天然气地球化学

准噶尔盆地沙湾凹陷烃源岩地球化学特征及天然气勘探方向

  • 李勇 , 1, 2, 3 ,
  • 路俊刚 , 1, 2, 3 ,
  • 刘向君 1, 2, 3 ,
  • 王剑 4 ,
  • 陈世加 1, 2, 3 ,
  • 何清波 3
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  • 1. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川 成都 610500
  • 2. 天然气地质四川省重点实验室,四川 成都 610500
  • 3. 西南石油大学地球科学与技术学院,四川 成都 610500
  • 4. 中国石油新疆油田分公司实验检测研究院,新疆 克拉玛依 834000
路俊刚(1980-),男,山东潍坊人,教授,主要从事油气成藏和非常规油气地质研究. E-mail:.

李勇(1993-),男,四川广元人,博士后,主要从事油气地球化学和非常规油气地质研究. E-mail:.

收稿日期: 2021-11-08

  修回日期: 2022-01-10

  网络出版日期: 2022-08-16

Geochemical characteristics of source rocks and gas exploration direction in Shawan Sag,Junggar Basin

  • Yong LI , 1, 2, 3 ,
  • Jungang LU , 1, 2, 3 ,
  • Xiangjun LIU 1, 2, 3 ,
  • Jian WANG 4 ,
  • Shijia CHEN 1, 2, 3 ,
  • Qingbo HE 3
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  • 1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China
  • 2. Sichuan Natural Gas Geology Key Laboratories,Chengdu 610500,China
  • 3. School of Geoscience and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China
  • 4. Research Institute of Experiment and Testing,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,China

Received date: 2021-11-08

  Revised date: 2022-01-10

  Online published: 2022-08-16

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05007003-007)

the Science and Technology Cooperation Project of the CNPC-SWPU Innovation Alliance(2020CX030000)

本文亮点

近年来,准噶尔盆地沙湾凹陷周缘构造天然气勘探陆续取得突破,但凹陷中心烃源岩地球化学特征和分布仍缺乏系统全面研究,各套烃源岩生烃演化史和产物特征认识不清,制约了该区块下一步勘探与开发。以凸起带烃源岩样品为研究对象,结合地震和生烃热模拟实验,开展烃源岩综合评价,明确不同层系烃源岩产物特征,进而指出下一步天然气勘探方向。研究结果表明:沙湾凹陷发育4套烃源岩,源岩厚度大,分布面积广,埋藏深,为周缘构造油气成藏奠定了物质基础。石炭系和下二叠统佳木河组烃源岩丰度高,但类型差且生烃潜力小,处于过成熟阶段,以生干气为主,而下二叠统风城组和中二叠统下乌尔禾组烃源岩丰度高、类型好,处于高成熟阶段,生烃潜力大。建立了沙湾凹陷天然气δ13C1R O回归方程,明确了不同层系烃源岩生成天然气乙烷碳同位素分布特征,为周缘构造天然气成熟度计算和气源对比研究奠定了基础。沙湾凹陷西斜坡保存条件好,位于油气运移路径之上,与玛湖凹陷斜坡相似,具备形成大型地层岩性油气藏的地质条件,勘探潜力大,是研究区下一步天然气勘探的重点领域。

本文引用格式

李勇 , 路俊刚 , 刘向君 , 王剑 , 陈世加 , 何清波 . 准噶尔盆地沙湾凹陷烃源岩地球化学特征及天然气勘探方向[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(8) : 1319 -1331 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.008

Highlights

In recent years, breakthroughs have been made in natural gas exploration around Shawan Sag, Junggar Basin, but the geochemical characteristics and distribution of source rocks in the center of the sag are still lack of systematic and comprehensive research, and the hydrocarbon generation evolution history and product characteristics of each set of source rocks are unclear, which restricts the next exploration and development of the block. Taking the source rock samples in the uplift zone as the research object, combined with seismic and hydrocarbon generation thermal simulation experiments, comprehensive evaluation of source rocks is carried out, the product characteristics of source rocks in different strata are clarified, and then the next natural gas exploration direction is pointed out. The results show that four sets of source rocks are developed in Shawan Sag, with large thickness, wide distribution area and deep burial, which lays a material foundation for oil and gas accumulation in peripheral structures. The Carboniferous and Jiamuhe Formation source rocks have high organic matter abundance, but poor type and low hydrocarbon generation potential, which are over-mature and mainly dry gas generation. The Fengcheng Formation and Lower Wuerhe Formation source rocks have high organic matter abundance and good type, which are highly mature and have great hydrocarbon generation potential. The δ13C1-R O regression equation of natural gas in Shawan Sag was established, and the carbon isotope distribution characteristics of ethane generated from source rocks in different layers were defined, which laid a foundation for the calculation of natural gas maturity and the gas source correlation in the surrounding structures. The west slope of Shawan Sag has good preservation conditions, and is located on the hydrocarbon migration path, similar to the slope of Mahu Sag, and has the geological conditions for forming large lithologic reservoirs. Therefore, it is the key field of gas exploration in the study area in the next step.

0 引言

准噶尔盆地是一个经历了多期构造演化的复杂叠合盆地,平面上具有多个生烃凹陷,纵向上发育多套烃源岩,成藏地质条件极其有利,油气资源十分丰富1-5。沙湾凹陷位于准噶尔盆地西北部,具有丰富的油气资源,是新疆油田天然气重点勘探区域6-7。沙湾凹陷埋藏深,主要发育石炭系(C)、下二叠统佳木河组(P1 j)、下二叠统风城组(P1 f)、中二叠统下乌尔禾组(P2 w)4套烃源岩,烃源岩厚度大,分布面积广,为油气藏形成奠定了良好的物质基础,周缘构造勘探潜力巨大8-11。紧邻沙湾凹陷的西北缘红车断裂带和中拐凸起,目前已经发现了多个油气田,如红山嘴、车排子、小拐、金龙等油气田,天然气资源总量高达3 982×108 m3[12-15。近年来,围绕沙湾凹陷西斜坡油气勘探取得进一步突破,打开了沙湾凹陷天然气勘探的新局面。2018年,沙湾凹陷西斜坡试钻ST1井,上乌尔禾组(P3 w)获工业油气流,日产油16.74 t,日产气0.079 m3。2019年,红车断裂带南段试钻CT1井,石炭系获工业油气流,日产油31.85 t,日产气21.708 m3,展示了该区良好的勘探潜力。
沙湾凹陷周缘构造天然气勘探潜力巨大,但天然气成因类型多样,腐泥型与腐殖型天然气共存,成熟阶段与高、过成熟阶段天然气混杂分布,揭示了沙湾凹陷存在不同类型、不同演化阶段的多套烃源岩16-17。然而,沙湾凹陷烃源岩埋藏深,已有的钻井资料主要集中于凸起带和西斜坡,凹陷中心烃源岩生烃潜力评价难度大,不同层系烃源岩生烃演化史和产物特征认识不清,严重制约了周缘构造油气成因与来源的研究。本文研究以凸起带和西斜坡烃源岩为研究对象,开展烃源岩厚度展布和生烃潜力评价研究,结合生烃热模拟实验,明确沙湾凹陷不同层系烃源岩生烃特征和产物特征,利用BasinMod软件,模拟烃源岩生烃热演化史,预测天然气勘探方向,以期为沙湾凹陷周缘构造天然气勘探提供参考。

1 地质背景

准噶尔盆地位于我国西北部,是我国第二大沉积盆地,勘探面积约为13.4×104 km2[18-19图1)。按照构造单元划分,即可以将准噶尔盆地划分为6个一级构造单元,南缘冲断带、西部隆起、中央坳陷、东部隆起、陆梁隆起以及乌伦古坳陷,进一步还可以划分为44个二级构造单元20-21
图1 研究区地理位置和地层综合柱状图

(a)准噶尔盆地构造分区;(b)研究区地理位置;(c)地层综合柱状图;(d)过沙湾凹陷地震剖面图

Fig.1 Geographical location and comprehensive stratigraphic column of the study area

沙湾凹陷位于准噶尔盆地西缘(图1),西靠红车断裂带和中拐凸起,北临盆1井西凹陷,东以莫索湾凸起和莫南凸起为界,南抵霍玛吐背斜带22。自下而上共发育石炭系(C)、二叠系(P)、三叠系(T)、侏罗系(J)、白垩系(K)、古近系(E)、新近系(N)和第四系(Q)8套地层,其中石炭系、佳木河组、风城组和下乌尔禾组为4套主力烃源岩23-24。沙湾凹陷经历了多期构造运动,形成了一系列的不整合面和断裂,为油气运移提供了输导体系,周缘构造具有良好的油气勘探潜力25-27

2 烃源岩厚度展布与地球化学特征

2.1 厚度展布特征

从凸起带岩心资料来看(图2),研究区主要发育石炭系、佳木河组、风城组和下乌尔禾组4套烃源岩,烃源岩颜色较深,主要以灰黑色凝灰岩、深色泥岩为主,预示沙湾凹陷具有较强的生烃潜力。
图2 研究区烃源岩岩心照片

(a)C502井,P2 w,3 680.18~3 683.89 m;(b)JT1井,P2 w,4 659.59 m,深色泥岩;(c)F20井,P1 f,3 268.13 m,深色泥岩;(d)FN4井,P1 f,4 229.2 m,深色泥岩;(e)C90井,P1 j,3 389.59~3 394.46 m;(f)C29井,C,2 765.60~2 768.50 m;(g)CF4井,C,1 425.5 m,灰黑色凝灰岩

Fig.2 Core pictures of source rocks in the study area

对于埋藏较深、钻井较少或无钻井资料的地区,缺乏测井和岩心资料,难以开展烃源岩厚度展布研究。而利用地震资料预测烃源岩横向展布和厚度不受钻井资料的限制,是埋藏较深地区烃源岩厚度展布的主要研究方法28-29。根据已有的地震资料,结合地震反射特征、地震速度、地震相综合分析,对研究区沙湾凹陷4套烃源岩进行厚度展布预测,并绘制了4套潜在烃源岩厚度分布预测图(图3)。沙湾凹陷石炭系烃源岩厚度分布在0~150 m之间,由沙湾凹陷中心向红车断裂带方向逐渐变薄。佳木河组烃源岩厚度分布在0~100 m之间,沙门地区一带厚度较厚,至红车断裂带和中拐凸起方向逐渐剥蚀尖灭。风城组烃源岩厚度分布在0~200 m之间,厚度沉积中心在沙湾凹陷中心,向中拐凸起和红车断裂带方向逐渐剥蚀尖灭。下乌尔禾组烃源岩沉积中心主要在盆1井西凹陷,研究区烃源岩厚度分布在0~150 m之间,由沙湾凹陷中心向红车断裂带厚度逐渐减薄。
图3 沙湾凹陷潜在烃源岩厚度分布预测

Fig.3 Thickness distribution prediction map of potential source rocks in Shawan Sag

2.2 有机质丰度

有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”和生烃潜力(S 1+S 2)是评价有机质丰度的直接指标30。研究区沙湾凹陷埋藏较深,主要选取红车断裂带以及周边已有的岩心分析测试资料开展烃源岩评价(表1)。
表1 研究区烃源岩综合评价数据

Table 1 Comprehensive evaluation data of source rocks in the study area

层位 TOC/% 氯仿沥青“A”/% (S 1+S 2)/(mg/g) TI R O/% T max/℃
C

0.03~5.77

1.13/(78)

0.001 0~1.241 3

0.056 0/(111)

0.01~19.97

1.01/(45)

-92.5~82.5

35.77/(13)

0.56~1.42

0.84/(15)

420~517

453.1/(74)

P1 j

0.10~19.84

3.69/(37)

0.001 8~1.5015

0.127 3/(46)

0.01~19.31

3.10/(36)

-70~67

-27.7/(20)

0.74~1.69

1.17/(20)

425~553

454.0/(31)

P1 f

0.07~4.43

1.03/(148)

0.000 5~3.941 2

0.325 6/(157)

0.01~59.84

5.16/(148)

12.5~91.25

81.55/(14)

0.71~1.39

1.16/(18)

401~488

443.1/(116)

P2 w

0.18~14.03

2.66/(62)

0.004 3~1.198 2

0.148 2/(51)

0.02~37.52

2.44/(62)

-70~50

-1.17/(31)

0.73~1.85

1.19/(14)

423~465

439.7/(53)

注:分子为数值分布范围;分母为平均值,括号内为样品数

研究区石炭系烃源岩TOC值分布在0.03%~5.77%之间,平均值为1.13%;氯仿沥青“A”含量分布在0.001 0%~1.241 3%之间,平均含量为0.056 0%;S 1+S 2值分布在0.01~19.97 mg/g之间,平均值为1.01 mg/g。佳木河组烃源岩TOC值分布在0.1%~19.84%之间,平均值为3.69%,氯仿沥青“A”含量分布在0.001 8%~1.501 5%之间,平均含量为0.127 3%;S 1+S 2值分布在0.01~19.31 mg/g之间,平均值为3.10 mg/g。风城组烃源岩TOC值分布在0.07%~4.43%之间,平均值为1.03%,氯仿沥青“A”含量分布在0.000 5%~3.941 2%之间,平均含量为0.325 6%;S 1+S 2值分布在0.01~59.84 mg/g之间,平均值为5.16 mg/g。下乌尔禾组烃源岩TOC值分布在0.18%~14.03%之间,平均值为2.66%;氯仿沥青“A”含量分布在0.004 3%~1.198 2%之间,平均含量为0.148 2%;S 1+S 2值分布在0.02~37.52 mg/g之间,平均值为2.44 mg/g。
有机碳含量和生烃潜力图版可以进行烃源岩有机质丰度综合评价31。从评价图版来看(图4),研究区石炭系烃源岩生烃潜力低,整体上属于差—中等烃源岩,佳木河组烃源岩整体上属于中等烃源岩,而风城组和下乌尔禾组烃源岩有机质丰度高且生烃潜力大,整体上属于好烃源岩。
图4 研究区烃源岩有机质丰度评价

Fig.4 Evaluation of organic matter abundance of source rocks in the study area

2.3 有机质类型

有机质类型不仅可以作为衡量有机质生烃能力的参数之一,更重要的是有机质类型决定了生烃产物是以油为主还是以气为主32。本文研究主要采用干酪根元素组成、显微组分、干酪根碳同位素以及岩石热解4种方法,对研究区4套烃源岩进行有机质类型综合评价(图5)。
图5 研究区烃源岩有机质类型划分

Fig.5 Classification of organic matter types of source rocks in the study area

石炭系和佳木河组烃源岩H/C原子比普遍小于0.6,氢指数低,TI值[TI=(类脂组×100+壳质组×50-镜质组×75-惰质组×100)/100]均较小,显微组分主要以镜质组和惰质组为主,干酪根碳同位素组成较重,有机质类型差,主要为Ⅲ型有机质。风城组烃源岩H/C原子比普遍大于1.0,氢指数高,TI值大,显微组分主要以腐泥组分为主,干酪根碳同位素组成较轻,有机质类型好,主要为Ⅱ1—Ⅰ型有机质。而下乌尔禾组烃源岩H/C原子比分布在0.6~1.2之间,TI值、干酪根碳同位素和氢指数均位于石炭系、佳木河组和风城组烃源岩之间,显微组分以腐泥组和镜质组为主,主要为Ⅱ2—Ⅲ型有机质。

2.4 有机质成熟度

烃源岩在不同热演化阶段,产烃量和产物特征也具有明显的差异,因此有机质成熟度也是烃源岩综合评价的重要参数33。本文研究主要采用镜质体反射率R O和岩石热解最高温度T max 2个参数,对研究区4套烃源岩进行有机质成熟度评价(表1)。研究区凸起带4套烃源岩镜质体反射率R O值相对较低,主要分布在0.7%~1.5%之间,处于成熟—高成熟演化阶段。
从烃源岩最高热解峰T max来看,凸起带4套烃源岩T max值主要分布在420~490 ℃之间,整体上处于成熟—高成熟阶段。由于烃源岩样品来自于凸起带,镜质体反射率和最高热解峰T max只能反映凸起带上烃源岩热演化阶段,并不能反映凹陷中心烃源岩热演化阶段,凹陷中心烃源岩演化阶段需要进一步开展热演化模拟研究。

3 烃源岩热模拟与生烃演化史

3.1 产烃率变化特征

为了进一步明确4套烃源岩生烃潜力,选取CF4、G16、F20、C50共4口井烃源岩样品(表2),采用“SRM-II直压式生排烃热解模拟仪”实验设备,在封闭条件下模拟不同温度各层系烃源岩生烃演化,进而计算不同温度下总产气率、总产油率以及总产烃率,综合评价4套烃源岩产烃特征。热模拟实验结果表明,整体上而言,烃源岩累计产气率和总产烃率随着温度的增加而增加,产油率随温度增加呈现出先增加后减小的趋势,但不同烃源岩产烃特征具有明显的差异(图6)。
表2 生烃热模拟实验样品信息

Table 2 Sample information of hydrocarbon generation thermal simulation experiment

井号 层位 深度/m

TOC

/%

R O/% I H/(mg/g) 类型 岩性
CF4 C 1 423.40 3.24 0.51 74.15 Ⅲ型 凝灰岩
G16 P1 j 2 814.32 2.02 0.56 60.28 Ⅲ型 泥岩
F20 P1 f 3 268.12 2.16 0.58 644.52 Ⅰ型 泥岩
C502 P2 w 3 682.89 2.51 0.62 125.43 2 泥岩
图6 不同层系烃源岩生烃热模拟产烃曲线

Fig.6 Thermal simulation of hydrocarbon generation curve of source rocks in different layers

石炭系烃源岩约在370 ℃达到生油量高峰,峰值约为50.00 mg/gTOC,总产烃率在400 ℃达到高峰,峰值为81.45 mg/gTOC,500 ℃时总产气率为66.46 mg/gTOC。佳木河组烃源岩约在360 ℃达到生油量高峰,峰值为27.00 mg/gTOC,总产烃率在400 ℃达到高峰,峰值为65.85 mg/gTOC,500 ℃时总产气率为54.84 mg/gTOC。风城组烃源岩约在350 ℃达到生油量高峰,峰值约为495.72 mg/gTOC,总产烃率在350 ℃达到高峰,峰值为527.34 mg/gTOC,500 ℃时总产气率为468.41 mg/gTOC。下乌尔禾组烃源岩约在350 ℃处达到生油量高峰,峰值约为179.42 mg/gTOC,总产烃率在400 ℃达到高峰,峰值为277.1 mg/gTOC,500 ℃时总产气率为242.07 mg/gTOC
综合以上分析,不同类型的有机质产烃率具有明显的差异,有机质生烃演化符合传统生烃演化规律。对石炭系和佳木河组Ⅲ型有机质而言,主要以产气为主,生油为辅,累计产油率约在360 ℃达到最高峰,之后原油逐渐开始减少,大量生气演化阶段主要在集中350~425 ℃之间(Easy%R O值约为1.05%~1.6%),气态烃产量主要来自干酪根降解,少部分来自原油裂解。而对于风城组Ⅰ型有机质而言,主要以生油为主,生气为辅,累计产油率约在350 ℃处达到高峰,之后原油逐渐开始减少,大量生气演化阶段主要集中在350~475 ℃之间(Easy%R O值为1.35%~2.5%),气态烃产量主要为原油裂解气和干酪根降解气的混合。而下乌尔禾组Ⅱ型有机质,既可以生油,也可以大量生气。

3.2 气态产物碳同位素组成分布特征

鉴于沙湾凹陷烃源岩埋藏深,缺乏岩心资料,很难明确凹陷烃源岩产物碳同位素组成分布特征,严重制约了该区块油气源对比研究。因此,本研究选取凸起带上低成熟烃源岩,开展不同温度烃源岩热解气碳同位素组成分布特征研究,为后续油气源对比研究奠定基础。实验结果显示(图7),研究区实验样品δ13C1值分布在-44.6‰~-20.1‰之间,δ13C2值分布在-34.1‰~-19.6‰之间,δ13C3值分布在-32.4‰~-20.4‰之间,整体上烃类气体呈现出δ13C113C213C3的分布特征。
图7 不同层系烃源岩生烃热模拟烃类气体碳同位素组成变化特征

Fig.7 Variation characteristics of carbon isotopic composition of hydrocarbon gas from different source rocks by thermal simulation of hydrocarbon generation

研究区4套烃源岩生烃热模拟甲烷碳同位素与热模拟温度具有较好的相关性,整体上随热解温度的增加,δ13C1值逐渐变大。但生烃热模拟实验早期(约350~375 ℃),δ13C1值均出现一定的倒转现象。前人在生烃热模拟实验中也发现普遍存在早期δ13C1值倒转现象,目前对这一现象的解释存在较多争议。总体上可以归纳出以下几种:①低演化阶段干酪根复杂前驱物34-35;②12C和13C的同位素分馏效应36;③歧化反应37;④有机质结构的复杂性和非均质性38
无论是何种解释,有机质热演化阶段早期δ13C1值变化的复杂性,导致早期天然气成熟度R O计算存在一定的误差。但在进入成熟阶段后,δ13C1值与成熟度呈现规律性变化,δ13C1R O回归方程拟合度较高,为沙湾凹陷周缘构造天然气成熟度判识提供了计算方法(图8)。
图8 研究区不同类型天然气δ13C1R O回归方程

Fig.8 Regression equation of δ13C1-R O for different types of natural gas in the study area

相比较甲烷碳同位素而言,乙烷碳同位素受成熟度影响较小,与源岩母质类型具有较好的对应特征,常用于天然气类型判识39。从实验结果来看,石炭系、佳木河组、风城组和下乌尔禾组烃源岩生成的天然气乙烷碳同位素具有明显的差距。石炭系烃源岩生成的天然气δ13C2值主要分布在-26‰~-24‰之间,佳木河组烃源岩生成的天然气δ13C2值主要分布在-24‰~-21‰之间,风城组烃源岩生成的天然气δ13C2值主要分布在-33‰~-30‰之间,下乌尔禾组烃源岩生成的天然气δ13C2值主要分布在-29‰~-27‰之间。因此,根据天然气δ13C2值可以很好地区分开4套源岩母质类型,为沙湾凹陷周缘构造气源对比研究奠定了基础。
根据红车断裂带天然气碳同位素和组分数据,结合生烃热模拟实验气态产物碳同位素分布特征,可以有效地将天然气划分为5类(图9)。第一类天然气主要分布在红车断裂带南段浅层白垩系,平均干燥系数为0.972,为典型的干气,甲烷碳同位素值偏高,处于高过成熟阶段,乙烷碳同位素值高于-24‰,来源于P1 j烃源岩。第二类天然气主要分布在红车断裂带南段浅层白垩系,平均干燥系数为0.966,为典型的干气,甲烷碳同位素值偏高,处于高过成熟阶段,乙烷碳同位素值分布在-26‰~-24‰之间,来源于C烃源岩。第三类天然气主要分布在红车断裂带北段和中段,以北段为主,平均干燥系数为0.942,与原油伴生,天然气甲烷碳同位素值偏高,处于高成熟阶段,乙烷碳同位素值小于-30‰,来源于P1 f烃源岩。第四类天然气主要分布在红车断裂带北段和中段,以中段为主,平均干燥系数为0.912,以湿气为主,与原油伴生,天然气甲烷碳同位素值偏低,处于成熟阶段,乙烷碳同位素值分布在-29‰~-27‰之间,来源于P2 w烃源岩。第五类天然气主要分布在红车断裂带北段和中段,干燥系数、甲烷碳同位素和乙烷碳同位素值分布范围较广,天然气碳同位素组成表现为轻微的倒转,即δ13C113C213C313C4,呈现出混源气的特征,表明其来源于多套烃源岩混合。
图9 红车断裂带天然气成因和来源判识

Fig.9 Natural gas source and origin identification of Hongche fault zone

3.3 生烃演化史

为进一步明确沙湾凹陷中心4套烃源岩生烃演化史,采用BasinMod盆地模拟软件,根据地震分层数据,结合岩性剖面、古地温梯度、古热流以及构造剥蚀厚度,开展了凹陷中心生烃热演化史数值模拟。
从模拟结果可以看出(图10),4套烃源岩生烃热演化具有一定的差异。石炭系腐殖型烃源岩,早二叠世开始逐渐进入生烃门限(R O=0.5%),中—晚二叠世开始进入大量生烃时期(R O=0.7%),中三叠世进入高成熟阶段早期(R O=1.0%),晚三叠世—早侏罗世进入高成熟阶段晚期(R O=1.3%),达到生气高峰,晚白垩世之后,石炭系烃源岩进入过成熟时期(R O>2.0%),主要以生干气为主。佳木河组腐殖型烃源岩,在中二叠世进入生烃门限,早—中三叠世进入大量生烃时期,晚三叠世进入高成熟阶段早期,早—中侏罗世进入高成熟阶段晚期,生气量达到高峰,古近纪之后进入过成熟阶段,以生干气为主。
图10 沙湾凹陷烃源岩生烃演化史

Fig.10 Hydrocarbon generation history of source rocks in Shawan Sag

风城组腐泥型烃源岩,晚二叠世进入生烃门限,中—晚三叠世进入成熟阶段,处于大量生油时期,早侏罗世达到生油高峰,中侏罗世进入高成熟阶段,生油量逐渐减少,生气量逐渐增加,目前已达到高成熟阶段晚期,但并未进入过成熟生干气阶段。下乌尔禾组混合型烃源岩,中三叠世进入生烃门限,早侏罗世进入生烃成熟阶段,早白垩世进入生烃高峰期,目前主要处于高成熟阶段,既具有生油也具有生气能力。

4 天然气勘探方向

沙湾凹陷共发育4套烃源岩,烃源岩层系多,面积大,厚度大,有机质丰度高,成熟度高,为周缘构造天然气成藏奠定了物质基础40。据准噶尔盆地油气资源评价,沙湾凹陷总生油量约为500×108 t,总排油量约为300×108 t,总生气量约为400×108 t,总排气量约为250×108 t,油气资源极其丰富41。红车断裂带经历了多期构造运动,深浅断裂和不整合面发育,为油气大规模运移提供了良好的输导条件11。此外,二叠系和三叠系发育的扇三角洲沉积体系广泛分布,砂砾岩沉积厚度大且平面展布面积大,为天然气成藏提供了大量的储集空间8。红车断裂成藏要素配置良好,又是油气长期运移的有利指向区,但目前勘探效果却一般。红车断裂带虽然多个层系含气,但产量均相对较低,纯气层较少,天然气主要与油藏相伴生,天然气勘探一直未获得突破。
对于天然气而言,除了考虑常规的“源—储—输”成藏要素配置,保存条件对天然气富集成藏至关重要42。红车断裂带构造活动强,深浅断裂发育,保存条件差,不利于天然气保存,导致该区块难以形成大规模气藏12。沙湾凹陷西斜坡区,西面与红车断裂带下盘和沙门子鼻凸交界,东面紧邻沙湾凹陷中心。该区为二叠系多期发育的继承性大型凹陷,但三叠系、侏罗系、白垩系构造由于受西北方向的构造掀斜作用,整体表现为由东南向西北抬升的单斜43。西斜坡区,断裂不发育,保存条件好,位于沙湾凹陷油气运移路径上44。沙湾凹陷生成的油气沿不整合面运移到该处,二叠系—三叠系发育大型退覆式扇三角洲沉积,储集层物性好,且位于大型地层超覆尖灭带,在自身具备岩性圈闭的条件下,可形成岩性油气藏,勘探潜力大45。如2020年,在沙湾凹陷西斜坡试钻ST2井,风城组获工业气流,日产气2×104 m3,也证实了西斜坡区天然气的勘探潜力。因此,沙湾凹陷西斜坡与玛湖凹陷斜坡区成藏地质条件相似,勘探程度低,勘探潜力巨大,有望形成大型地层岩性气藏,是新疆油田下一步天然气勘探的重大领域方向。

5 结论

(1)准噶尔盆地沙湾凹陷主要发育石炭系、佳木河组、风城组和下乌尔禾组4套烃源岩,源岩厚度大,埋藏深,分布面积广,为周缘构造油气成藏奠定了物质基础。石炭系和佳木河组烃源岩有机质丰度偏低,有机质类型差,目前处于过成熟阶段,以生干气为主。风城组和下乌尔禾组烃源岩有机质丰度高,有机质类型好,目前处于高成熟阶段,生烃潜力大,是研究区的主力烃源岩。
(2)根据生烃热模拟产物特征分析,建立了沙湾凹陷天然气δ13C1R O回归方程,明确了不同层系烃源岩生成天然气乙烷碳同位素特征,为周缘构造天然气成熟度计算和气源对比研究奠定了基础。来源于石炭系烃源岩的天然气δ13C2值主要分布在 -26‰~-24‰之间,来源于佳木河组烃源岩的天然气δ13C2值主要分布在-24‰~-21‰之间,来源于风城组烃源岩的天然气δ13C2值主要分布在-33‰~ -30‰之间,而来源于下乌尔禾组烃源岩的天然气δ13C2值主要分布在-29‰~-27‰之间。
(3)沙湾凹陷西斜坡保存条件好,位于沙湾凹陷油气运移路径上,二叠系—三叠系发育大型退覆式扇三角洲沉积,储集层物性好,且位于大型地层超覆尖灭带,成藏条件优越,勘探潜力巨大,是下一步天然气勘探的重大领域方向。
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