二連盆地阿爾凹陷下白堊統烴源巖地球化學特征及油源對比

盧學軍，高平，丁修建，陳哲龍，柳廣弟

（1.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北任丘062552；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；3.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

二連盆地阿爾凹陷下白堊統烴源巖地球化學特征及油源對比

盧學軍1，高平2，3，丁修建2，3，陳哲龍2，3，柳廣弟2，3

（1.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北任丘062552；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249；3.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

阿爾凹陷是二連盆地的一個次級構造單元，勘探程度較低。下白堊統為二連盆地的主力烴源巖和產油層，在阿爾凹陷廣泛發育。有機地球化學分析表明，阿爾凹陷下白堊統烴源巖有機質豐度高，以Ⅰ—Ⅱ型為主，低成熟—成熟，已進入大量生烴階段，其中騰一段烴源巖生烴能力最強，阿四段烴源巖生烴能力稍差；下白堊統烴源巖主要為淡水—微咸水環境，騰一段為偏強還原—弱氧化環境，阿四段為偏弱氧化環境；烴源巖常規甾烷分布特征為C29＞C27＞C28，表明其具有以藻類輸入為主、陸源有機質輸入為輔的生源特征，而騰一段生源輸入的差異可能與湖侵及湖退引起的水體深度變化有關。下白堊統油砂和烴源巖樣品的生物標志化合物特征對比表明，騰一段原油來源于騰一段烴源巖，阿爾善組原油可能主要來源于騰一段烴源巖，混有阿四段的油源。

地球化學特征；生物標志物；油源對比；下白堊統；二連盆地

0 引言

圖1 二連盆地阿爾凹陷構造綱要圖（據文獻［3］修改）Fig.1Outline map of geological structural units in Aer Sag,Erlian Basin

阿爾凹陷位于二連盆地東北部，總面積約2 000 km2，實際勘探面積約800 km2（圖1）。阿爾凹陷形成于燕山運動中期的區域裂陷作用，總體呈北東—南西向展布，東部主要受阿爾塔拉大斷裂控制，南部開闊，北部狹窄，地震資料顯示凹陷為東斷西超結構，主洼槽位于凹陷中北部［1-3］。阿爾凹陷發育3套地層，自下而上為古生界（未見底）、下白堊統巴彥花群和新生界［4］。其中，下白堊統為沉積地層的主體，最大沉積厚度可達3 800 m，自下而上分為3個組：阿爾善組（K1ba）、騰格爾組（K1bt）和賽漢塔拉組（K1bs）（圖2）。阿爾善組以暗色泥巖為主，地層厚度變化較大，東部沿邊界斷裂根部地層厚度達1 500 m，向緩坡帶減薄，按巖性和巖相特征自下而上可劃分為阿三段（K1ba3）和阿四段（K1ba4）；騰格爾組可劃分為2段，騰一段（K1bt1）以較深湖環境下的灰色、深灰色泥巖為主，中部為砂巖發育段，厚度為150～200 m，主物源來自東部，水動力條件強，砂體分布范圍大；騰二段（K1bt2）以灰色、淺灰色泥巖與灰色砂礫巖互層為主，巖性組合一般下細上粗，代表了水體不斷變淺的過程，厚度為300～600 m；賽漢塔拉組為礫巖、砂礫巖和泥質砂巖與淺灰色、灰色泥巖互層，厚度為300～500 m［3，5］。

圖2 二連盆地阿爾凹陷地層綜合柱狀圖Fig.2Generalized stratigraphic column of Aer Sag,Erlian Basin

阿爾凹陷裂陷期主要為早白堊世，整體經歷了一次大的裂陷/反轉過程，包括初始沉降期（PSU）、快速沉降期（SSU）、減速沉降期（DSU）和反轉沉降期（ISU）（圖2），接受了一套完整的湖侵—湖退旋回的扇三角洲—湖相沉積。阿爾凹陷缺失二連盆地其他凹陷發育的阿一段和阿二段那種覆蓋全凹陷、具有填平補齊性質的粗碎屑相和火山巖相地層。阿三段沉積期為初始沉降期，以暗色泥巖為主，表明阿爾凹陷在裂陷初期即出現了面積和深度均較大的統一湖泊，并且形成了第一套烴源巖；阿四段—騰二段沉積期為快速沉降期，隨著水體面積不斷擴大，形成了以阿四段和騰一段為主的半深湖—深湖亞相烴源巖；賽漢塔拉組沉積期為減速沉降期，凹陷外側隆起區被夷平，東、西兩側邊緣為辮狀河三角洲相，內部形成以濱淺湖亞相為主的沉積；賽漢塔拉組沉積末期阿爾凹陷進入反轉沉降期，構造反轉使凹陷內古生界基底連同白堊系沉積蓋層整體被緩慢抬升，整個凹陷的生命周期結束。在阿爾凹陷的形成與演化過程中，發育了4套烴源巖，分別為阿爾善組、騰一段、騰二段和賽漢塔拉組暗色泥巖。其中騰二段和賽漢塔拉組烴源巖尚未成熟，不能作為有效烴源巖，阿爾善組和騰一段烴源巖已經成熟，具備生烴能力，為阿爾凹陷的主力烴源巖層，與二連盆地其他凹陷相似［2，6］。在空間分布上，上述2套烴源巖主要分布于阿爾凹陷主洼槽中，次洼槽中烴源巖的分布面積很小［3］。從鉆井獲得的油氣分布情況來看，阿爾凹陷油氣在縱向上主要分布于騰一上亞段，其次為阿四段、古生界和騰一下亞段［5］。

筆者采集了阿爾凹陷阿爾善組和騰格爾組泥巖和油砂樣品，用于開展飽和烴氣相色譜和色譜質譜分析，對烴源巖的成熟度、沉積環境和生油母質進行研究，并與油砂的生物標志化合物進行對比，確定油砂的油源，為阿爾凹陷的油氣勘探提供地球化學依據。

1 樣品與實驗

本次研究共有23塊樣品用于分析，其中包括20塊泥巖樣品（阿四段樣品4塊和騰一段樣品16塊）和3塊油砂樣品（參見圖1）。通過有機碳含量（TOC）測定，篩選出3塊泥巖樣品和3塊油砂樣品（表1）進行飽和烴氣相色譜（GC）和色譜質譜（GCMS）分析。

烴源巖TOC測定和熱解分析分別利用LECO CS-230碳硫測定儀和OGE-Ⅱ油氣評價工作站進行。飽和烴的分離與柳廣弟等［7］的實驗步驟一致。以上實驗均在中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室完成。飽和烴的氣相色譜和色譜質譜分析均在中國石油大學（北京）重質油國家重點實驗室利用Agilent7890-5975c氣相色譜質譜聯用儀完成。

表1 用于GC-MS分析的樣品基本信息Table 1Basic data of samples collected for GC-MS analysis

2 結果與討論

2.1 烴源巖地球化學特征

二連盆地阿爾凹陷騰一段泥巖TOC為0.71%～3.28%，平均為1.97%（n=16），生烴潛力（S1+S2）為1.98～22.56 mg/g，平均為9.09 mg/g，按照Peters等［8］的烴源巖評價標準，騰一段為一套好—非常好烴源巖；阿爾善組泥巖TOC為0.14%～0.40%，平均為0.33%（n=4），S1+S2為0.55～0.99 mg/g，平均為0.68 mg/g，為一套差烴源巖。騰一段泥巖熱解氫指數（IH）為135～670 mg/g，平均為441 mg/g（n=16），表明其有機質類型為Ⅰ—Ⅱ型（圖3）；阿爾善組泥巖IH為157～392 mg/g，平均為234 mg/g（n=4），表明其有機質類型為Ⅱ型。騰一段烴源巖熱解峰溫（Tmax）為429～452℃，平均為441℃（n=16），表明有機質總體處于低成熟—成熟階段；阿爾善組烴源巖Tmax值為430～451℃，平均為445℃（n=4），大部分樣品已進入了生油期，成熟度略高于騰一段。

圖3 阿爾凹陷下白堊統烴源巖熱解參數Tmax與IH關系圖Fig.3Relationship between thermolysis Tmaxand IHof the Lower Cretaceous source rocks in Aer Sag

2.2 烴源巖生物標志化合物特征

烴源巖飽和烴的氣相色譜和色譜質譜分析檢測出了正構烷烴、無環類異戊間二烯烷烴、萜類化合物和甾類化合物（圖4），可以看出烴源巖和油砂均未發生微生物降解。這些化合物的分布特征和相對含量有助于對烴源巖成熟度、沉積環境和生源輸入的判斷［8-10］。

圖4 阿爾凹陷典型樣品氣相色譜和質量色譜Fig.4The gas chromatogram and mass chromatogram of the selected samples in Aer Sag

2.2.1 與成熟度相關的生物標志化合物

利用碳優勢指數（CPI）和奇偶優勢比（OEP）可以對烴源巖的成熟度進行初步評價［9］。研究區下白堊統烴源巖的CPI為1.08～1.48，OEP為1.10～1.28，無明顯的奇偶碳優勢，表明烴源巖處于低成熟—成熟階段。

C31升藿烷22S/（22S+22R）值、C29和C30莫烷指數、C29甾烷20S/（20S+20R）值及C29甾烷αββ/（αββ+ ααα）值也均被用于成熟度的評價。在成熟階段，C31升藿烷異構化指標由0增至0.60（0.57～0.62為均衡狀態［11］），阿爾凹陷騰一段泥巖的C31升藿烷22S/（22S+22R）值為0.58～0.60，表明已進入生油階段；阿四段泥巖的升藿烷22S/（22S+22R）值為0.48，表明尚未進入生油階段［9］。甾烷異構化指標C29甾烷20S/（20S+20R）值和C29甾烷αββ/（αββ+ααα）值所顯示的結果均與C31升藿烷指數變化趨勢大體相似，指示阿四段成熟度低于騰一段，與Tmax指標表征的成熟度狀況不一致，說明異構化成熟度參數可能受到了其他因素的影響，如不同的黏土催化劑作用［12］及樣品質量太差［10］等。17β，21α（H）-莫烷與其相應的17α（H），21β（H）-藿烷比值隨著成熟度的增加而降低［9，13］。騰一段泥巖的C29和C30莫烷指數為0.09～0.10，均高于阿四段泥巖的C29和C30莫烷指數（0.07），表明阿四段的成熟度略高于騰一段（表2）。Ts/（Ts+Tm）值也反映出相似的結果，與Tmax結果一致。

表2 阿爾凹陷烴源巖和油砂樣品的關鍵地球化學參數Table 2Key geochemical parameters for the source rocks and oil sands in Aer Sag

2.2.2 與沉積環境相關的生物標志化合物

Pr/Ph值經常用于判斷沉積環境的氧化—還原程度。測試數據表明，Pr/Ph＜0.8代表缺氧環境，Pr/ Ph＞1代表弱氧化環境，而Pr/Ph＞3通常代表陸源有機質搬運且沉積于氧化水體環境［8，16］。研究區騰一段泥巖Pr/Ph值為0.60～1.46，阿爾善組泥巖Pr/Ph值為1.56，表明騰一段烴源巖沉積于強還原—弱氧化環境，阿爾善組沉積于弱氧化環境（圖5）。

圖5 阿爾凹陷烴源巖和油砂的Pr/nC17與Ph/nC18關系圖（據文獻［16］修改）Fig.5Pristane/nC17versus phytane/nC18of source rocks and oil sands in Aer Sag

伽馬蠟烷可以表征非海相烴源巖沉積環境中的分層水體［17］。分層水體通常是縱向高鹽度所致，溫度梯度也可以引起水體分層［9］。研究區烴源巖伽馬蠟烷含量很低，伽馬蠟烷指數［伽馬蠟烷/C3017α（H）-藿烷值］為0.04～0.20，平均為0.14，表明下白堊統烴源巖沉積期水體鹽度較小，為淡水—微咸水沉積環境。該種水體條件與其他中生代盆地具有較好的可對比性，如Johnson等［18］通過分子地球化學的方法證實了東Gobi盆地下白堊統烴源巖的沉積環境為淡水—微咸水。

2.2.3 與生源輸入相關的生物標志化合物

正構烷烴的分布特征在一定程度上反映了有機質的成熟度和生源輸入。低碳數的正構烷烴主要來源于浮游生物、藻類和細菌的脂肪酸［19］，而高碳數的正構烷烴主要來源于陸生植物的表皮蠟層［20］。研究區烴源巖正構烷烴的碳數分布呈單峰型，主峰碳主要分布于nC17～nC23（參見表2），且顯示出輕微的奇偶碳優勢，表明其生源為藻類輸入，盡管正構烷烴的豐度在nC23之后下降（參見圖4），但是高分子量正構烷烴的存在表明有機質仍具有陸源高等植物的輸入。大體相似的正構烷烴分布曲線表明阿爾凹陷在早白堊世沉積期為較穩定的生源輸入類型，細微的變化可能反映了生源組合上的差異。Pr/ nC17值和Ph/nC18值常被用于判斷烴源巖沉積環境的含氧度和有機質類型［16］。由圖5可以看出，研究區下白堊統有機質以藻類輸入為主，混有陸源高等植物，其中Aer4-239樣品的有機質類型為Ⅱ型，而Aer3-231與Aer2-434樣品的有機質類型為Ⅱ—Ⅲ型，其陸源輸入較Aer4-239樣品多。Aer4-239和Aer3-231樣品有機質類型的差異，反映了騰一段沉積期沉積環境的變化而導致生源輸入上的細微變化，如二連盆地萎縮期主要發育淺水型的淡水綠藻和疑源類，溝鞭藻類的生長受到抑制［18］，同時湖盆水體深度變淺可導致陸源有機質的增加。

三環萜烷系列化合物屬于某類特定微生物的標志物，分析化驗表明［21］：以低等水生微生物為主要生油母質的原油中，該系列化合物C23三環萜烷相對富集；陸源有機質來源的原油中C20和C21三環萜烷相對富集。三環萜烷C21/C23值經常用于原油有機質的判識。Aer3-231和Aer2-434樣品的三環萜烷C21/C23值大于Aer4-239樣品的三環萜烷C21/C23值，應為陸源有機質增多的反映。三環萜烷/17α（H）-C30藿烷值反映了某類特定的微生物與細菌生源產物的數量比［9-10，22-23］，阿四段較騰一段相對較高的三環萜烷/17α（H）-C30藿烷值可能代表某類特殊的生源組合。規則甾烷/17α-藿烷值首先被用于反映真核生物（主要為藻類和高等植物）與原核生物（主要為細菌）對烴源巖的貢獻指標［9，24］。騰一段泥巖的規則甾烷/17α-藿烷值為0.14～0.71，阿四段泥巖的規則甾烷/17α-藿烷值為3.13，也反映了阿四段沉積期較高的陸源輸入（圖6）。騰一段Aer3-231樣品具有略高的三環萜烷/17α（H）-C30藿烷值，反映出騰一段沉積期細微的生源變化。

圖6 阿爾凹陷三環萜烷/C30藿烷與甾烷/萜烷關系圖Fig.6Map showing tricyclic terpanes/C3017α（H）-hopane versus steranes/terpanes in Aer Sag

C27，C28和C29規則甾烷的相對含量可以反映母質輸入，研究區烴源巖的規則甾烷相對質量分數表現為C29＞C27＞C28的特征（圖7）。通常認為，C27甾烷來源于低等水生生物和藻類，C29甾烷來源于陸源高等植物［22］，但是C29甾烷在前寒武系許多原油中均占優勢［25-29］，Grantham［26］將其歸因于藻類輸入，這表明C29甾烷的生源極其復雜，它可能來源于陸源高等植物，也可能來源于藻類。早白堊世沉積中，代表高營養通量的甲藻常見于蒙古的Tamtsag盆地［30-31］、東Gobi盆地和Nilga盆地［32］及中國的二連盆地［21］、海拉爾盆地［33］和開魯盆地［34］。阿爾凹陷的常規甾烷分布特征與東Gobi盆地下白堊統烴源巖和原油樣品一致，這種分布特征被解釋為藻類輸入，且低含量的C28常規甾烷（相對于C27和C29常規甾烷）表明其與陸源有機質關系較大［17］。郎艷等［21］在二連盆地的下白堊統中發現了較為豐富的微體浮游藻類，主要為溝鞭藻類，次為疑源類、綠藻和黃藻。這些證據均表明阿爾凹陷下白堊統的生源組合以藻類為主，陸源有機質為輔，尤其是阿四段沉積期，湖盆水體面積有限，泥巖中可能接受了較多的陸源輸入。騰一段沉積期，阿爾凹陷雖然處于裂陷的快速沉降期（參見圖2），但在此期間盆地也發生了小的構造反轉［3］，水體深度變淺，導致陸源輸入增多，從而使騰一段形成了具有細微生源變化的泥巖夾層。因此，湖侵和湖退所引起的水體深度變化可能是造成細微生源變化的主要原因。

圖7 阿爾凹陷烴源巖和油砂樣品C27，C28和C29常規甾烷三角圖Fig.7Triangular diagram of C27-C28-C29regular steranes of the source rocks and oil sands in Aer Sag

2.3 油砂的生物標志化合物特征及油源對比

從阿爾凹陷下白堊統油砂樣品中檢測出的生物標志化合物與烴源巖樣品大體相似。從油砂成熟度生物標志化合物參數來看，3個油砂樣品均為成熟原油（參見表2）。從油砂的C29甾烷20S/（20S+20R）值、C29甾烷αββ/（αββ+ααα）值及C29和C30莫烷指數來看，2塊騰一段油砂樣品的成熟度生物標志化合物參數值相近，表明2塊油砂樣品具有相近的成熟度，阿爾善組油砂的成熟度高于騰一段油砂的成熟度（參見表2）。

油砂樣品的Pr/Ph值為0.57～0.79，均＜0.80，這表明形成油砂的原油為沉積于缺氧環境下烴源巖的產物，這種強缺氧環境與騰一段Aer4-239樣品的沉積環境相似。油砂樣品的伽馬蠟烷指數為0.09～0.14，這表明形成油砂的原油為沉積于淡水—微咸水環境下烴源巖的產物。

從形成油砂的生油母質來看，油砂樣品均落入了非海相藻類Ⅱ型的區域（參見圖5），與騰一段Aer4-239樣品的有機質類型一致，與騰一段Aer3-231樣品和阿四段Aer2-434樣品具有略高的陸源輸入有機質不同。

C27，C28和C29甾烷三角圖在整個生油窗內很穩定，可以用于區分不同烴源巖生成的原油或相同烴源巖不同有機相生成的原油，并被廣泛應用于原油和烴源巖瀝青之間親緣關系的確定［8-10，35-36］。從圖7中可看出油砂樣品Aer3-237，Aer2-257和Aer61-481與烴源巖樣品Aer4-239存在親緣關系，與烴源巖樣品Aer2-231和Aer2-434無親緣關系，表明油砂原油來源于騰一段烴源巖。但是，圖6中阿四段油砂樣品Aer61-481與烴源巖樣品Aer2-434落入同一個區域，騰一段油砂樣品Aer2-257，Aer3-237與烴源巖樣品Aer4-239落入另一個區域，表明Aer61-481油砂樣品的生源特征與Aer2-434烴源巖樣品相似，具有較高的三環萜烷和甾烷，明顯不同于騰一段的烴源巖和油砂，這表明油砂樣品Aer61-481可能具有阿四段烴源巖油源的混入。值得注意的是，在成熟度、沉積環境和生源方面，油砂樣品Aer2-257和Aer3-237均與騰一段烴源巖樣品Aer4-239保持高度的相似性，這表明騰一段原油來源于騰一段泥巖。阿四段油砂樣品Aer61-481的眾多生物標志化合物特征與騰一段相似，表明其原油可能主要來源于騰一段烴源巖，但存在阿四段油源的混入。

3 結論

（1）阿爾凹陷下白堊統烴源巖有機質豐度高，有機質類型為Ⅰ—Ⅱ型，有機質成熟度為低成熟—成熟，已進入大量生烴階段。騰一段烴源巖為一套高質量的烴源巖，阿爾善組烴源巖稍差。

（2）騰一段沉積于強還原—弱氧化環境，阿爾善組沉積于弱氧化環境。

（3）騰一段烴源巖的生源輸入以藻類為主，陸源有機質為輔；阿爾善組較騰一段陸源輸入略高。騰一段不同泥巖夾層間也存在細微的生源輸入變化，可能與湖侵和湖退所引起的水體深度變化有關。

（4）騰一段原油來源于騰一段烴源巖，阿四段原油以騰一段油源為主，混有阿四段的油源。

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（本文編輯：李在光）

Geochemical characteristics and source rocks and oil-source correlation of the Lower Cretaceous in Aer Sag,Erlian Basin

LU Xuejun1，GAO Ping2，3，DING Xiujian2，3，CHEN Zhelong2，3，LIU Guangdi2，3
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，Hebei，China；2.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

Aer Sag is one of the sub-structural units in Erlian Basin,with a lower exploration degree.The Lower Cretaceous is proved the major source rocks and oil-producing intervals in Erlian Basin,which is also widely developed in Aer Sag.The organic geochemical analysis indicates that the Lower Cretaceous source rocks in Aer Sag possess high contents of organic matter,its organic matter type is mainly typeⅠand typeⅡ,and its source rock maturity ranges from low-mature to mature indicating the phase of large amounts of hydrocarbon generating.Among them,the first member of Tenger Formation（K1bt1）has the greatest potential of hydrocarbon generation,and followed by the fourth member of Aershan Formation（K1bt4）.The Lower Cretaceous source rocks were mainly deposited in the freshwater to brackish water environment.The redox of K1bt1preferred to a strongly reducing-weakly oxidizing environment,but K1bt4tended to a weakly oxidizing environment.The distribution characteristics of regular steranes of the Lower Cretaceous source rocks is“C29＞C27＞C28”.It is shown that the biogenic sources are dominated by algae input,secondly by terrestrial input.In addition,the correlation of biomarker characteristics of oil sands and source rocks from theLower Cretaceous suggest that K1bt1oil originated from K1bt1itself,but Aershan Formation oil might come from K1bt1and mixed with the oil from K1bt4source rocks.

geochemicalcharacteristics；biomarker；oil-sourcecorrelation；theLowerCretaceous；ErlianBasin

TE122.1+13

A

1673-8926（2014）03-0101-08

2014-01-18；

2014-03-12

盧學軍（1964-），男，碩士，高級工程師，主要從事油氣地質勘探研究工作。地址：（062552）河北省任丘市華北油田分公司勘探開發研究院。E-mail：yjy_lxj@petrochina.com.cn。