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自1998年实施第一口钻井以来，二连盆地宝勒根陶海凹陷的油气勘探历经了二十多年，取得了很好的勘探成果。目前已发现了多个油藏，探明石油地质储量2 382.54×104 t，证实了该凹陷油气富集程度高，有很大的勘探潜力[1-2]。但随着勘探的深入，该区的油气勘探也面临诸多问题，这其中尤为突出的是油气分布规律尚不明确，而油气分布规律不明确源于基础研究非常薄弱、对油气成藏特征认知还远远不够。特别是油气来源这一关键问题，研究区发育多套烃源岩，这些烃源岩的生物标志化合物特征有何差别？不同产层中原油的来源是什么？对于这些问题，前人未开展过相关研究，而明确这些问题对于深化油气分布规律研究有重要的意义。
二连盆地由众多凹陷构成[3]，前人对盆地的一些凹陷开展了烃源岩地球化学特征、油族划分、油气来源等方面的研究。如前人对盆地东北部阿尔凹陷下白垩统油砂和烃源岩样品的生物标志化合物特征进行研究，认为腾格尔组一段原油来源于腾格尔组一段烃源岩，阿尔善组原油可能主要来源于腾格尔组一段烃源岩、且混有阿尔善组四段的原油[4]。王浩等[5]对邻区赛汉塔拉凹陷的原油的地球化学特征开展了研究，并依据生物标志化合物特征将该凹陷下白垩统原油划分为2个油族，指出不同的油族有不同的来源。宝勒根陶海凹陷虽然与盆地其他凹陷具有相似的沉积构造背景，但作为一个独立的沉积单元，宝勒根陶海凹陷与其他凹陷在烃源岩的展布、烃源岩球化学特征、原油地球化学特征、油气来源等方面存在很大的差异[3, 6]。
本文基于烃源岩和油砂样品的测试分析资料，依据正构烷烃、类异戊二烯烷烃、甾类化合物、萜类化合物等生物标志化合物特征，对有效烃源岩进行分类，对不同层段油砂中的原油进行油族划分。通过对比不同类型烃源岩和不同油族油砂油的生物标志化合物特征，明确原油的来源，以期为该区开展油气成藏和分布规律研究提供依据。
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二连盆地是在内蒙古—大兴安岭海西褶皱带基底基础上发育起来的中新生代沉积盆地[7-8]，位于中国内蒙古自治区中北部，盆地由许多具有相似构造发育史的、彼此相对独立的小型湖盆组成[9]。基底主要为古生界—下中生界花岗岩、火山岩和元古宙—古生代沉积岩、变质岩[7, 10-12]。二连盆地一级构造单元有可划分为“五坳一隆”，“五坳”为川井坳陷、腾格尔坳陷、乌兰察布坳陷、马尼特坳陷和乌尼特坳陷，“一隆”为苏尼特隆起（图 1）。宝勒根陶海凹陷位于腾格尔坳陷的南部，是伸向温都尔庙隆起方向的一个狭长状凹陷（图 1）。凹陷南北长约55 km，东西北宽约7~15 km，面积约为540 km2[1, 13]。凹陷由南、北2个次凹槽成，北次凹面积为460 km2，南次凹面积为80 km2。北次凹勘探程度较高，已实施的钻井和已发现的油藏全部集中于此；南次凹勘探程度低，目前还没有实施钻井。
Figure 1. Tectonic location of Baolegentaohai Sag
钻井揭示宝勒根陶海凹陷的沉积地层自下而上有侏罗系、下白垩统、古近系—新近系和第四系，其中最主要的沉积地层为下白垩统，自下而上可划分为阿尔善组（K1 ba）、腾格尔组（K1 bt）和赛汗塔拉租（K1 bs），其中腾格尔组自下而上可划分为腾格尔组一段（K1 bt1）和腾格尔组二段（K1 bt2）。下白垩统作为研究区最主要的勘探层系，主要发育陆源碎屑沉积岩，其中储集层为河流相、辫状河（扇）三角洲相、水下扇相等形成的砂体，烃源岩为半深湖—深湖相发育的暗色泥岩。研究区烃源岩发育的层系主要为K1 bt2、K1 bt1和K1 ba，这些烃源岩普遍厚度大、有机质丰度较高、具有较好的生烃潜力。但烃源岩成熟度整体较低，成熟烃源岩分布面积较小、且主要集中于北次凹的洼槽带。较好的烃源岩条件为该区的油气成藏提供了物质基础，目前实施钻井中大多数井见良好的油气显示，油气显示可达油浸、油斑等级别，多口井获得了高产工业油流，油气产出层位主要为K1 bt2和K1 bt1。
本次研究基于收集到的烃源岩和油砂样品的分析化验资料（表 1）：烃源岩样品来自于TC1井和T2井，样品分布的层位为K1 bt1和K1 ba，岩性为灰色—深灰色泥岩、灰褐色泥岩、灰色粉砂质泥岩等；油砂样品来自于TC1井、T2井、T3井和ZK320-159井，样品分布的层位为K1 bt2、K1 bt1和K1 ba，样品油气显示级别主要为油浸和油斑。
井号 井深 层位 样品
类别A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X 分类 TC1 536.4 K1 bt1 泥岩 4.32 29.43 0.202 691 1.05 0.13 0.55 432 23 1.90 2.63 1.05 0.20 0.17 2.33 0.34 0.77 0.45 0.13 5.57 10.89 6.56 0.75 2.54 第一类
烃源岩T2 419.7 K1 bt1 泥岩 6.49 41.33 0.202 1300 1.35 0.12 0.55 423 29 1.04 0.47 0.23 0.36 0.62 0.82 0.46 0.42 0.17 0.16 2.32 3.64 4.34 0.26 0.20 第二类
烃源岩T2 572.0 K1 bt1 粉砂质
泥岩1.48 1.41 0.028 162 0.75 0.07 0.62 435 25 1.17 2.17 1.34 0.43 0.68 0.58 0.39 0.53 0.24 0.27 2.06 2.27 4.20 0.58 0.21 第二类
烃源岩TC1 608.0 K1 bt1 泥岩 2.07 12.04 0.102 541 1.00 0.13 0.68 432 25 1.19 2.37 0.89 0.36 1.05 0.67 0.65 0.64 0.20 0.17 1.97 1.83 3.65 0.66 0.11 第二类
烃源岩TC1 764.5 K1 bt1 泥岩 1.75 9.47 0.084 452 1.20 0.11 0.71 436 23 1.13 2.14 1.19 0.27 0.70 1.75 0.43 0.51 0.31 0.19 3.93 3.23 3.73 0.83 0.31 第二类
烃源岩TC1 851.7 K1 ba 粉砂质
泥岩0.65 1.01 0.035 125 0.72 430 23 1.31 2.20 1.09 0.70 1.61 0.70 1.10 0.25 0.23 0.17 2.88 3.35 4.48 1.10 0.08 第三类
烃源岩TC1 974.6 K1 ba 泥岩 1.39 4.23 0.067 463 0.52 0.06 0.83 431 23 1.41 1.55 0.58 0.34 3.85 0.34 1.63 0.12 0.21 0.25 3.75 2.26 4.12 1.20 0.08 第三类
烃源岩TC1 1 207.9 K1 ba 粉砂质
泥岩0.49 0.85 0.019 116 0.95 430 23 1.26 1.31 0.59 0.35 3.99 0.31 1.51 0.10 0.17 0.38 3.65 2.45 4.88 1.43 0.07 第三类
烃源岩TC1 1 224.0 K1 ba 泥岩 2.51 16.03 0.085 626 1.20 0.09 0.98 433 21 1.29 2.47 1.19 0.45 0.84 0.84 0.69 第三类
烃源岩TC1 1 309.0 K1 ba 粉砂质
泥岩0.53 1.23 0.028 121 1.06 435 23 1.33 2.52 0.97 0.49 2.96 0.28 0.92 0.30 0.18 0.36 4.42 1.52 4.97 1.33 0.08 第三类
烃源岩TC1 1 368.0 K1 ba 泥岩 2.21 7.16 0.072 556 0.95 0.09 1.08 436 23 1.38 2.41 1.14 0.42 1.22 0.62 0.73 第三类
烃源岩TC1 1 479.4 K1 ba 泥岩 2.34 8.04 0.072 516 1.02 0.06 1.12 438 19 1.11 2.94 1.35 0.69 2.01 0.22 0.46 0.33 0.18 0.36 0.96 2.39 6.66 1.38 0.23 第三类
烃源岩TC1 1 600.0 K1 ba 泥岩 1.56 5.02 0.061 425 0.99 0.14 1.21 463 21 1.20 3.25 1.44 0.77 1.15 0.19 0.22 第三类
烃源岩TC1 566.5 K1 bt1 油砂 21 0.24 3.27 1.44 0.29 0.24 1.21 0.29 0.78 0.32 0.10 3.39 11.89 5.59 0.64 3.36 油族1 T3 118.7 K1 bt1 油砂 13 0.97 0.21 1.76 2.91 0.57 0.56 0.15 油族2 TC1 430.3 K1 bt1 油砂 21 1.11 2.23 1.15 0.49 0.84 0.33 0.29 0.46 0.26 0.25 0.84 2.38 7.74 1.12 0.25 油族2 ZK320
-159134.0 K1 bt2 油砂 21 1.13 3.81 1.27 0.39 0.69 1.05 0.77 0.44 0.37 0.34 1.18 3.88 10.15 1.43 2.31 油族3 T2 758.0 K1 bt1 油砂 21 1.10 1.81 0.93 0.42 0.74 0.35 0.28 0.75 0.33 0.23 2.14 2.20 4.93 1.09 0.30 油族3 T2 418.2 K1 bt2 油砂 21 1.10 2.35 1.14 0.50 1.04 0.32 0.33 0.35 0.21 0.22 0.69 2.56 7.21 1.14 0.17 油族4 T2 570.6 K1 bt1 油砂 21 1.07 2.49 1.17 0.42 0.98 0.31 0.32 0.43 0.18 0.12 1.11 2.71 6.07 0.90 0.15 油族4 T3 887.4 K1 ba 油砂 21 1.16 1.82 1.03 0.40 1.00 0.35 0.37 0.55 0.25 0.31 1.30 2.00 6.70 1.35 0.13 油族4 注：A为w（TOC）（%）；B为w（S1+S2）（%）；C为w（氯仿沥青“A”）（%）；D为总烃（×10-6）；E为H/C；F为O/C；G为Ro（%）；H为Tmax（℃）；I为主峰碳；J为OEP；K为nC21+22 /nC28+29；L为∑nC21-/∑nC22+（正构烷烃轻重碳比）；M为∑iC21-/∑iC22+（异构烷烃轻重碳比）；N为Pr/Ph；O为Ph/nC18（植烷/正18烷）；P为Pr/nC17（姥鲛烷/正17烷）；Q为C27甾烷/C29甾烷；R为C28甾烷/C29甾烷；S为C2920S/20（S+R）；T为Tm/Ts；U为C30藿烷/C29藿烷；V为(C30+C29)藿烷/(C30+C29)莫烷；W为C31升藿烷22S/22R；X为伽马蜡烷/C31升藿烷。 Table 1. Geochemical parameters of hydrocarbon source rocks and oil sands in Baolegentaohai Sag
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宝勒根陶海凹陷烃源岩发育程度较好，但烃源岩成熟度普遍较低，如果从成熟度方面考虑，有效烃源岩主要分布在K1 bt1和K1 ba。依据生物标志化合物特征，有效烃源岩可划分为3类。
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第一类烃源岩为K1 bt1上部高丰度烃源岩，以TC1井536.4 m灰色泥岩为代表，这类烃源岩以“高有机质丰度、低成熟度”为特征。本研究只获取了一个（TC1井536.4 m灰色泥岩）该类烃源岩样品的测试分析资料（表 1）。烃源岩总有机碳含量w（TOC）为4.32%，生烃潜量w（S1+S2）为29.43 mg/g，w（氯仿沥青“A”）为0.202%，总烃（HC）为691×10-6，参照陆相烃源岩有机质评价标准[14]，该类烃源岩有机质丰度极高，为极好的烃源岩。烃源岩干酪根H/C（原子比，下同）为1.05，O/C（原子比，下同）为0.13，有机质类型为Ⅱ2型（图 2）。镜质体反射率（Ro）为0.55%，最高热解峰温（Tmax）为432 ℃，烃源岩为低成熟烃源岩。
Figure 2. Organic matter type classification in Baolegentaohai Sag (based on Chen et al.[3])
烃源岩的正构烷烃碳数分布范围主要为C13~C33，其中C19~C25中等分子量正构烷烃含量占据优势（表 1、图 3）。正构烷烃分布特征呈单峰型，主峰碳为C23。∑nC21-/∑nC22+为1.05，nC21+22/nC28+29为2.63，表明烃源岩正构烷烃具有微弱的轻碳优势，具有水生生物和高等植物混源的生源特征[15-16]。奇偶优势（OEP）为1.90，奇碳优势明显，指示烃源岩为未成熟烃源岩[15]。姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）为最常见的类异戊二烯烷烃，该类烃源岩的Ph含量很高，Pr/Ph为0.17，较低的Pr/Ph比值代表着烃源岩具有较强还原性的沉积古环境[15, 17-18]。
Figure 3. Chromatograph of biomarkers for typical hydrocarbon source rocks in Baolegentaohai Sag
烃源岩的甾类化合物主要有C27规则甾烷、C28规则甾烷和C29规则甾烷，还有少量的C27重排甾烷、C29重排甾烷、C30甾烷等（图 3、表 1）。C27~C29规则甾烷均以ααα20R含量为最高。ααα20R-C27、ααα20R-C28和ααα20R-C29规则甾烷的分布呈现不对称“V”字形，C27甾烷/C29甾烷比值为0.77，C28甾烷/C29甾烷比值为0.45，反应出烃源岩整体混源、高等植物输入稍占优势的生源特征[15, 19]。前人研究成果表明，较低含量的重排甾烷与有机质成熟度低或沉积水体咸化有关[17]，该类烃源岩的重排甾烷含量很低，代表着烃源岩具有较低的成熟度和有一定程度的沉积水体咸化。烃源岩的C2920S/20（S+R）为0.13，也表明烃源岩成熟度较低[15]。
烃源岩检测出的萜类化合物有五环三萜烷、三环萜烷、二环倍半萜烷等，其中五环三萜烷含量占绝对优势，五环三萜烷包括藿烷系列化合物和伽马蜡烷（图 3、表 1）。藿烷系列化合物的碳数分布范围为C29~C35，以17α（H）21β（H)-C30藿烷为主峰，C31~C35升藿烷含量较低、且含量依此降低。萜类化合物中的C27三降藿烷Ts/(Ts+Tm)是常用的成熟度指标，因为Ts是比较稳定的化合物，而Tm则与热演化有关，随着热演化程度的增加，Tm/Ts值逐渐降低[15, 17]，该烃源岩样品的Tm/Ts比值为5.57，为三类烃源岩中最大的一类，指示着其成熟度较低。烃源岩的伽马蜡烷/C31升藿烷的比值为2.54，相对于其他类型烃源岩，该类烃源岩的伽马蜡烷/C31升藿烷比值也最大，表明该类烃源岩具有很高的伽马蜡烷含量，而高伽马蜡烷含量通常与强还原超盐环境和水体分层有关[20]。
总的来说，该类烃源岩以“高有机质丰度、低成熟度”为特征，生物标志化合物方面具有“四高一低”的特征，C27甾烷/C29甾烷比值、伽马蜡烷/C 31升藿烷比值、Tm/Ts比值和C30藿烷/C29藿烷比值在这三类烃源岩中最高，Pr/Ph比值在在这三类烃源岩中最低（表 2）。
烃源岩类别 有机地化特征 生物标志化合物特征 有机质丰度 成熟度 C27甾烷/C29甾烷 伽马蜡烷/C31升藿烷 Tm/Ts C30藿烷/C29藿烷 Pr/Ph 第一类烃源岩 极高 低 高 高 高 高 低 第二类烃源岩 高 中等 中等 中等 较低 较低 较低 第三类烃源岩 较高 较高 低 低 低 低 高 Table 2. Classification and characteristics of hydrocarbon source rocks in Baolegentaohai Sag
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第二类为K1 bt1下部烃源岩：烃源岩w（TOC）为1.48%~6.49%，平均为2.95%；w（S1+S2）为1.41~41.33 mg/g，平均为16.06 mg/g；w（氯仿沥青“A”）为0.028%~0.202%，平均为0.104%；HC为（162~1 300）×10-6，平均为614×10-6；该类烃源岩有机质丰度较高，为极好的烃源岩（表 1）。烃源岩干酪根H/C为0.75~1.35，O/C为0.07~0.13，有机质类型以Ⅱ1~Ⅱ2型为主（图 2）。烃源岩Ro为0.55%~0.71%，平均0.64%；Tmax为423 ℃~436 ℃，平均432 ℃；烃源岩为低成熟—成熟烃源岩（表 1）。
烃源岩的正构烷烃碳数分布范围主要为C14~C32，其中C23~C31高分子量正构烷烃含量占据优势（表 1、图 3）。正构烷烃分布特征呈单峰后峰型，主峰碳主要为C25和C29。∑nC21-/∑nC22+为0.23~1.34，平均为0.91，轻碳和重碳正构烷烃含量基本相当。OEP为1.04~1.19，平均为1.13。Pr/Ph比值为0.62~1.05，平均为0.76，Pr/Ph比值介于第一类烃源岩和第三类烃源岩之间。
甾类化合物中，ααα20R-C27、ααα20R-C28和ααα20R-C29规则甾烷的分布也呈现不对称“V”字形，反应出烃源岩整体混源、高等植物输入稍占优势的生源特征[15, 19]（图 3）。C27甾烷/C29甾烷比值为0.42~0.64，平均为0.53；C28甾烷/C29甾烷比值为0.17~0.31，平均为0.23；C27甾烷/C29甾烷和C28甾烷/C29甾烷比值均介于第一类烃源岩和第三类烃源岩之间（表 1）。烃源岩的C2920S/20（S+R）为0.16~0.27，平均为0.20，表明烃源岩为低成熟—成熟烃源岩（表 1）。
烃源岩萜类化合物中五环三萜烷含量最高，藿烷系列化合物的碳数分布范围为C29~C34，以17α（H）21β（H）-C30藿烷为主峰，C35升藿烷含量极低（图 3）。伽马蜡烷/C31升藿烷的比值为0.11~0.31，平均为0.21，相对于其他2类型烃源岩，该类烃源岩的伽马蜡烷含量中等（表 1）。
总的来说，该类烃源岩以“高有机质丰度、中等成熟度”为特征。生物标志化合物特征方面，C27甾烷/C29甾烷比值、伽马蜡烷/ C31升藿烷比值、Pr/Ph比值等均介于第一类烃源岩和第三类烃源岩之间（表 2）。
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第三类为K1 ba烃源岩：这类烃源岩w（TOC）为0.49%~2.51%，平均为1.46%；w（S1+S2）为0.85~16.03 mg/g，平均为5.45 mg/g；w（氯仿沥青“A”）为0.019%~0.085%，平均为0.055%；HC为（116~626）×10-6，平均为369×10-6，烃源岩主要为中等—好的烃源岩（表 1）。烃源岩干酪根H/C为0.52~1.20，O/C为0.06~0.14，烃源岩有机质类型均以Ⅱ1~Ⅱ2型为主（图 2）。烃源岩Ro为0.72%~1.21%，平均0.99%；Tmax为430 ℃~463 ℃，平均437 ℃；烃源岩成熟度相对较高，以成熟烃源岩为主（表 1）。
烃源岩的正构烷烃碳数分布范围主要为C13~C32，其中C21~C29中高等分子量正构烷烃含量占据明显优势（表 1、图 3）。正构烷烃分布特征呈单峰后峰型，主峰碳主要为C23，其次为C21和C19。∑nC21-/∑nC22+为0.58~1.44，平均为1.04；nC21+22 /nC28+29为1.31~3.25，平均为2.33。烃源岩正构烷烃具有微弱的轻碳优势，生源具有水生生物和高等植物混合输入的特征[15-16]。OEP为1.11~1.41，平均为1.29，奇碳优势较为明显。Pr/Ph为0.84~3.99，平均为2.20，表明烃源岩具有氧化的沉积环境[15, 17-18]。
在甾类化合物组分方面，该类烃源岩与前两类烃源岩相似（图 3、表 1）。但重排甾烷的相对含量明显增加，表明相对于其他两类烃源岩，表明该类烃源岩的成熟度更高[17]。C27ααα20R、C28ααα20R和C29ααα20R规则甾烷的分布呈现反“L”形；C27甾烷/C29甾烷比值为0.10~0.33，平均为0.22；C28甾烷/C29甾烷比值为0.17~0.23，平均为0.19；反应出烃源岩整体混源、高等植物输入占据优势的生源特征[15, 19]。甾烷异构化成熟度指标C2920S/20（S+R）为0.17~0.38，平均为0.31，也表明烃源岩为成熟烃源岩[15]。
萜类化合物中藿烷系列化合物的碳数分布范围为C29~C35，以17α（H）21β（H）-C30藿烷为主峰，C31~C35升藿烷含量较低、且含量以此降低（图 3）。该类烃源岩的伽马蜡烷/C 31升藿烷的比值为0.07~0.23，平均为0.11，相对于其他2类型烃源岩，该类烃源岩的伽马蜡烷含量最低。
总的来说，该类烃源岩以“较高机质丰度、较高成熟度”为特征。生物标志化合物特征相对于其他烃源岩表现为“高Pr/Ph比值、低C27甾烷/C29甾烷和伽马蜡烷/C 31升藿烷比值”（表 2）。
2.1. 腾格尔组一段（K1 bt1）上部高丰度烃源岩
2.2. 腾格尔组一段（K1 bt1）下部烃源岩
2.3. 阿尔善组（K1 ba）烃源岩
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油砂样品在油源对比中通常较原油样品更具优势，这是因为原油大多数情况下为多个油层的混合油，而油砂往往来自单一的产层。宝勒根陶海凹陷油气显示较为活跃，从K1 bt2到K1 ba均有油气显示程度较好的油砂发育。本研究收集到了来自K1 bt2、K1 bt1和K1 ba的8个油砂样品的测试分析资料，依据他们的生物标志化合物特征，可将油砂油划分成4个油族，分别为K1 bt1未熟油（油族1）、K1 bt1成熟油（油族2）、K1 bt1未熟油与K1 bt1成熟油的混合油（油族3）和K1 bt1成熟油与K1 ba成熟油的混合油（油族4）。
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K1 bt1未熟油以TC1井566.5 m油砂为代表，油砂存在于K1 bt1上部高丰度烃源岩的砂岩条带中。油砂中原油的OEP值为0.24（表 1），奇偶优势明显，说明该原油成熟度低[21]。从甾烷、萜烷成熟度指标来看，C2920S/20（S+R）、Tm/Ts和C31升藿烷22S/22R分别为0.10、3.39和0.64（表 1），较低的C2920S/20（S+R）值、较高的Tm/Ts值、C31升藿烷（22R）含量相对于C31升藿烷（22S）具有优势等均指示着该类原油成熟度较低，为未成熟原油[14, 22-24]。
该类原油的生物标志化合物具有“四高一低”的特征，使其明显区别于其他原油，“四高”为高C27甾烷相对含量、高伽马蜡烷相对含量、高Tm/Ts比值和高C30藿烷/C29藿烷比值，“一低”为低Pr/Ph比值（图 4、表 3）。原油伽马蜡烷/C31升藿烷为3.36，相对于其他油族，伽马蜡烷相对含量最高。C27甾烷/C29甾烷为0.78，在所有油族中此类原油的C27甾烷相对含量最高，表明其母质类型较好[15]。这类原油的Tm/Ts值相对于其他原油最高，指示其成熟度最低。原油的C30藿烷/C29藿烷为11.89，而其他原油的C30藿烷/C29藿烷最高为3.88。原油的Pr/Ph为0.24，Ph相对于Pr具有明显的优势，代表母源具有强还原沉积环境[17, 20]。
Figure 4. Chromatograph of biomarkers for typical oils in Baolegentaohai Sag
油族类别 产层 油气来源 成熟度 生物标志化合物特征 K1 bt1未熟油 K1 bt1 第一类烃源岩 未成熟 高C27甾烷/C29甾烷、高伽马蜡烷/ C 31升藿烷、高Tm/Ts、高C30藿烷/C29藿烷、低Pr/Ph K1 bt1成熟油 K1 bt1 第二类烃源岩 低成熟 中等C27甾烷/C29甾烷、中等伽马蜡烷/ C 31升藿烷、较低Tm/Ts、较低C30藿烷/C29藿烷、较低Pr/Ph K1 bt1未熟油与K1 bt1成熟油的混合油 K1 bt2和K1 bt1 第一类烃源岩和第二类烃源岩 成熟 中等—高C27甾烷/C29甾烷、中等—低伽马蜡烷/ C 31升藿烷、中等Tm/Ts、较低C30藿烷/C29藿烷、较低Pr/Ph K1 bt1成熟油与K1 ba成熟油的混合油 K1 bt2、K1 bt1和K1 ba 第二类烃源岩和第三类烃源岩 成熟 中等C27甾烷/C29甾烷、中等—低伽马蜡烷/ C 31升藿烷、中等Tm/Ts、较低C30藿烷/C29藿烷、中等Pr/Ph Table 3. Classification and characteristics of oil groups in Baolegentaohai Sag
从生物标志化合物特征来看，该类原油与第一类烃源岩（K1 bt1上部高丰度烃源岩）极为相似，有机质形成于强还原沉积环境，类型较好，但有机质成熟度偏低（图 3, 4）。这种相似特征能够从部分特征生物标志化合物参数的相关关系图上很容易地反映出来（图 5）。根据二连盆地巴音都兰、吉尔嘎朗图及等凹陷的经验，这种沉积环境好、类型较好、可溶有机质丰度高的烃源岩在进入成熟门限之前确实可以生成未熟—低熟油[25-27]。由于该类原油为烃源岩在未成熟阶段的烃类产物，生烃量和排烃量有限，这类油藏往往具有近源成藏的特点。
Figure 5. Correlation relationship for biomarker parameters of source rocks and oil sands in Baolegentaohai Sag
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K1 bt1成熟油以TC1井430.3 m油砂和T3井118.66 m油砂为代表，含油层位为K1 bt1。原油正构烷烃OEP值为0.97~1.11（表 1），奇偶优势较弱，表明该原油成熟度较高[21]。甾烷、萜烷成熟度指标方面，C2920S/20（S+R）、Tm/Ts和C31升藿烷22S/22R分别为0.25、0.84和1.12（表 1），这些指标均指示着该类原油为成熟原油[14, 22-23]。
该类原油的生物标志化合物以“中等C27甾烷/C29甾烷、中等伽马蜡烷/C31升藿烷、较低Tm/Ts、较低C30藿烷/C29藿烷、较低Pr/Ph”为特征，伽马蜡烷/C31升藿烷为0.25，C27甾烷/C29甾烷为0.46，C30藿烷/C29藿烷为2.38，Pr/Ph平均为0.57~0.84（表 1）。生物标志化合物特征表明，该类原油明显不同于形成于强还原沉积环境、类型较好、有机质成熟度偏低的第一类烃源岩，也不同于低C27甾烷/C29甾烷、低伽马蜡烷/C31升藿烷、高Pr/Ph的第三类烃源岩，它与第二类原油特征最为相近，具有很好的可对比性，油源岩应该为第二类烃源岩（图 3, 4）。一些特征生物标志化合物参数的相关关系图也表明，这类原油与第二类烃源岩具有很好的可对比性（图 5）。
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这类原油以ZK320-159井134.0 m油砂、T2井758.0 m油砂为代表，含油层位为K1 bt1和K1 bt2。原油正构烷烃OEP值平均为1.12（表 1），奇偶优势较弱，原油成熟度较高[21]。甾烷、萜烷成熟度指标方面，C2920S/20（S+R）、Tm/Ts和C31升藿烷22S/22R分别平均为0.29、1.66和1.26（表 1），表明该类原油成熟度相对于K1 bt1未熟油较高[14, 22-23]。
该类原油的生物标志化合物以“中等—高C27甾烷/C29甾烷、中等—低伽马蜡烷/C 31升藿烷、中等Tm/Ts、较低C30藿烷/C29藿烷、较低Pr/Ph”为特征，既有K1 bt1未熟油的特点，又有K1 bt1成熟油特点。Pr/Ph平均为0.72，与第二类烃源岩（K1 bt1下部烃源岩）有可对比性。C27甾烷/C29甾烷为0.60，较高C27甾烷相对含量特征使其与第一类烃源岩（K1 bt1上部高丰度烃源岩）有很好的可对比性。从生物标志化合物谱图来看，该类油应该为K1 bt1未熟油与K1 bt1成熟油的混合油（图 3, 4）。从油砂与烃源岩部分反映生源母质、沉积环境的生物标志化合物参数的相关关系图也可以看出，该类油应该为K1 bt1未熟油与K1 bt1成熟油的混合油（图 5）。同时，伽马蜡烷含量指示2套烃源岩对不同地区的原油的烃类贡献率有所差异，ZK320-159井134.0 m油砂的伽马蜡烷/C31升藿烷为2.31，第一类烃源岩对该类原油的烃类贡献率可能相对较高；T2井758.0 m油砂的伽马蜡烷/C31升藿烷为0.30，第二类烃源岩对该类原油的烃类贡献率可能相对较高。
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这类原油以T2井418.2 m和570.6 m油砂、T3井887.4 m油砂为代表，含油层位为K1 bt2、K1 bt1和K1 ba。原油正构烷烃OEP值平均为1.07~1.16，平均为1.11（表 1），奇偶优势较弱，表明原油成熟度较高[21]。甾烷、萜烷成熟度指标方面，C2920S/20（S+R）、Tm/Ts和C31升藿烷22S/22R分别平均为0.22、1.03和1.13（表 1），表明该类原油为成熟油[14, 22, 23]。
该类原油的生物标志化合物以“中等C27甾烷/C29甾烷、中等—低伽马蜡烷/C31升藿烷、中等Tm/Ts、较低C30藿烷/C29藿烷、中等Pr/Ph”为特征，既有K1 bt1成熟油的特点，又有K1 ba成熟油特点。原油伽马蜡烷/C31升藿烷为0.13~0.17，平均为0.15，与第二类烃源岩（K1 bt1下部烃源岩）对比性良好。Pr/Ph为0.98~1.04，平均为1.01，高于第二类烃源岩，同时又低于第三类烃源岩（表 1）。C27甾烷/C29甾烷为0.35~0.55，平均为0.44，C27甾烷相对含量介于第二类烃源岩和第三类烃源岩之间（表 1）。从生物标志化合物谱图来看，该类油应该为K1 bt1成熟油与K1 ba成熟油的混合油（图 3, 4）。一些特征生物标志化合物参数的相关关系图也表明，该类油应该为K1 bt1成熟油与K1 ba成熟油的混合油（图 5）。
本次研究中，宝勒根陶海凹陷的油砂虽然被划分为4类，但实际上烃源岩所生成的原油只有3类，与3类烃源岩相对应分别为K1 bt1上部高丰度烃源岩生成的未（低）熟油、K1 bt1下部烃源岩生成的成熟油和K1 ba烃源岩生成的成熟油。油族1的原油来源于第一类烃源岩，油族2的原油来源于第二类烃源岩，油族3的原油来源于第一类烃源岩和第二类烃源岩，油族4的原油来源于第二类烃源岩和第三类烃源岩。油族1和油族2的原油来源单一，油族3和油族4为混源油。
3.1. 腾格尔组一段（K1 bt1）未熟油
3.2. 腾格尔组（K1 bt1）成熟油
3.3. 腾格尔组一段（K1 bt1）未熟油与成熟油的混合油
3.4. 腾格尔组一段（K1 bt1）成熟油与阿尔善组（K1 ba）成熟油的混合油
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4个油族中，与K1 bt1上部高丰度烃源岩（第一类烃源岩）有关的仅有油族1，分布的层段仅有K1 bt1，这类原油为烃源岩在未成熟阶段所生成的未熟油，烃源岩生烃量有限，油藏具有“近源成藏”的特征，单从烃源岩方面预测有利区应为烃源岩厚度较大、埋深较大（靠近洼槽带）的区域。与K1 bt1下部烃源岩（第二类烃源岩）相关的有油族3和油族2，油藏分布的层位为K1 bt1和K1 bt2，表明该类烃源岩有较大的生烃量、生成的原油有一定的纵向运移能力，至于其侧向运移能力和距离尚需开展更深入的研究，但从烃源岩方面预测有利区应为处于或靠近烃源岩厚度大、且成熟的区域。综上所述，K1 bt1烃源岩（第一类烃源岩+第二类烃源岩）所指向的有利区分布于北次凹的HF9及其东北区域，有利区面积为26.85 km2（图 6a），较小的有利区面积跟其成熟度普遍较低有关。
Figure 6. Contour map of hydrocarbon source rock thickness in Baolegentaohai Sag
与K1 ba烃源岩（第三类烃源岩）有关的油族为油族4，分布层段有K1 ba、K1 bt1和K1 bt2，预示着K1 ba烃源岩所生成的原油也有一定的纵向运移能力大。以烃源岩厚度较大、达到成熟演化阶段等标准预测有利区，K1 ba烃源岩所指向的有利区分布于北次凹的HF9—TC1—YB1井区和南次凹的洼槽中心区域，累计有利区面积为79.30 km2（图 6b）。传统的认识认为“宝勒根陶海凹陷的油气只分布于北次凹、南次凹勘探潜力有限”，但本研究表明从油气来源方面证实南次凹存在油气成藏有利区，为南次凹的勘探提供了依据。
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（1）研究区有效烃源岩主要分布在K1 bt1和K1 ba，依据生物标志化合物特征可划分为3类。第一类烃源岩为K1 bt1上部“高有机质丰度、低成熟度、高C27甾烷相对含量、高伽马蜡烷、低Pr/Ph比值”烃源岩；第二类烃源岩为K1 bt1下部“高有机质丰度、中等成熟度、中等C27甾烷相对含量、中等伽马蜡烷”烃源岩；第三类烃源岩为K1 ba“较高有机质丰度、较高成熟度、低C27甾烷相对含量、低伽马蜡烷、高Pr/Ph比值”烃源岩。
（2）生物标志化合物特征对比表明，油砂中的原油可划分成4个油族：油族1为K1 bt1未熟油，原油来源于第一类烃源岩；油族2为K1 bt1成熟油，原油来源于第二类烃源岩；油族3为K1 bt1未熟油与K1 bt1成熟油的混合油，原油来源于第一类烃源岩和第二类烃源岩；油族4为K1 bt1成熟油与K1 ba成熟油的混合油，原油来源于第二类烃源岩和第三类烃源岩。
（3）从油气来源预测有利区，K1 bt1烃源岩所指向的有利区分布于北次凹的HF9及其东北区域，面积为26.85 km2。K1 ba烃源岩所指向的有利区分布于北次凹的HF9—TC1—YB1井区和南次凹的洼槽中心区域，累计有利区面积为79.30 km2。
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