準(zhǔn)噶爾盆地南緣下組合煤系烴源巖生烴模擬及高探1井油氣源研究

于 淼，高 崗，靳 軍，馬萬(wàn)云，何 丹，向?qū)毩Γ峦?，?苗

1.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；2.油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3.新疆礫巖油藏實(shí)驗(yàn)室，新疆 克拉瑪依 834000；4.礫巖油氣藏勘探開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆 克拉瑪依 834000；5.中國(guó)石油 新疆油田分公司 實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

準(zhǔn)噶爾盆地南緣前陸沖斷帶油氣苗分布廣、類型多，大型構(gòu)造帶成排成帶分布，潛在資源量巨大，一直被視為準(zhǔn)噶爾盆地重要的油氣勘探區(qū)[1-3]。其構(gòu)造具有東西分段、南北分帶的特點(diǎn)，縱向上可劃分為上、中、下 3 套生儲(chǔ)蓋組合。長(zhǎng)期以來(lái)，南緣勘探以中、上組合為主要對(duì)象，發(fā)現(xiàn)了多個(gè)油氣田及含油氣構(gòu)造[4]。隨著勘探不斷深入，下組合成為了油氣勘探的重點(diǎn)[5-6]。2019年，部署在高泉東背斜上的風(fēng)險(xiǎn)探井——高探1井于白堊系清水河組獲得了日產(chǎn)千立方米高產(chǎn)油氣流，實(shí)現(xiàn)了南緣下組合油氣勘探的首次突破，打開了南緣勘探新局面，開啟了下組合大型油氣富集區(qū)勘探新里程。關(guān)于高探1井油氣來(lái)源，多數(shù)學(xué)者認(rèn)為以侏羅系烴源巖貢獻(xiàn)為主[7-8],但以往研究認(rèn)為，侏羅系雖然有豐度較高的烴源巖，但是主要是氣源巖[9]。高探1井如此高產(chǎn)量油氣顯然與以往認(rèn)識(shí)有所區(qū)別，因此僅依靠靜態(tài)特征評(píng)價(jià)烴源巖顯然不夠，有必要對(duì)烴源巖生烴特征進(jìn)行深入的研究。此外，針對(duì)南緣中—下侏羅統(tǒng)煤巖、碳質(zhì)泥巖和泥巖生烴演化特征尚缺乏對(duì)比性研究[13]，而烴源巖熱解生烴模擬實(shí)驗(yàn)作為認(rèn)識(shí)不同母質(zhì)類型油氣形成機(jī)理、評(píng)價(jià)烴源巖生烴潛力并獲取油氣資源評(píng)價(jià)參數(shù)、研究各種因素對(duì)油氣形成影響程度的重要手段之一，已經(jīng)在油氣地質(zhì)勘探領(lǐng)域得到了廣泛的應(yīng)用[14]。因此，本文主要針對(duì)侏羅系主要生油層系不同巖性烴源巖進(jìn)行密閉容器高壓釜加水熱模擬實(shí)驗(yàn)，明確不同演化階段生排烴特征、氣油比、氣體組分和同位素變化以及生烴演化規(guī)律等，建立主力烴源巖生烴模型，進(jìn)而為下組合油氣勘探提供理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)樣品與方法

為保證模擬序列的完整性，本次實(shí)驗(yàn)選擇準(zhǔn)噶爾盆地NA井侏羅系八道灣組煤巖、碳質(zhì)泥巖和泥巖3種巖性低成熟烴源巖巖心樣品(表1)，Ro平均值分別為0.639%，0.527%，0.605%，煤巖和泥巖干酪根類型為Ⅱ2型，碳質(zhì)泥巖干酪根類型為Ⅱ2—Ⅲ型。前人研究認(rèn)為，有機(jī)顯微組分與熱解參數(shù)判斷有機(jī)質(zhì)的類型有時(shí)會(huì)存在矛盾[15-16]，本次碳質(zhì)泥巖樣品有機(jī)顯微組成中殼質(zhì)組含量很高，且個(gè)體較大，因此，結(jié)合顯微組分特征綜合認(rèn)為其有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ2型為主。本次采用密閉容器高壓釜加水熱模擬實(shí)驗(yàn)裝置對(duì)3種巖性烴源巖分別進(jìn)行生烴模擬實(shí)驗(yàn)?？紤]到水的臨界溫度，為了盡量減小水對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響，在373 ℃之前加水15～20 mL，在373 ℃之后加水8 mL左右。煤巖模擬溫度依次為295，315，340，350，370，450，500 ℃，泥巖和碳質(zhì)泥巖模擬溫度依次為315，330，340，350，370，450，500 ℃，每個(gè)溫度點(diǎn)加熱時(shí)間為24 h，熱模擬完成后，對(duì)熱解氣體進(jìn)行組分、同位素分析，對(duì)模擬殘?jiān)M(jìn)行抽提(殘留油)、磨片，對(duì)殘?jiān)M(jìn)行顯微組分觀察及鏡質(zhì)體反射率測(cè)定，對(duì)熱解油和殘留油進(jìn)行分離并作飽和烴色質(zhì)分析。

表1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣NA井侏羅系八道灣組烴源巖模擬樣品地球化學(xué)特征

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 熱模擬產(chǎn)物特征

2.1.1 排出油產(chǎn)率特征

熱模擬實(shí)驗(yàn)表明，不同巖性煤系烴源巖熱解排出油產(chǎn)率存在相似性(圖1a)，即隨溫度升高先增加后減小，均在340 ℃左右達(dá)到生油高峰，但其各自生油高峰產(chǎn)油率存在顯著區(qū)別。泥巖具有最高排出油產(chǎn)率，最大排出油量約為119.72 mg/g；碳質(zhì)泥巖生油高峰最大排出油量約為61.12 mg/g；煤巖最大排出油量約為26.82 mg/g?？傮w而言，排出油產(chǎn)率有泥巖>碳質(zhì)泥巖>煤巖的特征。但是由于碳質(zhì)泥巖有機(jī)質(zhì)豐度遠(yuǎn)高于泥巖，每噸烴源巖生油量遠(yuǎn)大于泥巖，因此，碳質(zhì)泥巖可能是侏羅系煤成油的主要貢獻(xiàn)者。

2.1.2 氣態(tài)烴組分特征

作為天然氣藏的主力烴源巖，煤系源巖生氣能力的研究顯然具有重要的意義。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，不同巖性煤系烴源巖樣品模擬實(shí)驗(yàn)生成烴氣產(chǎn)率變化趨勢(shì)基本一致，即隨著模擬溫度的升高，烴類氣體產(chǎn)率和甲烷產(chǎn)率不斷增加(圖1b，c)。500 ℃時(shí)，泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤巖烴氣產(chǎn)率分別約為427.7，219.3，178.8 mL/g，烴氣產(chǎn)率大致呈泥巖>碳質(zhì)泥巖>煤巖的特點(diǎn)。

但是通過對(duì)比不同巖性烴氣增長(zhǎng)率(圖1d)可以發(fā)現(xiàn)，泥巖在350 ℃和450 ℃出現(xiàn)兩個(gè)烴類氣體增長(zhǎng)高峰。第一個(gè)高峰可能為干酪根開始降解生烴氣時(shí)形成，第二個(gè)高峰可能為干酪根降解生氣和原油大量裂解生成烴類氣體時(shí)共同形成，而碳質(zhì)泥巖和煤巖還未出現(xiàn)烴類氣體增長(zhǎng)高峰，因此推測(cè)在更高成熟度時(shí)，碳質(zhì)泥巖和煤巖生烴氣量會(huì)持續(xù)增加并明顯大于泥巖。此外泥巖具有較低溫度生烴的特點(diǎn)，而碳質(zhì)泥巖除了具有很強(qiáng)的生油潛力，在高溫階段和煤巖一樣都具有很強(qiáng)的生氣潛力，碳質(zhì)泥巖和煤巖是侏羅系主要?dú)庠磶r。

從重?zé)N產(chǎn)率可以看出，在較高模擬溫度時(shí)，泥巖和碳質(zhì)泥巖重?zé)N含量仍有增加趨勢(shì)(圖1e)，且氣體中重?zé)N百分含量仍較高(圖1f)，而煤在較高模擬溫度時(shí)生成的氣體中重?zé)N含量明顯低，重?zé)N百分比在370 ℃時(shí)已經(jīng)明顯出現(xiàn)峰值。煤在較高演化階段時(shí)，氣體碳同位素較碳質(zhì)泥巖和泥巖明顯偏重。前人研究認(rèn)為，原油裂解氣的穩(wěn)定碳同位素值和干燥系數(shù)總體上低于干酪根降解氣[15]，因此，在較高模擬溫度或更高成熟度時(shí)，碳質(zhì)泥巖和泥巖可能以原油裂解氣為主，少量干酪根降解氣，而煤則主要為干酪根降解氣。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組煤系烴源巖模擬排出油、氣態(tài)烴及各組分產(chǎn)率相關(guān)圖

2.1.3 氣態(tài)烴穩(wěn)定碳同位素組成特征

盡管3種巖性的煤系烴源巖具有相似的沉積環(huán)境，但其穩(wěn)定碳同位素特征卻有明顯差異。前人研究表明，無(wú)論是烴源巖、干酪根或是原油的熱模擬實(shí)驗(yàn)，在相對(duì)低溫階段生成的烷烴氣中，δ13C1值都具有先減小后增大的演化趨勢(shì)[15]。

本次模擬實(shí)驗(yàn)3種巖性烴源巖甲烷碳同位素也出現(xiàn)了隨著模擬溫度升高整體呈先變輕后變重的特點(diǎn)(圖2a)。乙烷碳同位素雖變輕趨勢(shì)不如甲烷碳同位素明顯，但在高成熟階段仍明顯變重(圖2b)。在生油高峰之前，原油伴生氣碳同位素由重變輕，在生油高峰之后，原油碳同位素由輕變重，且隨成熟度增加，變重趨勢(shì)逐漸加快。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組煤系烴源巖模擬δ13C1和δ13C2演變特征

根據(jù)碳同位素分餾機(jī)理，12C-12C 鍵較13C-13C 鍵鍵能小，干酪根中不穩(wěn)定支鏈優(yōu)先斷裂。低溫演化階段，干酪根中不穩(wěn)定支鏈優(yōu)先斷裂，導(dǎo)致原油伴生氣中相對(duì)富集輕碳同位素；在高溫演化階段，天然氣由干酪根和原油裂解生成，天然氣碳同位素逐漸變重。在過成熟階段，天然氣(以甲烷為主)主要由殘余干酪根中少量低分子烷基側(cè)鏈進(jìn)一步脫落生成，而干酪根則進(jìn)一步縮聚形成富碳的殘余物質(zhì)并最終石墨化[22]。天然氣中碳同位素這種演變特征主要受控于油氣生成演化階段[24]。同時(shí)這種變化也暗示了我們?cè)趹?yīng)用氣體碳同位素進(jìn)行氣源對(duì)比時(shí)一定不能忽略成熟度的影響。

對(duì)比3種巖性烴源巖演化過程中碳同位素特征可以發(fā)現(xiàn)，不同模擬溫度，煤和泥巖生成的甲烷碳同位素略重于碳質(zhì)泥巖，但在500 ℃時(shí)，呈現(xiàn)δ13C1(煤)>δ13C1(碳質(zhì)泥巖)>δ13C1(泥巖)；不同模擬溫度，煤生成乙烷碳同位素略重于碳質(zhì)泥巖和泥巖，在500 ℃時(shí)，呈現(xiàn)δ13C2(煤)>δ13C2(泥巖)>δ13C2(碳質(zhì)泥巖)。整體而言泥巖和碳質(zhì)泥巖生成氣體的碳同位素比較接近，而煤生成氣體碳同位素整體偏重3‰～5‰以上。

2.2 鏡質(zhì)體反射率校正

為了使熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果更好應(yīng)用于地質(zhì)實(shí)際，需要對(duì)不同溫度模擬產(chǎn)物Ro進(jìn)行測(cè)定并校正，校正公式采用高崗等[24]提出的經(jīng)驗(yàn)公式：

Ro實(shí)=Ros+(Ro-Ros)(1-Ros)/(-Ros)

式中：Ro實(shí)為該樣品實(shí)際鏡質(zhì)體反射率；Ros為模擬樣品初始鏡質(zhì)體反射率；Ro為各模擬點(diǎn)殘余樣品的鏡質(zhì)體反射率。

通過較正得到泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤巖生油氣量與Ro關(guān)系圖(圖3)，進(jìn)而更好地與實(shí)際演化剖面做對(duì)比。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組煤系烴源巖熱模擬液態(tài)烴(Poil)、氣態(tài)烴產(chǎn)率(Pgas)與Ro關(guān)系

根據(jù)模擬結(jié)果分別建立了侏羅系泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤巖生油氣數(shù)學(xué)模型：

(1)泥巖：

(2)碳質(zhì)泥巖：

(3)煤巖：

式中：Poil為液態(tài)產(chǎn)物產(chǎn)率；Pgas為烴氣產(chǎn)率；Ro為各模擬點(diǎn)殘余樣品的鏡質(zhì)體反射率校正值。

3 高探1井油氣源分析

前已述及，高探1井下白堊統(tǒng)清水河組油氣具有高油氣比的特點(diǎn)，通過參數(shù)對(duì)比認(rèn)為高探1井原油主要來(lái)自于侏羅系烴源巖(圖4)。對(duì)于常規(guī)油氣藏而言，烴源巖只有生成并排出油氣才對(duì)油氣藏的形成有意義。本次模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，侏羅系碳質(zhì)泥巖具有很高的排出油產(chǎn)率，油氣比相對(duì)泥巖和煤巖也要高一些。因此，本文主要根據(jù)碳質(zhì)泥巖模擬生成的原油生物標(biāo)記物、天然氣碳同位素、熱模擬過程中顯微組分變化以及源儲(chǔ)配置關(guān)系等方面對(duì)高探1井油氣源進(jìn)行研究。

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高探1井下白堊統(tǒng)清水河組原油與可能烴源巖對(duì)比

3.1 生物標(biāo)記物特征對(duì)比

高探1井清水河組原油正構(gòu)烷烴呈前峰型(圖5)，成熟度較高，規(guī)則甾烷呈上升型，三環(huán)萜烷含量和伽馬蠟烷含量很低，Pr/Ph值為3.16，β-胡蘿卜烷豐度極低，指示形成于偏氧化的沉積環(huán)境。前人研究認(rèn)為八道灣組未熟與成熟烴源巖相比,在規(guī)則甾烷相對(duì)組成上存在較大的差別[25]。對(duì)比高探1井原油與碳質(zhì)泥巖模擬排出油生標(biāo)物特點(diǎn)(圖6)可以發(fā)現(xiàn)，高探1井原油與碳質(zhì)泥巖340 ℃和500 ℃模擬排出油生標(biāo)物吻合較差，同時(shí)高探1井原油成熟度較高。因此，高探1井原油應(yīng)與模擬350～450 ℃排出油關(guān)系較為密切，對(duì)應(yīng)Ro約為1.14%～1.63%。通過相面法對(duì)比清水河組原油生標(biāo)物質(zhì)譜圖(圖5)和碳質(zhì)泥巖熱模擬排出油色質(zhì)譜圖(圖7)也可以發(fā)現(xiàn)，高探1井清水河組原油生標(biāo)物色質(zhì)峰形與模擬450 ℃(對(duì)應(yīng)Ro約為1.63%)時(shí)色質(zhì)峰形最為相似。

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高探1井下白堊統(tǒng)清水河組原油生標(biāo)物質(zhì)譜圖

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高探1井下白堊統(tǒng)清水河組原油與碳質(zhì)泥巖模擬排出油生標(biāo)物對(duì)比

圖7 準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組碳質(zhì)泥巖熱模擬排出油色譜—質(zhì)譜圖

3.2 烴源巖有機(jī)顯微組分特征

對(duì)NA井碳質(zhì)泥巖熱模擬原樣進(jìn)行反射熒光觀察可以發(fā)現(xiàn)，NA井碳質(zhì)泥巖有機(jī)顯微組分以角質(zhì)體為主，且角質(zhì)體個(gè)體較大，一般大于100 μm(圖8a)。前人研究認(rèn)為殼質(zhì)組是煤系烴源巖中最主要的液態(tài)物質(zhì)來(lái)源[26]，可能是煤系烴源巖主要的生油母質(zhì)[30-31]，而煤系烴源巖的生油潛力取決于殼質(zhì)組或類脂組的數(shù)量[32-33]。因此，富角質(zhì)體碳質(zhì)泥巖具有較強(qiáng)的生油能力。進(jìn)一步觀察不同模擬階段顯微組分變化可以看出，在生油高峰之前(模擬溫度小于340 ℃，Ro<1%)，有機(jī)質(zhì)顏色逐漸變深，但形態(tài)較為完整(圖8b，c)，在生油高峰(對(duì)應(yīng)模擬溫度介于340～350℃，Ro約為1%～1.14%)時(shí)，有機(jī)質(zhì)迅速轉(zhuǎn)化為烴類，鏡下以瀝青質(zhì)體為主(圖8d，e)，當(dāng)成熟度進(jìn)一步增加(模擬溫度大于350 ℃，Ro>1.14%)時(shí)，瀝青質(zhì)體因大量排出或裂解生氣而迅速減少(圖8f-h)。因此，從侏羅系碳質(zhì)泥巖生烴母質(zhì)和生排烴角度考慮，高探1井原油與侏羅系碳質(zhì)泥巖生成的較高成熟度原油(Ro>1.14%)關(guān)系較為密切。此外，高探1井下伏侏羅系烴源巖已經(jīng)達(dá)到成熟—高成熟階段，具備生成較高成熟度原油的條件(圖9)[34]。

圖8 準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組碳質(zhì)泥巖熱模擬有機(jī)顯微組分演化

圖9 準(zhǔn)噶爾盆地南緣油氣田分布及侏羅系煤系源巖成熟度[34]

3.3 天然氣碳同位素特征

天然氣碳同位素組成是研究天然氣地球化學(xué)特征的重要參數(shù)[35]，天然氣組分、碳同位素組成與母質(zhì)的沉積環(huán)境、有機(jī)質(zhì)類型及熱演化程度密切相關(guān)，因此碳同位素組成常被用于判識(shí)天然氣的成因類型與來(lái)源[36-42]。

高探1井5 768～5 775 m下白堊統(tǒng)清水河組天然氣甲烷碳同位素較輕，主要分布在-40.9‰～-40.6‰，乙烷和丙烷碳同位素偏重，分別分布在-29.14‰～-28.9‰和-26.9‰～-26.5‰(表2)，碳同位素組成呈正序分布(圖10a)，δ13C1/(δ13C2+δ13C3)值介于1～10(圖10b)，單從氣體碳同位素來(lái)看，高探1井天然氣似乎具有混合氣特征。本文通過與風(fēng)城組典型油型氣、侏羅系典型煤型氣以及吐哈盆地成熟度較低煤型氣對(duì)比(圖10b,c)[46-47]，認(rèn)為高探1井天然氣并不是典型Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根生成的油型氣與典型Ⅲ型干酪根生成的煤型氣混合構(gòu)成的混合氣[8]，而是侏羅系Ⅱ型腐殖型干酪根生成的天然氣，且成熟度較低，以原油伴生氣為主，而甲烷碳同位素偏輕可能與同位素分餾效應(yīng)有關(guān)。

表2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高泉油氣田高探1井下白堊統(tǒng)清水河組天然氣組分與碳同位素統(tǒng)計(jì)

圖10 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高探1井天然氣成因類型判識(shí)圖10b的圖版據(jù)文獻(xiàn)[36,42-44]。

SCHOELL[37]在研究俄羅斯地臺(tái)和荷蘭 Roliegendes地區(qū)天然氣運(yùn)移時(shí)就認(rèn)為運(yùn)移可引起甲烷碳同位素分餾，荷蘭格羅寧根氣田下方天然氣的δ13C1為-29.5‰～-31.6‰，運(yùn)移前方天然氣的δ13C1為-36.6‰，兩者差值為7.1‰。大量地質(zhì)實(shí)例和實(shí)驗(yàn)也都證明運(yùn)移可以造成天然氣甲烷碳同位素分餾，而且大多數(shù)學(xué)者認(rèn)為運(yùn)移可導(dǎo)致天然氣甲烷碳同位素變輕[48]。因此，如果剔除同位素分餾效應(yīng)的影響，高探1井下白堊統(tǒng)清水河組天然氣則更具有侏羅系Ⅱ型有機(jī)質(zhì)生成的偏腐殖氣的特點(diǎn)。

本次模擬實(shí)驗(yàn)碳質(zhì)泥巖有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ2型，結(jié)合碳質(zhì)泥巖模擬氣體碳同位素演化特征可以發(fā)現(xiàn)，高探1井清水河組天然氣乙烷碳同位素與侏羅系碳質(zhì)泥巖成熟階段之前乙烷碳同位素值較為接近，這與乙烷碳同位素相對(duì)穩(wěn)定，運(yùn)移分異效應(yīng)影響較小有關(guān)(圖11b)。而甲烷碳同位素偏輕，則主要受運(yùn)移分異效應(yīng)影響(圖11a)。

圖11 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高探1井甲烷碳同位素(a)、乙烷碳同位素(b)與模擬氣碳同位素對(duì)比

進(jìn)一步結(jié)合源儲(chǔ)配置關(guān)系(圖12)，下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層與侏羅系烴源巖具有良好的油氣疏導(dǎo)條件。綜合以上分析，筆者認(rèn)為高探1井清水河組油氣源自侏羅系源巖，油氣同源，其中原油與侏羅系碳質(zhì)泥巖關(guān)系最為密切，而3種巖性煤系烴源巖對(duì)天然氣均有貢獻(xiàn)。

圖12 準(zhǔn)噶爾盆地南緣高探1井地震地質(zhì)解釋剖面

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系3種巖性煤系烴源巖生烴熱模擬研究表明，不同巖性煤系烴源巖生烴演化規(guī)律大致相似，但其生油氣能力差異較大。泥巖和碳質(zhì)泥巖生油量較高，但碳質(zhì)泥巖豐度遠(yuǎn)大于泥巖，因此碳質(zhì)泥巖是侏羅系煤成油的主要貢獻(xiàn)者，3種巖性烴源巖均可作為良好的氣源巖。在較高演化程度時(shí)，碳質(zhì)泥巖和泥巖以原油裂解氣為主，煤巖則主要為干酪根降解氣。

(2)3種巖性煤系烴源巖隨模擬演化程度升高，由于氣體碳同位素的分餾效應(yīng)，甲烷碳同位素均呈明顯的先變輕后變重的趨勢(shì)，乙烷碳同位素也出現(xiàn)較明顯的分餾現(xiàn)象，但不如甲烷碳同位素明顯，在應(yīng)用氣體同位素時(shí)應(yīng)考慮演化程度的影響。

(3)在較高模擬溫度時(shí)，3種巖性甲烷碳同位素和乙烷碳同位素分別呈現(xiàn)δ13C1(煤)>δ13C1(碳質(zhì)泥巖)>δ13C1(泥巖)和δ13C2(煤)>δ13C2(泥巖)>δ13C2(碳質(zhì)泥巖)的特點(diǎn)。整體而言，泥巖和碳質(zhì)泥巖生成氣體同位素比較接近，而煤生成氣體碳同位素整體偏重，幅度在3‰～5‰以上。

(4)主要受運(yùn)移分異效應(yīng)的影響，高探1井清水河組天然氣甲烷碳同位素較輕。通過與模擬氣體碳同位素和吐哈盆地典型侏羅系煤成氣碳同位素對(duì)比，結(jié)合源儲(chǔ)配置關(guān)系等分析認(rèn)為，高探1井油氣主要為侏羅系貢獻(xiàn)，油氣同源，其中原油與侏羅系碳質(zhì)泥巖關(guān)系最為密切，主要為侏羅系碳質(zhì)泥巖生成的較高成熟度原油，角質(zhì)體是侏羅系碳質(zhì)泥巖主要生油母質(zhì)，而3種巖性煤系烴源巖對(duì)天然氣均有貢獻(xiàn)。