田德瑞，吳 奎，張如才，潘文靜，王 鑫

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

遼東灣坳陷是渤海灣盆地下遼河坳陷在海域的延伸部分，是一個NE走向的狹長構(gòu)造帶，共劃分為“三凹兩凸”5個次級構(gòu)造單元(圖1)，自西向東依次為遼西凹陷、遼西凸起、遼中凹陷、遼東凸起和遼東凹陷，各構(gòu)造單元呈NE-SW向平行展布[1]。遼東灣坳陷的油氣勘探始于20世紀(jì)60年代早期[2-4]，截止到目前，共發(fā)現(xiàn)三級石油地質(zhì)儲量超過14億噸，天然氣600多億方。隨著勘探程度不斷提高，遼西凸起上的大部分構(gòu)造圈閉均已鉆探，下一步的勘探方向需逐漸轉(zhuǎn)向斜坡帶和洼陷中心。

圖1 渤海灣盆地遼西凸起北段錦州20油田區(qū)域位置Fig.1 Regional location of the JZ20 oil field on the northern margin of Liaoxi Uplift,Bohai Bay Basin

近十年的油氣勘探證實(shí)，遼西凹陷和遼中凹陷是2個富生烴凹陷。錦州20油田位于遼西凸起北傾末端，緊鄰兩大富烴凹陷，具有雙洼供烴的優(yōu)勢。前人曾對遼東灣地區(qū)發(fā)育的烴源巖和主要油田的油源進(jìn)行了大量分析[5-6]，但針對錦州20油田原油的地球化學(xué)特征的研究較少，且針對該油田的油源問題缺乏系統(tǒng)的研究，極大地制約著該區(qū)下一步的油氣勘探進(jìn)程。本文通過對錦州20油田已鉆五口探井的原油地球化學(xué)特征分析，結(jié)合遼西凹陷和遼中凹陷沙河街組和東營組烴源巖的有機(jī)地球化學(xué)特征，分析了錦州20油田原油母質(zhì)的形成環(huán)境和成熟度，進(jìn)行油源對比，以期為遼西凸起北段及圍區(qū)斜坡帶的油氣勘探提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

錦州20油田位于渤海灣盆地遼東灣坳陷遼西凸起北傾末端，是一個復(fù)雜的斷塊型圈閉，構(gòu)造整體呈NE-SW走向。目前，錦州20油田已鉆探五口探井，主要鉆遇了古近系、新近系和第四系。古近系自下而上主要包括沙河街組三段、沙河街組二段、沙河街組一段、東營組三段、東營組二段下亞段、東營組二段上亞段和東營組一段。沙河街組三段主要為淺湖—半深湖相泥巖沉積，是遼東灣地區(qū)的主力烴源巖。沙河街組二段主要為扇三角洲相和湖相交互沉積，主要為砂巖夾泥巖和生屑灰?guī)r，是主要的儲集層。沙河街組一段以淺湖相泥巖沉積為主，是該區(qū)發(fā)育的一套非常重要的烴源巖。東營組三段主要為淺湖—半深湖相泥巖沉積，也是本區(qū)的一套重要烴源巖[7]?，F(xiàn)今，錦州20油田的原油主要分布在古近系沙河街組二段中，此外在東營組二段下亞段也有少量分布。本區(qū)東營組發(fā)育大套湖相超壓泥巖，分布廣且厚度大，為油氣的保存提供了較好的區(qū)域蓋層。

2 原油地球化學(xué)特征

2.1 原油物性

錦州20油田的原油主要儲層是沙河街組二段(以下簡稱沙二段)，其中JZ20-3a井在東營組二段下亞段(以下簡稱東二下亞段)中也有少量原油分布。分析顯示，原油密度為0.75～0.85 g/cm3、黏度為0.77～6.76 mPa·s，為輕質(zhì)油；原油含硫量為0.01%～0.06%，為低硫原油。

2.2 原油族組分

原油的族組成與母質(zhì)成因具有相關(guān)性[8-9]，不同類型烴源巖生成的原油具有不同的族組成。錦州20油田沙二段(Es2)原油具有飽和烴含量相對較高、非烴和瀝青質(zhì)的含量較低的特征(表1)。其中，JZ20-2a、JZ20-3a和JZ20-4a三口井飽和烴含量均大于70.0%，非烴和瀝青質(zhì)含量約為5.5%～11.97%；JZ20-1a飽和烴含量略低，為59.29%，芳烴含量19.76%，非烴和瀝青質(zhì)含量為18.81%。由原油族組成特征分析認(rèn)為，沙二段原油具有相似的母質(zhì)來源。

表1 遼西凸起錦州20油田原油族組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 1 Group composition data of crude oil in JZ20 oil field, Liaoxi Uplift

2.3 原油生物標(biāo)志化合物

2.3.1 鏈烷烴

根據(jù)錦州20油田原油中類異戊二烯烷烴之間的相對豐度分析顯示，姥鮫烷略占優(yōu)勢，植烷含量相對較低。姥鮫烷/植烷值(Pr/Ph)是判斷有機(jī)質(zhì)來源和沉積環(huán)境最常用的參數(shù)之一[10-14]，可應(yīng)用于油源對比研究。前人通過對渤海海域的研究認(rèn)為低Pr/Ph(小于1)指示缺氧環(huán)境，通常為高鹽度或者碳酸鹽巖沉積環(huán)境；高Pr/Ph(大于3)指示有陸源有機(jī)質(zhì)輸入的富氧環(huán)境，Pr/Ph介于1和3之間指示低氧環(huán)境[15-17]。錦州20油田原油Pr/Ph值介于1.0～1.5之間(表2)，姥鮫烷和植烷的分布差異較小，以姥鮫烷略占優(yōu)勢為特征，指示生油母質(zhì)形成于還原—弱還原的低氧沉積環(huán)境。原油中的Pr/nC17值和Ph/nC18值常用來研究生烴母質(zhì)類型、烴源巖沉積環(huán)境和原油成熟度[18-20]。Pr/nC17與Ph/nC18交會圖也反映出錦州20油田的原油母質(zhì)來源相似，均為混合型(圖2)。

錦州20油田原油的飽和烴色譜特征差異較小，均呈單峰正態(tài)分布，峰型完整，以C17-C23為主峰，說明有機(jī)質(zhì)母質(zhì)類型以低等水生生物為主，且原油未遭受明顯生物降解。正構(gòu)烷烴奇偶優(yōu)勢不明顯，CPI值在1.10～1.14，OEP值在1.08～1.09(表2)。

2.3.2 萜烷類化合物

錦州20油田沙二段原油伽馬蠟烷指數(shù)均較高，分布于0.32～0.46，而東二下亞段(Ed2下)原油伽馬蠟烷指數(shù)僅為0.11(表3)，說明形成沙二段和東二下亞段原油的有機(jī)質(zhì)沉積環(huán)境不同。大量的伽馬蠟烷常常指示烴源巖沉積時分層水體的存在[21]，一般為高鹽度分層水體的表征[15,22-26]。伽馬蠟烷指數(shù)的差異反映了生成沙二段原油的烴源巖形成于半咸水—咸水環(huán)境，而東二下亞段原油的烴源巖為淡水環(huán)境。此外，根據(jù)前人對遼東灣地區(qū)烴源巖的研究[5]，長鏈三環(huán)萜烷比值(ETR)在湖泊沉積環(huán)境中可以作為反映沉積介質(zhì)條件的有效指標(biāo)。沙二段原油ETR分布于0.37～0.55，平均為0.48，東二下亞段原油ETR較低(0.25)，反映沙二段原油的生烴母質(zhì)為半咸水—咸水環(huán)境；而東二下原油的生烴母質(zhì)為淡水環(huán)境，這與伽馬蠟烷指數(shù)所反映的烴源巖水體環(huán)境是一致的。

圖2 遼西凸起錦州20油田原油中Pr/nC17和Ph/nC18值相關(guān)圖

沙二段原油的Ts/Tm分布于1.24～1.72，平均為1.51，東二下亞段原油Ts/Tm為1.0(表3)，說明沙二段原油成熟度略高。沙二段原油C19/C23三環(huán)萜烷(C19TT/C23TT)和C24四環(huán)萜烷/C26三環(huán)萜烷(C24Tet/C26TT)含量總體較低，分別為0.09～0.20和0.35～0.45，而東二下亞段原油C19TT/C23TT和C24Tet/C26TT含量較高，分別為0.30和2.81(表3)，說明東二下亞段原油的生烴母質(zhì)具有相對較多的陸源有機(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)，兩者可能具有不同的物質(zhì)來源。

2.3.3 甾烷類化合物

前人研究證實(shí)，甾烷異構(gòu)化參數(shù)可以用來反映原油的成熟度[22,27-30]。黃第藩等[31]研究認(rèn)為，C2920S/(20S+20R)和C29ββ/(αα+ββ)在0.25以下為未熟油，0.25～0.4為低熟油，大于0.4為成熟油。

表2 遼西凸起錦州20油田原油全烴氣相色譜數(shù)據(jù)Table 2 Gas chromatography data of crude oil in JZ20 oil field, Liaoxi Uplift

表3 遼西凸起錦州20油田原油及遼東灣地區(qū)不同層位烴源巖地球化學(xué)參數(shù)Table 3 Geochemical parameters of crude oil in JZ20 oil field in Liaoxi Uplift and source rocks in different layers in the Liaodong Bay area

注：TT.三環(huán)萜烷；Tet.四環(huán)萜烷；Ga/C30H.伽馬蠟烷/αβC30霍烷；4-MSI.4-甲基甾烷/C29甾烷；ETR.長鏈三環(huán)萜烷比值。

錦州20油田原油C2920S/(20S+20R)為0.26～0.36，C29ββ/(αα+ββ)為0.35～0.39，均屬于低成熟原油(圖3)，且東二下亞段原油成熟度低于沙二段原油(表3)。

沙二段和東二下亞段原油規(guī)則甾烷差異不大，總體上以C27占優(yōu)勢為特征，C28和C29含量相對較少，其形態(tài)呈L形或不對稱V形分布，說明有機(jī)質(zhì)母源以浮游植物為主，同時存在高等植物的貢獻(xiàn)[32-33](表3，圖4)。

根據(jù)前人對渤海灣盆地的研究，4-甲基甾烷與渤海藻和副渤海藻等溝鞭藻類的勃發(fā)有關(guān)[12]。錦州20油田原油均含有一定數(shù)量的4-甲基甾烷，沙二段原油的4-甲基甾烷指數(shù)(0.23～0.39)略高于東二下亞段原油(0.20)，反映沙二段原油的原始沉積母質(zhì)具有相對較多的溝鞭藻類的貢獻(xiàn)(表3)。

圖3 遼西凸起錦州20油田原油中C29 20S/(20S+20R)甾烷與C29ββ/(αα+ββ) 甾烷值相關(guān)圖Fig.3 Correlation of C29 20S/(20S+20R) vs. C29ββ/(αα+ββ) ratios of crude oil in JZ20 oil field, Liaoxi Uplift

黃第藩等[31,34]曾利用C29甾烷研究油氣運(yùn)移現(xiàn)象，由于異膽甾烷(C29ββR)的運(yùn)移能力高于正常膽甾烷(C29ααR)，故隨著運(yùn)移效應(yīng)的增加，C29ββR/ααR比值會顯著增加。研究區(qū)錦州20油田原油的C29ααS/R和C29ββR/ααR分別為0.35～0.57和0.46～0.60(表3)，還遠(yuǎn)遠(yuǎn)未達(dá)到異構(gòu)化的終點(diǎn)(圖5)，沒有表現(xiàn)出明顯的運(yùn)移效應(yīng)，推測錦州20油田原油應(yīng)該來源于圍區(qū)附近烴源巖的貢獻(xiàn)。

3 油源分析

3.1 烴源巖地球化學(xué)特征

根據(jù)前人對遼東灣地區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣田的油氣來源分析表明，遼西凹陷主要發(fā)育沙三段和沙一段2套烴源巖，遼中凹陷發(fā)育沙三段、沙一段和東三段3套烴源巖[5-6,35-36]。

遼東灣地區(qū)3套烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度(TOC)、生烴潛力(S1+S2)和氫指數(shù)(IH)差異較大，體現(xiàn)了烴源巖時空分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性[37-38]。通過對遼東灣地區(qū)1 000多個烴源巖樣品熱解分析結(jié)果的統(tǒng)計(jì)可知(表4)，沙三段TOC平均為1.79%，最大可達(dá)8.88%，生烴潛力平均為8.52 mg/g；沙一段TOC平均為1.85%，最大可達(dá)5.62%，生烴潛力平均為9.90 mg/g；東三段TOC平均為1.53%，最大可達(dá)4.74%，生烴潛力平均為5.84 mg/g。沙三段和沙一段以好烴源巖為主，有機(jī)碳含量整體較高；東三段以中等—好烴源巖為主，有機(jī)碳含量較沙三段和沙一段略低(圖6)。

圖4 遼西凸起錦州20油田原油m/z191，m/z217和m/z245質(zhì)量色譜特征Fig.4 Mass chromatogram of m/z191, m/z217 and m/z245 of crude oil in JZ20 oil field, Liaoxi Uplift

圖5 遼西凸起錦州20油田原油中C29ααS/R甾烷與C29ββR/ααR甾烷值相關(guān)圖Fig.5 Correlation of C29ααS/R vs. C29ββR/ααR ratios of crude oil in JZ20 oil field, Liaoxi Uplift

已有研究表明[6,39]，遼東灣地區(qū)烴源巖干酪根總體以Ⅱ型為主，其中沙三段主要為Ⅱ型，少量Ⅰ型和Ⅲ型，沙一段以Ⅰ和Ⅱ型為主，東三段以Ⅱ和Ⅲ型為主。

表4 遼東灣地區(qū)烴源巖評價數(shù)據(jù)Table 4 Evaluation of source rocks in the Liaodong Bay area

注：數(shù)值分別為測量值范圍和平均值，括號內(nèi)為樣本個數(shù)。

圖6 遼東灣地區(qū)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度與生烴潛力的關(guān)系Fig.6 Relationship between organic carbon abundance and hydrocarbon potential of source rocks in the Liaodong Bay area

由于烴源巖母質(zhì)類型和沉積環(huán)境的不同，3套烴源巖具有各自不同的生物標(biāo)志物組合[5,39-40]。沙三段烴源巖總體表現(xiàn)為低—中等Pr/Ph，低—中等C19TT/C23TT和C24Tet/C26TT、低伽馬蠟烷指數(shù)和高4-甲基甾烷指數(shù)，指示陸源有機(jī)質(zhì)輸入較少、富溝鞭藻和弱氧化—弱還原的淡水沉積環(huán)境(圖7a)。沙一段烴源巖總體表現(xiàn)為低Pr/Ph，低C19TT/C23TT和 C24Tet/C26TT，高伽馬蠟烷指數(shù)和低—中等4-甲基甾烷指數(shù)，指示陸源有機(jī)質(zhì)輸入較少、低—中等溝鞭藻和還原的咸水沉積環(huán)境(圖7b)。東三段烴源巖總體表現(xiàn)為低—中等Pr/Ph，中等—高C19TT/C23TT和C24Tet/C26TT，低伽馬蠟烷指數(shù)和低4-甲基甾烷指數(shù)，指示陸源有機(jī)質(zhì)輸入較多、貧溝鞭藻和弱氧化—弱還原的淡水沉積環(huán)境(圖7c)。

3.2 油源對比

根據(jù)飽和烴和芳烴色譜質(zhì)譜分析結(jié)果，錦州20油田沙二段原油表現(xiàn)為低C19TT/C23TT、低—中等C24Tet/C26TT、中等伽馬蠟烷、中等—高4-甲基甾烷、中等C294-甲基-24-乙基三芳甾烷和中等—高C294,23,24三甲基三芳甾烷(表3，圖7)。從原油與烴源巖的生物標(biāo)志化合物參數(shù)對比(圖8)中可以看出，沙二段原油與遼西凹陷沙三段和沙一段烴源巖具有很好的相關(guān)性，而與遼中凹陷東三段烴源巖對比性較差。東二下亞段原油表現(xiàn)為中等C19TT/C23TT、高C24Tet/C26TT、低伽馬蠟烷、低—中等4-甲基甾烷、低C294-甲基-24-乙基三芳甾烷和中等—高C294,23,24三甲基三芳甾烷(表3，圖7)，具有遼西凹陷沙三段和遼中凹陷東三段烴源巖混合供烴的特征(圖8)。

圖7 遼東灣地區(qū)不同層位烴源巖m/z191、m/z217和m/z245質(zhì)量色譜特征Fig.7 Mass chromatogram of m/z191, m/z217 and m/z245 of source rocks in different layers in the Liaodong Bay area

圖8 遼西凸起錦州20油田原油與不同層位烴源巖生物標(biāo)志化合物參數(shù)相關(guān)圖Fig.8 Correlation of biomarker parameter between crude oils in JZ20 oil field and source rocks in different layers in the Liaoxi Uplift

4 結(jié)論

(1)錦州20油田原油屬于低硫、輕質(zhì)低成熟原油，未遭受明顯生物降解。

(2)生成原油的烴源巖主要形成于還原—弱還原條件下的微咸水—咸水環(huán)境，沙河街組原油母質(zhì)陸源有機(jī)質(zhì)輸入較少，東營組原油母質(zhì)陸源有機(jī)質(zhì)輸入較多。

(3)錦州20油田沙二段原油主要來源于遼西凹陷沙三段和沙一段烴源巖的貢獻(xiàn)。東二下亞段原油具有雙洼混源的特征，除來源于遼西凹陷沙三段烴源巖外，還有遼中凹陷東三段烴源巖的貢獻(xiàn)。

參考文獻(xiàn):

[1] 周心懷,劉震,李濰蓮.遼東灣斷陷油氣成藏機(jī)理[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009.

ZHOU Xinhuai,LIU Zhen,LI Weilian.Mechanisms of oil and gas accumulation in Liaodongwan sub-basin[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2009.

[2] 龔再升.中國近海大油氣田[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:396.

GONG Zaisheng.The major oil and gas fields of China offshore[M].Beijing:Petroleum Industry Press,1997:396.

[3] 龔再升,王國純,賀清.上第三系是渤中坳陷及其周圍油氣勘探的主要領(lǐng)域[J].中國海上油氣(地質(zhì)),2000,14(3):145-156.

GONG Zaisheng,WANG Guochun,HE Qing.The Neogene:A main realm of hydrocarbon exploration in Bozhong Sag and its surrounding areas[J].China Offshore Oil and Gas (Geology),2000,14(3):145-156.

[4] 龔再升.中國近海含油氣盆地新構(gòu)造運(yùn)動與油氣成藏[J].地球科學(xué)(中國地質(zhì)大學(xué)學(xué)報),2004,29(5):513-517.

GONG Zaisheng.Neotectonics and petroleum accumulation in offshore Chinese basins[J].Earth Science (Journal of China University of Geosciences),2004,29(5):513-517.

[5] 田金強(qiáng),鄒華耀,周心懷,等.遼東灣地區(qū)烴源巖生物標(biāo)志物特征與油源對比[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2011,35(4):53-58.

TIAN Jinqiang,ZOU Huayao,ZHOU Xinhuai,et al.Biomarker chara-cteristics of source rocks and oil-source correlation in Liaodong Bay[J].Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science),2011,35(4):53-58.

[6] 姜雪,鄒華耀,莊新兵,等.遼東灣地區(qū)烴源巖特征及其主控因素[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2010,34(2):31-37.

JIANG Xue,ZOU Huayao,ZHUANG Xinbing,et al.Characteristics of hydrocarbon source rocks in Liaodong Bay area and its main controlling factors[J].Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science),2010,34(2):31-37.

[7] 夏慶龍,周心懷,薛永安,等.渤海海域油氣藏形成分布與資源潛力[M].北京:石油工業(yè)出版社,2012:80-83.

XIA Qinglong,ZHOU Xinhuai,XUE Yong’an.Formation,distribution and resource potential of oil and gas reservoirs in Bohai Sea[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2012:80-83.

[8] 母國妍,鐘寧寧,劉寶.遼河斷陷西部凹陷原油地球化學(xué)特征及其成因類型[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2008,30(6):611-616.

MU Guoyan,ZHONG Ningning,LIU Bao.The geochemical characteristic and genetic type of crude oil in the western sag of the Liaohe Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2008,30(6):611-616.

[9] 梅博文,劉希江.我國原油中異戊間二烯烷烴的分布及其與地質(zhì)環(huán)境的關(guān)系[J].石油與天然氣地質(zhì),1980,1(2):99-115.

MEI Bowen,LIU Xijiang.The distribution of isoprenoid alkanes in China’s crude oil and its relation with the geologic environment[J].Oil & Gas Geology,1980,1(2):99-115.

[10] DIDYK B M,SIMONEIT B R T,BRASSELL S C,et al.Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation[J].Nature,1978,272(5650):216-222.

[11] POWELL T G.Pristane/phytane ratio as environmental indicator[J].Nature,1988,333(6174):604.

[12] CHANDRA K,MISHRA C S,SAMANTA U,et al.Correlation of different maturity parameters in the Ahmedabad-Mehsana block of the Cambay Basin[J].Organic Geochemistry,1994,21(3/4):313-321.

[13] LARGE D J,GIZE A P.Pristane/phytane ratios in the minera-lized Kupferschiefer of the Fore-Sudetic Monocline,southwest Poland[J].Ore Geology Reviews,1996,11(1/3):89-103.

[14] 潘文靜,王清斌,劉士磊,等.渤海海域石臼坨地區(qū)古近系沙河街組湖相生屑白云巖成因[J].古地理學(xué)報,2017,19(5):835-848.

PAN Wenjing,WANG Qingbin,LIU Shilei,et al.Origin of lacustrine bioclastic dolostone in the Paleogene Shahejie Formation:A case study in Shijiutuo area,Bohai Sea[J].Journal of Palaeogeo-graphy,2017,19(5):835-848.

[15] CHEN Jianyu,BI Yanpong,ZHANG Jiguo,et al.Oil-source correlation in the Fulin Basin,Shengli petroleum province,East China[J].Organic Geochemistry,1996,24(8/9):931-940.

[16] HAO Fang,ZHOU Xinhuai,ZHU Yangming,et al.Mechanisms of petroleum accumulation in the Bozhong Sub-basin,Bohai Bay Basin,China.Part 1:Origin and occurrence of crude oils[J].Marine and Petroleum Geology,2009,26(8):1528-1542.

[17] 董君妍,陳世加,鄒賢利,等.鄂爾多斯盆地吳起—高橋地區(qū)延長組重排類藿烷分布特征及成因探討[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2017,39(6):834-841.

DONG Junyan,CHEN Shijia,ZOU Xianli,et al.Distribution and origin of rearranged hopanes in Yanchang Formation,Wuqi-Gaoqiao area,Ordos Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2017,39(6):834-841.

[18] CONNAN J,CASSOU A M.Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels[J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1980,44(1):1-23.

[19] 約翰斯.沉積記錄中的生物標(biāo)志物[M].王鐵冠,譯.北京:科學(xué)出版社,1991:16-18.

JOHNS R B.Biomarkers in the sedimentary record[M].WANG Tieguan,Trans.Beijing:Science Press,1991:16-18.

[20] PETERS K E,FRASER T H,AMRIS W,et al.Geochemistry of crude oils from eastern Indonesia[J].AAPG Bulletin,1999,83(12):1927-1942.

[21] SINNINGHE DAMSTé J S,KENIG F,KOOPMANS M P,et al.Evidence for gammacerane as an indicator of water column stratification[J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1995,59(9):1895-1900.

[22] PETERS K E,WALTERS C C,MOLDOWAN J M.The biomarker guide:Biomarkers and isotopes in petroleum exploration and earth history[M].Cambridge:Cambridge University Press,2005,2:1155.

[23] RITTS B D,HANSON A D,ZINNIKER D,et al.Lower-Middle Jurassic nonmarine source rocks and petroleum systems of the northern Qaidam basin,northwest China[J].AAPG Bulletin,1999,83(12):1980-2005.

[24] HANSON A D,ZHANG S C,MOLDOWAN J M,et al.Molecular organic geochemistry of the Tarim Basin,Northwest China[J].AAPG Bulletin,2000,84(8):1109-1128.

[25] MANZI V,ROVERI M,GENNARI R,et al.The deep-water counterpart of the Messinian lower evaporites in the Apennine foredeep:The Fanantello section (Northern Apennines,Italy)[J].Palaeogeography,Palaeoclimatology,Palaeoecology,2007,251(3/4):470-499.

[26] ZHU Yangming,WENG Huanxin,SU Aiguo,et al.Geochemical characteristics of Tertiary saline lacustrine oils in the western Qaidam Basin,Northwest China[J].Applied Geochemistry,2005,20(10):1875-1889.

[27] JUSTWAN H,DAHL B,ISAKSEN G H.Geochemical characteri-zation and genetic origin of oils and condensates in the South Viking Graben,Norway[J].Marine and Petroleum Geology,2006,23(2):213-239.

[29] 陳建平,黃第藩,陳建軍,等.酒東盆地油氣生成和運(yùn)移[M].北京:石油工業(yè)出版社,1996:14-238.

CHEN Jianping,HUANG Difan,CHEN Jianjun,et al.Oil and gas generation and migration in Jiudong Basin[M].Beijing:Petroleum Industry Press,1996:14-238.

[30] 張寶收,李美俊,趙青,等.原油中C26-C28三芳甾烷相對含量計(jì)算方法及其應(yīng)用[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2016,38(5):692-697.

ZHANG Baoshou,LI Meijun,ZHAO Qing,et al.Determining the relative abundance of C26-C28triaromatic steroids in crude oils and its application in petroleum geochemistry[J].Petroleum Geology & Experiment,2016,38(5):692-697.

[31] HUANG Difan,LI Jinchao,ZHANG Dajiang.Maturation sequence of continental crude oils in hydrocarbon basins in China and its significance[J].Organic Geochemistry,1990,16(1/3):521-529.

[32] VOLKMA N J K.A review of sterol markers for marine and terrigenous organic matter[J].Organic Geochemistry,1986,9(2):83-99.

[33] 林紅梅.渤海灣盆地車鎮(zhèn)凹陷下古生界烴源巖生物標(biāo)志物特征[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2017,39(2):230-237.

LIN Hongmei.Biomarker characteristics of Lower Paleozoic source rocks in Chezhen Sag,Bohai Bay Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2017,39(2):230-237.

[34] 黃第藩,李晉超,張大江.克拉瑪依油田形成中石油運(yùn)移的地球化學(xué)[J].中國科學(xué)(B輯),1989,32(2):199-206.

HUANG Difan,LI Jinchao,ZHANG Dajiang.Geochemistry of petroleum migration during the formation of Karamay oil field[J].Science China (Series B),1990,33(1):87-97.

[35] 徐長貴,王冰潔,王飛龍,等.遼東灣坳陷新近系特稠油成藏模式與成藏過程:以旅大5-2北油田為例[J].石油學(xué)報,2016,37(5):599-609.

XU Changgui,WANG Bingjie,WANG Feilong,et al.Neogene extra heavy oil accumulation model and process in Liaodong Bay Depression:A case study of Lvda 5-2 N oilfield[J].Acta Petrolei Sinica,2016,37(5):599-609.

[36] TIAN Derui,XU Changgui,WU Kui,et al.Charging of heavy oil fields surrounding the southern end of Liaoxi Uplift from multiple lacustrine source rock intervals and generative kitchens,Bohai Bay Basin,China[C/OL].AAPG Annual Convention and Exhibition,Houston,Texas,April 2-5,2017.http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2017/90291ace/abstracts/2611156.html.

[37] KEYM M,DIECKMANN V,HORSFIELD B,et al.Source rock heterogeneity of the Upper Jurassic Draupne Formation,North Viking Graben,and its relevance to petroleum generation studies[J].Organic Geochemistry,2006,37(2):220-243.

[38] CURIALE J A.Oil-source rock correlations:Limitations and recommendations[J].Organic Geochemistry,2008,39(8):1150-1161.

[39] TIAN Derui,XIA Qinglong,XUE Yong’an,et al.Geochemical characteristics and application of sterane and terpane biomarkers in heavy oils from lacustrine source rocks of Liaodong Bay,Bohai Bay Basin,China[C/OL].AAPG Annual Convention and Exhibition,Calgary,Alberta,Canada,June 19-22,2016.http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2016/90259ace/abstracts/2379106.html.

[40] TIAN Derui,XU Changgui,WU Kui,et al.Mechanisms of petroleum accumulation in the Liaodong Bay,Bohai Bay Basin,China:Origin and occurrence of crude oils[C/OL].AAPG Annual Convention and Exhibition,Houston,Texas,April 2-5,2017.http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2017/90291ace/abstracts/2611168.html.