新疆富蕴县扎河坝凹陷石炭—二叠系烃源岩特征及生烃条件分析

贾健 舍建忠 段旭杰 彭戈

摘  要：准噶尔盆地东北部扎河坝凹陷发育有大面积烃源岩，前人曾发现挥发性原油。对扎河坝凹陷内石炭系、二叠系烃源岩各项有机地化特征进行分析。结果表明，该盆地石炭系、二叠系烃源岩有机质丰度相对较高，各项参数均达到烃源岩要求。新疆富蕴县扎河坝凹陷内发育有两套烃源岩层，分别为下石炭统姜巴斯套组和下二叠统扎河坝群。下石炭统姜巴斯套组灰黑色碳质泥岩单层连续厚度在數米至80 m，累积厚150～200 m。总体沉积环境为滨岸-浅水陆棚环境。二叠系扎河坝群上部为一套含煤碎屑岩为主的地层，碎屑沉积岩中赋存可采煤层和少量古生物化石，发育灰黑色碳质泥岩，厚约50 m。姜巴斯套组烃源岩有机质来源复杂，烃源岩有机碳含量0.24%～1.04%，均值0.74%;有机质类型为Ⅱ2-III型干酪根;热演化程度较高，有机质处于高成熟演化阶段;综合评价为高成熟、中等油气源岩。二叠系扎河坝群有机碳含量0.96%～8.08%，均值3.34%;总体沉积环境为滨湖-浅湖相，有机质类型为Ⅱ2型干酪根;热演化程度较高，有机质处于高成熟演化阶段;综合评价为高成熟、中等油气源岩。

关键词：扎河坝凹陷;石炭—二叠系烃源岩;有机碳;成熟度

准噶尔盆地二叠系、石炭系烃源岩大量发育，克拉玛依油田主要烃源岩是二叠系，卡拉麦里气田、五彩湾气田主要烃源岩是石炭系[1-3]。石冰清等对新疆准噶尔盆地东北缘石炭系滴水泉组（现为塔木岗组）烃源岩进行研究评价认为其具生油潜力。新疆东北部二叠系、石炭系广泛发育，在富蕴、福海、扎河坝等地区广泛出露，扎河坝盆地及乌伦古凹陷多个油气井中都有二叠、石炭系钻揭[4]，岩性岩相复杂，火山岩十分发育。1979年新疆地矿局先后在扎河坝煤矿三口井中5个井段23～188 m的石炭系火山岩中发现挥发性原油，其赋存于裂缝和气孔中，油源分析认为来自还原环境下的低等水生生物[5]。近年来，扎河坝煤矿北部富浅1井控制扎河坝组烃源岩厚30 m，且100 m深处见油气荧光显示。乌伦古凹陷的伦参1、伦2、伦3、伦5、滴北1钻揭的石炭系都发育较厚的碳质泥岩、黑色泥岩、暗色凝灰岩。表明该区具极大的油气潜力[6-8]。本文对扎河坝地区二叠系及石炭系烃源岩有机地球化学特征进行研究，以期对扎河坝凹陷及准噶尔盆地东北部二叠系、石炭系油气勘探起一定的参考作用。

1  地质背景

扎河坝坳陷区域大地构造位置上处于西伯利亚板块与哈萨克斯坦-准噶尔板块接合部位，位于东准噶尔扎河坝蛇绿混杂岩带北缘的一个NE向残存的石炭—二叠系坳陷[9]，面积1 750 km2（图1）。坳陷周缘及内部广泛出露泥盆系、石炭系、二叠系[10]。从下到上包括中泥盆统托让格库杜克组和蕴都卡拉组，上泥盆统卡西翁组和江孜尔库都克组，下石炭统姜巴斯套组，上石炭统巴塔玛依内山组，下二叠统扎河坝群（图1）。其中扎河坝盆地最重要的两套烃源岩层为下石炭统姜巴斯套组和下二叠统扎河坝群。坳陷南缘紧邻的扎河坝蛇绿混杂岩带由蛇纹岩、辉长岩、玄武岩-安山岩和少量凝灰岩及大理岩组成，记录了该区构造演化及北疆地区海陆转换历史[11-13]。

石炭系不整合于泥盆系之上。下石炭统姜巴斯套组岩性为黄绿色粉砂岩、岩屑砂岩夹深灰-灰黑色碳质泥岩（页岩）（图2-A，B），间夹含砾岩屑粗砂岩及数套层间砾岩透镜体、数套石英砂岩透镜体，顶部为浅灰色生物碎屑灰岩透镜体，厚10～250 m，含有大量生物，如苔藓虫、海百合茎、腕足、菊石等化石，顺走向延伸尖灭相变为黄绿色泥岩、粉砂质泥岩。单套灰黑色碳质泥岩连续厚度数米至80 m，累积厚150～200 m。总体沉积环境为浅水陆棚-三角洲相沉积。

二叠系扎河坝群主要分布于凹陷西部扎河坝地区，整体为一向南倾的单斜构造，上部为一套含煤碎屑岩为主的地层，下部为火山岩、火山碎屑岩、碎屑岩夹灰岩透镜体。该组地层主要包括泥质砂岩、砂岩、泥岩和中酸性凝灰岩，碎屑沉积岩中赋存可采煤层和少量古生物。总体沉积环境为滨湖-浅湖相，库尔提河下游东岸特斯巴汗一带扎河坝群下部发育灰黑色碳质泥岩（图2-C，D），厚约50 m。

2  烃源岩特征

2.1  有机质丰度

石炭系姜巴斯套组烃源岩，共采集样品9件。烃源岩TOC含量0.24%～1.04%，均值0.74%。姜巴斯套组烃源岩氯仿沥青“A”为0.002%～0.013%，均值0.006%。总烃含量50.00～64.28 μg/g，均值56.39 μg/g;生烃潜力（S1+S2）含量0.049～0.064 mg/g，均值0.054 mg/g。据许怀先等关于泥岩有机碳含量评价标准为中等烃源岩[14-15]。

二叠系扎河坝群样品采自富蕴地区，共采集样品3件。TOC含量0.96%～8.08%，均值3.34%;生烃潜力（S1+S2）0.019～0.051 mg/g，均值0.030%;氯仿氯仿沥青“A”为0.009%～0.015%，均值0.010%;总烃含量55.56～60.0 μg/g，均值58.06 μg/g。据许怀先等关于泥岩有机碳含量评价标准为中等烃源岩[14-15]。

2.2  有机质类型

石炭系姜巴斯套组共采集9件样品进行热解分析和干酪根C、H、O分析，3个样品进行干酪根碳同位素分析（表1）[15-17]。Tmax-HI图上样品落入III型干酪根区域（图3-A）。干酪根范氏图上样品落入Ⅱ1-Ⅱ2型区域（图3-B）。样品的干酪根δ13C介于-22.06‰～-22.734‰，均值-22.95‰，指示为Ⅱ2-III型干酪根。上述岩石热解参数划分的有机质类型与干酪根范氏图划分的有机质类型存在明显差异，是由于姜巴斯套组样品处于高成熟-过成熟阶段（图3-A）。随着有机质成熟度的增加，有机质生成烃类并运移散失，氢指数（HI）逐渐降低，样品在Tmax-HI图版上常集中在III型分布区（图3-A）。因此，干酪根类型划分往往是低成熟度样品的划分结果最准确。据图3-A中样品的分布区间及干酪根碳同位素分析，初步确定姜巴斯套组烃源岩有机质类型主要以Ⅱ2-III型干酪根为主。

二叠系扎河坝群3个烃源岩样品的岩石热解参数Tmax-HI图指示为III型干酪根（图3-A），干酪根范氏图上3个烃源岩样品落入Ⅱ2型区域（图3-B）。对其中2个样品进行干酪根δ13C测试，其值为-23.42‰和-21.14‰，指示为Ⅱ2型干酪根。上述岩石热解参数划分的有机质类型与干酪根范氏图和干酪根δ13C划分的有机质类型存在明显差异，是由于扎河坝群样品处于高成熟阶段（图3-A），导致大多数有机质生成烃类并排出（氢指数降低），故样品在Tmax-IH图版上常集中在III型分布区内（图3-A）。据范氏图和干酪根δ13C综合分析（图3-B），确定富蕴扎河坝群烃源岩有机质类型主要以Ⅱ2型干酪根为主。

2.3  有机质成熟度

石炭系姜巴斯套组烃源岩样品Ro介于0.99%～1.25%，均值1.09%，处于成熟阶段。Tmax值介于493 ℃～547.5 ℃，均值526 ℃，指示高成熟阶段（表2，图3-A）。H/C原子比介于0.23～0.65，均值0.33（表2），指示为过成熟阶段。二叠系扎河坝群3个烃源岩样品的Ro值介于0.96%～1.26%，达成熟阶段。Tmax值介于444.5 ℃～546 ℃，均值507.8 ℃，（表2，图3-A），指示成熟-高成熟阶段。H/C原子比介于0.27～0.34，均值0.31（表2），指示为过成熟阶段。

3  有机质显微组分特征

参照煤岩学中有机质显微镜下光学特征，以泥岩岩石光片和薄片为样品，对样品中有机质进行鉴定。据煤岩学理论，有机质在透射光下呈黑色，且正交偏光下无消光现象，反射光下不同显微组分颜色略有差别，基本呈白-灰白色，其中镜质组无凸起或微突起，壳质组低突起，惰性组突起最高。实际观察中，研究区烃源岩样品中有机质基本处于均一化状态，显微组分较难区别，反映出较高的热演化程度，但仍可根据光学性质将其与无机矿物区分开。

在透射光下，石炭系姜巴斯套组烃源岩及二叠系扎河坝群烃源岩样品有机质呈黑色，充填于裂隙中（图4-A，B）。在反射光下观察多个样品岩石粉末光片，有机质呈灰白-白及浅灰色，凸起极低。有机质颗粒大小不一，较小颗粒直径在几微米左右，个别较大颗粒直径达几十微米。镜下有机质较破碎，分散不均匀，表现为较亮的星点状特征。个别石炭系姜巴斯套组烃源岩保存较好，呈一定长度的条带状（图4-C）。虽有机质颗粒小，分散不均匀，但总的有机质碎屑含量仍可观。

在扫描电镜下观察块状样品，扫描电镜背散射图像下有机质呈黑色，SEM-EDS面扫碳分布形态代表有机质特征[18]。扫描电镜背散射图像与SEM-EDS面扫碳分布可有效确定有机质的分布。基于SEM-EDS分析，认为有机质主要有以下几种赋存特征：颗粒状分散于粘土矿物基质中，有机质颗粒大小不一，介于几微米至几百微米之间，形状多呈规则状。单个有机质颗粒破碎成几部分，裂缝间被矿物充填（图4-E）。薄层状有机质（图4-F），横向较连续，厚度较大。一般在应力作用下有机质破裂，裂缝被后期流体充填，形成自生矿物。

4  生烃潜力分析

据岩石组合、沉积构造及古生物等资料分析，扎河坝地区下石炭统姜巴斯套组为浅海陆棚与三角洲相沉积。有机质来源具明显二元性，即水生生物与陆源有机质并存，水生生物高产率和陆生高等植物的输入，造成有机质丰度较高。浅海陆棚和前三角洲为静水、低能、还原环境，有利于有机质的保存。姜巴斯套组烃源岩较发育，有机质丰度达中等烃源岩标准。据有机显微组分及干酪根碳同位素分析，姜巴斯套组烃源岩有机质来源复杂，有机质类型为Ⅱ2-III型干酪根;热演化程度较高，有机质处于高成熟演化阶段;综合评价为高成熟、中等油气源岩。二叠系扎河坝群，总体沉积环境为滨湖-浅湖相，碎屑沉积岩中包含可采煤层和少量古生物，有机质来源为水生生物与陆源有机质，有机质类型为Ⅱ2型干酪根;热演化程度较高，有机质处于高成熟演化阶段;综合评价为高成熟、中等油气源岩。

本次样品测试没有钻井取心资料，所选取烃源岩样品全部来自地表，露头风化作用较强，可溶有机质大量流失。实测氯仿沥青“A”“S1+S2”含量较低，己失去原有有机地球化学意义，各项地化分析测试数据都存在不同程度偏差，给烃源岩评价带来较大困难。富浅1井在94.94～105.95 m灰色安山岩中见油气显示，富浅1井氯仿沥青“A”碳同位素值较轻，其值为-29.13‰～-29.68‰，碳同位素值表明原油母质类型较好。样品饱和烃中正构烷烃轻组分缺失，不含β胡萝卜烷，97.40～97.60 m样品的姥植比相对较低，为1.01，表现出以水生生物为母质生源特征。其成熟度参数C2920S/（20S+20R）为0.48，表明原油为成熟油;其他样品成熟度参数C2920S/（20S+20R）为0.56，表明原油成熟度较高。富浅1井原油明显不同于乌伦古原油及陆东石炭系原油。通过油源对比分析，该区可能是二叠系与石炭系混源。该区缺少二叠系，因此，扎河坝油气来源可能为石炭系。在保存条件好的情况下，油气未遭破坏降解可聚集成藏。扎河坝地区石炭系姜巴斯套组和二叠系扎河坝群暗色泥岩具一定的生烃能力。

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Characteristics of Carboniferous-Permian Source Rocks and Hydrocarbon Generation Conditions in Zhaheba Sag，

Fuyun County， Xinjiang

Jia Jian，She Jianzhong，Duan Xujie，Peng Ge

（Xinjiang Institute of Geological Survey， Urumgi，Xinjiang，830000，China）

Abstract：There are a large area of source rocks in Zhahaba sag in the northeast of Junggar basin，volatile crude oil has been found before.The organic geochemical characteristics of Carboniferous and Permian source rocks in Zhahaba sag are analyzed. The results show that the abundance of organic matter in Carboniferous and Permian source rocks is relatively high， and all the parameters meet the requirements of source rocks.Two sets of source rocks in the Zhaheba depression of Fuyun County， Xinjiang， are the Lower Carboniferous Jiangbasitao Formation and the Lower Permian Zhahe Dam Group. The continuous thickness of the ash-black carbonaceous mudstone of the Lower Carboniferous Jiangbasitao Formation ranges from several meters to 80 meters， and the cumulative thickness is about 150-200 meters. The overall sedimentary environment is a shore-shallow water shelf environment. The upper part of the Permian Zhaheba Group is a set of coal-bearing clastic rocks. The clastic sedimentary rocks contain recoverable coal seams and a small number of paleontology， and develop gray-black carbonaceous mudstone with a thickness of about 50 meters. The sources of organic matter in the source rocks of the Jiangbasitao Formation are complex. The organic carbon content of the source rocks is between 0.24% and 1.04%， with an average of 0.74%. The organic matter type is II2-III kerogen. The thermal evolution is high and the organic matter is high. Mature evolution stage; comprehensive evaluation of high mature and medium oil and gas source rocks. The Permian Zhaheba Group has an organic carbon content ranging from 0.96% to 8.08% and a mean value of 3.34%. The overall sedimentary environment is the lakeside-shallow lake facies， and the organic matter type is type II2 kerogen; the thermal evolution is high， organic matter It is in the stage of high maturity evolution; the comprehensive evaluation is high mature and medium oil and gas source rocks.

Key words： Zhaheba Sag; Carboniferous-Permian source rock; Organic carbon; Maturity