0 引言
针对石炭系天然气勘探，前期主要以火山岩储层为主要勘探对象，截至2023年底，探明天然气储量753.52×108 m31，主要分布在盆地东北部，发现克拉美丽、五彩湾2个气田［3，6-7］。前人［8-12］针对石炭系火山岩喷发环境和火山岩储层形成主控因素等开展了大量研究工作，认为石炭系火山岩主要形成于火山岛弧和碰撞期后断陷盆地，火山岩优质储层的形成主要受控于火山岩相、风化淋滤作用及构造应力作用等［13-17］。然而，火山岩宏观分布复杂，储层微观非均质性强，源储配置关系相对较差，成藏条件苛刻，勘探难度大。继2008年发现克拉美丽大气田之后，至今再无规模天然气储量发现。近年来，玛湖凹陷风城组、吉木萨尔凹陷芦草沟组近源和源内勘探取得重大进展，证实了富烃凹陷源内常规、非常规油气有序聚集的成藏模式［18-20］，启示了源储共生碎屑岩天然气藏是石炭系勘探新方向。
关于石炭系碎屑岩天然气成藏条件研究总体较少，对于石炭系烃源岩研究相对较多，明确了石炭系发育滴水泉组、松喀尔苏组B段、石钱滩组3套优质气源岩，主要分布在盆地东北部［21-29］，但主力烃源层及有效烃源灶分布尚不清楚。关于石炭系碎屑岩储层研究甚少，朱如凯等［30］主要基于野外资料对中国西北地区石炭系碎屑岩储集层进行了宏观研究，认为新疆北部石炭系碎屑岩总体属于低孔低渗或特低孔特低渗储层。近期有学者对石钱滩凹陷石钱滩组沉积储层进行了研究，认为石钱滩组发育海相砂岩储层，储层物性整体较差，储集空间以微溶蚀孔和微裂缝为主［31］。盆地石炭系碎屑岩是否发育规模有效储层，其分布规律如何，目前均不清楚。康玉柱［32］认为我国北方石炭系—二叠系发育多套生储盖组合，成藏条件优越，是我国致密油气勘探重要层系之一，但只涉及了准噶尔盆地二叠系，并没有考虑石炭系碎屑岩致密气。支东明等［33］根据石钱滩凹陷勘探实践认为该凹陷具有多类型油气藏有序共生的全油气系统特征，但仍需勘探进一步证实。总之，石炭系碎屑岩天然气勘探领域仍存在有效气源灶不落实、规模有效储层分布不清楚、成藏规律认识待深化等问题，制约了进一步勘探部署。
针对上述问题，本文研究以石炭系烃源岩分布相对落实的东北部地区为研究对象，系统开展了气源对比和气源灶刻画、碎屑岩储层发育特征研究、源储配置关系及成藏条件分析等，明确了主力气源岩及气源灶分布，提出石炭系碎屑岩发育常规、非常规2类规模有效储层，具备形成常规—非常规天然气有序聚集的成藏条件，勘探潜力巨大，滴水泉凹陷、五彩湾凹陷、石钱滩凹陷等可靠气源灶区是重点勘探方向。
1 地质背景
东北部发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系及新近系，石炭系可划分为下石炭统滴水泉组、松喀尔苏组和上石炭统巴塔玛依内山组、石钱滩组。滴水泉组为一套滨海相砂岩、砾岩、含云质泥岩及炭质泥岩。松喀尔苏组又可分为A段和B段，A段主要为玄武岩、安山岩夹砾岩建造；B段发育陆相碎屑岩夹凝灰质岩类和煤线。巴塔玛依内山组发育杂色基性—酸性火山岩熔岩、凝灰岩，中间夹陆相碎屑岩和煤线。石钱滩组下部发育大套砾岩、石灰岩和生物碎屑灰岩；中部发育深灰色、灰绿色泥岩、泥质粉砂岩；上部发育杂色凝灰质碎屑岩［3］。烃源岩主要在滴水泉组、松喀尔苏组B段、石钱滩组发育，火山岩主要在松喀尔苏组A段和巴塔玛依内山组发育（图1）。
2 东北部石炭系气源条件
石炭纪东北部处于洋陆转换阶段，发育前陆期和碰撞期后断陷2期成盆阶段，前陆期发育滴水泉组烃源岩，断陷期发育松喀尔苏组B段烃源岩［27］，晚石炭世晚期受东南部博格达海槽影响，东北部双井子—石钱滩凹陷一带发育石钱滩组陆表海相烃源岩。石炭系烃源岩主要岩类为暗色泥岩、煤、炭质泥岩及沉凝灰岩。
2.1 石炭系气源岩有机质丰度
表1 准噶尔盆地东北部石炭系烃源岩评价Table 1 Evaluation table of Carboniferous source rocks in the northeastern margin of Junggar Basin |
| 层位 | 有机碳/% | 生烃潜力（S 1+S 2）/（mg/g） | 氯仿沥青“A”/% | 总烃/（μg/g） | 有机质类型 | 评价 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 石钱滩组（C2 sh） | 0.78~6.51 2.90（24） | 0.71~7.96 2.41（24） | 0.000 5~0.167 4 0.032 7（15） | 3~748 234（9） | Ⅱ2—Ⅲ型 | 中等—好 烃源岩 |
| 松喀尔苏组B段（C1 s b） | 0.03~31.15 4.39（37） | 0.11~115.04 11.19（29） | 0.006 6~0.984 5 0.098 6（18） | 22~4 382 551（14） | Ⅱ2—Ⅲ型 | 好烃源岩 |
| 滴水泉组（C1 d） | 0.19~26.76 3.40（33） | 0.23~58.03 7.86（18） | 0.007 0~0.041 0 0.150 4（13） | 138~344 241（2） | Ⅱ2—Ⅲ型 | 好烃源岩 |
|
2.2 石炭系气源岩分布
2.3 石炭系气源岩成熟度
准噶尔盆地东北部不同二级构造单元石炭系烃源岩演化程度具有明显差异，北三台凸起及周缘演化程度最低，北402井石炭系泥岩样品深度为2 832.62 m，镜质体反射率（R O）值仅为0.5%，阜17井石炭系炭质泥岩样品深度为3 681.8 m，R O值为0.74%，总体处于低成熟演化阶段。滴北凸起石炭系烃源岩演化程度也偏低，泉5井石炭系样品深度在1 964~3 228 m之间，R O值分布在0.73%~0.95%之间，主体处于成熟演化阶段早期，滴水泉凹陷、五彩湾凹陷及石钱滩凹陷石炭系烃源岩演化程度总体较高，镜质体反射率—深度变化趋势相近，R O值主要分布在1.16%~1.83%之间，主体处于成熟演化阶段晚期到高成熟演化阶段（图4）。
综上所述，准噶尔盆地东北部石炭系3套烃源岩有机质丰度高，以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主，总体评价为中等—好气源岩。滴水泉组烃源岩分布尚不清楚，但天然气资源不可低估，松喀尔苏组B段和石钱滩组烃源岩厚度大、分布面积广，滴水泉凹陷、五彩湾凹陷、石钱滩凹陷石炭系烃源岩演化程度高，天然气资源丰富。
3 东北部石炭系碎屑岩储集条件
3.1 石炭系碎屑岩储集体特征
准噶尔盆地东北部石炭系发育前陆盆地、断陷盆地、残留海相盆地等多种盆地类型，充填一套海陆过渡相、陆相沉积岩—火山岩建造，发育冲积扇、辫状河、（扇）三角洲、浅海相等多种沉积相类型（表2）［3，37-38］，储集体类型包括砾岩、砂砾岩及各类砂岩等，根据东北部钻井石炭系碎屑岩取心段统计，砂砾岩厚度占比最大，为43.3%，其次为细砂岩，占比为26.3%，砾岩、粗砂岩、中砂岩、粉砂岩均有钻遇，分别占比10.5%、7.0%、1.8%、8.8%（图5）。根据陆梁隆起东部124口钻遇石炭系探井的测井解释岩性统计，编制了陆梁隆起东部钻遇石炭系砂（砾）岩厚度图（图6），揭示石炭系碎屑岩储集体纵向厚度大、平面上分布广，砂（砾）岩累积厚度主体在50~500 m之间，滴中1、陆东1、石东10、滴西19、克美019等多口井超500 m。石钱滩凹陷大1、大5、石钱2、石钱3等多口井在石钱滩组钻遇厚层（砂）砾岩［31］，揭示准噶尔盆地东北部石炭系发育规模碎屑岩储集体，勘探潜力巨大。
表2 准噶尔盆地东北部石炭系主要沉积相特征Table 2 Characteristics of the main sedimentary facies of the Carboniferous in the northeastern margin of Junggar Basin |
| 沉积相 | 亚相 | 沉积特征 | 代表露头或钻井 |
|---|---|---|---|
| 冲积扇相 | 扇根、扇中、扇端、扇上水道、扇间洼地、近物源水道 | 扇根以厚层粗砾岩为主，扇中夹含砾砂岩，扇端为细砾岩夹砂岩，扇间洼地为砂泥混合沉积。近物源水道为磨圆分选极差的杂砂岩 | 双井子（C2），克拉美丽西段（C2）；北8井，彩30井，滴西8井，泉4井，泉5井 |
| 辫状河相 | 辫状河道 | 含砾砂岩、粗砂岩、槽状交错层理 | 彩30井，滴12井，滴西8井，滴西18井 |
| 浅海（扇）三角洲相 | 三角洲前缘、三角洲平原分流河道 | 三角洲平原砂含植物化石、三角洲前缘具有特征的反旋回结构，前三角洲泥岩夹有灰岩或与含海相生物灰岩共生 | 滴15井、大5井、石钱2井 |
| 浅海相 | 碳酸盐台地、局限海 | 薄至中层灰岩、生物碎屑灰岩、含粉砂质巨厚层暗色泥质岩 | 双井子石钱滩组、陆南1井、石钱1井、石钱4井、石钱2井 |
图5 准噶尔盆地东北部石炭系钻井岩心碎屑岩统计直方图Fig.5 Statistical histogram of Carboniferous drilling core clastic rocks in the northeastern margin of Junggar Basin |
3.2 石炭系碎屑岩储层物性
准噶尔盆地东北部石炭系碎屑岩储层总体属于低孔低渗—超低孔超低渗储层，不同岩性、不同深度具有明显差异性，根据陆梁隆起东部石炭系碎屑岩岩心样品460个物性分析数据统计，砾岩平均孔隙度为6.3%（21个样品），平均渗透率为5.6×10-3 μm2（19个样品）；砂砾岩平均孔隙度为8.0%（240个样品），平均渗透率为37.1×10-3 μm2（224个样品）；粗砂岩平均孔隙度为9.0%（14个样品），平均渗透率为3.9×10-3 μm2（14个样品）；中砂岩平均孔隙度为5.8%（5个样品），平均渗透率为0.02×10-3 μm2（5个样品）；细砂岩平均孔隙度为5.5%（107个样品），平均渗透率为1.6×10-3 μm2（89个样品）；粉砂岩平均孔隙度为6.0%（35个样品），平均渗透率为0.6×10-3 μm2（29个样品）（图7）。总体上看，砾岩、砂砾岩、粗砂岩物性相对较好，中砂岩、细砂岩、粉砂岩物性相对较差。石钱滩凹陷石钱1井含气层段砂岩岩心平均孔隙度仅为2.78%，水平渗透率基本都小于0.01×10-3 μm2，属特低孔特低渗储层［31］。
图8 陆梁隆起东部石炭系碎屑岩不同岩性物性—深度变化Fig.8 Physical properties-depth variation of different lithologies of Carboniferous clastic rocks in the eastern part of Luliang Uplift |
图9 准噶尔盆地东北部石炭系碎屑岩铸体薄片照片（a）滴西321井，3 569.89 m，石炭系，含砾不等粒砂岩铸体薄片，粒内溶孔；（b）滴西321井，3 570.68 m，石炭系，凝灰质砂砾岩铸体薄片，粒内溶孔；（c）滴西321井，3 571.64 m，石炭系，凝灰质砂砾岩铸体薄片，剩余粒间孔和基质溶孔；（d）滴西33井，3 522.03 m，石炭系，火山角砾岩铸体薄片，剩余粒间孔和基质溶孔 Fig.9 Thin section photo of the Carboniferous clastic rock casting in the northeastern margin of Junggar Basin |
东北部石炭系碎屑岩凝灰质、泥质含量高，结构成熟度低，早期方解石胶结发育，原生孔隙发育差且保存条件差，整体处于晚成岩阶段，物性条件偏差，但长石、岩屑、早期方解石胶结物的化学稳定性较差，古地表溶蚀作用及地下溶蚀作用可以改善储集层质量［30］。总体上看，东北部石炭系碎屑岩发育2类储层：一类是埋深4 500 m以浅的常规储层，受次生溶蚀作用控制，优质储层主要分布在2 900~4 500 m深度段；另一类是埋深4 500 m以深的致密孔隙型非常规储层（孔隙度<12%、渗透率≤1×10-3 μm2、孔喉半径为25~2 000 nm），当流体驱替压力（或储层内流体压力）大于某一阈值时，该类储层是开放的，流体可以进入与排出，当驱替压力（或储层内流体压力）小于该值时，由于毛细管力作用，该类储层处于“自封闭”状态，流体基本不会流出［39］，因此，推测在陆东—五彩湾地区石炭系埋深大于4 500 m存在自生自储致密砂岩气藏，是石炭系源内勘探的重要勘探领域，值得重视。
4 东北部石炭系碎屑岩天然气成藏分析
4.1 石炭系碎屑岩油气显示情况
准噶尔盆地东北部围绕石炭系含油气系统发现了克拉美丽、五彩湾2个火山岩气田，在滴南凸起二叠系、侏罗系及白垩系也发现了一系列下生上储碎屑岩油气藏，但前期对石炭系碎屑岩研究和勘探相对较少。通过对东北部石炭系碎屑岩钻井岩心油气显示及试油情况统计，共有44口钻井取心段、91层见到了油斑、油迹、荧光、含气等不同级别油气显示，录测井综合解释油气层共27井37层（图10）。通过对其中12口井进行试油，3口井获工业油流，1口井获工业气流，2口井获低产油气流。近期在石钱滩凹陷石钱1、石钱3等井石钱滩组发现了海相碎屑岩气藏，揭示了石炭系自生自储碎屑岩天然气藏也具有较大的勘探潜力。
4.2 东北部油气源分析
滴南凸起钻遇的滴水泉组烃源岩和松喀尔苏组B段烃源岩热解液态烃ɑɑɑ甾烷20R构型含量具有差异性，滴水泉组烃源岩生成的液态烃相对松喀尔苏组B段烃源岩更富集ɑɑɑC2720R甾烷和ɑɑɑC2820R甾烷（图11），一般认为水生生物富含C27（和C28）甾烷，而高等植物富含C29甾烷［29］，因此说明滴水泉组烃源岩较松喀尔苏组B段烃源岩有机质类型更好一些。滴南凸起南带石炭系—白垩系发现的原油ɑɑɑ甾烷20R构型含量与滴水泉组烃源岩生成的液态烃特征相似，而滴南凸起北带石炭系—白垩系发现的原油ɑɑɑ甾烷20R构型含量变化较大，部分与滴水泉组烃源岩生成物相似，部分与松喀尔苏组B段烃源岩生成物相似（图11）。因此，可以推测滴南凸起南带的原油主要来自滴水泉组烃源岩，而滴南凸起北带的原油既有来自滴水泉组烃源岩的贡献，也有来自松喀尔苏组B段烃源岩的贡献。钻井及地震勘探已经证实滴南凸起南带缺失松喀尔苏组，但发育滴水泉组烃源岩，松喀尔苏组B段烃源岩在滴水泉凹陷及滴南凸起北带西段有分布，深部也可能发育有滴水泉组烃源岩。
不同成因类型的天然气碳同位素组成通常随成熟度的增加而更加富集13C［42-45］。大量热模拟实验表明，不同成因来源的天然气具有不同δ13C1—δ13C2变化趋势，反映不同类型母质生成天然气的生烃动力学路径，进而反映天然气的成因来源［46-48］。北三台凸起北9井松喀尔苏组B段烃源岩热解气δ13C1—δ13C2变化趋势揭示随着烃源岩演化程度增加，生成的天然气δ13C1值和δ13C2值均增高，并且基本呈线性关系（图12），彩深1井松喀尔苏组B段天然气δ13C1值和δ13C2值正好也落在该趋势线上，说明δ13C1值和δ13C2值落在该趋势线附近的天然气样品主要源于松喀尔苏组B段烃源岩。滴南凸起大部分样品δ13C1值和δ13C2值并没有落在松喀尔苏组B段烃源岩演化趋势线附近，而是位于该趋势线的上方，表现出δ13C2值相对较低，并且这些样品点相对比较集中，可以拟合出另外一条趋势线，基本和松喀尔苏组B段烃源岩演化趋势线平行，考虑到陆东—五彩湾地区比较可靠的石炭系烃源岩只有松喀尔苏组B段和滴水泉组，而滴水泉组（C1 d）烃源岩干酪根碳同位素值为-27.50‰~-21.98‰，低于松喀尔苏组B段烃源岩（-25.96‰~-21.00‰），因此推测松喀尔苏组B段烃源岩演化趋势线之上的趋势线为滴水泉组烃源岩演化趋势线，位于该趋势线附近的样品来源于滴水泉组烃源岩，滴南凸起北带部分样品落在松喀尔苏组B段烃源岩演化趋势线附近，部分样品落在2条趋势线之间，说明北带天然气有松喀尔苏组的贡献。滴北凸起3个样品均落在松喀尔苏组B段烃源岩演化趋势线附近，说明其来源于松喀尔苏组B段烃源岩。五彩湾凹陷巴塔玛依内山组（C2 b）2个天然气样品落在松喀尔苏组B段趋势线上，另外2个样品落在两条线之间，说明五彩湾凹陷天然气主要来源于松喀尔苏组B段，也有滴水泉组烃源岩的贡献。石钱滩凹陷石炭系天然气主要来源于石钱滩组烃源岩，上段、下段烃源岩形成环境有差异，下段更偏还原环境［31］，该区天然气样品较少，3个样品δ13C1值和δ13C2值投点较分散，具体来源仍需进一步研究。
综上所述，准噶尔盆地东北部石炭系油气系统近源成藏的特点比较明显，围绕石炭系3套烃源岩的近源、进源勘探是重要天然气勘探方向。
4.3 石炭系碎屑岩天然气成藏模式
准噶尔盆地陆梁隆起东部及五彩湾凹陷石炭系火山岩已发现克拉美丽气田和五彩湾气田，储集体为火山岩风化壳储层，主要围绕石炭系顶面风化壳储层形成近源地层岩性油气藏、构造岩性油气藏。克拉美丽气田滴西14区块滴401井石炭系缺失巴塔玛依内山组，石炭系与上覆二叠系梧桐沟组呈角度不整合，松喀尔苏组B 段钻遇近200 m深灰色、灰色砂砾岩、粉砂岩、泥岩、炭质泥岩，顶部30多米砂质角砾岩及凝灰岩获工业油流，为地层岩性型常规油藏。滴401井北部美5井更靠近石炭系烃源中心，巴塔玛依内山组钻遇500多米褐色厚层安山岩、凝灰质粉砂岩，油气显示较弱，松喀尔苏组B段钻遇300 m凝灰质粉砂岩、凝灰质砂砾岩，上部以褐色为主，主体为扇三角洲平原相，油气显示弱；下部以深灰色、灰色为主，主体为三角洲前缘，荧光和气测显示丰富，气测全烃最高值可达13%，孔隙度为8%，渗透率为0.01×10-3 μm2，具有致密砂岩气的特点（图13）。
准噶尔盆地玛湖凹陷风城组、吉木萨尔凹陷芦草沟组勘探揭示了富烃凹陷源内常规、非常规油气有序聚集、全序列成藏模式［35］，东北部石炭系富烃凹陷同样具有不同碎屑岩储集体从凹陷边缘到中心有序变化的特点，下石炭统滴水泉组在克拉美丽山前发育一套厚层的磨拉石建造，在滴水泉剖面相变为砂岩、炭质泥岩、泥岩夹薄层灰岩，盆内陆南1井钻揭厚层云质泥岩。石钱滩凹陷西北边缘发育冲积扇和扇三角洲平原相砂砾岩，斜坡区发育扇三角洲前缘—滨浅海相杂基支撑灰色中粗砂岩、灰绿色泥岩，偶见块状砂岩、介壳化石，凹陷中心发育前扇三角洲泥岩—半深海浊积砂岩［31］。石炭系气源岩和有序分布的碎屑岩储集体源储共生，预测由源内向源外依次发育页岩气、致密砂（砾）岩气和常规砂（砾）岩气藏，形成常规、非常规气藏有序聚集、全序列成藏（图13）。
5 结论
（1）准噶尔盆地东北部石炭系发育滴水泉组、松喀尔苏组B段、石钱滩组3套优质气源岩，发育冲积扇、扇三角洲、湖相、滨浅海—半深海相砂砾岩、砂岩、云质岩、泥页岩类常规、非常规储集体，烃源岩与碎屑岩源储共生，成藏条件有利，石炭系富烃凹陷内近源、源内碎屑岩天然气勘探潜力大。
（2）东北部油气源对比揭示滴南凸起南带天然气主要来源于滴水泉组烃源岩，滴南凸起北带、滴北凸起、五彩湾凹陷天然气主要来源于松喀尔苏组B段烃源岩，滴水泉组烃源岩对滴南凸起北段、五彩湾凹陷天然气也有贡献，石炭系天然气近源成藏特征明显，预测近源、源内发育页岩气、致密砂（砾）岩气、常规砂（砾）岩气有序聚集、全序列成藏模式。
（3）井震结合预测东北部石炭系烃源岩主要分布在三南—滴水泉凹陷、五彩湾凹陷—大井地区、东道海子凹陷—白家海凸起3个烃源岩中心，滴水泉凹陷、五彩湾凹陷、石钱滩凹陷石炭系烃源岩演化程度高，天然气资源丰富，是碎屑岩全油气系统重点勘探区带。
甘公网安备 62010202000678号
