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鄂尔多斯盆地靖边气田的发现是中国天然气勘探史上的一大进步，发现了当时中国最大的海相碳酸盐岩气田（杨俊杰，1991）。近年来，随着勘探开发技术的进步，靖边气田已经形成了万亿方的大气区，保障了我国京津冀地区天然气的供应。同时，与靖边气田相关的奥陶系储层沥青被相继发现。部分学者在盆地中东部的JT1、T17和S373井马家沟组储层中发现了沥青（李军等，2016）；部分学者在盆地南部马家沟组（张春林等，2010）、亮甲山组（金晓辉等，2016）和盆地西缘桌子山组—乌拉力克组（张春林等，2014）发现了多处储层沥青。但奥陶系储层沥青含量总体偏低，大多不超过1%（张春林等，2010；李军等，2016）。众所周知，储层沥青是油气成藏和改造的产物，其发现通常被认为在地质历史时期存在过古油藏或油气有过成藏过程（杨永才等，2006），故对储层沥青的深入研究有助于分析古油藏的成藏过程。有学者甚至认为储层沥青的含量与天然气的资源规模相关（谢增业等，2005），这使得储层沥青的研究再度成为勘探家关注的热点。
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目前，针对鄂尔多斯盆地奥陶系储层沥青的研究主要开展了包括储层沥青生物标志化合物特征、成因、来源和古油藏生气潜力等，但鲜有关于寒武系储层沥青的报道。鉴于此，本文在大量野外踏勘、岩芯观察和实验分析的基础上，在鄂尔多斯盆地及周缘发现了多处寒武系储层沥青。基于对储层沥青的分布、含量、岩石学特征、元素组成、热演化程度的研究，系统分析了鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的地质特征，探讨了储层沥青的成因和来源，以期为鄂尔多斯盆地深层寒武系天然气的勘探部署提供参考依据。
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1 区域地质背景
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鄂尔多斯盆地位于中国中部地区，属于华北古陆的一部分（杨俊杰，2002）。区域沉积演化经历了早古生代的海相沉积阶段、晚古生代的海陆过渡沉积阶段（杨俊杰，2002）。早寒武世，鄂尔多斯盆地南缘发育多个深水海湾；中寒武世，随着海侵扩大，盆地中东部逐渐由砂泥坪发展为局限-开阔台地沉积；到晚寒武世开始海退，盆地中东部主体为局限台地云坪沉积，而西南缘则为深水斜坡-海槽沉积（杜金虎等，2019）。寒武纪，鄂尔多斯盆地岩相古地理格局的变化使得寒武纪地层由南、由西向盆地沉积，从下至上具有明显的继承性和逐步推进的特征，南缘、西缘地层厚度最大，受盆地整体抬升的影响，盆地内部寒武纪地层总体较薄（图1a）。总体而言，盆地南部寒武纪地层发育较全，自下而上，依次发育下寒武统东坡组、辛集组、朱砂洞组及馒头组（杨华等，2010；杜金虎等，2019），中寒武统毛庄组、徐庄组及张夏组和上寒武统三山子组（图1b）。
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鄂尔多斯盆地寒武系勘探程度整体较低，目前仅47口钻井钻穿寒武系，平面分布极不均匀。随着盆地西南部庆阳古隆起地区L51、L18、L43井在寒武系获得高产工业气流，寒武系的勘探重新引起了关注。而在寒武系发现了多处储层沥青与低产气层。气源对比表明，寒武系天然气主要来源于东坡组烃源岩（黄军平等，2022）。
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2 样品与实验条件
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本次研究的寒武系储层沥青样品分别从钻井岩芯和野外剖面采集，储层沥青样品分布如图1a所示。对采集的储层沥青样品分别开展了薄片、场发射环境扫描电镜、电子探针、激光拉曼光谱、饱和烃与芳香烃生物标志化合物、碳同位素和微量元素分析。储层沥青的岩石学特征观察使用OLYMPUS BX53荧光显微镜完成。场发射环境扫描电镜在Quanta450FEG型仪器下完成。沥青的元素组成通过EPMA1720型电子探针分析仪完成。激光拉曼光谱分析之前，先用单晶硅片对拉曼光谱进行校正，使其准确定位于520.7 cm-1，而后使用LabRAM Evolution显微共焦拉曼光谱仪进行D峰、G峰及相关参数的测试分析。储层沥青和烃源岩微量元素采用ZSX PrinmusⅡ型X射线荧光光谱仪进行分析。试验前先将样品研磨至约0.071 mm（200目）的粉末，称取5 g后采用粉末压片法测定元素组成。
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图1 鄂尔多斯盆地寒武纪地层厚度和储层沥青样品分布图（a）及寒武纪地层综合柱状图（b）（据Huang Junping et al.，2020a；黄军平等，2020b，2022修改）
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Fig.1 Cambrian stratum thickness map and bitumen samples distribution in reservoirs (a) , and Cambrian synthetical stratum column (b) in the Ordos basin (modified after Huang Junping et al., 2020a, 2020b, 2022)
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饱和烃、芳香烃色谱-质谱分析采用Agilent 6890-5975气相色谱质谱联用仪。测试条件：色谱载气：He，99.999%；色谱柱：HP-5MS弹性石英毛细柱；进样口：300℃；柱温：初温50℃，恒温2 min；以速率20℃/min升温至100℃，再以3℃/min升至310℃，并保持15.5 min；载气流速：1.04 mL/min。质谱EI源，70 eV；扫描模式为多离子检测。
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干酪根和沥青中有机碳同位素（δ13Corg）分析在EA-Precision仪器上进行。在室温下使用10%HCl将约2 g样品粉末脱碳48 h。然后，用去离子水反复冲洗无碳酸盐的残留物，直到pH值接近中性，接着离心并在45℃下干燥。将干燥的样品粉碎，称量（5~20 mg），并包裹在锡薄纸中用元素分析仪（Thermo Fisher）在980℃反应炉中燃烧，而后分析从有机物中释放的CO2中的δ13Corg。
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3 储层沥青地质特征
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3.1 储层沥青的分布特征
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通过对鄂尔多斯盆地东缘、南缘露头剖面和大量钻井的岩芯观察，在寒武系发现了多处储层沥青。平面上，主要分布在盆地南缘、东缘和盆地内部（图1a）。纵向上，自下而上共发现了4个层位发育寒武系储层沥青，分别为下寒武统辛集组、中寒武统徐庄组与张夏组和上寒武统三山子组（图1b）。
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从储层沥青赋存的岩性来看，白云岩或灰岩较多（图2），仅T59井赋存在砂岩中。盆地南缘储层沥青主要分布在庆阳古隆起周缘及以南的地方，常常分布在微裂缝（图2a）和溶蚀孔中（图2b、c）。往南，寒武系储层沥青分布的层位越老，在YJ剖面寒武系储层沥青主要分布在徐庄组灰岩溶蚀孔隙中（图2d）；在HC剖面，寒武系储层沥青分布在下寒武统三川组（对应于盆地本部辛集组）沙糖状白云岩中（图2e）。在盆地东北缘的QSH剖面，寒武系三山子组（图2f）和徐庄组（图2g）都有发现储层沥青。此外，在盆地东缘ZY剖面张夏组也发现寒武系储层沥青（图2h）。
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值得一提的是，盆地南缘HC和东缘ZY剖面，寒武系储层沥青规模大、平面分布范围大。从ZY剖面来看，张夏组厚度约48.2 m，中下部为鲕粒灰岩，中上部鲕粒灰岩发生了云化作用（图3a）。从ZY剖面宏观照片可以看出，从剖面最左边到最右边约221.8 m，都有发现寒武系储层沥青（图3b）。靠近ZY剖面中下部，储层沥青主要赋存在鲕粒灰岩溶孔中（图3c、d），剖面中上部，储层沥青则主要赋存在白云岩溶蚀孔和裂缝中（图3e）。一般来说，寒武系储层沥青在岩芯或野外露头不易被观察，但部分新鲜露头样品可闻到轻微的油味，结合铸体薄片、激光拉曼光谱、扫描电镜及能谱等实验，容易确定是储层沥青无疑。
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3.2 储层沥青的含量
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对鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青样品进行测定后发现，沥青含量变化范围较大，介于0.41%~7.62%之间，均值为2.58%。平面上，盆地南缘（L17、L1、LT1井）沥青含量在0.46%~7.62%之间，均值为3.43%；盆地东缘ZY剖面，包括东北缘QSH剖面沥青含量介于0.41%~5.67%之间，均值为2.19%；而盆地内部T59井沥青含量则为1.09%~3.00%，均值为2.04%（图4）。显然，盆地南缘沥青含量最高，东缘及东北缘次之。纵向上，上寒武统三山子组的沥青含量最高，平均为5.22%，中寒武统张夏组次之，平均值为1.0%（图4）。相比之下，鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青含量高于奥陶系储层沥青的含量（吴征等，1999；张春林等，2010，2014），表明寒武系储层沥青的富集程度较高，在地质历史时期曾发育一定规模的古油藏，同时推测寒武系古油藏规模可能较奥陶系古油藏规模大。此外，本次分析的寒武系储层沥青的平均含量是盆地南缘奥陶系马家沟组储层沥青平均含量（张春林等，2010）的7.17倍，盆地南缘寒武系储层沥青含量更高，是南缘奥陶系储层沥青含量（张春林等，2010）的9.53倍。古油藏裂解气量主要依据古油藏分布面积、厚度、比重、储层沥青的含量计算。先根据储层沥青含量计算出储层沥青质量，结合储层沥青与生成的母质原油质量比10∶1和20∶1两个界限值（张春林等，2010），计算得到古油藏中生成原油的质量。进而求得古油藏中裂解油的质量，1 kg油当量对应1 m3天然气，从而求得古油藏裂解气的量。根据上述关系估算出鄂尔多斯盆地寒武系古油藏裂解总生气量为25.8×1012~73.4×1012m3，能够为盆地寒武系天然气的成藏提供足够多的气源。
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3.3 储层沥青的岩石学特征
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显微镜下观察，可见寒武系储层沥青主要呈条带状（图5a、d、g）、环状（图5b、c、f、h、i）赋存于微裂缝、粒间和溶蚀孔隙中。相对而言，白云岩或灰岩中沥青含量一般较高，微裂缝及溶蚀孔洞中沥青含量往往较高。个别砂岩样品沥青呈分散状分布在粒间孔周围，如盆地内部T59井（图5c），推测分散状沥青可能是后期成因的运移沥青。本次观察的大部分沥青样品均具有清晰的边界（Hwang，et al.，1998），说明寒武系储层沥青可能主要为热蚀变成因的焦沥青。同时，扫描电镜观察到大部分沥青样品呈片状，赋存于矿物颗粒的表面（图5e），可能反映了原油裂解焦化的过程。
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图2 鄂尔多斯盆地寒武系典型储层沥青照片
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Fig.2 Typical photos of bitumen from the Cambrian reservoir in the Ordos basin
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（a）—L1井，三山子组，粉细晶白云岩，裂缝中充填沥青；（b）—SH剖面，张夏组，鲕粒白云岩，溶蚀孔中充填沥青；（c）—L17井，张夏组，粉晶白云岩，溶孔中充填沥青；（d）—YJ剖面，徐庄组，灰岩，溶蚀孔中见沥青；（e）—HC剖面，辛集组，沙糖状白云岩，溶孔中见沥青；（f）—QSH剖面，三山子组，白云质灰岩，溶孔中充填沥青；（g）—QSH剖面，徐庄组，砾屑灰岩，干沥青；（h）—ZY剖面，张夏组，鲕粒灰岩，溶孔中充填沥青
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(a) —well L1, Sanshanzi Formation, silty-fine crystalline dolomite, bitumen filled in the cracks; (b) —profile SH, Zhangxia Formation, oolitic dolomite, bitumen filled in the dissolution pores; (c) —well L17, Zhangxia Formation, silty crystalline dolomite, bitumen filled in the dissolution pores; (d) —profile YJ, Xuzhuang Formation, limestone, bitumen filled in the dissolution pores; (e) —profile HC, Xinji Formation, Saccharoidal dolomite, bitumen filled in the dissolution pores; (f) —profile QSH, Sanshanzi Formation, dolomitic limestone, bitumen filled in the dissolution pores; (g) —profile QSH, Xuzhuang Formation, gravel limestone, bitumen; (h) —profile ZY, Zhangxia Formation, oolitic limestone, bitumen filled in the dissolution pores
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图3 鄂尔多斯盆地ZY剖面寒武系张夏组储层沥青照片
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Fig.3 Field photographs of bitumen from the Cambrian Zhangxia Formation, profile ZY, Ordos basin
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（a）—实测柱状图（厚48.2 m）；（b）—露头宏观照片，从左到右长度221.8 m；（c）—图3b局部放大，鲕粒灰岩溶孔中充填沥青；（d）—图3b局部放大，白云岩溶孔中充填沥青；（e）—图3b局部放大，鲕粒灰岩溶孔中充填沥青
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(a) —the measured column diagram (thickness 48.2 m) ; (b) —the macro photo in profile ZY, 221.8 m from left to right; (c) —the partial amplification in Fig.3b, bitumen filled with dissolution pores of oolitic limestones; (d) —the partial amplification in Fig.3b, bitumen filled with dissolution pores of dolomite; (e) —the partial amplification in Fig.3b, bitumen filled with dissolution pores of oolitic limestones
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图4 鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的含量分布
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Fig.4 Distribution of bitumen content from Cambrian reservoirs in the Ordos basin
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3.4 成熟度
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高—过成熟储层沥青的反射率测定往往具有多解性，对于海相碳酸盐岩中高—过成熟阶段的储层沥青而言，镜质组反射率的测定则更具有挑战。本次研究主要通过对储层沥青激光拉曼光谱分布特征和相关参数的分析，进一步换算得到储层沥青的成熟度。通常，随着储层沥青成熟度的增加，储层沥青样品中D峰和G峰明显变尖锐，且G峰较D峰高（Eric et al.，2005）。结合D峰和G峰的分布形态（图6），推测鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青样品的成熟度总体较高，处于过成熟阶段。根据激光拉曼光谱分析得到的相关拉曼参数见表1所示，计算出寒武系储层沥青反射率Rb介于1.53%~3.39%之间（表1）（王茂林等，2015）。不同学者对储层沥青反射率（Rb）转化为等效镜质组反射率（Roeq）的公式有所不同（Jacob，1989；Landis et al.，1995; Schoenherr et al.，2007），导致通过计算得到的鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的等效镜质组反射率（Roeq）有所差异。通过不同公式计算，得到鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青Roeq介于1.35%~3.48%之间，表明鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的热演化程度相对较高，处于过成熟阶段。相比较而言，寒武系储层沥青的镜质组反射率略高于奥陶系储层沥青的镜质组反射率（Liu Quanyou et al.，2009；金晓辉等，2016），而与早寒武世东坡组烃源岩的热演化程度表现出一致的特征。参考镜质组反射率地质温度计（Barker and Pawlewicz，1994），推算得到鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青经历的最高地层温度为160~236℃，高于油藏中原油开始裂解的温度范围160~190℃（Horsfield et al.，1992），进一步确定了鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青主要为热裂解成因。
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图5 鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青典型显微特征
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Fig.5 Microscopic characteristics of bitumen from the Cambrian reservoir in the Ordos basin
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（a）—L17井，4190.3 m，张夏组，偏光照片，白云岩裂缝中见沥青；（b）—ZY剖面，张夏组，偏光照片，鲕粒灰岩粒间孔中见沥青；（c）—T59井，4348 m，徐庄组，偏光照片，砂岩粒间孔中见沥青；（d）—YJ剖面，徐庄组，电镜照片，鲕粒灰岩微裂缝中见沥青；（e）—L17井，4190.3 m，张夏组，电镜照片，白云岩溶蚀孔隙中见沥青；（f）—L1井，3982 m，三山子组，电镜照片，白云岩溶蚀孔隙中见沥青；（g）—LT1井，4720.14 m，张夏组，电镜照片，白云岩裂缝中见沥青；（h）—T59井，4348 m，徐庄组，电镜照片，砂岩溶蚀孔中见沥青；（i）—ZY剖面，张夏组，电镜照片，鲕粒灰岩溶孔中见沥青
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(a) —well L17, 4190.3 m, Zhangxia Formation, polarized photo, bitumens are seen in dolomite fracture; (b) —profile ZY, Zhangxia Formation, Polarized photo, bitumens are seen in intergranular pores of oolitic limestone; (c) —well T59, 4348 m, Xuzhuang Formation, polarized photo, bitumens are seen in the intergranular pores of sandstones; (d) —profile YJ, Xuzhuang Formation, electron microscope photo, bitumens are seen in fracture of oolitic limestone; (e) —well L17, 4190.3 m, Zhangxia Formation, electron microscope photo, bitumens seen in pores of dolomite; (f) —well L1, 3982 m, Sanshanzi Formation, electron microscope photo, bitumens seen in dissolution pores of dolomite; (g) —well LT1, 4720.14 m, Zhangxia Formation, electron microscope photo, bitumens seen in dolomite fracture; (h) —well T59, 4348 m, Xuzhuang Formation, electron microscope photo, bitumens seen in dissolution pores of sandstone; (i) —profile ZY, Zhangxia Formation, electron microscope photo, bitumens can be seen in dissolution pores of oolitic limestone
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3.5 元素组成
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电子探针揭示，鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青主要由C、O、Si、Mg、Al和Ca元素组成（图5、表2），这可能与储层沥青赋存的矿物有关。总体而言，鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青元素组成中C元素含量最高，重量百分比介于66.61%~78.21%之间，原子百分比更高，为74.79%~83.22%。O原子重量百分比介于19.95%~25.67%之间，原子百分比为15.94%~21.48%。而Mg和Ca原子重量百分比则分别为0.36%~1.42%和0.52%~1.99%（表2）。储层沥青中元素组成的差异可能是由于宿主矿物的不同、距离烃源岩远近及沉积环境的差异等因素造成。
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仅从元素分析结果看，本次分析的鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青明显富碳，与四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组沥青相似（郝彬等，2016），指示储层沥青的炭化程度较高，同时，也说明了储层沥青经历了较高的热演化程度。
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图6 鄂尔多斯盆地ZY剖面寒武系张夏组储层沥青激光拉曼谱图
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Fig.6 Laser Raman spectrum of bitumen from the Zhangxia Formation reservoir in profile ZY, Ordos basin
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4 储层沥青成因与来源分析
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鄂尔多斯盆地中新元古界—下古生界发育的潜在烃源岩主要有长城系崔庄组、下寒武统东坡组、中下奥陶统马家沟组和上奥陶统平凉组4套烃源岩（朱建辉等，2011；郭彦如等，2016；刘丹等，2016；杜金虎等，2019；黄军平等，2020b）。长城系崔庄组烃源岩岩性以泥页岩、泥板岩为主，厚度介于50~100 m之间，盆地西缘和南缘最厚、盆地本部较薄。烃源岩有机碳含量（TOC）变化较大，位于盆地北部的白云鄂博地区TOC最高可达10%以上。位于盆地中部T59井长城系烃源岩TOC含量为0.21%~5.50%，均值0.79%（郭彦如等，2016）。而位于盆地南缘的济探1井长城系泥质烃源岩有机碳含量最高为0.98%（杜金虎等，2019）。分布于盆地南缘的下寒武统东坡组发育一套高丰度海相烃源岩，厚度介于2~80 m之间，TOC含量变化较大，最高可达11.18%，均值为3.14%（黄军平等，2020b）。中下奥陶统马家沟组发育一套海相碳酸盐岩与蒸发岩互层沉积的烃源岩，岩性以云质泥岩、泥灰岩为主，少见连续分布的较纯泥页岩，厚度介于5~60 m之间，主要分布在盆地中东部地区，但这套烃源岩TOC含量总体较低，均值为0.35%~0.42%（刘丹等，2016；郭彦如等，2016）。分布于盆地西缘和南缘的上奥陶统平凉组烃源岩，厚度大，为100~200 m，盆地本部缺失（郭彦如等，2016；杜金虎等，2019），且盆地西南缘平凉组烃源岩TOC含量变化较大，为0.12%~4.59%，均值为1.47%。
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沥青是石油和天然气形成过程中的伴生产物，其地质特征和来源对深层古老层系的石油和天然气勘探具有重要意义。基于前面的地质特征分析，本文研究的鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青经历了较高的热演化过程，处于过成熟阶段，部分有机地球化学指标由于趋同而失去了指示意义。故本文拟通过对典型生物标志化合物、有机碳同位素和微量元素分析来揭示寒武系储层沥青与潜在烃源岩的亲缘关系进而揭示其成因和来源。
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4.1 典型生物标志化合物
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鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青中检测到了丰富的甾烷系列化合物（图7a），可以反映沉积有机质来源、沉积环境以及成熟度等地质信息（Peters et al.，2005）。一般认为，低等藻类富含C27和C28甾烷，而陆生高等植物则富含C29甾烷。从m/z 217质量色谱图上可以看出寒武系储层沥青C27、C28和C29规则甾烷显示“L”型分布，相对含量C27甾烷＞C29甾烷＞C28甾烷，说明寒武系储层沥青主要形成于低等藻类的成烃母质。从甾烷分布特征可以看出，寒武系储层沥青与东坡组烃源岩和马家沟组烃源岩抽提物中甾烷分布具有相似的分布特征，即L型分布；但是马家沟组烃源岩抽提物中重排甾烷含量较高（图7i），而寒武系储层沥青和东坡组烃源岩抽提物中重排甾烷含量较低（图7a、e），分布特征相似。
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三环萜烷系列化合物与母质类型和沉积环境存在密切关系。一般来说，煤系地层中三环萜烷系列化合物表现为随碳数增加呈递减的趋势，而海相和湖相烃源岩中三环萜烷系列化合物以C21或C23为主峰，呈正态分布（包建平等，2017）。从m/z 191质量色谱图上可以看出，寒武系储层沥青样品中均检测出丰富的三环萜烷系列化合物，碳数分布在C19~C29之间，整体呈正态分布，以C23三环萜烷占优势（图7b），反映寒武系储层沥青的母质来源以菌藻类等低等水生生物为主。寒武系储层沥青与东坡组烃源岩及马家沟组烃源岩抽提物的m/z 191质量色谱图分布特征相似（图7b、f、j），反映其母质来源以菌藻类等低等水生生物为主。
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此外，本次在鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青中还检测到了丰富的三芳甾烷和三芳甲藻甾烷（图7c、d）。前人研究表明，三芳甾烷和三芳甲藻甾烷分布和组成可以用来区分塔里木盆地寒武系与奥陶系来源的原油（张水昌等，2000，2004; 梁狄刚等，2000; 王传刚等，2006）。从三芳甾烷分布特征来看（图7c、g、k），寒武系储层沥青、东坡组烃源岩和马家沟组烃源岩抽提物分布特征相似。有意思的是，寒武系储层沥青（图7d）与东坡组烃源岩抽提物（图7h）的三芳甲藻甾烷分布相似，而与马家沟组烃源岩抽提物（图7l）分布特征存在明显差异，说明寒武系储层沥青可能来源于东坡组烃源岩。
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从C22TT/C21TT与C24TT/C23TT交汇图可以看出，鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青C22TT/C21TT和C24TT/C23TT的分布范围分别为0.24~0.40和0.54~0.75，显示形成于海相泥页岩沉积环境（图8a）（王晓阳，2017；Chen Zhonghong et al.，2017）。
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藿烷与甾烷比值（H/S）可以反映原核生物（细菌）和真核生物（主要为藻类和高等植物）对烃源岩的贡献（Peters et al.，2005；Hao Fang et al.，2011），几乎不受成熟度的影响（Peters et al.，2005）。通常陆相有机质的H/S值较高，而高含量甾烷以及低H/S值似乎主要来源于低等生物藻类，反映海相有机质的特征（Moldowan et al.，1985；Peters et al.，2005）。三环萜烷/藿烷是一个有效的母源参数，一般陆相原油具有低的比值，而海相原油具有较高的比值，同样受成熟度的影响不明显（陈建平等，1993；金霄等，2016）。朱扬明（1997）通过对塔里木盆地海相原油和陆相原油分析，明确了陆相原油具有较高的H/S值和较低的三环萜烷/藿烷值，而海相原油则具有明显较低的H/S值和较高的三环萜烷/藿烷值。有意思的是，本次分析的鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青样品表现出与塔里木盆地海相原油相似的H/S值和三环萜烷/藿烷值的分布特征，即具有低H/S值和高的三环萜烷/藿烷值（图8b）。同时，其分布特征与寒武系东坡组海相烃源岩和奥陶系马家沟组海相烃源岩特征相似，揭示寒武系储层沥青主要为海相成因。
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图7 鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青、东坡组烃源岩与马家沟组烃源岩抽提物饱和烃和芳香烃特征生物标志化合物对比谱图
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Fig.7 Chromatography-mass spectrometry of saturated and aromatic hydrocarbon biomarkers in bitumen from the Cambrian reservoir and source rocks from the Dongpo and Majiagou formations, Ordos basin
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C27甾烷—ααα20RC27规则甾烷；C23TT—C23三环萜烷；C30H—C30藿烷；C26S—C26S三芳甾烷；C26R—C26R三芳甾烷
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C27 sterane—ααα20RC27 regular sterane; C23TT—C23 tricyclic terpane; C30H—C30 hopane; C26S—C26S triaromatic sterane; C26R—C26R triaromatic sterane
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值得一提的是，鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的三芳甲藻甾烷参数（三芳甲藻甾烷/（C303-甲基-24-乙基三芳甾烷+三芳甲藻甾烷））较大，而（C26+C27）/C28三芳甾烷参数变化范围较大，与东坡组烃源岩落在同一区域，二者具有良好的可对比性。相比之下，奥陶系平凉组烃源岩中这两个参数值极低，可以说没有检测到三芳甲藻甾烷参数。进一步揭示了寒武系储层沥青可能主要来源于东坡组海相烃源岩（图8c）；从图7l中也可以看出马家沟组烃源岩的三芳甲藻甾烷的分布特征与寒武系储层沥青的三芳甲藻甾烷的分布特征存在明显差异（图7d），也说明了寒武系储层沥青最有可能来源于东坡组烃源岩，而来源于马家沟组烃源岩的可能性较小。
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此外，本次分析还在鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青样品中检测出了姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）。光合生物中叶绿素的植醇侧链是其主要来源，一般在较强还原或缺氧条件下，植醇通过还原作用转化为植烷，而在氧化环境中，植醇先氧化为植烷酸，然后经过脱羧作用形成姥鲛烷，因此Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18常用来反映沉积环境的氧化-还原状态（Peters et al.，2005）。鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青样品的Pr/Ph值为0.54~0.82，平均值为0.63，代表了较强的还原环境。储层沥青的Pr/nC17值为0.26~0.70，Ph/nC18值分布范围为0.37~1.08，从交汇图上（图8d）可以看出，寒武系储层沥青中植烷占优势，指示其母岩沉积环境为较强的还原环境，进一步对比发现寒武系储层沥青与东坡组海相烃源岩亲缘关系最为相似，都来源于藻类有机质。
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4.2 碳同位素
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储层沥青的稳定碳同位素主要受控于原始有机质的母质来源和性质，不同母质来源和沉积环境下的沉积有机质通常具有不同的稳定碳同位素特征，同时沉积有机质的稳定碳同位素受生物降解和成熟度的影响较小（Galimov，2006），因而可以成为油源对比和反映有机质类型等的可靠指标。鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的碳同位素值分布如图9所示，介于-30.6‰~-26.4‰之间，平均值为-28.4‰（图9），推测其主要来源于腐泥型有机质。
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储层沥青是古油藏原油或迁移碳氢化合物热演化的产物（朱扬明等，2012），具有热稳定性（Stahl，1977；Peters et al.，2005）。储层沥青的有机δ13C值通常与烃源岩相似（Peters et al.，2005），并且它们经常用于沥青-烃源岩的对比（Gao Ping et al.，2015；Shi Chunhua et al.，2015）。通常，储层沥青的δ13C值比原油重2‰~3‰（Machel et al.，1995），原油的δ13C值比烃源岩干酪根轻1‰~2‰（Agirrezabala et al.，2008）。因此，储层沥青的δ13C值应比烃源岩干酪根的δ13C值略重（~2‰）。本次分析的长城系崔庄组烃源岩干酪根有机碳同位素δ13C值为-32.5‰~-31.3‰，平均值为-32.1‰；下寒武统东坡组烃源岩干酪根碳同位素为-31.6‰~-27.4‰（平均值为-29.3‰）；中下奥陶统马家沟组烃源岩干酪根有机碳同位素δ13C值分布范围较大，介于-31.2‰~-22.6‰之间；上奥陶统平凉组烃源岩干酪根碳同位素δ13C值为-32.1‰~-23.4‰，平均值为-28.3‰（图9）。从储层沥青有机碳同位素和潜在烃源岩干酪根碳同位素值分布，可以看出鄂尔多斯盆地南缘寒武系储层沥青与东坡组海相烃源岩干酪根碳同位素值分布最为接近，即L17、L1、LT1、XT1井储层沥青主要来源于东坡组海相烃源岩。
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图8 鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青与潜在烃源岩典型生物标志化合物参数散点交汇图
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Fig.8 Scatter plots of biomarker parameters comparing bitumen from Cambrian reservoir to potential source rocks, Ordos basin
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图9 鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青与潜在烃源岩干酪根有机碳同位素对比图
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Fig.9 Comparison of organic δ13C values between bitumen from Cambrian reservoir and the kerogen of potential source rocks, Ordos basin
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圆圈分别代表储层沥青有机碳同位素（或烃源岩干酪根碳同位素）最小值和最大值，五角星代表平均值
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Circles represent the minimum and maximum values of organic δ13C in bitumen from Cambrian reservoir (or kerogen δ13C in potential source rocks) , while the green star indicates the average value
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4.3 微量元素
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储层沥青的微量元素也可以像有机地球化学常用指标，如生物标志化合物一样记录母岩的遗传信息，而且不易因油气运移、油藏破坏、氧化和生物降解作用而变化（Al-Shahristani et al.，1972; Lewan et al.，1982）。因此，本文尝试着用微量元素进行寒武系过成熟储层沥青来源的研究，取得了较好的应用效果。微量元素Rb/Sr与Zn/Co交汇关系图（图10a）表明盆地南缘寒武系储层沥青样品（L1、L17、LT1、XT1井）与东坡组海相烃源岩具有相似的分布特征，与奥陶系平凉组、马家沟组烃源岩和长城系崔庄组烃源岩存在明显差别。尽管在图10a中ZY剖面和YJ剖面寒武系储层沥青样品的分布既与东坡组烃源岩的分布特征相似，也与马家沟组烃源岩样品的分布特征相似。但是图10b却清楚地表明ZY和YJ剖面寒武系储层沥青样品与东坡组烃源岩的分布特征最为相似。结合ZY剖面、YJ剖面和L1井寒武系储层沥青样品的有机碳同位素分布和三芳甲藻甾烷分布特征，可知其与马家沟组烃源岩特征存在明显差别，进而证明了盆地南缘（L1、L17、LT1、XT1井和YJ剖面）和盆地东缘（ZY剖面）寒武系储层沥青主要来源于东坡组烃源岩。此外，盆地内部T59井寒武系储层沥青与盆地南缘和盆地东缘储层沥青差异明显，推测其可能来源于另一套烃源岩。结合鄂尔多斯盆地已经发现的寒武系天然气主要为油型气成因（黄军平等，2022），推测盆地南缘下寒武统东坡组高丰度海相烃源岩对盆地南缘和盆地东缘寒武系储层沥青或天然气的贡献较大，值得重视。
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5 结论
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（1）鄂尔多斯盆地寒武系发育多处储层沥青。纵向上，储层沥青主要分布在中上寒武统的白云岩或灰岩中；平面上则分布在盆地南缘、东缘和东北缘。寒武系储层沥青总体富集程度较高，含量介于0.41%~7.62%之间，均值为2.58%。显微镜下多呈条带状和环状，多赋存于微裂缝、粒间和溶蚀孔隙中。具有清晰的边界、高C原子组成和高热演化程度等地质特征，说明寒武系储层沥青可能主要为热裂解的焦沥青成因。
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（2）典型生物标志物分析显示，寒武系储层沥青具有明显的C27规则甾烷优势，结合Pr/nC17和Ph/nC18分布特征，表明其主要形成于还原环境，主要来源于藻类等成烃母质。较高的三环萜烷/藿烷和较低的藿烷/甾烷值，表明寒武系储层沥青主要为海相成因。
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（3）寒武系储层沥青具有较高三芳甲藻甾烷参数和（C26+C27）/C28三芳甾烷比值，与东坡组烃源岩的分布特征最为相似。有机碳同位素和微量元素两方面的证据，进一步证实了盆地南缘L17、L1、LT1、XT1、YJ井和盆地东缘ZY剖面寒武系储层沥青主要来源于东坡组烃源岩，即盆地南缘寒武系东坡组海相烃源岩生成的油气已在鄂尔多斯盆地南部和东部运聚并成藏，寒武系原生油气藏的勘探潜力在盆地南部较大，不容忽视。
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图10 鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青与潜在烃源岩微量元素参数散点图（马家沟烃源岩微量元素数据据王琳霖等，2018）
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Fig.10 Scatter plot comparing trace element parameters of bitumen from Cambrian reservoir and potential source rocks (Majiagou source rock data from Wang Linlin et al., 2018)
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致谢：感谢中国石油长庆油田勘探开发研究院袁效奇高级工程师及河南理工大学林俊峰博士在野外工作中的帮助。感谢中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室苟迎春、王璞、吴丽荣和惠媛媛在电子探针、薄片观察、元素测定和能谱分析中给予的帮助！同时，中国石油长庆油田公司勘探开发研究院包洪平、张才利、任军峰、章贵松等专家提供了帮助和指导，在此致以衷心感谢！
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摘要
本文通过对储层沥青的分布、含量、岩石学特征、成熟度、元素组成、生物标志物、同位素等的研究，剖析了鄂尔多斯盆地寒武系储层沥青的地质特征及来源。结果表明，寒武系储层沥青富集程度较高，多呈条带状和环状，赋存于微裂缝、粒间和溶蚀孔隙中。具有清晰的边界，高热演化程度(等效镜质组反射率值为1.35%~3.48%)，高C原子组成的地质特征，为热裂解的焦沥青成因。寒武系储层沥青具有明显C27规则甾烷优势、C23三环萜烷及植烷优势的特征，表明其形成于还原环境，来源于低等藻类。较高三环萜烷/藿烷和较低藿烷/甾烷比值，表明其为海相成因。寒武系储层沥青中较高三芳甲藻甾烷参数(三芳甲藻甾烷/ (C30 3-甲基-24-乙基三芳甾烷+三芳甲藻甾烷))和(C26+C27)/C28三芳甾烷比值，与东坡组烃源岩分布特征最为相似。此外，有机碳同位素和相似Rb/Sr、Zn/Co和Cu/Sr分布特征，进一步证实了盆地南缘和东缘寒武系储层沥青主要来源于东坡组烃源岩，即东坡组海相烃源岩生成的油气已经在鄂尔多斯盆地南缘和东缘运聚并成藏，寒武系原生油气藏的勘探潜力在鄂尔多斯盆地南部较大，不容忽视。
Abstract
This article investigates the geological characteristics and sources of bitumen in Cambrian reservoirs of the Ordos basin. We analyzed the distribution, content, petrological characteristics, maturity, elemental composition, biomarkers, and carbon isotopes of reservoir bitumen. Our findings indicate a significant enrichment of bitumen in Cambrian reservoirs, primarily concentrated in strip-shaped and circular patterns in microcracks, intergranular and dissolution pores. Bitumen exhibits distinct boundaries, high thermal evolution evidenced by equivalent vitrinite reflectance value ranging from 1.35% to 3.48%, and a high carbon atom composition attributed to thermal cracking. Biomarker analysis reveals a predominance of C27 regular steranes, C23 tricyclic terpenes, and phytanes, indicative of a reducing depositional environment that originated from lower algae. The high ratio of tricyclic terpenoids to hopanes and the low ratio of hopanes to steranes further support a marine origin for the bitumen.Additionally, the high triaromatic dinosteroid parameter (triaromatic dinosteroids/(C303-methyl-24-ethyl triaromatic steroids+triaromatic dinosteroids)) and (C26+C27)/C28triaromatic steroids ratio closely resemble the distribution characteristics of the Dongpo Formation source rocks. Moreover, organic carbon isotopes and similar trends in Rb/Sr, Zn/Co, and Cu/Sr ratios corroborate the conclusion that the bitumen in Cambrian reservoirs in the southern and eastern Ordos basin mainly originates from the Dongpo Formation. Consequently, these findings suggest that hydrocarbons generated from the marine source rocks of the Dongpo Formation have migrated and accumulated in the southern and eastern Ordos basin. Therefore, the Cambrian primary reservoirs in the southern Ordos basin hold significant exploration potential for hydrocarbon resources, warranting further investigation.
Keywords
reservoir bitumen ； geological characteristics ； bitumen source ； Cambrian ； Ordos basin
