準噶爾盆地南緣博格達山前帶二疊系蘆草溝組油氣源分析和勘探潛力

張 林，張 敏，高永進，孫相燦，白忠凱，楊有星，陳 夷，文 磊

(1.長江大學資源與環境學院，湖北 武漢 430100；2.中國地質調查局油氣資源調查中心，北京 100029；3.中國地質調查局?？诤Ｑ蟮刭|調查中心，海南 ?？?571127)

0 引 言

多年來，學者們對準噶爾盆地南緣地區石油地質特征進行了大量的研究，指出了含油氣遠景區[1-3]，研究了整個區域不同層位的原油地球化學特征，分析了油氣來源、分布規律、含油氣系統和油氣成藏條件[4-9]，也證實了準噶爾盆地南緣發育多套含油氣層系，具有豐富的油氣資源，至今已陸續開發多個大中型油氣田[10-18]。2013—2018年，中國地質調查局油氣資源調查中心在準南博格達山前構造帶區域的鉆井獲得了油氣發現。而后，學者們對準噶爾盆地博格達山前帶中二疊統蘆草溝組開展了包括構造樣式、沉積地層特征、烴源巖地球化學特征、儲集性能等一系列研究和攻關，也取得了一定的成果[19-24]。但至今未能有效指導油氣突破，主要原因是缺乏深鉆及油氣樣品，導致博格達山前帶區域的油氣特征描述，及與相鄰構造帶間烴源巖、油氣地球化學特征的綜合對比研究較為薄弱。隨著油氣勘探難度加大，油氣產量增速緩慢，對山前帶的研究成為油氣勘探的新熱點。本文系統采集博格達山前帶突破井新吉參1井、博參1井蘆草溝組烴源巖、原油樣品與鄰區主要油氣田進行油-油對比和油-巖對比，并在縱向上與上下伏地層進行對比分析，平面上與鄰區主要油氣產區來自不同層位的原油進行綜合對比，為厘清研究區油氣來源和指導下一步山前帶的油氣勘探提供支撐。

1 區域地質概況

研究區位于準噶爾盆地南緣博格達山周緣，包括北緣阜康斷裂帶和南緣柴窩堡凹陷兩個二級構造單元，位于準噶爾盆地準南沖斷帶東段。相對于西部的準南沖斷帶中西段、東北部的吉木薩爾凹陷和北部的北三臺地區，阜康斷裂帶和柴窩堡凹陷由于博格達山的隆升分割，構造演化和油氣成藏過程更加復雜[25]，是北疆油氣勘探久攻不克的地區。

1.1 構造特征

研究區構造條件復雜，通過野外地質考察和地震剖面精細解釋，細分了構造單元，建立了博格達山周緣10種沖斷構造變形樣式，將阜康斷裂帶劃分為泉子街向斜帶、大黃山逆掩帶和米泉背斜帶3個亞二級構造單元，將柴窩堡凹陷細分為博南推覆帶、達坂城次凹、永豐次凹和三葛莊次凸4個亞二級構造單元。

準南沖斷帶位于準噶爾盆地南緣，構造變形特征主要表現為東西分段、南北分帶和垂向分層性。東西方向可分為東、中、西三段，南北方向由背斜帶和向斜帶相間排列而成。博格達山周緣即準南沖斷帶東段，包括阜康斷裂帶和柴窩堡凹陷，分別位于博格達山北緣和南緣，且發育眾多的逆沖斷層，在阜康斷裂帶形成了典型的疊瓦狀沖斷構造，在柴窩堡凹陷形成了典型的對沖構造變形樣式(圖1)。

圖1 研究區構造單元劃分及剖面位置圖

阜康斷裂帶位于博格達山北緣，主要發育疊瓦狀構造、沖起構造、滑脫構造、堆垛背斜構造、斷層傳播-滑脫混生褶皺、復合楔狀構造、斷層轉折-傳播混生褶皺、斷層轉折-滑脫混生褶皺等構造變形樣式。根據構造變形樣式和地層、斷層、褶皺樞紐走向等的不同，進一步將阜康斷裂帶自東向西細分為泉子街向斜帶、大黃山逆掩帶和米泉-阜康背斜帶三段。

1.2 沉積特征

中上二疊統沉積期，博格達山尚未隆升，主要發育南部依林黑比爾根山前的扇三角洲體系和北部五彩灣凹陷的辮狀河三角洲體系。從露頭上來看，博格達山北緣沖斷帶蘆草溝組露頭發育。東小龍口、東大龍口、泉子街、小龍口、大龍口、葛家溝等剖面均顯示蘆草溝組下段為白云巖與油頁巖互層的層序，總體屬于半深湖-淺湖亞相。蘆草溝組上段均為油頁巖夾碳酸鹽巖透鏡體的序列，屬于半深湖-深湖亞相。在柴窩堡凹陷小平槽溝剖面下段見有棕褐色礫巖夾泥巖，具有扇三角洲平原沉積特征；蘆草溝組上段發育泥巖夾粉砂巖和少量灰巖與砂礫巖，屬于扇三角洲前緣沉積。

從巖芯和測井資料來看，新吉參1井第07回次取芯整體表現為中下部為灰色細砂巖夾灰黑色頁巖。細砂巖多為槽狀交錯層理和變形層理，反粒序；測井曲線呈倒鐘形。上部為灰色細砂巖與黑色頁巖互層，砂巖具有沖刷面和槽狀交錯層理，正粒序。整個回次中下部屬于扇三角洲前緣亞相遠端壩和前緣泥以及頂部的前扇三角洲泥夾水下分流河道末梢。新吉參1井第11回次取芯整體表現：中-下部為灰色細-中砂巖，多為反粒序，頂部可見細礫。測井曲線構成倒圣誕樹形。上部為灰黑色泥巖夾灰色粉砂巖條帶或薄層。整個回次屬扇三角洲前緣遠端壩-半深湖泥沉積(圖2)。

圖2 新吉參1井第11回次巖芯綜合柱狀圖

2 油氣地球化學特征

采集研究區新吉參1井、博參1井二疊系蘆草溝組4個天然氣樣、4個油樣、鄰區14口井(成1井、北81井、北91井、彩55井、喀拉1井、臺62井、吉30井、吉南5井、齊8井、卡11井、吉251-H井、阜5井、西參2井、吐谷2井)原油樣、新吉參1井蘆草溝組14個烴源巖及相鄰的同一構造帶的博參1井10個烴源巖進行了地球化學分析測試，取樣位置如圖3所示。

圖3 研究區周緣主要油氣井及鉆井分布簡圖

研究區二疊系蘆草溝組烴源巖廣泛分布且厚度較大，新吉參1井鉆揭蘆草溝組烴源巖厚度為410 m，烴源巖的TOC含量平均值為1.03%，最高為5.45%，氯仿瀝青“A”含量平均為0.05%，最高為0.16%，PG值平均為1.17 mg/g，最高為5.35 mg/g，烴源巖類型以Ⅰ-Ⅱ1為主，鏡質體反射率(Ro)分布在1.31～1.83之間，平均為1.71，總體為一套類型較好，有機質豐度高，成熟-高成熟的烴源巖。

新吉參1井天然氣相對密度0.746，組成上甲烷含量平均為73%，乙烷含量為8.62%；甲烷碳同位素為-41.86‰，乙烷碳同位素為-31.28‰，丙烷碳同位素為-28.78‰。新吉參1井原油密度平均為0.81 g/cm3。50 ℃黏度為1.91 mPa·s，凝固點-6.0 ℃，含蠟1.15%，為輕質、低黏油。油質較博參1井原油(0.91～0.93 g/cm3)以及吉木薩爾蘆草溝組原油(0.87～0.91 g/cm3)油質要輕。從原油地化特征來看，新吉參1井蘆草溝組原油Pr/Ph偏大，為1.73；全油碳同位素偏重，為-28.24‰，較吉木薩爾蘆草溝組原油(Pr/Ph為1～1.6、同位素為-32～-30‰)姥植比大、碳同位素重的特點。相關地球化學參數見表1和表2。

表1 研究區原油地球化學參數表

續表1

表2 研究區天然氣地球化學參數表

3 油氣源對比

3.1 新吉參1井天然氣氣源對比

從測試分析結果來看，新吉參1井天然氣干燥系數為0.85，為濕氣；甲烷、乙烷碳同位素偏輕，具有明顯的偏腐泥型烴源巖的特征。 與區域上石炭系、侏羅系腐殖型天然氣具有明顯差異(圖4和圖5)。

圖4 新吉參1井天然氣組份碳同位素分布圖

圖5 新吉參1井天然氣甲烷、乙烷碳同位素分布圖

3.2 油源對比

1) 油-油對比。新吉參1井原油生物標志物特征顯著：①C27-、C28-、C2920R規則甾烷呈近線型分布(圖6)，C27-規則甾烷含量相對較低，C29規則甾烷含量相對較高，反映陸相生源輸入特征；②原油中孕甾烷系列含量相對較低，但萜類中三環萜烷系列含量相對較高，C19、C20、C21、C22三萜烷相對豐度呈先增高后降的趨勢；③升藿烷系列含量相對較低，指示細菌類微生物生源輸入相對較少(不排除一定程度的熱作用影響)；④原油中伽馬蠟烷含量總體不高，但清晰可測，與C31藿烷22S構型相當。從新吉參1井二疊系原油生物標志物特征與周緣的北81井、喀拉1井、臺62井、吉30井、齊8井(儲層為三疊系、二疊系、侏羅系)等來源于二疊系烴源巖的原油生物標志物特征相似，表明成因相似、油源都來自于二疊系。

圖6 新吉參1井原油及鄰區相似成因原油分布特征

與新吉參1井處于同一構造帶的博參1井多個烴源巖層段的裂縫油(洗油所得)中的甾類生物標志物分布總體與新吉參1井原油相近，但前者伽馬蠟烷含量稍高，反映母源水體咸度和/或水體分層現象更為明顯。

新吉參1井周緣還檢測到具有其他不同生物標志物特征的原油：一類是以成1井、卡11井、吉251-H井、阜5井為代表性的原油(圖7)，此類原油C27-、C28-、C2920R規則甾烷呈反L型，盡管也具有C29-規則甾烷含量相對較高的特征，但重排甾烷、重排藿烷相對發育；C19～C22三環萜烷有降序分布的特征；伽馬蠟烷不太發育，上述特征顯著不同于新吉參1井原油，指示原油成因與油源不同。另一類是類似如西參2井、吐谷2井的原油，其規則甾烷近呈V字型分布。此外，部分原油熱裂解特征明顯(如彩551井、DX171井)，指示原油特征與成因的多相性。

圖7 新吉參1井周緣其他成因類型原油分布特征

以上分析表明，研究區及其周邊地區至少存在三種成因類型原油：第一類是新吉參1井等為代表性的原油(特征)，第二類是成1井、卡11井、吉251-H井、阜5井為代表性的原油，第三類是以吐谷2井為代表性的原油。

2) 油-巖對比。對博參1井和新吉參1井蘆草溝組為主的烴源巖進行了相對密集取樣分析。結果表明，博參1井近千米的深灰色、灰黑色烴源巖生物標志物組成與分布特征非常相似，其標志性特征是：C27-、C28-、C2920R規則甾烷近呈線型分布，C27規則甾烷相對豐度低、C29-規則甾烷相對豐度高；升藿烷系列相對于C30藿烷豐度低、伽馬蠟烷豐度不高但清晰可測；C19～C22三環萜呈“先升后降”的趨勢。

新吉參1井2 912～4 677 m范圍內的烴源巖熱演化程度有明顯的差異，4 080～4 235m層段的烴源巖中的生物標志物有明顯的次生改造現象，而其上下兩端的烴源巖保留有相對完整的生物標志物分布。對比表明，新吉參1井深部烴源巖(4 574～4 677 m)C27-、C28-、C2920R規則甾烷呈明顯的線型分布，只是C27-與C29-規則甾烷的相對豐度差異有所降低；相對淺層的烴源巖有一定程度的V型規則甾烷分布特征，反映母源巖性質稍有變化。萜類化合物分布雖然受成熟度控制較為明顯(低分子量萜類降埋深增加而增加、五環三萜系列隨埋深增加熱降解作用增強)，但仍可識別出先升后降的C19～C22三環三萜烷分布特征、相對較低豐度的升藿烷和伽馬蠟烷分布特征(圖8和圖9)。綜上所述，本次研究檢測到新吉參1井相對深層烴源巖(4 574～4 677 m)具有類似博參1井蘆草溝烴源巖的生物標志物特征。

圖8 新吉參1井、博參1井烴源巖飽和烴m/z 217質量色譜圖

圖9 新吉參1井、博參1井烴源巖飽和烴m/z 191質量色譜圖

針對研究區的油-油、巖-巖、油-巖的初步對比分析，可選用以下生物標示物指標進行有效的油源識別：①C27、C28、C29規則甾烷相對分布型態與相對豐度；②C19～C22-三環萜烷相對分布型態；③重排甾烷、重排藿烷相對含量；④升藿烷系列及伽馬蠟烷相對豐度；⑤姥植比(圖10)。

圖10 新吉參1井及鄰區原油、烴源巖生物標志物參數對比

圖10 新吉參1井及鄰區原油、烴源巖生物標志物參數對比

研究區蘆草溝組烴源巖及相關原油的顯著特征是：①C27-、C28-、C2920R規則甾烷呈斜線型，C27規則甾烷(顯著不太發育)相對豐度顯著低于C29規則甾烷；②C19～C22-三環萜烷呈“先升后降”趨勢；③一定成熟度程度范圍內，重排甾烷、重排藿烷相對含量不高(因另一類原油顯著偏高)；④升藿烷系列及伽馬蠟烷相對豐度不高、伽馬蠟烷仍明顯可檢測；⑤Pr/Ph值一般為1～2。 綜合生甾萜類生物標志物指紋、結合相關參數如重排甾烷/規則甾烷、C19/C20三環萜烷、伽馬蠟烷/C31藿烷、C27、C28、C29規則甾烷百分含量、Pr/Ph可識別出新吉參1井原油主要來自二疊系蘆草溝組烴源巖，且不同層段烴源巖與原油的飽和烴含量十分吻合，指示了新吉參1井、博參1井的油氣來自于二疊系蘆草溝組。

4 勘探潛力分析

準噶爾盆地南緣二疊系蘆草溝組烴源巖呈區域分布，是一套重要的含油氣層系。[7,8,23]，研究區二疊系蘆草溝組原油生物標志物特征與周緣的北81井、喀拉1井、臺62井、吉30井、齊8井(儲層為三疊系、二疊系、侏羅系)等來源于二疊系烴源巖的原油生物標志物特征相似，表明具有相似的成因，油源都來自于二疊系。從烴源巖和原油地球化學特征來看，研究區二疊系蘆草溝組烴源巖不僅分布廣而且厚度大[25]，成熟度普遍較高，遠高于吉木薩爾凹陷及南緣西部地區，反映烴源巖已進入了成熟-高成熟階段，具備大量生產石油和天然氣的能力，新吉參1井、博參1井、新永地1井等鉆井陸續獲得油氣顯示也證實了研究區具備了油氣成藏能力，綜合認為，研究區應具有較強的勘探潛力。

5 結 論

1) 研究區新吉參1井原油為輕質、低黏油。油質較博參1井以及吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油油質要輕，系因為靠近山前帶隨著埋深增加成熟度升高導致。新吉參1井的天然氣甲烷含量為73%，屬于濕氣，甲烷碳同位素較輕，與周緣主要含油氣盆地不同層位的天然氣具有顯著差異，是自生自儲型天然氣。

2) 研究區及其周邊地區至少檢測出三種成因類型原油：第一類是以新吉參1井為代表性的原油，第二類是以成1井、卡11井、吉251-H井、阜5井為代表性的原油，第三類是以吐谷2井為代表性的原油。三類原油的地球化學特征上具有顯著差異。

3) 準噶爾盆地南緣博格達山前帶具備良好的油氣成藏條件和油氣勘探潛力，二疊系蘆草溝組為主力產層，油氣多以自生自儲為主，具有較大的勘探前景。