Enrichment types and hydrocarbon composition characteristics of shale oil in the northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin: a case study of the third member of Paleogene Shahejie Formation of well Wen 410
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摘要: 为研究渤海湾盆地东濮凹陷北部页岩油的含油性及烃类组成特征，对文410井古近系沙河街组三段岩心样品开展了冷冻热解、三维定量荧光、气相色谱—质谱、岩石薄片等分析测试。东濮凹陷北部沙三段主要发育夹层型和裂缝型2种页岩油富集类型，烃类赋存主要为粒间孔和微裂缝2种形式，有效孔缝组合是页岩油高效富集的关键；岩心样品抽提物烃类组成特征主要以低碳数正构烷烃为主，C27—C28—C29规则甾烷呈“V”型分布，反映出有机质来源主要为陆生高等植物与低等水生生物；伽马蜡烷含量较高，较低的Pr/Ph比值，反映该区有机质沉积环境主要为咸化的还原环境；结合C3122S/(22S+22R)、Ts/(Ts+Tm)、C29ααα20S/(20S+20R)、C29ββ/(αα+ββ)等参数，表明烃源岩处于成熟阶段。Abstract: To reveal the oil-bearing characteristics and hydrocarbon composition of shale oils in the third member of Shahejie Formation in the northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin, analysis and testing were carried out by the means of frozen-craching followed by pyrolysis, 3D quantitative fluorescence test, GC-MS and thin section observation. Two shale oil enrichment types including interlayer type and fracture type are mainly developed in the third member of Shahejie Formation of well Wen 410. The hydrocarbon mainly occurres in inter-granular pores and micro-fractures, and effective pore-fracture combination is the key to the efficient enrichment of shale oil. The hydrocarbon composition of rock extracts is mainly characterized by n-alkanes with low carbon numbers, and the regular steranes of C27-C28-C29 show a V-shaped distribution, reflecting that the sources of organic matter are mainly terrestrial higher plants and lower aquatic organisms. The high content of gammacerane and the low Pr/Ph ratio indicate that the sedimentary environment in this area is mainly a saline reducing environment. C3122S/(22S+22R), Ts/(Ts+Tm), C29ααα20S/(20S+20R), C29ββ/(αα+ββ) and other biomarker parameters indicate that the source rocks are at mature stage.
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Key words:
- hydrocarbon composition /
- occurrence form /
- shale oil /
- Shahejie Formation /
- Paleogene /
- Dongpu Sag /
- Bohai Bay Basin
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页岩油作为一种非常规油气资源，通常指赋存在富有机质页岩(泥岩)或与之密切共生的贫有机质岩相如碳酸盐岩、粉砂岩或砂岩薄层内、通过非常规技术可采出的石油资源，它是未来非常规油气领域重点发展的对象[1-8]。当前，全球范围内以页岩油、页岩气为代表的非常规油气勘探开发日趋火热。
从2010年起，中原油田对渤海湾盆地东濮凹陷的页岩油气勘探开发开展攻关，其中，濮深18-1井3 255.0~3 258.0 m泥页岩井段已实现日产油420.75 m3的重大突破，这一成果有力地证明东濮凹陷陆相地层具备页岩油气开发价值[9]。前人研究[10-17]表明，东濮凹陷古近系沙河街组三段泥页岩分布广、厚度大、埋深适宜，有机质丰度高、类型较好、热演化程度适中，具备生成页岩油的良好地球化学条件；并且裂缝广泛发育，孔隙度、渗透率等指标均较好，更是为页岩油的保存提供了良好的储集条件，预测濮城、习城和柳屯等地区为东濮凹陷页岩油勘探优选区。截至目前，东濮凹陷页岩油勘探虽然取得了初步的成果，但对页岩油的含油性、赋存形式、烃类组分等方面的研究还很薄弱，对页岩油的认识还不够全面。本文以东濮凹陷文410井沙河街组三段页岩油为例，通过对取心段典型岩心样品含油性与烃类组成特征的分析，阐明了该区页岩油的富集与烃类组成特征，以期为研究区页岩油勘探开发部署提供科学依据。
1. 地质概况
东濮凹陷是渤海湾盆地南端一个富含油气的中新生代陆相盐湖盆地[18] (图 1)，东以兰聊断裂与鲁西隆起为界，西接内黄隆起，北过马陵断层进入临清坳陷的莘县凹陷，南以兰考凸起与中牟凹陷相隔，呈北北东向展布，南北长140 km，东西宽16~60 km，古近系分布面积5 300 km2[19]。东濮凹陷是一个早期箕状、构造特征为东断西超、晚期双断式凹陷[20-21]；受构造和沉积影响，沉积相带具有“东西分带，南北分块”的特征，构造上呈现出“两洼一隆一陡一斜坡”的特征[22]。东濮凹陷新生界自下而上分为古近系沙河街组(Es)、东营组(Ed)，新近系馆陶组(Ng)、明化镇组(Nm)，第四系平原组(Qp)[23]。沙河街组是东濮凹陷主要烃源岩发育和油气勘探目标层系，自下而上分为沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)，总厚度2 000~5 000 m(图 1)。沙三段在研究区分布最广、厚度最大，属于半深湖—深湖沉积，岩性主要为灰色泥页岩与灰色粉砂岩、细砂岩、盐膏岩不等厚互层，可进一步细分为沙三上亚段(Es3U)沙三中亚段(Es3M)和沙三下亚段(Es3L)。Es3L厚度300~550 m，岩性为灰色泥岩夹粉砂岩、灰质粉砂岩、泥质粉砂岩，并见少量含膏质粉砂岩和含膏质泥岩；Es3M厚度500~750 m，下部以白色盐岩、膏岩为主，上部基本为浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩夹深灰色泥岩、灰质泥岩和油页岩；Es3U厚度350~450 m，岩性为灰色、深灰色泥岩夹薄层粉砂岩[15]。
图 1 渤海湾盆地东濮凹陷北部构造位置与地层柱状图Figure 1. Geotectonic location and stratigraphic histogram of Paleogene in the northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin2. 样品与实验
本次研究样品308件采自文410页岩油探井沙三中亚段岩心，深度3 540~3 600 m。该深度段上部厚度约15 m，以灰色泥岩为主，与浅灰色粉砂岩呈不等厚互层，夹薄层深灰色页岩、灰白色盐岩；中部厚度约40 m，主要为深灰色泥岩，可见薄层灰色粉砂岩、深灰色页岩；下部厚度约5 m，主要为深灰色泥岩夹灰白色盐岩。
实验测试分析包括冷冻热解、三维定量荧光、气相色谱—质谱、岩石薄片等，均在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验测试中心进行，具体实验流程见文献[24]。
3. 实验结果与讨论
3.1 含油性特征
目前主要通过荧光含油率(C)、热解参数S1及含油饱和度指数(OSI)等参数来评价页岩油的含油性。荧光含油率C是指单位质量岩石中的含油量，通常C值越高，表明页岩含油性越好[25]。岩石常规热解参数S1指单位质量岩石中液态烃的质量，通常S1值越高，表明页岩含油性越好[26]。含油饱和度指数OSI[OSI=100S1/ω(TOC)]表示泥页岩中的油满足矿物吸附以及有机质吸附、互溶后，在孔缝系统中赋存的游离油量[27]，当OSI＞100 mg/g时，认为页岩具有产油潜力[5]。
由岩心样品分析结果(图 2)可见，文410井沙三中亚段含油性较好的层段主要集中在3 555.38~3 558.77，3 564.94~3 571.35，3 583.87~3 596.62 m；岩心观察(图 3)表明，上述层段主要发育夹层型和裂缝型2种页岩油富集类型。
图 2 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段含油性特征Figure 2. Oil-bearing characteristics of third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 3 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段夹层型和裂缝型页岩油富集段岩心照片Figure 3. Core photos of interbedded and fractured shale oil enrichment sections in third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin3 555.38~3 558.77 m和3 564.94~3 571.35 m层段以夹层型页岩油富集为主，岩性为深灰色泥岩夹薄层灰色粉砂岩(图 3a)。砂岩段储集物性较好，平均孔隙度达11.6%；含油性较高，荧光含油率C为0.06~21.00 mg/g，平均为3.54 mg/g。采用钱门辉等[25]提出的荧光含油率评价级别，荧光含油率范围在1.6~6.3 mg/g，荧光对比级高于9，将其划分为Ⅱ类页岩油层。因此，该层段整体上属于Ⅱ类页岩油层。热解参数S1为0.02~8.78 mg/g，平均为3.24 mg/g，表明油气注入层段非均质性较高，含油性差异较大，整体上油气显示很好。含油饱和指数OSI介于18~455 mg/g之间，平均为204 mg/g，属于页岩油潜力级别。泥岩段孔隙度略低，平均为8.7%；荧光含油率C为0.04~18.71 mg/g，平均为3.35 mg/g，略低于砂岩段，荧光对比级都高于9，同样也属于Ⅱ类页岩油层；热参数解S1为0.22~5.19 mg/g，平均为1.60 mg/g，表明含油性属于中等，这可能是泥岩段较为致密，油气大部分散失到相邻的物性相对较好的砂岩中，致使泥岩段现今S1值较低。
3 583.87~3 596.62 m层段以裂缝型页岩油富集为主，油气主要发育在泥岩裂缝中(图 3b)，平均孔隙度为9.3%；荧光含油率为0.10~45.58 mg/g，平均为7.52 mg/g，荧光对比级高于9，也属于Ⅱ类页岩油层；热解参数S1为4.55~20.14 mg/g，平均为10.74 mg/g；含油饱和指数OSI为140~422 mg/g，平均为253 mg/g，表明裂缝发育段整体含油性特好。受裂缝样品取样位置影响，裂缝含油水平可能更高，现场观察到油味很浓。
3.2 烃类组成
3.2.1 正构烷烃
对文410井岩心样品抽提物饱和烃m/z 85质量色谱图(图 4)分析表明，沙三段碳数分布范围为C11—C38，C18之前低碳数的正构烷烃相当丰富，C11以前的正构烷烃未检测出；轻重碳之比(nC21-/nC22+) 的平均值为1.33，表明沙三段岩心样品的正构烷烃化合物系列主要以短链正构烷烃为主，说明有机质来源于低等水生生物[28]。应用正构烷烃碳优势指数(CPI)或奇偶优势指数(OEP)可判断烃源岩的成熟度[29]，研究区岩心样品的CPI值(表 1)和OEP值均在1.0左右，不具有明显的奇偶碳优势，而CPI和OEP相关图(图 5)中显示大多数样品为成熟特征，表明该层段烃源岩属于成熟烃源岩。
图 4 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段代表性样品生物标志化合物特征Figure 4. Biomarker characteristics of representative samples from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin表 1 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段烃源岩抽提物烷烃参数Table 1. Alkane parameters of source rock sample extracts from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin深度/m 岩性 CPI Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18 3 546.84 灰色灰质泥岩 1.15 1.35 0.84 0.99 3 556.75 深灰色粉砂质泥岩夹砂岩条带 1.00 1.49 0.42 0.59 3 566.60 深灰色泥岩 0.99 0.80 0.16 0.20 3 567.12 深灰色泥质白云岩 1.00 0.85 0.16 0.19 3 570.52 棕色油斑粉砂岩 0.97 0.18 0.37 1.56 3 573.81 棕色油斑粉砂岩 0.98 0.36 0.47 1.71 3 574.12 深灰色泥岩 0.98 0.30 0.61 2.96 3 579.04 灰色泥质粉砂岩 0.80 0.20 0.45 2.09 3 583.93 深灰色页岩 0.89 0.20 0.36 2.00 3 588.36 灰色白云质泥岩 0.97 0.37 0.18 0.49 3 589.00 灰色白云质泥岩 0.98 0.35 0.18 0.47 3 589.95 灰色泥岩 0.96 0.37 0.17 0.46 3 596.17 深灰色泥岩 0.93 1.00 0.27 0.48 
图 5 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段典型样品CPI与OEP相关图Figure 5. Plots of CPI and OEP of typical samples from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin3.2.2 类异戊二烯烷烃
姥鲛烷和植烷的相对含量(Pr/Ph)常用来表征有机质沉积古环境，即当古环境偏氧化时Pr/Ph＞1，该比值越大，氧化程度越强；相反，当古环境偏还原时，Pr/Ph＜1，比值越小，还原程度越强。基于此，常用Pr/nC17和Ph/nC18比值图版来判断沉积水体环境和有机质类型。一般地，强还原环境下Ph/nC18比值会偏高；而偏氧化环境中Pr/nC17会较高[30]。研究区岩心样品的Pr/Ph平均值为0.60，Pr/nC17为0.16~0.84，Ph/nC18为0.19~2.96(表 1)，指示有机质类型均以Ⅱ型藻类输入为主，其沉积环境为还原的水体(图 6)。
图 6 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段烃源岩样品Ph/nC18—Pr/nC17相关图Figure 6. Plots of Ph/nC18-Pr/nC17 of source rock samples from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin3.2.3 萜烷类化合物
文410井沙三段岩心样品抽提物的饱和烃m/z 191质量色谱图(图 4)分析结果显示，研究区样品中萜类化合物主要为五环三萜类的藿烷类，长链三环萜类的丰度很低；藿烷分布均以C30αβ藿烷为主峰，其次是C29αβ藿烷，升藿烷C31—C35含量较高。另外，样品中还检测出丰度较高的伽马蜡烷，丰度较低的C30降莫烷、C30莫烷、18α(H)-22, 29, 30-三降藿烷(Ts)和17α(H)-22, 29, 30-三降藿烷(Tm)。莫烷系列化合物含量普遍较低，其中C30莫烷/C30藿烷比值为0.02~0.14，参考前人[31-33]关于莫烷系列化合物的相关研究，认为研究区样品具有较高的成熟度；升藿烷指数C3122S/(22S+22R)比值分布在0.56~0.61之间，平均为0.58，借鉴ZUMBERGE[34]关于升藿烷指数的相关研究，认为研究区样品已达到平衡点，进入成熟阶段，且烃源岩已处于生烃高峰期；Ts/(Ts+Tm)比值为0.23~0.60，平均为0.45，根据王章章等[35]对于原油成熟度的相关研究，认为研究区沙三段烃源岩成熟度较高(表 2)。
表 2 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段烃源岩抽提物藿烷和芳香烃系列化合物相关参数Table 2. Selected parameters related to hopanes and aromatic hydrocarbon of source rock extracts from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin深度/m C30莫烷/C30藿烷 C3122S/(22S+22R) Ts/(Ts+Tm) Ga/C30H C27重排/规则甾烷 C29ααα20S/(20S+20R) C29ββ/(αα+ββ) MPI1 Rc 3 566.60 0.12 0.58 0.43 0.20 0.74 0.48 0.46 0.35 0.61 3 567.12 0.06 0.60 0.44 0.10 0.59 0.48 0.47 0.35 0.61 3 570.52 0.14 0.59 0.23 0.50 0.18 0.52 0.40 0.42 0.65 3 573.81 0.02 0.61 0.56 0.41 0.37 0.53 0.49 0.41 0.65 3 574.12 0.10 0.61 0.60 0.36 0.40 0.52 0.50 0.44 0.66 3 579.04 0.13 0.56 0.24 0.67 0.17 0.50 0.41 0.51 0.71 3 583.93 0.13 0.57 0.49 0.84 0.26 0.51 0.46 0.45 0.67 3 588.36 0.12 0.56 0.47 0.34 0.42 0.46 0.48 0.42 0.65 3 589.00 0.12 0.56 0.48 0.37 0.41 0.45 0.46 0.43 0.66 3 589.95 0.12 0.57 0.37 0.32 0.42 0.55 0.43 0.41 0.65 3 596.17 0.02 0.61 0.60 0.16 0.17 0.52 0.53 0.31 0.59 结合C30莫烷/C30藿烷、C3122S/(22S+22R)和Ts/(Ts+Tm)比值，发现上述3种参数指标具有一致性，均表明沙三段烃源岩处于成熟阶段。此外，研究区样品中还检测到较高丰度的伽马蜡烷，伽马蜡烷指数(Ga/C30H)为0.10~0.84，平均为0.39(表 2)，结合HAVEN等[36]、张立平等[37]关于伽马蜡烷的研究成果，认为沙三段烃源岩沉积时期水体介质更趋于咸化。
3.2.4 甾烷类化合物
对文410井沙三段岩心样品抽提物的饱和烃m/z 217质量色谱图(图 4)进行分析，发现规则甾烷含量较高，而重排甾烷和4-甲基甾烷含量较低。其中规则甾烷分布基本一致，主要呈C27规则甾烷＞C28规则甾烷＜C29规则甾烷的特点，具有“V”型分布特征，这表明有机质属于混合来源，主要来自于陆生高等植物和藻类等低等水生生物。C27重排甾烷/规则甾烷比值主要为0.17~0.74，平均为0.37，重排甾烷丰度普遍较低，这是由于烃源岩沉积环境为还原性较强的盐湖盆地，不利于甾烷重排[38]。黄第藩等[39]研究认为，4-甲基甾烷来源于沟鞭藻生物体中的4α-甲基甾醇，主要繁盛于淡水沉积环境。而研究区的样品中检测到含量普遍较低的4-甲基甾烷，这说明烃源岩处于咸化沉积环境。此外，研究区样品的C29ααα20S/(20S+20R)甾烷值为0.45~0.55，C29ββ/(αα+ββ)甾烷值为0.41~0.53，借鉴马安来等[40]对于甾烷参数的相关研究结果，认为文410井烃源岩整体具有成熟有机质的特征(图 7)。
图 7 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段的典型样品C29ααα20S/(20S+20R)与C29ββ/(αα+ββ) 甾烷参数相关图Figure 7. Plots of sterane parameter values between C29ααα20S/(20S+20R) and C29ββ/(αα+ββ) in third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin3.2.5 甲基菲系列化合物
常用甲基菲指数(MPI)来指示芳烃成熟度，具体表现为1-甲基菲(1-MP) 和9-甲基菲(9-MP)随成熟度的增加相对含量会逐渐减少，而2-甲基菲(2-MP)和3-甲基菲(3-MP)随成熟度的增加相对含量会逐渐增加。RADKE等[41]提出衡量有机质成熟度的甲基菲指数MPI1[MPI1=1.5(2-MP+3-MP)/(P+1-MP+9-MP)](P为菲)，并建立了由甲基菲指数计算视镜质组反射率(Rc)的关系式，即Rc=0.4+0.6MPI1(适合于Rc＜1.35%)和Rc=2.30-0.6MPI1(适合于Rc≥1.35%)。研究区样品分析结果(表 2)显示，甲基菲指数MPI1为0.31~0.51，对应Rc值为0.59~0.71，Rc平均值为0.64%，表明烃源岩已进入大量生油阶段。
3.3 烃类赋存形式
扫描电镜观察结果显示(图 8a-d)，矿物颗粒分选总体上较差，磨圆度较低，粒间孔隙虽然较发育，但连通性较差。孔隙类型主要为粒间孔隙、溶蚀孔隙；胶结类型多样，包括碳酸盐矿物、黏土矿物、石盐胶结，少量菱铁矿胶结；成岩作用主要为碳酸盐矿物、黏土矿物及石盐胶结作用、溶蚀作用、蚀变作用，少量长石次生加大等。通过荧光薄片鉴定观察(图 8e-h)，在偏光下，主要为粉砂状结构，块状构造；岩石主要为石英、长石碎屑组成；粒间填隙物较发育，主要为碳酸盐矿物及泥质。有机质表现为局部富集，呈不规则状特征，部分浸染碎屑，可见构造线。在荧光下，沥青主要分布于粒间，呈斑块状、环状，以褐黄色、黄褐色、淡蓝色为主，少量淡黄色，发光强度较暗，为油质沥青及沥青质沥青；少量不发光，为碳质沥青；构造缝呈淡黄色、淡蓝色，强度较亮，为油质沥青。由此可见，文410井烃类赋存形式主要有两类：(1)分布于石英、白云石粒间孔以及长石溶蚀孔中，以黄色、淡黄色、褐黄色光为主，发光强度较亮，原油较易铺展开，呈斑块状、弥漫状，为游离油；部分为点状，矿物表面为吸附油。(2)分布于微裂缝(构造缝)中，以淡黄色、淡蓝色为主，发光强度较亮，主要为游离状。
图 8 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段不同岩性典型含油样品镜下特征a.长石发育溶蚀孔隙，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，扫描电镜；b.石英次生加大Ⅰ-Ⅱ级，粒间白云石，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，扫描电镜；c.长石发育溶蚀孔隙，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，扫描电镜；d.白云石发育少量溶蚀孔隙、石盐、黏土矿物充填式胶结，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，扫描电镜；e.见有机质，部分浸染碎屑，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，荧光薄片；f.沥青主要分布于粒间，呈斑块状、点状，以亮蓝色、黄褐色为主，发光强度较亮，为油质沥青，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，荧光薄片；g.见有机质，部分浸染碎屑，见构造缝，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，荧光薄片；h.构造缝呈淡黄色、淡蓝色，发光强度较亮，为油质沥青，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，荧光薄片Figure 8. Microscopic characteristics of typical oil-bearing samples with different lithologies from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin4. 结论
(1) 东濮凹陷沙三段文410井含油段主要存在夹层型和裂缝型2种页岩油富集类型。夹层型富集类型主要发育在3 555.38~3 558.77 m及3 564.94~3 571.35 m层段；裂缝型富集类型主要发育在3 583.87~3 596.62 m层段。烃类赋存形式主要为粒间孔和微裂缝2种类型，存在于粒间孔的游离油和吸附油分别呈斑块状、弥漫状和点状分布，荧光下以黄色、淡黄色、褐黄色为主；分布于微裂缝的游离油，以发淡黄色、淡蓝色荧光为主。有效孔缝组合是页岩油高效富集的关键。
(2) 抽提物的烃类组成分析表明，烃类主要以低碳数的正构烷烃为主，伽马蜡烷含量较高，4-甲基甾烷丰度较低，C27—C28—C29规则甾烷呈“V”型分布，反映出有机质主要为陆生高等植物与低等水生生物混合来源，沉积环境为咸化的还原环境。结合饱和烃及甲基菲成熟度参数值，确定烃源岩表现为成熟特征。
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图 1 渤海湾盆地东濮凹陷北部构造位置与地层柱状图
Figure 1. Geotectonic location and stratigraphic histogram of Paleogene in the northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 2 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段含油性特征
Figure 2. Oil-bearing characteristics of third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 3 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段夹层型和裂缝型页岩油富集段岩心照片
Figure 3. Core photos of interbedded and fractured shale oil enrichment sections in third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 4 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段代表性样品生物标志化合物特征
Figure 4. Biomarker characteristics of representative samples from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 5 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段典型样品CPI与OEP相关图
Figure 5. Plots of CPI and OEP of typical samples from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 6 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段烃源岩样品Ph/nC18—Pr/nC17相关图
Figure 6. Plots of Ph/nC18-Pr/nC17 of source rock samples from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 7 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段的典型样品C29ααα20S/(20S+20R)与C29ββ/(αα+ββ) 甾烷参数相关图
Figure 7. Plots of sterane parameter values between C29ααα20S/(20S+20R) and C29ββ/(αα+ββ) in third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
图 8 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段不同岩性典型含油样品镜下特征
a.长石发育溶蚀孔隙，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，扫描电镜；b.石英次生加大Ⅰ-Ⅱ级，粒间白云石，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，扫描电镜；c.长石发育溶蚀孔隙，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，扫描电镜；d.白云石发育少量溶蚀孔隙、石盐、黏土矿物充填式胶结，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，扫描电镜；e.见有机质，部分浸染碎屑，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，荧光薄片；f.沥青主要分布于粒间，呈斑块状、点状，以亮蓝色、黄褐色为主，发光强度较亮，为油质沥青，棕色油斑粉砂岩，3 570.74 m，荧光薄片；g.见有机质，部分浸染碎屑，见构造缝，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，荧光薄片；h.构造缝呈淡黄色、淡蓝色，发光强度较亮，为油质沥青，深灰色泥质白云岩，3 566.60 m，荧光薄片
Figure 8. Microscopic characteristics of typical oil-bearing samples with different lithologies from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
表 1 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段烃源岩抽提物烷烃参数
Table 1. Alkane parameters of source rock sample extracts from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
深度/m 岩性 CPI Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18 3 546.84 灰色灰质泥岩 1.15 1.35 0.84 0.99 3 556.75 深灰色粉砂质泥岩夹砂岩条带 1.00 1.49 0.42 0.59 3 566.60 深灰色泥岩 0.99 0.80 0.16 0.20 3 567.12 深灰色泥质白云岩 1.00 0.85 0.16 0.19 3 570.52 棕色油斑粉砂岩 0.97 0.18 0.37 1.56 3 573.81 棕色油斑粉砂岩 0.98 0.36 0.47 1.71 3 574.12 深灰色泥岩 0.98 0.30 0.61 2.96 3 579.04 灰色泥质粉砂岩 0.80 0.20 0.45 2.09 3 583.93 深灰色页岩 0.89 0.20 0.36 2.00 3 588.36 灰色白云质泥岩 0.97 0.37 0.18 0.49 3 589.00 灰色白云质泥岩 0.98 0.35 0.18 0.47 3 589.95 灰色泥岩 0.96 0.37 0.17 0.46 3 596.17 深灰色泥岩 0.93 1.00 0.27 0.48 
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表 2 渤海湾盆地东濮凹陷北部文410井沙三段烃源岩抽提物藿烷和芳香烃系列化合物相关参数
Table 2. Selected parameters related to hopanes and aromatic hydrocarbon of source rock extracts from third member of Shahejie Formation in well Wen 410, northern part of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin
深度/m C30莫烷/C30藿烷 C3122S/(22S+22R) Ts/(Ts+Tm) Ga/C30H C27重排/规则甾烷 C29ααα20S/(20S+20R) C29ββ/(αα+ββ) MPI1 Rc 3 566.60 0.12 0.58 0.43 0.20 0.74 0.48 0.46 0.35 0.61 3 567.12 0.06 0.60 0.44 0.10 0.59 0.48 0.47 0.35 0.61 3 570.52 0.14 0.59 0.23 0.50 0.18 0.52 0.40 0.42 0.65 3 573.81 0.02 0.61 0.56 0.41 0.37 0.53 0.49 0.41 0.65 3 574.12 0.10 0.61 0.60 0.36 0.40 0.52 0.50 0.44 0.66 3 579.04 0.13 0.56 0.24 0.67 0.17 0.50 0.41 0.51 0.71 3 583.93 0.13 0.57 0.49 0.84 0.26 0.51 0.46 0.45 0.67 3 588.36 0.12 0.56 0.47 0.34 0.42 0.46 0.48 0.42 0.65 3 589.00 0.12 0.56 0.48 0.37 0.41 0.45 0.46 0.43 0.66 3 589.95 0.12 0.57 0.37 0.32 0.42 0.55 0.43 0.41 0.65 3 596.17 0.02 0.61 0.60 0.16 0.17 0.52 0.53 0.31 0.59
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