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渤海湾盆地南堡凹陷原油地球化学特征及油源对比分析渤海湾盆地南堡凹陷位于中国渤海湾盆地东北部，是该盆地上分布较广的凹陷带之一。
该凹陷岩性复杂，油气资源潜力大，目前已经发现一批大中型油田。
为了更好地了解南堡凹陷原油地球化学特征及其油源，需要进行详细的地球化学特征及油源对比分析。
一、原油地球化学特征分析1. 碳链组成分析：南堡凹陷原油主要由C15-C19碳链组成，其中C17-C19碳链含量较高。
2. 烷基化合物分析：原油中含有较高的正构烷烃（C21-C28），表明沉积环境多为陆相或者浅海相。
3. 稳定碳同位素分析：南堡凹陷原油稳定碳同位素(δ13C)值分布在-27.5‰～-32.5‰之间，表明该原油主要来自陆源有机质。
4. 生物标志物分析：原油中酸性萜烯类化合物含量较低，表明原油来源于高等植物有机质，且曾经经历了一定的生物降解作用。
二、油源对比分析1. 生物源对比：与渤海湾盆地其他凹陷相比，南堡凹陷原油中藻类生物标志物含量较低，而高等植物生物标志物较丰富，揭示了原油的主要油源是陆源有机质。
2. 有机质类型对比：南堡凹陷原油中藻类生物标志物含量较低，与盆地其他凹陷有机质类型不同，说明南堡凹陷的原油有其独特的油源类型。
3. 地球化学特征对比：与渤海湾盆地其他凹陷相比，南堡凹陷原油稳定碳同位素(δ13C)值较低，表明原油来自于陆源有机质，并且可能受到了生物降解的影响。
综合以上分析结果，可以得出南堡凹陷原油主要来自陆源有机质，可能经历了一定的生物降解作用。
与盆地其他凹陷相比，南堡凹陷原油的油源类型较为独特，可能与该区域特殊的沉积环境有关。
南堡凹陷原油的碳同位素分布也有一定差异，可能受到了生物降解的影响。
这些结果对于南堡凹陷的油气资源评价和勘探开发具有重要的意义。
原油地球化学特征及来源研究摘要本文系统地分析了乌石凹陷原油的族组成特征和轻烃、正构烷烃、类异戊二烯烷烃、甾萜化合物以及芳烃等生物标志化合物的特征，从而发现了研究区不同构造区域的原油具有一定的差异性，并且结合聚类分析的结果将原油分成五类，并对各类特征进行了总结。
通过油源对比确定研究区不同类型原油的母质来源，并在此基础上将原油划分为两个大类和三个族群，然后确定了各类原油在平面上的分布特征，对本区域的油气勘探工作提供一定的依据。
第1节前言1.1 研究目的及意义乌石凹陷经过30多年来的勘探历程，取得了良好的油气发现。
本文以乌石凹陷作为研究对象，利用研究区原油的物性、族组成以及各种生物标志化合物等资料，系统地分析该研究区各构造区域原油样品的地球化学特征，并且结合前人的研究成果，试图认识到该区域不同构造原油特征的异同，并对其进行分类。
流沙港组泥页岩是本区主要的烃源岩，生源条件良好，通过分析凹陷内部各区域原油与该流沙港组每套烃源岩地球化学特征的相同之处，从而进行油源对比，弄清楚各类原油的母质来源及成熟度，并借此对分析油气藏在平面和纵向上的分布提供一定的帮助。
总而言之，本文旨在试图利用各种地球化学资料，分析乌石凹陷原油的地球化学特征,对比其异同，探讨其成因，明确其地球化学意义，了解油气的成藏规律，以利指导该地区的油气勘探。
1.2 国内外研究现状目前，国内外对各地区原油的地球化学特征研究都很深入，但是对于乌石凹陷的研究尚少。
下面对这方面的研究现状作简单阐述：（1）苏厚熙等在1993年提出乌石凹陷是北部湾部湾盆地的一个非常重要的生油凹陷，有着非常好的含油气远景，其主要以下第三系沉积为主。
流沙港组泥页岩是该区最重要的烃源岩，其具有厚度大、分布面积广等优点，是一套非常优质的生油岩。
（2）包建平（2007）等综合分析了北部湾盆地四个凹陷原油中甾烷、藿烷含量与芳烃含量之间的关系，最后认为盆地南部迈陈凹陷和福山凹陷的原油来源是相同的，而北部涠西南凹陷的原油来源与前两者不同。
油源对比的前提是源岩沥青与其对比的石油成熟度相同或相近。
进行油油对比时应注意：所选择的参数不受生物降解和热成熟等次生过程的影响。
在许多场合下，油油对比可是只是简单的“宏观参数”，诸如气相色谱的“指纹”（如姥鲛烷/植烷）、碳或硫稳定同位素的比值，或V/Ni的含量。
轻质油和凝析油存在着特殊的对比问题。
凝析油中生物标记化合物低含量，会使得同一源岩生成的凝析油与成熟度低些的“正常”油之间的相互关系模糊不清。
再者，在运移的过程中，凝析油还会溶解成熟度较低的岩石中的生物标记化合物，污染的生物标记化合物不利于包括相关性、母源有机质输入和成熟度等方面的解释。
用于油源对比的参数主要包括：1.非生物标志化合物参数：（1）Pr/Ph 通常用于油源对比。
对成熟度低的样品，建议不用Pr/Ph来描述古环境。
对生油窗内的样品，高Pr/Ph比（>3.0）指示着陆源条件下陆源有机质输入，低比值（<0.6）代表缺氧的通常是超盐度环境。
对于Pr/Ph比值在0.8至2.5范围内的样品，如无确凿资料，不要把Pr/Ph比作为古环境的标志。
从原油Pr/Ph比值推测的源岩沉积条件，应与硫含量或C35升藿烷指数等其它指标一致。
如Pr/Ph<1、高硫含量（1.6%，重量）、高C35升藿烷指数是一种典型的缺氧条件。
（2）类异戊二烯烷烃类/正石蜡烷烃类之比 Pr/nC17或Ph/nC18有时也会用于油源对比，但两比值都随石油成熟度的增加而增加。
Alexander（1981）建议用（Pr+nC17）/（Ph+nC18）之比。
（3）气相色谱“指纹”正构烷烃的双峰群分布，以及偏nC23至nC30的正构烷烃分布，通常与陆生高等植物蜡有关；与碳酸盐岩生油岩相关的沥青和油，通常表现为偶碳数正构烷烃有事；而与泥岩（页岩）相关的沥青和油一般表现为低于nC20的奇碳数正构烷烃优势。
局限性：包括生物降解作用、热化作用和运移在内的一些次生过程很容易改变正构烷烃和无环类类异戊二烯烷烃。
伊拉克西古尔纳油田中白垩统Mishrif组碳酸盐岩储层特征及主控因素姚子修;刘航宇;田中元;郭睿;杨迪【摘要】通过岩心、薄片、测井、物性和压汞测试等资料分析,明确了伊拉克西古尔纳油田中白垩统Mishrif组碳酸盐岩的岩石类型主要有泥晶生物碎屑灰岩、生物碎屑泥晶灰岩、厚壳蛤砾屑灰岩、生物碎屑灰岩、亮晶生物碎屑灰岩和少量残余生物碎屑白云岩;储集空间有粒间(溶)孔、粒内(溶)孔、铸模孔、晶间孔及微孔,以及少量未充填的构造微裂缝;储层物性呈中孔中低渗特征,孔-渗关系差,砾屑灰岩、生物碎屑灰岩的物性最好;发育五类孔隙结构,其中的中高孔低渗细喉型、中高孔中低渗中喉型是主要孔隙结构类型,具有强非均质性.认为镶边碳酸盐岩台地不同沉积相带的纵向叠置和多种成岩作用的发育是形成差异性储层质量的主控因素,台地边缘强水动力礁滩环境形成纯净的生物碎屑岩石组构,与强溶蚀作用叠加,控制了有利储层的发育;弱水动力相带下形成的多泥质、少量生物碎屑岩石组构,与弱溶蚀、强胶结成岩作用叠加,是形成差储层和非储层的主要原因;稳定的构造演化仅在储层局部位置形成了少量未充填的微裂缝以沟通储层,但这对储层形成的贡献较小.%Based on the observation of cores and thin sections, well log analysis, conventional core analysis and special core analysis,the characteristics of rock types, reservoir spaces, physical properties, pore structure and origins of carbonate reservoir of the Middle Cretaceous Mishrif Formation in the West Qurna Oilfield in Iraq were studied. The main rock types of Mishrif reservoir are micrite bioclastic limestone, bioclastic micrite limestone, rudist rudstone, bioclastic grainstone, sparite bioclastic limestone and residual bioclastic dolostone. The main reservoir spaces are primaryinterparticle pores, interparticle dissolved pores, primary intraparticle pores, intraparticle dissolved pores, moldic pores, intercrystal pores, micropores and micro-fractures without fillers. The physical properties of reservoir are characterized by medium porosity and medium-low permeability with poor correlation between porosity and permeability, and the rudist rudstone and bioclastic grainstone have the best reservoir physical properties. Among the five types of pore structure which developed in Mishrif reservoir, the two types (medium-high porosity, low permeability, thin throat, and medium-high porosity, medium-low permeability, medium throat), are dominated pore structure, and the heterogeneity is stronger. The main factors which controlled reservoir quality are the overlay of different subfacies and several diagenesises. The high quality reservoirs are controlled by simple coarse bioclastic rock fabric deposited in reef-bank depositional belts with strong water dynamic and serious dissolution. The poor quality reservoir and non-reservoir are controlled by weak water dynamic depositional belts with high micrite content and little bioclastic rock fabric, combined with weak dissolution and strong cementation. Stable tectogenesis results in a little micro-fractures developed in reservoir, which contribute negligible effect to the development of Mishrif carbonate reservoir.【期刊名称】《海相油气地质》【年(卷),期】2018(023)002【总页数】11页(P59-69)【关键词】伊拉克;西古尔纳油田;Mishrif组;碳酸盐岩;储层特征;储层成因;沉积环境;成岩作用【作者】姚子修;刘航宇;田中元;郭睿;杨迪【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油大学(北京)【正文语种】中文【中图分类】TE122.20 引言为适应我国快速增长的油气需求，拓展海外油气市场已成为我国油气工业发展的重要战略［1-2］。
伊拉克A油田白垩系Khasib组生物碎屑灰岩油藏水平井精细描述及三维地质建模研究邓亚;黄婷婷;许家铖;陈明江;张文旗;王峻岭;田中元;刘达望;王宇宁【期刊名称】《石油科技论坛》【年(卷),期】2022(41)2【摘要】为精细表征碳酸盐岩储层非均质性及准确预测储层物性参数,以伊拉克地区孔隙型生物碎屑灰岩油藏为对象,地震、测井、地质、油藏、钻采等多专业资料为基础,静态和动态资料相结合,形成了一套基于水平井的三维地质建模方法。
综合分析岩心、测井响应特征,建立了水平井水平段分别位于小层内及小层间穿行时的测井响应模式。
通过旋回厚度方法,在水平井水平段上确定一系列层面节点,采用“地震层面约束+趋势线控制+虚拟井局部优化”方法,将直井和水平井充分耦合,建立精细三维构造模型。
利用岩心、薄片、扫描电镜和测井等资料,建立目标油藏岩石类型模型。
基于岩石类型模型,采用序贯高斯模拟,利用地震古地貌作为协同约束参数,建立不同岩石类型下的孔隙度和渗透率模型,并结合实钻井及生产动态进行模型验证。
结果表明,岩心实测渗透率与预测值符合率高,模型预测的构造顶面深度、物性参数与实测结果吻合度高,符合精度要求,可有效指导油藏动态分析、数值模拟、剩余油预测及开发方案调整。
【总页数】12页(P92-103)【作者】邓亚;黄婷婷;许家铖;陈明江;张文旗;王峻岭;田中元;刘达望;王宇宁【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院;中国石油集团长城钻探工程有限公司测试分公司【正文语种】中文【中图分类】TE122;TE243【相关文献】1.伊拉克艾哈代布油田白垩系生物碎屑灰岩储集层特征及主控因素2.生物碎屑灰岩差异成岩及储集层特征:以伊拉克HF油田白垩系Mishirif组为例3.巨厚生物碎屑灰岩油藏大斜度井开发井网模式——以伊拉克H油田Mishrif油藏为例4.伊拉克M油田白垩系Mishrif组生物碎屑灰岩储集层非均质性成因5.基于沉积相—岩石类型控制的生物碎屑灰岩油藏三维地质建模方法研究——以伊拉克H油田白垩系Mishrif组为例因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
渤海湾盆地南堡凹陷原油地球化学特征及油源对比分析渤海湾盆地南堡凹陷是中国最为重要的海相盆地之一，盆地内储层发育，原油资源丰富，是我国重要的原油产区之一。
对于南堡凹陷的原油地球化学特征及油源对比分析具有重要的意义，可以为油田勘探开发提供理论依据和实践指导。
南堡凹陷位于渤海湾盆地的中部，地理位置十分优越，便于天津和河北等沿海地区的油气运输。
南堡凹陷原油地球化学特征主要包括原油组成、地球化学特征、油源对比等内容。
这些特征的研究旨在揭示南堡凹陷原油产出的地质条件和成因，为油田的勘探开发提供科学依据。
南堡凹陷原油的地球化学特征主要包括原油组成和地球化学参数两个方面。
原油组成是指烃类组分在原油中的相对含量和组成类型，包括饱和烃、芳香烃、萜烯等。
地球化学参数则是指原油中一些特定的化学指标，如硫、氮、镍、钒含量等。
通过对这些地球化学特征的分析，可以初步判断原油的类型、成熟度和成因，为后续的地质勘探和油气开发提供参考依据。
南堡凹陷的原油地球化学特征主要表现在以下几个方面：原油中硫、氮等含量较高，反映了原油成因和成熟度不同于其他地区；原油中芳烃、饱和烃的比值较高，表明原油成因多为陆相有机质生成；原油中镍、钒等金属元素含量较高，反映了原油的成因和形成过程。
针对南堡凹陷的原油地球化学特征，在油源对比方面，主要是将南堡凹陷的原油与周边盆地的原油进行对比分析。
根据南堡凹陷原油的地球化学特征，可以与渤海湾盆地的其他凹陷和周边地区的原油地球化学特征进行比较，从而揭示南堡凹陷原油的地质成因和成因史。
这对于油田勘探开发，尤其是对于潜在油气资源的评价和开发战略的制定具有重要意义。
除了地球化学特征和油源对比分析，对于南堡凹陷原油地球化学特征及油源对比分析还应结合地层和构造特征，综合分析形成综合认识。
从以上分析可见，南堡凹陷原油地球化学特征及油源对比研究对于勘探开发具有重要意义。
在今后的研究中，需要深入挖掘南堡凹陷原油地球化学特征及油源对比的机理和规律，为南堡凹陷油气资源的高效勘探和开发提供科学依据。
伊拉克 A 油田中白垩统原油地球化学特征及油源对比刘敬强;黄海平;卢立泽;蒋利平;臧克一;李鑫【摘要】伊拉克A油田中白垩统储油层主要为M ishrif组、Rumaila组和M auddud组滩相沉积的生屑灰岩和绿藻灰岩。
对油浸灰岩抽提物中的饱和烃化合物进行GC （气相色谱）和GC‐M S （气相色谱质谱）分析，研究原油饱和烃色谱和生物标志化合物特征，分析了原油成因，并进行了油源分析。
结果表明：区内抽提物中Pr／nC17和Ph／nC18均较低， Pr／Ph均值为0 qf.45，伽马蜡烷／C30藿烷分布范围为0 l.10～0▌.23，反映了母源有机质主要为藻类，沉积环境为一定盐度的海相强还原环境；萜烷和甾烷等生物标志化合物说明母源岩性为碳酸盐岩，原油主要处于低成熟阶段。
油源对比表明：伊拉克A油田中白垩统原油主要来自上侏罗统下白垩统Sulaiy组和下白垩统Yamama组烃源岩。
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2015(000)023【总页数】6页(P5-10)【关键词】美索不达米亚盆地;中白垩统;油源对比;生物标志化合物【作者】刘敬强;黄海平;卢立泽;蒋利平;臧克一;李鑫【作者单位】中国石油大学北京地球物理与信息工程学院，北京102249; 振华石油控股有限公司，北京100031;振华石油控股有限公司，北京100031; 成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610500;振华石油控股有限公司，北京100031; 成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610500;振华石油控股有限公司，北京100031; 成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610500;振华石油控股有限公司，北京100031; 成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610500;振华石油控股有限公司，北京100031; 成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE122.1美索不达米亚盆地地处阿拉伯台地扎格罗斯褶皱带北部，地层保存相对比较完整，成藏配置较好。
部分学者［1］对伊拉克南部油田中白垩统原油地球化学特征做了大量研究工作，认为Mishrif组原油主要来自上侏罗统－下白垩统Sulaiy组和下白垩统Yamama组烃源岩，但对伊拉克A油田中白垩统原油的地球化学特征研究却鲜有报道。
虽然伊拉克A油田中白垩统发现了多套成藏组合，具有丰富的油气资源，但油气成因一直是困扰勘探开发的重大问题。
笔者通过对现有井取样，应用GC（气相色谱）和GC－MS（气相色谱－质谱）等分析手段，分析原油地球化学特征，研究了伊拉克A油田中白垩统原油母质有机质类型、沉积环境、岩性、成熟度和油气来源，对进一步了解伊拉克A油田中白垩统油气的形成机理及分布规律具有重要意义。
1 地质背景伊拉克A油田位于伊拉克东南部，构造上属于美索不达米亚盆地底格里斯亚带的南部，是美索不达米亚盆地埋藏最深、沉积厚度最大、构造最稳定的部分。
该油田为一完整的、平缓的长轴背斜构造，轴部走向NWW－SEE，两翼产状十分平缓，北翼产状陡于南翼，构造倾角小于2°。
钻井自下而上揭示了白垩系、古近系、新近系、第四系等，白垩系和古近系以海相沉积为主，新近系上部至第四系主要为海陆交互相和陆相沉积，其中白垩系发育多套生储盖组合。
2 样品与分析试验样品为系统采集的油浸灰岩，具有较好的代表性。
其中Mishrif组含油灰岩样品3个、Rumaila组含油灰岩样品11个、Mauddud组含油灰岩样品4个。
采用美国安捷伦科技公司制造的GC－MS联用仪进行分析鉴定。
色谱柱为 DB5－MS（60m×0.25mm×0.25μm）。
升温程序：柱始温为100℃，升温速率为4℃／min，柱终温为315℃，恒温22min；采用氦气载气，电子轰击，全扫描，扫描速率为 0.46scan／s，多离子检测（SIM）。
3 原油地球化学特征3.1 饱和烃气相色谱特征从原油饱和烃气相色谱（图2）分析看出，正构烷烃的分布总体相似，为前高单峰型分布，正构烷烃保存较为完整，碳数分布范围多为C16～C25，主峰碳介于C18～C22，主要集中在C18，表明原油生物降解作用很弱，母质类型较好，主要为藻类贡献；色谱基线均呈现了轻微上扬，反映有一定数量的异构烷烃和环烃分布；Pr／Ph为0.13～0.60，平均为0.45，Pr／nC17为0.22～0.77，平均为0.31，Ph／nC18为0.37～1.15，平均为0.47（表1），有明显的植烷优势特征，表明母质形成于强还原环境；原油碳优势指数（CPI）为0.95～1.18，平均为0.99，奇偶优势（OEP）为0.91～1.02，平均为0.95，∑n／∑n为0.38～1.94，平均为1.05，奇偶优势不明显，反映了原油的低成熟特征。
图1 伊拉克A油田构造位置图图2 伊拉克A油田中白垩统原油饱和烃色谱图表1 伊拉克A油田中白垩统原油饱和烃色谱参数井号井深／m 组主峰碳 CPI OPE ∑nC－22／∑nC＋22 Pr／Ph Pr／nC17 Ph／nC18 A－12 2809.62 Mishrif C180.98 0.94 1.02 0.51 0.23 0.38 A－12 2819.14 Mishrif C18 0.98 0.94 0.980.50 0.23 0.37 A－12 2820.49 Mishrif C22 0.97 0.97 0.50 0.22 0.64 0.68 A－12 2845.23 Rumaila C21 1.18 1.01 0.75 0.22 0.60 0.66 A－12 2848.70 Rumaila C18 0.98 0.93 1.04 0.48 0.24 0.39 A－12 2851.34 Rumaila C22 1.01 1.02 0.38 0.13 0.77 1.15 A－13 2919.65 Rumaila C18 0.95 0.94 1.08 0.55 0.24 0.38 A－13 2954.40 Rumaila C18 0.95 0.97 0.98 0.45 0.23 0.40 A－13 2989.14 Rumaila C18 0.96 0.96 1.02 0.47 0.23 0.41 A－13 2993.96 Rumaila C18 0.97 0.94 1.19 0.51 0.23 0.41 A－13 2994.52 Rumaila C18 0.97 0.93 1.12 0.48 0.22 0.40 A－13 2995.63 Rumaila C18 0.98 0.95 1.02 0.49 0.23 0.40 A－13 2986.19 Rumaila C20 1.00 0.93 1.22 0.48 0.26 0.41 A－13 2990.87 Rumaila C18 1.06 0.97 1.94 0.60 0.25 0.38 A－13 3088.60 Mauddud C18 0.97 0.95 1.12 0.51 0.22 0.39 A－13 3090.04 Mauddud C18 0.95 0.91 1.16 0.52 0.22 0.39 A－13 3096.96 Mauddud C18 0.97 0.93 1.14 0.52 0.23 0.40 A－13 3098.94 Mauddud C180.95 0.93 1.16 0.50 0.22 0.40 3.2 母质类型和沉积环境原油中的Pr／nC17和Ph／nC18关系图（图3）、Pr／Ph和伽马蜡烷／C30藿烷关系图（图4）通常用来分析母源的有机质类型和沉积环境［2］。
由图3可知，伊拉克A油田中白垩统原油的Pr／nC17与Ph／nC18均比较低，且分布在一个比较窄的范围内，反映原油生物降解作用弱，有机质类型为Ⅱ型干酪根，主要来源于海相藻类。
原油重排甾烷含量相对较低，规则甾烷含量相对较高，5ααα规则甾烷分布呈C27＞C28＞C29，形态呈“V”字型，反映了原油母质主要以低等水生植物为主。
在中东地区，一般认为，Pr／Ph＜1反映了还原沉积环境；Pr／Ph＞1反映了氧化沉积环境；Pr／Ph＞3反映了陆源有机质输入的氧化环境或未成熟烃源岩；Pr ／Ph＜0.8反映了常见的高盐度还原环境或碳酸盐岩还原环境［3～5］。
伽马蜡烷是一个异常盐度或稳定水体分层的标志，其含量变化常与沉积水体的盐度密切相关，只有在超盐度环境中才具有异常高的伽马蜡烷，在淡水沉积中其含量一般很低［6，7］。
从图4可知，伊拉克A油田原油样品中Pr／Ph分布范围及伽马蜡烷／C30藿烷分布范围反映了母源为一定盐度的海相强还原环境。
3.3 母源岩性原油中三环萜烷的C22／C21与C24／C23关系图（图5）和藿烷C31R／C30与C29／C30关系图（图6）可用来判断原油母源的岩性［8，9］。
由图5和图6可知，伊拉克A油田中白垩统原油母源的岩性为碳酸盐岩。
3.4 成熟度特征原油饱和烃中Ts／Tm、C29甾烷ααα20S／（20S＋20R）与C29甾烷αββ／（ααα＋βββ）参数均是常用的且可靠的指示成熟度的指标［10～12］。
C29甾烷ααα20S／（20S＋20R）与C29甾烷αββ／（ααα＋βββ）随成熟度增加均增大，其平衡值分别为0.52～0.55和0.67～0.71［13］。
从图7和图8可知，Ts／Tm 为0.18～0.89，平均为 0.29；C29 甾烷ααα20S／（20S ＋ 20R）为0.35 ～ 0.46，平均为 0.43；C29甾烷αββ／（ααα＋βββ）为0.43～0.58，平均为0.54，上述参数均反映伊拉克 A油田中白垩统原油处于低成熟阶段，与该油田镜质体反射率特征结果基本一致。
4 油源对比前人［14～18］对伊拉克东南部上侏罗统下白垩统烃源岩做了大量研究工作。
其主力烃源岩为海相沉积的上侏罗统－下白垩统Sulaiy组和下白垩统Yamama组，有机质丰度高，有机质类型以来自海相藻类的Ⅱ型干酪根为主，处于低成熟－成熟阶段；其次为海陆过渡相沉积的下白垩统Ratawi组，有机质丰度一般，有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，处于低成熟阶段；潜力烃源岩为海陆过渡相沉积的下白垩统Zubair组和下白垩统－中白垩统Nahr Umr组，有机质丰度较高，有机质类型以Ⅲ型干酪根为主，处于未成熟－低成熟阶段。
图3 伊拉克A油田Pr／nC17与Ph／nC18关系图图4 伊拉克A油田Pr／Ph与伽马蜡烷／C30藿烷关系图图5 伊拉克A油田三环萜烷C22／C21与C24／C23关系图图6 伊拉克A油田藿烷C31R／C30与藿烷C29／C30关系图图7 伊拉克A油田Ts／Tm与C29甾烷ααα20S／（20S＋20R）关系图图8 伊拉克A油田C29甾烷αββ／（ααα＋βββ）与C29甾烷ααα20S／（20S ＋20R）关系图根据上述原油地球化学结论推断，伊拉克A油田中白垩统Mishrif组、Rumaila 组和Mauddud组原油具有类似的母质来源。
