渤海灣盆地渤中19￣6凝析氣田高蠟凝析油地球化學特征及成因分析

胡安文，于海波，劉朋波，鄧輝，梁舒藝，沈桐

中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459

0 引言

凝析油指在地下溫度、壓力超過臨界條件后，液態(tài)烴逆蒸發(fā)為氣態(tài)烴，開采至地表后溫壓降低，又反凝結成液態(tài)烴的一種特殊油氣資源[1￣3]。通常情況下，凝析油具有低密度、低膠質、低瀝青質和低含蠟量的特征[1]。隨著勘探程度的提高，近年我國東西部含油氣盆地內也發(fā)現(xiàn)了一些高蠟凝析油。如盧鴻等[4]研究發(fā)現(xiàn)，渤海灣盆地黃驊坳陷千米橋奧陶系古潛山凝析油以高含蠟為特征，受控于“地層色效應”，隨運移距離增加，凝析油含蠟量逐漸降低；張枝煥等[5]對比研究發(fā)現(xiàn)，吐哈盆地西部地區(qū)中、新生界儲層中廣泛發(fā)育高含蠟凝析油，這與烴源巖有機質顯微組分以殼質組和鏡質組為主，且殼質組富含角質體和木栓質體密切相關；包建平等[6]在分析蘇北盆地鹽城凹陷天然氣和凝析油地球化學特征和成因時發(fā)現(xiàn)，高成熟度的干氣侵入油藏并發(fā)生強烈氣洗改造后可形成高蠟凝析油。

渤海灣盆地渤中凹陷凝析油氣資源豐富，相繼發(fā)現(xiàn)了B、F和渤中19-6凝析氣田。其中，渤中19-6凝析氣田更是中國東部最大的、整裝、高產(chǎn)凝析氣田，也是全球最大的變質巖凝析氣田[7￣9]。該凝析氣田凝析油最顯著特征為含蠟量高，普遍在10%以上，最大可達21.07%。前人對渤中19-6凝析氣田開展過系列研究[10￣13]，但集中于天然氣成因與凝析氣藏形成機制、儲層特征及控制因素和凝析氣田形成條件等方面，缺乏對高蠟凝析油特征、成因機制的詳細研究。筆者嘗試通過分析凝析油物性、族組成和生物標志化合物特征，理清凝析油來源，探討高蠟凝析油成因及控制因素，總結渤中19-6凝析氣田高蠟凝析油成因模式。該研究既能為改善高蠟凝析油勘探開發(fā)效率提供依據(jù)，又對補充完善高蠟凝析油形成機制具有重要意義。

1 地質概況與烴源特征

渤中19-6凝析氣田位于渤海灣盆地渤中凹陷西南部，地質構造上屬于被多條近SN向和NE向斷裂分割的洼中隆起帶，東西寬約19 km，南北長約23 km，周緣分別被渤中主洼、渤中南洼和渤中西南洼所圍限（圖1），成藏條件優(yōu)越。地層由太古宇潛山、古近系孔店組—東營組、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組及第四系平原組組成，缺失古生界和中生界地層。其中，太古宇潛山和古近系孔店組為渤中19-6凝析氣田主力含氣層系，蓋層為上覆東營組至沙河街組的湖相泥巖。

圖1 渤中19￣6凝析氣田區(qū)域位置Fig.1 Regional location of Bozhong 19￣6 condensate gas field

渤中19-6凝析氣田DST測試資料揭示，古近系孔店組和太古宇潛山凝析氣藏實測地層壓力分別為45.7~47.0 MPa和46.9~48.7 MPa，地 層 溫 度 在134.1 ℃~171.9 ℃之間。整體來看，渤中19-6凝析氣田的地層溫度介于烴類體系的臨界溫度與臨界凝析溫度，地層壓力大于對應地層溫度下的露點壓力，地層條件下流體相態(tài)呈凝析氣相（圖2）。此外，渤中19-6凝析氣田氣油比變化不大，介于1 023~1 421 m3/m3，凝析油含量一般在751~884 cm3/m3之間，屬于特高含凝析油的凝析氣藏。

圖2 渤中19￣6凝析氣田部分井流體相態(tài)圖（a）W5井，3 500.0~3 566.0 m，孔店組；（b）W2井，3 879.0~3 998.7 m，太古界Fig.2 Fluid phase diagram of some wells in Bozhong 19￣6 condensate gas field

渤中19-6凝析氣田周緣次洼主要發(fā)育三套烴源巖，分別為古近系漸新統(tǒng)東營組三段、始新統(tǒng)沙河街組一段和三段湖相泥巖。東營組三段97個烴源巖樣品TOC分布范圍為0.45%~11.20%，均值為2.30%，TOC大于2.00%以上的樣品數(shù)占64%；沙河街組一段10個烴源巖樣品TOC分布范圍為1.33%~3.54%，均值為2.31%；沙河街組三段31個烴源巖樣品TOC為0.68%~4.81%（平均值為2.80%），TOC小于2.00%的極少。依據(jù)陸相烴源巖地球化學評價標準[14]，三套烴源巖均屬于好—最好類型。由圖3可見，渤中19-6周緣三套烴源巖有機質類型以混合型（Ⅱ1~Ⅱ2）為主，部分東營組三段烴源巖樣品偏向Ⅲ型。有機質成熟度存在一定差異，沙河街組三段湖相泥巖埋藏深，Ro普遍大于0.70%~0.80%，深洼區(qū)可達2.00%及以上；沙河街組一段Ro介于0.70%~1.60%，深洼區(qū)部分烴源巖成熟度可達1.80%，主體處于成熟—高成熟階段；東營組三段烴源巖埋藏相對淺，Ro主體為0.50%~1.20%，處于成熟階段。

圖3 渤中19￣6凝析氣田烴源巖干酪根元素組成數(shù)據(jù)來源于渤中19￣6凝析氣田W1、W3、W4、W6、W7、W8、W13和W15井東營組三段、沙河街組一段和沙河街組三段烴源巖樣品的實測數(shù)據(jù)Fig.3 Elemental composition of kerogen in Bozhong 19￣6 condensate gas field

2 凝析油特征及油源對比

2.1 凝析油物性及族組成特征

依據(jù)中國海油石油總公司企業(yè)標準[15]規(guī)定，原油含蠟量在2.5%~10.0%之間屬于含蠟原油，含蠟量高于10%為高蠟原油，對渤中19-6凝析氣田各井區(qū)凝析油物性進行分析統(tǒng)計，結果如表1所示。

表1 渤中19?6凝析氣田凝析油物性特征Table 1 Physical properties of condensate in Bozhong 19?6 condensate gas field

渤中19-6凝析氣田凝析油含量蠟大于10%，平均值為16.61%，最高可達21.07%，屬于典型的高蠟凝析油。析蠟溫度為26.0 ℃~51.0 ℃，那么將凝析油氣由地下開采至地表的過程中當溫度降至析蠟溫度后必然會發(fā)生結蠟現(xiàn)象，降低滲流條件，影響凝析油氣的開發(fā)效果。此外，目前探井測試取得的凝析油樣品在實驗室常溫條件下均見到大量的黃色蠟沉淀。凝固點高，在12.0 ℃~23.0 ℃之間，均值為18.8 ℃。凝析油密度和黏度低，分別介于0.791 4~0.830 5 g·cm-3和1.244~3.438 mPa·s。瀝青質和膠質含量低，均值分別為0.53%和1.50%。凝析油中飽和烴（44.76%~73.75%）和芳烴（6.25%~24.23%）含量高，飽芳比值介于1.81~3.41，非烴和瀝青質含量相對較低。

2.2 凝析油生物標志化合物特征及油源

2.2.1 凝析油正構烷烴和輕烴組成特征

飽和烴氣相色譜分析結果表明，渤中19-6凝析氣田凝析油正構烷烴碳數(shù)介于nC12~nC40，呈單峰形態(tài)，主峰碳數(shù)分布于n（圖4）介于0.80~2.37，均值為1.26，說明低分子量與中—高分子量烷烴含量基本相當。通常，高成熟的凝析油多以低碳數(shù)烷烴為主，高碳數(shù)烷烴含量相對較低[16]。渤中19-6凝析氣田凝析油飽和烴分布特征表明主體成熟度應該不是特別高，尚未達到高成熟階段。在還原條件下，植醇通過脫水成植烯、加氫還原而形成植烷；在氧化環(huán)境下則先形成植烷酸，后脫羧基而形成姥鮫烷，因此姥鮫烷和植烷的分布特征可指示沉積環(huán)境[17]。一般而言，Pr/Ph介于0.20~0.80為強還原環(huán)境，0.80~2.80為還原環(huán)境，2.80~4.00為弱氧化—弱還原環(huán)境[17]。研究區(qū)凝析油樣品的Pr/Ph在0.99~1.51之間，表明其成油母質形成于還原環(huán)境。此外，Pr/nC17與Ph/nC18的相關關系也能指示成油母質的形成環(huán)境[18]，由圖5可見，凝析油成油母質也主要形成于偏還原環(huán)境。

圖4 渤中19￣6凝析氣田部分凝析油正構烷烴氣相色譜圖（a）W1井，3 566.8~3 634.0 m，古近系孔店組；（b）W2井，3 837.7~3 923.5 m，太古界；（c）W13井，4 543.0~5 079.0 m，太古界；（d）W15井，4 624.5~5 367.0 m，太古界Fig.4 Gas chromatograms of n￣alkanes in some condensate samples from Bozhong 19￣6 condensate gas field

圖5 渤中19￣6凝析氣田凝析油Ph/nC18與Pr/nC17關系圖Fig.5 Correlation of Ph/nC18 and Pr/nC17 in condensate samples from Bozhong 19￣6 condensate gas field

渤中19-6凝析氣田凝析油輕烴分析結果表明，在C1-8輕烴中，正構烷烴和環(huán)烷烴含量相對較高，分別為31.73%~39.43%和24.85%~43.20%；異構烷烴含量居中，占比19.79%~26.75%；芳烴含量最少，僅為5.29%~10.77%（表2）。具體來看，所有凝析油均以正辛烷含量最高，其次為正己烷、正庚烷、甲基環(huán)己烷和甲苯，其他的異構烷烴和環(huán)烷烴含量相對較低。此外，由表2可見，除W13井孔店組凝析油樣品外，研究區(qū)凝析油的石蠟指數(shù)和烷—芳指數(shù)分布集中，石蠟指數(shù)在2.9~3.0之間，烷—芳指數(shù)在10.7~12.1之間。依據(jù)沈平等[19]在充分考慮有機質類型基礎上建立的劃分標準，研究區(qū)凝析油處于成熟階段。另外，Mango[20]研究發(fā)現(xiàn)，輕烴中2，4-二甲基戊烷（2，4-DMC5）與2，3-二甲基戊烷（2，3-DMC5）的比值與有機質經(jīng)歷的生烴溫度密切相關，并建立了相關關系式：T=140+15ln（2，4-DMC5/2，3-DMC5）。據(jù)此可計算得到研究區(qū)有機質經(jīng)歷的生烴溫度在116.4 ℃~125.6 ℃之間，處于有機質成熟階段的溫度范圍。

表2 渤中19?6凝析氣田部分凝析油輕烴組成與成熟參數(shù)Table 2 Composition and maturity parameters of light hydrocarbons from some condensate samples from Bozhong 19?6 condensate gas field

2.2.2 凝析油甾、萜烷化合物特征

質量色譜圖特征表明，渤中19-6凝析氣田凝析油的重排甾烷含量相對較高（圖6a，b），重排甾烷/規(guī)則甾烷介于0.26~0.48，均值為0.36。一般認為，水生生物富含C27甾烷，而高等植物富含C29甾烷[21]。研究區(qū)凝析油C27、C28和C29規(guī)則甾烷呈“L”字型分布（圖6a，b），C27和C29規(guī)則甾烷相對含量高于C28規(guī)則甾烷，指示成油母質以水生生物為主，混有一定比例的高等植物。20S/(20S+20R)-C29甾烷主體介于0.44~0.52，αββ/(αββ+ααα)-C29甾烷主體介于0.60~0.84，表明多數(shù)凝析油成熟度已處于生油窗的中后階段。C304-甲基甾烷含量相對較高，C304-甲基甾烷/∑C29甾烷普遍大于0.21，最大可達0.52。在萜烷系列化合物中，伽馬蠟烷含量中等—低（圖6a，b），伽馬蠟烷/αβC30藿烷分布于0.05~0.20，說明形成于淡水和咸水環(huán)境的兩類烴源巖對凝析油可能均有貢獻。

2.2.3 凝析油金剛烷類化合物特征

金剛烷類化合物是一類具有類似金剛石晶格碳骨架的烴類化合物，與其他烴類化合物相比具有更高的熱穩(wěn)定性，可厘定高—過成熟烴源巖的有機質成熟度和判識原油成熟度與熱裂解程度等[22￣24]。Chenet al.[23]研究發(fā)現(xiàn)甲基單金剛烷的組成特征與成熟度關系密切，并建立了金剛烷指數(shù)與鏡質體反射率之間的關系。Dahlet al.[24]通過開展熱模擬實驗發(fā)現(xiàn)，甲基雙金剛烷的濃度隨原油熱裂解程度增高而升高，并指出其可表征原油的裂解程度。

金剛烷類化合物測試分析結果顯示，研究區(qū)凝析油甲基單金剛烷指數(shù)（MAI）介于38.61~39.80，甲基雙金剛烷指數(shù)（MDI）介于32.40~37.95。依據(jù)Chenet al.[23]建立的標準，由圖7可知區(qū)內凝析油對應的Ro在1.1%~1.3%之間。這與正構烷烴、輕烴和甾烷化合物反映的成熟度特征基本一致。此外，渤中19-6凝析氣田凝析油3甲基+4甲基雙金剛烷絕對含量相對較低，僅為0.78~13.48 μg/g，意味著凝析油并未達到高—過成熟階段，裂解程度較低。

圖7 渤中19￣6凝析氣田凝析油MAI與MDI關系圖Fig.7 Correlation of MAI and MDI in condensate samples from Bozhong 19￣6 condensate gas field

2.2.4 油源分析

在油氣運聚成藏過程中，受外部環(huán)境的影響，油氣常會遭受多種次生變化，如受熱蝕變作用[25]、生物降解作用[26]和水洗作用[27￣28]等影響，改變原始地球化學性質。但同一來源的油氣與烴源巖之間某些生物標志化合物（如原油中部分甾、萜烷化合物）仍會保持一定的相似性，可用于油源對比[29￣30]。

渤中19-6凝析氣田凝析油最顯著的生物標志化合物特征為相對較高的C30-4甲基甾烷（圖6a，b），與沙河街組三段烴源巖類似（圖6c），明顯高于沙河街組一段（圖6d）和東營組三段烴源巖（圖6e）。C27/C29規(guī)則甾烷比值介于0.74~1.81，說明藻類等低等水生生物是有機質主要來源之一。C30-4甲基甾烷/∑C29甾烷主要分布于0.13~0.52，與沙河街組三段烴源巖一致（圖8）。此外，伽馬蠟烷含量中等—低，部分凝析油樣品伽馬蠟烷/αβC30藿烷值與沙河街組一段烴源巖一致（圖8）。綜上所述，研究區(qū)凝析油生物標志化合物特征主要與沙河街組三段烴源巖相似，油源應主要為沙河街組三段烴源巖，部分沙河街組一段烴源巖可能也有貢獻。

圖6 渤中19￣6凝析氣田部分凝析油和烴源巖甾萜烷生物標志化合物分布特征（a）W5井，3 901.5 m，古近系孔店組，凝析油；（b）W15井，4 624.5~5 367.0 m，太古界，凝析油；（c）W3井，3 750.0~3 760.0 m，沙河街組三段，烴源巖；（d）W3井，3 700.0~3 710.0 m，沙河街組一段，烴源巖；（e）W1井，3 350.0~3 360.0 m，東營組三段，烴源巖Fig.6 Distributions of steroid and terpenoid biomarkers in some condensate and source rock samples from Bozhong 19￣6 condensate gas field

圖8 渤中19￣6凝析氣田烴源巖和凝析油C30￣4甲基甾烷/∑C29甾烷與伽馬蠟烷/αβC30藿烷關系Fig.8 Relationship between 4￣methyl steranes/∑C29 steranes and gammacerane/αβC30 hopane of source rocks and condensate in Bozhong 19￣6 condensate gas field

3 高蠟凝析油成因

3.1 混合型有機質為高蠟凝析油形成提供了充足的物質基礎

前人研究表明，經(jīng)微生物強烈改造的陸源有機質是蠟質的重要來源[4,31￣32]。早在1984年，Tissotet al.[31]研究發(fā)現(xiàn)，湖盆中微生物的強烈改造可使帶有纖維素、木質素的陸源有機質生成的干酪根主要由蠟質和土壤腐殖酸組成，可生成高蠟油。盧鴻等[4]在研究千米橋奧陶系潛山高蠟凝析油蠟質來源時也發(fā)現(xiàn)微生物對腐殖型或偏腐殖型原始母質的改造能提高“腐泥化”程度，利于高蠟油的生成。此外，高等植物中的孢粉體、角質體、樹脂體和藻類與低等水生生物中的藻質素也是原油中蠟的重要來源[33￣35]。眾多藻類（如藍綠藻、盤星藻、叢粒藻和四角藻等）的細胞外壁常發(fā)育一種藻膠鞘，即藻質素[34￣35]。其是一種高度脂肪性生物大分子，具有很強的抗降解能力，在地質歷史時期能夠被選擇性地保存下來形成干酪根的一部分[33]。有機質熱演化過程中，藻質素會發(fā)生熱解作用形成豐富的高碳數(shù)正構烷烴，成為蠟質的重要來源之一。王飛宇等[35]研究泌陽凹陷高蠟油母質來源時，開展了盤星藻藻類體加水熱模擬實驗及相關地球化學研究，也充分證實了上述觀點。

前已述及，渤中19-6凝析氣田凝析油主要源自沙河街組三段烴源巖，有機質類型屬于混合型（Ⅱ1~Ⅱ2）。具體而言，沙河街組三段烴源巖干酪根顯微組分以腐泥組和殼質組為主，含量分別為17.00%~37.60%和58.80%~86.50%，鏡質組和惰質組含量較低（表3）。腐泥組主要由腐泥無定形體和藻類體組成，殼質組主要顯微組分為腐殖無定形體，可見孢粉體、木栓質體、角質體和底棲藻無定形體。其中，腐泥無定形體主要是由藻類為主的低等水生生物在還原條件下經(jīng)強烈腐泥化而形成，腐殖無定形體為陸源高等植物經(jīng)微生物強烈改造而形成的[36]。在有機質熱演化過程中，兩者都可生成高碳數(shù)蠟質烷烴，是凝析油中蠟的重要來源。綜合來看，研究區(qū)沙河街組三段烴源巖中腐泥無定形體、腐殖無定形體和藻類體等具備成蠟能力的組分占比達90.00%以上。此外，渤中19-6凝析氣田周緣次洼沙河街組三段烴源巖有機質豐度高，深凹處鏡質組反射率Ro已達2.00%，主體處于高—過成熟階段，具備生成大量蠟質烴類和天然氣的條件，為高蠟凝析油氣田的形成提供了充足的物質基礎。

表3 渤中19?6凝析氣田沙河街組三段烴源巖有機顯微組分統(tǒng)計Table 3 Statistics of organic macerals of 3rd member of Shahejie Formation in Bozhong 19?6 condensate gas field

3.2 相控混溶的凝析氣形成機制為高蠟凝析油形成創(chuàng)造了必要條件

流體包裹體特征和盆地模擬結果揭示，渤中19-6凝析氣田經(jīng)歷了“早油晚氣”的成藏過程，12.0 Ma開始充注油，5.0 Ma以來大量充注天然氣[10￣11]。鉆井揭示渤中19-6凝析氣田及圍區(qū)東營組二段至沙河街組底部連續(xù)發(fā)育半深湖—深湖相的暗色泥巖。該套泥巖厚度介于400~1 000 m，且大于3 400 m后普遍發(fā)育超壓，壓力系數(shù)最大可達2.0。壓力史恢復結果揭示，該套厚層泥巖的超壓是5.1 Ma以來快速形成的[10]，則恰能封蓋晚期充注的大量天然氣。換而言之，受東營組至沙河街組厚層超壓泥巖蓋層的封蓋，研究區(qū)內5.0 Ma以來充注至早期油藏中天然氣未再發(fā)生調整[10]。晚期天然氣注入早期油藏后，油氣會發(fā)生混合，形成含液態(tài)烴的氣流體。隨著晚期天然氣注入量的持續(xù)增大和地下溫度、壓力的升高，占少數(shù)相的物質（早期注入的原油）在多數(shù)相物質（晚期充注的大量天然氣）中溶解度增高，當溫壓條件達到露點以上，則形成現(xiàn)今的凝析氣藏[10]，此即“相控混溶”機制。其與典型氣侵作用的不同體現(xiàn)在晚期天然氣侵入早期油藏后并未離開原始油氣藏而發(fā)生分餾作用。渤中19-6凝析氣田凝析油低碳數(shù)正構烷烴未發(fā)生明顯損失也表明其未遭受氣侵分餾作用（圖9）。

圖9 渤中19￣6凝析氣田W1井凝析油正構烷烴摩爾濃度與碳數(shù)的分布關系Fig.9 Relationship between carbon number and mole concentration of n￣alkanes in condensate of well W1 in Bozhong 19￣6 condensate gas field

在此過程中，一方面隨著晚期大量天然氣進入早期油藏，必然會增大儲層壓力，從而提高中、高碳數(shù)烷烴的溶解度，發(fā)生“增蠟脫瀝青”現(xiàn)象[37]，形成低含瀝青質、高含蠟的凝析油。由圖9可見，W1井古近系孔店組和太古宇潛山凝析油C21~C32正構烷烴摩爾濃度對數(shù)值相對升高，反映了凝析氣藏內部發(fā)生了“增蠟”現(xiàn)象，形成高蠟凝析油。瀝青質多屬極性分子，晚期侵入的天然氣屬非極性分子。依據(jù)相似相溶原理，瀝青質不易溶于極性溶劑，會從凝析油氣中析出沉淀于儲層中，導致凝析油中瀝青質含量低。渤中19-6凝析氣田古近系孔店組和太古宇潛山儲層薄片中可見無熒光顯示的深褐色、黑褐色固體瀝青（圖10）。固體瀝青激光拉曼測試分析結果顯示，瀝青反射率Ro為0.72%~1.13%（表4），遠低于熱裂解成因的瀝青成熟度，顯然為上述過程所形成。另一方面，受上覆超壓泥巖蓋層的強封蓋和晚期大量天然氣的侵入，渤中19-6凝析氣田主力含氣層系普遍發(fā)育超壓，壓力系數(shù)達1.26~1.35。異常高壓可抑制高碳數(shù)烷烴的斷裂，提高烴類物質的穩(wěn)定性[38]，有利于高蠟凝析油的保存?？傊?，渤中19-6凝析氣藏相控混溶的成因機制不僅有利于高蠟凝析油的形成，而且為高蠟凝析油提供了良好的保存條件。

圖10 渤中19￣6凝析氣田部分井瀝青鏡下特征（a）W1井，3 585.0 m，孔店組砂巖粒間孔隙中含深褐色、黑褐色固體瀝青，單偏光；（b）W2井，4 040.0 m，太古宇片麻巖部分縫洞中充填深褐色瀝青，單偏光Fig.10 Microscopic characteristics of bitumen from some wells of Bozhong 19￣6 condensate gas field

表4 渤中19?6凝析氣田部分井瀝青拉曼成熟度Table 4 Thermal maturation of bitumen revealed by Raman spectroscopy in some wells of Bozhong 19?6 condensate gas field

綜上所述，渤中19-6凝析氣田周緣沙河街組三段混合型有機質中富含腐泥無定形體和腐殖無定形體等為高蠟凝析油的形成奠定了物質基礎，相控混溶的成因機制為高蠟凝析油的形成和保存創(chuàng)造了良好的外部條件。

4 結論

（1） 渤中19-6凝析氣田凝析油具有低密度、低黏度、低瀝青質和膠質、高蠟和高凝固點的物性特征，飽和烴含量最高、芳烴含量次之、非烴和瀝青質含量相對較低的族組成特征。

（2） 凝析油生物標志化合物特征主要為正構烷烴呈單峰形態(tài)，低分子量與中—高分子量烷烴含量基本相當，Pr/Ph介于0.99~1.51，生油母質主要形成于偏還原環(huán)境。C1-8輕烴組分中正構烷烴和環(huán)烷烴含量相對較高，異構烷烴含量居中，芳烴含量最少。石蠟指數(shù)、烷—芳指數(shù)、有機質經(jīng)歷的生烴溫度、甾烷異構化指數(shù)和金剛烷指數(shù)表明凝析油主要處于成熟階段。C27、C28和C29規(guī)則甾烷呈“L”字型分布，C304-甲基甾烷含量相對較高，伽馬蠟烷含量中等—低，表明渤中19-6凝析氣田凝析油主要為沙河街組三段烴源巖成熟階段的產(chǎn)物，沙河街組一段烴源巖可能也有少量貢獻。

（3） 渤中19-6凝析氣田高蠟凝析油的形成主要受控于烴源巖母質類型和凝析氣的形成機制，其中烴源巖有機顯微組分以腐泥無定形體和腐殖無定形體為主，為凝析油高蠟的形成提供了充足的物質基礎，相控混溶的凝析氣成因機制為高蠟凝析油的形成和保存創(chuàng)造了良好條件。