朱彥群

摘 ? 要：為對準噶爾盆地蘆草溝組烴源巖生烴潛力進行評價，本文結合地質(zhì)剖面分析及前人研究成果，針對準噶爾盆地南緣蘆草溝組富有機質(zhì)泥頁巖有機地球化學特征進行研究，按照剖面1-剖面3，蘆草溝組內(nèi)部的上、中、下3段的有機質(zhì)類型、有機碳含量、有機質(zhì)成熟度等方面進行對比分析，指出蘆草溝組的非常規(guī)油氣潛力。研究表明： ? ?①研究區(qū)內(nèi)蘆草溝組生油巖有機質(zhì)豐度大，TOC含量為0.31%～22.21%，平均值5.16%。平面上，由西到東研究區(qū)蘆草溝組平均TOC含量逐漸增加。垂向上，中段TOC最高，上段次之，下段最低;②通過最大熱解峰溫（Tmax）與氫指數(shù)（IH）關系的研究，研究區(qū)蘆草溝組無論平面上或垂向上Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型干酪根均有發(fā)育，以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根為主，Ⅱ2、Ⅲ型次之;③研究區(qū)蘆草溝組處于熱成熟階段，Ro峰值為0.9%，Tmax為429.0℃～440.0℃，可能發(fā)育良好的頁巖油，平面上Ro值無明顯變化。垂向上由淺到深，Ro值有逐漸增大的趨勢;④成果表明蘆草溝組沉積有機質(zhì)已進入生油門限，具良好的油氣勘探潛力。

關鍵詞：準噶爾;蘆草溝組;有機質(zhì)豐度;有機質(zhì)類型;有機質(zhì)成熟度

準噶爾盆地南緣二疊系蘆草溝組沉積時期為水體安靜的內(nèi)陸湖泊環(huán)境，廣泛發(fā)育的深灰-黑色泥頁巖是我國西北油氣地質(zhì)勘探重要目的層段。但關于該組沉積時期古氣候、古環(huán)境、巖石地球化學分類等方面的研究尚不完善。王正和等采用地球化學分析方法，認為該組泥巖沉積于干熱-溫濕的缺氧還原環(huán)境[1]。吳紹祖等通過沉積物顏色、自生礦物及生物化石等資料，認為蘆草溝組為炎熱氣候的滯留沉積環(huán)境[2]。杜治利等通過分析雅瑪里克山與紅雁池組野外露頭的有機地球化學及有機巖石學資料，認為蘆草溝組有機質(zhì)以Ⅰ型與Ⅱ1型為主，顯微組分主要為富氫組分，有機質(zhì)豐度較高，達到中等-好烴源巖的標準[3]。本文針對準噶爾盆地南緣蘆草溝組富有機質(zhì)泥頁巖有機地球化學特征進行研究，對有機質(zhì)類型、有機碳含量、有機質(zhì)成熟度等方面進行對比分析，并對生烴潛力進行評價。

1 ?地質(zhì)概況

準噶爾盆地是我國大型含油氣盆地之一，位于天山北部，油氣類型復雜，是一個大型的多類型復合疊加的含油氣盆地[4]，經(jīng)歷了多期構造運動[5-7]。盆地內(nèi)部發(fā)育3個構造層：前寒武系結晶地殼層、古生界褶皺基底層和二疊紀至今的沉積蓋層[8]。蘆草溝組主要在盆地南部博格達山附近出露，依照其巖性、巖石相、沉積構造等特征可將蘆草溝組劃分為3段（上段、中段、下段），3段均發(fā)育深灰-黑色泥頁巖，且上段泥頁巖厚度最大，最厚可超過700 m（圖1）。

2 ?樣品采集及測試

本次研究對研究區(qū)剖面內(nèi)二疊系蘆草溝組進行觀察取樣，整理采集了具代表性的泥頁巖樣品，為確保樣品的代表性，91個樣品均采集自剖面內(nèi)不同位置上、中、下3段。采集下段樣品25塊，中段和上段分別采集樣品36塊和30塊，交于實驗室針對TOC含量、巖石熱解、干酪根鏡下檢測，鏡質(zhì)體反射率（Ro）等方面進行有機地化分析。

3 ?測試結果分析及討論

3.1 ?有機質(zhì)豐度

研究區(qū)二疊系蘆草溝組深灰-褐色泥頁巖TOC含量0.31%～22.21%，樣品31個，平均值5.16%;氯仿瀝青“A”區(qū)間0.01%～0.41%，樣品30個，平均0.09%;生烴潛能（S1+S2）區(qū)間1.12～243.89 mg/g，樣品31個，平均值53.21 mg/g;總烴26.95%～55.88%，樣品20個，平均值42.54%（表1）?？傮w來說，研究區(qū)內(nèi)蘆草溝組生油巖有機質(zhì)豐度大，屬優(yōu)質(zhì)生油巖。TOC含量超過前人研究的生成頁巖氣最低門限值1.3%[9-11]。

平面上，剖面1蘆草溝組深灰-褐色泥頁巖TOC含量1.11%～13.98%，樣品數(shù)30塊，平均值4.09%;氯仿瀝青“A”0.02%～0.30%，樣品數(shù)3塊，平均值0.20%;生烴潛能（S1+S2）含量1.87～91.86 mg/g，樣品數(shù)4塊，平均值47.01 mg/g;總烴含量40.12%～48.86%，樣品數(shù)3塊，平均值45.42%。

剖面2蘆草溝組深灰-褐色泥頁巖TOC含量0.32%～9.12%，樣品數(shù)24塊，平均值4.61%;氯仿瀝青“A”0.11%～0.19%，樣品數(shù)2塊，平均0.14%;生烴潛能（S1+S2）含量39.02～59.43 mg/g，樣品數(shù)4塊，平均值45.96 mg/g;總烴含量26.95%～53.94%，樣品數(shù)4塊，平均值41.99%。

剖面3蘆草溝組深灰-褐色泥頁巖TOC含量1.02%～11.91%，樣品數(shù)19塊，平均值5.01%;氯仿瀝青“A”0.31%～1.05%，樣品數(shù)4塊，平均0.21%;生烴潛能（S1+S2）含量81.88～81.23 mg/g，樣品數(shù)4塊，平均值60.05 mg/g;總烴含量33.85%～50.12%，樣品數(shù)4塊，平均值40.56%。由西到東研究區(qū)蘆草溝組平均TOC含量逐漸增加（圖2），百分含量由4.09%增加到5.01%，存在顯著增加趨勢。推測沉積時期東部沉積水體較深，為還原性沉積環(huán)境，更有利于沉積有機質(zhì)保存。

垂向上，蘆草溝組下段深灰色-黑色泥頁巖中TOC含量0.31%～23.11%，樣品數(shù)30塊，平均值5.42%;氯仿瀝青“A”0.05%～0.28%，樣品數(shù)9塊，平均0.05%;生烴潛能（S1+S2）含量1.08～105.63 mg/g，樣品數(shù)11塊，平均值33.85 mg/g;總烴含量0.98%～104.33%，樣品數(shù)18塊，平均值33.78%。

中段深灰-黑色泥頁巖中TOC含量1.02%～13.99%，樣品數(shù)27塊，平均值7.21%;氯仿瀝青“A”0.01%～0.19%，樣品數(shù)5塊，平均0.09%;生烴潛能（S1+S2）含量1.11～94.66 mg/g，樣品數(shù)7塊，平均值58.77 mg/g;總烴含量28.56%～46.59%，樣品數(shù)7塊，平均值37.97%。

上段深灰-黑色泥頁巖中TOC含量0.86%～15.39%，樣品數(shù)27塊，平均值3.97%;氯仿瀝青“A”0.08%～0.48%，樣品數(shù)9塊，平均0.21%;生烴潛能（S1+S2）含量1.62～233.54 mg/g，樣品數(shù)9塊，平均值70.53 mg/g;總烴含量37.56%～50.99%，樣品數(shù)9塊，平均值44.82%。研究成果表明，二疊系蘆草溝組下、中、上3段均屬于優(yōu)質(zhì)生油巖。從頁巖氣生成角度來看，蘆草溝組中段生烴條件最好，下段和上段較差（圖2）。

3.2 ?有機質(zhì)類型

干酪根類型是評價頁巖氣關鍵的指標之一，也是決定生油巖生烴潛力大小的因素 [9]。不同有機質(zhì)的來源也決定了干酪根類型的不同，總體來講，干酪根可分為I型（腐泥型）、Ⅱ型（腐殖-腐泥型、腐泥-腐殖型）和Ⅲ型（腐殖型），生烴潛力也存在差異，故研究生油巖有機質(zhì)類型有助于更好地認識烴源巖的生烴潛力[13-15]。

鏡下檢測結果表明（圖3）：準噶爾盆地南緣蘆草溝組沉積有機質(zhì)類型以Ⅱ型與Ⅲ型干酪根為主，其中Ⅱ型占65%，Ⅲ型占35%。Ⅱ型干酪根中主要發(fā)育Ⅱ1型（60%）和Ⅱ2型（40%）。

干酪根類型可根據(jù)最大熱解峰溫（Tmax）與氫指數(shù)（IH）來進行劃分，研究顯示：研究區(qū)蘆草溝組發(fā)育Ⅰ型、Ⅱ型及Ⅲ型干酪根，其中Ⅱ型干酪根發(fā)育Ⅱ1型和Ⅱ2型。

巖石熱解結果顯示，蘆草溝組泥頁巖以S2與S4為主（表2）。干酪根類型可利用（S1+S2）來進行劃分 ?（大于20 mg/g為Ⅰ型，6～20 mg/g為Ⅱ1型，2～6 mg/g為Ⅱ2型，小于2 mg/g為Ⅲ型）。研究區(qū)蘆草溝組剖面1到剖面3干酪根類型Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型所占比例依次減少，且在各段干酪根類型都以Ⅰ型為主，下段中Ⅰ型干酪根占42%，在中段和上段中分別占78%和65%?？傮w來看，上、中、下三段中Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根占優(yōu)勢，分別占75%、89%及86%（圖4）。

結合各方面分析，無論是剖面1至剖面3，還是在蘆草溝組上、中、下三段中，都廣泛發(fā)育Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根，而Ⅱ2、Ⅲ型所占比例較少，顯示出該組沉積物中有機質(zhì)來源主要來自內(nèi)源生物。故而隨著湖盆水體越來越深，Ⅰ型干酪根所占比例越大;水體越淺，沉積物中有機質(zhì)來源越以陸源高等植物為主，Ⅲ型干酪根越發(fā)育。

蘆草溝組中富有機質(zhì)泥頁巖主要為前扇三角洲相-深湖相沉積[16]，有機質(zhì)成熟度較低，故而認為，最大熱解峰溫（Tmax）與氫指數(shù)（IH）關系所得出的干酪根類型與（S1+S2）參數(shù)得出的結果基本相同，可以確定蘆草溝組發(fā)育的干酪根以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根為主，Ⅱ2、Ⅲ型次之。

3.3 ?有機質(zhì)成熟度

根據(jù)分析化驗結果分析，二疊系蘆草溝組深灰色-黑色泥頁巖中有機質(zhì)中鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.59%～1.22%，樣品數(shù)21塊，平均值0.81%，巖石熱解峰溫為429.0℃～440.0℃，樣品數(shù)10塊，平均為439.65℃。Ro參數(shù)在生油氣窗范圍內(nèi)時，才會有油氣生成，美國頁巖油發(fā)育區(qū)Ro為0.70%～1.50%，頁巖氣發(fā)育區(qū)Ro為1.10%～3.50%。整體來說，研究區(qū)蘆草溝組Ro值處于低-中等成熟階段，可能產(chǎn)生良好的頁巖油（表3）。

剖面1鏡質(zhì)體反射率為0.89%～0.90%，樣品數(shù)6塊，平均值0.91%，巖石熱解峰溫為429.0℃～440.0℃，樣品數(shù)3塊，平均為429.6℃。剖面2鏡質(zhì)體反射率為0.81%～0.88%，樣品數(shù)5塊，平均值0.84%，巖石熱解峰溫為441.0℃～445.0℃，樣品數(shù)4塊，平均為442.55℃。剖面3鏡質(zhì)體反射率為0.72%～0.92%，樣品數(shù)7塊，平均值0.83%，巖石熱解峰溫為439.00℃～451.00℃，樣品數(shù)量3塊，平均為446.0℃ ?（表3）。

綜上所述，實驗結果表明，二疊系蘆草溝生油巖Ro在平面上的分布規(guī)律，從剖面1到剖面3，無明顯變化，均為低-中等成熟階段。垂向上由淺到深，Ro值有逐漸增大趨勢。但上述結果因取樣數(shù)量及取樣位置等因素影響，并不能準確反映研究區(qū)蘆草溝組生油巖的熱演化程度。

4 ?生烴潛力評價

層厚、分布面積及有機地球化學特征決定了泥頁巖的生烴潛力，影響生烴潛力的參數(shù)有有機質(zhì)類型、有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)成熟度[17]。準噶爾盆地蘆草溝組暗色生油巖分布范圍廣，連續(xù)厚度200 m到700 m不等;干酪根類型以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根為主，Ⅱ2、Ⅲ型次之;TOC含量較高，為0.31%～22.21%，平均值5.16%;鏡質(zhì)體反射率為0.59%～1.22%，平均值0.81%，反映該組沉積有機質(zhì)已進入生油門限，表明蘆草溝組具良好的油氣勘探潛力。

5 ?結論

通過對研究區(qū)蘆草溝組剖面研究，結合分析測試數(shù)據(jù)及對比研究表明：

（1） 研究區(qū)內(nèi)蘆草溝組生油巖有機質(zhì)豐度大，TOC含量為0.31%～22.21%，平均值5.16%，總有機碳含量平均值在5%以上，超過生成頁巖氣的最低門限值1.3%。平面上，由西到東研究區(qū)蘆草溝組平均TOC含量存在顯著的增加趨勢;垂向上，蘆草溝組中段生烴條件最好，下段和上段較差。

（2） 研究區(qū)蘆草溝組無論平面上或垂向上Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型及Ⅲ型干酪根均有發(fā)育，且以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根為主，Ⅱ2、Ⅲ型次之，表明該組沉積物中有機質(zhì)主要來自內(nèi)源生物，有一定陸源有機質(zhì)輸入。

（3） 研究區(qū)蘆草溝組處于低-中等成熟階段，Ro峰值為0.9%，Tmax為429.0℃～440.0℃，生烴潛能（S1+S2）為1.12～243.89 mg/g，可能產(chǎn)生較好的頁巖油，平面上無明顯變化，垂向上由淺到深，Ro值有逐漸增大的趨勢。

（4） 成果表明蘆草溝組沉積有機質(zhì)已進入生油門限，具良好的油氣勘探潛力。

參考文獻

[1] ? 王正和，周繼兵，余謙，等.準噶爾盆地南緣蘆草溝組碳質(zhì)細粒沉積巖地球化學特征及地質(zhì)背景[J].東北石油大學學報，2018，42（1）：86-95+120+126-127.

[2] ? 吳紹祖，屈迅，李強.準噶爾蘆草溝組與黃山街組的古氣候條件[J].新疆地質(zhì)，2002，（3）：183-186.

[3] ? 杜治利，劉洪軍，張枝煥.準噶爾盆地南緣中二疊統(tǒng)烴源巖地球化學特征[J].西安石油大學學報（自然科學版），2016，31（3）：1-7.

[4] ? 康玉柱.新疆三大盆地構造特征及油氣分布[J].地質(zhì)力學學報，2003，9（1）：37-47.

[5] ? 蔡忠賢，陳發(fā)景，賈振遠.準噶爾盆地的類型和構造演化[J].地學前緣，2000，7（4）：431-440.

[6] ? 梁云海，李文鉛，李衛(wèi)東.新疆準噶爾造山帶多旋回開合構造特征[J].地質(zhì)通報，2004，23（3）：279-285.

[7] ? 陳發(fā)景，汪新文，汪新偉.準噶爾盆地的原型和構造演化[J].地學前緣，2005，12（3）：77-89.

[8] ? 曲國勝，馬宗晉，邵學鐘，等.準噶爾盆地基底構造與地殼分層結構[J].新疆石油地質(zhì)，2008，29（6）：669-674.

[9] ? 肖剛，唐穎.頁巖氣及其勘探開發(fā)[M].北京：高等教育出版社，2012.

[10] 王緒龍，支東明，王嶼濤，等.準噶爾盆地烴源巖與油氣地球化學[M].北京：石油工業(yè)出版社，2013.

[11] 李婧婧.博格達山北麓二疊系蘆草溝組油頁巖地球化學特征研究[D].北京：中國地質(zhì)大學（北京），2009.

[12] 楊振恒，騰格爾，李志明.頁巖氣勘探選區(qū)模型——以中上揚子下寒武統(tǒng)海相地層頁巖氣勘探評價為例[J].天然氣地球科學，2011，（1）：8-14.

[13] 戴鴻鳴，王玉順，陳義才，等.油氣勘探地球化學[M].北京：石油工業(yè)出版社，2011：62.

[14] 鄒才能.非常規(guī)油氣地質(zhì)[M].北京：地質(zhì)出版社，2013.

[15] 陳振林，王華，何發(fā)岐，等.頁巖氣形成機理、賦存狀態(tài)及研究評價方法[M].武漢：中國地質(zhì)大學出版社責任有限公司，2011.

[16] 王正和，丁邦春，閆劍飛，等.準南蘆草溝組沉積特征及油氣勘探前景[J].西安石油大學學報：自然科學版，2016，31（2）：25-32.

[17] 楊萬里，高瑞祺，郭慶福，等.松遼盆地陸相油氣生成運移和聚集[M].哈爾濱：黑龍江科學技術出版社，1985.

Organic Geochemical Characteristics of Lucaogou Formation in Southern Margin of Junggar Basin and Geological Significance

Zhu Yanqun

（Pudong Oil Production Plant of Zhong-yuan Oilfield Company， Puyang，He'nan，457001，China）

Abstract： In order to evaluate the hydrocarbon generation potential of Lucaogou Formation source rocks in Junggar Basin， this paper， based on geological profile analysis and previous research results， studies the organic geochemical characteristics of organic-rich shale in Lucaogou Formation in the southern margin of Junggar Basin. The organic types， organic carbon content and organic maturity of the upper， middle and lower members of Lucaogou Formation are compared and analyzed according to profile 1- profile 3 respectively， and the unconventional oil and gas potential of Lucaogou Formation is pointed out. The results show that： （1） The organic matter abundance of Lucaogou Formation source rocks in the study area is large， with TOC content ranging from 0.31% to 22.21%， with an average value of 5.16%. On the plane， the average TOC content of Lucaogou Formation gradually increases from west to east in the study area， with the highest TOC in the vertical middle section， the second in the upper section and the lowest in the lower section. （2） Through the study of the relationship between the maximum pyrolysis peak temperature （Tmax） and the hydrogen index （IH）， the Lucaogou Formation in the study area has developed kerogen types I，Ⅱ1，Ⅱ2 and Ⅲ，with type I and Ⅱ1 kerogen being the predominant type， followed by type Ⅱ2 and Ⅲ. （3） Lucaogou Formation in the study area is in the stage of thermal maturation， with Ro peak value of 0.9%， Tmax interval of 429.0℃ ～ 440.0℃， which may produce good shale oil. There is no obvious change on the plane， and Ro value tends to increase gradually from shallow to deep in the vertical direction. （4） The results show that the sedimentary organic matter of Lucaogou Formation has entered the threshold of oil generation and has good potential for oil and gas exploration.

Key words：Junggar;Lucaogou Formation;Organic Matter Abundance;Organic Type ;Organic Maturity