Dibenzothiophene (Diphenylene sulfide) CAS: 132-65-0

Nghiên cứu này khảo sát các đặc điểm địa hóa phân tử và ý nghĩa địa chất của dầu thô từ giếng B6 trên sườn Maigaiti, thuộc phần tây nam của bồn trũng Tarim. Các tác giả đã phân tích nhiều bộ dữ liệu về hợp chất chỉ thị sinh học (biomarker) và thành phần đồng vị lưu huỳnh đặc trưng cho từng hợp chất (δ³⁴S) của các dibenzothiophene (DBT)—một nhóm hợp chất thơm chứa lưu huỳnh được sử dụng vừa làm chỉ dấu xác định độ trưởng thành vừa làm dấu vết để đối sánh nguồn dầu—nhằm đánh giá quá trình biến đổi thứ sinh và xác định mối quan hệ giữa dầu và đá mẹ. Các chất hóa học chính được khảo sát bao gồm diamondoid (92,7 μg/g dầu) và các dẫn xuất lưu huỳnh của chúng là thiadiamondoid (0,20 μg/g dầu)—đóng vai trò là các chỉ dấu chẩn đoán quá trình biến đổi do phản ứng khử sulfate nhiệt hóa (TSR); 25-norhopane (sự vắng mặt của chất này cho thấy không xảy ra quá trình phân hủy sinh học); aryl isoprenoid (AI)—vắng mặt trong dầu giếng B6 nhưng lại phong phú trong các loại dầu có nguồn gốc từ kỷ Cambri, do đó đóng vai trò là chỉ dấu phủ định đối với sự đóng góp của nguồn đá mẹ kỷ Cambri; triaromatic sterane (TAS) và triaromatic dinosterane (TDS) dùng để tái tạo môi trường lắng đọng; và gammacerane dùng để đánh giá độ mặn. Hàm lượng rất thấp của các hợp chất DBT, diamondoid và thiadiamondoid, cùng với sự vắng mặt của 25-norhopane và AI, cho thấy dầu giếng B6 không trải qua quá trình biến đổi thứ sinh đáng kể (như TSR, nứt gãy nhiệt hay phân hủy sinh học) cũng như không bị pha trộn. Các giá trị δ³⁴S đặc trưng cho từng hợp chất của DBT (trung bình ~6,41‰) tương đồng chặt chẽ với giá trị của kerogen thuộc Hệ tầng Lianglitag kỷ Ordovic muộn (O₃l) (trung bình ~5,62‰) thay vì đá mẹ kỷ Cambri; điều này xác định dầu giếng B6 là loại dầu thành phần cuối (end-member) có nguồn gốc từ kỷ Ordovic đầu tiên được phát hiện tại bồn trũng Tarim, mang lại tiềm năng lớn trong việc giải quyết các tranh cãi lâu nay về mối quan hệ dầu-nguồn và định hướng thăm dò hydrocarbon ở các tầng sâu.