准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析.pdf

引文格式：崔炳富，孔令华，陈军，等.准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析J.西北地质，2024，57（2）：3445.DOI：10.12401/j.nwg.2023140Citation：CUI Bingfu，KONG Linghua，CHEN Jun，et al.Characteristics and Hydrocarbon Generation Potential for SourceRock of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Depression,Eastern Junggar BasinJ.Northwestern Geology，2024，57（2）：3445.DOI：10.12401/j.nwg.2023140准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析崔炳富1，孔令华1，陈军1，张大勇1，梁辉2，李书凯3，郭望4，*（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依834000；2.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆 哈密839000；3.西安西北有色地质研究院有限公司，陕西 西安710054；4.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西 西安710119）摘要：石钱滩组烃源岩为准噶尔盆地石钱滩凹陷石炭系的主力生烃层位。在充分调研其空间展布的基础上，选取最新发现的双井子地质探槽剖面及石钱 1 井、石钱 2 井与钱 1 井进行系统的烃源岩总有机碳、热解、族组分组成、有机显微组分、镜质体反射率及饱和烃色质等有机地球化学分析测试。结果表明，石钱滩组烃源岩为一套典型的海湾泻湖相沉积，呈 NWSE 向展布于石钱滩凹陷，局部地区厚度巨大，可达 370 m，沉积厚度中心位于凹陷东南隅。富有机质层段主要集中在石钱滩组下部，次为上部。整体具有较高的有机质丰度，可达到好等级及以上，有机质类型以2-为主，且已进入到高成熟生气阶段。综合研究认为，石炭系石钱滩组烃源岩具有良好的生烃条件，能够为石钱滩凹陷提供充足的油气源。关键词：准噶尔盆地；石钱滩组；烃源岩；生烃条件中图分类号：P618.13文献标志码：A文章编号：1009-6248（2024）02-0034-12Characteristics and Hydrocarbon Generation Potential for Source Rock of CarboniferousShiqiantan Formation in Shiqiantan Depression,Eastern Junggar BasinCUI Bingfu1，KONG Linghua1，CHEN Jun1，ZHANG Dayong1，LIANG Hui2，LI Shukai3，GUO Wang4，*（1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,Xinjiang,China；2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Tuha Oilfield Company,PetroChina,Hami 839000,Xinjiang,China；3.Xian Northwest Geology Research Institute of Nonferrous Metals Co.,Ltd.,Xian 710054,Shaanxi,China；4.Xian Center of China Geological Survey,Xian 710119,Shaanxi,China）Abstract：The source rock of Shiqiantan formation is a main hydrocarbongeneration bed of the carboniferousfor Shiqiantan depression in Junggar basin.Based on the detailed investigation on spatial distribution of forma-收稿日期：2022-07-10；修回日期：2023-03-21；责任编辑：曹佰迪基金项目：新疆油田项目“新疆油田探矿权区块评价研究”（20200101010600），吐哈油田项目“三塘湖准东二叠系页岩油勘探开发理论与关键技术研究”（2021DJ1807），中国地质调查局项目“全国氦气资源潜力评价与战略选区调查（DD20221665）”联合资助。作者简介：崔炳富（1968），男，高级工程师，主要从事盆地基础研究及油气矿业权评价。Email：。*通讯作者：郭望（1986），男，高级工程师，主要从事油气成因机理与分布预测研究。Email：。第 57 卷 第 2 期西 北 地 质Vol.57No.22024 年（总 234 期）NORTHWESTERN GEOLOGY2024（Sum234）tion,the newly found Shuangjingzi geological trench section,Shiqian 1 well,Shiqian 2 well and Qian 1 well canbe selected for systematic organic geochemistry analysis and testing of total organic carbon,pyrolysis,groupcomposition,organic macerals,vitrinite reflectance,and chromatogrammass spectrometry of saturated hydro-carbon for source rock samples,the results show that the source rock of the Shiqiantan formation is a set of typi-cal bay lagoon deposits,which is mainly distributed in the Shiqiantan depressionin with northwestsoutheast di-rection.Besides,the local thickness is huge,even up to 370 m.The center of sediment thickness is located in thesoutheastern corner.The organic rich strata are mainly concentrated in the lower part of formation,and the up-per part comes second.The overall organic matter content is relatively high,and can reach the good grade orabove,the main type of organic matter is II2-III,and has entered the high mature gas generation stage.It is con-cluded that the source rock of carboniferous Shiqiantan formation is characertized by good hydrocarbon genera-tion condition and can provide sufficient resources for Shiqiantan depression.Keywords：Junggar basin；Shiqiantan formation；source rock；hyrocarbongeneration condition准噶尔盆地是中国陆域四大含油气盆地之一，面积约为 13 万 km2。石钱滩凹陷位于准东大井地区的次级构造带，受早期勘探程度和资料的限制，该地区的研究程度一直较低，仅见低产气流（何登发等，2005；贺凯，2009；贺凯等，2010）。近些年，随着勘探力度加大，陆续在石钱 1 井、石钱 2 井获得了工业油气流，显示该区石炭系二叠系具有良好的油气勘探潜力（马强等，2019）。石炭系石钱滩组（C2sh）是石钱滩凹陷的主力烃源岩层段之一，已有的 C2sh 烃源岩研究主要集中凹陷内部，但受钻井取心限制，取样数量较为有限，周缘露头也由于经历了较为强烈的风化剥蚀作用，地层保存较差，难以有效表征生烃条件。双井子西侧的地质探槽剖面石炭系二叠系均出露良好，发育齐全，层序完整，接触关系清楚，赋存丰富的地质信息，不仅是深入研究准噶尔盆地东部晚古生代以来构造、沉积演化的理想场所，也为进一步对比研究原始沉积边界内石钱滩组烃源岩特征及生烃潜力奠定了基础。笔者通过对该剖面 C2sh 烃源岩精细的有机地球化学研究，结合凹陷内部典型井的测试结果，以期较为完善地表征其生烃特征，为区域油气勘探工作提供一定的参考。1区域地质背景准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区北部，呈不规则三角形封闭式内陆盆地夹持于阿尔泰山和天山山脉之间，可划分为“两坳三隆及一山前冲断带”，共计 6 个次级构造单元。石钱滩凹陷所在的大井地区位于东部隆起带北缘，西起黄草湖凸起，东至黑山凸起，北接克拉美丽山前带，南到沙奇凸起（图 1）。自石炭纪开始，盆地的演化依次经历了中华力西期的山前坳陷、晚华力西期前陆盆地、印支期早燕山期的稳定沉降和晚燕山期早喜马拉雅期的断裂抬升等 4 个构造演化阶段（胡自龙等，2019）。其中，石炭纪为盆地由古亚洲洋体系向陆内变形体系、由伸展到聚敛的构造发展旋回的关键变革期，整体呈“早海晚陆、南海北陆”的古地理演化格局（王圣柱等，2020）。虽经历多期构造活动，存在多个不整合面，但地层保存较为完整，除缺失新近系之外，石炭系第四系均有发育。整体上，准东地区的石炭系主要为一套海陆过渡相沉积，夹沼泽、泻湖相沉积，并伴有不同规模的火山活动产物，自下而上依次分为塔木岗组（C1t）、滴水泉组（C1d）、巴塔玛依内山组（C2b）、石钱滩组（C2sh）（贺凯等，2010）。烃源岩在石炭系下统和上统均有分布：C1d 烃源岩主要分布在滴水泉剖面附近及五彩湾凹陷，为一套滨岸沼泽相暗色泥岩、碳质泥岩及煤岩沉积；C2b 烃源岩发育于彩南及五彩湾、吉木萨尔凹陷，为一套浅海滨岸沼泽相的黑色泥岩、碳质泥岩及煤岩沉积，文中的 C2sh 烃源岩分布于石钱滩凹陷 及 周 缘 露 头 区，属 海 陆 过 渡 相 暗 色 泥 岩 沉 积（贺凯等，2010；王圣柱等，2020）。2样品采集与分析本次共采集地质探槽剖面 C2sh 组烃源岩 39 件，主要集中在 C2sh 组下段，次为上段，而中段未有涉及，主要与该段岩性有关：其整体以中厚层砾岩、含砾杂砂岩及杂砂岩为主，上部夹灰色中薄层泥岩、粉砂质泥岩，无论从颜色，还是厚度来看，生烃贡献有限，故未进行采样分析（图 2）。同时，研究区为低勘探程度第 2 期崔炳富等：准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析35 区，地震测线及钻井数量均较为有限，根据现有的地震资料预测及钻井揭示来看，C2sh 烃源岩集中分布在凹陷的北部地区。因此，为了充分表征该套烃源岩的生烃条件，笔者在凹陷的北部区域选取石钱 1 井、石钱 2 井及钱 1 井的烃源岩分析测试数据用于对比研究，分布位置如图 1 所示，这几口井均钻遇 C2sh 烃源岩，且具有一定的分布间隔，代表性强。样品测试工作均由长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室完成。其中，总有机碳测定采用美国 LECO 的 CS230 碳硫分析仪，具体实验步骤参照 N040 kmaN05 kmb1234567891011121.地名；2.凹陷边界；3.铁路；4.公路；5.山界；6.连井剖面；7.采样露头；8.露头；9.井位；10.参考数据井；11.隆起；12.凹陷图1石钱滩凹陷构造位置（a）及采样位置分布图（b）Fig.1(a)Tectonic location of Shiqiantan depression and(b)distribution of sampling36西北地质NORTHWESTERN GEOLOGY2024 年 123456789101112Ro(%)0 4Tmax()400 490A(%)0 0.05S1+S2(mg/g)0 5TOC(%)0 4(m)1 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001 9002 0002 1002 2001.砾岩；2.砂砾岩；3.含砾砂岩；4.中细砂岩；5.细砂岩；6.粉砂岩；7.泥质粉砂岩；8.粉砂质泥岩；9.碳质泥岩；10.泥岩；11.凝灰质泥岩；12.生物灰岩图2双井子地质探槽剖面 C2sh烃源岩油气地球化学综合柱状图Fig.2Geochemical column of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area第 2 期崔炳富等：准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析37 GB/T19145-2003沉积岩中总有机碳的测定执行。热解分析采用 OGE油气评价仪，具体实验步骤参照岩石热解分析GB/T186022012 执行。族组分相关分析参照岩石中可溶有机物及原油族组分分析SY/T51192008 执行。饱和烃 GCMS 分析采用 Ag-ilent7890-5975c 气相色谱质谱联用仪，执行标准为气相色谱质谱法测定沉积物和原油中生物标志物GB/T 186062001。GC 分析条件为载气：99.999%氦气；进样口 300；传输线 300；色谱柱为 HP5MS弹性石英毛细柱（60 m0.25 mm0.25 m）；柱温初温为50/min，20/min 升温至 120，以 4/min 升至250，再以3/min 升至310 保持30 min；载气流速为1 mL/min。MS 分析条件：EI 源为 70 eV；灯丝电流为100 A；倍增器电压为 1 200 V；全扫描。3烃源岩展布特征烃源岩的空间展布受控于沉积期的构造及沉积环境。通过对重点井 C2sh 组的连井剖面及沉积相分析可以得出（图 3），受西南沙奇凸起和北部克拉美丽山物源区控制，地层展布以 NWSE 向为主，沉积了一套碎屑岩与碳酸盐岩建造的泥岩、砂质泥岩、砂岩、砾岩和碳酸盐岩沉积。凹陷西南地区石钱滩组主要发育冲积扇沉积，凹陷北部石钱滩组沿克拉美丽山山前及前渊带发育冲积扇三角洲沉积，积物多以砂岩、砂砾岩为主（图 3a），难以作为烃源岩分布区域；石钱1 井及 ES 方向的钱 1 井为水体最深处，地层厚度较为稳定，沉积物主要为海湾泻湖相的泥岩、粉砂质泥岩，泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩（图 3b），可发育较好的烃源岩；继续向 ES 方向水体逐渐变浅，至石钱滩建组剖面，沉积物主要为一套冲积扇相沉积砾岩、粗砂岩。可见，C2sh 组烃源岩具有沿 NWSE 向、由中心向四周逐渐变薄的分布特征，沉积中心厚度巨大，可达370 m。纵向上，C2sh 沉积范围自下而上逐渐扩大，填平补齐明显，在 C2sh 上段达到最大沉积范围（图 3a），理论上烃源岩应最为发育，但从沉积物的颜色逐渐紫红的趋势可以得出，该阶段气候已经变的干旱，整体不利于烃源岩发育，仅在上段底部较好。C2sh 不同段地层及烃源岩在不同位置的发育程度差异也较大，如位于沉积中心的石钱 1 井，其下段在 4 202.54 476 m 灰黑色泥岩发育，集中分布在 4 2004 350 m 处；中段在3 8504 202.5 m 深灰色凝灰质泥岩发育，集中分布在3 9804 100 m 处，这两套烃源岩的占层比近 60%。石钱 2 井的中段及上段暗色泥岩发育有限。双井子地质探槽剖面下段暗色泥岩发育，累积厚度约为 240m，中段缺失暗色泥岩，仅发育灰色中薄层泥岩，上段发育约 60 m 厚的灰色泥岩及粉砂质泥岩，仅考虑下段暗色泥岩作为烃源岩，占层比为 21%。总体认为，C2sh 下段烃源岩相对优质，但展布面积较为有限，中段及上段地层分布范围较大，但缺乏较好的烃源岩。4烃源岩地球化学特征烃源岩的合理评价对油气勘探的方向和前景具有重要的决定性意义。对于中国古生界海相烃源岩的评价标准目前仍争论较大（张水昌等，2002；陈建平等，2012），且早期的评价标准（SY/T57351995）主要针对陆相烃源岩。文中采用最新的 SY/T57352019行业标准对烃源岩生烃的各项指标进行评价（表 1、表 2），有机质类型参考已被普遍接受的 HITmax、HIOI 等判别图版进行综合分析。表 1 泥岩有机质丰度评价标准统计表Tab.1Evaluation criteria of organic mattercontent for mudstone烃源岩等级TOC（%）S1+S2（mg/g）“A”（%）非烃源岩0.520.05一般烃源岩0.51260.050.1好烃源岩126200.10.2优质烃源岩2200.2 表 2 烃源岩有机质成熟度评价标准统计表Tab.2Evaluation criteria of organic mattermaturity for source rock演化阶段Ro（%）Tmax（）未成熟阶段0.5435低成熟阶段0.50.7435440成熟阶段0.71.3440455高成熟阶段1.32.0455490过成熟阶段2.0490 4.1有机质丰度有机质丰度通常采用总有机碳含量（TOC）、生烃潜量（S1+S2）及氯仿沥青“A”等指标进行评价（陈践发等，2010；顾超等，2020；徐银波等，2023）。地表露头样品 S1+S2及氯仿沥青“A”受地表风化作用影响较大，往往与真实值差别较大，难以有效反映有机质丰度特征，仅可作为参考指标（魏建设等，2012）。石钱滩凹陷 C2sh 井下烃源岩样品丰度高于露头样38西北地质NORTHWESTERN GEOLOGY2024 年 2 2002 3002 4002 5002 6002 2002 3002 4002 5002 6002 7002 8002 9003 0003 1003 2002 4002 5002 6002 7002 8002 9003 0002 4002 5002 6002 7002 8002 9003 0003 1003 2003 3003 4003 7003 8003 9004 0004 1004 2004 3004 4004 5001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001 9002 0002 1002 2002 3002 4009153 8003 9004 0004 1004 2004 3004 4004 5004 600C sh23P jg12 0002 1002 2002 3002 4002 5002 6002 7002 8002 9003 0003 1001002003004005006007008009003 700C sh22C sh23P jg1C sh22C sh22C sh23P jg1C sh21C sh21SE1C b2ab12345678CCC9101112131491521(m)(m)(m)(m)(m)C sh23C b2P jg1C sh23P jg1C sh22C sh21C sh23P jg1C b2P jg1C sh23C sh22P jg1C sh23C sh22C b2C b2(m)C sh23P jg1C sh22C sh21C b2E1.砾岩；2.砂砾岩；3.含砾砂岩；4.中细砂岩；5.细砂岩；6.粉砂岩；7.泥质粉砂岩；8.粉砂质泥岩；9.碳质泥岩；10.泥岩；11.凝灰质泥岩；12 生物灰岩；13.凝灰岩；14.闪长岩图3石钱滩凹陷石钱滩组沉积相剖面图Fig.3Sedimentary section of C2sh in Shiqiantan depression第 2 期崔炳富等：准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析39 品（图4、图5）。石钱1 井C2sh 烃源岩的TOC 为0.27%4.51%，均值为 1.58%，整体为好等级，具体从非到优质等级均有分布，且非等级占比少（图 4a）；石钱 2 井 C2sh烃源岩的 TOC 值为 1.43%2.04%，均值为 1.82%，亦为好等级，主要为好到优质等级（图 4b）；钱 1 井 C2sh 烃源岩的 TOC 为 0.17%1.18%，均值为 0.50%，整体偏低（图 4c），可能与采样为中上段有关（图 3b）；双井子地质探槽剖面 C2sh 烃源岩的 TOC 为 0.17%2.75%，均值为 1.19%，略高于好等级的下限，下段烃源岩 TOC 整体较高，为 0.26%2.76%，均值达 1.30%，按照下段暗色泥岩累计厚度 240 m 计算，TOC 大于 0.5%的样品占 94.1%，其中好优质级别的占比可达 64.7%，为155 m；上段烃源岩的 TOC 仅为 0.17%0.59%，均值为0.43%（图 2、图 4d、图 4e）。需要注意的是，露头样品与井下样品的有机质丰度具有一定的差距，一方面与露头样品遭受风化剥蚀，造成有机质损失有关；同时，从 0204060801000.5非0.51.0一般1.02.0好2.0优质频率(%)TOC(%)0204060801000.5非0.51.0一般1.02.0好2.0优质频率(%)TOC(%)0204060801000.5非0.51.0一般1.02.0好2.0优质频率(%)TOC(%)0204060801000.5非0.51.0一般1.02.0好2.0优质频率(%)TOC(%)0204060801000.5非0.51.0一般1.02.0好2.0优质频率(%)TOC(%)abcdea.石钱 1 井石钱滩组；b.石钱 2 井石钱滩组；c.钱 1 井石钱滩组；d.地质探槽剖面石钱滩组下段；e.地质探槽剖面石钱滩组上段图4石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩 TOC 分布图Fig.4TOC of C2sh source rock for typical wells and section inShiqiantan depression 0204060801002非26一般620好20优质频率(%)S1+S2(mg/g)0204060801002非26一般620好20优质频率(%)S1+S2(mg/g)0204060801002非26一般620好20优质频率(%)S1+S2(mg/g)0204060801002非26一般620好20优质频率(%)S1+S2(mg/g)0204060801002非26一般620好20优质频率(%)S1+S2(mg/g)abcdea.石钱 1 井石钱滩组；b.石钱 2 井石钱滩组；c.钱 1 井石钱滩组；d.地质探槽剖面石钱滩组下段；e.地质探槽剖面石钱滩组上段图5石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩 S1+S2分布图Fig.5(S1+S2)of C2sh source rock for typical wells and sectionin Shiqiantan depression40西北地质NORTHWESTERN GEOLOGY2024 年C2sh 的沉积演化可得，石钱 1 井与石钱 2 井靠近沉积中心，除非是交互相的煤系沉积，临近沉积中心的烃源岩的生烃性能往往多优于湖盆边界的烃源岩。S1+S2指示 C2sh 烃源岩基本为非等级（图 5），仅个别样品为一般等级（图 5b、图 5e），氯仿沥青“A”显示 C2sh 烃源岩基本为非一般等级（图 6），均与 TOC值的评价结果有所出入，这应当与不同指标的适用条件 有 关。S1+S2适 用 于 未 成 熟 低 成 熟 样 品（Ro0.7%），氯仿沥青“A”适用于成熟样品（0.7%Ro1.3%），且对露头样品的指示均有限。区内的 C2sh 烃源岩目前以生气为主，处于成熟高成熟阶段（胡自龙等，2019），造成了这两项指标失真。0204060801000.05非0.050.1一般0.10.2好0.2优质A(%)abcd频率(%)0204060801000.05非0.050.1一般0.10.2好0.2优质A(%)频率(%)0204060801000.05非0.050.1一般0.10.2好0.2优质A(%)频率(%)0204060801000.05非0.050.1一般0.10.2好0.2优质A(%)频率(%)a.石钱 1 井石钱滩组；b.石钱 2 井石钱滩组；c.地质探槽剖面石钱滩组下段；d.地质探槽剖面石钱滩组上段图6石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩氯仿沥青“A”分布图Fig.6“A”of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression 综上所述，C2sh 烃源岩整体较好，且具有由沉积中心至边缘，丰度由下自上逐渐降低的趋势。4.2有机质类型有机质类型的划分中，显微组分为主要指标，干酪 根 元 素（H/C O/C）及 岩 石 热 解 参 数（HI Tmax、HIOI）次之，且对于地表露头样品，风化作用往往引起 C、H 流失，O 相富对集，从而使得有机质类型向型偏移，导致与之相关的 HIOI 和 H/CO/C 判别方法可信度降低（魏建设等，2012）。风化作用同样会引起 S2降低，使得对应的 Tmax 峰值不准确，导致HITmax 判别方法可信度降低，需结合显微组分特征进行识别（王万春等，1997；杨树春等，2005；汪双清，2014）。相比之下，甾烷等生物标志化合物相对稳定，能够有效保留原始有机质来源信息，与之相关的类型参数为目前能够有效划分露头或高成熟样品有机质类型的重要指标（Shanmugam，1985；魏建设等，2020）。通过对地质探槽剖面 9 个样品的镜检结果分析可知，C2sh 烃源岩的有机质类型主体为型，具体表现为腐泥组含量极低，均为 0%，镜质组和壳质组占比为主，合计超过 90%（表 3）；热解参数也表现出与之相符的特征。根据 HITmax 判别，C2sh 烃源岩集中分布于2-型区域（图 7）。在 HIOI 判别图中（图 8），地质探槽剖面 C2sh 下段烃源岩也基本位于型区域，仅有 1 个样品落在2附近，另外，C2sh 上段烃源岩具有的 OI 过高，为 172.01750.64 mg/g，不易于在图中投点，但具有明显的型干酪根特征。对于甾类生标化合物而言，尽管许多缺乏陆生植物的前泥盆纪沉积物中富含 C29甾烷，但一般仍认为，水生生物富含 C27（和 C28）甾烷，而高等植物富含 C29甾烷，故可通过有机质的甾烷谱图特征及 C27C28C29相对含量百分图来判断干酪根的有机质类型。根据双井子地质探槽剖面 C2sh 下段与上段代表烃源岩样品的饱和烃 GCMS 图可得（图 9a、图 9b），C29具有较为明显的占比优势，显示陆相高等植物输入为主的特征。根据 20R 构型 C27C28C29甾烷三角图同样可以看出（图 9c），C2sh 烃源岩具有明显2-型特征。综上所述，不同类型指标的判别结果一致，均指第 2 期崔炳富等：准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析41 示 C2sh 烃源岩的有机质类型主要为2-型，反映陆源有机质为主，少量低等水生生物贡献的母质类型。4.3有机质成熟度镜质体反射率（Ro）是有机质成熟度的有效指标，随热演化程度的升高而增大，并具有相对广泛、稳定的可比性（He et al.，2019）。Tmax 为烃源岩中有机质热解烃 S2峰的峰顶温度，其数值的高低与有机质热演化程度密切相关，在一定程度上也可以反映有机质成熟度，但由于地表露头样品及高-过成熟样品的 S2往往较低，进而影响了 Tmax，因此仅作为有机质成熟度评价的参考指标（孟元林等，1999；Yang et al.，2020）。地质探槽剖面与井下样品的成熟度有一定的差距（图 10），石钱 1 井与石钱 2 井 C2sh 烃源岩样品 Ro值分别为 1.44%1.69%和 1.16%1.22%，均值分别为 1.57%和 1.19%，对应的 Tmax 值也与之相符（图 10、0150300450600750900400420440460480500520540HI(mg/g)Tmax()地质探槽剖面石钱滩组上段地质探槽剖面石钱滩组下段石钱 1 井石钱 2 井钱 1 井12.腐泥型；1.腐殖腐泥型；2.腐泥腐殖型；.腐殖型图7石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩有机质 HITmax 类型判别图Fig.7Type classification with HITmax of C2sh source rockfor typical wells and section in Shiqiantan depression 120300600900050100150200HI(mg/g)OI(mg/g)石钱滩组下段.腐泥型；1.腐殖腐泥型；2.腐泥腐殖型；.腐殖型图8双井子地质探槽剖面 C2sh烃源岩有机质 HIOI 类型判别图Fig.8Type classification with HIOI of C2sh source rock forgeological trench section in Shuangjingzi area 表 3 双井子地质探槽剖面 C2sh 烃源岩镜检分类表Tab.3Maceral analysis classification of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area段样品编号腐泥组（%）壳质组（%）镜质组（%）惰性组（%）有机质类型石钱滩组上段21SJZ-S41014806III石钱滩组下段21SJZ-S33062353II221SJZ-S30072262II221SJZ-S23061354II221SJZ-S36054424III21SJZ-S19061345III21SJZ-S13035596III21SJZ-S7063334II221SJZ-S5051454III42西北地质NORTHWESTERN GEOLOGY2024 年图 11），均指示成熟高熟的早生气阶段；钱 1 井 Tmax值整体较低，可能与其偏低的 S2造成 Tmax 失真有关（图 11）；地质探槽剖面样品 C2sh 下段烃源岩样品的Ro 值为0.69%1.08%，均值为0.85%，上段Ro 值为0.82%（图 10），对应的 Tmax 值也整体偏低（图 11）。此外，有学者曾报道双井子剖面 C2sh 烃源岩的 Ro 均值仅为 0.65%，大 5 井 C2sh 烃源岩的 Ro 均值仅为 0.65%（贺凯，2009），反映从湖盆中心向边缘具有较大的构造演化差异。因此，区内 C2sh 烃源岩的成熟度具有以湖盆中心为高值中心，达到高熟阶段后，向周缘逐渐降低的特征。0204060801000.5未熟0.50.7低熟0.71.3成熟1.32.0高熟2.0过熟abcd频率(%)Ro(%)0204060801000.5未熟0.50.7低熟0.71.3成熟1.32.0高熟2.0过熟频率(%)Ro(%)0204060801000.5未熟0.50.7低熟0.71.3成熟1.32.0高熟2.0过熟频率(%)Ro(%)0204060801000.5未熟0.50.7低熟0.71.3成熟1.32.0高熟2.0过熟频率(%)Ro(%)a.石钱 1 井石钱滩组；b.石钱 2 井石钱滩组；c.地质探槽剖面石钱滩组下段；d.地质探槽剖面石钱滩组上段图10石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩Ro 分布图Fig.10Vitrinite reflection of C2sh source rock for typical wellsand section in Shiqiantan depression 保留时间(min)54565860abc保留时间(min)54565860C27C27C28C28C29C29相对丰度10080604020相对丰度10080604020-C28(20R)-C27(20R)-C29(20R)10203040506070809010203040506070809010203040506070809012C2sh 上段C2sh 下段a.下段 21SJZ-S30 样品；b.上段 21SJZ-S45 样品；c.C27-C28-C29甾烷相对组成三角图图9双井子地质探槽剖面 C2sh烃源岩甾类化合物特征Fig.9Sterane characteristics of C2sh source rock for geologi-cal trench section in Shuanjingzi area第 2 期崔炳富等：准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩特征及其生烃潜力分析43 通过上述分析评价可得，石钱滩凹陷的优质高熟烃源岩主要位于临近湖盆中心的石钱滩组下部地层中，且目前整体已进入生气阶段。由湖盆中心至边缘，生烃条件逐渐减弱。5结论（1）石炭系石钱滩组烃源岩为一套典型的海湾泻湖相沉积，呈 NW-SE 向展布于石钱滩凹陷，局部地区厚度巨大，沉积厚度中心位于凹陷东南隅。（2）烃源岩主要分布在石钱滩组下部，次为上部。生烃条件整体较好，具有较高的有机质丰度，有机质类型以2-为主，且已进入高熟阶段，具有优质的生气潜力。（3）石钱滩组烃源岩虽然主要局限于大井地区的石钱滩凹陷内分布，但其厚度巨大，且有机地化参数反映的生烃条件良好，必然能够为石钱滩凹陷提供充足的油气源，可围绕该套烃源岩开展相关的油气勘探部署。参考文献（References）：陈建平，梁狄刚，张水昌，等.中国古生界海相烃源岩生烃潜力评价标准与方法J.地质学报，2012，86（7）：11321142.CHEN Jianping,LIANG Digang,ZAHNG 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