馬朗凹陷低熟頁巖油地球化學特征及成烴機理

吳紅燭，黃志龍，楊柏松，柳 波，閆玉魁，桑廷義，文川江

1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2.中國石油天然氣股份有限公司對外合作部，北京 100007

3.中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密 839009

0 引言

頁巖油是以游離（含凝析態(tài)）、吸附及溶解（可溶解于天然氣、干酪根和殘余水等）態(tài)等多種方式賦存于有效生烴泥頁巖地層層系中且具有勘探開發(fā)意義的非氣態(tài)烴類［1－2］。頁巖油的概念有狹義和廣義之分，廣義頁巖油含義與廣義致密油一致［3］，還包括油頁巖資源。文中的頁巖油是直接產自泥頁巖層，并非是產自與作為烴源巖的泥頁巖具有密切關系的砂巖、粉砂巖和碳酸鹽巖。因此，筆者所討論的頁巖油屬于廣義致密油范疇，但有別于狹義的致密油。

馬朗凹陷是三塘湖盆地中央坳陷帶油氣最富集區(qū)帶，經過20年的勘探，在二疊系蘆草溝組源內及上覆侏羅系等地層中發(fā)現(xiàn)大量油氣。蘆草溝組源內油氣富集規(guī)律復雜，不僅碎屑巖和碳酸鹽巖儲層有活躍的油氣顯示，而且細粒的泥質巖基質也普遍含油（尤其頁理和裂縫發(fā)育時含油性更好），這種源內油氣實質為頁巖油，是二疊系蘆草溝組烴源巖所生，也是典型的低熟油［4－7］。隨著勘探程度的提高，蘆草溝組高成熟度烴源巖并未顯示出良好的生烴潛力，鉆井接連失利。在鉆井尚未鉆遇的凹陷深部，蘆草溝組是否存在傳統(tǒng)有機質生油理論預示的第二生烴高峰即成熟生烴高峰［8］，是值得討論的。

本次研究針對蘆草溝組高成熟烴源巖未顯示出良好勘探潛力的反?，F(xiàn)象，在蘆草溝低熟頁巖油及其烴源巖地球化學特征分析的基礎上，通過對源巖有機巖石學和地球化學特征的詳細分析，確定馬朗凹陷低熟頁巖油成烴機制和演化模式。

1 源巖沉積學特征

馬朗凹陷二疊系蘆草溝組自下而上發(fā)育蘆一段、蘆二段和蘆三段，為微咸－半咸水湖泊相沉積。從蘆一段－蘆二段－蘆三段沉積時期，湖盆沉積水體經歷了由淺－深－淺的演變過程。其中，蘆二段湖盆面積最大，主體為半深湖－深湖相沉積，由于陸源粗碎屑輸入量較少，水體咸化，巖性以灰質（或云質）泥巖、泥巖和頁巖為主，顏色多呈灰黑色或灰色。在凹陷邊緣物源輸入方向，可見灰質砂礫巖，但砂礫巖分布范圍不大。蘆一段濱淺湖面積廣，沉積時水體淺，常見棕紅色泥巖和砂礫巖，也發(fā)育淺灰色泥巖。蘆三段沉積水體較淺，發(fā)育淺灰色泥巖和凝灰質泥巖，偶見凝灰?guī)r。

馬朗凹陷蘆草溝組泥巖脆性礦物體積分數(shù)較高，平均體積分數(shù)高達53%。其中，石英體積分數(shù)為20%～40%，碳酸鹽總體積分數(shù)為5%～48%，長石體積分數(shù)為20%～30%，塑性黏土礦物體積分數(shù)較低。該類型儲層易形成裂縫，可改造性強。灰質泥巖和云質泥巖等過渡巖性儲集性能好，尤其是互層狀或頁理發(fā)育時，低熟頁巖油最富集。蘆草溝組巖石致密，孔隙度小于10%，當埋深度大于3 000m時，巖石孔隙度皆不足5%，基質也普遍含油。

2 源巖與低熟頁巖油地球化學特征

2.1 源巖地球化學特征

馬朗凹陷二疊系蘆草溝組是一套優(yōu)質烴源巖，但蘆一段、蘆二段和蘆三段這3個層位的泥質巖有機質豐度、類型差異大。

蘆一段有機碳質量分數(shù)不高，一般小于1.2%，w（氯仿瀝青“A”）為0.01%～0.05%，生烴潛量（w（S1＋S2））也低，一般小于0.5mg/g（圖1），為較差烴源巖。蘆二段總有機碳質量分數(shù)（w（TOC））為0.05%～18.0%，90%以上的泥巖樣品w（TOC）值為1.0%～12.0%，w（氯仿瀝青“A”）為0.1%～1.0%，w（S1＋S2）一般大于10.0mg/g，為好烴源巖。蘆草溝組三段絕大多數(shù)泥巖樣品w（TOC）為1.0%～5.0%，氯仿瀝青“A”質量分數(shù)與生烴潛量分布范圍寬（圖1），有機質豐度介于蘆一段和蘆二段之間。

圖1 蘆草溝組各段泥質巖樣品有機質豐度統(tǒng)計圖Fig.1 Statistical chart of Lucaogou group each interval mudstone organic matter abundance

研究區(qū)蘆一段與鄰近的條湖凹陷的有機質母質類型以 Ш 型為主，氫指數(shù)（IH）低（＜150mg/g），惰質組含量高，生油潛力低。蘆二段泥質巖樣品氫指數(shù)平均達548mg/g，60%以上的樣品氫指數(shù)大于600mg/g，以I型和II1型為主（圖2），有機質顯微組分以富氫的腐泥組和殼質組質量分數(shù)高，總質量分數(shù)達40%以上（圖3）。蘆草溝組三段腐殖組和腐泥組質量分數(shù)均較高，介于蘆一段和蘆二段之間（圖3），生烴潛力也介于二者之間。

2.2 低熟頁巖油地球化學特征

與我國其他地區(qū)低熟油物理特征相似，馬朗凹陷蘆草溝組低熟頁巖油密度和黏度均較高，其油質偏重，原油密度為0.87～0.95g/cm3，均值為0.90 g/cm3，黏度變化范圍為20～2 650mPa·s，均值為437mPa·s，主要為中質稠油－稠油。且該原油飽和烴質量分數(shù)一般低于60%，芳烴質量分數(shù)為17.86%～25.74%，非烴＋瀝青質總質量分數(shù)為18.58%～38.73%，飽芳比為1.95～2.96（均小于4），非瀝比變化范圍廣，為7.03～89.19（均大于5）。原油這種相對較低飽和烴質量分數(shù)、較高“非烴＋瀝青質”質量分數(shù)、低飽芳比和高非瀝比的特點，是其低演化的重要標志，與成熟原油形成明顯對照［9］。

從原油飽和烴色譜－質譜特征來看（圖4），該低熟頁巖油正構烷烴碳數(shù)分布范圍為C11－C35，主峰碳分布為nC21、nC23或nC25，呈后單峰型，其高碳數(shù)部分陡坎狀下降（圖4）。CPI（碳優(yōu)勢指數(shù)）為1.27～1.44，ααα20RC29甾烷w（20S）/w（20S＋20R）為0.25～0.38，w（ββ）/w（ββ＋αα）值為0.25～0.40，重排甾烷含量不高，w（Ts）?w（Tm）（w（Ts）/w（Ts＋Tm）為0.10～0.24），表明該原油為典型低熟油。規(guī)則甾烷ααα20RC27、ααα20RC28、ααα20RC29呈“/”型分布，4-甲基甾烷和甲藻甾烷質量分數(shù)極低，低豐度三環(huán)萜、低w（甾烷）/w（藿烷）值（0.2～0.8）及高豐度藿烷系列，顯示了陸源高等植物與菌藻類混合生源的特點。w（Pr）/w（Ph）值較低（小于1.0），具有高豐度的β－胡蘿卜烷和γ－蠟烷（伽瑪蠟烷指數(shù)0.33～0.48），說明其生烴母質形成于咸水－半咸水還原環(huán)境。低豐度重排甾烷與本區(qū)缺氧、貧黏土的碳酸鹽巖烴源巖的存在相關［10－11］。

圖2 條湖、馬朗凹陷蘆草溝組泥質巖熱解IH－Tmax對比Fig.2 Comparison of Tiaohu，Malang sag Lucaogou Group mudstone pyrolysis IH－Tmax

圖3 馬朗凹陷蘆草溝組泥質巖干酪根鏡檢顯微組分三角圖Fig.3 Triangular chart of Malang sag Lucaogou Group mudstone kerogen maceral

3 低熟頁巖油成烴機制

頁巖氣是指以游離和吸附狀態(tài)賦存于富有機質泥頁巖地層中、具有商業(yè)價值的連續(xù)分布的自生自儲型非常規(guī)資源［12］，處于生油窗的特殊烴源巖則發(fā)育頁巖油。馬朗凹陷低熟頁巖油具有低熟油和頁巖油的雙重特征，其成藏機理有別于常規(guī)，預示著生成該原油的烴源巖——蘆草溝組泥巖，可能具有特殊母質特征和生烴演化模式。

3.1 生烴母質及其成因剖析

低熟油氣的形成是與一定的地質環(huán)境因素（生源母質、古沉積環(huán)境條件、沉積特征等）緊密相關的。生烴母質和沉積－成巖環(huán)境條件的差異導致了低熟源巖生烴物質基礎的差異，從而使低熟源巖具有不同的生烴機理和生烴潛力。

低熟油理論指出，低溫早期生烴母質（如樹脂體、富硫大分子等）是形成低熟油的物質基礎［13］。在熒光顯微鏡下，研究區(qū)蘆草溝組泥質巖顯微組分包括結構鏡質組（圖5a）、無結構鏡質組（圖5b）、樹脂體（圖5c）和無定形組（礦物瀝青基質）。在泥巖和灰質（或云質）泥巖中，發(fā)強黃綠色熒光的無定形組（礦物瀝青基質）豐富（圖5d，e，f），其質量分數(shù)與有機碳成正相關（圖6）；也可見樹脂體發(fā)育，但體積分數(shù)并不高。這些熒光特征明顯的無定形組和樹脂體多為富氫顯微組分，即前文提及的腐泥組分（或I型有機質），是蘆草溝組的主要生油母質［8］。在有機質類型方面，與松遼盆地青山口組低熟烴源巖類似，馬朗凹陷低熟頁巖油富集層蘆二段源巖，有機質以I型和II1型為主，有機顯微組分中富氫的腐泥組和殼質組質量分數(shù)高，平均質量分數(shù)達54.3%，這種類型的有機質以類脂化合物為主，直鏈烷烴多，熱解所需熱能低，能較早進入生油門限。

圖4 蘆草溝組低熟頁巖油生標譜圖特征Fig.4 Biomarker GC-MS of Lucaogou Group low maturity shale oil

蘆草溝組泥質巖基質中，無定形體（或稱礦物瀝青基質）多呈較均勻狀分布，尤其是泥頁巖中呈層分布（圖5c，d），表明其為原生有機質，即這些礦物瀝青基質應是沉積過程中進入礦物中的“原生”①王鐵冠，張林曄，鐘寧寧，等.臨清坳陷（東部）石油勘探地球化學綜合研究.1992.②王鐵冠，于志海，鐘寧寧，等.板橋地區(qū)烴源巖有機顯微組合特征、成烴機制與評價.1992.有機質顯微顆粒［14］。為消除泥頁巖中滯留烴的影響，選取泥質巖樣品，進行抽提前后w（TOC）對比，發(fā)現(xiàn)泥質巖抽提前后w（TOC）變化不大（圖7），進一步證明了蘆草溝組泥質巖中異常高豐度有機質不是滯留烴，而是原生沉積成因。烴源巖（主要指泥質巖）w（TOC）與腐泥組分（主要是礦物瀝青質）質量分數(shù)呈正相關性（圖6），也說明了烴源巖中礦物瀝青基質的原生性。

低熟頁巖油和源巖可溶組分具有明確的生源構成、沉積－成巖環(huán)境等地球化學意義。與本區(qū)低熟頁巖油相似，蘆草溝組泥巖可溶餾分中正構烷烴也呈單峰型，主峰碳為nC23或nC25，高碳數(shù)烷烴呈陡坎狀下降，質量分數(shù)較低，中等碳數(shù)正構烷烴質量分數(shù)高，反映中高等植物蠟質生源的貢獻。通常，蠟質易水解，在低溫下便能形成C＋22正構烷烴，無須高活化能。蘆草溝組源巖和低熟頁巖油都含有豐富的細菌生源標志物，即藿烷系列化合物，在總離子流圖上，藿烷系列絕對豐度異常高（圖4），m/z＝191譜圖上三環(huán)萜烷質量分數(shù)低，甾烷/藿烷比值小于0.9，顯示細菌生源貢獻大。無獨有偶，板橋凹陷沙一段和德南洼陷沙三段、沙四段低熟源巖也都表現(xiàn)出該特征［9，13］。這種高豐度細菌生源輸入生物標志物表明蘆草溝組源巖中的有機質可能經歷了細菌的改造作用。王志勇［7］、杜宏宇［15］對二疊系蘆草溝組烴源巖地化特征進行研究后指出，該烴源巖抽提物中含微量C－25降藿烷，有機質沉積早期有細菌改造作用存在［8］。沉積有機質由于遭受細菌等微生物的改造作用后碳同位素會變輕，從而導致蘆草溝組源巖所生的低熟頁巖油的全油碳同位素異常輕（小于－31.0‰），因此，蘆草溝組源巖中富氫組分與微生物（主要是細菌）活動密切相關。被細菌改造過的有機質，多留下原始物質的類脂化合物餾分和細菌的類脂化合物，該有機質不僅類型好，而且細菌等微生物的這種降解改造作用會使生烴組分活化能大大降低，能促使其在低溫早熟階段生烴。

圖5 馬朗凹陷蘆草溝組泥質巖全巖顯微組分鏡下特征Fig.5 Maceral microscopic characteristics of Malang sag Lucaogou Group argillaceous rock total rock

蘆草溝組低熟頁巖油的形成不僅與低熟源巖生烴母質息息相關，而且還與源巖的沉積環(huán)境緊密相連。德南洼陷、金湖凹陷和海安凹陷的低熟烴源巖和低熟油都富集β－胡蘿卜烷系列，沉積于強還原－咸化水介質下。蘆草溝組低熟頁巖油及源巖可溶餾分，也具有高豐度伽瑪蠟和β－胡蘿卜烷及較低的w（Pr）/w（Ph）值（小于1.0），各種生物構型甾烷較發(fā)育（圖4），屬強還原環(huán)境和咸化水介質條件下細菌和陸源有機質母質成因。前人［16］研究也證實蘆草溝組沉積環(huán)境為咸水－半咸水湖相環(huán)境。這種強還原咸水－半咸水環(huán)境有利于類脂物的保存和生烴轉化，為蘆草溝組富氫無定形組分富集和高豐度有機碳的形成創(chuàng)造了條件。蘆草溝組半咸化湖相生油巖的熱解峰溫多為425～440℃，比正常湖相泥巖低。

圖6 馬朗凹陷蘆草溝組源巖有機質顯微組分與w（TOC）關系圖Fig.6 Relationship between organic matter maceral and w（TOC）of Malang sag Lucaogou Group source rock

圖7 馬朗凹陷不同巖性樣品抽提前后有機碳w（TOC）對比直方圖Fig.7 w（TOC）contrast histogram of Malang sag different lithologic samples before and after extraction

3.2 有機質演化標志及演化階段劃分

馬朗凹陷蘆草溝組現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的低熟油統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，蘆草溝組低熟頁巖油富集層段的埋深皆大于2 100m，說明低熟頁巖油的形成需要達到一定的埋深和演化階段。

三塘湖盆地馬朗凹陷蘆草溝組絕大部分泥質巖鏡質體反射率（Ro）實測數(shù)據(jù)分布在0.5%～0.9%，部分樣品超過0.9%，最高值小于2.0%（圖8），總體處于低熟－早成熟階段。Tmax一般小于440℃，熒光鏡下，泥質巖中無定形組分和樹脂體皆為中等－強黃綠色熒光（圖5），也反映源巖熱演化程度不高。

圖8 馬朗凹陷蘆草溝組泥質巖Ro直方圖Fig.8 Rohistogram of Malang sag Lucaogou Group mudstone

甾萜生物標志化合物的一個重要應用在于確定烴源巖成熟度。從馬朗凹陷蘆草溝組源巖可溶餾分生物標志物成熟度參數(shù)來看，w（Ts）?w（Tm），C29ααα甾烷w（20S）/w（20S＋20R）為0.2～0.45，w（ββ）/w（αα＋ββ）值大多數(shù)為0.2～0.4，其孕甾烷系列和重排甾烷質量分數(shù)也不高，表明研究區(qū)馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖多處于低成熟演化階段（圖9），這些特征與蘆草溝組低熟頁巖油的成熟度是相吻合的。C31藿烷異構體值w（22S）/w（22S＋22R）與（古）埋深關系也顯示蘆草溝組烴源巖主要處于低成熟－臨界成熟階段，現(xiàn)今埋深大于2 300m（對應K末2 750m），樣品該比值基本達到平衡值（約0.6），淺于2 300m的大部分樣品C31藿烷w（22S）/w（22S＋22R）值為0.2～0.4，遠未達到演化終點，即2 300m為下文提及的低成熟階段與成熟早期之間的界限（圖10）。

3.3 生烴機制及模式

前已述及，蘆草溝組烴源巖是以細菌和中高等植物混合生源輸入為主，原始有機質經歷了細菌等微生物降解改造作用，形成以細菌的類脂化合物和原始物質的類脂化合物餾分的大量殘留，這類有機質多為富氫組分，生油潛力大，且生烴活化能低，利于早熟生烴。同時，熒光鏡下的樹脂體和源巖、原油飽和烴餾分中所反映的中高等植物蠟質生源，都是形成低熟油的母質。因此，蘆草溝組低熟頁巖油是以生物類脂化合物和細菌改造生烴機制為主的低溫早熟頁巖油。該源巖氯仿瀝青“A”轉化率高，多為5%～20%。

圖9 馬朗凹陷蘆草溝組源巖可溶有機質C29規(guī)則甾烷w（20S）/w（20S＋20R）-w（ββ）/w（αα＋ββ）關系Fig.9 Relationship between w（20S）/w（20S＋20R）and w（ββ）/w（αα＋ββ）of Malang sag Lucaogou Group source rock dissoluble organic matter C29regular sterane

綜合分析馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖有機質轉化率、鏡質反射率等實測數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)蘆草溝組在埋藏深度1 800～2 900m，烴源巖生烴潛力w（S1）/w（S1＋S2）和w（氯仿瀝青“A”）/w（TOC）值都達到最大，出現(xiàn)生烴高峰，該深度段即為蘆草溝組主生油帶，深于或淺于主生油帶，烴源巖生烴潛力急劇降低。以鏡質體反射率和生標成熟度參數(shù)（C31藿烷w（22S）/w（22S＋22R）、C29甾烷w（ββ）/w（αα＋ββ））作為源巖成熟劃分標準，建立馬朗凹陷蘆草溝組生烴模式（圖10）：在未成熟階段，烴源巖埋深小于1 500m，其Ro小于0.5%，飽和烴C31藿烷w（22S）/w（22S＋22R）未達到演化終點（0.6），w（S1）/w（S1＋S2）和w（氯仿瀝青“A”）/w（TOC）值低；低成熟－成熟早期階段，烴源巖埋深為1 500～3 200m，Ro為0.5%～0.8%，w（S1）/w（S1＋S2）和w（氯仿瀝青“A”）/w（TOC）值高，以飽和烴C31藿烷w（22S）/w（22S＋22R）縱向上演化轉折點（約2 300m）為界，把低成熟階段和成熟早期階段分開；成熟階段，烴源巖埋深大于3 200m，烴源巖Ro大于0.8%，飽和烴C31藿烷w（22S）/w（22S＋22R）約為0.6，達到演化終點，w（S1）/w（S1＋S2）和w（氯仿瀝青“A”）/w（TOC）值快速降低。

上述模式顯示，研究區(qū)3 000m以下源巖處于成熟演化階段，但并未出現(xiàn)有機質熱降解生烴的成熟主帶，即蘆草溝組烴源巖主生油帶略早于傳統(tǒng)有機生油理論中的生油主帶，這與蘆草溝組特有的生油母質和形成環(huán)境是有關聯(lián)的。為驗證此模式的準確性，并證明成熟主帶是否存在，本次選取馬41井低熟泥質巖樣品（埋深1 809m，實測Ro＝0.51%），進行了熱生烴模擬實驗。模擬實驗結果表明，產油高峰出現(xiàn)的溫度為300～345℃（圖11），運用Easy%Ro模型計算，該產油高峰對應的Ro為0.51%～0.87%，與上述生烴模式基本吻合。

圖10 馬朗凹陷蘆草溝組泥質巖成熟度演化階段劃分圖Fig.10 Maturity evolution stage division plan of Malang sag Lucaogou Group mudstone

圖11 馬41井蘆草溝組泥質巖熱模擬實驗Fig.11 Thermal simulation experiment of well Ma 41 Lucaogou Group mudstone

3.4 低熟頁巖油富集的基本條件

低熟頁巖油是與頁巖氣具有相類似富集機理的另一種非常規(guī)資源，在頁巖氣富集核心區(qū)，烴源巖w（TOC）一般大于2.0%［17－18］，那么低熟頁巖油形成與富集，是否會對源巖有機質豐度提出更高要求呢？馬朗凹陷二疊系勘探成果揭示，在取心井段中，蘆一段基本無油氣顯示，蘆二段油氣顯示最為活躍，現(xiàn)今已發(fā)現(xiàn)的低熟頁巖油主要富集于蘆草溝組二段。蘆草溝組低熟頁巖油的這種分布與該源巖有機質質量分數(shù)及其富集特征是密切相關的，從有機碳、熱解生烴潛量和氯仿瀝青“A”3個方面評價來看，蘆草溝組這三層位的泥質巖有機質豐度差異大。蘆一段w（TOC）一般小于1.2%，w（氯仿瀝青“A”）和w（（S1＋S2））都不高，有機質豐度總體偏低，缺少低熟頁巖油富集的物質基礎，這是蘆一段不發(fā)育低熟頁巖油根本原因；蘆二段泥巖樣品平均w（TOC）高達4.87%，平均w（氯仿瀝青“A”）為0.35%，w（（S1＋S2））平均值為19.06mg/g，其有機質豐度遠高于我國陸相好烴源巖評價標準，參照王鐵冠等［13］提出的低熟源巖有機質豐度分級評價標準，研究區(qū)蘆草溝組二段為好低熟烴源巖，蘆三段為較好低熟烴源巖，這兩段最有利于低熟頁巖油的富集，以蘆二段最優(yōu)。此外，源巖有機質豐度高，有機質生烴殘留孔則發(fā)育，這有利于低熟頁巖油的儲集，因此，相比之下，蘆二段會更富集低熟頁巖油。

從富集機理上講，低熟頁巖油是一種源內滯留油，這種滯留油要具有開采價值，只有滿足一定標準才行，源巖有機質類型越好，生油潛力越大，則更有利于低熟頁巖油的形成和富集。研究區(qū)蘆二段沉積時水體深，主要發(fā)育半深－深湖相灰質泥巖、泥巖和頁巖沉積，沉積水體為半咸水強還原環(huán)境，這種沉積環(huán)境保存了高豐度有機質，這些有機質經歷過細菌等微生物改造作用，以I型和II1型為主（圖3），有機質顯微組分中富氫的腐泥組和殼質組質量分數(shù)高（圖4），因此該層段泥巖生油潛力大，這是蘆二段成為低熟頁巖油最富集層位的重要原因之一。而馬朗凹陷蘆一段與鄰近的條湖凹陷有機質類型以Ш型為主，惰質組質量分數(shù)高，生油潛力小，致使馬朗凹陷蘆一段勘探至今，仍無重大發(fā)現(xiàn)。

根據(jù)蘆草溝組有機質生烴演化模型不難看出，蘆草溝組頁巖油富集段為處于主生烴帶的半深湖－深湖灰質泥巖、頁巖相帶，處于該演化階段的源巖生烴量大，源內滯留的頁巖油含量高，尤其在斷裂不發(fā)育地區(qū)或遠離斷層井段的灰質（或云質）泥巖、頁巖中，頁巖油運移阻力大，其富集程度更高［19－20］；而蘆三段由于埋藏較淺，源巖生烴量較小，頁巖油富集量低。此外，蘆草溝組泥巖脆性礦物（主要為石英、長石和碳酸鹽巖）體積分數(shù)高，塑性黏土礦物體積分數(shù)較低，易于形成裂縫和溶蝕孔等次生儲集空間［21］，這也是蘆草溝組發(fā)育頁巖油的有利條件之一。

綜上所述，有機質豐度高、類型好、處于生烴高峰是蘆草溝組低熟頁巖油富集的基本條件。

4 結論

1）蘆草溝組細粒巖發(fā)育，巖石致密，基質普遍含油，此原油即為頁巖油。該頁巖油具有高密度、高黏度、低飽芳比和高非瀝比特點，原油CPI為1.27～1.44，奇偶優(yōu)勢較明顯，C29甾烷異構化參數(shù)w（20S）/w（20S＋20R）、w（ββ）/w（αα＋ββ）均為0.2～0.4，w（Ts）?w（Tm），顯示低熟原油特征；原油低w（Pr）/w（Ph）（＜1.0）、高伽瑪蠟烷和β－胡蘿卜烷，說明其生油母巖——蘆草溝組烴源巖沉積環(huán)境為半咸水強還原環(huán)境。

2）蘆草溝組富氫無定形體是低熟頁巖油主要生烴母質，具有原生沉積成因和低溫早熟生烴特征。該母質是經歷細菌改造作用形成的，導致蘆草溝組烴源巖演化具有特殊規(guī)律：縱向上，烴源巖生烴主峰帶為1 800～2 900m，對應Ro為0.55%～0.75%（即低熟－成熟早期階段），淺于或深于該主生烴帶，烴源巖生烴能力都明顯降低。低熟頁巖油富集層位——蘆草溝二段，即處于主生烴帶范圍。

3）蘆草溝組烴源巖Ro多為0.5%～0.9%，處于低熟－成熟早期階段，熱演化成熟度適宜，且源巖有機質豐度高，類型好，以I型和II1型為主，是馬朗凹陷低熟頁巖油富集的基本條件。

（

）：

［1］張金川，林臘梅，李玉喜，等.頁巖油分類與評價［J］.地學前緣，2012，19（5）：322-331.

Zhang Jinchuan，Lin Lamei，Li Yuxi，et al.The Permian Source Rock Analysis in The Santanghu Basin of Xinjiang［J］.Earth Science Frontiers，2012，19（5）：322-331.

［2］林臘梅，張金川，唐玄，等.南方地區(qū)古生界頁巖儲層含氣性主控因素［J］.吉林大學學報：地球科學版，2012，42（增刊2）：88-93.

Lin Lamei，Zhang Jinchuan，Tang Xuan，et al.Gas-Bearing Characteristics of Paleozoic Gas Shale Reservior in South China ［J］.Journal of Jilin University：Earth Science Edition，2012，42（Sup.2）：88-93.

［3］周慶凡，楊國豐.致密油與頁巖油的概念與應用［J］.石油與天然氣地質，2012，33（4）：541-544.

Zhou Qingfan， Yang Guofeng. Definition and Application of Tight Oil and Shale Oil Terms［J］.Oil＆ Gas Geology，2012，33（4）：541-544.

［4］張枝煥，關強.新疆三塘湖盆地二疊系油源分析［J］.石

油實驗地質，1998，20（2）：174-181.

Zhang Zhihuan，Guan Qiang.The Permian Source Rock Analysis in the Santanghu Basin of Xinjiang［J］.Experimental Petroleum Geology，1998，20（2）：174-181.

［5］張枝煥，關強.新疆三塘湖盆地侏羅系油源分析［J］.中國石油大學學報：自然科學版，1998，22（5）：37-41.

Zhang Zhihuan，Guan Qiang.Analysis on Oil and Gas Source of Jurassic in the Santanghu Basin of Xinjiang［J］.Journal of the University of Petroleum，China：Edition of Natural Science，1998，22（5）：37-41.

［6］鐘寧寧，包建平，田時蕓.新疆三塘湖盆地石油勘探地球化學綜合研究及資源評價［J］.勘探家，1995，2（3）：62-64.

Zhong Ningning，Bao Jianping，Tian Shiyun.Oil Exploration Geochemistry Comprehensive Analysis and Resource Evaluation of Santanghu Basin in Xinjiang［J］.Explorationist，1995，2（3）：62-64.

［7］王志勇，衛(wèi)延召，趙長毅.三塘湖盆地低熟油的發(fā)現(xiàn)及其地球化學特征［J］.沉積學報，2001，19（4）：598-604.

Wang Zhiyong，Wei Yanzhao，Zhao Changyi.The Immature Oils in Santanghu Basin ［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2001，19（4）：598-604.

［8］龔璇，王志勇.三塘湖盆地低熟原油成烴機制探討［J］.吐哈油氣，2000，4（5）：16-20.

Gong Xuan， Wang Zhiyong. Discussion of the Generation Mechenism of Immature Oil in Sangtanghu Basin［J］.Tuha Oil and Gas，2000，4（5）：16-20.

［9］王鐵冠，鐘寧寧，侯讀杰，等.中國低熟油的幾種成因機制［J］.沉積學報，1997，15（2）：75-83.

Wang Tieguan，Zhong Ningning，Hou Dujie，et al.Several Genetic Mechanisms of Immature Crude Oils in China［J］.Acta Sedimentologica Sinica，1997，15（2）：75-83.

［10］彼得斯 K E，莫爾多萬J M.生物標記化合物指南［M］.姜乃煌，張水昌，林永漢，譯.北京：石油工業(yè)出版社，1995.

Peter K E，Morduawer J M.Biomakers Handbook［M ］. Translated by Jiang Naihuang， Zhang Shuichang， Lin Yonghan. Beijing： Petroleum Industry Press，1995.

［11］沈忠民，周光甲，洪志華.低成熟石油生成環(huán)境的生物標志化合物特征［J］.成都理工學院學報，1999，26（4）：396-401.

Shen Zhongmin，Zhou Guangjia，Hong Zhihua.Biomarker Characteristics of Indication Environments of Low-Mature Oil Generation［J］.Journal of Chengdu University of Technology，1999，26（4）：396-401.

［12］劉招君，柳蓉.中國油頁巖特征及開發(fā)利用前景分析［J］.地學前緣，2005，12（3）：315-323.

Liu Zhaojun，Liu Rong.Oil Shale Resouce State and Evaluating System ［J］.Earth Science Frontiers，2005，12（3）：315-323.

［13］王鐵冠，鐘寧寧，侯讀杰，等.低熟油形成機理與分布［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995.

Wang Tieguan，Zhong Ningning，Hou Dujie，et al.The Mechanisms and Distribution of Immature Crude Oils［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1995.

［14］李慶賢，熊波，鐘寧寧，等.低熟源巖中礦物瀝青基質的特征與成因［J］.江漢石油學院學報，1997，19（2）：29-35.

Li Qingxian，Xiong Bo，Zhong Ningning，et al.Characteristics and Origins of Mineral-Bituminous Groundmass in Immature and Low Matural Source Rocks［J］.Journal of Jianghan Petroleum Institute，1997，19（2）：29-35.

［15］杜宏宇，王鴻雁，徐宗謙.馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖地化特征［J］.新疆石油地質，2003，24（4）：302-305.

Du Hongyu， Wang Hongyan， Xu Zongqian.Geochemical Characteristics of Lucaogou Source Rock in Malang Sag，Santanghu Basin ［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2003，24（4）：302-305.

［16］馮喬，柳益群，郝建榮.三塘湖盆地蘆草溝組烴源巖及其古環(huán)境［J］.沉積學報，2004，22（3）：513-517.

Feng Qiao，Liu Yiqun，Hao Jianrong.The Source Rock and Its Palaeo-Environment of Lucaogou Formation，Permian in Santanghu Basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2004，22（3）：513-517.

［17］張金川，姜生玲，唐玄，等.我國頁巖氣富集類型及資源特點［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（12）：109-114.

Zhang Jinchuan，Jiang Shengling，Tang Xuan，et al.Accumulation Types and Resources Characteristics of Shale Gas in China［J］.Nature Gas Industry，2009，29（12）：109-114.

［18］張金川，薛會，張德明，等.頁巖氣及其成藏機理［J］.現(xiàn)代地質，2003，17（4）：466.

Zhang Jinchuan，Xue Hui，Zhang Deming，et al.The Shale Gas and Its Accumulation Mechanisms［J］.Geoscience，2003，17（4）：466.

［19］梁世君，黃志龍，柳波，等.馬朗凹陷蘆草溝組頁巖油形成機理與富集條件［J］.石油學報，2012，33（4）：588-594.

Liang Shijun， Huang Zhilong，Liu Bo，et al.Formation Mechanism and Enrichment Conditions of Lucaogou Formation Shale Oil from Malang Sag，Santanghu Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2012，33（4）：588-594.

［20］柳波，呂延防，趙榮，等.三塘湖盆地馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖系統(tǒng)地層超壓與頁巖油富集機理［J］.石油勘探與開發(fā)，2012，39（6）：699-705.

Liu Bo，LüYanfang，Zhao Rong，et al.Formation Overpressure and Shale Oil Enrichment in the Shale System of Lucaogou Formation， Malang Sag，Santanghu Basin，NW China ［J］. Petroleum Exploration and Development，2012，39（6）：699-705.

［21］吳林鋼，李秀生，郭小波，等.馬朗凹陷蘆草溝組頁巖油儲層成巖演化與溶蝕孔隙形成機制［J］.中國石油大學學報：自然科學版，2012，36（3）：38-53.

Wu Lingang，Li Xiusheng，Guo Xiaobo，et al.Diagenetic Evolution and Formation Mechanism of Dissolved Pore of Shale Oil Reservoirs of Lucaogou Formation in Malang Sag［J］.Journal of China University of Petroleum，2012，36（3）：38-53.