准南芦草沟组页岩有机地球化学特征及非常规油气地质意义

白洪海王正和周继兵吴 超

（1 新疆地质矿产勘查开发局第九地质大队；2 中国地质调查局成都地质调查中心）

准南芦草沟组页岩有机地球化学特征及非常规油气地质意义

白洪海1王正和2周继兵1吴 超1

（1 新疆地质矿产勘查开发局第九地质大队；2 中国地质调查局成都地质调查中心）

在四川盆地页岩气勘探开发取得巨大成功之后，为了评价准噶尔盆地南缘页岩气资源潜力，结合地表地质调查及页岩气调查井钻探成果，对准噶尔盆地南缘芦草沟组泥页岩有机地球化学特征进行了博格达东段与西段及芦草沟组内部上段与中段、下段和露头与钻井的详细对比研究，并指出了芦草沟组的非常规油气潜力。研究结果表明：①芦草沟组有机质类型以岩石热解进行划分的结果比镜检结果更趋合理，且干酪根主要为Ⅰ型及Ⅱ1型，Ⅱ2型及Ⅲ型所占比重相对较小，Ⅲ型干酪根在博格达东段比西段发育。②芦草沟组有机质丰度高，77%的样品其TOC≥2%，TOC主要介于3.0%～4.0%之间；平面上，博格达西段芦草沟组TOC高于博格达东段；纵向上，中段TOC高于上段，而上段高于下段。③芦草沟组有机质镜质组反射率峰值为0.8%，Tmax主要介于440～450℃之间，有机质处于成熟阶段为主；芦草沟组在博格达东段抬升暴露略早于博格达西段，所经历的热演化程度略低于博格达西段。④准南芦草沟组具较好的致密油与页岩气勘探潜力，而且博格达西段芦草沟组页岩气勘探潜力可能好于博格达东段。

准噶尔；芦草沟组；页岩气；干酪根类型；有机碳含量；有机质成熟度

在中国四川盆地页岩气勘探开发取得显著突破的背景下，为了探索与评价准噶尔盆地南缘（以下简称准南）页岩气资源潜力，新疆地质矿产勘查开发局于2013年开始首次全面系统地在准噶尔盆地南缘组织了以上二叠统芦草沟组为重点层位的页岩气调查评价。芦草沟组为扇三角洲相—湖泊相沉积，发育大套富有机质页岩，是准噶尔盆地最为重要的烃源岩层位。芦草沟组从山前至盆地腹部，埋深变化相当大，出露区仅沿博格达山北缘呈窄带状分布。研究表明，芦草沟组具有页岩气、页岩油及致密油等非常规油气勘探潜力[1-2]。在国内外页岩气勘探与调查评价中，富有机质页岩的有机地球化学特征是非常重要的地质参数。前人对准南芦草沟组烃源岩特征[3-5]、油页岩特征[6-8]等方面进行过研究，并涉及有机地球化学特征的研究总结。但是，将芦草沟组有机地球化学特征按博格达东段（天池以东）与博格达西段（天池以西）进行对比，以及将芦草沟组内部上、中、下3段富有机质页岩有机地球化学特征进行详细对比研究的成果基本未见公开报道。本文在对露头、探槽与钻井样品的镜检及岩石热解等测试分析基础上，针对准南博格达山北缘芦草沟组富有机质页岩的有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度等方面，分别按博格达东段与西段，芦草沟组内部的上、中、下3段，以及露头与钻井进行了详细的对比研究，并对芦草沟组页岩生烃潜力进行了评价。这些方面的研究将为芦草沟组非常规油气潜力的分区、分段评价奠定基础。

1 区域地质背景

准噶尔盆地位于欧亚构造域边缘，与特提斯构造域相邻[9]，夹持于哈萨克斯坦板块、西伯利亚板块、阿尔泰褶皱造山带和天山褶皱造山带之间，是一个大型的多类型复合叠加的含油气盆地[10-13]，经历了多阶段不同性质的构造演化与变革，地质条件复杂[14-21]。准噶尔盆地在前寒武纪结晶基底上沉积了寒武系—石炭系海相及海陆交互相地层，后经海西期周缘海槽褶皱形成盆地褶皱基底，构成准噶尔盆地前寒武纪结晶基底与海西期褶皱基底的双层基底结构。二叠纪以来，准噶尔地块处于板内盆地发展与改造时期[22]，成盆后接受二叠纪至今的盖层沉积；沉积环境也由早—中二叠世之前的海相逐渐过渡到之后的陆相。据前人研究，芦草沟组为晚二叠世温暖气候下的湖相沉积[23-25]。芦草沟组主要出露于博格达山北缘山前带（图1），且根据博格达西段芦草沟组露头岩性岩相组合特征，芦草沟组可划分为上、中、下3段。芦草沟组上、中、下3段中均有灰黑色碳质泥页岩发育，其中上段碳质泥页岩连续厚度最大，可达700m左右。

图1 研究区位置及芦草沟组露头分布

2 页岩有机地球化学特征

2.1 有机质类型

干酪根类型是页岩气评价的重要指标之一，也是决定生气潜力的关键因素之一[26]。镜检结果表明（图2）：准南芦草沟组干酪根以Ⅱ型为主，约占68%，其次为Ⅲ型，约占32%；其中，Ⅱ型干酪根又以Ⅱ1型为主，约占60%，Ⅱ2型约占40%。在博格达西段芦草沟组中Ⅱ型干酪根所占比重约为87%，远高于博格达东段中Ⅱ型干酪根所占比重（64%）。另外，在博格达西段，芦草沟组上段干酪根以Ⅱ1型为主，所占比重约56%；中段与下段中干酪根均以Ⅱ2型为主。

图2 准南芦草沟组干酪根类型(据镜检结果)

从Ⅱ1型、Ⅱ2型到Ⅲ型干酪根，其镜检组分中的惰质组含量总体上越来越高，而腐泥组含量则越来越低（图3）。在整个准南芦草沟组干酪根镜检组分中，树脂体含量都比较低，而且基本上只在Ⅱ1型干酪根中发育。

依据最大热解峰温（Tmax）与氢指数（IH）关系进行干酪根类型划分，结果表明（图4）：整个博格达北缘，芦草沟组干酪根类型Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型均有发育；博格达西段中，Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型均有发育，且各自所占比重分配相当；但在博格达东段，干酪根类型以Ⅲ型为主，少量Ⅰ型、Ⅱ型。

岩石热解结果以S2及S4为主（表1）。以S1+S2测试结果进行干酪根类型划分（＞20mg/g为Ⅰ型，6～20mg/g为Ⅱ1型，2～6mg/g为Ⅱ2型，＜2mg/g为Ⅲ型），结果表明（图5）：博格达北缘芦草沟组干酪根类型以Ⅰ型为主，约占37%，Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型所占比重渐次减少；在博格达西段，芦草沟组干酪根类型以Ⅰ型为主，约占71%，Ⅱ型总计约占20%；而博格达东段，芦草沟组干酪根类型以Ⅱ型为主，总计约占48%，其次为Ⅰ型，约占35%；在博格达西段芦草沟组上、中、下3段中，干酪根类型均以Ⅰ型为主，各自约占42%、78%及65%，各段中Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根总占比分别为75%、89%及86%。

综合各方法结果认为，无论是在博格达东段，还是在西段，也无论是在芦草沟组内部的上段、中段还是下段中，干酪根类型均以Ⅰ型及Ⅱ1型为主，Ⅱ2、Ⅲ型较少，表明芦草沟组中的有机质主要来源于内源生物有机体。因此，越往湖盆深水区，干酪根类型越接近Ⅰ型为主；越靠近物源区，陆源植物会成为地层中有机质的主要来源，干酪根类型会越接近Ⅲ型为主。

芦草沟组中富有机质泥页岩主要为前扇三角洲相—深湖相沉积[27]，且有机质成熟度偏低。因此，研究认为，以IH—Tmax图解及S1+S2参数所得出的干酪根类型结果大致一致，其结论亦相对合理一些。

图3 准南芦草沟组不同类型干酪根镜检组分构成

图4 准南芦草沟组干酪根类型IH—Tmax图解

表1 准南芦草沟组碳质页岩岩石热解数据统计

图5 准南芦草沟组干酪根类型（据S1+S2划分）

2.2 有机碳含量

准南芦草沟组碳质泥页岩中总有机碳含量（TOC）高。通过分析统计（图6），芦草沟组有机碳含量具以下特征：

整个准南芦草沟组TOC以1%～6%区间为主，样品占比约73%；而TOC≥2%的样品占比约77%。博格达东段芦草沟组TOC以1%～6%区间为主，样品占比约72%；但以1%～2%区间出现的频度最高且样品占比约19%；而TOC≥2%的样品占比约75%。博格达西段芦草沟组TOC也以1%～6%区间为主，样品占比约74%；但以3%～4%区间出现的频度最高且样品占比约21%；而TOC≥2%的样品占比约82%。

在博格达西段，芦草沟组上段TOC以1%～6%区间为主，样品占比约77%，但以3%～4%区间出现的频度最高且显著，其样品占比约23%，而TOC≥2%的样品占比约81%。中段TOC均大于1%，以2%～5%区间及9%～11%区间为主，各自样品占比约26%、28%；而TOC≥2%的样品占比约94%。下段TOC以1%～5%区间为主，样品占比约83%；但以2%～3%区间出现的频度最高，其样品占比约28%；而TOC≥2%的样品占比约89%。

图6 准南芦草沟组不同TOC区间样品占比

芦草沟组中TOC超过15%的样品主要分布在博格达东段，这是因为芦草沟组油页岩主要分布在博格达东段，而油页岩样品的测试结果往往会得出TOC高值。因此，除去少部分TOC≥15%的样品之后，博格达东段TOC均值仅为4.1%，而西段TOC均值为4.3%。整体而言，博格达西段芦草沟组TOC高于博格达东段。

纵向上，芦草沟组上、中、下3段均以TOC≥2%为主；但中段碳质泥岩TOC最高，均值为7%，上段TOC均值为4.13%，下段TOC均值为4.07%，全组TOC均值为4.48%。整体上，就芦草沟组TOC而言，中段高于上段，而上段高于下段。

平面上，TOC高值区基本上围绕博格达山分布（图7），这是因为博格达地区在芦草沟组沉积时期为湖盆深水区，而TOC主要受沉积环境影响和控制，沉积水体越深，其TOC就会越高。

图7 准南芦草沟组TOC平面分布图

2.3 有机质成熟度

碳质泥页岩中有机质成熟度对页岩气勘探潜力起重要作用。反映有机质成熟度的指标较多，而镜质组反射率（Ro）及最大热解峰温（Tmax）是其中最为重要的两个指标。统计分析结果表明（表2、表3、图8）：

(1）准南芦草沟组Ro值介于0.34%～1.61%之间，均值为0.8%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.55%～1.05%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.8%；Tmax值介于321～479℃之间，均值为442℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达50%。

(2）博格达东段芦草沟组Ro值介于0.34%～1.2%之间，均值为0.75%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.5%～1.0%之间，而峰值频率所对应的Ro值为0.75%；Tmax值介于321～479℃之间，均值为441℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达43%。

表2 准南芦草沟组有机质Ro与Tmax统计（一）

表3 准南芦草沟组有机质Ro与Tmax统计（二）

图8 准南芦草沟组镜质组反射率（Ro）正态分布

(3）博格达西段芦草沟组Ro值介于0.62%～1.61%之间，均值为0.92%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.7%～1.1%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.92%；Tmax值介于321～479℃之间，均值为442℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达77%。

(4）博格达西段芦草沟组上段Ro值介于0.64%～1.61%之间，均值为0.96%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.75%～1.15%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.96%；Tmax值介于433～468℃之间，均值为446℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达79%。

(5）博格达西段芦草沟组中段Ro值介于0.68%～1.19%之间，均值为0.81%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.6%～1.0%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.81%；Tmax值介于438～453℃之间，均值为445℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达67%。

(6）博格达西段芦草沟组下段Ro值介于0.62%～0.91%之间，均值为0.74%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.58%～0.9%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.74%；Tmax值介于434～448℃之间，均值为441℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达72%。

(7）准南芦草沟组露头样品Ro值介于0.34%～1.19%之间，均值为0.72%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.45%～0.95%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.72%；Tmax值介于421～463℃之间，均值为439℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达42%。

(8）准南芦草沟组钻井样品Ro值介于0.64%～1.61%之间，均值为0.92%，出现频率超过10%的Ro值主要介于0.68%～1.15%之间，而峰值频率所对应的Ro值约为0.92%；Tmax值介于321～479℃之间，均值为448℃，以440℃≤Tmax＜450℃区间占比最大，达65%。

整体上，芦草沟组中Ro＜0.5%的样品只出现在博格达东段，而且只出现在露头样品中，且Tmax＜435℃的样品也主要出现在博格达东段，而1.3%≤Ro＜2.0%的样品只出现在博格达西段（在西段中约占19%）。据此，并综合Ro及Tmax区间占比研究表明，芦草沟组在博格达东段抬升暴露略早于博格达西段，所经历的热演化程度略低于博格达西段，而且博格达西段19%的样品1.3%≤Ro＜2.0%，表明已部分进入生气窗。因此，针对芦草沟组的页岩气勘探，博格达西段可能比东段更有利。

另外，芦草沟组钻井样品的Ro及Tmax高值区间占比均明显高于露头样品，表明覆盖区热演化程度明显高于露头区热演化程度。虽然调查井钻探深度不大，即芦草沟组在调查井中的埋深与露头差异不大，地温差异不大，但小的地温差异在持久的时间补偿下，仍然可以导致有机质成熟度的明显差异。这可能意味着出露时间越长的地层，其露头与覆盖区有机质成熟的差异可能会越大。

3 页岩生烃潜力综合评价

碳质泥页岩的生烃潜力主要取决于泥页岩的厚度、展布面积及有机地球化学特征，其中，有机质类型、有机质丰度、有机质成熟度是决定生烃潜力的重要参数。

准南芦草沟组烃源岩基本覆盖了造山带以外的地腹区，烃源岩连续垂厚从150m左右到大于600m；有机质类型以I型和II型为主；有机碳含量高，TOC介于0.06%～23.15%之间，均值为4.48%，但TOC介于1%～7%的样品约占78%；有机质成熟度Ro介于0.34%～1.27%之间，以0.7%～0.8%为主，约占32%，其中，Ro介于0.6%～0.9%的样品约占62%，Ro大于0.7%的样品约占67%，表明芦草沟组有机质已进入生油窗。结合钻井中良好的油显示（图9)，表明芦草沟组具有良好的致密油勘探潜力。

另外，在博格达西段，芦草沟组约19%的样品表明已经进入生气窗口（1.3%≤Ro＜2.0%），且钻井揭示上段页岩气含气量最大值可达2.49m3/t，表明准南芦草沟组具有较好的页岩气勘探潜力。

4 结论

通过对准南芦草沟组的地表地质调查，结合露头与钻井样品测试分析及对比研究表明：

(1）针对准南芦草沟组富有机质泥页岩中的有机质类型划分，岩石热解结果所进行的干酪根类型划分比镜检结果更趋合理，且结果表明芦草沟组干酪根以Ⅰ型为主，其次为Ⅱ1型，Ⅲ型干酪根在博格达东段比西段更发育。

图9 准南芦草沟组中的油显示

(2）准南芦草沟组TOC主要介于3.0%～4.0%之间。平面上，博格达西段芦草沟组TOC高于博格达东段；纵向上，中段TOC高于上段，而上段高于下段。

(3）准南芦草沟组有机质以处于成熟阶段为主，Ro峰值为0.8%，Tmax主要介于440～450℃之间。芦草沟组在博格达东段的抬升暴露略早于博格达西段，所经历的热演化程度略低于博格达西段。露头样品有机质成熟度明显低于钻井样品，这可能意味着出露时间越长的地层，其露头区与覆盖区有机质成熟的差异可能会越大。

(4）准南芦草沟组具有较好的致密油与页岩气勘探潜力，而且博格达西段芦草沟组页岩气勘探潜力可能好于博格达东段。

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Organic geochemistry of Lucaogou Formation shale in southern Junggar Basin and its geological signif cance for unconventional hydrocarbon potential

Bai Honghai1, Wang Zhenghe2, Zhou Jibin1, Wu Chao1
( 1 The 9thBrigade, Xinjiang Geological and Mineral Exploration and Development Bureau; 2 Chengdu Center, China Geological Survey )

Considering the great success in the shale gas exploration and development in the Sichuan Basin, the shale gas potential in the southern Junggar Basin is worthy of study. Accordingly, based on the surface geologic investigation and the drilling results of shale gas detection wells, analysis and comparison were carried out for the organic geochemistry characteristics of the Lucaogou Formation shale in the eastern and western parts of the Bogda Mountain, the upper, middle and lower members of the Lucaogou Formation, and outcrop and drilling samples. Moreover, the unconventional hydrocarbon potential in the Lucaogou Formation was predicted. Some conclusions are drawn as follows. First, in the Lucaogou Formation, the kerogen types discriminated with rock pyrolysis are more reasonable than those discriminated with microscopic examination, indicating primary type I and type II1kerogen, a little type II2and type III, and more type III in the eastern part than the western part of the Bogda Mountain. Second, the Lucaogou Formation has high organic matter abundance. Particularly, 77% of the samples show TOC≥2%, mostly between 3.0% and 4.0%. Horizontally, the TOC is higher in the western part than that in the eastern part of the Bogda Mountain; vertically, it is higher in the middle member than that in the upper member, but higher in the upper member than that in the lower member of the Lucaogou Formation. Third, the peak Ro is mainly around 0.8%, the Tmaxranges from 440℃ to 450℃, and the organic matter is mainly in mature stage. The Lucaogou Formation was uplifted and exposed earlier in the eastern part than the western part of the Bogda Mountain, and accordingly the thermal evolution in the eastern part is slightly lower than that in the western part. Fourth, the Lucaogou Formation is highly potential for tight oil and shale gas exploration, and the shale gas potential in the western part is better than that in the eastern part of the Bogda Mountain.

Junggar Basin, Lucaogou Formation, shale gas, kerogen type, TOC, organic maturity

TE112.113

：A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.04.003

新疆维吾尔自治区地勘基金项目“新疆准噶尔盆地南缘重点远景区页岩气调查评价”（N12-4-XJ02）。

白洪海（1961-），男，陕西西安人，1983年毕业于新疆工学院，教授级高级工程师，现主要从事地质矿产与非常规油气勘探工作。地址：新疆乌鲁木齐市西山路67号第九地质大队，邮政编码：830009。E-mail：bhh0998@163.com

王正和（1976-），男，四川省大竹人，博士，2009年毕业于中国地质大学（北京），高级工程师，主要从事沉积层序研究及油气勘探方面的工作。地址:四川省成都市一环路北三段成都地质调查中心，邮政编码：610083。E-mail：carbonhydro@163.com

2016-05-13；修改日期：2017-05-19