Hydrocarbon-generating potential of the Middle Permian Lucaogou source rock in the eastern Junggar Basin

Deyu GONG; Yihao MIAO; Xuan CHEN; Hongguang GOU; Tong LIN; Di LI; Runze YANG; Yan HAN

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2024.03.011

Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 5: 823 - 837

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.03.011

Hydrocarbon-generating potential of the Middle Permian Lucaogou source rock in the eastern Junggar Basin

Deyu GONG ^,¹ ,
Yihao MIAO ² ,
Xuan CHEN ³ ,
Hongguang GOU ³ ,
Tong LIN ¹ ,
Di LI ² ,
Runze YANG ¹ ,
Yan HAN ⁴

Expand

^1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China
^2. School of Energy College，China University of Geosciences（Beijing），Beijing 100083，China
^3. Research Institute of Exploration and Development，Tuha Oilfield Company，PetroChina，Hami 839009，China
^4. School of Geosciences and Surveying and Mapping Engineering，China University of Mining and Technology（Beijing），Beijing 100083，China

Received date: 2024-02-19

Revised date: 2024-03-22

Online published: 2024-04-08

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42272188)

the PetroChina Forward-looking Basic Technology Project(2021DJ0206)

the Fund Project of Research Institutes Directly under PetroChina(2020D-5008-04)

Fold

Abstract

The Middle Permian Lucaogou Formation is the most significant source rock in the eastern Junggar Basin. Although previous studies have confirmed that it has excellent hydrocarbon-generating potential in the Jimsar Sag， its hydrocarbon-generating potential in the other areas of the eastern Junggar Basin remains problematic. Based on total organic carbon and pyrolysis， organic petrology， hydrocarbon simulation experiments， basin simulation， and combined well-seismic coupling interpretation， this study systematically compared the hydrocarbon-generating potential of the Lucaogou source rock in the Jimsar Sag with that in the other areas of the eastern Junggar Basin， discussed the sedimentary environment of the high-quality source rocks， and depicted the distribution of practical source kitchen. The Lucaogou source rocks in the eastern Junggar Basin are a set of oil-prone source rocks dominated by type I-II kerogens and are generally classified as good to excellent source rocks. Nowadays， the area of the Lucaogou source rocks that enter the main oil-generating window reached approximately 1.1×10⁴ km². Except for the bulge area， the Lucaogou source rocks in the eastern Junggar Basin successively entered the hydrocarbon-generating threshold during the Jurassic and generally entered the main oil-generating window in the Cretaceous. The Lucaogou source rocks in the Jimsar Sag and the other parts of the eastern Junggar Basin shared similar biomarker fingerprints which are characterized by relatively low ratios of Pr/Ph， Pr/n-C₁₇， Tm/C₃₀-hopane， C₁₉/C₂₀-tricyclic terpene， and C₂₄-tetracyclic terpene/C₂₆-tricyclic terpene and relatively high β-carotene content， gammacerane index and Ts/Tm ratios. These characteristics reflected that they were deposited in a strongly reducing brackish lacustrine environment， with their parental sources dominated by lower organisms such as algae and bacteria. Generally， the Lucaogou source rocks in the eastern Junggar Basin had an oil-generating intensity of more than 3×10⁶ t/km². Several oil-generating centers with an oil-generating intensity of more than 5×10⁶ t/km² were developed in the front of the Bogda Mountain， Jimsar Sag， Dongdaohaizi Sag，Wucaiwan Sag，and Shazhang Fault Zone，covering a total area of approximately 12 500 km². These characteristics of the Lucaogou source rocks promised a favorable potential for the formation of large and medium oil fields. The results further consolidated the oil and gas resources in the eastern Junggar Basin and provided valuable references for exploring future oil and gas fields.

Key words： Eastern Junggar Basin; Lucaogou Formation; Hydrocarbon-generating potential; Biomarker fingerprints; Source kitchen

Cite this article

Deyu GONG , Yihao MIAO , Xuan CHEN , Hongguang GOU , Tong LIN , Di LI , Runze YANG , Yan HAN . Hydrocarbon-generating potential of the Middle Permian Lucaogou source rock in the eastern Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(5) : 823 -837 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.03.011

0 引言

2023年，准噶尔盆地生产油气当量达1 805×10⁴t，位列全国第八，是中国大型含油气盆地之一［图1（a）］。盆地石油和天然气总资源量分别为80.08×10⁸ t和2.31×10¹² m³，油气资源十分丰富^［1-2］。准噶尔盆地的现代石油工业已有百余年历史，但其常规石油和天然气探明率分别仅为32.6%和8.7%（处于勘探早—中期），仍然具备极大的勘探潜力^［3］。

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图1 准噶尔盆地构造单元特征（a）和东部地区地质概况（b）

Fig.1 Structural units of the Junggar Basin（a） and geological background of the eastern Junggar Basin（b）

目前，准噶尔盆地已探明石油储量主要集中在西北缘（玛湖油田、克拉玛依油田、金龙油田等）和腹部（石西油田、石南油田、陆梁油田等），约占盆地探明石油储量的80%^［3］。相较而言，准噶尔盆地东部（准东）地区仅探明了北三台、火烧山、沙北、沙南等一批中小型油田［图1（b）］，探明石油储量不足全盆地的9%，有望成为寻找油气勘探战略接替领域的主战场^［3］。

油—源对比表明，准东地区原油主要来自中二叠统芦草沟组（P₂ l；部分地区称为下乌尔禾组或平地泉组）湖相烃源岩^［4-5］。2019年，在位于准东的吉木萨尔凹陷确立了国家级陆相页岩油勘探开发示范区，芦草沟组形成10亿吨级的页岩油储量规模，证实了此套烃源岩在该凹陷具备极好的生烃潜力^［6-8］。然而，除吉木萨尔凹陷外，准东其他地区芦草沟组是否具备规模生烃潜力尚待进一步深入研究。

本文共采集了准东地区83口井的263个烃源岩样品，基于总有机碳和热解分析、有机岩石学分析、生烃模拟实验、盆地模拟、井—震联合解释等方法，系统比较了吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的生烃潜力，探讨了优质烃源岩的发育环境，刻画了规模有效烃源灶的分布范围，进而指明了大中型油气田勘探方向。研究结果进一步夯实了准噶尔盆地东部油气资源基础，为寻找盆地油气勘探战略接替领域提供了有益的借鉴。

1 地质背景

准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区北部，是我国西部大型含油气叠合盆地之一。盆地西北边界为扎伊尔山、哈拉阿拉特山和德伦山，东北边界为青格里底山和克拉美丽山，南部边界为博格达山和依林黑比尔根山，东西宽，南北窄，整体呈菱形，面积约为13.6×10⁴ km²［图1（a）］。

准噶尔盆地先后经历了海西、印支、燕山及喜马拉雅运动，北东—南西向的挤压应力形成了一系列大型断裂，将盆地分隔为两大坳陷、三大隆起和一个山前冲断带共6个一级构造单元，并进一步划分为44个二级构造单元［图1（a）］^［9-10］。研究区位于准噶尔盆地东部，涵盖白家海凸起、东道海子凹陷、五彩湾凹陷、吉木萨尔凹陷、阜康凹陷、北三台凸起、沙帐断褶带、沙奇凸起和石树沟凹陷等二级构造单元（图1）。

准噶尔盆地构造演化可大致划分为晚石炭世—早二叠世海相/残留海相前陆盆地；中晚二叠世前陆型陆内坳陷盆地；三叠纪—古近纪坳陷盆地；新近纪—第四纪再生前陆盆地等4个阶段^［11-13］。其中，晚石炭世—早二叠世是准噶尔盆地整体结束海相沉积历史，开始陆相湖泊沉积的关键时期^［14-15］。石炭系作为准噶尔盆地基底，发育滨浅海/海陆交互相火山岩和火山碎屑岩^［14］。上石炭统巴塔玛依内山组（C₂ b）是研究区一套重要的烃源岩，烃源岩段主要位于地层中部，岩性包括暗色泥岩、炭质泥岩、凝灰质泥岩和沉凝灰岩等（图2）^［16-17］。中二叠世，研究区气候温和，生物繁茂，水体较深，发育深湖—半深湖相沉积，形成了较好的有机质富集环境^［18］。中二叠统芦草沟组整体发育泥岩、泥质粉砂岩和砂质泥岩，是研究区又一套重要的烃源岩层系（图2）^［19］。

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图2 准噶尔盆地东部地区地层综合柱状图

Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of the eastern Junggar Basin

围绕P₂ l含油气系统，准东地区发育3类成藏组合：第一类是以C₂ b顶部火山岩风化壳为储层，以不整合面之上二叠系、三叠系或侏罗系泥岩为盖层，由P₂ l烃源岩通过不整合面侧向供烃构成的“新生古储”型成藏组合；第二类是以P₂ l泥岩和相邻粉砂岩层构成的“自生自储”型页岩油成藏组合；第三类是以P₂ l及上覆地层中的优质砂体为储层，层间泥岩为盖层，以断裂为主要输导体系构成的“下生上储”型成藏组合（图2）。

2 烃源岩评价

2.1　有机质类型

干酪根是主要由C、H、O这3种元素构成的复杂混合物，其元素构成的差异与生烃产物类型密切相关^［20］。通常，Ⅰ型干酪根生源主要来自于藻类和微生物的脂类化合物，其H/C原子比大于1.5，O/C原子比小于0.1，以生油为主；Ⅱ型干酪根生源主要来源于浮游动植物和微生物，其H/C原子比介于1.0~1.5之间，O/C原子比介于0.1~0.2之间，既生油又生气；Ⅲ型干酪根生源主要来自陆地植物的木质素和纤维素，其H/C原子比小于1.0，O/C原子比可达0.2以上，以生气为主^［20-22］。

吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩的H/C原子比为0.41~1.60（平均为1.20）；O/C原子比为0.03~0.30（平均为0.10），主要表现出Ⅰ—Ⅱ型干酪根特征；准东其他地区P₂ l烃源岩的H/C原子比为0.34~1.52（平均为0.85）；O/C原子比为0.03~0.23（平均为0.10），整体与吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩接近［图3（a），表1］。除Ⅰ—Ⅱ型干酪根外，准东其他地区P₂ l烃源岩还包含相对更多的Ⅲ型干酪根，说明烃源岩母质来源除藻类和微生物外，还有较多的陆源高等植物输入［图3（a），表1］。

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图3 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩O/C vs. H/C（a）和氢指数 vs. T _max（b）交会图

Fig.3 Cross plots of O/C vs. H/C （a） and I _H vs. T _max （b） of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

表1 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩评价参数

Table 1 Evaluation parameters of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

参数	吉木萨尔凹陷	样品数	准东其他地区	样品数
I _H/（mg/g）	48~676 330	82	7~669 188	181
I _Ho/（mg/g）	655	82	491	181
T _max/℃	429~454 447	82	428~482 443	181
（S ₁+S ₂）/（mg/g）	0.52~79.4 14.7	82	0.04~61.44 7.34	181
TOC/%	0.34~10.85 3.47	82	0.06~11.94 2.48	181
TOC _o/%	0.66~15.16 4.80	82	0.11~15.73 3.92	181
R _O/%	0.52~1.24 0.69	39	0.56~1.55 0.87	30
H/C	0.41~1.60 1.20	62	0.34~1.52 0.85	61
O/C	0.03~0.30 0.10	62	0.03~0.23 0.10	61

注： $0.52 ~ 79.4 14.7$ = $最小值— 最大值平均值$

热解氢指数（I _H）也是区分烃源岩有机质类型的常用参数^［23-24］。吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩的I _H值为48~676 mg/g（平均为330 mg /g），约70%的样品属于Ⅰ—Ⅱ型干酪根［图3（b），表1］。准东其他地区P₂ l烃源岩的I _H值为7~669 mg/g（平均为191 mg/g），约70%的样品属于Ⅱ—Ⅱ/Ⅲ型干酪根，表现出油气兼生的特征，有机质类型略逊于吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩［图3（b），表1］。

需要指出的是，随着热成熟度的增加和生排烃过程的进行，烃源岩的I _H值会逐渐降低，只有低成熟/未成熟阶段的初始氢指数（I _Ho）才能真实地反映烃源岩原始的有机质类型。基于S型统计学模型，BANERJEE等^［25］提出了一种反映氢指数和最高热解峰温（T _max）关系的数学回归方法，通过计算最优解以获得初始氢指数等参数：

I _H=1/｛a×exp［b×（T _max-435）］）+1/I _Ho｝（1）

式（1）中：a、b为常数，无因次；I _H为实测氢指数，mg/g；T _max为最高热解峰温，℃。I _Ho为初始氢指数，即I _H—T _max曲线在I _H轴的交点。

计算结果表明，吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩的I _Ho值为655 mg/g，表现为Ⅰ型干酪根特征；准东其他地区P₂ l烃源岩的I _Ho值为491 mg/g，表现为II型干酪根特征，有机质类型较吉木萨尔凹陷略差，但总体仍表现出倾油的特征［图3（b），表1］。

干酪根的有机显微组分通常可分为腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组4类，分别代表不同的母质来源：腐泥组主要来源于以藻类为主的低等水生生物；壳质组原始母质主要为植物繁殖器官以及树枝、树叶、树根的表皮和分泌物等；镜质组和惰质组原始母质均为高等植物木质部组织^［26-28］。

吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩样品镜质组含量为11.8%~77.6%（平均为50.3%），见大量黑色腐殖组分碎屑和结构镜质体碎片；腐泥组和壳质组总含量为8.1%~27.5%（平均为20.0%），样品以矿物沥青基质构成岩石基底，含少量小孢子体和碎屑壳质体，其中部分见强荧光条带，推测为腐泥体［图4，图5（a）—图5（c），表1］。准东其他地区P₂ l烃源岩的有机显微组分中镜质组含量为56.1%~89.4%（平均为65.9%，表1），略高于吉木萨尔凹陷，局部相对富集碎屑镜质体，普遍被溶蚀；腐泥组和壳质组总含量为9.1%~20.7%（平均为15.2%），矿物沥青基质荧光显著，其中分布少量碎屑壳质体和黄铁矿，基底中偶见树脂体和碎屑壳质体［图4，图5（d）—图5（f），表1］。

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图4 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩有机显微组分相对百分含量三角图

Fig.4 Triangle diagram of the relative percentage content of organic macerals in the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

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图5 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩有机显微组分特征

（a）—（c）吉木萨尔凹陷，吉24井泥岩样品，1 691.4 m，光片，反射荧光；（d）—（f）准东其他地区，北407井泥岩样品，2 957.7 m，光片，反射荧光。注：Ld为碎屑壳质体；Py为黄铁矿；MB为矿物沥青基质；Ld为碎屑壳质体；Cd为无结构镜质体；SF为半丝质体；Mis为小孢子体；H为腐泥体；T为结构镜质体；Id为碎屑惰质体

Fig.5 Organic maceral characteristics of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

本文研究中P₂ l烃源岩样品镜质组含量普遍较高，腐泥组和壳质组倾油显微组分含量较低，可能是由于样品取样位置距离湖盆中心较远、陆相湖盆中陆源有机质输入较多以及较高成熟度导致腐泥组和壳质组显微组分光性减弱等因素综合影响所致。尽管如此，从有机显微组分仍能反映出吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩有机质类型比准东其他地区相对更好这一总体规律（图4，图5，表1）。

2.2　有机质丰度与生烃潜力

吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩有机质丰度高，其TOC值介于0.34%~10.85%之间（平均为3.47%），约76%的样品TOC>2.0%；生烃潜量（S ₁+S ₂）值介于0.52~79.4 mg/g之间（平均为14.7 mg/g），属于极好和好烃源岩级别的样品分别占样品总数的76%和16%（图6，表1）。准东其他地区P₂ l烃源岩TOC值介于0.06%~11.94%之间（平均为2.48%），约45%的样品TOC>2.0%；S ₁+S ₂值介于0.04~61.11 mg/g之间（平均为7.34 mg/g），属于极好和好烃源岩级别的样品分别占样品总数的47%和28%，有机质丰度略低于吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩（图6，表1）。

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**图6 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩TOC vs. S ₁+S ₂交会图**

Fig.6 TOC vs. S ₁+S ₂ cross plot of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

需要指出的是，TOC同样随着热成熟度的增加和生排烃过程的进行会逐渐降低，低成熟/未成熟阶段的初始总有机碳含量（TOC _o）更能反映烃源岩真实的有机质丰度^［29］。根据公式（2）和公式（3），计算得到准东地区P₂ l烃源岩的TOC ₀值。

T _r=1-I _H/I _Ho （2）

TOC ₀=83.33×I _H×TOC/［I _Ho×（1-T _r）×

（83.33-TOC）+I _H×TOC］（3）

式中：T _r为干酪根的生烃转化率，%；TOC ₀为初始有机质含量，%；I _Ho由式（1）获得。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的TOC ₀值分别为0.66%~15.16%（平均为4.80%）和0.11%~15.73%（平均为3.92%），同样反映出二者均具有较高的有机质丰度（表1）。

在静态热解参数分析的基础上，对准东地区P₂ l烃源岩样品开展封闭体系下黄金管生烃热模拟实验，实验步骤见文献［30］。P₂ l烃源岩样品来自位于准东地区的沙丘11井（2 870.4 m），其TOC值为1.74%，岩性为黑色页岩，实测镜质体反射率（R _O）为0.60%。结果显示：在与实际地质条件相对更为接近的慢速升温条件下（2 ℃/min），P₂ l烃源岩样品生成轻烃（C_6-14）的最大产率为210 mg/g_TOC，生成重烃（

C 14 +

）的最大产率为490 mg/g_TOC，考虑到该实验样品有机质丰度在本次分析的样品中仅为中等级别，研究区P₂ l烃源岩整体应具备很好的生油能力（图7）。

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图7 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩液态烃产率

Fig.7 Liquid hydrocarbon yields of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

2.3　有机质成熟度

镜质体反射率和岩石热解峰温是常用的反映成熟度的代用指标^［31-33］。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的R _O值分别为0.52%~1.24%（平均为0.70%）和0.56%~1.55%（平均为0.87%），二者较为接近，总体均位于主生油窗（图8）。在剔除了S ₂值小于0.2 mg/g的数据后，二者的T _max值分别为429~454 ℃（平均为447 ℃）和428~482 ℃（平均为443 ℃），主频分布在430~460 ℃之间，同样指示该套烃源岩现今已处在主生油窗阶段［图3（b），表1］。

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图8 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩R _O和深度交会

Fig.8 R _O vs. depth cross plot of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

准东地区P₂ l烃源岩R _O值（对数坐标）和深度表现出较好的线性关系，推测生烃门限深度（R _O> 0.5%）约在2 000 m，主生油窗约在2 400~3 000 m的深度区间内（图8）。这显然与研究区现今较低的地温梯度不匹配（约2 ℃/100 m）^［16］，推测主要是由于多数样品位于构造高部位，芦草沟组上覆多套地层长期抬升剥蚀所致。根据研究区芦草沟组顶界构造图、R _O—深度关系和前人对研究区地层剥蚀量的相关认识^［34-36］，本文研究刻画了现今研究区芦草沟组顶界的R _O平面等值线图（图9）。除沙帐断褶带、北三台凸起和沙奇凸起外，准东地区P₂ l烃源岩普遍已经成熟，进入主生油窗（R _O>0.7%）的面积达1.1×10⁴ km²（图9）。吉木萨尔凹陷、五彩湾凹陷和石树沟凹陷P₂ l烃源岩主体处于生油高峰早期阶段（R _O=0.7%~1.0%）；阜康凹陷和东道海子凹陷斜坡区P₂ l烃源岩已普遍进入生油高峰（R _O=0.7%~1.3%），在深凹区和部分斜坡区P₂ l烃源岩进入生凝析油—生干气阶段（R _O>1.3%），面积约为500 km²（图9）。现今，P₂ l烃源岩在准东地区较高的热演化程度为该区大中型油气田的形成提供了必要条件。

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图9 准噶尔盆地东部地区中二叠统芦草沟组顶界R _O平面等值线

Fig.9 Contour map of R _O at top boundary of the Middle Permian Lucaogou Formation in the eastern Junggar Basin

基于横跨研究区的一条东西向二维地震格架剖面［A—A’；剖面位置见图1（a）］，利用盆地模拟软件Petromod恢复了P₂ l烃源岩的埋藏史和热演化史。模拟所需的相关参数，如岩石电导率、关键时期的古地温梯度、现今地温梯度、古热流值等来自文献［37-40］，镜质体反射率数据来自本文的分析数据和前人成果^［17］。

早侏罗世早期，准东地区P₂ l烃源岩尚未进入生烃门限［图10（a）］。早侏罗世晚期，阜康凹陷最深处P₂ l烃源岩开始进入生烃门限，北三台凸起和吉木萨尔凹陷尚未成熟［图10（b）］。晚侏罗世，阜康凹陷P₂ l烃源岩普遍进入生烃门限，局部已进入主生油窗，吉木萨尔凹陷最深处也开始进入生烃门限［图10（c）］。早白垩世，P₂ l烃源岩在阜康凹陷中心处已进入生凝析油阶段，在斜坡区也已进入主生油窗—低成熟阶段，但在构造高部位仍未成熟；P₂ l烃源岩在吉木萨尔凹陷普遍进入生烃门限，在凹陷深部进入主生油窗［图10（d）］。白垩纪末期，研究区发生了一期大规模区域构造抬升事件，地层遭受剥蚀，P₂ l烃源岩的生烃演化进程基本停滞［图10（e）］。此后，P₂ l烃源岩再次沉降。现今，阜康凹陷深部P₂ l烃源岩R _O值普遍大于2.0%，进入大量生干气阶段，斜坡区整体进入生油高峰及生凝析气阶段；吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩也已普遍进入生油高峰；北三台凸起P₂ l烃源岩仅部分进入生烃门限，热演化程度始终较低［图10（f）］。

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图10 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩生烃演化剖面

Fig.10 Hydrocarbon evolution profile of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

3 烃源岩生物标志物与沉积环境

生物标志物的分布和组成特征可以反映烃源岩的沉积环境、母质来源和成熟度等信息^［41］。基于样品抽提物中类异戊二烯烷烃、萜烷和藿烷类生物标志物特征，本文系统分析了准东不同地区P₂ l烃源岩的氧化—还原环境、水体盐度和母质来源，并与区内C₂ b烃源岩进行了对比。

3.1　氧化还原环境

姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）是最具代表性的类异戊二烯化合物，其母质主要来源于植物或藻类叶绿素侧链上的植醇^［42］。在氧化环境中，植醇被氧化为植烷酸，然后脱去C₂H₅（OH），生成姥鲛烷；在还原环境中，植醇会通过氢化作用生成二氢化植醇，加氢并脱去C₂H₅（OH），最终形成植烷^［43］。因此，姥植比（Pr/Ph）可作为判断氧化—还原条件的代用指标。通常，Pr/Ph值小于0.5反映强还原环境；Pr/Ph=0.5~1.0反映还原环境；Pr/Ph=1.0~2.0反映还原—氧化的过渡环境；Pr/Ph=2.0~4.0反映氧化环境；Pr/Ph值大于4.0对应强氧化环境^［44］。

吉木萨尔凹陷P₂ l烃源岩Pr/Ph值介于0.81~2.62之间（平均为1.21），80%的样品Pr/Ph值介于1.0~2.0之间，指示还原—氧化的过渡环境；准东其他地区P₂ l烃源岩Pr/Ph值为0.88~2.67（平均为1.51），70%的样品Pr/Ph值介于1.0~2.0之间，略高于吉木萨尔凹陷，总体仍反映了还原—氧化的过渡环境。与上述情况不同，准东地区C₂ b烃源岩Pr/Ph值介于2.15~9.13之间（平均为5.57），明显高于P₂ l烃源岩，指示氧化—强氧化环境［图11（a），图12（a），图12（c），表2］。上述结论在Ph/n-C₁₈—Pr/n-C₁₇图版中也得到了印证［图11（b），表2］。

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图11 准噶尔盆地东部地区P₂ l和C₂ b烃源岩生物标志物特征

Fig.11 Biomarker characteristics of the P₂ l and C₂ b source rocks in the eastern Junggar Basin

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图12 准噶尔盆地东部地区P₂ l和C₂ b烃源岩生物标志物谱图

R₁：n-C₁₇（正构十七烷）；R₂：Pr（姥鲛烷）；R₃：n-C₁₈（正构十八烷）；R₄：Ph（植烷）；R₅：β-胡萝卜烷；T₁：C₁₉，14β（甲基）-三环萜烷；T₂：C₂₁，13β（H），14α（H）-三环萜烷；T₃：C₂₆三环萜烷；T₄：C₂₄四环萜烷；T₅：18α，-22，29，30-三降藿烷（Ts）；T₆：17α，-22，29，30-三降藿烷（Tm）；T₇：C₃₀，17α（H），21β（H）-藿烷；T₈：伽马蜡烷

Fig.12 Biomarker fingerprints of the P₂ l and C₂ b source rocks in the eastern Junggar Basin

表2 准噶尔盆地东部地区P₂ l与C₂ b烃源岩生物标志物参数

Table 2 Biomarker parameters of the P₂ l and C₂ b source rocks in the eastern Junggar Basin

参数	吉木萨尔凹陷（P₂ l）	样品数	准东其他地区（P₂ l）	样品数	准东地区（C₂ b）	样品数
Pr/n-C₁₇	0.70~1.34 1.09	37	0.34~1.00 0.69	30	0.55~2.92 1.26	7
Ph/n-C₁₈	0.52~4.33 1.38	37	0.26~3.24 1.05	30	0.09~0.39 0.20	7
Pr/Ph	0.81~2.62 1.21	37	0.88~2.67 1.51	30	2.15~9.13 5.57	7
伽马蜡烷指数	0.08~0.19 0.14	37	0.04~0.28 0.13	30	0.05~0.09 0.07	7
Tm/C₃₀藿烷	0.05~0.31 0.19	37	0.07~0.43 0.19	30	0.18~0.67 0.48	7
Ts/Tm	0.05~0.76 0.18	37	0.08~1.36 0.36	30	0.02~0.43 0.14	7
C₁₉/C₂₁三环萜烷	0.04~0.41 0.11	37	0.03~0.58 0.15	30	0.43~7.10 2.46	7
C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷	0.30~2.19 0.99	37	0.28~3.04 0.97	30	0.86~7.13 5.27	7

注： $0.30 ~ 2.19 0.99$ = $最小值— 最大值平均值$

3.2　水体盐度

β-胡萝卜烷是由类胡萝卜素结构的色素衍生而来的全饱和C₄₀双环烷烃，类胡萝卜素只有在弱光、碱性、还原以及低温条件下才能转化为β-胡萝卜烷，因此其多分布在含盐湖相沉积的藻类有机质中，是常用的水体盐度敏感性指标^［45-46］。准东地区2套主力烃源岩中， P₂ l烃源岩总体含有较高丰度的β-胡萝卜烷，而C₂ b烃源岩的β-胡萝卜烷丰度普遍很低，甚至检测不出此类化合物，说明P₂ l烃源岩总体为高盐环境，而C₂ b烃源岩则为偏淡水沉积［图12（a），图12（c），图12（e），表2］。

伽马蜡烷是稳定水体分层的标志，而水体分层通常是由于纵向上存在盐度梯度所致，因此伽马蜡烷也被认为是反映水体盐度的生物标志物^［47］，通常用伽马蜡烷指数［伽马蜡烷/（伽马蜡烷+C₃₀藿烷）］表示，其小于0.1、0.1~0.2、0.2~0.4和大于0.4分别指示淡水、微咸水、半咸水和咸水环境^［47］。

吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的伽马蜡烷指数分别为0.08~0.19（平均为0.14）和0.04~0.28（平均为0.13），说明二者沉积水体盐度相似，均为微咸水—半咸水环境［图11（b），图12（b），图12（d），表2］^{［44，48］}。相反，准东地区C₂ b烃源岩的伽马蜡烷指数仅为0.05~0.09（平均为0.07），反映其沉积于淡水环境［图11（b），图12（f）］。准东地区P₂ l烃源岩较高的水体盐度有利于水体分层，从而隔绝氧气，形成偏还原的沉积环境，进而促进有机质的保存。

较高的Ts/Tm值常指示高盐度的沉积水体^［49］。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的Ts/Tm值较高，分别为0.05~0.76（平均为0.18）和0.08~1.36（平均为0.36），均反映出烃源岩沉积环境水体盐度较高［图11（c），图12（b），图12（d），表2］。相反，准东地区C₂ b烃源岩Ts/Tm值普遍小于0.2，指示其沉积水体盐度低［图11（c），图12（f），表2］。需要指出的是，Ts/Tm值也会受成熟度的影响，成熟度越高，Ts/Tm值越高^［50］。准东地区C₂ b烃源岩R _O值平均约为0.97%^［17］，明显高于P₂ l烃源岩（R _O值平均为0.87%），因此，P₂ l烃源岩相对较高的Ts/Tm值，主要还是水体盐度差异的体现。

3.3　生源类型

在以细菌和藻类输入为主的海洋开阔水域，氧气供给充分，喜氧细菌十分活跃，大部分植醇遭受降解，生成二氧化碳和水，仅有少部分以二氢植醇保留下来，最终形成姥鲛烷和植烷，因此，Pr/n-C₁₇值较低，通常小于0.5^［51］。然而，泥炭沼泽环境以酸性水体为主（pH<5），水体氧含量低，同时出现腐殖酸和苯酚等大量有毒物质，因此，喜氧细菌不活跃，且厌氧细菌的降解作用也较为缓慢^［51］。在这种情况下，大量植醇转化为植烷酸，最终形成姥鲛烷，而以二氢植醇形式保存的少量植醇在热成岩作用下转化为植烷，因此Pr/n-C₁₇值通常大于1.0，Pr/Ph值也较高^［51］。湖泊环境介于二者之间，Pr/n-C₁₇值通常介于0.5~1.0之间^［51］。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的Pr/n-C₁₇值分别为0.70~1.34（平均为1.09）和0.34~1.00（平均为0.69），说明主要为湖相环境，以细菌和藻类等水生生物输入为主，同时也伴有一定量的陆源输入［图11（b），图12（a），图12（c），表2］。相反，准东地区C₂ b烃源岩的Pr/n-C₁₇值为0.55~2.92（平均为1.26），反映其沉积于泥炭沼泽环境，以高等植物生源输入为主［图11（b），图12（e），表2］。

高丰度的C₃₀藿烷与藻类有机质密切相关^［52］，吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩Tm/C₃₀藿烷值均较低，分别为0.05~0.31（平均为0.19）和0.07~0.43（平均为0.19），反映烃源岩以藻类输入为主［图11（c），图12（b），图12（d），表2］。准东地区C₂ b烃源岩Tm/C₃₀藿烷值普遍大于0.6，指示其具有较多陆源有机质输入［图11（c），图12（f），表2］。

C₁₉和C₂₀三环萜烷通常来源于维管植物生成的二萜类化合物，而其他大部分三环萜烷化合物都与藻类生源有着密切的联系^［47］。此外，与以藻类和细菌等生源输入为主的湖相烃源岩相比，以高等植物生源输入为主的陆相/海陆过渡相烃源岩中常常含有更高丰度的四环萜烷^［53］。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩C₁₉/C₂₁三环萜烷值分别为0.04~0.41（平均为0.11）和0.03~0.58（平均为0.15），远低于C₂ b烃源岩，后者该比值高达0.43~7.10（平均为2.46）［图11（d），图12（b），图12（d），图12（f），表2］。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷值分别为0.30~2.19（平均为0.99）和0.28~3.04（平均为0.97），而准东地区C₂ b烃源岩该比值介于0.86~7.31之间，平均值高达5.27［图11（d），图12（b），图12（d），图12（f），表2］。上述特征说明P₂ l烃源岩以低等生物生源为主，而准东地区C₂ b烃源岩则以高等植物生源为主。

4 油气勘探潜力

上述研究表明，在准东地区中二叠统芦草沟组发育一套咸水湖相优质烃源岩，目前单井钻遇烃源岩厚度普遍在100~300 m之间［图13（a）］。由于目前钻井大部分位于构造高部位，推测P₂ l烃源岩在凹陷区和斜坡区规模更大。为了进一步落实P₂ l烃源岩厚度的平面分布特征，本文研究利用二维和三维地震资料，以钻录井数据为约束，对研究区P₂ l烃源岩进行了追踪。结果表明，P₂ l烃源岩在准噶尔盆地东部分布广，厚度大，其中厚度大于100 m的范围达21 897 km²，在东道海子凹陷、吉木萨尔凹陷、博格达山前和克拉美丽山前（五彩湾凹陷和沙帐断褶带）发育4个厚度中心（大于200 m），面积分别为4 116 km²、569 km²、4 136 km²和1 508 km²［图13（a）］。

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图13 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩厚度（a）和生油强度（b）平面等值线图

Fig.13 Contour maps of thickness （a） and oil-generating intensity （b） of the P₂ l source rocks in the eastern Junggar Basin

鉴于研究区P₂ l烃源岩现今整体处于主生油窗，在落实了其厚度平面分布的基础上，本文进一步刻画了其生油强度的平面分布特征。生油强度可以有效地将本文得到的P₂ l烃源岩有机相（有机质的类型和丰度）、热演化史和生烃动力学特征等信息加以综合反映，更直观地指导油气勘探，其计算公式如下：

生油强度 = TOC × ρ × h × I _Ho × T _r （4）

式中：TOC为总有机碳含量，%；ρ为烃源岩密度，g/cm²；I _Ho为初始氢指数，mg/g；T _r为生烃转化率，%；h为烃源岩厚度，m；生油强度单位：10⁶ t/km²。

在有探井钻揭处，TOC值取该井所有样品初始总有机碳（TOC _o）的平均值；在无探井控制处，根据前人对研究区沉积环境的研究，结合邻井样品的TOC平均值，进行估算^［54］。密度取11口井23个岩心样品实测密度的平均值，为2.43 g/cm²。初始氢指数计算结果见3.1节，利用该方法还可获得不同热解温度对应的转化率。烃源岩厚度来自图13（a）的预测结果。

准噶尔盆地东部P₂ l烃源岩生油强度整体>3×10⁶ t/km²，具有较好的生油能力［图13（b）］。其中，在博格达山前、吉木萨尔凹陷、东道海子凹陷、五彩湾凹陷和沙帐断褶带发育多个生油强度>5×10⁶ t/km²的生油中心，总面积约为12 500 km²，最大生油强度大于20×10⁶/km²［图13（b）］。目前，除吉木萨尔十亿吨级页岩油田外，近年来在博格达山前（博达1井和新吉参1井）、阜康凹陷东斜坡（康探1井和康探2井）、北三台凸起（阜25井、阜43井和西泉17井）等地区相继发现了P₂ l来源的出油井点［图13（b）］。综上所述，准噶尔盆地东部P₂ l烃源岩整体具备形成大中型油田的资源潜力，有望成为盆地石油勘探的重要接替领域。

5 结论

（1）准噶尔盆地东部P₂ l烃源岩主要由Ⅰ—Ⅱ型干酪根构成，以生油为主。吉木萨尔凹陷和准东其他地区P₂ l烃源岩的TOC平均值分别为3.47%和2.48%，S ₁+S ₂值分别为14.7 mg/g和7.34 mg/g，总体属于好—极好的烃源岩。除凸起区外，研究区在侏罗纪陆续进入生烃门限，至白垩纪整体进入主生油窗，现今进入主生油窗面积达1.1 × 10⁴ km²。

（2）与吉木萨尔凹陷类似，准东其他地区P₂ l烃源岩的Pr/Ph、Pr/n-C₁₇、Tm/C₃₀藿烷、C₁₉/C₂₁三环萜烷和C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷值较低，平均值分别为1.51、0.69、0.19、0.15和0.97；伽马蜡烷指数和Ts/Tm值较高，平均值分别为0.13和0.36，同时还具有较高丰度的β-胡萝卜烷，反映其沉积于具有较强还原性的咸水湖相环境，母质来源以藻类和细菌等低等生物为主，与C₂ b烃源岩差异显著。

（3）准噶尔盆地东部P₂ l烃源岩生油强度整体大于 3 × 10⁶ t/km²，在博格达山前、吉木萨尔凹陷、东道海子凹陷、五彩湾凹陷和沙帐断褶带发育多个生油强度大于5×10⁶ t/km²的生油中心，总面积约为12 500 km²，最大生油强度大于20×10⁶ t/km²，整体具备形成大中型油田的资源潜力，有望成为盆地石油勘探的重要接替领域。

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0 引言

图1 准噶尔盆地构造单元特征（a）和东部地区地质概况（b）

1 地质背景

图2 准噶尔盆地东部地区地层综合柱状图

2 烃源岩评价

2.1 有机质类型

图3 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩O/C vs. H/C（a）和氢指数 vs. T max（b）交会图

表1 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩评价参数

图4 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩有机显微组分相对百分含量三角图

图5 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩有机显微组分特征

2.2 有机质丰度与生烃潜力

图6 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩TOC vs. S 1+S 2交会图

图7 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩液态烃产率

2.3 有机质成熟度

图8 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩R O和深度交会

图9 准噶尔盆地东部地区中二叠统芦草沟组顶界R O平面等值线

图10 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩生烃演化剖面

3 烃源岩生物标志物与沉积环境

3.1 氧化还原环境

图11 准噶尔盆地东部地区P2 l和C2 b烃源岩生物标志物特征

图12 准噶尔盆地东部地区P2 l和C2 b烃源岩生物标志物谱图

表2 准噶尔盆地东部地区P2 l与C2 b烃源岩生物标志物参数

3.2 水体盐度

3.3 生源类型

4 油气勘探潜力

图13 准噶尔盆地东部地区P2 l烃源岩厚度（a）和生油强度（b）平面等值线图

5 结论

References

2.1　有机质类型

图3 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩O/C vs. H/C（a）和氢指数 vs. T _max（b）交会图

表1 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩评价参数

图4 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩有机显微组分相对百分含量三角图

图5 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩有机显微组分特征

2.2　有机质丰度与生烃潜力

**图6 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩TOC vs. S ₁+S ₂交会图**

图7 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩液态烃产率

2.3　有机质成熟度

图8 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩R _O和深度交会

图9 准噶尔盆地东部地区中二叠统芦草沟组顶界R _O平面等值线

图10 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩生烃演化剖面

3.1　氧化还原环境

图11 准噶尔盆地东部地区P₂ l和C₂ b烃源岩生物标志物特征

图12 准噶尔盆地东部地区P₂ l和C₂ b烃源岩生物标志物谱图

表2 准噶尔盆地东部地区P₂ l与C₂ b烃源岩生物标志物参数

3.2　水体盐度

3.3　生源类型

图13 准噶尔盆地东部地区P₂ l烃源岩厚度（a）和生油强度（b）平面等值线图