準噶爾盆地西部坳陷二疊系下烏爾禾組烴源巖生烴潛力評價

唐 勇，王智強，龐燕青，鄧世坤，王 超，洪鵬輝

（1.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油新疆油田公司采油二廠，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油新疆油田公司評價處，新疆克拉瑪依 834000；4.北京奧能恒業能源技術有限公司，北京 100089）

0 引言

準噶爾盆地的油氣勘探歷史可以追溯到1909年，距今已逾百年［1］。1956 年，這里誕生了新中國第一個大油田——克拉瑪依油田［2］。2021 年，準噶爾盆地生產原油1 370×104t，天然氣35×108m3，已成為我國最重要的油氣生產基地之一［3］，圍繞中下侏羅統、中下二疊統和石炭系3 套主力烴源巖，發育三大含油氣系統［4-5］，目前盆地的主力產能和已發現的儲量均主要集中在二疊系含油氣系統［6］。2011年以來，通過近源勘探發現的瑪湖礫巖大油區，已成為國內原油最重要的上產基地［7］，截至目前，在瑪湖已發現了六大油藏群，形成了瑪南和瑪北2 個大油區，新增三級儲量超過10×1012t，其中探明地質儲量超過5×1012t［8］，是近十年來我國陸上石油勘探最大發現之一，截至2021 年瑪湖凹陷礫巖油藏累計生產原油624×104t，日產油超過8 000 t［9-10］。根據油源對比，瑪湖凹陷三疊系礫巖油藏的原油主要來自于下二疊統風城組烴源巖［11］。近年來，以瑪頁1 井為代表，風城組源內頁巖油獲得重大突破，又一個十億噸級的大油區初見端倪［12-13］，也進一步奠定了風城組這套咸水湖相烴源巖在盆地油氣勘探中的重要地位。在西部坳陷，除瑪湖凹陷外，風城組還廣泛分布于盆1 井西凹陷和沙灣凹陷，目前在這些地區圍繞風城組含油氣系統的勘探也取得了重要進展［14-15］。然而，除風城組烴源巖外，在中二疊統下烏爾禾組（P2w）還發育一套泥巖沉積，厚度大、分布廣，是一套潛在的烴源巖。該套烴源巖在盆地東北部和東南部分別稱為平地泉組（P2p）和蘆草溝組（P2l），目前已發現大量來自該套烴源巖的原油［1-2］，如吉木薩爾十億噸級頁巖油田［16-17］和近期在阜康凹陷東斜坡獲得重大發現的上二疊統上烏爾禾組巖性油氣藏［18］。目前學術界普遍認為西部坳陷的原油主要來自風城組烴源巖［2，11］，部分學者認為可能存在來自下烏爾禾組烴源巖的原油［1，19］或是風城組和下烏爾禾組的混源原油［20-22］，但整體而言，對下烏爾禾組烴源巖生烴潛力和規模的研究較薄弱。

基于準噶爾盆地西部坳陷鉆井和地震資料，利用巖石熱解、有機巖石學、生物標志化合物分析、生烴模擬實驗和盆地模擬等手段，系統分析二疊系下烏爾禾組烴源巖的生烴潛力和沉積環境，并與研究區風城組烴源巖進行對比，以期為下烏爾禾組下一步勘探提供依據。

1 地質概況

準噶爾盆地位于哈薩克斯坦地塊、西伯利亞地塊和塔里木地塊的交界處［23-25］，發育在由800 Ma 以前形成的前寒武系結晶基底和古生界微變質基底組成的準噶爾地體上，是一個晚古生代—中新生代的疊合盆地［26-28］。盆地面積約為13×104km2，可劃分為西部隆起、中部隆起、東部隆起、陸梁隆起、西部坳陷、東部坳陷、烏侖古坳陷和南緣沖斷帶等8 個一級構造單元［29-30］。研究區西部坳陷主要包括瑪湖凹陷、盆1 井西凹陷、沙灣凹陷、烏夏斷裂帶、克百斷裂帶、中拐凸起、達巴松凸起、莫北凸起和莫索灣凸起等9 個二級構造單元。已有勘探實踐表明，瑪湖凹陷油氣最為豐富，盆1井西凹陷次之，沙灣凹陷周緣油氣勘探程度相對較低，發現的油氣也相對較少（圖1a）。區內中—古生界發育完整，自下而上依次為石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系，二疊系自下而上劃分為佳木河組、風城組、夏子街組、下烏爾禾組、上烏爾禾組，其中風城組和下烏爾禾組均發育烴源巖，目前主力烴源巖為風城組［31-33］。目的層下烏爾禾組厚度變化大，為200～1 000 m，由斷裂帶至盆地方向厚度逐漸增大；巖性主要為灰綠色、灰色砂巖與灰綠色泥巖互層，泥質含量高［34］；按照低位—水進—高位旋回，自下而上分為3 段，即下烏爾禾組1 段（P2w1）、2段（P2w2）和3 段（P2w3）。該套地層底部邊界與下伏夏子街組呈削蝕超覆角度不整合接觸，頂部與上覆地層呈削蝕角度不整合接觸（圖1b）。

圖1 準噶爾盆地西部坳陷構造單元劃分（a）及達探1 井二疊系巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Tectonic units（a）and stratigraphic column of Permian of well Datan 1（b）in western depression，Junggar Basin

中晚二疊世，尤其是下烏爾禾組沉積期，是準噶爾盆地由斷陷盆地向坳陷盆地轉變的重要時期。該時期盆地多凹格局逐漸消失，初步形成統一的準噶爾湖盆，整體呈北高南低格局，北部瑪湖凹陷—盆1 井西凹陷一帶以淺湖—半深湖沉積為主，南部沙灣凹陷—阜康凹陷—博格達山一帶以半深湖—深湖沉積為主。受半深湖—深湖相分布的控制，下烏禾組泥巖在平面上主要分布于盆1 井西凹陷—沙灣凹陷，縱向上主要分布于下烏爾禾組3 段。以靠近湖盆中心區域的達探1 井為例，該井深灰色泥巖緊鄰下烏爾禾組最大湖泛面分布，主要為半深湖—深湖沉積，灰色粉砂質泥巖主要位于三角洲前緣遠端，其分布受三角洲的進積與退積控制（圖1b）。

2 烴源巖特征

2.1 巖性特征

通過對準噶爾盆地西部坳陷二疊系下烏爾禾組7 口井共27 個巖心樣品、測井和巖屑錄井等信息進行綜合分析發現：①該套泥巖局部顏色較深，包括深灰色泥巖、灰色粉砂質泥巖、灰色泥質粉砂巖及灰色含炭粉砂質泥巖，是潛在的有利烴源巖層發育段。以達探1 井為例，P2w3發育泥巖總厚度為108 m，其中深灰色泥巖厚度達76 m，灰色粉砂質泥巖厚度為20 m，此外，灰色泥質粉砂巖厚度為18 m。②在少量上覆、下伏或夾持于砂礫巖中的泥巖樣品中可識別出灰色含炭粉砂質泥巖和灰色粉砂質泥巖2 類烴源巖，均含有較高的火山碎屑（凝灰質）組分；灰色含炭粉砂質泥巖中層理不發育，僅局部可見模糊的紋層或片理，普遍含炭屑，包括大小不等的順層或散亂分布的炭化植物碎屑，分析認為其沉積于三角洲前緣近端，因離河口較近，持續沉積源自河口的粉砂與陸源植物碎屑；灰色粉砂質泥巖中紋層不發育，僅局部可見粒序紋層，且含有數量不等的內碎屑灰巖顆粒，分析認為其沉積環境為淺湖靠近浪基面一側，因水動力較強，水體長期處于氧化—弱氧化狀態（圖2）。需要指出的是，目前采集的樣品主要分布在湖盆邊緣，不排除湖盆中心發育紋層狀厚層暗色頁巖的可能。

圖2 準噶爾盆地中二疊統下烏爾禾組烴源巖巖性顯微照片Fig.2 Lithology micrographs of source rocks of Middle Permian lower Urho Formation in Junggar Basin

2.2 有機質特征

2.2.1 有機質類型

有機元素分析是判斷烴源巖干酪根有機質類型最常見也是最可靠的方法之一［35］。西部坳陷下烏爾禾組烴源巖的O/C 原子比為0.03～0.76（平均0.20），H/C 原子比為0.33～1.12（平均0.59）（圖3a），指示其主要是由Ⅲ型干酪根組成，是一套傾氣型烴源巖。

圖3 準噶爾盆地西部坳陷二疊系下烏爾禾組烴源巖與風城組烴源巖有機質特征對比Fig.3 Comparison of organic matter characteristics of source rocks between Permian lower Urho Formation and Fengcheng Formation in western depression，Junggar Basin

氮元素在一定程度上可以反映有機質的生源信息。在以陸源高等植物輸入為主的有機質中，N/C原子比通常小于0.05，而在以浮游生物輸入為主的有機質中，N/C 原子比通常大于0.08［36］。對研究區15 口井下烏爾禾組71 個烴源巖樣品進行分析，N/C原子比為0.01～0.08，平均為0.03，表明在該套烴源巖沉積期陸源高等植物輸入占絕對優勢。

巖石熱解氫指數（HI）是判斷烴源巖有機質類型的常用指標。研究區14 口井106 個下烏爾禾組烴源巖樣品的HI值為15～167 mg/g，大多小于100 mg/g，有機質類型較差，表現為Ⅲ型干酪根的特征。較低的HI值在一定程度上也受到了有機質成熟度的影響（圖3b），但總體上仍然反映了該套烴源巖以生氣為主的特征。區內二疊系風城組烴源巖的H/C 原子比一般大于0.80，HI值一般大于200 mg/g，最大可達580 mg/g，相較之下，下烏爾禾組烴源巖的有機質類型和生油能力均更差（圖3）。

烴源巖的有機顯微組分通常可以分為腐泥組、殼質組、鏡質組和惰質組等四大類，其中腐泥組主要是藻類及其他低等水生生物腐泥化作用的產物，往往保留有藻類生物結構殘余或藻類降解的特征，含氫量高，是最佳的生油組分；殼質組主要由高等植物的生殖器官、保護組織及其分泌代謝產物、菌藻類、微生物降解等演化而來，具有一定的生油、生氣能力；鏡質組主要來自植物的根、莖和葉，氧含量較高，氫含量中等，可生成大量天然氣和少量液態烴；惰質組是植物殘骸受絲炭化作用轉化而成的，生烴能力差，一般不具備生烴能力［37-38］。

不同類型顯微組分的相對含量可以有效反映烴源巖的有機質類型。西部坳陷6 口井下烏爾禾組烴源巖6 個樣品的干酪根有機顯微組分中，鏡質組含量最高，體積分數為31.7%～48.5%，平均為39.4%，殼質組體積分數為8.4%～51.6%，平均為28.9%，腐泥組和惰質組含量低，平均體積分數分別為14.2%和17.5%。該結果反映了下烏爾禾組烴源巖具有生烴潛力，但有機質類型不及風城組，油氣兼生，生氣為主（圖4）。這與有機元素和熱解參數分析的結果一致。

圖4 準噶爾盆地西部坳陷二疊系烴源巖干酪根有機顯微組分特征Fig.4 Relative volume percentage of organic macerals of kerogen in Permian source rocks in western depression，Junggar Basin

鏡下顯示（圖5）：鏡質體主要為結構鏡質體和無結構鏡質體，木質結構嚴重破壞，呈粒狀或棒狀，此外還可見少量的碎屑鏡質體；殼質組主要由樹脂體和碎屑殼質體組成，腐泥組主要由礦物瀝青基質組成，惰質組主要表現為碎屑惰質體。

圖5 準噶爾盆地西部坳陷中二疊統下烏爾禾組烴源巖干酪根有機顯微組分照片Fig.5 Organic maceral micrographs of kerogen in source rocks of Middle Permian lower Urho Formation in western depression，Junggar Basin

2.2.2 有機質成熟度與生烴演化

對西部坳陷15 口井下烏爾禾組烴源巖22 個巖心樣品的實測鏡質體反射率（Ro）為0.64%～1.56%，平均1.06%。鉆遇該套烴源巖的鉆井所處構造位置的差異導致了Ro分布區間較大，但大部分樣品處于主生油窗內（Ro為0.8%～1.3%）。由于熱解游離烴（S2）小于0.2 mg/g 時，最高熱解峰溫（Tmax）作為成熟度參數的可靠性會大大降低［39］，排除這部分數據后，下烏爾禾組烴源巖Tmax值為407～513 ℃，平均為448 ℃，也指示其位于主生油窗階段。在未成熟階段，烴源巖的產率指數［PI=S1/（S1+S2）］通常小于0.10，隨著成熟度的升高，PI值逐漸增大，在生油窗內最大可達0.60［39］，而下烏爾禾組烴源巖PI值為0.05～0.74，平均為0.33，也說明了該套烴源巖的成熟度跨度大，但總體位于主生油窗，與Tmax和Ro得出的結論基本一致。

目前鉆遇下烏爾禾組的樣品主要集中在瑪湖凹陷，且多位于構造較高部位，在下烏爾禾組埋深較大的盆1 井西凹陷和沙灣凹陷基本沒有鉆井。針對這一問題，基于下烏爾禾組底界的現今構造等深圖和井下樣品深度與Ro的關系，刻畫研究區下烏爾禾組現今平面成熟度分布特征（圖6）。結果表明：目前瑪湖凹陷主體仍處在生油高峰階段（Ro為0.7%～1.3%），僅在凹陷最深處進入生凝析油/濕氣階段（Ro為1.3%～2.0%）；盆1 井西凹陷整體已進入生凝析油/濕氣階段，而沙灣凹陷已整體進入生干氣階段（Ro>2.0%）；下烏爾禾組底界進入主生油窗、生凝析油/濕氣階段和生干氣階段的面積分別為21 400 km2，13 100 km2和4 000 km2，總體上已具備生成規模油氣的熱演化條件。

圖6 準噶爾盆地西部坳陷中二疊統下烏爾禾組底界Ro平面等值線Fig.6 Ro plane contour map of bottom boundary of Middle Permian lower Urho Formation in western depression，Junggar Basin

基于地震資料，在瑪湖凹陷、盆1 井西凹陷和沙灣凹陷的最深處分別設計了一口虛擬井（虛擬井位置見圖6），通過Petromod 軟件，利用文獻［40-43］提供的大地熱流、剝蝕量和地溫等關鍵參數，繪制3個生烴凹陷下烏爾禾組烴源巖的熱演化史（圖7）。結果表明：早三疊世末期，瑪湖凹陷下烏爾禾組烴源巖開始進入生烴門限，在早侏羅世晚期進入生油高峰，一直延續至早白堊世中期，現今仍然處在生油窗晚期，未進入主生氣階段；盆1井西凹陷下烏爾禾組烴源巖進入生烴門限的時間更早，為早三疊世早期，生油高峰貫穿整個侏羅紀，現今已進入生凝析油/濕氣階段；沙灣凹陷下烏爾禾組烴源巖在早中侏羅世進入生油高峰，現今已進入生干氣階段。

圖7 準噶爾盆地沙灣凹陷、盆1 井西凹陷和瑪湖凹陷中二疊統下烏爾禾組烴源巖生烴史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

2.2.3 有機質豐度與生烴潛力

西部坳陷下烏爾禾組烴源巖的總有機碳含量（TOC）為0.29%～9.16%，平均為0.85%，生烴潛量（S1+S2）為0.29～3.16 mg/g，平均為0.74 mg/g，烴源巖生烴潛力差別較大，差烴源巖和中等—好烴源巖各占樣品總數的50%（圖8）。由于該套烴源巖有機質類型為Ⅲ型，且巖石熱解氫指數HI值相對較低，盡管部分樣品具有較高的TOC 值，但缺乏足夠的氫與之結合生成烴類，導致部分烴源巖生烴能力較差。風城組烴源巖TOC值為0.58%～2.72%（平均為1.20%），S1+S2為1.31～12.22 mg/g（平均5.43 mg/g），以中等—好的烴源巖為主，比下烏爾禾組烴源巖生烴能力更強（圖8）。

圖8 準噶爾盆地西部坳陷二疊系烴源巖生烴潛量與TOC 交會圖Fig.8 Crossplot of S1+S2and TOC of Permian source rocks in western depression，Junggar Basin

在靜態熱解參數分析的基礎上，對下烏爾禾組和風城組低成熟烴源巖樣品開展封閉體系下黃金管生烴熱模擬實驗比較生烴能力。具體步驟如下：

①將2 組烴源巖樣品分別在氬氣保護下封入金管，確保沒有空氣污染，用電弧焊焊封金管后置于高壓釜中，通過高壓泵對高壓釜充水，高壓水使金管產生柔性變形，從而對樣品施加壓力。

②分別以20 ℃/min 和2 ℃/min 的升溫速率對樣品進行加熱，溫度為100～600 ℃，各高壓釜的溫差小于1 ℃，溫度波動小于1 ℃；穩定壓力為5.0 MPa，壓力波動小于0.5 MPa。

③加熱結束后，用液氮冷凍樣品瓶收集擴散到真空玻璃管中的少量C6-10輕烴，收集完成后，迅速往樣品瓶中注入二氯甲烷溶劑，把金管從高壓釜中取出，剪開金管，連同樣品一起放入同一樣品瓶。

④超聲震動1 min，使金管中產生的油完全溶解到溶劑中，有效避免C6-10烴類的損失。取4 mL樣品瓶中上層的清液1 mL，轉移到2 mL 樣品瓶中，采用自動進樣器進行色譜分析。

⑤用氘代C24作為內標進行輕烴（C6-14）定量分析，C14+烴類采用萃取、過濾、稱重法定量。通過Kinetic軟件進行數據處理，采用多個平行一階反應的生烴動力學模式，所有平行反應具有共同的頻率因子。利用實驗得來的動力學參數，根據地質條件進行生烴預測［44］。

結果顯示：在慢速升溫條件下（2 ℃/min），下烏爾禾組烴源巖生成輕烴（C6-14）和重烴（C14+）的最大產率分別為90 mg/（g·TOC）和270 mg/（g·TOC），而風城組烴源巖生成C6-14和C14+的最大產率分別為210 mg/（g·TOC）和735 mg/（g·TOC），均高于下烏爾禾組烴源巖。在快速升溫條件下（20 ℃/min）得到的結果與慢速升溫模擬結果基本一致（圖9）。風城組烴源巖的生烴能力高于下烏爾禾組。

圖9 準噶爾盆地西部坳陷二疊系烴源巖封閉體系下產烴率特征Fig.9 Hydrocarbon-generating rate of Permian source rocks under a closed system in western depression，Junggar Basin

2.3 生物標志物特征

基于準噶爾盆地西部坳陷下烏爾禾組（22 件樣品）和風城組（66 件樣品）2 套烴源巖抽提物的生物標志化合物（圖10，圖11），對比分析了沉積形成環境的差異。

圖10 準噶爾盆地西部坳陷二疊系烴源巖典型生物標志化合物圖譜Fig.10 Biomarker spectra of Permian source rocks in western depression，Junggar Basin

圖11 準噶爾盆地西部坳陷二疊系烴源巖生物標志化合物對比Fig.11 Geochemical characteristics of biomarkers of Permian source rocks in western depression，Junggar Basin

姥鮫烷（Pr）和植烷（Ph）是常用的指示有機質生源的無環類異戊二烯烷烴化合物，其主要來源為光合生物的葉綠素［45］。通常認為Pr/Ph 小于1.00 指示缺氧沉積環境，而Pr/Ph 大于1.00 則表示烴源巖的含氧量增加［46］。盡管對于Pr/Ph 指示的氧化-還原環境閾值存在爭議，但隨著Pr/Ph 的增大，沉積水體氧化性增強已成為共識［47］。研究區上烏爾禾組烴源巖抽提物中Pr/Ph 為1.28～2.25，平均為1.66，反映了弱氧化環境，而風城組烴源巖抽提物的Pr/Ph為0.37～1.24，平均0.77，以還原環境為主，更加有利于有機質的保存。

在強還原條件下，類胡蘿卜素的碳骨架可以在沉積物中得以保存，其中最主要的就是β-胡蘿卜烷，因此通常以此來指示缺氧、鹽湖相或高局限性海相環境［48-50］。研究區下烏爾禾組烴源巖抽提物幾乎不含β-胡蘿卜烷，β-胡蘿卜烷/nC25值平均僅為0.02，指示偏淡水氧化環境，而風城組烴源巖抽提物β-胡蘿卜烷豐度普遍較高，β-胡蘿卜烷/nC25值平均達1.91，指示典型的高鹽、缺氧環境（圖11a）。

研究表明C19和C20三環萜烷主要來源于高等植物的二萜類先質，與C23三環萜烷（通常是三環萜烷中最占優勢的成分）的比值可以有效地反映烴源巖生源類型［47］。研究區下烏爾禾組烴源巖抽提物C19和C20三環萜烷的豐度明顯高于風城組烴源巖，C19/C23三環萜烷和C20/C23三環萜烷值分別為0.14～0.38（平均0.21）和0.60～2.16（平均1.09），均指示了以陸源高等植物輸入為主的生源特征。風城組C19/C23三環萜烷和C20/C23三環萜烷值分別為0.04～0.20（平均0.10）和0.30～0.97（平均0.65），反映出陸源輸入較少，可能以水生菌藻類輸入為主（圖11b）。

伽馬蠟烷可以很好地反映鹽度變化所導致的水體分層［51］。下烏爾禾組烴源巖抽提物中伽馬蠟烷豐度低，伽馬蠟烷與（伽馬蠟烷+C30藿烷）的比值為0.15～0.26，平均0.20，指示淡水環境，而風城組烴源巖普遍含有高豐度的伽馬蠟烷，伽馬蠟烷/（伽馬蠟烷+C30藿烷）值為0.26～0.49，平均0.34，反映出典型的咸化湖盆特征（圖11c）。

Ts/Tm 是反映碳酸鹽輸入的有效指標，通常碳酸鹽輸入量越大，該值就越小［47］。下烏爾禾組和風城組烴源巖抽提物Ts/Tm 分別為0.35～0.55（平均0.44）和0.01～0.30（平均0.07），這一特征與2 套烴源巖的巖性相吻合，下烏爾禾組烴源巖為一套紋層不明顯的泥巖沉積，而風城組則是一套復雜的湖相混積巖，由火山碎屑、陸源碎屑和鹵水富集時形成的自生蒸發巖等混合來源組成，碳酸鹽含量高于下烏爾禾組。此外，下烏爾禾組烴源巖比風城組烴源巖具有更高的C27規則甾烷相對豐度和更低的C29規則甾烷相對豐度（圖10，圖11d），這可能也是由于風城組烴源巖有更多的碳酸鹽輸入所致［47］。

3 規模有效烴源灶分布特征

以準噶爾盆地西部坳陷最新采集的25 條盆地級二維地震格架線為基礎，結合部分三維地震、鉆井資料得到新的地震剖面，其中下烏爾禾組得到了較好的成像。在南北方向上，該套地層分別從沙灣凹陷和瑪湖凹陷向中拐凸起超覆尖滅（圖12）。

圖12 準噶爾盆地西部坳陷過沙灣凹陷—瑪湖凹陷南北向地震格架剖面（剖面位置見圖1a）Fig.12 North-south seismic framework section across Shawan Sag-Mahu Sag in western depression，Junggar Basin

下烏爾禾組烴源巖在西部坳陷總體表現為一個統一的坳陷湖盆，湖盆中心位于盆1 井西凹陷，該區域下烏爾禾組烴源巖厚度較大，而瑪湖凹陷位于湖盆邊緣，厚度相對較小。盆1 井西凹陷西斜坡沙15 井在下烏爾禾組鉆遇了120 m 暗色泥巖，并在三疊系克拉瑪依組和侏羅系三工河組獲得了良好的油氣顯示，進一步證實了這套烴源巖在凹陷區具有較好的資源潛力。整個西部坳陷下烏爾禾組烴源巖厚度大于100 m 和200 m 的面積分別達到16 000 km2和6 200 km2，無論是在分布面積還是在厚度上都具備較大規模（圖13a）。

圖13 準噶爾盆地西部坳陷二疊系下烏爾禾組烴源巖厚度（a）和生烴強度（b）平面等值線圖Fig.13 Contour maps of source rock thickness（a）and hydrocarbon-generating intensity（b）of Permian lower Urho Formation in western depression，Junggar Basin

基于封閉體系下生烴模擬實驗得到的烴類產率數據，結合烴源巖厚度以及TOC平面分布特征，計算生烴強度：

式中：TOC為有機碳含量；ρ為烴源巖密度，g/cm3；HIo為初始氫指數，mg/g；C為生烴轉化率，%；k為經驗常數，通常取12.55；h為烴源巖厚度，m。

下烏爾禾組烴源巖生烴中心為盆1 井西凹陷，坳陷內生烴強度大于500×104t/km2，700×104t/km2和1 000×104t/km2的面積分別達到了6 800 km2，3 500 km2和1 000 km2（圖13b）。

盡管研究區下烏爾禾組烴源巖生烴潛力一般，但其規模大，目前也已發現了一些疑似來自該套烴源巖的油氣，例如盆地西北緣五區南油藏和車拐油藏、達巴松凸起達1 井三疊系油藏、瑪北油田瑪2井和瑪東2 井油藏、盆地腹部石西油田石炭系和侏羅系八道灣組油藏等［1-2，52］。綜合分析認為在盆1 井西凹陷及周緣下烏爾禾組烴源巖具備形成大中型油氣田的潛力，而在瑪湖凹陷和沙灣凹陷及周緣該烴源巖也具備形成中型油氣田的資源基礎。

4 結論

（1）準噶爾盆地西部坳陷下烏爾禾組烴源巖為一套紋層不明顯的泥巖沉積，多為淺湖沉積，水動力較強，水體長期處于氧化—弱氧化狀態，為淡水氧化環境，以陸源有機質輸入為主，幾乎無碳酸鹽輸入，巖性與風城組烴源巖差異大。

（2）研究區下烏爾禾組烴源巖有機質類型為Ⅲ型，烴源巖成熟度、豐度均跨度大，生烴潛力差異性明顯，生油潛力整體上低于風城組烴源巖；目前總體位于主生油窗，沙灣凹陷、盆1 井西凹陷和瑪湖凹陷分別處在生油高峰晚期、生凝析油/濕氣和生干氣階段，具備生成規模油氣的熱演化條件。

（3）西部坳陷下烏爾禾組烴源巖整體具備形成大中型油氣田的資源基礎。