准噶尔盆地深层油气藏形成条件分析

白 桦，庞雄奇，匡立春，庞 宏，庞 莹，周立明

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249; 2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249;3.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

准噶尔盆地深层油气藏形成条件分析

白 桦1，2，庞雄奇1，2，匡立春3，庞 宏1，2，庞 莹1，2，周立明1，2

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249; 2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249;3.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

全球已开发千余个目的层系埋深超过4 500 m的油气田，深层油气勘探的重要性日益突出，而准噶尔盆地已开发目的层系埋深均浅于4 500 m，尚未在深层取得突破。因此，有必要开展准噶尔盆地深层油气藏形成条件的研究。在总结前人研究成果的基础上，总结了深层烃源岩、储集层和盖层的发育情况以及油气的保存条件，并进行了系统分析。研究认为，盆地中央坳陷和南缘深层广泛发育多套泥质烃源岩且已处于成熟—高成熟阶段，生排烃潜力大;由于溶蚀和超压等地质作用，盆地深层普遍发育相对优质的储集层段，出现“差中有优”的现象;湖盆扩张期形成的多套区域盖层能够起到较好的封盖效果，有利于深层油气的聚集与保存。根据生储盖在时间和空间上的匹配关系，以及探井深层油气显示情况，表明中央坳陷和南缘为深层油气有利勘探区。

深层油气;成藏条件;烃源岩;优质储层段;资源潜力;准噶尔盆地

目前，全球已开发1 000多个目的层系埋深在4 500～8 103 m的油气田［1－2］。在国内，2000—2012年中石油每年新增探明天然气储量中，深层所占比例由1%增长到50%［3］，例如，在塔里木盆地大北地区埋深超过5 km的白垩系砂岩储层中已探明天然气储量587×108m3;而准噶尔盆地已开发的30个油气田的目的层系埋深均浅于4 500 m，盆地石油探明率为20.74%，天然气探明率为3.5%［4－6］;对于埋深较大的二叠系和石炭系，天然气探明率仅为2.9%和0.3%［7］。随着浅部油气勘探工作的逐步深入，在浅部获得大突破将会越来越困难，下一步油气勘探的重点势必转向深层和非常规油气领域。因此，有必要开展深层油气地质研究，助力深层油气勘探。

已有学者分别从构造［8－10］、储集层［11－19］和成藏条件［11，14－15，20－21］等不同角度对准噶尔盆地的局部深层油气地质条件进行了一些研究，但对于全盆地的深层油气地质条件尚未形成较全面和系统的认识。本文采用目前使用较多的深层标准:埋深大于4 500 m［22］，这也与钻井工程通用深层标准一致。

1 地质概况

准噶尔盆地位于新疆北部，面积为13.5×104km2，已发现并开发了克拉玛依、百口泉、风城、火烧山和陆梁等30个油气田，截至2013年底，已累计探明石油地质储量23.342 8×108t，天然气1.972×1011m3。近80年的勘探开发表明，准噶尔盆地为全层系多层组富含油气的大型叠合盆地。

准噶尔盆地具有前寒武系结晶基底与前石炭系褶皱基底构成的双重基底［23］，盆地南部沉积地层普遍比北部厚。盆地经历了海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期等多期构造运动［17］。盆地可划分为6个一级构造单元和44个二级构造单元(图1)［24］。盆地主要发育石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系等烃源岩层系，其中二叠系与侏罗系的烃源岩最有效，其生排烃量与聚集量占全盆地的90%以上;发育白碱滩组泥岩和三工河组泥岩等多套区域盖层。

2 深层油气勘探的主要发现

目前，已取得的深层油气勘探发现主要集中在盆地西北缘、中央坳陷和陆梁隆起。在西北缘的夏72井区已发现埋深4 827 m的风城组构造—岩性油藏，上交探明储量1 548.51×104t;在玛湖西斜坡百泉1井和风南4井等深层风城组获致密油低产油气流，中拐凸起的新光1井、拐3井、拐201井和中佳1井等在深层佳木河组获致密气低产油气流。中央坳陷的盆参2井和莫10井分别在侏罗系八道湾组和三工河组获工业油气流。陆梁隆起的石西2井、石005井和夏盐2井在深层石炭系获工业油气流。

3 深层油气藏形成条件

盆地深层石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系等主要分布在中央坳陷和南缘，整体上都具有北薄南厚的特征(图2)。从二叠系到白垩系，深层地层的分布范围逐步减小，逐渐从玛湖凹陷向盆地南部沙湾—阜康凹陷及南缘收缩，这与新生代以来，北天山向盆地方向强烈挤压，导致盆地整体向南掀斜有关(图3)。

3.1 多套深层烃源岩

图1 准噶尔盆地构造单元划分Fig.1 Structural units of Junggar Basin

图2 准噶尔盆地深层(＞4 500 m)主要地层分布Fig.2 Distribution of deep-buried strata(＞4 500 m)in Junggar Basin

图3 准噶尔盆地NW－SE向剖面Fig.3 NW－SE direction cross-section of Junggar Basin

准噶尔盆地深层烃源岩主要为二叠系(风城组和下乌尔禾组)，其次为侏罗系(八道湾组、三工河组、西山窑组)和石炭系等(表1)。

风城组烃源岩为封闭—半封闭湖泊、咸化潟湖环境下形成的泥岩和白云质泥岩，主要分布在中央坳陷，埋深5～12 km，厚度50～350 m，面积3.2×104km2;w(TOC)=0.5%～3%，平均为1.26%，氯仿沥青“A”含量平均为0.149 3%，总烃含量平均为0.082 0%，S1+S2平均为0.73 mg/g，有机质类型多为Ⅰ－Ⅱ型，Ro多介于0.85%～1.8%，处于成熟—高成熟阶段，是一套较好—好的烃源岩。风城组烃源岩在晚三叠世末(T3b)全面生烃，而盆地腹部的深层圈闭在三叠纪末期及之前已基本定型，与生烃史有很好的配置关系［21］。晚三叠世主要生油中心为阜康凹陷、玛湖凹陷和盆1井西凹陷，生油强度分别为(100～500)×104，(100～200)×104，(50～100)×104t/km2(图4)。

下乌尔禾组烃源岩分布范围较风城组有所扩大，为扇三角洲和河—湖过渡环境下形成的灰绿色、暗灰绿色砾岩、砂岩与灰黑色泥岩、碳质泥岩互层夹薄煤层。其主要分布在中央坳陷，其中，在玛湖凹陷西斜坡埋深小于4 500 m，其余地区埋深4 500～11 500 m，厚度50～300 m，面积3.9×104km2;w(TOC)= 0.3%～4.2%，氯仿沥青“A”含量为0.001 4%～0.069 6%，平均0.008 8%，有机质类型为Ⅱ1－Ⅲ型，以III型为主，Ro介于0.8%～1.6%，处于成熟—高成熟阶段，是一套差—较好的烃源岩。

侏罗系烃源岩主要为八道湾组、三工河组和西山窑组，以河流、湖泊和三角洲环境下形成的暗色泥岩、碳质泥岩和煤岩为主，暗色泥岩类烃源岩有机质类型以Ⅱ2－Ⅲ型为主，有机质丰度高低相差较大。石炭系烃源岩主要为黑灰色与灰色泥岩、黑灰色粉砂质、砂质泥岩和黑灰色凝灰质泥岩，有机碳含量变化范围较大，大部分为中—较好烃源岩。

表1 准噶尔盆地主要烃源岩地化特征对比Table 1 Comparison of geochemical characteristics of the main source rocks in Junggar Basin

图4 准噶尔盆地风城组烃源岩晚三叠世阶段生油强度Fig.4 Total oil generation intensity of Fengcheng source rocks during Late Triassic in Junggar Basin

有机质的“接力成气”模式认为，干酪根降解形成的液态烃只有部分排出烃源岩，其余都滞留在烃源岩内，在高—过成熟阶段发生热裂解，深层烃源岩仍具有生气能力［24］。另外，深层进入了排烃门限的低有机质丰度(w(TOC)＜0.5%)源岩不应被排除在有效烃源岩之外，它们对油气藏形成与分布有重要贡献［25］。

3.2 深层储层“差中有优”

准噶尔盆地深层油气储集层主要为碎屑岩(上二叠统—白垩系)和火山岩(石炭系及下二叠统佳木河组)，深层地层物性整体较差，孔隙度普遍小于12%，在后期改造等多种地质作用下，会出现“差中有优”的现象(图5)，普遍发育相对优质的储集层层段［11－18］，为深层油气提供了聚集空间。

盆地西北缘深层优质储集层段的岩性主要为碎屑岩和火山岩，如夏72井区深层风城组构造—岩性油藏。对于“源储紧邻”或“源储一体”的致密油气层而言，“相对优质储集层段”相当于致密油气层中的“甜点”，如玛湖西斜坡深层风城组致密油，中拐凸起深层佳木河组致密气。

中央坳陷腹部地区的深层储层主要为碎屑岩，溶蚀作用和早期的油气充注对成岩作用的抑制等都在一定程度上改善了其物性［12－13］。在盆4井、盆8井和莫21井等均见良好油气显示(图5)。

图5 准噶尔盆地深层相对优质储集层段发育特征Fig.5 Characteristics of deeply buried relatively high-quality reservoir in Junggar Basin

盆地南缘深层碎屑岩相对优质储集层段的形成与异常高压、早期长期浅埋—后期快速深埋和溶蚀等因素有关［14］。在卡东1井和高泉1井等均见油气显示(图5)。

另外，深层百口泉组—克拉玛依组储层在纵向上分布在白碱滩组区域盖层与二叠系烃源岩之间，平面上主要分布在阜康凹陷、沙湾凹陷和玛湖凹陷等构造单元(图6)，其在纵向和横向上的展布都有利于油气的赋存。

3.3 多套深层区域盖层

准噶尔盆地在湖盆扩张期(湖侵)形成了下乌尔禾组、白碱滩组和三工河组等区域盖层［26－28］。白碱滩组分布广泛，在中央坳陷和南缘厚度最大(图7)。白碱滩组泥岩和下乌尔禾组泥岩既是深层最重要的2套盖层，又是深层重要的烃源岩，另外，中下侏罗统烃源岩也是深层的重要盖层。三叠纪—白垩纪为石炭系和中、下二叠统烃源岩的主要生排烃期［29－32］，上三叠统白碱滩组和中、下侏罗统泥岩区域盖层的形成期与其下伏主要烃源岩生排烃期配置关系良好，能够起到较好的封盖作用。

在深埋过程中，深层盖层整体变得更致密，封堵烃类的能力也更强。盆地腹部广泛发育的异常压力封隔层对深层油气也具有封堵作用［27，33－36］。

3.4 保存条件

准噶尔盆地二叠纪经历多期构造运动，形成了多个不整合面［37］，并与风城组和下乌尔禾组等多套重要烃源岩紧邻，可以更有效地沟通源岩和圈闭，利于油气运移和聚集。

图6 准噶尔盆地三叠系百口泉组—克拉玛依组储层厚度Fig.6 Reservoir thickness of Triassic Baikouquan－Kelamayi formations in Junggar Basin

图7 准噶尔盆地白碱滩组区域盖层分布范围与厚度Fig.7 Distribution and thickness of Baijiantan Formation in Junggar Basin

三叠纪以来，相对于盆地其他构造单元，中央坳陷基本上为构造稳定区，构造变动弱，断裂不发育(图3)，有利于油气藏保存，具备形成叠复连续致密油气藏的基本条件。叠复连续致密油气藏具有纵向上各目的层段叠加、平面上多目的层段复合成片的分布特征，难以用浮力成藏机制解释，也难以完全用非浮力成藏机制解释［38］。在近源—优相—低势复合区是叠复连续致密油气藏“甜点”的有利发育和保存区。

4 资源潜力分析

准噶尔盆地3 km以下的天然气资源量占总资源量的93%，5 km以下的天然气资源量占总资源量的30%［39］。盆地南缘中下侏罗统烃源岩埋深普遍大于4 500 m，处于成熟—高成熟演化阶段，其排烃量可达1 402.7×108t，远景资源量为125.4×108t［40］。

应用成因法计算得到盆地深层风城组烃源岩生油、气量和排油、气量分别为603.9×108t、400.4×1011m3和375.4×108t、304.9×1011m3。风城组烃源岩在晚三叠世(T3b)时期达到生油高峰，早侏罗世(J1b)时期达到排油高峰，早白垩世(K1tg)时期达到生气和排气高峰。白碱滩组(T3b)区域盖层形成之后，风城组排油和排气量分别为235.2×108t和283.4×1011m3，显示了深层巨大的勘探潜力。

根据盆地深层生储盖组合特征分析，结合勘探实践和前人已有认识，认为中央坳陷和南缘具备形成深层油气藏的地质条件，在发育相对优质储集层段的层位可以形成常规油气藏，在致密层则具备形成致密油气等非常规油气藏的条件。

5 结论

(1)准噶尔盆地中央坳陷和南缘深层广泛发育二叠系(风城组和下乌尔禾组等)、侏罗系和石炭系等重要烃源岩，为深层油气的形成提供了充足的烃类来源。

(2)深层地层物性整体较差，孔隙度普遍小于12%，但在后期多种改造作用下，依然可以发育相对优质储集层段，为深层油气聚集提供了充足储集空间。

(3)白碱滩组泥岩、三工河组泥岩和下乌尔禾组泥岩等区域盖层具备良好的封盖性能，在空间展布和形成时间上都利于深层油气的聚集与保存。

(4)相对于盆地的其他构造单元，中央坳陷在三叠纪以来构造变动弱，断裂不发育，有利于深层油气的保存。

(5)准噶尔盆地中央坳陷和南缘是深层油气勘探的有利区，在发育相对优质储集层段的层位可以形成常规油气藏，在物性较差的致密层位则具备形成致密油气等非常规油气藏的条件。应用成因法计算得到盆地深层风城组烃源岩排油、气量分别为375.4×108t和304.9×1011m3。白碱滩组(T3b)区域盖层形成之后，风城组排油、气量分别为235.2×108t和283.4×1011m3，显示了深层巨大的勘探潜力。

致谢:陈冬霞副教授对本文提出了宝贵的建设性意见，谨致谢忱!论文研究获得了新疆油田公司勘探院贾希玉、杨海波、陈磊等高级工程师的支持和帮助，在此一并致谢。

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(编辑 黄 娟)

Formation conditions of deep hydrocarbon in Junggar Basin，NW China

Bai Hua1，2，Pang Xiongqi1，2，Kuang Lichun3，Pang Hong1，2，Pang Ying1，2，Zhou Liming1，2
(1.Basin and Reservoir Research Center，China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 2.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，Beijing102249，China; 3.Xinjiang Oilfield Company PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China)

With the increasing degree of identified shallow hydrocarbon resources，the possibility of making a breakthrough in shallow strata is decreasing and the direction of oil and gas exploration is turning to deep strata.All around the world，over one thousand hydrocarbon reservoirs have been discovered and developed in deep strata with buried depth greater than 4 500 m.At present，the depth of all the discovered and developed hydrocarbon reservoirs is less than 4 500 m in the Junggar Basin.Considering that a breakthrough has not yet been made in deep strata，a discussion of deep hydrocarbon accumulation conditions has important practical significance in the Junggar Basin.Based on previous studies，source rocks，reservoirs，cap rocks and preservation conditions are taken as research subjects and the accumulation conditions of deep hydrocarbon are analyzed.The southern margin and central depression of the basin developed many sets of argillaceous source rocks in the deep zone and have entered into the mature to high-maturity stage.Due to the geological processes of over-pressure and erosion，etc.，relatively high-quality reservoir intervals are widely developed in deep strata.Many regional cap rocks can be effective seals，beneficial to deep oil and gas accumulation and preservation.Timing and spatial relationships among source rocks，reservoirs，cap rocks，and the hydrocarbon shows in deep strata of exploration wells suggest that the central depression and southern margin are favorable zones for deep oil and gas exploration.

deep oil and gas;hydrocarbon accumulation condition;source rock;favorable reservoir;resource potential;Junggar Basin

TE12<2.3 class="emphasis_bold">2.3 文献标识码:A2.3

A

1001－6112(2016)06－0803－08

10.11781/sysydz201606803

2016－03－09;

2016－08－19。

白桦(1985—)，男，在读博士研究生，从事含油气盆地分析与油气成藏研究。E-mail:baihua1282@163.com。

庞雄奇(1961—)，男，教授，博士生导师，从事含油气盆地分析与油气资源评价研究。E-mail:pangxq@cup.edu.cn。

国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2011CB201100)和国家重点基金项目(U1262205)资助。