0 引言
中下二叠统是准噶尔盆地重要的烃源岩层位和页岩油勘探层系。中二叠统芦草沟组研究程度较高，其研究范围集中在吉木萨尔凹陷以及博格达山周缘［1-5］。前人研究认为芦草沟组是在强烈的火山活动作用下、咸化湖盆背景下沉积的一套细粒混合沉积地层［6］，有机质类型以内生藻类为主、含量高且类型好［7-8］，奠定了准噶尔盆地页岩油勘探的物质基础。目前，玛湖凹陷下二叠统风城组、吉木萨尔凹陷—博格达山周缘中二叠统芦草沟组、克拉美丽山前中二叠统平地泉组以咸化湖盆环境下形成的“云质岩”为特征［9］，是准噶尔盆地页岩油研究的三大领域［10］。就研究程度而言，吉木萨尔凹陷芦草沟组研究程度最高，玛湖凹陷风城组次之［11-15］，而克拉美丽山前地区平地泉组研究程度目前还很低，其基本的地质特征以及与芦草沟组的差异性方面报道的还比较少。克拉美丽山前帐北断褶带—石树沟凹陷—黄草湖凸起—石钱滩凹陷与吉木萨尔凹陷—博格达山周缘地区以东西走向的沙奇凸起相隔。沙奇凸起将准东地区形成南北分割的构造格局［16］。虽然克拉美丽山前地区在平地泉组也有油藏发现，如火北1井、火北2井、石树1井等［10， 16-18］，但一直没有大的突破。究其原因，是这一地区平地泉组基础地质研究还很薄弱，特别是沉积环境以及烃源岩的基本特征还不清楚。平地泉组在克拉美丽山前多个凹陷及凸起均有分布，具有一定的规模性。因此，针对平地泉组的基础地质研究将为这一地区非常规油气勘探提供基础理论依据，而且也可以与沙奇凸起南侧芦草沟组进行对标，从而探讨芦草沟组沉积的同一时期准东地区全区的非常规油气勘探前景。石树1井在平地泉组全井段取心，岩心保存好，可以为平地泉组的纵向沉积环境演化分析、优质烃源岩的纵向分布研究以及页岩油资源评价等方面的研究提供最直接、准确的信息。本文研究通过对石树1井平地泉组岩心的系统研究，探讨了平地泉组沉积环境演化、有利烃源岩垂向分布以及页岩油资源潜力，以期对准东北地区中二叠统页岩油勘探提供理论支持。
1 地质背景
研究区位于准噶尔盆地东部地区克拉美丽山前［图1（a）］，以沙奇凸起与吉木萨尔凹陷相隔［图1（b）］。克拉美丽山在大地构造位置上属于古亚洲洋构造域的一部分，早泥盆世晚期向北俯冲并在早石炭世闭合，形成克拉美丽山前的前陆型盆地［10， 19］，形成了东西向分布的深大断裂［18］。印支—燕山构造期，伴随着博格达山快速隆起产生的向北推覆构造运动以及克拉美丽山前断裂的走滑作用，研究区产生了强烈的北东—南西向的挤压应力［18］。北东—南西方向挤压应力作用下强烈的构造运动形成了克拉美丽山前一系列隆凹相间的次级构造单元，从西向东包括沙帐断褶带、石树沟凹陷、黄草湖凸起、石钱滩凹陷等［图1（b）］［19］。另外，中二叠世平地泉期克拉美丽断裂发生右行走滑，造成前陆盆地向西迁移，沉降中心迁移至沙帐地区，彩南和奇台凸起出露，中间为沙南低凸带［20］。这种构造格局对准东地区南北沉积记录的分割具有重要影响，形成了克拉美丽山前由南向北地层增厚的沉积格局。同一时间单位沉积的岩石地层单元平地泉组和芦草沟组以沙奇凸起为界限，并各自呈东西向分布。
图1 准东地区构造单元及石树1井平地泉组地层特征（a）准噶尔盆地构造单元划分（据文献[22]）；（b）准东及准东南地区构造单元划分，其中准东南地区构造单元主要包括吉木萨尔凹陷、阜康断褶带等；目前准东地区细粒岩发育的岩石地层单元芦草沟组与平地泉组平面分布以沙奇凸起为界（构造单元划分据文献[26]）；（c）石树1井平地泉组岩性剖面；根据岩性变化可以划分为下段、中段和上段（修改自内部报告①） Fig.1 Tectonic units in eastern Junggar Basin and stratigraphic column of the Pingdiquan Formation in Well Shishu 1 |
本文研究的目的层为中二叠统平地泉组，主要分布于沙奇凸起以北。平地泉组暗色泥岩在克拉美丽山前地区分布广泛，厚度大，最厚可达到1 300 m，有机碳丰度高，生烃潜力大，是研究区重要的烃源岩［18］。平地泉组自下而上可以分为3段：平一段为深灰色泥岩夹砂岩、泥灰岩、油页岩；平二段为灰色泥岩与块状砂岩互层；平三段为灰色、灰绿色泥岩夹少量铁质砂岩、炭质泥岩薄层［10］。本文根据石树1井平地泉组全井段岩心观察（约300 m连续岩心）、测井响应特征以及参考油田的分段将该井平地泉组分段简化为下段、中段和上段［图1（c）］。该井下段电阻率曲线明显增高，且岩心观察表明该段粒度比中上段细，而且白云石、方沸石含量高。平地泉组下段与中上段电阻上的差异性可能受白云石、方沸石以及有机质含量控制［21］。中段砂层出现的频率明显增高、砂层的厚度明显增厚、白云石含量比下段减少、电阻率值降低且电阻率值的波动幅度比下段降低。上段则参考油田的分段方案划分。因此，平地泉组下段和中上段的特征及差异明显，界限比较清楚［图1（c）］。
2 沉积环境特征
克拉美丽山前地区中二叠统平地泉组在时间上对应于准噶尔盆地南缘芦草沟组和红雁池组［22］。前人在进行中二叠统层序划分时，将博格达山周缘芦草沟组和红雁池组2个组划分为一个完整的三级层序，芦草沟组下段至上段为沉积水体逐渐变深的上升半旋回，从而在芦草沟组上段形成优质烃源岩；红雁池组为三级层序的下降半旋回，为湖平面相对下降，沉积物粒度逐渐变粗的旋回［23-24］。与准噶尔盆地南缘对应，克拉美丽山前平地泉组可划分为一个完整的三级层序，与准噶尔盆地南缘芦草沟组和红雁池组组成的沉积序列相对应。平地泉组下段对应于芦草沟组，从下至上为粒度逐渐变细、沉积水体逐渐变深的环境变迁过程。如图1（c）岩性剖面平地泉组下段（2 420~2 560 m）底部粒度较粗，向上粒度变细，碳酸盐矿物含量增高。2 420~2 520 m段整体表现为稳定的深水沉积，岩心宏观表现为暗色块状云质沉凝灰岩，页理欠发育［图2（a）］，白云岩团块发育，以浊流的形式存在于暗色细粒岩中［图2（b）］。本文研究对石树1井平地泉组岩心进行了系统取样及镜下岩石鉴定。底部发育砂岩段，以碳酸盐胶结的岩屑砂岩为主。岩屑主要为火山岩岩屑，分选差［图3（a），图3（b）］。向上岩石粒度逐渐变细，颜色逐渐变深，其间夹有薄层粉砂岩或者细砂岩，但暗色细粒岩的厚度占绝对优势。根据前人对准东地区平地泉组细粒岩黏土矿物的识别方法，即加入石膏试板后旋转载物台根据干涉色判断［25］，石树1井平地泉组下段细粒岩整体黏土矿物含量低，属于富白云石的沉凝灰岩［图3（c），图3（d）］。白云石除了与火山灰尘形成云质沉凝灰岩以外，还常富集呈条带状，并与藻纹层交互沉积［图3（e），图3（g）］。
图2 石树1井平地泉组下段典型的细粒岩岩心照片(a)深湖相块状泥岩，页理欠发育，块号：16-40-38；(b)浊流沉积，细粒岩中浅色的团块为白云岩团块，块号：17-116-8 Fig.2 Representative core slabs of fine-grained rocks in the Lower Pingdiquan Formation in Well Shishu 1 |
图3 石树1井平地泉组下段典型岩石镜下特征（a）岩屑砂岩，岩屑以火山岩岩屑为主，分选差，次棱角为主，2 552.76 m，单偏光；（b）岩屑砂岩，2 552.76 m，正交光；（c）云质沉凝灰岩，白云石以泥粉晶为主，其他岩石结构组分中黏土矿物含量低，主要为蚀变的火山灰尘，2 510.09 m，正交光；（d）视域c加入石膏试板后的镜下特征，其特征为黏土矿物含量低，2 510.09 m；（e）白云岩纹层与藻纹层互层，红色纹层为藻纹层，2 459.4 m，单偏光；（f）视域(e)正交光下特征；（g）视域(e)正交光下加入石膏试板的特征 Fig.3 Representative characteristics of rocks in the lower Pingdiquan Formation in Well Shishu 1 under a microscope |
平地泉组中上段（大概2 420 m深度以浅，第1~15次取心）总体上沉积特征与下段有明显的差异，测井上电阻率值明显降低［图1（c）］。砂岩在中上段地层中出现的频率以及厚度占比增高，可识别出更多的浅水沉积相标志及浅水沉积相类型。除此以外，也可识别出浊流沉积，但总体上富有机质细粒岩在整段地层中所占的比例低。以第8次取心为例，岩心剖面中可识别出向上变细的沉积序列。序列底部发育泥砾及冲刷面［图4（a）］，指示了三角洲水下分流河道沉积。细砂岩层面常发育炭屑层［图4（b）］，并可识别较大的植物碎屑［图4（c）］，可判断其沉积环境为三角洲环境。当陆源碎屑物质供给充足的时候，陆源高等植物碎屑被河流输入湖泊沉积。另外，砂纹交错层理是平地泉组中上段常见的沉积构造类型［图4（d）］，指示了浅湖沉积。生物钻孔多倾斜［图4（e）］，宿主岩石为细砂岩，指示了浅水沉积环境。另外，相对于下段而言，中上段的生物化石明显增多，常保存完整，呈层状分布于岩层面［图4（f）］。生物化石出现的频率增高表明沉积水体的盐度趋向于正常；形态保存完整、破碎程度低指示了低能的浅水环境。平地泉组中上段总体上表现为沉积水体盐度降低，深度变浅，水动力能量增强的沉积环境。
图4 石树1井平地泉组中段典型的沉积环境相标志(a)三角洲水下分流河道泥砾，宏观呈向上变细的正韵律，块号：8-71-18；(b)沿着层面分布的炭屑层，指示三角洲环境陆源输入的有机质，块号：6-68-68；(c)层面植物碎片，指示陆源河流输入的高等植物碎片，块号：4-84-71；(d)沙纹交错层理，浅湖沉积，块号：9-66-39；(e)生物钻孔，倾斜产出，代表水体较浅的浅湖沉积环境，块号：7-63-36；(f)细粒岩层面生物壳，壳体形态完整，指示弱水动力、富氧、阳光充足的浅湖环境，块号：7-63-31 Fig.4 Facies markers in the middle Pingdiquan Formation in Well Shishu 1 |
①杭州地质研究院实验研究所准噶尔室.沙帐—大井地区二叠系致密油气沉积储层研究.内部资料，收稿日期:2013.
前人研究认为，准噶尔盆地在中二叠世处于造山后的应力松弛构造环境，盆地内形成多个沉积和沉降中心。准东地区沙奇凸起的分割形成了北部克拉美丽山前沉积凹陷和南部众多的沉积凹陷，形成两大沉积区以及平地泉组和芦草沟组2套岩石地层单元［27］。另外，也有学者认为奇台古隆起为石树沟凹陷沉积提供了南部物源［28］。准东北部地区二叠纪的沉积中心在克拉美丽山前，沉积厚度由北向南变薄［29］。另外，二叠纪早期的沉积中心靠近石钱滩凹陷一带，到二叠纪晚期随着准噶尔盆地东部地区抬升，沉积中心不断向西迁移直到火烧山一带［30］。准东北部地区早期为统一的沉积凹陷，经过印支—燕山期运动才形成一系列北东向的背斜和高角度逆断层，将准东北原来统一的坳陷分割为多个隆起与凹陷［29］。石树1井不论从岩石类型、化石类型、垂向岩石序列、生储盖组合均和前人［17］报道的沙帐断褶带重点评价井火11井类似，而石树1井与火11井在平面位置上还有一定的距离。这2口井在单井沉积序列以及沉积相标志方面的相似性指示了当时克拉美丽山前、沙奇凸起以北的东西走向的广大区域可能为一个统一的坳陷。因此，平地泉组下段的优质烃源岩在克拉美丽山前地带具有很广的平面分布范围。
3 细粒岩特征及页岩油资源潜力
3.1 有机质富集特征
前人研究认为，准噶尔盆地二叠系芦草沟组、平地泉组以及三塘湖盆地中部二叠系芦草沟组细粒岩为火山尘凝灰岩，与细粒陆源碎屑沉积物相似，但有本质区别，前者结构组分主要来自于火山喷发［31］。火山来源的结构组分含量在平地泉组下段所占的比例较高。细粒岩中方沸石的含量明显高于中上段。与此对应，下段有机质的含量及藻类发育的密集程度也比中上段密度高。图5为下段富有机质层段细粒岩典型的显微结构。藻类整体上密集程度高，而且方沸石含量也较高。藻纹层还与白云岩交互产出［图5（a）］。图5（b）中红色部分为层状藻，中间纹层段方沸石晶体较大，正交光下为全消光［图5（c）］。图5（d），图5（e）为藻纹层富集层段高倍数显微特征及荧光特征。藻纹层在荧光下发光性好，含黑色沥青质。藻纹层中的沸石矿物含量也较高，但晶体相对较小［图5（b），图5（c）］，上部和下部藻纹层中的方沸石晶体比中间纹层小。前人通过对比克拉美丽山前平地泉组和吉木萨尔凹陷芦草沟组后发现，平地泉组的方沸石平均含量明显高于吉木萨尔凹陷芦草沟组，这可能是这2套岩石地层单元重要的差别之一。方沸石化是火山碎屑岩特有的交代蚀变现象［26］，形成于高盐度、碱性、低温热液条件下，埋藏过程中由碱性长石及部分蒙脱石类黏土矿物成岩转化而成［32］。因此，高方沸石含量指示了平地泉组烃源岩中有很高的火山灰含量。藻类的勃发主要在每次火山活动之后的平静期。火山灰携带的大量营养物质让藻类繁盛。多期火山活动和有机质的富集形成一套富含有机质的凝灰质、泥质生油岩［33］。
图5 石树1井平地泉组下段有机质富集段典型镜下特征（a）藻纹层与白云岩纹层、富含方沸石的沉凝灰岩纹层交互沉积，2 459.4 m，单偏光；（b）藻纹层富集成层，红色纹层为层状藻高度富集纹层，方沸石晶体小，深黄色纹层中藻纹层含量降低，方沸石晶体比藻纹层富集段大，2 462 m，单偏光；（c）层状藻纹层，方沸石全消光，2 462 m，正交光；（d）高倍镜下藻纹层微观特征，2 462 m，单偏光；（e）藻纹层荧光特征，2 462 m，荧光 Fig.5 Microscopic characteristics of organic-rich source rocks in the lower Pingdiquan Formation in Well Shishu 1 |
3.2 有机质丰度垂向变化
本文研究对石树1井平地泉组全井段进行了系统的岩石鉴定，确定优质烃源岩发育层段深度段大概在2 420~2 520 m之间（即第15次取心至第22次取心）。此段岩心镜下层状藻类发育的频率以及密度均明显高于其他层段。测井解释的TOC数据以及热解参数S 1+S 2绝对值相对于岩心实测数据偏高，但其垂向分布与岩心分析数据规律性一致［图（6）］。其原因可能是由细粒岩中残留烃类引起。2 420 ~2 520 m段的TOC值明显高于其他层段［图6（a）］，而且热解参数S 1+S 2与TOC垂向分布规律一致。因此可以确定此段为石树1井平地泉组优质烃源岩发育层段。尽管据此参数确定的优质烃源岩段的厚度仅为100 m左右，但前人对整个克拉美丽山前地带的地层特征研究表明，烃源岩的厚度中心在帐北地区（火北1井、火北2井等区域），即本文研究的石树1井还不是优质烃源岩厚度最大的钻井。另外，克拉美丽山前在中二叠世为统一的沉积凹陷，平地泉组的沉积序列横向上可以对比［34］。因此可以推断克拉美丽山前地区平地泉组下段烃源岩的体量巨大，具有很大的生烃潜力。
3.3 干酪根类型及生烃潜力评价
3.4 页岩油资源潜力评价
3.4.1 平地泉组下段含油性评价
图10为TOC和S 1交会图。总体上来说，研究层段S 1含量偏低。根据包络线的特征可以将2 420~2 550 m烃源岩段的样品点分为3部分：①TOC<1%：此段S 1与TOC的相关性不明显，S 1均小于0.5 mg/g。②1%≤TOC<4%：此段S 1随着TOC的增高而增高。这段表明泥页岩中的储集空间还没有被完全充填满，生成的油量还没有达到泥页岩自身残留的需要。生烃母质含量高的岩石其含油性高。此阶段形成的烃类需要先满足干酪根的吸附以及无机矿物的吸附，然后再充注储集空间。此阶段属于具有一定勘探潜力的资源类型［41］。③TOC≥4%：大概以4%为界限，绝大部分岩石样品中的S 1含量相对稳定的维持在0.5~1.5 mg/g之间，即使岩石中的生烃母质含量再高，岩石中的游离烃含量基本保持不变。因此，0.5~1.5 mg/g代表研究层段残留烃的饱和程度。当满足次残留烃要求以后，生成的油将被排出。另外根据前人按照TOC对页岩储层的评价，这一类储层为高丰度储层［42］。
3.4.2 平地泉组下段生烃指数垂向变化
前人常用生烃潜力指数［I HGP=（S 1+S 2）/TOC×100］来反映烃源岩的生烃潜力，含油饱和度指数（I OS=S 1/TOC×100）常用来评价页岩的产油能力［37，43-44］。研究层段I HGP平均值为350.69 mg/g，分布范围为99.2~770.3 mg/g。从垂向分布看，生烃潜力从下至上逐渐增高，在2 420~2 480 m段最大，高过平均值［图11（a）］。图11（b）为平地泉组下段（2 400~2 550 m）页岩油可动性指数I OS随着深度的分布规律。赵贤正等［43］在评价渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油时，利用可动油指数I OS阀值100 mg/g评价页岩中原油的流动性，认为高于阀值将出现超越效应而具有产油能力。在2 400~2 420 m段，I OS值相对较高，镜下鉴定为细砂岩—中砂岩。因此，此段样品不是烃源岩样品，岩石渗透性相对细粒岩段好，是紧邻烃源岩的储集岩。2 420~2 550 m段可动油指数I OS普遍小于80 mg/g，但其垂向上的规律性比较明显。该段中部（2 420~2 510 m）I OS值比较低，向上和向下逐渐增高，表明可动油的含量向上逐渐增高。相对应的中上部生烃指数比较高，中上部的油气可以向上临近的砂岩层排出成藏。可动油指数I OS总体特征表明，2 420~2 550 m段岩石偏致密，储集空间有限，含油程度一般，但与其相邻或者其间夹杂的砂层能很好地捕获油气，成为潜在的有利储层段。
热解参数中的热解峰温T max可以用于反映有机质的热演化程度，其分布范围反映了平地泉组下段有机质多处于成熟生油阶段。通常情况下T max值随着埋藏深度的增加、地温的升高应该表现为持续升高的趋势，但平地泉组下段有机质富集段（2 420~2 520 m）T max随着埋藏深度的增加先增大，然后在2 470 m深度开始向下逐渐降低［图12（a）］。导致T max这种变化规律的控制因素可能为烃源岩存在大量的游离烃，影响了T max的测量值。从中部向下游离烃含量增高也可以从图12（b）中得到验证。油气产率（PI，PI=S 1/（S 1+S 2）随着深度的变化规律则与T max呈现相反的规律，即随着深度的增加先降低，然后增加，并与T max指数随深度变化出现相反的演化规律［图12（b）］。从T max和PI的交会图可见两者的负相关关系明显（图13），表明平地泉组下段烃类滞留明显。另外，从T max与PI相关图也可以看出研究层段的油为源内自生，无外来油气。这一规律与吉木萨尔凹陷芦草沟组特征一致［37］。由于平地泉组下段岩石致密，烃类很难发生长距离运移，从而残留在烃源岩中形成“自生自储”的非常规储层。中上部烃源岩生成的油能够排出到相邻的砂层中，而下部烃源岩中生成的油气滞留明显。因此，研究层段靠下部更容易形成烃源岩中的滞留聚集成因的油，形成“自生自储”的页岩油聚集模式。
图12 石树1井平地泉组下段T max, R O和PI指数随深度的变化(a)热解峰温T max随深度的变化规律；(b) PI随深度的分布规律;图中PI=S 1/(S 1+S 2)。 Fig.12 Vertical distributions of T max, R O and PI in the lower Pingdiquan Formation in Well Shishu 1 |
3.4.3 克拉美丽山前平地泉组下段页岩油资源潜力综合评价
克拉美丽山前地区平地泉组下段与沙奇凸起以南的芦草沟组形成于同一时期，而且沉积大背景具有很大的相似性。因此，有理由相信克拉美丽山前地区一系列残余凹陷也具有较好的油气勘探前景。石树1井虽然在平地泉组具有完整、连续的取心，但这口井并不是位于沉积中心。通过石树1井平地泉组连续取心的分析以及综合研究区的地质特征认为克拉美丽山前平地泉组的油气勘探具有可观的前景。
（1）平地泉组下段具有很好的生烃能力。以上细粒岩中有机质的镜下富集特征分析表明平地泉组下段藻类富集程度高。烃源岩参数分析表明平地泉组下段干酪根类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，是生油有利的有机质类型。TOC含量普遍较高，有机质热演化程度适中，有机质大量处于生油阶段。前人研究认为页岩油储层评价的范围有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，R O值在0.6%~1.2%之间，处于低熟—成熟阶段的烃源岩［42］。从石树1井平地泉组下段烃源岩的干酪根类型及R O值来看，其烃源岩均属于页岩油评价的范畴。从前人对克拉美丽山前平地泉组R O值的平面分布来看，大部分地区的R O值都位于0.6%~1.2%之间，有利区面积大（图14），前景可观［46］。克拉美丽山前地区虽然现今的构造单元复杂，为一系列南北向的断裂分割为多个凹陷和凸起，但在平地泉组沉积时期为统一的凹陷，其沉积中心位于火烧山地区（即图14中的沙帐凸起）。沉积中心有巨厚的富有机质细粒岩沉积。因此，从烃源岩的平面分布、有机质含量、热演化成熟度、细粒岩体量等方面来看，克拉美丽山前地区平地泉组下段的生烃量巨大，奠定了该地区二叠系油气勘探的基础。
（2）虽然研究层段泥页岩的含油性及可动性有不足，但与其相邻的砂层可以很好地捕获油气从而形成储层，整体上具有勘探前景。上文岩性特征分析表明石树1井细粒岩及有利的烃原岩主要位于平地泉组下段（2 420~2 550 m）。整体上烃源岩中有较粗的岩相段与之交互出现。从含油性S 1及可动性指数I OS来看，该井细粒岩含油饱和度和可动性一般，在目前的开采条件下还不具备经济价值。但从2方面可以推断克拉美丽山前平地泉组的勘探潜力。一是生成的油能够就近运移到相邻的富砂岩相层中形成油藏。虽然平地泉组的烃源岩特征和沙奇凸起以南的芦草沟组相似，但不同之处是平地泉组具有一定的粗粒岩相层与之交互。克拉美丽山前地带靠近物源，有一定的粗碎屑沉积物输入，形成三角洲沉积以及浅湖滩坝沉积。虽然平地泉组细粒岩相对于芦草沟组具有页理欠发育、储集空间有限等不足，但与之相邻的粗碎屑岩相层增加了其成藏的机会。另外一方面是石树1井并非位于沉积中心，从克拉美丽山前全区还有巨厚的富有机质细粒岩分布于深凹陷带。因此，从宏观分布来看，克拉美丽山前具有一定的页岩油勘探潜力。
4 结论
石树1井在平地泉组全井段取心，是克拉美丽山前地带重点探井。本文研究通过石树1井平地泉组详细的岩石分析、沉积环境分析、烃源岩相关参数分析以及页岩油评价，得到以下几点认识：
（1）平地泉组整体上为一向上变深再变浅的三级旋回，对应于沙奇凸起以南芦草沟组和红雁池组序列组合。下段（约2 420 m以深）以半深湖相—深湖相为主，发育厚层优质烃源岩；中上段（2 420 m以浅）陆源碎屑供给增强，以浅湖沉积为主，烃源岩厚度薄，有机质丰度低。
（2）平地泉组干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，与芦草沟组基本一致，主要的有机质来源于内生藻类，特别是层状藻富集；藻类富集的宿主岩石主要为沉凝灰岩，以高含量的方沸石为特征，指示了碱性咸化环境、火山物质供给的营养充足的环境，有利于有机质的富集。
（3）石树1井平地泉组整体上页理不发育，烃类滞留明显，抑制了有机质的热演化；另外，烃类很难排出，有“自生自储”的特点；另外，平地泉组下段烃源岩厚度大，有机质含量高，平面分布广，成熟度适中，页岩油勘探潜力大。
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