準噶爾盆地沙灣凹陷原油地球化學特征與油源分析

摘要：沙灣凹陷作為準噶爾盆地西北緣重要的油氣富集凹陷，在紅車斷裂帶和斜坡區域均有重大油氣發現。為明確沙灣凹陷周緣構造原油的來源，采用全烴地球化學分析方法，分析準噶爾盆地西北緣地區4套烴源巖和原油的地球化學特征，進行油源和油油對比研究。研究認為沙灣凹陷原油可分為5類，5類原油生物標志化合物指標與碳同位素分別表現為不同的特征，其中：A1亞類原油來源于二疊系下烏爾禾組烴源巖高成熟階段，A2亞類原油來源于下烏爾禾組烴源巖成熟階段，B類原油來源于風城組和下烏爾禾組的烴源巖的混合，C類原油來源于二疊系風城組烴源巖成熟—高成熟階段，D類原油為侏羅系烴源巖產物。

關鍵詞：沙灣凹陷；烴源巖；油源對比；原油地球化學特征；單體烴碳同位素

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220216

中圖分類號：P618.13;TE12

文獻標志碼：A

0引言

2018年以來，參考瑪湖凹陷大面積成藏模式，沙灣凹陷的勘探重心由凸起帶擴展到斜坡區，并獲得突破。在沙灣凹陷斜坡區北部，針對二疊系、三疊系扇三角洲前緣相帶鉆探ST1井，在二疊系上烏爾禾組壓裂后日產油16.74 t；2019年，在沙灣凹陷斜坡區南部鉆探ST2井，在上烏爾禾組及夏子街組試油均獲工業油氣流；CP24井在沙灣凹陷西斜坡區首次鉆遇風城組，試油獲高產油氣流，壓裂后自噴試產，日產油121.14 t，日產氣1.56×104 m3。鉆探證實沙灣凹陷多層系具備規模成藏條件，是準噶爾盆地又一新的規模勘探領域。地質資料的豐富，為本區塊開展研究奠定了很好的基礎。

實際鉆探資料表明，準噶爾盆地西部的瑪湖凹陷和盆1井西凹陷至少發育3套烴源巖，從下到上依次為二疊系佳木河組（P1j）、風城組（P1f）、下烏爾禾組（P2w），地層埋深更大的沙灣凹陷和南緣地區侏羅系則為另一套有效烴源巖4]。風城組和下烏爾禾組烴源巖在瑪湖凹陷和盆1井西凹陷部分地區鉆揭，佳木河組在紅車斷裂帶上盤鉆揭。由于沙灣凹陷同層系的地層埋深更大，目前在沙灣凹陷斜坡區鉆揭到的二疊系主要為三角洲平原或前緣亞相，尚未鉆揭到淺湖相—深湖相的下烏爾禾組和風城組烴源巖，進而對沙灣凹陷的油源分析造成了一定的困難。

目前對沙灣凹陷周緣構造油源的研究相對薄弱，對紅車斷裂帶上盤、中拐凸起和車排子凸起地區油源進行了少量的分析研究8]。有學者認為三環萜烷C20、C21、C23的相對豐度是判識西北緣原油母源的有效參考指標[10]：相對豐度C20lt;C21lt;C23呈“上升型”的原油主要來源于風城組，C20lt;C21gt;C23呈“山峰型”的原油主要來源于下烏爾禾組，C20gt;C21gt;C23呈“下降型”的原油主要來源于佳木河組，C20gt;C21lt;C23呈“山谷型”的原油為上升型和下降型的混合來源。但單一依賴三環萜烷C20、C21、C23的相對豐度指標來判識油源并非總是有效，前人對吐哈盆地、柴達木盆地、塔里木盆地和鄂爾多斯盆地等多個盆地的原油分析發現：陸源原油中更富集低碳數三環萜烷C19、C20和四環萜烷C24，湖相或海相原油更富含三環萜烷C23；一些三環萜烷的相關參數可良好區分原油來源、判識原油母質類型或者沉積環境，但是一些參數（例如C23/C21三環萜烷vs.（C19+C20）/C23三環萜烷）并不總是能夠區分淡水湖相原油和咸水湖相原油。一些學者主要根據C7輕烴特征將紅車斷裂帶原油分為兩類，紅車斷裂帶中南段侏羅系和白堊系的油來自二疊系下烏爾禾組源巖，而中北段的油來自風城組源巖，但其片面之處在于油源判識指標單一。從生物標志物特征和碳同位素特征進行分析，認為紅車地區春光區塊原油存在二疊系和侏羅系源巖產物的多期混源和單獨侏羅系來源14]。依據含氮化合物、規則甾烷ααα20RC27、C28、C29和原油碳同位素特征，將車排子地區白堊系及以上地層中的原油歸為第一類原油，侏羅系及其以下地層中的原油歸為第二類原油，前者來源于沙灣凹陷和四棵樹凹陷侏羅系烴源巖，后者來源于沙灣凹陷二疊系烴源巖，但其不足之處在于未進一步區分來源于二疊系風城組還是下烏爾禾組，風城組和下烏爾禾組生成原油差異之處仍不清楚。近期有學者分析了6個風城組烴源巖樣品和10個原油樣品，將原油劃分為典型腐泥型、偏腐殖型和過渡型3種，認為3種原油均來自風城組，風城組烴源巖有機巖相和成熟度差異造成了原油的差異，但不足之處在于樣品數量少而且缺少對下烏爾禾組烴源巖分析。也有人認為紅山嘴—車排子地區存在兩類原油，主要為整個西北緣三類原油中的第一類和第二類原油，這兩類原油的主要區分指標為姥植比，三環萜烷C20、C21、C23的分布樣式和伽馬蠟烷的相對豐度，其中第一類來自于風城組烴源巖，第二類原油較大可能來自下烏爾禾組，但不排除風城組的貢獻。準噶爾盆地西北緣油氣成藏復雜，尤其對于西北緣南部的沙灣凹陷油源認識仍不充分，存在爭議。對于沙灣凹陷西斜坡原油尚未進行深入分析，還需要做進一步的研究。本文基于前人研究，結合近期新分析的烴源巖和原油樣品，較系統性地分析西北緣地區4套烴源巖和沙灣凹陷周緣構造帶和斜坡區原油的類異戊二烯烷烴分布及其生物標志化合物、原油碳同位素等多種地球化學參數，厘定原油地球化學特征，綜合考慮反映生油母質、沉積環境和成熟度的多種地球化學參數劃分原油類型，在此基礎上通過油源縱向對比、沙灣瑪湖盆1井西三個凹陷的油油橫向對比，綜合分析沙灣凹陷原油來源，以期為研究區下一步油氣勘探提供重要依據。

1地質概況

沙灣凹陷屬準噶爾盆地中央坳陷的二級構造單元，西面緊鄰紅車斷裂帶和中拐凸起，南面為南緣沖斷帶，北面與盆1井西凹陷和莫索灣凸起相鄰，東面為莫南凸起（圖1）。沙灣凹陷二疊系呈現北淺南深、北窄南寬的“勺”狀特征。沙灣凹陷為疊合含油氣盆地的一個次級凹陷，經歷了伸展斷陷—伸展坳陷—前陸—坳陷多個構造演化階段19]，斜坡及凹陷區地層發育較為完整（圖2），沉積基底為巨厚的石炭系火山熔巖、火山碎屑巖及碎屑巖，自下而上依次發育了二疊系佳木河組（P1j）、風城組（P1f）、夏子街組（P2x）、下烏爾禾組（P2w）、上烏爾禾組（P3w），三疊系百口泉組（T1b）、克拉瑪依組（T2k）、白堿灘組（T3b），侏羅系八道灣組（J1b）、三工河組（J1s）、西山窯組（J2x）、頭屯河組（J2t）、齊古組（J3q）以及白堊系（K），古近系（E），新近系（N），第四系（Q），沉積了上萬米厚的地層，各套地層向盆地西北尖滅；在西北緣逆推覆構造上盤，侏羅系直接覆蓋于石炭系，缺失二疊系、三疊系。多期盆地演化形成了沙灣凹陷石炭系—新近系的多套生儲蓋組合，形成不同類型多個烴源巖灶、不同類型多套儲層、多套蓋層、多期次斷裂體系和不整合接觸關系。2018年之前，勘探主要集中在北部的中拐凸起及西部的紅車斷裂帶，在石炭系、三疊系、侏羅系、白堊系和新近系發現多個油氣藏。近年來沙灣凹陷斜坡區二疊系勘探取得顯著成果，在風城組、夏子街組和上烏爾禾組發現扇三角洲砂礫巖油氣藏，沙灣凹陷具有多層系含油的特點，體現出沙灣凹陷石油和天然氣勘探領域的廣闊前景。

2烴源巖特征

受構造運動和古氣候的共同控制，沙灣凹陷經歷了多個沉積旋回，發生過多次湖侵過程，形成多套烴源巖。目前，下二疊統佳木河組、風城組，中二疊統下烏爾禾組和侏羅系被認為是沙灣凹陷4套重要的烴源巖。

2.1下二疊統佳木河組

根據紅車斷裂帶上盤鉆揭佳木河組烴源巖C20井、C202井、C25井、G16井、HS4井等5口井的樣品數據（圖3，表1），下二疊統佳木河組烴源巖巖性以凝灰巖為主，總有機碳質量分數（w（TOC））介于0.17%～2.51%之間，平均值為1.08%；氯仿瀝青“A”質量分數介于0.001 2%～0.282 2%之間，平均值為0.041 5%，僅約15%的樣品大于0.05%；生烴潛量（w（S1+S2））介于0.06～1.91 mg/g之間，平均值為0.56 mg/g，屬于中等豐度的烴源巖。熱解氫指數（IH）基本小于200 mg/g，顯微組分中鏡質組和殼質組占60%～70%，腐泥組占10%～20%，為比較典型的腐殖型烴源巖。目前鉆遇井處于紅車斷裂帶，埋深一般小于3 000 m，但最高熱解峰溫（Tmax）介于440～500 ℃之間，相當于鏡質體反射率為0.7%～2.0%，為成熟—高成熟階段，表明佳木河組烴源巖先生排烴后再抬升，推測凹陷深處普遍達到過成熟階段。

佳木河組烴源巖姥植比（Pr/Ph）主要介于0.88～3.00之間，平均值為1.60，反映佳木河組烴源巖具陸源輸入且沉積環境還原性弱；Pr/nC17和Ph/nC18平均值分別為0.67和0.60；β胡蘿卜烷相對豐度較低，β胡蘿卜烷/主峰介于0～0.12之間，反映該套烴源巖沉積時水體的鹽度淡。三環萜烷C20、C21和C23的分布特征主要為下降型，也有少量的樣品中為山峰型或者上升型。C24四環萜烷/C26三環萜烷平均值為2.10，表明陸源有機質具有較大貢獻；Ts相對豐度很低，Tm相對豐度非常高，Ts/Tm平均值為0.13，C29Ts的相對豐度也很低。五環萜烷中C30藿烷的相對豐度最高，伽馬蠟烷相對豐度低，伽馬蠟烷/C30藿烷為0.05～0.21，平均值為0.11，伽馬蠟烷/C31藿烷平均值為0.42，反映該套烴源巖沉積時水體鹽度較低。五環萜烷C31、C32、C33、C34、C35相對豐度依次降低。規則甾烷是主要的甾烷，重排甾烷相對豐度低，含有一定量的孕甾烷和升孕甾烷，規則甾烷中ααα20R構型的以C29甾烷為主，C27和C28相對豐度較低，C27、C28、C29相對豐度依次增加。佳木河組烴源巖干酪根碳同位素（δ13C）較重，主要為-24.00‰～-20.00‰，平均值為-22.40‰。抽提物氯仿瀝青“A”碳同位素主要為-27.00‰～-23.00‰，平均值為-25.21‰（表1）。

佳木河組烴源巖為一套具有陸源輸入、沉積環境水體較淺、鹽度較低、沉積環境還原性較弱，豐度差—中等、烴源巖演化程度較高、類型為腐殖型的烴源巖。

2.2下二疊統風城組

風城組烴源巖主要分布于瑪湖凹陷、盆1井西凹陷和沙灣凹陷。目前風城組烴源巖僅在瑪湖地區鉆揭，為海陸過渡環境的殘留海—潟湖相沉積，封閉－半封閉咸水堿化湖泊環境24]，巖性為黑灰色泥巖、白云質泥巖、凝灰質泥巖、凝灰質碳酸鹽巖與沉凝灰巖。由表1可知，風城組烴源巖有機質豐度較高（圖3），總有機碳質量分數分布在0.07%～6.10%，平均值為1.01%；生烴潛量介于0.01～59.84 mg/g之間，平均值為4.54 mg/g；氯仿瀝青“A”質量分數分布在0.001 7%～1.539 8%之間，平均值為0.243 1%；顯微組分中腐泥組和殼質組占優勢、鏡質組與惰質組面積分數很低。氫指數為300～600 mg/g的Ⅱ1型有機質占45%，100～300 mg/g的Ⅱ2型有機質占30%，Ⅰ型和Ⅲ型均約占10%。綜合反映風城組烴源巖有機質類型為偏腐泥型。鉆遇烴源巖埋深介于2 500～6 000 m之間，干酪根鏡質體反射率（Ro）在0.85%～1.56%之間，有機質最高熱解峰溫介于440～450 ℃之間及以上溫度區間的占60%，相當于鏡質體反射率在0.7%～1.3%以上，綜合表明風城組烴源巖達到成熟階段以上。

總離子流圖（TIC）峰型基本為單峰且主峰碳數低，反映風城組中具有藻類和細菌類的輸入。姥鮫烷和植烷相對豐度高，Pr/nC17和Ph/nC18平均值分別為1.52和1.20，Pr/Ph介于0.52～1.29之間，Pr/Ph小于1.0的樣品的占67%，平均值為0.88，反映風城組烴源巖的沉積環境還原性較強。富含β胡蘿卜烷，β胡蘿卜烷/主峰平均值為0.89，反映該套烴源巖沉積時水體分層明顯、鹽度大，為半咸水—咸水湖盆沉積產物。三環萜烷中C20、C21和C23的分布特征主要為上升型，其次為山峰型和山谷型，也有少量的樣品中為下降型。C24四環萜烷的相對豐度一般高于C26三環萜烷，C24四環萜烷/C26三環萜烷平均值為2.59，Ts相對豐度較低，Ts/Tm平均值為0.26。伽馬蠟烷相對豐度相對中等—高，伽馬蠟烷/C30藿烷在0.50以上的占25%，介于0.25～0.50之間的占50%，平均值為0.40，伽馬蠟烷/C31藿烷平均值為1.50，表明該套烴源巖沉積時水體鹽度整體較高，為半咸水—咸水環境。規則甾烷中C27、C28、C29為主要的甾烷，重排甾烷的相對豐度較低，重排甾烷/規則甾烷一般小于0.50，孕甾烷和升孕甾烷相對豐度中等，規則甾烷ααα20R構型的以C29甾烷為主，其次為C28甾烷，高豐度的C29甾烷指示風城組烴源巖具有充足的藻類（例如綠藻）來源。風城組烴源巖干酪根碳同位素較輕，主要為-31.00‰～-24.00‰，平均值為-26.01‰。烴源巖抽提物氯仿瀝青“A”碳同位素主要為-32.00‰～-26.00‰，平均值為-30.01‰（表1）。

風城組烴源巖母質為一套存在大量的細菌類和藻類的輸入，沉積環境水體較深、處于咸水—超咸水堿性的、較強還原程度的、豐度高、成熟且類型為腐泥型的優質烴源巖。

2.3中二疊統下烏爾禾組

本次分析新采集了MS1、YT1、PD1和JT1井4口探井的下烏爾禾組深色泥巖樣品，結合瑪湖凹陷F3井、FN4井、Ma004井、Ma001井、AC1井、Ma9井和MH6井等7口井樣品數據進行分析（表1，圖3）。下烏爾禾組烴源巖巖性為暗色泥巖和薄層灰黑色炭質泥巖。下烏爾禾組總有機碳質量分數分布在0.09%～4.55%之間，平均值為1.49%；氯仿瀝青“A”質量分數分布在0.000 8%～0.097 8%之間，平均值為0.021 0%；生烴潛量介于0.01～23.21 mg/g之間，平均值為2.15 mg/g，屬于中等級別豐度的烴源巖。氫指數小于100 mg/g的Ⅲ型有機質占75%，100～300 mg/g的Ⅱ2型有機質占20%，指示下烏爾禾組烴源巖有機質類型為腐殖型，存在少量混合型。最高熱解峰溫介于440～450 ℃之間，占比75%，AC1井下烏爾禾組烴源巖干酪根鏡質體反射率達1.3%，說明下烏爾禾組烴源巖達到成熟階段以上。

TIC峰型中常見雙峰型，具有明顯的姥鮫烷優勢，Pr/Ph值為0.77～7.62，介于0.77～3.00之間的占75%，大于3.00的占25%，平均值為2.45，反映下烏爾禾組烴源巖有機質具有陸源高等植物的輸入且沉積環境的還原性偏弱，Pr/nC17和Ph/nC18平均值分別為0.96和0.59。β胡蘿卜烷相對豐度接近于0，β胡蘿卜烷/主峰介于0～0.19之間，平均值為0.02，反映該套烴源巖沉積時水體的鹽度較淡，為淡水湖盆沉積產物。三環萜烷的相對豐度變化較大，三環萜烷C20、C21和C23的分布特征可表現為下降型、上升型和山谷型。C24四環萜烷的相對豐度較高，C24四環萜烷/C26三環萜烷平均值為4.29，表明陸源有機質輸入較大。Ts的相對豐度中等，和風城組泥巖相當，Ts/Tm平均值為0.29。伽馬蠟烷相對豐度較低，伽馬蠟烷/C30藿烷在0.04～0.20，平均值為0.09，伽馬蠟烷/C31藿烷平均值為0.29，反映沉積水體鹽度較低。重排甾烷的相對豐度變化較大，規則甾烷中C27甾烷和C28甾烷的相對豐度較低，C29甾烷相對豐度較高，部分樣品C27相對豐度較高，三者相對豐度呈現“/”型和“V”型。新分析的上述4口井樣品烴源巖干酪根碳同位素和瑪湖凹陷的樣品同位素差異較大，主要介于-24.71‰～-26.63‰之間，平均值為-25.31‰；烴源巖抽提物氯仿瀝青“A”碳同位素介于-28.76‰～-31.59‰之間，平均值為-29.63‰（表1）。瑪湖凹陷井的樣品干酪根碳同位素主要為-25.00‰～-20.00‰，平均值為-21.53‰。烴源巖抽提物氯仿瀝青“A”碳同位素主要為-30.00‰～-25.00‰，平均值為-25.60‰。

下烏爾禾組烴源巖為一套具有陸源輸入、沉積環境水體較淺、鹽度較低、沉積環境還原性較弱，豐度差—中等、烴源巖演化程度較高、類型為腐殖型的烴源巖。

2.4侏羅系

本次分析采用了TA1、SC1井和野外露頭樣品數據對侏羅系烴源巖進行分析（表1）。侏羅系屬于辨狀河—三角洲—湖沼相含煤沉積，烴源巖巖性主要為暗色泥巖和炭質泥巖，煤層發育。侏羅系泥巖總有機碳質量分數介于0.07%～3.82%之間，平均值為1.25%，生烴潛量為0.06～8.83 mg/g，平均值為3.81 mg/g，氯仿瀝青“A”質量分數介于0.001 3%～3.143 4%之間，平均值為0.723 2%。氫指數低于100 mg/g的Ⅲ型有機質占31%，100～300 mg/g的Ⅱ2型有機質占27%，300～600 mg/g的Ⅱ1型有機質占32%。鏡質組平均面積分數為57%，腐泥組和殼質組平均面積分數為33%，表明有機質類型為腐殖型和混合型。沙灣凹陷南部侏羅系埋深在7 000 m以上，推斷主體處于成熟演化階段。

TIC峰型中見雙峰型，反映侏羅系烴源巖具有陸源高等植物的輸入。具有明顯的姥植比優勢，Pr/Ph值為0.62～3.03，平均值為1.47（表1），反映侏羅系烴源巖的沉積環境還原性一般。絕大多數不含β胡蘿卜烷，β胡蘿卜烷/主峰介于0～0.05之間，反映該套烴源巖沉積時水體的鹽度較淡，為淡水湖盆沉積產物。

三環萜烷C20、C21、C23分布形式為下降型、或者上升型。四環萜烷相對豐度較高，C24四環萜烷/C26三環萜烷平均值為5.20，Ts相對豐度小于Tm相對豐度，Ts/Tm平均值為0.26。伽馬蠟烷相對豐度較低，伽馬蠟烷/C30藿烷為0.02～0.27，平均值為0.11，伽馬蠟烷/C31藿烷平均值為0.32，反映該套烴源巖沉積時水體鹽度較低。孕甾烷相對豐度高于升孕甾烷，規則甾烷中ααα20R構型C29甾烷相對豐度高，C28、C27相對豐度較低，分布形式呈不對稱“V”型或者倒“L”型。侏羅系烴源巖干酪根碳同位素較重，主要為-26.00‰～-22.00‰，平均值為-24.00‰。烴源巖抽提物氯仿瀝青“A”碳同位素主要為-28.00‰～-24.00‰，平均值為-26.20‰（表1）。

侏羅系烴源巖母質以陸源輸入為主，沉積環境水體較淺、鹽度較低、處于低還原程度。綜合以上，侏羅系烴源巖是一套存在陸源輸入，沉積環境水體較淺、鹽度較低、處于低還原程度的豐度高、成熟且類型為腐殖—混合型的烴源巖。

3原油成因類型及地球化學特征

3.1原油成因類型

收集整理沙灣凹陷周緣構造和斜坡區原油地球化學資料，對原油的氣相色譜質譜圖進行對比分析，從類異戊二烯烴、甾烷萜烷和同位素等方面提取關鍵參數進行成因類型劃分。綜合考慮反映生油母質類型、沉積環境和成熟度的多種地球化學參數，優選出鑒別能力強的多個參數作為成因類型劃分的主要指標：Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、β胡蘿卜烷/主峰（βCarotene/MaxnC）、三環萜烷C19/C23（C19TT/C23TT）、C24四環萜烷/C23三環萜烷（C24TeT/C23TT）、三環萜烷/五環萜烷（T. Terpane/P. Terpane）、伽馬蠟烷相對豐度、Ts/（Ts+Tm）和碳同位素組成特征。

將沙灣凹陷原油劃分為A1、A2、B、C、D共5種類型原油，各類原油典型譜圖見圖4。5類原油在上述指標具有比較明顯的差異（圖5、6，表2、3）。在三環萜烷C20、C21、C23的分布樣式上，沙灣凹陷大多數油樣為山峰型，具體來說，A1亞類和B類原油均表現為山峰型，A2亞類原油表現為山峰型和下降型，C類原油呈現上升型和山峰型，D類原油則是下降型（圖5d）。幾類油的特征表明該指標區分沙灣凹陷原油來源時具有有限的指示意義。塔里木盆地塔中和塔北隆起原油隨著成熟度增加，分布樣式從上升型變為山谷型，最后變為下降型。四川盆地二疊系烴源巖、原油和油砂中三環萜烷C20、C21、C23的分布也具有規律性：低成熟到高成熟，分布樣式從上升型最終演化至下降型。瑪湖凹陷風南7井風城組泥質白云巖增溫加水熱模擬生油實驗結果也觀察到油樣和殘渣瀝青中分布樣式如上述般變化。生烴有機質來源和沉積環境可能控制了三環萜烷的分布樣式，成熟度和生排烴作用等因素可能改變其分布樣式。Tao等也認為當原油的成熟度相當時，應用三環萜烷相關指標進行原油類型劃分最為合適。以上研究表明三環萜烷分布樣式可能受到不同因素的影響，在進行沙灣凹陷原油分析時，應當結合其他指標進行綜合分析。前4類原油碳同位素值比較接近（圖5a），應用該指標劃分原油類型時存在較大的不確定性。利用烷烴、原油、芳烴、非烴和瀝青質系列碳同位素值可以在一定程度上進行類型劃分，C類原油和B類原油及組分的碳同位素曲線形態較為一致，兩者之間存在約0.5‰的差異。而D類原油明顯重于其他類型，D類、A1和A2亞類原油及其不同組分的碳同位素曲線分布形態則比較相似（圖5b）。正構烷烴碳同位素也可作為良好的類型劃分指標（圖5c）：D類原油（CF15、CF13井）呈隨碳數增加，碳同位素變輕；C類原油（H018、CP7井）則保持相對穩定；A1（ZJ2H、XG1井）和A2（SM3、CP2、SM001井）亞類的分布形態較為一致，先變輕后變重，A1則略重于A2亞類。

3.2原油地球化學特征

3.2.1A1亞類原油

A1亞類原油主要分布在斜坡區和中拐凸起的二疊系佳木河組（圖1），原油密度介于0.77～0.84 g/cm3之間，平均值為0.81 g/cm3，主要為凝析油或輕質油（ρ＜0.9661 g/cm3）。50 ℃條件下原油黏度介于2～50 mPa·s之間。含蠟量主要介于2%～10%之間，為低—中蠟油。凝固點介于-20.0～25.0 ℃之間，平均值為9.9 ℃。含豐富的飽和烴，質量分數為80.0%～90.0%，平均值為86.0%；芳香烴質量分數小于10.0%，平均值為6.8%；非烴和瀝青質質量分數平均值分別為3.8%和3.4%。A1亞類原油碳同位素介于-30.32‰～-27.70‰之間，平均值為-29.68‰（表2）。

輕烴可用于油源對比、運移方向等研究30]。C7輕烴主要為正庚烷、甲基環己烷和二甲基環戊烷，其中正庚烷代表藻類和細菌來源，甲基環己烷代表高等植物來源，二甲基環戊烷指示水生生物的類脂化合物來源，利用正庚烷、甲基環己烷和二甲基環戊烷的相對豐度，可以判識腐殖型和腐泥型油氣來源32]。A1亞類原油C7輕烴中甲基環己烷占比30.29%～43.04%，正庚烷占比48.91%～65.52%（圖5f）。輕烴的組成特征表明A1亞類原油母質具有較大的腐泥來源。A1亞類原油TIC峰型為單峰，主峰碳數低，主要為C8C13，w（ΣnC21－）/w（ΣnC22+）平均值為4.6，（C21+C22）/（C28+C29）平均值為4.3。三環萜烷中C20、C21和C23的分布樣式均為山峰型；C19三環萜烷的相對豐度較高，三環萜烷C19/C23平均值為0.16（表3）；C24四環萜烷的相對豐度較低，C24四環萜烷/C23三環萜烷平均值為0.12（圖6c）。ααα20R構型的規則甾烷C29相對豐度最高（表3），C27、C28、C29分布形式可以表現為“/”型或者不對稱“V”型，三角圖版中位于高等植物或浮游生物區（圖6f）。以上多個參數綜合表明A1亞類原油母質具有一定的陸源有機質輸入，原油母質類型偏過渡型。

姥鮫烷對于植烷呈現微小優勢，Pr/Ph平均值為1.07，Pr/nC17和Ph/nC18平均值分別為0.42和0.44（表3）。在類異戊二烯烷烴相對豐度分布上，A1亞類原油具有高相對豐度的異十六烷（IC16），中—高相對豐度的降姥鮫烷（IC18）、姥鮫烷（IC19，Pr）、植烷（IC20，Ph）和法呢烷（IC15），低相對豐度的Pr. 姥鮫烷；Ph. 植烷；nC17. 正十七烷；nC18. 正十八烷，G. C30伽馬蠟烷；C20TT. C20三環萜烷；C21TT. C21三環萜烷；C23TT. C23三環萜烷；C24TeT. C24四環萜烷；Ts. 18α（H）22， 29， 30三降藿烷；Tm. 17α（H）22， 29， 30三降藿烷；C30H. C30HαβC30藿烷；αααC27. 5α（H）， 14α（H）， 17α（H）膽甾烷20R；αααC28. 5α（H）， 14α（H）， 17α（H）麥角甾烷20R；αααC29. 5α（H）， 14α（H）， 17α（H）谷甾烷20R；C19TT. C19三環萜烷。

異二十一烷（IC21）（圖4）。反映出A1亞類原油母質沉積環境具有較弱的還原性以及生油母質為過渡型干酪根。A1亞類原油的β胡蘿卜烷相對豐度普遍很低甚至無，β胡蘿卜烷/主峰介于0～0.24之間，平均值僅為0.09（圖6a、b，表3）。在高成熟原油或凝析油中，伽馬蠟烷指數（C30伽馬蠟烷/C30藿烷）不能完全反映原油母質的沉積環境，當C30藿烷相對豐度急劇減小時，C30伽馬蠟烷/C30藿烷計算結果則相對偏大，從而高估原油中伽馬蠟烷相對豐度，該參數此時可能更多反映原油成熟度。在本文中，為避免高成熟度造成對伽馬蠟烷相對豐度的錯誤評估，采用萜烷m/z=191質量色譜圖的主峰作為分母，用γ/主峰作為輔助性指標來評估高成熟原油中伽馬蠟烷的相對豐度。A1亞類原油伽馬蠟烷相對豐度較低，γ/主峰介于0～0.37之間，平均值為0.13（表3），反映該類原油的母質沉積時水體鹽度較低。

五環萜烷由于其熱穩定性差于三環萜烷，隨原油成熟度增加，五環萜烷包括C30藿烷的相對豐度減小34]。A1亞類原油三環萜烷豐度相比五環萜烷占據絕對優勢，三環萜烷/五環萜烷平均值為4.72（表3），極高相對豐度的三環萜烷和低相對豐度的五環萜烷為該類油的顯著特征。Ts相對豐度較高，Ts/（Ts+Tm）平均值為0.52（圖6e，表3）。所有類型原油中，A1亞類原油重排甾烷相對豐度最高，重排/規則甾烷平均值為0.69。甾烷C29ααα20S/（20S+20R）平均值為0.46，C29αββ/（ααα+αββ）平均值為0.60（圖5e）。結合該類原油的物性特征，該類原油具有高成熟特征。

3.2.2A2亞類原油

A2亞類原油主要分布在中拐凸起的淺部地層（圖1）。A2亞類原油密度主要介于0.77～0.85 g/cm3之間，輕質油占86%，中質油（0.866 1 g/cm3～0.916 2 g/cm3）和重質油（ρ＞0.9162 g/cm3）占比小，重質油為生物降解成因。輕質油黏度介于1～200 mPa·s之間，含蠟量較高（1%～15%）。凝固表2沙灣凹陷不同成因類型原油碳同位素指標（平均值）點介于-10～30 ℃之間，其中82%的高于0 ℃，平均值為12.5 ℃。未降解原油中飽和烴質量分數較高，平均值為83%，芳香烴質量分數平均值為9.7%，非烴和瀝青質質量分數平均值分別為5.5%和1.8%。A2亞類原油碳同位素介于-31.13‰～-28.68‰之間，平均值為-30.01‰（表2）。

A2亞類原油輕烴組分具高甲基環己烷和低正庚烷占比，前者介于39.66%～73.69%之間，后者介于12.24%～49.39%之間（圖5f），表明其母質類型偏腐殖型。A2亞類原油正構烷烴峰型基本均為單峰，主峰碳數主要為C13、C15、C17和C19，w（ΣnC21－）/w（ΣnC22+）值較低，平均值為2.18，（C21+C22）/（C28+C29）平均值為為3.27。三環萜烷C20、C21和C23的分布特征均為山峰型和下降型（圖5d）。C19三環萜烷和C24四環萜烷的相對豐度均高，三環萜烷C19/C23平均值為0.54，C24四環萜烷/C23三環萜烷平均值為0.53（圖6c，表3）。ααα20R構型的規則甾烷C27、C28、C29相對豐度分別為15.27%、23.10%和61.63%。三角圖版中該類原油樣本點主要集中于陸生植物區域（圖6f），反映該類原油母質陸源有機質輸入較多。

A2亞類原油具有明顯的姥植比優勢，Pr/Ph介于1.42～2.31之間，平均值為1.73（表3）。類異戊二烯烷烴相對豐度分布特征為具有較高的IC16和IC19。姥鮫烷和植烷較正構烷烴相對豐度較低，Pr/nC17和Ph/nC18分別介于0.30～0.63和0.16～0.34之間，平均值為0.41和0.24（表3）。體現該類原油母質沉積環境還原性相對偏弱，其母質更加偏向于腐殖型。β胡蘿卜烷相對豐度普遍低，β胡蘿卜烷/主峰為0.01～0.30，平均值為0.11（圖6a，表3）。A2亞類原油中伽馬蠟烷的相對豐度低，伽馬蠟烷指數介于0～0.20之間，平均值為0.11（圖6d，表3）。反映A2亞類油的母質沉積水體深度較淺、鹽度低，為淡水沉積環境的產物。

三環萜烷的相對豐度一般小于五環萜烷，三環萜烷/五環萜烷平均值為0.42。Ts的相對豐度中等，Ts/（Ts+Tm）平均值為0.32（圖6e）。重排甾烷相對豐度較高，重排甾烷/規則甾烷平均值為0.64。規則甾烷C29ααα20S/（20S+20R）平均值為0.45，C29αββ/（ααα+αββ）平均值為0.53（圖5e）。結合原油物性，認為該類型原油為成熟階段產物。

3.2.3B類原油

B類原油的特征介于A2亞類油和C類原油之間。B類原油在平面上的分布較為廣泛，主要分布于紅車斷裂帶中南部和車排子凸起、斜坡區和中拐凸起東側。原油密度介于0.83～0.96 g/cm3之間，輕質油約占24%，中質油約占67%，重質油占9%。黏度較大，低于50 mPa·s的原油占22%，50～3 500 mPa·s的占78%。低蠟油占64%，中蠟油占約27%，高蠟油約占9%。原油飽和烴較低，平均值為78%；非烴和瀝青質質量分數較高，分別為8.5%和4.0%；芳香烴平均值為9.5%。B類原油碳同位素介于-30.79‰～-28.83‰之間，平均值為-29.79‰（表2）。

B類原油C7輕烴中正庚烷和甲基環己烷占比基本介于40%～60%之間，其生油母質為過渡型（圖5f）。B類原油TIC峰型為單峰型，正構烷烴主峰主要分布為C19和C17，w（ΣnC21－）/w（ΣnC22+）平均值為3.21，（C21+C22）/（C28+C29）平均值為2.16。C19三環萜烷的相對豐度和C24四環萜烷的相對豐度低—中等，三環萜烷C19/C23平均值為0.17，C24四環萜烷/C23三環萜烷平均值為0.28（表3）。三環萜烷C20、C21和C23的分布特征為山峰型（圖5d）。ααα20R構型的規則甾烷C27、C28、C29相對豐度分別為14.20%、28.06%和57.74%。三角圖版中該類原油樣本點主要集中于高等植物和浮游生物、陸生植物區域（圖6f），表明生油母質中具有一定的陸源有機質成分輸入。

類異戊二烯烷烴中IC19和IC20相對豐度較高，IC15、IC16和IC18的豐度變化較大。姥植比具有略微優勢，Pr/Ph介于0.98～1.47之間，平均值為1.18。Pr/nC17和Ph/nC18值偏低，分別介于0.38～0.80和0.32～1.20之間，平均值分別為0.51和0.45（表3）。反映B類原油生烴母質沉積環境還原性中等、母質類型偏過渡型。β胡蘿卜烷相對豐度為低—中等水平，β胡蘿卜烷/主峰主要介于0.10～0.40之間，平均值為0.19（圖6a，表3）。B類原油中伽馬蠟烷的相對豐度偏低，伽馬蠟烷指數介于0.10～0.33之間，平均值為0.16（圖6d，表3）），體現該類原油母質的沉積水體鹽度不高、沉積水體鹽度為淡水—半咸水。

三環萜烷相對豐度低于五環萜烷，三環萜烷/五環萜烷平均值為0.66。Ts/（Ts+Tm）平均值為0.26（圖6e）。重排甾烷相對豐度較高。規則甾烷C29ααα20S/（20S+20R）平均值為0.45，C29αββ/（ααα+αββ）平均值為0.52（圖5e）。結合原油物性，該類型原油為成熟階段產物。

3.2.4C類原油

C類原油分布廣泛，在斜坡區、紅車斷裂帶、中拐凸起均有分布（圖1）。物性變化較大，原油密度介于0.82～0.94 g/cm3之間，輕質油約占53%，中質油約38%，重質油約占9%。50 ℃條件下黏度分布于4～35 000 mPa·s之間，輕質油黏度主要介于4～70 mPa·s之間，中質油黏度介于70～500 mPa·s之間，重質油黏度大于1 000 mPa·s。含蠟量小于5%（低蠟油）的占60%，含蠟量5%～10%（中蠟油）的占36%，少量為高蠟油。凝固點為-45～25 ℃，其中54%的原油凝固點小于0，平均值為-6.8 ℃。原油中飽和烴質量分數介于72%～93%之間，平均值為83%；芳香烴質量分數介于2%～16%之間，平均值為9%；非烴和瀝青質質量分數平均值分別為5%和3%左右。部分C類原油飽和烴遭受較重的生物降解作用，具有較高相對豐度的25降藿烷。C類原油碳同位素介于-30.94‰～-29.01‰之間，平均值為-30.07‰（表2）。

C類原油C7輕烴具有貧甲基環己烷和富正庚烷的特征，C7輕烴中甲基環己烷占比18.25%～53.44%，正庚烷占比34.46%～77.84%之間（圖5f）。未降解的原油正構烷烴主峰碳數較低，主峰一般為C15、C17和C19，w（ΣnC21－）/w（ΣnC22+）較高，平均值為2.40，（C21+C22）/（C28+C29）平均值為2.79，C19三環萜烷和C24四環萜烷的相對豐度都較低，三環萜烷C19/C23平均值為0.12，C24四環萜烷/C23三環萜烷平均值為0.16（圖6c、表3），三環萜烷中C20、C21、C23分布樣式為山峰型和上升型（圖5d）。ααα20R構型的規則甾烷C27、C28、C29相對豐度依次增加，三者相對豐度組成分別為16.50%、26.94%和56.56%，基本均表現為“/”型，表明C類原油母質具有大量的藻類來源；三角圖版中處于浮游生物區域（圖6f）。結合以上多個參數綜合分析，C類原油母質陸源有機質輸入小，原油母質類型偏腐泥型。

C類原油Pr/Ph較低，介于0.10～1.30之間，絕大多數小于1.00，平均值為0.86（表3），類異戊二烯烷烴相對豐度分布特征為具有較高的IC16—IC20，較低的IC15和IC21。姥鮫烷和植烷的相對豐度較正構烷烴更高，Pr/nC17和Ph/nC18值高，分別主要介于0.40～1.38和0.42～2.33之間，平均值分別為0.83和1.19（表3），反映出C類原油母質沉積環境具有較強的還原性以及生油母質為Ⅱ型干酪根。C類原油富含β胡蘿卜烷，β胡蘿卜烷/主峰介于0.14～1.26之間，平均值為0.69（圖6a，表3）。伽馬蠟烷相對豐度高，絕大多數樣品的伽馬蠟烷指數大于0.2，部分樣品高達1.2左右，平均值為0.36（圖6d，表2），異常豐富的β胡蘿卜烷和高豐度的伽馬蠟烷反映C類原油母質沉積環境具有較高的水體鹽度，屬于沉積于半咸水—咸水湖盆沉積產物。

三環萜烷和五環萜烷的相對豐度相當，三環萜烷/五環萜烷平均值為1.26。Ts相對豐度變化較大，部分樣品中Ts/（Ts+Tm）值小于0.2，伽馬蠟烷異常豐富，其生油母質可能為富含碳酸鹽巖的泥巖類。Ts/（Ts+Tm）值較高的部分反映原油成熟度更高（圖6e）。Ts/（Ts+Tm）較寬的分布范圍體現出可能存在不同成熟階段原油的持續充注。重排甾烷的相對豐度較高，重排甾烷/規則甾烷平均值為0.61。規則甾烷C29ααα20S/（20S+20R）平均值為0.45，C29αββ/（ααα+αββ）平均值為0.55（圖5e）。結合原油物性特征，該類型原油為成熟階段產物。

3.2.5D類原油

D類原油平面上分布較為局限，層系上主要為白堊系。原油密度介于0.81～0.84 g/cm3之間，為輕質油。黏度低于10 mPa·s，含蠟量為5%～10%，為中蠟油。凝固點平均值為10 ℃。芳香烴質量分數相對高，平均值為14.3%，飽和烴質量分數平均值為80.1%，非烴和瀝青質質量分數平均值分別為3.2%和2.4%。D類原油碳同位素明顯重于其他類型原油，介于-26.49‰～-28.16‰之間，平均值為-27.01‰（表2）。

D類原油輕烴組成中含較多的二甲基環戊烷，甲基環戊烷的占比變化較大（圖5f）。TIC峰型為單峰型，正構烷烴主峰主要分布為C17，w（ΣnC21－）/w（ΣnC22+）平均值為3.21，（C21+C22）/（C28+C29）平均值為2.16。三環萜烷C20、C21和C23的分布特征為下降型。C19三環萜烷的相對豐度和C24四環萜烷的相對豐度高，三環萜烷C19/C23平均值為2.96，C24四環萜烷/C23三環萜烷平均值為1.95（圖6c，表2）。ααα20R構型的規則甾烷C27、C28、C29相對豐度分別為35.96%、17.92%和46.11%，表現為不對稱“V”型，在三角圖版中位于陸生植物區域（圖6f），反映出生油母質陸源有機質輸入較多。

類異戊二烯烷烴分布呈典型的“M”型。姥鮫烷較植烷具有很大優勢，Pr/Ph介于1.84～2.41之間，平均值為2.09，Pr/nC17和Ph/nC18值低，分別介于0.21～0.37和0.10～0.18之間，平均值分別為0.26和0.12（表3）。體現了D類原油的生油母質沉積環境還原性較弱或者具有較多的陸源有機質輸入，圖版反映D類油母質為比較典型的Ⅲ型干酪根（圖6b）。β胡蘿卜烷相對豐度接近于0，β胡蘿卜烷/主峰主要介于0～0.03之間（圖6a）。伽馬蠟烷的相對豐度偏低，伽馬蠟烷指數介于0.10～0.33之間，平均值為0.19（圖6d），表明該類原油母質的沉積水體鹽度低，為淡水沉積產物。

三環萜烷的相對豐度遠低于五環萜烷，三環萜烷/五環萜烷平均值為0.15（表3）。Ts和Tm相對豐度均較低，Ts/（Ts+Tm）平均值為0.37（圖6e，表3）。重排甾烷相對豐度中等，重排甾烷/規則甾烷平均值為0.54。規則甾烷C29ααα20S/（20S+20R）平均值為0.41，C29αββ/（ααα+αββ）平均值為0.46（圖5e），該值演化接近平衡，結合原油物性分析，認為該類型油源也基本達到成熟階段，但相比其他類型，該類原油的成熟度稍低。

4油源分析和成因探討

4.1A1亞類原油

沙灣凹陷A1亞類原油為較高成熟的輕質原油或凝析油，以極高相對豐度的三環萜烷和低相對豐度的五環萜烷為典型特征，較高成熟度對該類原油的油源分析造成了一定的困難。該類原油的C7輕烴特征指示母質具有腐泥型特征，指示陸源輸入的C19三環萜烷豐度中等而C24四環萜烷相對豐度均較低，姥植比較低表明沉積環境具有較強還原性，這些指標與風城組烴源巖具有一定相似性。A1亞類原油同時具有較低的β胡蘿卜烷、伽馬蠟烷相對豐度、Pr/nC17和Ph/nC18值，這些指標與下烏爾禾組烴源巖具有一定相似性。在準噶爾盆地西部地區瑪湖凹陷和盆1井凹陷周緣油藏中，發現也存在類似地球化學特征的高成熟原油（圖7）。瑪湖凹陷瑪北油田、艾湖油田、夏子街油田均發現該特征原油，且被認為來自于風城組烴源巖39]，而盆1井西凹陷這種特征原油來源于下烏爾禾組烴源巖41]。那么沙灣凹陷這種特征的原油來自于下烏爾禾組還是風城組烴源巖？分析可知，下烏爾禾組和風城組烴源巖單體烴同位素組成特征具有顯著的不同：下烏爾禾組烴源巖單體烴同位素組成相對偏輕，δ13C值介于-37.96‰～-32.68‰之間（圖8），整體較輕。樣品Tmax平均值為442 ℃，按照行業標準，440～450 ℃為成熟階段，意味著雖然該樣品處于成熟階段，但是成熟度仍然不是很高，故認為單體烴碳同位素值偏輕的原因之一為樣品的成熟度不高。隨著碳數增加，δ13C值具有先減小后增加的趨勢，低值在C22—C28之間，表現為山谷型的特征。風城組烴源巖單體烴同位素組成相對更重，隨碳數增加δ13C值變化較小，整體呈“一”字型（圖8）。沙灣凹陷A1亞類原油（ZJ2H井、XG1井）單體烴同位素表現為山谷型的特征，和盆1井西凹陷前哨井區的QS1井和莫7井區的Mo7井原油單體烴同位素分布特征相似，而瑪湖凹陷來源油（Ma132H）的單體烴同位素基本成“一”字型分布（圖9），表明沙灣凹陷原油來自于下烏爾禾組烴源巖的可能性更大。ZJ2H、XG1和ST002井這3口井的凝析氣乙烷碳同位素均大于-28.30‰，平均值為-27.79‰。

在原油的生物標志化合物指標上，沙灣凹陷A1亞類原油的β胡蘿卜烷相對豐度、Pr/nC17和Ph/nC18更接近盆1井西凹陷周緣下烏爾禾組來源油（表4），表明A1亞類原P1P4均為干酪根熱解組分，其中：JT1P1—JT1P4升溫速率均為2 ℃/h，最終熱解溫度分別為300.0、312.0、324.0和336.0 ℃；FN4P1—FN4P3和X76P1—X76P3升溫速率均為2 ℃/h，最終熱解溫度均分別為335.8、359.6和371.9 ℃。

油母質偏腐殖型，故認為其來源為高成熟的下烏爾禾組烴源巖。

4.2A2亞類原油

A2亞類原油具較豐富甲基環己烷、高姥植比、低Pr/nC17和Ph/nC18、低β胡蘿卜烷相對豐度、高C19三環萜烷和C24四環萜烷相對豐度、低伽馬蠟烷指數，表明A2亞類原油母質為偏腐殖型。譜圖特征顯示該類原油與JT1井下烏爾禾組烴源巖具有良好的親緣性（圖10）。在單體烴同位素分布特征上，

沙灣凹陷A2亞類原油（CP2、SM3）與JT1井下烏爾禾組烴源巖具相似的分布規律（圖8、圖11），與沙灣凹陷A1亞類原油（ZJ2H井和XG1井）以及盆1井西凹陷原油（QS1井和Mo7井）也具良好的可對比性。A2亞類原油正構烷烴同位素和A1亞類原油相對應正構烷烴同位素差值范圍基本在1.0‰之內，A2亞類原油和盆1井西凹陷高成熟原油單體烴同位素差值在2.0‰之內（圖11）。在譜圖特征上，A2亞類原油相較于A1亞類具有明顯更低的三環萜烷相對豐度和更高的Ts/Tm值，A2亞類原油密度也略高于A1亞類原油，體現出A2亞類原油成熟度更低。綜合物性、生物標志化合物和單體烴同位素特征，認為A2亞類原油為來源于下烏爾禾組成熟階段生成的原油。

4.3B類原油

B類原油的生物標志化合物指標整體介于A2亞類原油和C類原油之間（圖6，表1、2），認為B類原油為下烏爾禾組和風城組混合來源形成。前人對紅車斷裂帶儲層流體包裹體及測溫的研究認為，本地區均一溫度至少存在平均約為90 ℃和115 ℃的兩組，結合沙灣凹陷埋藏史和熱史，可以分析出風城組主要的排烴期為晚三疊世（圖12），下烏爾禾組烴源巖的排烴期為早白堊世中期，和前人的研究結果基本一致43]。部分B類原油中可以檢測出相對豐度較高的25降藿烷（圖13），同時正構烷烴保持相對完整或者輕微的降解，該特征表明油藏至少經過兩期原油充注形成。因此，分析認為B類原油為風城組烴源巖生成的原油第一期次充注后，保存條件差時，受生物降解作用從而形成豐富的25降藿烷，第二期次充注為成熟階段下烏爾禾組生成原油，與早期降解原油混合，形成較為完整的正構烷烴系列。

4.4C類原油

C類原油輕烴組分具較豐富的正庚烷、低姥植比、高Pr/nC17和Ph/nC18、富含β胡蘿卜烷、低C19三環萜烷和C24四環萜烷相對豐度、富含伽馬蠟烷，表明C類原油母質為腐泥型。C類原油和風城組烴源巖具有良好的親緣性，譜圖特征與FN14井風城組泥巖具有良好的可對比性，與瑪湖凹陷典型的風城組來源油（MH18井）譜圖特征相似（圖14），C類原油（CP7、H018井）的單體烴同位素值隨碳數增加也保持相對穩定（圖5c），C類原油與瑪湖凹陷的原油及烴源巖同位素特征（圖8、9）均具有良好的可對比性。沙灣凹陷C類原油屬于較為典型的風城組來源。

4.5D類原油

D類原油相較于A2亞類原油具更高的Pr/Ph、更低的Pr/nC17、Ph/nC18、β胡蘿卜烷、三環萜烷/五環萜烷、伽馬蠟烷相對豐度，更重的碳同位素，甾烷呈“V”型分布，表明D類原油母質更偏向腐殖型，水體鹽度淡，陸源輸入較大。明顯更重的碳同位素和不同的甾烷分布特征表明D類原油的來源并不是下烏爾禾組烴源巖，可能的來源為二疊系佳木河組或侏羅系烴源巖。D類原油分布較為局限，在南部地區的車排子凸起的C95井區（C95井、C89井、CF19井、CF13井和CF15井）古近系沙灣組分布，說明D類原油的成藏時間較晚。而佳木河組烴源巖的主要生排氣時期為三疊紀末期，由此推斷佳木河組為D類原油生油母質的可能性小。普遍認為沙灣凹陷南部地區和四棵樹凹陷中發育侏羅系烴源巖。沙灣凹陷北部普遍鉆遇侏羅系泥巖，但是埋深較小，成熟度低，不具備大規模生烴能力。而凹陷南部侏羅系埋深大，沉積中心區埋深超過5 000 m，具備生烴能力。沙灣凹陷侏羅系烴源巖為春光油田沙灣組輕質原油的主要母質。原油譜圖特征表明D類原油和侏羅系來源的Ka6井原油以及野外深色泥巖均具有良好的親緣性（圖15），原油碳同位素平均值（-26.77‰）和Ka6井原油碳同位素值（-26.54‰）相近，原油單體烴同位素分布特征和Ka6井均呈現隨著碳數增加同位素逐漸變重的相似特征（圖16），進一步表明沙灣凹陷D類原油來源為侏羅系烴源巖。

5結論

1）沙灣凹陷發育風城組1套偏腐泥型烴源巖，發育佳木河組、下烏爾禾組和侏羅系3套偏腐殖型烴源巖。

2）沙灣凹陷原油可分為5種類型，5類原油在輕烴組成、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、β胡蘿卜烷、C19三環萜烷、C24四環萜烷、伽馬蠟烷等地球化學指標和單體烴同位素組成上具有明顯的差異。A1亞類原油來源于下烏爾禾組高成熟階段生成原油，A2亞類原油來源于下烏爾禾組成熟階段生成原油，B類原油成因為下烏爾禾組和風城組生成油混合，C類原油為風城組烴源巖生成油，D類原油來源于侏羅系烴源巖生成原油。周緣構造和斜坡區豐富多樣的原油類型，尤其在斜坡區原油既有下烏爾禾組來源又有風城組來源，證實了沙灣凹陷具備多套烴源巖的充足供烴，資源潛力大，為沙灣凹陷進一步在斜坡及下凹區提供勘探依據。

參考文獻（References）：

1.陳建平， 王緒龍， 鄧春萍， 等. 準噶爾盆地烴源巖與原油地球化學特征. 地質學報， 2016，90（1）：3767.

Chen Jianping， Wang Xulong， Deng Chunping， et al. Geochemical Characteristics of Source Rock and Crude Oil in Junggar Basin. Acta Geologica Sinica， 2016，90（1）：3767.

2.陳建平， 王緒龍， 鄧春萍， 等. 準噶爾盆地油氣源、油氣分布與油氣系統. 地質學報， 2016，90（3）：421450.

Chen Jianping， Wang Xulong， Deng Chunping， et al. Source， Distribution and System of Oil and Gas in Junggar Basin . Acta Geologica Sinica， 2016，90（3）：421450.

3.何文軍， 王緒龍， 鄒陽， 等. 準噶爾盆地石油地質條件、資源潛力及勘探方向. 海相油氣地質， 2019，24（2）：7584.

He Wenjun， Wang Xulong， Zou Yang， et al. Petroleum Geological Conditions， Resource Potential and Exploration Direction in Junggar Basin. Marine Origin Petroleum Geology， 2019，24（2）：7584.

4.錢海濤， 蘇東旭， 阿布力米提·依明， 等. 準噶爾盆地盆1井西凹陷斜坡區油氣地質特征及勘探潛力. 天然氣地球科學， 2021，32（4）：551561.

Qian Haitao， Su Dongxu， Ablmit Imin， et al. Petroleum Geological Characteristics and Exploration Potential in Slope Area of Well Pen-1 Western Depression in Junggar Basin. Natural Gas Geoscience， 2021， 32（4）： 551561.

5.任英姿. 車排子凸起新近系沙灣組原油輕烴地球化學特征及油源分析. 油氣地質與采收率， 2014，21（3）：1014.

Ren Yingzi. Geochemical Characteristic of Light Hydrocarbonin Crude Oil， Shawan Formation of Chepaizi Uplift. Petroleum Geology and Recovery Efficiency， 2014， 21（3）：1014.

6.徐佑德. 車排子凸起東翼石炭系稠油特征及成因分析. 特種油氣藏， 2019，26（1）：5056.

Xu Youde. Characteristics and Genesis Analysis of Carboniferous Heavy Oil on East Flank of Chepaizi Salient. Special Oil amp; Gas Reservoirs， 2019， 26（1）：5056.

7.武小寧，鐘厚財，林煜，等.中拐凸起走滑斷裂發育特征及對成藏的控制作用.斷塊油氣田，2023，30（2）：286293.

Wu Xiaoning，Zhong Houcai，Lin Yu，et al. The Development Characteristics of Strike-Slip Faults and Its Control Effect on Reservoir Accumulation in Zhongguai Uplift.Fault-Block Oil amp; Gas Field，2023，30（2）：286293.

8.趙力彬. 準噶爾盆地中拐凸起油氣成藏地球化學研究. 北京：中國石油大學（北京）， 2005.

Zhao Libin. The Geochemistry of Petroleum Pool Forming of Zhongguai Uplift in Junggar Basin. Beijing： China University of Petroleum （ Beijing ）， 2005.

9.王緒龍， 康素芳. 準噶爾盆地腹部及西北緣斜坡區原油成因分析. 新疆石油地質， 1999， 20（2）：108112.

Wang Xulong， Kang Sufang. Genetic Analysis of Crude Oil in Hinterland and Northwestern Margin Slope Area of Junggar Basin. XinJiang Petroleum Geology， 1999， 20（2）：108112.

10.王緒龍， 康素芳. 準噶爾盆地西北緣瑪北油田油源分析. 西南石油學院學報， 2001， 23（6）：68，5.

Wang Xulong， Kang Sufang. Oil Source Analysis of Mabei Oilfield in Northwestern Junggar Basin. Journal of Southwest Petroleum Institute， 2001， 23（6）：68，5.

Tao S， Wang C， Du J， et al. Geochemical Application of Tricyclic and Tetracyclic Terpanes Biomarkers in Crude Oils of NW China. Marine amp; Petroleum Geology， 2015， 67：460467.

11.陳世加， 曾軍， 王緒龍， 等. 紅車地區油氣成藏地球化學研究. 西南石油學院學報， 2004，26（6）：14.

Chen Shijia， Zeng Jun， Wang Xulong， et al. Geochemical Study on Hydrocarbon Accumulation in Hongche Area. Journal of Southwest Petroleum Institute， 2004，26（6）：14.

12.張枝煥， 李偉， 孟閑龍， 等. 準噶爾盆地車排子隆起西南部原油地球化學特征及油源分析. 現代地質， 2007，21（1）：133140.

Zhang Zhihuan， Li Wei， Meng Xianlong， et al. Petroleum Geochemistry and Oil-Source Analysis in the Southwest of Chepaizi Uplift， Junggar Basin. Geoscience， 2007，21（1）：133140.

13.周楊. 車排子凸起春光區塊油氣成藏規律研究.荊州：長江大學， 2014.

Zhou Yang. Hydrocarbon Accumulation Law Reserch in Chugguang Area of Chepaizi Arch. Jingzhou： Yangtze University， 2014.

14.劉洛夫， 孟江輝， 王維斌， 等. 準噶爾盆地西北緣車排子凸起上、下層系原油的地球化學特征差異及其意義. 吉林大學學報（地球科學版）， 2011，41（2）：377390.

Liu Luofu， Meng Jianghui， Wang Weibin， et al. Differences in Geochemical Characteristics of Oils Trapped in the Upper and the Lower Series of Strata of Chepaizi Uplift Along Northwest Margin of Basin and Their Significances. Journal of Jilin University（Earth Science Edition）， 2011，41（2）：377390.

15.黃攀， 任江玲， 李二庭， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷烴源巖和原油生物標志物與碳同位素組成及其意義. 地球化學， 2016，45（3）：303314.

Huang Pan， Ren Jiangling， Li Erting， et al. Biomker and Carbon Isotopic Compositions of Source Rock Extracts and Crude Oils from Mahu Sag， Junggar Basin. Geochemica， 2016，45（3）：303314.

16.王緒龍. 準噶爾盆地烴源巖與油氣地球化學. 北京：石油工業出版社， 2013.

Wang Xulong. Source Rocks and Oil-Gas Geochemistry in Junggar Basin. "Beijing： Petroleum Industry Press， 2013.

17.吳松濤， 梁宇生， 張磊， 等. 沙灣凹陷與盆1井西凹陷構造過渡關系及地質意義. 新疆石油地質， 2018，39（3）：277284.

Wu Songtao， Liang Yusheng， Zhang Lei， et al. Tectonic Transition Relationship Between Shawan Sag and Western Well Pen-1 Sag and Its Geological Significance. Xinjiang Petroleum Geology， 2018，39（3）：277284.

18.何登發， 吳松濤， 趙龍， 等. 環瑪湖凹陷二疊—三疊系沉積構造背景及其演化. 新疆石油地質， 2018，39（1）：3547.

He Dengfa， Wu Songtao， Zhao Long， et al. Tectono-Depositional Setting and Its Evolution During Permian Triassic Around Mahu Sag， Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology， 2018， 39（1）： 3547.

19.商豐凱. 疊合盆地凸起區多期復雜斷裂特征及形成機制：以準噶爾盆地車排子凸起為例.斷塊油氣田，2020，27（3）：278283.

Shang Fengkai. Characteristics and Formation Mechanism of Multi-Stage Complex Fault System of Uplift in Superimposed Basin： A Case Study of Chepaizi Uplift， Junggar Basin， NW China.Fault Block Oil Gas amp; Field， 2020，27（3）：278283.

20.劉惠民，張關龍，范婕，等.準噶爾盆地腹部征沙村地區征10井的勘探發現與啟示.石油與天然氣地質，2023，44（5）：11181128.

Liu Huimin， Zhang Guanlong， Fan Jie， et al.Exploration Discoveries and Implications of Well Zheng 10 in the Zhengshacun Area of the Junggar Basin. Oil amp; Gas Geology， 2023，44（5）：11181128.

21.曹劍， 雷德文， 李玉文， 等. 古老堿湖優質烴源巖：準噶爾盆地下二疊統風城組. 石油學報， 2015，36（7）：781790.

Cao Jian， Lei Dewen， Li Yuwen， et al. The Ancient High-Quality Alkaline Lacustrine Source Rocks Were Found in the Lower Permian Fengcheng Formation， Junggar Basin. Acta Petroleum Sinica， 2015，36（7）：781790.

22.秦志軍， 陳麗華， 李玉文， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷下二疊統風城組堿湖古沉積背景. 新疆石油地質， 2016，37（1）：16.

Qin Zhijun， Chen Lihua， Li Yuwen， et al. Paleo-Sedimentary Setting of the Lower Permian Fengcheng Alkali Lake in Mahu Sag， Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology， 2016，37（1）：16.

23.夏劉文， 曹劍， 邊立曾， 等. 準噶爾盆地瑪湖大油區二疊紀堿湖生物環境協同演化及油源差異性. 中國科學：地球科學， 2022，52（4）：732746.

Xia Liuwen， Cao Jian， Bian Lizeng， et al. Co-Evolution of Paleo-Environment and Bio-Precursors in a Permian Alkaline Lake， Mahu Mega-Oil Province， Junggar Basin： Implications for Oil Sources. Science China： Earth Sciences， 2022，52（4）：732746.

24.陳建平， 王緒龍， 鄧春萍， 等. 準噶爾盆地南緣油氣生成與分布規律：烴源巖地球化學特征與生烴史. 石油學報， 2015，36（7）：767780.

Chen Jianping， Wang Xulong， Deng Chunping， et al. Geochemcial of Rocks Source Rocks in the Southern Margin， Junggar Basin， Northwestern China. Acta Petroleum Sinica， 2015，36（7）：767780.

Yu S， Pan C C， Wang J J. Molecular Correlation of Crude Oils and Oil Components from Reservoir Rocks in the Tazhong and Tabei Uplifts of the Tarim Basin， China. Organic Geochemistry， 2012， 42（10）：12411262.

Jin X D， Pan C C，Shuang Y， et al. Organic Geochemistry of Marine Source Rocks and Pyrobitumen-Containing Reservoir Rocks of the Sichuan Basin and Neighbouring Areas， SW China. Marine amp; Petroleum Geology， 2014， 56：147165.

25.陳哲龍， 柳廣弟， 衛延召， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系烴源巖三環萜烷分布樣式及影響因素. 石油與天然氣地質， 2017，38（2）：311322.

Chen Zhelong， Liu Guangdi， Wei Yanzhao， et al. Distribution Pattern of Tricyclic Terpanes and Its Influencing Factors in the Permian Source Rocks from Mahu Depression in the Junggar Basin. Oil amp; Gas Geology， 2017，38（2）：311322.

Mango F D. The Origin of Light Hydrocarbons in Petroleum： A Kinetic Test of the Steady-State Catalytic Hypothesis. Geochim Cosmochim Acta， 1990，54（5）：13151323.

Mango F D. An Invariance in the Isoheptanes of Petroleum. Science， 1987， 237： 514517.

26.吳夏， 李生濤， 萬慧， 等. 原油輕烴地球化學特征研究. 當代化工， 2018，47（4）：840843.

Wu Xia， Li Shengtao， Wan Hui， et al. Study on Geochemical Characteristics of Light Hydrocarbons in Crude Oil. Contemporary Chemical Industry， 2018，47（4）：840843.

Thompson K. Classification and Thermal History of Petroleum Based on Light Hydrocarbons. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1983，47（2）：303316.

Peters K E， Walters C C， Moldowan J M. The Biomarker Guide（Ⅱ）： Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History.Cambridge： Cambridge University Press， 2004.

Samuel O J， Kildahl-Andersen G， Nytoft H P， et al. Novel Tricyclic and Tetracyclic Terpanes in Tertiary Deltaic Oils： Structural Identification， Origin and Application to Petroleum Correlation. Organic Geochemistry， 2010，41（12）：13261337.

27.王國彬， 王熠， 李二庭， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡百口泉組含油儲集巖分子與碳同位素地球化學特征及其意義. 地球化學， 2017，46（3）：276291.

Wang Guobin， Wang Yi， Li Erting， et al. Molecular and Carbon Isotopic Compositions of Oil Components in the Baikouquan Formation Oil-Bearing Reservoir Rocks on the Western Slope of the Mahu Sag Junggar Basin. Geochemica， 2017，46（3）：276291.

28.張鸞灃. 準噶爾盆地瑪湖凹陷深層烴源巖與油氣成藏模式研究. 南京：南京大學， 2015.

Zhang Luanfeng. Hydrocarbon Source Rock and Accumulation Model in the Deep-Buried Strata of the Mahu Sag in the Junggar Basin， NW China. Nanjing： Nanjing University， 2015.

29.支東明， 唐勇， 何文軍， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷風城組常規非常規油氣有序共生與全油氣系統成藏模式. 石油勘探與開發， 2021，48（1）：3851.

Zhi Dongming， Tang Yong， He Wenjun， et al. Orderly Coexistence and Accumulation Models of Conventional and Unconventional Hydrocarbons in Lower Permian Fengcheng Formation， Mahu Sag， Junggar Basin. Petroleum Exploration and Development， 2021，48（1）：3851.

30.阿布力米提， 曹劍， 陳靜， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷高成熟油氣成因與分布. 新疆石油地質， 2015，36（4）：379384.

Abulimiti， Cao Jian， Chen Jing， et al. Origin and Occurrence of Highly Matured Oil and Gas in Mahu Sag， Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology，2015，36（4）：379384.

31.支東明， 唐勇， 鄭孟林， 等. 準噶爾盆地瑪湖凹陷風城組頁巖油藏地質特征與成藏控制因素. 中國石油勘探， 2019，24（5）：615623.

Zhi Dongming， Tang Yong， Zheng Menglin， et al. Geological Characteristics and Accumulation Controlling Factors of Shale Reservoirs in Fengcheng Formation， Mahu Sag， Junggar Basin China Petroleum Exploration， 2019，24（5）：615623.

32.吳濤， 王彬， 費李瑩， 等. 準噶爾盆地凝析氣藏成因與分布規律. 石油學報， 2021，42（12）：16401653.

Wu Tao， Wang Bin， Fei Liying， et al. Origin and Distribution of Condensate Gas Reservoirs in Junggar Basin. Acta Petroleum Sinica， 2021， 42（12）： 16401653.

33.李二庭， 陳俊， 曹劍， 等. 準噶爾盆地莫索灣地區原油地球化學特征及成因分析. 石油實驗地質， 2022，44（1）：112120.

Li Erting， Chen Jun， Cao Jian， et al. Geochemical Characteristics and Genetic Analysis of Crude Oil in Mosuowan Area， Junggar Basin. Petrtleum Geology amp; Experiment. 2022，44（1）：112120.

34.王奕松. 準噶爾盆地西北緣中拐地區二疊系流體包裹體特征及其包含的油氣運移成藏信息.西安：西北大學， 2016.

Wang Yisong. The Characteristics of Fluid Inclusion and Their Contained Information on Hydrocarbon Migration and Accumulation Among Permian Systems in Zhongguai Area， Junggarbasin， Northwestern China. Xi’an： Northwest University， 2016.

35.李振華， 邱隆偉， 孫寶強， 等. 準噶爾盆地中拐地區佳木河組流體包裹體特征及成藏期次劃分. 天然氣地球科學， 2013，24（5）：931939.

Li Zhenhua， Qiu Longwei， Sun Baoqiang， et al. Characteristics of Fluid Inclusion and Charging Events of Natural Gas in Permian Jiamuhe Formation of Zhongguai Area， Junggar Basin. Natural Gas Geoscience， 2013，24 （5）： 931939.

36.曹劍， 胡文瑄， 姚素平， 等. 準噶爾盆地西北緣油氣成藏演化的包裹體地球化學研究. 地質論評， 2006，52（5）：700707.

Cao Jian， Hu Wenxuan， Yan Suping， et al. Timing of Petroleum Accumulation and the Division of Reservoir-Forming Assemblages， Junggar Basin， NW China. Geological Review， 2006，52（5）：700707.

37.沈揚， 賈東， 趙宏亮， 等. 準噶爾盆地西部車排子凸起新近系沙灣組成藏體系與富集規律. 地質通報， 2010，29（4）：581588.

Shen Yang， Jia Dong， Zhao Hongliang， et al. Shawan Formation Pool-Forming System and Enrichment Regular Pattern in Chepaizi Uplift， Western Junggar Basin， China. Geological Bulletin of China， 2010， 29（4）：581588

38.陳建平， 王緒龍， 鄧春萍， 等. 準噶爾盆地南緣油氣生成與分布規律：原油地球化學特征與分類. 石油學報， 2015，36（11）：13151331.

Chen Jianping， Wang Xulong， Deng Chunping， et al. Geochemcial of Rocks Source Rocks in the Southern Margin， Junggar Basin， Northwestern China . Acta Petroleum Sinica， 2015，36（11）：13151331.