吐哈大河沿地區烴源巖特征及資源潛力

張　聰

（新疆大學地質與礦業工程學院，新疆烏魯木齊830000）

吐哈大河沿地區烴源巖特征及資源潛力

張聰*

（新疆大學地質與礦業工程學院，新疆烏魯木齊830000）

吐哈盆地主要有5套烴源巖：石炭系—下二疊統海相、海陸過度相烴源巖，上二疊統烴源巖，中上三疊統湖相烴源巖，中下侏羅統煤系烴源巖和中侏羅統七克臺組湖相烴源巖。大河沿地區一直被認為是烴源巖貧乏的區域，依據大河沿工區和鄰區鉆井、地震和露頭資料分析，研究區可能發育桃東溝群、小泉溝群和水西溝群等三套潛在烴源巖。從客觀的角度評價該區的油氣成藏條件，從已鉆的烴源巖分析入手，結合野外露頭和地震相的研究結果，重新認識和評價已鉆遇的烴源巖，并且對深部未鉆烴源巖進行預測分析，初步分析大河沿地區是否具有較好的油氣資源潛力。

吐哈盆地；烴源巖；資源潛力；預測分析；分部特征

1　吐哈大河沿地區烴源巖有機質豐度、類型

所謂有機質豐度是指沉積巖中分散有機質的富集程度。常用的評價指標有：有機碳、氯仿瀝青“A”、總烴和生烴潛量。合理地評價一個盆地（或地區）源巖的有機質豐度，關鍵在于建立適合該盆地（或地區）地質條件的有機質豐度評價標準。研究區三疊系、二疊系泥質源巖有機質豐度采用我國陸相生油巖有機質豐度評價標準（表1）；煤系源巖采用吐哈油田建立的“吐哈盆地煤系有機質豐度的評價標準（表2、表3）”。

三疊系克拉瑪依組（T2k）上部發育一套暗色泥巖，但有機碳含量和生烴潛量低，總體為較差—非生油巖：如吐參1井平均有機碳僅0.4%，平均生烴潛量也只有0.5mg/g，處于差和非生油巖界線上；而托參2井有機碳、氯仿瀝青“A”和生烴潛量更只有0.16%、0.0015%和0.14mg/g。

表1　吐哈盆地二、三疊系及石炭系源巖有機質豐度評價表

表2　吐哈盆地煤系泥巖有機質豐度評價標準表

研究區周緣上三疊統郝家溝組—黃山街組暗色泥巖總體上評價為中—較好生油巖，平面上具有西南較好向北變差的趨勢，西南部的烏蘇1井、托參1井有機質較為富集，達到好—較好的生油巖標準，凹陷東部的托參2井、大1井、鹽1井豐度相對較低。從有機碳含量看多數可以達到差生油巖標準，而從氯仿瀝青“A”和生烴潛量看則多數為非生油油巖。水西溝群煤系源巖情況比較復雜，根據吐哈油田的標準，總體屬于非—差生油巖。首先水西溝群煤巖，不論下侏羅統還是西山窯組，從現有資料看，生烴潛量都小于70mg/g，屬于差中之差，基本屬于非生油巖范疇。下侏羅統暗色泥巖除吐參1井部分達到中等生油巖外，其余屬以非生油巖為主，少數達到差生油巖標準。值得注意的是下侏羅統暗色泥巖有機質豐度與其是否處于沉積中心關系不大：如吐參1井下侏羅統厚372m、托參2井厚1023m，前者潛在源巖占地層的42%，部分達到中等生油巖標準，而后者只有29%，且屬于差中之差的生油巖。西山窯組除吐參1井揭示有部分暗色泥巖達到差生油巖標準外，其余屬于非生油巖，同樣桃1井和亞1井較吐參1井更靠近沉積中心，而有機質豐度反不及吐參1井。科牙依凹陷中下侏羅統的沉積具有典型山間盆地的特點：有機質含量相對較低，暗色泥巖有機碳在0.55%～0.69%，平均0.6%（4個樣品），氯仿瀝青“A”僅18～75ppm，平均31ppm，按煤系地層評價標準為非生油巖。

表3　吐哈盆地不同演化階段煤成烴烴源巖劃分標準試用方案

2　吐哈大河沿地區烴源巖成熟度

烴源巖成熟與否以及成熟的程度，是判斷烴源巖有效性的主要指標。烴源巖成熟度指標很多，但公認的參照標準是鏡質體反射率（Ro），其它成熟度指標都需要與其對照才能刻畫。鏡質體反射率（Ro）分析時一般取其均值，而不是最大值。我們知道，鏡質體反射率（Ro）具有各向異性，這種各向異性不是熱成熟的結果，而是力化學作用使然，具體地說就是垂直于最大主壓應力截面上所測得的反射率最大，而垂直于最小主壓應力截面上所測得的反射率最小。但層片狀鏡質體的天然狀態與地應力狀態又影響其演化，如果最大主壓應力垂直于層面（張性盆地），則鏡質體順應了熱壓演化，是促進其演化的，也就是說反射率的增大部分是“壓實”造成的，油氣是被“擠”出去的；而在壓性盆地鏡質體反射率的增大則部分是由于剪切使然，油氣是被“磨”出去的。異常地層壓力影響鏡質體演化，異常高壓（如烴源巖密集段）降低了作用于鏡質體的有效地應力，對有機質的演化是遲滯的；而異常低壓則增加了有效地應力，反而促進了有機質的演化。H/C和O/C比越低，有機質類型指數越大（越偏Ⅲ型）則有效地應力作用的效果越顯著。鏡質體反射率測量方法（均值）及其影響因素是造成鏡質體反射率異常的主要原因。

托克遜凹陷和科牙依凹陷第二套烴源巖為中三疊統克拉瑪依組湖相烴源巖。前已敘及，中三疊世時科牙依地區與托克遜地區為一個湖盆，在科牙依地區為深湖相，發育厚層暗色泥巖和燭藻煤，該套巖石生烴能力較強，普遍達較好生油巖標準。特別是兩層厚14m的燭藻煤，有機碳高達17.64%～38.40%，氯仿瀝青“A”達3.1775%～4.3277%，腐泥組組分高達85%～93%，類型指數為86～87，屬Ⅰ型干酪根，是吐哈盆地最好的烴源巖類型；在托克遜地區當時為淺湖相，主要發育扇三角洲砂體，形成物性相對較好的儲層，但烴源巖厚度薄、豐度差。據生油資料分析，凹陷西部平均有機碳為1.52%，氯仿瀝青“A”為0.0124%，總烴412.23×10-6，生烴潛量1.98mg/g，屬中等烴源巖；凹陷東部平均有機碳0.98%，氯仿瀝青“A”0.0149%，總烴63.78×10-6，生烴潛量1.107mg/g，屬差—非烴源巖。因此分析托克遜凹陷中三疊統的工業油流除本地提供極少部分外，可能主要從科牙依地區運移而來。據對燭藻煤有機質成熟度的測定Ro=0.59%，在侏羅紀末期，該套地層埋深已逾3700m，古地溫約為70℃～88℃，已進入液態烴生成期。第三套烴源巖為上三疊統湖相泥巖。該套巖性具有三低特點，即有機質豐度低，生油潛能低，有機質成熟度低，屬于差—非烴源巖，而且Ro平均為0.54%，基本未進入成熟期。

3　吐哈大河沿地區烴源巖綜合評價

烴源巖是油氣地質綜合研究的關鍵要素之一，終極目標是確認有無有效烴源巖以及有多少。所謂有效烴源巖，不同地質學家的標準不一，但有效性的要求是一致的，就是具備或曾經具有大量排烴、可能形成油氣工業性聚集的源巖，也就是說在地質歷史時期進入有效排烴門限源巖的質和量。

大河沿工區處于盆地邊緣殘留凹陷和凸起交接部位，除可爾街北部小泉溝群生烴條件因勘探研究程度低，難以把握外，大河沿大部地區有效生油巖分布范圍可能不大。可爾堿下侏羅統煤Ro為0.475%～0.561%，預計上三疊統可能不超過0.65%，即便中三疊統有良好的燭藻煤，也剛進入生烴門限，大規模提供油氣可能不大。從已鉆井的有機質豐度來看，大河沿工區水西溝群和上三疊統多數為非生油巖，部分發育中差生油巖。但研究區僅鉆探了3口井，且并非位于預測烴源巖中心位置，同時，已鉆井并不能準確對三疊系及以下地層做出可靠的評價。綜合考慮潛在源巖的分布（分布方式及多少）、有機質豐度、有機質類型和成熟度，認為該區成熟有效源巖發育規模可能不大，但是，研究區南部緊鄰托克遜生油，東部緊鄰臺北凹陷，可以為該區提供側向油氣供應，大河沿地區仍具有不錯的油氣潛力。

4　吐哈大河沿地區烴源巖研究成果

新近的勘探研究成果表明，即使是水西溝群也并不都具有生烴條件：托克遜和臺北凹陷各具獨立的早侏羅世沉積沉降中心，而中侏羅世沉積沉降中心集中發育于臺北凹陷，這與煤成烴集中分布于臺北凹陷是一致的；從目前鉆穿侏羅系探井所揭示的油氣顯示看，下侏羅統油氣顯示集中分布于丘東洼陷主體（丘陵、鄯勒、鄯善和丘東），托克遜凹陷和小草湖洼陷下侏羅統未見顯示（疙1井、躍1井和房1井，紅臺1井不能排除側向上生下儲），勝北洼陷北部恰深1井揭穿了小泉溝群，下侏羅統發育2套煤系地層，結果除三工河組頂部見熒光顯示外，下侏羅統大部和三疊系沒有顯示，但中侏羅統顯示很好。所有這些信息表明，煤成烴是不容否認的，水西溝群以西山窯組為主要烴源巖，下侏羅統除丘東洼陷主體不能排除它提供烴源外，大部地區的大部分“潛在煤系源巖（煤、暗色泥巖和高碳泥巖）”極可能不是有效烴源巖。吐哈盆地煤成烴的創始人之一的程克明教授根據原油生物標記化合物聚類分析，將吐哈盆地原油分成源于水西溝群煤系沼澤相（包括煤為源巖）的第一類原油（鄯善弧形帶原油、玉果），源于中下侏羅統過度相富藻炭質泥巖和富藻煤的第二類原油（勝金口和神泉），以及源于中二疊統塔爾朗組湖相泥巖的第三類原油（魯克沁三疊系稠油和托參1井）。進而根據油巖飽和烴組分的17—降扁枝烷、5α—雄甾烷和三芳甾系列的對比，認為以丘東1井中侏羅統三間房組為代表的第一類原油，與本區中侏羅統西山窯組煤的抽提物具有十分相似的指紋分布特征，表明其間具有一定的成生聯系。最后總結指出，吐哈盆地中下侏羅統確實有很大一部分原油“與西山窯組和八道灣組的煤有關（特別是西山窯組煤），此即為該區所謂煤成烴。”也就是說，所謂煤成烴可能主要就是西山窯組煤系生烴。吐哈盆地原油聚類分析見圖1。

圖1　吐哈盆地原油聚類分析圖（程克明等）

從生烴母巖看，有煤系泥巖，炭質泥巖及煤3種；從顯微組分看，有殼質組、鏡質組、惰質組及腐泥組，它們還可細分為孢子體、角質體、樹脂體、木栓質體、瀝青質體和基質鏡質體、結構鏡質體、均質鏡質體等等。這種多元復合生烴母質的存在，使生油氣的熱演化形成多階連續的特點（圖2）。熱模擬結果表明，從Ro為0.4%～1.3%均有液態烴生成。早期低成熟階段（Ro為0.4%～0.8%）以煤巖中富氫組分基質鏡質體和木栓質體及瀝青質體生烴為主。晚期成熟階段，則以煤及暗色泥巖中的角質體、孢子體和腐泥質等組分生烴為主。由于殼質組以生油為主，基質鏡質體既生油又生氣。其它鏡質組以生氣為主。因此使吐哈盆地既富油也富氣。流水沼澤是本區的煤巖主要沉積環境。據分析此種環境下形成的煤巖中基質鏡質體和碎屑角質體含量特別高，這也是本區煤成油生成較多的原因。而且成烴期長（Ro為0.4%～1.3%）。研究結果表明，上含油氣系統現今成熟有效的烴源巖集中發育在臺北凹陷，侏羅系底部鏡質體反射率一般為0.8%～1.1%，最大不超過1.3%，其中七克臺組則只分布在勝北洼陷主體；在勝北和丘東洼陷主體范圍內，大約從中燕山期（晚侏羅世J3）起即已進入生烴門限。

5　結論與建議

圖2　吐哈盆地水西溝群煤成烴演化模式圖

大河沿研究區中二疊統桃東溝群、上三疊統小泉溝群、中下侏羅統水西溝群3套烴源巖主要分布在臺北凹陷及托克遜凹陷，大河沿工區位于構造高部位，處于油氣運移的有利指向，具有臺北凹陷遠源及托克遜凹陷近源“雙源供烴”的特征。

科牙依凹陷中央逆沖斷裂帶以南缺乏有效源巖，而西北部局部存在的包括燭藻煤在內好生油巖的分布由于勘探程度有限，尚不得而知；由于中央逆沖帶克拉瑪依組已經超缺，有效源巖的分布只能分布在構造向斜西北部。卡拉圖工區上三疊和下侏羅統源巖從質和量上看，均非有效源巖，不考慮資源量問題。從吐哈盆地第三次資源評價區帶資源分布看（2002年），大河沿

表4　吐哈盆地三次資評部分構造單元石油資源量簡表

表5　吐哈盆地三次資評部分構造單元石油資源量簡表

工區東南部（吐參1井區）未發現石油地質資源量約472×104t（表4）；未發現天然氣地質資源量約11.054× 108m3（表5，托克遜凹陷吐參1井區算1/10）。如果照此推算，則大河沿地區潛在資源量不大，但是，資源量的推算具有局限性，況且為2002年的數據，例如，雁木西油田為1998年發現，至2008年，雁木西油田通過滾動擴邊，儲量規模上升至1773×104t。2009年，大河沿東部鄰區探明6431×104t，其油氣源來自勝北凹陷J1。所以，大河沿地區處于托克遜凹陷和臺北凹陷油氣運移的有利指向區，仍具有較可觀的石油地質儲量。初步估算，大河沿工區最終可望發現的油氣，按當量計算在（2000～3000）×104t左右。

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TE122

A

1004-5716（2016）04-0072-05

2015-04-15

2015-04-16

張聰（1988-），男（漢族），山東東營人，新疆大學地質與礦業工程學院在讀碩士研究生，研究方向：成巖、火山巖、造山帶。