准噶尔盆地油气资源丰富，油气探明程度总体偏低，具有极大的勘探潜力^[1-2]。其中石炭系赋存多旋回规模性烃源岩，展布范围广阔、累积厚度明显、热演化程度优越，生烃母质以Ⅱ₂，Ⅲ型为主，是准噶尔盆地的主力生气层系之一^[3]，早期围绕以早石炭统（C₁），中石炭统巴塔玛依内山组（C₂b）烃源岩为主的油气成藏体系，在石炭系火山岩领域发现探明储量达千亿方的克拉美丽气田^[4]，证实石炭系具有较大的天然气勘探前景，但此后勘探基本陷入停滞阶段，始终未获实质性进展。近年来，随着勘探力度的加大，油公司陆续在准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组获高产工业气流，其中SHQ1井试获日产气6.3×10⁴ m³，SHQ3井试获日产气10× 10⁴ m^3[5]，展现了该地区良好的勘探潜力。然而，在取得良好勘探成效的同时，SHQ2井、SHQ4井仅见差气层和油气显示，表明石钱滩组油气成藏受多因素耦合制约，凹陷边缘SHQ2井揭露下石钱滩组厚层砂砾岩储集体虽具有高孔渗特征，但烃源供给受限导致无效成藏，因此有效烃源岩分布和生烃潜力是该地区甩开勘探亟待攻关的问题。目前凹陷内多口钻井已经证实石钱滩组发育海相烃源岩，但受钻井取心限制以及热演化程度高等因素影响，石钱滩组烃源岩的有效性和生烃潜力仍不清楚，是否具备形成规模天然气田的资源潜力尚待进一步研究。

基于准噶尔盆地石钱滩凹陷双井子地质剖面62件石炭系石钱滩组烃源岩样品及多口钻井样品与测试资料，对该套烃源岩有机质类型、丰度、成熟度、沉积环境及母质来源等进行分析，进行生烃潜力评价，明确有效烃源岩发育的控制因素，圈定规模烃源灶展布范围并量化其资源规模，以期为该区下一步勘探开发部署提供资源家底和借鉴。

石钱滩凹陷位于准噶尔盆地东部，北靠克拉美丽山，东邻黑山凸起，向西逐渐过渡至黄草湖低凸起，南部则与沙奇凸起相接，是盆地内的二级构造单元，属于准东隆起。自泥盆纪以来，准东地区经历了多个演化阶段，包括早石炭世弧间盆地、晚石炭世早期裂谷盆地、晚石炭世晚期断陷盆地、二叠纪至三叠纪坳陷盆地、侏罗纪弱伸展盆地、白垩纪克拉通坳陷盆地及喜山期的前陆盆地。在这些演化过程中，凹陷区内形成了厚层沉积层，包含石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近系等^[6]。石钱滩凹陷经历多期构造叠加改造，内部发育多组断裂系统。克拉美丽山前陆逆冲带晚期活动塑造凹陷边界近EW向逆冲断裂系统（图 1a），导致南、北缘经历强烈隆升并遭受明显剥蚀，而中—西部呈弱构造变形特征，地层保存完整且展布连续，最终形成“南部断褶、中部凹陷、北部冲断”的构造格局（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷区域构造位置（a）、地层结构剖面AA'（b）与石钱滩凹陷石炭系岩性地层综合柱状图（c） Fig. 1 Regional structural location(a), stratigraphic structure profile AA'(b)and comprehensive stratigraphic column of Carboniferous(c)in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

早石炭世，石钱滩凹陷作为残余洋盆，发育陆缘浅海沉积体系。伴随裂谷体系闭合，区域火山喷发事件频发，形成松喀尔苏组（C₁s）/姜巴斯套组（C₁j）与巴塔玛依内山组（C₂b）火山沉积序列。至石炭纪末，克拉美丽洋闭合引发准东区域构造抬升区遭受剥蚀，仅残存石钱滩—梧桐窝子凹陷一带的东南向局限海湾。该阶段沉积石钱滩组（C₂sh）滨浅海相灰岩-砂岩组合（含泥质/生物/钙质类型）及六棵树组（C₂lk）海陆交互碎屑岩系（图 1c）。二叠纪起，区域进入统一陆相湖盆演化阶段。

石钱滩凹陷发育下石炭统（C₁）岛弧—弧内盆地相烃源岩、上石炭统石钱滩组（C₂sh）残留海相烃源岩和上二叠统平地泉组（P₂p）湖相烃源岩3套烃源岩，发育石炭系和二叠系2套成藏系统与多套储-盖组合，油气基础地质条件优越，其中石钱滩组烃源岩已被凹陷内Q1，SHQ1，SHQ4等钻井所揭示，且发育多套砂体，源-储配置优越，多口钻井试获工业油气流，是下一步勘探的重点层系，本次重点对石钱滩组烃源岩特征和资源潜力进行分析评价。

干酪根的有机显微组分可以很好地反映有机质的类型和原始母质来源^[7-9]。全岩有机岩石学分析表明，Q1井和双井子剖面石钱滩组烃源岩干酪根显微组分以镜质组和惰质组为主，碎屑镜质体在反射白光下呈灰色、灰白色，见少量再循环镜质体，磨圆状，发育暗色氧化环边；惰质组以丝质体为主，具挤压变形结构，反射光下亮白色（图 2a—2c）。壳质组中见少量角质体，分散状沿层理分布，发黄褐色荧光，见少量富氢次生组分，因植物在凝胶化作用过程中混入超微类脂物质所形成，呈褐色荧光，多产出在裂缝、孔隙中（图 2d—2f）。其中镜质组体积分数为65%~84%，其次为惰质组体积分数为15%~32%，腐泥组和壳质组含量均低（图 3a），干酪根类型指数均小于-43.75，表现出Ⅲ型干酪根特征。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩全岩有机显微组分特征 （a）—（c）有机质以镜质组、惰性组为主，反射白光下呈灰色、灰白色，惰性组以丝质体为主，具挤压变形结构，双井子剖面；（d）—（f）有机质以镜质组、壳质组为主，壳质组中见少量角质体，分散状沿层理分布，黄褐色荧光，Q1井，2 230 m。 Fig. 2 Organic macerals characteristics of source rocks of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩有机质类型综合评价（部分数据来源于文献[10]） Fig. 3 Evaluation of organic matter types of source rocks of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

热解氢指数是区分烃源岩有机质类型的常用参数^[11-12]，石钱滩凹陷石钱滩组烃源岩的氢指数（HI）值普遍为12~154 mg/g，岩石热解最高峰温（T_max）普遍较高，70% 样品的T_max值大于470 ℃，无法有效判识有机质类型（图 3b），这可能与烃源岩成熟度高或烃源岩暴露地表时间久有关。根据T_max值小于460 ℃的样品分布情况，基本落入Ⅱ₂，Ⅲ型生烃母质类型范围，整体具有煤系气源岩的特征。

稳定碳同位素作为干酪根母源属性判识的关键示踪指标，其应用价值源于其组成在沉积成岩-热演化过程中展现的稳定遗传性。原始母质经历了沉积埋藏直至热成熟阶段的物理化学改造，仍能完整保存初始同位素地球化学指纹^[13]。双井子剖面烃源岩干酪根δ¹³C值为-21.9‰~-20.8‰，Q1井烃源岩干酪根δ¹³C值为-27.9‰~-22.0‰。根据以往提出的针对高成熟和过成熟烃源岩同位素划分有机质类型的方案^[14]，研究区有机质干酪根整体表现为Ⅲ型，而Q1井烃源岩相对露头剖面干酪根δ¹³C要轻，反映出其生烃母质类型相对更好，偏Ⅱ型干酪根，这可能与处于不同的沉积相带、生源母质具有差异有关。

研究区石钱滩组烃源岩干酪根以Ⅱ₂，Ⅲ型为主，富碳贫氢且惰性碳含量偏高，是典型的煤系烃源岩，因此其评价标准通常高于湖相烃源岩^[15]，本次研究主要采用陈建平等^[16]建立的煤系有机质生烃潜力评价标准进行烃源岩评价。石钱滩组烃源岩热解TOC非均质性较强，其值为0.11%~6.68%，平均为2.79%，约63% 的样品TOC值大于2.00%，生烃潜量（S₁+S₂）整体偏低，为0.10~9.33 mg/g，平均为0.96 mg/g（图 4a）。抽提氯仿沥青“A”含量为（36.77~5 052）×10^-6，其中双井子剖面的抽提物含量格外低，这主要与烃源岩暴露地表时间长，烃类散失有关，而Q1井部分样品氯仿沥青“A”含量异常高，高于1 000×10^-6，可能是由于烃类运移引起，碳硫仪测定总有机碳（Corg）为0.27%~5.55%，与热解TOC分布基本一致（图 4b）。根据煤系烃源岩评价标准^[16]，石钱滩组烃源岩多判识为中等—好烃源岩，部分为差烃源岩，非烃源岩和极好烃源岩较少，总体上是一套较好的气源岩。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩TOC和生烃潜量评价图（部分数据来源于文献[10]） Fig. 4 TOC and hydrocarbon generation potential of source rocks of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

从石钱滩凹陷井下烃源岩样品和双井子露头剖面有机质丰度分布来看，井下样品TOC普遍较露头样品高，深洼区的SHQ4和SHQ1井相较于斜坡带的SHQ2井TOC与S₁+S₂均高，特别是SHQ4井部分样品达到好—极好烃源岩标准。钻探于南部逆冲断裂带上盘的Q1井由于早期构造抬升，烃源岩遭受生物降解作用，同时由于断层错断只揭示出石钱滩组上段，缺乏下段烃源岩样品，因此只有少量样品达到中等烃源岩标准。

镜质体反射率（R_o）和岩石T_max是常用的表征烃源岩热演化阶段的关键参数。随着地层的埋深加大，石钱滩组烃源岩热演化成熟度逐渐增高，R_o为0.70%~1.66%。其中SHQ1井深度4 200 m段R_o达到1.66%，而Q1井位于逆冲断裂带上盘，且埋深较浅，R_o为0.88%（图 5a）。位于地表露头的双井子剖面，成熟度也较低，R_o为0.77%~0.90%，与Q1井烃源岩成熟度相差不大，反映双井子剖面石钱滩组早期经历过埋深和成熟热演化，晚期构造抬升才出露地表。从研究区石钱滩组R_o与T_max的交会图可以看出，井下样品基本落在Ⅲ型干酪根热演化路径范围内，而在相同的R_o时，双井子剖面的烃源岩样品T_max值更高（图 5b），反映其在地表经历过明显的氧化作用^[17-18]。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩Ro分布（部分数据来源于文献[10]，虚线演化趋势据文献[17]修改） Fig. 5 Distribution of source rocks Ro of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

大量研究表明，在有机质热解生成天然气的过程中，随着有机质热演化程度的增高，天然气中的甲烷含量逐渐升高，而C₂以上的重烃气含量逐渐减少，此外，生成天然气的δ¹³C也逐渐变重，因此天然气组分及δ¹³C特征可以有效反映烃源岩的热演化程度^[19]。根据石钱滩凹陷钻井天然气组分和δ¹³C值^[10]，计算干燥系数和烃源岩R_o，组分分析表明天然气以湿气为主，天然气估算等效成熟度R_o值为1.43%~1.78%，处于生成凝析油—湿气阶段。

生物标志化合物的分布模式与组合特征在烃源岩综合评价中具有多维度示踪功能，可有效解译沉积古环境条件、有机母质输入类型及热演化阶段等关键信息^[20]。基于研究区石钱滩组烃源岩抽提物中类异戊二烯烷烃、萜烷及藿烷类生物标志化合物特征，系统解析凹陷不同区带烃源岩的沉积环境、盐度和母质来源机制。

姥鲛烷（Pr）与植烷（Ph）作为典型类异戊二烯化合物，其比值（Pr/Ph）可有效指示沉积氧化还原环境^[21]。位于中部凹陷带的SHQ1井、Q1井石钱滩组烃源岩Pr/Ph值小于1，表现出植烷优势，指示其沉积环境为还原环境，而位于斜坡带的SHQ2井石钱滩组烃源岩Pr/Ph值略大于1，表现出姥鲛烷优势，指示其沉积环境处于弱还原—弱氧化的过渡状态（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩抽提物和原油生物标志物对比 Fig. 6 Comparison of source rock extracts and crude oil biomarkers of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

β-胡萝卜烷富集于盐湖相藻源有机质，具有明显的盐度响应特征^[22-24]。石钱滩凹陷中部凹陷带SHQ1井和斜坡带SHQ2井烃源岩中含有丰度较高的β-胡萝卜烷，而双井子探槽和Q1井区域烃源岩检测不出此类化合物，表明凹陷东部的沉积环境水体偏淡。伽马蜡烷作为水体稳定分层的特征标志，其形成受垂向盐度梯度控制，构成盐度演化的诊断性生物标志物^[25]，以伽马蜡烷指数值小于0.1，0.1~0.2，0.2~0.4及大于0.4分别指示淡水—咸水环境演化序列^[21]。其中Q1井石钱滩组烃源岩伽马蜡烷指数为0.076~0.147，平均值为0.097，双井子探槽石钱滩组烃源岩伽马蜡烷指数为0.054~0.086，平均值为0.072（图 6），说明Q1井所处环境为淡水—微咸水，而双井子探槽所处古沉积环境为淡水。

类异戊二烯烃与正构烷烃C₁₇、正构烷烃C₁₈的比值（Pr/nC₁₇，Ph/nC₁₈）是反映有机质的成熟度、生物降解程度以及有机质来源的重要指标^[22]。石钱滩凹陷钻井及双井子剖面石钱滩组烃源岩样品在Pr/nC₁₇-Ph/nC₁₈图版（图 7a）中主要分布在海相和陆相混合有机质范围内，表明具有陆源和水生生物的双重贡献，与烃源岩Ⅱ₂，Ⅲ型生烃母质相吻合。同时，双井子剖面样品相较于凹陷内钻井样品Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈值明显偏大，表明露头样品成熟度较低且经受一定的生物降解作用。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩有机质来源和天然气类型判识 Fig. 7 Organic matter source of source rock and natural gas types identification of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

由于石钱滩组烃源岩经历了不同程度的生物降解，甾烷类生物标志化合物因其较强的抗降解能力，成为探讨其母源输入的可靠标志。具体来说，C₂₇规则甾烷主要来源于藻类，C₂₉规则甾烷主要与高等植物相关^[26]。双井子剖面和SHQ2井烃源岩中C₂₉甾烷含量高，5αααC₂₇-C₂₈-C₂₉呈后峰型，表明斜坡带及凹陷周缘烃源岩生源以高等植物为主；Q1井烃源岩5αααC₂₇-C₂₈-C₂₉则呈前峰型，表明其生源以水生浮游生物母质输入为主；SHQ1井5αααC₂₇-C₂₈-C₂₉呈“V”形分布，表明SHQ1井所处中部凹陷带生源母质以高等植物及水生生物混合母质输入为主，其凝析油的甾烷分布同样呈“V”形，进一步证明石钱滩组油气是由石钱滩组自身烃源岩的混合母质生成而来（图 6）。此外，根据天然气类型判识图版（图 7b）可以看出，位于凹陷斜坡带的SHQ2井、DJ1井、D5井天然气是煤型气，而中部凹陷带的SHQ1井和SHQ3井天然气更偏向于油型气，这也侧面反映不同区带生烃母质的差异，即中部凹陷带烃源岩为混合母质，生烃潜力更大，更偏向油型气；斜坡边缘区陆源输入为主，生烃潜力相对较小，更偏向煤型气。

为了进一步明确石钱滩凹陷石钱滩组烃源岩的生烃潜力，利用中石化无锡石油地质研究所自主研制的地层孔隙热压模拟仪对Q1井石钱滩组泥岩样品开展了接近地质条件的半封闭体系下地层温-压-热模拟实验（表 1）^[27-28]。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷Q1井石炭系石钱滩组烃源岩生烃模拟实验样品基本情况表 Table 1 Basic information of samples for hydrocarbon generation simulation experiment of source rocks of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin 井号 井深/m 岩性 Ro/% （S1+S2）/（mg·g-1） TOC/% HI/（mg·g-1） 有机质类型 Q1井 2 247.70 灰黑色泥岩 0.96 0.38 1.12 34 Ⅲ

下载CSV 表 1 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷Q1井石炭系石钱滩组烃源岩生烃模拟实验样品基本情况表 Table 1 Basic information of samples for hydrocarbon generation simulation experiment of source rocks of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

实验样品为暗色泥岩，有机质类型为Ⅲ型，成熟度较高（R_o值接近1.00%），已经历过一次生烃，因此实验结果显示其在早期热演化阶段（R_o为0.5%~1.2%）生烃量较低，而在晚期高成熟阶段仍具有较高的生烃潜力。具体如准噶尔盆地典型煤系烃源岩生烃产率-R_o图版（图 8）中暗色泥岩，Ⅲ型生烃产率曲线所示，当R_o = 1.1% 时，油产率达到最高，约60 mg/（g·TOC），当R_o = 2.6% 时，烃气产率达到150 mg/（g·TOC）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地典型煤系烃源岩生烃产率曲线 Fig. 8 Hydrocarbon-generating yeild ratio curve of typical coal measure source rocks of Junggar Basin

以往对准噶尔盆地东北部石炭系烃源岩的生烃产率也做过相关研究。黄金管封闭体系下，盆地北缘乌伦古坳陷乌参1井下石炭统姜巴斯套组Ⅱ₂型凝灰质泥岩在R_o= 1.05% 时达到生油高峰，油产率可达130 mg/（g·TOC）以上，气产率在R_o = 4.0% 时可达350 mg/（g·TOC）^[29]。密闭高压釜加水热模拟条件下，盆地南缘侏罗系煤系Ⅱ₂型暗色泥岩在R_o = 1.3% 时达到生油高峰，油产率最高接近140 mg/（g·TOC），气产率在R_o = 4.0% 时达到250 mg/（g·TOC）^[30]。盆地东北缘滴水泉剖面下石炭统姜巴斯套组Ⅲ型凝灰质泥岩生烃产率明显低于Ⅱ₂型烃源岩，其在R_o= 1.3% 时达到生油高峰，油产率最高仅为45 mg/（g·TOC），烃气产率在R_o= 4.0% 时为170 mg/（g·TOC）^[31]（图 8）。

对比以往研究成果，可以看出Ⅱ₂，Ⅲ型烃源岩的生油高峰普遍滞后，分析认为主要有2个方面的原因，一是生烃母质较差，原始生烃特征较富氢母质相对滞后；二是用来模拟的样品已经历过一定程度的热演化，早期生烃潜力已消耗，使晚期高值形成“假峰值”。考虑到石钱滩组生烃母质以混合母质为主，有机质为Ⅱ₂，Ⅲ型，且越向凹陷中心母质类型越好，本次研究基于干酪根生烃理论和以往研究成果，认为石钱滩组烃源岩生油高峰产率为150 mg/（g·TOC），生气高峰产率为250 mg/（g·TOC）。

根据石钱滩凹陷石炭系古地貌和沉积相带分布^[32]，利用二维和三维地震资料，以钻、录、测井数据为约束，明确了石钱滩组烃源岩厚度和TOC平面分布。结果（图 9，图 10）显示，烃源岩厚度自凹陷边缘（SHQ2井，烃源岩厚度为200 m）向凹陷中心（SHQ4井—Q1井一带，SH4井和Q1井的烃源岩厚度分别为407 m和226 m未穿）逐渐增厚，中心一带厚度可达500 m。烃源岩TOC分布和厚度具有一致性，也表现为自凹陷边缘（D5井、SHQ2井，TOC值均为1.0%）向凹陷中心增大趋势，SHQ4井—Q1井一带TOC值可达3.0% 以上。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组连井剖面及烃源岩厚度和类型（剖面位置见图 1a） 注：TOC数据为最小值～最大值/平均值。 Fig. 9 Well-tie profile and source rock thickness and types of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩厚度（a）与TOC含量（b）平面分布 Fig. 10 Plane distribution of source rock thickness(a)and TOC content(b)of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

石钱滩凹陷是一个小型残留海相凹陷，在石钱滩组沉积期凹陷整体为一个向东南方向开口的裂陷海槽^[33]，经历多期海侵过程，每次大范围海侵可沉积形成较好的烃源岩。受控于构造背景和沉积水体分布，烃源岩呈北西—南东向分布，范围较小^[5]，且不同相带生烃母质具有差异性，靠近凹陷边缘凸起的滨海陆源有机质输入多，水体富氧且偏淡，有机质类型以Ⅲ型为主，沉积海相陆源型烃源岩，而凹陷中心的浅海—半深海环境远离陆源输入，水体还原且偏咸，生烃母质以水生生物和浮游藻类增多，有机质类型以Ⅱ₂型为主，沉积海相内源型烃源岩。综上所述，建立了石钱滩凹陷海相陆源-内源烃源岩的发育分布模式（图 11）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩发育模式 Fig. 11 Development models of source rock of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

资源量计算采用成因法，其原理是通过计算原始烃源岩中的有机碳总量，结合干酪根热降解生烃的原理，从生烃产率中推导出生油量和生气量，然后结合油气运移、调整改造等地质过程进行综合分析，以预测油气资源量。计算公式为：

式中：Q_o为石油原地资源量，10⁴ t；Q_g为天然气原地资源量，10⁸ m³；S为烃源岩面积，km²；H为烃源岩厚度，m；ρ为烃源岩密度，g/cm³；C为烃源岩有机碳含量，%；k_c为有机碳恢复系数；R_p为烃源岩产油率，mg/g；R_g为烃源岩产气率，mg/g；K_o为石油运聚系数，%；K_g为天然气运聚系数，%

有机碳恢复系数、烃源岩产油/气率以及油气运聚系数是成因法的关键参数^[34-37]。根据前文研究得到烃源岩的烃产率、厚度和TOC分布，由庞雄奇等^[35]总结的不同类型干酪根有机碳恢复系数图版可得出研究区有机碳恢复系数，即当R_o分别为0.5%，0.8%，1.0%，1.2%，1.5% 和2.0% 时，kc依次为1.00，1.12，1.25，1.41，1.57和1.83。油气运聚系数主要受烃源岩的年龄、成熟度、区域不整合次数、储层百分含量等因素影响，此次在参考柳广弟等^[38]、刘成林等^[39]建立的运聚系数与相关地质参数关系模型的基础上，结合相关刻度区解剖资料，同时考虑到石钱滩组为“自生自储型”油气藏，取石油运聚系数为5%，天然气运聚系数为3%。计算结果显示，研究区生烃中心位于凹陷深凹区SHQ4—Q1井一带，生油强度最大可达500×10⁴ t/km²以上，生气强度最大可达150×10⁸ m³/km²以上（图 12），石钱滩组烃源岩总生油量约13×10⁸ t，总生气量24 214×10⁸ m³，石油原地资源量约6 600×10⁴ t，天然气原地资源量约730×10⁸ m³（表 2），具备形成中型油气田的资源潜力，是准噶尔盆地东部石炭系油气勘探的重要突破方向和接替领域。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩生油强度（a）和生气强度（b）分布 Fig. 12 Distribution of oil generation intensity(a)and gas generation intensity(b)of source rocks of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern Junggar Basin

表 2(Table 2)

表 2 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩生烃量与资源潜量 Table 2 Source rock hydrocarbon generation and resource potential of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern 地区 烃源岩面积/km2 生油量/108 t 生气量/108 m3 石油运聚系/% 天然气运聚系数/% 石油原地资源量/108 t 天然气原地资源量/108 m3 石钱滩凹陷 702.70 13.18 24 214.10 5 3 0.66 730.00

下载CSV 表 2 准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩生烃量与资源潜量 Table 2 Source rock hydrocarbon generation and resource potential of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Sag, eastern

（1）准噶尔盆地东部石钱滩凹陷石炭系石钱滩组烃源岩整体表现出陆源高等植物和水生浮游生物混合输入的特征，主体干酪根以Ⅱ₂和Ⅲ型为主，不同区带烃源岩沉积环境和母质来源存在明显差异，凹陷边缘沉积于弱还原—弱氧化的淡水环境，生烃母质以陆源输入为主，而凹陷中心则为还原的偏咸水环境，生烃母质以高等植物及水生生物混合母质输入为主。烃源岩成熟度适中，整体均达到生烃门限，深洼区烃源岩达到凝析油—湿气阶段，TOC和S₁+S₂非均质性强，以煤系烃源岩标准评价为一套较好的倾气烃源岩。

（2）受控于原始样品成熟度和品质，半封闭体系下石钱滩组烃源岩烃产率与以往研究成果比相对偏低。结合干酪根生烃理论，石钱滩组烃源岩原始生油产率高峰值为150 mg/（g·TOC），原始生气产率高峰值为250 mg/（g·TOC）。

（3）研究区石炭系的构造及沉积背景控制了有效烃源岩的发育及分布，凹陷中心烃源岩厚度可达500 m，TOC可达3% 以上。成因法资源量计算凹陷中心生油强度最大可达500×10⁴ t/km²，生气强度最大可达150×10⁸ m³/km²以上，石油原地资源量约6 600×10⁴ t，天然气原地资源量约730×10⁸ m³，具备形成中型油气田的资源潜力，是准噶尔盆地东部石炭系油气勘探的重要突破方向和接替领域。