随着油气勘探程度的提高和勘探开发技术的增强，准噶尔盆地周缘构造高部位待勘探圈闭逐渐减少，油气勘探逐渐从常规油气藏向岩性油气藏和非常规油气藏转变，勘探深度逐渐从中浅层向深层、超深层转变^[1-2]。目前玛湖凹陷、盆1井西凹陷及阜康凹陷等近源区已取得重大油气勘探成果^[3-5]，因此，“进凹勘探”和“近源找油”是现今油气勘探的重要方向^[6]。中二叠统烃源岩是准噶尔盆地东部地区（准东地区）最重要的一套烃源岩，在阜康凹陷、东道海子凹陷及吉木萨尔凹陷均有分布，为周缘地区油气成藏贡献了丰富的油气来源^[7-9]。东道海子凹陷作为准东地区重要的生烃凹陷，其勘探程度却较低，仅少量钻遇二叠系的探井分布在凹陷东北部斜坡区，因此明确东道海子凹陷中二叠统烃源岩的生烃潜力尤为重要。

以往对准噶尔盆地东道海子凹陷的油气勘探主要集中在北部的滴南凸起和南部的白家海凸起，经过多年的持续勘探，发现了滴西12井油藏、彩南油田、滴水泉油田和陆南1井油藏。2012年至今，在东道海子凹陷东北部滴南地区发现了新的油气藏，滴南8、滴南14、滴南15等井均获得工业油流，靠近凹陷中心的成6井在中—上二叠统均钻遇气层^[10]。李博一等^[11]认为东道海子凹陷和白家海凸起二叠系和三叠系油气主要来自东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩；Zhou等^[12]发现东道海子凹陷及周缘滴南凸起原油整体符合平地泉组烃源岩产物的特征，滴南凸起存在少量石炭系烃源岩生成的原油。由于东道海子凹陷平地泉组烃源岩埋藏深度较大，受探井数量的限制，前期对平地泉组烃源岩的研究主要集中在东道海子凹陷东北部斜坡区、五彩湾凹陷及白家海凸起区。靳军等^[13]认为东道海子凹陷东北部斜坡区平地泉组烃源岩有机质丰度为中等—好，有机质类型为Ⅱ₂—Ⅲ型，成熟度达到成熟—生油高峰阶段；丁湘华^[14]认为东道海子凹陷平地泉组为一套好—较好的Ⅰ—Ⅱ₁型烃源岩，成熟度达到成熟阶段，在凹陷深处烃源岩到达高成熟阶段；乔锦琪^[15]认为东道海子凹陷平地泉组烃源岩有机质丰度为中等—好级别，类型为Ⅲ型，主要达到成熟阶段；李博一等^[16]认为东道海子凹陷平地泉组烃源岩在晚侏罗世成熟，并在白垩纪末期进入高成熟阶段；Zhou等^[12]通过虚拟井模拟发现东道海子凹陷在晚三叠世—中侏罗世和晚侏罗世为油气成熟阶段，在早白垩世达到过成熟阶段。

基于近年来东道海子凹陷地震资料及成6、道探1、滴南21等井的钻井资料，利用总有机碳含量测试分析、岩石热解等手段系统分析准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩的生烃潜力，并结合PetroMod盆地模拟软件，在恢复盆地埋藏史的基础上，采用镜质体反射率计算数值模型（Easy% R_o模型）明确平地泉组烃源岩的热演化史，以期为该区下一步全油气系统勘探提供一定理论依据。

东道海子凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷带东北部，是该地区主要的富烃凹陷之一，具有良好的勘探开发前景（图 1a）。凹陷北部与滴南凸起相接，南部与白家海凸起相邻，部分与阜康凹陷相邻，东部连通五彩湾凹陷，西部被莫北凸起和莫索湾凸起所包围，整体呈西宽东窄的分布特征，面积约5 100 km²（图 1b）。准噶尔盆地东道海子凹陷地层发育相对完整，自下而上依次沉积石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系^[17]，其中二叠系主要包括将军庙组（P₂j）、平地泉组（P₂p）和上乌尔禾组（P₃ w）。将军庙组岩性为粉砂质泥岩、泥岩与泥质粉砂岩互层；平地泉组为沉积在半咸水水体中的细粒沉积岩，岩性主要为滨浅湖—半深湖相泥岩，局部与粉砂质泥岩、粉砂岩等互层，形成了东道海子凹陷及周缘最为优质的一套烃源岩；上乌尔禾组整体发育一套大型退覆式扇三角洲沉积，其中上乌尔禾组一段发育大套的厚层砂岩，上乌尔禾组二段主要发育薄层砂岩，乌三段则以泥岩为主^[10]（图 1c）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地构造区划（a）、东道海子凹陷地质概况（b）及岩性地层综合柱状图（c） Fig. 1 Tectonic division of Junggar Basin (a), regional geological overview map (b) and stratigraphic column (c) of Dongdaohaizi Sag

研究区经历了复杂的构造演化过程，自晚古生代至今，受海西、印支、燕山及喜山等多期次构造运动叠加影响，形成不对称的双断陷凹陷，整体表现为南西倾向的单斜，其沉降中心位于凹陷的西南部^[16]。早石炭世，东道海子凹陷与五彩湾凹陷相连，为一套滨浅湖相沉积，发育暗色泥岩和炭质泥岩^[18]；晚石炭世开始，位于东道海子凹陷南侧的东道海子断裂和北侧的滴水泉北断裂逐渐发育，导致东道海子凹陷与滴南凸起和白家海凸起分离。至中二叠世，东道海子凹陷与五彩湾凹陷的水体进一步扩大，与阜康凹陷相互连通，共同沉积了一套广泛发育的平地泉组湖相沉积体，南北两侧与凹陷紧邻的凸起不断抬升剥蚀^[19]；晚二叠世，东道海子凹陷北部滴水泉断裂带活动减弱，上乌尔禾组超覆沉积在滴南凸起之上。三叠系受印支运动影响向北东向抬升遭受风化剥蚀，沉积中心进一步向西南偏移。研究区在侏罗纪进入泛盆发育阶段，形成一套稳定的河湖相沉积，随后燕山运动使其发生挤压抬升，形成南西倾向的单斜。白垩纪，喜山运动导致东道海子凹陷进一步向西南倾斜，演化为南西向倾没的断陷盆地。

中二叠世是准噶尔盆地从断陷盆地转变为坳陷盆地的关键时期，该时期盆地初步形成了由多级次凹形成的湖盆，盆地西北部盆1井西凹陷和玛湖凹陷一带以浅湖—半深湖相沉积为主，南部沙湾—阜康凹陷和博格达山一带以半深湖—深湖相沉积为主，东部东道海子凹陷以滨浅湖—深湖相沉积为主，总体呈现出北高南低的构造格局^[20]。中二叠世，湖盆发育规模达到鼎盛阶段，沉积了以泥页岩为主的厚层细粒沉积物^[21]。对准噶尔盆地东道海子凹陷中二叠统平地泉组11口井的测井、岩屑录井及岩心等资料综合分析，发现该组泥岩颜色普遍较深，主要发育深灰色泥岩、灰黑色泥岩、深灰色粉砂质泥岩等（图 2），少数发育深灰色灰质泥岩和灰黑色炭质泥岩，这几类岩性均为潜在的有利烃源岩。从烃源岩各类岩性的宏观展布特征来看，滴南1井、滴南2井和滴南3井主要为粉砂质泥岩，这可能与沉积于三角洲前缘环境有关。向凹陷中部方向，纯泥岩占比逐渐增大，滴南12井和滴南19井钻揭平地泉组纯泥岩厚度分别为214 m和231 m，粉砂质泥岩厚度分别为32 m和91 m，灰质泥岩厚度较薄，普遍小于40 m，滴南7井、滴南10井、滴南12井和滴南121井均钻遇炭质泥岩，钻遇厚度为4~22 m（图 3）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩岩性特征 （a）灰黑色粉砂质泥岩，道探1井，5 713.05 m；（b）深灰色泥岩，道探1井，5 341.95 m；（c）深灰色粉砂质泥岩，滴南21井，4 800.87 m；（d）灰黑色泥岩，道探1井，5 708.39 m；（e）灰黑色泥岩，滴南21井，4 940.94 m；（f）灰黑色泥岩，滴南21井，4 939.13 m。 Fig. 2 Lithological characteristics of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组暗色泥岩厚度特征 Fig. 3 Thickness characteristics of dark mudstone of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

东道海子凹陷平地泉组暗色泥岩厚度较大，凹陷东北部滴南地区滴南1井、滴南2井和滴南3井钻揭暗色泥岩厚度分别为222 m，293 m和253 m，泥地比为37%~39%。向凹陷中部方向，泥地比迅速增大。滴南19井和滴南21井钻揭暗色泥岩厚度分别为347 m和300 m，泥地比均为62%。接近凹陷中心的道探1井和成6井钻揭暗色泥岩厚度分别为368 m和536 m，泥地比分别为68% 和79%。东道海子凹陷暗色泥岩厚度自东北部滴南地区向凹陷中部地区逐渐增大，并向西部莫索湾凸起逐渐减小，凹陷西缘莫深1井钻揭暗色泥岩厚度仅为74 m（图 3）。

有机质丰度是指单位质量岩石中有机质的数量，其大小是衡量盆地油气资源潜力的重要依据^[22]。选取总有机碳（TOC）含量、生烃潜量（S₁+S₂）和氯仿沥青“A”含量来评价东道海子凹陷平地泉组烃源岩纵向和平面有机质丰度（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 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数据 Table 1 Geochemical data of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin 井名 TOC/% （S1+S2）/（mg·g-1） w（氯仿沥青“A”）/% HI/（mg·g-1） Tmax/℃ 实测Ro/% 等效Ro/% 滴南1 0.16~2.53（0.98） 0.04~10.19（1.20） 0.002 1~0.348 5（0.051 0） 6.90~376.68（80.82） 401.0~459.0（440.7） 0.64~0.90（0.78） 0.42~1.10（0.79） 滴南7 0.15~9.42（2.83） 0.30~22.90（3.50） 0.027 9~0.908 2（0.173 3） 35.50~197.88（101.37） 440.0~464.0（452.5） 0.76~1.19（0.99） 滴南10 0.29~5.50（1.29） 0.10~7.10（1.04） 0.005 8~0.139 1（0.044 4） 10.31~116.36（51.56） 434.0~461.0（451.6） 0.65~1.14（0.97） 滴南19 0.54~6.10（2.04） 0.13~13.33（3.25） 0.007 7~0.494 1（0.169 1） 12.05~208.87（108.50） 422.0~469.0（445.0） 1.08~1.11（1.10） 0.44~1.28（0.85） 滴南21 0.16~4.02（1.48） 0.08~9.46（1.58） 0.002 2~0.155 1（0.028 8） 25.81~177.43（60.43） 438.0~489.0（477.2） 0.72~1.64（1.43） 道探1 0.21~5.71（1.54） 0.06~3.10（0.63） 0.002 2~0.043 7（0.010 7） 5.59~103.42（27.83） 445.0~516.0（498.9） 1.38~1.45（1.10） 0.85~2.13（1.82） 成6 0.37~3.21（1.19） 1.24~1.31（1.28） 注：括号内为平均值。

下载CSV 表 1 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数据 Table 1 Geochemical data of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

对东道海子凹陷217组烃源岩地球化学数据分别进行统计。平地泉组三段（平三段）烃源岩TOC为0.16%~3.98%，平均为0.90%；S₁+S₂为0.04~ 9.46 mg/g，平均为0.78 mg/g；氯仿沥青“A”质量分数为0.002 1%~0.494 1%，平均为0.041 3%；平地泉组二段（平二段）烃源岩TOC为0.29%~6.10%，平均为1.53%；S₁+S₂为0.10~13.33 mg/g，平均为1.76 mg/g；氯仿沥青“A”质量分数为0.002 2%~ 0.473 5%，平均为0.073 6%；平地泉组一段（平一段）烃源岩TOC为0.16%~5.71%，平均为1.66%；S₁+S₂为0.11~10.19 mg/g，平均为1.76 mg/g；氯仿沥青“A”质量分数为0.002 2%~0.476 5%，平均值为0.094 8%。综合有机质丰度指标统计数据与有机质丰度等级划分图版（图 4）可看出，平一段有机质丰度最高，以好—极好烃源岩为主；平二段烃源岩有机质丰度次之，中等—极好均有分布；平三段烃源岩有机质丰度最差，主要为非—差烃源岩。进一步分析发现，研究区平一段烃源岩按照TOC评价标准为好—极好烃源岩，但按照S₁+S₂和氯仿沥青“A”评价标准为差—中等烃源岩，这可能与高热演化程度有关。

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不同小层S1+S2（a）及氯仿沥青“A”含量（b）与TOC交会图 Fig. 4 Cross plots of TOC versus S1+S2 (a) and TOC versus chloroform bitumen content (b) of source rocks of Permian Pingdiquan Formation in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

统计准噶尔盆地东道海子凹陷不同井位烃源岩的有机质丰度指标，可看出平地泉组烃源岩主要为中等—极好烃源岩（图 5）。从平面分布来看，烃源岩有机质丰度差异较大。处于边部的滴南1井有机质丰度最低，TOC，S₁+S₂及氯仿沥青“A”质量分数平均值分别为0.98%，1.20 mg/g和0.051%，主要为差—中等烃源岩。滴南7井和滴南19井烃源岩有机质丰度较大，TOC平均值均大于2%，S₁+S₂平均值均大于3 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数平均值均大于0.16%，综合评价达到好—极好级别。滴南21井和道探1井主要为中等—好烃源岩，少部分达到极好级别，其中滴南21井烃源岩TOC为0.16%~ 4.02%，平均为1.48%；S₁+S₂为0.08~9.46 mg/g，平均为1.58 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数为0.002%~ 0.155%，平均值为0.029%。接近凹陷中心的道探1井烃源岩TOC为0.21%~5.71%，平均为1.54%，S₁+S₂为0.06~3.10 mg/g，平均为0.63 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数为0.002%~0.044%，平均为0.011%。东道海子凹陷自东部斜坡区到凹陷中心道探1井区，平地泉组烃源岩有机质丰度自中等—好级别增大至好—极好级别再降低至中等—好级别。

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不同井位S1+S2（a）及氯仿沥青“A”含量（b）与TOC交会图 Fig. 5 Cross plots of TOC versus S1+S2 (a) and TOC versus chloroform bitumen content (b) of source rocks of Permian Pingdiquan Formation at different well positions in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

有机质的类型决定了烃源岩的生油气类型和能力。通过岩石热解氢指数（HI）-T_max图版（图 6a）和有机元素H/C-O/C图版（图 6b）可有效判断有机质的类型^[23]。根据东道海子凹陷平地泉组217组岩石热解数据和79组烃源岩有机元素数据综合判别烃源岩的有机质类型。

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不同小层HI-Tmax（a）和H/C-O/C（b）交会图 Fig. 6 Cross plots of HI versus Tmax (a) and H/C versus O/C (b) of source rocks of Permian Pingdiquan Formation at different well positions in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

研究区平地泉组不同小层烃源岩有机质类型存在明显差异（图 6）。在岩石热解HI-T_max图版中，平三段烃源岩样品主要分布在Ⅲ型区域内，而平一段和平二段烃源岩样品主要分布在Ⅱ₂和Ⅲ型区域内。从有机元素H/C-O/C原子比图版来看，平三段烃源岩样品主要分布在Ⅲ型区域内，而平一段和平二段烃源岩整体属于Ⅱ₁—Ⅲ型。综合以上指标来看，平三段有机质类型最差，主要为腐殖型，以生气为主；平一段有机质类型适中，以Ⅱ₂—Ⅲ型为主，少量发育Ⅱ₁型有机质；平二段烃源岩有机质类型最好，发育较多Ⅱ₁型有机质，生油能力更强。

东道海子凹陷平面上不同井区有机质类型同样存在差异（图 7）。滴南1井烃源岩HI通常小于100 mg/g，主要分布在Ⅲ型有机质区域中。滴南7井、滴南10井及滴南19井烃源岩有机质主要为Ⅱ₂—Ⅲ型，少部分为Ⅱ₁型。通过岩石热解HI-T_max图版可看出，滴南21井和道探1井样品处于高—过成熟阶段，因此不能用该图版有效判别有机质类型，而在有机元素H/C-O/C图版中，靠近凹陷中心的烃源岩样品主要分布在Ⅱ₁—Ⅱ₂型区域中，推测凹陷中心有机质类型更好。因此，从东部斜坡区到中部凹陷区，平地泉组烃源岩有机质类型从Ⅲ型过渡至Ⅱ₂—Ⅲ型，并最终演变为Ⅱ₁—Ⅱ₂型。

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不同井位HI-Tmax交会图（a）及H/C-O/C交会图（b） Fig. 7 Cross plots of HI versus Tmax (a) and H/C versus O/C (b) of source rocks of Permian Pingdiquan Formation at different well positions in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

烃源岩有机质丰度和类型是生烃的物质基础，控制了生烃的能力和产物类型，然而是否开始生烃以及能否大量生成油气，还需对有机质成熟度进行综合评价。只有达到一定的成熟度，烃源岩才能开始生油或生气。采用产率指数（PI）、最高热解峰温（T_max）、实测镜质体反射率（R_o）及等效镜质体反射率（EqR_o）来评估研究区平地泉组烃源岩成熟度。

从T_max与PI的关系图版（图 8a）来看，滴南1井由于埋藏深度较小，有机质成熟度较低，主要处于早期油窗，滴南21井区有机质成熟度较高，主要处于高—过成熟阶段，道探1井T_max值最大，指示主要处于高—过成熟阶段。从R_o和EqR_o数据来看（图 8b，c），滴南地区R_o主要为0.5%~1.2%，整体处于低成熟—成熟阶段，滴南3井区有机质成熟度最低，以处于低成熟阶段为主，滴南21井区R_o为1.3%~1.6%，主要处于高成熟阶段。从东道海子凹陷道探1井和成6井数据来看，平地泉组烃源岩主要处于高成熟阶段，其中道探1井EqR_o显示烃源岩接近过成熟阶段。综上所述，东道海子凹陷滴南地区烃源岩多处于低成熟—成熟阶段，凹陷中心道探1井及成6井，埋藏深度增大，烃源岩处于高成熟阶段。从纵向分布来看，东道海子凹陷平地泉组烃源岩在埋藏深度约2 600 m时达到成熟阶段，在埋藏深度为5 600 m时达到高成熟阶段，在埋藏深度为7 000 m时达到过成熟阶段（R_o=2.0%）。

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成熟度综合评价 Fig. 8 Evaluation of source rock maturity of Permian Pingdiquan Fromation in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

烃源岩的有机地球化学特征主要描述烃源岩的静态特征，而烃源岩的动态热演化特征和生烃史则需要采用盆地模拟技术来刻画^[24-25]。采用Petromod盆地模拟软件中的一维模块，计算单井从最古老地层到最年轻地层的埋藏演化过程和烃源岩的热演化生烃史。

基于盆地模拟软件进行一维模拟所需要的参数主要包括地层参数（岩性、地层厚度及剥蚀量）、热演化史边界条件（古大地热流值、古水深及古沉积水界面温度）、地层测试数据（温度和压力）及烃源岩地球化学资料（TOC、HI和R_o）等^[25]。

盆地模拟中需要对各套地层的顶、底界年龄及岩性和厚度进行定义。根据区域地质研究成果，本次模拟覆盖平一段到第四系共13套地层，其中平地泉组对平一段、平二段和平三段3套地层分开讨论。各套地层的厚度主要依据探井分层数据来确定，地层年龄根据最新国际地层年代表确定，地层岩性根据岩屑录井报告及沉积相资料综合确定。通过统计砂岩、泥岩等岩性的厚度比例，使用模拟软件内置的岩性模块对各层位进行混合岩性设置，并确定岩石压实曲线和热导率曲线。除此之外，剥蚀厚度也是进行盆地模拟的一项基本参数，对盆地内烃源岩热演化和油气生成具有重要影响。本文盆地模拟地层剥蚀厚度主要依据地层趋势延伸法并结合以往研究成果综合确定^{[12, 26-27]}。以滴南21井为例输入的地层模拟相关参数如表 2所列。

表 2(Table 2)

表 2 准噶尔盆地东道海子凹陷滴南21井一维盆地模拟地层相关参数 Table 2 Input parameters of one-dimensional basin simulation of well Dinan 21 in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin 地层 底界年龄/Ma 顶界年龄/Ma 底界深度/m 厚度/m 岩性 剥蚀开始/Ma 剥蚀结束/Ma 剥蚀厚度/m E—Q 66.0 0 1 155 0 砂砾岩 K 145.0 89.0 1 978 823 砂岩 J/K剥蚀 163.5 145.0 200 J2-3sh 166.1 163.5 2 548 570 泥岩 J2x 174.1 166.1 2 842 294 砂岩 J1s 194.5 174.1 3 153 311 砂岩 J1b 201.3 194.5 3 595 442 泥岩 T/J剥蚀 216.0 201.3 200 T3b 237.0 216.0 3 784 189 泥岩 T2k 247.2 237.0 3 974 190 砂岩 T1b 251.9 247.2 4 136 162 砂岩 P3w 259.5 251.9 4 514 378 砂砾岩 P2p 263.0 259.5 4 996 482 泥岩

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盆地模拟研究需要的热演化史边界条件包括古水深、大地热流值和沉积时的水界面温度。沉积时的水界面温度采用Wygrala^[28]对古地表温度的研究成果，并根据东道海子凹陷的地理位置和所处的纬度（北纬35°~39°）进行标定。晚古生代至三叠纪东道海子凹陷沉积时水界面温度为22~24 ℃，侏罗纪为20~22 ℃，白垩纪升高至23~25 ℃，新生代以来水界面温度逐渐降低，至现今水界面温度为11~12 ℃。古今大地热流值主要参考饶松等^[29-30]的研究成果。准噶尔盆地是一个典型的“冷盆”，现今平均地温梯度为21.3±3.7 ℃/km，平均大地热流值为42.5±7.4 mW/m^2[29]。准东地区古大地热流值从二叠纪的高值65~70 mW/m²，降低至中生代的50~60 mW/m²，现今降低至40~50 mW/m²，并表现出持续降低的演化特征^[30]。古水深主要根据各套地层的沉积环境和地层厚度进行估算获得，通常设置深湖相的古水深为40~100 m，浅湖—半深湖相的古水深为5~40 m，河流-三角洲相的古水深为0~5 m。中二叠世东道海子凹陷沉积环境以半深湖—深湖相沉积为主，广泛发育厚层泥岩沉积，古水深约40 m；晚二叠世发育大型退覆式扇三角洲沉积，古水深为5~20 m；三叠纪是盆地由断陷转化为坳陷的关键时期，该时期发育河流-三角洲-浅湖相沉积，古水深由早三叠世至晚三叠世逐渐增大，为5~10 m；侏罗纪沉积环境以河流-三角洲沉积为主，古水深为0~5 m；新近纪以来，喜山运动导致湖泊萎缩，古水深多小于5 m。

选取东道海子凹陷道探1井和东北部斜坡区滴南21井进行单井烃源岩热演化史模拟，使用Easy% R_o算法对平地泉组烃源岩的热演化史进行计算。该方法通过平行的化学动力学一级反应模型来计算R_o，适用于R_o为0.3%~4.5% 的计算^[31]。本次模拟采用的成熟度划分标准为：R_o小于0.5%为未成熟阶段，≥0.5%~0.7% 为低成熟阶段（生低熟油），≥0.7%~1.0% 为成熟阶段（生油高峰），≥1.0%~1.3% 为成熟晚期（生油晚期），≥1.3%~ 2.0% 为高成熟阶段（生湿气阶段），大于2.0% 为过成熟阶段（生干气阶段）。

滴南21井和道探1井平地泉组烃源岩的埋藏演化过程相同，主要经历了4次快速沉降和3次构造抬升作用。滴南21井热演化史模拟结果表明：平地泉组烃源岩在晚三叠世进入低成熟阶段，晚侏罗世达到生烃高峰，平一段和平二段烃源岩在白垩纪达到成熟晚期，演化至今平地泉组烃源岩以成熟晚期为主（图 9a，9b）。道探1井平地泉组烃源岩在中晚三叠世达到低成熟阶段，晚三叠世平一段进入成熟阶段，平二段和平三段在早侏罗世达到生油高峰，晚侏罗世达到成熟晚期，平一段在晚侏罗世达到高成熟阶段，平二段和平三段分别在早白垩世和渐新世达到高成熟阶段，演化至今平地泉组烃源岩以高成熟为主，达到生气阶段（图 9c，9d）。凹陷区烃源岩在晚三叠世—早侏罗世已达到生烃高峰，而斜坡区在晚侏罗世达到生烃高峰。凹陷区埋藏深度更大的部位，在中—晚三叠世大量生排油，而斜坡区埋藏深度更浅的部位，在晚侏罗世—早白垩世开始大量生排油。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地东道海子凹陷单井盆地模拟埋藏-热演化史结果 Fig. 9 Burial-thermal evolution history for basin simulation of single well in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

根据准噶尔盆地东道海子凹陷平地泉组烃源岩生烃潜力的评价，结合油气储层的分布特征^[32-33]，东道海子凹陷发育“下生上储”油气藏和“自生自储”油气藏（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系油气成藏模式 Fig. 10 Hydrocarbon accumulation model of Permian in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

“下生上储”油气藏主要分布在上乌尔禾组，且已经证实油气来自于下部平地泉组烃源岩。该类油气藏的形成得益于良好的油气成藏条件：平地泉组优质烃源岩主要发育在平二段和平一段；晚二叠世准噶尔盆地为坳陷型湖盆沉积，发育一套大型退覆式三角洲沉积，其中乌二段和乌一段发育优质含砾砂岩、砂砾岩储集层；上乌尔禾组储层紧邻烃源岩，且发育不整合面和多条大型通源断裂，使得平地泉组生成的油气能够由深至浅垂向运移和自西向东侧向运移，同时乌三段为高位体系域，发育的厚层湖相泥岩形成了良好的盖层。

“自生自储”油气藏主要形成于平地泉组烃源岩内部，平二段和平一段是油气显示和优质烃源岩发育的主要集中段。平地泉组以湖相沉积为主，湖盆边缘发育小型扇三角洲沉积，局部发育浊积扇，具备源储一体的条件。新钻井滴南21井在平地泉组分别获得日产10.04 t和0.462×10⁴ m³的原油和天然气，凹陷区道探1井和成6井均钻遇天然气层。从凹陷东北部斜坡区向凹陷中心，随着平地泉组烃源岩埋藏深度的增加，其热演化程度逐渐增强，凹陷区烃源岩达到高—过成熟阶段，油气资源潜力较大。

（1）准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩是该区的主力烃源岩，厚度普遍大于200 m，最高可达536 m，从凹陷东北部斜坡区至凹陷中心，暗色泥岩厚度逐渐增大，泥地比从38% 逐渐增大至79%。

（2）研究区平地泉组烃源岩有机质丰度主要为中等—极好，纵向上以平一段有机质丰度最高，TOC平均为1.66%，S₁+S₂平均为1.76 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数平均为0.094 8%，平面上有机质丰度以滴南7井区和滴南19井区最高。

（3）研究区平地泉组有机质类型主要为Ⅱ₂—Ⅲ型，少部分为Ⅱ₁型，其中Ⅱ₁型有机质主要分布在平一段和平二段烃源岩中，从凹陷东北部斜坡区到中部凹陷区，有机质类型从Ⅲ型过渡到Ⅱ₂—Ⅲ型，并最终演变为Ⅱ₁—Ⅱ₂型。

（4）研究区平地泉组烃源岩在东北部斜坡区主要为低成熟—成熟阶段，在凹陷中心达到高成熟阶段，纵向上在埋深为2 600 m时达到成熟阶段，在埋深为5 600 m时达到高成熟阶段。

（5）研究区东北部斜坡区和中部凹陷区平地泉组烃源岩热演化过程存在差异：斜坡区在晚侏罗世达到生烃高峰，演化至今处于成熟阶段，而凹陷区烃源岩在晚三叠世达到生烃高峰，演化至今处于高成熟阶段。