塔里木盆地東南緣瓦石峽凹陷山前地區侏羅系烴源巖特征及油氣地質意義

摘" "要：瓦石峽凹陷主要發育侏羅系康蘇組、楊葉組烴源巖。通過地表調查、樣品分析測試對侏羅系烴源巖的分布、厚度變化規律及有機地球化學特征研究，結合前人成果資料，初步評價油氣資源潛力。侏羅系烴源巖累計厚度最大563.8 m。康蘇組烴源巖累計厚度88.1 m，TOC為0.66%～38.3%，干酪根主要為Ⅱ2和Ⅲ型，Ro為0.42%～0.95%，以低成熟-成熟為主；楊葉組為主力烴源巖，累計厚度最大328 m，TOC為0.21%～55.23%，干酪根主要為Ⅱ2和Ⅲ型，少量Ⅰ型，Ro為0.44%～1.96%，以成熟為主，部分達高成熟。研究區烴源巖分布廣、厚度大、有機質豐度高、成熟度適中，主要為好-優質烴源巖，達生油氣階段，生烴潛力較大，具良好的油氣勘探前景。

關鍵詞：瓦石峽凹陷；侏羅系；烴源巖特征；儲集層；油氣地質意義

瓦石峽凹陷位于塔里木盆地東南坳陷，是塔里木盆地的二級構造單元［1］。凹陷內主要沉積了中生界、新生界，侏羅系為油氣勘探主要目的層，主要發育有康蘇組、楊葉組兩套烴源巖層［2-7］。塔東南坳陷地區目前施工了羅北1、若參1、若參2、民參1、民參2、且地1、新且地1、新且參1井8口油氣井，其中瓦石峽凹陷若參1井、且地1井中見較好的油氣顯示及烴源巖［4，8-9］。筆者野外地質調查中，在瓦石峽凹陷山前地區發現6處較好的烴源巖露頭，4處含油砂巖及1處氣苗顯示，表明塔東南瓦石峽凹陷地區具有形成油氣藏的條件和物質基礎［10］，并已發生生排烴過程。

自20世紀90年代以來，蒲仁海、李文厚、羅俊成、陳驥、趙一璇、孫智超等對塔東南坳陷侏羅系展布、沉積體系劃分、沉積相特征及古環境等進行研究［3，6-8，11-12］；徐翔、蒲仁海、姜正龍、張斌、李清瑤等對侏羅系烴源巖有機質豐度、成熟度、生烴潛力等開展不同程度研究［2-5，9-13］。有學者認為瓦石峽凹陷侏羅系烴源巖有機質總體豐度不高、成熟度不高，多處于未成熟、低成熟-成熟階段，生烴條件較弱，對生成油氣不利［3-4，9］；也有學者認為油氣源可能來自古生界［3，9］。本次對瓦石峽凹陷山前地區侏羅系烴源巖特征開展系統研究，評價生油氣潛力，為該區下一步開展油氣勘查提供有力支撐。

1" 區域地質背景

塔東南坳陷位于塔里木盆地東南部，是在穩定的前寒武系基底之上發育的中生代斷陷盆地。北以車爾臣斷裂為界，南與鐵克里克斷隆及阿爾金斷隆相鄰，總體呈NE向展布（圖1），劃分為羅布莊凸起、瓦石峽凹陷、且末凸起、民豐凹陷4個二級構造單元［1，14］。研究區位于瓦石峽凹陷山前地區，阿爾金山斷裂北緣若參1井-紅柳峽-且末煤礦一帶。地形總體為南高北低，呈NEE向展布，侏羅系自下而上發育沙里塔什組、康蘇組、楊葉組、塔爾尕組、庫孜貢蘇組。本次研究層位為康蘇組和楊葉組，康蘇組主要為沖積扇、辮河三角洲及湖泊相沉積［3，7-8，11，15-16］；楊葉組主要為濱淺湖-半深湖相沉積［3-4，6-8，11，16］，有利區烴源巖發育。研究區地表大面積第四系覆蓋，野外調查發現6處烴源巖露頭，主要分布在河谷中，研究區及附近石油鉆井中侏羅系康蘇組、楊葉組發育有較好的烴源巖。

2" 樣品采集與分析測試

在6條剖面上，對侏羅系楊葉組和康蘇組烴源巖發育較好地段采集90多件樣品進行測試分析。樣品測試分析由新疆維吾爾自治區礦產實驗研究所完成，測試設備為紅外碳硫測定儀、Leica DM4500P偏反光顯微鏡和CRAIC 308PV顯微光度計，主要測試項目包括總有機碳含量（TOC）、生烴潛量（S1+S2）、氯仿瀝青“A”、總烴含量（HC）、有機質成熟度（Ro、Tmax）及干酪根類型等。所有樣品首先進行有機碳含量分析測試，據測試結果，選取TOC＞0.50%的樣品測試其它地球化學指標。

3" 烴源巖特征

3.1" 烴源巖分布及厚度特征

2022—2023年，通過地質剖面測量、路線地質調查，在瓦石峽凹陷山前地區發現6處烴源巖露頭，自東向西分別為江尕勒薩依、紅柳峽、定湖山、其格勒克、艾沙汗·托海、且末煤礦，烴源巖賦存于侏羅系康蘇組、楊葉組中，累計厚度159.7～563.8 m（圖2，表1），烴源巖巖性主要為灰、灰黑色中-厚層泥巖、碳質泥巖、薄層頁巖、中-薄層粉砂質泥巖夾煤層、煤線。結合大地電磁測深剖面及前人資料分析，研究區烴源巖橫向上沿且末煤礦-紅柳峽-江尕勒薩-若羌縣南部的山前地區較厚，向盆地方向具減薄、尖滅趨勢，沉積中心靠近阿爾金山北緣斷裂［14-15］。紅柳峽-定湖山地區侏羅系烴源巖累計厚393.1 m，楊葉組烴源巖厚305～328 m，康蘇組烴源巖厚88.1 m；且末煤礦地區侏羅系烴源巖累計厚達563.8 m，2個地區烴源巖厚度較大。縱向上楊葉組烴源巖較厚、康蘇組烴源巖較薄，以楊葉組為主力烴源巖。

3.2" 烴源巖地球化學特征

海相、陸相和海陸過渡相烴源巖，有機碳含量（TOC）是有機質豐度評價的主要指標，其次是巖石生烴潛量（S1+S2）、巖石中總烴含量（HC）、氫指數（HI）[17-20]。對野外調查采集的樣品進行測試分析，結合收集的部分樣品資料統計[4，9]，研究區烴源巖有機質地球化學特征見表2。

3.2.1" 有機質豐度

康蘇組烴源巖有機質豐度" 康蘇組主要發育一套煤系地層，露頭主要分布在艾莎汗托海-其格勒克-紅柳峽-江尕勒薩依一帶，烴源巖巖性主要為暗色泥巖、碳質泥巖、頁巖及煤層、煤線，烴源巖有機碳含量（TOC）為0.66%～38.3%；氯仿瀝青“A”為0.015 2%～0.161 2%；生烴潛量（S1+S2）為0.08～52.32 mg/g；氫指數（HI）為22.27～389.87 mg/g。總體來看，康蘇組烴源巖有機質豐度高，樣品有機碳含量多大于2%，據烴源巖有機質豐度評價標準[17]，為一般-優質烴源巖，以優質烴源巖為主。

楊葉組烴源巖有機質豐度" 楊葉組為濱淺湖-深湖相沉積，局部發育沼澤，分布面積較康蘇組范圍廣，露頭分布范圍與康蘇組相似。主要為暗色泥巖、碳質泥巖、頁巖粉砂質泥巖夾煤層、煤線，烴源巖有機碳含量為0.21%～55.23%，有機碳含量高，多大于2%；氯仿瀝青“A”含量0.001 1%～0.206 6%；生烴潛量（S1+S2）為0.07～162.87 mg/g，部分剖面樣品小于1 mg/g，可能是地表風化的原因；氫指數（HI）為7.03～394.55 mg/g，大部分氫指數含量高。據烴源巖有機質豐度評價標準[17]，總體屬好-優質烴源巖，以優質烴源巖為主。

3.2.2" 有機質類型

有機質類型是評價烴源巖的質量指標，不同類型有機質具不同生油氣潛力，決定了產物是以產油為主，還是以生氣為主［17，20］。

康蘇組烴源巖有機質類型" 據實驗測試及收集資料分析（表3），康蘇組烴源巖樣品干酪根顯微組分以腐泥組、鏡質組為主，少量殼質組、惰質組，無腐植組。地表樣品干酪根類型指數（TI）為-34.25～23.40，干酪根類型主要為Ⅲ型和Ⅱ2型；若參1井干酪根類型以Ⅲ型和Ⅱ2為主，Ⅱ1型次之，少量為Ⅰ型（圖3）；且地1井大部分為Ⅲ型，少量為Ⅱ型[9]。研究區康蘇組烴源巖總體為Ⅱ2型和Ⅲ型，少量為Ⅱ1型、Ⅰ型，以生氣為主。

楊葉組烴源巖有機質類型" 據實驗測試及收集資料分析（表3，圖4，5），楊葉組烴源巖樣品干酪根顯微組分以腐泥組為主，鏡質組次之，殼質組、惰質組少量，僅有1個樣品含腐植組。地表樣品干酪根類型指數（TI）為-44.0～16.8，干酪根類型主要為Ⅱ2型和Ⅲ型；若參1井楊葉組烴源巖有機質類型主要為Ⅱ2型、Ⅲ型；且地1井楊葉組烴源巖干酪根主要為Ⅱ1型和Ⅲ型，少量為Ⅱ2型。總體為Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，有利于生氣。

3.2.3" 有機質成熟度

康蘇組烴源巖有機質成熟度" 據測試剖面烴源巖樣品和收集的若參1井、且地1井及部分露頭烴源巖樣品有機質成熟度資料[9]，康蘇組烴源巖有機質鏡質體反射率（Ro）為0.42%～0.95%，巖石熱解最高峰溫度值（Tmax）為408 ℃～543 ℃[9]，處于未成熟-高成熟熱演化階段，樣品多為低成熟-成熟階段，處于生油氣的早期階段[17]。

楊葉組烴源巖有機質成熟度" 據測試剖面烴源巖樣品和收集的若參1井和且地1井及部分露頭烴源巖樣品的有機質成熟度資料[4，9]，楊葉組烴源巖鏡質體反射率（Ro）為0.44%～1.96%，樣品多為0.80%～0.90%；巖石熱解最高峰溫度值（Tmax）為417 ℃～542 ℃，樣品Tmax值為435 ℃～542 ℃，處于成熟熱演化階段，部分已達高成熟階段，處于生油氣的高峰[17]，正在大量生烴。若參1井天然氣甲烷含量為90.07%，達到干氣階段，認為瓦石峽凹陷深部烴源巖達到高成熟階段[21]。

4" 油氣地質意義

4.1" 烴源巖條件

瓦石峽山前地區侏羅系康蘇組、楊葉組都賦存烴源巖，有效烴源巖分布廣、層位多、厚度大，在西南部且末煤礦地區厚563.8 m，在紅柳峽地區厚393.1 m，在東部若參1井厚305 m。侏羅系烴源巖有機質豐度高，有機碳含量0.21%～55.23%，多大于2%，氯仿瀝青“A”為0.001 1%～0.206 6%，生烴潛量（S1+S2）為0.07～162.87 mg/g，干酪根類型主要為Ⅱ2和Ⅲ型，少量Ⅰ。康蘇組烴源巖主要為低成熟-成熟熱演化階段，處于生油氣的早期階段；楊葉組烴源巖主要為成熟化階段，部分為高成熟階段，已達生油氣的高峰，有利于油氣的生成。總體上侏羅系烴源巖以好-優質烴源巖為主，具良好的油氣生成條件，具形成大型油氣田的物質基礎。

4.2" 儲集層和蓋層條件

侏羅系康蘇組發育的辮狀河河道砂壩、辮狀河三角洲前緣水下分流河道、扇三角洲前緣水下分流河道及濱淺湖砂巖是本區主要的儲集體[3，7，8，11]。分析表明，砂巖原始粒間孔、粒間溶蝕孔和構造裂縫是主要的孔隙類型，粒內溶孔是次要的孔隙類型。康蘇組砂巖孔隙度為4.17%～11.7%，平均7.02%；滲透率0.15×10-3 μm2～5.32×10-3 μm2，平均1.92×10-3 μm2；楊葉組儲層孔隙度1.93%～9.88%，平均4.97%；滲透率0.019 2×10-3 μm2～133.14×10-3 μm2，平均1.13×10-3 μm2，為較有利儲集層。

研究區內有4套巖層為有效蓋層，楊葉組厚度較大的泥巖、煤層及塔爾尕組上部的泥巖，古近系的膏鹽層及廣泛分布的古近—新近系泥巖、泥灰巖。后二者巖相穩定，分布廣泛，巖性致密，封蓋性強，是良好的區域性蓋層。

4.3" 油氣運移及聚集條件

瓦石峽凹陷山前地區斷裂構造發育，經多期構造運動，為油氣運移提供了有利通道。瓦石峽凹陷侏羅系保存較好，厚度較大，向南翹起。受不整合面和斷層遮擋[3]，為較有利的油氣運移指向區。

4.4" 油氣苗顯示

在江尕勒薩依村地表發現1處天然氣苗和4處含油砂巖，氣苗可點燃；若參1井在侏羅系見氣水同層3 m/1層、含氣水層27 m/8層，天然氣甲烷含量90.07%，乙烷含量2.42%，丙烷含量0.42%，干燥系數達0.97，屬典型干氣。油氣源對比分析表明，若參1井天然氣主要來自于侏羅系楊葉組烴源巖[8，21]。且地1井在侏羅系發現15層共225 m的氣測異常，全烴含量最高為42.3%，甲烷含量最高為36.7%[9]；通過對且地1井楊葉組暗色泥巖鏡質體反射率、顯微組分分析，認為處于生油窗的早期，屬已有液態烴生成和排出作用發生的烴源巖（圖6）。總體上，瓦石峽凹陷山前地區烴源巖成熟，并發生生排烴過程，生儲蓋層配置良好，具較好的油氣勘查前景。該地區為下一步油氣勘查重點地區。

5" 結論

（1） 瓦石峽凹陷山前地區侏羅系烴源巖較發育，累計厚度159.7～563.8 m，向盆地方向具有減薄、尖滅趨勢。康蘇組烴源巖累計最大厚度88.1 m，楊葉組烴源巖累計最大厚度328 m。瓦石峽凹陷山前地區為烴源巖有利展布區域，楊葉組為烴源巖主要賦存層位，分布廣、厚度大，為主力烴源巖層。

（2） 康蘇組烴源巖有機碳含量0.66%～38.3%，生烴潛量（S1+S2）為0.08～52.32 mg/g，氫指數（HI）為22.27～389.87 mg/g，有機質豐度高，干酪根類型主要為Ⅱ2和Ⅲ型，熱演化程度以低成熟-成熟階段為主，總體評價為好-優質烴源巖，大部分為優質烴源巖，具較好的生烴條件。楊葉組烴源巖有機碳含量為0.21%～55.23%；生烴潛量（S1+S2）為0.07～162.87 mg/g；氫指數（HI）為7.03～394.55 mg/g，干酪根類型主要為Ⅱ和Ⅲ型，Ro為0.44%～1.96%，大部分為0.8%～0.9%，熱演化程度以成熟階段為主，少量達高成熟，總體屬好-優質烴源巖，以優質烴源巖為主，具良好的生烴潛力和形成大型油氣田的物質基礎。

（3） 侏羅系砂巖儲集體發育，具良好的生儲蓋組合條件。認為瓦石峽凹陷山前地區侏羅系具重要的油氣勘查前景，為下一步油氣勘查的重點地區。

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Characteristics and petroleum geological significance of the Jurassic

hydrocarbon source rocks in the piedmont area of Washixia sag

in the southeastern margin of Tarim Basin

Dai Zhenlong1， Xu Shiqi1， Yang Mancang1， Di Lixiati·Ai Haiti1，

Zhao Jianbang1，2， Wu Chao1， Pang Jiancai1

（1.NO.9 Geological Party，Xinjiang Bureau of Geological and Mining Resources，Urunqi，Xinjiang，830000，China;

2.China Geological Survey Urumqi Comprehensive Survey Center on Natural Resources，Urunqi，Xinjiang，830057，China）

Abstract： The Jurassic Kangsu Formation and Yangye Formation hydrocarbon source rocks are mainly developed in the washixia Sag. By studying the regularity of distribution， thickness variation of Jurassic source rocks and the characteristics of organic geochemical， by surface investigation and sample analysis. Combined with the previous achievements in the study area， the potential of oil and gas resources is preliminarily evaluated. The maximum cumulative thickness of Jurassic source rocks is 563.8 meters.The cumulative thickness of the source rock of the Kangsu Formation can reach 88.1 meters， the TOC is 0.66%～38.3%， the kerogen is mainly typeⅡ2 and type Ⅲ， and the Ro is 0.42-0.95%， which is mainly low Maturity-mature. The Yangye Formation is the main source rock， with a cumulative thickness of up to 328 meters， TOC of 0.21%～55.23%， kerogen mainly type Ⅱ2 andⅢ， a small amount of type I kerogen， Ro of 0.44-1.96 %， mainly mature， and some reach high maturity. This research illustrates that the of region of interest source rocks are featured by wide distribution， large thickness， high organic abundance and moderate maturity. They are mainly good-quality source rocks， have reached the stage of oil and gas generation， have great potential for hydrocarbon generation， and have good prospects for oil and gas exploration.

Key words： Washixia Sag; Jurassic; Source rock characteristics; Reservoir Petroleum geological significance