羌塘盆地位于青藏高原腹地，地理坐标位于北纬32°~35°、东经83°~95°之间，面积约22×10⁴km²，构造上位于油气资源极其丰富的特提斯构造域东段^[1-2]，沉积构造演化特征和石油地质条件与特提斯构造域西段的波斯湾盆地具有相似性。该盆地油气赋存条件与勘探前景一直受到世界的瞩目^[3]。

隆鄂尼-昂达尔错白云岩古油藏带位于南羌塘盆地的北部，可划分为次一级的隆鄂尼-扎仁古油藏带和巴尔扎-晓嘎晓那-巴格底加日-日尕尔保古油藏带。东西向延伸近100km, 南北宽约20km（图 1-B），该古油藏带主要赋存于中侏罗统布曲组白云岩中，属于自生自储型古油藏^[4]。含油白云岩以中-细晶颗粒白云岩（似砂糖状结构）和藻纹层状白云岩为主，其孔隙度达5%~15%^{[1, 5]}。含油白云岩荧光颜色以黄绿色-黄色、淡蓝色，少量呈橙黄色和淡绿色，荧光强度中等-高，反映了该古油藏具有多期成藏的特点^[6]。古油藏的发现表明，南羌塘盆地在地史时期发生过大规模的油气运移及成藏，对该区油气勘探具有重要的指示意义。前人对该地区布曲组地表样品进行过大量的研究，主要集中在烃源岩和储层评价、白云岩成因、油源对比等方面^[6-9]。然而对井下样品却鲜有涉及^[10-11]，尤其是井下含油白云岩，几乎属于研究“空白区”。

图  1  昂达尔错地区地质简图及其钻孔位置（据参考文献① 修改）

J₂b—布曲组；J₂x—夏里组；J₃s—索瓦组；J₂Ŝq—莎巧木组；E₂n—那丁错组；Nk¹—康托组

Figure  1.  Simplified geological map of the Angdaerco area and the well positions

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① 吉林省地质调查院.中华人民共和国区域地质调查报告（1:25万昂达尔错幅）.中国地质调查局, 2003.

2014年，成都地质调查中心在古油藏带东缘开展实施了羌资11、12两口资料井，钻遇的地层为布曲组。钻井的开孔位置位于研究区东南部的巴尔扎-晓嘎晓那-巴格底加日-日尕尔保古油藏带上。笔者在钻井编录的过程中，在羌资11井589~600m段和羌资12井0~120m段分别发现厚度大于11m和100m的含油白云岩段。本文对钻井中含油白云岩段进行了研究，结合前人在该区石油地质填图及羌资2井等烃源岩的资料，通过对生物标志化合物所反映的母质类型、形成环境、成熟度研究进行油-岩对比。

1.   区域地质背景及钻井基本特征

羌塘盆地位于藏北“无人区”，其南北边界分别为班公湖-怒江缝合带和可可西里-金沙江缝合带，盆地从北到南可进一步划分为北羌塘坳陷、中央隆起带、南羌塘坳陷3个次级构造单元^{[3, 12]} (图 1-A)，呈现出两坳一隆的构造格局。在近几年的勘探过程中，已经明确侏罗系是羌塘盆地发育最广、厚度最大的海相地层，是勘探最重要的目的层^[13]。

羌塘盆地侏罗系发育多套烃源岩^[14]，包括分布于南羌塘坳陷中的曲色组和色哇组黑色泥页岩、布曲组泥晶灰岩、夏里组泥岩、索瓦组泥晶灰岩等，同时南羌塘盆地也具有良好的区域性盖层和储层系统，包括夏里组的膏岩层和布曲组的砂糖状白云岩、礁灰岩等。虽然南羌塘地区新生代构造活动比较强烈，致使古油藏出露地表，对其有一定的破坏作用，但构造活动也可能形成新的圈闭，对古油藏起一定的保护作用。2015年新一轮地震资料表明，在该古油藏出露地带下伏仍具有完整的构造（未发表资料）。该套白云岩可能控制了南羌塘盆地油气的分布规律，是该区油气勘探取得突破的重要目的层位^[15]。

羌资11井、12井位于西藏自治区双湖县雅曲乡，构造位置属于中央隆起带南缘，位于昂达尔错西边，是全取芯的石油地质资料井。井口坐标分别为北纬32°44′54.69′′、东经89°29′20.40′′和北纬32°44′18′′、东经89°32′16′′（图 1-B）。钻遇的地层均为布曲组，岩性主要为浅灰色、深灰色微晶灰岩，灰黑色泥晶灰岩、灰色-浅灰色粉晶灰岩、灰白色灰质白云岩、深灰色介壳灰岩、浅灰色砂屑灰岩、浅灰色礁灰岩、深灰色藻灰岩、灰黑色砂糖状含油白云岩等。井深分别为600m和600.1m。

2.   样品采集与分析方法

样品采自井下含油白云岩段，为了便于对比，笔者分别从羌资11井589~600m井段和羌资12井0~120m井段中分别选取了4件灰黑色含油白云岩样品（图 2-A、B、D）。为了对原油进一步对比分析，从羌资11井370~398m井段选取了4件含油灰岩样品（图 2-C）。另外，笔者还收集了该区1:5万石油地质填图中夏里组、曲色组及羌资2井布曲组烃源岩的资料进行油-岩对比分析。

图  2  羌资11、12井部分样品的岩心照片

Figure  2.  The core photographs in the samples from Well Qiangzi-11 and 12

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样品有机地球化学测试全部在中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司勘探开发研究院生油实验室完成。样品粉碎至80目进行索氏抽提72h, 沥青质通过石油醚沉淀，族组分提取用硅胶、氧化铝色层柱，通过正己烷、苯、无水己醇冲洗，最终得到饱和烃、芳烃和非烃。GC分析采用美国HP-6890气相色谱仪，进样温度290℃、检测器温度300℃、容器为HP-5型的石英弹性毛细管柱（25m×0.32mm×0.17μm)，载气为氮气。初温60℃，且保持恒温5min, 升温速率为4℃/min, 终温至290℃且保持恒温40min。GC-MS分析采用MAI95S色谱-质谱联用仪，离子源温度180℃，电子能量70eV。HP-5型石英弹性毛细管柱（50m × 0.32mm ×0.17μm），保持80℃恒温5min后以8℃/min升温至120℃，再以2℃/min升温至300℃且保持恒温21min。

表  1  羌资11、12井样品氯仿沥青“A”及族组分含量

Table  1.  The concentrations of chloroform bitumen"A"and group composition in the sample from Well Qiangzi-11 and 12

样品号	井深/m	岩性	氯仿沥青 “A”/%	族组分/%
				饱和烃	芳烃	非烃	沥青质	非烃+沥青质
14QZ11W-1	591	含油白云岩	0.0017	42.86	11.11	39.68	6.35	46.03
14QZ11W-2	593.95	含油白云岩	0.0004	37.52	12.48	43.75	6.25	50.00
14QZ11W-3	596.55	含油白云岩	0.0009	37.93	10.34	44.82	6.91	51.73
14QZ11W-4	598.81	含油白云岩	0.0007	30.43	13.04	47.82	8.71	56.53
14QZ12W-1	23	含油白云岩	0.0013	45.45	11.36	38.64	4.55	43.19
14QZ12W-2	34.5	含油白云岩	0.0012	46.34	17.07	31.71	4.88	36.59
14QZ12W-3	58.5	含油白云岩	0.0017	64.41	18.64	11.86	5.09	16.95
14QZ12W-4	71	含油白云岩	0.0009	65.51	17.24	10.34	6.91	17.25
14QZ11W-5	370.22	含油灰岩	0.011	46.02	34.66	14.77	4.55	19.32
14QZ11W-6	377.56	含油灰岩	0.007	46.99	31.33	18.07	3.61	21.68
14QZ11W-7	384.83	含油灰岩	0.0051	40.98	22.95	26.23	9.84	36.07
14QZ11W-8	396.78	含油灰岩	0.0024	39.58	18.75	35.42	6.25	41.67

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3.   分析结果

3.1   族组分及正异构烷烃特征

从研究区羌资11井、12井获得的含油白云岩和含油灰岩样品原油族组分含量变化范围较大。其中，羌资11井含油白云岩样品饱和烃含量为30.4%~42.9%，平均为37.2%，芳烃含量为10.3%~13.0%，平均含量11.7%，饱和烃与芳烃的比值为2.3~3.9，平均值为3.2；非烃+沥青质含量为46.0%~56.5%，平均含量为51.1%；含油灰岩样品饱和烃含量为39.6%~47.0%，平均为43.4%；芳烃含量为18.8%~34.7%，平均含量为26.9%，饱和烃与芳烃的比值为1.3~2.1，平均值为1.7；非烃+沥青质含量为19.3%~41.7%，平均含量为29.7%；而羌资12井含油白云岩样品饱和烃含量为45.5%~65.5%，平均为55.4%；芳烃含量为11.4%~18.6%，平均含量为16.1%，饱和烃与芳烃的比值为2.7~4.0，平均值为3.5；非烃+沥青质含量为17%~43.2%，平均含量为28.5%。总体而言，羌资12井含油白云岩饱和烃平均含量>羌资11井含油灰岩＞羌资11井含油白云岩。

从研究区12个原油样品的GC色谱图可以看出，正构烷烃碳数分布较完整，从nC₁₃~nC₃₇均有分布，主峰碳以C₁₇和C₂₅为主，主要呈现2种不同的峰型：① 前高后低的单峰型（图 3），主峰碳多为nC₁₇、nC₁₈、nC₁₉、nC₂₁（表 2），低碳数正构烷烃的含量较高，主要见于样品14QZ11W-3、14QZ12W-2、14QZ12W-3、14QZ12W-4和所有含油灰岩样品中；② 前低后高的单峰型（图 3），主峰碳多为nC₂₅（表 2），高碳数正构烷烃的含量较高，主要见于样品14QZ11W-1、14QZ11W-2、14QZ11W-4和14QZ12W-1中。

图  3  羌资11、12井部分样品饱和烃色谱和萜烷、甾烷质量色谱图（m/z191、m/z217）

Figure  3.  The saturated hydrocarbon chromatogram, terpane and sterane mass chromatogram (m/z191, m/z217) in the samples from Well Qiangzi-11 and 12

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表  2  羌资11、12井样品正构烷烃与类异戊二烯烃分析结果

Table  2.  The analytical results of n-alkanes and isoprenoid alkanes in the samples from Well Qiangzi-11 and 12

样品号	井深/m	岩性	主峰碳	C21－/ C22+	Pr/Ph	Pr/nC17	Ph/nC18	CPI	OEP
14QZ11W-1	591	含油白云岩	nC25	0.58	0.58	0.61	0.98	1.27	1.02
14QZ11W-2	593.95	含油白云岩	nC25	0.55	0.67	0.72	0.92	1.11	0.97
14QZ11W-3	596.55	含油白云岩	nC21	1.23	0.55	0.56	0.96	1.12	0.93
14QZ11W-4	598.81	含油白云岩	nC25	0.63	0.71	0.69	0.96	1.06	0.96
14QZ12W-1	23	含油白云岩	nC25	0.61	0.74	0.42	0.53	1.04	0.97
14QZ12W-2	34.5	含油白云岩	nC18	0.68	0.78	0.32	0.39	1.04	1.03
14QZ12W-3	58.5	含油白云岩	nC18	0.74	0.68	0.31	0.43	1.02	1.01
14QZ12W-4	71	含油白云岩	nC19	0.82	0.64	0.39	0.43	1.06	1.03
14QZ11W-5	370.22	含油灰岩	nC17	1.22	0.87	0.36	0.42	1.05	1.01
14QZ11W-6	377.55	含油灰岩	nC17	1.34	0.8	0.39	0.5	1.06	1
14QZ11W-7	384.83	含油灰岩	nC17	1.52	0.9	0.34	0.43	0.97	0.97
14QZ11W-8	396.78	含油灰岩	nC17	1.69	0.87	0.47	0.63	0.98	0.95

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研究区含油白云岩样品具有较低的轻重烃ΣC₂₁^-/ΣC₂₂⁺值，主要分布在0.55~1.23之间，平均值为0.73，且仅有1件样品大于1.0，显示重烃组分占一定的优势。相比而言，灰岩样品则具有较高的ΣC₂₁^-/ΣC₂₂⁺值，主要分布在1.11~3.98之间，平均值为1.81（表 2），显示轻烃组分占明显的优势。所有样品均具有较高的（C₂₁+C₂₂）/（C₂₈+C₂₉）值，为1.21~2.70，平均值为1.87；OEP值分布在0.93~1.03之间，平均值为0.99，无明显的奇偶碳数分布优势（表 2）。

3.2   类异戊二烯型烷烃特征

研究区12个原油样品中均检测出较丰富的类异戊二烯烃（图 3），其中以姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）最丰富。含油白云岩样品Pr/Ph值变化范围较小，介于0.55~0.78之间（表 2），平均值为0.67，表现出植烷含量相对占优势的特征；Pr/nC₁₇值为0.31~0.72（表 2），平均值为0.50；Pr/nC₁₈值为0.39~0.98，平均值为0.70。相比而言，灰岩样品Pr/Ph值总体略高，为0.78~0.90，平均值为0.85；而Pr/nC₁₇和Pr/nC₁₈值总体较低，分别为0.34~0.47（平均值0.38）和0.42~0.63（平均值0.49）（表 2）。

3.3   甾萜类化合物特征

研究区所有样品中均检测出丰富的五环三萜烷类化合物（藿烷系列）、较丰富的三环萜烷及少量的四环萜烷类化合物（图 3），其相对丰度为五环三萜烷>三环萜烷>四环萜烷。其中五环三萜烷碳数分布范围为C₂₇~C₃₅，但以C₃₀霍烷相对含量最高，其次为C₃₁升霍烷和C₂₉降霍烷，而Ts（18α-22，29，30三降藿烷）、Tm（17α-22，29，30三降藿烷）相对含量较低，但14QZ11（T）-06样品中未检测出五升藿烷；三环萜烷碳数C₁₉~C₃₀均有分布，其中以C₂₃三环萜烷相对含量最高。另外，样品中均检出较高含量的伽马蜡烷；未检出代表典型陆源供应的奥利烷、羽扇烷等非藿烷类化合物。

另外，样品中甾烷类化合物均分布完整，检出物主要为规则甾烷（C₂₇~C₂₉），其次为重排甾烷（C₂₇、C₂₉）、孕甾烷和升孕甾烷（C₂₁~C₂₂），C₂₈重排甾烷含量少未检测出。规则甾烷C₂₇-C₂₈-C₂₉在GCMS图上主要呈不对称“V”型分布，少量呈“L”型（图 3），∑(C₂₇+C₂₈)>∑C₂₉，∑C₂₇/∑C₂₉值介于0.63~0.92之间，平均值为0.78。重排甾烷∑C₂₇/规则甾烷∑C₂₇值低，介于0.08~0.15之间，平均值为0.10（表 3）。

表  3  羌资11、12井样品萜烷、甾烷分析结果

Table  3.  The analytical results of terpane and sterane in the samples from Well Qiangzi-11 and 12

样品号	井深/m	A	B	C	D	E	F	G	H	I	规则甾烷
											C27	C28	C29
14QZ11W-1	591	0.41	0.41	0.38	0.57	0.35	0.22	0.59	0.06	0.90	0.34	0.29	0.37
14QZ11W-2	593.9	0.43	0.38	0.36	0.57	0.27	0.28	0.59	0.11	1.07	0.39	0.25	0.36
14QZ11W-3	596.6	0.43	0.39	0.37	0.57	0.27	0.28	0.60	0.10	1.00	0.37	0.26	0.37
14QZ11W-4	598.8	0.41	0.39	0.36	0.57	0.29	0.25	0.60	0.09	1.02	0.37	0.26	0.37
14QZ12W-1	23	0.95	0.38	0.36	0.55	0.27	0.30	0.59	0.12	1.12	0.40	0.25	0.36
14QZ12W-2	34.5	0.43	0.39	0.36	0.55	0.30	0.38	0.59	0.14	1.09	0.39	0.24	0.36
14QZ12W-3	58.5	0.49	0.38	0.35	0.57	0.20	0.20	0.59	0.19	1.10	0.39	0.26	0.35
14QZ12W-4	71	0.41	0.4	0.36	0.53	0.27	0.33	0.59	0.10	1.02	0.37	0.26	0.37
14QZ11W-5	370.2	0.48	0.41	0.39	0.56	0.29	0.41	0.58	0.30	1.03	0.39	0.24	0.37
14QZ11W-6	377.6	0.41	0.43	0.39	0.58	0.23	0.33	0.59	0.25	1.08	0.39	0.25	0.36
14QZ11W-7	384.8	0.46	0.39	0.37	0.57	0.23	0.48	0.60	0.43	1.00	0.38	0.24	0.38
14QZ11W-8	396.8	0.45	0.4	0.36	0.57	0.26	0.42	0.60	0.18	1.10	0.39	0.25	0.36
注：A=Ts/(Ts+Tm)；B=C29甾烷20S/(20S+20R)；C=C29甾烷ββ/(αα+ββ)；D=C32藿烷22S/(22S+22R)；E=伽马蜡烷/αβ-C30藿烷；F=三环萜烷/藿烷；G=C31升藿烷22S/（22S+22R）；H=孕甾烷/C29-ααα-20R甾烷；I=ααα-20R甾烷C27/C29

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4.   讨论

4.1   原油生物降解程度

原油的生物降解程度决定了生物标志化合物在油源对比中的可信度^[16]。Peters等^[17]对原油中不同烃类抗生物降解能力进行对比，划分了10个等级：卟啉>芳烃甾烷>重排甾烷>藿烷（无25-降藿烷）>甾烷>藿烷（有25-降藿烷）>异戊二烯烃>正构烷烃。研究表明，随着生物降解程度的增加，族组分中饱和烃含量降低，非烃和沥青质含量增加，且色谱图基线抬升越来越明显^[18]。本文原油样品中虽然正构烷烃碳数分布均较完整，但羌资11与12井原油样品相比具有以下特征：饱和烃含量低，非烃及沥青质含量总体较高（表 1），色谱图基线抬升明显（图 3）。基于前人研究成果^[18]，笔者认为，样品生物降解程度11井含油白云岩>11井含油灰岩>12井含油白云岩。考虑到样品中正构烷烃碳数分布较完整，认为该区类异戊二烯烃、萜烷、甾烷类化合物在进行油-岩对比时是可信的，但正构烷烃碳数分布特征用于油-岩对比时可能具有一定的干扰性，需谨慎使用。

4.2   原油母质来源及形成环境

考虑到研究区原油发生了一定的生物降解作用，故本文尽量避免使用正构烷烃等参数分析原油的母质来源、形成环境、油源等。

在分析母质来源时，三环萜烷通常与孢子体、角质体（高等植物）等关系密切^[19]。研究区含油样品三环萜烷与藿烷的比值均较低，为0.20~0.48，平均值为0.32，说明原油的母质可能来源于低等藻类。四环萜烷通常被认为是陆源有机质输入的标志物，但在古老的海相碳酸盐岩烃源岩中也发现了四环萜烷类化合物，证实了四环萜烷同样可能来自于低等生物^[20]。原油样品中虽然检测出少量的四环萜烷，但不能确定是否有陆源有机质的输入。另外，样品中均未检出代表典型陆源有机质输入的奥利烷、羽扇烷等非藿烷类，故陆源有机质供应与否仍需进一步研究。

规则甾烷是判断母质输入的另一个重要指标，其相对组成反映了母质来源的组成。通常情况下，C₂₇和C₂₈代表了低等生物（藻类）来源，C₂₉代表了陆源有机质或藻类的输入^[21-22]。研究区含油样品C₂₇、C₂₈、C₂₉规则甾类化合物含量分别为34%~40%、24%~29%、35%~38%，主要呈不对称“V”型和“L”型（图 3）。原油样品中仅有1件样品C₂₉>C₂₇，4件样品的C₂₇、C₂₉大致相等，其余样品具有C₂₇>C₂₉的特征，表明这些原油母质可能以水生生物为主，特别是藻类的贡献作用大。综合萜烷、甾烷类化合物参数表明，低等水生生物和藻类为原油的形成提供了主要的母质来源，高等植物贡献与否仍需进一步探讨。

类异戊二烯烃广泛分布于富有机质岩石和原油中，性质稳定，在长期地质历史过程中可以较完好地保存下来^[23]。其中姥鲛烷、植烷及其比值可作为沉积环境及其盐度判别的重要标志，姥鲛烷通常形成于较氧化的环境，而植烷则形成于较还原的环境^[24-25]。Peter等^[19]认为，高Pr/Ph值（>3.0）往往代表陆源有机质输入的氧化环境，而低Pr/Ph值（＜1）则反映了典型的缺氧环境，但对于介于1.0~3.0之间的比值，若没有进一步的证据，不能将其作为古环境判别的标志。研究区所有原油样品的Pr/Ph值均小于1.0，介于0.55~0.90之间，平均值为0.73，反映了一种还原-弱还原的淡化咸水环境。另外，在Pr/Ph-Pr/nC₁₇-Ph/nC₁₈三角图解（图 4）中，羌资12井中含油白云岩及羌资11井含油灰岩样品均落入淡化海水的沉积环境，但羌资11井含油白云岩样品却落入正常海水的环境，可能与羌资11井含油白云岩样品遭受生物降解程度强，导致Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈值偏高有关。

图  4  羌资11、12井含油样品Pr/Ph-Pr/nC₁₇-Ph/nC₁₈分布图解

Figure  4.  Pr/Ph-Pr/nC₁₇-Ph/ nC₁₈ diagram of oil-bearing samples from Well Qiangzi-11 and 12

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伽马蜡烷是一种C₃₀三萜烷，常作为高盐度海相和非海相沉积环境的标志^[19]。在研究区所有原油样品中均检测出了一定含量的伽马蜡烷，但含量较低（图 3），伽马蜡烷与αβC₃₀藿烷的比值为0.20~0.35，平均值为0.27，该比值远高于淡水成因（0.04~0.06）的原油比值，但低于盐湖成因的比值（0.27~1.00）^[26]，反映了原油形成时水体具有一定的盐度，但盐度值并不高。研究表明，重排甾烷在缺氧强还原条件下形成受到逆制，其含量往往较低^[27]。研究区原油样品重排甾烷C₂₇/规则甾烷C₂₇值较低，为0.08~0.24，平均值为0.12，比强还原条件下重排甾烷C₂₇/规则甾烷C₂₇值略高，进一步反映了原油形成时可能为一种还原-弱还原的沉积环境。

4.3   原油的成熟度

原油的成熟度是研究油源的一个重要标志，许多油源对比参数是否有效与原油的成熟度有重要的联系。如正构烷烃分布特征仅适用于低-中等成熟度、生物降解程度不明显的原油。岩石中甾烷、萜烷等生物标志化合物在有机质演化和成岩作用过程中往往会发生“异构化反应”，如甾烷的ααα型向αββ型、藿烷的ββ型向βα型和αβ型转换，侧链上R型向R+S型转换等^[11]。因此常用不同构型化合物的相对丰度来判断原油的成熟度，如C₂₉甾烷αββ/（C₂₉甾烷（ααα+αββ））、C₂₉甾烷20S/(C₂₉甾烷 (20S+20R))、C₃₁藿烷22S/C₃₁藿烷 (22S+22R)、C₃₂藿烷22S/C₃₂藿烷（22S+22R）等^[28]。羌资11、12井原油样品中C₂₉甾烷αββ/（C₂₉甾烷（ααα+αββ））和C₂₉甾烷20S/（C₂₉甾烷（20S+20R））值分别为0.35~0.39和0.38~0.43（表 3），均未达到相应生油高峰的平衡值（0.67~0.71和0.52~0.55）^[29]。通过C₂₉甾烷αββ/（C₂₉甾烷（ααα+αββ））与C₂₉甾烷20S/（C₂₉甾烷（20S+20R））参数的交汇综合分析可知（图 5），该地区井下原油样品处于中等成熟阶段。另外，原油样品中C₃₁藿烷22S/C₃₁藿烷（22S + 22R）值为0.58~0.60；C₃₂藿烷22S/C₃₂藿烷（22S+22R）值为0.53~0.58；上述参数的值接近或达到其平衡值（0.57~0.60）^[29]，即演化程度导致的异构化作用达到平衡。综合上述参数，研究区原油达到中等成熟阶段，为中等成熟型原油。

图  5  羌资11、12井含油样品的成熟度判别图

Figure  5.  The maturation of oil-bearing samples from Well Qiangzi-11 and 12

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4.4   油-岩对比分析及油气勘探意义

关于南羌塘地区隆鄂尼-昂达尔错古油藏带的油源问题，一直是羌塘盆地油气勘探研究的难点问题之一。前人对古油藏带的油源进行过一定的研究^{[1, 4, 8-9, 30]}，其认识也各不一致。王成善等^[1]通过原油的单体C同位素及生物标志化合物研究表明，隆鄂尼古油藏油源来自于毕洛错油页岩；赵政璋等^[4]认为，隆鄂尼地区古油藏油源来自于夏里组烃源岩；付修根等^[8]认为，扎仁地区油源具有混合来源的特征，主要来自于夏里组烃源岩，可能也存在毕洛错油页岩的混入；陈文彬等^[9]认为，扎仁地区油源来自于夏里组烃源岩；季长军等^[30]通过对羌D2井中含油白云岩分析，把原油分成2类，第一类可能来自于曲色组和布曲组烃源岩，第二类可能来源于夏里组。

本文通过对研究区羌资11、12井含油白云岩样品类异戊二烯烃、萜烷、甾烷等化合物进行系统的分析，并与羌资2井深灰色泥晶灰岩[11（]部分样品）、研究区附近曲色组^[31-32]、夏里组烃源岩^[8]样品的12个生物标志化合物参数进行对比分析，发现其与布曲组泥晶灰岩具有近乎完美的可对比性，与夏里组泥页岩的甾烷、萜烷参数之间具有良好的可对比性，而与曲色组油页岩之间具有较好的可对比性（图 6）。考虑到整个南羌塘地区布曲组和夏里组烃源岩有机碳含量偏低（＜0.5%）^{[6, 8, 11, 33-37]}，可能不具备形成大规模古油藏带的条件，其生物标志化合物之间拟合度高可能与布曲组灰岩中混有原油和夏里组提供部分油源有关。尽管南羌塘南缘地区曲色组黑色岩系有机碳含量低^[38]，但在北缘地区却发现发育于泻湖环境的高有机碳含量曲色组黑色页岩^[31-32]，该套烃源岩具备形成大型油气藏的潜力。曲色组黑色页岩生物标志化合物与原油之间存在一定的差异，这可能与混入了部分夏里组油源有关。基于以上认识，笔者认为研究区油源较复杂，可能主要来自于北缘的曲色组黑色页岩，同时混入了部分夏里组及布曲组的油源。中央隆起带南缘与古油藏带北缘之间可能存在潜在油气藏，这被近年来的勘探所证实。通过本次油源对比研究，认为羌塘盆地中央隆起带南缘存在推覆构造^[13]，这些推覆构造覆盖了含油白云岩，在部分暴露区，形成暴露的古油藏，而覆盖区则可能具有较好的油气勘探潜力，结合地震资料落实的圈闭构造，可作为下一步油气勘探的目标。

图  6  研究区附近布曲组、夏里组及曲色组烃源岩与含油样品生物标志化合物对比（烃源岩各参数为其平均值）

Figure  6.  Comparison of biomarkers between the Buqu Formation, Xiali Formation and Quse Formation hydrocarbon source rocks and oil-bearing samples in the study area

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5.   结论

（1）羌资11、12井钻取的原油为同一种类型，但生物降解程度存在差异，11井含油白云岩中原油生物降解程度强于12井，表现为族组成饱和烃含量低，非烃及沥青质含量高，色谱图基线抬升明显，峰型表现为以前低后高单峰型为主、主峰碳数为高碳数（nC₂₅）的特征。

（2）各原油样品中三环萜烷与藿烷比值低，为0.20~0.48，甾烷以C₂₇ >C₂₉为主，表明原油的母质主要来源于低等水生生物和藻类。各原油样品中Pr/Ph值为0.55~0.90，γ-蜡烷含量较低，γ-蜡烷/αβ-C₃₀藿烷值为0.20~0.35，反映了母质形成于还原-弱还原且盐度不高的咸水环境。

（3）各原油的C₂₉甾烷αββ/（C₂₉甾烷（ααα +αββ））、C₂₉甾烷20S/（C₂₉甾烷 (20S +20R））、C₃₁藿烷22S/C₃₁藿烷（22S+22R）、C₃₂藿烷22S/C₃₂藿烷（22S+22R）等参数略低于或达到生油高峰的平衡值，反映了原油为成熟油，但成熟度不高，处于中等成熟阶段。

（3）各原油中类异戊二烯烃、萜烷、甾烷等12个生物标志化合物参数与羌资2井布曲组泥晶灰岩具有非常好的对比性，而与夏里组和曲色组之间对比性稍差。结合南羌塘地区烃源岩有机碳资料分析，油源可能主要来自于曲色组，混入了部分夏里组及布曲组的油源，具有混源的特征。