准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气地球化学特征及成因

李二庭，靳 军，王 剑，马万云，陈世加，刘翠敏，王海静

（1. 中国石油天然气集团有限公司砾岩油气藏勘探开发重点实验室，新疆 克拉玛依 834000；2. 中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；3. 西南石油大学资源与环境学院，四川 成都 610500）

沙湾凹陷位于准噶尔盆地西部，是盆地内油气资源最丰富的生烃凹陷之一，凹陷西接红车断裂和中拐凸起，北临盆1 井西凹陷和莫索湾凸起，东连莫南凸起，南邻北天山山前冲断带的霍玛吐背斜带。沙湾凹陷周缘构造油气资源潜力巨大，发育石炭系和二叠系佳木河组、风城组以及乌尔禾组等多套烃源岩，烃源岩厚度大，生气潜力大，具备形成大-中型气藏的基础地质条件［1-3］，其中西斜坡带石油地质资源量为1.73×108t，天然气地质资源量为1 040×108m3［4］。近年来在沙湾凹陷西侧发现的车排子、小拐和金龙等多个油气田，在油气性质上表现出了明显的差异性，甚至同一油气藏不同部位的油气在地球化学特征上也存在一定差别［5-7］。目前已发现的气藏规模普遍较小，呈现“面广、层多、块小”的分布特征，平面上分布较广，纵向上在石炭系—白垩系储层中均有发现，但主要集中在侏罗系以及白垩系等中、浅层。天然气类型多样，成因复杂，既存在腐泥型天然气，也存在腐植型天然气，同时成熟阶段天然气与高-过成熟阶段天然气混杂分布，天然气成因与来源认识不清。

前人对沙湾凹陷周缘天然气勘探方面的研究主要以小区块对比为主［8-12］。陈建平等［8］依据天然气碳同位素及组成特征，将克拉玛依五八区天然气划分为两类油气来源：①高-过成熟佳木河组烃源岩；②不同演化阶段的风城组烃源岩。柳波等［9］认为五八区下乌尔禾组天然气主要来自风城组烃源岩，中拐地区佳木河组天然气分布主要受控于佳木河组新近纪气源灶。赵爱文等［11］采用原油生物标志化合物信息，认为红车断裂带具有两类油气来源：①原油来源于沙湾凹陷二叠系烃源岩；②原油为混源油，早期二叠系充注，晚期侏罗系和白垩系充注。李二庭等［12］对准噶尔盆地西北缘二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩进行了生烃潜力评价，结合烃源岩模拟实验技术，认为风城组烃源岩生烃潜力最强，以生油为主，其次为下乌尔禾组烃源岩，既可生油也可生气，佳木河组烃源岩以生气为主，生气潜力相对较差，并结合天然气地球化学特征，认为新光地区佳木河组致密砂岩天然气主要来源于高成熟的下乌尔禾组烃源岩。整体上来看，前人对研究区中、浅层天然气成因未做整体深入的分析，这也制约了研究区天然气进一步的勘探。因此，本文通过系统开展沙湾凹陷周缘中、浅层天然气组分、碳同位素和轻烃组成分析，并对研究区二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组3 套烃源岩进行生烃潜力评价分析，运用烃源岩热模拟技术，分析不同类型烃源岩生气及演化特征，最后综合分析明确研究区天然气的成因类型，为准噶尔盆地沙湾凹陷周缘天然气的勘探与开发提供理论依据。

1 研究区概况

准噶尔盆地红车断裂和中拐凸起位于沙湾凹陷西部（图1）。该区是在石炭纪基底隆起的背景上，经二叠纪构造运动发育起来的大型隆起构造，其主要的形成期应在海西期。三叠纪初，盆地整体抬升遭受剥蚀，随后进入了整体沉积—抬升的振荡发展阶段，形成了一系列冲断、褶皱、不整合及超覆等构造组合，并发育大量同沉积断裂；三叠纪末，盆地发生整体抬升，形成了三叠系和侏罗系之间的区域不整合；侏罗纪构造变化较小，有较好的继承性；白垩纪—古近纪是车拐地区比较稳定的时期，边缘缓慢隆升，中心相对沉降，但燕山期也存在两次明显的构造活动，主要表现为白垩系底界与侏罗系之间的区域不整合、古近系与白垩系之间的不整合；新近纪以来的构造活动在车拐地区的响应较弱，以抬升为主。红车断裂和中拐凸起主要的烃源岩地层有石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系，其中以二叠系烃源岩最为重要，包括下二叠统佳木河组（P1j）、风城组（P1f）和中二叠统下乌尔禾组（P2w）。伴随盆地振荡与湖水进退的变化，研究区形成生油岩、储集岩体的交互与侧变，特别是受多源输入形成多期叠置的洪积、冲积和三角洲砂体是油气富集成藏的有利位置。

图1 准噶尔盆地沙湾凹陷位置（a）及地层综合柱状图（b）Fig.1 Location（a）and stratigraphic column（b）of Shawan Sag，Junggar Basin

2 测试与实验方法

2.1 天然气组成分析方法

天然气组分（C1—C5）分析采用HP 7890A 型气相色谱仪，采用两根色谱柱，由进样阀将天然气分割后进入两种色谱柱分析：色谱柱1 为Agilent 13A 分子筛色谱柱（60～80 目，柱长3 m），用于分离无机气体，色谱柱2 为Agilent 19095P-K25（50 m ×530 μm ×15 μm），用于分离烃类气体组分，载气均为氦气。色谱柱升温程序为：初始温度50 ℃，恒温6 min，然后以15 ℃/min升温至180 ℃，保持6 min。天然气中轻烃组分（C5—C8）分析采用HP 7890B 型气相色谱仪，色谱柱为HPPONA 毛细色谱柱（50 m×0.2 mm×0.5 μm），载气为氦气。色谱柱升温程序为：初始温度35 ℃，以3.0 ℃/min 升温至120 ℃，保持12 min，载气为氮气。进样口温度320 ℃，FID检测器温度为320 ℃。

天然气碳同位素（C1—C4）分析采用Delta V Ad⁃vantage 同位素质谱仪，色谱柱为CP-PoraPLOT Q 石英柱（30 m×0.32 mm×20 μm），分离气组分通过高温转化炉转化为CO2后进入同位素质谱仪测定碳同位素组成。色谱柱升温程序为：初始温度38 ℃，恒温5 min，以8 ℃/min 升至180 ℃，恒温15 min。载气为氦气，载气流速为2 mL/min，甲烷碳同位素分析的分流比为60∶1，乙烷—戊烷同位素分析分流比为10∶1。

2.2 烃源岩地球化学分析

烃源岩有机碳分析采用C-744 型有机碳分析仪，样品在高温氧气流中燃烧，使有机碳转化成二氧化碳，用红外检测器检测并给出总有机碳（TOC）含量值。载气为氧气，载气流量为3 000 mL/min。

烃源岩热解分析采用Rock-Eval 6 型生油岩评价仪，热解方法为：初始温度300 ℃，恒温3 min，然后以25 ℃/min 的速率升温至650 ℃，S1为300 ℃时热蒸发出来的烃类产物含量，S2为300～650 ℃升温过程有机质裂解出来的烃类产物含量，最高热解温度为热解产烃速率最高时的温度。载气为氮气，载气流速为100 mL/min。

2.3 烃源岩热模拟实验

沙湾凹陷周缘存在多套烃源岩，其中佳木河组和石炭系烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，为典型的腐殖型烃源岩，下乌尔组烃源岩有机质类型以Ⅱ2和Ⅲ型为主，属于混合型烃源岩，而风城组烃源岩以Ⅱ1型和部分以Ⅰ型为主，属于腐泥型和偏腐泥型烃源岩［12］。戴金星等［13］提出以δ13C2（PDB）在-29.0‰～-27.5‰作为腐殖型与腐泥型成因天然气的界限，处于这一区间的为混源气，但研究区佳木河组与下乌尔禾组烃源岩均为腐殖型烃源岩，其在不同烃源岩和不同热演化条件下生成天然气差异尚无相关研究，研究区的天然气混源特征也十分普遍，仅依据这一判识标准无法准确确定不同成因天然气的来源。因此，需要利用烃源岩热模拟实验来了解不同烃源岩在不同演化条件下的生气特征，用于研究天然气成因，判断不同层位烃源岩对各个地区油气藏的贡献，从而确定天然气勘探目的区。

选取准噶尔盆地西北缘地区拐16、克85 和581 井佳木河组烃源岩，风南1、风20 和风南2 井风城组烃源岩，金探1，玛004 和克76 井下乌尔禾组烃源岩，样品信息见表1。选取的样品TOC分布在0.70 %～5.51 %，热解峰温Tmax值分布在408～450 ℃。采用的热模拟实验装置为黄金管-高压釜热模拟装置，热模拟实验温度设在400～600 ℃，取样温度为400，450，500，550 和600 ℃5 个温度点，对应计算镜质体反射率Ro分 别 为1.14 % ，1.62 % ，2.28 % ，3.22 % 和4.54%［14-15］，对收集的热解气进行碳同位素分析。

表1 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系烃源岩热模拟样品信息Table 1 Summary of samples for thermal simulation taken from the Permian source rocks in Shawan Sag，Junggar Basin

3 天然气地球化学特征与模拟实验结果

3.1 天然气组成特征

天然气组成可以反映天然气的成熟度和烃源岩类型［16］。准噶尔盆地红车断裂带和中拐凸起中、浅层天然气组成比较复杂，从表2 中可以看出，研究区中、浅层天然气组成以烃类气体为主，含量分布在91.91%～99.02 %，其中，甲烷是烃类气体的主要成分，含量分布在70.12 %～95.93 %，随着碳数增加，各烃类组分含量逐渐降低，天然气干燥系数C1/C1-5值分布在0.73～1.00，属于湿气-干气，反映研究区天然气成熟度为成熟-高成熟演化阶段。其中，红车断裂带中段天然气干燥系数整体偏高，在0.95～0.98，主要为气藏气或含油凝析气，凝析油密度小于0.78 g/cm3；红车断裂带北段拐16 井（J1s），干燥系数高达1.00，甲烷含量高达98.46%，且与稠油伴生，原油密度达到0.920 5 g/cm3。

表2 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气组分与碳同位素组成Table 2 Composition and carbon isotopes of mid⁃to⁃shallow natural gas on the periphery of Shawan Sag，Junggar Basin

3.2 天然气碳同位素组成特征

天然气的碳同位素组成是反映其母质类型和成熟度等重要指标［17］。一般来说，随着烃源岩有机质演化程度增加，生成天然气的δ13C1值会逐渐增加，同时δ13C2值也会随成熟度的升高而增加，但增加的幅度较甲烷小，据此可以反映天然气的母质来源。根据戴金星［18］划分的不同类型天然气甲烷碳同位素和成熟度计算模式，其煤型气公式为：

油型气公式为：

从图2 中可以看出，研究区中、浅层天然气甲烷碳同位素δ13C1值分布在-56.0‰～-31.5‰，处于成熟-高过成熟阶段，拐16 井天然气具有异常偏负的天然气δ13C1值，反映其受微生物作用的影响［19］。红车断裂带南段天然气δ13C1值最重（-32.6 ‰～-31.5 ‰），是研究区成熟度最高的天然气；红车断裂带中段除车82 井和车排701井外，具有异常偏负的天然气δ13C1值，且车82井为稠油层，原油密度达到0.892 8 g/cm3，可能也受到了微生物作用的影响，其余井天然气δ13C1值偏重，达到成熟-高成熟阶段；红车断裂带北段天然气δ13C1值分布范围最宽，反映天然气成因最为复杂；小拐地区和金龙地区天然气δ13C1值较为集中，达到成熟-高成熟阶段。

图2 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气δ13C2与δ13C1（a）和C1/C2-3与δ13C1（b）关系（图版引自文献21）Fig.2 Types of the mid⁃to⁃shallow natural gas as indicated by cross plots of δ13C2 vs. δ13C1（a）and C1/C2-3 vs.δ13C1（b）on the periphery of Shawan Sag，Junggar Basin（from reference［21］）

戴金星等［13］根据中国各盆地天然气组成特征，提出 以δ13C2值 大 于-27.5 ‰为 煤 型 气，δ13C2值 小 于-29.0‰为油型气。从图2a可以看出，研究区中、浅层天然气δ13C2值分布在-30.4 ‰～-22.8 ‰，反映煤型气、油型气和混合型气均有分布，存在多套烃源岩贡献。其中，红车断裂带北段天然气δ13C2值分布范围最宽（-30.4‰～-25.6‰），天然气成因最为复杂，既包含生物气，又包含油型气和混合型气；红车断裂带中段天然气δ13C2值基本大于-27.5‰，以煤型气为主，而车82 井和车排701 井，具有偏负的δ13C2值，相比拐16 井生物气δ13C2偏负，反映可能混有其他类型天然气；小拐地区天然气主要为混合型气。

利用C1/C2—3与δ13C1系也可以判断天然气的类型［20］。从图2b 可以看出，研究区中、浅层天然气主要为凝析油伴生气和煤型气，红车断裂带北段拐16 井为生物气。

3.3 天然气轻烃组成特征

C7轻烃组成可以区分天然气的母质类型［22］。甲基环己烷主要来源于高等植物，其高丰度可指示煤型气，而庚烷值和异庚烷值可用于表征天然气成熟度［20］，准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气轻烃组成见图3 和表3。庚烷值分布在5.12～32.75，异庚烷值分布在0.83～3.17，反映天然气成熟度为低-高成熟阶段，相对低于碳同位素数据反映出的成熟度。如车83 井气层气，天然气δ13C1值为-31.6‰，反映高成熟，而庚烷值为27.20，异庚烷值为1.61，反映成熟-高成熟，可能是由于天然气的充注是一个连续的过程，早期相对重组分成熟度较低，而后期进入的轻组分成熟度较高［23］。另外，从表3中天然气的气油比可以看出，研究区天然气多为原油溶解气，由于原油的混入，可能会导致天然气中轻烃的庚烷值和异庚烷值发生改变［24］。

表3 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气轻烃组成Table 3 Light hydrocarbon compositions of the mid⁃to⁃shallow natural gas on the periphery of Shawan Sag，Junggar Basin

图3 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气庚烷值与异庚烷值（a）和正庚烷—甲基环己烷—二甲基环戊烷（b）关系Fig.3 Cross plots of heptane vs. isoheptane（a）and ternary diagram of n⁃heptane⁃methylcyclohexane⁃dimethylcyclopentane（b）of the mid⁃to⁃shallow natural gas on the periphery of Shawan Sag，Junggar Basin

红车断裂带南段天然气C7轻烃中正庚烷、甲基环己烷和二甲基环戊烷组成较为接近，甲基环己烷含量分布在38.21 %～45.04 %，正庚烷含量分布在38.51 %～44.44 %，反映母质类型为混合型；红车断裂带中段天然气C7轻烃甲基环己烷含量占优势，分布在49.29 %～67.77 %，正庚烷含量分布在9.50 %～37.07%，反映腐殖型母质类型；红车断裂带北段天然气中，除红山1 井C7轻烃中正庚烷含量占优势，为61.63%，反映腐泥型母质类型，其余井显示母质类型为混合型；小拐地区天然气C7轻烃中甲基环己烷含量略占优势，分布在43.75 %～46.85 %，正庚烷含量分布在31.25%～35.71%，反映混合型偏腐殖型母质类型；金龙地区天然气C7轻烃中正庚烷含量占优势，分布在47.54%～56.74%，反映偏腐泥型母质类型。

3.4 烃源岩地球化学组成特征

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气烃源以二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组最为重要。其中，佳木河组烃源岩以凝灰岩为主，在沙湾凹陷最大厚度可达100 m 以上［4］，总体为差-中等烃源岩，部分为较好烃源岩，生烃潜力较差，主要表现为TOC含量较低，分布在0.04%～8.11%，以小于0.60%为主，氯仿沥青“A”含量低，分布在0.01 %～0.19 %，以小于0.05%为主，氢指数（HI）分布在0～150 mg/g，Tmax值分布在400～503 ℃，生烃母质以Ⅲ型为主，属于腐殖型烃源岩；风城组烃源岩是以泥岩、白云质泥岩和泥质白云岩为主，在沙湾凹陷沉积厚度分布在50～225 m［4］，是一套最好的生油岩，具有很强生烃潜力，主要表现为有机碳含量高，分布在0.37%～3.08%，以大于1.0%为主，氯仿沥青“A”含量高，分布在0.05%～0.52%，以大于0.1 %为主，氢指数分布在150～600 mg/g，Tmax值分布在400～460 ℃，生烃母质以Ⅰ和Ⅱ型为主，属于腐泥型烃源岩；下乌尔禾组烃源岩在沙湾凹陷厚度多分布在50～150 m［4］，井下钻揭极少，已有烃源岩分析显示，有机碳含量较高，分布在0.13%～5.02%，以大于1.0 %为主，但氯仿沥青“A”含量较低，分布在0.004 %～3.22 %，以小于0.1 %为主，氢指数分布在10～450 mg/g，Tmax值分布在322～510 ℃，生烃母质以Ⅱ和Ⅲ型为主，属于混合型烃源岩（图4）。

图4 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系烃源岩TOC与氯仿沥青“A”含量（a）和Tmax与HI（b）关系Fig.4 Cross plots of TOC vs.chloroform bitumen A（a）and Tmax vs.HI（b）of the Permian source rocks in the Shawan Sag，Junggar Basin

根据前人的研究［12］，二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩热模拟生烃高峰（液态烃产率）分别为88.80，563.37 和371.26 kg/t，总 产 气 率 分 别 为66.02，351.20 和293.35 kg/t。实验结果显示：风城组烃源岩生烃能力最强，以生油为主，下乌尔禾组烃源岩既可生油也可生气，佳木河组烃源岩以生气为主，下乌尔禾组烃源岩生气能力明显高于佳木河组烃源岩，是该区一套重要的气源岩。

3.5 烃源岩热解气地球化学组成特征

一般来说，随着成熟度的增加，天然气碳同位素值逐渐变重，且在相似演化程度情况下，煤型气的碳同位素明显重于油型气碳同位素。本文采用烃源岩热模拟实验研究不同层位烃源岩在不同演化阶段生气产物的碳同位素特征，发现在相同热演化条件下，天然气碳同位素值：腐泥型烃源岩＜混合型烃源岩＜腐殖型烃源岩（图5）。

据第四次资源评价，沙湾凹陷中二叠统烃源岩沉积中心区成熟度分布在1.3%～3.0%，下二叠统烃源岩沉积中心区成熟度分布在2.0%～3.0%。从图5可以看出，在500 ℃（Ro=2.28 %），佳木河组烃源岩热解气δ13C1值分布在-35.1 ‰～-27.4 ‰，δ13C2值分布在-26.4 ‰～-21.3 ‰，克拉玛依五八区克82 井佳木河组天然气已确定其来源于佳木河组烃源岩［25］，δ13C1为-29.65‰，δ13C2为-22.98‰，与佳木河组烃源岩热解气组成基本相似，说明了实验的可靠性；在500 ℃（Ro=2.28 %），风城组烃源岩热解气δ13C1值分布在-41.4‰~-40.2‰，δ13C2值分布在-36.0‰~-32.9‰，在600 ℃（Ro=4.54 %），δ13C1值分布在-38.6 ‰～-38.5 ‰，δ13C2值 分 布 在-31.4 ‰～-31.0 ‰；在450 ℃（Ro=1.62%），下乌尔禾组烃源岩热解气δ13C1值分布在-42.0‰～-36.1‰，δ13C2值分布在-34.8‰～-26.9 ‰，在500 ℃（Ro=2.28 %），δ13C1值 分 布 在-38.1 ‰～-32.5 ‰，δ13C2值 分 布 在-29.3 ‰～-26.1‰。

图5 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系烃源岩热解气δ13C1和δ13C2随热解温度变化Fig.5 δ13C1 and δ13C2 variation with temperature of pyrolysis gas from the Permian source rocks in Shawan sag，Junggar Basin

二叠系热模拟实验结果显示，佳木河组烃源岩热解气碳同位素分布最重，将乙烷碳同位素大于-26.0 ‰的天然气划分为P1j烃源岩生成的天然气。对于风城组腐泥型烃源岩来说，在高-过成熟阶段，热解气δ13C2值依然小于-31.0‰，可作为油型气天然气判识标志。乙烷碳同位素分布在-29.0‰～-26.0‰的天然气成因最复杂，可能是P2w烃源岩单一来源天然气，也可能是P1j腐殖型烃源岩生成的天然气和P1f腐泥型烃源岩生成的天然气混合。

4 天然气成因分析及意义

综合以上的分析，准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气主要有4 种成因类型。Ⅰ类天然气来源于高-过成熟佳木河组烃源岩，主要分布在红车断裂带中段车80、车2033、车83、沙排1、红光3 和车排6 井白垩系，具有非常重的δ13C2值，分布在-25.5 ‰～-22.8‰，与佳木河组烃源岩500 ℃（Ro=2.28%）热解气相似，且天然气干燥系数极高，C7轻烃中以甲基环己烷占优势，与克拉玛依五八区佳木河组气藏天然气类似，来源于佳木河组烃源岩［25］，五八区佳木河组天然气C1/C1-5值 基 本 大 于0.95，为 干 气，δ13C2值 大 于-26.0 ‰，C7轻烃中以甲基环己烷占优势，含量大于50%。

Ⅱ类天然气主要为生物气，主要分布在红车断裂带北段拐16 井和中段车82 井和车排701 井侏罗系，具有异常偏负的天然气δ13C1值和较重的δ13C2值，干燥系数C1/C1-5值接近1.0，而原油通过厌氧细菌降解作用，主要产物为甲烷，含量一般大于95%，具有少量重烃，含量一般在0.5%～5.0%［17］，δ13C2值分布在-26.0‰～-25.5‰，反映母质类型为偏腐殖型，与准噶尔盆地陆梁地区白垩系生物气特征类似［21］，推测其来源为腐殖型下乌尔禾组烃源岩。另外，生物气常与稠油伴生，以车82井为例，原油密度达到0.892 8 g/cm3，全油碳同位值-29.8‰，C21，C22，C23三环萜烷呈“山峰型”分布，Ts/Tm 值为0.36，伽马蜡烷指数为0.10，为典型下乌尔禾组来源［26］，车82 和车排701 井天然气主体为生物气，可能混油少量高成熟天然气，造成其δ13C1值较拐16井重，干燥系数略低。

Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩，主要分布在小拐地区中佳4、新光1 和中佳3 井侏罗系八道湾组及红车断裂带南段石桥1 和沙门1 侏罗系，干燥系数C1/C1-5值 小 于0.95，δ13C2值 分 布 在-27.9 ‰ ～-26.4‰，具有混合型烃源岩特征，与下乌尔禾组烃源岩500 ℃（Ro=2.28 %）热解气相似，天然气组成中，甲基环己烷含量分布在31.25%～48.27%，正庚烷含量分布在34.69 %～48.44 %，具有混合型烃源特征，与准噶尔盆地腹部侏罗系油气藏天然气类似，来源于下乌尔禾组烃源岩［26-27］，该区侏罗系天然气干燥系数C1/C1-5值基本小于0.95，为湿气-偏干气，δ13C2值分布在-27.5 ‰～-26.1 ‰，甲基环己烷含量分布在43.11 %～46.85 %，正庚烷含量分布在31.25 %～44.44 %，另外，以中佳3 井侏罗系为典型的凝析油伴生气藏为例，凝析油密度为0.771 4 g/cm3，油-气同源，而凝析油全油碳同位素值为-29.0 ‰，Pr/Ph 值为1.60，Pr/nC17值为0.35，Ph/nC18值为0.35，β-胡萝卜烷含量极低，C21，C22，C23三环萜烷呈“山峰型”分布，Ts/Tm值为0.48，伽马蜡烷指数为0.15，为典型下乌尔禾组来源［26］。

Ⅳ类天然气主要为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源，主要分布在红车断裂带南段和北段及金龙地区，分为两小类：Ⅳ-1 天然气以下乌尔禾组来源为主，δ13C2值分布在-28.9‰～-28.2‰，甲基环己烷含量分布在42.78 %～48.26 %，正庚烷含量分布在28.39%～47.54%，干燥系数C1/C1-5值基本小于0.95，以溶解气为主，以红山5 井为例，原油密度为0.848 0 g/cm3，全油碳同位素值为-30.1 ‰，Pr/Ph 值为1.18，Pr/nC17值为0.98，Ph/nC18值为0.90，β-胡萝卜烷含量低，C21，C22，C23三环萜烷呈“上升型”分布，Ts/Tm 值为0.37，伽马蜡烷指数为0.34，具有典型下乌尔禾组和风城组混源特征［26］。Ⅳ-2 天然气以风城组来源为主，δ13C2值分布在-30.4‰～-29.5‰，C7轻烃以正庚烷占优势，甲基环己烷含量分布在12.23 %～38.21 %，正庚烷含量分布在44.27%～61.63%，具有典型偏腐泥型母质特征，干燥系数C1/C1-5值基本大于0.95，以溶解气为主，以金龙19 井为例，原油密度为0.855 7 g/cm3，全油碳同位素值为-29.9 ‰，Pr/Ph 值为0.96，Pr/nC17值为0.67，Ph/nC18值为0.80，β-胡萝卜烷含量高，C21，C22，C23三环萜烷呈“上升型”分布（二者的分布特征相近），Ts/Tm 值为0.11，伽马蜡烷指数为0.20，具有典型风城组和下乌尔禾组混源特征［26］。

从沙湾凹陷周缘中、浅层天然气分布及成因来看，沙湾凹陷中心二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩均具有较好的生气潜力。从烃源岩分布来看，沙湾凹陷沉积中心二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩具有分布广、厚度大，主体埋深大于6 500 m，具备大规模生气条件［28］。从地质构造来看，红车断裂带方向为沙湾凹陷生成的油气运移的有利指向区［29］。红车断裂带中-北段构造活动强，地层剥蚀严重，缺失二叠系和三叠系，侏罗系作为盖层直接覆盖在石炭系之上，油气藏多为受构造控制的断块油气藏［28］。晚三叠世之前，断裂开启，沙湾凹陷生成的油气沿不整合面和断层运移至断裂带上盘，但由于保存条件差，油气散失严重，形成了许多稠油点（车82井油藏），即使油源充足，也很难形成大规模油气聚集，因此勘探潜力低。晚三叠世之后，断裂停止活动，沙湾凹陷生成的油气在断裂带下盘聚集成藏，后期由于浅层断裂带的沟通，但断裂规模不大，沟通能力不强，导致下盘油气发生小规模的二次调整，形成了侏罗系和白垩系浅层、小规模、分散性油气藏（车45井侏罗系气藏）。因此，该区保存条件较好的深层具有一定的勘探潜力。红车断裂带南段断裂较为发育，深层大断裂直接沟通到侏罗系和白垩系浅层，沟通能力强，沙湾凹陷风城组和下乌尔禾组烃源岩生成的油气沿大断裂运移至浅层成藏，且封闭性较好［30］，能够形成大量油气藏，具有一定的天然气勘探潜力。

5 结论

1）准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气主要分布在红山断裂带和小拐地区、金龙地区。天然气类型多、成因复杂，干燥系数分布在0.73～1.00，属于湿气-干气。结合天然气碳同位素和轻烃组成特征，认为中、浅层天然气以成熟-高成熟气为主，生物气、煤型气、油型气和混合型气均有分布。

2）准噶尔盆地沙湾凹陷周缘中、浅层天然气主要有4 种成因类型，Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩，主要分布在红车断裂带中段白垩系，具有极重的δ13C2值；Ⅱ类天然气为下乌尔禾组烃源岩生成原油降解生成的生物气，主要分布在红车断裂带北段和中段侏罗系，具有异常偏负δ13C1值；Ⅲ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩，主要分布在小拐地区及红车断裂带南段侏罗系，以偏湿气为主，δ13C2值分布在-27.9 ‰～-26.4‰，具有混合型烃源岩特征；Ⅳ类天然气主要为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源，主要分布在红车断裂带南段和北段及金龙地区，受混源比例不同，以δ13C2=-29 ‰为分界线，δ13C2值大于-29 ‰，以下乌尔禾组来源为主，δ13C2值小于-29 ‰，以风城组来源为主。

3）红车断裂带南段断裂较为发育，深层大断裂直接沟通烃源岩与储层，且封闭性较好，具有一定的天然气勘探潜力；沙湾凹陷区靠近烃源中心，构造稳定，可能具有较好的天然气勘探潜力。