准噶尔盆地风城组烃源岩生气潜力与天然气勘探领域

龚德瑜，刘海磊，杨海波，李宗浩，王瑞菊，吴卫安

（1.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083；
2.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）

准噶尔盆地的油气勘探已逾百年，石油探明率为32.6%，已进入勘探中期阶段，而天然气探明率仅为5.4%，勘探进展缓慢。前人研究表明，石炭系和侏罗系腐殖型烃源岩是主要的2套气源岩[1-4]。2006年，在准噶尔盆地东部发现了克拉美丽大气田，天然气探明地质储量超800×108m3，是迄今为止在准噶尔盆地发现的最大气田[4]。其天然气为来自石炭系烃源岩的煤型气[5-8]。此外，在盆地南缘，中—下侏罗统煤系烃源岩已进入高成熟—过成熟阶段，可大量生气[3，9-10]，玛河气田、呼图壁气田、高探1 井、呼探1 井、天湾1 井等一批中—小型气田和出气井点的天然气即来自该套烃源岩[3，5，11]。

除上述2 套腐殖型烃源岩外，盆地下二叠统风城组还发育一套优质的咸水湖相腐泥型烃源岩[5，12]。该套烃源岩厚度大，分布广，品质优，2011 年发现的玛湖百口泉组大油区，其原油即来自风城组烃源岩[13-14]。前人的研究主要围绕其生油能力[15-18]，尽管对于其生气潜力也开展了一些研究[19-21]，但仍有许多问题需深入研究。近年来，在盆地腹部、西部和南缘均发现了一些来自风城组烃源岩的高成熟油气，风城组的天然气勘探潜力受到更多关注[9-10，22-24]。目前，钻遇该烃源岩的井主要集中在玛湖凹陷及其周缘地区，沙湾凹陷和盆1 井西凹陷由于埋深较大，目前还未钻遇。本文基于盆地最新钻井和地震资料，利用生烃动力学、同位素动力学、有机岩石学、盆地模拟等手段，系统分析了玛湖凹陷风城组烃源岩的生气潜力，并对沙湾凹陷和盆1 井西凹陷进行类比，预测其天然气有利勘探目标，旨在对准噶尔盆地天然气勘探有所裨益。

准噶尔盆地为典型的叠合盆地，位于哈萨克斯坦、西伯利亚和塔里木3个构造域的结合部[12，25-26]。根据构造和地层特征，将其划分为石炭纪断陷—拗陷、早二叠世断陷、中二叠世—三叠纪前陆和侏罗纪伸展断陷—压扭、白垩纪—古近纪陆内拗陷、新近纪—第四纪陆内前陆盆地6个演化阶段[27-28]。根据二叠纪构造格局，可以将盆地划分为6 个一级构造单元和44 个二级构造单元[27-28]。研究区位于中央坳陷西部，主要包括玛湖凹陷、盆1井西凹陷和沙湾凹陷3个二级构造单元（图1）。

图1 研究区构造位置Fig.1.Structural location of the study area

研究区地层发育较全，自下而上为石炭系，二叠系佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组，三叠系百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组，侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组，白垩系，古近系，新近系及第四系[29-30]。早二叠世，研究区沉积环境由海相向湖相过渡[31-33]，下二叠统风城组沉积期，盆地水文地质环境处于半封闭至封闭状态[17，31-33]。风城组为一套复杂的湖相沉积，由火山碎屑岩、陆源碎屑岩和蒸发岩混合组成[32，34-36]。岩性主要包括凝灰岩、凝灰质泥岩、含白云质凝灰岩、沉凝灰岩、白云质泥岩、蒸发岩、砾岩、砂岩等[35-36]。根据岩性差异，风城组自下而上可分为风一段（P1f1）、风二段（P1f2）和风三段（P1f3）。风一段沉积早期，火山活动频繁，以火山碎屑—沉火山碎屑沉积为主，此后依次发育富有机质泥岩、白云岩及白云质岩类；
随着湖盆水体盐度不断升高，风二段沉积期，玛湖凹陷中部发育大量天然碱、碳氢钠石、碳酸钠钙石等碱性矿物；
风三段沉积期，湖盆水体盐度降低，以白云质岩类沉积为主，顶部发育陆源碎屑岩[35-37]。

2.1 烃源岩的岩性

风城组烃源岩岩性较为复杂，除常见的暗色泥质白云岩及白云质泥岩外，还常含凝灰物质及自生矿物与陆源碎屑混合形成的复杂混积岩，主要包括沉凝灰岩、含凝灰白云质泥岩、钙质泥岩、硅化白云质页岩及硅硼钠石质凝灰岩等（图2）。

风城组细粒岩普遍含白云石，根据白云石和泥质相对含量可以分为泥质白云岩和白云质泥岩。泥质白云岩中白云石含量高，多为粉晶—细晶，其间零散分布石英碎屑（图2a、图2b）。白云质泥岩中泥质含量大于白云石含量，白云石呈分散状分布于泥岩中（图2c）。泥岩纹层中富集有机质，白云质泥岩中黏土矿物含量差异较大，部分样品白云石分散在基质中。

除了湖盆咸化沉积的富含白云石的细粒岩以外，风城组的细粒岩还普遍含有火山灰、盐类矿物、自生硅质组分等，从而形成混积岩。火山灰沉降至湖盆，与湖盆正常沉积的细粒碎屑物质混合，形成了富含凝灰物质的细粒岩类——沉凝灰岩[32-33]。这类烃源岩中常见正常沉积的碎屑纹层与蚀变后的凝灰质层相间排列，有机质分布于富凝灰质纹层中（图2d）。沉凝灰岩中常发育微裂缝（图2d、图2e），既是成岩流体的重要通道，也是排烃通道。碳酸盐矿物常在成岩过程中被溶蚀，也可局部重结晶，形成方解石斑块，有机组分常呈分散状分布（图2e）。以上2种沉凝灰岩的原生碳酸盐矿物含量低，表明其形成于湖盆水体淡化阶段。

当湖盆处于咸水阶段，火山喷发形成的火山灰与正常沉积的富含碳酸盐矿物的细粒沉积物混合，形成含凝灰的白云质泥岩或石灰质泥岩。这类烃源岩中碳酸盐矿物多为泥粉晶或者原位重结晶后形成的细晶方解石和白云石，一般分布均匀（图2f、图2g）。当火山处于静默期，湖盆水体处于咸化阶段，烃源岩主要为正常沉积的钙质泥岩或白云质泥岩。碳酸盐沉积物常呈粉晶—微晶，与黏土矿物和少量石英碎屑颗粒混合。后期成岩过程中，碳酸盐矿物重结晶，可形成方解石斑块（图2g）。

图2 准噶尔盆地风城组烃源岩岩性显微照片Fig.2.Micrographs illustrating the lithologies of the Fengcheng formation source rocks in Junggar basin

硅质组分也是风城组烃源岩重要的结构组分，具体包括同生或准同生阶段的沉积硅质组分以及埋藏成岩过程中硅质流体沉淀的硅质组分。前者来源于碱性卤水中溶解硅的饱和沉淀，常与碳酸盐矿物同时沉淀，形成富硅质白云质泥岩。后者干净明亮且沿裂缝分布（图2h）。此外，在碱性盐湖盐度较高的阶段常形成富含自生盐类矿物的富有机质岩类，如硅硼钠石常富集成条带状或者团块状，形成硅硼钠石质凝灰岩（图2i）。这类岩石的基质为凝灰质，且凝灰质基质富含有机质。在后期成岩过程中，火山灰水解释放的硼在碱性环境下形成硅硼钠石自生矿物。这类烃源岩形成于卤水盐度较高的阶段。

2.2 有机质类型

元素分析是判断烃源岩干酪根有机质类型最常见和可靠的方法之一[38-39]。风城组烃源岩的氧碳原子质量比为0.02～0.78，平均为0.08；
氢碳原子质量比为0.84～1.49，平均为1.16，干酪根主要为Ⅰ型—Ⅱ1型，烃源岩属于典型的倾油型。中—下侏罗统和石炭系烃源岩有机质类型相似，主要由Ⅲ型干酪根构成，前者的氧碳和氢碳原子质量比分别为0.05～0.24（平均为0.11）和0.40～0.89（平均为0.72），后者的氧碳和氢碳原子质量比分别为0.02～0.23（平均为0.07）和0.29～0.90（平均为0.72），均为典型的气源岩，有机质类型不及风城组烃源岩（图3）。

图3 准噶尔盆地3套主力烃源岩类型对比Fig.3.Comparison of organic type for three sets of main source rocks in Junggar basin

在以陆源高等植物输入为主的有机质中，氮碳原子质量比通常低于0.05；
而在以浮游生物输入为主的有机质中，氮碳原子质量比通常高于0.08[38-39]。风城组烃源岩的氮碳原子质量比为0.04～0.16，平均为0.06，表明有机质主要由浮游生物贡献，同时也有少量陆源高等植物贡献，具典型陆相湖盆的特征。中—下侏罗统和石炭系烃源岩的氮碳原子质量比十分接近，分别为0～0.03（平均为0.02）和0.01～0.04（平均为0.02），具典型的陆源特征。

有机显微组分可以直观地反映烃源岩的有机质类型。腐泥组主要是藻类及其他低等水生生物腐泥化作用的产物，往往保留有藻类生物结构残余或藻类降解的特征，氢含量高，生烃能力强[40-41]。在风城组烃源岩的有机显微组分中，腐泥组含量最高，为10.7%～54.4%，平均为40.8%，具丰富的藻类体和沥青基质（图4），前者呈粒状分布，后者发弱荧光。风城组烃源岩的壳质组含量也较高，为10.3%～35.2%，平均为25.3%，镜下主要为碎屑壳质体、小孢子体、树脂体等。倾油显微组分（壳质组+腐泥组）的含量为38.0%～83.3%，平均为66.1%，占绝对优势，与有机元素反映的情况一致。风城组烃源岩的镜质组和惰质组含量很低，平均分别为24.7%和9.2%，反映出陆源有机质贡献少（图4）。此外，还见有丰富的黄铁矿，表明风城组烃源岩沉积于偏还原的环境，而还原环境有利于有机质的保存。

图4 准噶尔盆地风城组烃源岩干酪根有机显微组分相对含量Fig.4.Relative contents of organic macerals of the Fengcheng formation source rocks in Junggar basin

2.3 有机质成熟度与生烃演化

研究区风城组烃源岩实测镜质体反射率为0.6%～1.4%，平均为0.8%，成熟度总体较低，处于主生油窗早期。当吸附烃含量小于0.20 mg/g 时，其对应的热解峰温是不可靠的[42-43]，在排除了这部分数据之后，风城组烃源岩热解峰温为391～451 ℃，平均为431 ℃，同样反映的是主生油窗早期。在未成熟阶段，烃源岩的产烃率指数通常小于0.10，随着成熟度的增加逐渐增加，在生油窗内最大可达0.60[44]。风城组烃源岩的产烃率指数主要为0.10～0.30，平均为0.16，与热解峰温和镜质体反射率反映的情况一致。

从镜质体反射率数据来看，风城组烃源岩普遍未进入生气阶段，这主要是由于目前钻井集中在玛湖凹陷，且多位于构造较高部位，而在风城组埋深较大的盆1 井西凹陷和沙湾凹陷基本没有钻井钻遇。针对这一问题，基于风城组底界的构造和中央坳陷西部井下烃源岩样品深度与镜质体反射率的关系，初步刻画了风城组烃源岩现今成熟度平面分布特征。结果表明，玛湖凹陷目前主体仍处在主生油窗，盆1 井西凹陷整体进入生凝析油或湿气阶段，沙湾凹陷整体进入生干气阶段。全盆地风城组烃源岩进入生干气阶段（镜质体反射率大于2.0%）的面积约21 400 km2，进入生凝析油或湿气阶段（镜质体反射率大于1.3%）的面积约25 600 km2。

为了反映3 大凹陷风城组烃源岩的生烃演化过程，基于地震资料，在凹陷中心设计虚拟井，利用大地热流、剥蚀量、地温等参数[45-48]，通过Petromod 软件模拟了3个生烃凹陷的生烃演化史。从沙湾凹陷到盆1井西凹陷，再到玛湖凹陷，风城组烃源岩于早—中二叠世进入生烃门限，分别在早三叠世、中三叠世和晚三叠世进入生油高峰（图5）。沙湾凹陷风城组烃源岩在中侏罗世开始进入生气阶段，在早白垩世末期进入生气高峰；
盆1 井西凹陷风城组烃源岩进入生气阶段稍晚，为晚侏罗世，至晚白垩世达到生气高峰；
玛湖凹陷风城组烃源岩现今整体尚未进入主生气阶段（图5）。因此，盆1 井西凹陷和沙湾凹陷应作为风城组天然气勘探的重点区域。

图5 研究区3大凹陷下二叠统风城组烃源岩生烃史Fig.5.Hydrocarbon generation history of the Lower Permian Fengcheng formation source rocks in three major sags

2.4 有机质丰度与生气潜力

研究区风城组烃源岩总有机碳含量为0.50%～3.20%，平均为1.20%，生烃潜量为0.28～21.03 mg/g，平均为5.62 mg/g，总体属于中等—好的烃源岩，部分样品达到极好烃源岩（图6）。中—下侏罗统和石炭系烃源岩的总有机碳含量分别为0.20%～5.60%（平均为1.50%）和0.03%～5.60%（平均为1.90%）；
生烃潜量分别为0.05～5.68 mg/g（平均为1.89 mg/g）和0.01～5.93 mg/g（平均为2.00 mg/g），同样以中等—好烃源岩为主（图6）。需要注意的是，这2套烃源岩中，差—非烃源岩的比例显著高于风城组烃源岩（图7）。此外，在总有机碳含量相同的情况下，风城组烃源岩的生烃潜量明显高于其他2套烃源岩，生烃能力更强（图7）。这主要是由于中—下侏罗统和石炭系均为陆相腐殖型烃源岩（图3），富碳贫氢，尽管总有机碳含量较高，但有效碳含量却较低[49-50]，而风城组烃源岩为腐泥型，具有丰富的藻菌体。

图6 准噶尔盆地3套主力烃源岩生烃潜量与总有机碳含量交会图Fig.6.Cross-plot of hydrocarbon generation potential and TOC for three sets of main source rocks in Junggar basin

图7 准噶尔盆地3套主力烃源岩甲烷产率图版Fig.7.Methane yields of three sets of main source rocks in Junggar basin

在静态热解参数分析的基础上，开展了封闭体系黄金管热模拟实验，比较了风城组、中—下侏罗统和石炭系3 套烃源岩的生气能力（图7）。风城组烃源岩样品来自乌35 井（图1），岩性为含凝灰白云质泥岩，总有机碳含量为1.81%，实测镜质体反射率为0.63%；
上石炭统巴塔玛依内山组烃源岩样品来自北32 井，岩性为碳质泥岩，总有机碳含量为2.56%，镜质体反射率为0.60%；
中—下侏罗统烃源岩样品来自阜1 井，为粉砂质泥岩，总有机碳含量为3.28%，镜质体反射率为0.43%。风城组烃源岩单位总有机碳甲烷产率最大可达650 mL/g，而石炭系和中—下侏罗统烃源岩分别仅为380 mL/g 和430 mL/g，远低于风城组烃源岩（图7）。在封闭体系下，不同类型烃源岩的生气潜力差别很大，而当液态烃完全去除时，即转为完全开放体系后，其生气潜力差别会变得很小[51]。因此，不同类型烃源岩的生气潜力差异与其液态烃含量密切相关。石炭系烃源岩和中—下侏罗统烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，生油潜力有限，而研究区风城组烃源岩有机质类型以Ⅰ型—Ⅱ1型为主，具有较大的生油潜力，这些生成的石油裂解生气，对烃源岩的生气潜力具有很大的贡献，因此，风城组烃源岩生气潜力明显高于石炭系和中—下侏罗统烃源岩。

前人对天然气成因来源的研究主要依靠其组分和稳定碳同位素组成以及衍生出的一系列经验图版[52-53]。但考虑到不同有机质类型烃源岩干酪根碳同位素可能重叠以及相同类型烃源岩有机质非均质性所导致的干酪根碳同位素差异，上述方法存在一定的局限性。因此，本文尝试利用碳同位素动力学结合主力烃源岩埋藏史和热演化史的方法来定量或半定量判断天然气成因来源。

在沙湾凹陷西缘，根据实测甲烷稳定碳同位素组成（δ13C1），可以将天然气分为2类，第一类以沙探2井、车探1 井等为主，其δ13C1为-36.5‰～-35.0‰，δ13C2为-30.8‰～-27.8‰。第二类以金龙2井、沙门1井等为主，其δ13C1为-33.6‰～-31.1‰，δ13C2为-27.1‰～-22.9‰。第一类天然气碳同位素组成明显贫13C。

将研究区的2 套主力烃源岩风城组和石炭系作为端元，开展碳同位素动力学模拟，建立地质演化模型，厘定天然气的来源及风城组与石炭系烃源岩的相对贡献。在封闭体系下，风城组烃源岩模拟生气产物累计δ13C1为-39.9‰，而石炭系烃源岩模拟生气产物累计δ13C1则为-35.4%。沙探2 井天然气实测δ13C1为-40.0‰～-39.9‰，恰好与前者对应。考虑到早白垩世，在车排字凸起发生了地层的强烈抬升剥蚀，145 Ma 以来累计δ13C1更能代表位于凸起带天然气的实际地质情况。从图8 中可以看出，145 Ma 以来，风城组和石炭系烃源岩模拟生气产物累计δ13C1分别为-36.2‰和-29.1‰，而位于车排子凸起的车探1 井天然气实测δ13C1为-35.5‰～-35.1‰，风城组烃源岩的贡献达81%。因此，第一类天然气主要来自风城组烃源岩，其贡献比例整体大于70%，而石炭系烃源岩的贡献较少，约10%～30%。第二类天然气δ13C1较重，表明来自石炭系烃源岩的贡献增加，混源计算的贡献比例平均为58%，但风城组烃源岩的贡献仍不可忽视，比例约为30%～60%。根据盆1 井西凹陷埋藏史和碳同位素动力学分析的结果，也得到了相似的结论，即盆1 井西凹陷周缘天然气中，风城组烃源岩的贡献普遍在50%以上。基于研究区天然气实测的碳、氢同位素和组分特征，近期一些研究也得出了与本文类似结论[22-24]。

图8 准噶尔盆地主要烃源岩甲烷碳同位素演化模型Fig.8.Methane carbon isotope evolution models of main source rocks in Junggar basin

需要指出，研究区除了石炭系和风城组烃源岩之外，局部还发育下乌尔禾组和佳木河组烃源岩，有机质类型均为Ⅲ型，其干酪根碳同位素组成与石炭系烃源岩接近[5，24]。因此，在石炭系烃源岩的贡献中，不排除有一部分可能来自下乌尔禾组和佳木河组烃源岩。

基于29 条盆地级二维地震格架线和部分三维地震资料，以及120 余口钻遇风城组烃源岩的探井，重新刻画了风城组生烃凹陷与烃源岩的平面展布。风城组烃源岩受边界断裂控制，具有“西断东超、南断北超、南扩东缩”的特点，在玛湖凹陷、盆1 井西凹陷和沙湾凹陷发育3 个厚度中心，烃源岩厚度大于150 m的面积约为1.55×104km2。受限于地震资料，过去研究认为风城组向东一直延伸至阜康凹陷。然而，本次研究发现，风城组自沙湾凹陷向东逐渐变薄，在阜康凹陷不发育（图9）。阜康凹陷周缘已发现原油主要来自中二叠统烃源岩也很好的印证了这一特点。此外，本次研究还发现南缘可能发育风城组生烃中心，这也对应了该地区已发现的湖相腐泥型来源油气[5，54-55]。

图9 准噶尔盆地过沙湾凹陷—阜康凹陷东西向地震格架剖面Fig.9.E-W seismic profile through Shawan sag and Fukang sag in Junggar basin

基于封闭体系下生烃模拟结果，结合烃源岩厚度以及井震联合预测的总有机碳含量平面分布特征，本次研究刻画了风城组烃源岩生气强度的平面分布，落实了规模有效气源灶的范围。

风城组烃源岩在盆1 井西凹陷、沙湾凹陷和南缘冲断带发育3个生气中心，生气强度超20×108m3/km2、50×108m3/km2和100×108m3/km2的面积分别达到了13 000 km2、9 000 km2和5 000 km2。戴金星等研究表明，中国大—中型气田主要分布在生气强度大于20×108m3/km2的气源灶内或附近[56-58]。据此标准，在盆1井西凹陷及以南地区，风城组烃源岩完全具备形成大—中型气田的资源潜力。如前文所述，已经在沙湾凹陷和盆1 井西凹陷周缘发现了大量来自风城组烃源岩的高成熟油型气，继南缘侏罗系含气系统和东部石炭系含气系统之后，准噶尔盆地第三大天然气勘探领域已初露端倪。

本次研究根据天然气短距离运移、近源成藏的特征[56-59]，优选了2种有利目标类型。

第一类为近源大型地层-岩性圈闭。中央坳陷西部中—下二叠统普遍发育厚层砂砾岩和砂岩储集层，具有“西削东超”的特征，发育多期地层尖灭，可以形成一系列大型地层-岩性圈闭群（图9）。这些地层-岩性圈闭，紧邻生烃源灶，有利于油气大面积富集成藏，仅风城组源边地层超覆带的有利面积就达1 400 km2。风城组烃源岩与中二叠统夏子街组和上二叠统上乌尔禾组规模砂体形成良好的源储组合，构成了风城组自生自储和中—上二叠统下生上储2 种成藏模式。

第二类为近源和源内构造圈闭。中央坳陷西部深层石炭系发育11 个鼻凸，面积达7 500 km2。目前已有6 个鼻凸获得了突破，提交石油探明储量超过6 000×104t。这6 个鼻凸主要位于研究区北部，风城组烃源岩尚未进入主生气窗。研究区南部三面贴近风城组高熟气源灶（图10），源储大跨度对接，正向构造发育，是寻找高熟油型气大气田的重点突破方向。

图10 准噶尔盆地中央坳陷西部风城组天然气勘探有利区Fig.10.Favorable areas for natural gas exploration in the Fengcheng formation in the western Central depression of Junggar basin

（1）风城组烃源岩岩性复杂，包括暗色泥页岩和自生矿物与正常沉积物混合形成的复杂混积岩，常含凝灰物质。其有机质类型为Ⅰ型—Ⅱ1型，为中等—好烃源岩，生气能力优于侏罗系和石炭系烃源岩。

（2）在沙湾凹陷和盆1 井西凹陷，风城组烃源岩在早白垩世和晚白垩世先后进入生气高峰，全盆地现今进入生干气阶段的面积约21 400 km2；
生气强度大于20×108m3/km2的面积达13 000 km2，具备形成大—中型气田的资源潜力。

（3）来自风城组烃源岩的高熟油型气构成了沙湾和盆1 井西凹陷周缘天然气的主体。近源岩性-地层型、近源和源内构造型油气藏烃源条件好，规模大，是有利勘探目标。

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