准噶尔盆地南缘芦草沟组有机 地球化学特征及其地质意义

朱彦群

摘   要：为对准噶尔盆地芦草沟组烃源岩生烃潜力进行评价，本文结合地质剖面分析及前人研究成果，針对准噶尔盆地南缘芦草沟组富有机质泥页岩有机地球化学特征进行研究，按照剖面1-剖面3，芦草沟组内部的上、中、下3段的有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度等方面进行对比分析，指出芦草沟组的非常规油气潜力。研究表明：    ①研究区内芦草沟组生油岩有机质丰度大，TOC含量为0.31%～22.21%，平均值5.16%。平面上，由西到东研究区芦草沟组平均TOC含量逐渐增加。垂向上，中段TOC最高，上段次之，下段最低;②通过最大热解峰温（Tmax）与氢指数（IH）关系的研究，研究区芦草沟组无论平面上或垂向上Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型干酪根均有发育，以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根为主，Ⅱ2、Ⅲ型次之;③研究区芦草沟组处于热成熟阶段，Ro峰值为0.9%，Tmax为429.0℃～440.0℃，可能发育良好的页岩油，平面上Ro值无明显变化。垂向上由浅到深，Ro值有逐渐增大的趋势;④成果表明芦草沟组沉积有机质已进入生油门限，具良好的油气勘探潜力。

关键词：准噶尔;芦草沟组;有机质丰度;有机质类型;有机质成熟度

准噶尔盆地南缘二叠系芦草沟组沉积时期为水体安静的内陆湖泊环境，广泛发育的深灰-黑色泥页岩是我国西北油气地质勘探重要目的层段。但关于该组沉积时期古气候、古环境、岩石地球化学分类等方面的研究尚不完善。王正和等采用地球化学分析方法，认为该组泥岩沉积于干热-温湿的缺氧还原环境[1]。吴绍祖等通过沉积物颜色、自生矿物及生物化石等资料，认为芦草沟组为炎热气候的滞留沉积环境[2]。杜治利等通过分析雅玛里克山与红雁池组野外露头的有机地球化学及有机岩石学资料，认为芦草沟组有机质以Ⅰ型与Ⅱ1型为主，显微组分主要为富氢组分，有机质丰度较高，达到中等-好烃源岩的标准[3]。本文针对准噶尔盆地南缘芦草沟组富有机质泥页岩有机地球化学特征进行研究，对有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度等方面进行对比分析，并对生烃潜力进行评价。

1  地质概况

准噶尔盆地是我国大型含油气盆地之一，位于天山北部，油气类型复杂，是一个大型的多类型复合叠加的含油气盆地[4]，经历了多期构造运动[5-7]。盆地内部发育3个构造层：前寒武系结晶地壳层、古生界褶皱基底层和二叠纪至今的沉积盖层[8]。芦草沟组主要在盆地南部博格达山附近出露，依照其岩性、岩石相、沉积构造等特征可将芦草沟组划分为3段（上段、中段、下段），3段均发育深灰-黑色泥页岩，且上段泥页岩厚度最大，最厚可超过700 m（图1）。

2  样品采集及测试

本次研究对研究区剖面内二叠系芦草沟组进行观察取样，整理采集了具代表性的泥页岩样品，为确保样品的代表性，91个样品均采集自剖面内不同位置上、中、下3段。采集下段样品25块，中段和上段分别采集样品36块和30块，交于实验室针对TOC含量、岩石热解、干酪根镜下检测，镜质体反射率（Ro）等方面进行有机地化分析。

3  测试结果分析及讨论

3.1  有机质丰度

研究区二叠系芦草沟组深灰-褐色泥页岩TOC含量0.31%～22.21%，样品31个，平均值5.16%;氯仿沥青“A”区间0.01%～0.41%，样品30个，平均0.09%;生烃潜能（S1+S2）区间1.12～243.89 mg/g，样品31个，平均值53.21 mg/g;总烃26.95%～55.88%，样品20个，平均值42.54%（表1）。总体来说，研究区内芦草沟组生油岩有机质丰度大，属优质生油岩。TOC含量超过前人研究的生成页岩气最低门限值1.3%[9-11]。

平面上，剖面1芦草沟组深灰-褐色泥页岩TOC含量1.11%～13.98%，样品数30块，平均值4.09%;氯仿沥青“A”0.02%～0.30%，样品数3块，平均值0.20%;生烃潜能（S1+S2）含量1.87～91.86 mg/g，样品数4块，平均值47.01 mg/g;总烃含量40.12%～48.86%，样品数3块，平均值45.42%。

剖面2芦草沟组深灰-褐色泥页岩TOC含量0.32%～9.12%，样品数24块，平均值4.61%;氯仿沥青“A”0.11%～0.19%，样品数2块，平均0.14%;生烃潜能（S1+S2）含量39.02～59.43 mg/g，样品数4块，平均值45.96 mg/g;总烃含量26.95%～53.94%，样品数4块，平均值41.99%。

剖面3芦草沟组深灰-褐色泥页岩TOC含量1.02%～11.91%，样品数19块，平均值5.01%;氯仿沥青“A”0.31%～1.05%，样品数4块，平均0.21%;生烃潜能（S1+S2）含量81.88～81.23 mg/g，样品数4块，平均值60.05 mg/g;总烃含量33.85%～50.12%，样品数4块，平均值40.56%。由西到东研究区芦草沟组平均TOC含量逐渐增加（图2），百分含量由4.09%增加到5.01%，存在显著增加趋势。推测沉积时期东部沉积水体较深，为还原性沉积环境，更有利于沉积有机质保存。

垂向上，芦草沟组下段深灰色-黑色泥页岩中TOC含量0.31%～23.11%，样品数30块，平均值5.42%;氯仿沥青“A”0.05%～0.28%，样品数9块，平均0.05%;生烃潜能（S1+S2）含量1.08～105.63 mg/g，样品数11块，平均值33.85 mg/g;总烃含量0.98%～104.33%，样品数18块，平均值33.78%。

中段深灰-黑色泥页岩中TOC含量1.02%～13.99%，样品数27块，平均值7.21%;氯仿沥青“A”0.01%～0.19%，样品数5块，平均0.09%;生烃潜能（S1+S2）含量1.11～94.66 mg/g，样品数7块，平均值58.77 mg/g;总烃含量28.56%～46.59%，样品数7块，平均值37.97%。

上段深灰-黑色泥页岩中TOC含量0.86%～15.39%，样品数27块，平均值3.97%;氯仿沥青“A”0.08%～0.48%，樣品数9块，平均0.21%;生烃潜能（S1+S2）含量1.62～233.54 mg/g，样品数9块，平均值70.53 mg/g;总烃含量37.56%～50.99%，样品数9块，平均值44.82%。研究成果表明，二叠系芦草沟组下、中、上3段均属于优质生油岩。从页岩气生成角度来看，芦草沟组中段生烃条件最好，下段和上段较差（图2）。

3.2  有机质类型

干酪根类型是评价页岩气关键的指标之一，也是决定生油岩生烃潜力大小的因素 [9]。不同有机质的来源也决定了干酪根类型的不同，总体来讲，干酪根可分为I型（腐泥型）、Ⅱ型（腐殖-腐泥型、腐泥-腐殖型）和Ⅲ型（腐殖型），生烃潜力也存在差异，故研究生油岩有机质类型有助于更好地认识烃源岩的生烃潜力[13-15]。

镜下检测结果表明（图3）：准噶尔盆地南缘芦草沟组沉积有机质类型以Ⅱ型与Ⅲ型干酪根为主，其中Ⅱ型占65%，Ⅲ型占35%。Ⅱ型干酪根中主要发育Ⅱ1型（60%）和Ⅱ2型（40%）。

干酪根类型可根据最大热解峰温（Tmax）与氢指数（IH）来进行划分，研究显示：研究区芦草沟组发育Ⅰ型、Ⅱ型及Ⅲ型干酪根，其中Ⅱ型干酪根发育Ⅱ1型和Ⅱ2型。

岩石热解结果显示，芦草沟组泥页岩以S2与S4为主（表2）。干酪根类型可利用（S1+S2）来进行划分  （大于20 mg/g为Ⅰ型，6～20 mg/g为Ⅱ1型，2～6 mg/g为Ⅱ2型，小于2 mg/g为Ⅲ型）。研究区芦草沟组剖面1到剖面3干酪根类型Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型所占比例依次减少，且在各段干酪根类型都以Ⅰ型为主，下段中Ⅰ型干酪根占42%，在中段和上段中分别占78%和65%。总体来看，上、中、下三段中Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根占优势，分别占75%、89%及86%（图4）。

结合各方面分析，无论是剖面1至剖面3，还是在芦草沟组上、中、下三段中，都广泛发育Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根，而Ⅱ2、Ⅲ型所占比例较少，显示出该组沉积物中有机质来源主要来自内源生物。故而随着湖盆水体越来越深，Ⅰ型干酪根所占比例越大;水体越浅，沉积物中有机质来源越以陆源高等植物为主，Ⅲ型干酪根越发育。

芦草沟组中富有机质泥页岩主要为前扇三角洲相-深湖相沉积[16]，有机质成熟度较低，故而认为，最大热解峰温（Tmax）与氢指数（IH）关系所得出的干酪根类型与（S1+S2）参数得出的结果基本相同，可以确定芦草沟组发育的干酪根以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根为主，Ⅱ2、Ⅲ型次之。

3.3  有机质成熟度

根据分析化验结果分析，二叠系芦草沟组深灰色-黑色泥页岩中有机质中镜质体反射率（Ro）为0.59%～1.22%，样品数21块，平均值0.81%，岩石热解峰温为429.0℃～440.0℃，样品数10块，平均为439.65℃。Ro参数在生油气窗范围内时，才会有油气生成，美国页岩油发育区Ro为0.70%～1.50%，页岩气发育区Ro为1.10%～3.50%。整体来说，研究区芦草沟组Ro值处于低-中等成熟阶段，可能产生良好的页岩油（表3）。

剖面1镜质体反射率为0.89%～0.90%，样品数6块，平均值0.91%，岩石热解峰温为429.0℃～440.0℃，样品数3块，平均为429.6℃。剖面2镜质体反射率为0.81%～0.88%，样品数5块，平均值0.84%，岩石热解峰温为441.0℃～445.0℃，样品数4块，平均为442.55℃。剖面3镜质体反射率为0.72%～0.92%，样品数7块，平均值0.83%，岩石热解峰温为439.00℃～451.00℃，样品数量3块，平均为446.0℃  （表3）。

综上所述，实验结果表明，二叠系芦草沟生油岩Ro在平面上的分布规律，从剖面1到剖面3，无明显变化，均为低-中等成熟阶段。垂向上由浅到深，Ro值有逐渐增大趋势。但上述结果因取样数量及取样位置等因素影响，并不能准确反映研究区芦草沟组生油岩的热演化程度。

4  生烃潜力评价

层厚、分布面积及有机地球化学特征决定了泥页岩的生烃潜力，影响生烃潜力的参数有有机质类型、有机质丰度、有机质成熟度[17]。准噶尔盆地芦草沟组暗色生油岩分布范围广，连续厚度200 m到700 m不等;干酪根类型以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根为主，Ⅱ2、Ⅲ型次之;TOC含量较高，为0.31%～22.21%，平均值5.16%;镜质体反射率为0.59%～1.22%，平均值0.81%，反映该组沉积有机质已进入生油门限，表明芦草沟组具良好的油气勘探潜力。

5  结论

通过对研究区芦草沟组剖面研究，结合分析测试数据及对比研究表明：

（1） 研究区内芦草沟组生油岩有机质丰度大，TOC含量为0.31%～22.21%，平均值5.16%，总有机碳含量平均值在5%以上，超过生成页岩气的最低门限值1.3%。平面上，由西到东研究区芦草沟组平均TOC含量存在显著的增加趋势;垂向上，芦草沟组中段生烃条件最好，下段和上段较差。

（2） 研究区芦草沟组无论平面上或垂向上Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型干酪根均有发育，且以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根为主，Ⅱ2、Ⅲ型次之，表明该组沉积物中有机质主要来自内源生物，有一定陆源有机质输入。

（3） 研究区芦草沟组处于低-中等成熟阶段，Ro峰值为0.9%，Tmax为429.0℃～440.0℃，生烃潜能（S1+S2）为1.12～243.89 mg/g，可能产生较好的页岩油，平面上无明显变化，垂向上由浅到深，Ro值有逐渐增大的趋势。

（4） 成果表明芦草沟组沉积有机质已进入生油门限，具良好的油气勘探潜力。

參考文献

[1]   王正和，周继兵，余谦，等.准噶尔盆地南缘芦草沟组碳质细粒沉积岩地球化学特征及地质背景[J].东北石油大学学报，2018，42（1）：86-95+120+126-127.

[2]   吴绍祖，屈迅，李强.准噶尔芦草沟组与黄山街组的古气候条件[J].新疆地质，2002，（3）：183-186.

[3]   杜治利，刘洪军，张枝焕.准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩地球化学特征[J].西安石油大学学报（自然科学版），2016，31（3）：1-7.

[4]   康玉柱.新疆三大盆地构造特征及油气分布[J].地质力学学报，2003，9（1）：37-47.

[5]   蔡忠贤，陈发景，贾振远.准噶尔盆地的类型和构造演化[J].地学前缘，2000，7（4）：431-440.

[6]   梁云海，李文铅，李卫东.新疆准噶尔造山带多旋回开合构造特征[J].地质通报，2004，23（3）：279-285.

[7]   陈发景，汪新文，汪新伟.准噶尔盆地的原型和构造演化[J].地学前缘，2005，12（3）：77-89.

[8]   曲国胜，马宗晋，邵学钟，等.准噶尔盆地基底构造与地壳分层结构[J].新疆石油地质，2008，29（6）：669-674.

[9]   肖刚，唐颖.页岩气及其勘探开发[M].北京：高等教育出版社，2012.

[10] 王绪龙，支东明，王屿涛，等.准噶尔盆地烃源岩与油气地球化学[M].北京：石油工业出版社，2013.

[11] 李婧婧.博格达山北麓二叠系芦草沟组油页岩地球化学特征研究[D].北京：中国地质大学（北京），2009.

[12] 杨振恒，腾格尔，李志明.页岩气勘探选区模型——以中上扬子下寒武统海相地层页岩气勘探评价为例[J].天然气地球科学，2011，（1）：8-14.

[13] 戴鸿鸣，王玉顺，陈义才，等.油气勘探地球化学[M].北京：石油工业出版社，2011：62.

[14] 邹才能.非常规油气地质[M].北京：地质出版社，2013.

[15] 陈振林，王华，何发岐，等.页岩气形成机理、赋存状态及研究评价方法[M].武汉：中国地质大学出版社责任有限公司，2011.

[16] 王正和，丁邦春，闫剑飞，等.准南芦草沟组沉积特征及油气勘探前景[J].西安石油大学学报：自然科学版，2016，31（2）：25-32.

[17] 杨万里，高瑞祺，郭庆福，等.松辽盆地陆相油气生成运移和聚集[M].哈尔滨：黑龙江科学技术出版社，1985.

Organic Geochemical Characteristics of Lucaogou Formation in Southern Margin of Junggar Basin and Geological Significance

Zhu Yanqun

（Pudong Oil Production Plant of Zhong-yuan Oilfield Company， Puyang，He'nan，457001，China）

Abstract： In order to evaluate the hydrocarbon generation potential of Lucaogou Formation source rocks in Junggar Basin， this paper， based on geological profile analysis and previous research results， studies the organic geochemical characteristics of organic-rich shale in Lucaogou Formation in the southern margin of Junggar Basin. The organic types， organic carbon content and organic maturity of the upper， middle and lower members of Lucaogou Formation are compared and analyzed according to profile 1- profile 3 respectively， and the unconventional oil and gas potential of Lucaogou Formation is pointed out. The results show that： （1） The organic matter abundance of Lucaogou Formation source rocks in the study area is large， with TOC content ranging from 0.31% to 22.21%， with an average value of 5.16%. On the plane， the average TOC content of Lucaogou Formation gradually increases from west to east in the study area， with the highest TOC in the vertical middle section， the second in the upper section and the lowest in the lower section. （2） Through the study of the relationship between the maximum pyrolysis peak temperature （Tmax） and the hydrogen index （IH）， the Lucaogou Formation in the study area has developed kerogen types I，Ⅱ1，Ⅱ2 and Ⅲ，with type I and Ⅱ1 kerogen being the predominant type， followed by type Ⅱ2 and Ⅲ. （3） Lucaogou Formation in the study area is in the stage of thermal maturation， with Ro peak value of 0.9%， Tmax interval of 429.0℃ ～ 440.0℃， which may produce good shale oil. There is no obvious change on the plane， and Ro value tends to increase gradually from shallow to deep in the vertical direction. （4） The results show that the sedimentary organic matter of Lucaogou Formation has entered the threshold of oil generation and has good potential for oil and gas exploration.

Key words：Junggar;Lucaogou Formation;Organic Matter Abundance;Organic Type ;Organic Maturity