银额盆地拐子湖凹陷北部地区白垩系烃源岩特征

潘宾锋，高月泉，潘 涛，李宗贤，王志伟，邱文波，封 蓉

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西延安 716000；2.北京奥能恒业能源技术有限公司，北京 100098）

0 引言

近年来，银根—额济纳旗盆地（简称银额盆地）拐子湖凹陷中部地区的油气勘探取得了较多成果［1-3］，其中部地区的GC1 井的巴音戈壁组二段压裂试油获得了日产油21.74 t、天然气2 369 m3的高产工业油气流［4］，G6 井古潜山油层的试油获得了日产油211 t、天然气10.4 万m3的特高产工业油气流［5］，证实了拐子湖凹陷中部地区具有很好的油气勘探前景。相比于中部，拐子湖凹陷北部地区的油气勘探起步较晚，该区于2018 年才部署了第一口探井W1 井，且相继完钻的2 口探井均未见到好的油气显示，勘探未获得预期的效果，可能因研究区的白垩系烃源岩发育程度比中部差。学者们通过对拐子湖凹陷北部的白垩系烃源岩研究发现，该区烃源岩整体质量较差，巴音戈壁组和苏红图的局部井段发育中等有机质丰度的成熟烃源岩，具有一定的生烃潜力［6-7］。蒋航等［7］对北部地区的烃源岩特征及控制因素进行分析后认为，受沉积层序、构造演化等综合影响，高位体系域有利于有机质富集，苏红图组一段有效烃源岩质量佳、分布较广。然而，这些评价研究仅基于W1 井的地化录井资料，缺乏更为精确的实验室测试分析。

本次研究增加了W2 井的分析化验资料，并对该区烃源岩平面特征进行精细刻画，与已经取得重大发现的中部地区烃源岩进行对比和差异性成因分析，明确北部地区烃源岩的生烃潜力，分析其平面展布特征，评价油气成藏的油源条件，以期为该区后续勘探决策和部署提供科学依据。

1 地质概况

拐子湖凹陷位于银额盆地达古坳陷的北部，为一北东向展布的狭长状凹陷（图1）。凹陷具有明显的断陷、坳陷双重地层结构，早白垩世以来经历了断陷期、断坳转换期、坳陷期3 个构造演化阶段，构造演化特征决定了下白垩统以扇三角洲、冲积扇、湖泊与重力流沉积充填为主［8-9］。拐子湖凹陷可划分为北部地区、中部地区和南部地区3 个次级构造单元，它们呈雁列式展布，具有相似的沉积构造演化历史，但又存在独立的沉积中心及控陷断裂系统［7］。北部呈现东断西超的单断箕状结构，目前已实施2 口探井，钻井揭示的地层自下而上有古生界（Pz）、下白垩统（K1）、上白垩统（K2）和新生界（Kz），下白垩统自下而上为巴音戈壁组（K1b）、苏红图组（K1s）和银根组（K1y），上白垩统仅有乌兰苏海组（K2w）。巴音戈壁组自下而上可又划分为巴音戈壁组一段（K1b1）、巴音戈壁组二段（K1b2）和巴音戈壁组三段（K1b3）。K1b1主要为粗粒沉积，岩性以棕色、灰色砂砾岩为主；K1b2整体上砂岩与泥岩互层，泥岩的发育程度明显好于砂岩；K1b3泥岩发育程度较好，且W2 井泥岩发育程度好于W1 井，但泥岩普遍以棕色为主，反映出偏氧化的沉积环境。K1s 上部主要为大套棕色泥岩夹薄层棕色砂岩，下部为灰色砂岩与泥岩互层；K1y 以棕红色泥岩为主，局部井段发育灰色泥岩；K2w 在W1 井的岩性主要为厚层状棕红色泥岩，在W2 井的岩性主要为棕黄色细砂岩。

图1 拐子湖凹陷构造位置图（a）和W2 井综合柱状图（b）Fig.1 Structural location of Guaizihu Sag（a）and stratigraphic column of well W2（b）

拐子湖凹陷北部地区泥岩发育程度虽然较好，但泥岩以棕色、棕红色、棕黄色、褐色、杂色等氧化色为主，反映出偏氧化沉积环境下形成的低有机质丰度泥岩的特征（图1）。K2w 泥岩总厚度为286～365 m，泥岩虽然厚度很大，但颜色基本为棕红色，灰色、深灰色、灰黑色、黑色等暗色泥岩不发育；K1y 泥岩总厚度为124～232 m，泥岩颜色也是以棕红色为主，暗色泥岩也不发育，仅在W2 井的局部井段发育厚度约为30 m 的暗色泥岩（图1）；K1s 泥岩总厚度为298～541 m，暗色泥岩在泥岩中的占比有所提高，W1 井和W2 井暗色泥岩厚度分别为155 m 和169 m；K1b3泥岩总厚度为157～261 m，暗色泥岩厚度为8～28 m；K1b2泥岩总厚度为127～139 m，暗色泥岩厚度为14～20 m；K1b1泥岩总厚度为0～139 m，W1 井不发育暗色泥岩，W2 井暗色泥岩厚度为2 m。因此，研究区潜在烃源岩（暗色泥岩）发育程度普遍较差，且暗色泥岩在主要发育于K1s，K1b3和K1b2（表1）。

表1 拐子湖凹陷北部地区W1 井和W2 井白垩系泥岩厚度统计表Table 1 Thickness of Cretaceous mudstone in wells W1 and W2 in northern Guaizihu Sag

2 样品与分析

W1 井和W2 井均在钻井现场开展了岩石热解分析，样品来自于全井段的泥岩岩屑和岩心，W1 井的样品数为189 个，W2 井的样品数为207 个。取样原则是：对于泥岩厚度小于1 m 的层段，每层取1个样品；对于泥岩厚度大于1 m的层段，每隔1 m取1 个样品；对于取心井段的泥岩，适当加大取样密度，每隔0.5 m 取1 个样品开展分析。岩石热解分析采用的仪器为YY3000 A 型油岩综合评价仪，主要分析流程为：在一定的升温程序下，通过裂解炉将岩石中的吸附烃和可热解烃释放出来，由FID（氢火焰离子化检测器）将其浓度转换为电信号，进行运算后得到S0，S1和S2各组分的含量和最高热解峰温（Tmax），热解后的残余有机碳通过加热氧化生成的一氧化碳和二氧化碳，再通过催化加氢生成甲烷，后再由FID 检测得到残余碳S4含量。

本研究的另外一些资料来自于W1 和W2 井岩心样品的测试分析，其中泥岩样品数为28 个，储层样品为2 个。泥岩样品中，W1 井的样品数为22 个，W2 井的样品数为6 个，样品来源的层位为K1s，K1b3和K1b2。对28 个泥岩样品中的26 个开展了有机碳测定和干酪根镜质体反射率测定，对28 个泥岩样品中的6 个开展了氯仿沥青测定、可溶有机物族组分分析、有机元素分析、干酪根显微组分分析、干酪根碳同位素测定、饱和烃气相色谱分析、生物标志物色谱-质谱分析等系统的测试分析。2 个储层样品均来自于W2 井，分别为K1b2的细砂岩和Pz的片岩，主要对其开展岩石薄片鉴定分析。以上测试分析均由西安阿伯塔资环分析测试技术有限公司完成。

3 烃源岩地球化学特征及分布

3.1 地球化学特征

拐子湖凹陷北部地区K1s 泥岩有机碳质量分数为0.01%～3.36%，平均为0.39%（图2）；获得了1 个样品的w（氯仿沥青“A”）值，为0.005%；生烃潜量w（S1+S2）为0.01～2.06 mg/g，平均为0.21 mg/g（表2）。K1b3泥岩有机碳质量分数为0.01%～3.65%，平均为0.20%；w（氯仿沥青“A”）为0.008%～0.016%，平均为0.013%；w（S1+S2）为0～3.76 mg/g，平均为0.22 mg/g。K1b2泥岩有机碳质量分数为0.01%～2.34%，平均为0.14%；w（氯仿沥青“A”）为0.010%～0.013%，平均为0.012%；w（S1+S2）为0～6.40 mg/g，平均为0.20 mg/g。参照陆相烃源岩评价标准［10］，K1s，K1b3和K1b2泥岩基本为非烃源岩、差—中等烃源岩，但局部井段有好—极好的烃源岩发育［图3（a）］。

图2 拐子湖凹陷北部地区白垩系泥岩总有机碳分布特征Fig.2 TOC distribution of Cretaceous mudstone in northern Guaizihu Sag

表2 拐子湖凹陷北部地区白垩系烃源岩地球化学特征Table 2 Geochemical data of Cretaceous source rocks in northern Guaizihu Sag

岩石热解参数氢指数ⅠH和最高热解峰温Tmax可对烃源岩的有机质类型进行有效判别［11-13］，但极低的有机质丰度通常会导致Tmax值异常［14］，使得所识别出的有机质类型出现偏差。剔除w（TOC）小于0.6% 的低有机质丰度样品后，参照前人建立的ⅠH-Tmax有机质类型识别图版［15］，K1s，K1b3和K1b2烃源岩有机质类型主要为腐殖型，少数为混合型［图3（b）］。干酪根H/C 原子比与δ13C也能反映有机质类型［16-17］，H/C 与δ13C 相关关系表明，K1s 烃源岩干酪根类型为Ⅱ2型，K1b3和K1b2烃源岩干酪根类型为Ⅲ型［图4（a）］。K1s，K1b3和K1b2烃源岩可溶有机质族组分中饱和烃的相对含量分别平均为10.22%，21.62%和14.20%，胶质+沥青质的相对含量分别为65.67%，66.19%，65.88%，具有Ⅲ型干酪根“低饱和烃含量、高胶质+沥青质含量”的典型特征［16，18］。干酪根显微组分也可对有机质类型进行判别［13，19］，K1s 烃源岩的干酪根类型指数为-85.25，干酪根类型为Ⅲ型；K1b3烃源岩的干酪根类型指数平均为-22.42，干酪根类型也为Ⅲ型；K1b2烃源岩的类型指数平均为32.25，干酪根类型为Ⅱ2型。总的来说，K1s，K1b3和K1b2烃源岩干酪根类型主要为Ⅲ型，仅少数层段为Ⅱ2型有机质。

图3 拐子湖凹陷北部地区白垩系烃源岩样品有机质丰度和类型特征（据文献［10］和［15］修改）Ⅰ型：腐泥型；Ⅱ1型：腐殖腐泥型；Ⅱ2型：腐泥腐殖型；Ⅲ型：腐殖型Fig.3 Organic matter abundance and types of Cretaceous source rock samples in northern Guaizihu Sag

图4 拐子湖凹陷北部地区白垩系烃源岩干酪根H/C 原子比、δ13 C、热解参数PI 和Tmax指示出的烃源岩的有机质类型和热演化程度Fig.4 Plot of kerogen atomic H/C and δ13 C，PI and Tmax showing kerogen types，thermal maturation of Cretaceous source rocks in northern Guaizihu Sag

K1s 烃源岩的镜质体反射率Ro平均为1.00%，去除低丰度样品后的Tmax平均为440 ℃，烃源岩处于成熟热演化阶段（表2）。K1b3烃源岩的镜质体反射率Ro平均为1.00%，Tmax平均为442 ℃，烃源岩亦处于成熟热演化阶段。K1b2烃源岩的镜质体反射率Ro平均为1.41%，Tmax平均为448 ℃，烃源岩以成熟烃源岩为主，少数样品处于高成熟热演化阶段。从［图3（b）］也可以看出，K1s，K1b3和K1b2烃源岩以成熟烃源岩为主。热解参数生产指数PI 也可以判断有机质热演化程度［20］，他的计算公式为S1/（S1+S2），PI-Tmax相关图指示K1s，K1b3和K1b2烃源岩成熟度较高，达到了成熟热演化阶段，但由于有机质类型以Ⅲ型为主，样品大多处于“生气窗”内［图4（b）］。

3.2 与中部烃源岩的对比

姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）对沉积古环境有很好的指示作用，一般认为，Pr/Ph<0.5指示着强还原环境，Pr/Ph为0.5～1.0 代表着还原环境，Pr/Ph为1.0～2.0为弱还原—弱氧化环境，Pr/Ph>2.0 为氧化环境，煤系地层有机质Pr/Ph>2.5［20-24］。Pr/Ph 指示研究区3套主要烃源岩（K1s，K1b3和K1b2）的沉积环境为弱还原—弱氧化环境（表3），而拐子湖凹陷中部烃源岩的沉积环境为较强的还原环境［24］。还原环境越强，对有机质的保存越有利，这是形成优质烃源岩必要条件之一。萜类化合物中的伽马蜡烷也被作为有效的沉积环境指标，伽马蜡烷的较高含量通常与高盐度引起的水体分层沉积古环境有关［16，26-27］。拐子湖凹陷北部与中部烃源岩伽马蜡烷指数对比结果显示，北部烃源岩的伽马蜡烷含量明显低于中部。图5更能直观地反映，对于盆地范围内主力烃源岩—K1b2烃源岩［28］，中部地区的伽马蜡烷含量明显高于北部地区，指示中部相对于北部烃源岩沉积古水体具有更高的盐度和更为明显的水体分层，这种环境更有利于有机质的保存。实际钻探结果也证实了中部地区烃源岩具有更高的有机质丰度［4，25］，GC1 井K1b2烃源岩有机碳质量分数为0.27%～1.71%，平均为0.81%；生烃潜量w（S1+S2）为0.21～4.18 mg/g，平均为1.30 mg/g；w（氯仿沥青“A”）为0.015%～0.284%，平均为0.1593%；总烃为（55～2591）×10-6，平均为790×10-6；烃源岩以中等—好的烃源岩为主，有机质丰度明显高于北部烃源岩。且考虑到该井位于凹陷的斜坡带，深凹带的烃源岩应该具有更高的有机质丰度。

图5 拐子湖凹陷北部与中部白垩系典型烃源岩生物标志化合物谱图对比（GC1 井资料来自于文献［25］）Fig.5 Comparison of biomarker chromatograms of Cretaceous source rocks between the northern and middle part of Guizihu Sag

表3 拐子湖凹陷北部与中部白垩系部分生物标志化合物参数对比Table 3 Comparison of some biomarker parameters of Cretaceous source rocks between the northern and middle part of Guizihu Sag

烃源岩正构烷烃的分布特征对有机母源有较好的指示作用，nC15～nC21中、低分子量正构烷烃来源于水生生物，而nC23～nC35高分子量正构烷烃来源于高等植物［16，29-30］。从表征正构烷烃分布特征的参数来看（表3）：中部K1s 和K1b3烃源岩的∑nC21-/∑nC22+分别平均为0.49 和0.30，正构烷烃的分布峰型为双峰型，主峰碳为nC20和nC25；北部K1s 和K1b3烃源岩的∑nC21-/∑nC22+平均为0.90 和0.41，正构烷烃的分布峰型为单峰型，主峰碳为nC23和nC25。指示中部地区和北部地区K1s 和K1b3烃源岩均以高等植物母源输入为主，母源输入差异不大。但对于K1b2烃源岩，2 个区域的差异很大。中部K1b2烃源岩的∑nC21-/∑nC22+平均为2.40，正构烷烃的分布为单峰型，主峰碳为nC19，代表着水生生物的母源输入占据主导，烃源岩类型较好，测试资料也证实烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型。北部K1b2烃源岩的∑nC21-/∑nC22+平均为0.57，正构烷烃的分布为单峰型，主峰碳为nC25，代表着陆源高等植物的母源输入占据优势，烃源岩有机质类型较差，以腐殖型为主。

北部与中部具有相似的沉积构造演化史，但烃源岩的形成环境与母源输入特征差异性极大，造成这种现象的原因是边界断层活动和凹陷结构的差异性［8-9］。边界断层活动越强烈，水体深度越大，越有利于还原环境的形成，对有机质的初生产力和保存都更为有利；边界断层活动越弱，水体较浅，有机质形成于氧化的环境，不利于保存。凹陷的结构对有机质的富集也有很大影响，宽缓凹陷的半深湖—深湖范围越大，优质烃源岩具有较大形成空间；狭长的凹陷，优质烃源岩沉积空间较小，这种动水、高能、氧化的环境不利于有机质沉积，即使沉积下来也容易被氧化［16］。从现今的凹陷结构来看：中部地区长轴方向最大长度为29 km，短轴方向最大长度为12 km，长宽比为2.4，凹陷属于宽缓型凹陷；北部地区长轴方向最大长度为38 km，短轴方向最大长度为8 km，长宽比为4.8，凹陷属于狭长型凹陷。相比之下，中部对于富有机质烃源岩的形成相比于北部更为有利。

3.3 有效烃源岩分布

有效烃源岩是指既有油气生成又有油气排出的岩石［31］，油气的横向运移距离一般不会太长，所以有效烃源岩的分布在一定程度上控制着油气藏的分布，有效烃源岩对于油气勘探研究意义重大，特别是对于类似银额盆地的这种中小型凹陷。多数学者认为有效烃源岩存在一个有机碳下限，而对于下限值的选取差异很大。而实际上，由于不同勘探区域烃源岩差异性、油气成藏系统复杂性等原因，不同区域有效烃源岩的判别标准应该存在着差别，这就需要建立适合研究区的有效烃源岩判别标准。按照排烃门限控油气理论，烃源岩的生烃量只有饱和了自身吸附、孔隙水溶解、油溶解气和毛细管封堵等多种形式的存留需要后，才开始以游离相大量排出油气［32］。基于这一原理，前人建立了一种烃指数包络线法确定有效烃源岩下限的方法［33］。具体做法是，利用岩石热解资料计算烃指数，烃指数实际上代表单位有机质残留烃的含量，他的计算公式是w（S1）/w（TOC），绘制烃指数与w（TOC）的交会图，烃指数随着有机碳含量的增加一般呈现先增大后减小的变化趋势，烃指数开始降低的点对应的TOC 值就是有效烃源岩的有机质丰度下限值，这是因为烃源岩的大量排烃是从w（S1）/w（TOC）降低开始的［34-35］。

拐子湖凹陷北部的w（TOC）与w（S1）/w（TOC）相关关系图显示，随着w（TOC）的增加，w（S1）/w（TOC）先增加后减小，w（S1）/w（TOC）开始减低的点对应的w（TOC）为1.35%，由此确定研究区有效烃源岩下限为w（TOC）等于1.35%（图6）。在确定有效烃源岩下限后，对W1 井和W2 井的有效烃源岩进行了识别和统计，结果显示W1 井和W2 井有效烃源岩发育程度较差（表4）。W1 井K1s 不发育有效烃源岩，K1b3发育3 层、累计厚度14 m的有效烃源岩，K1b2发育1 层、6 m 的有效烃源岩。而W2 井的有效烃源岩发育程度更差，K1b3和K1b2不发育有效烃源岩，K1s 发育3 层、累计厚度20 m 的有效烃源岩。

图6 拐子湖凹陷北部地区白垩系烃源岩w（TOC）与w（S1）/w（TOC）关系Fig.6 Relationship between TOC and S1/TOC of Creta‐ceous source rocks in northern Guaizihu Sag

表4 拐子湖凹陷北部地区白垩系有效烃源岩统计表Table 4 Effective Cretaceous source rocks in northern Guaizihu Sag

依据W1 井和W2 井有效烃源岩发育特征，结合沉积相和构造特征分析，对拐子湖凹陷北部地区有效烃源岩的分布进行了预测（图7）。苏红图组有效烃源岩最大厚度约为50 m，有效烃源岩厚度大于20 的面积为58.5 km2。巴音戈壁组（K1b3+K1b2）有效烃源岩最大厚度约为60 m，有效烃源岩厚度大于20 的面积为74.5 km2。因此，虽然2 口井有效烃源岩的发育程度较差，但研究区仍有较大面积的有效烃源岩分布。

图7 拐子湖凹陷北部地区白垩系有效烃源岩厚度等值线图Fig.7 Distribution of effective Cretaceous source rocks in northern Guaizihu Sag

4 生烃潜力分析

拐子湖凹陷北部地区W2 井累计可见3 层、累计厚度3 m 的气测异常油气显示，气测异常层段对应的深度为2 792～2 793 m，2 811～2 2812 m 和3 131～3 132 m，层位为古生界，气测全烃值最高为1.35%，C1最高为0.93%，C2最高为0.01%，这3 段气测异常明显，且天然气中C1～C4组分齐全，综合解释为含气层。由于含气层没有取心，但从岩屑录井资料、电性特征等来看，W2 井的2 720 m（古生界顶）以下岩性较为稳定，2 749.03～2 752.03 m 的岩心照片显示，该段为厚层状片岩，裂缝发育，部分被方解石充填，未完全充填的裂缝为天然气的储集空间［图8（a）—（b）］。含气层的岩性为变质岩，储集空间为裂缝，天然气的充注应发生于储层变质作用后，气源岩为下白垩统烃源岩，古生界基底在下白垩统烃源岩达到大规模生气热演化阶段前已经变质，构造运动使其发育大量的裂缝，虽然部分被方解石充填，但仍有一些未充填的裂缝为天然气提供了有利的储集空间，下白垩统烃源岩生成的天然气沿断裂向下运移至古生界储层并保存下来（图9）。K1s，K1b3和K1b2烃源岩样品的Ro最高值分别为1.33%，1.57% 和1.42%，3 个层段均有部分的烃源岩样品达到大规模生气热演化阶段，因此，古生界变质岩含气层的天然气来自于中生界烃源岩，气藏具有“上生下储、新生古储”的特征。

图8 拐子湖凹陷北部地区W2 井含气层和沥青发育层储层照片（a）2 749.19 m，Pz，片岩，裂缝发育，裂缝被方解石充填，岩心照片；（b）2 752.02 m，Pz，片岩，裂缝发育，裂缝被方解石充填，岩心照片；（c）2 171.85 m，K1b2，含凝灰砾质岩屑砂岩，裂缝及溶孔充填沥青，普通薄片，单偏光；（d）2 750.63 m，Pz，黑云母化角闪石石英长石片岩，沥青充填暗色矿物解理缝，普通薄片，单偏光Fig.8 Photos of gas-bearing and bitumen layers in well W2 in northern Guaizihu Sag

图9 拐子湖凹陷北部地区过W1-W2 井地质剖面（剖面位置见图1）Fig.9 Geological section across well W1-W2 in northern Guaizihu Sag

拐子湖凹陷北部地区烃源岩具有一定生烃潜力的又一证据是储层沥青的发现，储层沥青蕴含丰富的信息，对于确定油气的充注史、运移史和成藏史有重要的意义［36-38］。W2 井的部分井段（K1b2和Pz）见储层沥青：2 171.85 m（层位为K1b2）储层岩性为含凝灰砾质岩屑砂岩，薄片显示裂缝及溶蚀孔洞发育，充填有沥青，沥青呈斑点、粒状分布［图8（c）］。2 750.63 m（层位为Pz）储层岩性为黑云母化角闪石石英长石片岩，薄片显示沥青充填于暗色矿物解理缝，呈条带状展布［图8（d）］。储层沥青为聚集在储集层中的原油经历后生蚀变作用的产物［36］，W2 井K1b2和Pz 见储层沥青表明K1b2和Pz 存在过古油藏，他们的成藏过程类似于古生界变质岩含气层，只不过古油藏在形成后又经历后生蚀变作用遭受的破坏（图9），蚀变作用可能有脱沥青作用、氧化作用、水洗作用、生物降解作用等。储层沥青发现的意义有以下两点：一方面由于拐子湖凹陷次级构造单元的分割性，其它区域油气运移过来的可能性极小，研究区储层沥青的烃类来源为本地的下白垩统烃源岩，且该烃源岩具有一定的生烃潜力、发生过有效生排烃和成藏作用；另一方面预示研究区油气成藏保存条件较差，后期喜山期构造运动对早起油气藏起到破坏作用。

研究区有效烃源岩发育程度差，虽然W2 井部分井段发现了含气层和储层沥青指示该区白垩系烃源岩具有一定的生烃潜力，但有效烃源岩的分布和其生烃潜力还只停留在推测层面。同时，成藏期后的喜山期构造运动对早期油气藏具有破坏作用，使得油气保存条件变差，寻找残余油气藏为该区下一步勘探方向。

5 结论

（1）拐子湖凹陷北部地区烃源岩主要发育于K1s，K1b3和K1b2层段，岩性以泥岩为主，其有机质丰度普遍较低，多数为非烃源岩、差—中等烃源岩，但局部井段发育好—极好的烃源岩，有机质类型以Ⅲ型为主，达到成熟—过成熟热演化阶段。相比于中部地区，研究区烃源岩普遍变差，可能受控于边界断层活动、古地貌差异引起的沉积环境不同和母源输入的差异性等。

（2）拐子湖凹陷北部地区有效烃源岩下限为总有机碳质量分数大于1.35%，分布面积较大，有效烃源岩厚度大于20 m 的总面积约133 km2，W2 井白垩系见多层的气测异常油气显示，且油源对比结果显示上覆地层中的沥青来源于该套烃源岩。因此，拐子湖凹陷北部地区白垩系烃源岩具有较强的生烃能力。