东道海子凹陷位于准噶尔盆地东北部，是盆地内重要的油气勘探区。东道海子凹陷地层发育齐全，自下而上分别为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系，不同层系间均呈角度不整合接触。东道海子凹陷勘探始于20世纪90年代，至2013年，在凹陷东斜坡滴南地区部署的滴南8井于二叠系上乌尔禾组首次获得高产工业油流，最高日产油 27.41 t，日产气0.414×10⁴m³。目前该区勘探主要围绕凹陷东斜坡靠近断裂输导带的滴南地区上乌尔禾组油藏，预测地质储量达4 783×10⁴t，揭示了东道海子凹陷上乌尔禾组良好的勘探潜力。东道海子凹陷东斜坡油气资源以轻质原油为主，原油密度为0.81~0.84 g/cm³，原油碳同位素偏轻，约为-30.0‰，天然气主要为原油溶解气，乙烷碳同位素为-30.0‰~-27.1‰，油气均显示腐泥型来源特征。以往的研究认为滴南地区二叠系原油主要来源于平地泉组烃源岩^[1-3]，原油溶解气主要来源于石炭系烃源岩^[3-4]，浅层侏罗系油气来源于侏罗系烃源岩。白小娜等^[5]分析了东道海子地区储层孔隙烃及其地球化学特征，认为包裹体烃与平地泉组烃源岩有关，而孔隙烃则为二叠系平地泉组与侏罗系烃源岩混源。东道海子凹陷发育石炭系、二叠系和侏罗系等3套烃源岩^[6]，其中，二叠系平地泉组是该区勘探的主力烃源岩，有机质类型主要为Ⅱ₂—Ⅲ型^[7]，而腐泥型烃源岩以生气为主，生油少，这与滴南地区烃源为平地泉组腐泥型烃源岩的二叠系规模油藏相矛盾。为解释这一矛盾现象，需要对东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩品质、生烃特征等方面进行更精细的研究。

通过对东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩的有机地球化学特征进行系统研究，结合典型油气成因分析，探索平地泉组烃源岩的生烃特征，进而研究烃源岩的分布规律及资源潜量、油气成藏规律等，以期为该区油气勘探提供依据。

东道海子凹陷北部的滴水泉南断裂紧邻滴南凸起，南部白家海断裂与白家海凸起相接，西部与莫索湾凸起相邻，呈近北东—南西向的狭长条带状展布，北东向收缩为喇叭口状与五彩湾凹陷相连（图 1），凹陷中心靠近南东，向北过渡到滴西鼻状隆起带。凹陷内二叠系上乌尔禾组发育滴南、莫东两大扇三角洲沉积体系，物源方向为东北向^[8-9]，前缘有利相带分布广，受滴南凸起与白家海凸起夹持。凹陷东北部形成了大范围的凹槽，受斜坡掀斜影响，凹槽内部又形成了二级坡折—三级平台的古地貌样式^[10]。东道海子凹陷二叠系上乌尔禾组是该区主要的勘探层系，烃源岩为二叠系平地泉组和石炭系，但目前无井钻揭石炭系。上乌尔禾组沉积时期，研究区湖平面不断上升，在古地貌与湖平面的共同作用下形成“沟槽控砂、平台控扇”的退覆式沉积模式^[11-12]，即坡下平台发育早期扇体、坡上平台发育晚期扇体。滴南地区上乌尔禾组处于第一台阶，发育扇三角洲平原亚相和扇三角洲前缘亚相；道探1井区处于第二台阶，发育扇三角洲前缘亚相，储层物性好，为有利沉积相带。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地东道海子凹陷构造划分（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic division(a)and stratigraphic column(b)of Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

东道海子凹陷二叠系平地泉组分布面积大于4 663 km²，预测厚度为250~1 100 m，地层自西南向东北减薄，在滴南地区附近增厚，主要为扇三角洲—深湖沉积。烃源岩岩性以灰色—黑色油页岩、泥岩和云质泥岩为主，钻遇平地泉组的滴南1、滴南2、滴南3、滴南8、彩46、彩参1等井的暗色泥岩厚度均大于260 m，其中，滴南2井的暗色泥岩厚度超过400 m（图 2）。从构造演化来看，中二叠世东道海子凹陷与五彩湾凹陷水体连通，发育二叠系平地泉组湖相沉积，白家海凸起东北端和滴南凸起地层以持续抬升为主，未接受沉积。五彩湾凹陷平地泉组自东北向西南减薄，在滴水泉断裂下盘附近厚度最大，并且自北向南、自东向西超覆沉积。平地泉组自下而上依次划分为平一段（P₂p₁）、平二段（P₂p₂）和平三段（P₂p₃）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地东道海子凹陷及五彩湾凹陷二叠系平地泉组烃源岩厚度分布 Fig. 2 Thickness distribution of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag and Wucaiwan sag, Junggar Basin

此次研究选取的烃源岩样品来自东道海子凹陷道探1、滴南21、滴南19、滴南10、滴南121、滴南1、滴南3等7口井及五彩湾凹陷彩22、彩25、彩27、彩4、彩46等5口井。对研究区231块烃源岩样品进行有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”抽提、镜质体反射率测定及色谱/质谱分析，并对平地泉组不同层段烃源岩特征参数进行精细对比分析。

有机质丰度是烃源岩评价最基础的指标，其主要根据烃源岩总有机碳（TOC）含量、生烃潜量（S₁+S₂）和氯仿沥青“A”含量等进行评价^[13-15]。东道海子凹陷平地泉组烃源岩有机质丰度与五彩湾凹陷烃源岩相当（图 3），主要为中等以上烃源岩。东道海子凹陷平地泉组中TOC＞0.5%的烃源岩占比达到87.5%，TOC ≥ 2.0%的优质烃源岩占比为26.6%；S₁+S₂值相对五彩湾凹陷烃源岩低，S₁ + S₂＞2 mg/g的烃源岩占比为23.40%，最大值为13.33 mg/g；氯仿沥青“A”＞0.1% 的烃源岩占比为29.5%，最大值为0.494 1%。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地东道海子凹陷及五彩湾凹陷二叠系平地泉组烃源岩有机质丰度及类型 Fig. 3 Organic matter abundance and types of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag and Wucaiwan sag, Junggar Basin

从不同层段的有机质丰度来看，东道海子凹陷平一段和平二段烃源岩优于平三段。平一段和平二段主体为好—优质烃源岩，平一段TOC ≥ 1% 的好—优质烃源岩占比为81.1%，TOC平均值为1.88%，S₁+S₂最大值为10.19 mg/g，氯仿沥青“A”平均值为0.088 9%；平二段TOC ≥ 1% 的好—优质烃源岩占比为62.5%，TOC平均值为1.55%，S₁+ S₂最大值为13.33 mg/g，氯仿沥青“A”平均值为0.081 1%；平三段主要为差—中等烃源岩，TOC ≥ 1% 的好—优质烃源岩占比为30.2%，差烃源岩占比达到39.5%，TOC平均值为0.96%，S₁+S₂最大值为9.46 mg/g，氯仿沥青“A”平均值为0.039 8%（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩有机质丰度（a）及氯仿沥青“A”（b）的分布 Fig. 4 Distribution of organic matter abundance(a)and chloroform asphalt"A"(b)of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

烃源岩氢指数（HI）与最高热解温度（T_max）可用于判别烃源岩有机质类型^[16-17]。东道海子凹陷烃源岩有机质氢指数主体小于400 mg/g，主要为Ⅱ₂型和Ⅲ型，少量为Ⅱ₁型（图 3b），其中平一段和平二段好于平三段，平一段与平二段烃源岩中Ⅱ型有机质占比分别为66.7% 和48.4%，而平三段有机质均为Ⅲ型（表 1）。从图 3b可以看出，约40% 的烃源岩样品点落于判识图版外，T_max值大于460 ℃，这部分样品主要取自凹陷中心的道探1井与滴南21井的平一段和平二段，其埋藏较深，取样深度均大于4 700 m（图 5）。当烃源岩演化成熟度高时，大量油气生成并排出，有机质变差，烃源岩氢指数变小，而滴南19井埋藏相对较浅，埋深约为4 400 m，T_max为450~460 ℃，HI为148~209 mg/g，说明造成东道海子凹陷深部烃源岩有机质氢指数整体偏小的主要原因为成熟度高。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地东道海子凹陷及五彩湾凹陷二叠系平地泉组烃源岩地球化学特征 Table 1 Geochemical characteristics of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag and Wucaiwan sag, Junggar Basin 凹陷 井名 层位 TOC/% Tmax/℃ HI/（mg·g-1） （S1+S2）/（mg·g-1） 氯仿沥青“A”/% 东道海子 道探1 P2p3 $\frac{0.41 \sim 1.55}{0.83(8)}$ $\frac{495 \sim 509}{504(8)}$ $\frac{11.6 \sim 26.8}{20.2(8)}$ $\frac{0.09 \sim 0.29}{0.18(8)}$ $\frac{0.001 4 \sim 0.029 3}{0.007 2(8)}$ P2p2 $\frac{0.58 \sim 3.71}{1.68(7)}$ $\frac{446 \sim 516}{493( 7 )}$ $\frac{5.6 \sim 39.9}{21.6( 7 )}$ $\frac{0.11 \sim 1.49}{0.54( 7 )}$ $\frac{0.002 5 \sim 0.012 6}{0.007 2( 7 )}$ P2p1 $\frac{0.60 \sim 5.71}{1.89( 20 )}$ $\frac{445 \sim 509}{491( 20 )}$ $\frac{7.7 \sim 103.4}{33.6( 20 )}$ $\frac{0.16 \sim 3.10}{0.90( 20 )}$ $\frac{0.002 2 \sim 0.043 7}{0.012 8( 20 )}$ 滴南21 P2p3 $\frac{0.83 \sim 3.81}{2.02( 3 )}$ $\frac{457 \sim 489}{477( 3 )}$ $\frac{36.6 \sim 177.4}{83.8( 3 )}$ $\frac{0.41 \sim 9.46}{3.50( 3 )}$ $\frac{0.010 1 \sim 0.026 1}{0.018 1( 3 )}$ P2p2 $\frac{0.43 \sim 2.74}{1.49( 14 )}$ $\frac{438 \sim 485}{476( 14 )}$ $\frac{25.8 \sim 139.9}{54.2( 14 )}$ $\frac{0.24 \sim 3.99}{1.31( 14 )}$ $\frac{0.016 1 \sim 0.155 1}{0.042 2( 14 )}$ P2p1 $\frac{0.72 \sim 4.30}{1.95( 11 )}$ $\frac{467 \sim 485}{478( 11 )}$ $\frac{43.6 \sim 92.6}{64.6( 11 )}$ $\frac{0.40 \sim 4.36}{1.95( 11 )}$ $\frac{0.011 7 \sim 0.147 3}{0.077 7( 11 )}$ 滴南19 P2p3 $\frac{0.56 \sim 3.98}{1.44( 6 )}$ $\frac{429 \sim 446}{436( 6 )}$ $\frac{20.4 \sim 159.6}{55.7( 6 )}$ $\frac{0.13 \sim 7.67}{1.67( 6 )}$ $\frac{0.016 4 \sim 0.494 1}{0.148 1( 6 )}$ P2p2 $\frac{0.56 \sim 6.10}{2.11( 23 )}$ $\frac{422 \sim 469}{449( 23 )}$ $\frac{22.7 \sim 208.9}{122.0( 23 )}$ $\frac{0.14 \sim 13.33}{3.69( 23 )}$ $\frac{0.007 7 \sim 0.473 5}{0.141 7( 23 )}$ P2p1 $\frac{1.38 \sim 2.75}{2.27( 9 )}$ $\frac{429 \sim 463}{440( 9 )}$ $\frac{46.4 \sim 151.3}{109.3( 9 )}$ $\frac{0.88 \sim 5.30}{3.23( 9 )}$ $\frac{0.097 5 \sim 0.476 5}{0.239 5( 9 )}$ 滴南10 P2p2 $\frac{0.62 \sim 1.82}{1.15( 12 )}$ $\frac{434 \sim 461}{450( 12 )}$ $\frac{14.7 \sim 102.1}{44.2( 12 )}$ $\frac{0.22 \sim 1.23}{0.68( 12 )}$ $\frac{0.005 8 \sim 0.062 6}{0.035 3( 12 )}$ 滴南121 P2p2 $\frac{0.72 \sim 1.79}{1.42( 3 )}$ $\frac{449 \sim 452}{450( 3 )}$ $\frac{67.6 \sim 238.9}{153.9( 3 )}$ $\frac{1.51 \sim 2.95}{2.16( 3 )}$ $\frac{0.110 3 \sim 0.141 3}{0.130 9( 3 )}$ P2p1 $\frac{1.73 \sim 2.16}{1.94( 4 )}$ $\frac{447 \sim 452}{450( 4 )}$ $\frac{28.0 \sim 56.1}{38.0( 4 )}$ $\frac{0.62 \sim 1.05}{0.79( 4 )}$ $\frac{0.024 3 \sim 0.028 3}{0.026 3( 4 )}$ 滴南1 P2p3 $\frac{0.23 \sim 1.77}{0.76( 19 )}$ $\frac{411 \sim 459}{438( 19 )}$ $\frac{6.9 \sim 122.0}{44.8( 19 )}$ $\frac{0.04 \sim 2.42}{0.47( 19 )}$ $\frac{0.002 7 \sim 0.062 9}{0.021 4( 19 )}$ P2p2 $\frac{0.40 \sim 2.39}{1.17( 21 )}$ $\frac{428 \sim 450}{442( 21 )}$ $\frac{19.7 \sim 228.0}{63.2( 21 )}$ $\frac{0.17 \sim 4.41}{1.02( 21 )}$ $\frac{0.001 8 \sim 0.187 8}{0.050 4( 21 )}$ P2p1 $\frac{0.21 \sim 3.87}{1.54( 13 )}$ $\frac{436 \sim 455}{444( 13 )}$ $\frac{46.6 \sim 376.7}{143.5( 13 )}$ $\frac{0.55 \sim 10.19}{3.19( 13 )}$ $\frac{0.015 0 \sim 0.348 5}{0.110 1( 13 )}$ 滴南3 P2p3 $\frac{0.23 \sim 3.49}{0.80( 7 )}$ $\frac{437 \sim 449}{444( 7 )}$ $\frac{2.9 \sim 79.4}{19.4( 7 )}$ $\frac{0.02 \sim 2.80}{0.44( 7 )}$ P2p2 $\frac{1.10 \sim 1.87}{1.45( 3 )}$ $\frac{437 \sim 452}{443( 3 )}$ $\frac{23.5 \sim 75.5}{45.8( 3 )}$ $\frac{0.47 \sim 1.11}{0.69( 3 )}$ 五彩湾 彩22 P2p1 $\frac{0.84 \sim 2.59}{1.78( 3 )}$ $\frac{436 \sim 444}{440( 3 )}$ $\frac{11.9 \sim 405.4}{248.4( 3 )}$ $\frac{0.17 \sim 12.41}{6.82( 3 )}$ $\frac{0.059 1 \sim 0.713 4}{0.417 9( 3 )}$ 彩25 P2p3 $\frac{1.96 \sim 2.34}{2.12( 4 )}$ $\frac{437 \sim 452}{444( 4 )}$ $\frac{19.4 \sim 37.9}{31.9( 4 )}$ $\frac{0.50 \sim 1.01}{0.81( 4 )}$ $\frac{0.008 3 \sim 0.026 0}{0.017 0( 4 )}$ P2p1 $\frac{6.25 \sim 6.32}{6.28( 2 )}$ $\frac{443 \sim 450}{446( 2 )}$ $\frac{454.6 \sim 663.8}{559.2( 2 )}$ $\frac{29.35 \sim 43.14}{36.24( 2 )}$ $\frac{0.375 1 \sim 0.727 0}{0.551 0( 2 )}$ 彩27 P2p2 $\frac{5.83 \sim 11.02}{8.65( 5 )}$ $\frac{435 \sim 448}{443( 5 )}$ $\frac{205.8 \sim 600.8}{406.4( 5 )}$ $\frac{13.57 \sim 68.44}{39.35( 5 )}$ $\frac{0.180 8 \sim 1.366 7}{0.758 5( 5 )}$ 彩4 P2p2 $\frac{0.60 \sim 10.08}{4.16( 10 )}$ $\frac{425 \sim 449}{440( 10 )}$ $\frac{28.7 \sim 706.4}{321.7( 10 )}$ $\frac{0.28 \sim 72.61}{22.1( 10 )}$ $\frac{0.007 7 \sim 0.782 9}{0.196 3( 10 )}$ 彩46 P2p3 $\frac{0.43 \sim 1.32}{0.83( 3 )}$ $\frac{436 \sim 448}{441( 3 )}$ $\frac{165.1 \sim 250.7}{195.2( 3 )}$ $\frac{0.89 \sim 2.50}{1.95( 3 )}$ $\frac{0.078 1 \sim 0.327 1}{0.198 4( 3 )}$ P2p2 $\frac{0.35 \sim 1.74}{1.25( 5 )}$ $\frac{442 \sim 449}{446( 5 )}$ $\frac{31.7 \sim 71.4}{54.9( 5 )}$ $\frac{0.35 \sim 1.44}{0.85( 5 )}$ $\frac{0.010 0 \sim 0.603 8}{0.172 9( 5 )}$ P2p1 $\frac{0.25 \sim 6.91}{2.17( 21 )}$ $\frac{434 \sim 449}{441( 21 )}$ $\frac{28.8 \sim 594.7}{221.9( 21 )}$ $\frac{0.21 \sim 39.31}{8.81( 21 )}$ $\frac{0.011 0 \sim 0.865 2}{0.262 7( 21 )}$ 注：$\frac{最小值 \sim 最大值}{平均值( 样品数 )}$

下载CSV 表 1 准噶尔盆地东道海子凹陷及五彩湾凹陷二叠系平地泉组烃源岩地球化学特征 Table 1 Geochemical characteristics of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag and Wucaiwan sag, Junggar Basin

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩氢指数与埋深的关系 Fig. 5 Relationship between hydrogen index and depth of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

有机质成熟度是衡量有机质向油气转化程度的指标。对东道海子凹陷平地泉组烃源岩镜质体反射率（R_o）及岩石热解T_max值与深度的关系进行分析可知，斜坡区平地泉组烃源岩成熟度相对较低，R_o为0.5%~0.9%，向凹陷区烃源岩成熟度逐渐升高，滴南19井的R_o为1.1%~1.2%，道探1井的R_o为1.5%~1.7%，达到高成熟演化阶段（图 6a）。东道海子凹陷平地泉组烃源岩T_max值主要为432~504 ℃，平均为458 ℃，达到成熟—高成熟演化阶段，整体高于五彩湾凹陷平地泉组烃源岩。东道海子凹陷平地泉组烃源岩热演化参数与深度的关系显示，烃源岩T_max随深度增大呈规律性升高，且从凹陷边缘区向凹陷中心逐渐增大，烃源岩成熟度逐渐升高，平地泉组烃源岩在埋深约为2 500 m时，T_max为440 ℃，达到生烃门限（图 6b）。残留烃指数（S₁/TOC）可以反映烃源岩中单位有机质残留生烃量^[18]，在埋深为2 500 m的生烃门限以下，平地泉组烃源岩S₁/TOC值开始随着深度增大而逐渐增大，在埋深约为4 350 m时达到最大，说明烃源岩在该深度段处于大量排烃阶段（图 6c），对应的T_max为460 ℃，烃源岩 HI 值开始快速降低，在埋深约为5 050 m时，烃源岩的 HI 约为 100 mg/g（图 5），S₁/TOC值快速降低，此时应为原油大量裂解生气阶段，对应的T_max为480 ℃，烃源岩处于高成熟演化阶段。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩地球化学参数与埋深的关系 Fig. 6 Relationships of depth with geochemical parameters of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

通常学者们认为低碳数正构烷烃可能来源于藻类和细菌等低等水体生物，而高碳数正构烷烃主要来源于高等植物^[19]。东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩中正构烷烃的碳数分布呈“单峰”型，主峰碳集中分布于C₁₆—C₂₃，未表现出奇或偶碳优势，∑nC_19-/∑nC₁₉₊总体大于1（图 7），表明研究区有机质来源于大量陆生高等植物。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩质量色谱 Fig. 7 Chromatography-mass spectrogram of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

姥植比（Pr/Ph）是烃源岩有机质沉积环境的重要指标^[20]，Pr/Ph值越大，反映有机质沉积水体的氧化性越强，反之，有机质沉积水体的还原性则越强。东道海子凹陷平地泉组烃源岩的Pr/Ph值为0.60~2.17，说明研究区沉积环境变化较明显。其中，道探1井平地泉组烃源岩Pr/Ph值较小，为0.60~0.78，滴南1井平地泉组烃源岩的Pr/Ph值较大，为1.20~2.17，滴南19井和滴南20井平地泉组烃源岩的Pr/Ph值为0.76~1.32，表明从沉积边缘向凹陷内部，沉积环境由弱还原-弱氧化逐渐向强还原转变（图 8a）。还原性较强的水体更有利于有机质的保存，因此凹陷内部烃源岩可能好于沉积边缘。研究区平地泉组烃源岩的Pr/nC₁₇值为0.35~1.18，Ph/nC₁₈值为0.23~0.81，表明其生烃母质为混合源，既有陆地生物贡献，也有水体生物的贡献（图 8b）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩生物标志物特征 Fig. 8 Biomarker characteristics of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

C₂₇规则甾烷、C₂₈规则甾烷和C₂₉规则甾烷的相对含量常用于有机质类型的判识^[19]，C₂₇规则甾烷主要反映低等植物和藻类来源，C₂₉规则甾烷则主要来源于陆生高等植物。东道海子凹陷平地泉组烃源岩C₂₇，C₂₈和C₂₉规则甾烷主要呈反“L”型和“上升”型分布（图 7c，7f），说明研究区有机质来源既有水生藻类，又有陆生植物。研究区样品的C₂₇规则甾烷质量分数为15.19%~34.61%，平均值为22.93%。其中，道探1井平地泉组烃源岩的C₂₇规则甾烷含量最高，C₂₉规则甾烷含量最低；滴南1井平地泉组烃源岩的C₂₈规则甾烷的含量最低，其质量分数为17.53%~34.08%，平均值为26.16%，C₂₉规则甾烷含量最高（图 9）。从沉积边缘向凹陷内部，C₂₇规则甾烷/C₂₉规则甾烷值由0.26逐渐升高至0.85，反映烃源岩有机质逐渐变好。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩C27-C28-C29规则甾烷分布 Fig. 9 Distribution of C27-C28-C29 regular sterane content in source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

东道海子凹陷平地泉组烃源岩样品分析结果显示，烃源岩中残余有机质类型多样，Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型均有分布，以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主，少量为Ⅱ₁型和Ⅰ型。纵向上，平一段和平二段烃源岩最好，主要为Ⅱ₁和Ⅱ₂型干酪根，具有较强的生烃潜力；平三段烃源岩最差，以Ⅲ型干酪根为主，具有较强的生气潜力。平面上，烃源岩从边缘区向凹陷区逐渐变好，边缘区的烃源岩达到成熟演化阶段，由于凹陷区烃源岩埋深较大，达到高—过成熟演化阶段，因此常规烃源岩类型划分已不适用于该区烃源岩评价。从东道海子凹陷平地泉组烃源岩有机质岩石学特征来看，道探1井平一段和平二段高成熟烃源岩（R_o = 1.5%~1.7%）的TOC平均值为2.0%，滴南19井平一段和平二段成熟烃源岩（R_o = 1.1%~1.2%）的TOC平均值为2.2%，两者的有机碳及母质特征类似。滴南19井虽然已达到生排烃高峰，但其类型依然以Ⅱ型和Ⅰ型为主，说明接近凹陷中心的道探1井平一段和平二段烃源岩母质偏好，具有较强的生油潜力。烃源岩生物标志物分布特征也证实了研究区平地泉组烃源岩生烃母质为混合源，既有陆地生物的贡献，也有水体生物的贡献，且凹陷区烃源岩更好。以往学者们对研究区平地泉组Ⅱ₁，Ⅱ₂和Ⅲ型烃源岩均进行了热模拟实验^[21]。从实验结果来看，Ⅱ₁型烃源岩生烃潜力最大，最大生烃量为420 kg/（t·TOC），最大生油量为250 kg/（t·TOC），既可生油也可生气；Ⅱ₂型烃源岩生烃潜力较小，最大生烃量为310 kg/（t·TOC），最大生油量为140 kg/（t·TOC），以生气为主；Ⅲ型烃源岩生烃潜力小，最大生烃量为270 kg/（t·TOC），最大生气量为260 kg/（t·TOC），主要生气。根据东道海子凹陷平地泉组烃源岩类型、厚度、生烃潜力等，结合自然演化剖面分析和热模拟实验结果^[21]，认为在埋深约为4 600 m时的平地泉组仍以生油为主，最大生油量为250 kg/（t·TOC），排烃效率大于80%；在埋深大于5 050 m时，地层中的液态残留烃开始裂解生气，是寻找平地泉组“自生自储”气的有利勘探层段。

综合油气物性及地球化学特征等参数分析，认为东道海子凹陷及东部斜坡区二叠系油气藏成因与平地泉组烃源岩分布密切相关，且烃源岩中油气分布广泛，类型多样。①位于远源端剥蚀区的滴20井区浅层侏罗系八道湾组以成熟油为主，遭受较严重的生物降解，原油密度为0.88~0.90 g/cm³，全油碳同位素约为-30.0‰，Pr/Ph值小于2.0，C₂₇规则甾烷/C₂₉规则甾烷值约为0.30，Ts/Tm值为0.51~0.88，伽马蜡烷/C₃₀藿烷值为0.15~0.17，与周缘典型的石炭系来源油存在明显差异（图 10），为典型的平地泉组烃源岩生成油^[22]；②东道海子东斜坡区二叠系以中—高成熟轻质原油为主，存在少量溶解气，原油密度为0.81~0.84 g/cm³，全油碳同位素约为-30.0‰，Pr/Ph值为1.53~1.86，C₂₇规则甾烷/C₂₉规则甾烷值为0.34~0.51，Pr/nC₁₇值为0.44~0.58，Ph/nC₁₈值为0.32~0.37，Ts/Tm值为1.74~4.77，伽马蜡烷/C₃₀藿烷值为0.15~0.53，与平地泉组烃源岩地球化学特征基本一致，但该区天然气以湿气为主，干燥系数C₁/C_1-5值为0.69~0.75，甲烷碳同位素（δ¹³C₁）明显偏重，约为-31.0‰，成熟度达到1.8%，与周缘滴西和白家海地区石炭系来源天然气相似，乙烷碳同位素（δ¹³C₂）明显偏轻，为-28.1‰~-29.5‰，其原因为二叠系平地泉组偏腐泥型气的混入（图 11）；③成6井为纯气藏，埋藏深度约为6 600 m，天然气干燥系数达到0.99，甲烷碳同位素偏重，为-35.0‰，道探1井埋藏相对较浅，约为5 700 m，伴生凝析油密度为0.78 g/cm³，全油碳同位素为-27.0‰，Pr/Ph值为1.52，Pr/nC₁₇值和Ph/nC₁₈值分别为0.26和0.20，天然气干燥系数为0.92，甲烷碳同位素偏重，为-36.2‰。根据现有对腐泥型和腐殖型天然气甲烷碳同位素与R_o关系的研究结果，腐泥型气中δ¹³C₁ = 25 lgRo−42.5，腐殖型气中δ¹³C₁ = 25 lgR_o − 37.5^[23]，认为研究区成6井与道探1井天然气均应为腐泥型天然气，天然气成熟度分别为2.0% 和1.8%，与该区天然气干燥系数特征相吻合。根据腐殖型气计算公式，成6井与道探1井天然气成熟度分别为1.3% 和1.1%，与实际成熟度相比明显偏低，因此，认为成6和道探1井平地泉组天然气主要为“自生自储”腐泥型天然气。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地东道海子凹陷及周缘原油地球化学特征 Fig. 10 Geochemical characteristics of crude oil in Dongdaohaizi sag and its periphery, Junggar Basin

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准噶尔盆地东道海子凹陷及周缘天然气地球化学特征 Fig. 11 Geochemical characteristics of natural gas in Dongdaohaizi sag and its periphery, Junggar Basin

东道海子凹陷平地泉组烃源岩及油气特征显示，该套烃源岩厚度大、分布广、类型多样、生烃潜力大，既可生油，也可生气，油气分布明显受源岩分布及成熟度控制，在凹陷深处平地泉组埋深基本大于5 000 m，进入大量生气阶段，具备极好的轻质油和天然气潜力。研究区上乌尔禾组发育东部及西部两大物源体系，且西部物源体系储集层条件好于东部物源体系，具有沟槽富砂特征^[11]，在东斜坡区发现的二叠系轻质油主要由平地泉组烃源岩供给，勘探实践证实了上乌尔禾组为源上岩性油气成藏。据此推测西部物源体系同样存在油气勘探潜力。此外，凹陷中心区平地泉组烃源岩最大埋深可达7 500 m，烃源岩已达到高成熟—过成熟阶段，平地泉组具备“自生自储”天然气勘探潜力，其成藏模式如图 12所示。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系油气成藏模式 Fig. 12 Hydrocarbon accumulation model of Permian in Dongdaohaizi sag, Junggar Basin

（1）东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩具有厚度大、分布广的特点，源岩母质整体以混合源为主，Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型干酪根均有分布；纵向上，平一段和平二段烃源岩最好，主要为Ⅱ₁和Ⅱ₂型，平三段烃源岩主要为Ⅲ型干酪根，具有较强的生气潜力；平面上，从边缘区向凹陷区，烃源岩逐渐变好。

（2）研究区平地泉组烃源岩在埋深约为2 500 m时达到生烃门限，在埋深为4 350 m处达到大量排烃门限，而当埋深大于5 050 m时则处于大量裂解生气阶段。

（3）研究区二叠系油气分布受烃源岩的分布和成熟度控制，在远源端剥蚀区浅层和东部下凹斜坡区二叠系均有油气分布。根据平地泉组烃源岩分布及生烃特征，认为西部物源体系同样存在较好的油气勘探潜力，凹陷深处平地泉组具备“自生自储”天然气的探潜力。