准噶尔盆地乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩生烃潜力分析

肖 伟, 张枝焕*, 陈 雪, 张学才， 张 婵

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室， 北京 102200； 2. 中国石化胜利油田分公司油气勘探管理中心， 东营 257000)

准噶尔盆地石炭纪时期整体表现为早海晚陆、南海北陆的古地理演化格局[1-2]，弧后、弧内、裂陷等沉积背景为烃源岩发育提供了条件[3-4]。伴随着石炭系勘探工作的深入，勘探出克拉美丽等数个油气来源石炭系地层的油气田[5-6]，石炭系油气成藏具备典型的源控特征[7-8]，搞清楚烃源岩的品质、分布以及热演化程度是寻找油气的关键。目前已在乌伦古坳陷多套地层发现了油气，前人研究发现这些油气主要来自石炭系烃源岩[9-13]，反映了乌伦古地区石炭系具备生烃条件，但是在以往对成熟度高的烃源岩评价不重视，恰好研究区石炭系成熟度较高，导致研究区石炭系有效烃源岩的岩性类型、分布特征、演化规律及形成环境等方面的不清晰，加之前人对石北凹陷石炭系烃源岩的研究甚微，给研究区油气资源潜力分析和下一步油气勘探带来很大困难，需要进一步开展相关研究。本次研究在乌伦古坳陷中南部选取了ZB1井、ZB101井、ZB3井、WC1井、DB1井和DB2井石炭系烃源岩，对比了石炭系不同层段、不同岩性烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度及倾油气性特征，并通过与研究区周边已经被证实具有气源贡献的滴水泉凹陷石炭系烃源岩地球化学特征的对比，综合分析了研究区石炭系不同层段、不同岩性烃源岩的生烃条件以及有效烃源岩的岩性类型及分布特征。该研究成果深化对乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩的系统认识，对下一步油气勘探指明方向。

1 研究区地质背景

如图1所示[14]，乌伦古坳陷位于准噶尔盆地东北部，由索索泉凹陷、石北凹陷和红岩断阶带三个二级构造单元组成[15]。乌伦古坳陷处于陆梁—克拉美丽岛弧带后翼弧后盆地沉积环境。由于经历了复杂的构造运动，地层发育状况相差很大，有的地区剥蚀出露到下古生界，有的地区地层发生倒转和重复[16]，情况不一而足。目前DB1井和Q1井获工业油气流，Q002井和Q6井试获工业气流，ZB1井侏罗系至二叠系多套地层中见良好的油气显示，ZB101井三叠系又见丰富的油气显示，日产气15 293 m3，展现了较大的勘探前景[17]。

图1 准噶尔盆地乌伦古坳陷构造位置图(据文献[17]修改)Fig.1 Structural location of Wulungu Depression, Junggar Basin(modified according to ref.[17])

2 烃源岩分布特征

如图2所示[18]，乌伦古坳陷石炭系厚度大，地层层序分布比较完整。部分钻井揭示，除ZB3井钻遇巴塔玛依内山组(巴山组)和姜巴斯套组外，ZB1井、ZB101井、WC1井、DB1井和DB2井均缺失上石炭统巴山组。岩性类型包括泥岩、炭质泥岩、凝灰质泥岩和凝灰岩，其中凝灰岩厚度最大，泥岩的厚度相对较小，但不同井区、不同层位岩性及厚度差别均较 大，如图3所示，ZB3井巴山组炭质泥岩厚度为171.5 m，凝灰质泥岩厚度约为268 m，凝灰岩厚度约612.4 m，泥岩厚度仅12 m；姜巴斯套组凝灰岩厚度为290 m，泥岩厚度为6 m。WC1井姜巴斯套组厚度达2 103.6 m，其中凝灰质泥岩厚度占到1 207.6 m，凝灰岩厚度为621.6 m，泥岩厚度为222 m。部分其他井区石炭系地层及不同岩性烃源岩的分布特征如图3所示。

图2 准噶尔盆地乌伦古坳陷石炭系地层综合柱状图(据文献[18]修改)Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Carboniferous strata in Wulungu Depression, Junggar Basin(modified according to ref.[18])

▽代表此井未钻穿该层位; GR为自然伽马；SP为自然电位图3 准噶尔盆地乌伦古坳陷中南部石炭系连井地球化学剖面图Fig.3 Geochemical section of the Carboniferous interwell in central and southern part of Wulungu Depression, Junggar Basin

3 烃源岩有机地球化学特征

3.1 有机质丰度

如表1、图4和图5所示，巴山组泥岩有机碳含量(total organic carbon, TOC)为0.43%～3.55%，平均值为2.33%，40%样品处于1.50%～3.00%，30%样品小于1.50%，其余样品大于3.00%；可溶烃+热角烃(S1+S2)处于0.89～13.85 mg/g，平均值是5.02 mg/g，其中有66.67%的样品大于2 mg/g，综合评价是中等-好烃源岩。姜巴斯套组泥岩TOC为0.10%～4.77%，平均值为0.83%、94.26%的泥岩样品小于1.5%；S1+S2处于0.04～6.80 mg/g，平均值是0.52 mg/g，其中95.65%的泥岩样品小于2 mg/g；氯仿沥青“A”处于0.040%～0.062%，有机质丰度综合评价是差烃源岩。

图5 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩TOC与S1+S2相关图Fig.5 Correlation diagram of TOC and S1+S2 of Carboniferous source rocks in central and southern Wulungu Depression

表1 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩有机质丰度综合评价表

巴山组凝灰质泥岩TOC为0.55%～17.34%，平均值为5.25%， 95.45%的样品TOC高于1%；S1+S2是0.41～29.13 mg/g，平均值是5.85 mg/g， 95.24%的样品小于6 mg/g；氯仿沥青“A”处于0.022%～0.35%，平均值是0.11%，评价结果是中等-好烃源岩。姜巴斯套组凝灰质泥岩TOC为0.05%～18.66%，平均值为2.20%，其中50%的泥岩样品TOC小于0.60%；S1+S2处于0.04～19.03 mg/g，平均值是2.01 mg/g，71.74%的泥岩样品小于2 mg/g；氯仿沥青“A”处于0.003%～0.147%，平均值是0.069%，评价结果是差-中等烃源岩。

巴山组炭质泥岩TOC为6.47%～29.73%，平均值为15.04%，其中61.54%炭质泥岩样品TOC大于10%；S1+S2是11.37～49.24 mg/g,平均值是29.55 mg/g，其中70%的样品小于35 mg/g;氯仿沥青“A”处于0.033%～0.481%，平均值是0.246%，评价结果是差-中等烃源岩。姜巴斯套组炭质泥岩TOC为5.70%～17.12%，平均值为13.23%，其中66.67%的泥岩样品大于10%；S1+S2处于6.51～35.04 mg/g,平均值是25.22 mg/g,其中66.67%的泥岩样品大于10 mg/g；氯仿沥青“A”处于0.013%～0.147%，平均值是0.069%，评价结果是中等烃源岩。

从横向分布来看，石北凹陷石炭系烃源岩评价结果比索索泉凹陷好，其中ZB3井和ZB1井姜巴斯套组烃源岩有机质丰度低于ZB101井，ZB101井石炭系烃源岩TOC 大多在2%以上的趋势，WC1井姜巴斯套组烃源岩有机质丰度高于DB1井和DB2井，WC1井石炭系烃源岩TOC大多处于0～2%，说明有机质丰度从ZB3井、ZB1井到ZB101井逐渐升高，又从WC1井到DB1井、DB2井逐渐降低，研究区横向上表现为先升高再降低。

3.2 有机质类型

本次通过干酪根显微组分[19]和热解参数[20]分析了研究区石炭系烃源岩的有机质类型。

显微组分可以间接反映母质来源。如表2和图6所示，研究区石炭系巴山组凝灰质泥岩和炭质泥岩的镜质组和惰质组占比非常高；姜巴斯套组泥岩、凝灰质泥岩和炭质泥岩镜质组和惰质组占比同样非常高，镜质组的占比远远大于惰质组，反映出石北凹陷和索索泉凹陷石炭系烃源岩的母质来源以高等植物为主。类型指数分布范围得出，有机质类型均为Ⅱ2-Ⅲ型。

表2 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩有机显微组分和有机质类型划分表

如图6(a)所示，有机质类型还可以通过岩石热解参数HI-Tmax散点图区分(HI是指热解烃S2与TOC的比值，Tmax是指最高热解峰温)。研究区石炭系烃源岩样品集中在Ⅱ2-Ⅲ型趋势线附近，极少量样品出现在Ⅰ型和Ⅱ1型区域。其中巴山组以Ⅱ2-Ⅲ型为主，少量炭质泥岩样品是Ⅱ1型，少量泥岩样品是Ⅰ型，总体上巴山组以Ⅱ2-Ⅲ型为主。姜巴斯套组泥岩以Ⅲ型为主，凝灰质泥岩主要是Ⅱ2-Ⅲ型，炭质泥岩样品数也较少，总体上姜巴斯套组有机质类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主。因成熟度偏高，有机质易转化为可溶烃(S1)、热解烃(S2)，氢指数(HI)也会降低，所以整体石炭系氢指数偏低。

如图6(b)所示，横向上看，石北凹陷Ⅱ2型较多，索索泉凹陷以Ⅲ型较多，ZB3井、ZB1井和ZB101井的石炭系烃源岩有机质类型都是以Ⅱ2-Ⅲ型为主，少许样品分布在Ⅰ型和Ⅱ1型区域附近；WC1井石炭系烃源岩接近全部为Ⅲ型，DB1和DB2井主要分布在Ⅱ2-Ⅲ型趋势线附近。

3.3 有机质成熟度

镜质体反射率Ro是目前反映成熟度最可靠的指标，随着成熟度的升高而增大。如图7所示，无论是巴山组还是姜巴斯套组，Ro的最小值均超过0.5%。其中巴山组烃源岩Ro为0.63%～1.05%，平均值是0.84%，多数样品处于0.7%～1.3%(成熟阶段)；姜巴斯套组Ro分布在0.69%～2.04%范围，平均值是1.47%，多数样品处于0.7%～1.3%(成熟阶段)和1.3%～2%(高成熟阶段)。

Ro为镜质体反射率，是目前反映成熟度最可靠的指标，随着成熟度的升高而增大图6 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩HI-Tmax判别图Fig.6 HI-Tmax discriminant map of Carboniferous source rocks in central and southern Wulungu depression

图7 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩镜质体反射率频率分布Fig.7 Frequency distribution of vitrinite reflectance of Carboniferous source rocks in central and southern Wulungu Depression

如图8所示，从研究区石炭系烃源岩Ro与深度关系上不难看出，深度越深大，Ro逐渐增大。如图8(a)所示，不同井之间Ro随深度的变化趋势存在很大差别，其中WC1井、ZB1井、ZB101井、ZB3井石炭系烃源岩Ro的变化趋势基本一致，约3 700 m时进入成熟阶段(Ro>0.7%)，在约5 250 m时进入高成熟阶段，6 200 m时开始达到过成熟阶段；DB1井和DB2井成熟度变化趋势与上述4口井存在比较明显的差别，在相同深度情况下，其成熟度明显高于上述4口井，说明横向上成熟度逐渐增大，是由于乌伦古坳陷构造演化过程中，南东侧隆升幅度更大[21]，造成DB1井和DB2井的位置遭受抬升幅度大，通过DB1井、DB2井与其他几口井石炭系烃源岩Ro的分布情况看，在研究区地层抬升之前石炭系烃源岩就已经进入成熟-高成熟阶段。如图8(b)所示，巴山组成熟度明显低于姜巴斯套组。横向上看，石北凹陷烃源岩成熟度明显低于索索泉凹陷。

图8 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩镜质体反射率对比图Fig.8 Contrastive map of vitrinite reflectance of Carboniferous source rocks in central and southern Wulungu Depression

3.4 烃源岩生烃潜力综合评价

综合分析表明，乌伦古坳陷中南部石炭系丰度较高，类型以Ⅱ2-Ⅲ为主，成熟度较高，以生气为主。如图9所示，巴山组泥岩TOC主要分布在中等-好区域，类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主，主要是倾气源岩；凝灰质泥岩丰度较高，类型以Ⅱ2-Ⅲ型为主，为倾气源岩；炭质泥岩TOC主要分布中等烃源岩区域，类型为Ⅲ型，为倾气源岩。姜巴斯套组泥岩TOC主要分布中等烃源岩区域，类型为Ⅲ型，为倾气源岩；凝灰质泥岩丰度较差，类型为Ⅲ型，是倾气源岩；炭质泥岩为中等烃源岩，类型为Ⅲ型，为倾气源岩。

图9 乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩TOC与HI分布图Fig.9 TOC and HI distribution map of Carboniferous source rocks in central and southern Wulungu Depression

3.5 有效烃源岩分布特征分析

气源岩能否有效排出天然气，除了受有机质丰度和类型影响以外，很大程度还受到成熟度的控制，当TOC和生烃潜量达到下限值时，并非就一定可以有效排气，还需达到高过成熟阶段[22]。如图10所示，目前研究区钻井揭示的巴山组烃源岩Ro=0.63%～1.05%，平均值是0.84%，虽然部分烃源岩TOC和HI达到下限值，却由于成熟度未达到气源岩成熟度标准，不能作为有效烃源岩。姜巴斯套组泥岩Ro=1.44%～2.03%，平均值为1.63%，且部分姜巴斯套组泥岩TOC和HI达到下限值，所以可以作为有效烃源岩；姜巴斯套组凝灰质泥岩的TOC和HI相对较好，Ro=1.04%～2.04%，平均值为1.31%，满足有效排气源岩成熟度的下限值。如表1所示，巴山组和姜巴斯套组炭质泥岩TOC和生烃潜量均很高，但目前钻井揭示巴山组炭质泥岩Ro普遍在0.9%左右，所以也不能作为有效烃源岩，姜巴斯套组炭质泥岩成熟度普遍在2.0%左右，达到了有效排气源岩的标准。

图10 乌伦古坳陷中南部石炭系有效排气源岩判别图Fig.10 Identification chart of carboniferous effective exhaust gas source rocks in central and southern Wulungu Depression

4 研究区与滴水泉凹陷石炭系烃源岩地球化学特征对比

目前，滴水泉凹陷已经产出大量的天然气，并且证实气来源于石炭系巴山组和滴水泉组(松喀尔苏组)烃源岩，本文中与已产气的滴水泉凹陷对比，进一步讨论研究区石炭系烃源岩的生气条件，前人对滴水泉凹陷做了大量的工作，有效产气的是泥岩和炭质泥岩并且统计前人滴水泉凹陷烃源岩地球化学数据[23-29]，如表3所示,其中滴水泉凹陷巴山组泥岩TOC=0.3%～5.87%，平均值为2.15%，S1+S2=0.23～11.28 mg/g,平均值为2.79 mg/g，氯仿沥青“A”处于0.003%～0.077%，平均值为0.021%；巴山组炭质泥岩TOC=6.2%～18.19%，平均值为6.14%，S1+S2处于13.25～27.2 mg/g,平均值为20.15 mg/g,氯仿沥青“A”处于0.09%～1.026%，平均值为0.192%。滴水泉组泥岩TOC=0.40%～3.15%，平均值为1.24%，S1+S2处于0.28～1.8 mg/g，平均值为0.84 mg/g,氯仿沥青“A”处于0.022%～0.089%，平均值为0.051%；滴水泉组炭质泥岩TOC=18.20%～21.10%，平均值为19.65%，S1+S2处于1.63～9.79 mg/g,平均值为5.21 mg/g,氯仿沥青“A”处于0.092%～0.363%，平均值为0.22%。

表3 乌伦古坳陷中南部与滴水泉凹陷石炭系烃源岩地球化学参数对比表

滴水泉凹陷巴山组泥岩和炭质泥岩类型为Ⅱ2-Ⅲ型，其中主要是Ⅲ型，滴水泉组泥岩和炭质泥岩类型为Ⅱ2-Ⅲ型，其中主要为Ⅱ2型。

滴水泉凹陷巴山组烃源岩Ro=0.7%～1.80%，处于成熟-高成熟；滴水泉组Ro=0.66%～1.71%，达到成熟-高成熟阶段。研究区巴山组泥岩和炭质泥岩TOC和S1+S2均高于滴水泉凹陷；研究区巴山组炭质泥岩氯仿沥青“A”均高于滴水泉凹陷；姜巴斯套组泥岩TOC、S1+S2和氯仿沥青“A”均小于滴水泉凹陷滴水泉组泥岩；姜巴斯套组炭质泥岩TOC、S1+S2和氯仿沥青“A”与滴水泉凹陷滴水泉组质泥岩向TOC和氯仿沥青“A”低，S1+S2高；研究区石炭系烃源岩有机质类型和滴水泉凹陷均主要发育Ⅱ2-Ⅲ型；研究区巴山组烃源岩成熟度低于滴水泉凹陷巴山组烃源岩；姜巴斯套组烃源岩成熟度与滴水泉凹陷滴水泉烃源岩接近，都处于成熟—高成熟阶段。整体上来看，研究区石炭系与滴水泉凹陷石炭系发育着一套相似的海陆过渡相地层，产气潜力很强，表现出极强的勘探潜力。

5 结论

(1)乌伦古坳陷中南部石炭系烃源岩有机质丰度较高，其中巴山组凝灰质泥岩有机质丰度最高，泥岩和炭质泥岩有机质丰度次之；姜巴斯套组炭质泥岩有机质丰度最高，泥岩和凝灰质泥岩次之。石炭系不同层段、不同岩性烃源岩的有机质类型均以Ⅱ2-Ⅲ型为主。石炭系烃源岩有机质演化程度高，普遍达到成熟—高成熟阶段。姜巴斯套组炭质泥岩、泥岩和凝灰质泥岩均能作为有效排气源岩，而目前钻井揭示巴塔玛依内山组烃源岩成熟度低，未能达到有效排气源岩的标准。

(2)乌伦古坳陷中南部地区与滴水泉凹陷石炭系烃源岩的地球化学特征比较接近，研究区巴山组泥岩有机质丰度高于滴水泉凹陷，炭质泥岩有机质丰度相比较高。研究区姜巴斯套组泥岩有机质丰度低于滴水泉凹陷，炭质泥岩有机质丰度高于滴水泉凹陷。研究区烃源岩有机质类型与滴水泉凹陷相近，都是以Ⅱ2-Ⅲ型为主。目前钻井揭示的巴山组烃源岩成熟度低于滴水泉凹陷，姜巴斯套组烃源岩成熟度与滴水泉凹陷的接近。综合反映出研究区姜巴斯套组是一套生烃潜力极强的烃源岩，为该区油气勘探指明方向。