微生物地球化学勘探技术在准噶尔盆地的应用

丁 力 杨迪生 吴宇兵

1.中国地质大学（北京） 2.盎亿泰地质微生物技术（北京）有限公司 3.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院

0 引言

准噶尔盆地南缘冲断带油气资源丰富，构造上横向成排成带、纵向复合叠置分布，发育下、中、上3套油气成藏组合（下侏罗统八道湾组—下白垩统吐谷鲁群、上白垩统—渐新统、中新统）。经过几十年勘探，在中、上成藏组合已发现独山子油田、玛纳斯气田等多个中小型油气田[1-4]。况军等[5]研究认为，准噶尔盆地南缘冲断带油气储量巨大，但探明程度极低。雷德文等[6]认为准噶尔盆地南缘冲断带下组合发育大中型构造，发育优质规模储层，具备大油气田形成的条件。2010 2012年在西湖背斜、独山子背斜和呼图壁背斜分别钻探了XH1、DS1及DF1等井，证实准噶尔盆地南缘冲断带下成藏组合发育厚层状规模有效储层，其中，XH1井在中侏罗统头屯河组获低产油气流。2018年，针对四棵树凹陷高泉东背斜部署探井——GT1井，主要勘探目的层为下成藏组合的头屯河组、下白垩统吐谷鲁群（底砂岩）。为了确认该构造的含油气性，开展了微生物地球化学勘探预测油气工作。

微生物地球化学勘探技术包括微生物油气检测（Microbial Oil Survey Technique，以下简称MOST）以及土壤吸附烃检测（Sorbed Soil Gas，以下简称SSG）。该技术以地质微生物学为基础，通过采集地表土壤或海底表层沉积物样品，利用MOST技术检测样品中专属微生物可预测地下油气藏的存在与分布，SSG技术可预测油气藏流体性质[7-9]。微生物地球化学勘探技术已在准噶尔盆地东部阜康凹陷东斜坡[10]、西北缘中拐凸起[11]、腹部芳草湖等区域得到多次运用，并取得了丰硕的成果。此次，笔者采用微生物地球化学勘探技术识别准噶尔盆地四棵树凹陷高泉东背斜的油气藏分布范围及油气性质，探讨该技术在复杂山前构造带油气预测的准确性，并首次试验微生物快速检测方法的适用性和有效性。

1 研究区概况

准噶尔盆地四棵树凹陷位于北天山构造带与西准噶尔构造带交汇处，北部是车排子凸起，西南部是伊林黑比尔根山，东部与昌吉凹陷相接。四棵树凹陷经历了晚海西、燕山、喜马拉雅期3个构造期次，喜马拉雅末期构造运动对其影响较大[12-13]。四棵树凹陷已钻遇地层自上而下为：第四系（Q），新近系独山子组（N2d）、塔西河组（N1t）、沙湾组（N1s），古近系安集海河组（E2-3a）、紫泥泉子组（E1-2z），白垩系东沟组（K2d）、吐谷鲁群（K1tg）、呼图壁河组（K1h）、清水河组（K1q）以及侏罗系齐古组（J3q）、头屯河组（J2t）、西山窑组（J2x）、三工河组（J1s）、八道湾组（J1b），发育侏罗系煤层和安集海河组暗色泥岩两套烃源岩[14-15]，主要勘探目的层包括沙湾组、安集海河组、紫泥泉子组、吐谷鲁群以及头屯河组等。目前，已在该凹陷北部的艾卡断裂带发现了卡因迪克油田；在独山子背斜已发现并探明了独山子油田；在西湖背斜XC2井沙湾组上部试油获低产工业油流，X3、X4、X5等井在钻井过程中均见到良好的油气显示[16-17]。高泉东背斜GT1井勘探目标为头屯河组、吐谷鲁群的碎屑岩，设计完钻井深为5 980 m。

2 样品采集及实验步骤

2.1 样品采集

为了更准确地评价高泉东背斜圈闭的含油气性及可能的流体性质，对该背斜GT1井的油气前景进行预测，同时为了提高预测效率，降低成本，在开展常规实验室培养微生物油气检测（MOST）的同时，还试用了最新研发的烃氧化微生物快速检测（Microbial Quick Screening，以下简称MQS）技术。MQS技术是在常规微生物培养检测的基础上，通过改进培养基的配方、优化培养条件与检测方法，在现场对烃氧化微生物进行快速检测，通过显色方法，快速确定烃氧化微生物的丰度，划定烃类富集区的大体范围，以便于指导野外作业。其优势是对实验室的大型仪器设备依赖度低，能够在较短时间内快速准确地划分出烃类富集区，指导野外采样[18]。

本次研究共开展了两个阶段的采集工作。第一阶段以GT1井为中心，对背斜圈闭实施MQS检测十字测线，长度为46 km，点间距为250 m，共采集快速检测样品184个（图1），旨在对背斜圈闭及其周边区域的含油气性进行初探；第二阶段根据MQS技术识别的微生物异常区加密了微生物均匀网格，网格密度为500 m 500 m，共采集MOST样品256个（图1），进一步落实了微生物有利区及其分布范围。

图1 高泉东背斜微生物地球化学勘探样品采集分布图

研究区地表以戈壁为主，小部分地区为农田，土壤类型以亚砂土和亚黏土为主，少量为砂土和黏土。微生物野外土壤样品采集深度介于20～25 cm，单个样品质量不少于150 g。

2.2 实验步骤

实验分析包括MQS、MOST及SSG检测3部分，其中，MQS检测在现场完成，MOST与SSG检测在盎亿泰公司分析测试中心完成。

MQS技术是根据微生物检测培养过程中氧化还原指示剂变色的程度来初步检测烃氧化菌的相对含量，实验步骤包括：①称量，实验样品均已将土壤样品中石子、树根挑出，为均匀土壤样品，称取0.5 g土壤于2 mL离心管中，每个样品平行检测3份；②反应，所有待测样品称量完成以后，每管加入l mL反应液，混匀，放置于38 ℃培养20 h，同时放置不添加样品的反应液作为对照样品；③测量，反应结束后，将所有样品取出，分别采用分光光度计测量和标准比色卡判读的方法进行烃氧化菌数据读数。

MOST技术实验步骤：①预实验，选取一定数量土壤样品，采用梯度稀释的方法进行预实验，确定合适的稀释度；②平板接种，称取25.0 g样品与营养液充分混合后，按照确定的稀释度，进行平板接种，采用选择性培养基进行培养，每个样品设置3个平行样；③平板培养，将完成接种后的平板放置在生化培养箱，38 ℃恒温培养数天；④平板计数，数天后，通过电子计数仪统计菌落数目，计算微生物值（Microbial Value，简称MV）。MV值代表单位质量土壤样品中烃类微生物的含量值，其数值高低反映地下活跃油气系统的渗漏强度，是判别油气藏存在与否及分布范围的重要定量指标。

SSG技术可测试土壤中酸解吸附气的烃类组成，通过组分比值来定性判断地下圈闭的油气性质。测试样品要求为高MV值样品，本次共计检测SSG样品270件。实验步骤包括：①称取定量土壤样品，用酸解的方式提取土壤中的气体组分，排水集气法收集气体后用碱液去除其中的CO2，得到高纯度轻烃；②对轻烃进行精度在ppm级的气相色谱分析[19]，吸附烃气相色谱分析使用Agilent 7890A气相色谱仪，色谱柱为OV-101柱，氮气作为载气，流速为50 mL/min恒流；③程序升温，80 ℃恒温6 min，以5 ℃/min升温速率升至110 ℃，恒温2 min，气化室温度为150 ℃；④轻烃组分定量采用外标法，在正式测定之前，测定5～7次标准气体，当标准气体甲烷相对误差不大于3%时，方可测定样品气体；⑤用1 mL进样针准确抽取500.0 0.5 μL气体注入气相色谱仪，绘制色谱图并采集数据。通过标准气体与样品轻烃色谱峰对比计算并定量样品轻烃的绝对浓度。

3 检测结果

3.1 微生物检测结果

3.1.1 MQS检测结果

根据培养过程中氧化还原指示剂颜色的变化，对照比色卡进行简单赋值后，可区分烃类微生物富集区，从而来判定油气富集有利区和非有利区。图2中蓝色代表背景值，绿色代表低异常，二者指示油气富集非有利区；黄色代表中异常，橙色代表高异常，红色代表超高异常，均指示油气富集有利区。

图2 MQS检测结果平面分布图

高泉东背斜整体表现为北北东走向长轴背斜，平面上发育3个局部构造高点，并发育北东向和东西向多条断层（图2）。从检测结果与勘探目的层的构造叠合来看，构造顶部整体异常强度较高，十字线4个方向均呈现连续高异常，指示了较好的含油气前景。背斜南高点异常强度要低于北高点，以中异常和低异常为主（图2）。

3.1.2 MOST检测结果

为了更准确地判别高泉东背斜的含油气性，同时验证先布设测线，确保微生物测网方式的可靠性，在快速检测成果识别的圈闭北高点微生物异常区增加了网格化布样，测网面积为65 km2，点间距为500 m 500 m，共计256个样品。

MV值是微生物培养法检测的核心指标，以蓝色和绿色标识无异常和低异常，指示非有利区；以黄色、橙色和红色标识中异常、高异常及超高异常，指示有利区。通常来讲，异常值与背景值的界限（门槛值）划分方法包括数理统计、频率直方图、正演法、数据库类比等[20-22]。

数理统计计算异常下限方法表示为：

式中V0表示微生物异常值下限，即黄色标识的异常值与绿色低异常值之间的界限值，CFU（Colony-Forming Units，简称CFU，单个平板培养所得的微生物菌落单位）；X表示微生物背景值均值，即低于微生物均值以下的值，再求平均值，CFU；K表示系数，K取1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0，通常K值选取1.0～3.0，置信度较高；S表示标准偏差。

通过统计计算，研究区烃氧化菌值背景均值为92 CFU，标准偏差为39 CFU（表1），K值取1.5，数理统计异常下限约为150 CFU。

表1 MV值统计表

频率直方图是通过观察数据分布特征来确定异常值与背景值的界限。烃氧化菌在理想状态下，背景带和异常带的频率分布均为正态分布特征，呈现“双峰”形态。在实际的勘探实践中，由于地质条件的非均质性，背景值和异常值的分布常常有所重叠，其交叉点即“断点”通常可作为异常值与背景值的界限点。观察本区频率分布特征，认为异常值与背景值界限值为149 CFU（图3）。由于该区周边无合适的已知油气井可作为正演井，因此，主要通过上述两种方法，将研究区MV异常值与背景值的门槛值设定为149 CFU（表2）。

表2 MV值异常分级表

图3 MV值频率直方图

MOST检测结果显示，在微生物快速检测测线上识别的异常区内，微生物测网同样呈现出片状异常，进一步证实了异常区的可靠性。在高泉东背斜高部位，以MV值高异常和超高异常为主，面积约为8 km2，中异常数值以上比例为91%（图4），平均值为209 CFU，远高于MV门槛值149 CFU，指示圈闭高点位置较高的轻烃微渗漏强度，认为GT1井获得油气发现的可能性较大。但圈闭并非整体有利，构造低部位的MV值以低异常和背景值为主，具有较大的勘探风险，GT1井及后续评价井的钻探结果也证实了这一认识。此外，网格区东北角和西北角均发育小规模微生物异常区，但由于位于网格区的边缘，无法确定异常区是否继续向外延伸，认为也值得关注，做进一步研究。

图4 MV值平面分布图

3.2 SSG检测结果

SSG分析是判别油气藏流体性质的一个重要辅助技术，笔者采用的SSG技术是经美国Phillips石油公司改进的Horvitz吸附气技术，与常规地表地球化学勘探有所区别：①SSG技术采样深度为20 cm，并非常规的1 m或者更深；②常规地表地球化学勘探主要研究土壤样品中的烃浓度，是一种定量方法，而SSG技术除了检测烃组分浓度之外，更关注轻烃内组分特征，可用 C1/（C2＋ C3）－ C2/（C3＋ C4）交会经验图版来判别MV值异常带地下油气藏流体的地球化学性质，是一种定性的手段[23]。

选取45个样品进行SSG分析，并将研究区SSG数据（表3）投影至交会图版，绝大部分样点落到油区，只有极少量样品落在油气和天然气区间内（图5），表明研究区的油气性质主要为油，并兼有天然气的特征。

表3 SSG数据统计表

图5 高泉东背斜SSG分析C1/（C2＋C3）－C2/（C3＋C4）交会图

4 微生物油气预测综合评价

4.1 有利区评价

将微生物成果与地震剖面叠合可见，MV值异常区主要位于背斜北高点，平面分布连续，异常强度高，与背斜核部范围吻合较好，GT1井位于MV值异常带的中部位置（图6），指示了较好的含油气性。从地质条件分析，背斜圈闭紧邻四棵树凹陷生烃中心，侏罗系发育继承性“洼中隆”的古构造格局，且断裂非常发育，是油气运聚成藏的有利区。GT1井勘探目的层是头屯河组和吐谷鲁群（底砂岩），凹陷内已有多口钻井在头屯河组和吐谷鲁群（底砂岩）均钻遇厚层辫状河三角洲相砂岩储层。吐谷鲁群底砂岩以砂砾岩、粉砂岩及泥质粉砂岩为主，头屯河组发育岩性主要为块状砂砾岩，沉积厚度介于60～230 m，单层厚度大，砂砾岩占比超过90%，储集层岩性横向上展布稳定，发育大量未充填裂缝。井震分析预测GT1井在白垩系底部及头屯河组整体呈中厚层、互层状、中—高阻抗，发育砂岩厚度近百米，已获得钻探证实[24-25]。吐谷鲁群泥岩是区域性的盖层[26]，有获得油气发现的条件。但是，准南冲断带先后经历了二叠纪、三叠纪—古近纪、新近纪—第四纪3期构造演化，形成了一系列逆冲推覆构造带，背斜构造通常是若干滑脱断层叠加组成。前期野外露头调查，已在准南发现多处油气苗，下组合构造保存条件存在较大的风险。

图6 过GT1井地震剖面与MV值叠合图

通过研究总结认为，将SSG数据与MV值相结合开展综合分析，可能为油气藏是否遭受破坏提供依据。微生物值高低反映的是现今正在发生的微渗漏特征，如果地下无轻烃的持续供给，微生物就会在短时间内下降至背景值；而SSG数值反映的是地质历史时期累积的烃类渗漏的特征，如果烃类沿断层、不整合面等优势运移通道发生的可视化运移，即宏渗漏现象，SSG数据除了可以检测到C5以下的小分子烷烃之外，也可以检测出重烃。且甲烷浓度也是微渗漏的数倍，通常为1 000 ppm以上，部分地区甚至大于10 000 ppm。

因此，会出现几种情况：①当SSG为高值，而MV为低值或高值时，即代表油气藏已发生或正在发生破坏；②当SSG为低值，MV为高值，表示油气藏未发生过破坏，具有一定的含油气丰度；③当SSG和MV均为低值时，则代表地下无聚集油气藏。GT1井钻探的构造北高点，虽然地下断层较发育，但MV为异常高值（高于149 CFU），SSG为低值（低于1 000 ppm），属于上述第二种情况，指示了较好的保存条件，评价比较有利。

此外，四棵树凹陷八道湾组、三工河组、西山窑组烃源岩有机质丰度较高，有机质类型以腐殖型为主，部分为偏腐殖混合型，有机质成熟度已达到成熟—过成熟阶段，是主要油源。安集海河组黑色泥岩烃源岩有机质丰度较高，有机质类型以偏腐泥混合型为主，热演化程度为未成熟—低成熟，在凹陷中心可能达到成熟[27-28]。研究区卡因迪克油田为多层系带气顶的油气藏，油气藏全充满，面积为2.5 km2，其天然气属于成熟—高成熟阶段的腐殖型天然气；西湖背斜头屯河组为带气顶的油气藏，有效圈闭范围内油气全充满，圈闭面积为12 km2，其天然气属于高成熟腐殖型天然气。从钻探结果来看，四棵树凹陷油气性质以油为主，但油藏上方均伴随着天然气顶。与SSG检测的流体性质一致，进一步佐证了背斜目标富集油气的可靠性。

4.2 预测效果

微生物地球化学勘探技术多种方法均证实了GT1井所钻目标较为有利，预测该目标具有很好的油气富集前景。该预测结果于2018年9月20日正式提交给油田公司，当时GT1井刚钻穿古近系，但未钻至目的层。2018年11月，GT1井在清水河组底部获得较好油显示，钻遇高压气流。2019年1月，测试喜获高产油气流，日产油量为1 213 m3、日产气量为32.17 104m3，井口压力为32.4 MPa，创准噶尔盆地单井日产量最高纪录，是我国石油勘探陆上深层碎屑岩储层产量最高的油气井[29]。GT1井的重大突破是准噶尔盆地油气勘探史上的重要里程碑，证实了准噶尔盆地南缘冲断带油气富集，勘探潜力巨大[30]。在该构造后续钻探的3口评价井，均位于MV值低异常区，钻探均未达到预期效果。这些钻井验证了微生物地球化学勘探技术在复杂山前构造含油气预测的准确性。

5 认识与展望

1）MOST技术指示高泉东背斜有较强的轻烃微渗漏特征，具有较好的含油气性；SSG技术检测成果表明该构造的流体性质主要为油，并兼有天然气的特征，这与GT1井试油结果相吻合，证实了微生物地球化学勘探技术在油气藏勘探中具有较好的适用性和准确性。

2）MQS技术可在现场对待检测目标进行初步评价，为现场采集质量核查、样点加密详查提供依据。此次在四棵树凹陷开展的试验，在GT1井同样检测出较高的渗漏强度，与MOST技术的检测结果一致，表明了MQS技术有效，也展现了先部署现场快速检测测线，发现异常后再加密微生物测网的新模式，在提高油气预测效率、降低成本方面有良好的应用前景。

3）针对油气勘探新区、新领域及风险勘探区高投入、高风险和节奏慢问题，利用微生物地球化学勘探技术高效、灵敏和快捷的特点，将其与地质、地球物理、地球化学成果相结合，有助于加快勘探节奏、降低勘探成本和快速获得勘探突破。