鄂尔多斯盆地安塞-富县地区延长组-延安组原油地球化学特征及油源对比

原油族组成、碳同位素、饱和烃气相色谱及萜烷、甾烷等生物标志化合物特征分析显示,鄂尔多斯盆地安塞-富县地区延长组-延安组原油地球化学特征相近,为低成熟-成熟原油。原油饱和烃含量在70%以上;碳同位素值偏轻,δ¹³C值一般小于-31‰;正构烷烃分布完整,呈单峰型,主峰碳为C₁₇-C₂₃。原油生物标志物特征是,五环萜烷含量高于三环萜烷,以C₃₀-藿烷、C₂₉-降藿烷为主,伽马蜡烷含量少;甾烷以C₂₇-胆甾烷、C₂₈-麦角甾烷及C₂₉-谷甾烷为主,规则甾烷呈不对称"V"字型分布,C₂₈-甾烷含量较低,C₂₇-甾烷与C₂₉-甾烷含量相近。原油和源岩的地球化学特征分析对比表明,长8-长4+5半深湖-深湖相腐泥-混合型泥岩是主要烃源岩。生物标志物特征显示原油具有一定的运移效应。     

塔中北坡SH9井区柯坪塔格组下段原油地球化学特征

塔中北坡SH9井区在柯坪塔格组下段首次发现了中—轻质黑油,具有低粘度、低含硫、低凝固点、高含蜡等特征。族组分中总烃含量、饱芳比均较大,碳同位素轻,小于-31‰。正构烷烃总体为单峰、前峰型分布,正构烷烃保存相对完整,但有轻微的“鼓包”（UCM峰）,具有轻微生物降解的特征;CPI值为1.04~1.05,Pr/Ph值为0.84~0.94,不具备奇偶优势,有明显的植烷优势。规则甾烷均呈“V”字形分布,C₂₈20R甾烷相对含量小于25%,C₂₉甾烷含量高于C₂₇甾烷,重排甾烷、升孕甾烷和孕甾烷的相对含量较高。三环萜烷系列的丰度高于藿烷系列,并在三环萜烷中表现为C₂₃三环萜烷的丰度优势,伽马蜡烷含量也较高。原油具有硫芴优势,三芳甲藻甾烷和甲藻甾烷欠发育;成熟度指标表征其为成熟油。认为该原油主要来源于中、上奥陶统烃源岩,中、下寒武统烃源岩贡献不明显。      

塔里木盆地寒武系源岩地化特征及与典型海相原油对比

对27件塔里木盆地台盆区寒武系烃源岩样品进行地球化学分析及油源对比表明,寒武系烃源岩具有低姥植比、C₂₁三环萜烷/C₂₃三环萜烷比值大于1、升藿烷含量低甚至不含、伽马蜡烷含量高、C₂₈规则甾烷相对含量高、C₂₇三芳甾烷相对含量高、三芳甲藻甾烷含量高及同位素偏重等特征。寒武系烃源岩与典型寒武系、奥陶系原油油岩对比分析表明,寒武系烃源岩与T904和TD2等典型寒武系原油具有良好的亲缘性,而与台盆区大量发现的奥陶系油藏原油并无相关性,从而否定了寒武系烃源岩作为台盆区海相原油主力烃源岩的可能性。此外,塔西北地区柯坪隆起肖尔布拉克、东二沟及苏盖特布拉克等剖面烃源岩样品在生源构成上与台盆区其余寒武系烃源岩有一定差异,其母源有机质可能与奥陶系原油母源有机质具有部分相同的菌藻类构成。     

塔里木盆地玉北地区奥陶系原油成因特征分析

玉北地区鹰山组原油为低凝固点、含硫、高蜡的中质油,饱和烃色谱正构烷烃分布完整,但色谱基线出现不同程度抬升,且原油非烃和沥青质碳同位素偏轻,族组分碳同位素发生倒转,表明该区原油经历了至少2期成藏过程,早期充注原油遭受生物降解作用后又与后期充注的高成熟原油相混合.地化分析主要表现为后期充注原油特征:弱植烷优势(Pr/Ph≤1.0),较高含量的伽马蜡烷(G/C₃₀藿烷为0.24~0.4)及C₃₅升藿烷/C₃₄升藿烷＞1.0的"翘尾巴式"特征,表明后期原油主要来源于还原—强还原生烃环境;正庚烷含量为46.47%~48.57%,C₂₃-三环萜烷优势,较高的三环萜烷/藿烷,指示其生油母质为菌藻类;较高的庚烷值及四甲基萘指数表明原油处于高成熟演化阶段,推测来源于寒武系烃源岩.      

川东北地区典型海、陆相原油地球化学特征及来源

基于饱和烃和芳烃组分的GC/MS和GC/MS/MS分析,揭示了川东北天然气勘探区探井及露头剖面中发现的典型海、陆相原油（油苗）的分子地球化学特征,并结合烃源岩分析资料探讨其来源。研究结果表明,大普光构造带的新清溪1井和元坝构造带的元坝9井中侏罗统千佛崖组原油饱和烃呈姥鲛烷优势（Pr/Ph>1.5）;三环萜烷很少,ETR值低于1.2;芳烃中芴系列含量高;经与相关烃源岩干酪根碳同位素组成的对比,确认两者油源均来自本层位湖相烃源岩。但这两井原油的重排藿烷类化合物丰度相差悬殊,表征两者油源岩性质有所不同。大普光构造带的川岳84井二叠系原油Pr/Ph值（0.82）较低,三环萜烷丰富,含有C₂₆降胆甾烷,油-岩对比认为来源于上二叠统龙潭组海相烃源岩。江油二郎庙飞仙关组、长兴组油苗呈显著的C₂₉甾烷优势,24-异丙基-/24-正丙基-胆甾烷比值较高（1.1）,C₃₀甲基甾烷中以3β-、2α-甲基甾烷为主,C₂₆甾烷中27-降胆甾烷占优势,芳烃中缺少三芳甲藻甾烷,且全油碳同位素很轻（-34.1‰～-34.6‰）,表明源于寒武系-震旦系烃源岩。     

塔里木盆地巴楚隆起盐下白云岩中油气来源

勘探研究表明，塔里木盆地巴楚隆起不发育下寒武统主力烃源岩，但该区MB1井在下寒武统见较好油气显示。为了明确MB1井的油源、评价巴楚隆起的勘探潜力，对MB1井下寒武统吾松格尔组油气显示段岩心抽提物进行了地球化学分析，进一步开展了油—油、油—源对比等研究，揭示了油气物质的成因特征与来源。结果表明，抽提物具有典型的塔里木盆地海相原油的地球化学特征，即饱和烃色谱图为单峰前峰型，正构烷烃系列保存完整，谱图基线平整、未见明显的“鼓包”，Pr/Ph比值为0.89，三环萜烷系列的相对丰度高于藿烷系列，C₂₇-C₂₈-C₂₉ααα20R规则甾烷具有明显的“V”字型分布特征，原油碳同位素值为-30.8‰，三芴系列化合物表现为明显的硫芴优势，指示其来源于强还原沉积环境的腐泥型生烃母质，处于高成熟演化阶段。MB1井下寒武统油显示与玉北1条带奥陶系原油同源，均来自于下寒武统烃源岩，推测巴楚隆起MB1井下寒武统油气来自周边下寒武统烃源岩或古油藏，从而提升了该区寒武系的勘探潜力。      

塔中北斜坡西部原油类型及主力油源层

塔中北斜坡西部原油分为两类:Ⅰ类原油以相对低的三环萜烷/藿烷、孕凿烷/规则甾烷、重排甾烷/规则甾烷比值和高的Ts/Tm,C₃₀/C₃₁藿烷,C₂₈/C₂₉规则笛烷为特征;Ⅱ类原油与Ⅰ类原油的生物标志物特征相反.这表明北斜坡西部至少存在两个油源.油、源岩对比结果表明,Ⅰ类原油主要来源于寒武系烃源岩,Ⅱ类原油来源于中上奥陶统泥灰岩.     

轮南、塔河油田稠油油源对比

运用GC,GC-MS,GC-MS-MS、配比实验、沥青质钌离子催化氧化技术,研究了塔里木盆地轮南、塔河稠油油源。轮南、塔河油田稠油中含有25降藿烷,但正构烷烃分布完整,色谱基线呈不同程度抬升,油藏经历了两期成藏过程。稠油具有三环萜烷含量高、C₂₄四环萜烷含量低、伽马蜡烷含量低、C₂₈甾烷含量低、甲藻甾烷及三芳甲藻甾烷含量低、4甲基24乙基胆甾烷及其芳构化甾烷含量低、24降甾烷含量低的特点。油源对比表明轮南、塔河稠油来源中、上奥陶统烃源岩。配比实验表明,原油中若混入了25%寒武系生源的TD2井原油,混源油也会呈现寒武系生源的特点,表明寒武系烃源岩生成的原油并未大规模混入到轮南、塔河油藏中。轮南、塔河稠油沥青质钌离子氧化降解产物在一元酸及甾烷酸、4甲基甾烷酸的分布与TD2井稠油明显不同,进一步证明中、上奥陶统烃源岩可能为轮南、塔河稠油的主力源岩。     

准噶尔盆地南缘油气生成与分布规律——典型类型原油油源对比

准噶尔盆地南缘地区背斜众多,油气分布广泛,油气性质多样。该地区存在5套有效烃源岩,油-源关系十分复杂,长期以来对原油来源存在很大争议。系统采集了南缘地区5套烃源岩及不同构造原油样品,对烃源岩抽提物与原油碳同位素组成、正构烷烃及类异戊二烯烷烃分子碳同位素组成、生物标志物组成特征等进行了全面的对比分析。结果表明,南缘地区4种典型类型原油分别来源于不同时代的烃源岩:1第1类原油碳同位素组成轻,正构烷烃分子碳同位素分布比较平缓,含有较丰富的β-胡萝卜烷,甾烷以C₂₈、C₂₉规则甾烷为主,来源于二叠系烃源岩;2第2类原油碳同位素组成重,正构烷烃分子碳同位素分布比较平缓,Pr/Ph比值高,甾烷以C₂₉规则甾烷和重排甾烷为主,三环萜烷以C₁₉为主,伽马蜡烷含量很低,来源于侏罗纪煤系烃源岩;3第3类原油碳同位素组成轻,正构烷烃分子碳同位素分布随碳数增高大幅下降,Pr/Ph比值小于1.0,C₂₇、C₂₈、C₂₉甾烷呈"V"型分布,异胆甾烷、重排甾烷、Ts、C₂₉Ts、C₃₀重排藿烷、伽马蜡烷含量高,来源于白垩系清水河组烃源岩;4第4类原油碳同位素组成重,正构烷烃分子碳同位素分布随碳数增高下降幅度大,C₂₇、C₂₈、C₂₉甾烷呈"V"型分布且以ααα-20R为主,甲藻甾烷尤为丰富,来源于古近系安集海河组烃源岩。目前在南缘地区尚未发现三叠系烃源岩生成的原油。     

准噶尔盆地中部原油地球化学特征

准噶尔盆地中部1区块和3区块原油地球化学特征相近,正构烷烃分布完整,呈单峰型,主峰碳为C₁₇～C₂₃,弱姥鲛烷优势(Pr/Ph为1.33～1.75)。生标特征:三环萜烷含量丰富,伽马蜡烷含量高,孕甾烷、升孕甾烷含量较高,规则甾烷呈“上升型”分布,ααα20RC₂₇相对含量高,β-胡萝卜烷和γ-胡萝卜烷含量高。碳同位素值偏轻(一般小于-29‰),生源构成可能以低等水生生物和菌藻类为主,母源形成环境为湖相还原环境。原油主要源自二叠系源岩。中部2区块和4区块原油地球化学特征相近,正构烷烃分布完整,呈单峰型,主峰碳为C₁₃和C₁₉,明显姥鲛烷优势(Pr/Ph为5.62～7.24)。生标特征:三环萜烷含量很低,伽马蜡烷含量较低或缺乏,孕甾烷、升孕甾烷含量低,C₂₉甾烷含量很高,规则甾烷呈“反L型”分布,不含β-胡萝卜烷和γ-胡萝卜烷。碳同位素偏重(一般大于-27‰),生源构成可能以高等植物为主,母源形成环境为氧化环境。原油主要源自侏罗系煤系烃源岩。     

THE BIOMARKER HYDROCARBONS AND THE ORGANIC GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF FU-SHUN BITUMINOUS COAL

Biomarker hydrocarbons, such as C16-C31 n-alkanes, C19, C20, C22 isoprenoids, C14-C26 dicyclic and tricyclic terpanes, C27-C33 pentacyclic triterpanes, C27-C29 n-steranes, rearranged steranes and C19-norpregnane, have been identified as being present in Fu-shun Bituminous Coal by GC/MS. The carbon distribution of these biomarker hydrocarbons and the ratio of steranes and terpanes with different stereo-configuration show that although metamorphism of Fu-shun bituminous coal has progressed to higher rank coalification stage, it is still a relatively young bituminous coal. Moreover, it has amounts of resin and is a humus continental deposit formed by higher plants, which is consistent with the results obtained by routine coal analysis and coal petrography. This method of organic geochemical analysis provides significant information about coal genesis, coal maturation and its depositional environment.     

THE BIOMARKER HYDROCARBONS AND THE ORGANIC GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF FU-SHUN BITUMINOUS COAL

ABSTRACT

Biomarker hydrocarbons, such as C16-C31 n-alkanes, C19, C20, C22 isoprenoids, C14-C26 dicyclic and tricyclic terpanes, C27-C33 pentacyclic triterpanes, C27-C29 n-steranes, rearranged steranes and C19-norpregnane, have been identified as being present in Fu-shun Bituminous Coal by GC/MS. The carbon distribution of these biomarker hydrocarbons and the ratio of steranes and terpanes with different stereo-configuration show that although metamorphism of Fu-shun bituminous coal has progressed to higher rank coalification stage, it is still a relatively young bituminous coal. Moreover, it has amounts of resin and is a humus continental deposit formed by higher plants, which is consistent with the results obtained by routine coal analysis and coal petrography. This method of organic geochemical analysis provides significant information about coal genesis, coal maturation and its depositional environment.     

松辽盆地南部梨树断陷天然气轻烃地球化学研究

对松辽盆地南部梨树断陷八屋、孤家子、后五家户、皮家等油气田天然气样品的C₆-C₇轻烃化合物首次开展了系统的地球化学对比研究,结合天然气碳同位素组成特征,认为研究区天然气样品普遍贫芳香烃,绝大多数样品C₆-C₇饱和烃具链烷烃优势,尤以正构烷烃含量最高,环烷烃含量相对较低,表明该区天然气的母质类型主要为腐泥型;研究区Mango轻烃稳态动力学常数K₁基本保持恒定,来自湖相烃源岩的C₇轻烃中三环优势(3PR)大于五环优势(5PR)和六环优势(6PR),与Mango的结论一致。庚烷值、异庚烷值多较高,寓示该区天然气主要为高熟-过熟的裂解气,与该区天然气甲烷碳同位素组成普遍偏重相吻合。     

渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷沙河街组原油地球化学特征及油源对比

惠民凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷中的一个富油气单元。系统研究惠民凹陷临南洼陷20个原油样品和4个烃源岩样品地球化学特征,分析其成熟度、沉积环境和有机质来源,利用烃源岩和原油生物标志化合物参数建立油-岩关系,筛选有效参数运用交会图和聚类统计划分原油类型和进行油源对比。研究区原油已进入成熟阶段,生油母质的沉积环境为弱氧化-弱还原的湖沼相-淡水湖相,具有陆相湖盆混合型母质特征。总体上,研究区原油有较高的饱和烃含量和较低的胶质及沥青质含量,正构烷烃为"平台式"双峰形态分布,伽马蜡烷含量较低,4-甲基甾烷含量较高。研究区内不同地区原油的地球化学特征存在一定差别,可按地区分为南带和北带。相比南带的原油,北带原油样品中4-甲基甾烷/C₂₉R、Ts/Tm比值较低,而C₂₉降藿烷/C₂₉降新藿烷、1,2,7-/1,2,6-三甲基萘、菲/∑甲基菲较高。研究区沙四段烃源岩有机质类型为Ⅲ型,有机质丰度较低;沙三段烃源岩有机质以Ⅱ型为主,有机质丰度较高,其中,沙三下亚段和中亚段是临南洼陷的主力烃源岩。通过系统对比研究区原油和烃源岩的地球化学特征,认为临南洼陷沙三、沙四段原油来自沙三下、中亚段烃源岩。      

塔里木盆地塔西南坳陷柯东构造带甫沙4井原油来源及充注过程

甫沙4井位于塔里木盆地塔西南坳陷昆仑山前冲断带的柯东构造带上，北部和东部分别发育有柯克亚和柯东1井油气田。为研究甫沙4井原油来源与充注过程，对原油样品和连续抽提后的含油砂样各组分（游离态、束缚态、包裹体）进行GC、GC?MS和 GC?IRMS分析，与柯克亚凝析油气田油样进行油—油对比。结果表明：甫沙4井晚期充注原油组分具有C_29?32重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量高，C_27?29甾烷ααα 20R分布呈反“L”型，以及正构烷烃单体碳同位素值较低等特征，与柯克亚凝析油气田来源于二叠系普司格组（P_2?3p）烃源岩的主体原油（I类）地球化学特征一致。而早期充注的原油组分具有重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量较低，C_27?29甾烷ααα 20R分布呈“V”型，以及正构烷烃单体碳同位素值较高等特征，与柯克亚凝析油气田来源于中—下侏罗统湖相泥岩的II类原油地球化学特征一致。甫沙4井经历3个阶段成藏过程：①在上新世，二叠系烃源岩于生油晚期阶段生成的I类原油运移至柯克亚构造带或柯东构造带深部形成油藏；②在更新世早期，侏罗系烃源岩于生油早—中期生成的II类原油运移至甫沙4井白垩系储层；③在第四纪，强烈的构造作用使深部I类原油沿断裂调整进入甫沙4井白垩系储层。最终造成甫沙4井白垩系储层II类原油先充注，I类原油后充注的特殊现象。     

塔中北斜坡原油轻烃组成及地球化学特征

塔中北斜坡原油为低硫、低蜡的典型腐泥型母质来源的原油，其苯含量低，正己烷和环己烷含量较高，正庚烷含量高，二甲基环戊烷含量极低，说明藻类和细菌是主要的烃源。该斜坡原油的Mango轻烃参数K1值主要分布在1左右，平均值为1.11，除个别井（塔中24井）K1值偏离较大之外，基本上与Mango所做结论一致；K₂值普遍较低，平均值为0.21，为典型的海相油特征；原油庚烷值大于30%，异庚烷值也大于2.0，表明原油已处于高成熟阶段。     

塔中地区下奥陶统油气地球化学特征及成因

通过多种地球化学分析方法,对塔中地区下奥陶统油气地球化学特征与成因进行详细研究,结果表明,下奥陶统原油是以低分子量轻质馏分为主、生物标志物含量极低的高-过成熟原油,以芳烃中含有高-超高丰度的含硫芳烃-二苯并噻吩（DTBs）而显著不同于中上奥陶统等上部层系。依据单体烃碳同位素特征,结合烃类组成与分布,认为下奥陶统原油为来自寒武系-下奥陶统和中上奥陶统的混源油,前者的贡献总体高于后者。下奥陶统原油中较高丰度的硫醇化合物、丰富的四氢噻烷、高含量H2S（近10%）伴生气以及超高丰度的含硫芳烃的存在,表明其经历了硫酸盐热化学还原作用、热化学作用等复杂的油气成藏后作用,这些作用改造了油气藏中的烃类并对油气藏的保存可能产生重要的影响。     

未熟-成熟油混合后生物标志物参数的变化特征

为研究未 熟油与成熟油混合后生物标志化合物参数变化,选择苏北盆地的两个成熟度相差悬殊的油样按不同比例混合,并将混合油样进行族组分分离,对饱和烃进行了气相色谱和色谱-质谱分析。结果表明,混合样的指标与混合比例呈不同的变化规律,正烷烃和萜烷等参数与混合比大致呈线性变化,而甾烷等参数与混合比呈非线性变化。造成这一差别的原因主要是混合双方中的甾烷、萜烷、正烷烃等化合物质量分数存在的差异。通过计算证实,混合双方的化合物质量分数相差较大时,混合样中有关参数与混合比呈“非线性”变化并总是倾向于质量分数大的-.方,直到低质量分数一方混入比占绝对优势时才消失,此现象被称为流体混合中的“浓度-特征贡献比”分配原理。由此说明,混合比例的确定不能仅以指标为依据,而首先要弄清有关化合物的原始质量分数,那些仅根据甾烷成熟参数认定的“未熟油”,实际可能是以成熟油为主的混合油。     

克拉玛依石油污染土壤生物修复的初步研究

进行了克拉玛依石油污染土壤生物模拟修复实验,考察了最佳启动条件,分析了在生物修复过程中土壤理化性质、微生物学特性、石油烃组分的变化。实验结果表明,影响生物修复效果的主要因子为菌剂的投加量、水分含量以及鸡粪投加量;最佳启动条件为每1kg污染土壤菌剂投加量200mL,水分含量15%,鸡粪投加量120g,麦糠投加量50g,表面活性剂30mL,经75d修复后石油烃的降解率达到了56.31%;生物修复的不同阶段土壤理化性质和微生物学特性有较大变化,修复过程土壤脲酶、脱氢酶活性降低,过氧化氢酶活性升高。石油烃四组分分离和模拟蒸馏实验表明,微生物对石油烃中四组分的降解能力大小依次为饱和分,芳得分,胶质和沥青质;在生物修复过程中,微生物优先利用低碳数的正构烷烃,经过70d的降解,C₁₂~C₁₄含量低于检测限;正构烷烃色谱峰型发生较大变化,由左右对称变为“左缓右陡”;异构烷烃相对含量增加,色谱基线被明显抬高。     

黔北坳陷高演化烃源岩中正构烷烃单体烃碳同位素组成

借助于色谱-质谱和单体烃碳同位素分析技术,对黔北坳陷高演化海相烃源岩和黔南坳陷虎47井原油中各类生物标志物和正构烷烃的单体烃碳同位素组成进行了系统分析。不同层位烃源岩中常用的甾、萜烷的分布与组成呈现明显趋同现象,因而失去了其原有的地球化学意义和实用性。虎47井原油中三环萜烷系列和孕甾烷系列丰富,但C_27-35藿烷系列和C_27-29甾烷系列的丰度极低,显示生油窗晚期的产物特征。绝大多数烃源岩中nC_16-28正构烷烃系列呈现以nC₂₀或nC₂₁为低谷的前、后2个峰群的分布模式,但其单体烃碳同位素组成则十分接近,它们的δ13C值介于-28‰~-31‰之间,呈负偏态变化,即随碳数增加其δ13C值变小,且这一特征不受正构烷烃系列分布特征的影响,表明高演化烃源岩中特殊的正构烷烃系列分布模式是客观地球化学现象。虎47井原油中正构烷烃的单体烃碳同位素组成也呈负偏态变化,但其δ13C值较高演化烃源岩中的轻约3‰,这可能与有机质热演化过程中的碳同位素分馏效应有关。因此,在利用正构烷烃的单体烃碳同位素组成开展油源对比时,所用样品的成熟度应该匹配。