准噶尔盆地北三台凸起石炭系沉凝灰岩生烃潜力分析

侯茂国，查　明，陈　洪，高长海，曲江秀，丁修建

准噶尔盆地北三台凸起石炭系沉凝灰岩生烃潜力分析

侯茂国1，查明1，陈洪2，高长海1，曲江秀1，丁修建1

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；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）

为明确准噶尔盆地北三台凸起石炭系烃源岩的生烃潜力，利用岩石热解、碳同位素和生物标志化合物等地球化学参数，对研究区石炭系沉凝灰岩和暗色泥岩的有机质丰度、类型、成熟度及分布特征进行了对比分析，在此基础上，进行了油源对比分析。结果表明，石炭系暗色泥岩和沉凝灰岩都有较高的有机质丰度，有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，并且都进入了可以大量生烃的成熟阶段。沉凝灰岩主要发育于北三台凸起中部，厚度大，是一套中等—好的烃源岩；暗色泥岩则厚度小，这可能是限制暗色泥岩成为主力烃源岩的主要原因。油源对比分析发现，西泉3油藏石炭系原油来自于石炭系沉凝灰岩，进一步说明这套沉凝灰岩具有生烃和排烃能力，是一套有效烃源岩。

准噶尔盆地；北三台凸起；石炭系；烃源岩；沉凝灰岩；暗色泥岩；生烃潜力；油源对比

长期以来，对于烃源岩生烃潜力的评价常局限于泥岩、碳质泥岩、煤、碳酸盐岩等，针对沉凝灰岩生烃潜力评价的研究甚少。研究发现，沉凝灰岩也具有一定的生烃潜力［1-4］。准噶尔盆地北三台凸起石炭系局部发育较厚的沉凝灰岩，其生烃潜力尚不明确。因此，本文着重分析了研究区石炭系沉凝灰岩的生烃潜力，旨在为研究区油气勘探与资源评价提供依据。

1　地质概况

北三台凸起是准噶尔盆地东部的主力产油区块之一，东邻吉木萨尔凹陷，西接阜康凹陷（图1），北部以鞍状构造逐渐过渡到沙奇凸起，南为阜康断裂带［5］，面积近2 000 km2.研究区经历了晚海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动，这不仅影响了北三台凸起的构造格局，同时也控制了研究区的沉积背景及油气成藏。北三台凸起具双层基底结构，下基底为元古宇结晶基底，上基底为早—中海西运动期褶皱基底。在早—中海西运动期褶皱基底之上，发育了二叠系—第四系沉积盖层。研究表明，准噶尔盆地东部石炭系充填过程分为早石炭世与晚石炭世2个旋回7个阶段［6-7］。其中，早石炭世旋回分为4个阶段，第l—第3阶段为火山活动期，以发育各种火山岩为特征，第4阶段为火山活动的间歇期，发育了暗色泥质岩；晚石炭世旋回分为3个阶段，第5—第6阶段火山活动再次发生，以发育中基性火山岩为特征，第7阶段为火山间歇期，发育了以沉凝灰岩与泥岩、砂岩互层为特征的地层。

研究区石炭系露头自下而上发育下石炭统滴水泉组（C1d），上石炭统巴塔玛依内山组（C2b）和石钱滩组（C2s）。根据钻井揭示，研究区石钱滩组和滴水泉组不发育，巴塔玛依内山组厚度相对较大，最厚超1 000 m，主要为陆相杂色火山角砾岩、熔岩、凝灰岩和沉凝灰岩，中间夹砂砾岩、泥岩、碳质泥岩和煤层。

图1　北三台凸起构造位置

2　烃源岩地球化学特征

对研究区多口钻井进行了系统的样品采集，对北三台凸起石炭系烃源岩特征进行了研究。

（1）有机质丰度表征有机质丰度的指标主要包括烃源岩中的有机碳含量、氯仿沥青A含量、总烃含量、生烃潜量等，本文主要依据有机碳含量和生烃潜量这2个参数。

样品统计结果表明（图2），研究区巴塔玛依内山组沉凝灰岩有机碳含量为0.12%～3.19%，平均为0.97%，其中，多数样品有机碳含量大于0.60%，属于有机质丰度较好的烃源岩。沉凝灰岩热解生烃潜量为0.04～7.09 mg/g，平均为1.53 mg/g，其中，62.5%的样品生烃潜量大于0.50 mg/g，达到了生烃标准。总体来看，研究区巴塔玛依内山组沉凝灰岩有机质丰度较高。暗色泥岩有机碳含量为0.27%～4.17%，平均为1.02%，近半数样品到达了有机质丰度较好—好烃源岩的范畴。石炭系暗色泥岩热解生烃潜量为0.10～8.86 mg/g，平均为1.86 mg/g，反映有机质丰度较高。综上所述，石炭系沉凝灰岩和暗色泥岩的有机质丰度较高，都属于较好的烃源岩。

图2　研究区巴塔玛依内山组烃源岩有机碳含量与生烃潜量

对于沉凝灰岩有机质富集机制，许多学者做过大量研究［4，8-10］。总结起来有以下3点：①火山喷发期间，生物大量死亡并快速堆积埋藏；②为生物提供生存空间，并使水体生产力提高，为大量有机质堆积提供可能；③导致水体盐度升高及还原环境的形成，有利于有机质保存和转化。

（2）有机质类型不同类型的有机质，其生烃潜量、产烃类型、门限深度（温度）和生烃过程都有一定的差异。本次研究采用3类4分法，主要从干酪根碳同位素组成、岩石热解参数和干酪根元素等方面进行分析。

从干酪根碳同位素组成来看，沉凝灰岩碳同位素值为-24.68‰～-22.22‰，平均为-23.26‰；暗色泥岩碳同位素值为-26.94‰～-24.61‰，平均为-25.78‰，反映沉凝灰岩和暗色泥岩有机质类型均为Ⅱ2—Ⅲ型（表1）。总体来说，研究区巴塔玛依内山组烃源岩碳同位素组成偏重，属混合型有机质，表明有机质母质可能为低等水生生物和陆源高等植物的混源输入。根据研究区岩石热解分析结果（表1，图3a），石炭系暗色泥岩样品氢指数大多为100～300 mg/g，有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型，个别样品为Ⅱ1型；沉凝灰岩样品氢指数较暗色泥岩样品低，普遍小于250 mg/g，主要为Ⅱ2—Ⅲ型。根据干酪根氢碳比与氧碳比关系（图3b）来看，2套烃源岩氢碳比多为0.5～1.0，有机质类型均为Ⅱ2—Ⅲ型，这与干酪根同位素组成和岩石热解有机质类型划分结果一致。综上所述，北三台凸起巴塔玛依内山组2套烃源岩有机质类型均较差。

表1　北三台凸起巴塔玛依内山组烃源岩地球化学参数

图3　北三台凸起巴塔玛依内山组烃源岩有机质类型划分

（3）有机质成熟度有机质能否生烃，除与有机质丰度、类型有关外，还与有机质的热演化程度密切相关［11］。

研究区沉凝灰岩和暗色泥岩镜质体反射率大多为0.70%～1.30%（图4a），平均分别为1.13%和0.91%，均进入了有机质热演化成熟阶段。由于受到实测镜质体反射率的限制，本文使用热解峰温和甾烷异构化参数（C29甾烷20S/C29甾烷（20S+20R））对有机质成熟度进行辅证。从统计数据来看（图4b），沉凝灰岩和暗色泥岩样品热解峰温多数大于440℃，平均分别为441.73℃和450.73℃，反映有机质热演化程度较高，多数达到成熟阶段，部分处于高成熟阶段。2套烃源岩C29甾烷20S/C29甾烷（20S+20R）多数在0.4以上（图4c），部分样品大于0.5，接近平衡状态，由此也表明烃源岩已经进入热演化成熟阶段。

3　烃源岩厚度与分布特征

由于受火山喷发作用影响［12］，北三台凸起巴塔玛依内山组沉凝灰岩只在局部发育，连续性差。沉凝灰岩在北8井厚度最大，可达250 m，并以北8井为中心向构造低部位减薄，直至尖灭（图5）。相比较而言，暗色泥岩在研究区内均有分布，但厚度整体较小，北三台凸起中部和北部较薄，厚度不足20 m，从北三台凸起向阜康凹陷和吉木萨尔凹陷，暗色泥岩具有厚度逐渐增大的趋势。

巴塔玛依内山组2套烃源岩的发育特征是由研究区独特的沉积充填过程控制的。巴塔玛依内山组是盆地充填过程中第二个火山喷发—火山间歇旋回的产物，此旋回在较长地质时期内为火山活动期，发育中基性玄武岩和安山岩；后期火山间歇，发育较厚的沉凝灰岩，与泥岩、砂岩互层［6-7］。研究区巴塔玛依内山组沉积岩主要发育在火山活动间歇期中的近岛弧环境，沉积于海陆交互相环境，从晚石炭世早期到晚期，盆地水体逐渐变浅，使得巴塔玛依内山组沉积岩并不发育［6，13-14］。

4　油源对比分析

利用饱和烃色谱参数和甾烷、萜烷参数对沉凝灰岩和研究区原油进行了油源对比分析，发现西泉3油藏石炭系原油来自于石炭系沉凝灰岩。

（1）饱和烃色谱参数巴塔玛依内山组沉凝灰岩Pr/Ph表现微弱姥鲛烷优势，为弱氧化沉积环境（表2）；ΣC21-/ΣC22+和（C21+C22）/（C28+C29）表现轻碳优势；奇偶优势（OEP）和碳优势指数（CPI）显示奇偶优势不明显，表明烃源岩进入了可以大量生烃的成熟阶段。西泉3油藏原油样品姥植比（Pr/Ph）表现为姥鲛烷微弱优势；ΣC21-/ΣC22+和（C21+C22）/（C28+C29）同样表现轻碳优势；原油样品OEP和CPI显示无奇偶优势，表明原油为成熟原油。相比之下，暗色泥岩Pr/Ph比西泉3油藏原油样品大，指示氧化沉积环境；ΣC21-/ΣC22+和（C21+ C22）/（C28+C29）较原油样品小，轻碳优势不明显或表现重碳优势；OEP和CPI同样表明暗色泥岩已经进入热演化成熟阶段。综上所述，巴塔玛依内山组暗色泥岩和西泉3油藏原油饱和烃色谱参数之间有较大差异，沉凝灰岩和原油则具有较强亲缘性。

图4　北三台凸起石炭系烃源岩有机质成熟度判别

图5　北三台凸起石炭系沉凝灰岩厚度分布

（2）甾烷、萜烷参数巴塔玛依内山组沉凝灰岩C27/（C27+C28+C29），C29/（C27+C28+C29）和C27＜C28＜C29显示C29甾烷优势（表3），指示有机质输入以高等植物为主；伽马蜡烷/C30藿烷显示伽马蜡烷含量较高，指示水体盐度高；Ts/Tm表明沉凝灰岩进入成熟阶段。西泉3油藏原油具有以下特征：较高伽马蜡烷（伽马蜡烷/C30藿烷均为0.21），高Ts/Tm（均值为0.39）；C29甾烷优势；整体表现为成熟原油，原油生源以高等植物为主，生源沉积环境水体盐度较高。暗色泥岩C27/（C27+C28+ C29），C29/（C27+C28+C29）虽然与原油样品相当，但其Ts/ Tm很低，而且伽马蜡烷/C30藿烷和C30莫烷/C30藿烷与原油差距较大。总之，沉凝灰岩与西泉3油藏的原油在甾烷和萜烷特征参数上有着很强的亲缘性，暗色泥岩则亲缘性较差。

结合研究区构造背景来看，二叠纪之前，强烈的风化淋滤作用使得西泉3油藏石炭系顶部火山岩孔渗性变好，成为良好的储集层。多期构造运动促生了大量断裂，纵向上沟通了石炭系下部沉凝灰岩与上部火山岩储集层，为沉凝灰岩中的原油在石炭系顶部火山岩储集层中聚集提供了可能。综上所述，西泉3油藏的原油来源于巴塔玛依内山组沉凝灰岩，表明这套沉凝灰岩是一套有效烃源岩。

表2　北三台凸起巴塔玛依内山组烃源岩、原油饱和烃色谱参数

表3　北三台凸起巴塔玛依内山组烃源岩和原油萜烷、甾烷参数

5　结论

（1）准噶尔盆地北三台凸起巴塔玛依内山组发育暗色泥岩和沉凝灰岩2套烃源岩，沉凝灰岩为石炭系主力烃源岩，主要发育于北三台凸起中部，厚度较大，最大厚度可达250 m；暗色泥岩整体较薄，最大厚度约50 m.巴塔玛依内山组沉凝灰岩和暗色泥岩有机质丰度都较高，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，平均有机碳含量分别为0.97%和1.02%，平均生烃潜量分别为1.53 mg/g和1.86 mg/g；平均镜质体反射率分别为1.13%和0.91%，均进入了可以大量生烃的成熟度阶段。

（2）西泉3油藏石炭系原油与上石炭统巴塔玛依内山组沉凝灰岩具有很强的亲缘性，与暗色泥岩的特征参数有一定差异。西泉3油藏石炭系原油来源于巴塔玛依内山组沉凝灰岩，说明这套沉凝灰岩，是一套有效烃源岩，在今后的油气勘探中应予以重视。

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（编辑曹元婷）

Analysis of Hydrocarbon Potential of Carboniferous Tuffite in Beisantai Swell，Junggar Basin

HOU Maoguo1，ZHA Ming1，CHEN Hong2，GAO Changhai1，QU Jiangxiu1，DING Xiujian1
（1.School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266580，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

To identify hydrocarbon potential of the Carboniferous source rocks in Beisantai swell of Junggar basin，abundance，type，maturity and distribution of organic matter in Carboniferous tuffite and dark shale in the study area are correlated and analyzed on the basis of geochemical parameters such as rock pyrolysis，carbon isotope and biomarkers，etc.，based on which oil-source correlation and analysis are carried out.The result shows that the Carboniferous tuffite and dark shale have relatively high organic matter abundance with organic matter type dominated by TypeⅡ2-Ⅲthat have entered into the matured phase of large amount of oil and gas generation.The tuffite mainly occurs in the central Beisantai swell and is a set of thick and moderate-good quality source rocks.The dark shale is of less thickness，which may constrain the rock to be the key source rock.The results of oil-source correlation and analysis also exhibit that the oil in Xiquan-3 reservoir is sourced from the Carboniferous tuffite，which can further verify the capability of hydrocarbon generation and expulsion of this tuffite as effective source rocks.

Junggar basin；Beisantai swell；Carboniferous；source rock；tuffite；dark shale；hydrocarbon potential；oil-source correlation

TE112.113；TE112.114

A

1001-3873（2016）05-0537-05DOI：10.7657/XJPG20160507

2016-03-31

2016-06-21

国家973项目（2014CB239005）；国家科技重大专项（2016ZX05001，2016ZX05006）

侯茂国（1990-），男，山东济宁人，硕士研究生，石油与天然气地质，（Tel）15318884177（E-mail）houmaoguo212@163.com