2023, Vol. 35
2. 中国石油新疆油田公司 采油二厂, 新疆 克拉玛依 834000;
3. 中国石油新疆油田公司 评价处, 新疆 克拉玛依 834000;
4. 北京奥能恒业能源技术有限公司, 北京 100089
2. No. 2 Oil Production Plant, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, Xinjiang, China;
3. Department of Reservoir Evaluation, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, Xinjiang, China;
4. Beijing Aonenghengye Energy Technology Co., Ltd., Beijing 100089, China
准噶尔盆地的油气勘探历史可以追溯到1909年，距今已逾百年[1]。1956年，这里诞生了新中国第一个大油田——克拉玛依油田[2]。2021年，准噶尔盆地生产原油1 370×104 t，天然气35×108 m3，已成为我国最重要的油气生产基地之一[3]，围绕中下侏罗统、中下二叠统和石炭系3套主力烃源岩，发育三大含油气系统[4-5]，目前盆地的主力产能和已发现的储量均主要集中在二叠系含油气系统[6]。2011年以来，通过近源勘探发现的玛湖砾岩大油区，已成为国内原油最重要的上产基地[7]，截至目前，在玛湖已发现了六大油藏群，形成了玛南和玛北2个大油区，新增三级储量超过10×1012 t，其中探明地质储量超过5×1012 t[8]，是近十年来我国陆上石油勘探最大发现之一，截至2021年玛湖凹陷砾岩油藏累计生产原油624×104 t，日产油超过8 000 t[9-10]。根据油源对比，玛湖凹陷三叠系砾岩油藏的原油主要来自于下二叠统风城组烃源岩[11]。近年来，以玛页1井为代表，风城组源内页岩油获得重大突破，又一个十亿吨级的大油区初见端倪[12-13]，也进一步奠定了风城组这套咸水湖相烃源岩在盆地油气勘探中的重要地位。在西部坳陷，除玛湖凹陷外，风城组还广泛分布于盆1井西凹陷和沙湾凹陷，目前在这些地区围绕风城组含油气系统的勘探也取得了重要进展[14-15]。然而，除风城组烃源岩外，在中二叠统下乌尔禾组（P2w）还发育一套泥岩沉积，厚度大、分布广，是一套潜在的烃源岩。该套烃源岩在盆地东北部和东南部分别称为平地泉组（P2p）和芦草沟组（P2l），目前已发现大量来自该套烃源岩的原油[1-2]，如吉木萨尔十亿吨级页岩油田[16-17]和近期在阜康凹陷东斜坡获得重大发现的上二叠统上乌尔禾组岩性油气藏[18]。目前学术界普遍认为西部坳陷的原油主要来自风城组烃源岩[2, 11]，部分学者认为可能存在来自下乌尔禾组烃源岩的原油[1, 19]或是风城组和下乌尔禾组的混源原油[20-22]，但整体而言，对下乌尔禾组烃源岩生烃潜力和规模的研究较薄弱。
基于准噶尔盆地西部坳陷钻井和地震资料，利用岩石热解、有机岩石学、生物标志化合物分析、生烃模拟实验和盆地模拟等手段，系统分析二叠系下乌尔禾组烃源岩的生烃潜力和沉积环境，并与研究区风城组烃源岩进行对比，以期为下乌尔禾组下一步勘探提供依据。
1 地质概况准噶尔盆地位于哈萨克斯坦地块、西伯利亚地块和塔里木地块的交界处[23-25]，发育在由800 Ma以前形成的前寒武系结晶基底和古生界微变质基底组成的准噶尔地体上，是一个晚古生代—中新生代的叠合盆地[26-28]。盆地面积约为13×104 km2，可划分为西部隆起、中部隆起、东部隆起、陆梁隆起、西部坳陷、东部坳陷、乌仑古坳陷和南缘冲断带等8个一级构造单元[29-30]。研究区西部坳陷主要包括玛湖凹陷、盆1井西凹陷、沙湾凹陷、乌夏断裂带、克百断裂带、中拐凸起、达巴松凸起、莫北凸起和莫索湾凸起等9个二级构造单元。已有勘探实践表明，玛湖凹陷油气最为丰富，盆1井西凹陷次之，沙湾凹陷周缘油气勘探程度相对较低，发现的油气也相对较少（图 1a）。区内中—古生界发育完整，自下而上依次为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，二叠系自下而上划分为佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组、上乌尔禾组，其中风城组和下乌尔禾组均发育烃源岩，目前主力烃源岩为风城组[31-33]。目的层下乌尔禾组厚度变化大，为200~1 000 m，由断裂带至盆地方向厚度逐渐增大；岩性主要为灰绿色、灰色砂岩与灰绿色泥岩互层，泥质含量高[34]；按照低位—水进—高位旋回，自下而上分为3段，即下乌尔禾组1段（P2w1）、2段（P2w2）和3段（P2w3）。该套地层底部边界与下伏夏子街组呈削蚀超覆角度不整合接触，顶部与上覆地层呈削蚀角度不整合接触（图 1b）。
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下载原图 图 1 准噶尔盆地西部坳陷构造单元划分（a）及达探1井二叠系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic units(a)and stratigraphic column of Permian of well Datan 1(b)in western depression, Junggar Basin |
中晚二叠世，尤其是下乌尔禾组沉积期，是准噶尔盆地由断陷盆地向坳陷盆地转变的重要时期。该时期盆地多凹格局逐渐消失，初步形成统一的准噶尔湖盆，整体呈北高南低格局，北部玛湖凹陷—盆1井西凹陷一带以浅湖—半深湖沉积为主，南部沙湾凹陷—阜康凹陷—博格达山一带以半深湖—深湖沉积为主。受半深湖—深湖相分布的控制，下乌禾组泥岩在平面上主要分布于盆1井西凹陷—沙湾凹陷，纵向上主要分布于下乌尔禾组3段。以靠近湖盆中心区域的达探1井为例，该井深灰色泥岩紧邻下乌尔禾组最大湖泛面分布，主要为半深湖—深湖沉积，灰色粉砂质泥岩主要位于三角洲前缘远端，其分布受三角洲的进积与退积控制（图 1b）。
2 烃源岩特征 2.1 岩性特征通过对准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组7口井共27个岩心样品、测井和岩屑录井等信息进行综合分析发现：①该套泥岩局部颜色较深，包括深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩及灰色含炭粉砂质泥岩，是潜在的有利烃源岩层发育段。以达探1井为例，P2w3发育泥岩总厚度为108 m，其中深灰色泥岩厚度达76 m，灰色粉砂质泥岩厚度为20 m，此外，灰色泥质粉砂岩厚度为18 m。②在少量上覆、下伏或夹持于砂砾岩中的泥岩样品中可识别出灰色含炭粉砂质泥岩和灰色粉砂质泥岩2类烃源岩，均含有较高的火山碎屑（凝灰质）组分；灰色含炭粉砂质泥岩中层理不发育，仅局部可见模糊的纹层或片理，普遍含炭屑，包括大小不等的顺层或散乱分布的炭化植物碎屑，分析认为其沉积于三角洲前缘近端，因离河口较近，持续沉积源自河口的粉砂与陆源植物碎屑；灰色粉砂质泥岩中纹层不发育，仅局部可见粒序纹层，且含有数量不等的内碎屑灰岩颗粒，分析认为其沉积环境为浅湖靠近浪基面一侧，因水动力较强，水体长期处于氧化—弱氧化状态（图 2）。需要指出的是，目前采集的样品主要分布在湖盆边缘，不排除湖盆中心发育纹层状厚层暗色页岩的可能。
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下载原图 图 2 准噶尔盆地中二叠统下乌尔禾组烃源岩岩性显微照片 注：Cl.黏土矿物；Tuf.凝灰岩屑；Tu.凝灰质；O.有机质；Pd.炭化植物碎屑；Q.碎屑石英；Mi.云母；Py.黄铁矿；Fp.长石；Chl.绿泥石。（a）凝灰质泥岩，TOC值为2.3%，玛4井，3 350.9 m，正交偏光；（b）—（c）为（a）样品的单偏光照片；（d）泥质沉凝灰岩，TOC值为2.4%，玛005井，3 557.1 m，正交偏光；（e）—（f）为（d）样品的单偏光照片。 Fig. 2 Lithology micrographs of source rocks of Middle Permian lower Urho Formation in Junggar Basin |
有机元素分析是判断烃源岩干酪根有机质类型最常见也是最可靠的方法之一[35]。西部坳陷下乌尔禾组烃源岩的O/C原子比为0.03~0.76（平均0.20），H/C原子比为0.33~1.12（平均0.59），指示其主要是由Ⅲ型干酪根组成，是一套倾气型烃源岩。
氮元素在一定程度上可以反映有机质的生源信息。在以陆源高等植物输入为主的有机质中，N/C原子比通常小于0.05，而在以浮游生物输入为主的有机质中，N/C原子比通常大于0.08[36]。对研究区15口井下乌尔禾组71个烃源岩样品进行分析，N/C原子比为0.01~0.08，平均为0.03，表明在该套烃源岩沉积期陆源高等植物输入占绝对优势。
岩石热解氢指数（HI）是判断烃源岩有机质类型的常用指标。研究区14口井106个下乌尔禾组烃源岩样品的HI值为15~167 mg/g，大多小于100 mg/g，有机质类型较差，表现为Ⅲ型干酪根的特征。较低的HI值在一定程度上也受到了有机质成熟度的影响（图 3b），但总体上仍然反映了该套烃源岩以生气为主的特征。区内二叠系风城组烃源岩的H/C原子比一般大于0.80，HI值一般大于200 mg/g，最大可达580 mg/g，相较之下，下乌尔禾组烃源岩的有机质类型和生油能力均更差（图 3）。
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下载原图 图 3 准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩有机质特征对比 Fig. 3 Comparison of organic matter characteristics of source rocks between Permian lower Urho Formation and Fengcheng Formation in western depression, Junggar Basin |
烃源岩的有机显微组分通常可以分为腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组等四大类，其中腐泥组主要是藻类及其他低等水生生物腐泥化作用的产物，往往保留有藻类生物结构残余或藻类降解的特征，含氢量高，是最佳的生油组分；壳质组主要由高等植物的生殖器官、保护组织及其分泌代谢产物、菌藻类、微生物降解等演化而来，具有一定的生油、生气能力；镜质组主要来自植物的根、茎和叶，氧含量较高，氢含量中等，可生成大量天然气和少量液态烃；惰质组是植物残骸受丝炭化作用转化而成的，生烃能力差，一般不具备生烃能力[37-38]。
不同类型显微组分的相对含量可以有效反映烃源岩的有机质类型。西部坳陷6口井下乌尔禾组烃源岩6个样品的干酪根有机显微组分中，镜质组含量最高，体积分数为31.7%~48.5%，平均为39.4%，壳质组体积分数为8.4%~51.6%，平均为28.9%，腐泥组和惰质组含量低，平均体积分数分别为14.2% 和17.5%。该结果反映了下乌尔禾组烃源岩具有生烃潜力，但有机质类型不及风城组，油气兼生，生气为主（图 4）。这与有机元素和热解参数分析的结果一致。
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下载原图 图 4 准噶尔盆地西部坳陷二叠系烃源岩干酪根有机显微组分特征 Fig. 4 Relative volume percentage of organic macerals of kerogen in Permian source rocks in western depression, Junggar Basin |
镜下显示（图 5）：镜质体主要为结构镜质体和无结构镜质体，木质结构严重破坏，呈粒状或棒状，此外还可见少量的碎屑镜质体；壳质组主要由树脂体和碎屑壳质体组成，腐泥组主要由矿物沥青基质组成，惰质组主要表现为碎屑惰质体。
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下载原图 图 5 准噶尔盆地西部坳陷中二叠统下乌尔禾组烃源岩干酪根有机显微组分照片 注：Tuf.凝灰岩屑；Re.树脂体；Cl.黏土矿物；T.结构镜质体；Id.碎屑惰质体；Py.黄铁矿；MB.矿物沥青基质；Ld.碎屑壳质体；C.无结构镜质体；Cd.碎屑镜质体。（a）—（b）凝灰质泥岩，TOC值为2.3%，玛4井，3 350.9 m，反射荧光，蓝光激发；（c）为样品（a）的光片，油浸，反射单偏光；（d）—（e）泥质沉凝灰岩，TOC值为2.4%，玛005井，3 557.1 m，反射荧光，蓝光激发；（f）为样品（d）的光片，油浸，反射单偏光。 Fig. 5 Organic maceral micrographs of kerogen in source rocks of Middle Permian lower Urho Formation in western depression, Junggar Basin |
对西部坳陷15口井下乌尔禾组烃源岩22个岩心样品的实测镜质体反射率（Ro）为0.64%~ 1.56%，平均1.06%。钻遇该套烃源岩的钻井所处构造位置的差异导致了Ro分布区间较大，但大部分样品处于主生油窗内（Ro为0.8%~1.3%）。由于热解游离烃（S2）小于0.2 mg/g时，最高热解峰温（Tmax）作为成熟度参数的可靠性会大大降低[39]，排除这部分数据后，下乌尔禾组烃源岩Tmax值为407~513 ℃，平均为448 ℃，也指示其位于主生油窗阶段。在未成熟阶段，烃源岩的产率指数[PI = S1/（S1 + S2）]通常小于0.10，随着成熟度的升高，PI值逐渐增大，在生油窗内最大可达0.60[39]，而下乌尔禾组烃源岩PI值为0.05~0.74，平均为0.33，也说明了该套烃源岩的成熟度跨度大，但总体位于主生油窗，与Tmax和Ro得出的结论基本一致。
目前钻遇下乌尔禾组的样品主要集中在玛湖凹陷，且多位于构造较高部位，在下乌尔禾组埋深较大的盆1井西凹陷和沙湾凹陷基本没有钻井。针对这一问题，基于下乌尔禾组底界的现今构造等深图和井下样品深度与Ro的关系，刻画研究区下乌尔禾组现今平面成熟度分布特征（图 6）。结果表明：目前玛湖凹陷主体仍处在生油高峰阶段（Ro为0.7%~1.3%），仅在凹陷最深处进入生凝析油/湿气阶段（Ro为1.3%~2.0%）；盆1井西凹陷整体已进入生凝析油/湿气阶段，而沙湾凹陷已整体进入生干气阶段（Ro>2.0%）；下乌尔禾组底界进入主生油窗、生凝析油/湿气阶段和生干气阶段的面积分别为21 400 km2，13 100 km2和4 000 km2，总体上已具备生成规模油气的热演化条件。
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下载原图 图 6 准噶尔盆地西部坳陷中二叠统下乌尔禾组底界Ro平面等值线 Fig. 6 Ro plane contour map of bottom boundary of Middle Permian lower Urho Formation in western depression, Junggar Basin |
基于地震资料，在玛湖凹陷、盆1井西凹陷和沙湾凹陷的最深处分别设计了一口虚拟井（虚拟井位置见图 6），通过Petromod软件，利用文献[40-43]提供的大地热流、剥蚀量和地温等关键参数，绘制3个生烃凹陷下乌尔禾组烃源岩的热演化史（图 7）。结果表明：早三叠世末期，玛湖凹陷下乌尔禾组烃源岩开始进入生烃门限，在早侏罗世晚期进入生油高峰，一直延续至早白垩世中期，现今仍然处在生油窗晚期，未进入主生气阶段；盆1井西凹陷下乌尔禾组烃源岩进入生烃门限的时间更早，为早三叠世早期，生油高峰贯穿整个侏罗纪，现今已进入生凝析油/湿气阶段；沙湾凹陷下乌尔禾组烃源岩在早中侏罗世进入生油高峰，现今已进入生干气阶段。
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下载原图 图 7 准噶尔盆地沙湾凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷中二叠统下乌尔禾组烃源岩生烃史 Fig. 7 Hydrocarbon generation histories of source rocks of Middle Permian lower Urho Formation in Shawan, western well Pen-1 and Mahu sags, Junggar Basin |
西部坳陷下乌尔禾组烃源岩的总有机碳含量（TOC）为0.29%~9.16%，平均为0.85%，生烃潜量（S1+ S2）为0.29~3.16 mg/g，平均为0.74 mg/g，烃源岩生烃潜力差别较大，差烃源岩和中等—好烃源岩各占样品总数的50%（图 8）。由于该套烃源岩有机质类型为Ⅲ型，且岩石热解氢指数HI值相对较低，尽管部分样品具有较高的TOC值，但缺乏足够的氢与之结合生成烃类，导致部分烃源岩生烃能力较差。风城组烃源岩TOC值为0.58%~2.72%（平均为1.20%），S1+S2为1.31~12.22 mg/g（平均5.43 mg/g），以中等—好的烃源岩为主，比下乌尔禾组烃源岩生烃能力更强（图 8）。
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下载原图 图 8 准噶尔盆地西部坳陷二叠系烃源岩生烃潜量与TOC交会图 Fig. 8 Crossplot of S1 + S2 and TOC of Permian source rocks in western depression, Junggar Basin |
在静态热解参数分析的基础上，对下乌尔禾组和风城组低成熟烃源岩样品开展封闭体系下黄金管生烃热模拟实验比较生烃能力。具体步骤如下：
① 将2组烃源岩样品分别在氩气保护下封入金管，确保没有空气污染，用电弧焊焊封金管后置于高压釜中，通过高压泵对高压釜充水，高压水使金管产生柔性变形，从而对样品施加压力。
② 分别以20 ℃/min和2 ℃/min的升温速率对样品进行加热，温度为100~600 ℃，各高压釜的温差小于1 ℃，温度波动小于1 ℃；稳定压力为5.0 MPa，压力波动小于0.5 MPa。
③ 加热结束后，用液氮冷冻样品瓶收集扩散到真空玻璃管中的少量C6-10轻烃，收集完成后，迅速往样品瓶中注入二氯甲烷溶剂，把金管从高压釜中取出，剪开金管，连同样品一起放入同一样品瓶。
④ 超声震动1 min，使金管中产生的油完全溶解到溶剂中，有效避免C6-10烃类的损失。取4 mL样品瓶中上层的清液1 mL，转移到2 mL样品瓶中，采用自动进样器进行色谱分析。
⑤ 用氘代C24作为内标进行轻烃（C6-14）定量分析，C14+烃类采用萃取、过滤、称重法定量。通过Kinetic软件进行数据处理，采用多个平行一阶反应的生烃动力学模式，所有平行反应具有共同的频率因子。利用实验得来的动力学参数，根据地质条件进行生烃预测[44]。
结果显示：在慢速升温条件下（2 ℃/min），下乌尔禾组烃源岩生成轻烃（C6-14）和重烃（C14+）的最大产率分别为90 mg/（g·TOC）和270 mg/（g·TOC），而风城组烃源岩生成C6-14和C14+的最大产率分别为210 mg/（g·TOC）和735 mg/（g·TOC），均高于下乌尔禾组烃源岩。在快速升温条件下（20 ℃/min）得到的结果与慢速升温模拟结果基本一致（图 9）。风城组烃源岩的生烃能力高于下乌尔禾组。
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下载原图 图 9 准噶尔盆地西部坳陷二叠系烃源岩封闭体系下产烃率特征 Fig. 9 Hydrocarbon-generating rate of Permian source rocks under a closed system in western depression, Junggar Basin |
基于准噶尔盆地西部坳陷下乌尔禾组（22件样品）和风城组（66件样品）2套烃源岩抽提物的生物标志化合物（图 10，图 11），对比分析了沉积形成环境的差异。
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下载原图 图 10 准噶尔盆地西部坳陷二叠系烃源岩典型生物标志化合物图谱 Fig. 10 Biomarker spectra of Permian source rocks in western depression, Junggar Basin |
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下载原图 图 11 准噶尔盆地西部坳陷二叠系烃源岩生物标志化合物对比 Fig. 11 Geochemical characteristics of biomarkers of Permian source rocks in western depression, Junggar Basin |
姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）是常用的指示有机质生源的无环类异戊二烯烷烃化合物，其主要来源为光合生物的叶绿素[45]。通常认为Pr/Ph小于1.00指示缺氧沉积环境，而Pr/Ph大于1.00则表示烃源岩的含氧量增加[46]。尽管对于Pr/Ph指示的氧化-还原环境阈值存在争议，但随着Pr/Ph的增大，沉积水体氧化性增强已成为共识[47]。研究区上乌尔禾组烃源岩抽提物中Pr/Ph为1.28~2.25，平均为1.66，反映了弱氧化环境，而风城组烃源岩抽提物的Pr/Ph为0.37~1.24，平均0.77，以还原环境为主，更加有利于有机质的保存。
在强还原条件下，类胡萝卜素的碳骨架可以在沉积物中得以保存，其中最主要的就是β-胡萝卜烷，因此通常以此来指示缺氧、盐湖相或高局限性海相环境[48-50]。研究区下乌尔禾组烃源岩抽提物几乎不含β-胡萝卜烷，β-胡萝卜烷/nC25值平均仅为0.02，指示偏淡水氧化环境，而风城组烃源岩抽提物β-胡萝卜烷丰度普遍较高，β-胡萝卜烷/nC25值平均达1.91，指示典型的高盐、缺氧环境（图 11a）。
研究表明C19和C20三环萜烷主要来源于高等植物的二萜类先质，与C23三环萜烷（通常是三环萜烷中最占优势的成分）的比值可以有效地反映烃源岩生源类型[47]。研究区下乌尔禾组烃源岩抽提物C19和C20三环萜烷的丰度明显高于风城组烃源岩，C19/C23三环萜烷和C20/C23三环萜烷值分别为0.14~ 0.38（平均0.21）和0.60~2.16（平均1.09），均指示了以陆源高等植物输入为主的生源特征。风城组C19/C23三环萜烷和C20/C23三环萜烷值分别为0.04~ 0.20（平均0.10）和0.30~0.97（平均0.65），反映出陆源输入较少，可能以水生菌藻类输入为主（图 11b）。
伽马蜡烷可以很好地反映盐度变化所导致的水体分层[51]。下乌尔禾组烃源岩抽提物中伽马蜡烷丰度低，伽马蜡烷与（伽马蜡烷+C30藿烷）的比值为0.15~0.26，平均0.20，指示淡水环境，而风城组烃源岩普遍含有高丰度的伽马蜡烷，伽马蜡烷/（伽马蜡烷+C30藿烷）值为0.26~0.49，平均0.34，反映出典型的咸化湖盆特征（图 11c）。
Ts/Tm是反映碳酸盐输入的有效指标，通常碳酸盐输入量越大，该值就越小[47]。下乌尔禾组和风城组烃源岩抽提物Ts/Tm分别为0.35~0.55（平均0.44）和0.01~0.30（平均0.07），这一特征与2套烃源岩的岩性相吻合，下乌尔禾组烃源岩为一套纹层不明显的泥岩沉积，而风城组则是一套复杂的湖相混积岩，由火山碎屑、陆源碎屑和卤水富集时形成的自生蒸发岩等混合来源组成，碳酸盐含量高于下乌尔禾组。此外，下乌尔禾组烃源岩比风城组烃源岩具有更高的C27规则甾烷相对丰度和更低的C29规则甾烷相对丰度（图 10，图 11d），这可能也是由于风城组烃源岩有更多的碳酸盐输入所致[47]。
3 规模有效烃源灶分布特征以准噶尔盆地西部坳陷最新采集的25条盆地级二维地震格架线为基础，结合部分三维地震、钻井资料得到新的地震剖面，其中下乌尔禾组得到了较好的成像。在南北方向上，该套地层分别从沙湾凹陷和玛湖凹陷向中拐凸起超覆尖灭（图 12）。
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下载原图 图 12 准噶尔盆地西部坳陷过沙湾凹陷—玛湖凹陷南北向地震格架剖面（剖面位置见图 1a） C1s. 下石炭统松喀尔苏组b段；C2b. 上石炭统巴山组；P1j. 下二叠统佳木河组；P1f. 下二叠统风城组；P2x. 中二叠统夏子街组；P2w. 中二叠统下乌尔禾组；P3w. 上二叠统上乌尔禾组；T1b. 下三叠统百口泉组；T2k. 中三叠统克拉玛依组；T3b. 上三叠统白碱滩组；J1b. 下侏罗统八道湾组；J2x. 中侏罗统西山窑组；J1s. 下侏罗统三工河组；K1tg. 下白垩统吐谷鲁群；K1q. 下白垩统清水河组；K2d. 上白垩统东沟组；E2-3 a. 渐新统安集海河组；E1-2 z. 始新统紫泥泉子组；N1s. 中新统沙湾组；N1t. 中新统塔西河组。 Fig. 12 North-south seismic framework section across Shawan Sag-Mahu Sag in western depression, Junggar Basin |
下乌尔禾组烃源岩在西部坳陷总体表现为一个统一的坳陷湖盆，湖盆中心位于盆1井西凹陷，该区域下乌尔禾组烃源岩厚度较大，而玛湖凹陷位于湖盆边缘，厚度相对较小。盆1井西凹陷西斜坡沙15井在下乌尔禾组钻遇了120 m暗色泥岩，并在三叠系克拉玛依组和侏罗系三工河组获得了良好的油气显示，进一步证实了这套烃源岩在凹陷区具有较好的资源潜力。整个西部坳陷下乌尔禾组烃源岩厚度大于100 m和200 m的面积分别达到16 000 km2和6 200 km2，无论是在分布面积还是在厚度上都具备较大规模（图 13a）。
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下载原图 图 13 准噶尔盆地西部坳陷二叠系下乌尔禾组烃源岩厚度（a）和生烃强度（b）平面等值线图 Fig. 13 Contour maps of source rock thickness(a)and hydrocarbon-generating intensity(b)of Permian lower Urho Formation in western depression, Junggar Basin |
基于封闭体系下生烃模拟实验得到的烃类产率数据，结合烃源岩厚度以及TOC平面分布特征，计算生烃强度：
| $ 生油强度{\text{ = }}TOC\begin{array}{*{20}{l}} {\rho hH{I_{\text{o}}}C} \end{array} $ | (1) |
| $ 生气强度{\text{ = }}TOC\begin{array}{*{20}{l}} {\rho hH{I_{\text{o}}}C} \end{array}\begin{array}{*{20}{l}} k \end{array} $ | (2) |
| $ 生烃强度 = 生油强度 + \frac{生气强度}{{\begin{array}{*{20}{l}} k \end{array}}} $ | (3) |
式中：TOC为有机碳含量；ρ为烃源岩密度，g/cm3；HIo为初始氢指数，mg/g；C为生烃转化率，%；k为经验常数，通常取12.55；h为烃源岩厚度，m。
下乌尔禾组烃源岩生烃中心为盆1井西凹陷，坳陷内生烃强度大于500×104 t/km2，700×104 t/km2和1 000×104 t/km2的面积分别达到了6 800 km2，3 500 km2和1 000 km2（图 13b）。
尽管研究区下乌尔禾组烃源岩生烃潜力一般，但其规模大，目前也已发现了一些疑似来自该套烃源岩的油气，例如盆地西北缘五区南油藏和车拐油藏、达巴松凸起达1井三叠系油藏、玛北油田玛2井和玛东2井油藏、盆地腹部石西油田石炭系和侏罗系八道湾组油藏等[1-2, 52]。综合分析认为在盆1井西凹陷及周缘下乌尔禾组烃源岩具备形成大中型油气田的潜力，而在玛湖凹陷和沙湾凹陷及周缘该烃源岩也具备形成中型油气田的资源基础。
4 结论（1）准噶尔盆地西部坳陷下乌尔禾组烃源岩为一套纹层不明显的泥岩沉积，多为浅湖沉积，水动力较强，水体长期处于氧化—弱氧化状态，为淡水氧化环境，以陆源有机质输入为主，几乎无碳酸盐输入，岩性与风城组烃源岩差异大。
（2）研究区下乌尔禾组烃源岩有机质类型为Ⅲ型，烃源岩成熟度、丰度均跨度大，生烃潜力差异性明显，生油潜力整体上低于风城组烃源岩；目前总体位于主生油窗，沙湾凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷分别处在生油高峰晚期、生凝析油/湿气和生干气阶段，具备生成规模油气的热演化条件。
（3）西部坳陷下乌尔禾组烃源岩整体具备形成大中型油气田的资源基础。
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