塔里木盆地北部哈拉哈塘凹陷海相油气特征与成因

孙　浩，李素梅，张宝收

(1.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京　102249； 2.中国石油大学 地球科学学院，北京　102249；

3.中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒　841000)



塔里木盆地北部哈拉哈塘凹陷海相油气特征与成因

孙浩1,2，李素梅1, 2，张宝收3

(1.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京102249； 2.中国石油大学 地球科学学院，北京102249；

3.中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000)

摘要：哈拉哈塘凹陷作为塔北隆起西部的重要油气单元，其奥陶系碳酸盐岩储层中油气资源丰富，但呈现多相态分布，油气性质变化成因尚不明确。通过详细的地球化学分析揭示了该区油气特征与成因。油—油、油—岩对比表明，原油与中—上奥陶统烃源岩特征更为相近，指示具有成因联系；正构烷烃单体烃碳同位素对比显示，可能有寒武系烃源岩的成烃贡献。哈拉哈塘原油具有相对较高的硫芴含量，C29和C35藿烷相对含量也较高，暗示有碳酸盐岩烃源岩的成烃贡献。傅里叶变换离子回旋共振质谱(FT-ICR MS)分析表明，哈拉哈塘地区原油中低热稳定性硫化物含量不高，表明当前没有明显的TSR改造迹象。综合分析认为，源岩成熟度是控制深部高气油比原油形成的重要因素，而生物降解等次生作用是控制相对浅层重质油和H2S形成的重要因素。

关键词：生物标志物；单体烃碳同位素；高分辨率质谱；油源对比；油气成因；哈拉哈塘凹陷；塔里木盆地

哈拉哈塘凹陷于2006年在哈6井石炭系获得低产，在奥陶系和志留系有良好的油气显示[1]；自2008年以来，以奥陶系碳酸盐岩储层作为勘探目标，在一间房组获得高产油气流[2]。据塔里木油田2013年统计，哈拉哈塘、新垦、热瓦普、金跃区块合计探明储量超过亿吨，是继轮南、塔河、哈得逊后的超亿吨级大型油田。

哈拉哈塘地区油气的形成及其演化机理对于解析塔北乃至整个盆地海相油气藏的形成机理具有重要意义。以往研究认为，哈拉哈塘油气来自中—上奥陶统烃源岩[3-4]；塔北斜坡奥陶系风化壳是油气长距离侧向运移的通道[5]；油气主要在晚海西期充注成藏[6]。然而，不少学者对此持有异议，下奥陶统—寒武系烃源岩同样是塔北的重要油气源[7-9]，哈拉哈塘—英买力地区具有多期成藏特征[10]，通过储层沥青等分析，寒武系油气同样充注到哈拉哈塘凹陷[4, 10]，塔北多相态油气与多期排烃和复杂的构造运动有关[11]。因此哈拉哈塘地区油气成因与成藏机理仍有待深入研究。本文以哈拉哈塘凹陷目前发现的连续相态油气[12](重质油、正常油、轻质油、挥发油)为研究对象，揭示多相态油气特征及其成因机制，为该区油气成藏机理研究提供依据。

1地质背景

哈拉哈塘凹陷位于塔北隆起，东邻轮南低凸起，西邻英买力低凸起，南邻北部坳陷，北邻轮台凸起(图1)。研究区古生界—新生界发育齐全，其中奥陶系可分为上统桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组，中统一间房组、中—下统鹰山组，上奥陶统地层由南向北剥蚀尖灭，在北部志留系柯坪塔格组直接覆盖于奥陶系一间房组之上。哈拉哈塘地区主要受三期构造运动影响：晚加里东期，轮南、哈拉哈塘及英买力地区为一整体大型南倾斜坡；在早海西期受北西—南东向挤压构造运动的影响，英买力、轮南2个北东向隆起发育，哈拉哈塘转化为向斜构造，形成凹陷的初步原始形态；燕山—喜马拉雅期受库车坳陷整体沉降的影响，塔北西部南倾加剧，形成了现今的哈拉哈塘凹陷[1, 13-14]。哈拉哈塘地区自北向南可进一步划分为北部潜山区、中部斜坡过渡区和南部深埋区[6]。中—下奥陶统一间房组和鹰山组碳酸盐岩受多期岩溶改造作用，形成了大规模的岩溶缝洞型储层，为主要目的层；上奥陶统吐木休克组泥灰岩分布广泛，厚度稳定，与鹰山组和一间房组形成了优质的储盖组合[15]。

2样品与实验

重点采集并分析了哈拉哈塘地区奥陶系、石炭系原油样品21个，邻近的东河塘油田石炭系和侏罗系6个原油样品(图1)，并选取了英买力、塔中及塔东地区7个原油和部分烃源岩样品用于对比研究。

原油经族组分分离后，对饱和烃、芳烃进行色谱—质谱分析；对其中9个原油进行了正构烷烃单体烃碳同位素分析、7个原油进行了甲基衍化后的正离子模式的高分辨率质谱分析。色谱—质谱分析采用HP6890气相色谱仪与HP5973质谱仪，分析测试条件同文献[16]；单体烃碳同位素分析采用HP6890气相色谱仪与Micromass IsoPrime稳定同位素质谱仪，分析测试条件同文献[16]。高分辨率质谱分析采用9.4 T磁场强度的傅立叶变换离子回旋共振质谱仪(FT-ICR MS)，分析测试条件同文献[17]。

3油气物理—化学特征

3.1油气物性与组分特征

哈拉哈塘北部潜山区多为高密度的重质油，斜坡区分布正常油—挥发油，南部深埋区则主要为轻质油。原油物性具有构造低位好、高位差的特征。斜坡区和深埋区(热瓦普和金跃井区)原油密度低至0.79 g/cm3、黏度低至1.14 mPa·s；潜山区(哈拉哈塘井区)原油密度达到0.90 g/cm3以上，黏度达20 mPa·s以上(图1，表1)。原油中含硫量、“非烃+沥青质”与密度、黏度变化相一致，具有随埋深增加而降低的趋势；除个别重质油外，原油总体以饱和烃(33.3%~86.7%)、芳烃(9.5%~25.4%)为主(表1)，反映油气保存条件及成熟度的差异。根据开发资料，哈拉哈塘井区重质原油还伴生H2S，如H7井中H2S含量达到5.9%。RP3、JY6和JY7井区具有高气油比特征(约500 m3/m3)，但继续向南埋深更深处气油比降低到200 m3/m3左右。

图1　塔里木盆地哈拉哈塘凹陷区域构造及样品分布

构造单元井号深度/m层位原油性质密度/(g·cm-3)黏度/(mPa·s)含蜡量/%含硫量/%饱和烃/%芳烃/%非烃/%沥青质/%潜山区斜坡区深埋区H6C6646.46~6830O高H2S重质油0.9011.805.60.6178.512.84.74.0H76622.41~6645.24O高H2S重质油0.91132.006.81.135.44.23.487.0H65953~5954O高H2S正常油0.868.956.10.2776.011.36.46.4H9-76653.63~6719.08O高H2S正常油0.865.276.567.525.44.72.5XK16655.6~6666O重质油—正常油3.31.7133.318.211.836.7XK66831.29~6920O正常油0.867.136.00.9665.719.17.37.9XK76757~7011.6O正常油0.877.927.767.522.86.82.9XK56910~6920O正常油—轻质油0.833.3811.678.016.34.01.7XK9C6880~6980O轻质油0.811.676.90.3783.512.13.21.3PR46918.42~7026.12O3l正常油0.8721.887.868.218.47.65.8RP1C6632.5~6988.64O3l低气油比轻质油0.801.848.20.2875.116.65.13.2RP116806~6955.26O高气油比轻质油0.832.428.30.2777.514.92.84.8RP36977.2~7040O高气油比挥发油0.791.146.50.1386.79.52.41.4JY27035~7103O低气油比轻质油0.811.59JY66906.62~6942O2y高气油比挥发油0.822.439.20.26JY77036~7159.50O1-2y高气油比挥发油0.801.799.60.11

3.2原油链烷烃分布特征

饱和烃总离子流图显示(图2)，原油富集低碳数的正构烷烃，主峰碳一般为nC11-nC16，轻重比(∑nC21-/∑nC22+)均大于1；CPI值为0.88~1.19(表2)，不具有奇偶优势。以上特征反映原油较高的成熟度。Pr/Ph值为0.78~1.17(均值0.97)，反映母源岩还原性沉积环境。如图2所示潜山区原油显示有未分辨复杂混合物(UCM)鼓包，以低丰度正构烷烃(表2)、较差的原油物性为特征(表1)，反映原油曾经遭受次生改造作用。南部深埋区如热瓦普、金跃井区则没有“UCM”鼓包特征，且正构烷烃浓度达41.6~99.4 mg/g(油)(表2)，具有高气油比、低密度特征。

3.3原油甾萜类生物标志物组成与分布特征

m/z217质量色谱图显示哈拉哈塘原油中低分子量甾烷丰度相对较高(图3)，孕甾烷/规则甾烷值范围为0.12~0.28(表2)。ααα20R-C27、C28、C29甾烷呈“V”字型分布(图3)，原油中重排甾烷丰度相对较高，C27重排甾烷/C27规则甾烷值为0.29~0.44(表2)。甾烷还具有较高的异构化程度，C29甾烷ααα20S/(S+R)和C29甾烷ββ/(ββ+αα)值分别为0.51~0.57和0.55~0.69，均随埋深增加而增加，在深部达到平衡终点值[16](图4c,d)。m/z191质量色谱图显示，原油富集轻质组分三环萜烷(图3)，三环萜烷/五环萜烷值范围为0.14~1.26(图4a)，随埋深增加而增大，反映原油较高的成熟度特征。原油中三环萜烷以C23为主峰，五环萜烷以C30藿烷为主峰。原油Ts/(Ts+Tm)值分布范围为0.29~0.66，总体随深度增加而增大，明显受成熟度控制(图4e)。甾烷/藿烷值集中在0.5~1.0，反映了母质来源较一致，同时在深部受成熟度控制(图4b)。

图2　塔北哈拉哈塘凹陷原油饱和烃总离子流

构造单元井号深度/m层位正构烷烃/(mg·g-1)Pr/Ph∑nC21-/∑nC22+CPIC28/%C21-22/C27-29dia/regH29/H30H30*/H30G/H30H35/H34潜山区斜坡区深埋区H65953~5954C57.50.973.941.0220.00.230.310.840.120.191.03H6C6646.46~6830O12.20.912.530.9419.90.220.301.090.330.311.06H76622.41~6645.24O4.30.943.610.8817.30.280.320.910.170.220.98H9-766415~6730O21.10.973.661.1920.30.190.350.900.190.111.10H9-76653.63~6719.08O26.20.983.511.1220.70.180.350.920.190.081.27XK16655.6~6666O23.90.992.791.0123.70.240.290.860.200.140.91XK56910~6920O68.31.003.691.0820.50.170.340.850.100.101.14XK66831.29~6920O52.41.083.111.0819.60.160.320.860.110.151.00XK76757~7011.6O28.80.891.731.0519.20.140.340.900.070.111.12XK9C6880~6980O67.71.042.791.0318.90.180.340.850.130.121.02RP1C6632.5~6988.64O3l41.61.002.711.0517.20.270.410.820.140.091.30RP116806~6955.26O99.41.173.900.9819.80.170.360.860.100.110.97RP136853~6980O59.60.993.161.1019.60.150.360.810.080.120.90PR46918.42~7026.12O3l69.10.801.781.0419.70.120.430.750.110.161.45RP36977.2~7040O51.61.032.211.0017.50.220.440.730.120.081.05JY27035~7103O54.20.952.401.0020.10.180.400.780.150.101.34JY5H7149.0O52.81.161.201.0220.40.150.350.840.180.121.14JY66906.62~6942O2y49.31.151.321.0219.40.160.370.820.140.101.00JY77036~7159.50O1-2y40.11.141.221.0114.90.280.541.100.570.64YUEM17220.54~7289O2y65.30.972.861.0213.30.360.551.000.47YUEM27153~7203O2y64.20.952.791.0120.70.160.320.900.210.131.37YUEM37141~7231O63.10.952.821.0315.70.290.500.840.320.250.32

注：C28为ααα20R-C28/(C27+C28+C29)甾烷；C21-22/C27-29为C21-22甾烷/C27-29甾烷；dia/reg为C27重排甾烷/C27规则藿烷；H29/H30为

C29藿烷/C30藿烷；H30*/H30为C30重排藿烷/C30藿烷；G/H30为伽马蜡烷/C30藿烷；H35/H34为C35藿烷/C34藿烷。

图3　塔北哈拉哈塘凹陷原油饱和烃质量色谱

在构造高部位(哈拉哈塘、新垦部分井区及乡3井)原油中C30重排藿烷/C30藿烷和伽马蜡烷/C30藿烷值均较其他样品高(表2)。同时还检测到完整的25-降藿烷系列化合物(图3)，这与原油物性特征、饱和烃总离子流图中的UCM鼓包特征较为吻合，反映构造高部位原油曾遭受过生物降解等次生蚀变作用。

图4　塔北哈拉哈塘凹陷原油甾萜类生标参数与埋深关系

3.4原油芳烃组成与分布特征

4原油来源分析

4.1油源层位分析

以往研究表明[22-23]，塔里木盆地有寒武系—下奥陶统(简称寒武系)和中—上奥陶统(简称奥陶系)2套海相烃源岩。寒武系成因原油以高丰度C28规则甾烷、伽马蜡烷和低丰度重排甾烷、以及特有的甲藻甾烷、三芳甲藻甾烷为特征[16, 22-24]，而奥陶系成因原油具有相反的特征[22-23, 25-26]。哈拉哈塘原油规则甾烷总体呈“V”字型分布(图3)，ααα20R-C28甾烷相对含量均小于20%(表2)，与奥陶系成因原油特征一致[16]；伽马蜡烷/C30藿烷值大多在0.1左右，C27重排甾烷与C27规则甾烷比值基本在0.3以上(表2)，这些特征与东部深水陆棚相强还原环境下沉积的寒武系烃源岩特征相反[22]。油—岩对比表明(图6，7)，哈拉哈塘原油中不含甲藻甾烷和三芳甲藻甾烷，与以往研究认识[16, 23]的奥陶系烃源岩具有更好的相关性。

单体烃碳同位素在塔里木盆地混源油识别中具有较好的效果[16, 24,27]。哈拉哈塘原油正构烷烃单体烃碳同位素值大多在-34‰~-35‰范围内，重于英买力地区YG2、YG2-1C井奥陶系成因原油，轻于TD2(-C-O1)和TZ62(S)井寒武系成因原油[24](图8)，指示哈拉哈塘地区可能不同程度地混有寒武系成因原油。现有研究认为，在塔北桑塔木断垒带东侧和轮东断裂周围有高比例寒武系混源油[26, 28]，与断层垂向输导密切相关，距离断裂越近，寒武系原油比例越高[26]，如塔河油田T904井[25]。最新地质研究表明，哈拉哈塘地区发育2组密集分布的北东和北西向深大走滑断层，切穿奥陶系并进入寒武系。

图5　塔北哈拉哈塘凹陷原油成熟度参数与深度关系

图6　塔北哈拉哈塘原油中甲基甾烷和甲基三芳甾烷分布

3β. 3β-甲基-24-乙基甾烷和3β-甲基-24-乙基三芳甾

烷； 4α. 4α-甲基-24-乙基三芳甾烷

Fig.6Distribution of methyl steranes and methyl triaromatic

steranes in oil samples from the Halahatang Sag, the Tarim Basin

图7　塔北地区寒武系烃源岩生物标志物特征

图8　塔里木盆地原油正构烷烃单体烃碳同位素分布

有学者认为，寒武系烃源岩对塔河等塔北地区油气有较多的贡献[29]，目前在塔北新发现XH1井寒武系烃源岩为陆棚边缘相[30]，与TD2井深水陆棚相寒武系烃源岩沉积相不同，即可能存在2种不同类型的寒武系原油，然而尚未有文献报道。从英买力地区英探1井、柯坪地区露头寒武系烃源岩的生物标志物来看(图7)，其与满加尔凹陷寒武系烃源岩的差异并不明显。目前的资料尚不能支持塔北哈拉哈塘地区原油主要是另一套性质有异(相变等所致)的寒武系成因的观点。

4.2油源岩性分析

以往研究认为碳酸盐岩不太可能为塔里木盆地主力烃源岩[31-32]。本次研究从地球化学角度，将哈拉哈塘原油与威利斯顿盆地碳酸盐岩成因原油进行了对比。威利斯顿盆地蒸发岩盖层下Madi-son群油气保存条件良好，Lodgepole组碳酸盐岩TOC值在2%~10%，氢指数达600 mg/g以上，处于成熟阶段[33]；对比于塔里木盆地烃源岩有多个生烃期，油气藏调整改造及油气混源现象[16, 24]，威利斯顿盆地碳酸盐岩成因原油更具有代表性。哈拉哈塘原油与Lodgepole组烃源岩及相关原油(Madison群原油)[33-34]分子化合物上具有一些相似性，如在图9a中，哈拉哈塘原油Pr/Ph值低于Bakken组页岩成因原油。哈拉哈塘原油C29/C30藿烷值为0.69~1.09，C35/C34藿烷值为0.90~1.45(表2)，如图9b中其分布与Bakken组原油有明显区分，接近Madison群原油特征，又有所区别。这反映了哈拉哈塘原油可能有多种岩性烃源岩的成烃贡献。

碳酸盐岩较泥页岩烃源岩生成原油中富集硫化物[35-36]。较高的硫芴含量可能是塔里木盆地碳酸盐烃源岩相关原油的重要特征[36-37]。三芴系列三角图显示(图10)，哈拉哈塘原油具有较高的硫芴含量，与塔里木盆地泥页岩烃源岩有明显的区别，与碳酸盐岩烃源岩有较好的相关性。随着勘探程度深入，塔里木盆地也发现了具有生烃潜力的碳酸盐岩[7-9]，推测后者对哈拉哈塘原油具有成烃贡献，但其相对贡献量有待进一步研究。

5多相态油气成因分析

5.1生物降解作用

图9　塔北哈拉哈塘原油与碳酸盐岩烃源岩及相关原油对比

图10　哈拉哈塘原油及塔里木盆地烃源岩三芴系列三角图

潜山区原油(H7、XK1、X3井等)检测出完整的25-降藿烷系列化合物(图3)，说明原油历经了严重的生物降解作用，而链烷烃浓度较低，仅为4.3~26.2 mg/g(油)(表2，图2)，反映后期原油充注量低或也存在次生改造现象，因而仍表现出生物降解油高密度、高黏度的物性特征[38]。构造高部位原油中伴生的H2S，目前最新研究认为是微生物作用的产物[39]，同时高分辨率质谱分析也说明没有TSR作用迹象(见5.4节)，进一步说明H2S系生物降解产物。而晚海西期构造运动使北部地层抬升剥蚀，是导致相关油藏遭受生物降解等破坏的地质条件[6]。

5.2多期充注作用

塔北轮古东地区受后期天然气充注影响，油藏转变为凝析气藏[11]。哈拉哈塘部分井区(RP11、JY6)为低密度、低黏度、高气油比的挥发油，可能为高成熟凝析油气沿断裂向上运移与奥陶系储层中正常油混合对相态的改造。尤其是RP11井链烷烃浓度高达99.4 mg/g，相比其他50 mg/g左右的浓度，也暗示了多期充注作用。然而与轮古东凝析气藏原油成熟度参数急剧增大相比，哈拉哈塘原油地球化学参数随埋深有一定增加(图4，5)，但增幅有限，且气油比也较凝析气藏低[12]，可能是后期充注量不大，仅向挥发性油藏转变。

5.3热蚀变作用

早期研究认为原油在地层温度达到160 ℃后开始裂解[40]，但随钻探技术提升，目前在越来越多的超深高温储层中发现了液态烃[41]。塔北哈拉哈塘地区地温梯度为2.42 ℃/hm，实测温度也表明RP3井温度146.1 ℃，RP1C井温度164.4 ℃，H7井温度158.7 ℃[6]，说明原油仍可以液态烃形式保存。虽然深层金跃、热瓦普井区C27-29甾烷相对孕甾烷含量低，部分升藿烷系列化合物难以检测到(图2)，与塔中裂解原油特征相似[16, 24]，且热成熟度参数与埋深关系具有正相关性(图5)，但高气油比特征原油分布较为集中，并非南部深埋区均为高气油比，如同样是埋深7 000 m以下的JY2和JY7井，分别为低气油比和高气油比特征，说明热蚀变并非导致天然气含量增加的主因。

5.4TSR作用

TSR作用是在热动力条件下烃类与硫酸盐岩之间发生的化学反应。TSR作用降低了原油热稳定性，促进原油裂解生气[42-43]。相比原油纯热裂解，TSR作用在较低温度下即可以改变油气相态。

不稳定硫化物(噻吩、硫醇等)通常为TSR作用伴生产物[44]。通过高分辨率质谱检测原油中硫化物发现，H9-7井原油中高等效双键数(DBE值)和低碳数的S1类化合物丰度高(图11a)，与塔中TSR相关原油中高丰度的低DBE值和高碳数的S1类化合物特征明显不同(图11b)；不同DBE值S1化合物的相对丰度分布上(图11c)，哈拉哈塘原油中含中DBE值小于6的化合物(代表低热稳定性硫化物，通常为硫醚、环硫醚、噻吩等)丰度低于5%，DBE值等于9的二苯并噻吩系列(高热稳定性硫化物)为主要化合物，与之相比，塔中地区与TSR相关的高H2S伴生气原油具有相对高丰度的低热稳定性硫化物(图11d)[17]。地质角度上，哈拉哈塘地区没有像塔中地区有大范围的膏盐岩层，不太具备发生TSR的条件。因此哈拉哈塘油气相态不受TSR作用影响。

6结论

图11　塔北哈拉哈塘、塔中原油S1类化合物分布特征

(1)哈拉哈塘地区发育多相态油气，原油物性、烃类组成差异明显，但成因一致。分子化合物对比表明，哈拉哈塘原油主要来自中—上奥陶统烃源岩，可能有少量寒武系烃源岩成烃贡献，但原油成熟度有差异。

(2)哈拉哈塘原油具有硫芴含量相对较高、低Pr/Ph值、高C29和C35藿烷含量的特征，但与威利斯顿盆地典型的碳酸盐岩烃源岩成因原油仍有区别，推测哈拉哈塘地区有不同岩性烃源岩的成烃贡献，其相对贡献量有待进一步确认。

(3)地质地球化学分析表明，哈拉哈塘地区多相态油气受原生、次生两方面作用控制。构造高位早期油藏遭微生物降解破坏，生成H2S气体；构造低位挥发性油藏与高成熟度油气充注有关，没有明显的裂解或TSR作用特征。

参考文献:

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(编辑徐文明)

Characteristics and genesis of marine hydrocarbons in

the Halahatang Sag in the northern Tarim Basin

Sun Hao1,2, Li Sumei1,2, Zhang Baoshou3

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China,

2.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 3.ResearchInstituteofExploration

andDevelopment,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China)

Abstract:The Halahatang Sag is an important oil and gas unit in the western part of the Northern Tarim Uplift. The Ordovician carbonate reservoir contains abundant petroleum resources with multiple phases, but the variable characteristics and genetic mechanism of the oil and gas are still unclear. Oil-oil and oil-rock correlations indicate that the crude oil has a close genetic relationship with the middle and upper Ordovician source rocks. The comparison of carbon isotopes for individual n-alkanes shows that the Cambrian source rocks might also contribute. Halahatang oils are rich in dibenzothiophenes, and also contain relatively abundant C29- and C30-hopane, which implies a contribution from carbonate source rocks. Based on the Fourier transform-ion cyclotron resonance mass spectrometry (FT-ICR MS) analysis, sulfides with low thermal stability have low concentrations, suggesting that TSR alteration is not significant. Source rock maturity is the major factor controlling the genesis of oils with high gas/oil ratios, while biodegradation is the major factor for heavy oil and H2S formation in the relatively shallow reservoir.

Key words:biomarkers; individual n-alkanes carbon isotope; high resolution mass spectrometry; oil and source correlation; hydrocarbon origin; Halahatang Sag; Tarim Basin

基金项目：国家自然科学基金(40973031,41473047)、国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2011CB201102)、教育部高等学校博士点专项基金(20120007110002)和油气资源与探测国家重点实验室基金(PRP/indep-1-1101，PRP2009-02)资助。

通讯作者：李素梅(1968—)，女，教授，研究方向为油气地质地球化学。E-mail: smli@cup.edu.cn。

作者简介：孙浩(1987—)，男，博士研究生，研究方向为有机地球化学。E-mail: mousesun8@hotmail.com。

收稿日期：2015-01-26；

修订日期：2015-10-19。

中图分类号：TE122.1

文献标志码：A

文章编号：1001-6112(2015)06-0704-09doi：10.11781/sysydz201506704