准噶尔盆地西北缘天然气成因来源及勘探潜力

龚德瑜，赵长永，何文军，赵 龙，孔玉梅，马丽亚，王瑞菊，吴卫安

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 2. 中国石油新疆油田公司勘探事业部，新疆 克拉玛依，834000；3. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000； 4. 河北省煤田地质局物测地质队，河北 邢台 054000）

准噶尔盆地是中国西部三大叠合含油气盆地之一［1］，油气资源十分丰富。盆地的油气勘探工作始于19 世纪初，距今已有逾百年历史［2］。截至2017 年底，准噶尔盆地探明石油地质储量达33.6×108t，已成为中国最重要的油气生产基地［3-4］。准噶尔盆地西北缘紧邻玛湖和沙湾两大主力生烃凹陷，是油气资源最为丰富的地区［5-6］。2012 年在该区发现的十亿吨级玛湖特大型油田（图1a）是21 世纪以来中国境内发现的最大陆上油田之一［4，7-9］。

相对原油而言，准噶尔盆地的天然气勘探长期没有大的突破［3，10］。截至2018 年，全盆地天然气探明地质储量仅有2 092×108m3［3］。目前已发现的气田主要集中在盆地的东部和南部［2，10-12］，在盆地西北缘也发现了以克拉玛依、金龙和夏子街气藏为代表的一批小型气藏和出气井点（图1a），尽管其规模较小，但平面分布广、产气层位多［2，13-14］，已初步展现出一定的天然气勘探潜力。

前人针对盆地西北缘天然气的成因来源开展了一些研究，总体上认为研究区存在油型气和煤型气两种类型［13-18］，但关于两类天然气的来源仍然存在争论。关于油型气，目前普遍认为其主体为来自玛湖凹陷风城组（P1f）的低成熟油伴生气［13-18］。然而，与西北缘相邻的沙湾凹陷和盆1 井西凹陷现今风城组烃源岩已经达到高-过成熟阶段，研究区是否存在该套烃源岩生成的高熟油型气目前仍未开展系统研究［4］。关于煤型气，一部分学者认为其主体来自中二叠统下乌尔禾组（P2w）烃源岩［13-15］，另一部分学者则更倾向于来自石炭系（C）或下二叠统佳木河组（P1j）烃源岩［16-18］。之所以出现这样的情况，一方面是由于多套烃源岩叠置导致不同成因来源天然气存在混合的可能［12-14］，给气源追溯带来了难度（图2）；另一方面，西北缘自燕山期以来经历了多期构造运动，天然气可能发生了聚集—调整—再聚集的过程并伴随各种次生改造作用［4-6］，进一步增加了天然气成藏过程认识的难度。

本文基于准噶尔盆地西北缘主要产气井的天然气地球化学参数（表1），系统研究了天然气的成因来源及遭受的次生改造，并在此基础上，反演了气藏的形成过程。研究成果提供了一个复杂地质条件下开展气源对比的典型案例，同时也大大深化了对准噶尔盆地天然气勘探潜力的总体认识。

1 地质背景

准噶尔盆地位于中国新疆维吾尔自治区北部，是在前寒武系结晶基底和石炭系褶皱基底之上形成并演化的晚古生代—中、新生代叠合盆地［19-20］。该盆地处于西伯利亚、塔里木和哈萨克斯坦3 大古板块的拼接带，平面上近似呈菱形，面积约13×104km2（图1b）［20-21］。盆地在地质历史上经历了中奥陶世—早石炭世古亚洲洋消亡及碰撞造山、晚石炭世—早二叠世伸展断陷、中-晚二叠世断-拗转换、中生代统一拗陷和新生代陆内前陆等多期演化阶段，分为6 个一级构造单元［20-22］（图1b）。本文研究范围包括盆地西部的玛湖凹陷、沙湾凹陷、中拐凸起、克百断裂带和乌夏断裂带等5个二级构造单元（图1a）。研究区自下而上依次发育石炭系—第四系，其中，P1f咸水湖相泥岩是该区最重要的一套烃源岩［22］，其次为C，P1j和P2w烃源岩［2，9］（图2）。

图1 准噶尔盆地西北缘油气地质概况（a）及不同成因天然气分布（b）Fig.1 Petroleum geology（a）and distribution of natural gas of diverse genetic types（b）at the northwestern margin of Junggar Basin

2 样品与实验方法

本次研究分析了准噶尔盆地西北缘104 口井125个天然气样品，基本涵盖了研究区的主要出气井点和层位。平面上，天然气主要分布在中拐凸起，其次为克百断裂带和乌夏断裂带，在玛湖凹陷也有一定分布（图1a）。研究区产气层位多（石炭系—古近系），埋深跨度大（500 ~ 6 000 m），但主要分布在石炭系、二叠系和中-下三叠统中，深度集中在2 700 ~ 3 500 m（图2；表1）。

天然气组分分析应用Hewlett Packard 6890Ⅱ型气相色谱仪，单个烃类气体组分通过毛细柱分离（PlOT Al2O350 m × 0.53 mm），气相色谱仪炉温首先设定在30 ℃，保持10 min，然后以10 ℃/min 的速率升高到180 ℃。烷烃气碳同位素分析采用Finnigan Mat Delta-S 同位素质谱仪，单个烷烃气组分和CO2通过色谱柱（Plot Q 30 m×0.32 mm）分离。一个样品分析3 次，分析精度为±0.3 ‰，标准为VPDB。通过PetroMod 软件开展了研究区凸起带和凹陷区的一维盆地模拟。烃源岩现今热流值和热导率等参数来自前人的相关研究成果［23-27］。模拟过程中，等效镜质体反射率的计算依据文献［28］提出的Easy%Ro法。

图2 准噶尔盆地西北缘地层和含油气系统Fig.2 Stratigraphic column and petroleum systems at the northwestern margin of Junggar Basin

3 实验结果

3.1 天然气组分特征

准噶尔盆地西北缘天然气中，烷烃气占绝对优势，但含量变化很大，为61.10 % ~ 99.22 %，平均为95.33%，多数样品烷烃气含量大于90 %（表1；图3a，图3b）。其中，甲烷含量为57.75%~96.11%，平均为86.52%，主频分布在85.00%~95.00%（表1；图3a）；重烃气组分（∑C2-5）为1.66 % ~ 34.36 %，平均为8.82%，主频分布在0~10%（表1；图3b）。天然气干燥系数（C1/∑C1-5）为0.71~0.98，平均为0.91（表1；图3c），说明天然气分布在较宽的成熟度区间，是气源岩在不同热演化阶段的产物。天然气中干气（C1/∑C1-5＞0.95）约占样品总数的42.4%（表1）。

表1 准噶尔盆地西北缘天然气地球化学参数Table 1 Geochemical parameters of natural gases from the northwestern margin of the Junggar Basin

非烃气体中二氧化碳含量低，为0.01 % ~4.19 %，平均为3.26 %；氮气含量主要分布在0 ~5.00 %（表1），个别样品氮气含量较高，最高可达30.05 %（金龙123 井）。97.6 %的样品氮气含量高于二氧化碳（表1），这与准噶尔盆地南缘、腹部和东部天然气特征相似［10-12，29-30］。

3.2 天然气稳定碳同位素特征

研究区天然气甲烷碳同位素组成（δ13C1）介于-54.4 ‰ ~ -25.8‰，平均为-38.7‰，表现出双峰特征，分布在-37.0‰~-30.0‰和-47.0‰~-41.0‰两个主要区间，此外，在-47.0‰~-55.0‰有一个次主要区间（表1；图3d）。乙烷碳同位素组成（δ13C2）主频分布在-35.0‰ ~ -25.0‰，平均值为-30.2 ‰（表1，图3e）。丙烷碳同位素组成（δ13C3）的主要分布区间为-35.0 ‰ ~ -23.0 ‰，平均值为-28.8 ‰（表1；图3f）。

图3 准噶尔盆地西北缘天然气甲烷含量（a）、重烃气含量（b）、干燥系数（c）、甲烷碳同位素（d）、乙烷碳同位素（e）和丙烷碳同位素（f）频率分布直方图Fig.3 Frequency distribution histograms of methane content（a），heavy hydrocarbon gas content（b），dry coefficient（c），δ13C1（d），δ13C2（e）and δ13C3（f）for gases at the northwestern margin of Junggar Basin

根据同位素动力学分馏效应，热成因气的δ13C 随着碳原子数的增加而更加富集13C，称为正碳同位素系列［31-34］。在一些无机成因气和页岩气中发现了与之截然相反的情况，称为负碳同位素系列［31-34］。当天然气碳同位素不符合以上两种情况，而出现不规则排列时则称之为碳同位素倒转［31-34］。研究区正碳同位素系列的样品占所有样品的91.2%（图4）。一部分天然气碳同位素组成发生了倒转，表现为δ13C1＜δ13C2＞δ13C3（图4）。造成碳同位素倒转的原因包括生物降解和不同成因天然气的混合等，将在下文中具体讨论。

图4 准噶尔盆地西北缘烷烃气碳同位素分布特征Fig.4 Distribution patterns of carbon isotopes of alkane gas at the northwestern margin of Junggar Basin.

4 讨论

4.1 天然气成因来源

4.1.1 天然气成因

对于来自同一套烃源岩的原生热成因气而言，随着成熟度的增加，其碳同位素会逐渐富集13C［35-37］。大量油田现场实例和热模拟实验均证实，不同成因来源的天然气具有不同的同位素动力学演化路径，常用δ13C1-δ13C2的相关关系来表示［35-39］。受干酪根δ13C 的控制，在相同或相近的热演化阶段，腐殖型烃源岩生成的天然气（煤型气）比腐泥型烃源岩生成天然气（油型气）的δ13C 更重［35-36，40］。研究区天然气可分为4 大类（图5a）。

第Ⅰ类天然气甲烷和乙烷碳同位素值变化区间很宽，分别为-54.4 ‰ ~ -29.8 ‰（平均为-39.5 ‰）和-40.9‰~-27.9‰（平均为-31.7‰），与美国特拉华（Delaware Basin）/瓦韦德盆地（Val Verde Basin）油型气［41］具有相似的同位素动力学演化路径（表1；图5a）。当然，即便是相同成因的天然气，其母质形成的沉积环境并非一成不变［42］，这也就很好地解释了为什么对于相同成因的天然气，不同学者提出的δ13C1-δ13C2模型（包括本次研究在内）或多或少存在一定差别［38-39］。

图5 准噶尔盆地西北缘天然气δ13C1-δ13C2（a）和δ13C1-C1/C2+3（b）交会图Fig.5 Cross plots of δ13C1vs.δ13C2（a）and δ13C1vs.C1/C2+3（b）of natural gas at the northwestern margin of Junggar Basin

第Ⅰ类天然气又可以进一步细分为ⅠA和ⅠB两个亚 类。ⅠA亚 类 天 然 气δ13C1和δ13C2值 较 重，分 别为-37.3 ‰~-29.8 ‰（平均为-33.3 ‰）和-31.5 ‰~-27.9 ‰（平均为-29.5 ‰），对应较高的热成熟度。天然气C1/∑C1-5为0.90~0.95，平均为0.94（表1），总体较干，在图5b 中位于腐泥型烃源岩在生凝析气阶段的产物。ⅠB亚类天然气δ13C1和δ13C2值明显偏轻，分别为-54.4‰~-37.0‰（平均为-45.8‰）和-40.9‰~-30.1 ‰（平均为-34.2 ‰）（表1；图5a）。天然气C1/∑C1-5主要分布在0.70~0.85，平均仅为0.83，属于低成熟的油伴生气（表1；图5b）。个别ⅠB亚类天然气C1/∑C1-5大于0.90（表1，表2），并非是其成熟度高，而是生物降解等次生改造作用的结果，下文将做详述。前人研究表明，乙烷碳同位素受成熟度影响不明显，相对于甲烷可以更好地甄别不同成因类型的天然气［33-45］。受样本数量、烃源岩中有机质非均质性等因素的影响，不同学者提出的区分标准有一定差别，但两类天然气δ13C2的界限总体分布在-28‰±1‰［43-45］，据此界线来看，第Ⅰ类天然气表现出油型气特征（表1；图5a）。

第Ⅱ类天然气δ13C1和δ13C2是所有样品中最重的，分别达-35.9 ‰ ~ -25.8 ‰（平均为-30.7‰）和-26.6‰~-23.8‰（平均为-25.6‰），与尼日尔三角洲［41］煤型气具有相似的同位素动力学演化路径（表1；图5a）。即便与成熟度较高的油型气相比（ⅠA亚类），其δ13C2平均值仍偏重3.9 ‰（表1），代表腐殖型烃源岩的产物。此外，该类天然气C1/∑C1-5较高，为0.93~0.98（平均为0.96），绝大部分为干气，在δ13C1-C1/C2+3图版中也位于煤型气的范围（表1；图5b）。

第Ⅲ类天然气的甲烷和乙烷碳同位素值介于第Ⅰ类和第Ⅱ类之间，分别为-37.4 ‰~-31.4 ‰（平均为-33.3‰）和-29.1‰~-27.1‰（平均为-27.7‰），属于上述两类天然气的混合物（图5；表1）。天然气C1/∑C1-5分布在0.91~0.97，平均为0.94，干气占绝大部分，在图5b 中分布在高成熟油型气和煤型气同时存在的区域。在前3 类天然气中，第Ⅲ类天然气δ13C1和δ13C2值相关性最差，R2仅为0.487 5（图5a），这也从侧面反映出混合作用的影响。此外，一部分此类天然气乙烷和丙烷碳同位素发生了倒转（图4），也可能是两类不同成因天然气混合的结果［31］。

第Ⅳ类天然气δ13C1和δ13C2值之间的相关性不明显，较轻的δ13C1反映天然气可能成熟度较低（图5a；表1）。相反，天然气C1/∑C1–5为0.90~0.98，平均达0.94（表1），若为原生热成因气，则反映了很高的成熟度。显然，二者是相悖的。本文认为这种不一致是次生生物成因甲烷和原生热成因气混合的结果。

4.1.2 天然气热成熟度

文献［46］针对中国西北主要含煤盆地的典型煤型气甲烷碳同位素和烃源岩成熟度回归出二者间的经验公式，用于估算天然气的等效镜质体反射率（VReq）：

（1）文献［47］提出了湖相烃源岩生成的油型气δ13C1和烃源岩成熟度的回归关系式：

（2）运用上述公式，研究区Ⅰ类和Ⅱ类天然气的等效镜质体反射率分别为0.29 %~2.69 %和0.90 %~2.51 %。其中，高熟（ⅠA亚类）和中-低成熟油型气（ⅠB亚类）VReq的平均值分别为1.98%和0.73%，回归结果与天然气C1/∑C1-5值匹配较好（表1）。由于第Ⅲ和第Ⅳ类天然气发生了混合作用，其δ13C1无法直接反映原始天然气的成熟度特征，因此其等效镜质体反射率在此不做讨论。

4.1.3 原生热成因气来源

在玛湖和沙湾凹陷均发育有C，P1j，P1f和P2w等4套烃源岩（图2）。P1j和C 烃源岩在沉积环境和岩性组合等方面十分相似，是一套海-陆过渡相的气源岩（Ⅲ型干酪根）［2，14］。因此，本次研究将二者作为一套烃源岩来考虑。显然，第Ⅱ类天然气是P1j和C 烃源岩在高-过成熟阶段的产物。如图1a 所示，第Ⅱ类天然气集中分布在中拐凸起，已有的钻探结果表明该区P1j和C 多以火山岩和凝灰岩为主，烃源岩不发育［4］。此外，根据金龙1 井的热演化史模拟结果，这套地层在凸起带热演化程度较低，总体处在主生油窗阶段，与天然气的成熟度也不匹配（图6a）。显然第Ⅱ类天然气不是原地P1j/C烃源岩的产物。沙湾凹陷中心部位虚拟井1热演化史模拟结果表明，P1j/C 烃源岩在早侏罗世就已进入生凝析油阶段（Ro＞1.3%），现今已进入大量生干气（Ro＞2.0 %）阶段（图6b）。高成熟的煤型气应该来自沙湾凹陷深部P1j/C 烃源岩，通过断层和不整合面构成的输导体系，侧向运移在高部位成藏（图7）。地震和钻井资料表明，玛湖地区C/P1j烃源岩主要分布在乌夏断裂带和哈拉阿拉特山前（风城1 井及以西地区），中心厚度大于100 m，而在凹陷区烃源岩不发育（图1a）［2］。本次研究和前人已有成果［14］均未在该气源灶周围发现典型的C/P1j来源煤型气，因此其在玛湖地区的有效性存疑。即便玛湖地区C/P1j气源灶具备一定的生气能力，天然气也很难跨过多个构造单元，“翻山越岭”运移至中拐凸起成藏。

P1f烃源岩是一套腐泥型的碱湖相烃源岩，是玛湖凹陷十亿吨级特大型油田的主力油源［23］。虚拟井2的热凹陷演化史模拟表明，玛湖凹陷P1f烃源岩现今总体仍处在生油高峰阶段（Ro=1.0%~1.3%），在生成大量原油的同时，会生成少量湿气（油伴生气），这与ⅡB类天然气有很好的对应（图6c）。研究区发现的低熟油型气均位于玛湖凹陷内或邻近的边缘区，也很好地印证了这一点（图1a）。尽管未钻遇P1f烃源岩，但已发现原油的地球化学特征表明其在沙湾凹陷也有发育，有机质类型与玛湖凹陷P1f烃源岩相近，同为Ⅰ-Ⅱ1型［4，7，23］。虚拟井1 的热演化史模拟表明，沙湾凹陷深部P1f烃源岩在白垩纪进入生凝析油阶段（Ro=1.3 %~2.0%），现今已大部分进入生干气阶段（Ro＞2.0%）（图6b）。第ⅠA亚类天然气应该对应P1f烃源岩在高-过成熟阶段的产物，与第Ⅱ类天然气类似，通过侧向输导，在高部位聚集成藏（图7）。

图6 准噶尔盆地西北缘金龙1井（a）、沙湾凹陷虚拟井1（b）和玛湖凹陷虚拟井2（c）埋藏史和热演化史（井位见图1a）Fig.6 Burial and thermal evolution histories of Well Jinlong 1（a）at the northwestern margin of Junggar Basin，pseudo Well 1（b）in the Shawan Sag and pseudo Well 2（c）in the Mahu Sag（see Fig.1a for well locations）.

图7 车拐凸起天然气成藏模式（剖面位置见图1a）Fig.7 Gas accumulation model in the Cheguai Uplift（see Fig. 1a for the section location）

玛湖凹陷P2w烃源岩有机质类型较差，主要为Ⅱ2-Ⅲ型［2，14］，现今刚刚进入主生油窗（图6b），天然气产物应为少量低成熟的偏腐殖型天然气，显然与已发现的4 类天然气不匹配。在沙湾凹陷，仅金探1 井钻遇P2w烃源岩，TOC（总有机碳）含量为4.15%，HI（氢指数）为671 mg/g，干酪根碳同位素值为-28.6 ‰，反映出Ⅰ-Ⅱ1类天然气的特征［4］，说明烃源岩的沉积环境发生了变化，更接近P1f烃源岩。目前，该套烃源岩在沙湾凹陷主体处在生油高峰晚期阶段，凹陷中心部分进入生凝析油阶段（图6c），不排除对ⅠA亚类天然气有少量贡献。

2018年，贵州省相继发布了《关于加快磷石膏资源综合利用的意见》、《贵州省磷石膏“以用定产”的通知》，文件中提出全面实施磷石膏“以用定产”，实现磷石膏产消平衡，争取新增堆存量为零。2019年起，力争实现磷石膏消大于产，且每年消纳磷石膏量按照不低于10%的增速递增，直至全省磷石膏堆存量全部消纳完毕。综上，磷石膏的综合利用势在必行，迫在眉睫。通过对贵州省磷石膏主产区的综合利用现状进行调查，分析其存在的问题，从而提出对策和建议，可为下一步全省磷石膏综合利用提供参考建议。

4.2 天然气的次生改造

4.2.1 次生生物成因甲烷与原生热成因气的混合

大量实验室和油田现场实例都证实原油在生物降解过程中会形成次生生物成因气，由于甲烷占了此类天然气的绝大部分，因此又将其称之为次生生物成因甲烷［48-50］。与之相对应，有机质被细菌分解所形成的天然气则称为原生生物成因气［51］。基于一个全球性的数据库，文献［52］系统总结了次生生物成因甲烷的地质和地球化学特征：①与生物降解原油伴生（或相邻）；②C1/∑C1-5较高；③δ13C1=-55.0 ‰ ~ -35.0 ‰；④δ13CCO2＞2.0‰；⑤储层温度在70~90 ℃。

δ13CCO2富集13C 是次生生物成因甲烷最显著的标志［48-50，52］。遗憾的是本次研究未获得δ13CCO2数据，因此仅能依靠其他指标来相互印证。从δ13C1（-50.6 ‰~-40.5‰，平均为-44.5 ‰）和C1/∑C1-5（平均为0.94）来看，第Ⅳ类天然气十分符合文献［52］提出的判别标准（表1）。

通常，原生热成因气随着成熟度的增加（可近似看作C1/∑C1-5的 增 加），其δ13Cn-δ13Cn-1值 会 相 应 减小［53-54］。本次研究中第Ⅰ—Ⅲ类天然气基本都符合这一趋势（图8）。相反，第Ⅳ类天然气由于混入了贫13C的次生生物成因甲烷，导致δ13C2-δ13C1显著增加，分布在10.7 ‰ ~ 19.1 ‰（平均为14.5 ‰），是4 类天然气中最高的（图8）。尽管这类天然气与第ⅠB亚类低熟油型气的δ13C2-δ13C1值比较接近，但其干燥系数要高得多，可以很容易地将这两类天然气区分开（图8）

图8 准噶尔盆地西北缘天然气C1/∑C1-5和δ13C2-δ13C1交会图Fig.8 Cross plot of C1/∑C1-5 vs.δ13C2-δ13C1 of natural gas at the northwestern margin of Junggar Basin

这类天然气的埋深跨度很大，从500 ~4 000 m 均有分布（表1）。西北缘是准噶尔盆地地温梯度最低的区域之一，根据该区地表全年平均温度（15 ℃）和平均地温梯度（20 ℃/km）推算［24-27］，在3 000 m 以浅储层温度小于75℃，是生成次生生物成因甲烷的理想温度区间。但相当部分的天然气现今埋深大于3 000 m（表1），推测现今地温大于80 ℃，细菌很难生存。因此，很可能是早期在浅部生成的次生生物成因甲烷，在后期的深埋过程中保存下来。

通常，原油中的高丰度25-降藿烷是强烈生物降解的有力证据［55］。在与第Ⅳ类天然气伴生的原油样品中，检测出了丰富的25-降藿烷（图9），说明油藏曾经遭受了严重的生物降解［56-58］。但这些与第Ⅳ类天然气伴生的原油，即便是埋藏很浅（如克76井，气层深度为2 965 m，油层深度为3 023~3 028 m），均检测出完整的正构烷烃序列，生物标志化合物种类也很完整（图9）。这说明储层中早期充注的原油在遭受细菌改造后又有新的原油充注，而后者未遭受生物降解［55］。因此，第Ⅳ类天然气应该是早期生成原油降解后的产物。从金龙1 井埋藏史模拟的结果来看，一种可能的情况是，侏罗纪末，研究区发生了大规模的抬升事件，早期形成的油藏遭受破坏（图6a），原油发生了严重的生物降解，因此在残余原油中普遍富含25-降藿烷（图9）。在油藏的降解过程中，形成了大量的次生生物成因甲烷（第Ⅳ类天然气），在合适的圈闭中聚集成藏。白垩纪，研究区再次沉降（图6a），部分早期形成的次生生物成因甲烷得以保存下来。需要指出的是，大部分第Ⅳ类天然气中都检测出丰度不等的C2-4组分（表1），说明除次生生物成因甲烷外，这些天然气中还混合有一部分后期生成的热成因气。

图9 准噶尔盆地克76井原油生物标志化合物色谱-质谱图（埋深3 023~3 028 m）Fig.9 Biomarker compound fingerprints of oils from Well Ke 76，Junggar Basin（at a burial depth of 3 023-3 028 m）

研究区大部分天然气δ13C3-δ13C2值随着C1/∑C1-5的增加而增加，表现出原生热成因气的特征［53-54］；另一部分天然气的δ13C3-δ13C2值明显偏大，偏离了热成因气的演化趋势（图10a）。一个合理的解释是丙烷遭到了细菌的选择性降解，由于12C相较于13C对生物降解作用更加敏感，导致遭降解天然气的δ13C3更加富集13C［59］。以风7井天然气为例，其δ13C1和δ13C2均很轻，表现为低熟油型气的特征（图5a，表2），但其δ13C3重达-25.3 ‰，δ13C3-δ13C2为4.9‰，是所有样品中最大的，显然丙烷遭受了生物降解（图10a）。这也很好地解释了该样品虽然为低熟油型气，却仍然具有较高的干燥系数（图5b；表2）。细菌对丙烷的选择性消耗还反映在这部分天然气相对更高的C2/C3比值上（图10b）。更有相当一部分样品已经检测不出丙烷。当然，并不是所有降解样品均表现出以上所有特征（图10）。

图10 准噶尔盆地西北缘天然气（δ13C3-δ13C2）-C1/∑C1-5（a）和（δ13C3-δ13C2）-C2/C3（b）交会图Fig.10 Cross plots of（δ13C3-δ13C2）vs.C1/∑C1-5（a）and（δ13C3-δ13C2）vs.C2/C3（b）of natural gas at the northwestern margin of Junggar Basin

此外，生物降解作用对乙烷也会造成一定的影响，只是由于它们在研究区对细菌作用的敏感性不及丙烷，加之热演化作用和混合作用的叠加，使得其表现不甚明显，但仍然能找到一些蛛丝马迹。一部分次生生物成因甲烷，其δ13C3和δ13C2发生了倒转，同时干燥系数较高，说明乙烷遭受了生物降解（图4；表2）。例如，艾湖12井和艾湖5井天然气虽然从碳同位素来看表现出低熟油型气的特征，但其干燥系数却分别达0.94 和0.92，在图5b 中表现出较高的成熟度（表2）。这是由于细菌对乙烷选择性降解，导致其含量降低，碳同位素变重所致。艾湖12 和艾湖5 井δ13C3同为-31.0‰，是所有低熟油型气中最重的，其δ13C3-δ13C2分别为-0.1‰和-1.0‰，发生了倒转，证实了本文的推论（图4；表2）。除了次生生物成因甲烷的混合，细菌对乙烷的降解同样会造成δ13C2变重，进而导致δ13C2-δ13C1和C1/∑C1-5的异常增加。艾湖12 井和艾湖5 井就很好地反映了这一点（表2；图7）。上述事实说明生物降解作用造成的重烃气组分和同位素的分馏是系统性的。不同组分对生物降解作用的响应程度存在差别，以丙烷最为明显，这可能与细菌菌株类型有着密切的关系［49］。

表2 准噶尔盆地西北缘典型生物降解天然气地球化学参数Table 2 Geochemical parameters of biodegraded natural gases from the northwestern margin of the Junggar Basin

4.3 勘探意义

长期以来，准噶尔盆地的天然气勘探主要聚焦在两大领域。第一大领域是围绕南缘中-下侏罗统（J1-2）煤系烃源岩的北天山山前深大构造的勘探［60-62］，发现了呼图壁和玛河等一批中型气田［1，11］。但J1-2煤系烃源岩在盆地其他地区多处在未成熟-低成熟阶段［2］，勘探潜力有限。第二大领域是围绕石炭系腐殖型烃源岩的天然气勘探。目前已经在盆地东部发现了克拉美丽千亿方级大气田［1，3，12］。然而，在盆地西部围绕C和P1j烃源岩的天然气勘探进展缓慢。同时，西部地区上古生界生烃凹陷埋深大，目前几乎还没有探井揭示C/P1j烃源岩。因此，长期以来人们对准噶尔盆地西部石炭系来源天然气的勘探潜力持怀疑态度。本次研究表明，中拐凸起天然气有相当一部分为来自沙湾凹陷C/P1j烃源岩的高熟煤型气（图5，图7；表1），证实了沙湾凹陷可能存在C/P1j气源灶，盆地西部有望成为石炭系天然气勘探的重要接替领域。

P1f烃源岩是准噶尔盆地最重要的一套生油岩［2，7，23］，但其生气能力一直以来都被忽视了。本次研究发现，P1f生成的高熟油型气构成了西北缘天然气的重要组成部分（图5；表1），揭示了除J1-2和C 以外一个崭新的天然气勘探领域。此外，中二叠统湖相烃源岩也可能是一套潜在的气源岩。

基于地震资料和实测镜质体反射率绘制的中二叠统底界Ro等值线图表明，其进入生凝析气阶段（Ro＞1.3%）的面积为3.0×104km2，进入生干气阶段（Ro＞2.0%）的面积为1.5×104km（2图11），而P1f烃源岩埋深更大，现今热演化程度更高，天然气资源规模十分可观。此外，在阜康凹陷东侧的北三台凸起，已经发现了少量来自中二叠统湖相烃源岩的高熟油型气，C1/∑C1-4高达0.95［10］。上述事实表明，二叠系湖相烃源岩生成的高熟油型气有望成为准噶尔盆地第三个天然气重点勘探领域。

图11 准噶尔盆地中二叠统组烃源岩底界Ro等值线图Fig. 11 Contour map of Ro of the Middle Permian source rocks at bottom boundary，Junggar Basin

本次研究还发现了一些次生生物成因气藏。尽管它们单体规模较小，但其埋深浅，甲烷浓度高，开采成本低，建产快，具有较高的商业开采价值。据估计，次生生物成因甲烷约占全球常规天然气可采储量的5%~11%［52］，已成为一类不可忽视的化石燃料资源。除西北缘外，在准噶尔盆地的腹部［29，63-64］、西南部［4］和东部［10，65］也都发现了次生生物成因气藏。在今后的天然勘探中，需要对这类资源加以重视。

5 结论

1）在准噶尔盆地西北缘发现了4 种类型的天然气。第Ⅰ类天然气主要为来自P1f湖相烃源岩的油型气，根据成熟度的高低可以进一步细分为ⅠA和ⅠB两个亚类。前者δ13C 相对较重，C1/∑C1-5平均为0.94，来自沙湾凹陷深部；后者δ13C 贫13C，C1/∑C1-5平均仅为0.83，为来自玛湖凹陷的油伴生气。第Ⅱ类天然气δ13C 富集13C，C1/∑C1-5平均为0.96，主要来自沙湾凹陷深部C/P1j高-过成熟腐殖型烃源岩。第Ⅲ类天然气为第Ⅰ和第Ⅱ类天然气的混合物。第Ⅳ类天然气δ13C1为-50.6 ‰~-40.5 ‰，C1/∑C1-5为0.90~0.98，伴生原油生物标志化合物中发现了丰富的25-降藿烷，为油藏生物降解形成的次生生物成因气。

2）侏罗纪末，研究区发生了大规模的抬升，早期油藏遭受了严重的生物降解，形成大量次生生物成因甲烷。白垩纪，研究区再次沉降，沙湾凹陷P1f和P1j/C 烃源岩生成大量高成熟煤型气和油型气沿断裂和不整合面向构造高部位运移，并聚集成藏。

3）本次证实了沙湾凹陷发育C/P1j和P1f规模有效气源灶，揭示了一个崭新的天然气勘探领域。

致谢：本文得到了中国石油勘探开发研究院戴金星院士、新疆油田公司王绪龙和郑孟林教授级高级工程师的悉心指导，谨致谢意。