Characteristics and Hydrocarbon Generation Potential for Source Rock of Carboniferous Shiqiantan Formation in Shiqiantan Depression, Eastern Junggar Basin
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摘要:
石钱滩组烃源岩为准噶尔盆地石钱滩凹陷石炭系的主力生烃层位。在充分调研其空间展布的基础上，选取最新发现的双井子地质探槽剖面及石钱1井、石钱2井与钱1井进行系统的烃源岩总有机碳、热解、族组分组成、有机显微组分、镜质体反射率及饱和烃色质等有机地球化学分析测试。结果表明，石钱滩组烃源岩为一套典型的海湾泻湖相沉积，呈NW–SE向展布于石钱滩凹陷，局部地区厚度巨大，可达370 m，沉积厚度中心位于凹陷东南隅。富有机质层段主要集中在石钱滩组下部，次为上部。整体具有较高的有机质丰度，可达到好等级及以上，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ为主，且已进入到高成熟生气阶段。综合研究认为，石炭系石钱滩组烃源岩具有良好的生烃条件，能够为石钱滩凹陷提供充足的油气源。
Abstract:The source rock of Shiqiantan formation is a main hydrocarbon−generation bed of the carboniferous for Shiqiantan depression in Junggar basin. Based on the detailed investigation on spatial distribution of formation,the newly found Shuangjingzi geological trench section, Shiqian 1 well, Shiqian 2 well and Qian 1 well can be selected for systematic organic geochemistry analysis and testing of total organic carbon, pyrolysis, group composition, organic macerals, vitrinite reflectance, and chromatogram−mass spectrometry of saturated hydrocarbon for source rock samples, the results show that the source rock of the Shiqiantan formation is a set of typical bay lagoon deposits, which is mainly distributed in the Shiqiantan depressionin with northwest−southeast direction. Besides, the local thickness is huge, even up to 370 m. The center of sediment thickness is located in the southeastern corner. The organic rich strata are mainly concentrated in the lower part of formation, and the upper part comes second. The overall organic matter content is relatively high, and can reach the good grade or above, the main type of organic matter is II2-III, and has entered the high mature gas generation stage. It is concluded that the source rock of carboniferous Shiqiantan formation is characertized by good hydrocarbon generation condition and can provide sufficient resources for Shiqiantan depression.
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Keywords:
- Junggar basin /
- Shiqiantan formation /
- source rock /
- hyrocarbon−generation condition
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准噶尔盆地是中国陆域四大含油气盆地之一，面积约为13万km2。石钱滩凹陷位于准东大井地区的次级构造带，受早期勘探程度和资料的限制，该地区的研究程度一直较低，仅见低产气流（何登发等，2005；贺凯，2009；贺凯等，2010）。近些年，随着勘探力度加大，陆续在石钱1井、石钱2井获得了工业油气流，显示该区石炭系—二叠系具有良好的油气勘探潜力（马强等，2019）。
石炭系石钱滩组（C2sh）是石钱滩凹陷的主力烃源岩层段之一，已有的C2sh烃源岩研究主要集中凹陷内部，但受钻井取心限制，取样数量较为有限，周缘露头也由于经历了较为强烈的风化剥蚀作用，地层保存较差，难以有效表征生烃条件。双井子西侧的地质探槽剖面石炭系—二叠系均出露良好，发育齐全，层序完整，接触关系清楚，赋存丰富的地质信息，不仅是深入研究准噶尔盆地东部晚古生代以来构造、沉积演化的理想场所，也为进一步对比研究原始沉积边界内石钱滩组烃源岩特征及生烃潜力奠定了基础。笔者通过对该剖面C2sh烃源岩精细的有机地球化学研究，结合凹陷内部典型井的测试结果，以期较为完善地表征其生烃特征，为区域油气勘探工作提供一定的参考。
1. 区域地质背景
准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区北部，呈不规则三角形封闭式内陆盆地夹持于阿尔泰山和天山山脉之间，可划分为“两坳三隆及一山前冲断带”，共计6个次级构造单元。石钱滩凹陷所在的大井地区位于东部隆起带北缘，西起黄草湖凸起，东至黑山凸起，北接克拉美丽山前带，南到沙奇凸起（图1）。
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图 1 石钱滩凹陷构造位置（a）及采样位置分布图（b）1. 地名；2. 凹陷边界；3. 铁路；4. 公路；5. 山界；6. 连井剖面；7. 采样露头；8. 露头；9.井位；10. 参考数据井；11. 隆起；12. 凹陷Figure 1. (a) Tectonic location of Shiqiantan depression and (b) distribution of sampling自石炭纪开始，盆地的演化依次经历了中华力西期的山前坳陷、晚华力西期前陆盆地、印支期—早燕山期的稳定沉降和晚燕山期—早喜马拉雅期的断裂抬升等4个构造演化阶段（胡自龙等，2019）。其中，石炭纪为盆地由古亚洲洋体系向陆内变形体系、由伸展到聚敛的构造发展旋回的关键变革期，整体呈“早海晚陆、南海北陆”的古地理演化格局（王圣柱等，2020）。
虽经历多期构造活动，存在多个不整合面，但地层保存较为完整，除缺失新近系之外，石炭系—第四系均有发育。整体上，准东地区的石炭系主要为一套海陆过渡相沉积，夹沼泽、泻湖相沉积，并伴有不同规模的火山活动产物，自下而上依次分为塔木岗组（C1t）、滴水泉组（C1d）、巴塔玛依内山组（C2b）、石钱滩组（C2sh）（贺凯等，2010）。烃源岩在石炭系下统和上统均有分布：C1d烃源岩主要分布在滴水泉剖面附近及五彩湾凹陷， 为一套滨岸–沼泽相暗色泥岩、碳质泥岩及煤岩沉积；C2b烃源岩发育于彩南及五彩湾、吉木萨尔凹陷，为一套浅海−滨岸沼泽相的黑色泥岩、碳质泥岩及煤岩沉积，文中的C2sh烃源岩分布于石钱滩凹陷及周缘露头区，属海陆过渡相暗色泥岩沉积（贺凯等，2010；王圣柱等，2020）。
2. 样品采集与分析
本次共采集地质探槽剖面C2sh组烃源岩39件，主要集中在C2sh组下段，次为上段，而中段未有涉及，主要与该段岩性有关：其整体以中厚层砾岩、含砾杂砂岩及杂砂岩为主，上部夹灰色中薄层泥岩、粉砂质泥岩，无论从颜色，还是厚度来看，生烃贡献有限，故未进行采样分析（图2）。同时，研究区为低勘探程度区，地震测线及钻井数量均较为有限，根据现有的地震资料预测及钻井揭示来看，C2sh烃源岩集中分布在凹陷的北部地区。因此，为了充分表征该套烃源岩的生烃条件，笔者在凹陷的北部区域选取石钱1井、石钱2井及钱1井的烃源岩分析测试数据用于对比研究，分布位置如图1所示，这几口井均钻遇C2sh烃源岩，且具有一定的分布间隔，代表性强。
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图 2 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩油气地球化学综合柱状图1.砾岩；2.砂砾岩；3.含砾砂岩；4.中细砂岩；5.细砂岩；6.粉砂岩；7.泥质粉砂岩；8.粉砂质泥岩；9.碳质泥岩；10.泥岩；11.凝灰质泥岩；12.生物灰岩Figure 2. Geochemical column of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area样品测试工作均由长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室完成。其中，总有机碳测定采用美国LECO的CS230碳硫分析仪，具体实验步骤参照GB/T19145-2003《沉积岩中总有机碳的测定》执行。热解分析采用OGE–Ⅵ油气评价仪，具体实验步骤参照《岩石热解分析》GB/T18602–2012执行。族组分相关分析参照《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》SY/T5119–2008执行。饱和烃GC–MS分析采用Agilent7890-5975c气相色谱质谱联用仪，执行标准为《气相色谱质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》GB/T 18606–2001。GC分析条件为载气：99.999%氦气；进样口300 ℃；传输线300 ℃；色谱柱为HP–5MS弹性石英毛细柱（60 m×0.25 mm×0.25 m）；柱温初温为50 ℃/min，20 ℃/min升温至120 ℃，以4 ℃/min升至250 ℃，再以3 ℃/min升至310 ℃保持30 min；载气流速为1 mL/min。MS分析条件：EI源为70 eV；灯丝电流为100 A；倍增器电压为1200 V；全扫描。
3. 烃源岩展布特征
烃源岩的空间展布受控于沉积期的构造及沉积环境。通过对重点井C2sh组的连井剖面及沉积相分析可以得出（图3），受西南沙奇凸起和北部克拉美丽山物源区控制，地层展布以NW–SE向为主，沉积了一套碎屑岩与碳酸盐岩建造的泥岩、砂质泥岩、砂岩、砾岩和碳酸盐岩沉积。凹陷西南地区石钱滩组主要发育冲积扇沉积，凹陷北部石钱滩组沿克拉美丽山山前及前渊带发育冲积扇–三角洲沉积，积物多以砂岩、砂砾岩为主（图3a），难以作为烃源岩分布区域；石钱1井及ES方向的钱1井为水体最深处，地层厚度较为稳定，沉积物主要为海湾泻湖相的泥岩、粉砂质泥岩，泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩（图3b），可发育较好的烃源岩；继续向ES方向水体逐渐变浅，至石钱滩建组剖面，沉积物主要为一套冲积扇相沉积砾岩、粗砂岩。可见，C2sh组烃源岩具有沿NW–SE向、由中心向四周逐渐变薄的分布特征，沉积中心厚度巨大，可达370 m。
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图 3 石钱滩凹陷石钱滩组沉积相剖面图1.砾岩；2.砂砾岩；3.含砾砂岩；4.中细砂岩；5.细砂岩；6.粉砂岩；7.泥质粉砂岩；8.粉砂质泥岩；9.碳质泥岩；10.泥岩；11.凝灰质泥岩；12生物灰岩；13.凝灰岩；14.闪长岩Figure 3. Sedimentary section of C2sh in Shiqiantan depression纵向上，C2sh沉积范围自下而上逐渐扩大，填平补齐明显，在C2sh上段达到最大沉积范围（图3a），理论上烃源岩应最为发育，但从沉积物的颜色逐渐紫红的趋势可以得出，该阶段气候已经变的干旱，整体不利于烃源岩发育，仅在上段底部较好。C2sh不同段地层及烃源岩在不同位置的发育程度差异也较大，如位于沉积中心的石钱1井，其下段在4202.5～4476 m灰黑色泥岩发育，集中分布在4200～4350 m处；中段在3850～4202.5 m深灰色凝灰质泥岩发育，集中分布在3980～4100 m处，这两套烃源岩的占层比近60%。石钱2井的中段及上段暗色泥岩发育有限。双井子地质探槽剖面下段暗色泥岩发育，累积厚度约为240 m，中段缺失暗色泥岩，仅发育灰色中薄层泥岩，上段发育约60 m厚的灰色泥岩及粉砂质泥岩，仅考虑下段暗色泥岩作为烃源岩，占层比为21%。总体认为，C2sh下段烃源岩相对优质，但展布面积较为有限，中段及上段地层分布范围较大，但缺乏较好的烃源岩。
4. 烃源岩地球化学特征
烃源岩的合理评价对油气勘探的方向和前景具有重要的决定性意义。对于中国古生界海相烃源岩的评价标准目前仍争论较大（张水昌等，2002；陈建平等，2012），且早期的评价标准（SY/T5735–1995）主要针对陆相烃源岩。文中采用最新的SY/T5735–2019行业标准对烃源岩生烃的各项指标进行评价（表1、表2），有机质类型参考已被普遍接受的HI–Tmax、HI–OI等判别图版进行综合分析。
表 1 泥岩有机质丰度评价标准统计表Table 1. Evaluation criteria of organic matter content for mudstone烃源岩等级 TOC（%） S1+S2（mg/g） “A”（%） 非烃源岩 ＜0.5 ＜2 0.05 一般烃源岩 0.5～1 2～6 0.05～0.1 好烃源岩 1～2 6～20 0.1～0.2 优质烃源岩 ≥2 ≥20 ≥0.2 表 2 烃源岩有机质成熟度评价标准统计表Table 2. Evaluation criteria of organic matter maturity for source rock演化阶段 Ro（%） Tmax（℃） 未成熟阶段 ＜0.5 ＜435 低成熟阶段 0.5～0.7 435～440 成熟阶段 0.7～1.3 440～455 高成熟阶段 1.3～2.0 455～490 过成熟阶段 ≥2.0 ≥490 4.1 有机质丰度
有机质丰度通常采用总有机碳含量（TOC）、生烃潜量（S1+S2）及氯仿沥青“A”等指标进行评价（陈践发等，2010；顾超等，2020；徐银波等，2023）。地表露头样品S1+S2及氯仿沥青“A”受地表风化作用影响较大，往往与真实值差别较大，难以有效反映有机质丰度特征，仅可作为参考指标（魏建设等，2012）。
石钱滩凹陷C2sh井下烃源岩样品丰度高于露头样品（图4、图5）。石钱1井C2sh烃源岩的TOC为0.27%～4.51%，均值为1.58%，整体为好等级，具体从非到优质等级均有分布，且非等级占比少（图4a）；石钱2井C2sh烃源岩的TOC值为1.43%～2.04%，均值为1.82%，亦为好等级，主要为好到优质等级（图4b）；钱1井C2sh烃源岩的TOC为0.17%～1.18%，均值为0.50%，整体偏低（图4c），可能与采样为中上段有关（图3b）；双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩的TOC为0.17%～2.75%，均值为1.19%，略高于好等级的下限，下段烃源岩TOC整体较高，为0.26%～2.76%，均值达1.30%，按照下段暗色泥岩累计厚度240 m计算，TOC大于0.5%的样品占94.1%，其中好−优质级别的占比可达64.7%，为155 m；上段烃源岩的TOC仅为0.17%～0.59%，均值为0.43%（图2、图4d、图4e）。需要注意的是，露头样品与井下样品的有机质丰度具有一定的差距，一方面与露头样品遭受风化剥蚀，造成有机质损失有关；同时，从C2sh的沉积演化可得，石钱1井与石钱2井靠近沉积中心，除非是交互相的煤系沉积，临近沉积中心的烃源岩的生烃性能往往多优于湖盆边界的烃源岩。
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图 4 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩TOC分布图a. 石钱 1 井石钱滩组；b. 石钱 2 井石钱滩组；c. 钱 1 井石钱滩组；d. 地质探槽剖面石钱滩组下段；e. 地质探槽剖面石钱滩组上段Figure 4. TOC of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depressionS1+S2指示C2sh烃源岩基本为非等级（图5），仅个别样品为一般等级（图5b、图5e），氯仿沥青“A”显示C2sh烃源岩基本为非–一般等级（图6），均与TOC值的评价结果有所出入，这应当与不同指标的适用条件有关。S1+S2适用于未成熟–低成熟样品（Ro＜0.7%），氯仿沥青“A”适用于成熟样品（0.7%≤Ro＜1.3%），且对露头样品的指示均有限。区内的C2sh烃源岩目前以生气为主，处于成熟–高成熟阶段（胡自龙等，2019），造成了这两项指标失真。
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图 5 石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩S1+S2分布图a. 石钱 1 井石钱滩组；b. 石钱 2 井石钱滩组；c. 钱 1 井石钱滩组；d. 地质探槽剖面石钱滩组下段；e. 地质探槽剖面石钱滩组上段Figure 5. (S1+S2) of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression![]()
图 6 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩氯仿沥青“A”分布图a. 石钱1井石钱滩组；b. 石钱2井石钱滩组；c. 地质探槽剖面石钱滩组下段；d. 地质探槽剖面石钱滩组上段Figure 6. “A” of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression综上所述，C2sh烃源岩整体较好，且具有由沉积中心至边缘，丰度由下自上逐渐降低的趋势。
4.2 有机质类型
有机质类型的划分中，显微组分为主要指标，干酪根元素（H/C–O/C）及岩石热解参数（HI–Tmax、HI–OI）次之，且对于地表露头样品，风化作用往往引起C、H流失，O相富对集，从而使得有机质类型向Ⅲ型偏移，导致与之相关的HI–OI和H/C–O/C判别方法可信度降低（魏建设等，2012）。风化作用同样会引起S2降低，使得对应的Tmax峰值不准确，导致HI–Tmax判别方法可信度降低，需结合显微组分特征进行识别（王万春等，1997；杨树春等，2005；汪双清，2014）。相比之下，甾烷等生物标志化合物相对稳定，能够有效保留原始有机质来源信息，与之相关的类型参数为目前能够有效划分露头或高成熟样品有机质类型的重要指标（Shanmugam，1985；魏建设等，2020）。
通过对地质探槽剖面9个样品的镜检结果分析可知，C2sh烃源岩的有机质类型主体为Ⅲ型，具体表现为腐泥组含量极低，均为0%，镜质组和壳质组占比为主，合计超过90%（表3）；热解参数也表现出与之相符的特征。根据HI–Tmax判别， C2sh烃源岩集中分布于Ⅱ2-Ⅲ型区域（图7）。在HI–OI判别图中（图8），地质探槽剖面C2sh下段烃源岩也基本位于Ⅲ型区域，仅有1个样品落在Ⅱ2附近，另外，C2sh上段烃源岩具有的OI过高，为172.01～750.64 mg/g，不易于在图中投点，但具有明显的Ⅲ型干酪根特征。
表 3 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩镜检分类表Table 3. Maceral analysis classification of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area段 样品编号 腐泥组（%） 壳质组（%） 镜质组（%） 惰性组（%） 有机质类型 石钱滩组上段 21SJZ-S41 0 14 80 6 III 石钱滩组下段 21SJZ-S33 0 62 35 3 II2 21SJZ-S30 0 72 26 2 II2 21SJZ-S23 0 61 35 4 II2 21SJZ-S36 0 54 42 4 III 21SJZ-S19 0 61 34 5 III 21SJZ-S13 0 35 59 6 III 21SJZ-S7 0 63 33 4 II2 21SJZ-S5 0 51 45 4 III ![]()
图 7 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩有机质HI–Tmax类型判别图Ⅰ. 腐泥型；Ⅱ1. 腐殖–腐泥型；Ⅱ2. 腐泥–腐殖型；Ⅲ. 腐殖型Figure 7. Type classification with HI–Tmax of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression![]()
图 8 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩有机质HI–OI类型判别图Ⅰ. 腐泥型；Ⅱ1. 腐殖–腐泥型；Ⅱ2. 腐泥–腐殖型；Ⅲ. 腐殖型Figure 8. Type classification with HI–OI of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area对于甾类生标化合物而言，尽管许多缺乏陆生植物的前泥盆纪沉积物中富含C29甾烷，但一般仍认为，水生生物富含C27（和C28）甾烷，而高等植物富含C29甾烷，故可通过有机质的甾烷谱图特征及C27–C28–C29相对含量百分图来判断干酪根的有机质类型。根据双井子地质探槽剖面C2sh下段与上段代表烃源岩样品的饱和烃GC–MS图可得（图9a、图9b），C29具有较为明显的占比优势，显示陆相高等植物输入为主的特征。根据ααα20R构型 C27–C28–C29甾烷三角图同样可以看出（图9c），C2sh烃源岩具有明显Ⅱ2-Ⅲ型特征。
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图 9 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩甾类化合物特征a. 下段21SJZ-S30样品；b. 上段21SJZ-S45样品；c. C27-C28-C29甾烷相对组成三角图Figure 9. Sterane characteristics of C2sh source rock for geological trench section in Shuanjingzi area综上所述，不同类型指标的判别结果一致，均指示C2sh烃源岩的有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型，反映陆源有机质为主，少量低等水生生物贡献的母质类型。
4.3 有机质成熟度
镜质体反射率（Ro）是有机质成熟度的有效指标，随热演化程度的升高而增大，并具有相对广泛、稳定的可比性（He et al.，2019）。Tmax为烃源岩中有机质热解烃S2峰的峰顶温度，其数值的高低与有机质热演化程度密切相关，在一定程度上也可以反映有机质成熟度，但由于地表露头样品及高-过成熟样品的S2往往较低，进而影响了Tmax，因此仅作为有机质成熟度评价的参考指标（孟元林等，1999；Yang et al.，2020）。
地质探槽剖面与井下样品的成熟度有一定的差距（图10），石钱1井与石钱2井C2sh烃源岩样品Ro值分别为1.44%～1.69%和1.16%～1.22%，均值分别为1.57%和1.19%，对应的Tmax值也与之相符（图10、图11），均指示成熟–高熟的早生气阶段；钱1井Tmax值整体较低，可能与其偏低的S2造成Tmax失真有关（图11）；地质探槽剖面样品C2sh下段烃源岩样品的Ro值为0.69%～1.08%，均值为0.85%，上段Ro值为0.82%（图10），对应的Tmax值也整体偏低（图11）。此外，有学者曾报道双井子剖面C2sh烃源岩的Ro均值仅为0.65%，大5井C2sh烃源岩的Ro均值仅为0.65%（贺凯，2009），反映从湖盆中心向边缘具有较大的构造演化差异。因此，区内C2sh烃源岩的成熟度具有以湖盆中心为高值中心，达到高熟阶段后，向周缘逐渐降低的特征。
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图 10 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩Ro分布图a. 石钱 1 井石钱滩组；b. 石钱 2 井石钱滩组；c. 地质探槽剖面石钱滩组下段；d. 地质探槽剖面石钱滩组上段Figure 10. Vitrinite reflection of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression![]()
图 11 石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩 Tmax 分布图a. 石钱1井石钱滩组；b. 石钱2井石钱滩组；c. 钱1井石钱滩组；d. 地质探槽剖面石钱滩组下段；e. 地质探槽剖面石钱滩组上段Figure 11. Tmax of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan Depression通过上述分析评价可得，石钱滩凹陷的优质高熟烃源岩主要位于临近湖盆中心的石钱滩组下部地层中，且目前整体已进入生气阶段。由湖盆中心至边缘，生烃条件逐渐减弱。
5. 结论
（1）石炭系石钱滩组烃源岩为一套典型的海湾泻湖相沉积，呈NW-SE向展布于石钱滩凹陷，局部地区厚度巨大，沉积厚度中心位于凹陷东南隅。
（2）烃源岩主要分布在石钱滩组下部，次为上部。生烃条件整体较好，具有较高的有机质丰度，有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ为主，且已进入高熟阶段，具有优质的生气潜力。
（3）石钱滩组烃源岩虽然主要局限于大井地区的石钱滩凹陷内分布，但其厚度巨大，且有机地化参数反映的生烃条件良好，必然能够为石钱滩凹陷提供充足的油气源，可围绕该套烃源岩开展相关的油气勘探部署。
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图 1 石钱滩凹陷构造位置（a）及采样位置分布图（b）
1. 地名；2. 凹陷边界；3. 铁路；4. 公路；5. 山界；6. 连井剖面；7. 采样露头；8. 露头；9.井位；10. 参考数据井；11. 隆起；12. 凹陷
Figure 1. (a) Tectonic location of Shiqiantan depression and (b) distribution of sampling
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图 2 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩油气地球化学综合柱状图
1.砾岩；2.砂砾岩；3.含砾砂岩；4.中细砂岩；5.细砂岩；6.粉砂岩；7.泥质粉砂岩；8.粉砂质泥岩；9.碳质泥岩；10.泥岩；11.凝灰质泥岩；12.生物灰岩
Figure 2. Geochemical column of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area
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图 3 石钱滩凹陷石钱滩组沉积相剖面图
1.砾岩；2.砂砾岩；3.含砾砂岩；4.中细砂岩；5.细砂岩；6.粉砂岩；7.泥质粉砂岩；8.粉砂质泥岩；9.碳质泥岩；10.泥岩；11.凝灰质泥岩；12生物灰岩；13.凝灰岩；14.闪长岩
Figure 3. Sedimentary section of C2sh in Shiqiantan depression
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图 4 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩TOC分布图
a. 石钱 1 井石钱滩组；b. 石钱 2 井石钱滩组；c. 钱 1 井石钱滩组；d. 地质探槽剖面石钱滩组下段；e. 地质探槽剖面石钱滩组上段
Figure 4. TOC of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression
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图 5 石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩S1+S2分布图
a. 石钱 1 井石钱滩组；b. 石钱 2 井石钱滩组；c. 钱 1 井石钱滩组；d. 地质探槽剖面石钱滩组下段；e. 地质探槽剖面石钱滩组上段
Figure 5. (S1+S2) of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression
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图 6 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩氯仿沥青“A”分布图
a. 石钱1井石钱滩组；b. 石钱2井石钱滩组；c. 地质探槽剖面石钱滩组下段；d. 地质探槽剖面石钱滩组上段
Figure 6. “A” of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression
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图 7 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩有机质HI–Tmax类型判别图
Ⅰ. 腐泥型；Ⅱ1. 腐殖–腐泥型；Ⅱ2. 腐泥–腐殖型；Ⅲ. 腐殖型
Figure 7. Type classification with HI–Tmax of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression
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图 8 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩有机质HI–OI类型判别图
Ⅰ. 腐泥型；Ⅱ1. 腐殖–腐泥型；Ⅱ2. 腐泥–腐殖型；Ⅲ. 腐殖型
Figure 8. Type classification with HI–OI of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area
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图 9 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩甾类化合物特征
a. 下段21SJZ-S30样品；b. 上段21SJZ-S45样品；c. C27-C28-C29甾烷相对组成三角图
Figure 9. Sterane characteristics of C2sh source rock for geological trench section in Shuanjingzi area
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图 10 石钱滩凹陷典型井及剖面C2sh烃源岩Ro分布图
a. 石钱 1 井石钱滩组；b. 石钱 2 井石钱滩组；c. 地质探槽剖面石钱滩组下段；d. 地质探槽剖面石钱滩组上段
Figure 10. Vitrinite reflection of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan depression
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图 11 石钱滩凹陷典型井及剖面 C2sh烃源岩 Tmax 分布图
a. 石钱1井石钱滩组；b. 石钱2井石钱滩组；c. 钱1井石钱滩组；d. 地质探槽剖面石钱滩组下段；e. 地质探槽剖面石钱滩组上段
Figure 11. Tmax of C2sh source rock for typical wells and section in Shiqiantan Depression
表 1 泥岩有机质丰度评价标准统计表
Table 1 Evaluation criteria of organic matter content for mudstone
烃源岩等级 TOC（%） S1+S2（mg/g） “A”（%） 非烃源岩 ＜0.5 ＜2 0.05 一般烃源岩 0.5～1 2～6 0.05～0.1 好烃源岩 1～2 6～20 0.1～0.2 优质烃源岩 ≥2 ≥20 ≥0.2 
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表 2 烃源岩有机质成熟度评价标准统计表
Table 2 Evaluation criteria of organic matter maturity for source rock
演化阶段 Ro（%） Tmax（℃） 未成熟阶段 ＜0.5 ＜435 低成熟阶段 0.5～0.7 435～440 成熟阶段 0.7～1.3 440～455 高成熟阶段 1.3～2.0 455～490 过成熟阶段 ≥2.0 ≥490
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表 3 双井子地质探槽剖面C2sh烃源岩镜检分类表
Table 3 Maceral analysis classification of C2sh source rock for geological trench section in Shuangjingzi area
段 样品编号 腐泥组（%） 壳质组（%） 镜质组（%） 惰性组（%） 有机质类型 石钱滩组上段 21SJZ-S41 0 14 80 6 III 石钱滩组下段 21SJZ-S33 0 62 35 3 II2 21SJZ-S30 0 72 26 2 II2 21SJZ-S23 0 61 35 4 II2 21SJZ-S36 0 54 42 4 III 21SJZ-S19 0 61 34 5 III 21SJZ-S13 0 35 59 6 III 21SJZ-S7 0 63 33 4 II2 21SJZ-S5 0 51 45 4 III
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