準東北部平地泉組致密油源巖生烴特征

袁 波，王心強，路俊剛，陳世加，李鳳磊

(1.新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院 地球物理研究所，烏魯木齊 830013； 2.西南石油大學(xué) 資源與環(huán)境學(xué)院，成都 610500)

準東北部平地泉組致密油源巖生烴特征

袁 波1，王心強1，路俊剛2，陳世加2，李鳳磊1

(1.新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院 地球物理研究所，烏魯木齊 830013； 2.西南石油大學(xué) 資源與環(huán)境學(xué)院，成都 610500)

準東北部平地泉組油藏為自生自儲型油藏，原油主要來自平地泉組，儲層致密、砂泥互層頻繁，源巖的供烴能力是該區(qū)致密油勘探的主要制約因素。通過對該區(qū)平地泉組源巖有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)類型和成熟度的研究，表明該區(qū)平一、二段烴源巖有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型較好，目前處于低熟—成熟階段，具有較強生烴能力，但不同區(qū)塊主力生烴層段縱向分布特征存在差異。該區(qū)平一、二段源巖生烴中心具有繼承性，主要存在3個生烴中心，分別為火燒山背斜—火東—火南區(qū)塊，石樹溝凹陷和五彩灣凹陷彩2—滴南1井區(qū)。源巖演化主要受構(gòu)造演化的影響，火東向斜和石樹溝凹陷源巖成熟度最高，目前已達生烴高峰期；火南斜坡區(qū)和五彩灣凹陷次之，目前處于成熟階段早期；火燒山背斜、火北、沙東地區(qū)和帳篷溝地區(qū)成熟度較低。目前勘探成果主要集中在火燒山背斜—火東—火南區(qū)塊生烴中心，石樹溝凹陷和五彩灣凹陷彩2—滴南1井區(qū)具較大勘探潛力。

致密油；生烴潛力；勘探潛力；平地泉組；準東北部

全球油氣勘探具有勘探對象從單個圈閉向大面積層狀儲集層跨越的趨勢，勘探目標從毫米—微米孔喉的圈閉油氣領(lǐng)域逐漸向納米孔喉的源儲共生連續(xù)型油氣聚集新領(lǐng)域發(fā)展，致密油是這個新領(lǐng)域的重要組成部分[1-8]。

研究區(qū)位于準噶爾盆地東部克拉美麗山前，東至黃草湖凸起，西至五彩灣凹陷，南以沙奇凸起為界(圖1，簡稱“準東北部”)。準東北部二疊系為北厚南薄，向南超覆在沙奇凸起之上，東西向為隆凹相間地形，發(fā)育五彩灣凹陷、沙丘河背斜、火燒山背斜、火東向斜、帳篷溝隆起、石樹溝凹陷、黃草湖凸起；厚度大于80 m的勘探面積3 300 km2(圖1)，是準噶爾盆地評價最有利的區(qū)帶之一[9-14]。早期勘探主要針對平地泉組二段儲層，發(fā)現(xiàn)火燒山、火南等4個油藏，目前石油探明儲量達6 147×104t。相對而言，平地泉組一段儲層更為致密，長期視為勘探的低效目的層系，近年部署的火北1、沙東1、火北2、石樹1等探井均取得一定產(chǎn)量，展示出廣闊的致密油勘探前景。而準東北部是否具備形成致密油的條件，廣覆式分布的優(yōu)質(zhì)生油巖是關(guān)鍵因素，是整個準東北部勘探思路轉(zhuǎn)變，尋求突破的基礎(chǔ)。因此對烴源巖進行綜合評價，明確平地泉組源巖是否有足夠的生烴能力，就顯得尤為重要。研究區(qū)雖然經(jīng)過幾十年的勘探，但過去主要以構(gòu)造油氣藏為勘探目標，缺乏烴源巖平面及縱向特征的精細刻畫，鉆井取心主要集中在儲層及油氣顯示相關(guān)層段上，缺乏系統(tǒng)取心資料，導(dǎo)致烴源巖相關(guān)分析化驗資料較少，而這顯然難以滿足致密油勘探的需求。

圖1 準東北部位置及構(gòu)造概況

筆者在前人研究基礎(chǔ)上，補充新鉆井取心和巖屑新取樣資料，對準東北部五彩灣—黃草湖地區(qū)平地泉組不同層段烴源巖生烴特征進行了重新評價。

1 地質(zhì)背景

準東北部五彩灣—黃草湖地區(qū)沉積地層較全，自下而上發(fā)育地層主要有石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系，受后期構(gòu)造運動影響，部分地區(qū)地層缺失[15]。

研究區(qū)受印支—燕山多期構(gòu)造運動影響，斷裂褶皺發(fā)育(圖1)，長軸南北向，地層整體呈北高南低的單斜，二疊系及下部地層與上部地層厚度為蹺蹺板狀，下部北厚南薄，上部南厚北薄(圖2)[16-17]。

早石炭世，研究區(qū)處于準噶爾古陸的邊緣斜坡區(qū)，火山活動微弱，處于沉降期，發(fā)育以陸源碎屑沉積為主的地層，滴水泉組厚度的最大分布帶可能位于現(xiàn)今的克拉美麗山。中石炭世，準噶爾古陸與西伯利亞板塊陸續(xù)碰撞使得火山噴發(fā)與巖漿侵入持續(xù)發(fā)生，區(qū)域內(nèi)鋪蓋了較厚的火山巖，火山噴發(fā)間斷期，沉積了具有生烴能力的煤系與暗色泥巖。晚石炭世—早二疊世，隨著克拉美麗山進一步向南逆沖，在山前形成前陸盆地。中晚二疊世準東地區(qū)發(fā)生大規(guī)模的湖侵，早期分割、獨立的凹陷向統(tǒng)一的湖盆轉(zhuǎn)化，湖域面積迅速擴大，沙帳斷褶帶接受了平地泉組、梧桐溝組沉積，地層北厚南薄。

印支—燕山期受南北向壓扭應(yīng)力的影響，自西而東發(fā)育北東向展布的3排背斜帶，每排背斜帶主要由2個背斜組成，其中西為沙丘河背斜—沙南斷塊，中為火燒山背斜、沙南背斜，東為帳篷溝鼻狀構(gòu)造、帳篷溝2號背斜，這3排背斜帶之間發(fā)育向斜和逆斷裂，其中沙西斷裂和帳東斷裂的規(guī)模較大。喜馬拉雅期構(gòu)造運動使得克拉美麗山大幅度隆升，火北斷裂上盤的石炭系推覆在二疊系、三疊系、侏羅系之上，從而形成現(xiàn)今的構(gòu)造格局[18-20]。

圖2 準東北部東西向構(gòu)造演化剖面剖面位置見圖1。

2 烴源巖生烴及分布特征

2準東北部二疊系平地泉組三段是非—差生油巖層，烴源巖主要集中在平地泉組一、二段，烴源巖在空間上的分布有一定的規(guī)律性。鑒于致密油的“近源成藏”特征，不同區(qū)塊本身的生烴能力及其空間展布是其成藏的重要因素之一。鑒于此本文將工區(qū)分為火北、火燒山背斜、火東向斜、火南、五彩灣凹陷和石樹溝凹陷幾個區(qū)塊分別進行評價。

2.1 平地泉組沉積特征

研究區(qū)物源來自北部的克拉美麗山，以辮狀河三角洲—湖泊沉積體系為主，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣、濱淺湖、半深湖等亞相。

平地泉組一段(P2p1)為深灰黑色白云質(zhì)凝灰質(zhì)泥巖、油頁巖夾薄層細砂巖，砂泥互層頻繁，地層厚度0～300 m；平地泉組二段(P2p2)以三角洲—湖相沉積為主，三角洲相沉積主要發(fā)育在克拉美麗山山前，向南過渡為湖相沉積，厚度0～350 m，巖性為深灰色、灰黑色泥巖和砂巖、粉砂巖交互沉積，夾3～4層油頁巖或白云質(zhì)凝灰泥巖；平地泉組三段(P2p3)發(fā)育區(qū)域性的濱淺湖相泥巖，厚度較大，為0～400 m，但泥巖豐度較低。

.2 有機質(zhì)豐度

準東北部不同區(qū)塊二疊系平地泉組一、二段有機質(zhì)豐度普遍較高(表1)，均達到好烴源巖標準，具有較強生烴能力。但是不同區(qū)塊有機質(zhì)豐度存在差異，說明研究區(qū)二疊系平地泉組沉積期湖盆連通性較差，由幾個孤立的沉積中心組成。

如表1所示，研究區(qū)火燒山背斜有機質(zhì)豐度最高，平二段和平一段有機碳含量均值分別為4.9%和6.98%，生烴潛量均值分別為15.84 mg/g和22.25 mg/g，氯仿瀝青“A”含量均值分別為0.084 8%和0.192%，按照分類標準，屬于很好烴源巖。其次，與火燒山背斜臨近的火東向斜和火南地區(qū)、五彩灣凹陷和石樹溝凹陷有機質(zhì)豐度也較高，也達到很好烴源巖級別，均具有較強供烴能力。值得注意的是，沙東、沙南和帳篷溝地區(qū)源巖有機碳含量雖然較高，但其生烴潛量普遍較低，生烴能力較弱。

表1 準東北部不同區(qū)塊平地泉組一、二段烴源巖有機質(zhì)豐度評價數(shù)據(jù)

2.3 有機質(zhì)類型

有機質(zhì)類型是決定和影響生烴類型和數(shù)量的重要因素[21-23]。從已知數(shù)據(jù)分析(表2)，準東北部二疊系平地泉組一、二段干酪根類型差異不大，整體以腐泥型有機質(zhì)為主，類型為Ⅱ1型，在局部地區(qū)干酪根類型為偏腐殖的Ⅱ2-Ⅲ型。

2.4 成熟度

對低滲透致密砂巖儲層而言，喉道細小是其主要特征，密度小、黏度低的流體更容易運聚成藏。對研究區(qū)平地泉組地層而言，在保存條件相差不大的條件下，源巖的演化程度成為決定該區(qū)原油密度和黏度的主要因素。因此，分析該區(qū)烴源巖演化特征，搞清楚成熟烴源巖分布成為該區(qū)勘探的關(guān)鍵。

研究區(qū)平地泉組烴源巖鏡質(zhì)體反射率資料較少，結(jié)合源巖熱解最高溫度及源巖抽提物生標成熟度參數(shù)進行綜合評價，表明不同區(qū)塊源巖演化程度存在差異(圖3，表3)?；饢|向斜和石樹溝凹陷源巖成熟度最高，火南斜坡區(qū)和五彩灣凹陷次之，火北、沙東和火燒山背斜再次之，帳篷溝地區(qū)成熟度較低。

石樹溝凹陷源巖抽提物C2920S/20(S+R)均值為0.48，C29ββ/∑C29均值在0.48～0.5，Ts/Tm均值在0.6～0.9，其演化程度在整個火燒山—石樹溝地區(qū)最高，達到生烴高峰期(表3)?；饢|向斜烴源巖抽提物生標成熟度參數(shù)也較高，但比石樹溝凹陷數(shù)據(jù)低，C2920S/20(S+R)均值為0.46，C29ββ/∑C29均值在0.35～0.386，Ts/Tm均值在0.08～0.36，但考慮到火東向斜數(shù)據(jù)主要來自火東1，2井，這些數(shù)據(jù)井主要分布在火東向斜的邊部，分析認為火東向斜深部源巖演化程度應(yīng)更高，與石樹溝凹陷基本一致，都達到生烴高峰期。除生標參數(shù)外，火東向斜烴源巖實測Ro接近1.0%，Tmax值大于445 ℃，也表明其演化程度較高。

五彩灣凹陷和火南斜坡區(qū)源巖演化達到成熟階段，但低于火東向斜和石樹溝凹陷，尚未達到生烴高峰期。從烴源巖抽提物生標成熟度參數(shù)來看，五彩灣凹陷C2920S/20(S+R)均值為0.36～0.42，C29ββ/∑C29均值為0.31～0.39，Ts/Tm均值為0.23～0.45；火南斜坡區(qū)C2920S/20(S+R)均值為0.39～0.4，C29ββ/∑C29為0.28～0.385，Ts/Tm為0.3～0.34，2個區(qū)塊源巖演化基本一致，應(yīng)屬于同一演化階段。從源巖實測鏡質(zhì)體反射率Ro和熱解最高溫度來看，五彩灣凹陷Ro處于0.7%～0.8%之間，Tmax為439～443 ℃；火南斜坡區(qū)Ro處于0.75%～0.82%之間，Tmax為440.9～441.3℃，兩者也基本一致。綜合分析認為，五彩灣凹陷和火南斜坡區(qū)源巖演化程度基本一致，應(yīng)處于成熟階段早期，成熟度在0.8%左右。

表2 準東北部烴源巖有機質(zhì)類型參數(shù)統(tǒng)計

圖3 準東北部平一、二段烴源巖成熟度平面等值線

地區(qū)層位Tmax/℃Ro/%C2920S/20(S+R)C29ββ/∑C29Ts/Tm火北火燒山背斜火東向斜火南石樹溝凹陷五彩灣凹陷沙東沙南帳篷溝P2p1441～451444．6(10)0．75～0．80．775(2)0．38～0．390．39(3)0．2～0．260．23(3)0．02～0．030．02(3)P2p2416～467439．7(84)0．57～0．810．702(5)0．23～0．260．24(4)0．17～0．240．21(4)0．09～0．440．23(4)P2p1428～451441．3(32)0．63～0．740．705(3)P2p2437～453445．2(27)0．43～0．490．46(16)0．28～0．440．35(16)0．17～0．90．36(16)P2p1441～456447．2(13)0．96(2)0．43～0．480．46(3)0．38～0．390．386(3)0．06～0．310．08(3)P2p2432～450440．9(13)0．43～10．75(7)0．39～0．420．4(2)0．38～0．390．385(2)0．29～0．30．295(2)P2p1433～449441．3(8)0．52～1．130．816(6)0．36～0．420．39(3)0．25～0．30．28(3)0．17～0．670．34(3)P2p2423～450441．2(20)0．43～0．550．48(10)0．46～0．580．5(10)0．58～1．540．9(10)P2p1437～449441．9(5)0．43～0．530．48(8)0．41～0．560．48(8)0．29～1．210．6(8)P2p2432～459443(20)0．59～1．180．79(11)0．19～0．650．36(10)0．21～0．440．31(10)0．06～0．750．45(10)P2p1432～455439(12)0．05～1．510．81(23)0．17～0．480．42(26)0．22～0．540．39(26)0．10～0．470．23(26)P2p2435(1)0．22～0．430．31(4)0．27～0．530．37(4)0．02～0．680．32(4)P2p1438(1)P2p2446(1)P2p1441～444442．6(3)0．38～0．440．41(3)0．27～0．310．29(3)0．08～0．170．12(3)P2p2445～451448(2)0．14(1)0．3(1)0．17(1)P2p10．11(1)0．17(1)0．11(1)

火燒山背斜、火北和沙東地區(qū)烴源巖成熟度在0.7%～0.8%，屬于成熟階段早期產(chǎn)物?；馃奖承睙N源巖抽提物生標成熟度參數(shù)C2920S/20(S+R)均值為0.24，C29ββ/∑C29為0.21，Ts/Tm為0.23；火北地區(qū)烴源巖抽提物生標成熟度參數(shù)C2920S/20(S+R)均值為0.39～0.44，C29ββ/∑C29均值為0.23～0.28，Ts/Tm為0.02～0.1；沙東地區(qū)烴源巖抽提物生標成熟度參數(shù)C2920S/20(S+R)均值為0.31，C29ββ/∑C29均值為0.37，Ts/Tm均值為0.32，明顯低于五彩灣凹陷和火南斜坡區(qū)，但明顯高于帳篷溝地區(qū)?；鸨焙突馃奖承睙N源巖干酪根鏡質(zhì)體反射率實測數(shù)據(jù)分布在0.6%～0.8%范圍內(nèi)，也表明其屬于成熟階段早期。結(jié)合構(gòu)造演化特征分析，認為工區(qū)不同區(qū)塊烴源巖的這種演化程度差異受構(gòu)造演化影響明顯。工區(qū)東西向剖面顯示(圖2)，平地泉組沉積期工區(qū)整體處于斷陷盆地特征，水體較深，沉積了厚度較大、豐度較高的暗色泥巖；三疊紀印支構(gòu)造運動開始，到侏羅系沉積前，隆凹構(gòu)造格局已初步成型，隨后構(gòu)造運動進一步加劇，最終形成目前構(gòu)造格局。

從烴源巖演化的進程來看，平地泉組沉積后，尚未進行有效演化，隨后三疊紀構(gòu)造運動就已經(jīng)開始，說明烴源巖的演化明顯受構(gòu)造演化的影響，在隨后形成的隆凹格局中，處于凹陷區(qū)的烴源巖演化程度較高，而處于隆起區(qū)的烴源巖演化程度相對較低。

2.5 源巖分布特征

2.5.1 主力生烴層段縱向分布特征

研究區(qū)烴源巖縱向分布特征非常明顯，至少存在3段烴源巖具有較強生烴能力，主要分布在平二段中下部和平一段頂部(圖4)，源巖縱向分布特征對研究區(qū)油藏分布起到重要的控制作用。研究區(qū)目前油藏主要分布在平二段中下部和平一段上部，與主力生烴層段縱向分布具有明顯的相關(guān)性，也進一步表明了致密油近源成藏的特征(圖5)。

圖4 準東北部平地泉組出油層段縱向分布頻率特征

2.5.2 源巖平面分布特征

平一、二段有機碳含量較高的井位平面分布具有明顯的規(guī)律性，呈現(xiàn)3個主要生烴凹陷的特征，分別為火燒山背斜—火東—火南區(qū)塊，石樹溝凹陷和五彩灣凹陷彩2—滴南1井區(qū)(圖6)。

3 致密油勘探潛力

3.1 平地泉組油藏原油來源

研究區(qū)除平地泉組源巖外，下伏石炭系也發(fā)育生烴能力較強的烴源巖，該源巖的貢獻也是影響該區(qū)致密油勘探的主要因素。

研究區(qū)石炭系地層的暗色泥巖、碳質(zhì)泥巖在火東向斜厚度可達300 m，向西南減?。挥袡C碳平均含量2.62%，氯仿瀝青“A”平均含量270 mg/L，生油潛力值平均為1.46 mg/g，具中等生烴能力。烴源巖有機質(zhì)類型差，主體為Ⅲ型；石炭系烴源巖演化程度較高，Ro分布在1%～2%，均值為1.6%，已到高—過成熟階段。石炭系烴源巖生成的原油密度一般較低，碳同位素較重，為-25‰左右。

圖5 準東北部平地泉組主力生烴層段縱向分布特征

圖6 準東北部平一段和平二段烴源巖平面分布特征

準東北部五彩灣—黃草湖地區(qū)平地泉組原油碳同位素普遍較輕，分布在-30.01‰～-30.21‰范圍內(nèi)，屬于典型的腐泥型有機質(zhì)來源，與石炭系來源產(chǎn)物碳同位素明顯不同。其次，研究區(qū)原油密度普遍較重，分布在0.88～0.9 g/cm3范圍內(nèi)，且原油成熟度普遍較低，遠低于石炭系來源產(chǎn)物成熟度，說明深層石炭系來源產(chǎn)物沒有運移到平地泉組成藏。

3.2 下步勘探目標

源巖生烴及分布特征研究表明，準東北部五彩灣—黃草湖地區(qū)平地泉組存在3個生烴中心。目前已在火燒山背斜—火東—火南生烴中心獲得重大突破，但是同樣生烴能力較強的石樹溝凹陷和五彩灣凹陷生烴中心勘探程度較低，未獲重大突破，下步致密油勘探應(yīng)引起重視。

4 結(jié)論

(1)準東北部二疊系平地泉組二段和一段烴源巖有機質(zhì)豐度較高，有機質(zhì)類型較好，目前處于低熟—成熟階段，具有較強生烴能力，但不同區(qū)塊主力生烴層段縱向分布特征存在差異。從平一段到平二段地層，高豐度烴源巖分布范圍基本一致，具有繼承性，主要包括3個生烴中心，分別為火燒山背斜—火東—火南區(qū)塊，石樹溝凹陷和五彩灣凹陷彩2—滴南1井區(qū)。

(2)研究區(qū)不同區(qū)塊平地泉組烴源巖演化程度存在差異，火東向斜和石樹溝凹陷源巖成熟度最高，火南斜坡區(qū)和五彩灣凹陷次之，火北、沙東和火燒山背斜再次之，帳篷溝地區(qū)成熟度較低。不同區(qū)塊源巖演化程度的差異主要受構(gòu)造演化的影響。

(3)該區(qū)平地泉組油藏屬于自生自儲油藏，目前勘探成果主要集中在火燒山背斜—火東—火南區(qū)塊生烴中心，石樹溝凹陷和五彩灣凹陷彩2—滴南1井區(qū)具較大勘探潛力。

[1] 鄒才能,朱如凱,吳松濤,等.常規(guī)與非常規(guī)油氣聚集類型、特征、機理及展望：以中國致密油和致密氣為例[J].石油學(xué)報,2012,33(2):173-187.

Zou Caineng,Zhu Rukai,Wu Songtao,et al.Types,characteristics,genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations:taking tight oil and tight gas in China as an instance[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(2):173-187.

[2] 林森虎,鄒才能,袁選俊,等.美國致密油開發(fā)現(xiàn)狀及啟示[J].巖性油氣藏,2011,23(4):25-31.

Lin Senhu,Zou Caineng,Yuan Xuanjun,et al.Status quo of tight oil exploitation in the United States and its implication[J].Lithologic Reservoirs,2011,23(4):25-31.

[3] 魏海峰,凡哲元,袁向春.致密油藏開發(fā)技術(shù)研究進展[J].油氣地質(zhì)與采收率,2013,20(2)：62-66.

Wei Haifeng,Fan Zheyuan,Yuan Xiangchun.Review on new advances in foreign tight oil development technology and their enlightenment[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2013,20(2)：62-66.

[4] 鄒才能,朱如凱,白斌,等.中國油氣儲層中納米孔首次發(fā)現(xiàn)及其科學(xué)價值[J].巖石學(xué)報,2011,27(6):1857-1864.

Zou Caineng,Zhu Rukai,Bai Bin,et al.First discovery of nano-pore throat in oil and gas reservoir in China and its scientific va-lue[J].Acta Petrologica Sinica,2011,27(6):1857-1864.

[5] 鄒才能,楊智,陶士振,等.納米油氣與源儲共生型油氣聚集[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(1):13-26.

Zou Caineng,Yang Zhi,Tao Shizhen,et al.Nano-hydrocarbon and the accumulation in coexisting source and reservoir[J].Petroleum Exploration and Development,2012,39(1):13-26.

[6] 賈承造,鄒才能,李建忠,等.中國致密油評價標準、主要類型、基本特征及資源前景[J].石油學(xué)報,2012,33(3):343-349.

Jia Chengzao,Zou Caineng,Li Jianzhong,et al.Assessment criteria,main types,basic feature sand resource prospects[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(3):343-349.

[7] 斯春松,陳能貴,余朝豐,等.吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油儲層沉積特征[J].石油實驗地質(zhì),2013,35(5):528-533.

Si Chunsong,Chen Nenggui,Yu Chaofeng,et al.Sedimentary characteristics of tight oil reservoir in Permian Lucaogou Formation,Jimsar Sag[J].Petroleum Geology & Experiment,2013,35(5):528-533.

[8] 王震亮.致密巖油的研究進展、存在問題和發(fā)展趨勢[J].石油實驗地質(zhì),2013,35(6):587-595.

Wang Zhenliang.Research progress,existing problem and deve-lopment trend of tight rock oil[J].Petroleum Geology & Experiment,2013,35(6):587-595.

[9] 賈承造,宋巖,魏國齊,等.中國中西部前陸盆地的地質(zhì)特征及油氣聚集[J].地學(xué)前緣,2005,12(3):3-13.

Jia Chengzao,Song Yan,Wei Guoqi,et al.Geological features and petroleum accumulation in the foreland basins in central and western China[J].Earth Science Frontiers,2005,12(3):3-13.

[10] 趙磊,孫檣,季建清,等.新疆西準噶爾地區(qū)晚古生代殘余洋盆生烴潛力[J].油氣地質(zhì)與采收率,2013,20(6)：35-37,41.

Zhao Lei,Sun Qiang,Ji Jianqing,et al.Hydrocarbon-generating potentials analysis on late Paleozoic residual ocean basin in West Junggar[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2013,20(6)：35-37,41.

[11] 何登發(fā),陳新發(fā),張義杰,等.準噶爾盆地油氣富集規(guī)律[J].石油學(xué)報,2004,25(3):1-10.

He Dengfa,Chen Xinfa,Zhang Yijie,et al.Enrichment characte-ristics of oil and gas in Jungar Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2004,25(3):1-10.

[12] 劉傳虎.準噶爾盆地隱蔽油氣藏類型及有利勘探區(qū)帶[J].石油實驗地質(zhì),2014,36(1):25-32.

Liu Chuanhu.Subtle reservoir type and favorable exploration belts in Junggar Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2014,36(1):25-32.

[13] 王緒龍,康素芳,向?qū)毩?等.準噶爾盆地油氣地球化學(xué)研究進展[R].克拉瑪依:新疆油田公司勘探開發(fā)研究院,2003.

Wang Xulong,Kang Sufang,Xiang Baoli,et al.Research progress of oil and gas geochemistry in Junggar Basin[R].Karamay:Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oil field Company,2003.

[14] 宋傳春.準噶爾盆地周緣褶皺帶形變特征[J].油氣地質(zhì)與采收率,2012,19(3)：11-14.

Song Chuanchun.Characteristics of fold deformation at edge of Junggar basin[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2012,19(3)：11-14.

[15] 謝慶賓,管守銳,韓軍,等.準東白家?！宀蕿车貐^(qū)層序地層特征[J].新疆石油地質(zhì),2003,24(1):31-34.

Xie Qingbin,Guan Shourui,Han Jun,et al.Sequence Stratigraphy of Baijiahai-Wucaiwan Area in East Junggar Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,2003,24(1):31-34.

[16] 曲國勝,盧苗安,李濤,等.準東—帳北構(gòu)造與油氣預(yù)測[J].新疆石油地質(zhì),2008,29(4):448-451.

Qu Guosheng,Lu Miaoan,Li Tao,et al.Zhundong-Zhangbei structure and its oil-gas prediction[J].Xinjiang Petroleum Geo-logy,2008,29(4):448-451.

[17] 黃林軍,潘建國,魏東濤,等.準東地區(qū)油氣成藏條件及聚集規(guī)律[J].石油天然氣學(xué)報,2012,34(9):42-48.

Huang Linjun,Pan Jianguo,Wei Dongtao,et al.Reservoir-forming condition and accumulation rules of the East Junggar Area[J].Journal of Oil and Gas Technology,2012,34(9):42-48.

[18] 曲國勝,馬宗晉,張寧,等.準噶爾盆地及周緣斷裂構(gòu)造特征[J].新疆石油地質(zhì),2008,29(3):290-295.

Qu Guosheng,Ma Zongjin,Zhang Ning,et al.Fault structures in and around Junggar Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,2008,29(3):290-295.

[19] 楊高學(xué),李永軍,李注蒼,等.東準噶爾東北緣后碰撞火山巖成因與構(gòu)造環(huán)境[J].地學(xué)前緣,2010,17(1):49-60.

Yang Gaoxue,Li Yongjun,Li Zhucang,et al.Genesis and tecto-nic settings of post-collision volcanic rocks in north eastern margin of East Junggar,Xinjiang[J].Earth Science Frontiers,2010,17(1):49-60.

[20] 曲國勝,馬宗晉,陳新發(fā),等.論準噶爾盆地構(gòu)造及其演化[J].新疆石油地質(zhì),2009,30(1):1-5.

Qu Guosheng,Ma Zongjin,Chen Xinfa,et al.On structures and evolutions in Junggar Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,2009,30(1):1-5.

[21] 黃第藩,李晉超.中國陸相油氣生成[M].北京:石油工業(yè)出版社,1982.

Huang Difan,Li Jinchao.Terrestrial facies of petroleum in China[M].Beijing:Petroleum Industry Press,1982.

[22] Tissot B P,Welte D H.Petroleum formation and occurrence[M].New York:Springer-Verlag,1984.

[23] 饒丹,章平瀾,邱蘊玉.有效烴源巖下限指標初探[J].石油實驗地質(zhì),2003,25(增刊):578-581.

Rao Dan,Zhang Pinglan,Qiu Yunyu.Discussion on lower limit of content of organic matters for effective source rocks[J].Petroleum Geology & Experiment,2003,25(S):578-581.

(編輯 黃 娟)

Hydrocarbon supplying characteristics of tight oil source rocks in Pingdiquan Formation, northeastern Junggar Basin

Yuan Bo1, Wang Xinqiang1, Lu Jungang2, Chen Shijia2, Li Fenglei1

(1.GeophysicalResearchInstitute,ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Urumqi,Xinjiang830013,China; 2.SchoolofResourcesandEnvironment,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)

In the northeastern Junggar Basin, oils were self-generated and self-preserved in the Pingdiquan Formation. Because of tight reservoir and frequent sand-shale interbedding, the hydrocarbon supplying ability of source rocks is the key factor of tight oil exploration in the study area. The studies of organic matter abundance, type and maturity of source rocks from the Pingdiquan Formation showed that the source rocks from the first and second members of the Pingdiquan Formation are featured by high organic matter abundance and favorable organic matter type, and are during the low-mature and mature stages, hence have high ability of hydrocarbon supplying, but the vertical distribution of main hydrocarbon supplying sections varies among different regions. The hydrocarbon supplying centers in the first and second members of the Pingdiquan Formation have inheritance. There are three hydrocarbon supplying centers including the Huoshaoshan anticline-Huodong-Huonan area, the Shishugou Sag, and the Cai2-Dinan1 well area in the Wucaiwan Sag. Source rock evolution was affected by structure. The source rocks in the Huodong Syncline and Shi-shugou Sag are the most mature, and have reached hydrocarbon generation peak, while those in the Huonan Slope and Wucaiwan Sag take the second place, and are in the early mature stage. The source rocks in the Huoshaoshan Anticline, Huobei, Shadong and Zhangpenggou areas have the lowest maturity. The present exploration achievements have been made mainly in the Huoshaoshan Anticline, Huodong and Huonan areas, while the Shishugou Sag and the Cai2-Dinan1 well area in the Wucaiwan Sag also have good potential.

tight oil; hydrocarbon supplying ability; exploration potential; Pingdiquan Formation; northeastern Junggar Basin

1001-6112(2014)06-0744-08

10.11781/sysydz201406744

2013-07-16；

2014-10-12。

袁波(1978—)，男，高級工程師，從事石油地質(zhì)和沉積儲層方面的研究工作。E-mail: yuanbo1@petrochina.com.cn。

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(973計劃)“中國陸相致密油(頁巖油)形成機理與富集規(guī)律基礎(chǔ)研究”(2014CB239005)和國家重大科技專項“四川盆地致密油氣成藏機理與富集規(guī)律”(2011ZX05001-001-008)資助。

TE132.2

A