准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油地化特征

杨 智，何 生，张勇刚，肖七林

1)中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2)中国地质大学(武汉)资源学院，湖北武汉 430074； 3)中国石油杭州地质研究院，浙江杭州 310023；4)长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100

【环境与能源 / Environment and Energy】

准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油地化特征

杨 智1，何 生2，张勇刚3，肖七林4

1)中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2)中国地质大学(武汉)资源学院，湖北武汉 430074； 3)中国石油杭州地质研究院，浙江杭州 310023；4)长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100

准噶尔盆地腹部已发现石油集中分布在超压顶面上下有限区域内．聚焦超压顶面附近油藏原油地球化学特征和分布规律，发现中下二叠统湖相暗色泥岩和侏罗煤系是主要源岩，来源于两套源岩层的原油具有明显不同的地化特征．各构造单元不同来源的原油分布特点不同，盆1井西凹陷超压顶面之上均有源自中下二叠统烃源岩的原油，而超压仓内主要有源自中二叠统烃源岩的原油；昌吉凹陷西段超压顶面附近主要是源自中二叠统烃源岩的原油，含有部分混源油；东道海子北凹陷和昌吉凹陷东段石油主要为超压仓内的煤成石油．系统研究分析了准噶尔盆地腹部超压顶面附近石油地化特征．

地球化学特征；石油分布；石油成藏；超压顶面附近；准噶尔盆地腹部；侏罗系

准噶尔盆地是中国大型叠合含油气盆地之一，腹部地区地层展布平缓，大型断层不发育[1-5]，深层普遍发育成岩后强超压系统[6-12]，目前已发现的绝大多数石油储量集中分布在超压顶面附近(超压顶界面300～-100 m)的有利石油聚集区内[6-7]．本文以准噶尔盆地腹部超压顶面附近油藏为研究对象，从石油地球化学的角度研究超压顶面附近油藏石油地球化学特征和石油分布特征，可为研究该区及类似强超压生烃型盆地超压顶面附近石油成藏规律，预测勘探目标区提供借鉴．

1 区域地质特征

准噶尔盆地位于新疆北部，夹于北天山、扎伊尔山、青格里底山和克拉美丽山之间，大致呈三角形，面积约为1.36×105km2，为一大型叠合含石油气盆地．本研究所指的准噶尔盆地腹部，包括中央坳陷的昌吉凹陷、盆1井西凹陷和东道海子北凹陷(图1)，普遍发育深层超压系统[1](图2)，砂岩中实测超压揭示深度一般在4 470～6 160 m，超压砂岩段主要为侏罗系，剩余压力约为11～57 MPa，压力系数为1.24～2.07，实测超压砂岩样品物性多为低-特低孔渗；在超压带，钻井泥浆密度明显增加，泥页岩和砂岩共同具有相对正常趋势的异常高声波时差、低电阻率和低地震层速度的响应特征[7]．区域上腹部各地区超压层分布的深度不同(图2)，位于腹部南端的J1井区超压地层为白垩系底部(>6 000 m)，往北永进地区(>5 800 m)、征沙村地区为K/J不整合面上下(>4 800 m)，再往北莫西庄地区(>4 400 m)和PC2井区(>4 400 m)、往西北CH1井区(>4 900 m)、往西D1井区(>4 800 m)揭示的超压地层为中下侏罗统，最北的沙窝地地区为侏罗系底部甚至三叠系顶部．腹部大部分地区超压分布在侏罗系，只有腹部南端深凹区和北端沙窝地地区揭示的超压层位分别为白垩系底部和三叠系顶部．腹部地温随埋深增加而渐增，绝大多数在地温梯度2.0×10-2～2.4×10-2℃/m之间变化，平均地温梯度为2.2×10-2℃/m，平均地表温度为10 ℃(图2)．

超压系统可能主要与晚期侏罗煤系源岩层生烃作用、厚层泥岩及成岩致密封闭层有关[6-10]．各含油层主要分布于超压顶面之上6～408 m的压力过渡带或静水压力带，占75%，其次在异常超压顶面下部的-12～-81 m，占25%[4-5]．

图1 准噶尔盆地腹部研究区位置Fig.1 Study area location in central Junggar Basin

图2 准噶尔盆地腹部不同区域实测压力、压力系数、温度与深度关系Fig.2 The relationship of measured pressure, pressure factor, temperature and depth in central Junggar Basin

2 超压顶面附近原油地化特征与油源对比

2.1 烃源岩的分布特征及主要油源对比标志

研究区自石炭系至古近系均有烃源岩分布，其中二叠系为主要烃源岩，其次为侏罗系，石炭系、三叠系、白垩系和古近系仅局部分布．盆1井西凹陷主要烃源岩分布在下二叠统风城组、中二叠统下乌尔禾组、中下侏罗统煤系地层，以及下二叠统佳木河组[13-20]；东道海子北凹陷主要烃源岩为中下侏罗统煤系地层；昌吉凹陷西段主要烃源岩分布在中二叠统下乌尔禾组、中下侏罗统煤系地层，以及下二叠统风城组；昌吉凹陷东段主要烃源岩为中下侏罗统煤系地层和湖相暗色泥岩[10,13]．

二叠系3套烃源岩共同的典型地球化学特征是相对富集轻碳同位素(其生成的原油δ13C小于-3%)；饱和烃中普遍含有β-胡萝卜烷，姥姣烷和植烷物质的量比n(Pr)/n(Ph)<2.0，一般在1.0左右；萜烷中三环萜烷和伽马蜡烷含量较高，不含18α(H)-22, 29, 30降霍烷(Ts)或Ts含量很低；甾烷中孕甾烷和升孕甾烷丰度较高[6]．不同之处主要体现在ααα20RC27(5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20R))、ααα20RC28(24-甲基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20R))和ααα20RC29(24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20R))甾烷的分布型式上，佳木河组呈“√”型分布，风城组呈上升型分布、下乌尔禾组呈反“L”型分布；佳木河组和风城组相较下乌尔禾组，稳定碳同位素更轻、β-胡萝卜烷含量更高、n(Pr)/n(Ph)更低、伽马蜡烷指数更大；C20三环萜烷(13β(H),14α(H)-C20三环萜烷)、C21三环萜烷(13β(H),14α(H)-C21三环萜烷)和C23三环萜烷(13β(H),14α(H)-C23三环萜烷)丰度分布特征上，佳木河组一般呈下降型分布，风城组一般呈上升型分布，而下乌尔禾组一般表现为山峰型分布．综合这些特征可以有效区分源自二叠系3套源岩的原油分．

侏罗系与二叠系源岩地化特征差异明显[6]，其碳同位素值高，不含胡萝卜烷，n(Pr)/n(Ph)一般大于3.0，萜烷中三环萜烷和伽马蜡烷含量很低，甾烷中孕甾烷和升孕甾烷丰度较低，ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29甾烷一般呈“V”型分布．

2.2 原油地化特征及油源对比

本研究取样分析了准噶尔盆地腹部超压顶面附近各区域原油及油砂样品30个，样品的基本信息和超压面上的分布位置见表1和图3．其中盆1井凹陷北部沙窝地地区原油样品3个，盆1井西凹陷东南部莫西庄地区原油样品2个；昌吉凹陷西段征沙村地区原油样品4个，永进地区原油样品14个，油砂样品2个；东道海子北凹陷CH1井区原油样品1个；昌吉凹陷东段原油样品4个．所取样品主要分布在超压顶面上下150m范围内(22个样品，占73%)；另有8个样品距离超压顶面较远(大于300m)，其中超压仓内5个、超压顶面之上3个．

系统开展了族组分、全油及组分碳同位素、饱和烃气相色谱、饱和烃气相色谱-质谱、芳烃气相色谱-质谱等分析测试．

表1 准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油及油砂样品信息及油源判断

1)表示位于超压顶面上；2)表示位于超压仓内

图3 准噶尔盆地腹部原油及油砂样品在超压顶面上下位置分布Fig.3 The vertical location of the crude oil and oil-sand samples near the top overpressured surface in central Junggar Basin

准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油主要来自二叠系湖相源岩、侏罗系煤系源岩的原油以及二者的混源油．各构造单元超压顶面上下石油来源有较明显区别．从全油及族组分碳同位素可以很明显的分为两类(图4)，一类碳同位素值小于-2.85%，主要源自二叠系风城组和下乌尔禾组的原油，原油母质中水生生物所占比重较大，包括盆1井凹陷沙窝地地区、莫西庄地区和昌吉凹陷西段的征沙村地区和永进地区；另一类同位素值大于-2.85%，主要源自侏罗煤系源岩的原油，原油母质中源于高等植物比例相对较大，包括昌吉凹陷西段永进地区、东道海子北凹陷的CH1井和昌吉凹陷东段的D1井区．

另外，研究还发现源自下二叠统风城组原油仅出现于盆1井西凹陷，位于超压顶面之上；中二叠统下乌尔禾组来源的原油或油砂在盆1井西凹陷和昌吉凹陷西段征沙村地区一般出现在超压顶面之下，而在昌吉凹陷西段的永进地区则在超压顶面上下均出现；侏罗系来源的原油在永进地区出现在超压仓内，而在东道海子北凹陷的CH1井和昌吉凹陷东段的D字号井在超压仓内外均出现．

图4 准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油及油砂碳同位素分布Fig.4 Carbon isotope distribution of crude oil and oil-sand samples near the top overpressured surface in central Junggar Basin

甾萜类化合物广泛分布于生物体中，是最为重要的生物标志化合物，表3列出了主要的生标参数．其中，Tm为17α(H)-22,29,30 三降藿烷；C29ββ为24-乙基-5α(H),14β(H),17β(H)-胆甾烷(20S)，C29αα为(24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20S)，n(C29ββ)/[n(C29αα)+n(C29ββ)]记作R；αββC29S为24-乙基-5α(H),14β(H),17β(H)-胆甾烷(20S)，αββC29R为24-乙基-5α(H),14β(H),17β(H)-胆甾烷(20R)，n(αββC29S)/[n(αββC29S)+n(αββC29R)]记作S；αααC27R为5α(H),14β(H),17β(H)-胆甾烷(20R)，αααC29R为24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20R)，n(αααC27R)/n(αααC29R)记作T；C29Ts为18α,21β(H)-30降新藿烷，C29H为17α,21β(H)-30降藿烷，n(C29Ts)/n(C29H)记作U；αααC29S为24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20S)，αααC29R为24-乙基-5α(H),14α(H),17α(H)-胆甾烷(20R)，n(αααC29S)/ [n(αααC29S)+n(αααC29R)]记作V． MPI1=1.5[n(2-MP)+n(3-MP)]/[n(P)+n(1-MP)+n(9-MP)]， 其中，P为菲；1-，2-，3-，9-MP分别为1-，2-，3-，9-甲基菲．Ro为镜质体发射率，单位为%，Ro=0.55MPI1+0.44<1.35%． 根据文献[21]，Ro1=2.27-0.5MPI1≥1.35%；根据文献[22]， Ro2=0.14K+0.57，其中K=n(4,6-DMDBT)/n(1,4-DMDBT)，这里，4,6-DMDBT为4,6-二甲基二苯并噻吩，1,4-DMDBT为1,4-二甲基二苯并噻吩； Ro3=V+0.3．

表2 腹部超压顶面附近原油、油砂样品族组分、碳同位素及主要饱和烃色谱参数表

1)表示侏罗系油源判识标志参数

萜烷中倍半萜与三环二萜一般源于陆源植物，而长链三环萜烷则是菌藻类成因；低相对分子质量甾烷可能直接源于动物体中的性激素和胆汁酸．长链三环萜烷占质荷比(m/z=191)的比例和低相对分子质量甾烷占质荷比(m/z=217)的比例呈较好的正相关关系，如图5(a)，可以较好的区分侏罗系与二叠系来源的原油，其中长链三环萜烷的含量区分度更好，侏罗煤系源岩的长链三环萜烷质量分数一般低于25%，CH1井原油、D1井区原油及永进地区的3个原油或油砂样品均源于或主要源于侏罗系源岩，盆1井西凹陷莫西庄地区、沙窝地地区及昌吉凹陷西段征沙村地区原油样品全部来自二叠系烃源岩，昌吉凹陷西段永进地区原油及1块油砂样品大多数源于二叠系烃源岩；而低相对分子质量甾烷含量的区分度较差，只能将个别样品区分开来．

图5 准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油或油砂样品指示有机质类型及成熟度的主要萜-甾烷参数Fig.5 The organic type and maturity information from terpane and sterane parameters of the crude oil and oil-sand samples near the top overpressured surface in central Junggar Basin

甾烷的母质主要源于藻类和高等植物．原油饱和烃馏分的甾烷组成中，规则甾烷占绝对优势，多数大于90%．根据规则甾烷相对的比例，可用于有机质的生源分析，C27甾烷源于藻类有机体，C28甾烷主要与硅藻有关，C29甾烷的来源既可以是藻类又可以是高等植物．多数样品规则甾烷中αααR构型的甾烷以C29最高为特征，如表3和图5；在ααα20RC27—ααα20RC29甾烷分布三角图中，测点分布在Ⅰ(陆生植物)、Ⅳ(混合来源)和Ⅴ(陆生植物为主)3个区，且以分布在Ⅳ区和Ⅴ区为主，如图5(b)，即以陆生植物为主，混合来源为主体；侏罗系来源的绝大多数原油烃源岩样品中C27甾烷—C29甾烷丰度呈“V”字型分布，即n(C27)>n(C28)n(C28)

随着成熟度增加，C295α14α17α-甾烷异构化作用使V从低值渐渐上升到平衡值0.5～0.55，同时，C29甾烷R值从0到平衡值0.6．从所分析的原油或油砂看，C295α14α17α-甾烷V值为0.44～0.59，C29甾烷R值为0.40～0.65，都已处于成熟阶段，如图5(c)．总体上，本区原油处于成熟阶段，虽然V值不高，没有达到平衡值0.60，但该地区的R值却较高，大多大于0.5，最高达到0.65，这可能与ββ构型的甾烷异构体在运移过程中相对富集有关，也表明原油经过一定距离的运移．V值与S值呈现较好的相关性，几个侏罗系来源的样品处于低熟接近于成熟阶段，而二叠系的原油样品绝大多数处于成熟阶段，如图5(d)．

原油萜烷主要由倍半萜烷与三环二萜烷、长链三环萜烷和藿烷组成，三者占95%以上．各样品中三环二萜烷的含量丰度有较明显的差别，二叠系来源的原油或油砂样品中三环萜烷含量丰度较高，n(三环萜烷)/n(17α-C30藿烷)值为0.5～1.6，而侏罗系来源的原油或油砂样品中三环萜烷含量较低，n(三环萜烷)/n(17α,21β-C30)值为0.02～0.50，可以有效地区别两类不同来源的样品．另外，C20、C21和C23三环萜烷丰度分布特征上，不同来源的样品分布特征差别明显．风城组原油呈上升型分布，如SH1井最浅层的样品、ZH101井和ZH103井的样品；大多数样品表现为山峰型分布特征，即源于下乌尔禾组的原油样品；而来自侏罗系的原油样品和烃源岩样品在三环萜烷含量丰度低的背景下呈“V”型、水平型和下降型多样分布形式，但总体上C20的相对丰度较高，一般占3种化合物总和的40%，明显有别于二叠系来源的样品．

伽马蜡烷指数是另一个能有效区分两类不同来源原油的参数．伽马蜡烷含量高低常常与沉积水体的盐度有关，高盐度强还原环境下，伽马蜡烷常常较为丰富．从图5(e)可发现，Ⅰ区和Ⅲ区原油的伽马蜡烷指数相对较高，Ⅱ区和Ⅳ区相对较低，其数值未超过0.10，Ⅰ区和Ⅲ区原油的生油母质形成于半深湖-深湖相的还原环境，而Ⅱ区和Ⅳ区原油母质则形成于滨湖-沼泽相的弱氧化环境，源自侏罗系的原油和烃源岩伽马蜡烷指数较低，大多在0.10附近，个别达到0.22，而二叠系来源的原油基本上都在0.2以上，最高可以达0.81，这与n(Pr)/n(Ph)所反映的沉积环境相一致．

n(C29Ts)/n(C29H)与n(Ts)/n(Tm)间具有良好的相关性，图5(f)；但n(Ts)/n(Tm)与甾烷成熟度参数V之间的相关性较差(表3)．用n(Ts)/n(Tm)虽可反映原油的成熟度，但n(Ts)/n(Tm)除受热成熟作用外，还有运移及矿物基质的影响．且还可能与母源性质有关．

3 各区域超压顶面附近原油分布特征

3.1 盆1井西凹陷超压顶面附近石油的纵向分布

盆1井西凹陷北部沙窝地地区，超压顶面之上的三工河组砂岩中主要为源自下二叠统风城组和佳木河组烃源岩的原油，超压仓内的八道湾组及三叠系砂岩中主要为源自中二叠统下乌尔禾组烃源岩的原油；盆1井西凹陷南部莫西庄地区，超压顶面之上相对靠上的三工河组砂岩中主要为下二叠统风城组原油，靠近超压顶面的则主要为中二叠统下乌尔禾组原油，推测超压顶面之下基本上是中二叠统下乌尔禾组原油．

沙窝地地区超压顶面附近石油的纵向分布：SH1井浅层静水压力系统内，三工河组 3 621.20～3 632.90m段，主要分布下二叠统佳木河组原油，表现为较高含量的三环萜烷呈下降型分布，ααα20R甾烷呈“V”型分布；往下静水压力系统内，三工河组 3 633.50～3 674.15m段，主要分布下二叠统风城组原油，混有部分中二叠统下乌尔禾组原油；再往下，进入一个小的超压仓内，八道湾组 3 895.94～4 007.77m段，主要为中二叠统下乌尔禾组原油，混有部分下二叠统风城组原油；最下面的百口泉组5 450.00～5 457.80m段原油，为中二叠统下乌尔禾组原油．总体上，沙窝地地区原油纵向分布表现为：静水压力系统内，从浅到深，依次分布佳木河组、风城组和下乌尔禾组原油，即越是老的源岩来源的原油分布越靠上；超压系统内，主要为下乌尔禾组原油．SH1井北部的SH2井，三工河组 3 378.60～3 433.95m段，静水压力系统内，为下乌尔禾组原油．

莫西庄地区超压顶面附近石油的纵向分布：ZH1井浅层静水压力系统内(图6)，三工河组4 331.38～4 384.5m段，纵向上原油分布较为复杂，下二叠统风城组原油和中二叠统下乌尔禾组原油交替出现，但整体上，相对靠近超压顶面处(4 450m)，下乌尔禾组原油出现的频率相对更高，相对远离超压顶面的位置，两种来源的原油交替出现．但从临近ZH1井的ZH101井、ZH102井 和ZH103井(4口井的层位深度非常接近)相对远离超压顶面位置的石油分布来看，风城组原油出现的频率相当高．由此推断莫西庄地区静水压力系统内，风城组原油分布更靠上，下乌尔禾组原油靠下，靠近超压顶面．虽然本次未取到本区超压仓内的原油数据，但根据邻区马桥凸起和莫北凸起已发表的研究成果，超压仓内主要为下乌尔禾组原油，推测本区超压仓内下乌尔禾组原油出现的频率应该更高．

图6 准噶尔盆地腹部盆1井西凹陷莫西庄地区ZH1等井主要石油地化参数纵向变化Fig.6 The main geochemistry parameters of the crude oil and oil-sand samples of ZH1 and other wells nearby in Moxizhuang area in central Junggar Basin

3.2 昌吉凹陷西段超压顶面附近石油的纵向分布

昌吉凹陷西段北部的征沙村地区，石油分布在超压顶面之下，为中二叠统下乌尔禾组原油，可能混有部分侏罗煤系原油．昌吉凹陷西段永进地区，超压顶面之上下白垩统和头屯河组砂岩中主要为中二叠统下乌尔禾组原油，超压顶面之下的头屯河组以下地层主要为中二叠统下乌尔禾组原油和侏罗煤系原油以及二者的混源油，其中中二叠统下乌尔禾组原油一般经历了较强烈的生物降解，而侏罗煤系则没有．

征沙村地区超压顶面附近石油的纵向分布：原油主要分布在超压仓内，头屯河组—八道湾组位于4 788.00～5 088.90m段，原油较为单一，均为典型的三环萜烷含量丰富(三环萜烷和C30藿烷质量比大于1.0)且呈“山峰型”分布、ααα20R甾烷呈“上升型”分布、伽马蜡烷指数较高(>0.20)的下乌尔禾组原油，原油的成熟度较高，V值介于0.44～0.57，R值介于0.47～0.60．

永进地区石油地化特征及纵向分布：昌吉凹陷西段南部永进地区，超压顶面之上分布的原油为典型的中二叠统下乌尔禾组源岩来源的原油：低m(Pr)/m(Ph)(<2.0)，高三环萜烷含量(n(三环萜烷)/n(C30藿烷)>0.6， 多数大于0.9)且三环萜烷呈“山峰型”分布，高伽马蜡烷指数(多大于0.30)，原油成熟度较高，V值介于0.42～0.59，R值介于0.44～0.61．超压顶面之下分布的原油则较为复杂，既有下乌尔禾组来源的原油，也有侏罗煤系来源的原油，还有两者的混源油．相较超压顶面之上分布的下乌尔禾组原油，超压顶面之下的原油具有相对更高的三环萜烷含量(n(三环萜烷)/n(C30藿烷)全部大于0.9，多数大于1.1)和相近的原油成熟度，V值介于0.43～0.56，R值介于0.50～0.57．超压顶面上下多数的中二叠统下乌尔禾组原油都经历了较强烈的生物降解，具有较高含量的25-降藿烷．而超压顶面之下的侏罗煤系来源的原油则没有遭受生物降解的痕迹，具有较高的n(Pr)/n(Ph)(>2.0)、低三环萜烷含量(n(三环萜烷)/n(C30藿烷)介于0.34～0.47)和低伽马蜡烷指数(0.08～0.22)，但相对北部盆1井西凹陷南部莫西庄地区的侏罗煤系来源的泥岩抽提物，永进的侏罗系原油具有更高的成熟度，V值介于0.39～0.57，R值介于0.40～0.65．

3.3 其他地区石油地化特征及纵向分布

东道海子北凹陷CH1井，超压顶面以下的原油(八道湾组)的地化特征与三工河组暗色泥岩的地化特征有很好的相似性， 高n(Pr)/n(Ph)(5.02∶4.59)、 低三环萜烷含量(n(三环萜烷/n(C30藿烷)=0.08∶0.03)和低伽马蜡烷指数(0.08∶0.08)，成熟度较高(V值为0.42∶0.42，R值介于0.60∶0.54)，刚刚进入成熟阶段．

昌吉凹陷东段D1井区，超压顶面上下的原油也具有典型的侏罗煤系特征：高n(Pr)/n(Ph)(2.65～3.28)、低三环萜烷含量(n(三环萜烷/n(C30藿烷为0.05～0.39)和低伽马蜡烷指数(0.05～0.10)，比CH1井具有相对更高的成熟度，V值为0.44～0.58，R值介于0.50～0.59．

3.4 超压与油气分布关系讨论

综合研究区超压演化特征、超压顶面附近油气地化特征及油气分布特征和源岩热演化史的分析[9-10]，准噶尔盆地腹部油气经历了早晚两期油气成藏，晚期经历了两次大的油气充注(分别为晚A期和晚B期)．早期(J2-K1)，盆1井西凹陷来源于佳木河组和风城组烃源岩的原油聚集于八道湾组及以下有利圈闭，保存较好，下乌尔禾组开始排烃；昌吉凹陷西段聚集于中上侏罗统较高部位储层中、源于风城组烃源岩的原油遭到破坏，稍后源于下乌尔禾组烃源岩的原油充注，也遭到了中等程度生物降解．晚A期(K2-E)，盆1井西凹陷八道湾组及以下来源于佳木河组和风城组烃源岩的油藏向上部层位调整成藏，而源于下乌尔禾组烃源岩的原油聚集于八道湾组及以下有利圈闭；昌吉凹陷西段源于下乌尔禾组烃源岩的原油继续充注，向上和向北运移，侏罗煤系开始排烃生气，超压逐渐发育．晚B期(N-Q)，盆1井西凹陷中侏罗煤系生成天然气，超压逐渐发育，原有油藏进一步向上部层位及向北调整；昌吉凹陷西段，超压仓内源于下乌尔禾组烃源岩的原油在超压驱动下向上和向北运移，征沙村地区充注成藏，侏罗煤系继续生烃，近源聚集成藏；东道海子北凹陷和昌吉凹陷东段侏罗煤系开始排烃生气，超压逐渐发育，近源或超压驱动远源聚集油气．

4 结 论

1)超压顶面附近二叠系与侏罗系来源的石油特点不同，其中原油碳同位素值、n(Pr)/n(Ph)值、三环萜烷含量丰度及分布型式、规则甾烷分布型式、伽马蜡烷指数、是否含有胡萝卜烷和三芳甾烷等是有效的区分指标；多种成熟度参数显示Ro值多介于0.7%～1.0%．

2)各构造单元超压顶面附近石油分布特点不同．盆1井西凹陷超压顶面之上主要为二叠系原油，超压仓内基本是来源于中二叠统下乌尔禾组烃源岩的原油；昌吉凹陷西段北部的征沙村地区，石油分布在超压顶面之下，主要为源自中二叠统下乌尔禾组烃源岩的原油；昌吉凹陷西段永进地区，超压顶面之上主要为源自中二叠统下乌尔禾组烃源岩的原油，超压顶面之下主要为源自中二叠统下乌尔禾组烃源岩的原油和源自侏罗煤系的原油以及两者的混源油；东道海子北凹陷CH1井和昌吉凹陷东段D1井区，石油主要集中在超压仓内，均为源自侏罗煤系的原油．

致谢：谨此感谢王芙蓉副教授对本文的支持和帮助！

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【中文责编：晨 兮；英文责编：天 澜】

2016-04-21；Revised：2017-04-07；Accepted：2017-05-20

Senior engineer Yang Zhi. E-mail: yangzhi2009@petrochina.com.cn

Oil geochemical characteristics near the top overpressured surface in central Junggar Basin

Yang Zhi1, He Sheng2, Zhang Yonggang3, and Xiao Qilin4

1) PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, P.R.China 2) Faculty of Earth Resources, China University of Geosciences, Wuhan 430074, Hubei Province, P.R.China 3) PetroChina Hangzhou Institute of Geology, Hangzhou 310023, Zhejiang Province, P.R.China 4) College of Earth Science, Yangtze University, Wuhan 430100, Hubei Province, P.R.China

Oil discoveries in central Junggar Basin are mostly concentrated within a limited area around the top overpressured surface. This paper focuses on geochemical characteristics and distribution of crude oil near the top overpressured surface. The outcomes mainly include: ① the Middle and Lower Permian lacustrine dark mudstones and the Jurassic coal measures are the major source rocks, with obvious different geochemical indicators; ② oil distribution characteristics and tectonic units of both above formation sources are different. In Pen 1 Jingxi Sag, crude oil comes from Middle and Lower Permian source rocks in the upper top overpressured surface, and the crude oil comes from Middle Permian source rocks in the overpressured compartment. In western Changji Sag, the majority crude oil comes from Middle Permian source rocks, but still contains some source-mixed oil. In Dongdaohaizibai Sag and Eastern Changji Sag, coal-derived oil accounts for the majority of oil in the overpressured compartment, the oil on this sites experienced two phases of capturing hydrocarbon, and two main hydrocarbons charging in the late phase. In general, this paper delivers a systematic analysis and summary of the geochemical characteristics and distribution rule around the top overpressured surface in central Junggar Basin.

geochemical characteristics; oil distribution; oil accumulation; top overpressured surface; central Junggar Basin; Jurassic

：Yang Zhi, He Sheng, Zhang Yonggang, et al. Oil geochemical characteristics near the top overpressured surface in central Junggar Basin[J]. Journal of Shenzhen University Science and Engineering, 2017, 34(4): 331-343.(in Chinese)

TE 122.1

A

10.3724/SP.J.1249.2017.04331

国家重点基础研究发展计划资助项目(2014CB239000)；国家油气重大专项资助项目(2016ZX05046)

杨 智(1980—)，男，中国石油勘探开发研究院高级工程师、博士. 研究方向：非常规油气地质、常规油气风险勘探.E-mail:yangzhi2009@petrochina.com.cn

Foundation：National Basic Research Program (2014CB239000); Oil and Gas National Science and Technology Major Project (2016 ZX05046)

引 文：杨 智，何 生，张勇刚，等. 准噶尔盆地腹部超压顶面附近原油地化特征[J]. 深圳大学学报理工版，2017，34(4)：331-343.