吐哈大河沿地区烃源岩特征及资源潜力

张　聪

（新疆大学地质与矿业工程学院，新疆乌鲁木齐830000）

吐哈大河沿地区烃源岩特征及资源潜力

张聪*

（新疆大学地质与矿业工程学院，新疆乌鲁木齐830000）

吐哈盆地主要有5套烃源岩：石炭系—下二叠统海相、海陆过度相烃源岩，上二叠统烃源岩，中上三叠统湖相烃源岩，中下侏罗统煤系烃源岩和中侏罗统七克台组湖相烃源岩。大河沿地区一直被认为是烃源岩贫乏的区域，依据大河沿工区和邻区钻井、地震和露头资料分析，研究区可能发育桃东沟群、小泉沟群和水西沟群等三套潜在烃源岩。从客观的角度评价该区的油气成藏条件，从已钻的烃源岩分析入手，结合野外露头和地震相的研究结果，重新认识和评价已钻遇的烃源岩，并且对深部未钻烃源岩进行预测分析，初步分析大河沿地区是否具有较好的油气资源潜力。

吐哈盆地；烃源岩；资源潜力；预测分析；分部特征

1　吐哈大河沿地区烃源岩有机质丰度、类型

所谓有机质丰度是指沉积岩中分散有机质的富集程度。常用的评价指标有：有机碳、氯仿沥青“A”、总烃和生烃潜量。合理地评价一个盆地（或地区）源岩的有机质丰度，关键在于建立适合该盆地（或地区）地质条件的有机质丰度评价标准。研究区三叠系、二叠系泥质源岩有机质丰度采用我国陆相生油岩有机质丰度评价标准（表1）；煤系源岩采用吐哈油田建立的“吐哈盆地煤系有机质丰度的评价标准（表2、表3）”。

三叠系克拉玛依组（T2k）上部发育一套暗色泥岩，但有机碳含量和生烃潜量低，总体为较差—非生油岩：如吐参1井平均有机碳仅0.4%，平均生烃潜量也只有0.5mg/g，处于差和非生油岩界线上；而托参2井有机碳、氯仿沥青“A”和生烃潜量更只有0.16%、0.0015%和0.14mg/g。

表1　吐哈盆地二、三叠系及石炭系源岩有机质丰度评价表

表2　吐哈盆地煤系泥岩有机质丰度评价标准表

研究区周缘上三叠统郝家沟组—黄山街组暗色泥岩总体上评价为中—较好生油岩，平面上具有西南较好向北变差的趋势，西南部的乌苏1井、托参1井有机质较为富集，达到好—较好的生油岩标准，凹陷东部的托参2井、大1井、盐1井丰度相对较低。从有机碳含量看多数可以达到差生油岩标准，而从氯仿沥青“A”和生烃潜量看则多数为非生油油岩。水西沟群煤系源岩情况比较复杂，根据吐哈油田的标准，总体属于非—差生油岩。首先水西沟群煤岩，不论下侏罗统还是西山窑组，从现有资料看，生烃潜量都小于70mg/g，属于差中之差，基本属于非生油岩范畴。下侏罗统暗色泥岩除吐参1井部分达到中等生油岩外，其余属以非生油岩为主，少数达到差生油岩标准。值得注意的是下侏罗统暗色泥岩有机质丰度与其是否处于沉积中心关系不大：如吐参1井下侏罗统厚372m、托参2井厚1023m，前者潜在源岩占地层的42%，部分达到中等生油岩标准，而后者只有29%，且属于差中之差的生油岩。西山窑组除吐参1井揭示有部分暗色泥岩达到差生油岩标准外，其余属于非生油岩，同样桃1井和亚1井较吐参1井更靠近沉积中心，而有机质丰度反不及吐参1井。科牙依凹陷中下侏罗统的沉积具有典型山间盆地的特点：有机质含量相对较低，暗色泥岩有机碳在0.55%～0.69%，平均0.6%（4个样品），氯仿沥青“A”仅18～75ppm，平均31ppm，按煤系地层评价标准为非生油岩。

表3　吐哈盆地不同演化阶段煤成烃烃源岩划分标准试用方案

2　吐哈大河沿地区烃源岩成熟度

烃源岩成熟与否以及成熟的程度，是判断烃源岩有效性的主要指标。烃源岩成熟度指标很多，但公认的参照标准是镜质体反射率（Ro），其它成熟度指标都需要与其对照才能刻画。镜质体反射率（Ro）分析时一般取其均值，而不是最大值。我们知道，镜质体反射率（Ro）具有各向异性，这种各向异性不是热成熟的结果，而是力化学作用使然，具体地说就是垂直于最大主压应力截面上所测得的反射率最大，而垂直于最小主压应力截面上所测得的反射率最小。但层片状镜质体的天然状态与地应力状态又影响其演化，如果最大主压应力垂直于层面（张性盆地），则镜质体顺应了热压演化，是促进其演化的，也就是说反射率的增大部分是“压实”造成的，油气是被“挤”出去的；而在压性盆地镜质体反射率的增大则部分是由于剪切使然，油气是被“磨”出去的。异常地层压力影响镜质体演化，异常高压（如烃源岩密集段）降低了作用于镜质体的有效地应力，对有机质的演化是迟滞的；而异常低压则增加了有效地应力，反而促进了有机质的演化。H/C和O/C比越低，有机质类型指数越大（越偏Ⅲ型）则有效地应力作用的效果越显著。镜质体反射率测量方法（均值）及其影响因素是造成镜质体反射率异常的主要原因。

托克逊凹陷和科牙依凹陷第二套烃源岩为中三叠统克拉玛依组湖相烃源岩。前已叙及，中三叠世时科牙依地区与托克逊地区为一个湖盆，在科牙依地区为深湖相，发育厚层暗色泥岩和烛藻煤，该套岩石生烃能力较强，普遍达较好生油岩标准。特别是两层厚14m的烛藻煤，有机碳高达17.64%～38.40%，氯仿沥青“A”达3.1775%～4.3277%，腐泥组组分高达85%～93%，类型指数为86～87，属Ⅰ型干酪根，是吐哈盆地最好的烃源岩类型；在托克逊地区当时为浅湖相，主要发育扇三角洲砂体，形成物性相对较好的储层，但烃源岩厚度薄、丰度差。据生油资料分析，凹陷西部平均有机碳为1.52%，氯仿沥青“A”为0.0124%，总烃412.23×10-6，生烃潜量1.98mg/g，属中等烃源岩；凹陷东部平均有机碳0.98%，氯仿沥青“A”0.0149%，总烃63.78×10-6，生烃潜量1.107mg/g，属差—非烃源岩。因此分析托克逊凹陷中三叠统的工业油流除本地提供极少部分外，可能主要从科牙依地区运移而来。据对烛藻煤有机质成熟度的测定Ro=0.59%，在侏罗纪末期，该套地层埋深已逾3700m，古地温约为70℃～88℃，已进入液态烃生成期。第三套烃源岩为上三叠统湖相泥岩。该套岩性具有三低特点，即有机质丰度低，生油潜能低，有机质成熟度低，属于差—非烃源岩，而且Ro平均为0.54%，基本未进入成熟期。

3　吐哈大河沿地区烃源岩综合评价

烃源岩是油气地质综合研究的关键要素之一，终极目标是确认有无有效烃源岩以及有多少。所谓有效烃源岩，不同地质学家的标准不一，但有效性的要求是一致的，就是具备或曾经具有大量排烃、可能形成油气工业性聚集的源岩，也就是说在地质历史时期进入有效排烃门限源岩的质和量。

大河沿工区处于盆地边缘残留凹陷和凸起交接部位，除可尔街北部小泉沟群生烃条件因勘探研究程度低，难以把握外，大河沿大部地区有效生油岩分布范围可能不大。可尔碱下侏罗统煤Ro为0.475%～0.561%，预计上三叠统可能不超过0.65%，即便中三叠统有良好的烛藻煤，也刚进入生烃门限，大规模提供油气可能不大。从已钻井的有机质丰度来看，大河沿工区水西沟群和上三叠统多数为非生油岩，部分发育中差生油岩。但研究区仅钻探了3口井，且并非位于预测烃源岩中心位置，同时，已钻井并不能准确对三叠系及以下地层做出可靠的评价。综合考虑潜在源岩的分布（分布方式及多少）、有机质丰度、有机质类型和成熟度，认为该区成熟有效源岩发育规模可能不大，但是，研究区南部紧邻托克逊生油，东部紧邻台北凹陷，可以为该区提供侧向油气供应，大河沿地区仍具有不错的油气潜力。

4　吐哈大河沿地区烃源岩研究成果

新近的勘探研究成果表明，即使是水西沟群也并不都具有生烃条件：托克逊和台北凹陷各具独立的早侏罗世沉积沉降中心，而中侏罗世沉积沉降中心集中发育于台北凹陷，这与煤成烃集中分布于台北凹陷是一致的；从目前钻穿侏罗系探井所揭示的油气显示看，下侏罗统油气显示集中分布于丘东洼陷主体（丘陵、鄯勒、鄯善和丘东），托克逊凹陷和小草湖洼陷下侏罗统未见显示（疙1井、跃1井和房1井，红台1井不能排除侧向上生下储），胜北洼陷北部恰深1井揭穿了小泉沟群，下侏罗统发育2套煤系地层，结果除三工河组顶部见荧光显示外，下侏罗统大部和三叠系没有显示，但中侏罗统显示很好。所有这些信息表明，煤成烃是不容否认的，水西沟群以西山窑组为主要烃源岩，下侏罗统除丘东洼陷主体不能排除它提供烃源外，大部地区的大部分“潜在煤系源岩（煤、暗色泥岩和高碳泥岩）”极可能不是有效烃源岩。吐哈盆地煤成烃的创始人之一的程克明教授根据原油生物标记化合物聚类分析，将吐哈盆地原油分成源于水西沟群煤系沼泽相（包括煤为源岩）的第一类原油（鄯善弧形带原油、玉果），源于中下侏罗统过度相富藻炭质泥岩和富藻煤的第二类原油（胜金口和神泉），以及源于中二叠统塔尔朗组湖相泥岩的第三类原油（鲁克沁三叠系稠油和托参1井）。进而根据油岩饱和烃组分的17—降扁枝烷、5α—雄甾烷和三芳甾系列的对比，认为以丘东1井中侏罗统三间房组为代表的第一类原油，与本区中侏罗统西山窑组煤的抽提物具有十分相似的指纹分布特征，表明其间具有一定的成生联系。最后总结指出，吐哈盆地中下侏罗统确实有很大一部分原油“与西山窑组和八道湾组的煤有关（特别是西山窑组煤），此即为该区所谓煤成烃。”也就是说，所谓煤成烃可能主要就是西山窑组煤系生烃。吐哈盆地原油聚类分析见图1。

图1　吐哈盆地原油聚类分析图（程克明等）

从生烃母岩看，有煤系泥岩，炭质泥岩及煤3种；从显微组分看，有壳质组、镜质组、惰质组及腐泥组，它们还可细分为孢子体、角质体、树脂体、木栓质体、沥青质体和基质镜质体、结构镜质体、均质镜质体等等。这种多元复合生烃母质的存在，使生油气的热演化形成多阶连续的特点（图2）。热模拟结果表明，从Ro为0.4%～1.3%均有液态烃生成。早期低成熟阶段（Ro为0.4%～0.8%）以煤岩中富氢组分基质镜质体和木栓质体及沥青质体生烃为主。晚期成熟阶段，则以煤及暗色泥岩中的角质体、孢子体和腐泥质等组分生烃为主。由于壳质组以生油为主，基质镜质体既生油又生气。其它镜质组以生气为主。因此使吐哈盆地既富油也富气。流水沼泽是本区的煤岩主要沉积环境。据分析此种环境下形成的煤岩中基质镜质体和碎屑角质体含量特别高，这也是本区煤成油生成较多的原因。而且成烃期长（Ro为0.4%～1.3%）。研究结果表明，上含油气系统现今成熟有效的烃源岩集中发育在台北凹陷，侏罗系底部镜质体反射率一般为0.8%～1.1%，最大不超过1.3%，其中七克台组则只分布在胜北洼陷主体；在胜北和丘东洼陷主体范围内，大约从中燕山期（晚侏罗世J3）起即已进入生烃门限。

5　结论与建议

图2　吐哈盆地水西沟群煤成烃演化模式图

大河沿研究区中二叠统桃东沟群、上三叠统小泉沟群、中下侏罗统水西沟群3套烃源岩主要分布在台北凹陷及托克逊凹陷，大河沿工区位于构造高部位，处于油气运移的有利指向，具有台北凹陷远源及托克逊凹陷近源“双源供烃”的特征。

科牙依凹陷中央逆冲断裂带以南缺乏有效源岩，而西北部局部存在的包括烛藻煤在内好生油岩的分布由于勘探程度有限，尚不得而知；由于中央逆冲带克拉玛依组已经超缺，有效源岩的分布只能分布在构造向斜西北部。卡拉图工区上三叠和下侏罗统源岩从质和量上看，均非有效源岩，不考虑资源量问题。从吐哈盆地第三次资源评价区带资源分布看（2002年），大河沿

表4　吐哈盆地三次资评部分构造单元石油资源量简表

表5　吐哈盆地三次资评部分构造单元石油资源量简表

工区东南部（吐参1井区）未发现石油地质资源量约472×104t（表4）；未发现天然气地质资源量约11.054× 108m3（表5，托克逊凹陷吐参1井区算1/10）。如果照此推算，则大河沿地区潜在资源量不大，但是，资源量的推算具有局限性，况且为2002年的数据，例如，雁木西油田为1998年发现，至2008年，雁木西油田通过滚动扩边，储量规模上升至1773×104t。2009年，大河沿东部邻区探明6431×104t，其油气源来自胜北凹陷J1。所以，大河沿地区处于托克逊凹陷和台北凹陷油气运移的有利指向区，仍具有较可观的石油地质储量。初步估算，大河沿工区最终可望发现的油气，按当量计算在（2000～3000）×104t左右。

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TE122

A

1004-5716（2016）04-0072-05

2015-04-15

2015-04-16

张聪（1988-），男（汉族），山东东营人，新疆大学地质与矿业工程学院在读硕士研究生，研究方向：成岩、火山岩、造山带。