二连盆地阿尔凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征及油源对比

卢学军，高平，丁修建，陈哲龙，柳广弟

（1.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北任丘062552；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；3.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

二连盆地阿尔凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征及油源对比

卢学军1，高平2，3，丁修建2，3，陈哲龙2，3，柳广弟2，3

（1.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北任丘062552；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；3.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

阿尔凹陷是二连盆地的一个次级构造单元，勘探程度较低。下白垩统为二连盆地的主力烃源岩和产油层，在阿尔凹陷广泛发育。有机地球化学分析表明，阿尔凹陷下白垩统烃源岩有机质丰度高，以Ⅰ—Ⅱ型为主，低成熟—成熟，已进入大量生烃阶段，其中腾一段烃源岩生烃能力最强，阿四段烃源岩生烃能力稍差；下白垩统烃源岩主要为淡水—微咸水环境，腾一段为偏强还原—弱氧化环境，阿四段为偏弱氧化环境；烃源岩常规甾烷分布特征为C29＞C27＞C28，表明其具有以藻类输入为主、陆源有机质输入为辅的生源特征，而腾一段生源输入的差异可能与湖侵及湖退引起的水体深度变化有关。下白垩统油砂和烃源岩样品的生物标志化合物特征对比表明，腾一段原油来源于腾一段烃源岩，阿尔善组原油可能主要来源于腾一段烃源岩，混有阿四段的油源。

地球化学特征；生物标志物；油源对比；下白垩统；二连盆地

0 引言

图1 二连盆地阿尔凹陷构造纲要图（据文献［3］修改）Fig.1Outline map of geological structural units in Aer Sag,Erlian Basin

阿尔凹陷位于二连盆地东北部，总面积约2 000 km2，实际勘探面积约800 km2（图1）。阿尔凹陷形成于燕山运动中期的区域裂陷作用，总体呈北东—南西向展布，东部主要受阿尔塔拉大断裂控制，南部开阔，北部狭窄，地震资料显示凹陷为东断西超结构，主洼槽位于凹陷中北部［1-3］。阿尔凹陷发育3套地层，自下而上为古生界（未见底）、下白垩统巴彦花群和新生界［4］。其中，下白垩统为沉积地层的主体，最大沉积厚度可达3 800 m，自下而上分为3个组：阿尔善组（K1ba）、腾格尔组（K1bt）和赛汉塔拉组（K1bs）（图2）。阿尔善组以暗色泥岩为主，地层厚度变化较大，东部沿边界断裂根部地层厚度达1 500 m，向缓坡带减薄，按岩性和岩相特征自下而上可划分为阿三段（K1ba3）和阿四段（K1ba4）；腾格尔组可划分为2段，腾一段（K1bt1）以较深湖环境下的灰色、深灰色泥岩为主，中部为砂岩发育段，厚度为150～200 m，主物源来自东部，水动力条件强，砂体分布范围大；腾二段（K1bt2）以灰色、浅灰色泥岩与灰色砂砾岩互层为主，岩性组合一般下细上粗，代表了水体不断变浅的过程，厚度为300～600 m；赛汉塔拉组为砾岩、砂砾岩和泥质砂岩与浅灰色、灰色泥岩互层，厚度为300～500 m［3，5］。

图2 二连盆地阿尔凹陷地层综合柱状图Fig.2Generalized stratigraphic column of Aer Sag,Erlian Basin

阿尔凹陷裂陷期主要为早白垩世，整体经历了一次大的裂陷/反转过程，包括初始沉降期（PSU）、快速沉降期（SSU）、减速沉降期（DSU）和反转沉降期（ISU）（图2），接受了一套完整的湖侵—湖退旋回的扇三角洲—湖相沉积。阿尔凹陷缺失二连盆地其他凹陷发育的阿一段和阿二段那种覆盖全凹陷、具有填平补齐性质的粗碎屑相和火山岩相地层。阿三段沉积期为初始沉降期，以暗色泥岩为主，表明阿尔凹陷在裂陷初期即出现了面积和深度均较大的统一湖泊，并且形成了第一套烃源岩；阿四段—腾二段沉积期为快速沉降期，随着水体面积不断扩大，形成了以阿四段和腾一段为主的半深湖—深湖亚相烃源岩；赛汉塔拉组沉积期为减速沉降期，凹陷外侧隆起区被夷平，东、西两侧边缘为辫状河三角洲相，内部形成以滨浅湖亚相为主的沉积；赛汉塔拉组沉积末期阿尔凹陷进入反转沉降期，构造反转使凹陷内古生界基底连同白垩系沉积盖层整体被缓慢抬升，整个凹陷的生命周期结束。在阿尔凹陷的形成与演化过程中，发育了4套烃源岩，分别为阿尔善组、腾一段、腾二段和赛汉塔拉组暗色泥岩。其中腾二段和赛汉塔拉组烃源岩尚未成熟，不能作为有效烃源岩，阿尔善组和腾一段烃源岩已经成熟，具备生烃能力，为阿尔凹陷的主力烃源岩层，与二连盆地其他凹陷相似［2，6］。在空间分布上，上述2套烃源岩主要分布于阿尔凹陷主洼槽中，次洼槽中烃源岩的分布面积很小［3］。从钻井获得的油气分布情况来看，阿尔凹陷油气在纵向上主要分布于腾一上亚段，其次为阿四段、古生界和腾一下亚段［5］。

笔者采集了阿尔凹陷阿尔善组和腾格尔组泥岩和油砂样品，用于开展饱和烃气相色谱和色谱质谱分析，对烃源岩的成熟度、沉积环境和生油母质进行研究，并与油砂的生物标志化合物进行对比，确定油砂的油源，为阿尔凹陷的油气勘探提供地球化学依据。

1 样品与实验

本次研究共有23块样品用于分析，其中包括20块泥岩样品（阿四段样品4块和腾一段样品16块）和3块油砂样品（参见图1）。通过有机碳含量（TOC）测定，筛选出3块泥岩样品和3块油砂样品（表1）进行饱和烃气相色谱（GC）和色谱质谱（GCMS）分析。

烃源岩TOC测定和热解分析分别利用LECO CS-230碳硫测定仪和OGE-Ⅱ油气评价工作站进行。饱和烃的分离与柳广弟等［7］的实验步骤一致。以上实验均在中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室完成。饱和烃的气相色谱和色谱质谱分析均在中国石油大学（北京）重质油国家重点实验室利用Agilent7890-5975c气相色谱质谱联用仪完成。

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

2 结果与讨论

2.1 烃源岩地球化学特征

二连盆地阿尔凹陷腾一段泥岩TOC为0.71%～3.28%，平均为1.97%（n=16），生烃潜力（S1+S2）为1.98～22.56 mg/g，平均为9.09 mg/g，按照Peters等［8］的烃源岩评价标准，腾一段为一套好—非常好烃源岩；阿尔善组泥岩TOC为0.14%～0.40%，平均为0.33%（n=4），S1+S2为0.55～0.99 mg/g，平均为0.68 mg/g，为一套差烃源岩。腾一段泥岩热解氢指数（IH）为135～670 mg/g，平均为441 mg/g（n=16），表明其有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型（图3）；阿尔善组泥岩IH为157～392 mg/g，平均为234 mg/g（n=4），表明其有机质类型为Ⅱ型。腾一段烃源岩热解峰温（Tmax）为429～452℃，平均为441℃（n=16），表明有机质总体处于低成熟—成熟阶段；阿尔善组烃源岩Tmax值为430～451℃，平均为445℃（n=4），大部分样品已进入了生油期，成熟度略高于腾一段。

图3 阿尔凹陷下白垩统烃源岩热解参数Tmax与IH关系图Fig.3Relationship between thermolysis Tmaxand IHof the Lower Cretaceous source rocks in Aer Sag

2.2 烃源岩生物标志化合物特征

烃源岩饱和烃的气相色谱和色谱质谱分析检测出了正构烷烃、无环类异戊间二烯烷烃、萜类化合物和甾类化合物（图4），可以看出烃源岩和油砂均未发生微生物降解。这些化合物的分布特征和相对含量有助于对烃源岩成熟度、沉积环境和生源输入的判断［8-10］。

图4 阿尔凹陷典型样品气相色谱和质量色谱Fig.4The gas chromatogram and mass chromatogram of the selected samples in Aer Sag

2.2.1 与成熟度相关的生物标志化合物

利用碳优势指数（CPI）和奇偶优势比（OEP）可以对烃源岩的成熟度进行初步评价［9］。研究区下白垩统烃源岩的CPI为1.08～1.48，OEP为1.10～1.28，无明显的奇偶碳优势，表明烃源岩处于低成熟—成熟阶段。

C31升藿烷22S/（22S+22R）值、C29和C30莫烷指数、C29甾烷20S/（20S+20R）值及C29甾烷αββ/（αββ+ ααα）值也均被用于成熟度的评价。在成熟阶段，C31升藿烷异构化指标由0增至0.60（0.57～0.62为均衡状态［11］），阿尔凹陷腾一段泥岩的C31升藿烷22S/（22S+22R）值为0.58～0.60，表明已进入生油阶段；阿四段泥岩的升藿烷22S/（22S+22R）值为0.48，表明尚未进入生油阶段［9］。甾烷异构化指标C29甾烷20S/（20S+20R）值和C29甾烷αββ/（αββ+ααα）值所显示的结果均与C31升藿烷指数变化趋势大体相似，指示阿四段成熟度低于腾一段，与Tmax指标表征的成熟度状况不一致，说明异构化成熟度参数可能受到了其他因素的影响，如不同的黏土催化剂作用［12］及样品质量太差［10］等。17β，21α（H）-莫烷与其相应的17α（H），21β（H）-藿烷比值随着成熟度的增加而降低［9，13］。腾一段泥岩的C29和C30莫烷指数为0.09～0.10，均高于阿四段泥岩的C29和C30莫烷指数（0.07），表明阿四段的成熟度略高于腾一段（表2）。Ts/（Ts+Tm）值也反映出相似的结果，与Tmax结果一致。

表2 阿尔凹陷烃源岩和油砂样品的关键地球化学参数Table 2Key geochemical parameters for the source rocks and oil sands in Aer Sag

2.2.2 与沉积环境相关的生物标志化合物

Pr/Ph值经常用于判断沉积环境的氧化—还原程度。测试数据表明，Pr/Ph＜0.8代表缺氧环境，Pr/ Ph＞1代表弱氧化环境，而Pr/Ph＞3通常代表陆源有机质搬运且沉积于氧化水体环境［8，16］。研究区腾一段泥岩Pr/Ph值为0.60～1.46，阿尔善组泥岩Pr/Ph值为1.56，表明腾一段烃源岩沉积于强还原—弱氧化环境，阿尔善组沉积于弱氧化环境（图5）。

图5 阿尔凹陷烃源岩和油砂的Pr/nC17与Ph/nC18关系图（据文献［16］修改）Fig.5Pristane/nC17versus phytane/nC18of source rocks and oil sands in Aer Sag

伽马蜡烷可以表征非海相烃源岩沉积环境中的分层水体［17］。分层水体通常是纵向高盐度所致，温度梯度也可以引起水体分层［9］。研究区烃源岩伽马蜡烷含量很低，伽马蜡烷指数［伽马蜡烷/C3017α（H）-藿烷值］为0.04～0.20，平均为0.14，表明下白垩统烃源岩沉积期水体盐度较小，为淡水—微咸水沉积环境。该种水体条件与其他中生代盆地具有较好的可对比性，如Johnson等［18］通过分子地球化学的方法证实了东Gobi盆地下白垩统烃源岩的沉积环境为淡水—微咸水。

2.2.3 与生源输入相关的生物标志化合物

正构烷烃的分布特征在一定程度上反映了有机质的成熟度和生源输入。低碳数的正构烷烃主要来源于浮游生物、藻类和细菌的脂肪酸［19］，而高碳数的正构烷烃主要来源于陆生植物的表皮蜡层［20］。研究区烃源岩正构烷烃的碳数分布呈单峰型，主峰碳主要分布于nC17～nC23（参见表2），且显示出轻微的奇偶碳优势，表明其生源为藻类输入，尽管正构烷烃的丰度在nC23之后下降（参见图4），但是高分子量正构烷烃的存在表明有机质仍具有陆源高等植物的输入。大体相似的正构烷烃分布曲线表明阿尔凹陷在早白垩世沉积期为较稳定的生源输入类型，细微的变化可能反映了生源组合上的差异。Pr/ nC17值和Ph/nC18值常被用于判断烃源岩沉积环境的含氧度和有机质类型［16］。由图5可以看出，研究区下白垩统有机质以藻类输入为主，混有陆源高等植物，其中Aer4-239样品的有机质类型为Ⅱ型，而Aer3-231与Aer2-434样品的有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，其陆源输入较Aer4-239样品多。Aer4-239和Aer3-231样品有机质类型的差异，反映了腾一段沉积期沉积环境的变化而导致生源输入上的细微变化，如二连盆地萎缩期主要发育浅水型的淡水绿藻和疑源类，沟鞭藻类的生长受到抑制［18］，同时湖盆水体深度变浅可导致陆源有机质的增加。

三环萜烷系列化合物属于某类特定微生物的标志物，分析化验表明［21］：以低等水生微生物为主要生油母质的原油中，该系列化合物C23三环萜烷相对富集；陆源有机质来源的原油中C20和C21三环萜烷相对富集。三环萜烷C21/C23值经常用于原油有机质的判识。Aer3-231和Aer2-434样品的三环萜烷C21/C23值大于Aer4-239样品的三环萜烷C21/C23值，应为陆源有机质增多的反映。三环萜烷/17α（H）-C30藿烷值反映了某类特定的微生物与细菌生源产物的数量比［9-10，22-23］，阿四段较腾一段相对较高的三环萜烷/17α（H）-C30藿烷值可能代表某类特殊的生源组合。规则甾烷/17α-藿烷值首先被用于反映真核生物（主要为藻类和高等植物）与原核生物（主要为细菌）对烃源岩的贡献指标［9，24］。腾一段泥岩的规则甾烷/17α-藿烷值为0.14～0.71，阿四段泥岩的规则甾烷/17α-藿烷值为3.13，也反映了阿四段沉积期较高的陆源输入（图6）。腾一段Aer3-231样品具有略高的三环萜烷/17α（H）-C30藿烷值，反映出腾一段沉积期细微的生源变化。

图6 阿尔凹陷三环萜烷/C30藿烷与甾烷/萜烷关系图Fig.6Map showing tricyclic terpanes/C3017α（H）-hopane versus steranes/terpanes in Aer Sag

C27，C28和C29规则甾烷的相对含量可以反映母质输入，研究区烃源岩的规则甾烷相对质量分数表现为C29＞C27＞C28的特征（图7）。通常认为，C27甾烷来源于低等水生生物和藻类，C29甾烷来源于陆源高等植物［22］，但是C29甾烷在前寒武系许多原油中均占优势［25-29］，Grantham［26］将其归因于藻类输入，这表明C29甾烷的生源极其复杂，它可能来源于陆源高等植物，也可能来源于藻类。早白垩世沉积中，代表高营养通量的甲藻常见于蒙古的Tamtsag盆地［30-31］、东Gobi盆地和Nilga盆地［32］及中国的二连盆地［21］、海拉尔盆地［33］和开鲁盆地［34］。阿尔凹陷的常规甾烷分布特征与东Gobi盆地下白垩统烃源岩和原油样品一致，这种分布特征被解释为藻类输入，且低含量的C28常规甾烷（相对于C27和C29常规甾烷）表明其与陆源有机质关系较大［17］。郎艳等［21］在二连盆地的下白垩统中发现了较为丰富的微体浮游藻类，主要为沟鞭藻类，次为疑源类、绿藻和黄藻。这些证据均表明阿尔凹陷下白垩统的生源组合以藻类为主，陆源有机质为辅，尤其是阿四段沉积期，湖盆水体面积有限，泥岩中可能接受了较多的陆源输入。腾一段沉积期，阿尔凹陷虽然处于裂陷的快速沉降期（参见图2），但在此期间盆地也发生了小的构造反转［3］，水体深度变浅，导致陆源输入增多，从而使腾一段形成了具有细微生源变化的泥岩夹层。因此，湖侵和湖退所引起的水体深度变化可能是造成细微生源变化的主要原因。

图7 阿尔凹陷烃源岩和油砂样品C27，C28和C29常规甾烷三角图Fig.7Triangular diagram of C27-C28-C29regular steranes of the source rocks and oil sands in Aer Sag

2.3 油砂的生物标志化合物特征及油源对比

从阿尔凹陷下白垩统油砂样品中检测出的生物标志化合物与烃源岩样品大体相似。从油砂成熟度生物标志化合物参数来看，3个油砂样品均为成熟原油（参见表2）。从油砂的C29甾烷20S/（20S+20R）值、C29甾烷αββ/（αββ+ααα）值及C29和C30莫烷指数来看，2块腾一段油砂样品的成熟度生物标志化合物参数值相近，表明2块油砂样品具有相近的成熟度，阿尔善组油砂的成熟度高于腾一段油砂的成熟度（参见表2）。

油砂样品的Pr/Ph值为0.57～0.79，均＜0.80，这表明形成油砂的原油为沉积于缺氧环境下烃源岩的产物，这种强缺氧环境与腾一段Aer4-239样品的沉积环境相似。油砂样品的伽马蜡烷指数为0.09～0.14，这表明形成油砂的原油为沉积于淡水—微咸水环境下烃源岩的产物。

从形成油砂的生油母质来看，油砂样品均落入了非海相藻类Ⅱ型的区域（参见图5），与腾一段Aer4-239样品的有机质类型一致，与腾一段Aer3-231样品和阿四段Aer2-434样品具有略高的陆源输入有机质不同。

C27，C28和C29甾烷三角图在整个生油窗内很稳定，可以用于区分不同烃源岩生成的原油或相同烃源岩不同有机相生成的原油，并被广泛应用于原油和烃源岩沥青之间亲缘关系的确定［8-10，35-36］。从图7中可看出油砂样品Aer3-237，Aer2-257和Aer61-481与烃源岩样品Aer4-239存在亲缘关系，与烃源岩样品Aer2-231和Aer2-434无亲缘关系，表明油砂原油来源于腾一段烃源岩。但是，图6中阿四段油砂样品Aer61-481与烃源岩样品Aer2-434落入同一个区域，腾一段油砂样品Aer2-257，Aer3-237与烃源岩样品Aer4-239落入另一个区域，表明Aer61-481油砂样品的生源特征与Aer2-434烃源岩样品相似，具有较高的三环萜烷和甾烷，明显不同于腾一段的烃源岩和油砂，这表明油砂样品Aer61-481可能具有阿四段烃源岩油源的混入。值得注意的是，在成熟度、沉积环境和生源方面，油砂样品Aer2-257和Aer3-237均与腾一段烃源岩样品Aer4-239保持高度的相似性，这表明腾一段原油来源于腾一段泥岩。阿四段油砂样品Aer61-481的众多生物标志化合物特征与腾一段相似，表明其原油可能主要来源于腾一段烃源岩，但存在阿四段油源的混入。

3 结论

（1）阿尔凹陷下白垩统烃源岩有机质丰度高，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，有机质成熟度为低成熟—成熟，已进入大量生烃阶段。腾一段烃源岩为一套高质量的烃源岩，阿尔善组烃源岩稍差。

（2）腾一段沉积于强还原—弱氧化环境，阿尔善组沉积于弱氧化环境。

（3）腾一段烃源岩的生源输入以藻类为主，陆源有机质为辅；阿尔善组较腾一段陆源输入略高。腾一段不同泥岩夹层间也存在细微的生源输入变化，可能与湖侵和湖退所引起的水体深度变化有关。

（4）腾一段原油来源于腾一段烃源岩，阿四段原油以腾一段油源为主，混有阿四段的油源。

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（本文编辑：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

卢学军（1964-），男，硕士，高级工程师，主要从事油气地质勘探研究工作。地址：（062552）河北省任丘市华北油田分公司勘探开发研究院。E-mail：yjy_lxj@petrochina.com.cn。