为新近系中新统康托组地层。钻井中曲色组与康托组地层（紫红色砂泥岩层）为断层接触，见断层角砾，推断主逆冲断层将曲色组逆推到康托组之上，以致地层发生倒转现象（图1b）。其中，油页岩露头出露情况较好，产状较为清晰，厚度大且特征较为明显，常以多层产出，但每层厚度均较小，单层最大厚度不超过2.0m，累计厚度大于12m。

QK-3 井坐标为N 32°49′50.9″，E 88°54′56.5″，海拔4993m，终孔井深441.14m，钻遇第四系、下侏罗统曲色组和中新统康托组地层（图1c）。其中下侏罗统曲色组深度为23.6～170.60m，岩性以深灰色—灰黑色泥岩、粉砂岩为主，夹厚约6m 的灰褐色油页岩，底部薄层石膏盐岩与灰色粉砂岩互层，灰黑色泥岩层多处见被黄铁矿交代的双壳化石。在曲色组深灰—黑色泥岩中发现三处液态油苗，深度分别为80.6m、91.78m 和104.32m。液态油苗呈淡灰黄色，以似胶状物质分布于岩心溶孔、溶洞和裂缝中（图2），为羌塘盆地首次于井中钻获液态油苗。

图1 羌塘盆地构造略图（a）、钻孔周边地层出露（b）及QK-3孔岩性柱状图（c）（图b中A点：QK-3 井位置；B点：下侏罗统曲色组油页岩露头；C点：下侏罗统曲色组石膏层露头；D点、E点：新近系康托组露头；F点：中侏罗统莎巧组露头；G点：中侏罗统布曲组露头）Fig.1 Tectonic map of the Qiangtang Basin（a），outcrops around drilling area（b）and lithologic column（c）of borehole QK-3

图2 QK-3井岩心中发现的液态油苗A.灰黑色泥岩断面见油迹显示，井深80.6m；B.灰色粉砂质泥岩发育方解石脉并伴有油迹显示，井深91.78m；C.灰黑色粉砂质泥岩裂隙见油迹显示，井深104.32m；D.见油迹显示的曲色组岩性多为破碎的油页岩夹泥岩碎块，井深65.36～68.36m。Fig.2 Liquid seepage in the rock core of QK-3

2 样品采集及实验条件

本文利用QK-3 井54.4～168.6m 区间内采集的4 个烃源岩样品和2 个液态油苗样品，系统地开展有机地球化学分析，其中岩心样品主要为灰色—灰黑色泥岩、油页岩，较为破碎，有汽油气味溢出，局部可见双壳类化石。所有实验均在中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心进行。实验分析条件如下：（1）有机碳分析使用LECO CS-230碳硫分析仪在常温常压下进行，分析执行标准为沉积岩中总有机碳的测定GB／T 19145—2003；（2）热解分析使用油气评价工作站（中国），分析执行标准为岩石热解分析方法GB／T 18602—2001；（3）抽提：在70℃恒温下，以氯仿为溶剂，在索式抽提器中连续抽提；（4）有机岩石学分析在Axiophot 型透光—荧光高级生物显微镜下测试；（5）岩石中碳同位素分析使用Finngan MAT-252，执行标准为《有机物和碳酸盐岩碳、氧同位素分析方法SY／T 5238—2008；（6）镜质体反射率RO在MPV-SP 显微光度计测定，执行标准为SY／T 5124—1995《沉积岩中镜质体反射率测定方法》。（7）岩石及原油中饱和烃气相色谱分析使用Agilent 7890GC／ HP6890N气相色谱仪，执行标准为SY／T 5779—2008《石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法》；（8）岩石及原油生物标志物分析使用Thermo-Trace GC U1tra-DSQⅡ气相色谱-质谱联用仪，执行标准为气相色谱-质谱法测定沉积物和原油中生物标志物GB／T 18606—2001。

3 QK-3井曲色组烃源岩特征

QK-3 井曲色组样品有机地球化学测试结果见表1。结果显示样品TOC 含量为1.15%～8.43%，其中灰褐色油页岩样品中的TOC含量为5.25%，参照烃源岩地球化学评价方法（SY／T 5735—2019），达到了好烃源岩的标准，生烃潜量（S1＋S2）为3.34～41.31mg／g，达一般-好烃源岩，与TOC评价结果相吻合。

在曲色组样品的氯仿抽提物中，饱和烃含量介于21.70%～35.60%，饱和烃与芳烃比值介于1.16～2.58，而非烃与沥青质总含量达到46.96%～68.16%，类型指数为3.62～116.56，绝大多数高于5，对照SY／T 5735—2019，岩石样品有机质主要以Ⅰ及Ⅱ1型为主，少量烃源岩有机质为Ⅱ2型。此外，烃源岩中有机质萜烷类及甾烷类化合物特征也可以反映出有机母质的来源（卢双舫等，2008；曹竣锋等，2014）。曲色组泥岩样品的萜类化合物中三环萜烷／五环三萜烷比值为0.49，甾烷类化合物中∑（C27＋C28）＞∑C29，且∑C27／∑C29值为1.06，表明该烃源岩有机母质含水生生物的成分。综上指标，该地区曲色组有机质多为Ⅰ及Ⅱ1型，主要来源于海相水生生物。

QK-3 井曲色组样品镜质体反射率测试结果显示该组泥岩的RO介于0.73%～0.76%（表1），这表明该组烃源岩正处于成熟阶段（柳广弟，2009）。岩石热解测试中该组岩石样品的Tmax分布范围为433～445℃，且主要分布在440℃之上（图3），这表明该地区曲色组烃源岩中有机质已进入成熟阶段，局部热演化程度可能较低，最高峰温指标与镜质体反射率评价结果基本吻合。由此本文认为该区曲色组泥岩中有机质正处于成熟阶段，以产出成熟中质油为主。

表1 羌塘盆地QK-3 井烃源岩有机地球化学测试结果Table 1 Organic geochemical analysis data of source rocks in QK-3

图3 QK-3井烃源岩RO 与Tmax相关图Fig.3 The related chart between RO and Tmax of the source rocks in QK-3

4 QK-3液态油苗生物标志物特征

4.1 正构烷烃

烃源岩的母质来源主要有藻类、低等的水生生物和陆源生物这三大类。在形成沉积有机质过程中，类脂化合物由于相对稳定的化学结构且含量丰富，通常会选择性地进入沉积体系中参与烃类的转化，其中饱和直链烷烃常常出现在优质烃源岩中，因此烃源岩的母质来源也可以通过其抽提物的饱和烃分布特征来判断（卢双舫等，2008；柳广弟，2009；杨开丽，2013）。两个液态油苗样品检测出的正构烷烃分布特征有所差异，饱和烃气相色谱分析数据如表2 所示。

表2 液态油苗饱和烃分析数据Table 2 The Saturated hydrocarbon analytic data of liquid oil seepages in drilling well QK3

饱和烃气相色谱分析结果显示，两个液态油苗样品碳数分布范围大致相同，都分布于C13—C35（图4）。QK3-O-01 样品主峰碳位置偏高，为C22，nC13—nC21之间的组分占33.01%，nC22—nC37之间的组分占60.82%，轻重烃比∑C21-／∑C21＋为0.54，重碳优势较为明显。QK3-O-02 样品主峰碳位置偏低（nC19），nC13—nC21之间的组分占48.58%，nC22—nC37之间的组分占39.49%，轻重烃∑C21-／∑C21＋比值为1.23，且大于1.2，由于微生物对C21以下的低碳数正构烷烃的降解程度更大，从而会造成低碳数正构烷烃的相对丰度减少（窦启龙等，2005），因此，油苗样品正构烷烃显示其具有一定的低碳数优势，这种特征常被解释为水生生物为主的生物母质的贡献。

图4 油苗饱和烃气相色谱图a.QK3-O-01 样品图谱；b.QK3-O-02 样品图谱Fig.4 The chromatogram of the saturated hydrocarbon in liquid seepage of QK-3

奇偶优势参数OEP、CPI 值均近似为1，无明显的奇偶优势，显示了成熟阶段的基本特征（杜秋定等，2010）。研究表明，不具备明显奇偶优势的中等相对分子质量（nC15-nC21）正构烷烃分布可能指示海相藻类等水生生物来源（卢双舫等，2008），因此，油苗样品正构烷烃分布特征反映了其有机质可能主要来源于海相。

∑（C21＋C22）／∑（C28＋C29）是可以被用来判别海相或者陆相生物成因的母质类型的指标，Philippi（1974）研究认为，陆相有机质具有较低的比值（0.6～1.2），海相有机质具有较高的比值（1.5～5.0）。两个油苗样品∑（C21＋C22）／∑（C28＋C29）大于1，这反映了油苗有机质母质中低等水生生物相对高等植物输入的优势，尤其是QK3-O-02 样品达到了3.52，显示正构烷烃的轻烃组分占绝对优势，说明油苗的生源主要是海相有机质。

4.2 类异戊二烯烃

类异戊二烯烃中的姥鲛烷、植烷及其比值（Pr／Ph）常被作为判断原始沉积环境的氧化-还原条件和介质盐度的重要指标。姥鲛烷形成于较氧化环境，植烷形成于较还原环境，Pr／Ph ＞1 属于较氧化环境，Pr／Ph ＜1 属于较还原环境（Powell and Mckirdy，1973；Peters and Moldowan，1993；段开宾等，2011）。研究区油苗的Pr／Ph 值均为0.54，显示了植烷对姥鲛烷的优势，这说明油苗的母质可能形成于较还原环境。

一般认为，高的Pr／nC17比值及低的Ph／nC18比值反映陆相有机质输入，低的Pr／nC17比值及高的Ph／nC18比值指示沉积有机质以海相为主，而Pr ／nC17比值与Ph ／nC18比值大小相当，则反映过渡环境。如表2 所示，两个油苗样品Pr／nC17和Ph／nC18比值揭示了其沉积环境具有明显的还原性（图5），并反映了沉积有机质以海相输入为主（陈文彬等，2011；陈哲龙，2017）。

图5 油苗（Pr ／nC17）-（Ph ／nC18）相关图Fig.5 Cross plot of pristine／nC17 and phytane／nC18 of the oil seepages

4.3 萜类化合物

油苗样品检测出了相当丰富的五环三萜类化合物（藿烷系列）和三环萜烷，含有少量四环萜烷、伽马蜡烷等萜类化合物（图6）。检测到的化合物中未发现代表典型陆源输入的奥利烷和羽扇烷。

五环三萜烷碳数主要分布为C27—C35，其中以C30藿烷的成分占绝对优势（图6）。升藿烷系列中C31至C35均有检出，这表明了其源岩有机质在沉积过程中曾有过细菌活动的参与（李忠雄等，2010）。Ts／（Tm ＋Ts）比值是最常用的成熟度指标，由于Tm受热演化程度影响，且随着成熟度的增加而使Ts／（Tm ＋Ts）比值变大（崔景伟等，2013）。液态油苗样品Ts／（Tm ＋Ts）比值为0.53 和0.55，这说明了源岩虽然热演化程度较高，但未达到生油阶段晚期，尚处于生油阶段，与有机质成熟度评价结果相吻合。三环萜烷碳数主要分布在C19—C29（图6），三环萜烷／五环三萜烷比值为0.49，说明该烃源岩有机质来源于海相环境，有机母质具有低等水生生物输入的特征（李忠雄等，2010）。油苗中检测到了少量的四环萜烷，有可能是低等生物所致。

图6 羌塘盆地QK-3井油页岩及液态油苗萜、甾烷质谱图Fig.6 Saturated hydrocarbon chromatograms and mass chromatograms of terpane and sterane for the source rocks and liquid seepage of well in Qiangtang Basin QK-3

伽马蜡烷是高盐度海相及非海相沉积的重要指标，高的伽马蜡烷表征强还原、超盐度的沉积环境（卢双舫等，2008），一般认为，伽马蜡烷／（C31（20S ＋20R）／2）比值≤0.3 时，为淡水环境；比值为0.3～0.5 时，为微咸水环境；比值＞0.5 时，为咸水环境。油苗样品伽马蜡烷／（C31（20S ＋20 R）／2）比值介于0.3～0.5，反映了油苗源岩处于咸水环境，但是水体的盐度较低（Sinninghe Damste et al.，1995）。

用于反映成熟度的另外两个参数：C29藿烷／莫烷和C3222S／（22S ＋22R）也与油页岩相似（表3）。一般认为C3222S／（22R ＋22S）在成熟阶段由0 增加到0.6 左右，当比值为0.57～0.62 则表明达到或超过主要的生油阶段（Seifert and Moldowan，1986；付修根等，2008）；而C29莫烷／藿烷随成熟度增加而减小，但易受源岩输入或沉积环境的影响。如表3所示，液态油苗C3222S／（22S ＋22R）比值均为0.58，C29藿烷／莫烷比值达6.71～7.95，显示达到了较高的热演化程度。

表3 液态油苗及烃源岩生物标志物特征参数Table 3 Compositions of liquid seepage and source rocks in QK-3

4.4 甾类化合物

研究区油苗样品中检测出了大量的甾类化合物，主要为规则甾烷，其次为重排甾烷，还检出一定量的孕甾烷。一般认为C27、C28规则甾烷来自海相有机质和湖相的水生生物，而C29规则甾烷来源于陆相高等植物有机质（卢双舫等，2008）。液态油苗样品的规则甾烷C27-C28-C29均呈“V”字型分布（图6），且∑（C27＋C28）＞∑C29，液态油苗中该比值为1.17和1.04，均显示出微弱的C27甾烷优势，显示了油苗样品有机母质的相似性，来源于低等水生生物（Summons et al.，1987；陈文彬等，2010；蔡劲等，2014）。

此外，C27-C29甾烷的R、αα 构型随成熟度增加而分别向更稳定的S、ββ构型转化，因此C2920S／（S＋R）和C29ββ／（αα ＋ββ）比值常被用来判别有机质成熟度（卢双舫等，2008）。液态油苗样品C2920S／（20S ＋20R）值分布在0.45～0.58 范围内，而C29ββ／（ββ ＋αα）值为0.41～0.58，均说明了样品有机质处于成熟阶段（图7）。

图7 油苗成熟度生标参数相关图Fig.7 Correlogram of the biomarker parameters for the maturity of the oil seepages

5 问题与讨论

5.1 QK-3 曲色组液态油苗油源对比

5.1.1 母质性质及形成环境

从液态油苗样品饱和烃分布特征可以看出，油苗样品正构烷烃分布特征、奇偶优势参数OEP、CPI值、∑（C21＋C22）／∑（C28＋C29）指标，反映了油苗有机质母质中低等水生生物相对高等植物输入的优势，说明油苗的生源主要是海相有机质。姥鲛烷与植烷则说明油苗的母质可能形成于较还原环境，也反映了沉积有机质以海相输入为主。

而从曲色组油页岩与液态油苗亲缘性对比也可看出，曲色组油页岩从碳数分布形态上与油苗样品具有一定的相似性，均检测出了五环三萜类化合物、三环萜烷，以及少量四环萜烷。萜烷化合物的相对丰度含量上与油苗样品类似，同时也检出了一定量的伽马蜡烷，伽马蜡烷／（C31（20S ＋20R）／2）比值与油苗样品相近，反映了油页岩沉积时与油苗母质形成相似的盐度环境，说明该烃源岩有机质来源于海相环境，规则甾烷的分布可以提供原油母质信息。曲色组烃源岩与液态油苗在甾类化合物质量色谱图上也有较高的相似性（图6）。曲色组油页岩以及液态油苗的甾烷类化合物主要为规则甾烷，其次为重排甾烷，还检出一定量的孕甾烷。规则甾烷C27-C28-C29分布及∑C27／∑C29值均显示了烃源岩及油苗样品有机母质的相似性，来源于低等水生生物（Summons et al.，1987；陈文彬等，2010）。

5.1.2 成熟度

油苗的成熟度是研究其成因的一个重要指标，许多生物标志化合物参数则是可以用来判断烃源岩的成熟度。Ts／（Tm ＋Ts）比值是最常用的成熟度指标，油页岩样品中该比值较大，达到0.47，与液态油苗样品中该比值相近，C29藿烷／莫烷和C3222S／（22S ＋22R）也与油页岩相似，也与有机质成熟度评价结果相吻合。此外，烃源岩及液态油苗样品ααaC2920S／（20S ＋20R）值与C29ββ／（ββ ＋αα）均说明了样品有机质具有相似的成熟度（图7）。综上所述，曲色组烃源岩与液态油苗在成熟度指标参数方面有着较高的相似性，均达到了较高的热演化程度。

5.1.3 油苗的生物降解程度

两个油苗样品同处于下侏罗统曲色组缺氧环境下，埋深相差12.5m，测试结果具有一定差异，可能由于油苗是由原始母质等有机质经长期演化形成的，同时在有机质的演化过程中，温度和压力不断增大，促使高分子烃裂解成为低分子，所以主峰碳位置向低碳方向偏移，使得轻烃组分增加，重烃组分减少（彭清华等，2017）。此外，研究区油苗正构烷烃呈明显的“驼峰”分布，显示遭受到明显的生物降解作用，降解程度的不同也可能造成油苗测试的差异。饱和烃气相色谱分析表明，样品中尽管部分正构烷烃已被破坏，但普遍检测出一系列可清晰分辨的连续、完整、高丰度的C13-C31正构烷烃色谱峰，姥鲛烷和植烷也无明显改变，表明其生物降解程度较为轻微，与此前南羌塘各油苗点研究认识一致（付修根等，2008）。

5.1.4 油源分析

综上所述，油页岩、油苗样品生物标志物对比可见，二者母质性质与形成环境及成熟度特征较为相似，具有很好的可比性，然而值得指出的是，两个油苗抗生物降解能力略有差别，但总体性质相当，因此本文认为油苗的分子地球化学特征与下侏罗统曲色组油页岩之间具有较好的相关性，认为毕洛错地区曲色组烃源岩对于该油苗的形成具有一定的贡献作用。

5.2 生烃能力综合评价

油源对比显示曲色组油苗与该组烃源岩有着较好的亲缘关系，表明油苗来源于曲色组油页岩等烃源岩。此前也有研究表明隆鄂尼古油藏的油气主要来源于下侏罗统曲色组的大套深灰色泥页岩和中侏罗统布曲组中下部的大套深灰色泥晶灰岩、藻灰岩（杨桂芳等，2003），这也说明了曲色组烃源岩是羌塘盆地的主力烃源岩，具有很好的勘探前景。王永胜等（2012）等先前研究认为该组仅分布于南羌塘坳陷内（图8），且在羌塘盆地南部地区下侏罗统曲色组泥页岩厚度占该组地层厚度至少90%，如毕洛错剖面有厚达171.89m的泥页岩烃源岩，木苟日王—扎加藏布地区，泥岩烃源岩厚900m，松可尔剖面的黑色泥页岩生油岩厚达625.28m（王剑等，2009；杜栢伟等，2014）；本文研究的QK-3 井中亦发现了厚达156.41m 的灰黑色泥岩、油页岩。综合以上烃源岩有机地球化学分析及对曲色组分布范围及沉积厚度的认识，本文认为下侏罗统曲色组泥质烃源岩的生烃能力属于较好级别，在研究区范围内可作为最主要的烃源岩，可为天然气水合物形成提供气源，具有较好的油气勘探前景。

图8 羌塘盆地下侏罗统曲色组泥质烃源岩厚度等值线图（王剑等，2009）Fig.8 Distribution of thickness of the Early Jurassic Quse Formation in Qiangtang Basin

6 结论

（1）QK-3 井曲色组泥岩及油页岩TOC 含量为1.15%～8.43%，有机质丰度达中等—好烃源岩；有机质类型多为Ⅰ及Ⅱ1型；RO介于0.73%～0.76%，Tmax值介于433～445℃，处于成熟阶段。

（2）油苗饱和烃特征反映了油苗有机质母质中低等水生生物相对高等植物输入的优势，可能形成于较还原环境，说明油苗的生源主要是海相有机质。曲色组油页岩与油苗样品的萜类与甾类化合物特征对比亦表明有机母质的相似性，来源于低等水生生物，同时表明油页岩沉积时与油苗母质形成相似盐度的海相环境。

（3）曲色组油页岩与油苗样品在Ts／（Tm ＋Ts）比值、C29藿烷／莫烷和C3222S／（22S ＋22R）、C2920S／（20S ＋20R）与C29ββ／（ββ ＋αα）等成熟度指标参数方面有着较高的相似性，均达到了较高的热演化程度。

（4）油源对比显示在曲色组中发现的油苗与曲色组油页岩有着较好的亲缘关系，表明该油苗来源于曲色组油页岩等烃源岩，这也说明了曲色组烃源岩具有很好的勘探前景。综合烃源岩有机地球化学特征及曲色组分布范围与沉积厚度，认为下侏罗统曲色组泥质烃源岩的生烃能力属于较好级别，在研究区内可作为最主要的烃源岩，有为天然气水合物形成提供气源的潜力。