鄂尔多斯盆地靖边气田地球化学特征与成因再认识

刘文汇,王晓锋,张东东,蔡郑红,罗厚勇,陈晓艳,王 桐,李芙蓉,张 雯,李福奇

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西 西安 710069;2.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083;3.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院,陕西 西安 710018)

鄂尔多斯盆地位于华北克拉通的西部,为中国最稳定的构造单元之一[1],也是中国最大的天然气产区。2019年最新一轮油气资源评价结果表明,鄂尔多斯盆地天然气总资源量为16.31×1012m3。其中,长庆气区总资源量为14.27×1012m3。截至2020年底,已提交天然气探明储量4.01×1012m3,探明率28.1%[2],探明程度仍处于勘探早-中期阶段,潜力巨大。近年来,盆地中东部地区奥陶系盐下天然气勘探持续取得重大发现[3],靖边西侧地区发现了奥陶系中组合白云岩岩性气藏,形成千亿立方米储量规模的新区带,在靖西风化壳新增天然气探明地质储量2 210×108m3,表明鄂尔多斯盆地古生界依然存在发现大气田的勘探潜力[4-5]。

盆地主要的产气层位包括上古生界石炭系二叠系碎屑岩地层和下古生界奥陶系海相碳酸盐岩地层。上古生界石炭系二叠系煤层和暗色泥岩有机质丰度高、分布范围极为广泛,累积厚度多在80～150 m,整体具有很高的生烃及供烃潜力,具有“广覆式”生烃特点,其天然气成藏机理已比较清楚,主要为下生上储或自生自储[4-6]。鄂尔多斯盆地下古生界海相烃源岩有机碳含量低(均值0.2%,一般<0.5%),碳酸盐岩-膏盐岩体系中自生烃源岩的品质相对较差,且下古生界烃源岩成熟度Ro值多数大于2.0%[7-12],学者们一度认为其难以对奥陶系盐下层系的天然气成藏形成大的贡献。目前普遍认为,下古生界奥陶系风化壳气藏的气源主要是上古生界C-P煤成气为主[13-17],不排除下古生界气源的贡献[5,18-21]。付金华等[22]认为,盆地东部马四段已发现的天然气藏的甲烷碳同位素值介于-45.4‰ ～-37.2‰,且部分富含H2S,来自于马家沟组海相烃源岩,为自生自储油型气;刘丹等[23]将鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组盐下(奥陶系马五6巨厚膏盐岩以下) 天然气地球化学特征与盐上(奥陶系风化壳) 天然气组分、碳同位素进行对比,指出下古生界原生的天然气具有油型气特点;郭彦如[24]通过分析奥陶系储集层中沥青及烃类包裹体,认为油藏主要来自中上奥陶统海相烃源岩;陈安定[25]提出了以乙烷碳同位素研究天然气母质,利用海相油型气与煤成气δ13C2‰和C2H6%相关图判别出鄂尔多斯盆地中部气田主要为腐泥气,主要来源为下古生界碳酸盐岩,并计算出鄂尔多斯盆地中部气田中80%～90%的天然气来源于下古生界烃源岩。黄第藩等[25]采用δ13C1与δ13C2结合以及δ13C1与Δ(δ13C2-δ13C1)相结合的办法对鄂尔多斯中部气田下古生界的气源进行判识,得到下古生界气源应以下古为主的结论。徐雁前等[26]对鄂尔多斯盆地中部气田下古生界天然气样品进行生物标志化合物分析,认为中部气田气源来自于下古生界。还有一种观点认为奥陶系天然气来自上古生界煤成气和下古生界油型气的两源混合气[27-29]。同时,在鄂尔多斯盆地中东部发现了多个盐下白云岩气藏距离石炭系二叠系煤系烃源岩比较远[5],含气层之上有巨厚且致密的盐岩层阻挡(与奥陶系顶部风化壳距离205～270 m),上古煤系生气很难穿过膏盐层向下运移。

综上所述,鄂尔多斯盆地古生界天然气资源潜力巨大,仍具有发现大型天然气田的勘探前景，但天然气的成因来源尚存异议。鉴于此,本文以鄂尔多斯盆地中部靖边气田为重点解剖对象,在分析和梳理前人天然气地球化学数据基础之上,对天然气组分、碳氢同位素以及稀有气体同位素等特征进行精细分区分层对比分析,结合不同层系岩性变化、成岩演变以及地质背景对靖边气田的天然气藏的成因及其演变机制进行再讨论。本文相关认识将有益于明确鄂尔多斯盆地古生界天然气的不同来源的判识指标,同时为深部天然气的进一步勘探与资源评价提供科学依据。

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部伊陕斜坡构造单元(见图1A),构造形态总体为东高西低的平缓单斜,跨秦、蒙两省,为我国陆上最大的整装气田。鄂尔多斯盆地的天然气勘探与靖边气田的发现和理论认识的创新密不可分,靖边气田的勘探过程可分为4个阶段[30-31]:20世纪80年代气田发现阶段:风化壳、古岩溶及局部构造控制的古地貌成藏模式,代表性高产井有陕参1、林1井等;1990—1991年整体解剖阶段:受单斜控制的大面积溶蚀孔洞成藏,以陕5、陕6等高产井为代表;1992—1999年集中探明阶段:“台中有滩、台外有槽”的岩溶阶地的沟槽成藏模式,累积探明天然气地质储量2 300×108m3;2000年至今规模扩大阶段:提出“含膏云坪相带控制储层发育,风化壳岩溶古地貌控制圈闭成藏”的地质认识,靖边气田东侧和西侧油气勘探取得了较大的进展,天然气探明储量实现跨越式增长,接近翻番。上古生界天然气主要赋存于本溪组、太原组、山西组、石盒子组等多层系;下古生界马家沟组的马五1—马五4段发育丰富的风化壳岩溶气藏,其次为马五5段、马五6段的碳酸盐缝洞型气藏,少数井在马五7段以及马四段等盐下组合也见低产工业气流(见图1B)。

图1 鄂尔多斯盆地靖边气田位置及主要含气层位Fig.1 Location of Jingbian gas field in Ordos Basin and main gas-bearing strata

靖边气田天然气的储层主要分布在上下古生界中。上古生界包括石盒子组、山西组、太原组和本溪组;下古生界主要是奥陶系马家沟组,根据成藏组合,以马四段和马五4膏盐岩层为界,分为上、中、下组合[32]。文中讨论天然气的上古生界、下古生界奥陶系上中下组合主要指天然气的储集层位,而非天然气来源(烃源岩)层位,以便其成藏过程的讨论。

2.1 天然气组分

靖边气田上古生界天然气烃类气体主要为甲烷,湿气组分占比较低,干燥系数介于0.89～0.99之间,平均为0.96(见表1),除个别数据点外,甲烷和乙烷占比呈良好的负相关(见图2),表明靖边气田上古生界天然气具有相同的气源。同一气源的甲、乙烷占比随成熟度增加,乙烷占比减少、甲烷占比增加。靖边气田马家沟组上组合天然气干燥系数均大于0.95,平均为0.99(见表1),湿气组分主要为乙烷,其含量普遍小于2%。并且甲、乙烷占比没有明显相关关系,甲烷占比有较大变化(见图2),说明靖边气田马家沟组上组合天然气可能受到了次生改造或者不同气源的混合作用。而靖边气田马家沟组中-下组合天然气干燥系数分布在0.85～1.0之间,平均为0.98(见表1),但是其甲、乙烷占比表现出了两种明显的分布特征,如图2所示。一种是与上古生界天然气类似,甲烷占比随乙烷占比减小而增大,显示出同源的特征；
另一种是与马家沟组上组合类似,乙烷占比整体低于2%,甲、乙烷占比没有明显相关关系,但是与上组合不同的是中-下组合天然气甲烷占比分布范围较广(70.85%～98.4%),非烃气体含量相对高,反映其可能遭受了更强烈的次生改造或混合作用。

表1 靖边气田天然气地球化学数据表Tab.1 Geochemical data of Jingbian gas field

图2 靖边气田不同层系天然气CH4和C2H6含量关系图Fig.2 Relationship between CH4 and C2H6 content of natural gas from different strata in Jingbian gas field

天然气非烃组分主要由CO2、N2和H2S等组成,其中CO2和H2S占比变化能反映天然气的成因差异以及TSR等次生改造情况,比如碳酸盐岩地层通常有较高的CO2占比、高H2S占比一般与TSR作用有关。靖边气田上古生界天然气CO2占比分布在0.11%～7.05%之间,平均值为1.64%,而且除了太原组一个样品表现出较高的CO2占比外,其他样品CO2占比均低于3%,明显低于下古生界马家沟组天然气(见表1、图3),其上组合和中-下组合天然气CO2占比平均值分别为2.52%(0.02%～7.86%)和2.86%(0.02%～10.45%),表现出较大的分布范围。此外,如图3所示,靖边气田上古生界天然气均不含H2S,储层中不发育黄铁矿。马家沟组上组合天然气H2S占比极低,但是黄铁矿发育。中-下组合部分井(如陇92、统58/74/75、靳探1等)天然气样品则检测出较高的H2S占比(1.2%～23.23%)。靖边气田下古生界马家沟组天然气CO2和H2S占比的变化，主要与TSR反应有关。下古生界天然气藏具备TSR反应的物质和能量条件。

图3 靖边气田不同层系天然气CO2和H2S占比分布特征Fig.3 Distribution characteristics of natural gas CO2 and H2S content in different strata of Jingbian gas field

2.2 天然气同位素组成

靖边气田不同层系天然气甲烷、乙烷碳同位素具有明显的分区特征(见表1、图4),其中上古生界天然气甲、乙烷均表现出较重的碳同位素特征,分别介于-35.4‰～-26.0‰(-29.8‰)和-34.2‰～-20.7‰(-26.8‰),表现为典型的煤型气特征;而马家沟组中-下组合天然气甲、乙烷碳同位素均相对较轻、分布范围较广,分别为-45.9‰～-25.1‰(-36.6‰)和-39.4‰～-20.2‰(-30.2‰),表现出了不同于上古生界煤型气的同位素组成特征,主要与下古生界烃源有关;马家沟组上组合天然气甲烷碳同位素居于两者之间,平均值为-33.6‰(-38.9‰～-30.7‰),乙烷碳同位素则与中-下组合相当,平均值为-30.4‰(-37.8‰～-24.5‰),反映其可能是上古生界天然气和马家沟组中-下组合天然气的混合的结果。此外,靖边气田不同层系天然气部分样品甲、乙烷碳同位素均表现出了不同程度的倒转现象(见图4),而且发生碳同位素倒转的天然气主要来自于靖边气田南部(天然气碳同位素倒转井位置见图1A红色井位)。TSR、细菌降解等次生改造和混源作用都可引起天然气倒转[33-35]。结合前文分析,上古生界以碎屑岩为主的储层不具备经历TSR改造形成天然气的条件,极大可能是由下古生界气源混合成藏导致的碳同位素倒转,而马家沟组中-下组合天然气碳同位素倒转应该是TSR参与成烃、成藏的结果。上组合部分天然气同样发生了TSR作用,只是还原态的S主要以黄铁矿的形式存在。

此外,靖边气田不同层系天然气乙烷、丙烷碳同位素特征也反映了类似的结论(见图5),其中上古生界天然气乙、丙烷碳同位素表现出良好的正相关性,体现了煤型气随热演化变化的特征,但是部分样品乙、丙烷碳同位素较轻,表现为油型气特征,印证了甲、乙烷碳同素分析有下古生界气源混合的结论;马家沟组上组合天然气部分样品乙、丙烷碳同位素与上古生界相似,表现为煤型气和油型气混源的特征,但是有很大一部分样品丙烷明显偏重,认为是TSR作用消耗了轻碳同位素所致;马家沟组中下组合天然气虽然部分样品表现出了煤型气的乙烷、丙烷碳同位素组成特征,但是其并非是真正意义上的煤型气,而是由于强TSR作用消耗乙烷、丙烷轻碳同位素,导致重碳同位素富集,从而表现出了煤型气的假象,其本质还是油型气,与前文分析结果完全吻合。

图4 靖边气田不同层系天然气CH4和C2H6碳同位素组成交汇图Fig.4 Plot of CH4 and C2H6 carbon isotope composition of natural gas from different strata of Jingbian gas field

图5 靖边气田不同层系天然气C2H6和C3H8碳同位素组成交汇图Fig.5 Plot of C2H6 and C3H8 carbon isotope compositions of natural gas from different strata of Jingbian gas field

随着热演化程度的增加,天然气甲烷碳、氢同位素具有良好的正相关关系,且与典型煤型气相比,典型海相腐泥型天然气具有更重的氢同位素组成,一般大于-180‰,而典型煤型气只有在热演化成熟度很高的时候,甲烷氢同位素才会超过-180‰[36]。通过与典型煤型气和海相腐泥型天然气甲烷碳、 氢同位素组成对比(见表1、 图6), 发现靖边气田上古生界天然气氢同位素分布在-185‰～-162‰之间,大部分表现出典型煤型气特征,少部分有海相油型气混源的现象。马家沟组上组合天然气主要分布于煤型气海相油型气过渡区域,个别样品位于典型海相油型气区域,表现出了混源的特征。而马家沟组中下组合天然气则是部分落于典型海相油型气区,部分分布在煤型气海相油型气过渡区域。此外,甲烷氢同位素与乙烷碳同位素结合也能很好的区分典型海相腐泥型天然气和腐殖型天然气,如图7所示,上古生界天然气主要为煤型气,少部分有混源特征,而马家沟组上组合和中下组合天然气可能受混源和TSR作用影响,分布均比较分散,结果与前文分析结果一致。

图6 靖边气田不同层系天然气CH4碳、氢同位素组成交汇图(图版来自Wang et al., 2015[36])Fig.6 Plot of CH4 carbon and hydrogen isotopic compositions of natural gas from different strata in Jingbian gas field(Version from Wang et al., 2015 [36])

综上所述, 靖边气田上古生界天然气主要为煤型气, 马家沟组上组合天然气组分和同位素组成是混源和TSR改造共同作用的结果, 而中下组合天然气组分及碳、 氢同位素组成特征揭示主要为海相腐泥型气, 但是遭受了不同程度的TSR改造。

3.1 下古生界存在有效烃源

我国下古生界海相碳酸盐岩层系的油气勘探取得了重大突破,在此背景下,下古生界广泛发育的高演化、低TOC丰度的碳酸盐岩能否成为有效烃源备受关注[37-40]。特别是在鄂尔多斯盆地,近年来盆地中东部马家沟组五段盐下层系的多口探井获得工业气流[22]。特别是米探1井马四段获得高产工业气流,坚定了下古生界存在有效烃源的认识[3,22,42]。

碳酸盐岩烃源岩中的成烃生物主要以浮游藻类为主,有机质除了干酪根之外,还存在丰富的可溶有机质和酸溶有机质[39,42]。这些特殊性质决定了碳酸盐岩中有机质具有较高的生烃转化率。另一方面,高过成熟阶段,碳酸盐岩烃源岩中存在显著的有机碳向无机碳转换过程。研究显示,鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟在碳酸盐岩碳同位素组成存在显著的“负漂”现象[43],全岩无机碳同位素组成分布在-12‰～2‰之间。其中出现碳同位素组成规模性“负漂”的层段主要集中在富含膏盐岩的层段,其机理主要与有机酸盐生烃和TSR作用有关[44]。这些因素是导致高演化碳酸盐岩烃源岩表观TOC低的重要因素。因此，不能以TOC低否定高演化碳酸盐岩烃源岩经历的生烃过程和生成烃量。

图7 靖边气田不同层系天然气甲烷氢同位素组成与乙烷碳同位素组成交汇图(图版来自Wang et al., 2015[36])Fig.7 Plot of methane hydrogen isotopic composition and ethane carbon isotopic composition of natural gas from different strata of Jingbian gas field(Version from Wang et al., 2015 [36])

鄂尔多斯中东部地区奥陶系马家沟组发育巨厚的碳酸盐岩与膏盐岩交互的沉积体系[3]。这些层段发育的嗜盐细菌和浮游藻类是主要的成烃生物。有机质组成中富含可溶有机质和有机酸盐,有机质类型好,生烃转化率高[39]。同时，膏盐岩发育环境有利于有机质的保存。有机酸盐是碳酸盐岩烃源岩特殊的生烃物质[44-47],模拟实验结果显示,有机酸盐形成的天然气具有相对较重的乙烷碳同位素组成[48],也可能是造成下古生界天然气地球化学特征复杂的原因之一。

生烃演化过程中,有机酸盐生烃和低演化阶段形成的液态烃部分参与TSR导致了大量有机碳转化为无机碳,相应层段出现了显著的无机碳同位素组成负漂[42]。虽然TSR作用对油气产生较强的破坏作用,但同时也存在积极的因素。TSR和原油的裂解作用发生的温度条件基本一致,而且TSR作用对原油裂解具有明显的促进作用[49]。另外,甲烷很难参与TSR作用,同时高碳数烃类发生TSR作用会生成以甲烷为主的烷烃气体[50],因此鄂尔多斯盆地下古生界盐下天然气以干燥系数较高的天然气为主。综合考虑成烃生物特征、有机碳同位素组成与无机碳同位素负漂等因素,鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩存在显著的生烃过程,是盆地中东部下古生界重要的烃源岩。

3.2 TSR作用及其对天然气地球化学特征的影响

硫酸盐热化学还原反应(thermochemical sulfate reduction,TSR)是海相碳酸盐岩储层中常见的一种有机无机作用,具体指地层水中硫酸根与烃类(有机质)发生氧化还原反应生成CO2、H2S等,同时对烃类组分和碳同位素组成进行改造的过程[51-53]。国内外学者对含膏碳酸盐岩油气藏中油水界面及原油裂解过程中TSR的反应及其次生改造研究较多[54-55],但对于碳酸盐岩烃源岩中的TSR反应尚未涉及。鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系马家沟组烃源岩和储层中均含有丰富的硬石膏,且普遍经历过较大的埋深,成烃和成藏演化中均具备发生TSR的物质和能量条件。

靖边气田各产层中均含有H2S,但各层位含量差异显著,上组合普遍低含微含H2S,含量分布在0～1.0%之间,平均值为0.09%[56-57];中组合、下组合探井较少,但目前已知的H2S含量均在1.0%以上,相对上组合更富含硫化氢。前人对靖边气田硫化氢成因的研究,主要对象是上组合风化壳气藏,对低含量硫化氢的形成机理存在争议,部分学者认为上组合天然气主要来自上古煤成气,烃源岩贫硫,加之上组合缺少膏岩层发育,所以风化壳储层整体低含硫化氢[58];而代金友等人的研究发现,靖边气田马五1—马五4亚段石膏层最厚可达28m,平均厚度为6.8m,并认为硫化氢的含量受地层水分布的局限性控制[56]。

靖边气田各层位的含硫物质的硫同位素分析结果显示, 无论上组合、 中组合还是下组合,δ34S硬石膏值均分布在+25.0‰～+28.5‰之间,平均值为+27.0‰,表明硬石膏为马家沟组原生沉积;δ34S硫化氢值分布在+15.0‰～+19.0‰之间,平均值为+18.0‰,由于TSR反应导致的硫同位素分馏范围一般为10.0‰～20.0‰,表明靖边气田各层位H2S属于TSR成因;上组合风化壳储层中富含重金属离子,H2S极易转化为黄铁矿,使得风化壳储层中发育大量立方体或八面体的黄铁矿,δ34S硬石膏值分布在0‰～+19.0‰之间,分布范围较大;中组合、下组合储层常见硫磺充填,未见黄铁矿,δ34S硫磺值分布在+15.0‰～+20.0‰之间,平均值为18.2‰,烃源岩中常见立方体或八面体的黄铁矿,δ34S黄铁矿值分布+15.0‰～+19.0‰之间,平均值为18.0‰,中组合、下组合硫磺和黄铁矿硫同位素组成均指示其为TSR的次生产物(见图8)。综上所述,靖边气田成烃、成藏演化过程中均伴随TSR作用,上组合硫化氢含硫较低的原因主要是大量硫化氢转化为黄铁矿,中组合、下组合储层中由于缺少能够消耗硫化氢的重金属离子,导致现今气藏硫化氢含量普遍较高。

图8 马家沟组含硫物质硫同位素组成分布Fig.8 Distribution of sulfur isotope composition of sulfur-bearing materials in the Majiagou Formation

地质实际研究和模拟实验结果表明,TSR作用在消耗烃类物质的同时,还会造成烃类碳同位素变化,由于12C-12C与13C-13C之间的键能不同,在TSR过程中12C-12C优先破裂,12C更多地参与了反应而形成碳同位素组成较轻的CO2,13C则更多地保留在残余的烃类中,使其相对富集13C而导致碳同位素组成变重。鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系经历的热演化程度较高,TSR达到了消耗重烃气(C2+)的阶段,甲烷碳同位素组成变轻,乙烷以上烃碳同位素组成依次反向变重。靖边气田奥陶系天然气乙烷δ13C值主体分布在-38.0‰～-24.0‰之间,甲烷δ13C值主体分布在-46.0‰～-30.0‰之间(见图4),显示部分天然气遭受TSR改造,导致乙烷碳同位素组成变重,甲烷碳同位素组成变轻。

3.3 南北地质背景差异导致天然气碳同位素组成异常

马家沟组是靖边气田的主力产层,已探明的天然气储量主要分布在古岩溶发育的奥陶系顶部风化壳中,气田整体属于受古构造、岩相古地理及岩溶古地貌等制约的地层岩性复合圈闭的隐蔽气藏[59-62]。靖边气田大部分位于马五期陕北盐湖西侧,古地理环境为含膏湖的硬石膏岩、白云岩盆缘坪,即蒸发潮坪,北边受北部局限海影响,南边受南部开阔海影响,西边隔着环陆云坪与庆阳古陆相望[63-65],形成了南边含膏层系薄,北边含膏层系厚的格局。受封盖条件差异和古隆起的影响,靖边气田风化壳气藏总体为应为上古生界煤成气和下古生界油型气的混合气,但南北天然气地球化学差异明显,气田南部天然气显示乙烷等重烃组分含量低,大多数样品的湿气系数小于2%,天然气甲烷碳同位素组成显著偏重,乙烷碳同位素组成较轻,出现碳同位素系列倒转。

热演化程度是导致碳同位素系列倒转的基本条件,靖边气田南北跨度大,南部上古生界煤系烃源岩RO达到2.2%～3.0%[66],推测其下伏海相烃源岩经历过高过成熟阶段,通常当乙烷等重烃组分含量极低的高演化天然气混入少量乙烷等重烃组分含量高、碳同位素组成显著偏轻的天然气就可形成天然气的乙烷等重烃组分碳同位素异常偏轻、碳同位素倒转[28]。风化壳气藏中乙烷含量很低时,混入含有少量具有较轻乙烷碳同位素组成的天然气等就会导致重烃组分碳同位素异常与

碳同位素的倒转,而这种天然气可能来自马家沟组及更老层系的海相烃源的贡献。

稀有气体同位素组成从成源、成烃方面也印证油气的来源特征。刘文汇等(2001)研究显示,靖边天然气中40Ar/36Ar比值与129Xe/130Xe存在负相关关系,体现了年代积累效应(见图9)[67]。靖边气田40Ar/36Ar同位素组成结果显示,其估算源岩时代在古生界较大的分布范围,反映气田中天然气来源的复杂性。天然气中重稀有气体和同位素组成,特别是Xe同位素组成也显示出两源复合特征。气田的东北部与西南部的气体来源有一定差异。总体上,下古生界气源对西南部贡献比东北部大。两类气体在重稀有气体同位素组成以及其与Ar同位素组成的关系中均有一定体现。

图9 靖边气田天然气中40Ar/36Ar与129Xe/130Xe关系图Fig.9 Relationship between 40Ar/36Ar and 129Xe/130Xe in natural gas from Jingbian gas field

靖边气田不同层系天然气地球化学特征与成因存在显著差异,其中上古天然气属于C-P煤系烃源岩形成煤型气;马家沟组中下组合天然气主要与下古生界碳酸盐岩烃源形成的油型气有关;马家沟组上组合天然气是前两者混合的结果,其中下古生界烃源贡献较大,不容忽视。气田南北地质背景的差异也是造成天然气地球化学特征差异的重要原因之一。天然气地球化学特征显示下古生界存在有效烃源,马家沟组的干酪根、分散可溶有机质和酸溶有机质是构成烃源物质的三个重要组成部分。有机酸盐生烃和TSR作用是造成马家沟组烃源岩无机碳同位素显著负漂的主要原因,同时也是马家沟组烃源岩生烃的主要证据。

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