准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩生烃演化特征及其石油地质意义

王圣柱,梅文科,熊峥嵘,白仲才,熊 伟,于洪洲,鲍 军

中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院,山东 东营 257015

准噶尔盆地为一大型叠合盆地,在漫长的地质历史演化过程中经历了海相、海陆交互相和陆相沉积环境的演变,主要发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系6套烃源岩层系[1-4],分布于盆地不同的凹陷或地区。长期以来由于将石炭系作为盆地的基底,因此,对石炭系烃源岩的研究认识程度最低。准噶尔盆地东北缘克拉美丽气田的发现拉开了以石炭系为源的勘探序幕,随后相继发现了泉1、阜26、美8、准北1等多个出油气点,使得石炭系成为近期油气勘探研究的热点。

准噶尔盆地古生代以后经历会聚式板块(地块、岛弧)碰撞拼接演化过程,二叠纪演化为陆相沉积环境[5-6]。石炭纪是准噶尔盆地海陆转换的重要变革期,整体呈“早海晚陆、南海北陆”的古地理演化格局[6-8],沟弧盆环境发育了多套烃源岩[8-15];石炭系具有明显的源控成藏特点[16-19],因此落实有利供烃区是实现高效勘探的关键。石炭系原始沉积建造复杂,后期构造强烈改造,致使高效供烃区分布不明确,制约了油气勘探。本文以准噶尔盆地东北缘为研究区,包括陆梁隆起带和乌伦古坳陷(图1),以下石炭统姜巴斯套组(C1j)和上石炭统巴塔玛依内山组(C2b)烃源岩为研究对象,基于钻井岩心、岩屑及露头剖面大量烃源岩样品有机碳、有机质显微组分及黄金管高压釜生烃热模拟等资料,地质研究与实验分析相结合,对烃源岩生烃能力及演化特征进行研究,揭示不同沉积环境(岩性)烃源岩生烃机制及不同构造单元烃源岩供烃差异性,厘定高效供烃区,以期指导该区的油气勘探。

图1 准噶尔盆地构造单元划分

1 烃源岩发育特征

1.1 沉积古地理特征

早石炭世,准噶尔盆地东北缘处于多岛弧盆系演化阶段,克拉美丽洋俯冲碰撞闭合造成深部岩浆上涌,形成石英滩、三个泉、克拉美丽、滴北等一系列火山岛弧[5,20],同时伴生石西、石北和滴水泉等多个弧间凹陷。其中,近岛弧区主要为火山岩和扇三角洲粗碎屑沉积,向远岛弧区逐渐过渡为深水细粒沉积,主要发育凝灰质泥岩、泥岩、粉砂岩和凝灰岩。该时期乌伦古坳陷处于弧后环境[8],受阿勒泰古陆和岛弧双物源影响,沉积充填呈规律性展布:北部扎河坝—恰库尔特地区受陆源沉积体系的控制,发育扇三角洲粗碎屑岩沉积;中部索索泉凹陷深洼区(乌参1井区)为深水环境,发育大套泥岩、凝灰质泥岩;南部受三个泉、克拉美丽和滴北等岛弧的影响,主要发育滨浅海相凝灰质泥岩、泥岩、碳质泥岩、凝灰质砂岩夹火山岩沉积。

晚石炭世,达尔布特洋和北天山洋先后俯冲闭合消亡[6],准噶尔盆地形成“南海北陆”的古地理格局[8]。巴什基尔期,东北缘进入陆相伸展裂陷湖盆演化阶段[8,21],巴塔玛依内山组以发育浅水湖沼相碳质泥岩和劣质煤为特点;西北缘处于海陆过渡和滨浅海环境,发育泥岩和砂质泥岩岩性组合;南缘处于博格达海相裂谷环境,发育深海—半深海细粒沉积[8]。莫斯科—卡西莫夫期,准噶尔盆地大部分地区隆升成陆,由海相演变为陆相沉积环境。格舍尔期,准东—吐哈地区发生小规模海侵,发育石钱滩组和六棵树组滨浅海相沉积。

1.2 烃源岩特征

石炭纪海相、海陆过渡相和陆相沉积环境为烃源岩的发育创造了条件。准东北缘野外露头剖面及钻井揭示,姜巴斯套组和巴塔玛依内山组为主要烃源岩发育层系;不同环境发育的烃源岩岩性组合不同,地球化学特征也存在一定差异(表1)。

表1 准噶尔盆地东北缘石炭系不同环境烃源岩地化特征参数

1.2.1 弧后环境烃源岩

石炭纪维宪期,索索泉凹陷处于乌伦古弧后深水沉积区,姜巴斯套组整体呈“粗—细—粗” 岩性组合特征,其中,姜巴斯套组二段沉积期火山活动明显减弱,为烃源岩集中发育段[8,14-15]。南明水泉、伦6井北、恰库尔特和扎河坝等剖面C1j均有出露,彩深1井、乌参1井钻揭烃源岩视厚度400～1 400 m,主要岩性为泥岩、凝灰质泥岩、砂质泥岩,其中,泥岩占比58.2%,凝灰质泥岩占比32.4%;深水区发育细粒泥岩和凝灰质泥岩,向边缘部位砂质含量增加,砂质泥岩占比增大。相对而言,乌参1井深水区C1j烃源岩有机质类型相对较好,显微组分以腐泥组、壳质组占优势,镜质组和惰质组含量相对较低;有机碳(TOC)含量平均为0.71%～0.91%,生烃潜量(S1+S2)平均为0.45～0.58 mg/g,氯仿沥青“A”含量平均为0.034%～0.090%,实测有机质丰度数值偏小主要是由于高热演化所致(表1)。泥岩和凝灰质泥岩样品饱和烃气相色谱均表现为明显的植烷优势,Pr/Ph比值为0.41～0.95,平均值为0.56;C19、C20、C21、C23三环二萜烷中C23相对含量最高,呈上升型分布,C24四环萜烷含量较低,五环三萜烷烃类化合物中伽马蜡烷含量较高,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.21～0.35,平均值为0.28;甾烷系列化合物中ααα20R-C27规则甾烷相对含量略高于ααα20R-C29,ααα20R-C27、C28、C29规则甾烷呈“V”形分布(图2a);芳烃化合物中硫芴系列化合物含量丰富,为50.7%～83.9 %,平均值为75.6 %,氧芴系列化合物含量较低,为7.6%～16.7 %,平均值为12.8 %。从干酪根碳同位素特征来看,准东北缘石炭系烃源岩碳同位素均较重[8],相对而言,弧后环境的烃源岩碳同位素δ13C值最轻,干酪根碳同位素δ13C平均值为-25.2‰,单体烃正构烷烃(nC14—nC31)碳同位素δ13C值为-28.33‰～-33.77‰,随着正构烷烃碳数的增加,碳同位素δ13C值逐渐变轻,呈上升“翘尾”型分布[8]。上述地化特征表明,弧后环境C1j烃源岩为咸水—半咸水、强还原环境沉水植物和漂浮水生植物来源,并混有一定量藻类贡献,为偏腐泥型烃源岩,具有较好的生烃能力。

图2 准噶尔盆地东北缘石炭系典型烃源岩生物标志化合物谱图

1.2.2 弧间环境烃源岩

姜巴斯套组沉积期,石北、滴水泉和五彩湾等弧间凹陷在火山喷发间歇期和火山机构侧翼发育一定厚度的烃源岩,平面上受火山岛弧的分隔呈条带状分布,垂向上与火山岩呈“三明治”夹层式分布。滴水泉剖面烃源岩厚度达300余m[12],陆南1、美13、滴西17、准北6等井钻揭烃源岩厚度为10～792 m。该类型烃源岩受火山活动影响明显,以发育富火山物质的凝灰质泥岩为特色。譬如准北6井烃源岩中凝灰质泥岩占比达95.3%,泥岩和碳质泥岩占比不足5%。火山灰在水体中释放的大量营养元素和微量元素可促使藻类和细菌繁盛,可大大提高沉积水体的古生产力;同时火山灰对沉积有机质具有明显的富集效应,也有利于提高有机质丰度[21,23-25]。因此,弧间环境发育的凝灰质泥岩具有相对较高的有机质丰度、生烃潜量及氯仿沥青“A”含量,其TOC含量平均为2.86%,S1+S2含量平均为2.43 mg/g,氯仿沥青“A”含量平均为0.071%(表1)。

弧间环境凝灰质泥岩母源中陆源有机质贡献较弧后深水环境泥岩明显增大,有机质类型以Ⅲ型为主,有机质显微组分、生物标志化合物及碳同位素等指标均有所反映:有机显微组分以镜质组和壳质组为主,碎屑壳质体、荧光质体和矿物沥青质等零散分布;饱和烃气相色谱Pr/Ph比值为0.77～1.64,平均值为1.09,反映弱氧化—弱还原沉积环境特点;萜烷类化合物中三环二萜烷相对含量C21>C23>C20>C19,呈平台型分布,五环三萜烷烃类化合物中伽马蜡烷含量较高,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.14～0.35,平均值为0.25,表明烃源岩形成于半咸水环境;ααα20-RC29规则甾烷相对含量略高于ααα20R-C27,ααα20R-C27、C28、C29规则甾烷呈不对称“V”形分布(图2b);干酪根碳同位素δ13C值中等,为-22.0‰～-27.5‰,平均值为-23.6‰。弧间环境发育的碳质泥岩实测有机质丰度、生烃潜量和氯仿沥青“A”含量相对较高,同时,其生物标志化合物特征与凝灰质泥岩存在一定差异,其形成的沉积环境氧化性明显增强,Pr/Ph平均值为2.09,同时水体盐度明显淡化,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.14～0.35,平均值为0.19,有机质组成中陆源高等植物贡献率也有一定增大趋势,C19、C20、C21、C23三环二萜烷中C20相对含量最高,含有一定量的倍半萜和二萜类化合物,具有明显的扁枝烷和升补身烷优势,8β(H)-补身烷/8β(H)-升补身烷值为0.26～0.39,反映出裸子植物生源贡献特征[22]。

1.2.3 陆相裂陷湖盆环境烃源岩

巴塔玛依内山组沉积期,准东北缘处于陆相裂陷沉积环境,沿深大断裂发生中心式或裂隙式火山喷发,在火山机构侧翼或火山机构围限区域形成小型湖盆沉积[26];烃源岩与火山岩共生,厚度较薄,横向变化快。受晚海西期构造运动的影响,目前巴塔玛依内山组主要残留在凹陷区或向斜部位,烃源岩厚度及规模均小于姜巴斯套组,石北、滴水泉和五彩湾凹陷厚度为100～200 m。彩深1、准北3等井和白碱沟、帐篷沟等露头剖面C2b烃源岩主要岩性为碳质泥岩和凝灰质泥岩,夹煤线或薄煤层,碳质泥岩相对发育[27],例如准北3井巴塔玛依内山组钻揭的烃源岩中碳质泥岩占比可达40%。有机地化指标指示,C2b碳质泥岩形成于浅水、淡水—微咸水、氧化沉积环境,具有高有机质丰度特点,TOC含量平均为14.74%,S1+S2平均为24.96mg/g,氯仿沥青“A”含量平均为0.223%(表1)。

与弧后和弧间环境烃源岩相比,C2b碳质泥岩以陆源高等植物输入为主,有机显微组分中壳质组含量平均值为35.5%,镜质组含量平均值为69.7%,有机质类型为Ⅲ型;饱和烃气相色谱具有明显的姥鲛烷优势,Pr/Ph比值为1.81～5.42,平均值为2.63;萜烷系列化合物中伽马蜡烷含量较低,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.02～0.15,平均值为0.08,C19、C20、C21、C23三环二萜烷中以C19或C21为主峰,呈下降型或山峰型分布,C24四环萜烷含量丰富,C24四环萜烷/(C24四环萜烷+C26三环萜烷)比值为0.81～0.91,平均值为0.87;规则甾烷相对含量ααα20R-C29>ααα20R-C27>ααα20R-C28,呈反“L”形分布(图2c);芳烃化合物中氧芴系列化合物含量丰富,为64.1%～74.2 %,平均值为69.1 %,硫芴系列化合物含量较低,平均值为9.7 %。相对于石炭系其他岩性烃源岩,湖沼环境碳质泥岩碳同位素δ13C值最重,干酪根碳同位素δ13C值为-22.9‰～-24.7‰,平均值为-23.7‰,单体正构烷烃(nC12-nC33)碳同位素δ13C值为-24.86‰～-28.00‰,随着正构烷烃碳数的增加,单体烃碳同位素值呈现先变轻后变重的特点,呈“S”形分布[8]。C2b凝灰质泥岩形成于还原、半咸水沉积环境,Pr/Ph比值平均为0.97,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.13～0.29,平均值为0.20,推测水体盐度升高与水体蒸发量变大、或与火山矿物质混入有关[23-25];C19、C20、C21、C23三环二萜烷中以C23为主峰,呈上升型分布,C24四环萜烷含量较碳质泥岩明显降低,规则甾烷相对含量ααα20R-C27>ααα20RC29>ααα20R-C28,呈不对称“V”形分布(图2d),反映出烃源岩母源中低等水生生物贡献占比增大,推测与火山影响特殊的微生物母源有关。整体而言,巴塔玛依内山组发育的凝灰质泥岩烃源岩品质优于碳质泥岩。

2 烃源岩生烃演化特征

2.1 烃源岩生烃热模拟

油气的生成是烃源岩中干酪根在特定的地质条件下(温度、时间、压力等)发生复杂化学变化,自身结构不断趋向稳定的过程,该过程遵循化学动力学原理[28]。依据时温补偿关系,在实验室内通过控制模拟实验装置的温度和压力条件,可将地质过程中低温条件下缓慢生烃演化过程转变为高温高压条件下快速演化过程[29],从而获取烃源岩生烃演化的相关参数。烃源岩生烃热模拟实验被广泛应用于油气生成演化模式及资源潜力评价研究。黄金管高压釜热模拟实验可以准确地获得不同升温速率下有机质的生烃量、转化率及生烃动力学参数,因此在烃源岩定量评价中得到广泛应用。

2.1.1 样品与实验方法

选取C1j泥岩、凝灰质泥岩和C2b碳质泥岩为实验样品(表2),通过模拟实验,揭示弧后、弧间和陆相裂陷环境发育的泥岩、凝灰质泥岩和碳质泥岩生烃演化特征及差异。

表2 准噶尔盆地东北缘石炭系模拟实验烃源岩样品基本地化特征参数

本次实验在中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室进行,采用黄金管高压釜封闭体系对烃源岩样品进行生烃热模拟,具体流程为:①样品粉碎,研磨至80目并进行索氏抽提;②将粉末样品在氩气环境下封入金管并焊封,然后放置于高压釜内,压力设置为 50 MPa,模拟初始温度为300 ℃,升温速率分别为20 ℃/h 和2 ℃/h,每组样品设12个温度点,最终模拟温度为600 ℃,模拟实验过程中控制温差小于1 ℃,压力波动小于1 MPa;③加热结束后,从高压釜中取出金管分别进行气态烃和液态烃含量测量,具体流程方法见参考文献[30];④采用美国Lawrence Livemore 国家实验室开发的KINETICS 2015专业软件确定有机质热演化Ro值,计算样品活化能和指前因子(A)等动力学参数。

2.1.2 烃源岩生烃动力学特征

模拟实验表明,准东北缘石炭系不同岩性的烃源岩活化能分布特征存在明显差异(图3)。凝灰质泥岩生烃活化能分布分散,其中,弧间环境的准北6井、滴水泉剖面凝灰质泥岩生烃活化能分布范围最宽,为160～380 kJ/mol,且呈双峰型,主峰分别为230～275 kJ/mol和285～370 kJ/mol;弧后环境滴北1井凝灰质泥岩样品呈单峰型,生烃活化能主峰值(255～265 kJ/mol)也有一定程度的升高,反映烃源岩母质中陆源高等植物贡献比例增大。碳质泥岩的生烃活化能分布较为分散,为160～310 kJ/mol,主峰为225～265 kJ/mol。相对而言,弧后深水环境泥岩样品生烃活化能最低,且分布最为集中,为195～275 kJ/mol,呈单峰型,主峰为220～250 kJ/mol。干酪根不同显微组分的化学结构不同,决定其生烃活化能高低不同。一般而言,低等水生生物母质的生烃活化能相对较低,陆源高等植物母质的生烃活化能相对较高,腐泥组、镜质组、壳质组和惰质组生烃活化能依次升高[31]。因此,烃源岩生烃活化能分布特征受有机显微组分构成的控制。弧间环境受陆源输入和火山活动影响的凝灰质泥岩显微组分以镜质体为主,其次为壳质碎屑体、丝质体、固体沥青、角质体等,因此,其活化能分布最分散。浅水氧化环境碳质泥岩显微组分以镜质体为主,其次为丝质体、壳质碎屑体,少量孢子体等,其活化能分布较分散。弧后深水咸化还原环境泥岩显微组分以腐泥组为主,少量镜质组和壳质组,活化能最低,且分布最集中。

图3 准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩生烃活化能直方图

2.1.3 烃源岩烃产率特征

(1)液态烃产率特征。热模拟实验表明,同一烃源岩样品在不同升温速率下达到相同温度时,低升温速率时的生烃转化率高于高升温速率时的转化率,反映出化学反应时间和温度之间的互补关系,并且泥岩、碳质泥岩和凝灰质泥岩的烃源岩液态烃产率均呈现随热演化程度的升高,先增加后降低的趋势。不同岩性烃源岩的生烃门限对应热演化程度相差不大,Ro一般为0.5%～0.6%,但其生油高峰对应Ro值及产油率存在明显差异(图4)。相对而言,泥岩的生油高峰对应热演化程度最低,Ro为1.0%时达到液态产烃率峰值,为145.95 mg/g;凝灰质泥岩生油高峰对应热演化程度较高,Ro达到1.2%以上才达到液态烃产率峰值,一般在50 mg/g以上,处于弧后浅水区的滴北1井凝灰质泥岩样品生烃能力较小,峰值产油率仅为27.74 mg/g;碳质泥岩生油高峰对应热演化程度介于泥岩和凝灰质泥岩之间,Ro为1.15%时达到液态烃产率高峰,为71.58 mg/g。

图4 准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩热模拟液态烃产率

(2)气态烃产率特征。热模拟实验结果表明,泥岩、碳质泥岩和凝灰质泥岩烃源岩的气体产物均以烃类气体为主,甲烷产率随模拟温度的升高而增大,重烃产率随模拟温度的升高先增大后降低。在气态烃生成早期(Ro为1.0%～1.3%),烃类气体中重烃所占的比例较大,在气态烃生成中后期(Ro为2.0%～2.6%),部分液态烃在较高温度和压力条件下发生裂解转变为重烃;随着模拟温度的进一步升高,重烃进一步裂解形成甲烷,甲烷的体积占比迅速由85%升至95%以上。对比分析,泥岩的气态烃产率最大,其次为凝灰质泥岩和碳质泥岩(图5)。乌参1井泥岩样品Ro为1.3%～2.3%时为主要产气阶段,Ro为2.3%时气态烃产率为258.31 mg/g ,最大气态烃产率为277.93 mg/g,表明泥岩达到过成熟演化阶段生烃能力较为有限,过成熟阶段的产烃量不足总产烃量的10%。准北3井碳质泥岩样品Ro为1.1%～2.5%时为主要产气阶段,Ro为2.5%时气态烃产率为158.35 mg/g,过成熟阶段的产烃量占总产烃量的20%左右。凝灰质泥岩样品Ro为1.5%～3.0%时为主要产气阶段,Ro为3.0%时气态烃产率为100 mg/g以上,表明其达到过成熟演化阶段仍具有较强的生烃能力,该阶段的产烃量可占总产烃量的30%左右。

图5 准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩气态产烃率

2.1.4 烃源岩生烃窗特征

一般认为,当烃源岩生烃转化率达到10%时,有效烃开始生成;当转化率大于20%时,开始进入主要生烃期;当转化率大于90%时,有效生烃周期结束。准东北缘石炭系不同岩性烃源岩显微组分生烃动力学存在差异,造成其生烃转化率明显不同。泥岩样品,当Ro为0.7%时生烃转化率即可达到20%,当Ro为2.0%时生烃转化率达到90%,主要生烃Ro区间为0.8%～1.7%。碳质泥岩样品,当Ro为0.8%时生烃转化率达到20%,当Ro为2.4%时生烃转化率达到90%,主要生烃Ro区间介于0.9%～2.0%。凝灰质泥岩样品,当Ro为1.1%时生烃转化率达到20%,当Ro为3.5%时生烃转化率达到90%,主要生烃Ro区间为1.2%～2.6%。

研究认为,烃源岩生烃母质活化能分布对其生烃特征具有明显的控制作用,表现为不同岩性的烃源岩生烃窗及生烃演化特征具有一定差异(图6)。相对而言,泥岩的生烃门限最早,具有在相对较低成熟演化阶段(Ro为0.6%～1.5%)快速生烃的特点,主要生烃窗窄;凝灰质泥岩的生烃门限最晚,生烃窗最宽(Ro为0.7%～2.6%),呈持续缓慢生烃的特点。碳质泥岩生烃门限与泥岩相当,生烃窗宽度介于泥岩和凝灰质泥岩之间,但在较低热演化阶段(Ro为0.5%～0.9%)时生烃缓慢,当Ro大于0.9%之后产烃率快速增加;在Ro达到1.4%之前,碳质泥岩的气态烃产率要高于凝灰质泥岩,Ro大于1.4%之后,其气态烃产率低于凝灰质泥岩,具有较高演化阶段(Ro为0.9%～1.75%)快速生烃的特点。

图6 准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩热模拟产烃率

2.2 烃源岩供烃特征

2.2.1 烃源岩生烃演化模式

晚古生代以来,准噶尔盆地经历海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期构造运动,不同区带的石炭系烃源岩热演化程度迥异[32],从低成熟、成熟到高成熟,甚至过成熟均有分布。盆缘造山带和腹部深洼区热演化程度最高,Ro在3.0%以上,达到过成熟演化阶段;陆梁隆起带滴水泉、石北等残留凹陷区热演化程度较高,Ro为1.0%～2.5%,处于成熟—高成熟演化阶段;石英滩、滴北等继承型凸起区热演化程度较低,滴北1、泉5等井Ro仅为0.6%～0.7%,处于低成熟演化阶段。根据沉积充填和构造改造耦合演化特点,可将准东北缘石炭系烃源岩划分出4种埋藏生烃演化模式。

(1)早期高成熟—二次生烃演化模式,以索索泉凹陷深洼区乌参1井C1j烃源岩为代表(图7a)。乌伦古地区早石炭世处于弧后环境,区域上发育了厚层的C1j烃源岩。早石炭世末期受构造运动的影响,C1j遭受一定程度的剥蚀,之后沉降接受C2b沉积。晚石炭世C1j烃源岩主体达到成熟—高成熟演化阶段。晚海西期构造运动造成C2b几乎剥蚀殆尽,仅在局部残留,C1j也遭受不同程度的剥蚀,累计剥蚀量达1 500～2 000 m,烃源岩生烃停滞。区域沉积环境分析,中晚二叠世再次沉降接受沉积,但海西晚期构造运动造成乌伦古地区该时期沉积的地层剥蚀殆尽。经历较长时期的抬升剥蚀,直至晚三叠世,乌伦古地区再次沉降广泛接受沉积,相继发育了上三叠统白碱滩组、侏罗系和白垩系,C1j烃源岩持续深埋,晚白垩世其顶面埋深达到3 500～4 000 m,该时期补偿了晚海西期构造剥蚀的影响,达到二次生烃条件。晚白垩世以来,C1j烃源岩热演化程度进一步增大,目前主体烃源岩处于过成熟演化阶段,Ro可达2.5%以上。

图7 准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩埋藏生烃史

(2)早期成熟—一次生烃演化模式,以索索泉凹陷斜坡区滴北1井C1j烃源岩为代表(图7b)。晚石炭世C1j埋深在3 000～3 500 m左右,达到成熟演化阶段。晚海西期构造运动造成洼陷斜坡区石炭系遭受强烈剥蚀,剥蚀量可达2 500 m,C1j烃源岩生烃停滞。虽然晚三叠世以来整体持续沉降,沉积了上三叠统白碱滩组、侏罗系、白垩系、古近系和第四系,但由于古热流值和古地温场的降低[33-34],后期沉积的地层未补偿海西期构造抬升剥蚀的影响,未达到二次生烃条件。自二叠纪以来C1j烃源岩长期处于生烃停滞状态,现今Ro为0.8%左右。

(3)早期成熟—二次生烃演化模式,以陆梁隆起带石北凹陷准北3、准北6井C1j烃源岩为代表(图7c,d)。晚石炭世C1j烃源岩埋深在3 000 m左右,Ro为0.8%左右,达到成熟演化阶段;C2b烃源岩埋深为1 800 m左右,处于未成熟演化阶段。晚海西期构造运动造成石炭系遭受不同程度的剥蚀,石北凹陷西部构造抬升相对较弱,C2b剥蚀厚度在500 m左右,石北凹陷东部和滴北等凸起区强烈剥蚀,如准北6井区C2b剥蚀殆尽。后期虽然经历多期抬升剥蚀,但C1j烃源岩埋深整体持续增大,至早白垩世上覆地层累计厚度达4 000 m以上,C1j烃源岩Ro超过0.8%开始二次生烃,现今达到高成熟演化阶段;C2b烃源岩Ro为1.0%左右,达到成熟演化阶段。

(4)早期低成熟—一次生烃演化模式,以滴北等继承型凸起区泉5井C1j烃源岩为代表(图7e)。该区带处于岛弧侧翼弧后较浅水沉积区,早石炭世C1j烃源岩埋深一般在2 500 m左右,处于未成熟—低成熟演化阶段。早石炭世末期构造抬升形成滴北等凸起雏形,C1j遭受1 500 m左右的剥蚀,烃源岩生烃停滞。自晚石炭世—三叠纪滴北凸起震荡演化,侏罗纪开始逐渐隐伏。侏罗纪以来,虽然C1j烃源岩埋深逐渐增大,但后期沉积未补偿地温场降低作用的影响,现今仍处于低成熟演化阶段。

2.2.2 烃源岩供烃模式

受烃源岩有机质显微组分生烃活化能差异、构造—沉积作用及地质历史时期地温场演化耦合控制,准东北缘石炭系沟弧盆环境烃源岩具有生烃机制和生烃演化过程双复杂的特点。根据不同类型烃源岩生烃能力、生烃演化过程及供烃特征,可划分为6种供烃模式(图8)。

图8 准噶尔盆地东北缘石炭系不同类型烃源岩 供烃模式地质时期相对供烃能力演化过程示意

(1)高效生烃—低散失—高效供烃模式,以盆地腹部东道海子持续埋藏型凹陷区C1j、C2b烃源岩为代表。该区域石炭系烃源岩虽然经历海西期以来多期构造运动的抬升剥蚀,发生短暂的生烃停滞,但地质历史时期表现为持续沉降特征,后期的沉积充填均补偿了前期的构造抬升剥蚀影响,保存条件较好,构造作用造成的油气散失量小。该区带烃源岩二叠纪—侏罗纪持续高效生烃、高效供烃,白垩纪达到过成熟演化阶段,目前埋深达8 000 m以深,生烃能力接近枯竭。该领域为寻找规模天然气藏的重要后备勘探阵地。

(2)高效生烃—较高散失—较高效供烃模式,以索索泉凹陷深洼区C1j烃源岩为代表。该区域广泛发育弧后较深水—深水、强还原、半咸水—咸水环境的泥岩和凝灰质泥岩。在石炭纪快速沉降背景下,C1j主体烃源岩快速深埋达到成熟—高成熟演化阶段大量生烃。晚海西期构造抬升剥蚀造成C1j烃源岩长期生烃停滞(Ro为1.3%左右)和早期生成油气的散失;侏罗纪和白垩纪的巨厚沉积使得C1j烃源岩再次深埋二次生烃。从上文烃源岩生烃演化模拟可知,虽然泥岩在高—过成熟演化阶段的二次生烃量有限,在Ro为1.3%～2.0%热演化区间生烃量为40 mg/g,占总生烃量(250 mg/g)的15%左右;但该区域广泛发育的凝灰质泥岩在高—过成熟演化阶段仍然具有较强的生烃能力,在Ro为1.3%～2.0%热演化区间的二次生烃量可达到50～60 mg/g,占总生烃量(150～170 mg/g)的35%左右,仍可以形成较大规模的油气聚集。索索泉凹陷深洼区C1j烃源岩具有“早高—晚过”二次供烃特点,因此,该区域是寻找早期原生型页岩(致密)气和后期高成熟天然气藏的有利靶区。

(3)较高效生烃—低散失—较高效供烃模式,以陆梁隆起带石北、滴水泉等凹陷C1j烃源岩为代表。该区带C1j沉积期处于浅水—较深水、弱氧化—弱还原、微咸—半咸水弧间环境,烃源岩岩性以凝灰质泥岩为主。烃源岩生烃母质以高等植物和低等水生生物混源为特征,有机显微组分构成复杂,活化能分布分散,具有持续缓慢生烃特点。虽然C1j烃源岩晚石炭世发生过生烃,但该时期主体烃源岩处于低成熟演化阶段,尚未大规模生烃。该阶段生烃量占总生烃量的比例小于30%,晚海西期构造运动造成的油气散失影响较小。虽然该区带C1j凝灰质泥岩生烃能力不及深洼区泥岩,但由于其以白垩纪晚期生烃为主,且后期保存条件好,因此,相对有效供烃量大,在有利部位可形成大规模的油气聚集。石北、滴水泉等晚期深埋型凹陷C1j烃源岩具有“早低—晚高”二次供烃特点,具有相对较高供烃能力,为有利勘探靶区。

(4)较高效生烃—高散失—低效供烃模式,以索索泉凹陷斜坡区C1j烃源岩为代表。该区域C1j烃源岩岩性组合与深洼区相似,靠近克拉美丽岛弧区凝灰质泥岩占比有所增加,因此具有较高效生烃能力。C1j烃源岩在晚石炭世即达到高—过成熟演化阶段,大规模生烃,该阶段生烃量占比可达60%以上。晚海西期构造运动使得先期形成的油气藏遭受一定程度的调整或破坏,甚至油气散失殆尽。“后石炭纪”古地温场降温与侏罗纪、白垩纪沉积厚度相对较小,未补偿海西期构造作用的影响,致使C1j烃源岩自二叠纪以来一直处于生烃停滞状态,未经历二次生烃过程,表现为“早高—晚滞”一次供烃特点。虽然C1j烃源岩早期生烃能力较强,但由于“中途”构造作用导致油气强烈散失,且缺少后期的生烃补给,目前有效供烃量有限。因此,C1j源内早期原生型页岩(致密)气是该区域重要的勘探目标。

(5)低效生烃—高散失—低效供烃模式,以石英滩、滴北等继承型凸起区C1j烃源岩为代表。该区带C1j烃源岩在晚石炭世达到低熟演化阶段,受凸起继承性发育及古地温场降温作用控制,烃源岩长期处于浅埋生烃停滞状态,表现为“早低—晚滞”一次供烃、低效生烃、低效供烃特点。

(6)低效生烃—低散失—低效供烃模式,以陆梁隆起带石北、滴水泉等凹陷区C2b组烃源岩为代表。该区域C2b沉积期处于浅水、氧化、淡水—微咸水湖沼环境,碳质泥岩烃源岩发育,生烃母质以高等植物来源为主,其生烃活化能分布较为分散,介于泥岩和凝灰质泥岩之间,具有达到较高演化阶段(Ro>1.2%)高效生烃的特点。如石北凹陷石炭纪末期C2b烃源岩处于未熟—低熟演化阶段,晚海西期构造运动造成的油气散失量可以忽略。后期接受沉积,烃源岩埋深持续增大,但目前热演化程度仍然较低(Ro为0.8%～1.1%),未达到大规模生烃期,表现为低效生烃、低效供烃特点,为辅助烃源岩,在有利圈闭可能形成小规模的油气聚集。

3 石油地质意义及勘探前景

准东北缘石炭系沟弧盆环境烃源岩受自身生烃母质活化能差异与外界古地温场、构造—沉积演化时空耦合控制,不同环境(岩性)烃源岩表现为不同的生烃能力,不同构造单元经历不同的生烃演化及油气散失过程。石北、滴水泉等凹陷区姜巴斯套组主要发育弧间(内)凝灰质泥岩和少量泥岩和碳质泥岩,凝灰质泥岩持续缓慢生烃,泥岩相对早期快速生烃,碳质泥岩居于两者之间,不同岩性烃源岩在一定程度上形成“接力”生烃,使得该区带具有较好的原始生烃条件。晚海西期,该套烃源岩处于低成熟—成熟演化阶段,生烃量有限;晚白垩世二次生烃期达到高—过成熟演化阶段,大规模生烃。凝灰质泥岩的持续缓慢生烃、相对较高成熟期高效生烃机制,在一定程度上“对抗”了海西期构造运动造成的油气散失,最大限度地保存了“后生力量”。虽然凝灰质泥岩的绝对生烃量不如泥岩,但其二次生烃期生烃量大,晚期高效生烃更易于形成大规模的油气聚集。因此,石北、滴水泉凹陷等晚期深埋二次生烃区的凝灰质泥岩具有相对高效生烃、高效供烃特点,是寻找大中型油气田的有利勘探区,如克拉美丽气田、五彩湾气田均属于该类型,在勘探过程中应引起重视(图9)。索索泉凹陷深洼区和东道海子等持续深埋凹陷区石炭系烃源岩原始生烃能力大,分别表现为“早高—晚过”二次供烃和持续供烃模式,也是重要的勘探区。索索泉凹陷斜坡区姜巴斯套组烃源岩具有较强的生烃能力,但由于海西期即达到高成熟演化阶段,该时期生成的大规模油气遭受强烈的散失,而后期沉积充填未补偿海西期构造剥蚀影响,一直处于生烃停滞状态。该区域烃源岩先天生烃条件优越,但后天不足,烃源岩有效供烃量有限,勘探过程中需加强保存条件的研究,在有利保存单元寻找原生型勘探目标。滴北等继承型凸起区姜巴斯套组烃源岩海西期以来处于浅埋状态,由于热演化程度低,原始生烃能力有限,叠加构造散失因素,原生型油气藏勘探价值不大,而其继承性发育,处于油气运移的有利指向区,“外来型”油气藏具有一定的勘探价值。

图9 准噶尔盆地东北缘石炭系烃源岩供烃单元划分

4 结论

(1)准噶尔盆地东北缘石炭纪沟弧盆沉积环境发育多种类型的烃源岩,姜巴斯套组发育深水、半咸水—咸水、强还原弧后环境泥岩和弧间(内)环境富火山物质的凝灰质泥岩;巴塔玛依内山组发育浅水、淡水、氧化湖沼环境碳质泥岩。

(2)不同岩性烃源岩生烃母质构成控制了其生烃演化的差异性,泥岩以低等水生生物来源为主,生烃母质组分相对单一,生烃活化能相对较低、分布集中,呈现生烃窗窄、相对早期快速生烃演化特点;凝灰质泥岩为低等水生生物和高等植物混合来源,生烃活化能分布分散,表现为生烃窗宽、持续缓慢生烃特点,过成熟演化阶段仍具有较强供烃能力;巴塔玛依内山组碳质泥岩以陆源高等植物贡献为主,生烃活化能较高、分布较分散,具有生烃窗宽度居中、中高演化阶段高效生烃特点。

(3)石炭系烃源岩自身生烃机制与外界地温场及构造—沉积演化耦合,不同区带表现出不同的生烃与供烃特征,可划分出6种供烃单元,即高效生烃—低散失—高效供烃单元、高效生烃—较高散失—较高效供烃单元、较高效生烃—低散失—较高效供烃单元、较高效生烃—高散失—低效供烃单元、低效生烃—高散失—低效供烃单元和低效生烃—低散失—低效供烃单元,其中,石北、滴水泉等凹陷属较高效生烃—低散失—较高效供烃单元,索索泉凹陷深洼区属高效生烃—较高散失—较高效供烃单元,为目前最有利的勘探区。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’ Contributions

王圣柱、于洪洲、熊伟参与实验设计;梅文科、白仲才、鲍军完成实验操作;王圣柱、熊峥嵘、梅文科参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by WANG Shengzhu, YU Hongzhou and XIONG Wei. The experimental operation was completed by MEI Wenke, BAI Zhongcai and BAO Jun. The manuscript was drafted and revised by WANG Shengzhu, XIONG Zhengrong and MEI Wenke. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.