准噶尔盆地二叠系全油气系统与源内天然气勘探新领域

唐勇，雷德文，曹剑，刘寅，黄立良，李卉

（1.中国石油 新疆油田分公司a.勘探开发研究院；b.勘探事业部，新疆 克拉玛依 834000；2.南京大学 地球科学与工程学院，南京 210023；3.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）

准噶尔盆地是中国西部内陆重要的含油气盆地之一，油气资源丰富，勘探历史悠久，自20 世纪50 年代以来，累计探明石油资源量超过27×108t，天然气资源量近1 800×108m3。受复杂地质条件影响，虽经历了长期勘探，但油气综合探明率仅为24.3%，且主要集中在三叠系以上层位[1]。2007 年以来，先后在玛湖凹陷部署风城1 井、百泉1 井、玛湖1 井等风险探井，推动了二叠系和三叠系砾岩大油区的发现，揭示了深层致密油和页岩油等资源新类型。2019 年，研究区玛页1 井取得重大突破，发现玛湖凹陷西斜坡常规油藏、致密油藏和页岩油藏有序共生[2-5]，揭示了深层油气的勘探潜力，推动了全油气系统理论走向实践。在全油气系统理论的引领下，准噶尔盆地已形成常规—非常规油气藏勘探新格局。然而，相比于原油勘探，准噶尔盆地天然气探明率较低，仅为5.3%，将准噶尔盆地从大油田建设成大油气田，面临的任务依然非常艰巨。

基于近些年的勘探实践成果和认识，本文梳理了准噶尔盆地深层天然气勘探特点及发展趋势，总结了天然气大规模聚集成藏的条件，进一步从天然气勘探角度完善全油气系统理论，为油气勘探提供依据。

1 油气勘探进展与发展趋势

准噶尔盆地为多期复杂构造作用形成的叠合盆地，发育玛湖凹陷、盆1 井西凹陷、沙湾凹陷、阜康凹陷、吉木萨尔凹陷等多个凹陷（图1），形成了上白垩统—第四系、侏罗系—下白垩统和石炭系—三叠系3套油气成藏组合[6]。多旋回叠合盆地与复杂的储盖组合，决定了准噶尔盆地油气勘探的长期性和阶段性[5，7-9]，随石油地质理论的不断更新，准噶尔盆地的油气勘探不断发展，展现出了4个鲜明特点。

首先，富烃凹陷中、下油气成藏组合勘探已成为主体。自2011 年来，逐步加大了凹陷区中、下油气成藏组合的勘探力度，相继发现或预测存在包括玛湖大油区、风城组非常规大油区、吉木萨尔页岩油区3 个原油富集区，以及沙湾凹陷的盆1 井西凹陷和南缘下组合2 大天然气富集区在内的5 个油气富集区，已成为准噶尔盆地现阶段油气储量增长的主体。

其次，深部储集层在高孔隙压力下发育微裂缝，是优质储集层发育的重要条件。实验证实，当地层压力系数超过1.68时，渗透率明显增大[1]，指示深层致密岩层具有形成大规模储集层的可能。以阜康凹陷康探1 井为例，储集层虽然较为致密，平均孔隙度仅为4.3%，平均渗透率为0.065 mD，但在梧桐沟组4 994—5 066 m 试获日产油114.54 t，在5 116—5 121 m 试获日产油132.01 t 的高产工业油气流，反映油气聚集不仅仅受储集层物性控制。

再次，烃源岩影响油气分布。晚石炭世古亚洲洋逐渐闭合，新疆北部盆地群完成从海向陆的重大转变[10-12]，受局部隆起分隔，以准噶尔盆地为中心，形成准噶尔、吐哈、三塘湖、伊犁等多个相对独立的咸化湖盆。在此背景下，在新疆北部二叠系发育一套咸化湖相黑色页岩与白云质岩交互沉积，面积达15×104km2，不仅是各盆地的主力烃源岩，同时也是页岩油、致密油等非常规油气勘探的重要领域。不同沉积相带烃源岩生烃母质的差异、烃源岩热演化阶段产物的不同、油气封堵条件的时空转换与分段充注，形成了二叠系以风城组烃源岩为代表的“双峰式”2 阶段生烃及早、晚2 期油气差异聚集[1-2，6]，也决定了二叠系烃源岩所生油气的有序分布。例如阜康凹陷阜东地区，凸起带上原油密度为0.864 2 g/cm3，下斜坡至凹陷区，原油密度降低为0.837 8 g/cm3。在侏罗纪早—中期，芦草沟组烃源岩所生的成熟油气向凸起区运聚成藏；早白垩世至今，随沙丘河断裂的封闭，晚期高成熟油气主体被封堵在断裂之下，在凹陷区聚集成藏，反映了不同构造位置及封堵条件对油气分布的控制。

最后，形成常规—非常规油气藏有序共生理论，建立全油气系统勘探理念。随着准噶尔盆地二叠系常规—非常规油气的持续发现，重新梳理已发现的油气藏，解剖油气生—排—运—聚的过程，分析油气藏形成机制，厘清不同类型油气藏共生关系与分布规律，构建常规—非常规油气成藏有序分布模式（图2），建立了“源储耦合、有序聚集”的全油气系统理论，包括源内—源外的盆缘常规砂砾岩油藏、斜坡区源储紧邻的准连续型致密油藏、凹陷内自生自储的源内连续型页岩油藏[2-3，5，13]。在全油气系统理论指导下，勘探思路由“绕源勘探”向“进源勘探”转变，在玛湖凹陷西北斜坡风城组已显现出源内非常规油藏大规模聚集的格局，东斜坡亦具备砂砾岩—白云质砂岩—白云质泥岩沉积序列，具备常规和非常规油气藏有序共生条件，并已发现高熟轻质非常规油气藏，且勘探程度较低，是下步风险勘探的重要区域。

图2 准噶尔盆地全油气系统常规—非常规油气藏有序分布成藏模式（剖面位置见图1）Fig.2.Accumulation model with orderly distribution of conventional-unconventional hydrocarbon in the total petroleum system in Junggar basin(section location is shown in Fig.1)

2 准噶尔盆地全油气系统

基于近年来的勘探实践和发现，总结了准噶尔盆地全油气系统的基本特征，以最为典型的玛湖凹陷风城组为例。

2.1 全油气系统的生烃条件

烃源岩是油气形成大规模和高效聚集的物质基础，风城组烃源岩是全球已发现最古老的碱湖优质烃源岩[14]，根据有机地球化学参数，是一套质量中等—好的烃源岩，具有丰富的有机质，总有机碳含量最高超过4.0%，最大生烃潜量超过25.0 mg/g[7]。风城组烃源岩生烃母质主要为细菌和藻类，层状菌藻类与无机矿物互层产出，烃源岩有机质丰度高。不同生烃母质与环境协同演化，蓝藻主要在凹陷边缘的烃源岩中富集，而杜氏藻则在沉积中心的烃源岩中富集，这种生烃母质分布上的差异深刻影响了生烃过程。现代杜氏藻油脂含量高，可用于生产生物油。热解实验表明，现代杜氏藻在600 ℃下可产生高达47%的生物油[15]。现代蓝藻也可产出大量生物油，但达到最大产油量所需要温度（400 ℃）以及最大产出量（25%）要低于杜氏藻[16]。加之风城组烃源岩中丰富的细菌可以提高油气比和生烃转化率[5，14，17]，丰富的碱类矿物可以延缓烃类生成[18]，这些都为风城组持续生排烃提供了条件。

在成熟度上，风城组烃源岩目前多处于成熟演化阶段，在凹陷区进入了高成熟演化。不同沉积相带的生烃母质及其热演化差异，使得烃源岩具有“双峰式”2 阶段生油和持续生气模式（图3），与传统湖相烃源岩相比，生排烃具有多期性和高效性。

图3 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组烃源岩生烃模式Fig.3.Hydrocarbon generation model of the Fengcheng formation source rocks in Mahu sag，Junggar basin

2.2 全油气系统的储盖条件与油气有序分布特征

在风城组烃源岩内部及周缘，具有常规—非常规油藏有序共生的特征，可分为源内和源外2 套油成藏子系统。油藏分布受沉积相带控制，平面上页岩油藏位于凹陷中心，向斜坡浅部转变为致密油藏，向凹陷边缘转变为常规扇三角洲砂砾岩油藏（图4）。针对风城组油气藏的勘探中，早期遵循传统的含油气系统理念，主要以寻找靠近断裂带附近的常规砂砾岩油藏为主。此类油藏的储集层与烃源岩空间分离，原油经过二次运移，主要为浮力成藏，属于传统的含油气系统成藏模式[3]。2018 年以来，以常规—非常规油气藏有序共生的理论为指导，认为高部位水区之下仍有可能存在非常规致密油藏，且勘探获得成功，此类油藏的油气以游离态或吸附态赋存在孔隙中，在油气运移中，毛细管力作用强，运移距离短或以初次运移为主，不属于经典的源储分离成藏模式，而属于源储紧邻的成藏模式。至凹陷中心，发现了连续分布的页岩油藏，油藏无严格的圈闭界限，属于烃类滞留在源内形成的非常规油藏。

图4 玛湖凹陷风城组源内常规和非常规油藏有序分布预测平面（a）及剖面（b）Fig.4.(a)Plane distribution and(b)section of inner-source with orderly coexistence of conventional and unconventional reservoirs in the Fengcheng formation of Mahu sag

风城组烃源岩油气在源外也具有常规—非常规成藏的有序特征，包括源内的风城组非常规页岩油藏和致密油藏，到源上的三叠系常规砂砾岩油藏，至凹陷边缘冲断带的侏罗系常规砂砾岩油藏（图2）。在凹陷边缘，冲断带扇三角洲常规油气藏主要分布在加伊尔山和哈拉阿拉特山前，代表性油气藏发育在克拉玛依油田，具有3 个重要特点：①单一扇三角洲朵叶体都被泥岩所围绕，形成一个相对封闭的储集体，并且具有良好的沉积盖层；②下伏烃源岩生成的油气沿断层和不整合面向上运移，进而向阶梯式扇三角洲朵叶体储集层充注；③逆冲断层断阶带上发育一系列扇三角洲朵叶体，可以大面积重叠和延伸。总之，烃源岩上常规砾岩油气藏受广泛发育的三叠系大型浅水扇三角洲相控制[19-21]，扇三角洲前缘亚相连接或重叠，形成横向上广泛分布的砂砾岩体，为油气聚集提供了良好的储集场所。在盆缘造山带持续活动的影响下，盆内发育大量北西—南东向走滑断裂，沟通二叠系烃源岩与三叠系砂砾岩储集层，形成良好的油气垂向运移通道，加之三叠系与二叠系间不整合面，共同构成了油气的立体输导体系，在上二叠统和三叠系扇三角洲前缘储集体中形成大面积油气富集[20]。

3 二叠系源内非常规天然气勘探

准噶尔盆地二叠系烃源岩生产的油气，具有由盆地边缘向凹陷中心呈环带状有序分布的特点[22-29]，结合国内外油气勘探成果，提出二叠系烃源岩源内非常规天然气勘探的新理念。

3.1 基本成藏条件

3.1.1 烃源岩条件

准噶尔盆地湖盆在早—中二叠世具2期咸化[30-33]，自西向东，烃源岩自下而上迁移（图5），沉积水体咸化程度依次降低。其中，盆地西部下二叠统风城组沉积期盐度最高，中部中二叠统芦草沟组沉积期次之，东部中二叠统平地泉组沉积期最低。湖水盐度控制了生烃母质，而不同的生烃母质所产烃类型不同[30-33]。以研究程度相对最高的风城组为例，在沉积边缘区泥质岩中蓝藻繁盛，在沉积中心区白云质岩中杜氏藻发育，形成了成熟—高成熟“双峰式”生烃[2]，并且以生油为主，其中早期成熟原油主要分布于断裂带，晚期高熟油气被三叠纪之后停止活动的克乌大断裂封堵于凹陷区，目前在玛湖凹陷区发现的油气以轻质油为主。生烃模拟实验结果表明，在封闭条件下，风城组烃源岩有机碳甲烷产率最高可达637 mL/g，远高于侏罗系和石炭系烃源岩（图6），为天然气成藏提供物质基础。至水体盐度相对较低的盆地东部地区，有机质输入中的高等植物贡献增多，有机质向Ⅱ2型—Ⅲ型转化，烃源岩更倾向于生气。因此，受沉积水体盐度、生烃母质类型、热演化程度等因素的综合控制，二叠系烃源岩既生油，又生气，具全序列生烃的特点，为天然气的聚集成藏提供了基础。

图5 准噶尔盆地中央坳陷二叠系烃源岩岩相东西向剖面（剖面位置见图1）Fig.5.E-W section of lithofacies of Permian source rocks in the Central depression of Junggar basin (section location is shown in Fig.1)

图6 准噶尔盆地烃源岩生烃热模拟实验产气特征Fig.6.Thermal simulation experiment of hydrocarbon generation and gas production characteristics of the source rocks in Junggar basin

3.1.2 构造条件

受天山强烈隆升的影响，准噶尔盆地南部地层埋深和厚度均较大，向北埋深变浅，地层逐渐减薄甚至尖灭，二叠系烃源岩最大埋藏深度超过9 000 m（图7）。这决定了二叠系烃源岩的热演化程度必然南高北低，反映在所生烃类相态上，南部和深层应以轻质油气为主，如达探1 井在5 600—5 900 m，原油密度约为0.79 g/cm3。可以预测，在烃源岩生烃母质和成熟度等因素控制下，在凹陷深部，天然气聚集的可能性更高。因此，根据盆地结构和地层展布特征，可以制订盆地南部大气区的战略布局。

图7 准噶尔盆地南北向地质格架剖面（剖面位置见图1）Fig.7.N-S geological framework section of Junggar basin(section location is shown in Fig.1)

3.1.3 储集层条件

有效储集层是形成大规模油气聚集的必要条件，二叠系储集层发育多种岩性，包括砂砾岩、砂岩、凝灰岩、玄武岩，以及白云质砂岩、粉砂岩、白云岩、泥质白云岩等。以风城组为例，孔隙度为1.00%～13.00%，变化较大，平均孔隙度为2.89%，多数样品的渗透率小于0.1 mD，具有低孔低渗的特征。具体到不同层段，风一段下部主要由2 套碎屑岩夹凝灰岩组成，孔隙度为2.40%～12.00%，渗透率多小于0.1 mD，最大渗透率约为0.5 mD，基质孔隙通常含油，但裂缝中含油较少。风一段上部—风三段为泥岩和白云质岩互层，单层厚度小于0.5 m，孔隙度通常小于10.00%，渗透率多小于0.1 mD，部分层物性好，具有高孔隙度（大于10.00%）和高渗透率（大于0.1 mD）的特征，这与裂缝的发育有关[5]。对大规模分布的白云质岩类储集层应加大关注，其分布稳定，在地震上表现为强反射层，预测分布面积超过7 980 km2。特别是玛南地区，风城组地震相带边界清晰，是常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏的兼探区，上倾方向常规油藏和致密油藏勘探已获重大突破，应加大对斜坡—凹陷区深层白云质页岩油气藏的勘探。

3.2 勘探发现与领域分析

根据以上分析，准噶尔盆地存在深层二叠系源内非常规天然气重大领域。据此，在全油气系统理论指导下，已开展了一些勘探工作，取得了良好发现。如沙湾凹陷沙探2井日产天然气2.036×104m3，甲烷碳同位素为-38.1‰，乙烷碳同位素为-31.0‰，为风城组腐泥型气。玛湖凹陷西斜坡风云1 井见良好显示，在风三段钻遇油层50 m，风二段盐岩下钻遇高压油气层，录井解释油层25 m。在盆1 井西凹陷区，盆5 气田也有风城组来源的高成熟天然气，碳同位素具海相腐泥型气与煤系腐殖型气的混合特征。总之，向凹陷深层，虽然目前尚无钻井揭示，但从沉积相带展布来看，自凹陷向边缘依次发育滨浅湖相白云质泥岩，扇三角洲前缘相白云质砂岩、砂砾岩及扇三角洲平原相砂砾岩（图8），沉积相带发育齐全，凹陷区具有致密气藏和白云质泥岩页岩气藏的勘探潜力。

图8 玛湖凹陷（a）与沙湾凹陷（b）地震相剖面及预测风城组沉积相带展布（剖面位置见图1）Fig.8.Seismic facies section and predicted sedimentary facies belt distribution of Fengcheng formation in(a)Mahu sag and(b)Shawan sag(section location is shown in Fig.1)

4 结论

准噶尔盆地二叠系，特别是玛湖凹陷风城组，形成了以油为主的全油气系统的源内和源外2 套油气成藏子系统，成为全油气系统由理论走向实践的典例。在全油气系统理论的指导下，准噶尔盆地油气勘探转入中—下油气成藏组合，并获得持续突破。二叠系不仅发育高效、持续和全序列生烃的优质烃源岩，同时发育不同类型的储集层，揭示了盆地深层非常规天然气的勘探潜力，如白云质砂岩型致密气藏、白云质泥岩型页岩气藏等。这不仅拓宽了准噶尔盆地油气勘探领域，也对进一步完善全油气系统理论具有重要意义。