鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油成因及勘探前景
2022-07-23赵永强倪春华马中良王付斌贾会冲
赵永强，许 锦，倪春华，张 毅，马中良，王付斌，贾会冲，张 威，齐 荣，安 川
1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国石化油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；3.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126；4.中国石化 华北油气分公司 油气勘探管理部，郑州 450006；5.中国石化 华北油气分公司 勘探开发研究院，郑州 450006
鄂尔多斯盆地是我国目前年产气量最大的盆地，尤其是盆地中北部地区已成为我国天然气勘探开发的主战场之一。近5年来，鄂尔多斯盆地年产气量均在400×108m3以上，2019年年产气量已超过500×108m3[1-2]。鄂尔多斯盆地北缘(简称鄂北)杭锦旗地区上古生界具有良好的生储盖组合，近年来已成为该盆地天然气增储上产的重要领域之一[3]。早在1980年代，就有报道称在鄂北乌兰格尔地区白垩系露头中发现轻质油，分析认为这些油苗来自二叠系烃源岩[4]。近年来，鄂尔多斯盆地上古生界找到零星凝析油显示[5]，杭锦旗地区也有液态烃包裹体发现，但未发现液态烃的规模性聚集。近期勘探首次在杭锦旗地区发现二叠系下石盒子组储层中产出轻质原油，表明该区上古生界经历了原油的生成、充注和成藏，引起了业内对传统产气盆地产油前景的关注。目前尚未见到有关该区原油成因类型、来源的分析，二叠系烃源岩的生油潜力尚不明确，原油勘探前景不明朗。因此，本文拟通过对杭锦旗地区上古生界典型原油的地球化学分析，结合该区烃源岩发育特征，对原油的成因类型和勘探前景进行探讨。
1 区域地质概况
杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北缘，处于伊盟隆起、伊陕斜坡和天环坳陷3个构造单元的结合部，主要表现为从南部盆内斜坡区向盆缘隆起区过渡的构造特征。区内发育泊尔江海子、乌兰吉林庙和三眼井3条断裂组成的近东西向断裂带[6](图1)。杭锦旗地区是鄂尔多斯盆地北部地区长期继承性古隆起，被认为是油气运移的有利指向区[3]。
图1 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区构造区划及典型井分布(a)和地层柱状图(b)
杭锦旗地区上古生界自下而上发育太原组(C3t)、山西组(P1s)、下石盒子组(P1x)、上石盒子组(P2sh)和石千峰组(P3s)[2-3]，主力烃源岩为太原组和山西组的煤岩、碳质泥岩和暗色泥岩在内的煤系地层(图1)。上古生界烃源岩分布具有从南东向北西逐渐减薄的趋势[7-8]，太原组煤层和暗色泥岩主要展布于3大断裂以南，断裂以北为剥蚀区；山西组烃源岩在断裂南部和北部地区均有一定的分布。太原组—山西组烃源岩以Ⅲ型干酪根为主[3,6]，有机质成熟度(Ro)自北向南逐渐增大，主体介于0.8%～1.4%；泊尔江海子断裂以南Ro一般高于1.3%，而断裂以北什股壕地区Ro普遍低于1.0%[8-9]。
该区下石盒子组和山西组含砾粗砂岩和粗砂岩层为良好的储层。上石盒子组和石千峰组泥岩层为内陆干旱湖相沉积，发育大套泥岩，形成了一套广泛分布且厚度稳定的区域性盖层[8]。该区上古生界生储盖等成藏要素匹配良好，具有大面积分布的上石炭统—下二叠统煤系源岩、大面积的下二叠统河道砂岩储集体、大面积的源—储近源配置关系、早白垩世大范围的生烃充注过程以及上二叠统大面积的区域封盖层[8]。
2 样品和分析测试方法
原油样品来自JPH-353和JPH-2两口井下石盒子组砂岩储层，采样井位于断裂北侧的什股壕区带南部和公卡汗地区东部(图1)，靠近主干断裂带。烃源岩样品主要来自山西组和太原组的煤系地层，在杭锦旗地区3条断裂带南北均有分布(图1)。
原油的物性测试在中国石化江苏油田实验中心进行，地球化学分析测试均在中国石化油气成藏重点实验室完成。其中原油饱和烃色谱分析采用Agilent 7890型气相色谱仪，方法采用国家标准《地质样品有机地球化学分析方法：GB/T 18340.5—2010》；饱和烃和芳烃色谱—质谱分析采用Agilent 5977B MSD质谱仪，方法采用国家标准《气相色谱—质谱法测定沉积物和原油中生物标志物：GB/T 18606—2017》；碳同位素分析采用Thermo Fisher Delta Plus V同位素质谱仪，方法参照国家标准《地质样品有机地球化学分析方法 第2部分：有机质稳定碳同位素测定同位素质谱法：GB/T 18340.2—2010》。有机岩石学采用MSP200显微光度计，方法采用行业标准《全岩光片显微组分鉴定及统计方法：SY/T 6414—2014》。岩石热解采用Rock-Eval 6岩石热解仪，方法参照国家标准《岩石热解分析法：GB/T 18602—2012》。烃源岩生烃模拟实验采用中国石化石勘院无锡石油地质研究所自行研制的“地层孔隙热压生排烃模拟仪”进行。
3 实验结果和讨论
3.1 原油常规物理化学性质
原油肉眼观察呈深棕色，流动性较好，JPH-353和JPH-2井原油样品密度分别为0.86 g/cm3和0.89 g/cm3，含硫量分别为0.08%和0.27%，含蜡量分别为15.60%和12.15%，黏度(50 ℃)分别为6.96 mPa·s和10.42 mPa·s(表1)，均为低硫高蜡中质原油。
原油族组成以饱和烃为主，JPH-353和JPH-2井原油样品中饱和烃分别占78.36%和67.53%，芳烃分别占17.28%和26.26%，非烃+沥青质分别为4.36%和6.21%；饱芳比分别为4.53和2.57，(饱+芳)/(非+沥)比值分别为21.94和15.10(表1)。杭锦旗地区上古生界原油与吐哈、柴达木盆地等典型的煤成油[10-12]在族组成方面具相近特征。
表1 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油物理性质和族组成
原油经历过生物降解后，一般最初低分子的正构烷烃会选择性消耗，色谱基线的“UCM”峰会变得突出，其黏度和API值会发生较大变化[13]。JPH-353和JPH-2井原油饱和烃中正构烷烃分布完整(图2)，原油黏度在轻质油—正常油范围。因此，这2个原油未经历明显的生物降解作用。
图2 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界典型原油饱和烃色谱图
3.2 原油成因分析
3.2.1 姥植比
研究区2个原油样品的姥植比(Pr/Ph)分别为2.26和2.16(表2)，表明其源岩可能形成于弱氧化的沉积环境。与海相和湖相地层相比，典型的煤系地层原油一般具有较高的姥植比。Pr/Ph值高是煤系地层沉积有机质及煤成油的重要特征和标志之一[14-16]。例如，吐鲁番盆地原油Pr/Ph为4.8～6[14]，西湖凹陷平湖组烃源岩的Pr/Ph基本在3.0以上[15]，塔里木盆地库车坳陷东部阳霞凹陷的煤成油Pr/Ph均大于2.0[16]。吐哈盆地和柴达木盆地北缘侏罗系烃源岩及煤成油的研究表明，煤系烃源岩中煤和煤系泥岩的Pr/Ph值也显著不同[14，17-18]。煤的Pr/Ph值一般为5～10，碳质泥岩Pr/Ph一般为3～6，而暗色泥岩一般Pr/Ph相对偏低，大多介于2.5～3.0[17-18]。本文分析的原油样品中姥植比为2.16和2.26，表明其烃源岩可能形成于弱氧化的海陆过渡相沉积环境中，而非典型的强氧化煤系烃源岩。
3.2.2 甾烷系列
研究区原油中甾烷以规则甾烷和重排甾烷为主。规则甾烷(Reg)和重排甾烷(Dis)的C27-C28-C29分布常用来判识不同沉积环境下的有机质输入[13]。本次研究的2个样品中无论规则甾烷还是重排甾烷，均以C29甾烷为主(图3)。规则甾烷中C29占45%～48%(表2)；C27与C28含量相当，其甾烷分布为不规则“V”型(JPH-353)或反“L”型(JPH-2)。这指示了原油样品的母质来源以陆生高等植物为主，少量来自浮游生物。
图3 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油甾烷分布特征
重排甾烷/规则甾烷比值也常用来甄别碳酸盐岩和碎屑岩生成的原油[19]，重排甾烷的生成与黏土矿物的催化作用有关，煤系地层中黏土矿物少，所以较泥岩地层中重排藿烷含量低[10]。杭锦旗地区2个原油样品中重排甾烷的含量均相对较高，重排甾烷/规则甾烷比值分别为1.35和0.71(表2)，特别是JPH-2原油中重排甾烷含量高于规则甾烷。因此，从重排甾烷含量推测，2个原油应该来源于黏土含量较高的泥岩地层。
原油中甾烷/藿烷比值具有重要的母源及环境指示意义，非海相原油的规则甾烷/17α藿烷比值通常比较低[13,20-21]。例如，吐哈盆地七克台地区托参1井、台参1井原油该比值均低于0.10[10]，民和盆地侏罗系原油为0.03[21]，印度尼西亚马哈卡姆三角洲原油也有这一特征[22]。因此，该比值偏低被视为煤系地层成油的应有特征之一。研究区原油的甾烷/藿烷比值在0.32～0.38之间，规则甾烷/17α藿烷比值为0.28～0.34(表2)，表明该类原油可能来自煤系地层。
表2 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油地球化学参数
3.2.3 萜烷
杭锦旗地区上古生界2个原油样品的萜烷均以三环萜烷、四环萜烷和五环萜烷为主(图4)。其中三环萜烷系列化合物以较低分子量的三环萜烷(C19—C26)为主，长链三环萜烷含量较低。三环萜烷是以C19三环萜烷(C19TT)最为丰富，随分子量增大，相对丰度逐渐下降。三环二萜烷C19—C20主要来源于维管植物生成的二萜类化合物，如松香酸，是陆相生物的标志[13]。煤成油中三环萜烷以C19为主峰，C24四环萜烷发育；而煤系泥岩成油一般三环萜烷比较发育，但以C21为主峰，高于相邻的C26三环萜烷[15]。从三环萜烷分布来看，研究区的2个原油的三环和四环萜烷特征与煤成油接近。
2个原油样品中含有丰富的四环萜烷(TeT)，显著高于相邻的C26三环萜烷(图4)，其C24TeT/C26TT分别为2.44和1.62(表2)。这可能是与陆生高等植物有关的原油特征[15,23]。
研究区原油中的五环三萜类主要包括藿烷类和伽马蜡烷(图4)。藿烷(C27—C35)系列较为完整，以C30藿烷含量最为丰富，约占藿烷类化合物的30%左右；长链藿烷中C35S/C34S藿烷比值较低，为0.66～0.69(表2)，指示原油缘自相对较为氧化条件下沉积的非碳酸盐岩烃源岩，这与前文分析主要为陆相有机质生油的推论一致。
图4 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油萜烷分布特征
煤及煤成油中通常Tm远大于Ts，而煤系泥岩及生成的原油中Ts含量高，有相对高的Ts/Tm值[10,16]。研究区原油Ts/Tm为1.27～1.87(表2)，从地球化学性质来看，更倾向于煤系泥岩成油。C29Ts与Ts具有相同来源，C30重排藿烷(C30DH)被认为是起源于氧化—半氧化条件下含黏土介质的催化重排[13]。研究区原油的C29Ts/C29H分别为0.46～0.64，C30重排藿烷/C30藿烷分别为0.34和0.38，指示了C30重排藿烷和C29Ts含量较高。煤系原油和泥岩中通常含有较高重排藿烷，而煤或煤岩中含量极低[10,16,21]。因此，研究区原油中高含量的新藿烷和重排藿烷系列化合物指示了原油可能来自泥质烃源岩。
伽马蜡烷(g)一般出现在高盐度或温度梯度引起的分层水体中[13]，往往与有机质沉积时的强还原、高盐环境有关[24]。对煤系地层的分析认为，煤一般形成于淡水沼泽环境，伽马蜡烷不发育，g/C30H一般小于0.05，而煤系泥岩g/C30H为0.1左右[10]。本研究区原油中的伽马蜡烷含量较低，g/C30H比值均为0.09(表2)，与该区发育的海陆过渡相烃源岩形成于弱氧化—氧化沉积环境一致。因此，伽马蜡烷指示研究区原油可能与煤系地层中的泥质烃源岩有关。
3.2.4 碳同位素特征
受生源和碳源影响，高等植物来源的干酪根往往比低等生物来源的干酪根相对富集重碳同位素；Ⅲ型干酪根的δ13C值一般大于-26‰或-25‰[7,25]。研究区2个原油的δ13C为-27.7‰～-26.8‰(表2)，组分的δ13C值也主要分布在-28.5‰～-26‰之间，与吐哈盆地煤成油比较接近(δ13C为-27.8‰～-25.1‰)[10]，是典型的煤系地层原油的碳同位素特征。
研究区2个原油饱和烃的单体δ13C值主要分布在-31.8‰～-27.8‰之间(图5)，低于原油的碳同位素值，这可能是不同结构化合物的有机质来源不同。C14—C21之间的正构烷烃碳同位素组成相对偏重，且随碳数增加同位素变轻。JPH-353原油自nC21开始，JPH-2原油自nC19开始，单体碳同位素变化不大，并呈现水平分布。吐鲁番盆地煤成油研究表明，煤与泥岩中正构烷烃碳同位素分布曲线特征不同。低碳数(
图5 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油正构烷烃单体碳同位素分布曲线川科1井和雷北1井数据引自文献[27]。
3.3 原油主力烃源岩分析
3.3.1 原油成熟度分析
原油及与其具有亲缘关系的烃源岩往往具有相近的成熟度。杭锦旗地区上古生界原油主要属于正常的成熟原油，指示成熟度的指标如表3。①原油的饱和烃色谱正构烷烃不存在明显的奇偶优势；OEP值为0.95～1.02，CPI为0.97～1.08，原油C21-/C22+为1.36～2.26，呈现成熟原油的特征。②原油轻烃分析显示，JPH-353原油庚烷值为30.57，异庚烷值为2.83，显然为成熟原油的特征。③通过对饱和烃生物标志物分析，甾烷异构化参数C2920S/(20S+20R)为0.50～0.53；C29ββ/(αα+ββ)为0.48～0.50；萜烷表征成熟度的参数Ts/(Ts+Tm)为0.56～0.65；升藿烷差向异构体参数C3122S/C31(22S+22R)为0.54～0.58，均表明原油已处于成熟阶段[13]。④芳烃的成熟度参数也同样表明原油处于成熟阶段，其中甲基菲指数MPI1为0.59～0.70，MPI2为0.64～0.74；甲基菲比值MPR为0.52～0.92。根据PETERS等[13]提出的公式折算，原油的成熟度相当于Ro为0.82%～0.94%左右，处于成熟阶段。⑤单金刚烷指数为63%～64%，双金刚烷指数为33.3%～47.1%，据马安来等[28]的分析，应处于成熟—高成熟阶段。
表3 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油成熟度参数
3.3.2 烃源岩展布及成熟度
杭锦旗地区主力烃源岩平面分布呈现南厚北薄的特征。乌兰吉林庙—泊尔江海子断裂带以北暗色泥岩主体厚度为10～30 m，煤层厚度为10～15 m；而断裂带以南暗色泥岩厚度为30～50 m，煤层厚度为10～30 m[3]。杭锦旗地区太原组主要分布在断裂以南，厚度较薄，断裂以北太原组主要为剥蚀区(图1)。山西组则在断裂南部和北部均有一定规模的分布(图1)[6-8]，其厚度大于太原组。目前产出原油的JPH-353和JPH-2井分别位于乌兰吉林庙和泊尔江海子断裂以北(图1)，受烃源岩展布制约，原油可能主要来自山西组烃源岩。
该区上古生界烃源岩的演化程度平面上具有南高北低的总体分布特征[6-8]。对山西组、太原组煤层的镜质体反射率测试结果表明，断裂带以南太原组样品Ro为1.04%～1.85%，平均1.34%，山西组样品Ro为1.12%～1.44%，平均1.20%；而断裂带以北山西组样品Ro为0.95%～1.02%[3]。因此，断裂带以南地区上古生界进入生烃门限的时间为晚三叠世中晚期[9]，现今处于成熟晚期—高成熟演化阶段，以生气为主；断裂带以北地区(什股壕地区)在早侏罗世早期进入生烃门限，现仍处于生烃高峰前期演化阶段[9]，该区烃源岩具有一定的生油潜力。
3.3.3 烃源岩生烃潜力分析
干酪根显微组分分析表明，鄂尔多斯盆地中部和北部上古生界煤系烃源岩有机质类型主要为腐殖型，以生气为主[3,6]。但对南华北地区太原组和山西组煤系显微组分研究分析时发现，类脂组(壳质组和腐泥组)分别占有机质的10%和12%[29]。鄂尔多斯盆地中部山西组和太原组烃源岩均以Ⅲ型干酪根为主(51.6%)，Ⅰ型+Ⅱ1型干酪根仍可占到18%[7]，表明泥质烃源岩有机质并非都来自陆源生物，还有一定量的水生生物输入。
烃源岩热解分析表明，山西组—太原组烃源岩氢指数大部分低于200 mg/g，生烃潜量较高的主要为煤层。有机岩石学分析表明，有机显微组分以镜质组为主，但多数样品中都含有壳质组(主要为角质体、孢子体和树脂体)，J78井暗色泥岩中发现富氢镜质体，Y17、Y18井的煤中壳质组含量在5.6%～8.7%之间，J36井碳质泥岩含有16.2%的壳质组，J35井山2段的碳质泥岩，壳质组含量为5.7%(图6)，氢指数最高可达248 mg/g。与吐哈盆地侏罗系等典型的煤系源岩有机显微组分组成总体面貌一致[14,30]。
图6 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界烃源岩有机岩石学照片
本文对山西组暗色泥岩进行了地层热压生排烃模拟实验(图7)，结果表明煤岩最大生油产率可达90 kg/t以上，排出油产率可达30 kg/t；而暗色泥岩最大排出油产率可达118 kg/t，生油产率更是达到200 kg/t以上。帅燕华等[31]通过限定体系热解生烃模拟实验对煤和煤系泥岩的生油能力进行过研究，结果显示虽然泥岩(H/C为0.77，IH为146 mg/g)比中等富氢煤(H/C为0.82，IH为260 mg/g)的热解特征较差，但其生油量却高出煤2.7倍，是一般煤(H/C为0.75，IH为199 mg/g)生油潜力的6倍，证实煤系分散有机质(煤系泥岩或页岩)的生烃能力要远高于煤。
图7 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界煤和暗色泥岩生烃模拟排出油产率曲线
3.3.4 碳同位素对比
本次研究发现，山西组和太原组8个煤或碳质泥岩的δ13C为-24.6‰～-22.4‰，平均-23.3‰；9个暗色泥岩δ13C为-24.0‰～-22.1‰，平均-23.3‰(图8)。煤系地层中煤或碳质泥岩与暗色泥岩的干酪根碳同位素值无明显差异，这与四川盆地和吐哈盆地煤系地层烃源岩δ13C值特征一致[10,27]。资料显示，鄂尔多斯盆地南部的中生界延长组烃源岩干酪根主要为Ⅰ—Ⅱ1型，δ13C主要为-30.0‰～-28.0‰[32](图8)。该区下古生界海相烃源岩干酪根类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2，干酪根碳同位素组成相对较轻，δ13C介于-31.9‰～-27.5‰，平均值为-29.4‰[33](图8)。研究区原油的δ13C为-27.7‰～-26.8‰，从干酪根生烃过程中碳同位素分馏来看，一般原油会比干酪根偏轻2‰～3‰[34]，太原组和山西组烃源岩作为生油岩，符合干酪根与热解生成的原油之间碳同位素的分馏规律。
图8 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界原油和盆地中烃源岩干酪根碳同位素对比中生界长7段泥岩据张斌等[32]，下古生界烃源岩据李延钧等[33]
4 勘探前景
以往对鄂尔多斯盆地上古生界的油气勘探一直是以气为主，苏里格气田、大牛地气田以及杭锦旗地区东胜气田的发现，表明该区上古生界煤系烃源岩具有较强的生烃能力。本次工作中杭锦旗地区上古生界原油的发现，反映了该区煤系地层同样具有一定的生油能力，因此，上古生界原油勘探值得重视。
杭锦旗地区生储盖组合发育较为完善，具有较好的匹配关系。该区山西组—太原组是一套海陆过渡相沉积，其分布广，成熟度适中，有机质丰度高，整体资源量较为可观。虽然有机质组成以腐殖型干酪根为主，但生烃母质中水生生物含量也不应被忽视，且煤系地层中的暗色泥岩的生油能力要强于煤层。当然，尽管上古生界烃源岩生烃特征仍是以生气为主、生油为辅，但该套地层具有较为可观的生油能力。此外，山西组、下石盒子组发育大面积分布、多期次、多层位叠加的复合储集砂体，上石盒子组和石千峰组的泥岩为该地区的油气提供了较好的盖层。因此，该区生储盖组合有利于油气的聚集。
受奥陶纪—二叠纪伊盟隆起强烈抬升影响，杭锦旗地区以公卡汗凸起为最高区域，形成了西北高、东南低的古构造格局，其控制了奥陶系—二叠系自南向北逐层超覆的分布特征；中—新生代发生的构造反转使得东部发生隆升，形成了现今的东北高、西南低的构造格局[35]。受构造演化的控制，杭锦旗地区南部为平缓斜坡区，二叠系逐层向北尖灭(图1)[35]。例如，山西组烃源岩在乌兰吉林庙—泊尔江海子断裂以南分布较为稳定，且厚度普遍超过30 m，而在断裂往北则厚度逐渐减薄直至尖灭[6]；山西组和下石盒子组储集层以及上石盒子组盖层厚度也表现出自断裂往北整体逐渐减薄的特征。杭锦旗地区上古生界烃源岩热演化程度整体自南向北逐渐降低，在乌兰吉林庙断裂以南Ro普遍超过1.5%，达到了湿气演化阶段；在泊尔江海子断裂两侧Ro为1.1%左右，处于生油高峰，目前发现原油的JPH-353和JPH-2井均位于该地区；杭锦旗地区北部上古生界烃源岩逐渐减薄至尖灭，不利于油气的形成和聚集[3]。因此，构造沉积演化、生储盖配置以及烃源岩热演化程度决定了杭锦旗地区泊尔江海子断裂两侧邻区有利于原油的聚集，是原油勘探的潜在有利区。
成藏要素差异配置分析表明，杭锦旗地区不同区带发育不同类型的圈闭，如独贵加汗区带以地层—岩性复合圈闭为主，油气的富集主要受控于储层物性和上倾方向地层尖灭封堵；十里加汗区带储层非均质性弱，圈闭类型以岩性圈闭、构造—岩性复合圈闭为主，油气富集主要受储层物性和构造条件的控制[35]。杭锦旗地区山西组和下石盒子组致密砂岩储层大面积分布，因此，该区上古生界原油勘探有赖于对岩性储集体甜点区的精细刻画。
5 结论
(1)杭锦旗地区上古生界原油为低硫、高蜡的中质成熟油。原油Pr/Ph为2.16～2.26，规则甾烷和重排甾烷以C29为主，重排甾烷和重排藿烷含量高，伽马蜡烷含量低，原油碳同位素值为-27.7‰～-26.8‰，正构烷烃单体碳同位素组成随碳数增大呈前重后轻的特征。地球化学特征表明烃源岩为弱氧化环境沉积的陆相煤系地层，原油主要来自暗色泥岩而非煤层。
(2)杭锦旗地区山西组烃源岩暗色泥岩分布广，有机显微组分以腐殖组为主，含有少量腐泥组，具有生成正常油—轻质油的能力。山西组烃源岩成熟度与原油成熟度相近，干酪根与原油碳同位素差值符合分馏规律。结合地质构造和烃源岩空间展布，推测山西组暗色泥岩生油的可能性较大。
(3)杭锦旗地区上古生界烃源岩生烃特征以生气为主、生油为辅，但其具有较为可观的生油能力。构造沉积演化、生储盖配置以及烃源岩热演化程度决定了泊尔江海子断裂两侧邻区有利于原油的聚集，是原油勘探的潜在有利区。该区上古生界原油勘探有赖于对岩性储集体甜点区的精细刻画。
致谢：本次工作得到了刘光祥教授级高级工程师和吴小奇高级工程师的协助，样品采集得到了中国石化华北油气分公司的大力支持，审稿专家对初稿提出了宝贵的修改意见，在此表示衷心感谢！
