天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 9: 1666 - 1680

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.005

天然气地球化学

准噶尔盆地天然气地球化学特征及成因判识新图版

  • 陈大伟 , 1, 2 ,
  • 李剑 , 1, 2 ,
  • 郝爱胜 , 1, 2 ,
  • 国建英 1, 2 ,
  • 李志生 1, 2
展开
  • 1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2. 中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊 065007
李剑（1966-），男，河北怀安人，博士，教授级高级工程师，主要从事天然气地球化学、成藏及资源评价等方面研究.E⁃mail：
郝爱胜（1987-），男，山东聊城人，硕士，工程师，主要从事天然气地球化学与成藏研究. E⁃mail：.

陈大伟（1992-），男，湖北荆州人，博士研究生，主要从事天然气地球化学实验分析与油气成藏因素研究. E⁃mail：.

收稿日期: 2022-10-20

  修回日期: 2023-06-14

  网络出版日期: 2023-09-01

收起

Geochemical characteristics of natural gas in Junggar Basin and new chart for genetic identification

  • Dawei CHEN , 1, 2 ,
  • Jian LI , 1, 2 ,
  • Aisheng HAO , 1, 2 ,
  • Jianying GUO 1, 2 ,
  • Zhisheng LI 1, 2
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
  • 2. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development，CNPC，Langfang 065007，China

Received date: 2022-10-20

  Revised date: 2023-06-14

  Online published: 2023-09-01

Supported by

The Science and Technology Project of CNPC(2021DJ06)

Fold

本文亮点

准噶尔盆地是中国西部典型的多烃源叠合盆地，发育石炭系、二叠系佳木河组、二叠系风城组、二叠系下乌尔禾组及侏罗系5套气源岩层系，主要气源岩在盆地内广泛分布，部分地区处于高—过成熟阶段，进入气源岩主生气期，具备勘探大气田的物质基础。准噶尔盆地天然气来源多、混源、成因复杂，常规天然气成因判识指标对部分地区天然气的成因判识不准确。针对这一问题，系统梳理和分析不同层系、不同地区天然气地球化学特征，结合不同烃源岩生烃特征，建立天然气成因判识新图版，据此图版对准噶尔盆地天然气成因进行判识，结果表明：①准噶尔盆地高演化阶段的油型气与低演化阶段的煤型气难以用传统方法界定，无法有效划分天然气类型与成熟度将会影响该地区的气源判识和成因研究工作，需要建立新的判识方法；②建立准噶尔盆地天然气成因及来源判识新图版，能够有效判识不同地区天然气成因及来源，且对低演化阶段煤型气以及高演化阶段油型气较为适用；③西北缘玛湖、沙湾大量存在二叠系风城组及下乌尔禾组油型气，石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系烃源岩也有显著贡献；准南以侏罗系煤型气为主，从低成熟气到过成熟气均有分布；准东和腹部以高演化阶段石炭系和侏罗系煤型气为主，并混入了二叠系的油型气。

本文引用格式

陈大伟 , 李剑 , 郝爱胜 , 国建英 , 李志生 . 准噶尔盆地天然气地球化学特征及成因判识新图版[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(9) : 1666 -1680 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.005

Highlights

The Junggar Basin is a typical superimposed basin with multiple hydrocarbon sources in western China. Five sets of gas source rock series are developed， including the Carboniferous， Permian Jiamuhe Formation， Permian Fengcheng Formation， Permian Lower Wuerhe Formation， and Jurassic. The main gas source rocks are widely distributed in the basin. Some areas are in the high over mature stage， entering the main gas generation period of gas source rocks， and have the material basis for exploring atmospheric fields. The natural gas in Junggar Basin has the characteristics of multiple sources， mixed sources and complex genesis. The conventional natural gas genesis identification indicators are inaccurate in identifying the origin of natural gas in some areas. In order to solve this problem， this paper systematically combs and analyzes the geochemical characteristics of natural gas in different layers and regions， combines the hydrocarbon generation characteristics of different source rocks， establishes a new chart for identifying the origin of natural gas， and identifies the origin of natural gas in Junggar Basin. This paper puts forward the following views： （1） It is difficult to define oil type gas in high evolution stage and coal type gas in low evolution stage in the Junggar Basin with traditional methods. Failure to effectively classify natural gas type and maturity will affect gas source identification and genesis research in this area， and new identification methods need to be established. （2） In this paper， a chart for identifying the origin and source of natural gas in Junggar Basin has been established， which can effectively identify the origin and source of natural gas in different strata and regions， and is applicable to coal type gas in low evolutionary stage and oil type gas in high evolutionary stage. （3） Plenty of oil type gas exists in the Permian Fengcheng Formation and Lower Wuerhe Formation in Mahu and Shawan in the northwest margin， and the Carboniferous， Permian Jiamuhe Formation and Jurassic source rocks also make significant contributions； Jurassic coal type gas is mainly distributed in the south of Junggar Basin from low mature to over mature stages； The eastern part and the hinterland of the Junggar basin are dominated by the coal type gas of the Carboniferous and Jurassic in the high evolution stage， mixed with some Permian oil type gas.

0 引言

准噶尔盆地位于中国新疆维吾尔自治区北部，是油气资源十分丰富的大型含油气盆地。准噶尔盆地经历了多旋回的构造运动，存在西部、东部、南部、腹部及乌伦古五大含油气系统；发育石炭系—第四系沉积盖层，上三叠统和下侏罗统在盆地绝大部分地区为厚度中等以上的有效区域性盖层，主要气藏大都集中于这2套区域性盖层之下；天然气产层可划分为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系七大层系，共发育有5套气源岩层系，包括石炭系、二叠系佳木河组、二叠系风城组、二叠系下乌尔禾组和侏罗系烃源岩，主要气源岩在盆地内大量分布，纵向上厚度较大，普遍在100~200 m之间，最大达到200 m以上［1-4］。准噶尔盆地气源岩成熟度跨度大，其中石炭系滴水泉组、二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩处于成熟—高成熟甚至过成熟阶段，石炭系松喀尔苏组和二叠系佳木河组处于成熟—高成熟阶段，盆地南缘的侏罗系源岩也达到高—过成熟阶段［5］。尽管很多学者已对准噶尔盆地不同地区不同层系烃源岩及油气地球化学特征进行了大量研究，但针对准噶尔盆地天然气的来源仍然存在争论。目前普遍认为西北缘油型气为来自玛湖凹陷风城组的低成熟油伴生气，尽管风城组烃源岩在沙湾凹陷和盆1井西凹陷已经达到高—过成熟阶段，但在该地区风城组烃源岩生成的高熟油型气研究仍未有突破［6-10］。多套烃源岩叠置导致不同来源天然气存在混源，西北缘煤型气究竟来源于中二叠统下乌尔禾组烃源岩还是石炭系或下二叠统佳木河组烃源岩这个问题仍没有定论，准噶尔盆地多期构造运动引发的各种次生改造作用也进一步增加了天然气成藏过程认识的难度［11］。准噶尔盆地侏罗系生烃模拟实验结果表明，侏罗系三工河组、八道湾组煤系烃源岩以及二叠系佳木河组烃源岩在低演化阶段（R O<1.3%）所生成的气的δ13C2值介于-32‰~-29‰之间。目前国内气源判识以戴金星［12］提出的判识图版为主，用δ13C2=-27.5‰或δ13C2=-29‰作为划分油型气和煤型气的界限值，这种方法对高演化阶段的过成熟油型气与低成熟度阶段的煤型气无法有效界定。徐永昌等［13-14］对吐哈盆地低熟煤型气的碳同位素特征进行研究后提出应以δ13C2>-29‰作为低熟煤型气的判识指标，该指标也无法有效界定准噶尔盆地大量存在的-32‰<δ13C2<-29‰，-50‰<δ13C1<-30‰之间的天然气。李剑等［15］提出腐泥型全过程生烃演化模式图版，烃源岩在低成熟—成熟阶段与高成熟阶段的天然气来源与产气能力有明显差别，无法对天然气的类型以及成熟度进行有效区分将严重影响准噶尔盆地天然气气源判识与成因研究，这也是该地区下一步天然气勘探工作面临的一大难题，有必要建立新的成因判识图版。因此，本文在综合分析前人研究成果的基础上，结合准噶尔盆地天然气组分和碳同位素数据，综合对比分析了准噶尔盆地的天然气地球化学特征，并建立了成因判识新图版以确定其成因类型，对该区天然气的成因判识具有重要的借鉴意义。

1 地质背景

1.1　构造位置

准噶尔盆地在地质历史上经历了中奥陶世—早石炭世古亚洲洋消亡及碰撞造山、晚石炭世—早二叠世伸展断陷、中—晚二叠世断—坳转换、中生代统一坳陷和新生代陆内前陆等多期演化阶段，分为6个一级构造单元。陈建平等［1］按照盆地构造特征、不同时代烃源灶与油气分布区域将准噶尔盆地划分为五大含油气系统（图1）。西部油气系统包括玛湖凹陷、沙湾凹陷、西北缘含油气带、夏盐隆起—达巴松凸起；中部油气系统主要包括盆１井西凹陷、沙湾凹陷北部、阜康凹陷西部、东道海子凹陷西部以及莫索湾隆起、莫北凸起和石西凸起等；东部油气系统包括东部地区滴水泉凹陷、五彩湾凹陷、吉木萨尔凹陷、滴北凸起、滴南凸起、北三台凸起等绝大多数凹陷与凸起；南部油气系统主要包括南部坳陷带和北天山山前推覆带。乌伦古油气系统包括盆地北部乌伦古坳陷及其周缘地区。本文收集天然气样品地球化学特征数据覆盖准噶尔盆地全盆地各个地区，将按照陈建平等［1］对盆地构造的划分方法进行整理与划分。
图1 准噶尔盆地构造单元分布（引自陈建平等［1］，2016）

Fig.1 Tectonic untis of Junggar Basin （cited from CHEN et al.［1］，2016）

1.2　地层层序

准噶尔盆地地层层序（表1）以石炭系作为盆地的基底，通常认为盖层沉积始于晚石炭世，包括上古生界、中生界和新生界全部层序，其中石炭系—二叠系为海相到陆相的过渡，中、新生界则属于纯陆相沉积。在盆地中不同区域采用不同的地层组名称，其发育特征也存在差异，西北缘与腹部地区中二叠统下乌尔禾组（P２ w）为灰绿色、灰色砾岩与黑色泥岩交互沉积，含薄煤层，属于山麓河流洪积—湖沼相沉积；而盆地东部中二叠统平地泉组（P２ p）为暗色湖相泥岩沉积；南缘地区中二叠统芦草沟组（P２ l）下段主要为中细粒砂岩、砂质白云岩、粉砂质泥岩与薄—中厚层油页岩的交互层沉积，上段为灰黑色油页岩、粉砂质页岩夹薄，中层状砂质白云岩、白云质灰岩、粉砂岩，是盆地东南部主要的油源岩。本文主要针对石炭系、二叠系佳木河组、风城组、下乌尔禾组以及侏罗系这5套层系的气源岩进行研究。
表1 准噶尔盆地各地区地层层序（引自陈建平等[1]，2016）

Table 1 Stratigraphic sequence table of various areas in Junggar Basin(cited from CHEN et al.[1], 2016)

界 系 西北缘 腹部 南缘 东部
新生界（Kz） 第四系（Q） 下更新统 西城组（Q1 x） 西城组（Q1 x） 西城组（Q1 x） 西城组（Q1 x）
新近系（N） 上新统 独山子组（N2 d） 独山子组（N2 d） 独山子组（N2 d） 独山子组（N2 d）
中新统 塔西河组（N2 t） 塔西河组（N2 t） 塔西河组（N2 t） 塔西河组（N2 t）
沙湾组（N1 s） 沙湾组（N1 s） 沙湾组（N1 s） 沙湾组（N1 s）
古近系（E） 始—渐新统 乌轮古河组（E2-3 w） 安集海河组（E2-3 a） 安集海河组（E2-3 a） 安集海河组（E2-3 a）
古—始新统 紫泥泉子组（E1-2 z） 紫泥泉子组（E1-2 z） 紫泥泉子组（E1-2 z）
中生界（Mz）

白

垩

系

（K）

 上统 红砾山组（K2 h） 东沟组（K2 d） 东沟组（K2 d） 东沟组（K2 d）
艾里克湖组（K2 a）
下统 连木沁组（K1 l） 连木沁组（K1 l） 连木沁组（K1 l） 连木沁组（K1 l）
胜金口组（K1 s） 胜金口组（K1 s） 胜金口组（K1 s） 胜金口组（K1 s）
呼图壁河组（K1 h） 呼图壁河组（K1 h） 呼图壁河组（K1 h） 呼图壁河组（K1 h）
清水河组（K1 q） 清水河组（K1 q） 清水河组（K1 q） 清水河组（K1 q）

侏

罗

系

（J）

 上统 喀拉扎组（J3 k） 喀拉扎组（J3 k）
齐古组（J3 q） 齐古组（J3 q） 齐古组（J3 q）
中统 头屯河组（J2 t） 头屯河组（J2 t） 头屯河组（J2 t） 头屯河组（J2 t）
西山窑组（J2 x） 西山窑组（J2 x） 西山窑组（J2 x） 西山窑组（J2 x）
下统 三工河组（J1 s） 三工河组（J1 s） 三工河组（J1 s） 三工河组（J1 s）
八道湾组（J1 b） 八道湾组（J1 b） 八道湾组（J1 b） 八道湾组（J1 b）

三

叠

系

（T）

 上统 白碱滩组（T3 b） 白碱滩组（T3 b） 郝家沟组（T3 hj） 郝家沟组（T3 hj）
黄山街组（T3 h） 黄山街组（T3 h）
中统 克拉玛依组（T2 k） 克拉玛依组（T2 k） 克拉玛依组（T2 k） 克拉玛依组（T2 k）
下统 百口泉组（T1 b） 百口泉组（T1 b） 烧房沟组（T1 s） 烧房沟组（T1 s）
韭菜园子组（T1j） 韭菜园子组（T1 j）
古生界（Pz）

二

叠

系

（P）

 上统 上乌尔禾组（P3 w） 上乌尔禾组（P3 w） 梧桐沟组（P3 wt） 梧桐沟组（P3 wt）
泉子街组（P3 q） 泉子街组（P3 q）
中统 下乌尔禾组（P2 w） 下乌尔禾组（P2 w） 红雁池组（P2 h） 平地泉组（P2 p）
芦草沟组（P2 l）
夏子街组（P2 x） 夏子街组（P2 x） 井井子沟组（P2 j） 将军庙组（P2 j）
乌拉泊组（P2 w）
下统 风城组（P1 f） 风城组（P1 f） 塔什库拉组（P1 t） 金沟组（P1 j）
佳木河组（P1 j） 佳木河组（P1 j） 石人子沟组（P1 s）
石炭系（C） 上统 奥尔图组（C2 a） 石钱滩组（C2 s）
祁家沟组（C2 q）
莫老坝组（C2 m） 博格达组（C2 b） 巴山组（C2 b）
下统 包古图组（C1 b） 滴水泉组（C1 d）
希贝库拉斯组（C1 x）
塔木岗组（C1 t）

1.3　生储盖特征

准噶尔盆地构造、沉积演化的多旋回性，形成了多套生储盖组合，从石炭系火成岩至新近系各个层位都有储层发育，石炭系及下二叠统佳木河组储层以火山岩为主，上二叠统以上层位以碎屑岩为主。准噶尔盆地上三叠统和下侏罗统在绝大部分地区为厚度中等以上的有效区域性盖层，主要气藏大多集中于这2套区域性盖层之下［3］。气藏储层物性以低孔低渗储层为主，从下往上逐渐变好，石炭系、二叠系和三叠系气藏储层物性较差，古近系—新近系气藏储层物性最好。

2 烃源岩与天然气分布

2.1　烃源岩特征

准噶尔盆地共发育5套气源岩层系，气源岩地球化学参数如表2所示，二叠系风城组烃源岩有机质类型最好，主要为I—II2型；二叠系下乌尔禾组次之，主要为II2型，含少量II1型；侏罗系、石炭系、二叠系佳木河组相对较差，主要为Ⅲ型。石炭系、二叠系和侏罗系烃源岩均具有较好的生烃能力，其中风城组生烃能力最强，热解生烃潜量平均值达到4.85 mg/g，氢指数大多分布在100~700 mg/gTOC之间，最高可达1 000 mg/gTOC；二叠系下乌尔禾组和侏罗系煤系烃源岩次之；平均有机碳含量都在1.0%以上，下乌尔禾组有机碳含量最高，最高可达5.87%。
表2 准噶尔盆地气源岩地球化学参数（数据引自陈建平等[5]，2016；张鸾沣[16]，2015）

Table 2 Geochemical parameters of gas source rocks in Junggar Basin(cited from CHEN et al.[5],2016,ZHANG[16],2015)

层位 厚度/m TOC/% I H/（mg/gTOC） 生烃潜量 类型 R O/% T max/℃ 演化阶段
C 50~400 0.52~4.94 <200 0.01~19.97 Ⅲ型 0.54~1.38 384~506 成熟—高成熟
P1 j 50~250 0.50~2.19 <200 0.01~1.91 Ⅲ型 0.59~1.63 408~453 成熟—高成熟
P1 f 50~300 0.51~3.19 <1 000 0.01~59.84 Ⅰ—Ⅱ2型 0.56~1.14 391~479 成熟—过成熟
P2 w 50~300 0.51~3.28 <500 0.01~37.52 Ⅱ2型 0.73~1.33 402~494 成熟—过成熟
J 50~300 0.40~5.87 <400 0.04~29.67 Ⅱ2—Ⅲ型 0.50~1.08 422~440 成熟—过成熟
准噶尔盆地石炭系沉积时间长，受多次构造运动与火山活动影响，烃源岩在上、下石炭统均有发育，主要为下石炭统松喀尔苏组与滴水泉组。石炭系烃源岩分布广泛，在准噶尔盆地各个油气系统均有发育，于东部吉木萨尔、北三台、五彩湾地区，西北缘玛湖凹陷、克百断裂带、红车断裂带、盆1井西凹陷，南缘阜康凹陷、四棵树凹陷，腹部莫索湾、石西、石南以及东道海子凹陷等地区存在多个厚度中心，最高厚度可达200 m以上。准噶尔盆地石炭系烃源岩处于成熟—过成熟阶段，其中腹部莫索湾地区热演化程度最高，东部五彩湾及北三台地区相对较低，处于成熟—高成熟阶段，西北缘车排子地区刚刚达到成熟阶段，乌伦古地区热演化程度最低［6］。
二叠系烃源岩中心相对稳定，分布范围广，烃源岩厚度较大，具有巨大的生气潜力。下二叠统佳木河组烃源岩在准噶尔盆地西北缘玛湖、沙湾、盆1井西凹陷及周缘广泛分布，腹部东道海子凹陷也有分布，处于成熟—高成熟阶段，但不同地区成熟度差异较大，其中五八区成熟度高，中拐地区成熟度相对较低。下二叠统风城组烃源岩已处于成熟—高成熟甚至过成熟阶段，玛湖凹陷、盆１井西凹陷、沙湾凹陷、阜康凹陷、南缘冲断带等地区均已达到过成熟阶段，R O>2.0%；沙湾凹陷北斜坡、玛湖凹陷西北斜坡区R O值为1.2%~2.0%，达到高成熟阶段。中二叠统烃源岩已处于成熟—高成熟甚至过成熟阶段，在各地区广泛分布，包括西北缘盆1井西凹陷和腹部东道海子凹陷的下乌尔禾组、东部五彩湾—大井凹陷的平地泉组、南缘齐古—阜康断裂带和吉木萨尔凹陷的芦草沟组，最大厚度可达300 m以上。
侏罗系烃源岩包括下侏罗统八道湾组、三工河组和中侏罗统西山窑组，其中八道湾组和西山窑组既发育暗色泥岩，又发育炭质泥岩和煤，三工河组主要发育暗色泥岩，它们在纵向上厚度较大，平面上分布范围广泛，几乎遍布全盆地。八道湾组暗色泥岩在阜康凹陷、沙湾凹陷及东道海子凹陷较为发育；三工河组暗色泥岩在盆地大部分地区均有发育，以昌吉地区为厚度中心；西山窑组暗色泥岩主要分布于昌吉地区，最大厚度可达250 m以上。
侏罗系烃源岩目前总体处于成熟—过成熟演化阶段，侏罗系八道湾组烃源岩在南缘冲断带的R O>2.0%，处于过成熟阶段；沙湾凹陷—阜康凹陷主体的R O值为1.3%~2.0%，处于高成熟阶段。R O值向北、向东、向西逐渐降低，莫索湾地区R O值降至1.0%，处于成熟阶段；再向北到乌伦古地区，处于低成熟阶段。

2.2　天然气分布

准噶尔盆地各地区均有天然气显示（图2），盆地东部的陆东—五彩湾地区，腹部莫索湾、石西地区，盆地南缘的呼图壁、玛纳斯、霍尔果斯背斜，盆地西北缘五八区及车拐地区均发现具有商业价值的天然气藏［4］。西部天然气藏主要分布在五区南及八区，车拐地区及夏子街地区也有小型气藏分布，多数天然气以原油伴生气形式存在，主要生烃凹陷为玛湖凹陷和沙湾凹陷；腹部莫索湾一莫北地区侏罗系三工河组主要以气层气为主，溶解气和凝析气在腹部地区不同层位和不同地区皆有产出；东部主要烃源灶为阜康凹陷、东道海子凹陷、五彩湾凹陷及吉木萨尔凹陷等，石炭系天然气主要分布于陆东—滴南凸起；南缘地区呼图壁气田、玛河气田及霍尔果斯油气田均具有一定储量规模的天然气聚集，此外还有许多探井中也有天然气。
图2 准噶尔盆地天然气藏分布（据杨海波等［4］，2018）

Fig.2 Distribution of natural gas reservoirs in Junggar Basin （cited from YANG et al.［4］， 2018 ）

3 天然气地球化学特征

笔者对准噶尔盆地共325口井的天然气地球化学数据［9-10，17-29］进行整理，制作了准噶尔盆地不同地区与不同层系天然气地球化学数据统计表（表3），并对其进行分析，为进一步探讨准噶尔盆地天然气的成因和来源提供支撑。
表3 准噶尔盆地天然气地球化学数据统计

Table 3 Statistical table of natural gas geochemical characteristics in Junggar Basin

层系 地区 δ13C1/‰ δ13C2/‰ δ13C3/‰ C1 /% C2/% C3/% 干燥系数 天然气类型

石

炭

系

 西北缘 克百

-49.13~-40.07

-44.36（11）

-33.69~-30.07

-31.48（11）

-31.61~-27.67

-29.85（11）

76.33~94.04

83.53（11）

2.81~10.08

5.26（11）

0.52~5.36

2.96（11）

0.80~0.96

0.87（11）

 油型气
金龙

-35.27~-31.10

-32.80（9）

-29.83~-26.49

-28.80（9）

-29.55~-23.70

-27.52（7）

57.75~92.72

86.02（9）

1.80~5.46

3.43（9）

0.73~2.91

1.32（9）

0.93~0.96

0.94（11）

油型气

为主

红车

-45.20~-29.81

-36.94（13）

-35.20~-25.37

-28.90（13）

-30.32~-22.67

-26.87（13）

73.17~96.30

89.57（11）

0.81~7.76

2.89（11）

0.20~2.46

0.87（8）

0.84~0.98

0.94（11）

油型气、

混合气

准东

-30.75~-28.46

-30.01（22）

-27.76~-19.9

-26.30（22）

-25.60~-22.60

-24.46（17）

77.85~94.51

87.72（21）

1.78~11.35

6.86（18）

0.14~0.76

0.49（5）

0.88~0.98

0.92（20）

 煤型气
腹部

-41.62~-30.42

-33.92（14）

-30.17~-24.20

-27.04（14）

-27.08~-24.42

-25.90（13）

71.36~93.82

81.95（6）

1.82~7.92

4.72（6）

0.46~4.36

2.35（6）

0.82~0.97

0.90（8）

煤型气

为主

二

叠

系

 西北缘 乌夏

-54.38~-43.29

-49.64（14）

-40.85~-32.12

-35.30（13）

-37.70~-29.17

-32.79（13）

64.68~89.43

78.82（11）

4.01~11.27

7.69（11）

2.08~7.21

4.26（11）

0.72~0.92

0.83（11）

 油型气为主
克百

-52.79~-26.60

-36.26（13）

-36.22~-22.98

-28.60（13）

-32.65~-20.12

-27.35（12）

77.99~93.94

88.44（13）

1.90~9.34

4.57（13）

0.47~5.35

1.81（13）

0.80~0.97

0.92（13）

三类气均

存在

金龙

-47.26~-30.83

-34.25（14）

-34.53~-24.74

-28.72（14）

-30.45~-20.80

-26.22（11）

87.62~94.19

91.02（10）

2.70~4.64

3.56（10）

0.75~2.12

1.35（10）

0.85~0.96

0.93（14）

三类气均

存在

红车拐

-40.83~-31.58

-35.63（19）

-32.56~-26.57

-28.63（19）

-33.14~-24.64

-27.55（14）

56.23~93.62

86.36（11）

1.18~17.82

5.02（11）

0.75~1.41

0.91（6）

0.60~0.97

0.92（19）

 混合气为主

三

叠

系

 西北缘 玛湖

-46.93~-38.73

-43.18（27）

-38.71~-27.42

-30.92（26）

-32.37~-26.51

-29.08（26）

65.45~92.74

85.76（23）

2.26~13.18

4.78（23）

0.60~8.13

2.20（23）

0.68~0.97

0.90（22）

 油型气
沙湾

-43.15~-34.07

-36.93（4）

-30.45~-28.77

-29.64（4）

-27.24~-23.86

-26.48（3）

88.20~94.20

91.36（4）

2.06~4.15

3.01（4）

 0.26（1）

0.90~0.97

0.94（4）

 油型气
南缘 齐古

-31.60~-29.30

-30.45（2）

-23.00~-20.60

-21.8（2）

 -25.40（1）

94.8~99.53

97.17（2）

0.26~2.60

1.43（2）

0.04~0.50

0.27（2）

0.96~0.99

0.98（2）

 煤型气
东部 五彩湾 -30.64（1） -25.46（1） /

89.13~94.43

91.34（3）

1.97~3.20

2.44（3）

 /

0.97~0.98

0.98（3）

 煤型气

侏

罗

系

 西北缘

-44.10~-31.47

-38.38（13）

-28.67~-25.02

-27.02（12）

-28.64~-24.43

-26.29（9）

76.31~96.57

88.60（9）

0.15~7.40

3.52（8）

0.02~5.49

1.96（8）

0.73~1.00

0.91（12）

 煤型气为主
南缘

-42.10~-34.40

-38.36（7）

-29.70~-23.04

-25.75（7）

-26.20~-23.70

-25.16（4）

31.60~97.40

81.17（7）

0.81~10.00

4.20（7）

0.10~5.60

1.88（6）

0.80~0.99

0.92（7）

 煤型气为主
东部

-51.40~-29.50

-35.50（32）

-32.5~-23.72

-26.72（32）

-30.70~-21.20

-25.45（29）

84.78~96.52

91.75（27）

1.38~9.69

3.15（27）

0.32~4.52

1.23（16）

0.88~0.98

0.95（25）

 煤型气为主
腹部

-45.60~-32.89

-37.22（37）

-31.40~-25.30

-27.23（37）

-28.7~-23.79

-26.11（36）

87.49~91.90

90.20（10）

2.70~5.20

3.77（10）

0.76~1.86

1.21（10）

0.93~0.95

0.94（8）

 煤型气为主

白

垩

系

 西北缘

-33.19~-31.60

-32.47（7）

-30.29~-22.79

-25.31（7）

-24.99~-19.90

-23.25（6）

77.55~95.93

91.19（5）

0.95~10.36

3.39（5）

0.24~3.38

1.01（5）

0.84~0.99

0.95（6）

 煤型气为主
南缘

-40.10~-31.19

-35.29（3）

-27.90~-22.08

-24.56（3）

-25.80~-22.87

-23.86（3）

86.20~90.50

88.35（2）

4.41~6.60

5.51（2）

0.92~1.50

1.21（2）

0.91~0.94

0.93（2）

 煤型气
东部

-45.60~-29.50

-33.37（15）

-30.70~-22.20

-26.17（15）

-26.58~-21.47

-24.88（11）

80.76~94.03

87.73（14）

1.08~9.20

4.09（14）

0.19~2.44

1.14（5）

0.90~0.98

0.95（13）

 煤型气为主
腹部

-54.83~-33.50

-41.11（10）

-26.77~-23.80

-25.67（10）

-28.28~-17.83

-24.44（7）

72.50~95.89

89.11（6）

0.09~6.46

1.77（6）

0.02~3.10

1.03（5）

0.96~1.00

0.99（4）

 煤型气
古近系 南缘

-38.16~-31.00

-33.69（16）

-26.50~-21.70

-23.35（16）

-25.80~-21.00

-22.70（14）

66.50~94.37

87.08（13）

3.16~14.80

5.66（13）

0.45~7.40

1.58（13）

0.74~0.96

0.91（11）

 煤型气
新近系 南缘

-40.85~-25.59

-36.60（8）

-27.50~-22.40

-25.61（8）

-24.60~-21.50

-23.21（6）

70.90~80.65

77.67（5）

4.29~12.90

9.03（5）

2.57~6.00

4.09（5）

0.82~0.91

0.86（4）

 煤型气

注： - 49.13 ~ - 40.07 - 44.36 ( 11 ) = 最小 值 - 最大 值 平均 值 ( 样品 个数 )

3.1　天然气组分特征

准噶尔盆地天然气组分以烃类气体为主［图3（a）］，西北缘、南缘、东部地区天然气中烷烃气含量大于90%的占80%以上，其中南缘天然气烷烃含量较高，62%的天然气中烷烃含量占比在95%以上，表现出南缘地区高—过成熟煤型气特征。准噶尔盆地各地均存在高非烃含量的天然气，腹部地区天然气中非烃气含量相对较高，22%的天然气中非烷烃气含量占比在10%以上，主要分布在石西、石东地区。非烷烃气主要为氮气和二氧化碳，其中氮气占主导地位，石南1井氮气含量最高可达14.7%。前人基于氮气含量、同位素与天然气组分、碳同位素，认为准噶尔盆地煤型气中的氮气属于有机质热演化作用生成，且氮气含量随成熟度增大有升高的趋势［15］，腹部地区煤型气中高含量的氮气与有机质热演化作用有关。
图3 准噶尔盆地天然气中非烃气含量与干燥系数频率

Fig.3 Frequency diagram of non hydrocarbon gas content and drying coefficient in natural gas of Junggar Basin

准噶尔盆地各地区天然气中甲烷占据烷烃气的主导地位，干气比例均达到25%以上，但不同地区甲烷含量存在差异［图3（b）］。东部地区天然气中干气比例相对较高，该地区44%的天然气干燥系数大于0.95，滴西与五彩湾地区石炭系与侏罗系产层的天然气干燥系数平均值分别为0.92和0.95（表3），反映出东部地区石炭系与侏罗系天然气处于较高的演化阶段。西北缘红车拐地区也存在大量干气，而玛湖、乌夏、克百等地区主要以湿气为主，西北缘天然气干燥系数由南西向北东方向逐渐减低再升高的变化规律，这种现象显示玛湖与沙湾地区存在不同的烃源岩生烃中心，这与二叠系烃源岩在玛湖、沙湾地区较高的成熟度相匹配。腹部莫索湾、莫北、石南等地区均以干气为主，石西地区干燥系数相对较低；南缘卡因迪克，霍尔果斯，独子山等地天然气干燥系数相对较低，齐古、呼图壁、吐鲁谷等地区干燥系数相对较高，反映出南缘天然气干燥系数西低东高的特征，这与侏罗系烃源岩在南缘冲断带、昌吉凹陷较高的成熟度相匹配，准噶尔盆地中干燥系数与烃源岩成熟度具有较好的对应关系。

3.2　天然气碳同位素特征

天然气的碳同位素组成对其成因、母质类型、成熟度等具有重要指示意义。甲烷碳同位素与天然气的成熟度关系较大，在天然气成因研究中应用较为广泛。国内外学者提出了很多关于气源岩成熟度与天然气甲烷碳同位素的经验公式，但针对实际问题进行计算时存在较大差异，影响天然气成因类型与气源的判识。陈建平等［30］根据准噶尔盆地和吐哈盆地大量天然气实测碳同位素组成资料，构建了油型气和煤型气甲烷碳同位素组成与烃源岩有机质镜质体反射率之间的关系公式，油型气δ13C1=25LgR O-42.5、煤型气δ13C1=25LgR O-37.5。该公式与准噶尔盆地实际情况较为符合，本文采用该公式计算的R O值结果见表4所示。
表4 准噶尔盆地甲烷碳同位素值与R O的关系（公式据陈建平等[30]，2021）

Table 4 Relationship between carbon isotopic values of methane and R O in Junggar Basin (formula according to CHEN et al.[30], 2021 )

δ13C1/‰ -25 -30 -35 -40 -45 -50 -55
油型气R O/% 5.01 3.16 2.00 1.26 0.79 0.50 0.32
煤型气R O/% 3.16 2.00 1.26 0.79 0.50 0.32 0.20
天然气的乙烷碳同位素反映了气源岩的母质类型，是划分油型气和煤型气的有效指标。戴金星［12］研究认为，典型煤型气的δ13C2>-27.5‰，典型油型气的δ13C2<-29‰，一般用δ13C2=-27.5‰或-29‰作为划分油型气和煤型气的界限值。本文按照该界限值将准噶尔盆地4个地区共325口井的天然气进行了划分，如图4所示，准噶尔盆地的δ13C2值分布在-40.8‰~-19.9%之间，东部、南缘、腹部地区主要以煤型气为主，还存在少量的混合气与油型气，西北缘地区3种类型气均大量存在。
图4 准噶尔盆地不同地区甲烷与乙烷碳同位素关系

Fig.4 Carbon isotopic relationship between methane and ethane in different areas of Junggar Basin

准噶尔盆地煤型气δ13C1值分布范围较大［图5（a），图5（c）］，在-54.83‰~-25.59‰之间，西北缘、南缘、东部地区主要分布在-35‰~-30‰之间，处于高成熟阶段，腹部地区煤型气δ13C1值较轻，主要分布在-40‰~-30‰之间，处于成熟—高成熟阶段。腹部陆梁地区白垩系、东部滴水泉地区侏罗系天然气存在甲烷碳同位素异常轻的情况（δ13C1<-45‰）。
图5 准噶尔盆地各地区煤型气与油型气甲烷碳同位素与R O分布频率

Fig.5 Distribution frequency chart of methane carbon isotopes and R O of coal type gas and oil type gas in barious areas of Junggar Basin

准噶尔盆地油型气δ13C1值分布范围在-54.38‰~-31.14‰之间［图5（b），图5（d）］，南缘地区几乎没有油型气存在，仅卡6井天然气表现为油型气特征；西北缘地区油型气δ13C1值分布较宽，介于-54.38‰~-31.68‰之间，反映出聚集了低熟—过成熟阶段的气，其中乌夏、克百地区δ13C1值较低，处于低熟—成熟阶段［18］，红车拐地区δ13C1值较高，处于高成熟—过成熟阶段；东部地区δ13C1值相对较低，北三台侏罗系油型气δ13C1值较低，处于低成熟—成熟阶段，滴水泉油型气δ13C1值较高，处于过成熟阶段；腹部地区δ13C1值在-45.6‰~-35.9‰之间，处于成熟—高成熟阶段。
西北缘克百地区存在大量低成熟—成熟阶段石炭系天然气（δ13C1<-40‰，-33.69‰<δ13C2<-30.07‰），相对低成熟—成熟阶段油型气来说，乙烷碳同位素组成相对偏重，天然气样品深度均低于2 000 m，可能受到生物作用影响；金龙地区石炭系天然气δ13C2值介于-29.83‰~-26.49‰之间，平均值为-28.80‰，甲烷碳同位素值高（-35.27‰<δ13C1<-31.10‰），以干气为主，为风城组烃源岩生成的高—过成熟油型气，可能有石炭系、二叠系佳木河组生成的煤型气的混入；红车地区石炭系天然气δ13C2值介于-35.20‰~-25.37‰之间，甲烷碳同位素值变化较大，主要以高成熟油型气为主，同时还存在部分混合气，也存在成熟阶段的油型气（车32井）和煤型气（车排13井）。准东地区石炭系天然气为过成熟煤型气（-31‰<δ13C1<-28‰，-27‰<δ13C2<-24‰），来源于石炭系滴水泉组和巴山组烃源岩［19］。腹部地区石炭系天然气主要分布于石西、石南地区，表现为高成熟煤型气（-41.62‰<δ13C1<-30.42‰，-30.17‰<δ13C2<-24.20‰），其中石006井、石007井可能有西北缘二叠系油型气的贡献。
西北缘地区存在大量二叠系天然气产出，乌夏地区天然气为油型气（-40.85‰<δ13C2<-32.12‰），甲烷碳同位素值低（-54.38‰<δ13C1<-43.29‰），处于低熟—成熟阶段，为二叠系风城组烃源岩生成的原油伴生气；克百与金龙地区既存在高过成熟油型气（-38.50‰<δ13C1<-32.96‰，-31.84‰<δ13C2<-29.18‰），也存在高过成熟煤型气（-37.99‰<δ13C1<-26.60‰，-26.94‰<δ13C2<-22.98‰）；红车拐地区天然气主要以混源为主，δ13C2平均值为-28.63‰，石炭系、二叠系佳木河组、风城组、下乌尔禾组4套烃源岩均具有一定的贡献。
三叠系天然气主要分布在西北缘地区玛湖、沙湾凹陷，南缘齐古（齐8井、齐009井）与东部滴水泉（滴西1井）、五彩湾地区（克美1井）也有存在。沙湾凹陷红山嘴地区存在三叠系高演化阶段油型气（-43.15‰<δ13C1<-34.04‰，-30.45‰<δ13C2<-28.77‰），可能为二叠系风城组、下乌尔禾组高—过成熟阶段生成。玛湖地区大部分为湿气和偏干气（干燥系数为90%~95%），处于低成熟和成熟阶段（-46.93‰<δ13C1<-39.03‰），乙烷碳同位素值较高（-31.64‰<δ13C2<-27.52‰，平均值为-30.87‰），但仍属于油型气范围。部分学者认为玛湖地区油型气主要由低成熟阶段的风城组烃源岩生成的石油伴生气［18］，风城组烃源岩模拟实验表明在低熟—成熟阶段生成的天然气乙烷碳同位素值小于-35‰，低熟—成熟阶段的风城组烃源岩无法生成乙烷碳同位素组成较重的偏干气体；另一部分学者认为断裂沟通玛湖凹陷，使深层高成熟的二叠系佳木河组烃源岩生成的煤型天然气作出了贡献［8，11］，玛湖地区天然气成因仍无法准确界定。
准噶尔盆地各地区均有侏罗系天然气产出，西北缘主要分布于红车拐地区，以成熟—高成熟阶段煤型气为主（-44.10‰<δ13C1<-31.47‰，-28.67‰<δ13C2<-25.02‰）。腹部石西、石东、莫索湾地区以煤型气为主，-45.60‰<δ13C1<-32.89‰，δ13C2平均值为-27.23‰，低成熟—高成熟阶段均有分布，这些地区天然气主要为侏罗系煤系烃源岩生成，部分井位可能有来源于二叠系烃源岩的油型气贡献［18］。南缘齐古、卡因迪克、西湖等地区均存在侏罗系天然气，普遍为成熟阶段的煤型气。东部滴水泉、五彩湾地区大量存在侏罗系煤型气天然气，低成熟—过成熟阶段均有分布，北三台地区存在具有油型气特征的低演化天然气，-51‰<δ13C1<-47‰，-33‰<δ13C2<-31‰。
白垩系天然气主要分布于准噶尔盆地东部和腹部地区，西北缘车排子地区与南缘部分井位也有白垩系天然气显示，古近系、新近系天然气均在准噶尔盆地南缘大量分布，以上天然气均以煤型气为主，来源于侏罗系煤系烃源岩，侏罗系烃源岩在白垩纪开始进入低成熟阶段，至晚白垩世进入生烃高峰，古近纪晚期进入高成熟阶段［30］。
准噶尔盆地南缘地区卡6井，腹部地区莫北9、莫003、莫005等井以及东部北三台地区部分井碳同位素值均出现以下规律：δ13C1<-40‰，-33‰<δ13C2<-29‰（表5），根据传统的油型气和煤型气判识方法，这些地区天然气均被划分为油型气，甲烷碳同位素值按照油型气公式计算显示为低熟—成熟阶段，低熟—成熟阶段的油型气能否生成乙烷碳同位素值接近-29‰的天然气仍有待商榷。陈建平等［1］提出北三台地区侏罗系天然气以油型气为主，北三台地区台16、台19、北91等井天然气乙烷碳同位素值为-30.6‰~-31.7‰，显示为油型气特征，根据油型气公式计算R O值为0.45%~0.75%。李二庭等［10］对二叠系烃源岩进行生烃模拟实验，结果表明腐泥型有机质在低成熟阶段生成的天然气δ13C2<-34‰［图6（a）］，这与北三台地区较高的乙烷碳同位素值不相符。张明峰等［31］认为该地区侏罗系烃源岩为腐殖型有机质生成的低熟气，曾立飞等［32］对侏罗系煤系泥岩样品进行生烃模拟实验，在低演化阶段（R O<1.0%）时侏罗系煤系泥岩生成的天然气δ13C1<-45‰，δ13C2<-30‰，与北三台地区的天然气较为匹配。种种迹象表明北三台地区侏罗系天然气可能为侏罗系煤系泥岩低熟阶段生成的气，结合台19井埋深（1 724 m）与干燥系数（0.99）来看，该井天然气还可能受到生物作用影响，这与前人提出的油型气观点不符合。南缘地区侏罗系普遍为成熟阶段的煤型气，其中卡6井天然气乙烷碳同位素值为-29.7‰表现为油型气特征，然而甲烷碳同位素值为-42.1‰，如果以油型气公式计算R O值为1.04%，显然与其较高的乙烷碳同位素值不匹配，以煤型气公式计算R O值为0.65%，处于低成熟阶段，与其较低的乙烷碳同位素值较为匹配。陈建平等［5］提出卡6井清水河组烃源岩处于低成熟演化阶段，埋藏深度在3 452~3 952 m之间，镜质组反射率R O值为0.56%~0.70%，这与卡6井天然气显示为煤型气特征较为匹配，与传统方法判识结果不相符。
表5 准噶尔盆地部分井位天然气地球化学特征

Table 5 Geochemical characteristics of naturnal gas in some well sites in Junggar Basin

区块 地区 井号 层位 深度/m 天然气碳同位素/‰ 天然气组分/% 干燥系数

数据

来源

甲烷 乙烷 丙烷 甲烷 乙烷 丙烷
西北缘 车拐 车80 K1 q 3 043~3 047 -33.04 -23.64 -23.37 95.57 0.95 0.24 0.99 文献［26］
新光1 P1 j 4 552~4 566 -32.51 -27.36 -26.56 93.40 1.92 0.80 0.96 文献［10］
南缘 四棵树 卡6 J3 q 3 956~3 980 -42.10 -29.70 -26.20 81.30 8.00 3.80 0.86 文献［17］
高探1 K1 q 5 768~5 775 -40.10 -27.90 -25.80 90.50 4.41 0.92 0.94 文献［17］
齐古 齐009 T2—T3 2 257~2 587 -29.30 -20.60 99.53 0.26 0.04 0.99 文献［20］
齐8 T3 xq 2 715~2 737 -31.60 -23.00 -25.40 94.80 2.60 0.50 0.96 文献［26］
东部 滴西 滴西9 K1 tg 2 242 -41.80 -30.70 -26.40 89.84 2.89 1.35 0.94 文献［26］
滴水泉 滴403 C 3 829 -30.06 -26.86 -24.34 88.45 8.26 0.91 文献［29］
滴205 K1 h 2 293.5 -31.05 -25.92 -25.62 84.04 4.05 2.44 0.91 文献［23］
北三台 台16 J3 q 2 136 -51.40 -31.40 -23.60 文献［26］
台19 J3 q 1 724 -47.30 -31.70 -29.60 95.89 1.45 0.99 文献［26］
北91 K1 tg 1 024 -45.60 -30.60 文献［26］
腹部 石西 石006 C 4 382 -41.62 -28.68 -25.88 88.82 3.70 1.07 0.93 文献［21］
石007 C 4 397~4 420 -40.58 -30.17 -26.85 71.36 5.32 4.36 0.82 文献［21］
莫索湾 莫003 J1 s 3 910 -41.10 -29.30 -27.80 文献［26］
莫005 J1 s 3 894 -44.10 -30.20 -27.70 文献［26］
莫北9 J1 s 2 3 782 -45.60 -31.40 -28.70 文献［26］
图6 准噶尔盆地不同层系烃源岩产气的碳同位素随成熟度变化

注：JC系列，X68S1、B33S1、Na2S2引自曾立飞[32]；拐16、风南1、金探1引自李二庭等[10]；DX8、C28、D15引自李二庭等[19]

Fig.6 Variation of carbon isotope of gas produced by source rocks of different strata in Junggar Basin with maturity

4 成因判识新图版建立及应用

4.1　烃源岩生气碳同位素规律

国内学者已对准噶尔盆地烃源岩进行生烃模拟实验研究，李二庭等［10，19］、曾立飞［32］使用黄金管热模拟方法，对准噶尔南缘侏罗系干酪根和煤样、准东石炭系烃源岩、西北缘二叠系烃源岩以2 ℃/h升温速率进行热模拟实验，样品信息如表6所示。
表6 准噶尔盆地生烃热模拟实验样品信息（引自曾立飞［32］；李二庭等［10，19］)

Table 6 Sample information of hydrocarbon generation thermal simulation experiment in Junggar Basin (cited from ZENG［32］; LI et al.［10，19］)

井号 层位 地区

TOC

/%

I H

/（mg/g）

 T max/℃ 数据来源
JC30 J2 x 石河子 73.33 141 432 文献［32］
JC32 J2 x 昌吉 65.89 203 424 文献［32］
JC35 J2 x 昌吉 63.60 210 425 文献［32］
JC41 J2 x 乌鲁木齐 69.61 156 439 文献［32］
X68S1 剖面 四棵树 17.69 233 432 文献［32］
B33S1 J1 b 四棵树 37.61 246 430 文献［32］
Na2S2 J1 s 南安 21.89 263 437 文献［32］
DX8 C1 s b 滴西 7.45 160.1 448 文献［19］
C28 C1 s b 五彩湾 1.31 86.26 445 文献［19］
D15 C1 d 滴水泉 1.68 122.7 450 文献［19］
拐16 P1 j 车拐 2.76 71 433 文献［10］
风南1 P1 f 乌夏 1.82 505 440 文献［10］
金探1 P2 w 车拐 2.36 394 450 文献［10］
本文结合前人研究成果对生烃模拟实验生气特征进行整理，绘制准噶尔盆地不同层系烃源岩产气的乙烷碳同位素值随成熟度变化图［图6（a）］。准噶尔盆地不同类型烃源岩的乙烷碳同位素值随成熟度增加呈变高趋势，二叠系风城组、下乌尔禾组烃源岩在过成熟演化阶段δ13C2值仍小于-31‰，生成典型的油型气。侏罗系煤岩在低成熟—过成熟阶段生成的天然气δ13C2值均大于-27.5‰，反映出标准煤型气特征。石炭系、侏罗系、二叠系佳木河组泥岩可生成混合气特征的天然气，过成熟阶段生成的天然气δ13C2值大于-27.5‰，为典型煤型气，而低成熟—成熟阶段，生成的天然气δ13C2值在-32‰~-29‰之间，成熟阶段二叠系佳木河组和侏罗系煤系烃源岩生成天然气的δ13C2值低于-29‰，表明准噶尔盆地煤系烃源岩在低熟—成熟阶段也能生成δ13C2<-29‰的天然气。徐永昌等［13-14］对低熟煤型气的碳同位素值进行研究认为低熟煤型气δ13C1值介于-49‰~-39‰之间，δ13C2>-29‰，使用该判识界限可能无法对准噶尔盆地低熟煤型气进行有效的判识。
准噶尔盆地不同类型烃源岩的甲烷碳同位素值随成熟度增加呈变高趋势［图7（b）］。二叠系风城组产气的δ13C1值较低，始终小于-39‰；二叠系下乌尔禾组产气的δ13C1值较高，在-42‰~-34‰之间，过成熟阶段有继续变高的趋势；侏罗系煤岩产气的δ13C1值较高，低成熟—成熟阶段δ13C1值小于-34‰，高成熟—过成熟阶段δ13C1值大于-34‰；侏罗系三工河组与八道湾组的煤系泥岩生成的气在低成熟—成熟阶段δ13C1值小于-39‰，高成熟—过成熟阶段δ13C1值大于-42‰；二叠系的佳木河组烃源岩生成的气在低成熟—成熟阶段δ13C1值小于-38‰，高成熟—过成熟阶段δ13C1值大于-38‰；石炭系烃源岩生成的气在低成熟—成熟阶段随演化程度的增加呈变轻的趋势，高成熟—过成熟阶段反转为随成熟度增加呈变高趋势，δ13C1值始终大于-40‰。
图7 准噶尔盆地天然气成因及来源判识图版

Fig.7 Natural gas origin and source identification chart in Junggar Basin

目前国内气源判识以戴金星提出的判识图版为主，用δ13C2=-27.5‰或-29‰作为划分油型气和煤型气的界限值，准噶尔盆地不同烃源岩生烃模拟实验结果表明，二叠系佳木河组、侏罗系三工河组、八道湾组等煤系烃源岩在低演化阶段（R O<1.0%）生成的煤型气δ13C2值介于-32‰~-29‰之间，δ13C1值小于-40‰；当天然气碳同位素值处于这个区域中时，按照传统判识方法，该天然气会被判识为油型气，徐永昌等［14］提出以δ13C2>-29‰作为低熟煤型气判识指标，依然无法对这部分天然气进行有效判识。而二叠系下乌尔禾组以及风城组高演化阶段生成的油型气（R O>1.3%）δ13C1>-40‰时，会出现δ13C2值介于-32‰~-29‰之间的油型气，这种高演化阶段油型气与低演化阶段的煤型气难以用传统方法界定，相同的δ13C1值在被划分为油型气时处于高成熟阶段，而被划分为煤型气时处于成熟阶段。李剑等［15］提出腐泥型全过程生烃演化模式图版，烃源岩在低成熟—成熟阶段与高成熟阶段的天然气来源与产气能力有明显差别，无法对天然气的类型以及成熟度进行有效区分将严重影响准噶尔盆地天然气气源判识与成因研究，这也是该地区下一步天然气勘探工作面临的一大难题，有必要建立新的成因判识图版。

4.2　成因判识新图版

通过对比以上不同类型烃源岩热模拟生气规律，使用Origin软件对12组生烃模拟实验中裂解气的甲烷与乙烷碳同位素随R O变化规律［数据点如图6（a）、图6（b）所示］进行线性拟合，绘制准噶尔盆地天然气成因及来源判识图版（图7）。
该图版由四线五区构成，其中蓝线反映二叠系风城组、下乌尔禾组烃源岩生成天然气随成熟度升高，甲烷与乙烷碳同位素值变高的规律。黑线为石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系煤系泥岩样品生烃模拟气的碳同位素值通过线性拟合绘制，曲线公式为y=0.101 8x 2+9.181x+174.97，R 2=0.981 1，其中y代表天然气乙烷碳同位素值，x代表天然气甲烷碳同位素值。橙色线为侏罗系煤岩样品生烃模拟气的碳同位素值通过线性拟合绘制，曲线公式为y=0.001 9x 4+0.291 7x 3+16.624x 2+419.93x+3 943.7，R 2=0.999 2。蓝色线为二叠系风城组、下乌尔禾组烃源岩样品生烃模拟气的碳同位素值通过线性拟合绘制，曲线公式为y=0.007 6x 2+1.185 8x，R 2=0.966 7。绿线则反映高演化阶段混合气乙烷碳同位素值的界限，考虑到前人图版对高演化阶段的天然气具有较好的判识作用，该曲线基于戴金星图版选取δ13C2>-29‰作为界线。该图版中I区为二叠系风城组和下乌尔禾组生成的油型气；II区为石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系煤系泥岩在成熟—高成熟阶段生成的煤型气；III区为侏罗系煤岩过成熟阶段生成的高演化煤型气；IV区既存在侏罗系煤岩成熟—高成熟阶段生成的煤型气，也存在石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系煤系泥岩在过成熟阶段生成的高演化煤型气；V区为高演化油型气与煤型气的混合气，为混源气区。使用该图版判识天然气成因与来源：当落在I、II、III区时，则确定为对应区域的天然气成因；当落在IV区时天然气类型为煤型混合气，表现为成熟—高成熟阶段生成的煤型气与石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系煤系泥岩在过成熟阶段生成的高演化煤型气的混合；当落现在V区时则为高演化阶段油型气与煤系泥岩或煤岩生成的煤型气的混合。

4.3　成因判识

将本文收集的准噶尔盆地天然气样品地球化学特征数据投入准噶尔盆地天然气成因及来源判识图版中，如图8所示。根据不同地区天然气判识图版，西北缘玛湖地区天然气主要以低成熟—高成熟阶段风城组油型气为主，还存在低成熟阶段石炭系与二叠系佳木河组煤型气；沙湾地区大量存在高过成熟阶段二叠系风城组及下乌尔禾组油型气，石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系烃源岩也有显著贡献；准南地区天然气以侏罗系煤型气为主，从低成熟—过成熟阶段均有分布；准东和腹部地区天然气以高演化阶段石炭系和侏罗系煤型气为主，并混入了二叠系的油型气。
图8 准噶尔盆地不同地区天然气成因及来源判识

Fig.8 Natural gas genesis and source identification of different regions in Junggar Basin

利用该图版对准噶尔盆地部分重点探井与表4中井位进行判识，准南地区高探1井白垩系产层的天然气在该图版中显示为侏罗系泥岩在成熟阶段形成的煤型气；西北缘地区沙湾凹陷沙探1井二叠系产层的天然气显示为石炭系、二叠系佳木河组泥岩在成熟阶段生成的煤型气，沙探2井二叠系产层的天然气显示为二叠系下乌尔禾组、风城组在高成熟阶段生成的油型气，车探1井石炭系产层的天然气显示为石炭系烃源岩在高—过成熟阶段生成的煤型气。准噶尔盆地重点勘探井位在判识图版中显示结果与前人研究成果［17］相符，表明该图版能够有效判识准噶尔盆地天然气成因及来源。卡6井、莫北9、北三台等通过传统图版判识为油型气特征的天然气（图4），均显示为低成熟—成熟阶段煤型气（图8），该图版对传统图版无法区分的低演化阶段煤型气以及高演化阶段油型气较为适用，并且能够对天然气的热演化程度进行划分。本图版仅关注有机质类型和成熟度对气体的影响，次生生物气也可能造成气体组分和同位素变化，在正常地温条件下（3 ℃/100 m）生物气形成的下限深度小于2 000 m，大部分在0~1 000 m范围形成，因此对样品深度小于2 000 m的天然气样品不适用。

5 结论

（1）准噶尔盆地构造复杂，多种成因、不同期次天然气混源，部分地区还有生物气影响，高演化阶段油型气与低演化阶段的煤型气难以用传统方法界定，相同的δ13C1值在被划分为油型气时处于高成熟阶段，而被划分为煤型气时处于成熟阶段，无法有效划分天然气类型与成熟度将会影响该地区的气源判识和成因研究工作，需要建立新的判识方法。
（2）通过不同类型烃源岩生成天然气的甲烷、乙烷碳同位素与R O的分布规律，进行线性拟合，建立准噶尔盆地天然气成因及来源判识图版，能够有效判识天然气成因及来源，且对低演化阶段煤型气以及高演化阶段油型气较为适用，对次生生物气（深度小于2 000 m）不适用。
（3）应用新图版对准噶尔盆地天然气进行判识，西北缘玛湖、沙湾大量存在二叠系风城组及下乌尔禾组油型气，石炭系、二叠系佳木河组、侏罗系烃源岩也有显著贡献；准南以侏罗系煤型气为主，从低成熟—过成熟阶段均有分布；准东和腹部以高演化阶段石炭系和侏罗系煤型气为主，并混入了二叠系的油型气。

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