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
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。
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。
2.2 有机质丰度
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） |
|
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。
2.3 有机质类型
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
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
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 | Ⅱ2型 | 泥岩 |
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δ13C1<δ13C2<δ13C3的分布特征。
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，δ13C1—R 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）。
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δ13C1<δ13C2<δ13C3>δ13C4，呈现出混源气的特征，表明其来源于多套烃源岩混合。
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。
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δ13C1—R 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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