准噶尔盆地南缘中部凝析油油源

陈建平，邓春萍，王绪龙，倪云燕，孙永革，赵喆王培荣，廖健德，张蒂嘉，梁狄刚

（1. 中国石油勘探开发研究院；2. 提高石油采收率国家重点实验室；3. 中国石油天然气集团公司油气地球化学重点实验室；4. 中国石油新疆油田公司；5. 浙江大学地球科学系）

准噶尔盆地南缘中部凝析油油源

陈建平1，2，3，邓春萍1，2，3，王绪龙4，倪云燕1，2，3，孙永革5，赵喆1，王培荣3，廖健德4，张蒂嘉1，2，3，梁狄刚1，2，3

（1. 中国石油勘探开发研究院；2. 提高石油采收率国家重点实验室；3. 中国石油天然气集团公司油气地球化学重点实验室；4. 中国石油新疆油田公司；5. 浙江大学地球科学系）

在对准噶尔盆地南缘地区40多个原油、凝析油和稠油样品进行详细地球化学分析、对5套烃源岩生烃基本条件研究的基础上，采用全油、轻烃、正构烷烃及类异戊二烯烷烃分子碳同位素组成与生物标志物组成特征相结合的方法，探讨南缘中部地区背斜构造凝析油的油源。南缘中部地区凝析油含有丰富的类异戊二烯烷烃，Pr/Ph值小于1.0；全油碳同位素组成轻，δ13C值在-28‰～-27‰，C9以下烷烃δ13C值在-26‰～-24‰，C9以上正构烷烃分子碳同位素组成随碳数增高而大幅度降低，C19以上正构烷烃δ13C值小于-30‰，姥鲛烷、植烷δ13C值小于-29‰；生物标志物组成中含有丰富的C27甾烷和C30甲基甾烷，C27、C28、C2920R构型甾烷呈“V”型分布，三环萜烷丰富且以C21为主，伽马蜡烷含量较高且有两个异构体；C29甾烷20S/（20S+20R）值在0.40～0.50，甲基菲指数和分布分数计算的成熟度在0.70%～1.10%。凝析油的这些地球化学特征与南缘中部白垩系湖相烃源岩生成的典型成熟原油非常相似，而与侏罗系来源的原油差异很大，表明它们来源于成熟的白垩系湖相烃源岩，而不是来源于高成熟的侏罗系煤系烃源岩。图7表2参42

凝析油；油源；分子碳同位素；生物标志物；白垩系；准噶尔盆地南缘

0 引言

准噶尔盆地南缘地区目前已发现45个背斜构造［1-5］，很多背斜构造都发现了油气。南缘地区发育二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系5套烃源岩［6-9］，这些不同时代的烃源岩均可能生成油气。对于南缘地区背斜构造中的天然气，绝大多数学者认为它们以煤型气为主，属于高过成熟阶段湿气和干气，主要来源于侏罗系煤系烃源岩［6，10-14］，但是对凝析油的来源则有较大争议。陈世加等［11］根据呼图壁背斜凝析油轻烃中甲基环己烷含量与Mango轻烃成因分类图，认为其属于腐殖型凝析油，来源于高成熟的侏罗系煤系烃源岩。廖健德等［13］则认为呼图壁背斜凝析油来源于白垩系烃源岩。康素芳等［14］、阿布力米提等［15］认为霍尔果斯背斜构造原油（包括凝析油）来源于白垩系烃源岩，而郭春清等［16］认为其原油来源于古近系安集海河组（E2—3a）烃源岩，廖健德等［12］则认为其原油主要来源于白垩系，但其中也混有高成熟侏罗系烃源岩生成的轻组分。蒋宜勤等［17］认为玛纳斯背斜构造凝析油主要来自侏罗系烃源岩，白垩系烃源有一定的贡献。孔祥星［18］认为南缘地区所有原油、凝析油均来源于侏罗系烃源岩。陈建平等［7，19-21］和王绪龙等［6］则认为南缘中部呼图壁、玛纳斯、霍尔果斯等背斜原油、凝析油均来源于下白垩统烃源岩。

综上所述，认为南缘中部地区凝析油来源于侏罗系烃源岩的主要理由有：①这些凝析油属于高成熟烃源岩生成的产物，南缘地区侏罗系烃源岩目前处于高成熟—过成熟阶段；②凝析油的全油碳同位素组成与典型侏罗系原油比较相似；③南缘地区目前可获得的白垩系、古近系烃源岩样品的成熟度太低，抽提物中以生物构型的标志化合物为主，凝析油与烃源岩之间难以通过生物标志物进行直接对比；④凝析油中生物标志物含量极低，很难获得高质量的生物标志物图谱，油源判识主要依据轻烃组成特征。

凝析油是否一定是高成熟烃源岩生成的产物，凝析油的来源又该如何正确判识？对于准噶尔盆地南缘地区而言，凝析油的碳同位素组成与典型侏罗系原油相似是否就表明它们来源于侏罗系煤系烃源岩？烃源岩与凝析油（原油）成熟度存在很大差异时该如何准确判识油源？针对上述问题，本文在南缘地区5套烃源岩生烃基本条件分析研究的基础上，对南缘中部地区呼图壁、吐谷鲁、玛纳斯、霍尔果斯等背斜中40多个凝析油、原油及稠油样品进行了详细地球化学分析，采用全油、轻烃、中高分子量正构烷烃及类异戊二烯烷烃分子碳同位素组成与生物标志物特征相结合的方法，对该地区凝析油的油源与成因进行了探索。本文主要讨论南缘中部地区凝析油的油源，而关于这些凝析油的成因将在另文中讨论。

1 基本地质背景

1.1 基本构造特征

准噶尔盆地南缘东起阜康断裂带，西至四棵树凹陷，北与中央坳陷的沙湾凹陷、莫南凸起、阜康凹陷相接，南邻北天山，东西长500 km，南北宽40～60 km，面积21 000 km2，构造位置属于北天山山前冲断褶皱带（见图1）。南缘是准噶尔盆地最年轻也是最复杂的褶皱带，是经历了3个构造期（晚海西、印支—燕山、喜马拉雅期）发展起来的次一级构造单元，现今构造呈现“东西分段、南北分带”的面貌［2-5］。根据构造形成机理及构造样式，可将其进一步划分为4个二级构造单元：四棵树凹陷、霍玛吐背斜带、齐古断阶带和阜康断裂带（见图1）。本文中将南缘分为西、中、东3部分：独山子以西为西段（西部），独山子到乌鲁木齐为中段（中部），乌鲁木齐以东为东段（东部）。

1.2 沉积地层

自二叠纪以来，南缘地区持续性沉降，发育了二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系和新近系—第四系6套沉积地层，最大沉积厚度达15 km，一般厚度超过10 km［22］。下二叠统—中二叠统下部主要为一套粗碎屑沉积；中二叠统芦草沟组（P2l）为一套半深湖—深湖相沉积，厚600～1 600 m，油页岩发育［6，22-23］；上二叠统主要为河流相—浅湖相—半深湖相沉积，厚0～730 m［6，22-23］。中下三叠统主要为河流—浅湖相粗碎屑沉积，厚300～1 300 m；上三叠统为三角洲—滨浅湖—半深湖相沉积，夹有沼泽相的炭质泥岩薄层和煤线，厚300～800 m。中下侏罗统是一套以河沼相、湖沼相沉积交替的含煤沉积，最大厚度近3 000 m，上侏罗统为山麓河流相粗碎屑沉积，厚0～350 m。下白垩统是一套以泥质岩为主的湖相和湖沼相沉积，最厚达1 600 m，上白垩统主要为山麓河流相粗碎屑沉积，厚80～800 m。古新统—始新统为河流—浅湖相沉积，厚15～855 m；始新统—渐新统为较稳定的浅湖—深湖相沉积，厚44～800 m；渐新统—上新统以浅水湖沼相及河流相沉积为主。

2 烃源岩基本生烃条件

2.1 烃源岩分布

准噶尔南缘地区存在二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系5套烃源岩，但在不同的区域有差异，南缘中部地区烃源岩层系最多可达5套，东部和西部有2～4套［7-8］。二叠系烃源岩主要发育于南缘东部至中部，在西部独山子地区可能也有发育，厚度一般在50～250 m，最厚达700 m以上［6-8，23］。三叠系烃源岩在南缘地区的分布尚不清楚，除了以往认为在南缘中部及阜康凹陷存在三叠系烃源岩外［24］，在南缘中西部也存在三叠系烃源岩［25］。侏罗系广泛分布于南缘地区，从东部阜康断裂带至西部四棵树凹陷均有烃源岩分布［6，8］。下侏罗统八道湾组（J1b）暗色泥岩厚度通常为200～300 m，炭质泥岩的厚度在1～10 m，煤的厚度在5～60 m，三工河组（J1s）暗色泥岩厚度在50～300 m；中侏罗统西山窑组（J2x）暗色泥岩厚度一般在75～150 m，炭质泥岩厚度在2～15 m，煤的厚度在5～30 m。白垩系清水河组（K1q）湖相烃源岩主要分布于南缘中部地区，向东可延伸至呼图壁、昌吉地区，向西则可达四棵树凹陷，厚度一般在50～250 m，南缘中部地区厚度一般在150～250 m［6-8］。古近系烃源岩主要分布于南缘中西部，厚度一般在50～200 m［6-8］。

图1 准噶尔盆地南缘构造圈闭与油气田分布图

2.2 烃源岩基本地球化学特征

二叠系深湖—半深湖相芦草沟组烃源岩是一套有机质丰度很高的优质烃源岩［6-10，23］，有机碳含量在0.50%～34.27%，平均达到6.60%，平均热解生烃潜量为36.99 mg/g（见表1），以腐泥型（Ⅰ型）和腐殖—腐泥型（Ⅱ1）有机质为主，在南缘边部目前处于低成熟阶段［6-10，23］，在霍玛吐背斜带的凹陷中埋藏深度达10 km以上，应该处于高—过成熟演化阶段。上三叠统黄山街组是一套黑色泥岩夹炭质泥岩沉积［6-9，24-25］，暗色泥岩有机质丰度虽然明显低于二叠系烃源岩，但平均有机碳含量也达到了1.78%（见表1），只是有机质类型较差，以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，但在东部存在Ⅰ、Ⅱ型有机质。南缘三叠系干酪根镜质组反射率（Ro）在0.60%～0.75%，主要处于低成熟演化阶段，但在霍玛吐背斜带的凹陷中埋藏深度超过9 km，应处于高成熟—过成熟演化阶段。

中下侏罗统煤系烃源岩有机质丰度变化很大（见表1），其中煤系泥岩平均有机碳含量在1%～2%，炭质泥岩平均为20%左右，煤平均为50%～60%。有机质以Ⅲ和Ⅱ2型为主，煤系泥岩则含有少量Ⅱ1型或Ⅰ型有机质。露头地区侏罗系烃源岩的镜质组反射率一般在0.5%～0.7%，处于低成熟演化阶段，但是在四棵树凹陷—霍玛吐背斜带—阜康凹陷埋藏深度超过8 km，处于高成熟—过成熟演化阶段［6-8］。

白垩系清水河组湖相泥岩有机碳含量在0.06%～1.81%，而有机碳含量大于0.5%的烃源岩样品分析平均有机碳含量为0.92%（见表1），有机质以水生生物为主，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型［6-8］。其中：南缘中部清水河剖面下部有厚度超过50 m、有机碳含量基本在1.0%以上的泥岩，平均达1.43%；盆参2井2个暗色泥岩样品平均有机碳含量为1.22%；南缘西部四参1井2个暗色泥岩样品平均有机碳含量达1.20%，乌兰布拉克剖面暗色泥岩平均有机碳含量为0.80%；南缘中段东部的头屯河剖面暗色泥岩平均有机碳含量为0.47%；近期钻探的位于呼图壁背斜的大丰1井6 902～6 984 m井段灰色泥岩的有机碳含量一般在0.35%～0.52%，平均为0.43%，氯仿沥青A含量在0.675‰～1.060‰。由此可见，清水河组在南缘中西段有机质丰度较高，而中段东部相对较低。目前南缘地区清水河组处于不同的成熟演化阶段，其中西部四棵树凹陷埋藏超过5 500 m，镜质组反射率达0.73%以上，已处于成熟演化阶段；南缘中部吐谷鲁背斜吐谷1井清水河组烃源岩镜质组反射率为0.85%；呼图壁背斜的大丰1井6 902～6 984 m井段清水河组泥岩氯仿沥青A转化率（氯仿沥青A值与有机碳含量之比）在14%～25%，处于生油高峰阶段。在凹陷中清水河组埋藏深度可达6～8 km甚至更深，按地温梯度20 ℃/km与地表恒温层10 ℃计算［6-8］，其地层温度在130～170 ℃，达到了成熟甚至高成熟阶段。

表1 准噶尔盆地南缘地区不同层位烃源岩有机质丰度统计表

古近系安集海河组暗色泥岩有机碳含量变化范围很大（见表1），有机碳含量大于0.5%的烃源岩样品平均有机碳含量为1.08%。在南缘西部四棵树凹陷，安集海河组烃源岩平均有机碳含量与热解生烃潜量分别为1.41%和5.02 mg/g，有机显微组分以腐泥组与壳质组为主，H/C原子比一般都在1.2～1.8，以Ⅱ型有机质为主；东部地区则主要为Ⅲ型有机质［6-8］。南缘露头剖面安集海河组烃源岩一般处于未成熟阶段，但是在四棵树凹陷东部—霍玛吐背斜带的凹陷中埋藏深度在5 000～6 500 m，地层温度在110～140 ℃，应该已经进入低成熟—成熟生油阶段［7-8］。

从上述讨论可见，南缘中部地区二叠系、三叠系、中下侏罗统、下白垩统清水河组、古近系安集海河组烃源岩均为有效烃源岩，而且在凹陷中二叠系、三叠系、侏罗系烃源岩埋藏深度均很大，达到高—过成熟阶段，在地质历史时期均具有生成高成熟凝析油的可能性。白垩系烃源岩成熟度相对低些，目前主要处于成熟生油阶段，可能尚未达到生成高成熟凝析油的演化阶段。古近系烃源岩成熟度较低，大部分地区处于未成熟—低成熟阶段，在西部四棵树凹陷及中部凹陷区达到了低成熟—成熟生油阶段，没有生成高成熟凝析油的可能性。

3 凝析油地球化学特征与油源

3.1 凝析油物理化学性质

呼图壁背斜凝析油为浅黄色和无色，密度在0.776 4～0.783 2 g/cm3，黏度在0.8 mPa·s左右（见表2），凝固点-25～-20 ℃，含蜡量小于2%，油质非常轻。在凝析油的族组成中，饱和烃含量在82%～98%，芳烃在1.28%～9.06%，非烃和沥青质的含量非常低。玛纳斯背斜凝析油为淡黄色或浅黄色，密度为0.761 2～0.772 7 g/cm3，黏度在1.0～1.5 mPa·s，凝固点低于-20 ℃。凝析油饱和烃含量在91%～96%，芳烃在3%～8%，非烃和沥青质含量低于5%。霍尔果斯背斜有正常原油、轻质油、凝析油和天然气，其中轻质油的密度在0.79～0.82 g/cm3，黏度在1～5 mPa·s，凝固点在3～20 ℃，含蜡量在5%～10%，饱和烃含量在80%以上，芳烃含量在10%左右。

表2 准噶尔盆地南缘地区部分凝析油、原油基本物理化学性质参数和全油碳同位素组成

3.2 凝析油的成熟度

原油的正构烷烃分布也可以反映原油的成熟度，高成熟凝析油一般以C15前低碳数烃类为主，C15以上中高碳数烷烃很少，类异戊二烯烷烃的相对丰度也比较低［26］。从南缘中部地区凝析油全油色谱看（见图2），虽然这些凝析油以低碳数烷烃为主，但C15以上高碳数烷烃含量也较高，高碳数烷烃甚至可高达C28、C29；凝析油的C21-/C22+值最高为79.52，但多数在10左右，略高于霍10井3 064.0～3 067.0 m的棕黑色轻质原油（见表2）；凝析油的CPI值在1.0～1.4、OEP（奇偶优势指数）值在1.0左右；凝析油类异戊二烯烷烃相对于相邻正构烷烃的丰度很高，Pr/nC17值在0.3～0.5，Ph/nC18值在0.4～0.8（见表2），与霍尔果斯、玛纳斯、吐谷鲁、安集海等背斜构造原油和轻质油相当甚至略高［6-7，19-20］；凝析油轻烃的庚烷值［27-28］在19%～21%，异庚烷值在1.9～2.1，属于成熟原油；凝析油的2，4-二甲基环戊烷/2，3-二甲基环戊烷值在0.33～0.50，计算其有机质经历的最高温度［29］在123～130 ℃，这一温度基本上是有机质处于成熟生油高峰阶段的温度。上述全油色谱与轻烃色谱特征均表明这些凝析油的成熟度并不是很高，属于成熟原油。值得注意的是，由于南缘中部许多原油遭受强烈的气侵而发生了蒸发分馏作用（另文讨论），原油和凝析油的轻烃和正构烷烃分布发生了很大变化，可能已经不能真实地反映其成熟度。生物标志物和芳烃的异构化程度能从另一方面反映原油和凝析油的成熟度。

图2 准噶尔盆地南缘中部典型凝析油全油色谱图

图3 南缘呼图壁、玛纳斯构造凝析油及霍尔果斯构造原油与牧5井侏罗系原油生物标志物对比图

南缘中部呼图壁、玛纳斯、霍尔果斯等背斜构造原油、轻质油及凝析油甾烷组成中，ααα-20S构型和ββ构型甾烷的含量不是很高（见图3），C27甾烷和C29甾烷20S/（20S+20R）值均在0.40～0.55，C29甾烷ββ/（αα+ββ）值在0.50～0.60，少数可能由于受蒸发分馏作用影响可达0.7左右（见表2）。例如，呼2井凝析油C29甾烷20S/（20S+20R）和ββ/（αα+ββ）值分别仅为0.41和0.52，芳烃甲基菲指数［30］计算的成熟度Rc仅为0.42%，明显偏低，甲基菲分布分数［31］计算的成熟度Rc也仅为0.87%，均低于南缘中部地区正常原油、蜡质原油；玛纳1井凝析油C29甾烷20S/（20S+20R）和ββ/（αα+ββ）值分别为0.54和0.60，与霍10井正常原油、霍002井稠油相当，ββ/（αα+ββ）值甚至低于玛纳001井2 787～2 791 m东沟组蜡质原油（见表2）。因此，南缘中部呼图壁、玛纳斯等背斜构造凝析油属于成熟油而不是高成熟凝析油。

3.3 类异戊二烯烷烃分布特征与油源判识

南缘中部地区凝析油类异戊二烯烷组成一个非常显著的特点是Pr/Ph值很低（见表2）。呼2井两个凝析油样品的Pr/Ph值分别仅为0.69和0.85，玛纳斯背斜两个凝析油样品在1.0左右，表明生成这些凝析油的有机质沉积于强还原环境［22］。

在南缘地区5套烃源岩中，侏罗系煤系有机质沉积于弱氧化—弱还原环境，具有高的Pr/Ph值，生成的原油Pr/Ph值通常大于2.5［6-7，19-20，32-34］。不仅准噶尔盆地东部古牧地等典型侏罗系来源的原油如此，阜康凹陷周缘其他来源于侏罗系煤系烃源岩的原油，如沙9井等沙北油田原油［32］、东道2井原油［6-7］、董1井与成1井原油［33］、南缘西部沙湾凹陷的永2井和永6井侏罗系原油［34］等，均具有高的Pr/Ph值。吐哈盆地、焉耆盆地等中国西北地区侏罗系来源的原油也均如此［35-37］。南缘中部凝析油类异戊二烯烷烃Pr/Ph值远远低于一般侏罗系来源的原油，与侏罗系煤系烃源岩有机质的沉积环境有很大差异，显然它们不可能来源于侏罗系烃源岩。

准噶尔盆地腹部、东部、南缘地区二叠系和三叠系湖相烃源岩生成的原油Pr/Ph值一般不低于1.0［6-7，10，19-21，24］；古近系未成熟烃源岩抽提物的Pr/Ph值低于1.0，但古近系烃源岩生成的原油的Pr/Ph值一般大于1.0［6-7，19-21］。南缘呼图壁和玛纳斯背斜凝析油的Pr/Ph值均低于二叠系、三叠系和古近系来源的原油，显然它们也不可能来源于高成熟的二叠系、三叠系烃源岩或低成熟的古近系烃源岩。

南缘地区只有白垩系烃源岩生成原油的Pr/Ph值低于1.0［6-7，19-21］，呼图壁、玛纳斯等背斜凝析油的Pr/Ph值与霍尔果斯、安集海等背斜白垩系来源的原油基本一致。显然，这些凝析油应该来源于成熟的白垩系烃源岩。

3.4 全油碳同位素组成特征与油源判识

南缘中部呼图壁和玛纳斯背斜古近系中凝析油全油碳同位素δ13C值在-27.9‰～-27.1‰，平均-27.49‰。南缘中部白垩系烃源岩生成的原油全油碳同位素δ13C值在-31.2‰～-28.9‰，平均-29.70‰（见表2）。准噶尔盆地侏罗系煤系生成的原油［6-7，19-20，32-34］碳同位素δ13C值在-27.6‰～-25.7‰，平均为-26.77‰。呼图壁、玛纳斯等背斜凝析油δ13C值比白垩系烃源岩生成的原油重2‰左右，比侏罗系烃源岩生成的原油轻1‰左右，与侏罗系烃源岩生成的原油较相似，因而非常容易被认是侏罗系煤系烃源岩生成的凝析油。那么，凝析油碳同位素组成与侏罗系煤系生成的原油相似，是否表明其来源于侏罗系烃源岩？

吐哈盆地侏罗系烃源岩生成的原油全油碳同位素组成δ13C值在-27.8‰～-25.8‰［35-37］，平均-26.8‰；凝析油全油碳同位素δ13C值在-26.9‰～-24.3‰，平均-25.7‰，比原油重1‰左右。准噶尔盆地与吐哈盆地侏罗系烃源岩生成的原油的碳同位素值非常相似，那么侏罗系来源的凝析油显然不可能比同源原油的碳同位素组成还轻。

图4 南缘部分原油、凝析油轻烃分子碳同位素组成

图5 南缘地区原油、凝析油正构烷烃分子碳同位素组成

凝析油与原油的分子碳同位素组成分析表明，随着烷烃碳数增多其碳同位素组成总体越来越轻（见图4、图5），C9以下低碳数正构烷烃碳同位素δ13C值均大于-27‰，明显高于C10以上正构烷烃；环己烷、甲基环己烷等环烷烃分子碳同位素δ13C值基本上在-25‰～-22‰，比同碳数正构烷烃还要重。由于凝析油主要由低碳数烷烃组成，因而其全油碳同位素δ13C值一般也高于同源原油。Dzou等［38］也发现缺乏高碳数烷烃的凝析油的全油碳同位素组成比同源原油要重。呼2井3 594～3 597 m凝析油低碳数烷烃最丰富（C21-/C22+值达79.52，见表2），其全油δ13C值为-27.1‰（见表2），是所有凝析油中最重的，充分表明了低碳数烷烃对凝析油碳同位素组成的影响。

由此可见，南缘呼图壁背斜等凝析油全油碳同位素组成比侏罗系烃源岩生成的原油还小1‰左右，充分表明它们不可能来源于侏罗系煤系烃源岩。轻烃和高碳数正构烷烃分子碳同位素组成提供了更加充分的证据。

3.5 正构烷烃分子碳同位素组成与油源判识

正构烷烃分子碳同位素能够反映生烃母质来源及沉积环境差异，是油源对比的有力工具［6-7，19-20，26，39-42］。由图4和图5可见，准噶尔盆地牧5井等典型侏罗系原油C9以下烷烃的碳同位素δ13C值在-24‰～-21‰，C10以上随碳数增加逐渐变轻，至C15在-26‰左右，C15以上在-28‰～-26‰，随着碳数的增高降低趋势变小。霍尔果斯背斜霍10井等原油低碳数与高碳数烷烃碳同位素组成的差异很大，C9以下烷烃的碳同位素δ13C值基本上在-27‰～-24‰，C10以上烷烃的碳同位素δ13C值也逐渐变小，至C15在-30‰～-28‰，而C19以上基本上在-30‰以下。呼图壁、玛纳斯背斜凝析油C9以下轻烃的碳同位素组成与牧5井等侏罗系原油有一定差异，与霍10井等原油很相似，C10以上正构烷烃的碳同位素组成与牧5井等原油差异更大，而与霍10井、安5井等原油分布基本一致。

牧5井、沙9井等原油为典型的来源于侏罗系煤系烃源岩的原油［6-7，19-20，32-34］。霍10井等原油与白垩系清水河组烃源岩抽提物具有十分相似的正构烷烃分子碳同位素分布形式，它们是来源于白垩系清水河组烃源岩的原油［6-7，19-21］。显然，南缘中部呼图壁、玛纳斯等背斜凝析油来源于白垩系湖相烃源岩而不是侏罗系煤系烃源岩。

3.6 类异戊二烯烷烃分子碳同位素组成与油源判识

南缘中部凝析油姥鲛烷和植烷碳同位素组成δ13C值均小于-29‰（见图6），与霍10井、安5井等来源于白垩系烃源岩的原油非常类似，而古牧地等来源于侏罗系的原油及南缘中部来源于古近系的原油［6-7，19-21］姥鲛烷和植烷的碳同位素组成δ13C值一般大于-28‰，与呼图壁凝析油有很大差异。显然，呼图壁、玛纳斯等背斜的凝析油应该来源于白垩系烃源岩，而不是来源于侏罗系或古近系烃源岩。

图6 南缘原油及凝析油姥鲛烷与植烷分子碳同位素组成

3.7 生物标志物组成特征与油源判识

尽管呼图壁、玛纳斯背斜凝析油以低碳数烷烃为主，高碳数烷烃较少，但仍然检测出完整的甾烷和萜烷类生物标志物，其分布特征与霍尔果斯背斜正常原油很相似，而与牧5井等侏罗系来源的原油有很大差异（见图3）。例如，呼2井和玛纳1井凝析油中ααα-20R C27甾烷的含量相对较高，C27、C28和C29甾烷呈不对称“V”型分布。C27、C28和C29ββ异胆甾烷含量均很高，C27重排甾烷含量较高。C30甲基甾烷含量相对较高，三环萜烷以C21为最高，C19—C24三环萜烷基本呈正态分布。Ts含量高于Tm且C29Ts、C30重排藿烷及伽马蜡烷含量较高。虽然Ts、C29Ts、C30重排藿烷等含量与成熟度有关，但是呼2井、玛纳1井等凝析油属于成熟原油，其Ts含量高于Tm不是成熟度高的缘故，而是其生烃母质沉积环境的反映。

值得特别注意的是，霍尔果斯、玛纳斯、吐谷鲁构造带原油及凝析油除了有较高的一般常见的伽马蜡烷外，还有一个伽马蜡烷异构体（见图3），这与白垩系烃源岩抽提物的特征一致（见图7），而二叠系、三叠系、侏罗系烃源岩抽提物及相应的原油中均没有这个伽马蜡烷异构体［20］。

凝析油上述生物标志物组成特征均与霍尔果斯背斜霍10井正常原油及霍002井稠油非常相似，与白垩系烃源岩抽提物也十分相似（见图7），而与侏罗系烃源岩抽提物及原油明显不同。略有差异的是呼2井凝析油C29藿烷较高、伽马蜡烷的含量较低。玛纳1井凝析油虽然三环萜烷含量非常高而五环萜烷相对较低，与霍10井原油有较大差异，但是五环萜烷中Ts含量高于Tm且C29Ts、伽马蜡烷含量较高这些特征仍然是相同的。玛纳1井凝析油三环萜烷异常高与其高碳数烃类过低有关，是其形成过程中不同分子量烃类强烈分馏导致的。

古牧地牧5井等原油来源于侏罗系煤系烃源岩［6-7，19-20，32-34］，其甾烷以C29规则甾烷和重排甾烷为主，其他甾烷的含量很低（见图3）；三环萜烷以C19和C20为主，Ts低于Tm，基本上没有伽马蜡烷或含量极低，与这些凝析油有很大差异。除古牧地原油外，目前在准噶尔盆地发现的其他来源于侏罗系的原油［6-7，19-20，32-34］均与古牧地牧5井等原油具有十分相似的甾烷和萜烷组成特征，与呼图壁等凝析油有很大差异。

图7 南缘中部凝析油、原油与白垩系烃源岩抽提物萜烷质量色谱对比图

二叠系烃源岩生成的原油以C28和C29甾烷为主，C27甾烷、重排甾烷、Ts、C29和C30重排藿烷均很低［6-7，19-21］。三叠系烃源岩生成的原油重排甾烷、Ts、C29Ts、C30重排甾烷含量异常高，C27和C28甾烷含量却相对较低，而且基本没有甲基甾烷［24，32］。这些不同层系烃源岩生成的原油生物标志物组成及其分布特征与呼图壁、玛纳斯背斜等凝析油存在很大差异。

霍尔果斯背斜霍10井等原油来源于白垩系清水河组湖相烃源岩［6-7，12，14-15，19-21］，而牧5井原油属于典型的侏罗系煤系原油［6，10，19-21，32］。呼图壁、玛纳斯等南缘中部凝析油甾烷和萜烷组成特征与侏罗系、三叠系和二叠系来源的原油明显不同，而与霍尔果斯背斜白垩系湖相烃源岩生成的原油十分相似，表明这些凝析油不是来源于侏罗系、三叠系和二叠系烃源岩，而是来源于白垩系烃源岩。

4 结论

准噶尔盆地南缘中部地区凝析油虽然以低碳数烷烃为主，但C15以上高碳数烷烃含量也较高，C29甾烷20S/（20S+20R）值和ββ/（αα+ββ）值分别为0.4～0.5和0.4～0.6，甲基菲指数和分布分数计算的成熟度在0.42%～1.10%，庚烷值在19%～21%，异庚烷值在1.9～2.1，属于成熟凝析油而非高成熟凝析油。

准噶尔盆地南缘中部地区凝析油含有丰富的类异戊二烯烷烃且Pr/Ph值很低，全油碳同位素组成较轻，δ13C值在-28‰～-27‰，正构烷烃分子碳同位素组成总体随碳数增高而大幅度降低，C9—C25烷烃δ13C值在-32‰～-26‰，姥鲛烷、植烷碳同位素δ13C值小于-29‰，生物标志物组成中含有丰富的C27甾烷和C30甲基甾烷，C27、C28、C29甾烷呈“V”型分布，三环萜烷丰富且以C21为主，伽马蜡烷含量较高且有异构体，其地球化学特征与典型的白垩系成熟湖相原油非常相似，而与典型侏罗系来源的原油存在很大差异，表明其来源于成熟的白垩系湖相烃源岩，而非高成熟的侏罗系煤系烃源岩。

凝析油轻烃、正构烷烃、类异戊二烯烷烃分子碳同位素组成及分布特征与生物标志物组成特征相结合可以有效判识凝析油的油源。

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（编辑 黄昌武）

Source of condensate oil in the middle of southern margin, Junggar Basin, NW China

CHEN Jianping1，2，3，DENG Chunping1，2，3，WANG Xulong4，NI Yunyan1，2，3，SUN Yongge5，ZHAO Zhe1，WANG Peirong3，LIAO Jiande4，ZHANG Dijia1，2，3，LIANG Digang1，2，3
（1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China； 2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Beijing 100083，China； 3. Key Laboratory of Petroleum Geochemistry of CNPC，Beijing 100083，China； 4. PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China； 5. Department of Earth Sciences，Zhejiang University，Hangzhou 310027，China）

Through detailed geochemical analysis of over 40 crude oil，condensate oil and heavy oil samples in the southern margin of Junggar Basin，and based on the hydrocarbon generation condition of five sets of source rocks，with the combination between compositions of carbon isotopes of whole oil，light hydrocarbon，n-alkanes isoprenoids and biomarker's composition characteristics，a detailed discussion on the source of the condensate oil in anticlines in the middle section of the southern margin was carried out. Condensate oil from the middle section of the southern margin has abundant isoprenoids，Pr/Ph＜1.0. Carbon isotopes of whole oil are low with δ13C value between -27‰ and -28‰. δ13C value of alkanes with carbon number smaller than 9 ranges from -26‰ to -24‰，carbon isotope of C9+n-alkanes decreases remarkably with increasing carbon number，and the δ13C value of C19+n-alkanes is lower than -30‰. The δ13C value of pristane and phytane is lower than -29‰. The biomarker components contain abundant C27steranes and C30methyl steranes，“V” shape distribution of C27，C28and C2920R sterane，abundant tricyclic terpanes with dominance of C21，and relatively high content of gammacerane with two isomers. The 20S/（20S+20R） ratio of C29steranes is between 0.40 and 0.50，and the maturity calculated by the methylphenanthrene index and distribution fraction （Rc） ranges from 0.70% to 1.1%. These geochemical characteristics of the condensate oils are very similar to those mature crude oil of the typical Cretaceous lacustrine source rock in the middle section of Southern Margin，but different from those of typical Jurassic crude oils，implying that these condensate oils are derived from mature Cretaceous lacustrine source rocks instead of highly mature Jurassic coal-measures source rock.

condensate oil； oil source； molecular carbon isotope； biomarker； Cretaceous； southern margin of Junggar Basin

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“准噶尔盆地多烃源资源潜力及成藏地球化学研究”（06-01A-01-02）和“地质条件下全过程油气生成排驱模型及其应用”（2011A-0201；2014A-0211）

TE122.2

A

1000-0747（2016）05-0830-11

10.11698/PED.2016.05.21

陈建平（1962-），男，江苏常州人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事油气地球化学研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，邮政编码：100083。E-mail：chenjp@petrochina.com.cn

2016-02-22

2016-07-18