東道海子凹陷周緣構造油氣源對比及勘探潛力分析

張煥旭，陳世加,2，楊迪生，馬捷，關新，鄒賢利，黃海

1.西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500 2.西南石油大學天然氣地質四川省重點實驗室，成都 610500 3.中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院地球物理研究所，烏魯木齊 830013

東道海子凹陷周緣構造油氣源對比及勘探潛力分析

張煥旭1，陳世加1,2，楊迪生3，馬捷1，關新1，鄒賢利1，黃海1

1.西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500 2.西南石油大學天然氣地質四川省重點實驗室，成都 610500 3.中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院地球物理研究所，烏魯木齊 830013

通過研究東道海子凹陷烴源巖抽提物及周邊構造原油的地球化學特征，總結了研究區內三套主要烴源巖產物在穩定碳同位素、Pr/Ph、甾烷相對組成等方面存在的差別。油源對比結果表明：研究區原油碳同位素相對較輕，Pr/Ph普遍小于3，甾烷相對組成中以C29含量最高，C28含量次之，整體上符合二疊系平地泉組烴源巖產物的特征，并在滴南凸起的西部及中部存在石炭系烴源巖產物不同程度的少量混入。通過各項生物標志化合物成熟度參數及甲基菲指數分析了原油成熟度的差異，并借助前人研究成果將其換算為統一的成熟度參數Ro，從而得出了不同演化階段生成原油的分布范圍。平地泉組烴源巖生烴高峰期的產物未能大規模運移至構造高部位成藏，可能尚賦存于凹陷深部及斜坡區域，東道海子凹陷斜坡區域低幅度構造及巖性圈閉是尋獲生烴高峰期產物的有利目標。

油氣地球化學；油源對比；成熟度參數；東道海子凹陷；滴南凸起

0 引言

東道海子凹陷是準噶爾盆地陸東地區一個重要的富烴凹陷，前期的資源評價業已揭示其具有優越的生烴條件，從石炭系至侏羅系發育多套有利烴源巖。其中以二疊系平地泉組烴源巖最為優異，分布范圍廣、沉積厚度大，從鉆揭資料來看，其有機質類型好、豐度高，目前已演化至成熟階段，具有較好的生烴能力，計算油氣資源量達5.76×108t[1]。然而，以東道海子凹陷為來源的油氣一直未出現重大勘探突破。前人的研究基本已經確定了油氣的大致來源方向：只有位于滴南凸起西部的陸南6井區，中部的滴西9井區，滴西13井區，以及東部的滴20井區幾個高效小油氣藏可以確定是東道海子凹陷烴源巖的產物[2-3]。而其周緣幾個規模較大的油氣田多來自于其他凹陷，如西面位于莫北凸起上的莫北油田來自于盆1井西凹陷[4]；滴南凸起中段北支上的克拉美麗氣田來自于滴水泉凹陷[5-6]；東面白家海凸起上的彩南油田油氣來源尚存在一定爭議[7-9]。就目前的勘探格局而言，東道海子凹陷來源的油氣分布廣泛而零散，“出油點”較多但每一“點”成藏規模均較小，油氣探明量與凹陷資源潛力明顯不符。那么是烴源巖的生烴能力被高估還是凹陷生成的油氣發生了大規模的散失？亦或者是生成的大量油氣仍“待字深閨”，不為人所知？新鉆滴南8井似乎為解決這一問題開啟了一扇窗，位于凹陷斜坡區域的滴南8井不僅獲得了較好的試油效果，其油氣地球化學特征經過初步分析也表現出了與周圍油氣的顯著差別。筆者通過綜合研究東道海子凹陷周緣油氣，特別是滴南8井鉆獲油氣地球化學特征，并對比凹陷內部幾套烴源巖生烴特點，確定油氣來源層位，分析油氣成藏過程與富集規律，以期對該區域下一步的油氣勘探有所啟發。

1 研究區地質背景

東道海子凹陷位于準噶爾盆地腹部中央坳陷東北部，北接滴南凸起，南至白家海凸起，西面以莫索灣凸起、莫北凸起為界，東與五彩灣凹陷相連(圖1)。整個地區沉積、構造演化復雜多變，海陸變遷頻繁。在古老結晶基地的基礎上[10]，該區域石炭統塔木崗組主要為一套淺海—濱海相沉積，并伴有頻繁的火山活動；在之后的早石炭世滴水泉組沉積期逐漸變為陸相，東道海子凹陷和五彩灣凹陷連為一體，為一套濱、淺湖相沉積，發育暗色泥巖和碳質泥巖[11-12]；至中二疊世水體進一步擴大，與南面的阜康凹陷相連通，發育二疊系平地泉組湖相沉積，而平地泉組地層中發育的厚層暗色泥巖是該地區一套重要的源巖層系*徐懷民. 環克拉美麗山前二疊系地層沉積特征研究[R].克拉瑪依：新疆油田分公司勘探開發研究院內部報告，2010.；三疊系，由于滴西低凸起的繼承性上拱以及印支運動造成的東北方向抬升，東道海子凹陷沉積中心向西南方向偏移，東北地區三疊系地層遭到了嚴重剝蝕；侏羅紀東道海子凹陷、五彩灣凹陷及白家海凸起凹隆相間的構造格局不再存在，工區進入泛盆發育階段，整體表現為一南西傾向的單斜，在此構造背景下，侏羅系中下統形成一套穩定的河湖相沉積，發育煤、暗色泥巖、碳質泥巖*陳世加，路俊剛等. 滴北凸起侏羅系天然氣來源與成藏研究[R].克拉瑪依：新疆油田公司勘探開發研究院內部報告，2009.*陳世加，路俊剛等. 環克拉美麗山前重點區塊油氣來源及成藏研究[R].克拉瑪依：新疆油田公司勘探開發研究院內部報告，2010.。

從區域性沉積規律來看，東道海子凹陷共發育有三套較厚的泥質沉積，即石炭系泥巖—碳質泥巖沉積、二疊系滴水泉組暗色泥巖沉積、侏羅系煤—泥巖—碳質泥巖沉積。前期的烴源巖綜合評價業已證實了該三套烴源巖都具有一定的生烴能力，尤其是二疊系平地泉組烴源巖，其有機質豐度高(TOC普遍大于1%，氯仿瀝青“A”普遍大于1 000 mg/L)，有機質類型以Ⅱ1及Ⅱ2型為主，具有較好的生烴能力，目前整體已經演化至成熟階段[13]。

2 烴源巖有機地球化學特征

由于沉積環境、有機質來源及埋藏深度的差異，東道海子凹陷三套主要烴源巖在有機質類型和演化程度上都有所不同，這也體現在其產物地球化學特征上。為此對三套烴源巖樣品的氯仿抽提物做了相關分析化驗，根據化驗結果總結認為：三套烴源巖的產物在甾烷相對組成、碳同位素及Pr/Ph三個方面存在顯著的差別。東道海子凹陷內部烴源巖埋藏深度較大，目前難以鉆取，本次研究所取得的烴源巖樣品主要集中于凹陷東北斜坡區域(圖1)。

2.1 穩定碳同位素

烴源巖的有機質組成及沉積環境對其產物的碳同位素有較大的影響，烴類碳同位素的輕重具有一定的生源意義[14]。就研究區而言，三套烴源巖產物的碳同位素特征表現出一定的差別：二疊系烴源巖產物碳同位素主要分布在-28‰～-34.5‰的范圍內，總體上小于-30‰，表現出偏腐泥型有機質來源的特征；而石炭系和侏羅系烴源巖其產物碳同位素分布范圍較為相近，集中在-24‰～-30‰，主體大于-28‰，與二疊系烴源巖產物存在明顯區別，表現出偏腐殖型有機質來源的特征(圖2)。

圖1 研究區域構造概況及取樣點分布Fig.1 Tectonic location and sampling site of the study area

2.2 Pr/Ph

Pr/Ph被認為是反映沉積時刻氧化還原環境的一項重要指標，當然也有學者提出有機質類型及成熟度對其也有一定影響[15]。從東道海子凹陷內部三套烴源巖抽提物的Pr/Ph分布可以看出(圖3)，石炭系與二疊系烴源巖產物Pr/Ph較為接近，普遍小于3，而侏羅系烴源巖產物Pr/Ph則普遍要大于3，二者具有較好的區分度。這同時也反映了從古生代至中生代，東道海子凹陷的沉積環境發生了較大改變。

2.3 甾烷相對含量

C27、C28、C29甾烷相對含量很大程度上取決于烴源巖的物質輸入，是一項常用的生源指標，而研究區內三套烴源巖產物的甾烷含量分布也具有明顯的差別。二疊系平地泉組烴源巖抽提物甾烷含量分布以C28和C29甾烷為主，C29含量最高，C28含量次之，二者占甾烷總量的80%以上，C27甾烷含量較低，一般只占總量的5%～20%(圖4a，b)；石炭系烴源巖抽提物質量色譜圖上甾烷分布特征與二疊系烴源巖具有相似之處，C28和C29甾烷含量同樣較高，只是C27甾烷豐度要明顯高于二疊系烴源巖(圖4c，d)；侏羅系烴源巖抽提物甾烷分布特征與二疊系和石炭系存在明顯的差異，C29甾烷豐度高，C27和C28甾烷豐度均較低，C29甾烷豐度一般在60%以上(圖4e，f)。將三套烴源巖抽提物的甾烷相對組成數據投射到三角圖中(圖5)，可以發現甾烷分布具有較好的區分度，由此可以建立圖版用以判斷研究工區的油氣來源。

3 原油地球化學特征

3.1 原油的來源層位

3.1.1 飽和烴色譜及Pr/Ph

油氣成藏后是否得到了良好的保存，在原油及儲層抽提物的飽和烴色譜圖往往具有一定的反映。位于滴南凸起東部的滴2井以及滴20井飽和烴色譜圖(圖6e，f)并不完整，滴2井飽和烴色譜中的輕組分大量缺失，而滴20井飽和烴色譜缺失更為嚴重。由于克拉美麗山擠壓作用的影響，滴南凸起東段一直處于構造高部位，出油層位集中在侏羅系八道灣組上下，出油深度相對較淺，所以油藏保存狀況相對較差。但是從滴南凸起東部原油及儲層抽提物中尚可以檢測到無環類異戊二烯烷烴的存在，且未發現25-降藿烷(圖6g，h)，說明其降解程度并不是很強烈，參照Peters[16]對原油降級程度的分級，屬于中等降解級別，生物降解作用對甾烷、藿烷類生物標志化合物影響不大。相對而言，位于滴南凸起西部的陸南6井、中部的滴西9井(圖6a，b)以及斜坡區域的滴南8井(圖6c，d)原油飽和烴色譜較為完整，油藏次生變化影響較弱。另外， 滴南8井兩個原油樣品相對于滴南凸起上的原油樣品輕組分含量較高，則很有可能存在以下兩個原因：一是滴南8井原油產自較高演化程度的烴源巖，原油中包含了更多短鏈烴類；二是滴南8井位于凹陷斜坡區域，埋藏更深，輕組分相對來說得到了更好的保存。

圖2 東道海子凹陷烴源巖抽提物碳同位素分布Fig.2 Carbon isotope composition of source rock extracts from Dongdaohaizi sag

圖3 東道海子凹陷烴源巖抽提物Pr/Ph及Pr/nC17交匯圖Fig.3 Pr/Ph and Pr/nC17 of sourch rock extracts from Dongdaohaizi sag

圖4 東道海子凹陷烴源巖抽提物飽和烴質量色譜圖(m/z=217)Fig.4 Mass chromatograms of source rock extracts from Dongdaohaizi sag(m/z=217)

圖5 東道海子凹陷烴源巖抽提物甾烷相對組成Fig.5 Sterane relative composition of source rock extracts from Dongdaohaizi sag

通過原油色譜分析可以看出，除滴南凸起東部原油遭受了一定程度生物降解以外，原油整體來說未遭受明顯的次生變化，姥姣烷及植烷保存完整，Pr/Ph可以用來反映其生源特征。而從原油及儲層抽提物Pr/Ph統計結果來看(表1)，東道海子凹陷來源的原油Pr/Ph都小于3，符合二疊系或石炭系烴源巖產物特征，與侏羅系烴源巖產物存在較大區別。因此單從Pr/Ph對比結果來看原油主體應該不是侏羅系來源。

圖6 東道海子凹陷來源原油飽和烴色譜及質量色譜圖(m/z=177)Fig.6 Saturated hydrocarbon chromatograms and mass chromatograms (m/z =177) of the oil from Dongdaohaizi sag

井號層位樣品深度/m樣品類型姥植比(Pr/Ph)滴西1?白堊系吐谷魯群2207．2原油1．50滴西12?石炭系1069．49原油2．71滴西12白堊系呼圖壁河組1585原油1．02滴西13?白堊系呼圖壁河組2155原油1．53滴西15白堊系勝金口組1477原油1．77滴西2?侏羅系三工河組2110．5含油砂巖1．39滴西2白堊系吐谷魯群2328．04灰色細砂巖1．35滴西9?白堊系吐谷魯群2110．4含油細砂巖1．41滴西9白堊系呼圖壁河組2112．6細砂巖2．72陸南1?白堊系吐谷魯群2125．7油砂1．21陸南1?侏羅系三工河組3168原油1．57滴南8二疊系梧桐溝組3956原油1．74滴南1二疊系平地泉組2760．5原油1．61滴12?侏羅系八道灣組1036．50原油1．60滴2?侏羅系八道灣組997．50油砂2．46

注：表中加“*”數據引自報告*陳世加，路俊剛,等.環克拉美麗山前重點區塊油氣來源及成藏研究[R〗.克拉瑪依：新疆油田公司勘探開發研究院內部報告，2010.及參考文獻[13]。

3.1.2 碳同位素

研究區域的原油樣品全油碳同位素普遍偏輕，從圖7可以看出其δ13C整體小于-28‰，主體小于-29‰，區別于偏腐殖型的石炭系及侏羅系烴源巖產物(δ13C主體大于-28‰)，整體表現出偏腐泥型有機質來源的特點，與二疊系平地泉組烴源巖產物較為相似。雖然碳同位素整體偏輕，但不同區塊的原油之間仍存在細微的差別：滴南凸起東部及凹陷東北斜坡區原油碳同位素最輕，多數樣品δ13C小于-30‰，與平地泉烴源巖產物碳同位素特征基本一致；滴南凸起中部原油碳同位素次之，介于-30‰～-29‰之間；滴南凸起西部原油碳同位素稍重，三個樣品δ13C都重于-29‰，同時輕于-28‰。所以從碳同位素數據來看，東道海子凹陷來源的原油總體上較為符合二疊系平地泉烴源巖產物的特征，而不同區塊的原油同位素之所以會出現規律性的細微差別，則很有可能是石炭系或侏羅系來源的偏腐殖型原油存在不同程度小規模混入。

注：圖中部分數據引自文獻[3]。圖7 東道海子凹陷來源原油全油碳同位素Fig.7 Carbon isotope composition of the oil from Dongdaohaizi sag

圖8 東道海子凹陷來源原油質量色譜圖(m/z=217)Fig.8 Saturated hydrocarbon chromatograms and mass chromatograms (m/z=217) of the oil from Dongdaohaizi sag

3.1.3 甾烷相對組成

從甾烷相對組成來看，四個油區的原油并未表現出太大的差別，C28和C29甾烷含量均較高，C29含量最高，C28含量次之，C27甾烷含量則存在一定差別(圖8)。將原油樣品甾烷相對組成數據投影到前文所建立圖版中(圖9)，四個油區的原油樣品主體都分布在二疊系平地泉組烴源巖產物的特征范圍內，這與前文分析結果較為一致。同樣，不同區塊原油的甾烷相對組成也存在細微的差別：滴南8井原油樣品與位于滴南凸起上的原油樣品之間存在較為明顯的“分區”，其C27甾烷相對含量要低一些，更為符合二疊系平地泉組烴源巖產物的特征；而滴南凸起上的部分原油樣品則分布在二疊系與石炭系烴源巖“交叉”范圍內，以凸起西部及中部最為明顯。因此從甾烷相對組成數據上也可以看出，滴南凸起上的原油并不是單純的二疊系來源，應該存在其他來源原油的少量混入，這也與原油碳同位素特征分析結論相符。基于圖版分析，所混入原油為石炭系來源的可能性較大。

結合原油及烴源巖抽提物Pr/Ph、碳同位素、甾烷相對組成等數據分析，東道海子凹陷來源的原油應該主要產自二疊系平地泉組烴源巖，這也從側面證實了平地泉組烴源巖具有較好的生烴潛力。滴南凸起上的原油在二疊系來源的基礎上存在石炭系烴源巖產物不同程度的少量混入，以凸起西部及中部最為明顯。

3.2 原油的成熟度

3.2.1 生物標志化合物成熟度參數

雖然滴南凸起上部分油區存在石炭系原油的混入，但從原油碳同位素及甾烷相對組成來看其混入量較小，對于生物標志化合物影響較弱，所以仍能通過各項生物標志化合物成熟度參數一定程度上來表征其主體原油(即二疊系平地泉組來源原油)成熟度。

四個油區甾烷異構參數C2920S/(S+R)幾乎統一分布在0.4～0.5的范圍內(圖10、表2)，C29ββ/(ββ+αα)也集中分布在0.5～0.6，并不存在明顯的差別，達到平衡且未發生“倒轉”[17]，說明四個油區的原油主體應該是平地泉組烴源巖成熟階段以后的產物。

相對于甾烷異構參數較早的就達到了平衡，藿烷系列成熟度參數Ts/(Ts+Tm)應用范圍要更廣一些，雖然近年來有學者在實際地質剖面中也發現了Ts/(Ts+Tm)參數的“倒轉”現象，但也只是發生在生烴高峰期以后[18]。考慮到原油樣品主體都是平地泉組烴源巖的產物，參數Ts/(Ts+Tm)可以一定程度上反映原油的成熟度，這在前人對鄰近地區的研究中也得到了證實[19-20]。東道海子來源的原油樣品在Ts/(Ts+Tm)參數上則表現出了一定差別(圖10、表2)，位于凹陷斜坡區的滴南8井原油樣品Ts/(Ts+Tm)要明顯高于滴南凸起上三個油區，基本大于0.7，而滴南凸起上原油樣品Ts/(Ts+Tm)值鮮有大于0.6。這一成熟度特征同樣也表現在成熟度參數三環萜烷/(三環萜烷+五環萜烷)上(表2)，滴南8井原油樣品三環萜烷/(三環萜烷+五環萜烷)基本大于0.8，而滴南凸起上原油樣品的這一參數則主要分布在小于0.6的范圍內，同樣也存在明顯的區分。因此，從藿烷系列成熟度參數來看，雖然四個油區的原油主體都來自于平地泉組烴源巖，但凹陷斜坡區的滴南8井原油則是烴源巖相對更高演化階段的產物。進一步細化對比，滴南凸起上三個油區原油樣品藿烷成熟度參數也存在細微差別，凸起中部更靠近凹陷的幾口井個別層位原油樣品藿烷成熟度參數要相對要更高一些，如滴西1井2 213.47 m以及滴西2井2 110.5 m兩個原油樣品，明顯要高于凸起上的其他原油樣品。

3.2.2 甲基菲指數

滴南凸起東部原油雖然遭受到生物降解，但降解程度不高，對芳烴系列影響較小。從原油樣品的甲基菲指數(MPI)及甲基菲比值(MPR)統計結果來看，甲基菲成熟度參數與生物標志化合物成熟度參數所表征的成熟特征較為一致，可以進一步佐證對原油成熟度的判斷。滴南8井的三個原油樣品的MPI及MPR也要明顯高于其他原油樣品，MPI>0.9，MPR>1.3，區分明顯。其他原油樣品MPI及MPR分布范圍較廣(表3)，個別樣品成熟度相對較高一些，而這些樣品同樣多出自于更靠近斜坡的凸起中部及凹陷斜坡區。

注：圖中部分數據引自文獻報告④。圖9 東道海子凹陷來源原油甾烷相對含量Fig.9 Sterane relative composition of the oil from Dongdaohaizi sag

圖10 東道海子凹陷來源原油質量色譜圖(m/z =191，m/z =217)Fig.10 Saturated hydrocarbon chromatograms and mass chromatograms (m/z=191, m/z =217) of the oil from Dongdaohaizi sag

4 原油生成階段分析

基于以上分析，東道海子凹陷來源的原油主要產自二疊系平地泉組烴源巖，滴南凸起上的部分油區存在少量石炭系烴源巖產物的混合；滴南8井原油的各項成熟度指標要明顯高于其他井，說明原油并不是來自烴源巖的同一演化階段。

通過量化原油具體的成熟度并轉換至最常用的成熟度參數——鏡質體反射率(Ro)，可以確定其生成時的烴源巖所處的演化階段。陸俊剛等[19]統計了鄰近的阜康凹陷平地泉組烴源巖Ro值及其抽提物Ts/Tm比值，發現二者具有較好的對應關系，并建立了二者之間的關系圖版用以判識降解稠油的成熟度，取得了較好的應用效果。由于平地泉組烴源巖沉積時，現今的東道海子凹陷與阜康凹陷水體連為一片，烴源巖的沉積環境與有機質組成較為相似，將圖版中的Ts/Tm轉換為Ts/(Ts+Tm)，則可以借助該判識圖版一定程度上判識研究區內原油的Ro值。圖11中的水平虛線為表2中的原油樣品Ts/(Ts+Tm)參數，從水平虛線與關系曲線的相交情況中可以看出，滴南凸起上原油成熟度Ro主體上處于0.5%～0.8%之間，滴南凸起中部油區個別原油樣品成熟度較大，Ro值應該大于0.8%。而由于建立圖版所基于的烴源巖樣品成熟度較低，難以用來判斷滴南8井原油樣品的Ro值。

表2 東道海子凹陷來源原油生物標志化合物成熟度指標統計表

注：表中加“*”數據引自報告①及[13]。

表3 東道海子凹陷來源原油甲基菲指數(MPI)及甲基菲比值(MPR)

注：表中加“*”數據引自報告*陳世加，路俊剛,等.環克拉美麗山前重點區塊油氣來源及成藏研究[R].克拉瑪依：新疆油田公司勘探開發研究院內部報告，2010.及參考文獻[13]。

甲基菲指數(MPI)最早由Radkeetal.[21]提出，利用菲及甲基菲的相對豐度反映有機質的成熟度，并基于對煤及Ⅲ型干酪根的研究給出了MPI與鏡質體反射率Ro之間的折算方法。但后續的研究發現，不同類型的有機質其MPI與Ro之間的對應關系并不固定，因此相關專家針對不同地區的有機質樣品建立了不同的MPI-Ro關系(圖12)[22-24]。一般情況下，MPI隨Ro的增大存在倒轉，倒轉現象多發生在成熟階段后期，考慮到前文對工區原油成熟度的判斷，圖12中只給出了發生倒轉之前的MPI-Ro對應關系。滴南凸起上原油樣品MPI主體為0.45～0.70，相應的Ts/(Ts+Tm)推算Ro值為0.5%～0.8%，另外考慮到有機質類型的特點，關系曲線②更為符合Ts/(Ts+Tm)的推算結果及本地區的地質實際。通過該關系曲線推算得滴南凸起上原油Ro值大部分在0.55%～0.82%之間，這與Ts/(Ts+Tm)判斷結果較為相近；滴南凸起中部存在兩個原油樣品MPI相對較高(滴233井，2 008 m；滴南7井，3 306 m)，其Ro值大致在0.95%與1.0%；滴南8井三個原油樣品MPI介于0.91～0.97，推算其成熟度Ro值為1.05%～1.13%。

圖11 東道海子凹陷平地泉組烴源巖產物Ts/(Ts+Tm)與Ro關系圖版Fig.11 A linear diagram of Ts/(Ts+Tm) and Ro for the source rock extracts of Pingdiquan Formation, Dongdaohaizi sag

圖12 不同地區有機質MPI與Ro之間的對應關系Fig.12 Corresponding relations of MPI and Ro from samples of different organic types

基于以上分析可以看出，研究區域內的原油主要來自于同一套烴源巖兩個不同的演化階段：滴南凸起上的原油主要為平地泉組烴源巖生烴階段早期的產物；而斜坡區的滴南8井原油則生成于該套烴源巖的生烴高峰期；滴南凸起中部油區個別原油樣品成熟度較高，則很有可能是兩期產物混合的結果。根據烴源巖的演化規律，生烴階段早期的產烴量往往相對有限，難以形成較大規律的油藏，這也從一方面解釋了滴南凸起上的油藏為何分布廣泛而零散。平地泉組烴源巖生烴高峰期的產物在斜坡區滴南8井有所發現，滴南凸起中部更靠近凹陷的個別井也存在這一期產物的顯露。這一方面說明平地泉組烴源巖生烴高峰期的產物在研究區內確實存在并得到了較好的保存，同時也說明生烴高峰期的產物未能大規模的運移至構造高部位成藏，可能尚賦存于凹陷深部及斜坡區域。

5 結論

(1) 通過原油與烴源巖抽提物地球化學特征的對比，研究認為東道海子凹陷來源的原油主要產自二疊系平地泉組烴源巖，滴南凸起上部分油區存在石炭系烴源巖產物不同程度的少量混入。

(2) 東道海子凹陷來源的原油主體上來自于同一套烴源巖兩個不同的演化階段：滴南凸起上三個油區的原油為平地泉組烴源巖生烴階段早期的產物；而滴南8井原油生成于平地泉組烴源巖的生烴高峰期；滴南凸起中部個別原油樣品成熟度相對較高，則很有可能是兩期產物混合的結果。

(3) 從不同演化階段原油的平面分布來看，平地泉組烴源巖生烴高峰期的產物未能大規模運移至構造高部位成藏，可能尚賦存于凹陷深部及斜坡區域，因此，考慮到埋藏深度及鉆探可能性，東道海子凹陷北部、東北部斜坡區域低幅度構造及巖性圈閉是尋獲生烴高峰期產物的有利目標。

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Oil-Gas Source Correlation around Dongdaohaizi Sag for Hydrocarbon Exploration Potential Analysis

ZHANG HuanXu1，CHEN ShiJia1,2，YANG DiSheng3，MA Jie1，GUAN Xin1，ZOU XianLi1， HUANG Hai1

1. School of Geoscience and Technology,Sourthwest Petroleum University, Chengdu 610500,China 2. Sichuan Province Key Laboratory of Natural Gas Geology, Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China 3. Institute of Geophysics, Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Urumqi 830013,China

Geochemistry characteristics of the source rock and oil from Dongdaohaizi Sag are studied, such as carbon isotope, Pr/Ph and sterane relative composition, to analyse the hydrocarbon origin and accumulation.The oil-source correlation revealed that: The oil comes mainly from Permian source rock of Pingdiquan Formation, but in the western and central area of Dinan Uplift, the oil is mixed by materials from carboniferous source rock. The maturity of oil is studied through biomarker parameters and alkylphenanthrene index (MPI), as well as the source rock evolution, which indicated that the oil was generated in different stages of source rock evolution. The source rock of Pingdiquan Formation is mature, but oil generated in the peak period of hydrocarbon generation has not migrated into the structural high, which still lies in the slope region of the sag possibly. As a conclusion, low-amplitude structures or the lithology traps in the slope region of Dongdaohaizi Sag is probably a good choice for exploring the oil generated in the peak period of hydrocarbon generation.

reservoir geochemistry; oil-source correlation; maturity parameters; Dongdaohaizi sag; Dinan Uplift

1000-0550(2017)02-0393-12

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.02.016

2015-12-31； 收修改稿日期： 2016-05-03

國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)項目(2014CB239005);國家自然科學基金(41572137)[Foundation: Major State Basic Research Development Program of China (973 Program), No. 2014CB239005; National Natural Science Foundation of China, No. 41572137]

張煥旭，男，1988年出生，博士研究生，油氣成藏及有機地球化學，E-mail: Huanxu_zhang@sina.com

陳世加，男，教授，E-mail: chensj1964@swpu.edu.cn

P618.13

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