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这里讨论的原油成因类型的划分主要考虑到“九五”期间油/油和油/岩地球化学对比研究的成果。塔里木盆地油源研究一直处于争论之中，焦点主要集中于台盆区的塔中、塔北的油气源，虽然塔西南中生代前陆盆地中油源也有不一致的观点（侏罗系和石炭系），但多数研究者认为柯克亚油田的油气源自侏罗系，而库车坳陷中油气来自三叠系和侏罗系烃源岩已被广泛接受，只是煤系油和湖相油的空间展布存在一些异议。本次油气系统研究中，塔中、塔北油气源类型的确定主要依据张水昌等（1997、1998）、赵孟军（1997、1998）“九五”期间的研究结果，库车和塔西南则参考了田作基（1998）、柳少波（1997）的研究结果。需要指出的是由于塔里木盆地具有多套生油层系及不同类型烃源岩的空间叠置、同一源岩不同成熟阶段的生烃作用以及油气形成后的次生变化，不同类型原油的混合及同一原油由于不同油气藏的形成条件造成的成分变化是不可避免的，所以原油成因类型的划分在某种程度上说具有相对的意义。同时，在油源对比方法上应强调轻、中、重组分的色谱参数和质谱参数同时使用，并辅以碳同位素对比，代表原油整体特征。切忌单一指标油源对比。
一、中生界陆相油
中生界陆相油主要分布于库车坳陷和塔西南坳陷，前者源岩为三叠系和侏罗系，后者为侏罗系。
库车坳陷的油气类型可根据烃源岩时代和源岩类型划分。田作基（1998）将库车坳陷油气分为中上三叠统湖相油、上三叠统和中下侏罗统煤系泥岩油及上三叠统和中下侏罗统煤岩油。赵孟军（1998）将库车坳陷油分为三叠系湖相油和侏罗系的煤成油，并肯定两种类型油的混合作用，而且对照两种划分方案可以看出，赵孟军（1998）的混合型油是以侏罗系煤成油为主的类型，在某种程度上与田作基（1998）的煤系泥岩油相当。研究表明塔西南坳陷柯克亚凝析油和原油（克拉托）主要来自于侏罗系的湖相泥岩。综合考虑以上因素，并简化划分方案，以中生界烃源岩为油源的油可以分为三叠系的湖相油和上三叠统与侏罗系煤成油及侏罗系湖相油3种类型，不同类型源岩的叠置区可能有两种油的混合。三叠系湖相油主要分布于英买力7～9凝析油气田、牙哈凝析油气田及红旗油气田，这种类型的油以凝析油为主，含蜡量高，δ13C较轻（—29.6‰～—31.73‰），色谱以C21为主峰， ，Pr/Ph＜2.3,Ph/nC18＜Pr/nC17≥0.2，三环萜烷中C19＜C20＜C21,Ts/Tm和重排藿烷系列化合物较煤成油低，甾烷为偏“V”—“V”型分布，C29重排甾烷/C29甾烷＜0.5（图2—2—1a）。
上三叠统和侏罗系煤成油有羊塔克凝析油气田、大宛齐油田、玉东2凝析油气田和提尔根凝析油气田。其以凝析油为主，具中—高蜡含量，δ13C较重（—25.44‰～—28.10‰），色谱主峰碳C10—C12, ，Pr/Ph＞2.0，三环萜烷C19>C20≥C21，与湖相油相比具有较高的Ts/Tm值及较高的重排藿烷系列化合物，甾烷为反“L”—偏“V”型分布（图2—2—1b）。
侏罗系湖相油主要分布于塔西南坳陷，以凝析油为主，具中—高蜡含量，δ13C较轻（—28.20‰～—30.20‰），Pr/Ph为1.02～2.09，三环萜烷中C19＜C20＜C21，甾烷为“V”字型分布特征（图2—2—1c）。需要指出的是，某些特征上，如较高的Ts/Tm值及较高的重排藿烷系列化合物，类似于库车坳陷的煤成油，说明可能有部分煤成油的混合。
二、石炭系碳酸盐岩油源油和煤成油
石炭系源岩只在群库恰克形成低产油流以及在玛扎塔格形成少量轻质油，而这两地的轻质油代表了石炭系油源岩油的两种类型，即台地相碳酸盐岩油源油及煤成油。
与寒武—奥陶系原油相比，台地相碳酸盐岩油源油δ13C较重（—31.25‰），Pr/Ph为1.90～2.12，三环萜烷含量较低，甾烷为“V”—偏“V”字型分布，并且具有特征的γ胡萝卜烷和β胡萝卜烷生物标志物（图2—2—2a、图2—2—3）。
以玛扎塔格为代表的石炭系轻质油为煤成油，其含蜡量低（0.2%）、低相对密度（0.7415%），低含硫（10%），低胶质＋沥青质（10%）,Pr/Ph值为2.21～4.31，三环萜烷中C19＜C20＞C21,C19-21＞C23-24，具较高的重排藿烷和重排甾烷，甾烷具偏“V”字型分布特征（图2—2—2b），原油δ13C为—28.7‰。
图2—2—1 塔里木盆地中生界陆相油典型甾萜分布质量色谱图
a—三叠系湖相油；b—侏罗系为主的煤成油；c—侏罗系湖相油
图2—2—2 石炭系油源油甾萜分布质量色谱图
图2—2—3 石炭系碳酸盐岩及其油源油m/z125质量色谱图（据张水昌，1995）
三、寒武—奥陶系海相原油的分类及分布
1.塔中地区原油成因分类、地球化学特征与油源对比
塔中地区原油主要源自∈—O1和O2-3两套源岩，按照赵孟军等人的观点，源自∈—O1的原油为Ⅰ类原油，源自O2-3的原油为Ⅱ类原油。由此可见，塔中地区原油主要由Ⅰ、Ⅱ类原油及二者的混合油组成。
Ⅰ类原油主要分布于塔中4井区、塔中北斜坡及主垒带上志留系、石炭系，其地球化学特征主要为：
（1）Pr/Ph一般小于1.2,Pr/nC17＜Ph/nC18（图2—2—4）。
（2）该类原油的源岩为还原环境沉积，且为灰质成分较高的碳酸盐岩沉积。生物标志物特征上，三环萜烷是区分不同类型原油较好参数之一（图2—2—5）。
（3）除TZ10、TZ35井石炭系原油和TZ15井志留系原油外，塔中石炭系与志留系原油的碳同位素一般小于—32.6‰，主要分布在—32‰～—34‰之间（图2—2—6）。
（4）该类原油的甲基菲指数（MPI1,MPI2），一般大于1.0，明显高于Ⅱ类原油。
Ⅱ类原油主要分布在塔中地区奥陶系储层及TZ6、TZ24、TZ16及TZ161井的石炭系地层中，其特征表现为：
（1）Pr/Ph一般大于1.2,Pr/nC17大于或与Ph/nC18相当，即主要分布在对角线连线的附近或上方。
（2）Ⅱ类原油的源岩沉积环境的Eh较Ⅰ类原油的源岩高，且具有较高的泥质含量，为泥质岩。
图2—2—4 塔中地区原油Ph/nC18—Pr/nC17图（据赵孟军等，1998）
图2—2—5 塔中原油及生油岩C21/C23三环萜烷—C24四环萜烷/C26三环萜烷图（据赵孟军等，1998）
（3）全油碳同位素为—31‰～—33‰。
（4）甲基菲指数明显低于Ⅰ类原油，主峰值小于0.8。
值得注意的是塔中地区存在着混源油现象，如TZ10（C）和TZ35（C）等井原油总体上表现为低—中碳数的生物标志物特征，与Ⅱ类原油相似，但另一方面它又具有较高的Pr/Ph值，而中—高碳数的生物标志物特征又接近于Ⅰ类原油，此外，TZ4油藏也具有这种混源现象，不过程度较轻（赵孟军等，1997）。
赵孟军等人依据油、源的生物标志物的特征对塔中地区油气进行了油源对比，并认为塔中地区奥陶系原油及TZ6、TZ24、TZ16井石炭系原油主要源自O2-3泥灰岩，而TZ4油藏原油及塔中北斜坡及主垒带上志留系、石炭系原油则主要来自于∈—O1碳酸盐岩，主要依据如下：
（1）下奥陶统岩石的Pr/Ph值一般低于1.0，与塔中4井油藏的原油和塔中志留系原油的Pr/Ph值较为接近；而高Pr/Ph比值的塔中奥陶系原油和TZ6、TZ24等井石炭系原油只能源于O2-3泥灰岩。
（2）O2-3奥陶系泥灰岩的甲基菲指数与塔中奥陶系原油具有很好的可比性，而与TZ4油藏的原油无可比性。
（3）利用饱和烃甾、萜烷进行对比可以看出，Ⅰ类原油与∈—O1烃源岩关系更密切，而Ⅱ类原油和O2-3泥灰岩更是有较好的对比关系。
（4）塔中地区与Ⅱ类原油共存的天然气源自于O2-3泥灰质烃源岩。
图2—2—6 塔中地区全油碳同位素对比图（据赵孟军等，1998）
2.塔北地区原油分类及油源对比
与塔中地区原油一样，塔北隆起海相原油也可分为两类（表2—2—1）。
Ⅰ类原油主要分布于英买力、东河塘和轮南地区，Ⅱ类原油主要分布于桑塔木、解放渠东和吉拉克地区的奥陶系—石炭系地层中，但多有Ⅰ类原油的混合。两类原油在生物标志物特征及同位素特征上存在明显差异（表2—2—1，图2—2—7、图2—2—8、图2—2—9）。由于两类烃源岩所生成的油气具有共同的运移途径与方向，因而在一些地区所发现的原油不可避免地出现混源现象。如JN4、X3井原油在地球化学特征上更接近于Ⅰ类原油，JF128井则更接近于Ⅱ类原油（赵孟军等，1997）。
图2—2—7 英买力—东河塘—轮南地区原油甾萜分布图（Ⅰ）（据赵孟军等.1998）
图2—2—8 轮南—吉拉克地区原油甾萜分布图（Ⅱ）（据赵孟军等，1998）
图2—2—9 塔北隆起Ⅰ类海相油甾萜对比图（据赵孟军等.1998）
表2—2—1 塔北隆起海相原油成因分类
（据赵孟军等，1997）
表2—2—2 塔里木盆地主要油气藏原油的油源判识
（据赵孟军等，1998，修改）
①少量油或油显示。
对烃源岩与原油的研究得出以下几点主要认识。Ⅱ类原油在生物标志物特征及同位素特征上均与LN46井O2t泥灰岩类似。平面上，Ⅱ类原油主要分布在轮南断垒带东部的LN4井、LN10井、草2井和桑塔木、解放渠东和吉拉克地区奥陶系与石炭系地层中，与轮南南斜坡中奥陶统瘤状泥灰岩有机相的分布具很好的空间配置关系。Ⅰ类原油主要来源于成熟度更高的∈—O1碳酸盐岩烃源岩，另外，根据成熟度研究，东部干气不可能是塔北南斜坡中上奥陶统源岩的产物，只能是塔东∈—O1过成熟源岩的产物（赵孟军等，1997）。
对全盆地油源判识结果总结如表2—2—2所示。
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