渤海海域深層潛山油氣地球化學特征及油氣來源

李慧勇 徐云龍 王飛龍 羅小平 于海波

1.中海石油（中國）有限公司天津分公司 2.“ 油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學

3.成都理工大學能源學院

0 引言

潛山油氣藏是指位于區域不整合面之下的較老地層中凸起的含油氣體，其烴源主要來自上覆或側向較新烴源巖，不整合面或斷層面是油氣運移的通道[1-2]。近年來，渤海灣盆地渤中凹陷周緣凸起帶及斜坡帶陸續發現大中型潛山油氣田，如PL9-1、渤中28-1油氣田等[3-5]。渤中19-6潛山構造帶為近期發現的較大型含油氣構造帶，發育太古界深層花崗巖潛山儲層和其上覆的古近系古新統孔店組沙礫巖儲層，均為優質儲層，新近系中新統館陶組儲層發育也較好[6]。構造帶周緣發育多個富烴深次洼，且構造帶多層次立體含油氣，其油氣來源及聚集條件極其復雜，深、淺層天然氣與原油有機地球化學特征及油氣主要來源不明確。因此，需要對其油氣來源及聚集機理開展研究。

筆者通過對渤中19-6潛山構造帶天然氣及原油有機地球化學特征開展分析，結合其周緣富烴深次洼烴源巖有機地球化學特征，運用油—源生物標志化合物分析技術，在前人沉積—構造演化特征研究的基礎上，系統研究渤中19-6潛山構造帶油氣來源特征，以期為該區下一步油氣勘探提供理論支撐。

1 地質概況

渤海灣盆地是典型的裂谷盆地[7]，渤中19-6潛山構造帶及周緣發育古近系古新統—始新統孔店組（E1-2k）、始新統沙河街組（E2s）、漸新統東營組（E3d）、新近系中新統館陶組（N1g）、上新統明化鎮組（N2m）、第四系平原組（Q）、太古界（Ar）花崗巖潛山。此外沙河街組三段上亞段（以下簡稱沙三上亞段，E2s3

2）、東營組三段（以下簡稱東三段，E3d3）、東營組二段下亞段（以下簡稱東二下亞段，E3d21）為主要烴源巖層，此外沙河街組一段（以下簡稱沙一段，E2s1）暗色泥巖厚度較薄，雖具備生烴能力，但本文未作為主要烴源巖層研究；館陶組、明化鎮組、孔店組、沙一段及沙河街組三段下亞段（以下簡稱沙三下亞段，E2s31）發育碎屑巖儲層，太古界發育花崗巖潛山儲層，均為含油氣層（圖1）。為了方便研究，根據研究區儲層埋深及其油氣藏含油氣性質變化特征，將孔店組以上儲層定義為淺層儲層，目前已發現館陶組、明化鎮組、沙一段、沙三下亞段等淺層儲層，孔店組及以下層位儲層定義為深層，目前已發現孔店組和太古界花崗巖儲層。其中太古界花崗巖儲層埋藏較深，埋深超過4 000 m。

圖1 渤中19-6潛山構造帶區域位置及地層綜合柱狀圖

渤中19-6潛山構造帶位于渤海灣盆地南部海域，處于渤中凹陷西南斜坡帶，東南與渤南低凸起毗鄰，西接埕北低凸起，北為渤中凹陷主洼，南部為黃河口凹陷。渤中19-6潛山構造帶是被渤中凹陷西南次洼和渤中凹陷南次洼所夾持的具有洼中隆特征的背斜構造帶[8]（圖1）。

研究區構造演化整體上可劃分為6個階段：構造抬升期（中侏羅世—白堊紀末期）、裂陷Ⅰ幕（孔店組—沙三段沉積時期）、裂陷Ⅱ幕（沙三段—沙二段沉積時期）、裂陷Ⅲ幕（沙二段—東一段沉積時期）、裂后熱沉降坳陷幕（館陶組—明化鎮組下段沉積時期）（圖1）、新構造運動改造階段（明化鎮組上段沉積時期至今）[9]。

2 樣品及實驗

本次研究所有樣品均取自渤中19-6潛山構造帶及鄰區實際鉆井的巖心、巖屑、天然氣、油砂及原油。烴源巖樣品取自BZ19-6-A、BZ22-1-B、BZ21-2-A等3口井的東三段、東二下亞段、沙三上亞段暗色泥巖，每口井分層位間隔采樣共32件；天然氣、原油及油砂取自各單井產油產氣層位，共18件。

原油物性檢測實驗檢測依據NB/SH/T 0870—2013《石油產品動力黏度和密度的測定及運動黏度的計算斯塔賓格黏度計法》，進行SVM3000運動黏度/密度計實驗分析。

天然氣樣品組分分析采用HP6890型氣相色譜儀，單個烴類氣體組分通過毛細管柱（PLOT Al2O350 m×0.53 mm）分離，通過2個毛細管柱（PLOT—5A分 子 篩 30 m×0.53 mm，PLOT—Q 30 m×0.53 mm）分離稀有氣體。氣相色譜儀爐溫首先設定在30℃保持10 min，然后以10 ℃/min的速率升高到180℃。天然氣同位素分析采用Delta S GC/C/IRMS同位素質譜儀，氣體組分通過氣相色譜儀分離，然后轉化為CO2注入到質譜儀。單個烷烴氣組分（C1～C5）和CO2通過色譜柱（PLOT—Q 30 m）分離，色譜柱升溫過程為35 ℃升至80 ℃（升溫速率為8 ℃/min），再升至260 ℃（升溫速率為5 ℃/min），在最終溫度保持爐溫10 min。

原油與巖石輕烴氣相色譜分析使用美國Agilent 6890型氣相色譜儀，配用PONA色譜柱。標樣為1-己烯；載氣為99.999%氦氣，流速為1 mL/min；進樣口溫度230 ℃；分餾進樣，分流比為100∶1；升溫程序設定初始溫度為35 ℃，以0.5 ℃/min速率升至60 ℃，再以2 ℃/min速率升至200 ℃，最后以6℃/min速率升至230 ℃并保持40 min；檢測方式為火焰離子化檢測（FID）。

烴源巖和原油樣品抽提物色質譜實驗檢測依據GB/T 18606—2001《氣相色譜質譜法測定沉積物和原油中生物標志物》，先經索氏抽提后，采用硅膠/氧化鋁柱色層分離法進行族組分分離，分別用正己烷、二氯甲烷/正己烷（體積比3∶1）及二氯甲烷/甲醇（體積比2∶1）洗脫，得到飽和烴、芳烴和非烴組分。對飽和烴進行尿素絡合法獲取正構烷烴單體烴組分，然后對其進行色譜（GC）和色譜—質譜聯用儀（GC-MS）分析。

天然氣組分、天然氣同位素、烴源巖總有機碳含量（TOC）、烴源巖和原油樣品抽提物輕烴、色質譜、物性等分析試驗均在中海石油（中國）有限公司天津分公司實驗中心渤海實驗中心完成。

3 結果與討論

3.1 烴源巖地球化學特征

渤中19-6潛山構造帶主要發育東二下亞段、東三段及沙三上亞段等3套有效烴源巖，實驗數據表明，東三段、沙三上亞段烴源巖相對東二下亞段烴源巖有機質豐度更高，殘余TOC分別介于1.60%～3.26%、1.56%～3.60%，平均值分別為2.84%、2.45%；總烴平均值分別為2.603 08 mg/g、4.411 31 mg/g；游離烴量＋熱解烴量（S1＋S2）平均值分別為14.35 mg/g、11.41 mg/g。依據中國陸相盆地泥質巖類有機質類型和豐度評價標準[10]，東三段和沙三上亞段烴源巖均為好—最好烴源巖，而東二下亞段烴源巖為中—好烴源巖。由于烴源巖樣品的井位分布在低凸起帶，其鏡質體反射率（Ro）相對構造帶兩側深洼較低，但3套烴源巖仍均已達到生烴門限（表1）。

依據烴源巖樣品巖石熱解及干酪根鏡下顯微組分鑒定，東三段及沙三上亞段烴源巖有機質類型均以偏腐泥混合型干酪根為主，而東二下亞段烴源巖有機質存在偏腐殖混合型干酪根，以混合型干酪根混合為主（圖2）。

有機質豐度較高的東三段及沙三上亞段烴源巖為渤中19-6潛山構造帶油氣的主力供烴灶，有機質類型主要為偏腐泥混合型干酪根，也顯示出深層天然氣來源應以油型氣為主。

3.2 原油地球化學特征

原油的密度、黏度及含蠟量是原油重要的物理性質參數，其差異性能夠指示不同油氣藏聚集過程中的多種性質變化[11]。渤中19-6潛山構造帶深層與淺層油藏原油性質（原油密度、黏度、含蠟量及瀝青質含量）存在明顯的差異。

表1 渤中19-6潛山構造帶烴源巖地球化學特征參數表

圖2 渤中19-6潛山構造帶烴源巖干酪根組分三相圖

淺層油藏館陶組及沙一段原油密度介于0.84～0.93 g/cm3；黏度分布范圍較大，介于8.13～240.00 mPa·s；含蠟量介于9.43%～18.73%；瀝青質含量介于3.54%～6.54%；表現出高密度、高黏度、低含蠟量、高瀝青質的普通原油特征。深層油藏孔店組及太古界原油密度介于0.76～0.79 g/cm3；黏度介于1.24～2.44 mPa·s；含蠟量介于7.32%～17.79%；瀝青質含量介于0.02%～0.31%；表現出低密度、低黏度、高含蠟量、低瀝青質的輕質原油的特征（表2）。值得注意的是，BZ19-6-A井深層油藏的原油相對于淺層油藏原油具有密度相對偏低、含蠟量高、含瀝青質低的特征，原油物性的變化反映出該井深層原油可能遭受天然氣氣洗作用。此特征反映出晚期深洼內高成熟的天然氣只充注了深層儲層，淺層儲層未經歷成熟天然氣的充注氣洗作用[12-13]。

3.3 天然氣地球化學特征

3.3.1 天然氣組分特征

渤中19-6潛山構造帶深層天然氣以凝析氣為主，其中甲烷含量介于75.44%～78.05%，乙烷含量介于8.03%～8.15%，丙烷含量介于2.91%～3.15%，并含有微量的丁烷和戊烷（表3）。非烴類氣體中CO2含量較高，介于6.88%～10.89%，N2含量較低，介于0.32%～0.60%，干燥系數平均值為0.85（表3），表現為典型濕氣特征[14]。

3.3.2 天然氣碳同位素特征

深層天然氣碳同位素數據顯示，甲烷碳同位素值介于－38.8‰～－38.5‰，乙烷碳同位素為－27.0‰。丙烷、丁烷碳同位素發生倒轉（δ13C3＞δ13C4），烷烴氣同位素的倒轉推測為煤成氣與油型氣的混合，同型不同源氣或同源不同期氣的混合兩種可能[15-16]。CO2碳同位素值介于－3.60‰～－7.00‰，結合天然氣中表現出的高CO2，根據戴金星等[17-18]提出的判別標準，主要為無機成因，可能為有機酸溶蝕儲層中碳酸鹽巖礦物所形成。

表2 渤中19-6潛山構造帶原油物性參數表

表3 渤中19-6潛山構造帶深層天然氣組成表

3.3.3 天然氣成因與來源

根據天然氣母質來源的成因分類，天然氣可分為干酪根裂解氣（初次裂解氣）與原油裂解氣（包括可溶有機質裂解氣，即二次裂解氣）等不同成因類型[19-21]，運用 Lorant等[22]、Berner和 Faber[23]根據封閉體系熱模擬實驗條件下氣體組成與碳同位素值的變化，建立的乙烷、丙烷組分與碳同位素鑒定干酪根裂解氣以及原油裂解氣鑒定圖版（圖3-a）。渤中19-6潛山構造帶深層天然氣主要為干酪根裂解氣，即初次裂解氣。與相鄰區域渤中21-2及渤中22-1構造帶深層天然氣相比較，成因類型更為簡單。

C1/（C2+C3）—δ13C1相關圖（Bernard 圖[24]）同樣可以用于天然氣成因的鑒別，渤中19-6潛山構造帶深層天然氣在Bernard圖上表現為典型熱成因氣的特征，分布在典型混合型和腐殖型干酪根熱成因氣區域之間，表現出以偏腐殖型干酪根熱成因氣為主的特征（圖3-b）。與相鄰區域渤中21-2及渤中22-1構造帶深層天然氣相比較，成因類型分布較為集中，具有一定的相似性。

有機熱成因烷烴氣碳同位素組成受烴源巖類型和成熟度的控制，其中，甲烷碳同位素值受烴源巖成熟度影響最為明顯。由于研究區深層天然氣為典型熱成因氣，因此，利用Stahl和Garey[25]、戴金星和戚厚發[26]、沈平等[27]總結出的δ13C1—Ro經驗公式計算對天然氣成熟度進行計算，計算的Ro值介于1.4%～1.7%，天然氣成熟度均較高，說明研究區深層天然氣來源主要為洼陷內較深層烴源巖，天然氣母質熱演化程度較高。研究區天然氣成熟度與深度的關系說明天然氣母質來源及充注的次序與時期的差異，表現出天然氣在成藏過程中的復雜特征。

3.4 原油與天然氣來源

3.4.1 輕烴特征

圖3 渤中19-6潛山構造帶深層天然氣成因識別圖版

油氣藏的次生變化可以影響原油中輕烴特征，如生物降解和蒸發分餾等作用，從而影響油源對比中參數的準確性。根據Thompson[28-29]提出的運用甲苯/正庚烷和正庚烷/甲基環己烷這兩個比值判斷輕烴次生蝕變模式可以看出，所選取的所有原油樣品大部分未發生生物降解和蒸發分餾等作用，主要為成熟作用的影響，且淺層館陶組及沙一段原油樣品成熟度顯示較低，深層孔店組及太古界潛山原油樣品成熟度相對較高，具有明顯的分異性（圖4）。

圖4 渤中19-6潛山構造帶原油輕烴不同側生蝕變作用識別圖

渤中19-6潛山構造帶淺層及深層原油輕烴譜圖特征可以發現，在排除其他次生作用影響的條件下，淺層館陶組和沙一段原油樣品輕烴譜圖相似，正己烷（nC6）、正庚烷（nC7）及正辛烷（nC8）含量相似，特別是MCyC6/nC7＞1，呈上升形態，具有一致性（圖5-a、b）。深層孔店組和太古界原油樣品輕烴譜圖相似，MCyC6/nC7＜1，呈下降形態，具有相似性（圖5-c、d）。原油的輕烴譜圖特征顯示出淺層原油之間具有一致性，深層原油之間也具有一定相似性，淺層原油與深層原油差異明顯，這代表了淺層原油與深層原油的不同來源特征及成因過程[30-31]。

運用研究區原油樣品與烴源巖巖樣品輕烴的定量指紋參數，可以判別深層及淺層油氣來源特征[11]。如圖6所示，淺層館陶組與沙一段原油樣品輕烴參數相似度較高，與東二下亞段、東三段及沙三上亞段烴源巖均具有一定的相似特征，表現為以東三段烴源巖輸入為主，并可能存在東二下亞段及沙三上亞段烴源巖輸入的3套烴源巖混源輸入的特征；而深層孔店組與太古界原油樣品輕烴參數相似度較高，明顯差別于淺層原油輕烴參數特征，與沙三上亞段烴源巖具有更高的相似性，表現為以沙三上亞段烴源巖為主的混源輸入特征。

綜上分析表明，淺層油氣來源于3套烴源巖混源輸入，以東三段烴源巖輸入為主，可能存在東二下亞段及沙三上亞段烴源巖輸入；深層油氣來源為以沙三上亞段烴源巖輸入為主，伴隨東三段的烴源混入特征。

圖5 渤中19-6潛山構造帶原油C6—C8化合物對比圖

圖6 渤中19-6潛山構造帶原油及烴源巖輕烴化合物指紋參數折線圖

3.4.2 飽和烴氣相色譜特征

渤中19-6潛山構造帶原油及烴源巖飽和烴色譜圖形特征顯示，原油及烴源巖樣品正構烷烴分布比較完整，出峰正常，基線無明顯抬升。館陶組原油樣品出現正構烷烴降解現象，應為輕微生物降解作用所致（圖7-a）；沙一段原油樣品烴類正構烷烴分布完整，碳數主要介于nC14～nC35，主碳峰為nC19，明顯的前峰分布特征（圖7-b）；太古界原油樣品烴類正構烷烴分布完整，碳數主要介于nC16～nC35，主碳峰為nC19，明顯的前峰分布特征（圖7-c）。淺層與深層油氣表現出一定的差異性，淺層原油樣品表現出更明顯的前峰優勢。烴源巖樣品中，東營組烴源巖樣品烴類正構烷烴峰型較為相似，均為前峰型，碳數主要介于nC14～nC35，東二下亞段烴源巖主碳峰為nC18，東三段烴源巖主碳峰為nC20（圖7-d、e）；沙三上亞段烴源巖樣品正構烷烴峰型為前中峰型，碳數主要介于nC16～nC35，主碳峰為nC23（圖7-f）。

抽提物的飽和烴色譜數據顯示，原油樣品相對于油砂抽提物具有更強的準確性，其中淺層館陶組及沙一段原油樣品均具有明顯的低碳優勢，由于館陶組原油存在輕微生物降解作用，所以參考沙一段原油數據，C21－/C22＋為1.13，奇偶優勢比（OEP）＞1.0，明顯的偶碳數優勢；姥植比（Pr/Ph）介于0.71～1.17，Pr/nC17和Ph/nC18差異不大，均小于1，顯示強還原環境來源有機質[32]；深層孔店組與太古界原油樣品中的C21－/C22＋介于0.97～1.06；OEP基本為1.0，無明顯的偶碳數優勢；Pr/Ph介于0.80～0.92，Pr/nC17和Ph/nC18差異不大，均小于1，顯示強還原環境有機質來源。烴源巖樣品中，東二下亞段烴源巖C21－/C22＋介于0.24～0.57；OEP＞1.0，明顯的偶碳數優勢；Pr/Ph介于1.22～1.31，Pr/nC17和Ph/nC18大部分大于1.0，顯示弱還原環境有機質來源；東三段烴源巖為0.85，OEP＞1.0，明顯的偶碳數優勢；Pr/Ph為1.02，Pr/nC17和Ph/nC18大部分小于0.4，顯示強還原環境有機質來源；沙三上亞段烴源巖1.0，明顯的偶碳數優勢，Pr/Ph為1.14，Pr/nC17和Ph/nC18大部分小于0.4，顯示強還原環境有機質來源。

從飽和烴色譜特征可以看出，深層油氣更偏向于來源自沙三上亞段烴源巖，同時也具有東營組烴源巖的混合輸入；淺層油氣則更偏向于東營組烴源巖輸入。

Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18三角圖顯示，深層孔店組與太古界2個原油樣品分布在湖沼相環境，東三段及沙三上亞段烴源巖樣品主要分布在湖沼相—淡水湖相環境，分布規律相似；淺層館陶組、東營組及沙一段原油及油砂抽提物樣品主要分布在半咸水—咸水環境，與東二下亞段烴源巖分布特征相似。進一步證明了深層與淺層油氣來源的差異性（圖8）。

3.4.3 飽和烴色質譜特征

甾烷（m/z=217）、萜烷（m/z=191）譜圖的圖形特征顯示，深層太古界原油樣品具有明顯的氣洗現象，甾烷、萜烷消耗明顯，4-甲基甾烷及伽馬蠟烷含量中等，較高的重排甾烷顯示熱演化程度較高，規則甾烷呈現出“L”形分布，與沙三上亞段及東三段烴源巖具有較高的相似度（圖9-a、e、d）；淺層館陶組及沙一段原油及油砂抽提物與深層太古界原油樣品具有一定的相似性，同樣表現為4-甲基甾烷及伽馬蠟烷含量中等，較高的重排甾烷顯示熱演化程度較高，規則甾烷呈現出“L”形分布，表明具有沙三上亞段烴源巖貢獻（圖9-a～d）。原油及油砂抽提物樣品均表現出3套烴源巖混源輸入的特征，優勢烴源巖輸入以沙三上亞段烴源巖為主（圖9-d～f）。

甾烷、萜烷分析結果表明，淺層館陶組與沙一段原油及油砂樣品抽提物中，伽馬蠟烷/C30藿烷（Ga/C30H）介于0.11～0.20，反映有機質沉積水體鹽度不高，可能為微咸水沉積環境[33-35]，4-甲基甾烷/C29甾烷（4MSI）介于0.21～0.37，規則甾烷αααC27（20R）＞αααC28（20R）＜αααC29（20R），其中αααC27（20R）所占比例大于0.4，反映低等浮游生物有機質輸入比例較大，Ts/（Tm＋Ts）介于0.49～0.64，regC27/C27介于0.17～0.46，三環萜烷/C30H介于0.75～1.69，大部分小于0.8；深層孔店組及太古界原油及油砂樣品抽提物中，Ga/C30H介于0.11～0.20，4MSI介于0.22 ～ 0.33，規則甾烷αααC27（20R）＞αααC28（20R）＜αααC29（20R），其中αααC27（20R）所占比例大于0.4，反映低等浮游生物有機質輸入比例較大[36]，Ts/（Tm＋Ts）介于0.52～0.76，regC27/C27介于0.33～0.70，三環萜烷/C30H介于0.93～5.12。深層與淺層原油及油砂抽提物樣品特征差異并不特別明顯，表現為混源特征。

圖7 渤中19-6潛山構造帶原油及烴源巖抽提物氣相色譜分布特征圖

烴源巖樣品中，東二下亞段烴源巖相對于東三段、沙三上亞段烴源巖具有明顯差異，主要表現在Ga/C30H更低，多小于0.05，4MSI同樣較低，多小于0.1，但三環萜烷/C30H更高，大部分大于0.8。東三段及沙三上亞段烴源巖樣品較少，所取兩個樣品表現為相似的特征。

原油、油砂抽提物及烴源巖4MSI與Ga/C30H交匯圖顯示[37]（圖10-a），深層與淺層原油及油砂抽提物樣品均表現出明顯的混源特征，沙三上亞段烴源巖表現出明顯的輸入優勢；C19/C23三環萜烷（C19/C23TT）與C24四環萜烷/C26三環萜烷（C24Tet/C26TT）交匯圖顯示[32]（圖10-b），研究區明顯存在兩類油氣輸入特征，第1類為以東三段烴源巖輸入為主的淺層館陶組與沙一段、沙三段油氣，3套有效烴源巖混源輸入；第2類為以沙三段上亞段和東三段烴源巖輸入為主的孔店組及太古界油氣，也具有3套有效烴源巖混源輸入特征。

圖8 渤中19-6潛山構造帶原油及烴源巖Pr/Ph—Pr/nC17—Ph/nC18值三角圖

生物標志化合物中甾萜烷異構化度參數廣泛用于判別原油成熟度[38]。渤中19-6潛山構造帶原油及油砂抽提物中烴類甾烷異構化參數C29ααα20S/（20S＋ 20R）和 C29ββ/（αα＋ββ）具有較好的相關性，且絕大多數樣品未達到平衡點。所有樣品均已達到成熟階段，但成熟度分布不均，表明低成熟及高成熟油氣的混合多期次輸入特征，即既有來自洼陷深部的油氣輸入，同時也具有洼陷緩坡帶近源油氣輸入。油氣多期次多層位的混合輸入證明了研究區油氣多源性、復雜性（圖11）。

圖9 渤中19-6潛山構造帶原油及烴源巖甾烷、萜烷分布特征圖

綜上分析認為，沙三上亞段烴源巖與深層原油及油砂抽提物樣品表現出更高的相似性，為主力輸入烴源巖層，同時3套有效烴源巖混源輸入深層；淺層原油及油砂抽提物樣品顯示出以東營組兩套烴源巖為主力輸入，同時3套有效烴源巖混源輸入的特征。

4 結論

1）渤中19-6潛山構造帶主要發育東二下亞段、東三段及沙三上亞段等3套烴源巖。東三段和沙三上亞段烴源巖均為好—最好烴源巖，有機質類型均以偏腐泥混合型干酪根為主，為研究區主力烴源巖；東二下亞段烴源巖為中—好烴源巖，以混合型干酪根為主。

圖10 渤中19-6潛山構造帶原油及烴源巖生物標志化合物對比圖

圖11 渤中19-6潛山構造帶原油及油砂抽提物成熟度關系圖

2）太古界潛山及孔店組深層原油相對于淺層原油表現出低密度、低黏度、高含蠟量的輕質油特征，表明經歷過氣洗作用，證明了晚期深洼內高成熟的天然氣只充注了深層儲層；深層凝析氣藏中天然氣主要為油型氣，同時是以干酪根熱成因氣為主的裂解氣，成藏過程具有多階段特性。

3）原油樣品的輕烴中MCyC6、nC7上升及下降形態特征表現出淺層原油與深層原油差異明顯，原油及烴源巖輕烴定量特征表現出油氣來源于3套烴源巖混源輸入，淺層油氣來源以東三段烴源巖輸入為主，可能存在東二下亞段烴源巖輸入，深層油氣來源主要為以沙三上亞段烴源巖輸入為主。

4）原油、油砂抽提物及烴源巖生物標志化合物特征顯示出研究區明顯存在2類油氣輸入特征，第1類為以東三段烴源巖輸入為主的淺層館陶組與東營組、沙河街組油氣，同時3套有效烴源巖混源輸入，具有較低的4-甲基甾烷及伽馬蠟烷，較高的三環萜烷；第2類為以沙三上亞段烴源巖輸入為主的孔店組及太古界油氣，也具有3套有效烴源巖混源輸入特征，具有中等的4-甲基甾烷及伽馬蠟烷，較低的三環萜烷。