2. 吉林省油页岩与共生能源矿产重点实验室, 长春 130061;
3. 中国地质调查局油气资源调查中心, 北京 100083
2. Key-Lab for Oil Shale and Paragenetic Energy Minerals, Changchun 130061, China;
3. Oil & Gas Survey, China Geological Survey, Beijing 100083, China
0 引言
作为一种储量较大的非常规油气资源，油页岩的经济价值巨大，在中国的非常规能源中具有较高的地位[1]。油页岩可沉积于海相和陆相环境，国外以海相为主，在中国则以湖泊沉积为主[2]。油页岩的形成时代也非常广泛，在寒武纪之后的地层中都有分布[3]。同时，油页岩作为一种富含有机质的细粒沉积物，蕴含着丰富的地质信息，也是古气候、古环境等变化的灵敏指示器及和高分辨率的自然档案[4]，这为古湖泊学的研究提供了优越的地质条件。因此，近年来古湖泊学的研究逐渐应用于我国含油页岩盆地，通过研究油页岩的沉积信息，揭示集水盆地的古湖泊生产力及水体环境等形成条件[4]，一方面丰富了我国陆相生油盆地的古湖泊学研究，同时也有助于我国陆相含油页岩盆地成矿理论的完善。
柴达木盆地油气资源较为丰富，尤其是柴达木盆地北缘(以下简称柴北缘)油气资源前景较好。随着近年来研究程度的深入，在柴北缘的部分隆起带和坳陷内发现油页岩分布，主要赋存于侏罗系，且生烃潜力较好，资源量较为丰富[5]。前人[5-7]对柴北缘的鱼卡、德令哈地区油页岩的研究较多，但对团鱼山地区油页岩的研究较为匮乏。因此，本文以团鱼山地区中侏罗统石门沟组页岩段为研究层位，对该层位油页岩的有机地球化学特征进行研究，揭示其有机母质来源及古湖泊水体条件，探讨油页岩成矿差异的影响因素，以期对后期的勘探开发起到指导作用。
1 地质背景柴北缘位于都兰以西，赛什腾山-宗务隆山以南，面积约为33 400 km2。因受北部祁连山、西部阿尔金山和南部昆仑山应力系统的共同作用，形成了特殊的盆山构造格局，中生代的构造运动导致一系列隆起形成，新生代的构造运动则形成了一系列断层与褶皱[6]，整体构造为北西-北西西向，发育的多组断裂、褶皱使柴北缘形成了“三隆三凹”的构造格局，这对油气的形成、富集起着重要的作用。柴北缘在早-中侏罗世以辫状河三角洲、湖泊沉积为主，湖泊主要是浅湖和半深湖，到晚侏罗世湖泊消失[8]。
本次研究区为团鱼山地区，位于柴北缘西北部坳褶带内(图 1)，赛什腾山南麓结绿素煤矿以北10 km处，以断裂构造为主，发育一系列浅层逆冲断层，构造线呈北西向[10]。石门沟组油页岩赋存于下部含煤段及上部页岩段：下部含煤段为一套三角洲-湖沼相沉积，油页岩多作为煤层的顶底板；上部页岩段的底部发育灰白色砂岩和灰绿色泥岩，中部发育灰黑色含钙质条带油页岩层，顶部发育深灰色泥岩及灰色粉砂岩，为一套浅湖-半深湖相沉积。
研究区样品取自柴北缘团鱼山地区Qd-1井(图 1)。该井钻井深度为410 m，对全井段连续取心，自下而上依次钻遇中侏罗统石门沟组含煤段与页岩段以及上侏罗统采石岭组。本文样品取自中侏罗统石门沟组页岩段，取样深度为230 ~ 170 m，共选取8个样品，岩性为油页岩。油页岩的含油率指储集岩的含油量。依据1 m混合样品含油率连续测试分析，本区页岩段共发育3层油页岩，自下而上分别为1层油页岩(227.56 ~ 224.30 m，以下简称油1)、2层油页岩(193.70 ~ 190.50 m，以下简称油2)和3层油页岩(183.67 ~ 171.00 m，以下简称油3)(图 2)，各层油页岩的平均含油率分别为6.29%、6.07%和5.50%。
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| 图 2 团鱼山地区石门沟组油页岩有机地球化学基本参数垂向变化图 Fig. 2 Vertical variations of organic geochemistry basic parameters of Shimengou Formation oil shale in Tuanyushan area |
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本次研究对选取的8个油页岩样品进行了Leco(莱科)及岩石热解分析。利用Leco分析对油页岩的总有机碳质量分数(w(TOC))及全硫质量分数(w(S))进行测试时，首先用5%的稀盐酸对粉碎至60 μm后的样品(平行样)进行盐酸预处理，再由Leco元素仪器(Leco CS-230碳硫仪)进行测试分析。利用岩石热解分析对油页岩中游离烃(S1)和热解烃(S2)的质量分数及最高热解温度Tmax进行测试时，由Rock-Eval 6热解仪对50 mg左右样品(平行样)进行测试分析。以上实验在吉林大学“吉林省油页岩与共生能源矿产重点实验室”完成。
从中挑选5个具有代表性的样品进行有机质的抽提与分离，并对抽提分离后的饱和烃、芳香烃组分进行气相色谱(GC)分析以及色谱/质谱(GC-MS)分析。GC分析利用HP-6890GC气相色谱仪完成。色谱柱是弹性石英毛细柱QV-1，长30 m，内径0.32 mm；检测器是氢火焰离子化检测器，310 ℃；汽化室温度为300 ℃，柱温为80 ~ 300 ℃，升温速率为6 ℃/min；氢气：30 mL/min；空气：300 mL/min；分流：30 mL/min。GC-MS分析利用Agilent5973N色谱质谱仪完成，进样口温度为300 ℃，接口温度为280 ℃，发射电流为200 μA。以上实验在奥地利Montanuniversitat Leoben地球化学实验室完成。
3 实验结果 3.1 有机地球化学基本参数 3.1.1 Leco分析结果石门沟组油页岩Leco分析和岩石热解分析结果见图 2和表 1。其中：w(TOC)介于5.65%~10.65%之间，平均值为8.16%，整体质量分数较高，油3中w(TOC)平均值为7.74%，整体低于油1(9.62%)和油2(9.19%)(图 2a、表 1)。w(S)介于0.09%~0.51%之间，平均值为0.25%(图 2b、表 1)，属于特低硫型油页岩[11]。TOC/S值介于20.18~80.50之间(图 2c、表 1)，范围变化较大，但整体较高。
| 样品 | 岩层 | 深度/m | Leco分析结果 | 岩石热解分析结果 | |||||||
| w(S)/% | w(TOC)/% | TOC/S % |
w(S1)/(mg/g) | w(S2)/(mg/g) | w(S1+S2)/(mg/g) | Tmax/℃ | IH/(mg/g) | ||||
| Ty-8 | 油3 | 171.07 | 0.21 | 6.31 | 30.26 | 0.28 | 34.67 | 34.95 | 433 | 549.45 | |
| Ty-7 | 173.25 | 0.18 | 8.52 | 48.69 | 0.33 | 47.83 | 48.16 | 435 | 561.38 | ||
| Ty-6 | 176.04 | 0.09 | 5.65 | 66.31 | 0.23 | 30.25 | 30.47 | 432 | 535.31 | ||
| Ty-5 | 179.06 | 0.26 | 7.45 | 29.20 | 0.39 | 46.54 | 46.93 | 430 | 625.12 | ||
| Ty-4 | 180.70 | 0.51 | 10.65 | 20.83 | 0.52 | 69.67 | 70.19 | 435 | 654.18 | ||
| Ty-3 | 183.58 | 0.39 | 7.87 | 20.18 | 0.35 | 47.83 | 48.17 | 433 | 607.69 | ||
| Ty-2 | 油2 | 192.12 | 0.25 | 9.19 | 36.76 | 1.26 | 71.42 | 72.67 | 440 | 777.09 | |
| Ty-1 | 油1 | 226.06 | 0.12 | 9.62 | 80.50 | 1.82 | 91.61 | 93.42 | 430 | 952.23 | |
生烃潜量(w(S1+ S2))为岩石中游离烃(S1)和热解烃(S2)之和。石门沟组油页岩w(S1+ S2)介于30.47 ~ 93.42 mg/g之间，平均值为55.62 mg/g，油3中w(S1+ S2)平均值为46.48 mg/g，整体低于油1(93.42 mg/g)和油2(72.67 mg/g)(图 2f、表 1)。氢指数(IH)介于535.31~952.23 mg/g之间，平均值为657.81mg/g，油3中IH平均值为588.85 mg/g，整体低于油1(952.23 mg/g)和油2(777.09 mg/g)(图 2e、表 1)。最高热解温度Tmax介于430 ~ 440 ℃之间(图 2d、表 1)，平均值为433 ℃。
3.1.3 有机质抽提结果石门沟组油页岩样品中抽提有机质质量分数(w(EOM))介于10.11 ~ 45.56 mg/g之间，平均值为23.21 mg/g。氯仿沥青“A”族组分组成特征为：以非烃(40% ~ 64%)为主，饱和烃(25% ~ 35%)和芳香烃(9% ~ 26%)次之，沥青质(2% ~ 6%)最少，整体上具“两高两低”的特征。饱和烃/芳香烃值较大，介于1.13 ~ 3.99之间，平均值为2.69(表 2)。
| 样品 | 岩层 | 深度/m | w(EOM)/ (mg/g) |
饱和烃 | 芳香烃 | 非烃 | 沥青质 | 饱芳烃/ 芳烃 |
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| m/mg | wB/% | m/mg | wB/% | m/mg | wB/% | m/mg | wB/% | ||||||||
| Ty-8 | 油3 | 171.07 | 22.01 | 4.23 | 31 | 2.04 | 15 | 6.46 | 48 | 0.74 | 6 | 2.07 | |||
| Ty-6 | 176.04 | 11.57 | 1.90 | 29 | 1.68 | 26 | 2.59 | 40 | 0.37 | 5 | 1.13 | ||||
| Ty-4 | 180.70 | 10.11 | 2.61 | 34 | 0.77 | 10 | 3.78 | 50 | 0.43 | 6 | 3.39 | ||||
| Ty-2 | 油2 | 192.12 | 26.82 | 6.19 | 35 | 1.55 | 9 | 9.46 | 53 | 0.64 | 3 | 3.99 | |||
| Ty-1 | 油1 | 226.06 | 45.56 | 8.34 | 25 | 2.90 | 9 | 20.89 | 64 | 0.55 | 2 | 2.88 | |||
| 注：m为族组成成分的质量；wB为质量分数。 | |||||||||||||||
石门沟组油页岩中正构烷烃质量分数较高，平均值为1 228.56 μg/g。在GC谱图上呈单峰式分布，碳数分布范围主要为nC15-31，nC21-25所代表的中链正构烷烃质量分数较高，短链(nC15-19)、长链(nC27-31)正构烷烃质量分数差别不大，油1、油2的主峰碳数为nC23，油3为nC27(图 3)。碳优势指数(ICP)介于2.54 ~ 2.87之间(表 3)，明显高于1.0，表现为明显的奇碳数优势。
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| 1. 5α，14α，17α-胆甾烷20R，C27H48；2. 5α，14α，17α-谷甾烷20R，C29H52；3. 17α(H)，21β(H)-藿烷，C30H52；4. 17β(H)，21α(H)-29-升藿烷22S +22R，C31H54；5. β-胡萝卜烷。Std.标样。 图 3 团鱼山地区石门沟组油页岩饱和烃气相色谱图 Fig. 3 GC of saturated hydrocarbon of Shimengou Formation oil shale in Tuanyushan area |
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| 样品 | 岩层 | 深度/m | w(正构 烷烃)/ (μg/g) |
w(类异戊 二烯烃)/ (μg/g) |
nC15-19/ nC15-31/ % |
nC21-25/ nC15-31/ % |
nC27-31/ nC15-31/ % |
ICP | Pr/ Ph |
Pr/ nC17 |
Ph/ nC18 |
| Ty-8 | 油3 | 171.07 | 1 374.30 | 213.81 | 23 | 42 | 24 | 2.79 | 0.64 | 0.79 | 1.91 |
| Ty-6 | 176.04 | 485.93 | 63.04 | 25 | 39 | 25 | 2.87 | 1.08 | 0.96 | 0.98 | |
| Ty-4 | 180.70 | 885.72 | 80.62 | 18 | 39 | 30 | 2.54 | 1.08 | 0.95 | 0.86 | |
| Ty-2 | 油2 | 192.12 | 1 600.73 | 453.26 | 18 | 37 | 31 | 2.75 | 0.27 | 1.34 | 4.95 |
| Ty-1 | 油1 | 226.06 | 1 796.12 | 906.36 | 28 | 34 | 23 | 2.58 | 0.20 | 1.22 | 5.93 |
石门沟组油页岩生物标志化合物参数如图 4和表 3所示。其中：类异戊二烯烷烃质量分数较高，但变化范围较大，介于63.04 ~ 906.36 μg/g之间，平均值为343.42 μg/g，且油3整体低于油1和油2(表 3)；Pr/Ph值介于0.20 ~ 1.08之间，平均为0.66，油3中Pr/Ph值平均为0.93，明显高于油1(0.20)和油2(0.27)(图 4a、表 3)；Pr/nC17和Ph/nC18值分别介于0.79 ~ 1.34和0.86 ~ 5.93之间，平均分别为1.05和2.93(表 3)。
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| 图 4 团鱼山地区石门沟组油页岩生物标志化合物参数垂向变化图 Fig. 4 Vertical variations of biomarker parameters of Shimengou Formation oil shale in Tuanyushan area |
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石门沟组油页岩中甾类化合物主要为规则甾烷，质量分数介于23.87 ~ 895.14 μg/g之间，平均值为372.95 μg/g；其次为重排甾烷，质量分数介于4.43 ~ 20.84 μg/g之间，平均值为12.68 μg/g。m/z217质量色谱图(图 5)上，油3中规则甾烷C27-C28-C29呈“Ⅴ”型分布，表现为C27=C29>C28的分布特征(图 5a)，油1和油2中规则甾烷C27-C28-C29呈正“L”型分布，表现为C27>C29>C28的分布特征(图 5b, c)。油1和油2中C27/C29甾烷分别为2.82和2.61；而油3中C27甾烷、C28甾烷和C29甾烷相对丰度分别介于32% ~ 40%、20% ~ 21%和40%~48%之间，平均分别为36.22%、20.12%和43.66%，C27/C29甾烷介于0.68 ~ 0.99之间(表 4)。因此，与油1和油2相比，油3中C27甾烷质量分数相对较低，C28甾烷和C29甾烷质量分数相对较高。
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| 1. 5α，14α，17α-胆甾烷20S，C27H48；2. 5α，14α，17α-胆甾烷20R，C27H48；3. 5α，14α，17α-麦角甾烷20S，C28H50；4. 5α，14α，17α-麦角甾烷20R，C28H50；5. 5α，14α，17α-谷甾烷20S，C29H52；6. 5α，14α，17α-谷甾烷20R，C29H52。 图 5 团鱼山地区石门沟组油页岩m/z 217质量色谱图 Fig. 5 Mass chromatograms (m/z 217) of Shimengou Formation oil shale in Tuanyushan area |
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| 样品 | 岩层 | 深度/m | w(重排甾烷)/(μg/g) | w(甾烷)/(μg/g) | 规则甾烷相对组成/% | C27/C29甾烷 | (C27+C28)/C29甾烷 | ||
| C27 | C28 | C29 | |||||||
| Ty-8 | 油3 | 171.07 | 15.56 | 131.22 | 40 | 20 | 40 | 0.99 | 1.48 |
| Ty-6 | 176.04 | 11.59 | 23.87 | 36 | 21 | 43 | 0.85 | 1.34 | |
| Ty-4 | 180.70 | 10.97 | 59.54 | 32 | 20 | 48 | 0.68 | 1.08 | |
| Ty-2 | 油2 | 192.12 | 4.43 | 754.95 | 65 | 11 | 25 | 2.61 | 3.05 |
| Ty-1 | 油1 | 226.06 | 20.84 | 895.14 | 64 | 14 | 23 | 2.82 | 3.43 |
石门沟组油页岩中萜类化合物主要为藿烷、藿烯，并检测出一定量倍半萜类及二萜类化合物(表 5)。油3中藿烷、藿烯质量分数平均值为203.04 μg/g和40.38 μg/g，明显低于油1和油2(图 4c, d)。在m/z 191质量色谱图(图 6)中，藿烷的碳数分布范围为C27-31，油3中17α，21β-C29藿烷成分占优势(图 6a)，油1和油2中17α，21β-C30藿烷成分占优势(图 6b, c)。C3122S/(22S+22R)值介于0.12 ~ 0.31之间，平均值为0.16(表 5)。油3中部分层位未检测出β-胡萝卜烷，整体质量分数明显低于油1(61.23 μg/g)和油2(104.30 μg/g)(图 4f)。
| 样品 | 岩层 | 深度/m | wB/(μg/g) | C3122S/(22S+22R) | 藿烷/甾烷 | ||||
| 倍半萜类化合物 | 二萜类化合物 | 藿烷 | 藿烯 | β-胡萝卜烷 | |||||
| Ty-8 | 油3 | 171.07 | 8.28 | 6.52 | 351.72 | 71.54 | 4.69 | 0.17 | 2.68 |
| Ty-6 | 176.04 | 2.70 | 3.95 | 130.77 | 23.57 | - | 0.12 | 5.48 | |
| Ty-4 | 180.70 | 2.32 | 4.71 | 126.63 | 26.04 | - | 0.18 | 2.13 | |
| Ty-2 | 油2 | 192.12 | 6.98 | 7.03 | 333.02 | 270.65 | 104.30 | 0.31 | 0.44 |
| Ty-1 | 油1 | 226.06 | 9.09 | 12.56 | 518.21 | 369.53 | 61.23 | 0.17 | 0.58 |
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| 1. C27藿烯，C27H54；2. 18α(H)-22，29，30-三降藿烷(Ts)，C27H48；3. 17α(H)-22，29，30-三降藿烷(Tm)；4. 17α(H)，21β(H)-30-降藿烷，C29H50；5. C29藿烯，C29H58；6. 17α(H)，21β(H)-藿烷，C30H52；7. 17β(H)，21α(H)-30-降藿烷(降莫烷)，C29H50；8. 17α(H)，21β(H)-29-升藿烷22S，C31H54；9. 17β(H)，21α(H)-藿烷(莫烷)，C30H52；10. 17β(H)，21α(H)-29-升藿烷22S+22R，C31H54。 图 6 团鱼山地区石门沟组油页岩m/z 191质量色谱图 Fig. 6 Mass chromatograms (m/z 191) of Shimengou Formation oil shale in Tuanyushan area |
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石门沟组油页岩中芳香烃化合物主要为芳构化倍半萜类化合物(8.00 ~ 35.00 μg/g)(包括花侧柏烯、芳姜黄烯和卡达烯)、芳构化二萜类化合物(12.10~448.40 μg/g(包括α-扁枝烷、西蒙内利烯和惹烯)和芳基类异戊二烯烃(0.70~13.20 μg/g)，平均质量分数分别为21.22 μg/g、178.90 μg/g和4.72 μg/g。并且各组分质量分数在3层油页岩中差异较为明显，其中：油3的芳构化二萜类化合物质量分数较高，平均值为278.10 μg/g(表 6)，明显高于油1和油2；而油3的芳基类异戊二烯质量分数较低，平均值为1.67 μg/g，明显低于油1和油2(表 6)。
| 样品 | 岩层 | 深度/m | wB/(μg/g) | ||
| 芳构化倍半萜类化合物 | 芳构化二萜类化合物 | 芳基类异戊二烯烃 | |||
| Ty-8 | 油3 | 171.07 | 31.00 | 373.80 | 3.40 |
| Ty-6 | 176.04 | 14.30 | 448.40 | 0.90 | |
| Ty-4 | 180.70 | 8.00 | 12.10 | 0.70 | |
| Ty-2 | 油2 | 192.12 | 17.80 | 24.10 | 5.40 |
| Ty-1 | 油1 | 226.06 | 35.00 | 36.10 | 13.20 |
油页岩的生烃潜力受控于有机质丰度，但也与有机质类型及成熟度有关[12]。因此，需综合油页岩的有机质丰度、类型及成熟度，对其生烃潜力进行分析。
有机质丰度常用于反映岩石中有机质的相对丰度，评价生油岩的生油能力，而衡量有机质丰度的常用指标为w(TOC)、w(氯仿沥青“A”)、w(S1+ S2)与IH[13]。石门沟组油页岩w(TOC)、w(S1+S2)与IH较高，三者相关性较好(图 2a, e, f)，反映油页岩的有机质丰度较高，烃源岩质量达到极好标准，总体生烃潜力较好，但油3的有机质丰度低于油1和油2(图 7)。
有机质类型与有机母质输入、保存环境密切相关，并反映岩石的生油气能力。Ⅰ型有机质主要来自藻类、浮游植物与浮游动物，生油气能力最好；Ⅲ型有机质来源于陆源高等植物，生油气能力最差；Ⅱ1型有机质生油气能力则介于Ⅰ型和Ⅲ型之间。石门沟组油页岩的有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型，且油1和油2的有机质类型为Ⅰ型，油3以Ⅱ1型为主(图 8)，说明石门沟组油页岩生油气能力较好，但油3的生油气能力低于油1和油2。
有机质成熟度表示沉积有机质生烃转化的热演化程度，达到一定的热演化程度有机质才能生烃，但热演化程度为过成熟时，有机质则丧失大部分产油能力[16]。石门沟组油页岩的ICP值明显高于1.25(表 3)，说明有机质成熟度较低[17]。C3122S/(22S+22R)值也是评价有机质成熟度的常用参数，石门沟组油页岩的该值小于0.5(表 5)，表明未达到成熟阶段。对于Ⅰ型和Ⅱ1型有机质，Tmax值需达到435 ℃才能达到成熟阶段[18]，而石门沟组油页岩的Tmax值基本小于435 ℃(图 8)，表明油页岩基本未成熟。
综上所述，石门沟组油页岩的有机质丰度较高，烃源岩质量较好，有机质类型为生油气潜力较好的Ⅰ型和Ⅱ1型有机质，且有机质处于未成熟阶段。因此，石门沟组油页岩的生烃潜力较好，以油1和油2为最佳。
4.2 有机母质来源有机母质来源可用于恢复古湖泊水体中的生物发育情况。目前通过传统的有机质类型划分与现代的生物标志化合物分析来判断有机母质来源。研究区古湖泊水体中的有机母质来源主要为藻类、细菌等水生生物和陆源高等植物。
石门沟组油页岩的有机质类型在垂向上存在一定差异，油1和油2的Ⅰ型有机质反映其有机母质来源主要为藻类、细菌等水生生物，油3的Ⅰ型和Ⅱ1型有机质反映其有机母质来源为藻类、细菌等水生生物和陆源高等植物混合来源。
正构烷烃的碳数分布特征可指示有机母质来源情况，长链正构烷烃(nC27-31)指示陆源高等植物输入，短链正构烷烃(< nC20)指示海相或湖相藻类等低等水生生物输入，而中链和长链的奇碳数正构烷烃(nC21-31)可指示湖相藻类输入[19-20]。石门沟组油页岩的中链正构烷烃较多，表明其有机母质来源中湖相藻类较多。由于油页岩未成熟，仅依据正构烷烃不能判断藻类等低等水生生物与陆源高等植物的相对输入贡献[21]，因此，还需依据其他指标综合判定。
规则甾烷常用于反映有机母质来源情况，一般认为，水生生物富含C27(和C28)甾烷的生物前驱物C27(和C28)甾醇，与水生生物相比，陆源高等植物富含C29甾烷的生物前驱物C29甾醇[22]。石门沟组油1和油2的C27/C29甾烷值明显大于1，油3的C27/C29甾烷值略小于1(图 4b)，反映石门沟组油页岩的有机母质来源在垂向上存在差异，油1和油2中水生生物的输入贡献较大，油3中水生生物与陆源高等植物的输入贡献相差不大。同时，C27、C28和C29规则甾烷的关系表明，油1和油2中浮游植物的输入贡献较大，石门沟组油3为低等水生生物与陆源高等植物混合来源(图 9)。
藿烷的生物前驱物很可能为细菌化藿烷多羟基化合物，因此藿烷较高的质量分数可指示强烈的微生物活动，也常用来指示细菌的有机质输入[19, 24-25]。藿烯可能是藿烷的生物前驱物向C27，C29-32藿烷转化的中间产物之一[26]。而石门沟组油页岩中藿烷、藿烯的质量分数较高，说明有机物遭受了较强的生物降解作用，且细菌的有机质输入量较多，但在垂向上仍存在差异，具体表现为油1和油2的细菌输入量相对油3较多，且遭受了较强的生物降解作用(图 10)。
芳构化倍半萜类化合物与芳构化二萜类化合物指示了松柏类植物的输入贡献，其质量分数较高，说明在陆源高等植物的输入贡献中，以松柏类为主的裸子植物的输入量要远高于被子植物的输入量[28]。油1和油2中芳构化二萜类化合物的质量分数远低于油3，反映油1和油2中以松柏类为主的裸子植物输入量远低于油3。
综合以上分析，石门沟组油页岩的有机母质来源较为复杂，其陆源高等植物以松柏类等裸子植物为主，低等水生生物以湖相藻类、细菌为主。油1和油2以低等水生生物的输入量占优势，油3的有机母质呈陆源高等植物与低等水生生物双重生源特征。
4.3 沉积环境一般认为，w(S)较高是还原、高盐的海水条件下有机质堆积的结果，而w(S)较低、TOC/S值较高(>5)则反映硫酸盐缺失的淡水湖泊环境[29-30]。虽然较低的Pr/Ph值、较高质量分数的w(β-胡萝卜烷)可以反映咸水环境，但石门沟组的特低硫型油页岩及较高的TOC/S值反映有机质沉积时的环境为淡水条件。另外，C34、C35升藿烷在淡水湖相沉积中丰度较低或不存在[31]，对应m/z 191质谱图(图 6)中升藿烷的碳数小于C31，都在一定程度上反映了湖泊的淡水条件。
通常，水体的氧化还原环境可以由Pr/Ph值来判别。Pr/Ph值较高(>3.0)时，反映偏氧化的水体条件；Pr/Ph值较低(< 1.0)时，则反映典型的缺氧的水体条件；但Pr/Ph值介于1.0 ~ 3.0时，则不能将其作为水体氧化还原条件的重要判别标志[20]。石门沟组油1和油2的极低Pr/Ph值(0.20、0.27)表明，水体条件为强还原环境，而油3的Pr/Ph值(0.64 ~ 1.08)以及图 4a表明，水体条件由弱还原变为还原条件，但部分Pr/Ph值介于1.0 ~ 3.0，不足以证明其水体条件为弱还原-还原，还需结合Pr/nC17和Ph/nC18、重排甾烷及β-胡萝卜烷来进一步判断。重排甾烷是其生物前驱物在氧化、酸性介质条件下，由富黏土岩石的催化作用形成的，而在还原条件下，富黏土岩石的催化作用减弱，导致重排甾烷的质量分数较低[28]。β-胡萝卜烷则需要β-胡萝卜素在强还原条件下转化形成[32]。结合石门沟组油页岩Pr/nC17与Ph/nC18关系图(图 10)，低质量分数的重排甾烷及油1和油2中高质量分数的β-胡萝卜烷，可指示油页岩形成时水体的强还原条件，而油3下部β-胡萝卜烷的缺失和上部少量β-胡萝卜烷的出现，与Pr/Ph值反映的水体由弱还原变为还原条件相吻合。
石门沟组油页岩中的芳基类异戊二烯指示了水体透光区的缺氧条件，透光区的缺氧条件可能是高生物活性与水体分层的结果[33]，在水体条件为淡水的情况下，湖泊的水体分层不太可能是因水体盐度差异导致的密度分层，而可能是温度分层。在深湖和半深湖的水体条件下，容易发生温度分层，石门沟组油2和油3形成于半深湖条件，其水体分层原因可能是水温、透明度及湖泊形态等影响因素导致的温度分层，而石门沟组油1形成于浅湖条件，不易发生温度分层。其水体分层原因可能类似于现今的太湖水体分层，因水体表面藻类堆积，光线透过水体的能力减弱，从而使水体的垂向受热不均，温差增大，最终导致温度分层现象的产生[34]。
4.4 油页岩成矿差异的影响因素湖泊环境中，有机母质来源、水体条件都可影响油页岩的形成、发育，这些条件又与古气候、古构造及湖泊的发育密切相关。温暖湿润的气候条件有利于生物的生长，从而形成较高的湖泊生产力[35]，这是有机质富集的必要条件。水体分层则可以使底层水的循环作用处于停滞状态，从而使底层水呈缺氧的强还原条件，同时也会减弱湖泊深水区的生物扰动[36]，使有机质得到较好的保存条件。
石门沟组油页岩成矿具有差异性，具体表现为油3的生烃潜力比油1和油2低，根据油3的含油率(5.50%)低于油1(6.29%)和油2(6.07%)，再结合上述分析表明，这种差异应是有机母质来源、水体温度分层及氧化还原条件等影响因素共同作用的结果。而这几种影响因素又受该地区古气候、古构造及湖泊的发育等条件控制，具体表现为，中侏罗统石门沟组的气候湿热，湖泊的发育规模达到鼎盛阶段[37]，油1和油2沉积时，湿热的气候导致生物(尤其是湖相藻类)繁盛，透光带的生物活性较高，造成水体透光带缺氧以及温度分层，从而使底层水形成强还原条件，伴随着缺氧导致的生物体死亡、沉降，底层水的强还原环境为有机质保存提供了有利条件，结合湖泊自身较强的生产力，以及湖泊周围的有机质输入，从而形成了湖相优质油页岩。油3沉积时，以松柏类为主的裸子植物的输入量增加，湖泊透光带的生物活性降低，自身水生生物相对减少，湖泊自身生产力下降，致使水体的温度分层现象减弱，底层水由强还原条件变为弱还原-还原条件，使堆积有机质的保存条件受到影响，这也是油3的生烃能力不如油1和油2的主要原因。
油1形成于浅湖条件，油2和油3形成于半深湖条件，结合油1和油2的品质较好，且优于油3，在一定程度上可反映湖水深度并不是决定油页岩品质的重要因素。丰富的藻类、细菌等有机质输入，以及因湖水分层而形成的强还原保存条件，是油1、油2品质较好的主要原因；而油3品质出现下降，原因是较高比例陆生植物的输入会带入一定量的O2，使湖水分层现象减弱，底层水还原性变差，有机质保存条件变差。因此，较深的湖水并不是形成优质油页岩的必要条件，藻类、细菌等提供优质有机质的生物输入以及底层水的强还原条件更有利于优质油页岩的形成。
5 结论1) 柴北缘团鱼山地区石门沟组页岩段共发育3层油页岩，油页岩的有机质丰度较高，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型，有机质处于未成熟阶段，整体生烃潜力较好，且油1和油2的生烃潜力高于油3。
2) 正构烷烃、规则甾烷、藿烷、藿烯及芳香烃化合物等分析结果表明，石门沟组油页岩的有机母质来源较为复杂，陆源高等植物以松柏类等裸子植物为主，低等水生生物以湖相藻类、细菌为主。油1和油2中低等水生生物的输入量具有一定优势，油3的有机母质呈陆源高等植物与低等水生生物双重生源特征。
3) TOC/S值、Pr/Ph值、重排甾烷、β-胡萝卜烷及芳基类异戊二烯烃等分析结果表明，石门沟组油页岩形成于淡水条件，透光区缺氧使湖水呈温度分层，油1和油2形成于强还原的底层水条件，油3形成于弱还原-还原的底层水条件。
4) 古气候、古构造以及湖泊的发育通过影响湖泊的有机母质来源、水体条件，从而影响油页岩的品质，温暖湿润的古气候条件有利于藻类、细菌等提供优质有机质的生物繁盛，有利于湖泊达到稳定的水体分层，并形成利于有机质保存的缺氧底层水条件，从而形成优质的油页岩，而较深的湖水则不是形成优质油页岩的必要条件。
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