准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气地球化学特征及成因研究

李二庭，靳 军，廖健德，周 波，马万云，王海静

(1.中国石油新疆砾岩油藏实验室，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

沙湾凹陷位于准噶尔盆地西部，凹陷西接红车断裂带和中拐凸起，北临盆1井西凹陷和莫索湾凸起，东连莫南凸起，南邻北天山山前冲断带的霍玛吐背斜带。沙湾凹陷周缘构造资源潜力巨大，自下而上发育石炭系(C)及二叠系佳木河组(P1j)、风城组(P1f)、下乌尔禾组(P2w)等多套烃源岩，烃源岩厚度大，生气潜力大，具备形成大、中型气藏的基础地质条件[1]，其中，西斜坡带石油地质资源量为1.73×108t，天然气地质资源量为1 040×108m3，是目前油气勘探重点区域。近年来在沙湾凹陷西斜坡带发现了多个油气田，包括车排子、小拐、金龙、红山等油气田，但区域油气性质表现出明显的差异性，同一油气藏不同部位的油气地球化学特征也具有较大的差异[2]。已发现的气藏规模普遍较小，平面上分布广，纵向上主要集中在侏罗系和白垩系，在二叠系和石炭系也有重大发现。由于研究区天然气类型多样，成因复杂，既存在腐泥型天然气，也存在腐殖型天然气，成熟气与高—过成熟气混杂分布，造成天然气成因与来源认识不清，对于天然气的勘探造成一定的困扰。前人对沙湾凹陷周缘天然气研究主要以小区块单一气藏为主[3-5]，如陈建平等[3]依据天然气碳同位素及组成特征，将克拉玛依地区天然气划分为2种成因类型；李二庭等[5]研究认为，新光地区佳木河组致密砂岩天然气主要来源于高成熟的下乌尔禾组烃源岩。整体上来看，前人对研究区深层天然气成因研究不够深入，亟需开展沙湾凹陷不同层系烃源岩生烃特征及其周缘天然气地球化学特征和成因研究，为研究区天然气的勘探和成藏研究提供支撑。

1 研究区概况

红车断裂带和中拐凸起位于准噶尔盆地西部隆起带(图1)，是在石炭纪基底隆起的背景上，经二叠纪构造运动发育的大型隆起构造，主要的形成期为海西期。三叠纪初期，盆地整体抬升剥蚀，进入沉积—抬升的振荡发展阶段，形成一系列冲断、褶皱、不整合及超覆等构造组合，并发育大量同沉积断裂；三叠纪末期，盆地继续抬升，形成三叠系和侏罗系之间的区域不整合，侏罗系构造变化较小，有较好的继承性；白垩纪—古近纪是红车断裂带和中拐凸起比较稳定的时期，边缘缓慢隆升，中心相对沉降，但燕山期也存在2次明显的构造活动，主要表现为白垩系底界与侏罗系之间的区域不整合、古近系与白垩系之间的不整合，新近纪以来的构造活动在红车断裂带和中拐凸起地区的响应较弱，以抬升为主。

图1 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘位置及天然气有利区分布

红车断裂带和中拐凸起供烃来源主要为玛湖凹陷、沙湾凹陷和盆1井西凹陷，以二叠系烃源岩最为重要，包括下二叠统佳木河组(P1j)、风城组(P1f)和中二叠统下乌尔禾组(P2w)。伴随盆地振荡与湖水进退的变化，形成生油岩、储积岩体的交互与侧变，特别是受多源输入形成多期叠置的洪积、冲积和三角洲砂体是油气富集成藏的有利位置。研究区上古生界天然气主要分布在中拐凸起北部五八区、金龙10井区、红车断裂带北段(新光2等井)、红车断裂带中段(车480等井)和红车断裂带南段(车探1井)、新光1井区。

2 天然气地球化学特征

2.1 天然气组成特征

准噶尔盆地红车断裂带和中拐凸起中浅层天然气类型多样，主要为原油溶解气，气层气较少。由图2可知：研究区天然气组成以烃类气体为主，可达89.07%～99.32%，干燥系数C1/C1-5值为0.79～0.98，属于湿气—干气，反映研究区天然气成熟度处于成熟—高成熟演化阶段。其中，克拉玛依油田五八区佳木河组的天然气干燥系数整体偏高，为0.95～0.98，为高、过成熟干气，主要为气藏气；红车断裂带中段油气主要分布于石炭系，干燥系数较高，主体为0.97以上，主要是受晚期干气侵入或次生作用影响，如车峰3、车91、车排13井干燥系数为0.98，甲烷含量高达97.51%，样品埋深较浅(小于2 000 m)，推测可能为生物气，原油通过厌氧细菌降解作用，主要产物为甲烷，含量一般大于95.00%，具有少量重烃，含量一般为0.50%～5.00%[6]，且生物降解作用常常伴随稠油生成。而车峰3、车91、车排13井原油均遭受严重的生物降解，正构烷烃含量极低或消失，原油密度为0.859 9～0.921 6 g/cm3。

图2 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘天然气组成

2.2 天然气碳同位素组成特征

天然气碳同位素组成是反映其母质类型、成熟度等的重要指标[7-9]。戴金星等[9]根据中国各盆地天然气组成特征，认为δ13C2值大于-27.5‰为煤型气，小于-29.0‰为油型气。

由图3a可知：研究区天然气甲烷碳同位素δ13C1值为-47.3‰～-26.6‰，处于成熟—高过成熟阶段，乙烷碳同位素δ13C2值为-34.5‰～-23.0‰，说明煤型气、油型气和混合型气均有分布，存在多套烃源岩贡献。

五八区佳木河组天然气碳同位素值整体最大，δ13C1值为-31.3‰～-26.6‰，δ13C2值为-25.8‰～-23.0‰，为高—过成熟腐殖型天然气，其他层位碳同位素值变化范围较宽，δ13C1值为-47.3‰～-31.1‰，δ13C2值为-34.5‰～-26.1‰，反映其来源复杂，分布有低熟—高成熟腐泥型天然气、成熟—高成熟腐殖型天然气及两者混合气。金龙10井区碳同位素值变化范围较小，δ13C1值为-34.2‰～-32.4‰，δ13C2值为-30.2‰～-28.6‰，反映其来源较为一致，主要为偏腐泥型天然气。红车断裂带北段天然气显示少，δ13C1值为-34.1‰～-33.1‰，δ13C2值为-28.6‰～-26.6‰，为混合型气；红车断裂带中段天然气成因复杂，车峰3、车91、车排13井天然气δ13C1值较低，与其他井天然气成因明显不同，为低熟生物气成因，车峰6井天然气乙烷碳同位素值极大，小于-26.0‰，可能与五八区佳木河组天然气母质类型一致，其余井天然气δ13C1值为-36.0‰～-34.5‰，δ13C2值为-30.6‰～-28.4‰，与金龙10井区天然气碳同位素分布较为相近，主要为偏腐泥型天然气。红车断裂带南段车探1井δ13C2值为-28.2‰～-27.9‰，为混合型气。新光1井区天然气δ13C1值为-34.1‰～-33.1‰，δ13C2值为-29.3‰～-27.4‰，为混合型气。

图3 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘天然气δ13C2与δ13C1、C1/C2-3与δ13C1关系

根据C1/C2-3与δ13C1关系图版也可以判断天然气的类型[9]。由图3b可知：研究区天然气主要为混合型气，五八区佳木河组主要为腐殖型天然气，风城组和乌尔禾组天然气存在腐泥型原油伴生气。红车断裂带中段天然气成因复杂，车峰3、车91、车排13井天然气为稠油伴生气，车480、车487井具有较高的C1/C2-3值，可能是早期的腐泥型天然气遭受晚期干气侵入导致。

2.3 天然气轻烃组成特征

轻烃是天然气的重要组成部分，其中，C7轻烃组成可以区分天然气的母质类型[10]。准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气轻烃组成见图4。由图4可知：五八区佳木河组天然气C7轻烃中甲基环己烷占优势，含量为62.62%～75.57%，反映母质类型为腐殖型；其他层位天然气C7轻烃中主体以正庚烷占优势，含量为42.70%～59.09%，个别天然气以甲基环己烷含量占优势，含量大于50.00%，反映其母质类型以偏腐泥型为主，部分为混合型，少量腐殖型。金龙10井区天然气C7轻烃中甲基环己烷含量为24.14%～41.28%，正庚烷含量为41.06%～55.88%，反映其母质类型以偏腐泥型为主，少量为混合型。红车断裂带北段天然气C7轻烃中正庚烷占优势，含量为46.32%～54.12%，反映其母质类型为偏腐泥型。红车断裂带中段车峰6井天然气C7轻烃中甲基环己烷含量为53.85%，反映其母质类型为腐殖型，车峰3、车91、车排13井生物气甲基环己烷含量基本大于50.00%，其余井天然气甲基环己烷含量为32.08%～40.07%，正庚烷含量为46.32%～54.12%，反映其母质类型为偏腐泥型；红车断裂带南段车探1井天然气C7轻烃中正庚烷占优势，含量为55.77%～56.25%，表现为腐泥型母质类型。

图4 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘天然气正庚烷—甲基环己烷—二甲基环戊烷关系

3 烃源岩热模拟实验研究

3.1 烃源岩地球化学组成特征

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘天然气烃源以二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组最为重要。其中，佳木河组烃源岩以凝灰岩为主，沙湾凹陷沉积厚度最大可达100 m，总体为差—中等烃源岩，部分为较好烃源岩，生烃潜力较差，TOC以小于0.60%为主，氯仿沥青“A”含量以小于0.05%为主，氢指数为0～150 mg/g，Tmax为400～503 ℃，生烃母质以Ⅲ型为主，属于腐殖型烃源岩；风城组烃源岩以泥岩、白云质泥岩和泥质白云岩为主，沙湾凹陷沉积厚度为50～225 m，具有很强生烃潜力，TOC以大于1.00%为主，氯仿沥青“A”含量以大于0.10%为主，氢指数为150～600 mg/g，Tmax为400～460 ℃，生烃母质以Ⅰ、Ⅱ型为主，属于腐泥型烃源岩；下乌尔禾组烃源岩在沙湾凹陷厚度为50～150 m，TOC以大于1.00%为主，但氯仿沥青“A”含量以小于0.10%为主，氢指数为10～450 mg/g，Tmax为322～510 ℃，生烃母质以Ⅱ、Ⅲ型为主，属于混合型烃源岩。

根据前人的研究可知[5]，二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩热模拟生烃高峰(每吨TOC生烃量)分别为88.80、563.37、371.26 kg/t，总产气率分别为66.02、351.20、293.35 kg/t。风城组烃源岩生烃能力最强，以生油为主，具有生高熟油型气的潜力，下乌尔禾组烃源岩既可生油也可生气，佳木河组烃源岩以生气为主，下乌尔禾组烃源岩生气能力明显高于佳木河组烃源岩。

3.2 烃源岩热解气地球化学组成特征

为了探讨二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩热演化生气过程中碳同位素变化，明确研究区上古生界天然气的气源。选取准噶尔盆地西北缘地区不同层位9块烃源岩样品(表1)，进行热模拟实验，选取的样品TOC为0.70%～5.51%，Tmax为408～450 ℃，热模拟实验温度设定为400～600 ℃，取样温度为400、450、500、550、600 ℃；根据前人研究，模拟取样点的温度对应计算Ro分别为1.14%、1.62%、2.28%、3.22%和4.54%[11]，对收集的热解气进行碳同位素分析，分析结果见图5。

表1 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系烃源岩热模拟样品信息

图5 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系烃源岩热解气δ13C1和δ13C2特征

沙湾凹陷中二叠统烃源岩沉积中心区成熟度为1.30%～3.00%，下二叠统烃源岩沉积中心区成熟度为2.00%～3.00%。由图5可知：随着热解温度的升高，烃源岩热解气中甲烷和乙烷碳同位素值逐渐变大。500 ℃(Ro=2.28%)时，佳木河组烃源岩热解气δ13C1值为-35.1‰～-27.4‰，δ13C2值为-26.4‰～-21.3‰。500 ℃(Ro=2.28%)时，风城组烃源岩热解气δ13C1值为-41.4‰～-40.2‰，δ13C2值为-36.0‰～-32.9‰，600 ℃(Ro=4.54%)时，δ13C1值为-38.6‰～-38.5‰，δ13C2值为-31.4‰～-31.0‰。450 ℃(Ro=1.62%)时，下乌尔禾组烃源岩热解气δ13C1值为-42.0‰～-36.1‰，δ13C2值为-34.8‰～-26.9‰，500 ℃时，δ13C1值为-38.1‰～-32.5‰，δ13C2值为-29.3‰～-26.1‰。

由热解实验可以看出，在相同热解温度下，热解气δ13C1值和δ13C2值由小到大依次为：腐泥型烃源岩、混合型烃源岩、腐殖型烃源岩。对于腐泥型烃源岩来说，在高、过成熟阶段，热解气δ13C2值依然小于-31.0‰，可作为油型气判识标志。

4 天然气成因及分布

综合上述分析，认为准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气主要有6种成因类型。

Ⅰ类天然气来源于高、过成熟佳木河组烃源岩，主要分布在五八区二叠系佳木河组(克82、金龙4、金龙1井)和红车断裂带中段车峰6井，具有非常大的δ13C2值，可达-25.8‰～-23.0‰，与佳木河组烃源岩500 ℃(Ro=2.28%)热解气相似，干燥系数大于0.95，C7轻烃中甲基环己烷占优势，与前人的研究成果一致[12]。

Ⅱ类天然气为生物气，主要分布在红车断裂带中段车峰3、车91、车排13井石炭系，干燥系数接近1.00，具有偏负的天然气δ13C1值，小于-41.5‰，δ13C2值在-29.0‰左右，δ13C(C2-C1)大于14.0‰，远高于研究区其他类型天然气；从伴生稠油地球化学特征来看，具有较高的β-胡萝卜烷，原油碳同位素小于-29.1‰，伽马蜡烷指数大于0.30，推测其来源为风城组。

Ⅲ类天然气主要为佳木河组烃源岩与下乌尔禾组烃源岩混合，如五八区石炭系的金龙16、561井，红车断裂带北段拐5、新光2井和红车断裂带南段车探1井，干燥系数大于0.95，δ13C2偏重，在-26.0‰左右，C7轻烃中甲基环己烷占优势，推测以佳木河组烃源岩来源为主；从车探1伴生原油的地球化学特征来看，Pr/Ph大于1.00，Pr/nC17和Ph/nC18小于0.60，C21、C22、C23三环萜烷呈“山峰型”分布，具有典型下乌尔禾组来源特征[13-20]。

Ⅳ类天然气主要来自于下乌尔禾组烃源岩，主要分布于五八区(克75、金龙21、金龙114井)、新光1区佳木河组(新光1、中佳2-H井)和红车断裂带北段(车排18井)；干燥系数大于0.90，δ13C2值为-27.5‰～-26.9‰，具有混合型烃源岩特征，与下乌尔禾组烃源岩500 ℃(Ro=2.28%)热解气相似，C7轻烃分布与腹部侏罗系油气藏天然气类似。以新光1井伴生凝析油为例，Pr/Ph值为1.15，Pr/nC17值为0.46，Ph/nC18值为0.49，为典型下乌尔禾组来源。

Ⅴ类天然气主要为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混合，该类型天然气在研究区广泛分布，可分为2个小类：Ⅴ-1天然气以下乌尔禾组来源为主(五八区克78井，金龙10井区金龙6井，新光1井区中佳6井和红车断裂带车排3、车480、车487井)，以偏干气为主，δ13C2值大于-28.9‰；Ⅴ-2天然气以风城组来源为主(五八区金龙35井，金龙10井区金龙10、金龙101、金龙124井，新光1井区中佳6井和红车断裂带车473井)，以湿气—偏干气为主，δ13C2值小于-29.1‰，C7轻烃中正庚烷占优势。以金龙10井伴生原油为例，Pr/Ph值为1.15，Pr/nC17值为0.48，Ph/nC18值为0.44，C21、C22、C23三环萜烷呈“上升型”分布，伽马蜡烷指数为0.50，具有典型风城组和下乌尔禾组混源特征。

Ⅵ类天然气主要来自风城组烃源岩，该类型天然气主要分布于五八区上乌尔禾组和风城组(金龙17、金龙46、玛湖8井)，δ13C2小于-31.2‰，与风城组烃源岩在400～600 ℃生成的热解气特征一致，以湿气为主，C7轻烃具有正庚烷优势，具有腐泥型母质特征。以金龙34井伴生原油为例，Pr/Ph值为0.99，Pr/nC17值为1.01，Ph/nC18值为1.11，C21、C22、C23三环萜烷呈“上升型”分布，伽马蜡烷指数为0.31，具有典型风城组来源特征[13]。

根据以上分析，认为沙湾凹陷周缘存在二叠系3套有效气源，分别为佳木河组、下乌尔禾组腐殖型和风城组腐泥型气源岩，而由于天然气具有近源成藏特点，推测沙湾凹陷区是有利的天然气勘探区。沙探2井为2020年在沙湾凹陷区的新钻探井(图1)，在风城组获得气层，日产天然气达2×104m3/d，天然气同位素值为-30.66‰，主要来自风城组烃源岩，证实了文中研究认识的可靠性。

5 结 论

(1) 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气分布广泛，天然气类型多、成因复杂，以成熟—高成熟气为主，生物气、煤型气、油型气和混合型气均有分布，二叠系佳木河组、下乌尔禾组和风城组均为有效气源岩，研究目标区具有较高的天然气勘探潜力。

(2) 准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气主要分为6种成因类型：Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩，δ13C2值极重；Ⅱ类天然气为风城组烃源岩生成原油降解生成的生物气，具有偏负δ13C1值和极高的干燥系数；Ⅲ类天然气来源于佳木河组烃源岩与下乌尔禾组烃源岩混合，δ13C2值较重；Ⅳ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩，δ13C2值为-27.5‰～-26.9‰，具有混合型烃源岩特征；Ⅴ类天然气主要为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源，以δ13C2为-29.0‰为分界线，δ13C2值不小于-29.0‰，以下乌尔禾组来源为主，δ13C2值小于-29.0‰，以风城组来源为主；Ⅵ类天然气来源于风城组烃源岩，δ13C2值小于-31.0‰。