引用本文
权骋, 高永亮, 杨丹, 张国龙. 南堡3号构造带烃源岩地球化学特征及油源对比[J]. 录井工程, 2025,36(4): 146-154.
QUAN Cheng, GAO Yongliang, YANG Dan, ZHANG Guolong. Geochemical behavior and oil-source correlation of source rocks in the Nanpu No.3 structural belt[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(4): 146-154.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.04.021  
Permissions
Copyright©2025, 《录井工程》杂志社
《录井工程》杂志社 所有
南堡3号构造带烃源岩地球化学特征及油源对比
权骋①, 高永亮②, 杨丹①, 张国龙③
①中国石油大港油田公司勘探事业部/地球物理部
②中国石油冀东油田公司勘探开发研究院
③中国石油冀东油田公司勘探开发建设监督中心

作者简介：权骋 工程师,1985年生,2008年毕业于中国石油大学（华东）地质学专业,硕士学位,现在中国石油大港油田公司勘探事业部/地球物理部从事录井工程管理工作。通信地址：300280 天津市滨海新区大港油田三号院勘探事业部。E-mail：yq_quanch@petrochina.com.cn

收稿日期: 2025-09-04
摘要

南堡3号构造带发育多套烃源岩和含油层系,为确定油源关系,利用多项地化测试资料对烃源岩和原油特征进行了分析对比。结果表明：沙三段属于好-很好烃源岩,为Ⅱ型干酪根,水生有机质输入占优势,形成于弱还原的淡水-半咸水交替沉积环境,生烃潜力大;沙一段属于中-好烃源岩,以Ⅱ型干酪根为主,含少量Ⅰ、Ⅱ-Ⅲ型干酪根,陆生有机质占优势,形成于弱氧化-弱还原的半咸水沉积环境,生烃潜力中等;东三段属于好-很好烃源岩,以Ⅱ型干酪根为主,含少量Ⅰ、Ⅱ-Ⅲ型干酪根,具水生和陆生混合有机质输入特征,形成于弱氧化-弱还原的淡水沉积环境,生烃潜力中等。源下、源内、源上成藏组合原油的正构烷烃、甾烷和萜烷分布特征差异明显,生物标志化合物指纹特征对比揭示：源下成藏组合原油来源于沙三段烃源岩;源内成藏组合原油或为沙一段烃源岩贡献或为沙一段和沙三段烃源岩混合贡献;源上成藏组合原油来源于东三段烃源岩。研究成果为深入认识研究区油气运聚规律提供了依据。

关键词: 地球化学特征; 生烃潜力; 生物标志化合物; 油源对比; 南堡凹陷; 烃源岩
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Geochemical behavior and oil-source correlation of source rocks in the Nanpu No.3 structural belt
QUAN Cheng①, GAO Yongliang②, YANG Dan①, ZHANG Guolong③
①Exploration Division/Geophysical Department, PetroChina Dagang Oilfiled Company, Tianjin 300280,China
②Exploration and Development Research Institute,PetroChina Jidong Oilfield Company, Tangshan,Hebei 063004,China
③Supervision Center of Exploration and Development Construction,PetroChina Jidong Oilfield Company,Tangshan,Hebei 063004,China
Abstract

There are multiple sets of source rocks and oil-bearing series in the Nanpu No.3 structural belt. To identify the oil-source relationship in the Nanpu No.3 structural belt,the characteristics of source rocks and crude oil were analyzed and compared by using multiple geochemical test data. Results show that the Es3 Formation is good-very good source rocks with type Ⅱ kerogen. It is dominated by input of aquatic organic matter and formed in an alternating depositional environment of fresh water and brackish water with weakly reducing,and has high hydrocarbon generation potential. The Es1 Formation is fair-quality to high-quality source rocks with dominant type Ⅱ and little amount of types I and Ⅱ-Ⅲ kerogen. It is characterized by terrestrial organic matter and developed in a brackish water depositional environment with weak oxidation and weak reduction,and has medium hydrocarbon generation potential. The Ed3 Formation is good-very good source rocks with dominant type Ⅱ kerogen and contains a small amount of types I and Ⅱ-Ⅲ kerogen. It is characterized by mixed organic matter input from aquatic and terrestrial sources and formed in a freshwater depositional environment with weak oxidation and weak reduction, having medium hydrocarbon generation potential. The distribution characteristics of normal alkanes,sterane,and terpane in the crude oil of the under-source,in-source and upper-source accumulation combinations are significantly different. Based on the comparison of biomarker compound fingerprint features,the crude oil in the under-source accumulation combination is derived from the Es3 source rocks. The crude oil in the in-source accumulation combination is either contributed by Es1 source rocks or mixture contributed by Es1 and Es3 source rocks. The crude oil in the upper-source accumulation combination is derived from the Ed3 source rocks. The findings in the study can provide a basis for further understanding of the rule of hydrocarbon migration and accumulation in the Nanpu No.3 structural belt.

Keyword: geochemical behavior; hydrocarbon generation potential; biomarker compound; oil-source correlation; Nanpu Sag; source rock
0 引言

厘定主力烃源岩及不同层位烃源岩的成藏贡献, 对于发育多套烃源岩与多套含油层系地区的油气勘探具有重要意义[1, 2]。南堡3号构造带发育沙三段、沙一段和东三段3套潜在烃源岩, 受勘探起步晚且程度低所限, 其地球化学特征及差异研究基础薄弱。该构造带多层系含油, 源下、源内、源上成藏组合均有油气发现, 但对原油成因及供烃层系、供烃特征尚未系统研究, 缺乏整体认知, 制约了油气勘探进程。本文利用多项地化测试资料, 通过对南堡3号构造带潜在烃源岩地球化学特征进行研究, 明确生烃潜力, 对不同层位烃源岩和原油生物标志化合物特征进行研究, 明确油气成因及来源, 为研究区油气勘探提供依据。

1 地质概况

南堡凹陷是渤海湾盆地北部的一个次级负向构造单元, 面积为1 932 km2。根据基底起伏及控凹、控带断裂的分布特征, 可划分8个次级构造带和3个洼陷[3]（图1a）。

图1 南堡3号构造带构造位置及地层综合柱状图

南堡3号构造带位于南堡凹陷东南部, 呈近东西向展布, 东、西两侧分别与南堡4号、南堡2号构造带相接, 紧邻曹妃甸洼陷, 面积约200 km2。该构造带是寒武系古潜山背景上发育的披覆断背斜构造, 自下而上依次充填古近系沙河街组、东营组, 新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组（图1b）。钻井揭示南堡3号构造带发育3套烃源岩, 即沙三段（Es3）、沙一段（Es1）、东三段（Ed3）[4]。沙三段暗色泥岩形成于深湖-半深湖沉积环境, 厚度在200~400 m之间; 沙一段暗色泥岩形成于半深湖沉积环境, 厚度分布稳定, 普遍在250 m左右; 东三段暗色泥岩形成于半深湖沉积环境, 厚度在300~500 m之间, 平面上自西南至东北向逐渐增厚。南堡3号构造带多层系含油, 可划分出源下、源内、源上成藏组合（图1b）。

2 烃源岩地球化学特征
2.1 烃源岩生烃潜力

烃源岩生烃潜力是岩石中赋存的有机质能够转化为油气的能力, 通常通过有机质丰度、成熟度及类型来表征。本文基于73个暗色泥岩样品岩石热解数据分析, 揭示南堡3号构造带烃源岩非均质性较强（图2a）。

图2 南堡3号构造带烃源岩有机质丰度和类型判别图

沙三段总有机碳含量（TOC）介于1.44%~4.02%之间, 平均值2.01%, 生烃潜量（S1+S2）介于1.61~4.96 mg/g之间, 平均值2.79 mg/g, 属于好-很好烃源岩; 沙一段TOC为0.50%~3.37%, 平均值1.32%, S1+S2为1.41~16.11 mg/g, 平均值5.01 mg/g, 属于中-好烃源岩; 东三段TOC为1.05%~2.66%, 平均值1.58%, S1+S2为2.89~12.66 mg/g, 平均值6.53 mg/g, 属于好-很好烃源岩。

热解峰温Tmax是判别有机质热演化程度的重要指标[5, 6], 可依其将有机质成熟度划分为未成熟（< 435 ℃）、低成熟（435~445 ℃）、成熟（> 445~460 ℃）、高成熟（> 460~490 ℃）和过成熟（Tmax> 490 ℃）5个阶段, 即Tmax值越高, 表明有机质成熟度越高。沙三段、沙一段和东三段样品Tmax分别在445~475 ℃、442~457 ℃和438~447 ℃之间（图2b）。因此, 沙三段主体处于成熟-高成熟阶段, 沙一段和东三段主体处于低成熟-成熟阶段。

氢指数HI值是判别有机质类型的重要指标, 根据HI值可将干酪根分为4类：Ⅰ 型干酪根（> 600 mg/g）、Ⅱ 型干酪根（300~600 mg/g）、Ⅱ -Ⅲ 型干酪根（150~300 mg/g）、Ⅲ 型干酪根（< 150 mg/g）。由于沙三段有机质热演化程度高, 发生大规模排烃作用后导致HI值明显降低, 变化在64~163 mg/g之间, 但Ⅲ 型干酪根的判别结果偏离了实际地质情况, 选择不受热演化影响的有机质显微组分判定沙三段为Ⅱ 型干酪根[4], 评价结果更可信。沙一段和东三段有机质热演化程度中等, HI分别在141~550 mg/g和163~502 mg/g之间, 表明以Ⅱ 型干酪根为主, 含少量Ⅰ 、Ⅱ -Ⅲ 型干酪根。

综上可知, 南堡3号构造带烃源岩有机质丰度高、有机质类型好且均已进入生烃门限, 具有很好生烃能力, 生烃能力表现为沙三段> 东三段≥ 沙一段。

2.2 烃源岩生物标志化合物

2.2.1 正异构烷烃

如图3所示, 研究区烃源岩正构烷烃碳数分布范围在nC12-nC36之间。正构烷烃分布型式是表征有机质来源和热演化程度的良好指标[7, 8]。碳数小于nC20的短链正构烷烃主要源自水生低等生物, 碳数大于nC25的长链正构烷烃主要源自陆生高等植物。沙三段、沙一段、东三段样品短链和长链正构烷烃丰度相当, 相应的 ∑nC21-/∑nC22+比值分别在0.87~1.38、0.68~1.23、0.72~1.12之间, 表现为水生和陆生有机质混合输入。随热演化程度增强, 长链正构烷烃因C-C键断裂发生热裂解, 导致短链正构烷烃比例不断增加[9], 主峰碳由高碳数向低碳数迁移及奇偶优势减弱。沙三段、沙一段、东三段样品主峰碳分别为nC19、nC21、nC25, 碳优势指数CPI值分别为0.93~1.13、1.16~1.20、1.17~1.59, 奇偶优势指数OEP值分别为0.96~1.02、1.04~1.10、1.03~1.35, 这种规律特征则是有机质热演化程度由高至低变化的直接证据。

图3 南堡3号构造带烃源岩生物标志化合物谱图

姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）是最为典型的类异戊二烯烷烃。本文所分析样品Pr和Ph相对丰度低于相邻的正构烷烃, 相应的Pr/nC17和Ph/nC18比值普遍< 1（图4a）。Pr和Ph生物前体为光合生物叶绿素分子中的植基侧链, 前者是富氧环境产物, 后者是缺氧环境产物。通常认为Pr/Ph比值< 1.0倾向还原环境, 1.0~3.0倾向过渡环境, > 3.0倾向氧化环境[10]。南堡3号构造带的沙三段、沙一段、东三段Pr/Ph比值分别为0.95~1.44、1.85~2.67、1.48~3.29, 对应形成环境主要为弱还原、弱氧化-弱还原。

图4 南堡3号构造带烃源岩生物标志化合物参数交会图

2.2.2 甾类化合物

m/z 217质量色谱图中检测到的甾类化合物包括孕甾烷、升孕甾烷、规则甾烷和重排甾烷（图3）。规则甾烷具有重要的生源意义[11, 12], 普遍认为C27规则甾烷源自水生生物, C28规则甾烷源自含叶绿素的浮游植物, C29规则甾烷源自陆生高等植物。样品中检测到的C27、C28、C29规则甾烷相对含量分布范围宽泛：沙三段分别为27.8%~47.0%、18.4%~35.3%、24.4%~42.6%, 沙一段为19.6%~36.6%、25.9%~34.6%、34.6%~54.6%, 东三段为20.9%~52.8%、11.7%~32.9%、33.5%~62.2%, 均表现为水生和陆生有机质混合输入。相比较可知, 沙三段水生有机质占优势, 沙一段陆生有机质占优势, 东三段水生和陆生有机质均势。

规则甾烷化合物有4种常见构型：α α α -20R、α β β -20R、α α α -20S、α β β -20S。受热成熟因素的影响, 规则甾烷化合物不稳定R构型向稳定S构型、不稳定α α 构型向稳定β β 构型发生不可逆转化[13]。因此, 甾烷异构化程度是热演化程度的直接体现, 可通过α α α C29 20S/（20S+20R）和C29 β β /（β β +α α ）比值定量表征[14]。除少部分东三段样品外, 所分析样品甾烷的异构化作用强（图4b）, α α α C29 20S/（20S+20R）比值普遍高于0.40, C29 β β /（β β +α α ）比值普遍高于0.45, 已接近或达到反应平衡状态, 说明有机质处于成熟甚至高成熟阶段。

2.2.3 萜类化合物

m/z 191质量色谱图中检测到丰富五环三萜烷化合物, 包括C27 18α （H）-三降藿烷（Ts）、C27 17α （H）-三降藿烷（Tm）、C29降藿烷（C29H）、C29降新藿烷（C29Ts）、C30重排藿烷（C30DiaH）、C30藿烷（C30H）、伽马蜡烷（Gam）、C31至C35升藿烷及含量不等的三环萜烷和四环萜烷。所分析样品C30H丰度普遍高于C30DiaH, 沙三段、沙一段、东三段样品C30DiaH/C30H比值分别在0.05~1.10、0.37~0.56、0.01~0.14之间, C29Ts/C29H比值分别介于0.26~1.13、1.38~2.11、0.24~1.48（图4c）, Ts/C30H比值分别介于0.11~0.82、0.39~0.74、0.05~0.22（图4d）, 它们可作为3套烃源岩生烃产物的区分标志。升藿烷系列化合物相对含量呈现递减序列变化, 即C31升藿烷> C32升藿烷> C33升藿烷> C34升藿烷> C35升藿烷。伽马蜡烷前身物为纤毛虫类或鞭毛藻类合成的四膜虫醇, 是指示水体盐度变化的生物标志化合物[15]。伽马蜡烷指数（Gam/C30H）< 0.2倾向淡水环境, > 0.2倾向咸水环境[16]。沙三段、沙一段、东三段样品伽马蜡烷指数分别介于0.04~0.23、0.12~0.23、0.01~0.04（图4e）, 表明水体盐度经历了淡水-半咸水→ 半咸水→ 淡水的变化过程。短链三环萜烷主要来源于陆生高等植物, C19/C23三环萜烷和C20/C23三环萜烷比值越大指示陆生有机质输入越多[17, 18]。所分析样品的这两个比值分布范围宽泛, 分别介于0.03~2.07和0.14~1.66之间（图4f）, 进一步证实沙三段、沙一段、东三段为水生和陆生有机质混合输入。

3 原油地球化学特征
3.1 原油物性

勘探实践表明, 南堡3号构造带源下、源内、源上成藏组合均有原油分布（图5）。

图5 南堡3号构造带原油物性纵向分布

源下成藏组合原油分布在寒武系徐庄组和毛庄组, 密度（20 ℃, 下同）为0.767~0.795 g/cm3, 粘度（50 ℃, 下同）为0.81~1.99 mPa· s, 其中硫的质量分数为0.02%~0.04%、蜡的质量分数为7.35%~11.92%, 凝固点为15~31 ℃, 属于凝析油, 具有低密度、低粘度、微含硫、中含蜡、中-高凝固点的特征。

源内成藏组合原油分布在沙一段和东三段, 密度为0.818~0.877 g/cm3, 粘度为1.76~11.54 mPa· s, 其中硫的质量分数为0.04%~0.52%、蜡的质量分数为10.63%~21.15%, 凝固点为23~38 ℃, 属于轻质油, 具有低密度、中粘度、低含硫、中-高含蜡、高凝固点的特征。

源上成藏组合原油分布在东一段、馆二段和馆三段, 密度为0.827~0.895 g/cm3, 粘度为3.01~17.78 mPa· s, 其中硫的质量分数为0.03%~0.29%、蜡的质量分数为9.52%~21.42%, 凝固点为16~39 ℃, 未发生生物降解, 属于轻质油。

3.2 原油族组分

南堡3号构造带原油族组分特征的统计结果显示（图6）, 源下原油族组分呈现高饱和烃含量（83.79%~88.07%）、低芳烃含量（6.21%~9.35%）和低“ 非烃+沥青质” 含量（3.71%~9.70%）的特征。源内和源上原油族组分特征相近, 呈现较高饱和烃含量（59.50%~72.16%）、中等芳烃含量（10.69%~20.03%）和中等“ 非烃+沥青质” 含量（6.71%~23.69%）的特征。初步判定, 原油母质类型、母质成熟度和运移距离是造成研究区源下、源内、源上原油族组分特征存在差异的主要原因。

图6 南堡3号构造带原油族组分特征

3.3 原油生物标志化合物

南堡3号构造带源下、源内、源上原油正构烷烃、甾烷和萜烷分布特征差异明显（图7）, 说明生油母质有机质组成、有机质沉积环境及成熟度不同。

图7 南堡3号构造带原油生物标志化合物谱图

源下原油Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.19~0.29和0.17~0.22, Pr和Ph含量相当, Pr/Ph比值介于0.95~1.06之间。C27、C28、C29规则甾烷相对含量分别为40.6%~46.6%、23.8%~27.0%、26.4%~35.6%, 均值分别为43.6%、25.4%、31.0%, 呈“ L” 型分布; α α α C29 20S/（20S+20R）和C29 β β /（β β +α α ）比值分别为0.44~0.51和0.54~0.57; Gam相对丰度很高, 伽马蜡烷指数介于0.26~0.28之间; C29Ts/C29H比值为1.10~1.80, Ts/C30H比值介于0.37~0.86之间; （孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷比值亦高, 为0.71~0.84。上述生物标志化合物分布特征表明, 原油母质为水生生物为主的混合有机质, 形成于偏咸水-弱还原环境, 为成熟阶段产物。

源内原油Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.34~0.39和0.21~0.25, Pr含量占优势, Pr/Ph比值介于1.56~1.60之间。C27、C28、C29规则甾烷相对含量分别为30.6%~31.4%、24.7%~25.1%、43.9%~44.3%, 均值分别为31.0%、24.9%、44.1%, 呈不对称“ V” 型分布; α α α C29 20S/（20S+20R）和C29 β β /（β β +α α ）比值分别为0.43~0.45和0.54~0.59; Gam相对丰度变化范围宽泛, 伽马蜡烷指数介于0.08~0.61之间; C29Ts/C29H比值为0.61~0.84, Ts/C30H比值为0.17~0.80; （孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷比值中等, 介于0.26~0.44之间。上述生物标志化合物分布特征表明, 原油母质为水生和陆生混合有机质, 多数形成于偏淡水-弱氧化弱还原环境, 少数形成于偏咸水-弱氧化弱还原环境, 为成熟阶段产物。

源上原油Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.45~0.78和0.30~0.52, Pr含量占优势, Pr/Ph比值介于1.35~1.49之间。C27、C28、C29规则甾烷相对含量分别为27.8%~30.6%、24.0%~26.9%、45.2%~46.1%, 均值分别为28.5%、25.8%、45.7%, 呈反“ L” 型分布; α α α C29 20S/（20S+20R）和C29 β β /（β β +α α ）比值分别为0.35~0.39和0.48~0.51; Gam相对丰度较低, 伽马蜡烷指数介于0.06~0.07之间; C29Ts/C29H比值为0.53~0.60, Ts/C30H比值为0.14~0.16; （孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷比值低, 介于0.17~0.20之间。上述生物标志化合物分布特征表明, 原油母质为陆生高等植物为主的混合有机质, 形成于偏淡水-弱氧化弱还原环境, 为低成熟-成熟阶段产物。

4 油源对比

油源对比的目的是追溯原油的可能来源, 为油气成藏规律研究提供关键依据。生物标志化合物指纹特征是确定原油来源最常用、最可靠的方法[19, 20]。若原油与潜在烃源岩之间存在亲缘关系, 则反映生源有机质组成、有机质沉积环境及热演化程度的生物标志化合物指纹特征具有相似性。为避免单一生物标志化合物指纹的局限性, 本研究以8个原油样品和11个烃源岩样品为分析对象, 选取12个特征参数进行对比, 包括Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、C23三环萜烷/C30H、C27/C29规则甾烷、Ts/（Ts+Tm）、Ts/C30H、Gam/C30H、C29Ts/C29H、（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷、α α α C29 20S/（20S+20R）、C29 β β /（β β +α α ）。结果表明, 南堡3号构造带源下、源内、源上原油来源不同。源下原油与沙三段烃源岩的典型生物标志化合物参数相似性好（图8a）, 两者具有亲缘关系; 源内原油的典型生物标志化合物参数分布最为复杂（图8b）, 或与沙一段烃源岩具有亲缘关系, 或与沙一段和沙三段烃源岩具有亲缘关系, 两者混合贡献特征明显; 源上原油与东三段烃源岩的典型生物标志化合物参数相似性好（图8c）, 两者具有亲缘关系。

图8 南堡3号构造带油源对比生物标志化合物参数

5 结论

（1）南堡3号构造带烃源岩非均质性较强。沙三段属于好-很好烃源岩, 为Ⅱ 型干酪根, 水生有机质输入占优势, 形成于弱还原的淡水-咸水交替变化沉积环境, 生烃潜力大; 沙一段属于中-好烃源岩, 以Ⅱ 型干酪根为主、含少量Ⅰ 、Ⅱ -Ⅲ 型干酪根, 陆生有机质输入占优势, 形成于弱氧化-弱还原的半咸水沉积环境, 生烃潜力中等; 东三段属于好-很好烃源岩, 以Ⅱ 型干酪根为主、含少量Ⅰ 、Ⅱ -Ⅲ 型干酪根, 水生和陆生混合有机质输入, 形成于弱氧化-弱还原的淡水沉积环境, 生烃潜力中等。

（2）南堡3号构造带源下、源内、源上原油物性、族组分和生物标志化合物特征不同, 原油来源亦不同。源下原油来源于沙三段烃源岩, 源内原油或为沙一段烃源岩贡献或为沙一段和沙三段烃源岩混合贡献, 源上原油来源于东三段烃源岩。

（编辑 郑春生）

参考文献
[1] 郭喜浩, 徐国盛, 黄晓波, 等. 渤东凹陷北部烃源岩地球化学特征与油源对比[J]. 成都理工大学学报(自然科学版), 2022, 49(1): 48-60.
GUO Xihao, XU Guosheng, HUANG Xiaobo, et al. Geochemical characteristics and oil-source correlation of source rocks in northern Bodong Sag, Bohai Bay, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2022, 49(1): 48-60. [本文引用:1]
[2] 付晓燕, 路俊刚, 师玉雷, 等. 河套盆地临河坳陷不同构造带原油地球化学特征及来源[J]. 天然气地球科学, 2024, 35(1): 176-192.
FU Xiaoyan, LU Jungang, SHI Yulei, et al. Geochemical characteristics and sources of crude oil in different structural belts of Linhe Depression, Hetao Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024, 35(1): 176-192. [本文引用:1]
[3] 静禹钱, 雷闯, 刘克栋, 等. 南堡凹陷古近系沙河街组沉积环境和物源: 来自微量和稀土元素地球化学的证据[J]. 地质科技通报, 2023, 42(1): 350-359.
JING Yuqian, LEI Chuang, LIU Kedong, et al. Deposition environment and provenance of the Palaeogene Shahejie Formation in Nanpu Sag: Evidences from trace and rare earth element geochemistry[J]. Bulletin of Geological Science and Technology, 2023, 42(1): 350-359. [本文引用:1]
[4] 权骋, 于春勇, 何成山, 等. 南堡3号构造带烃源岩生排烃史数值模拟[J]. 录井工程, 2025, 36(2): 142-148.
QUAN Cheng, YU Chunyong, HE Chengshan, et al. Numerical simulation of hydrocarbon-generating and hydrocarbon-expulsing histories of source rocks in Nanpu No. 3 structural belt[J]. Mud Logging Engineering, 2025, 36(2): 142-148. [本文引用:2]
[5] 邬立言, 顾信章. 热解技术在我国生油岩研究中的应用[J]. 石油学报, 1986, 7(2): 13-19.
WU Liyan, GU Xinzhang. The application of pyrolysis technique in source rock research[J]. Acta Petrolei Sinica, 1986, 7(2): 13-19. [本文引用:1]
[6] 雷闯, 殷世艳, 董桂玉, 等. 低勘探程度地区烃源岩生烃特征研究: 以渤海海域秦南凹陷为例[J]. 地质论评, 2024, 70(4): 1391-1402.
LEI Chuang, YIN Shiyan, DONG Guiyu, et al. Research on hydrocarbon generation characteristics of source rocks in low-exploration area: A case study of the Qinnan Sag, Bohai Bay Basin[J]. Geological Review, 2024, 70(4): 1391-1402. [本文引用:1]
[7] 刘舵, 谢春勤, 陈治军, 等. 正构烷烃分布在确定烃源岩生源构成中的有效性[J]. 断块油气田, 2019, 26(1): 42-47.
LIU Duo, XIE Chunqin, CHEN Zhijun, et al. Effectiveness of the n-alkanes distribution on determining parent material composition of hydrocarbon source rock[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2019, 26(1): 42-47. [本文引用:1]
[8] 张长好, 付新, 张连梁, 等. 柴达木盆地干柴沟地区下干柴沟组上段烃源岩特征[J]. 录井工程, 2023, 34(2): 139-144.
ZHANG Changhao, FU Xin, ZHANG Lianliang, et al. Characteristics of source rocks in the upper Member of lower Ganchaigou Formation in Ganchaigou area, Qaidam Basin[J]. Mud Logging Engineering, 2023, 34(2): 139-144. [本文引用:1]
[9] 陈治军, 张春明, 贺永红, 等. 银额盆地古生界过成熟烃源岩特征及其地球化学意义[J]. 石油与天然气地质, 2022, 43(3): 682-695.
CHEN Zhijun, ZHANG Chunming, HE Yonghong, et al. Characteristics and geochemical indication of over-mature source rocks in the Paleozoic, Yingen-Ejinaqi Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2022, 43(3): 682-695. [本文引用:1]
[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: 216-222. [本文引用:1]
[11] LIU S J, GAO G, JIN J, et al. Source rock with high abundance of C28 regular sterane in typical brackish-saline lacustrine sediments: Biogenic source, depositional environment and hydrocarbon generation potential in Junggar Basin, China[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, 208: 109670. [本文引用:1]
[12] 雷闯, 殷世艳, 叶加仁, 等. 东海盆地椒江凹陷古新统烃源岩地球化学特征及生烃历史[J]. 地球科学, 2021, 46(10): 3575-3587.
LEI Chuang, YIN Shiyan, YE Jiaren, et al. Geochemical characteristics and hydrocarbon generation history of Paleocene source rocks in Jiaojiang Sag, East China Sea Basin[J]. Earth Science, 2021, 46(10): 3575-3587. [本文引用:1]
[13] 王元杰, 蔡川, 肖阳, 等. 冀中坳陷束鹿凹陷潜山原油地球化学特征与油源对比[J]. 地球科学, 2021, 46(10): 3629-3644.
WANG Yuanjie, CAI Chuan, XIAO Yang, et al. Geochemical characteristics and oil-source correlation of crude oils of buried hills in Shulu Sag, Jizhong Depression[J]. Earth Science, 2021, 46(10): 3629-3644. [本文引用:1]
[14] 陈中红, 查明, 金强, 等. 东营凹陷古近系升藿烷生物标志物参数分布及演变规律[J]. 沉积学报, 2011, 29(1): 173-183.
CHEN Zhonghong, ZHA Ming, JIN Qiang, et al. Distribution and characteristics of the homohopane molecular parameters in Paleogene system of the Dongying Sag[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2011, 29(1): 173-183. [本文引用:1]
[15] 张立平, 黄第藩, 廖志勤. 伽马蜡烷-水体分层的地球化学标志[J]. 沉积学报, 1999, 17(1): 136-140.
ZHANG Liping, HUANG Difan, LIAO Zhiqin. Gammacerane-geochemical indicator of water column stratification[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1999, 17(1): 136-140. [本文引用:1]
[16] YUAN W, LIU G D, STEBBINS A, et al. Reconstruction of redox conditions during deposition of organic-rich shales of the Upper Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, China[J]. Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology, 2017, 486: 158-170. [本文引用:1]
[17] ADEGOKE A K, ABDULLAH, W H, HAKIMI M H, et al. Geochemical characterisation and organic matter enrichment of Upper Cretaceous Gongila shales from Chad (Bornu) Basin, northeastern Nigeria: Bioproductivity versus anoxia conditions[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2015, 135: 73-87. [本文引用:1]
[18] 杨帆, 王权, 郝芳, 等. 冀中坳陷饶阳凹陷北部烃源岩生物标志物特征与油源对比[J]. 地球科学, 2020, 45(1): 263-275.
YANG Fan, WANG Quan, HAO Fang, et al. Biomarker characteristics of source rock and oil-correlation in Raoyang Depression, Jizhong Sub-Basin[J]. Earth Science, 2020, 45(1): 263-275. [本文引用:1]
[19] 彭光荣, 刘军, 汪旭东, 等. 利用轻烃、碳同位素和生物标志物组成划分珠江口盆地深水区原油族群效果对比[J]. 天然气地球科学, 2023, 34(12): 2195-2209.
PENG Guangrong, LIU Jun, WANG Xudong, et al. Comparison of the effect of light hydrocarbons, stable carbon isotopes and biomarkers for crude oil classification in the deep-water area of the Pearl River Mouth Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023, 34(12): 2195-2209. [本文引用:1]
[20] 徐建永, 朱祥峰, 宋宇, 等. 南黄海盆地古近系烃源岩地球化学特征及油源对比[J]. 地球科学, 2019, 44(3): 848-858.
XU Jianyong, ZHU Xiangfeng, SONG Yu, et al. Geochemical characteristics and oil-source correlation of Paleogene source rocks in the South Yellow Sea Basin[J]. Earth Science, 2019, 44(3): 848-858. [本文引用:1]