0 引言
吉木萨尔凹陷是准噶尔盆地东部隆起区重要的晚古生代二叠纪生烃凹陷之一［1］。该凹陷内上古生界芦草沟组是目前已发现油气的主要烃源岩发育层位，作为我国第一个页岩油示范区已在芦草沟组页岩油勘探和开发方面取得了重大突破［2］，已成为准噶尔盆地油气勘探的重要接替区［3-6］。芦草沟组作为页岩油勘探目的层，前人在地层、沉积、储集层、烃源岩、油气藏评价、页岩油富集与甜点评价等方面开展了大量研究，明确其发育咸化湖相成熟—高成熟优质烃源岩，储层非均质性强、物性较差，存在上、下2个甜点含油层［3，7-11］。自2011年起，吉25井在芦草沟组二段（芦二段）获得产量为18.3 t/d的工业油流［12］，吉木萨尔凹陷芦草沟组经历了勘探发现、先导性试验、动用突破和规模建产4个勘探开发阶段［13］，已经取得了重大进展［14-15］。但是目前已有勘探和开发工作主要集中在凹陷中东部和西部，凹陷北部钻井较少，在油气勘探与开发方面未取得明显突破。2023年4月，部署于凹陷北部的奇探1井于芦草沟组下段3 478.0~3 488.8 m和3 496.8~3 515.0 m深度段共2个试油层压裂试油，采用3 mm油嘴获喷日产油66.45 m3的高产油流［6］。这是近年吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探取得的重大突破，进一步坚定了在凹陷芦草沟组进行高产页岩油勘探的信心。为了明确奇探1井芦草沟组页岩油特征与油源条件，本文拟在奇探1井页岩油物性、族组成与生物标志物分子特征等分析的基础上，明确其来源和烃源条件。该研究不仅为后续页岩油勘探有利区的研究提供借鉴，而且对于准噶尔盆地风城组乃至其他地区咸水湖相页岩油的勘探也具有重要的指导作用。
1 地质背景
吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起西部［16-17］，凹陷西边以西地断裂和老庄湾断裂与北三台凸起相接，北以吉木萨尔断裂与沙奇凸起毗邻，南面为三台断裂，向东则表现为一个逐渐抬升的斜坡，最终过渡到奇台凸起（图1），面积近1 200 km2［18］。该凹陷于石炭纪在火山岩发育的背景下夹碎屑岩沉积，晚石炭世进入陆内构造变形阶段，早期地层遭受抬升、剥蚀［15，19］，自中二叠世再次沉降并依次沉积了炎热干旱气候下的井井子沟组（P2 jj）、芦草沟组（P2 l）和梧桐沟组（P3 wt）河流—湖泊相沉积［20］。三叠纪气候由炎热干旱转为温暖潮湿，主要为河流—淡水湖泊相沉积，印支运动导致上三叠统郝家沟组、黄山街组遭受剥蚀。侏罗纪开始气候又由温暖潮湿向炎热干旱转变，依次发育了煤系、河流—湖泊体系沉积。白垩纪主要为在干旱环境背景下沉积的以浅水湖泊为主的地层；新生代主要发育厚度较薄的河湖相沉积。
2 样品与分析方法
奇探1井主要在埋深3 437.2~3 445.5 m芦草沟组下段获取岩心8.3 m，烃源岩主要是灰黑色荧光含灰泥岩和深灰色荧光含灰粉砂质泥岩。本文研究共采集岩心样品19块，包括烃源岩样品和储层样品，并且在储层孔隙中可见沥青，用二氯甲烷对沥青进行溶解并进行实验分析。为进行单井烃源岩的系统研究补充采集岩屑样品35块和3个原油样品。对原油进行了族组分分离和定量及饱和烃气相色谱—质谱分析，收集了原油密度、黏度、馏分、含水量、全油及饱和烃气相色谱等数据，对烃源岩样品进行有机碳（TOC）、热解（Rock-Eval）分析，对部分烃源岩以及储层样品进行了可溶有机质抽提、分离与饱和烃气相色谱—质谱等分析。此外，还收集了吉木萨尔凹陷原油物性分析等数据用于本文研究。
3 烃源岩特征
通常主要从有机质丰度、母质类型与成熟度3个方面对烃源岩进行生烃能力评价，然后结合厚度进行烃源岩综合评价［23］。根据有机地球化学分析测试结果，芦草沟组烃源岩有机质丰度分布范围大，其中TOC含量主要变化于0.50%~13.0%之间，平均值为3.56%，多数样品超过1%；热解S 1+S 2值介于0.48~87.85 mg/g之间，平均值为20.12 mg/g，大多数样品超过5 mg/g，所以，芦草沟组主要为好—很好烃源岩［图2（a）］。芦草沟组上、下段烃源岩有机质丰度存在差异：上段烃源岩TOC含量介于0.58%~9.10%之间，平均值为2.62%，热解S 1+S 2值介于0.62~19.9 mg/g之间，平均值为9.67 mg/g；下段烃源岩TOC含量介于0.50%~13.0%之间，平均值为3.81%，热解S 1+S 2值介于0.48~87.85 mg/g之间，平均值为22.96 mg/g。可见，下段烃源岩有机质丰度更高，其源岩品质优于上段烃源岩［图2（a）］。芦草沟组烃源岩热解I H有较大的变化范围，最低值为46 mg/g，最高值超过1 000 mg/g，上、下段烃源岩的I H看不出明显的差异，烃源岩T max与I H关系图显示上、下段烃源岩母质类型在Ⅰ—Ⅱ1型均有分布［图2（b）］，烃源岩TOC与I H关系图显示，下段烃源岩主要为油源岩，上段烃源岩在油源岩和气源岩范围均有分布［图2（c）］。可见，芦草沟组有大量优质母质的烃源岩，具有极好的倾油性，主要为油源岩。
奇探1井芦草沟组烃源岩显示了较完整的生烃演化序列，上段烃源岩热演化程度处于成熟早期阶段，下段烃源岩处于生油高峰与成熟后期阶段（图3），均以生油为主。热解T max值总体表现为随深度的增加而逐渐增大的特征，在深度较大处具有较低的T max值则是因为受到残留烃或运移烃的影响，表现为S 1/（S 1+S 2）值较高。随着埋藏深度的增加，I HC（100×S 1/TOC，mg/g）和S 1/（S 1+S 2）具有先增加后降低的趋势，峰值在埋深3 450 m左右，可见该峰值深度大致与下甜点原油密度、黏度高值一致（图3），清楚地展示了原油密度、黏度随烃源岩热演化的增加先增大后降低的特征。这进一步预示了若深部存在烃源岩，则在生油高峰之下的深度，烃源岩生成的原油密度、黏度会随热演化程度的增加而降低，而原油密度、黏度的降低意味着对储集层的物性要求会降低。所以，埋深增加导致的储集层物性降低在一定程度上可以通过原油密度、黏度降低以及轻组分相对含量增加而得以弥补。这表明，深部具有油气聚集的基本油气地质条件，是进一步勘探的重要领域。
4 页岩油特征
4.1 页岩油族组成与物性特征
奇探1井芦草沟组下段原油样品的族组分、密度和黏度数据分析表明，其族组成中饱和烃含量最高，为51.21%，其次为芳香烃和胶质含量，其值分别是18.78%和24.26%，沥青质含量低，仅为5.75%。非烃中胶质含量是沥青质含量的4倍多，可见，原油密度和黏度受胶质含量的控制更明显。原油密度分布在0.911 0~0.920 2 g/cm3之间，平均值为0.916 7 g/cm3，50 ℃条件下黏度介于204.8~322 mPa·s之间，平均值为272.5 mPa·s。可见，奇探1井芦草沟组下段页岩油主要属于中质稠油。
4.2 页岩油生物标志物特征
原油与砂岩抽提物的饱和烃气相色谱—质谱特征总体极为相似，饱和烃中高碳数正构烷烃含量高，中、低碳数烃类有大量的异构烷烃，尤其异构烷烃中的姥鲛烷（Pr）、植烷（Ph）与临近正构烷烃C17和C18相比明显偏高，Pr/Ph值主要在1.0附近变化，Pr/C17值、Ph/C18值、Pr/Ph值分别介于1.83~2.1、2.04~2.5、0.99~1.09之间（图6，图7），指示偏还原性的沉积环境，这与其较高的伽马蜡烷、β-胡萝卜烷特征相吻合；原油与砂岩抽提物均具有藿烷C30含量高，Ts小于Tm的特征，规则甾烷ααα-20R-C27、C28、C29均表现为上升型，预示了存在一定的细菌母质贡献［24-25］，具有腐泥型、腐殖—腐泥型的母质来源特征。在奇探1井原油、砂岩抽提物与源岩样品分布的深度段，显示了由深到浅、由早期到晚期还原条件逐渐减弱的特征（图7）。这与芦草沟组沉积期水体氧化—还原条件的总体变化趋势是一致的。
图6 奇探1井芦草沟组原油、砂岩抽提物与烃源岩生物标志物特征对比Fig.6 Comparison of biomarkers characteristics of crude oil， sandstone extract and source rock from the Lucaogou Formation in Well QT1 |
5 油源分析
生物标志物分子组成是油源对比最为理想的依据，其他参数主要作为辅助参考［27］。生物标志物分子组成对比表明，芦草沟组原油与源岩具有较好的可比性，其中Pr/C17、Ph/C18、Pr/Ph等参数反映了原油、砂岩抽提物与源岩均具有藻类有机质来源、还原性沉积环境特征（图7），正规甾烷ααα-20R-C27、C28、C29均具有依次增加的分布特点（图6），其相对含量关系图均反映了浮游生物有机质来源特征（图8），这些特征均反映芦草沟组原油和砂岩抽提物来自于芦草沟组源岩。原油与烃源岩的主要差异在于原油中的β-胡萝卜烷、C30藿烷等相比烃源岩较高（图6），这应该与排烃作用、适度运移作用引起的地质分异作用有关。
生物标志物参数图［图9（a）］中显示，奇探1井原油、砂岩抽提物与烃源岩的生物标志物参数在一定变化范围内是基本一致的，并且可见奇探1井芦草沟组原油或砂岩抽提物的成熟度参数值均略高于芦草沟组源岩。由于奇探1井位于凹陷北部，成熟度适中，与凹陷深部位的成熟度高的烃源岩相比也存在一定生物标志物参数差异，这主要是受到成熟度和沉积环境的影响。
6 地质意义
吉北地区芦草沟组发育扇三角洲沉积体系，奇探1井芦草沟组以扇三角洲前缘—前扇三角洲亚相为主［6］，发育灰质粉砂岩储层，其核磁有效孔隙度平均值为9.87%，核磁可动孔隙度平均值为4.13%。位于凹陷内以湖泊相为主的吉3301井和红旗331井芦草沟组储集层的核磁有效孔隙度平均值分别为9.2%和7.1%，核磁可动孔隙度平均值分别为2.2%和4.2%。相比之下，奇探1井芦草沟组储层物性较凹陷内储层物性更好，更利于油气运移和聚集。有效的源储配置同样是页岩油形成的关键因素［31］。从吉木萨尔凹陷北部芦草沟组砂体对比图（图10）来看，奇探1井芦草沟组源储配置关系为纵向上源储互层，侧向上源储紧密接触，与凹陷其他部位相比，凹陷边缘的吉38井源岩不发育，横纵源储关系配置关系差，而凹陷内部储层相对不发育，相比之下奇探1井源储配置关系更加优越。
综合来看，以纵向上源储互层、横向上源储紧邻型源储配置关系更加优越，储层物性相对较好，具备油气运移和富集的有利地质条件，并且油源供应充足，为凹陷勘探重点区域，具有较大的油气勘探潜力。
7 结论
（1）准噶尔盆地吉木萨尔凹陷北部芦草沟组烃源岩为极好的倾油性油源岩，上段处于成熟阶段前期，下段处于成熟阶段后期，形成于由早期到晚期还原条件逐渐减弱的水体环境中，生烃能力和充注动力强，具有极好的油源条件。
（2）奇探1井芦草沟组下段页岩油属于中质稠油。整个吉木萨尔凹陷芦草沟组下段原油密度和黏度具有随深度的增加先增后降的规律，密度和黏度最高值对应于生油高峰。其原油、砂岩抽提物与相近深度烃源岩的生物标志物参数差异与排烃作用、运移和成熟作用有关。试油段原油具有一定程度的运移、聚集过程。
（3）优质源岩是页岩油成藏的物质基础，运移和聚集是页岩油高产的关键，有利源储配置关系提供了油气聚集的地质条件。以纵向上源储互层、横向上源储紧邻型源储配置关系以及深部发育烃源岩的地区为凹陷勘探重点区域，具有较大的油气勘探潜力。奇探1井芦草沟组勘探突破坚定了吉木萨尔凹陷进行高产页岩油勘探的信心，也为非常规勘探提供了一定的指导意义。
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