准噶尔盆地南缘博格达山前带二叠系芦草沟组油气源分析和勘探潜力

张 林，张 敏，高永进，孙相灿，白忠凯，杨有星，陈 夷，文 磊

(1.长江大学资源与环境学院，湖北 武汉 430100；2.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100029；3.中国地质调查局海口海洋地质调查中心，海南 海口 571127)

0 引 言

多年来，学者们对准噶尔盆地南缘地区石油地质特征进行了大量的研究，指出了含油气远景区[1-3]，研究了整个区域不同层位的原油地球化学特征，分析了油气来源、分布规律、含油气系统和油气成藏条件[4-9]，也证实了准噶尔盆地南缘发育多套含油气层系，具有丰富的油气资源，至今已陆续开发多个大中型油气田[10-18]。2013—2018年，中国地质调查局油气资源调查中心在准南博格达山前构造带区域的钻井获得了油气发现。而后，学者们对准噶尔盆地博格达山前带中二叠统芦草沟组开展了包括构造样式、沉积地层特征、烃源岩地球化学特征、储集性能等一系列研究和攻关，也取得了一定的成果[19-24]。但至今未能有效指导油气突破，主要原因是缺乏深钻及油气样品，导致博格达山前带区域的油气特征描述，及与相邻构造带间烃源岩、油气地球化学特征的综合对比研究较为薄弱。随着油气勘探难度加大，油气产量增速缓慢，对山前带的研究成为油气勘探的新热点。本文系统采集博格达山前带突破井新吉参1井、博参1井芦草沟组烃源岩、原油样品与邻区主要油气田进行油-油对比和油-岩对比，并在纵向上与上下伏地层进行对比分析，平面上与邻区主要油气产区来自不同层位的原油进行综合对比，为厘清研究区油气来源和指导下一步山前带的油气勘探提供支撑。

1 区域地质概况

研究区位于准噶尔盆地南缘博格达山周缘，包括北缘阜康断裂带和南缘柴窝堡凹陷两个二级构造单元，位于准噶尔盆地准南冲断带东段。相对于西部的准南冲断带中西段、东北部的吉木萨尔凹陷和北部的北三台地区，阜康断裂带和柴窝堡凹陷由于博格达山的隆升分割，构造演化和油气成藏过程更加复杂[25]，是北疆油气勘探久攻不克的地区。

1.1 构造特征

研究区构造条件复杂，通过野外地质考察和地震剖面精细解释，细分了构造单元，建立了博格达山周缘10种冲断构造变形样式，将阜康断裂带划分为泉子街向斜带、大黄山逆掩带和米泉背斜带3个亚二级构造单元，将柴窝堡凹陷细分为博南推覆带、达坂城次凹、永丰次凹和三葛庄次凸4个亚二级构造单元。

准南冲断带位于准噶尔盆地南缘，构造变形特征主要表现为东西分段、南北分带和垂向分层性。东西方向可分为东、中、西三段，南北方向由背斜带和向斜带相间排列而成。博格达山周缘即准南冲断带东段，包括阜康断裂带和柴窝堡凹陷，分别位于博格达山北缘和南缘，且发育众多的逆冲断层，在阜康断裂带形成了典型的叠瓦状冲断构造，在柴窝堡凹陷形成了典型的对冲构造变形样式(图1)。

图1 研究区构造单元划分及剖面位置图

阜康断裂带位于博格达山北缘，主要发育叠瓦状构造、冲起构造、滑脱构造、堆垛背斜构造、断层传播-滑脱混生褶皱、复合楔状构造、断层转折-传播混生褶皱、断层转折-滑脱混生褶皱等构造变形样式。根据构造变形样式和地层、断层、褶皱枢纽走向等的不同，进一步将阜康断裂带自东向西细分为泉子街向斜带、大黄山逆掩带和米泉-阜康背斜带三段。

1.2 沉积特征

中上二叠统沉积期，博格达山尚未隆升，主要发育南部依林黑比尔根山前的扇三角洲体系和北部五彩湾凹陷的辫状河三角洲体系。从露头上来看，博格达山北缘冲断带芦草沟组露头发育。东小龙口、东大龙口、泉子街、小龙口、大龙口、葛家沟等剖面均显示芦草沟组下段为白云岩与油页岩互层的层序，总体属于半深湖-浅湖亚相。芦草沟组上段均为油页岩夹碳酸盐岩透镜体的序列，属于半深湖-深湖亚相。在柴窝堡凹陷小平槽沟剖面下段见有棕褐色砾岩夹泥岩，具有扇三角洲平原沉积特征；芦草沟组上段发育泥岩夹粉砂岩和少量灰岩与砂砾岩，属于扇三角洲前缘沉积。

从岩芯和测井资料来看，新吉参1井第07回次取芯整体表现为中下部为灰色细砂岩夹灰黑色页岩。细砂岩多为槽状交错层理和变形层理，反粒序；测井曲线呈倒钟形。上部为灰色细砂岩与黑色页岩互层，砂岩具有冲刷面和槽状交错层理，正粒序。整个回次中下部属于扇三角洲前缘亚相远端坝和前缘泥以及顶部的前扇三角洲泥夹水下分流河道末梢。新吉参1井第11回次取芯整体表现：中-下部为灰色细-中砂岩，多为反粒序，顶部可见细砾。测井曲线构成倒圣诞树形。上部为灰黑色泥岩夹灰色粉砂岩条带或薄层。整个回次属扇三角洲前缘远端坝-半深湖泥沉积(图2)。

图2 新吉参1井第11回次岩芯综合柱状图

2 油气地球化学特征

采集研究区新吉参1井、博参1井二叠系芦草沟组4个天然气样、4个油样、邻区14口井(成1井、北81井、北91井、彩55井、喀拉1井、台62井、吉30井、吉南5井、齐8井、卡11井、吉251-H井、阜5井、西参2井、吐谷2井)原油样、新吉参1井芦草沟组14个烃源岩及相邻的同一构造带的博参1井10个烃源岩进行了地球化学分析测试，取样位置如图3所示。

图3 研究区周缘主要油气井及钻井分布简图

研究区二叠系芦草沟组烃源岩广泛分布且厚度较大，新吉参1井钻揭芦草沟组烃源岩厚度为410 m，烃源岩的TOC含量平均值为1.03%，最高为5.45%，氯仿沥青“A”含量平均为0.05%，最高为0.16%，PG值平均为1.17 mg/g，最高为5.35 mg/g，烃源岩类型以Ⅰ-Ⅱ1为主，镜质体反射率(Ro)分布在1.31～1.83之间，平均为1.71，总体为一套类型较好，有机质丰度高，成熟-高成熟的烃源岩。

新吉参1井天然气相对密度0.746，组成上甲烷含量平均为73%，乙烷含量为8.62%；甲烷碳同位素为-41.86‰，乙烷碳同位素为-31.28‰，丙烷碳同位素为-28.78‰。新吉参1井原油密度平均为0.81 g/cm3。50 ℃黏度为1.91 mPa·s，凝固点-6.0 ℃，含蜡1.15%，为轻质、低黏油。油质较博参1井原油(0.91～0.93 g/cm3)以及吉木萨尔芦草沟组原油(0.87～0.91 g/cm3)油质要轻。从原油地化特征来看，新吉参1井芦草沟组原油Pr/Ph偏大，为1.73；全油碳同位素偏重，为-28.24‰，较吉木萨尔芦草沟组原油(Pr/Ph为1～1.6、同位素为-32～-30‰)姥植比大、碳同位素重的特点。相关地球化学参数见表1和表2。

表1 研究区原油地球化学参数表

续表1

表2 研究区天然气地球化学参数表

3 油气源对比

3.1 新吉参1井天然气气源对比

从测试分析结果来看，新吉参1井天然气干燥系数为0.85，为湿气；甲烷、乙烷碳同位素偏轻，具有明显的偏腐泥型烃源岩的特征。 与区域上石炭系、侏罗系腐殖型天然气具有明显差异(图4和图5)。

图4 新吉参1井天然气组份碳同位素分布图

图5 新吉参1井天然气甲烷、乙烷碳同位素分布图

3.2 油源对比

1) 油-油对比。新吉参1井原油生物标志物特征显著：①C27-、C28-、C2920R规则甾烷呈近线型分布(图6)，C27-规则甾烷含量相对较低，C29规则甾烷含量相对较高，反映陆相生源输入特征；②原油中孕甾烷系列含量相对较低，但萜类中三环萜烷系列含量相对较高，C19、C20、C21、C22三萜烷相对丰度呈先增高后降的趋势；③升藿烷系列含量相对较低，指示细菌类微生物生源输入相对较少(不排除一定程度的热作用影响)；④原油中伽马蜡烷含量总体不高，但清晰可测，与C31藿烷22S构型相当。从新吉参1井二叠系原油生物标志物特征与周缘的北81井、喀拉1井、台62井、吉30井、齐8井(储层为三叠系、二叠系、侏罗系)等来源于二叠系烃源岩的原油生物标志物特征相似，表明成因相似、油源都来自于二叠系。

图6 新吉参1井原油及邻区相似成因原油分布特征

与新吉参1井处于同一构造带的博参1井多个烃源岩层段的裂缝油(洗油所得)中的甾类生物标志物分布总体与新吉参1井原油相近，但前者伽马蜡烷含量稍高，反映母源水体咸度和/或水体分层现象更为明显。

新吉参1井周缘还检测到具有其他不同生物标志物特征的原油：一类是以成1井、卡11井、吉251-H井、阜5井为代表性的原油(图7)，此类原油C27-、C28-、C2920R规则甾烷呈反L型，尽管也具有C29-规则甾烷含量相对较高的特征，但重排甾烷、重排藿烷相对发育；C19～C22三环萜烷有降序分布的特征；伽马蜡烷不太发育，上述特征显著不同于新吉参1井原油，指示原油成因与油源不同。另一类是类似如西参2井、吐谷2井的原油，其规则甾烷近呈V字型分布。此外，部分原油热裂解特征明显(如彩551井、DX171井)，指示原油特征与成因的多相性。

图7 新吉参1井周缘其他成因类型原油分布特征

以上分析表明，研究区及其周边地区至少存在三种成因类型原油：第一类是新吉参1井等为代表性的原油(特征)，第二类是成1井、卡11井、吉251-H井、阜5井为代表性的原油，第三类是以吐谷2井为代表性的原油。

2) 油-岩对比。对博参1井和新吉参1井芦草沟组为主的烃源岩进行了相对密集取样分析。结果表明，博参1井近千米的深灰色、灰黑色烃源岩生物标志物组成与分布特征非常相似，其标志性特征是：C27-、C28-、C2920R规则甾烷近呈线型分布，C27规则甾烷相对丰度低、C29-规则甾烷相对丰度高；升藿烷系列相对于C30藿烷丰度低、伽马蜡烷丰度不高但清晰可测；C19～C22三环萜呈“先升后降”的趋势。

新吉参1井2 912～4 677 m范围内的烃源岩热演化程度有明显的差异，4 080～4 235m层段的烃源岩中的生物标志物有明显的次生改造现象，而其上下两端的烃源岩保留有相对完整的生物标志物分布。对比表明，新吉参1井深部烃源岩(4 574～4 677 m)C27-、C28-、C2920R规则甾烷呈明显的线型分布，只是C27-与C29-规则甾烷的相对丰度差异有所降低；相对浅层的烃源岩有一定程度的V型规则甾烷分布特征，反映母源岩性质稍有变化。萜类化合物分布虽然受成熟度控制较为明显(低分子量萜类降埋深增加而增加、五环三萜系列随埋深增加热降解作用增强)，但仍可识别出先升后降的C19～C22三环三萜烷分布特征、相对较低丰度的升藿烷和伽马蜡烷分布特征(图8和图9)。综上所述，本次研究检测到新吉参1井相对深层烃源岩(4 574～4 677 m)具有类似博参1井芦草沟烃源岩的生物标志物特征。

图8 新吉参1井、博参1井烃源岩饱和烃m/z 217质量色谱图

图9 新吉参1井、博参1井烃源岩饱和烃m/z 191质量色谱图

针对研究区的油-油、岩-岩、油-岩的初步对比分析，可选用以下生物标示物指标进行有效的油源识别：①C27、C28、C29规则甾烷相对分布型态与相对丰度；②C19～C22-三环萜烷相对分布型态；③重排甾烷、重排藿烷相对含量；④升藿烷系列及伽马蜡烷相对丰度；⑤姥植比(图10)。

图10 新吉参1井及邻区原油、烃源岩生物标志物参数对比

图10 新吉参1井及邻区原油、烃源岩生物标志物参数对比

研究区芦草沟组烃源岩及相关原油的显著特征是：①C27-、C28-、C2920R规则甾烷呈斜线型，C27规则甾烷(显著不太发育)相对丰度显著低于C29规则甾烷；②C19～C22-三环萜烷呈“先升后降”趋势；③一定成熟度程度范围内，重排甾烷、重排藿烷相对含量不高(因另一类原油显著偏高)；④升藿烷系列及伽马蜡烷相对丰度不高、伽马蜡烷仍明显可检测；⑤Pr/Ph值一般为1～2。 综合生甾萜类生物标志物指纹、结合相关参数如重排甾烷/规则甾烷、C19/C20三环萜烷、伽马蜡烷/C31藿烷、C27、C28、C29规则甾烷百分含量、Pr/Ph可识别出新吉参1井原油主要来自二叠系芦草沟组烃源岩，且不同层段烃源岩与原油的饱和烃含量十分吻合，指示了新吉参1井、博参1井的油气来自于二叠系芦草沟组。

4 勘探潜力分析

准噶尔盆地南缘二叠系芦草沟组烃源岩呈区域分布，是一套重要的含油气层系。[7,8,23]，研究区二叠系芦草沟组原油生物标志物特征与周缘的北81井、喀拉1井、台62井、吉30井、齐8井(储层为三叠系、二叠系、侏罗系)等来源于二叠系烃源岩的原油生物标志物特征相似，表明具有相似的成因，油源都来自于二叠系。从烃源岩和原油地球化学特征来看，研究区二叠系芦草沟组烃源岩不仅分布广而且厚度大[25]，成熟度普遍较高，远高于吉木萨尔凹陷及南缘西部地区，反映烃源岩已进入了成熟-高成熟阶段，具备大量生产石油和天然气的能力，新吉参1井、博参1井、新永地1井等钻井陆续获得油气显示也证实了研究区具备了油气成藏能力，综合认为，研究区应具有较强的勘探潜力。

5 结 论

1) 研究区新吉参1井原油为轻质、低黏油。油质较博参1井以及吉木萨尔凹陷芦草沟组原油油质要轻，系因为靠近山前带随着埋深增加成熟度升高导致。新吉参1井的天然气甲烷含量为73%，属于湿气，甲烷碳同位素较轻，与周缘主要含油气盆地不同层位的天然气具有显著差异，是自生自储型天然气。

2) 研究区及其周边地区至少检测出三种成因类型原油：第一类是以新吉参1井为代表性的原油，第二类是以成1井、卡11井、吉251-H井、阜5井为代表性的原油，第三类是以吐谷2井为代表性的原油。三类原油的地球化学特征上具有显著差异。

3) 准噶尔盆地南缘博格达山前带具备良好的油气成藏条件和油气勘探潜力，二叠系芦草沟组为主力产层，油气多以自生自储为主，具有较大的勘探前景。