白 樺，龐雄奇，匡立春，龐 宏，龐 瑩，周立明

(1.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 102249; 2.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249;3.中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000)

準噶爾盆地深層油氣藏形成條件分析

白 樺1，2，龐雄奇1，2，匡立春3，龐 宏1，2，龐 瑩1，2，周立明1，2

(1.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 102249; 2.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249;3.中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000)

全球已開發(fā)千余個目的層系埋深超過4 500 m的油氣田，深層油氣勘探的重要性日益突出，而準噶爾盆地已開發(fā)目的層系埋深均淺于4 500 m，尚未在深層取得突破。因此，有必要開展準噶爾盆地深層油氣藏形成條件的研究。在總結(jié)前人研究成果的基礎(chǔ)上，總結(jié)了深層烴源巖、儲集層和蓋層的發(fā)育情況以及油氣的保存條件，并進行了系統(tǒng)分析。研究認為，盆地中央坳陷和南緣深層廣泛發(fā)育多套泥質(zhì)烴源巖且已處于成熟—高成熟階段，生排烴潛力大;由于溶蝕和超壓等地質(zhì)作用，盆地深層普遍發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)的儲集層段，出現(xiàn)“差中有優(yōu)”的現(xiàn)象;湖盆擴張期形成的多套區(qū)域蓋層能夠起到較好的封蓋效果，有利于深層油氣的聚集與保存。根據(jù)生儲蓋在時間和空間上的匹配關(guān)系，以及探井深層油氣顯示情況，表明中央坳陷和南緣為深層油氣有利勘探區(qū)。

深層油氣;成藏條件;烴源巖;優(yōu)質(zhì)儲層段;資源潛力;準噶爾盆地

目前，全球已開發(fā)1 000多個目的層系埋深在4 500～8 103 m的油氣田［1－2］。在國內(nèi)，2000—2012年中石油每年新增探明天然氣儲量中，深層所占比例由1%增長到50%［3］，例如，在塔里木盆地大北地區(qū)埋深超過5 km的白堊系砂巖儲層中已探明天然氣儲量587×108m3;而準噶爾盆地已開發(fā)的30個油氣田的目的層系埋深均淺于4 500 m，盆地石油探明率為20.74%，天然氣探明率為3.5%［4－6］;對于埋深較大的二疊系和石炭系，天然氣探明率僅為2.9%和0.3%［7］。隨著淺部油氣勘探工作的逐步深入，在淺部獲得大突破將會越來越困難，下一步油氣勘探的重點勢必轉(zhuǎn)向深層和非常規(guī)油氣領(lǐng)域。因此，有必要開展深層油氣地質(zhì)研究，助力深層油氣勘探。

已有學者分別從構(gòu)造［8－10］、儲集層［11－19］和成藏條件［11，14－15，20－21］等不同角度對準噶爾盆地的局部深層油氣地質(zhì)條件進行了一些研究，但對于全盆地的深層油氣地質(zhì)條件尚未形成較全面和系統(tǒng)的認識。本文采用目前使用較多的深層標準:埋深大于4 500 m［22］，這也與鉆井工程通用深層標準一致。

1 地質(zhì)概況

準噶爾盆地位于新疆北部，面積為13.5×104km2，已發(fā)現(xiàn)并開發(fā)了克拉瑪依、百口泉、風城、火燒山和陸梁等30個油氣田，截至2013年底，已累計探明石油地質(zhì)儲量23.342 8×108t，天然氣1.972×1011m3。近80年的勘探開發(fā)表明，準噶爾盆地為全層系多層組富含油氣的大型疊合盆地。

準噶爾盆地具有前寒武系結(jié)晶基底與前石炭系褶皺基底構(gòu)成的雙重基底［23］，盆地南部沉積地層普遍比北部厚。盆地經(jīng)歷了海西期、印支期、燕山期、喜馬拉雅期等多期構(gòu)造運動［17］。盆地可劃分為6個一級構(gòu)造單元和44個二級構(gòu)造單元(圖1)［24］。盆地主要發(fā)育石炭系、二疊系、三疊系和侏羅系等烴源巖層系，其中二疊系與侏羅系的烴源巖最有效，其生排烴量與聚集量占全盆地的90%以上;發(fā)育白堿灘組泥巖和三工河組泥巖等多套區(qū)域蓋層。

2 深層油氣勘探的主要發(fā)現(xiàn)

目前，已取得的深層油氣勘探發(fā)現(xiàn)主要集中在盆地西北緣、中央坳陷和陸梁隆起。在西北緣的夏72井區(qū)已發(fā)現(xiàn)埋深4 827 m的風城組構(gòu)造—巖性油藏，上交探明儲量1 548.51×104t;在瑪湖西斜坡百泉1井和風南4井等深層風城組獲致密油低產(chǎn)油氣流，中拐凸起的新光1井、拐3井、拐201井和中佳1井等在深層佳木河組獲致密氣低產(chǎn)油氣流。中央坳陷的盆參2井和莫10井分別在侏羅系八道灣組和三工河組獲工業(yè)油氣流。陸梁隆起的石西2井、石005井和夏鹽2井在深層石炭系獲工業(yè)油氣流。

3 深層油氣藏形成條件

盆地深層石炭系、二疊系、三疊系和侏羅系等主要分布在中央坳陷和南緣，整體上都具有北薄南厚的特征(圖2)。從二疊系到白堊系，深層地層的分布范圍逐步減小，逐漸從瑪湖凹陷向盆地南部沙灣—阜康凹陷及南緣收縮，這與新生代以來，北天山向盆地方向強烈擠壓，導致盆地整體向南掀斜有關(guān)(圖3)。

3.1 多套深層烴源巖

圖1 準噶爾盆地構(gòu)造單元劃分Fig.1 Structural units of Junggar Basin

圖2 準噶爾盆地深層(＞4 500 m)主要地層分布Fig.2 Distribution of deep-buried strata(＞4 500 m)in Junggar Basin

圖3 準噶爾盆地NW－SE向剖面Fig.3 NW－SE direction cross-section of Junggar Basin

準噶爾盆地深層烴源巖主要為二疊系(風城組和下烏爾禾組)，其次為侏羅系(八道灣組、三工河組、西山窯組)和石炭系等(表1)。

風城組烴源巖為封閉—半封閉湖泊、咸化潟湖環(huán)境下形成的泥巖和白云質(zhì)泥巖，主要分布在中央坳陷，埋深5～12 km，厚度50～350 m，面積3.2×104km2;w(TOC)=0.5%～3%，平均為1.26%，氯仿瀝青“A”含量平均為0.149 3%，總烴含量平均為0.082 0%，S1+S2平均為0.73 mg/g，有機質(zhì)類型多為Ⅰ－Ⅱ型，Ro多介于0.85%～1.8%，處于成熟—高成熟階段，是一套較好—好的烴源巖。風城組烴源巖在晚三疊世末(T3b)全面生烴，而盆地腹部的深層圈閉在三疊紀末期及之前已基本定型，與生烴史有很好的配置關(guān)系［21］。晚三疊世主要生油中心為阜康凹陷、瑪湖凹陷和盆1井西凹陷，生油強度分別為(100～500)×104，(100～200)×104，(50～100)×104t/km2(圖4)。

下烏爾禾組烴源巖分布范圍較風城組有所擴大，為扇三角洲和河—湖過渡環(huán)境下形成的灰綠色、暗灰綠色礫巖、砂巖與灰黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖互層夾薄煤層。其主要分布在中央坳陷，其中，在瑪湖凹陷西斜坡埋深小于4 500 m，其余地區(qū)埋深4 500～11 500 m，厚度50～300 m，面積3.9×104km2;w(TOC)= 0.3%～4.2%，氯仿瀝青“A”含量為0.001 4%～0.069 6%，平均0.008 8%，有機質(zhì)類型為Ⅱ1－Ⅲ型，以III型為主，Ro介于0.8%～1.6%，處于成熟—高成熟階段，是一套差—較好的烴源巖。

侏羅系烴源巖主要為八道灣組、三工河組和西山窯組，以河流、湖泊和三角洲環(huán)境下形成的暗色泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤巖為主，暗色泥巖類烴源巖有機質(zhì)類型以Ⅱ2－Ⅲ型為主，有機質(zhì)豐度高低相差較大。石炭系烴源巖主要為黑灰色與灰色泥巖、黑灰色粉砂質(zhì)、砂質(zhì)泥巖和黑灰色凝灰質(zhì)泥巖，有機碳含量變化范圍較大，大部分為中—較好烴源巖。

表1 準噶爾盆地主要烴源巖地化特征對比Table 1 Comparison of geochemical characteristics of the main source rocks in Junggar Basin

圖4 準噶爾盆地風城組烴源巖晚三疊世階段生油強度Fig.4 Total oil generation intensity of Fengcheng source rocks during Late Triassic in Junggar Basin

有機質(zhì)的“接力成氣”模式認為，干酪根降解形成的液態(tài)烴只有部分排出烴源巖，其余都滯留在烴源巖內(nèi)，在高—過成熟階段發(fā)生熱裂解，深層烴源巖仍具有生氣能力［24］。另外，深層進入了排烴門限的低有機質(zhì)豐度(w(TOC)＜0.5%)源巖不應被排除在有效烴源巖之外，它們對油氣藏形成與分布有重要貢獻［25］。

3.2 深層儲層“差中有優(yōu)”

準噶爾盆地深層油氣儲集層主要為碎屑巖(上二疊統(tǒng)—白堊系)和火山巖(石炭系及下二疊統(tǒng)佳木河組)，深層地層物性整體較差，孔隙度普遍小于12%，在后期改造等多種地質(zhì)作用下，會出現(xiàn)“差中有優(yōu)”的現(xiàn)象(圖5)，普遍發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)的儲集層層段［11－18］，為深層油氣提供了聚集空間。

盆地西北緣深層優(yōu)質(zhì)儲集層段的巖性主要為碎屑巖和火山巖，如夏72井區(qū)深層風城組構(gòu)造—巖性油藏。對于“源儲緊鄰”或“源儲一體”的致密油氣層而言，“相對優(yōu)質(zhì)儲集層段”相當于致密油氣層中的“甜點”，如瑪湖西斜坡深層風城組致密油，中拐凸起深層佳木河組致密氣。

中央坳陷腹部地區(qū)的深層儲層主要為碎屑巖，溶蝕作用和早期的油氣充注對成巖作用的抑制等都在一定程度上改善了其物性［12－13］。在盆4井、盆8井和莫21井等均見良好油氣顯示(圖5)。

圖5 準噶爾盆地深層相對優(yōu)質(zhì)儲集層段發(fā)育特征Fig.5 Characteristics of deeply buried relatively high-quality reservoir in Junggar Basin

盆地南緣深層碎屑巖相對優(yōu)質(zhì)儲集層段的形成與異常高壓、早期長期淺埋—后期快速深埋和溶蝕等因素有關(guān)［14］。在卡東1井和高泉1井等均見油氣顯示(圖5)。

另外，深層百口泉組—克拉瑪依組儲層在縱向上分布在白堿灘組區(qū)域蓋層與二疊系烴源巖之間，平面上主要分布在阜康凹陷、沙灣凹陷和瑪湖凹陷等構(gòu)造單元(圖6)，其在縱向和橫向上的展布都有利于油氣的賦存。

3.3 多套深層區(qū)域蓋層

準噶爾盆地在湖盆擴張期(湖侵)形成了下烏爾禾組、白堿灘組和三工河組等區(qū)域蓋層［26－28］。白堿灘組分布廣泛，在中央坳陷和南緣厚度最大(圖7)。白堿灘組泥巖和下烏爾禾組泥巖既是深層最重要的2套蓋層，又是深層重要的烴源巖，另外，中下侏羅統(tǒng)烴源巖也是深層的重要蓋層。三疊紀—白堊紀為石炭系和中、下二疊統(tǒng)烴源巖的主要生排烴期［29－32］，上三疊統(tǒng)白堿灘組和中、下侏羅統(tǒng)泥巖區(qū)域蓋層的形成期與其下伏主要烴源巖生排烴期配置關(guān)系良好，能夠起到較好的封蓋作用。

在深埋過程中，深層蓋層整體變得更致密，封堵烴類的能力也更強。盆地腹部廣泛發(fā)育的異常壓力封隔層對深層油氣也具有封堵作用［27，33－36］。

3.4 保存條件

準噶爾盆地二疊紀經(jīng)歷多期構(gòu)造運動，形成了多個不整合面［37］，并與風城組和下烏爾禾組等多套重要烴源巖緊鄰，可以更有效地溝通源巖和圈閉，利于油氣運移和聚集。

圖6 準噶爾盆地三疊系百口泉組—克拉瑪依組儲層厚度Fig.6 Reservoir thickness of Triassic Baikouquan－Kelamayi formations in Junggar Basin

圖7 準噶爾盆地白堿灘組區(qū)域蓋層分布范圍與厚度Fig.7 Distribution and thickness of Baijiantan Formation in Junggar Basin

三疊紀以來，相對于盆地其他構(gòu)造單元，中央坳陷基本上為構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，構(gòu)造變動弱，斷裂不發(fā)育(圖3)，有利于油氣藏保存，具備形成疊復連續(xù)致密油氣藏的基本條件。疊復連續(xù)致密油氣藏具有縱向上各目的層段疊加、平面上多目的層段復合成片的分布特征，難以用浮力成藏機制解釋，也難以完全用非浮力成藏機制解釋［38］。在近源—優(yōu)相—低勢復合區(qū)是疊復連續(xù)致密油氣藏“甜點”的有利發(fā)育和保存區(qū)。

4 資源潛力分析

準噶爾盆地3 km以下的天然氣資源量占總資源量的93%，5 km以下的天然氣資源量占總資源量的30%［39］。盆地南緣中下侏羅統(tǒng)烴源巖埋深普遍大于4 500 m，處于成熟—高成熟演化階段，其排烴量可達1 402.7×108t，遠景資源量為125.4×108t［40］。

應用成因法計算得到盆地深層風城組烴源巖生油、氣量和排油、氣量分別為603.9×108t、400.4×1011m3和375.4×108t、304.9×1011m3。風城組烴源巖在晚三疊世(T3b)時期達到生油高峰，早侏羅世(J1b)時期達到排油高峰，早白堊世(K1tg)時期達到生氣和排氣高峰。白堿灘組(T3b)區(qū)域蓋層形成之后，風城組排油和排氣量分別為235.2×108t和283.4×1011m3，顯示了深層巨大的勘探潛力。

根據(jù)盆地深層生儲蓋組合特征分析，結(jié)合勘探實踐和前人已有認識，認為中央坳陷和南緣具備形成深層油氣藏的地質(zhì)條件，在發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)儲集層段的層位可以形成常規(guī)油氣藏，在致密層則具備形成致密油氣等非常規(guī)油氣藏的條件。

5 結(jié)論

(1)準噶爾盆地中央坳陷和南緣深層廣泛發(fā)育二疊系(風城組和下烏爾禾組等)、侏羅系和石炭系等重要烴源巖，為深層油氣的形成提供了充足的烴類來源。

(2)深層地層物性整體較差，孔隙度普遍小于12%，但在后期多種改造作用下，依然可以發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)儲集層段，為深層油氣聚集提供了充足儲集空間。

(3)白堿灘組泥巖、三工河組泥巖和下烏爾禾組泥巖等區(qū)域蓋層具備良好的封蓋性能，在空間展布和形成時間上都利于深層油氣的聚集與保存。

(4)相對于盆地的其他構(gòu)造單元，中央坳陷在三疊紀以來構(gòu)造變動弱，斷裂不發(fā)育，有利于深層油氣的保存。

(5)準噶爾盆地中央坳陷和南緣是深層油氣勘探的有利區(qū)，在發(fā)育相對優(yōu)質(zhì)儲集層段的層位可以形成常規(guī)油氣藏，在物性較差的致密層位則具備形成致密油氣等非常規(guī)油氣藏的條件。應用成因法計算得到盆地深層風城組烴源巖排油、氣量分別為375.4×108t和304.9×1011m3。白堿灘組(T3b)區(qū)域蓋層形成之后，風城組排油、氣量分別為235.2×108t和283.4×1011m3，顯示了深層巨大的勘探潛力。

致謝:陳冬霞副教授對本文提出了寶貴的建設(shè)性意見，謹致謝忱!論文研究獲得了新疆油田公司勘探院賈希玉、楊海波、陳磊等高級工程師的支持和幫助，在此一并致謝。

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(編輯 黃 娟)

Formation conditions of deep hydrocarbon in Junggar Basin，NW China

Bai Hua1，2，Pang Xiongqi1，2，Kuang Lichun3，Pang Hong1，2，Pang Ying1，2，Zhou Liming1，2
(1.Basin and Reservoir Research Center，China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 2.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，Beijing102249，China; 3.Xinjiang Oilfield Company PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China)

With the increasing degree of identified shallow hydrocarbon resources，the possibility of making a breakthrough in shallow strata is decreasing and the direction of oil and gas exploration is turning to deep strata.All around the world，over one thousand hydrocarbon reservoirs have been discovered and developed in deep strata with buried depth greater than 4 500 m.At present，the depth of all the discovered and developed hydrocarbon reservoirs is less than 4 500 m in the Junggar Basin.Considering that a breakthrough has not yet been made in deep strata，a discussion of deep hydrocarbon accumulation conditions has important practical significance in the Junggar Basin.Based on previous studies，source rocks，reservoirs，cap rocks and preservation conditions are taken as research subjects and the accumulation conditions of deep hydrocarbon are analyzed.The southern margin and central depression of the basin developed many sets of argillaceous source rocks in the deep zone and have entered into the mature to high-maturity stage.Due to the geological processes of over-pressure and erosion，etc.，relatively high-quality reservoir intervals are widely developed in deep strata.Many regional cap rocks can be effective seals，beneficial to deep oil and gas accumulation and preservation.Timing and spatial relationships among source rocks，reservoirs，cap rocks，and the hydrocarbon shows in deep strata of exploration wells suggest that the central depression and southern margin are favorable zones for deep oil and gas exploration.

deep oil and gas;hydrocarbon accumulation condition;source rock;favorable reservoir;resource potential;Junggar Basin

TE12<2.3 class="emphasis_bold">2.3 文獻標識碼:A2.3

A

1001－6112(2016)06－0803－08

10.11781/sysydz201606803

2016－03－09;

2016－08－19。

白樺(1985—)，男，在讀博士研究生，從事含油氣盆地分析與油氣成藏研究。E-mail:baihua1282@163.com。

龐雄奇(1961—)，男，教授，博士生導師，從事含油氣盆地分析與油氣資源評價研究。E-mail:pangxq@cup.edu.cn。

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2011CB201100)和國家重點基金項目(U1262205)資助。