袁 波，王心強(qiáng)，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(zhǔn)東北部平地泉組致密油源巖生烴特征

袁 波1，王心強(qiáng)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(zhǔn)東北部平地泉組油藏為自生自儲(chǔ)型油藏，原油主要來(lái)自平地泉組，儲(chǔ)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(duì)該區(qū)平地泉組源巖有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)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(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)質(zhì)類型較好，目前處于低熟—成熟階段，具有較強(qiáng)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(gè)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(dá)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(zhǔn)東北部

全球油氣勘探具有勘探對(duì)象從單個(gè)圈閉向大面積層狀儲(chǔ)集層跨越的趨勢(shì)，勘探目標(biāo)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(chǔ)共生連續(xù)型油氣聚集新領(lǐng)域發(fā)展，致密油是這個(gè)新領(lǐng)域的重要組成部分[1-8]。

研究區(qū)位于準(zhǔn)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(jiǎn)稱“準(zhǔn)東北部”)。準(zhǔn)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?yàn)槁“枷嚅g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(zhǔn)噶爾盆地評(píng)價(jià)最有利的區(qū)帶之一[9-14]。早期勘探主要針對(duì)平地泉組二段儲(chǔ)層，發(fā)現(xiàn)火燒山、火南等4個(gè)油藏，目前石油探明儲(chǔ)量達(dá)6 147×104t。相對(duì)而言，平地泉組一段儲(chǔ)層更為致密，長(zhǎng)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(zhǔn)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(gè)準(zhǔn)東北部勘探思路轉(zhuǎn)變，尋求突破的基礎(chǔ)。因此對(duì)烴源巖進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，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(biāo)，缺乏烴源巖平面及縱向特征的精細(xì)刻畫，鉆井取心主要集中在儲(chǔ)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(yàn)資料較少，而這顯然難以滿足致密油勘探的需求。

圖1 準(zhǔn)東北部位置及構(gòu)造概況

筆者在前人研究基礎(chǔ)上，補(bǔ)充新鉆井取心和巖屑新取樣資料，對(duì)準(zhǔn)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(jìn)行了重新評(píng)價(jià)。

1 地質(zhì)背景

準(zhǔn)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(yùn)動(dòng)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(yùn)動(dòng)影響，斷裂褶皺發(fā)育(圖1)，長(zhǎng)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(zhǔn)噶爾古陸的邊緣斜坡區(qū)，火山活動(dòng)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(zhǔn)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(jìn)一步向南逆沖，在山前形成前陸盆地。中晚二疊世準(zhǔn)東地區(qū)發(fā)生大規(guī)模的湖侵，早期分割、獨(dú)立的凹陷向統(tǒng)一的湖盆轉(zhuǎn)化，湖域面積迅速擴(kuò)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(gè)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(hào)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(yùn)動(dòng)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(zhǔn)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(zhǔn)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(gè)區(qū)塊分別進(jìn)行評(píng)價(jià)。

2.1 平地泉組沉積特征

研究區(qū)物源來(lái)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(yè)巖夾薄層細(xì)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(yè)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(jī)質(zhì)豐度

準(zhǔn)東北部不同區(qū)塊二疊系平地泉組一、二段有機(jī)質(zhì)豐度普遍較高(表1)，均達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，具有較強(qiáng)生烴能力。但是不同區(qū)塊有機(jī)質(zhì)豐度存在差異，說(shuō)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(gè)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(jī)質(zhì)豐度最高，平二段和平一段有機(jī)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(biāo)準(zhǔn)，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(jī)質(zhì)豐度也較高，也達(dá)到很好烴源巖級(jí)別，均具有較強(qiáng)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(jī)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(zhǔn)東北部不同區(qū)塊平地泉組一、二段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)

2.3 有機(jī)質(zhì)類型

有機(jī)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(zhǔn)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(jī)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(duì)低滲透致密砂巖儲(chǔ)層而言，喉道細(xì)小是其主要特征，密度小、黏度低的流體更容易運(yùn)聚成藏。對(duì)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(biāo)成熟度參數(shù)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，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(gè)火燒山—石樹溝地區(qū)最高，達(dá)到生烴高峰期(表3)。火東向斜烴源巖抽提物生標(biāo)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(lái)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(rèn)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(dá)到生烴高峰期。除生標(biāo)參數(shù)外，火東向斜烴源巖實(shí)測(cè)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(dá)到成熟階段，但低于火東向斜和石樹溝凹陷，尚未達(dá)到生烴高峰期。從烴源巖抽提物生標(biāo)成熟度參數(shù)來(lái)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(gè)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(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率Ro和熱解最高溫度來(lái)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(rèn)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(zhǔn)東北部烴源巖有機(jī)質(zhì)類型參數(shù)統(tǒng)計(jì)

圖3 準(zhǔn)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。火燒山背斜烴源巖抽提物生標(biāo)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(biāo)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(biāo)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)。火北和火燒山背斜烴源巖干酪根鏡質(zhì)體反射率實(shí)測(cè)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(rèn)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(jì)印支構(gòu)造運(yùn)動(dòng)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(yùn)動(dòng)進(jìn)一步加劇，最終形成目前構(gòu)造格局。

從烴源巖演化的進(jìn)程來(lái)看，平地泉組沉積后，尚未進(jìn)行有效演化，隨后三疊紀(jì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)就已經(jīng)開始，說(shuō)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(duì)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(qiáng)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(duì)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(jìn)一步表明了致密油近源成藏的特征(圖5)。

圖4 準(zhǔn)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(jī)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(gè)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(lái)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(qiáng)的烴源巖，該源巖的貢獻(xiàn)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(dá)300 m，向西南減?。挥袡C(jī)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(jī)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(zhǔn)東北部平地泉組主力生烴層段縱向分布特征

圖6 準(zhǔn)東北部平一段和平二段烴源巖平面分布特征

準(zhǔn)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(jī)質(zhì)來(lái)源，與石炭系來(lái)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(yuǎn)低于石炭系來(lái)源產(chǎn)物成熟度，說(shuō)明深層石炭系來(lái)源產(chǎn)物沒有運(yùn)移到平地泉組成藏。

3.2 下步勘探目標(biāo)

源巖生烴及分布特征研究表明，準(zhǔn)東北部五彩灣—黃草湖地區(qū)平地泉組存在3個(gè)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(qiáng)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(zhǔn)東北部二疊系平地泉組二段和一段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，有機(jī)質(zhì)類型較好，目前處于低熟—成熟階段，具有較強(qiáng)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(gè)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(chǔ)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。

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(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(jí)工程師，從事石油地質(zhì)和沉積儲(chǔ)層方面的研究工作。E-mail: yuanbo1@petrochina.com.cn。

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)“中國(guó)陸相致密油(頁(yè)巖油)形成機(jī)理與富集規(guī)律基礎(chǔ)研究”(2014CB239005)和國(guó)家重大科技專項(xiàng)“四川盆地致密油氣成藏機(jī)理與富集規(guī)律”(2011ZX05001-001-008)資助。

TE132.2

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