-
氢是有机质中的重要组成部分，氢有较大的同位素分馏效应，会导致不同地质条件下氢同位素分布特征差异较大。Dawson et al.（2004）、Sessions（2016）研究认为正构烷烃氢同位素组成特征受环境、生物等因素综合控制，尤其是对于沉积环境的变化最为敏感。因此，Duan（2000）、Duan and Ma（2001）、Vinnichenko et al.（2021）认为通过正构烷烃氢同位素分析可以判定有机质来源，揭示古沉积环境的变化。原油正构烷烃单体氢同位素组成主要受沉积环境影响，不同来源的原油氢同位素特征分布不同。一般来说，陆相原油单体氢同位素组成大约在-200‰~-120‰，而海相原油单体氢同位素组成大约在-160‰~-50‰，明显比陆相有机质更加富氘（Li et al.，2001；Schimmelmann et al.，2004）。此外还受有机质母质类型影响，藻类等海洋低等生物δ2Halk较重，陆源高等植物δ2Halk较轻。δ2Halk受原油成熟度影响，热演化程度增加δ2Halk逐渐偏重，但是在一些高成熟度的原油中需要结合实际地质背景讨论，像在混源油中不同成熟度混合的原油δ2Halk会存在较大差异（Jia et al.，2013，2017）。原油形成后次生作用对δ2Halk的影响相对较小，其中生物降解程度越严重，δ2Halk越重（Asif et al.，2009），但也有学者发现同一来源原油，遭受严重生物降解原油与正常原油δ2Halk范围一样（Jia et al.，2017）。而油气生成后的运移作用通常对δ2Halk没有影响（王保忠等，2014）。因此，正构烷烃氢同位素组成可以作为油源对比工具，尤其是可以为解决混源油的来源问题提供分子指纹和同位素证据（赵孟军等，1994；段毅等，2003；卢鸿等，2004；Aboglila et al.，2010；朱信旭，2019；綦艳丽，2020）。
本次样品取自准噶尔盆地中部地区（下文简称准中地区）莫索湾凸起、盆1井西凹陷以及沙湾凹陷，总共27个原油样品。准中地区经过多年的勘探，已发现多个油气藏。该地区发育多套烃源岩，油、气源关系相对复杂，前人主要通过原油生物标志化合物和碳同位素组成对准中地区原油地球化学特征以及成因来源进行研究（刘文锋等，2015；刘惠民等，2023；宋永等，2024）。学者们统一将准中地区原油归为一类原油，该类全油碳同位素δ13C小于-29‰，以C29甾烷为主，由于该类原油三环萜烷、伽马蜡烷（Ga）、β-胡萝卜烷丰度变化大，又可以进一步划分成五个亚类（何登发等，2004；陶国亮等，2008；陈建平等，2016a，2016b；李博偲等，2022）。王屿涛（1997）根据原油物性划分成五类分别是夏盐型、石西型、陆南型、滴西型和滴南型；王绪龙和康素芳（2001）、王绪龙等（2013）根据三环萜烷相对丰度划分成四类，上升型、下降型、山峰型、山谷型；陈建平等（2016a）则根据原油碳同位素组成和生物标志化合物特征将其细分为四个亚类。从前人对准中地区原油类型划分上可以看出，划分原油类型时选择的参数越稳定，受干扰因素越少，分类越准确。但对于准中地区混源原油来说，由于原油混合效应使得原油地球化学参数复杂多变，难以识别不同油源对混合原油的贡献，同一种原油可能既具有风城组原油地化特征，又具有乌尔禾组原油地化特征。尤其是反映环境参数的生标变化幅度大，解释起来尤为困难。而单体氢同位素作为指示沉积环境的有效指标，可以更进一步划分准中地区混源原油类型，明确原油来源，为该区域油气勘探提供重要参考依据。
-
准中地区位于准噶尔盆地腹部，以盆地中央坳陷带为主，本次研究的重点区域主要包括四个凹陷，分别为盆1井西、东道海子、沙湾及阜康凹陷，以及三个凸起带，分别为莫南、莫北和莫索湾凸起（图1a）。
准中地区自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系、第四系共8套地层（图1b），其中二叠系、三叠系、侏罗系为准中地区主要烃源岩层（陈建平等，2016a，2016b）。石炭系为半深海—深海沉积地层，主要发育玄武岩、安山岩和火山碎屑岩。二叠系以陆相碎屑岩沉积为主，自下而上分别为下二叠统佳木河组（P1 j）、风城组（P1 f）、中二叠统夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）和上二叠统上乌尔禾组（P3w）。三叠系以冲积—河流相及湖相沉积为主。侏罗系主要发育砾岩、含砾砂岩，以及灰色、灰黑色泥质岩，局部夹煤层或煤线。白垩系岩相类型相较单一，在盆地内分布较为稳定以一套由泥质岩类组成的湖相沉积为主。盆地内新生代地层发育，为陆相沉积，构造格局与白垩系相似，岩性主要为暗红色与棕红色泥岩、砂质泥岩夹不等粒砂岩（陶国亮等，2008；Hu et al.，2016；Tao et al.，2016；寇晨辉，2017；Feng et al.，2019；刘刚等，2019；李博偲等，2022；师肖飞，2022）。
-
本次研究采集自准噶尔中部地区24口井27个原油样品，大多数为黄褐色原油，属于中质油，部分为轻质油、凝析油或稠油。其中来自侏罗系储层原油20个，白垩系储层4个，储层层系不清的原油3个。
由于异构烷烃会影响测量正构烷烃氢同位素值，所以要准确地测试单体烃的氢同位素，样品预处理至关重要。目前，从饱和烃中分离出正构烷烃的方法较多，但考虑操作步骤及经济等方面的原因，本次实验采用分子筛络合法进行样品的预处理。样品处理步骤如下：（1）称取20~50 mg原油样品并加入30 mL左右石油醚，放置12 h以上充分沉淀沥青质；（2）用充填有脱脂棉的短颈漏斗过滤沥青质；（3）润湿安装好的层析柱，对去除沥青质的原油样品分别用正己烷、二氯甲烷和甲醇做洗脱剂，依次进行族组分的分离，获得饱和烃、芳烃和非烃组分；（4）在分离得到的饱和烃中加入活化后的5A分子筛和异辛烷，放置于加热台上，将温度设置为60 ℃，加热一周使分子筛充分吸附正构烷烃；（5）关闭加热台，将加热后的溶液静置5 min后倒掉溶液，再次加入异辛烷，每个样品重复此步骤30次彻底洗去异构烷烃；（5）对吸附后的分子筛使用氢氟酸和石油醚进行破碎得到正构烷烃。
单体烃氢同位素测试仪器主要由三部分组成：（1）气相色谱仪，仪器型号为Agilent 7890B，色谱柱为石英毛细柱（60 m×0.25 mm×0.25 μm）载气为He，起始温度为80 ℃，以3 ℃/min升至300 ℃，并保持30 min；（2）同位素质谱仪，仪器型号为Elementar isoprime precision；（3）裂解炉，型号为Elementar GC5。氢同位素测试所用裂解炉温度为1 450 ℃。样品经气相色谱仪分离成单分子化合物，进入高温裂解炉，有机质完全裂解，生成H2、CO和C，C沉淀于炉管上，CO和H2由载气送入同位素质谱仪测定氢同位素。单个碳氢化合物的同位素数据以千分之（‰）为单位，以常规delta表示法（即δ2H）报告。每个样品至少进行三次测量，原油δ2H的三次测量的标准偏差≤±3‰。原油δ13C三次测量的标准偏差≤±0.08‰。
-
原油的族组成可以反映原始生油母质来源，还能反映原油生成后次生变化。对准中地区原油样品的族组分含量进行分析统计，来自不同层位原油族组分含量存在差异，并且来自不同地区原油族组分分布也存在不一致的情况，说明准中地区原油存在不同来源（图2）。准中地区原油族组分中饱和烃含量明显高于其他组分，分布范围较广，介于60.85%~87.84%，平均值为72.91%；芳烃含量介于5.45%~20.85%，平均值为13.56%；非烃和沥青质含量介于6.15%~23.87%，平均值为13.53%（表1）。
图 2 准中地区原油族组分特征
Figure 2. Crude oil group composition traits of the Junggar Basin hinterland
表 1 准中地区原油族组分
Table 1. Crude oil group composition of the Junggar Basin hinterland
井号 构造区 层位 深度/m 原油族组分/% 饱和烃 芳香烃 非烃+沥青质 庄1 盆1井西凹陷 J1s 4 353 73.48 15.19 11.33 庄3 盆1井西凹陷 J1s 4 072 75.86 11.85 12.29 庄102 盆1井西凹陷 J1s 4 269 72.21 13.62 14.17 庄103 盆1井西凹陷 J1s 4 278 71.21 12.14 16.65 庄106 盆1井西凹陷 J1s 4 307 73.08 14.34 12.58 庄107 盆1井西凹陷 J1s 4 274 83.42 10.16 6.42 征1 沙湾凹陷 K1tg 4 788 66.31 13.96 19.73 征1 沙湾凹陷 J1s 4 809 73.49 13.78 12.73 征101 沙湾凹陷 J1s 5 053 73.68 12.75 13.57 征6 沙湾凹陷 — — 78.54 10.93 10.53 永1 沙湾凹陷 J3q 5 873 62.54 16.51 22.64 永2 沙湾凹陷 — — 76.12 17.35 6.53 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 858 66.14 13.96 19.90 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 913 67.04 13.04 19.93 永9 沙湾凹陷 K1tg 5 052 64.82 22.48 12.70 成1 东道海子凹陷 J1b 5 326 75.41 16.94 7.65 东道2 东道海子凹陷 J1s 5 402 72.17 13.24 14.59 永3 莫南凸起 J3q 5 610 74.32 18.69 6.99 永3 莫南凸起 J1s 5 801 67.25 20.85 11.90 董1 阜康凹陷 J2t 4 871 71.64 13.03 15.33 董3 阜康凹陷 J2t 5 324 82.54 11.31 6.15 莫005 莫索湾凸起 J1s 3 820 77.19 12.18 10.63 莫101 莫索湾凸起 J1s 4 204 79.58 6.31 14.11 芳2 莫索湾凸起 J2x 4 812 61.84 15.1 23.06 芳2 莫索湾凸起 J1s 4 944 60.85 16.51 22.64 盆参2 莫索湾凸起 J1b 5 122 80.57 10.52 8.91 盆4 莫索湾凸起 — 3 243 73.83 10.29 15.88 -
准中原油从总离子流图（Total Ion Current，TIC）来看，其正构烷烃峰型分布以单峰型、前峰型分布为主，部分原油含有较丰富的β-胡萝卜烷（图3）。姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）相对关系可以用来确定相应沉积环境（图4）（Powell and McKirdy，1973；ten Haven et al.，1988），准中地区原油Pr/Ph介于0.6~5.2，大部分样品Pr/Ph介于1.0~2.0，表现为氧化—弱还原的沉积水体环境（表2）。在Pr/nC17与Ph/nC18关系图中表现为部分原油的生烃母质来自过渡环境混合有机质来源，其他原油来自泥炭—煤等陆相有机质来源（图4）。β-胡萝卜烷作为干旱、湖相的标志物，最早在准噶尔盆地发现（蒋助生，1983），主要来源于藻类产生的色素，性质比较稳定。在原油中检出β-胡萝卜烷，极有可能与风城组、乌尔禾等二叠系源岩有关（Moldowan et al., 1985；郭建军等，2007；Brocks and Schaeffer, 2008；甘应星等，2025）。从表2中反映β-胡萝卜烷含量的参数可知，大部分原油样品β-胡萝卜烷含量较少，如阜康凹陷和东道海子凹陷原油甚至不含β-胡萝卜烷，但是仍存在部分井β-胡萝卜烷含量较高（盆1井西凹陷庄103井、莫南凸起永3井以及莫索湾地区芳2井等）。其中，永3井原油可能由于遭受生物降解，正构烷烃较β-胡萝卜烷抵抗能力弱，优先被消耗，使得β-胡萝卜烷/nCmax大于1。但其原油的正构烷烃分布完整，也有可能是后期二次充注的影响。从β-胡萝卜烷与Pr/Ph关系图中可知（图5），Pr/Ph所反映的不同沉积环境与β-胡萝卜烷之间的关系并不明显，不能很好地区分准中地区原油。
图 3 准中地区部分原油饱和烃总离子流图（TIC）
Figure 3. Saturated hydrocarbon total ion current (TIC) of partial crude oil samples from the Junggar Basin hinterland
图 4 Pr/nC17与Ph/nC18关系图
Figure 4. Plot of Pr/nC17 vs. Ph/nC18
表 2 准中地区原油地球化学参数
Table 2. Crude oil geochemical parameters of the Junggar Basin hinterland
井号 构造区 层位 深度/m 生物标志化合物 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 R11 庄1 盆1井西凹陷 J1s 4 353.00 1.9 0.18 0.36 0.09 0.89 0.90 0.15 0.42 0.55 0.51 0.21 庄3 盆1井西凹陷 J1s 4 072.00 1.8 0.19 0.36 0.11 0.85 0.96 0.13 0.42 0.55 0.52 0.17 庄102 盆1井西凹陷 J1s 4 269.00 1.8 0.18 0.36 0.10 0.97 0.84 0.13 0.46 0.66 0.31 0.16 庄103 盆1井西凹陷 J1s 4 278.20 1.4 0.30 0.44 0.59 0.73 0.84 0.25 0.34 0.54 0.54 0.35 庄106 盆1井西凹陷 J1s 4 307.00 1.9 0.18 0.37 0.14 0.83 0.90 0.15 0.41 0.55 0.53 0.23 庄107 盆1井西凹陷 J1s 4 273.90 1.6 0.28 0.45 0.03 0.81 0.93 0.21 0.32 0.53 0.56 1.01 征1 沙湾凹陷 K1tg 4 788.00 1.5 0.29 0.45 0.43 0.75 1.08 0.23 0.37 0.54 0.52 0.25 征1 沙湾凹陷 J1s 4 808.50 1.6 0.27 0.46 0.38 0.77 1.04 0.18 0.38 0.54 0.53 0.26 征101 沙湾凹陷 J1s 5 053.40 1.3 0.40 0.54 0.42 0.79 1.06 0.18 0.36 0.53 0.52 0.23 征6 沙湾凹陷 — — 1.5 0.28 0.47 0.15 0.72 1.02 0.29 0.39 0.52 0.51 0.24 永1 沙湾凹陷 J3q 5 873.00 1.5 0.29 0.49 0.30 0.71 1.09 0.30 0.36 0.43 0.39 0.50 永2 沙湾凹陷 — — 2.2 0.15 0.35 0.02 1.86 0.85 0.09 0.60 0.55 0.52 0.16 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 858.40 0.6 1.23 0.80 0.27 0.68 0.84 0.53 0.35 0.50 0.53 0.36 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 913.90 0.6 1.25 0.80 0.29 0.60 0.90 0.77 0.29 0.53 0.44 0.31 永9 沙湾凹陷 K1tg 5 051.50 1.1 0.47 0.51 0.19 0.70 0.97 0.61 0.40 0.54 0.51 0.14 成1 东道海子凹陷 J1b 5 326.00 5.2 0.18 1.09 6.29 0.60 0.04 0.88 0.56 0.51 0.07 东道2 东道海子凹陷 J1s 5 401.50 3.0 0.11 0.37 2.30 0.74 0.03 0.78 0.50 0.46 0.06 永3 莫南凸起 J3q 5 609.60 1.7 0.21 0.41 0.18 0.73 1.12 0.33 0.41 0.54 0.53 0.36 永3 莫南凸起 J1s 5 801.00 1.2 0.63 0.73 0.97 0.84 1.07 0.22 0.35 0.57 0.52 0.31 董1 阜康凹陷 J2t 4 871.00 3.6 0.10 0.42 7.35 0.35 0.02 0.87 0.49 0.46 0.06 董3 阜康凹陷 J2t 5 324.03 2.9 0.11 0.34 1.98 0.79 0.06 0.70 0.46 0.50 0.05 莫005 莫索湾凸起 J1s 3 820.00 1.2 0.48 0.57 0.42 0.81 0.96 0.13 0.32 0.54 0.52 0.26 莫101 莫索湾凸起 J1s 4 204.00 1.2 0.43 0.56 0.05 0.83 0.89 0.16 0.32 0.61 0.40 0.98 芳2 莫索湾凸起 J2x 4 812.00 1.2 0.49 0.64 1.40 0.85 1.00 0.16 0.30 0.57 0.48 0.30 芳2 莫索湾凸起 J1s 4 944.00 1.7 0.62 0.74 1.72 0.78 1.06 0.20 0.31 0.56 0.55 0.36 盆参2 莫索湾凸起 J1b 5 122.00 1.2 0.42 0.50 0.31 0.87 1.01 0.13 0.29 0.57 0.55 0.38 盆4 莫索湾凸起 — 3 243.00 1.3 0.41 0.56 0.22 0.93 0.97 0.06 0.30 0.53 0.51 0.25 注： R1=Pr/Ph；R2=Ph/nC18；R3=Pr/nC17；R4=β-胡萝卜烷/nCmax；R5=C20TT/C21TT；R6=C21TT/C23TT；R7=Ga/C30H；R8=C24TeT/（C24TeT+C26TT）；R9=C29ββ/(ββ+αα)；R10=C2920S/(20S+20R)；R11=三环萜烷主峰碳/C30H；“—”无数据。
图 5 β⁃胡萝卜烷/nCmax与Pr/Ph关系图
Figure 5. Plot of Pr/Ph vs. β⁃carotene/nCmax
三环萜烷主要来源于藻类或者微生物，也可以作为反映母质来源和沉积环境的常用指标（Bohacs et al.，2000；Peters et al.，2008；Tao et al.，2015；陈哲龙等，2017；肖洪等，2019）。准中地区原油根据三环萜烷含量有三种不同的分布模式（图6，7），第1种C20TT、C21TT、C23TT分布形态呈现出上升型分布（图6a），三环萜烷含量高，三环萜烷主峰碳与C30H比值介于0.98~1.01（表2）。第2种C20TT、C21TT、C23TT分布形态呈现出上升型或山峰型分布（图6b~d），三环萜烷含量较高，三环萜烷主峰碳与C30H比值介于0.13~0.50（表2）。第3种C20TT、C21TT、C23TT分布形态为山谷型分布，三环萜烷主峰碳与C30H比值均小于0.1（图6e，f）。虽然根据三环萜烷分布模式可以推断出原油有三种不同类型，但是同样的分布模式并不代表来自同一种类型原油。如盆参2井和永3井原油三环萜烷分布模式一致（图6b，c），三环萜烷主峰碳与C30H比值分别为0.38和0.36，但是反映沉积环境参数Ga/C30H比值相差较大，盆参2井Ga/C30H为0.13，永3井Ga/C30H为0.33，因此两者是否来自同一类型原油需要进一步验证。
图 6 准中地区部分原油m/z 191质量色谱图
Figure 6. Mass chromatograms (m/z 191) of partial crude oil samples from the Junggar Basin hinterland
图 7 C20TT/C21TT、C21TT/C23TT相关图
Figure 7. Plot of C20TT/C21TT vs. C21TT/C23TT
C24TeT可以指示细菌和陆源输入（Woodhouse et al.，1992；Samuel et al.，2010；包建平等，2018），在准中地区大部分原油样品Pr/Ph>1.0（表2），这种偏氧化的沉积环境有利于陆源三萜类化合物在微生物作用下形成C24TeT，而由细菌所形成的C24TeT则需要在还原环境中才可以大量生成。与三环萜烷分布模式做对比，发现三环萜烷分布模式呈上升型和山峰型的原油C24TeT/（C24TeT+C26TT）比值相近，介于0.29~0.60（图8），而三环萜烷呈下降型分布模式的原油C24TeT/（C24TeT+C26TT）比值高于前两类（图8），介于0.69~0.88，说明该类原油存在高等植物贡献。并且该类原油Ga/C30H比值也小于0.10，而其他两种类型原油Ga/C30H比值介于0.13~0.77，说明这种原油原始沉积环境与前两种原油完全不同。通过Ga/C30H与C24TeT/（C24TeT+C26TT）关系图表明这两个参数为负相关关系，前者高，表明水体盐度高，高等植物输入就少。另外，原油中当C24TeT/（C24TeT+C26TT）比值相似时，Ga/C30H值不同，说明原油中存在不同成因来源原油（图8）。
图 8 C24TeT/（C24TeT+C26TT）和Ga/C30H相关图
Figure 8. Plot of C24TeT/(C24TeT+C26TT) vs. Ga/C30H
不同的甾烷类生物标志物可以指示不同的生物来源和沉积环境（Peters et al.，2004；Zhang et al.，2021）。前人研究认为C27、C28、C29规则甾烷可以反映不同生源母质来源，C27甾烷来源于藻类低等水生生物；C29甾烷来源于陆源高等植物输入；C28甾烷则作为混合来源有机质。准中地区原油甾烷组成中大部分样品C29规则甾烷占优势，C27规则甾烷含量低，C27、C28、C29构型规则甾烷呈上升型分布（图9）。还有一部分原油C27、C28、C29构型规则甾烷呈“V”字型分布。大部分样品重排甾烷含量低，但是莫索湾凸起东部东道2井原油重排甾烷含量高，与腹部其他井原油不同。准中地区原油中短链的C21孕甾烷和C22升孕甾烷相对含量较高，早期的研究认为，其丰度高低与成熟度和黏土矿物存在有关（Requejo et al.，1997）。当成熟度不是太高时，来自侧链断裂的可能性较小，但是有学者通过实验证明孕甾烷/规则甾烷值不随热模拟温度的升高而增加反而略有降低（Hughes
and Holba，1988），因此认为与高盐度的沉积环境相关（秦黎明等，2008；王作栋等，2009；Wang et al.，2015）。准中地区原油（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷值介于0.13~1.25（表2），但也有比值小于0.2的原油，其甾烷成熟度参数C29甾烷20S/（20S+20R）和ββ/（ββ+αα）值分别介于0.37~0.51与0.46~0.66（图10），说明原油已达到异构化平衡阶段，均属于成熟油，因此并不是成熟度导致（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷值出现差异；而（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷值比值小于0.2的原油其Ga/C30H比值小于0.1，表明含盐度影响了孕甾烷和升孕甾烷含量。 
图 9 准中地区部分原油m/z 217质量色谱图
Figure 9. Mass chromatograms (m/z 217) of partial crude oil samples from the Junggar Basin hinterland
图 10 甾烷异构化参数关系图
Figure 10. Plot of C29ββ/(ββ+αα) vs. C2920S/(20S+20R) to determine thermal maturity
-
准中地区原油正构烷烃碳同位素组成（δ13Calk）为-33.9‰~-25.9‰，原油正构烷烃碳同位素随碳数增加逐渐偏轻。通过对准中不同地区原油δ13Calk分布范围分析，发现存在四种不同分布特征。第一种以沙湾凹陷永6井原油为主（图11a），原油正构烷烃碳同位素最轻，δ13Calk为-30.7‰~-33.8‰；第二种以莫索湾凸起、盆1井西凹陷以及部分沙湾凹陷原油为主（图11），δ13Calk为-27.0‰~-32.5‰；第三种以沙湾凹陷征1井、征6井和永2井以及漠南凸起永3井原油为主（图11a），δ13Calk介于-27.4‰~-30.4‰；第四种以东道海子凹陷和阜康凹陷原油为主（图11b），这些井原油C24TeT/（C24TeT+C26TT）>0.7，同时Ga/C30H<0.04，说明形成原油的干酪根来自陆源的高等植物，因此原油正构烷烃碳同位素组成最重，δ13Calk介于-25.9‰~-30.4‰。
图 11 准中地区正构烷烃碳同位素特征
Figure 11. δ13C of n⁃alkanes plotted against chain length from the Junggar Basin hinterland
虽然准中地区原油通过正构烷烃碳同位素分成了四种类型，但有些井原油正构烷烃碳同位素组成特征解释上存在争议。例如，永3井J1s原油δ13Calk介于-31.0‰~-29.4‰，重于永6井原油，同时Ga/C30H为0.22，小于永6井的Ga/C30H，但是永3井δ2Halk却重于永6井，因此永3井J1s原油还需要进一步分析，仅通过原油正构烷烃碳同位素与生标无法正确地反映有机质形成时的沉积环境。除此之外，盆1井西凹陷原油（图11c）虽然正构烷烃碳同位素分布范围一致，但是从C20开始庄1井、庄3井、庄102井δ13Calk与庄103井、庄107的δ13Calk出现差别。以往的正构烷烃碳同位素分析中只有这种差别足够明显才会划分成不同来源原油（Jia et al.，2013，2017；Yu et al.，2017），但是这几口井原油反映环境的生标参数有所差别，如庄107井和庄103井原油Ga/C30H、β-胡萝卜烷/nCmax大于庄1井、庄3井、庄102井，Pr/Ph小于这三口井。因此，为了解决碳同位素组成在反映沉积环境上的不足，需要一个更为灵敏的环境指标。
-
准中地区原油δ2Halk变化范围大，介于-187‰~-111‰。根据对所有原油样品δ2Halk范围划分为四种正构烷烃氢同位素曲线类型（表3）：（1）δ2Halk轻，δ2Halk介于-187‰~-139‰；（2）δ2Halk偏轻，δ2Halk介于-177‰~-124‰；（3）δ2Halk偏重，δ2Halk介于-163‰~-116‰；（4）δ2Halk重，δ2Halk介于-159‰~-111‰。
表 3 准中地区δ2Halk类型
Table 3. δ2Halk types of crude oil samples in the Junggar Basin hinterland
δ2Halk类型 δ2Halk/‰ 轻 -187~-139 偏轻 -177~-124 偏重 -163~-116 重 -159~-111 盆1井西凹陷原油δ2Halk整体较轻，介于-184‰~-124‰，随碳数增加，氢同位素逐渐偏重，除庄107井、庄103井外，其余井原油正构烷烃氢同位素特征较一致，氢同位素曲线形态平缓（图12a）。庄107井和庄103井低数碳部分（C15-C23）δ2Halk较重于盆1井西凹陷其他原油，从C23开始δ2Halk偏重，曲线斜率变大。
图 12 准中不同地区正构烷烃氢同位素特征
Figure 12. δ2H of n⁃alkanes plotted against chain length from the Junggar Basin hinterland
沙湾凹陷永2井、征101井和征1井原油δ2Halk偏轻，介于-177‰~-137‰（图12b）。沙湾凹陷其他井原油δ2Halk偏重，介于-159‰~-111‰。其中永2井原油虽然正构烷烃氢同位素特征与其他两口井一致，但是Ga/C30H为0.09，β-胡萝卜烷/nCmax为0.02，远小于同地区其他原油，说明氢同位素组成特征一致的原油还有可能来自不同类型原油。沙湾凹陷其他井原油除δ2Halk偏重之外，原油δ13Calk同样也重于该地区其他原油，这种碳、氢同位素同时都偏重的现象可能与该地区独特的生物类型和沉积环境有关。值得一提的是，永6井原油与永2井类似，也是和该地区其他井原油δ2Halk一致而生标不同。
莫南凸起永3井不同储层的原油正构烷烃氢同位素特征不同。永3井J3q原油δ2Halk较轻，介于-177‰~-124‰，与庄107井氢同位素组成特征相似；永3井J1s原油δ2Halk最重，介于-157‰~-121‰（图12b）。莫索湾地区原油δ2Halk除了芳2井原油外，δ2Halk偏重，介于-160‰~-116‰；芳2井原油δ2Halk轻，介于-182‰~-160‰（图12c）。来自东道海子凹陷的成1井原油与来自阜康凹陷的董1井和董3井原油，则与永2井无论是δ2Halk还是生物标志化合物参数均呈现高度一致性，唯一的差别就是永2井的三环萜烷含量大于这三口井（图12c）。
-
准中地区主要存在三种类型烃源岩的贡献，分别是下侏罗统八道湾（J1b）烃源岩、下二叠统风城组（P1 f）烃源岩和中二叠统乌尔禾组（P2w）烃源岩（陈建平等，2016a；师肖飞，2022；吴小奇等，2023）。J1b烃源岩贡献的原油主要来自东道海子凹陷成1井、东道2井原油与阜康凹陷董1井和董3井原油（图13），这些地区原油与准中地区其他原油存在明显区别，三环萜烷含量低，Ga/C30H比值小于0.1，规则甾烷成“V”字型分布，原油正构烷烃碳同位素最重，并且原油正构烷烃氢同位素与其他类型原油相比整体较轻（图12）。而永2井原油混合了部分P1 f烃源岩形成的原油（以下简称P1 f原油），大部分P1 f原油三环萜烷主峰碳为C21TT，Pr/Ph<2.0，δ2Halk重（表4），因此混合了P1 f原油的永2井原油三环萜烷主峰为C21TT，δ2Halk略重于其他J1b原油（图14）。
图 13 准中地区混源原油来源分布图
Figure 13. Source distribution map of mixed⁃source crude oil in the Junggar Basin hinterland
表 4 混源原油地球化学特征
Table 4. Geochemical characteristics of mixed⁃source crude oil
混源原油类型 δ2Halk/‰ δ13Calk/‰ 类异戊二烯 甾烷分布形式与特征指标 萜烷分布形式与特征指标 J1b原油混P1f原油 δ2Halk偏轻，-170~137 δ13Calk重，-27.3~-28.7 Pr/Ph：2.2；β-胡萝卜烷/nCmax：0.02 C29规则甾烷为主，“V”字型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.42 三环萜烷主峰/C30H：0.16；C19三环萜烷优势；Ga/C30H：0.09；C24TeT/C26TT大：0.60 P1f原油（浅湖）混P1f原油（深湖） δ2Halk偏重，-152~-120 δ13Calk偏重，-31.3~-27.0 Pr/Ph：1.1；β-胡萝卜烷/nCmax：0.19 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.38 三环萜烷主峰/C30H：0.49；C23三环萜烷优势；Ga/C30H：0.61；C24TeT/C26TT大：0.29 P1f原油（浅湖）混P2w原油 δ2Halk偏重，-160~-116 δ13Calk偏轻，-31.3~-29.6 Pr/Ph：1.2~1.3；β-胡萝卜烷/nCmax：0.05~0.22 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.64~0.90 三环萜烷主峰/C30H：0.25~0.98，C23三环萜烷优势；Ga/C30H：0.06~0.16；C24TeT/C26TT大：0.30~0.32 P1f原油（浅湖）混J1b原油 δ2Halk偏轻，-177~-129 δ13Calk偏重，-30.5~-27.9 Pr/Ph：1.6~1.7；β-胡萝卜烷/nCmax：0.18~0.38 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.44~0.61 三环萜烷主峰/C30H：0.26~0.36，C21三环萜烷优势；Ga/C30H：0.18~0.33；C24TeT/C26TT大： 0.38~0.41 P2w原油混P1f原油（浅湖） δ2Halk偏轻，-171~-124 δ13Calk偏轻，-31.7~-28.9 Pr/Ph：1.4~1.6；β-胡萝卜烷/nCmax：0.03~0.59 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.47~1.13 三环萜烷主峰/C30H：0.35~1.01，C23三环萜烷优势；Ga/C30H：0.21~0.25；C24TeT/C26TT大： 0.32~0.34 
图 14 准中地区不同类型原油正构烷烃碳、氢同位素特征
Figure 14. δ13Calk and δ2Halk of different types crude oil in the Junggar Basin hinterland
P1 f烃源岩作为盆地主力烃源岩层，集中分布于玛湖—东道海子凹陷的沉积中心（Yu et al.，2017；Zhang et al.，2022），分布面积大，沙湾凹陷和莫索湾凸起原油大部分均来自P1 f烃源岩贡献（图13）。但是P1 f烃源岩在湖盆时期沉积厚度不一，导致在沉积期形成烃源岩的过程中不同地区烃源岩厚度差距较大，使得深水湖相沉积的P1 f烃源岩与浅水湖相沉积的P1 f烃源岩地化特征不同。沙湾凹陷永6井原油就是典型的深湖相P1 f原油（图12，13），δ13Calk轻，δ2Halk偏重，Pr/Ph为0.6，Ga/C30H>0.53。沙湾凹陷永3井J1s原油就是典型的浅湖相P1 f原油（图12，13），δ13Calk和δ2Halk都重于深水湖相P1 f原油，Pr/Ph通常介于1.0~2.0，Ga/C30H为0.22，也小于深水湖相P1f原油。沙湾凹陷永3井J3q原油和征1井原油以浅湖相P1 f原油为主，混入了部分J1b原油，因此δ13Calk重，δ2Halk偏轻（表4）。永9井原油则是深湖相和浅湖相P1 f原油的混合（图13），同时具备了深湖相高Ga/C30H和浅湖相较重δ13Calk特征（表4）。
P2w烃源岩呈现“西厚东薄”的楔状体特征，盆1井西凹陷沉积中心厚度达450 m。盆1井西凹陷除庄107井、庄103井之外，其余井原油δ2Halk偏轻（图12），甚至与陆相来源为主的J1b原油相当，三环萜烷较高，β-胡萝卜烷含量较少，Ga/C30H比值小于0.15，是典型P2w原油。盆1井凹陷庄107井和庄103井原油由于混入浅湖相P1f原油（图13），δ2Halk明显重于盆1井西凹陷其他P2w原油，并且发现大部分混源油相较于未混源原油，曲线斜率均会增大（图12）。莫索湾凸起的莫101井和盆4井原油即为浅湖相P1 f原油混入部分P2w原油（图13），因为与浅湖相P1 f原油相比，δ13Calk和生物标志化合物参数无明显变化，只有δ2Halk整体偏轻。
-
根据对所有样品原油δ2Halk、δ13Calk和生物标志化合物特征分析，将准中地区原油精细划分为三种类型原油（Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类），其中第Ⅱ类原油进一步划分成两个亚类ⅡA和ⅡB（表5）。
表 5 准中地区原油类型及判识指标
Table 5. Crude oil types and identification criteria in the Junggar Basin hinterland
原油类型 主力油源 δ2Halk/‰ δ13Calk/‰ 类异戊二烯 甾烷分布形式与特征指标 萜烷分布形式与特征指标 Ⅰ类 J1b烃源岩 δ2Halk轻，-187~-139 重，-30.4~-25.9 Pr/Ph：2.9~5.2；无β-胡萝卜烷 C29规则甾烷为主，“V”字型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.13~0.32 三环萜烷含量低，三环萜烷主峰/C30H<0.07；C19TT优势；Ga/C30H<0.06；C24TeT/C26TT大： 0.70~0.88 ⅡA类 P1f烃源岩（浅水湖相） δ2Halk重，-159~-111 偏重，-30.5~-27.3 Pr/Ph：1.2~1.5；β-胡萝卜烷/nCmax：0.15~0.97 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.34~0.69 三环萜烷含量较高，C21TT、C23TT优势，上升型或山峰形分布，三环萜烷主峰/C30H：0.24~0.50；Ga/C30H：0.13~0.30 ⅡB类 P1f烃源岩（深水湖相） δ2Halk偏重，-163~-134 轻，-34.0~-30.8 Pr/Ph：0.6；β-胡萝卜烷/nCmax：0.27~0.29 C29甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.19~0.20 三环萜烷含量较低，C23TT优势，上升型分布，三环萜烷主峰/C30H：0.13~0.14；Ga/C30H大：0.53~0.77；C24TeT/C26TT：0.34~0.35 Ⅲ类 P2w烃源岩 δ2Halk轻，-184~-144 偏轻，-30.2~-28.9 Pr/Ph：1.2~1.9；β-胡萝卜烷/nCmax：0.09~1.72 C29甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.31~0.50 三环萜烷含量较高，C23TT优势，上升型分布，三环萜烷主峰/C30H：0.17~0.36；Ga/C30H小：0.13~0.20；C24TeT/C26TT：0.30~0.46 Ⅰ类原油来自J1b烃源岩形成的原油，正构烷烃氢同位素轻，δ2Halk介于-187‰~-139‰；δ13Calk重，δ13Calk介于-30.4‰~-25.9‰（图14）；三环萜烷含量较少，以C19TT优势，三环萜烷主峰/C30H<0.07；反映高等植物来源的C24TeT/（C24TeT+C26TT）大于0.70；无β-胡萝卜烷，Pr/Ph介于2.9~5.2，Ga/C30H比值低；Ⅰ类原油孕甾烷含量少，（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷介于0.13~0.32；C27、C28、C2920R构型规则甾烷呈“V”字形分布（表5）。Ⅰ类原油中部分混有P1f原油，δ2Halk偏轻，δ2Halk介于-170‰~137‰（表4）。
Ⅱ类原油主要来自P1f烃源岩形成的原油，δ2Halk重，δ2Halk介于-163‰~-111‰，以C21TT或C23TT优势为主，C20TT、C21TT、C23TT分布形态呈现出山峰型或上升型分布，C27、C28、C2920R构型规则甾烷呈上升型分布。但是根据正构烷烃碳、氢同位素特征和Ga/C30H比值进一步分为两个亚类，ⅡA类原油和ⅡB类原油。ⅡA类原油δ2Halk重，δ2Halk介于-159‰~-111‰；δ13Calk偏重，δ13Calk介于-30.5‰~-27.3‰（图14）；三环萜烷含量较高，三环萜烷主峰/C30H介于0.24~0.50。Pr/Ph介于1.2~1.5；Ga/C30H比值较低，介于0.13~0.30，β-胡萝卜烷/nCmax介于0.05~0.97；孕甾烷、升孕甾烷含量较高，（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷介于0.34~0.69（表5）。ⅡB类原油δ2Halk偏重，δ2Halk介于-163‰~-134‰；δ13Calk轻，δ13Calk介于-34.0‰~-30.8‰（图14）；Pr/Ph为0.6，β-胡萝卜烷/nCmax介于0.27~0.29；孕甾烷、升孕甾烷含量较低，（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷介于0.19~0.20；Ga/C30H大，介于0.53~0.77（表5）。ⅡA原油中混ⅡB原油δ2Halk介于-152‰~-120‰，Ga/C30H为0.60（表4）。ⅡA原油中混P2w原油，δ2Halk偏重，介于-160‰~-116‰，δ13Calk偏轻，介于-31.9‰~-29.6‰（表4）。ⅡA原油中混J1b原油，δ2Halk偏轻，δ2Halk介于-177‰~-129‰（表4）。
Ⅲ类原油主要来自P2w烃源岩形成的原油，原油δ2Halk轻，δ2Halk介于-184‰~-144‰（表5），与来自陆相侏罗系煤系烃源岩原油正构烷烃氢同位素特征相似（图14）。δ13Calk偏轻，介于-30.2‰~-28.9‰。Pr/Ph介于1.2~1.9，含β-胡萝卜烷，β-胡萝卜烷/nCmax介于0.09~1.72（表5）。C20TT、C21TT、C23TT分布形态以上升型为主，三环萜烷主峰/C30H介于0.17~0.36，Ga/C30H比值低于0.20。孕甾烷和升孕甾烷含量较高，（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷介于0.31~0.50（表5）。Ⅲ类原油中混ⅡA类原油，δ2Halk偏轻（图14），δ2Halk介于-171‰~-124‰（表3）。
-
沉积环境是影响正构烷烃氢同位素特征最主要的因素，从整体上影响δ2Halk分布范围。通过对准中地区原油正构烷烃氢同位素特征研究，发现不同来源的原油正构烷烃氢同位素呈现出差异性分布特征，能够作为原油类型划分的依据。来自不同原始沉积环境的原油具有不同的正构烷烃氢同位素分布特征（图15）。来自陆相煤系地层的Ⅰ类原油正构烷烃氢同位素最轻，来自淡水—半咸水的下乌尔禾组烃源岩的Ⅲ原油正构烷烃氢同位素较轻。但是作为同样来自半咸水—咸水的风城组烃源岩原油却存在不同的正构烷烃氢同位素分布特征。一般来说，Ga/C30H比值越大，水体分层越明显，水体越咸，正构烷烃氢同位素应该越重，但是腹部地区部分原油却存在相反的情况，Ga/C30H比值越大，正构烷烃氢同位素越轻。造成这种现象的原因可能主要与风城组烃源岩在形成之前的沉积环境有关。整个准噶尔盆地二叠纪为陆相湖盆（陈建平等，2016a，2016b），该沉积期时虽然均为咸水湖相沉积，但是在形成初期为海陆过渡环境的潟湖相沉积，水体较浅，发育白云质泥岩，再因蒸发作用使得较浅的水体含盐度增大，导致作为反映水体分层指标的Ga/C30H比值极低。部分潟湖相沉积形成的风城组烃源岩被保留下来，因此，风城组烃源岩Ga/C30H比值低，反而水体更咸，正构烷烃氢同位素越重（图16a）。
图 15 不同沉积环境正构烷烃氢同位素特征
Figure 15. δ2H of n⁃alkanes in various sedimentary environments
图 16 准中地区不同类型原油正构烷烃加权平均值δ2H与生标关系图
Figure 16. Plot of δ2H vs. biomarker from the Junggar Basin hinterland
来自P2w和P1f浅水湖相沉积的原油无论是Ga/C30H还是Pr/Ph都具有高度相似性（图16a，b），因此仅通过反映环境的生标参数同样无法解释氢同位素组成之间的差距。准中地区P2w烃源岩为浅湖沉积，多为淡水、弱氧化环境，以陆源有机质输入为主。而P1f浅水湖相沉积由于碱湖环境下的烃源岩多富含杜氏藻，使得P1f浅水湖原油比P2w原油更富集重氢，因此P1f浅水湖原油δ2Halk重于P2w原油。
有机质类型是影响δ2Halk的重要因素。从图16c中可以看到同一类原油中，反映细菌或陆源物质输入的参数C24TeT/（C24TeT+C26TT）越大，原油正构烷烃加权平均值δ2H越小。说明来自同一沉积环境的原油，不同类型有机质影响原油正构烷烃氢同位素组成特征。三大类原油正构烷烃加权平均值δ2H与C27甾烷/C29甾烷之间没有明显的关系（图16d），但是将所有类型原油的混源原油加入对比，发现两者呈正相关关系，说明当原油混入其他类型原油时，来自低等藻类的生物越多，δ2H越重。
从原油正构烷烃氢同位素分布曲线来看，均随着碳数增加δ2H逐渐变重（图14）。这是因为，C-1H键相对C-2H较弱，在烃类热成熟演化过程中，1H首先丢失，使干酪根更富集2H（Li et al.，2001）。并且由于低碳数正构烷烃稳定，高碳数正构烷烃不稳定，因此随着热演化过程的增加，高碳数正构烷烃分解形成低碳数正构烷烃，使得低碳数正构烷烃单体氢同位素组成较轻而高碳数正构烷烃单体氢同位素组成较重。但是热演化需要根据实际情况考虑。准中地区原油所有样品原油均已达到成熟阶段，通过成熟度参数与δ2H关系（图16e）发现，以藻类低等水生生物为主的P1 f来源的原油，δ2H与成熟度参数之间没有明显关系，而来自煤系J1b烃源岩的Ⅰ类原油和来自淡水湖泊陆源有机质为主的P2w烃源岩原油随着C2920S/（20S+20R）增大，δ2H逐渐偏重，并且若原油中混有J1b原油也符合这种规律。
-
（1） 准中地区原油正构烷烃呈单峰型分布，部分原油含有较丰富的β-胡萝卜烷；Pr/Ph值介于1.00~2.00，反映弱氧化—弱还原的沉积水体环境。三环萜烷分布可分为上升型、山峰型和山谷型，前两类含量较高，山谷型原油Ga/C30H较低。规则甾烷为上升型和“V”字型分布，前者孕甾烷和升孕甾烷含量高。
（2） 依据准中地区原油正构烷烃氢同位素（δ2Halk）变化范围（-187‰~-111‰），可分为四种同位素曲线类型。不同构造单元原油氢同位素特征差异明显：盆1井西凹陷偏轻且随碳数增加逐渐富集；沙湾凹陷部分井偏轻、部分偏重；莫南凸起不同层位氢同位素组成不同；莫索湾地区多数偏重，仅芳2井较轻；东道海子与阜康凹陷原油δ²Hₐₗₖ轻、δ¹³Cₐₗₖ重。
（3） 准中地区原油可划分为三种类型：Ⅰ类原油源自侏罗系煤系烃源岩（J1b），δ²Hₐₗₖ轻、δ¹³Cₐₗₖ重，C19TT优势、C24TeT高，无β-胡萝卜烷，Ga/C30H低，规则甾烷呈“V”型；Ⅱ类原油源自二叠系风城组（P1f），δ²Hₐₗₖ重，三环萜烷含量高，含β-胡萝卜烷，规则甾烷为上升型；可进一步按Ga/C30H和同位素特征分为两个亚类；Ⅲ类原油源自下乌尔禾组（P2w），δ²Hₐₗₖ轻，三环萜烷含量较低，Ga/C30H<0.3。
（4） 沉积环境是控制原油正构烷烃氢同位素组成的主要因素，煤系烃源岩（Ⅰ类）δ²Hₐₗₖ最轻，淡水—半咸水环境（Ⅲ类）较轻，半咸水—咸水环境（Ⅱ类）较重。有机质类型也显著影响氢同位素，细菌/陆源输入参数与δ²Hₐₗₖ负相关，而藻类输入使其偏重。热演化作用对J1b和P2w原油氢同位素有一定影响，与成熟度正相关，但P1 f碱湖原油无明显规律。
Molecular Isotope (δ2H) Composition Traits and Geological Significance of Mixed-Source Crude Oil n-alkanes in the Junggar Basin Hinterland, NW China
-
摘要: 目的 准噶尔盆地中部地区地质条件多变，原油性质复杂，为了解决该地区原油类型划分和油气来源问题，对准中混源油进行原油正构烷烃氢同位素组成（δ2Halk）研究。 方法 应用GC-MS、GC-IRMS、GC-TC-IRMS技术，对来自不同层位的27个原油饱和烃进行了生物标志化合物分析和正构烷烃单体氢同位素测试。 结果 将准中地区原油划分出三种类型：Ⅰ类原油来自下侏罗统八道湾组（J1b）煤系烃源岩，由于有大量陆源高等植物有机质输入，其氢同位素最轻；Ⅱ类原油主要来自下二叠统风城组（P1f）烃源岩，其中ⅡA原油来自海陆过渡环境的潟湖相沉积，Ga/C30H低，氢同位素较重，ⅡB原油正构烷烃氢同位素较轻，Ga/C30H比值较高；Ⅲ类原油主要来自中二叠统下乌尔禾组（P2w）烃源岩，正构烷烃氢同位素轻。 结论 将正构烷烃氢同位素与生物标志化合物手段相结合，可以精细划分原油类型，明确其来源，对整个准噶尔盆地油气勘探起到追踪油源并进行原油分类的作用。Abstract: Objective The geological conditions in the Junggar Basin hinterland are diverse， and the crude oil properties are complex. To address the issues of crude oil type classification and oil and gas source identification in this area， a study was conducted on the hydrogen isotopic characteristics of n-alkanes （δ2Halk） in the mixed-source crude oils from the Junggar Basin hinterland. Methods Gas Chromatography-Mass Spectrometry （GC-MS）， Gas Chromatography-Isotope Ratio Mass Spectrometry （GC-IRMS） and Gas Chromatography-Thermal Conversion-Isotope Ratio Mass Spectrometry （GC-TC-IRMS） techniques were employed to analyze biomarker compounds and conduct hydrogen isotope analysis of n-alkane monomers in 33 crude oil samples from different strata. Results Three types of crude oil were identified in the Junggar Basin hinterland： Type I originated from the Jurassic coal-bearing source rocks （J1b）， with the lightest hydrogen isotopic composition due to the significant input of terrestrial higher-plant organic matter； Type II mainly originated from the Permian Fengcheng Formation source rocks （P1f）， with Type IIA derived from lacustrine sedimentary environments in transitional marine-terrestrial settings， featuring a low Ga/C30H ratio and relatively heavy hydrogen isotopic composition， while Type IIB had a lighter hydrogen isotopic composition and a higher Ga/C30H ratio； Type III crude oil mainly originated from the Permian Lower Wuerhe Formation source rocks （P2w）， with a light hydrogen isotopic composition of n-alkanes. Conclusions The combination of hydrogen isotopic analysis of n-alkanes and biomarker compound analysis is able to precisely classify crude oil types and clarify their sources， which is highly significant for oil source tracking and crude oil classification throughout the Junggar Basin.
-
图 2 准中地区原油族组分特征
Figure 2. Crude oil group composition traits of the Junggar Basin hinterland
图 3 准中地区部分原油饱和烃总离子流图（TIC）
(a) well Pen 1 west Sag, well Zhuang 1, 4 353.00 m, J1s;
(b) Shawan Sag, well Zheng 1, 4 808.50 m, J1s; (c) Monan uplift, well Yong 3, 5 609.60 m, J3q; (d) Fukang Sag, well Dong 1, 4 871.00 m, J2t; (e) Dongdaohaizi Sag, well Cheng 1, 5 326.00 m, J1b; (f) Mosuowan uplift; well Pencan 2, 5 122.00 m, J1b Figure 3. Saturated hydrocarbon total ion current (TIC) of partial crude oil samples from the Junggar Basin hinterland
Fig.3
图 6 准中地区部分原油m/z 191质量色谱图
(a) well Pen 1 west sag, well Zhuang 107, 4 273.90 m, J1s;
(b) Mosuowan uplift, well Pencan 2, 5 122.00 m, J1b; (c) Monan uplift, well Yong 3, 5 609.60 m, J3q; (d) Shawan Sag, well Yong 6, 5 858.40 m, K1tg; (e) Dongdaohaizi Sag, well Cheng 1, 5 326.00 m, J1b; (f) Fukang Sag, well Dong 1, 4 871.00 m, J2t Figure 6. Mass chromatograms (m/z 191) of partial crude oil samples from the Junggar Basin hinterland
Fig.6
图 8 C24TeT/（C24TeT+C26TT）和Ga/C30H相关图
Figure 8. Plot of C24TeT/(C24TeT+C26TT) vs. Ga/C30H
图 9 准中地区部分原油m/z 217质量色谱图
(a) well Pen 1 west Sag, well Zhuang 103, 4 278.20 m, J1s; (b) Shawan Sag, well Yong 1, 5 873.00 m, J3q; (c) Mosuowan uplift, well Mo 101, 4 204.00 m, J1s; (d) Dongdaohaizi Sag, well Dongdao 2, 5 401.50 m，J1s; (e) Fukang Sag, well Dong 1, 4 871.00 m, J2t; (f) Monan uplift, well Yong 3, 5 609.60 m, J3q
Figure 9. Mass chromatograms (m/z 217) of partial crude oil samples from the Junggar Basin hinterland
Fig.9
图 10 甾烷异构化参数关系图
Figure 10. Plot of C29ββ/(ββ+αα) vs. C2920S/(20S+20R) to determine thermal maturity
图 11 准中地区正构烷烃碳同位素特征
(a) Shawan Sag and Monan uplift; (b) Mosuowan uplift, Fukang Sag and Dongdaohaizi Sag; (c) well Pen 1 west Sag
Figure 11. δ13C of n⁃alkanes plotted against chain length from the Junggar Basin hinterland
Fig.11
图 12 准中不同地区正构烷烃氢同位素特征
(a) well Pen 1 west Sag; (b) Shawan Sag and Monan uplift; (c) Mosuowan uplift, Fukang Sag and Dongdaohaizi Sag
Figure 12. δ2H of n⁃alkanes plotted against chain length from the Junggar Basin hinterland
Fig.12
图 13 准中地区混源原油来源分布图
Figure 13. Source distribution map of mixed⁃source crude oil in the Junggar Basin hinterland
图 14 准中地区不同类型原油正构烷烃碳、氢同位素特征
Figure 14. δ13Calk and δ2Halk of different types crude oil in the Junggar Basin hinterland
图 16 准中地区不同类型原油正构烷烃加权平均值δ2H与生标关系图
(a) δ2H vs. Ga/C30H; (b) δ2H vs. Pr/Ph; (c) δ2H vs. C24TeT/(C24TeT+C26TT); (d) δ2H vs. C27αααR/C29αααR; (e) δ2H vs. C2920S/(20S+20R)
Figure 16. Plot of δ2H vs. biomarker from the Junggar Basin hinterland
Fig.16 表 1 准中地区原油族组分
Table 1. Crude oil group composition of the Junggar Basin hinterland
井号 构造区 层位 深度/m 原油族组分/% 饱和烃 芳香烃 非烃+沥青质 庄1 盆1井西凹陷 J1s 4 353 73.48 15.19 11.33 庄3 盆1井西凹陷 J1s 4 072 75.86 11.85 12.29 庄102 盆1井西凹陷 J1s 4 269 72.21 13.62 14.17 庄103 盆1井西凹陷 J1s 4 278 71.21 12.14 16.65 庄106 盆1井西凹陷 J1s 4 307 73.08 14.34 12.58 庄107 盆1井西凹陷 J1s 4 274 83.42 10.16 6.42 征1 沙湾凹陷 K1tg 4 788 66.31 13.96 19.73 征1 沙湾凹陷 J1s 4 809 73.49 13.78 12.73 征101 沙湾凹陷 J1s 5 053 73.68 12.75 13.57 征6 沙湾凹陷 — — 78.54 10.93 10.53 永1 沙湾凹陷 J3q 5 873 62.54 16.51 22.64 永2 沙湾凹陷 — — 76.12 17.35 6.53 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 858 66.14 13.96 19.90 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 913 67.04 13.04 19.93 永9 沙湾凹陷 K1tg 5 052 64.82 22.48 12.70 成1 东道海子凹陷 J1b 5 326 75.41 16.94 7.65 东道2 东道海子凹陷 J1s 5 402 72.17 13.24 14.59 永3 莫南凸起 J3q 5 610 74.32 18.69 6.99 永3 莫南凸起 J1s 5 801 67.25 20.85 11.90 董1 阜康凹陷 J2t 4 871 71.64 13.03 15.33 董3 阜康凹陷 J2t 5 324 82.54 11.31 6.15 莫005 莫索湾凸起 J1s 3 820 77.19 12.18 10.63 莫101 莫索湾凸起 J1s 4 204 79.58 6.31 14.11 芳2 莫索湾凸起 J2x 4 812 61.84 15.1 23.06 芳2 莫索湾凸起 J1s 4 944 60.85 16.51 22.64 盆参2 莫索湾凸起 J1b 5 122 80.57 10.52 8.91 盆4 莫索湾凸起 — 3 243 73.83 10.29 15.88 
下载: 导出CSV
表 2 准中地区原油地球化学参数
Table 2. Crude oil geochemical parameters of the Junggar Basin hinterland
井号 构造区 层位 深度/m 生物标志化合物 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 R11 庄1 盆1井西凹陷 J1s 4 353.00 1.9 0.18 0.36 0.09 0.89 0.90 0.15 0.42 0.55 0.51 0.21 庄3 盆1井西凹陷 J1s 4 072.00 1.8 0.19 0.36 0.11 0.85 0.96 0.13 0.42 0.55 0.52 0.17 庄102 盆1井西凹陷 J1s 4 269.00 1.8 0.18 0.36 0.10 0.97 0.84 0.13 0.46 0.66 0.31 0.16 庄103 盆1井西凹陷 J1s 4 278.20 1.4 0.30 0.44 0.59 0.73 0.84 0.25 0.34 0.54 0.54 0.35 庄106 盆1井西凹陷 J1s 4 307.00 1.9 0.18 0.37 0.14 0.83 0.90 0.15 0.41 0.55 0.53 0.23 庄107 盆1井西凹陷 J1s 4 273.90 1.6 0.28 0.45 0.03 0.81 0.93 0.21 0.32 0.53 0.56 1.01 征1 沙湾凹陷 K1tg 4 788.00 1.5 0.29 0.45 0.43 0.75 1.08 0.23 0.37 0.54 0.52 0.25 征1 沙湾凹陷 J1s 4 808.50 1.6 0.27 0.46 0.38 0.77 1.04 0.18 0.38 0.54 0.53 0.26 征101 沙湾凹陷 J1s 5 053.40 1.3 0.40 0.54 0.42 0.79 1.06 0.18 0.36 0.53 0.52 0.23 征6 沙湾凹陷 — — 1.5 0.28 0.47 0.15 0.72 1.02 0.29 0.39 0.52 0.51 0.24 永1 沙湾凹陷 J3q 5 873.00 1.5 0.29 0.49 0.30 0.71 1.09 0.30 0.36 0.43 0.39 0.50 永2 沙湾凹陷 — — 2.2 0.15 0.35 0.02 1.86 0.85 0.09 0.60 0.55 0.52 0.16 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 858.40 0.6 1.23 0.80 0.27 0.68 0.84 0.53 0.35 0.50 0.53 0.36 永6 沙湾凹陷 K1tg 5 913.90 0.6 1.25 0.80 0.29 0.60 0.90 0.77 0.29 0.53 0.44 0.31 永9 沙湾凹陷 K1tg 5 051.50 1.1 0.47 0.51 0.19 0.70 0.97 0.61 0.40 0.54 0.51 0.14 成1 东道海子凹陷 J1b 5 326.00 5.2 0.18 1.09 6.29 0.60 0.04 0.88 0.56 0.51 0.07 东道2 东道海子凹陷 J1s 5 401.50 3.0 0.11 0.37 2.30 0.74 0.03 0.78 0.50 0.46 0.06 永3 莫南凸起 J3q 5 609.60 1.7 0.21 0.41 0.18 0.73 1.12 0.33 0.41 0.54 0.53 0.36 永3 莫南凸起 J1s 5 801.00 1.2 0.63 0.73 0.97 0.84 1.07 0.22 0.35 0.57 0.52 0.31 董1 阜康凹陷 J2t 4 871.00 3.6 0.10 0.42 7.35 0.35 0.02 0.87 0.49 0.46 0.06 董3 阜康凹陷 J2t 5 324.03 2.9 0.11 0.34 1.98 0.79 0.06 0.70 0.46 0.50 0.05 莫005 莫索湾凸起 J1s 3 820.00 1.2 0.48 0.57 0.42 0.81 0.96 0.13 0.32 0.54 0.52 0.26 莫101 莫索湾凸起 J1s 4 204.00 1.2 0.43 0.56 0.05 0.83 0.89 0.16 0.32 0.61 0.40 0.98 芳2 莫索湾凸起 J2x 4 812.00 1.2 0.49 0.64 1.40 0.85 1.00 0.16 0.30 0.57 0.48 0.30 芳2 莫索湾凸起 J1s 4 944.00 1.7 0.62 0.74 1.72 0.78 1.06 0.20 0.31 0.56 0.55 0.36 盆参2 莫索湾凸起 J1b 5 122.00 1.2 0.42 0.50 0.31 0.87 1.01 0.13 0.29 0.57 0.55 0.38 盆4 莫索湾凸起 — 3 243.00 1.3 0.41 0.56 0.22 0.93 0.97 0.06 0.30 0.53 0.51 0.25 注： R1=Pr/Ph；R2=Ph/nC18；R3=Pr/nC17；R4=β-胡萝卜烷/nCmax；R5=C20TT/C21TT；R6=C21TT/C23TT；R7=Ga/C30H；R8=C24TeT/（C24TeT+C26TT）；R9=C29ββ/(ββ+αα)；R10=C2920S/(20S+20R)；R11=三环萜烷主峰碳/C30H；“—”无数据。
下载: 导出CSV
表 3 准中地区δ2Halk类型
Table 3. δ2Halk types of crude oil samples in the Junggar Basin hinterland
δ2Halk类型 δ2Halk/‰ 轻 -187~-139 偏轻 -177~-124 偏重 -163~-116 重 -159~-111
下载: 导出CSV
表 4 混源原油地球化学特征
Table 4. Geochemical characteristics of mixed⁃source crude oil
混源原油类型 δ2Halk/‰ δ13Calk/‰ 类异戊二烯 甾烷分布形式与特征指标 萜烷分布形式与特征指标 J1b原油混P1f原油 δ2Halk偏轻，-170~137 δ13Calk重，-27.3~-28.7 Pr/Ph：2.2；β-胡萝卜烷/nCmax：0.02 C29规则甾烷为主，“V”字型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.42 三环萜烷主峰/C30H：0.16；C19三环萜烷优势；Ga/C30H：0.09；C24TeT/C26TT大：0.60 P1f原油（浅湖）混P1f原油（深湖） δ2Halk偏重，-152~-120 δ13Calk偏重，-31.3~-27.0 Pr/Ph：1.1；β-胡萝卜烷/nCmax：0.19 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.38 三环萜烷主峰/C30H：0.49；C23三环萜烷优势；Ga/C30H：0.61；C24TeT/C26TT大：0.29 P1f原油（浅湖）混P2w原油 δ2Halk偏重，-160~-116 δ13Calk偏轻，-31.3~-29.6 Pr/Ph：1.2~1.3；β-胡萝卜烷/nCmax：0.05~0.22 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.64~0.90 三环萜烷主峰/C30H：0.25~0.98，C23三环萜烷优势；Ga/C30H：0.06~0.16；C24TeT/C26TT大：0.30~0.32 P1f原油（浅湖）混J1b原油 δ2Halk偏轻，-177~-129 δ13Calk偏重，-30.5~-27.9 Pr/Ph：1.6~1.7；β-胡萝卜烷/nCmax：0.18~0.38 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.44~0.61 三环萜烷主峰/C30H：0.26~0.36，C21三环萜烷优势；Ga/C30H：0.18~0.33；C24TeT/C26TT大： 0.38~0.41 P2w原油混P1f原油（浅湖） δ2Halk偏轻，-171~-124 δ13Calk偏轻，-31.7~-28.9 Pr/Ph：1.4~1.6；β-胡萝卜烷/nCmax：0.03~0.59 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.47~1.13 三环萜烷主峰/C30H：0.35~1.01，C23三环萜烷优势；Ga/C30H：0.21~0.25；C24TeT/C26TT大： 0.32~0.34
下载: 导出CSV
表 5 准中地区原油类型及判识指标
Table 5. Crude oil types and identification criteria in the Junggar Basin hinterland
原油类型 主力油源 δ2Halk/‰ δ13Calk/‰ 类异戊二烯 甾烷分布形式与特征指标 萜烷分布形式与特征指标 Ⅰ类 J1b烃源岩 δ2Halk轻，-187~-139 重，-30.4~-25.9 Pr/Ph：2.9~5.2；无β-胡萝卜烷 C29规则甾烷为主，“V”字型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.13~0.32 三环萜烷含量低，三环萜烷主峰/C30H<0.07；C19TT优势；Ga/C30H<0.06；C24TeT/C26TT大： 0.70~0.88 ⅡA类 P1f烃源岩（浅水湖相） δ2Halk重，-159~-111 偏重，-30.5~-27.3 Pr/Ph：1.2~1.5；β-胡萝卜烷/nCmax：0.15~0.97 C29规则甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.34~0.69 三环萜烷含量较高，C21TT、C23TT优势，上升型或山峰形分布，三环萜烷主峰/C30H：0.24~0.50；Ga/C30H：0.13~0.30 ⅡB类 P1f烃源岩（深水湖相） δ2Halk偏重，-163~-134 轻，-34.0~-30.8 Pr/Ph：0.6；β-胡萝卜烷/nCmax：0.27~0.29 C29甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.19~0.20 三环萜烷含量较低，C23TT优势，上升型分布，三环萜烷主峰/C30H：0.13~0.14；Ga/C30H大：0.53~0.77；C24TeT/C26TT：0.34~0.35 Ⅲ类 P2w烃源岩 δ2Halk轻，-184~-144 偏轻，-30.2~-28.9 Pr/Ph：1.2~1.9；β-胡萝卜烷/nCmax：0.09~1.72 C29甾烷为主，上升型分布；（孕甾烷+升孕甾烷）/C29规则甾烷：0.31~0.50 三环萜烷含量较高，C23TT优势，上升型分布，三环萜烷主峰/C30H：0.17~0.36；Ga/C30H小：0.13~0.20；C24TeT/C26TT：0.30~0.46
下载: 导出CSV
-
[1] 包建平，朱翠山，陈希文，等. 2018. 珠江口盆地珠一坳陷原油和烃源岩中C24四环萜烷及其成因[J]. 地球化学，47（2）：122-133. Bao Jianping, Zhu Cuishan, Chen Xiwen, et al. 2018. C24 tetracyclic terpanes and their origin in crude oils and source rocks from the Zhu 1 Depression, Pearl River Mouth Basin[J]. Geochimica, 47(2): 122-133. [2] 陈建平，王绪龙，邓春萍，等. 2016a. 准噶尔盆地烃源岩与原油地球化学特征[J]. 地质学报，90（1）：37-67. Chen Jianping, Wang Xulong, Deng Chunping, et al. 2016a. Geochemical features of source rocks and crude oil in the Junggar Basin, Northwest China[J]. Acta Geologica Sinica, 90(1): 37-67. [3] 陈建平，王绪龙，邓春萍，等. 2016b. 准噶尔盆地油气源、油气分布与油气系统[J]. 地质学报，90（3）：421-450. Chen Jianping, Wang Xulong, Deng Chunping, et al. 2016b. Oil and gas source, occurrence and petroleum system in the Junggar Basin, Northwest China[J]. Acta Geologica Sinica, 90(3): 421-450. [4] 陈哲龙，柳广弟，卫延召，等. 2017. 准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系烃源岩三环萜烷分布样式及影响因素[J]. 石油与天然气地质，38（2）：311-322. Chen Zhelong, Liu Guangdi, Wei Yanzhao, et al. 2017. Distribution pattern of tricyclic terpanes and its influencing factors in the Permian source rocks from Mahu Depression in the Junggar Basin[J]. Oil & Gas Geology, 38(2): 311-322. [5] 段毅，张辉，吴保祥，等. 2003. 柴达木盆地原油单体正构烷烃碳同位素研究[J]. 矿物岩石，23（4）：91-94. Duan Yi, Zhang Hui, Wu Baoxiang, et al. 2003. Carbon isotopic studies of individual n-alkanes in crude oils from Qaidam Basin[J]. Journal of Minera-logy and Petrology, 23(4): 91-94. [6] 甘应星，赵红静，王志勇，等. 2025. 三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组烃源岩β-胡萝卜烷富集主控因素[J]. 沉积学报， 43（4）：1371-1385. Gan Yingxing, Zhao Hongjing, Wang Zhiyong, et al. 2025. Main controlling factors for Lucaogou Formation β-carotane enrichment in the Malang Sag, Santanghu Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica, 43(4): 1371-1385. [7] 郭建军，陈践发，陈仲宇，等. 2007. 古隆1井海相地层中高丰度胡萝卜烷的检出及意义[J]. 新疆石油地质，28（5）：585-588. Guo Jianjun, Chen Jianfa, Chen Zhongyu, et al. 2007. High abundance carotane from marine strata in well Gulong-1 in Tarim Basin and its geological significance[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 28(5): 585-588. [8] 何登发，陈新发，张义杰，等. 2004. 准噶尔盆地油气富集规律[J]. 石油学报，25（3）：1-10. He Dengfa, Chen Xinfa, Zhang Yijie, et al. 2004. Enrichment characteristics of oil and gas in Jungar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 25(3): 1-10. [9] 蒋助生. 1983. 克拉玛依原油中的类胡萝卜烷及其地球化学特征[J]. 石油与天然气地质，4（2）：151-159. Jiang Zhusheng. 1983. Perhydro carotenes in Karamay crude oil and their geochemical characteristics[J]. Oil & Gas Geology, 4(2): 151-159. [10] 寇晨辉. 2017. 准噶尔盆地腹部深层油气来源与成藏模式研究[D]. 南京：南京大学，40-46. Kou Chenhui. 2017. Origins and accumulation model of hydrocarbon in deep strata of the central Junggar Basin, northwestern China[D]. Nanjing: Nanjing University, 40-46. [11] 李博偲，李美俊，唐友军，等. 2022. 烃源岩生物标志化合物分布特征及其地质意义：以准噶尔盆地腹部地区中二叠统下乌尔禾组为例[J]. 东北石油大学学报，46（5）：68-82，105. Li Bocai, Li Meijun, Tang Youjun, et al. 2022. Distribution characteristics and geological significance of biomarkers in source rocks of Lower Wuerhe Formation of Middle Permian in central Junggar Basin[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 46(5): 68-82, 105. [12] 刘刚，卫延召，陈棡，等. 2019. 准噶尔盆地腹部侏罗系—白垩系次生油气藏形成机制及分布特征[J]. 石油学报，40（8）：914-927. Liu Gang, Wei Yanzhao, Chen Gang, et al. 2019. Genetic mechanism and distribution characteristics of Jurassic-Cretaceous secondary reservoirs in the hinterland of Junggar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 40(8): 914-927. [13] 刘惠民，张关龙，范婕，等. 2023. 准噶尔盆地腹部征沙村地区征10井的勘探发现与启示[J]. 石油与天然气地质，44（5）：1118-1128. Liu Huimin, Zhang Guanlong, Fan Jie, et al. 2023. Exploration discoveries and implications of well Zheng 10 in the Zhengshacun area of the Junggar Basin[J]. Oil & Gas Geology, 44(5): 1118-1128. [14] 刘文锋，孙德强，杨朝栋，等. 2015. 准噶尔盆地腹部石南地区头屯河组岩性地层油气藏成藏特征及成藏模式[J]. 天然气地球科学，26（12）：2267-2274. Liu Wenfeng, Sun Deqiang, Yang Chaodong, et al. 2015. Stratigraphic reservoir formation patterns and the favorable zones of stratigraphic/lithological reservoirs in central Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 26(12): 2267-2274. [15] 卢鸿，李超，肖中尧，等. 2004. 轮南油田代表性原油正构烷烃单体氢同位素组成、分布与母源信息[J]. 中国科学：地球科学，34（12）：1145-1150. Lu Hong, Li Chao, Xiao Zhongyao, et al. 2004. Hydrogen isotopic compositions, distributions and source signals of individual n-alkanes for some typical crude oils in Lunnan oilfield, Tarim Basin, NW China[J]. Science China Earth Sciences, 34(12): 1145-1150. [16] 綦艳丽. 2020. 正构烷烃单体烃的氢同位素分析方法及应用[J]. 石油实验地质，42（2）：319-324. Qi Yanli. 2020. Method and application of hydrogen isotope analysis of n-alkanes[J]. Petroleum Geology & Experiment, 42(2): 319-324. [17] 秦黎明，张枝焕，杨永才，等. 2008. 准噶尔盆地中部Ⅲ区块原油甾烷异常分布特征与成因[J]. 地球科学与环境学报，30（4）：373-379. Qin Liming, Zhang Zhihuan, Yang Yongcai, et al. 2008. Abnormal distribution and its origin of steroids in the block Ⅲ of central Junggar Basin[J]. Journal of Earth Sciences and Environment, 30(4): 373-379. [18] 师肖飞. 2022. 准噶尔盆地中部油气地球化学特征与油气源精细对比[D]. 北京：中国石油大学（北京）：15-30. Shi Xiaofei. 2022. Geochemical characteristics of petroleum and oil-source correlation in central Junggar Basin[D]. Beijing: China University of Petroleum (Beijing): 15-30. [19] 宋永，唐勇，何文军，等. 2024. 准噶尔盆地油气勘探新领域、新类型及勘探潜力[J]. 石油学报，45（1）：52-68. Song Yong, Tang Yong, He Wenjun, et al. 2024. New fields, new types and exploration potentials of oil-gas exploration in Junggar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 45(1): 52-68. [20] 陶国亮，胡文瑄，曹剑，等. 2008. 准噶尔盆地腹部二叠系混源油油源组成与聚集特征研究[J]. 南京大学学报（自然科学），44（1）：42-49. Tao Guoliang, Hu Wenxuan, Cao Jian, et al. 2008. Source composition and accumulation characteristics of Permian mixed oils in central Junggar Basin, NW China[J]. Journal of Nanjing University (Natural Sciences), 44(1): 42-49. [21] 王保忠，周世新，欧文佳，等. 2014. 准噶尔盆地腹部地区原油单体烃碳、氢同位素组成[J]. 兰州大学学报（自然科学版），50（6）：809-815. Wang Baozhong, Zhou Shixin, Wenjia Ou, et al. 2014. Carbon and hydrogen isotopic compositions of individual n-alkanes from crude oil in the central region of Junggar Basin[J]. Journal of Lanzhou University (Natural Sciences), 50(6): 809-815. [22] 王绪龙，康素芳. 2001. 准噶尔盆地西北缘玛北油田油源分析[J]. 西南石油学院学报，23（6）：6-8. Wang Xulong, Kang Sufang. 2001. On the oil source of the Mabei oilfield, northwest Junggar Basin[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 23(6): 6-8. [23] 王绪龙，支东明，王屿涛，等. 2013. 准噶尔盆地烃源岩与油气地球化学[M]. 北京：石油工业出版社： 18- 342. Wang Xulong, Zhi Dongming, Wang Yutao, et al. 2013. Source rocks and oil-gas geochemistry in Junggar Basin[M]. Beijing: Petroleum Industry Press: 18-342. [24] 王屿涛. 1997. 准噶尔盆地腹部陆南凸起原油成因分类及含油有利区预测[J]. 新疆石油地质，18（3）：225-230. Wang Yutao. 1997. Genetic classification of oils and prediction of favorable oil-bearing zones in Lunan arch in the hinterland of Junggar Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 18(3): 225-230. [25] 王作栋，孟仟祥，陶明信，等. 2009. 烃源岩中C19～C29甾烷系列和25-降藿烷系列的检出及其地质意义[J]. 沉积学报，27（1）：180-185. Wang Zuodong, Meng Qianxiang, Tao Mingxin, et al. 2009. Identification of C19-C29 steranes and 25-norhopanes in source rock and geological significance[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 27(1): 180-185. [26] 吴小奇，任新成，刘德志，等. 2023. 准噶尔盆地沙湾凹陷东部原油地球化学特征和来源[J]. 石油实验地质，45（4）：646-655. Wu Xiaoqi, Ren Xincheng, Liu Dezhi, et al. 2023. Geochemical characteristics and source of crude oil from the eastern Shawan Sag, Junggar Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 45(4): 646-655. [27] 肖洪，李美俊，杨哲，等. 2019. 不同环境烃源岩和原油中C19～C23三环萜烷的分布特征及地球化学意义[J]. 地球化学，48（2）：161-170. Xiao Hong, Li Meijun, Yang Zhe, et al. 2019. Distribution patterns and geochemical implications of C19–C23 tricyclic terpanes in source rocks and crude oils occurring in various depositional environments[J]. Geochimica, 48(2): 161-170. [28] 赵孟军，黄第藩，张水昌. 1994. 原油单体烃类的碳同位素组成研究[J]. 石油勘探与开发，21（3）：52-59. Zhao Menjun, Huang Difan, Zhang Shuichang. 1994. An on-line carbon isotope study of hydrocarbon monomers in crude oils from Tarim Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 21(3): 52-59. [29] 朱信旭. 2019. 塔里木盆地寒武—奥陶系烃源岩及深层原油正构烷烃的碳—氢同位素特征[D]. 广州：中国科学院大学（中国科学院广州地球化学研究所），45-70. Zhu Xinxu. 2019. Carbon and hydrogen isotopic characteristics of n-alkanes in the Cambrian-Ordovician source rocks and deep oils from the Tarim Basin[D]. Guangzhou: Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, 45-70. [30] Aboglila S, Grice K, Trinajstic K, et al. 2010. Use of biomarker distributions and compound specific isotopes of carbon and hydrogen to delineate hydrocarbon characteristics in the East Sirte Basin (Libya)[J]. Organic Geochemistry, 41(12): 1249-1258. [31] Asif M, Grice K, Fazeelat T. 2009. Assessment of petroleum biodegradation using stable hydrogen isotopes of individual saturated hydrocarbon and polycyclic aromatic hydrocarbon distributions in oils from the Upper Indus Basin, Pakistan[J]. Organic Geochemistry, 40(3): 301-311. [32] Bohacs K M, Carroll A R, Neal J E, et al. 2000. Lake-basin type, source potential, and hydrocarbon character: An integrated sequence-stratigraphic-geochemical framework[M]//Gierlowski-Kordesch E H, Kelts K R. Lake basins through space and time. Houston: AAPG Studies in Geology: 3-33. [33] Brocks J J, Schaeffer P. 2008. Okenane, a biomarker for purple sulfur bacteria (Chromatiaceae), and other new carotenoid derivatives from the 1640 Ma Barney Creek Formation[J]. Geochimica et Cosmochimica Acta, 72(5): 1396-1414. [34] Dawson D, Grice K, Wang S X, et al. 2004. Stable hydrogen isotopic composition of hydrocarbons in torbanites (Late Carboniferous to Late Permian) deposited under various climatic conditions[J]. Organic Geochemistry, 35(2): 189-197. [35] Duan Y. 2000. Organic geochemistry of recent marine sediments from the Nansha Sea, China[J]. Organic Geochemistry, 31(2/3): 159-167. [36] Duan Y, Ma L H. 2001. Lipid geochemistry in a sediment core from Ruoergai marsh deposit (eastern Qinghai-Tibet Plateau, China)[J]. Organic Geochemistry, 32(12): 1429-1442. [37] Feng C, Lei D W, Qu J H, et al. 2019. Controls of paleo-overpressure, faults and sedimentary facies on the distribution of the high pressure and high production oil pools in the Lower Triassic Bai-kouquan Formation of the Mahu Sag, Junggar Basin, China[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 176: 232-248. [38] Hu T, Pang X Q, Yu S, et al. 2016. Hydrocarbon generation and expulsion characteristics of Lower Permian P1f source rocks in the Fengcheng area, northwest margin, Junggar Basin, NW China: Implications for tight oil accumulation potential assessment[J]. Geological Journal, 51(6): 880-900. [39] Hughes W B, Holba A G. 1988. Relationship between crude oil quality and biomarker patterns[J]. Organic Geochemistry, 13(1/2/3): 15-30. [40] Jia W L, Chen S S, Zhu X X, et al. 2017. D/H ratio analysis of pyrolysis-released n-alkanes from asphaltenes for correlating oils from different sources[J]. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 126: 99-104. [41] Jia W L, Wang Q L, Peng P A, et al. 2013. Isotopic compositions and biomarkers in crude oils from the Tarim Basin: Oil maturity and oil mixing[J]. Organic Geochemistry, 57: 95-106. [42] Li M W, Huang Y S, Obermajer M, et al. 2001. Hydrogen isotopic compositions of individual alkanes as a new approach to petroleum correlation: Case studies from the western Canada Sedimentary Basin[J]. Organic Geochemistry, 32(12): 1387-1399. [43] Moldowan J M, Seifert W K, Gallegos E J. 1985. Relationship between petroleum composition and depositional environment of petroleum source rocks[J]. AAPG Bulletin, 69(8): 1255-1268. [44] Peters K E, Hostettler F D, Lorenson T D, et al. 2008. Families of Miocene Monterey crude oil, seep, and tarball samples, coastal California[J]. AAPG Bulletin, 92(9): 1131-1152. [45] Peters K E, Walters C C, Moldowan J M. 2004. The biomarker guide[M]. 2nd ed. Cambridge: Cambridge University Press: 1-471. [46] Powell T G, McKirdy D M. 1973. Relationship between ratio of pristane to phytane, crude oil composition and geological environment in Australia[J]. Nature Physical Science, 243(124): 37-39. [47] Requejo A G, Hieshima G B, Hsu C S, et al. 1997. Short-chain (C21 and C22) diasteranes in petroleum and source rocks as indicators of maturity and depositional environment[J]. Geochimica et Cosmochimica Acta, 61(13): 2653-2667. [48] Samuel O J, Kildahl-Andersen G, Nytoft H P, et al. 2010. Novel tri-cyclic and tetracyclic terpanes in Tertiary deltaic oils: Structural identification, origin and application to petroleum correlation[J]. Organic Geochemistry, 41(12): 1326-1337. [49] Schimmelmann A, Sessions A L, Boreham C J, et al. 2004. D/H ratios in terrestrially sourced petroleum systems[J]. Organic Geochemistry, 35(10): 1169-1195. [50] Sessions A L. 2016. Factors controlling the deuterium contents of sedimentary hydrocarbons[J]. Organic Geochemistry, 96: 43-64. [51] Tao K Y, Cao J, Wang Y C, et al. 2016. Geochemistry and origin of natural gas in the petroliferous Mahu Sag, northwestern Junggar Basin, NW China: Carboniferous marine and Permian lacustrine gas systems[J]. Organic Geochemistry, 100: 62-79. [52] Tao S Z, Wang C Y, Du J G, et al. 2015. Geochemical application of tricyclic and tetracyclic terpanes biomarkers in crude oils of NW China[J]. Marine and Petroleum Geology, 67: 460-467. [53] ten Haven H L, de Leeuw J W, Sinninghe Damsté J S, et al. 1988. Application of biological markers in the recognition of palaeohypersaline environments[J]. Geological Society, London, Special Publications, 40(1): 123-130. [54] Vinnichenko G, Jarrett A J M, van Maldegem L M, et al. 2021. Substantial maturity influence on carbon and hydrogen isotopic composition of n-alkanes in sedimentary rocks[J]. Organic Geochemistry, 152: 104171. [55] Wang G L, Chang X C, Wang T G, et al. 2015. Pregnanes as molecular indicators for depositional environments of sediments and petroleum source rocks[J]. Organic Geochemistry, 78: 110-120. [56] Woodhouse A D, Oung J N, Philp R P, et al. 1992. Triterpanes and ring-A degraded triterpanes as biomarkers characteristic of Tertiary oils derived from predominantly higher plant sources[J]. Organic Geochemistry, 18(1): 23-31. [57] Yu S, Wang X L, Xiang B L, et al. 2017. Molecular and carbon isotopic geochemistry of crude oils and extracts from Permian source rocks in the northwestern and central Junggar Basin, China[J]. Organic Geochemistry, 113: 27-42. [58] Zhang Y D, Sun Y G, Liu Q. 2021. Distribution and carbon isotope composition of pregnane in carbonate-evaporitic rocks from the Bonan Sag, Bohai Bay Basin, eastern China: Insights into sources and associated lake environments[J]. Organic Geochemistry, 151: 104127. [59] Zhang Z D, Gu Y L, Jin J, et al. 2022. Assessing source and maturity of oils in the Mahu Sag, Junggar Basin: Molecular concentrations, compositions and carbon isotopes[J]. Marine and Petroleum Geology, 141: 105724. -
点击查看大图
计量
- 文章访问数: 153
- HTML全文浏览量: 30
- PDF下载量: 61
- 被引次数: 0
