Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 2: 245 - 258

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.021

Characteristics， potential and exploration direction of Carboniferous marine sandstone gas reservoirs in eastern Junggar Basin

  • Tong LIN , 1 ,
  • Wei YANG 1 ,
  • Lixin JIAO 2 ,
  • Qiang MA 2 ,
  • Runze YANG 1 ,
  • Deyu GONG 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，Tuha Oilfield Company，PetroChina，Hami 839009，China

Received date: 2023-08-23

  Revised date: 2023-09-22

  Online published: 2024-01-26

Supported by

The Enterprise Innovation and Development Joint Fund of National Natural Science Foundation of China(U22B6002)

the PetroChina “14th Five-Year Plan” Forward-looking Basic Major Science and Technology Project(2021DJ0605)

Fold

Abstract

Almost all the natural gas reserves of Carboniferous system have been found in volcanic rocks in Junggar Basin. Well Shiqian 1 has obtained high production industrial gas flow in carboniferous marine sandstone reservoir for the first time， which opens up a new field of carboniferous natural gas exploration in the basin. In order to evaluate the exploration potential of marine sandstone reservoirs， and point out the direction of natural gas exploration， comprehensive analyses for the source rocks， reservoirs， natural gas types， structural evolution and accumulation process of Shiqiantan Formation were carried out， and it is concluded that： （1） There are two sets of source rocks in Shiqiantan Formation. Influenced by transgressive and regressive environment， the two sets of source rocks have slight differences in the abundance of organic matter， thickness and distribution of organic matter. （2） Under the influence of compression and cementation， the pore space of marine sandstone reservoir is not developed， and the main reservoir space is micro-corrosion pore and micro-fracture， and the physical property of the reservoir is poor. （3） There are two types of natural gas in Shiqiantan Formation： oil-type gas and coal-type gas. The high-producing wells in the northeast direction of the depression show oil-type gas characteristics， and the natural gas mainly comes from the source rock of the lower member， while the low-producing wells in the northwest direction show coal-type gas characteristics， and the natural gas mainly comes from the source rock of the upper member. （4） The source rocks of Shiqiantan Formation have high hydrocarbon generation and great exploration potential. The source rocks of the lower section have good preservation conditions and favorable conditions for developing self-generated and self-storage gas reservoirs， and the exploration prospect is the best.

Key words： Junggar Basin; Shiqiantan Formation; Marine sandstone reservoir; Oil-type gas; Exploration potential

Cite this article

Tong LIN , Wei YANG , Lixin JIAO , Qiang MA , Runze YANG , Deyu GONG . Characteristics， potential and exploration direction of Carboniferous marine sandstone gas reservoirs in eastern Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(2) : 245 -258 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.021

0 引言

准噶尔盆地是我国第二大内陆盆地，面积约为13×104 km2，油气资源十分丰富［1］。据第四次资源评价结果，准噶尔盆地石油地质资源量为80×108 t，探明石油地质储量为26×108 t，探明率为32.5%；天然气地质资源量为2.3×1012 m3，探明地质储量为2 017×108 m3，探明率仅为8.7%，不到石油的1/3。盆地油气勘探始终表现为油多气少的场面［2］。近10年来，准噶尔盆地石油勘探更是接连获得重大发现，在常规和非常规领域都表现出广阔的资源前景，在盆地西部发现全球最大砾岩油田——玛湖油田［3］，探明储量12.4×108 t；在盆地东部（准东地区）发现吉木萨尔非常规致密油［4］，探明储量超亿吨。相较于石油勘探，盆地天然气勘探虽然近几年也取得了不俗的表现，2017年在准东阜康凹陷东斜坡阜26井石炭系火山岩获日产14×104 m3高产工业气流［5-6］，2020年在准噶尔盆地南缘中段呼探1井获重大突破［7-8］，计算无阻流量155.5×104 m3。但是，天然气的勘探却是仅见开花未见结果，始终未能形成大规模场面。自2008年陆东地区发现石炭系火山岩气田——克拉美丽气田（探明储量近1 000×108 m3）以来，后期再无发现探明储量超300×108 m3以上的大气田，下一个大气田将在哪个领域出现是天然气勘探和研究的重点工作。
准噶尔盆地第一个天然气藏探明于1982年［9］，经历40多年勘探，天然气在准噶尔盆地的不同构造带上均有小规模发现［10-11］。在盆地西部隆起区多个构造带二叠系—侏罗系发现小型天然气藏；在中央凹陷区的漠北凸起、莫索湾凸起和白家海凸起的侏罗系，陆梁隆起的侏罗系—白垩系以及准噶尔南缘冲断带侏罗系—新近系中，均发现并探明一定规模的天然气。其中准噶尔盆地南缘霍玛吐背斜带古近系紫泥泉子组探明天然气313×108 m3，是目前盆地第二大天然气气田。结合天然气形成的物质基础（烃源岩）和演化条件（成熟度），对已发现天然气的分布区带与层系综合分析，认为盆地南缘冲断带下组合和准东石炭系是下一个千亿方级大气田发现的主要领域［8，12-13］。截至第四次资源评价，石炭系天然气探明储量占已发现储量的52.6%，石炭系天然气地位十分突出，具有很好的勘探前景［14］。
盆地石炭系发育多套规模、有效的烃源岩，分布面积广、沉积厚度大、成熟度高，是天然气勘探最具前景的领域［15-17］。石炭纪是准噶尔盆地自活动盆山体系向稳定沉积体系发展过渡的主要时期［18-19］，期间受白家海凸起和沙奇凸起的分隔作用，在盆地的南北两侧分别发育洋盆，沉积了巨厚的陆相碎屑岩，同时该期也是准东地区烃源岩发育的主要时期［20］。北部洋盆主要位于现今的滴水泉凹陷、五彩湾凹陷、石树沟—石钱滩凹陷一带，南部洋盆位于东道海子凹陷、阜康凹陷、吉木萨尔—古城凹陷一带。北部海槽成熟度高，烃源岩有机质丰度高，在海槽的西段滴水泉凹陷沉积了厚层优质烃源岩，是克拉美丽气田的主要供烃源［17，21］；南部海槽烃源岩埋藏西深东浅，成熟度西高东低［22］，东段主要以生油为主，在吉木萨尔凹陷发现了吉15井、吉3301井来自石炭系的工业油流井。显然，北部海槽是准东地区天然气勘探最有前景的地区。目前整个准噶尔盆地已发现的石炭系天然气主要分布于火山岩储层中［23］。火山储层具有非均质性强、自身不具备生烃能力的特点，因而，源—储配置特别是有效沟通源—储的运移通道对火山岩的成藏具有显著的控制作用。正是因为火山岩自身的特点，造成了现今北疆地区火山岩油气藏勘探的停滞不前，寻求石炭系新的勘探类型，是实现石炭系天然气大突破的重要途径。实践证明，海相型储层对天然气的规模聚集具有近水楼台的先天优势，海相领域是近年国内天然气勘探发现的主要领域，如鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组［24］、塔里木盆地寒武系—奥陶系台缘相带［25-26］、四川盆地震旦系—寒武系灯影组海相碳酸盐岩储层［27］。受沉积环境和古气候的影响，北疆地区海相碳酸盐岩发育十分有限，然而，石炭系海相砂岩型天然气藏的发现，带来了天然气勘探的全新领域，有望成为准东地区天然气储量规模增长的新领域。2021年，石钱1井在位于准东北部海槽石钱滩凹陷内的石炭系石钱滩组海相砂岩段获天然气63 000 m3/d，首次在准噶尔盆地发现海相碎屑岩型天然气藏，开辟了准东上石炭统天然气勘探的新领域。本文从该套海相砂岩型天然气的烃源岩、储层以及成藏富集关键因素等方面开展分析，评价该类型天然气的勘探潜力，以期为该新类型天然气下一步的勘探和部署指出方向。

1 地质概况

准东地区石炭系—二叠系经历洋盆关闭、伸展断陷、断凹转换3期构造演化。泥盆纪—早石炭世，准东地区受克拉美丽洋盆关闭影响，进入陆相盆地演化阶段，克拉美丽山前带发育大量的磨拉石建造［20］，在双井子剖面可见下石炭统大套的碎屑岩沉积，未见火山岩。该时期准东地区整体为前陆凹陷区，广泛沉积烃源岩地层，克拉美丽气田主力供烃层——滴水泉组就形成于该时期［17］。早石炭世晚期松喀尔苏组a段（C1 sa）沉积期—晚石炭世早期巴塔玛依内山组（简称“巴山组”，C2 b）沉积期，准东地区为碰撞期后伸展断陷阶段，发育规模火山岩—沉积岩建造，前人［28］对盆地火山岩定年显示，绝大多数的盆内火山岩形成于该时期，同时该时期形成的火山岩体也是现今已发现油气藏的主要储集体。在火山喷发的间断期，发育了松喀尔苏组b段和巴山组内部烃源岩。晚石炭世晚期石钱滩组（C2 sh）沉积期，准东地区为构造凹陷阶段的陆表海环境，发育海相三角洲，石钱滩组中可见大量的海相化石［29］，证实了该时期准东地区存在海侵的现象。受石炭纪—三叠纪东西向/北西向构造和中侏罗世以来北东向构造相叠加的影响，现今准东地区的构造格局整体表现隆—坳相间、盆浅洼小的“棋盘式”构造特点（图1）。
图1 准东地区构造格局与油气分布位置

Fig.1 Structural pattern and oil and gas distribution in eastern Junggar Basin

准东地区已经发现的油气储量主要位于五彩湾凹陷周缘，其次是阜康断裂带东段以及吉木萨尔凹陷内（图1）。从天然气赋存的层位统计，天然气主要赋存于石炭系，少量位于二叠系中。总体上，准东地区油多气少。本文研究以帐北断褶带为界，以东部地区“棋盘式”构造格局区为地理位置上的准东地区，也是本文的研究区。在研究区内目前钻揭石炭系井有多口，在吉木萨尔凹陷发现石炭系低产油流井，在石钱滩凹陷发现石钱1井、石钱3井高产工业油气流井，同时在石钱滩凹陷的西斜坡存在多口低产气流井，显示出石钱滩凹陷天然气勘探的良好潜力。

2 准东地区石炭系烃源岩发育与分布

2.1　石炭系烃源岩发育与落实程度

钻井、测井和地震资料显示，准东地区石炭系发育4套烃源岩层（图2，表1），分别位于滴水泉组（C1 d）、松喀尔苏组b段（C1 s b）、巴塔玛依内山组（C2 b）和石钱滩组（C2 sh）。其中钻揭滴水泉组烃源岩的井很少，露头剖面显示该组岩性主要为深灰色泥岩、凝灰质泥岩夹薄煤层，有机碳含量（TOC）绝大多数大于1%，属于中—高丰度的烃源岩，整体成熟度达高成熟演化阶段。受地震和钻井资料的限制，该套烃源岩的分布范围和分布规律尚不清楚，但已经证实该套烃源岩是海陆过渡相成因，以生气为主的优质烃源岩［21］。松喀尔苏组b段（C1 s b）烃源岩在准东地区普遍钻遇，烃源岩厚度大、分布面积广，特别在吉木萨尔凹陷内由于三维地震资料覆盖广，且钻遇烃源岩层的井较多，总体落实程度较高。C1 s b烃源岩中镜质组占绝对优势，为45.8%~98.7%，平均为72.4%，为Ⅲ型干酪根，以生气为主生油为辅。其中炭质泥岩是好的气源岩，TOC值为24.9%~39.6%，平均为28.8%；生烃潜力（S 1+S 2）在28.67~79.19 mg/g之间，平均为52.34 mg/g；氢指数在97~214 mg/g之间，平均为170 mg/g；R O值主要分布在0.8%~1.2%之间，深埋区个别R O值可达1.6%。在石树沟凹陷，钻井揭示巴山组（C2 b）优质成熟烃源岩，其主要形成于火山喷发间歇期的湖沼相环境，岩性以灰黑色炭质泥岩为主，可见丰富的植物化石，有机碳含量平均为16.8%，生烃潜力（S 1+S 2）为3.8~86.6 mg/g（平均为36.3 mg/g），演化程度低于C1 s b，以生油为主。石钱滩组（C2 sh）烃源岩仅发育于石钱滩凹陷内。
图2 准东地区石炭系地层岩性发育特征

Fig.2 Lithologic characteristics of Carboniferous strata in eastern Junggar Basin

表1 准东石炭系不同层段烃源岩有机质特征与分布范围

Table 1 Organic matter characteristics and distribution range of source rocks in different strata of Carboniferous System in eastern Junggar Basin

烃源岩层位 主要岩性 TOC/% R O/% （S 1+S 2）/（mg/g） 数据来源 分布范围 落实程度
石钱滩组（C2 sh） 黑色泥岩 0.9~6.51 1.16~1.66 0.71~7.96 石钱1井、石钱2井、石钱4井

井下仅在石

钱滩凹陷

 石钱滩凹陷，井、震落实程度高
巴山组（C2 b） 炭质泥岩 2.22~38.85 0.88~0.95 3.8~86.6 石树104井 普遍分布 吉木萨尔凹陷和石树沟凹陷，井、震落实程度较高
松喀尔苏组b段（C1 s b） 炭质泥岩 24.9~39.6 1.21~1.32 28.67~79.19 吉3301井 普遍钻遇 吉木萨尔凹陷，井、震落实程度高
滴水泉组（C1 d） 深灰色泥岩 >1 1.61~1.65 多数大于0.5 滴水泉剖面

凹陷内分布

不清

 露头与井下均发现，地震预测落实程度低

2.2　石钱滩组烃源岩展布

石钱滩组地层分布于克拉美丽山南麓，呈北西—南东向展布，为海陆过渡相碎屑岩沉积，发育大量的生物碎屑和泥岩。前人［29］对石钱滩组的生物化石开展过大量的研究工作，并通过丰富的生物化石所具有的较高分异性，对不同生物群落所指示的沉积环境开展详细分析，明确了石钱滩组为温暖气候条件下海水由深到浅的开阔滨浅海环境。晚石炭世晚期即石钱滩组沉积早期，准东地区北部处于前陆冲断带前渊的滨海沿岸地带，发育洪积扇—扇前湖泊沼泽—海湾潟湖沉积［30］，沉积了巨厚的粗碎屑岩。沉降中心水体深度大，底栖生物个体小，可见风暴介壳生物，碎屑岩为远源沉积，石钱1井岩心上可见到该时期沉积的厚层深色泥岩夹薄层砂砾岩，整体表现为半深海滑塌沉积。到石钱滩组沉积中期，随着海水侵入水体逐渐加深，大量的海相生物开始繁盛，地层中可见该时期形成的海百合、珊瑚、腕足类、有孔虫等浅海相生物。到石钱滩组沉积晚期，海水开始逐渐退去，生物迅速减少，地层中主要以生物碎屑灰岩、内碎屑灰岩等沉积为主，总体以滨浅海环境为主，较早期水深明显变浅。

2.3　石钱滩组烃源岩沉积环境与有机质特征

在海侵、海退时期，石钱滩组沉积了上、下两段烃源岩层（图3），其烃源岩品质略有差异（表2），与烃源岩沉积的水体环境有关。通常可利用细粒沉积物的微量元素及其组合来判识沉积环境［31］，如V/Cr、Ni/Co以及V/（V+Ni）值可作为判识沉积环境是否为氧化还原的有效指标，一般认为V/Cr<2代表富氧环境，介于2~4.25之间代表贫氧或次富氧，>4.25则是缺氧环境。研究区石钱滩组一段和二段烃源岩的V/Cr值分别为2.4和1.5，说明石钱滩组一段的沉积环境较二段更贫氧，为弱还原环境。Sr/Ba值（元素比）对判识沉积环境的古盐度比较敏感，前人的研究表明，Sr/Ba>1时，为咸水（海相）环境，当Sr/Ba<0.6时，为淡水（陆相）环境，当Sr/Ba值为0.6~1时为微咸水（海陆过渡相）环境［32］。石钱滩组一段泥岩Sr/Ba值为1，二段Sr/Ba值为0.4，显示石钱滩组一段沉积环境为海陆过渡相环境，而二段受陆相淡水的注入，总体表现为滨浅海背景下的陆相淡水沉积环境。Sr/Cu值被广泛应用于古气候环境的分析，通常Sr/Cu>5指示干热气候，Sr/Cu<5则指示温湿气候［33］，研究区石钱滩组一段泥岩中Sr/Cu值为7，代表干热气候条件；二段泥岩中Sr/Cu值为5，说明石钱滩组沉积时的古气候从早期沉积的干热气候逐渐向后期的温湿气候转换。通过上下两段烃源岩沉积环境的判识，可以得出下段烃源岩形成于偏还原干热环境的海陆过渡相环境，钻井揭示泥岩累计厚度大，石钱4井钻遇该段泥岩累计厚度达370 m，有机质丰度高（表2），岩心实测有机质丰度为3.47%~6.51%，平均为5%。上段烃源岩整体形成于偏氧化温湿的陆相淡水环境，凝灰质泥岩、泥岩累积厚度为316 m，有机质丰度整体较下段低，TOC值分布在0.78%~4.88%之间，平均为2.18%。下段烃源岩呈北西—南东走向分布［图3（a）］，范围较小，主要受沉积时期稳定水体发育的范围控制，烃源岩沉积厚度中心位于石钱滩凹陷的西南部，预测最大沉积厚度大于450 m。上段烃源岩分布范围相对较广，沉积厚度大，厚度中心位于凹陷的东部［图3（b）］。下段烃源岩成熟度相对较高，T max值在490 ℃左右，实测R O值平均为1.65%；上段烃源岩T max值位于452~478 ℃之间，平均为470 ℃，实测R O值分布在1.16%~1.34%之间，虽然较下段成熟度偏低，但已经达到成熟阶段。
图3 石钱滩组下段（a）和上段（b）烃源岩厚度分布（位置与范围见图1）

Fig.3 Thickness distribution of source rocks in lower（a） and upper（b） members of Shiqiantan Formation （see Fig. 1 for location and range）

表2 石钱滩组烃源岩有机地球化学特征

Table 2 Organic geochemical characteristics of source rocks in Shiqiantan Formation

井号 井深/m 层位 岩　性

TOC

/%

S 1

/（mg/g）

S 2

/（mg/g）

（S 1 +S 2）

/（mg/g）

T max

/℃

R O

/%
石钱2 2 693.13 C2 sh 2上段 深灰色泥岩 1.8 0.6 1.71 2.31 452 1.16
2 695.17 深灰色泥岩 1.83 0.42 1.4 1.82 453
2 695.69 深灰色泥岩 1.23 0.28 0.84 1.12 452 1.22
石钱4 3 279.98 灰黑色泥岩 1.09 0.45 1.23 1.68 470 1.31
3 281.07 灰黑色泥岩 1.93 0.78 2.53 3.31 471
3 282.08 灰黑色泥岩 1.03 0.25 0.84 1.09 472 1.34
3 282.79 灰黑色泥岩 1.38 0.42 1.34 1.76 470
3 286.28 灰黑色泥岩 0.78 0.18 0.63 0.81 464
3 286.91 灰黑色泥岩 0.9 0.22 0.79 1.01 465
3 555.12 灰黑色泥岩 2.31 0.33 2.61 2.94 477
3 558.33 灰黑色泥岩 2.44 0.32 1.72 2.04 476
3 558.82 灰黑色泥岩 2.31 0.56 3.06 3.62 476
3 559.86 灰黑色泥岩 3.6 0.77 4 4.77 477
3 560.18 灰黑色泥岩 2.2 0.27 2.04 2.31 476
3 560.82 灰黑色泥岩 2.91 0.35 3.56 3.91 476
3 561.87 灰黑色泥岩 4.88 1.28 6.68 7.96 477
3 562.38 粉砂质泥岩 3.08 0.55 3 3.55 478 1.36
3 562.72 灰黑色泥岩 3.54 0.66 3.64 4.3 478
石钱1 4 203.22 C2 sh 1下段 灰黑色泥岩 3.47 0.04 0.67 0.71 492
4 203.66 灰黑色泥岩 3.87 0.05 0.81 0.86 492 1.64
4 204.81 灰黑色泥岩 6.51 0.11 1.61 1.72 487
4 206.03 灰黑色泥岩 4.33 0.05 1.05 1.1 491 1.66
4 207.25 灰黑色泥岩 6.1 0.07 1.43 1.5 486
4 208.87 灰黑色泥岩 5.99 0.1 1.52 1.62 493

注： TOC为有机碳含量；S 1为游离烃；S 2为裂解烃；(S 1 +S 2)为生烃潜力；T max为热解烃最高峰值温度；R O为成熟度指标

3 海相砂岩储层展布与储集空间特征

3.1　沉积相类型与展布

已有钻井资料显示，石钱滩凹陷发育北西西向和北东向2个物源区。从凹陷边缘到中心，石钱滩组沉积特征具有显著差异（图4）。北西西物源方向上，凹陷边缘的大9井岩心显示，该井区主要发育棕褐色火山角砾岩，角砾中气孔与杏仁构造发育，砾石杂基支撑，分选磨圆极差，代表了冲积扇和扇三角洲平原相的近源快速沉积的特征（图5）。斜坡区大5井、石钱2井岩性主要为杂基支撑的灰色中粗砾岩、灰绿色泥岩，可见多期冲刷特征，偶见块状砂岩、介壳化石，指示扇三角洲前缘—滨浅海相特征。凹陷中心石钱1井砂泥互层发育，具递变粒序，泥中“漂砾”现象明显，见低密度碎屑流沉积与双壳类化石，代表扇三角洲前缘—半深海浊积相。北西西物源区大9井、石钱2井岩心中砾石以单成分的火山碎屑为主，反映盆内岛弧火山为主的近源供给；北东物源方向石钱1井、石钱3井岩心中可见复成分砾石，推测来自东北部盆外的结晶基底。
图4 石钱滩组沉积相连井剖面（剖面位置见图1）

Fig.4 Profile of sedimentary connected wells in Shiqiantan Formation （see Fig. 1 for the location of the profile）

图5 不同沉积相带岩性组合及岩心特征

Fig.5 Lithologic association and core characteristics in different sedimentary facies

3.2　储集空间与物性

石钱滩组整体岩性致密，岩心中未见显孔，铸体薄片下孔隙不发育，仅见少量微孔隙及贯穿颗粒的微裂缝（图6）。压实和填充作用是造成研究区储集空间减小的主要原因，塑性矿物的假杂基化使孔隙空间进一步变差，而溶蚀作用特别是长石颗粒和基质的溶蚀孔是储层的主要储集空间，同时岩石颗粒的压碎缝和微溶蚀缝也创造了部分有效空间。镜下常见的粒间和粒内填充物有伊/蒙混层黏土、绿泥石、方解石以及粒状石英和少量的黄铁矿，其中绿泥石是石钱滩组海相碎屑岩中较发育的黏土矿物，常围绕颗粒的周围呈薄膜状分布，显示其形成时期早，部分为粒间填充。方解石填充在石钱4井中十分常见，可能与该井生物碎屑含量丰富有关。石钱1井含气层段储层颗粒细、碳化碎屑含量高，黑云母及塑性岩屑揉皱、假杂基化现象明显，孔隙不发育，可见少量的火山岩岩屑溶蚀孔和个别的长石溶蚀孔。含气层段岩心的物性分析显示，储层物性十分差，平均孔隙度为2.78%，水平渗透率值基本都小于0.01×10-3 μm2。
图6 石钱滩组储层微观特征

（a）石钱1井，细粒岩屑砂岩，3 895.44 m，绿泥石、黄铁矿及石英填充粒间孔，少量溶蚀缝，单偏光；（b）石钱1井，不等粒岩屑砂岩，3 915.9 m，微裂缝，单偏光；（c）石钱2井，凝灰质胶结砂质砾岩，2 690.05 m，长石、岩屑溶蚀孔，单偏光；（d）石钱2井，凝灰质胶结砂质砾岩，2 641.08 m，绿泥石薄膜和方解石填充粒间孔，单偏光；（e）石钱3井，火山质砂质砾岩，3 838.3 m，长石解理缝、粒间溶蚀缝，单偏光（f）石钱3井，安山质细砾岩，3 836.9 m，基质溶蚀孔，单偏光；（g）石钱4井，含灰细粒岩屑砂岩，3 278.2 m，方解石胶结、交代颗粒，单偏光；（h）石钱4井，中粗粒岩屑砂岩，3 283.9 m，生物碎屑及溶蚀孔，正交偏光

Fig.6 Microscopic characteristics of the reservoir of Shiqiantan Formation

4 石钱滩组油气成藏特征

4.1　天然气藏特征

石钱滩组气藏为含凝析油天然气藏，其中石钱1井为油气水同出，其余井为气水同层。石钱滩地区天然气组分分析显示，天然气中甲烷含量在63.4%~86.3%之间，为湿气，与阜东地区天然气相比，甲烷含量略低（表3）。天然气同位素分析揭示（图7），石钱1井和石钱3井天然气乙烷碳同位素值均小于-28‰，分别为-31.2‰和-31.7‰，为典型的油型气特征；石钱2井等北西物源方向上的气藏天然气乙烷碳同位素值普遍大于-28‰（表3）为煤型气［34］特征，表明北东和北西2个物源带上的天然气来源不同。已有的研究显示，石炭系烃源岩为腐殖型，生成的天然气为煤型气；下二叠统平地泉组咸水湖相烃源岩生成的天然气为油型气［35-36］。但是，现今石钱滩组气藏中的油型气来自下二叠统的可能性很小。地震剖面解释显示，没有发现二叠系与石钱滩组具有明显的侧向对接现象，并且石钱1井气藏地层压力系数为1.4，具明显的超压特征，二叠系生成的天然气向下倒灌的可能性也十分小。从石钱滩组自身发育的两段烃源岩分析来看，下段烃源岩主要形成于海侵偏还原的海陆交互相环境，下段黑色泥岩质谱分析显示存在丰富的β-胡萝卜烷，并且C23三环萜烷含量高，都表现出生烃母质形成于更偏还原的环境。虽然目前取心的烃源岩显微组分中未见腐泥组分表现出Ⅲ型特征，但是烃源岩干酪根碳同位素值为-26‰，显示为Ⅱ1型，同时，下段烃源岩厚度大，海陆交互沉积频繁，是发育腐泥型烃源岩的有利环境。
表3 准东地区气藏天然气组分与同位素

Table 3 Components and isotopes of gas reservoirs in eastern Junggar Basin

区域 井号 层位 井段/m 天然气组分/% C1/C1-5 碳同位素/‰
C1 C 2 + N2 C1 C2
石钱滩凹陷 石钱1 C2 sh 3 903~3 914 84.7 13.52 1.66 0.86 -37.3 -31.2
石钱3 C2 sh 3 855~3 869 86.26 8.3 5.29 0.91 -33.6 -31.7
石钱2 P1 j 2 248.00~2 266.40 73.96 16.08 9.95 0.826 -33.4 -24.3
大井1* C2 b 2 259~2 275 79.93 13.01 1.72 0.86 -32.6 -26.1
大5* － 井口 63.41 22.79 13.8 0.74 -31.27 -27.68
阜东斜坡 阜26* C2 b 3 440~3 450 93.9 1.78 1.52 0.97 -31.5 -26
西泉2* C2 b 2 650~2 678 88.71 1.22 9.62 0.98 -31.7 -26.8

注：*阜26、西泉2井资料据文献［15］；大井1、大5井资料据文献［34］

图7 准东天然气类型划分判识

Fig.7 Identification map of natural gas types in eastern Junggar Basin

4.2　天然气成藏富集规律

保存条件是石钱滩组天然气富集的关键因素。石钱滩组气藏为自生自储型，发育上下两段优质的烃源岩，源岩已经达到高成熟度生气阶段，特别是下段烃源岩埋藏深度超4 000 m，成熟度在1.6%~1.8%之间，具有强生气能力。现今油气源对比分析认为，北东向的石钱1井、石钱3井天然气主要来自下段源岩；而凹陷西侧的天然气（包括石钱2井、大井5井、大井1井等）主要来自石钱滩组上段烃源岩。过石钱滩凹陷关键井的构造埋藏演化剖面的恢复显示（图8），在石钱滩组早期沉积阶段［图8（a）］，石钱滩地区表现为伸展断陷特征，凹陷西侧的断层十分发育，西侧为沉降和沉积中心发育半深海相，沉积了石钱滩组厚层的烃源岩。此后开始由断陷阶段向凹陷阶段转化［图8（b）］，从半深海相向滨浅海相过度，沉积了石钱滩组大套的碎屑岩。在二叠系金沟组沉积后［图8（c）—图8（e）］，西侧位置开始发生强烈抬升，而东部地区相对较稳定，沉积中心开始由西向东迁移。早侏罗世沉积前［图8（f）］，石钱滩地区整体进入挤压坳陷阶段，地层相对较为平缓，沉积的地层厚度分布稳定，西侧地区断层继承性持续发育，断层活动较强，部分断层断至地表。晚侏罗世以后［图8（g）—图8（h）］，该区挤压作用增强，东西两侧都发生挤压冲断作用，西侧地区受早期继承性断层的影响构造变形强烈，东侧断裂延续早期特征总体断裂破坏较西侧轻。
图8 石钱滩凹陷近东西向构造剖面演化示意

Fig.8 Tectonic profile evolution of approximate east-west trend in Shiqiangtan Depression

在区域构造演化基础上，结合气藏包裹体分析测试结果，恢复石钱滩组油气成藏过程。分析显示，以石钱1井为代表的石钱滩地区具有两期成藏的特点。早期微弱黄绿色荧光液烃包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为98 ℃，揭示早期的烃类充注开始于早二叠世［图8（c）］。此时，石钱滩组下段的烃源岩已经开始生烃并由生烃凹陷的中心向东西两侧的斜坡运聚，由于西侧构造抬升强烈，断层破坏严重，石钱滩组烃源岩早期生成并聚集的烃类发生了逸散，使得西侧的油气未能最终形成有效的聚集，而东侧构造平缓、断层活动较弱，赋存了早期的油气。从中晚二叠世到早侏罗世［图8（d）—图8（g）］，石钱滩地区整体表现为弱挤压的坳陷阶段，该阶段石钱滩组上段烃源岩开始成熟并发生油气生排烃作用。由于西侧始终处于抬升的构造高部位，上段烃源岩生成的油气主要向西侧的有效构造圈闭中聚集包括二叠系金沟组圈闭，而下段的烃源岩持续生烃向两侧斜坡运聚。晚期蓝色荧光液态烃包裹体捕获于中—晚侏罗世，所伴生的盐水包裹体均一温度较高，达183 ℃。该阶段油气藏中存在高成熟的液态烃、原油裂解气和干酪根热解气，三者共存。中晚侏罗世以来［图8（g）］，石钱滩组烃源岩进入了高成熟阶段，下段烃源岩开始以生气为主，天然气在西侧运聚过程中受断层断穿盖层的原因发生了逸散，并未在石钱滩组的上段储层中有效成藏，推测在西侧石钱滩组下段的源岩内可能发育自生自储型气藏。东侧地区石钱滩组上覆二叠系的厚层平地泉组，断层未断穿上覆地层，保存条件较好，烃源岩生成的油气在东部地区形成有效聚集，并且主要以下段的源岩生成气为主。早期生成的液态烃在东部地区仍有保存，并且部分液态烃在深埋高温阶段发生了原油裂解，包裹体中沥青的发现能够证实该区原油发生过裂解。在亮蓝色液态烃包裹体的内壁，激光拉曼检测谱图上显示在1 530 m和1 680 m位置存在代表沥青的特征峰。封闭性完整的包裹体可以看作是微型油气藏，包裹体内液态烃的热演化很好地反映了实际油气藏的演化过程。

5 石钱滩组天然气勘探潜力与勘探方向

石钱滩组烃源岩分布较为稳定，沉积厚度大、有机质丰度和热演化程度高。其中下段烃源岩在凹陷东南部的沉积中心最大生气强度达350×108 m3/km2，石钱4井所处的西北部生烃中心生烃强度近150×108 m3/km2；上段烃源岩分布面积广，但生气强度较一段小，东南部地区生气强度最大为180×108 m3/km2，西北部中心强度为900×108 m3/km2。整体上，石钱滩组烃源岩生气强度大，生烃潜力巨大，天然气勘探前景好。
石钱滩组发育源外型油气藏和源内型油气藏。源外型可划分为断层疏导为主和砂体疏导为主2种类型。断层疏导型主要发育于凹陷的西部，由断层沟通源储，生成的油气主要沿断层，其次是砂体向西部和西北的高部位运聚。持续性活动的断层既是油气运聚的通道，为远离生烃中心的凹陷周缘油气成藏提供输导通道，同时也是西侧油气低效成藏的关键原因，油气藏保存条件差、天然气散失严重，现今天然气产量低。砂体疏导型发育于东侧缓坡带，构造相对稳定，断层相对活动性较弱，油气保存条件好，是富集高产的有利区带。源内型油气藏发育于凹陷中部，气层夹持于源岩层之间。石钱1井已发现的含气层段位于上段烃源岩内，储集砂体为粉细砂岩，由于排烃运聚较困难，造成气层压力系数偏高（石钱1井气层压力系数为1.4），为自生自储型特征。推测在石钱滩组下段厚层优质泥岩层段内，发育碎屑岩夹层型和页岩型气藏。从沉积相分析，石钱滩组下段为半深海相，发育滑塌浊积岩，部分岩心可见杂基支撑的砾岩和砂泥互层的递变粒序，是潜在的油气储层。同时，下段泥页岩发育，构造稳定具备形成页岩气富集的条件。
综合分析认为，石钱滩凹陷海相砂岩型油气藏勘探潜力巨大，源外型油气藏勘探应该以构造相对稳定的东部地区为主，寻找缓坡背景下砂体发育区；源内型气藏勘探前景最好，应该加大对凹陷区石钱滩组下段勘探，寻求在源岩内部发现浊积型砂体和页岩气藏。
图9 石钱滩组不同类型气藏分布构造位置

Fig.9 Structural positions of different types of gas reservoirs in Shiqiantan Formation

6 结论

（1）准噶尔盆地东部地区石炭系发育滴水泉组（C1 d）、松喀尔苏组b段（C1 s b）、巴山组（C2 b）和石钱滩组（C2 sh）4套烃源岩。其中石钱滩组（C2 sh）发育上下两段烃源岩，下段烃源岩为黑色泥岩，形成于偏还原干热环境的海陆过渡相环境，有机质丰度高；上段烃源岩形成于偏氧化温湿的陆相淡水环境，以凝灰质泥岩、泥岩为主，有机质丰度较下段偏小，两段烃源岩均达到高成熟的生气阶段。
（2）从石钱滩凹陷边缘向沉积中心，石钱滩组发育近源快速沉积的冲积扇和扇三角洲平原相，到扇三角洲前缘—滨浅海相，再到半深海浊积相。砂岩岩性致密，孔隙不发育，物性较差，压实和填充作用是本区储集空间减小的主要原因。
（3）石钱滩组气藏天然气存在煤型气和油型气2种类型。煤型气主要存在于北西向物源区井上，天然气产量低，气源主要来自石钱滩组上段烃源岩；油型气赋存于北东向物源区的高产井，主要为下段烃源岩生成的高成熟阶段天然气和部分原油裂解气。
（4）石钱滩组烃源岩累积厚度大、有机质丰度高、热演化程度高、生烃强度大，勘探潜力巨大。受区域保存条件影响，石钱滩组源内型气藏勘探前景最好，下一步应该加大对下段源岩层内部的勘探，寻求在源岩内部发现规模的浊积砂体和页岩气藏。

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