2. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室;
3. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院;
4. 西南石油大学地球科学与技术学院
, Li Jian1,2
, Song Yong3
, Chen Shijia4
, Lu Jungang4
, Guo Jianying1,2
, Zeng Yuan4
, Cui Huiying1,2
2. CNPC Key Laboratory of Natural Gas Reservoir Formation and Development;
3. Research Institute of Exploration & Development, Petrochina Xinjiang Oilfield Company;
4. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University
准噶尔盆地石炭系火山岩是盆地内目前天然气储量最多的层系，随着五彩湾、克拉美丽等气田的发现，石炭系天然气探明地质储量为1137×108m3[1]，占总探明天然气地质储量的54.3%，是重要天然气勘探领域[2]。从勘探程度看，天然气的探明率非常低[1, 3]，油气发现程度差别较大。勘探前期将石炭系作为盆地的“基底”，勘探对象主要集中在盆地西北缘的“新生古储”型火山岩油气藏[4]。随后勘探对象逐渐转变为以石炭系为烃源的火山岩油气藏[5-6]，并证实了石炭系天然气成藏具有明显的源控特征[7-8]，因此有效烃源岩的分布范围是勘探中需要研究的重点。
由于石炭系原始沉积构造复杂、后期改造强烈、地层埋深大及资料受限等影响，前期的研究工作主要集中在局部地区或露头剖面[8-14]，缺乏对石炭系烃源岩平面分布的研究，以及不同凹陷内烃源岩生烃能力的评价。此外，部分气藏的气源问题存在争议，不同地区油气类型差异的原因等关键性问题上认识不够深入[15]。为此，本文结合实际的钻井资料及前人的研究成果，重点对准噶尔盆地石炭系火山岩气藏的相关烃源岩展布、生烃特征等方面进行综合评价，并研究不同区域天然气成因及来源，分析成藏的主控因素及油气富集的差异性，预测有利的勘探区带，为下部火山岩天然气勘探提供地质依据。
1 区域地质概况准噶尔盆地是一个由多类型盆地叠合而成的大型复合性含油气盆地，具有下部前寒武系结晶基底和上部古生界浅变质基底构成的双层基底[16]。盆地受周缘造山带构造运动影响，经历了复杂的地体拼贴、盆地消减等构造演化过程，形成了复杂的构造格局[17]。现今盆地可划分为两大坳陷、三大隆起和一个山前冲断带共6个一级构造单元[18]（图 1）。
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图 1 准噶尔盆地构造单元划分图（左）及石炭系—二叠系地层综合柱状图（右）（左图据文献[19] 修改） Fig. 1 Division of structural units and comprehensive stratigraphic column of the Carboniferous-Permian in Junggar Basin (the left map is modified after reference [19]) |
准噶尔盆地石炭系岩性横向变化较大，由于经历多期改造和长期分化作用，火山岩多旋回叠置，厚度大，分布范围广[8]。石炭系分为上石炭统和下石炭统，下石炭统以深灰色泥岩、凝灰质泥岩及火山岩为主，横向上岩相存在巨大的变化，岩性可变化为红色泥岩和砂岩，地层包括滴水泉组（C1d）和松喀尔苏组（C1s）。上石炭统以巴塔玛依内山组发育较广，钻遇井位较多，岩性以中基性—酸性火山熔岩和火山碎屑岩为主，发育少量沉积岩，整体厚度较大，颜色较杂（图 1）。
2 石炭系火山岩气藏成藏条件 2.1 烃源岩特征 2.1.1 烃源岩分布准噶尔盆地石炭系烃源岩主要为下石炭统滴水泉组和松喀尔苏组b段。滴水泉组烃源岩以泥岩为主，由于钻揭程度相对较低，目前认为其主要分布在早石炭世早期裂陷中，分布较为局限。下石炭统松喀尔苏组b段烃源岩以泥岩、凝灰质泥岩为主，夹火山岩沉积，是目前钻井证实的石炭系最有利的烃源岩层。松喀尔苏组b段烃源岩在滴水泉凹陷、东道海子凹陷、五彩湾凹陷、阜康凹陷内稳定分布，属弧后盆地沉积产物；在白家海凸起—滴南凸起南带呈条带状分布，属岛弧带沉积产物[8]。其中，滴水泉凹陷、东道海子凹陷和五彩湾凹陷松喀尔苏组b段烃源岩厚度最大，超过200m，其他地区为0~150m（图 2）。
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图 2 准噶尔盆地下石炭统松喀尔苏组b段烃源岩厚度分布图 Fig. 2 Thickness map of source rocks of section b of the Lower Carboniferous Songkalsu Formation in Junggar Basin |
从层位来看，松喀尔苏组b段烃源岩有机质丰度明显高于滴水泉组烃源岩（表 1）。松喀尔苏组b段烃源岩有机碳含量（TOC）分布在0.03%~27.87%，有机碳含量大于1% 的样品占43.28%，评价为好烃源岩。从区域来看，准噶尔盆地不同凹陷石炭系烃源岩有机质丰度差异较大，其中滴水泉凹陷泥岩有机碳含量平均大于2%，氯仿沥青“A”含量平均接近0.22%，为好烃源岩。阜康凹陷石炭系泥岩有机碳含量平均为1.73%，70% 暗色泥岩样品有机碳含量大于2%，氯仿沥青“A”含量平均大于0.1%，S1+S2平均为16.07mg/g，为好烃源岩。大井地区泥岩有机碳含量及氯仿沥青“A”含量相对较低，总体属于中等烃源岩。五彩湾凹陷烃源岩有机质丰度相对较低，松喀尔苏组b段泥岩氯仿沥青“A”含量平均为0.0881%，属于中等—好烃源岩。沙帐断褶带烃源岩属于较差烃源岩，生烃能力非常有限。
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表 1 准噶尔盆地石炭系烃源岩有机质丰度及镜质组反射率统计表 Table 1 Statistics of TOC and Ro of the Carboniferous source rocks in Junggar Basin |
从岩性来看，由于火山活动形成的火山灰中富含的营养物质可以促进藻类底栖生物和细菌的大量繁殖[20-24]，同时火山灰的迅速广泛覆盖可以保护刚刚富集的有机质，对有机质的形成有富集效应[25-26]，沉凝灰岩和凝灰岩有机碳含量虽不如泥岩，但大部分都达到了生烃下限，平均为1.39% 和0.81%[4]。
2.1.3 有机质类型准噶尔盆地石炭系烃源岩干酪根H/C值主要分布区间为0.34~1.10，平均为0.83；O/C值主要分布在0.02~0.35，平均为0.15。结合烃源岩显微组分，盆地内石炭系烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型，部分为Ⅱ型，但是不同地区和不同层位存在一些差异（表 2）。滴南凸起北分支和南分支“凹槽”处的烃源岩干酪根碳同位素普遍较轻，Ⅱ型有机质比例高于其他地区。从层位看，滴水泉组和松喀尔苏组b段烃源岩差别不大，均以Ⅲ型有机质占比更高。
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表 2 准噶尔盆地不同地区石炭系烃源岩有机质类型参数统计表 Table 2 Statistics of organic matter type parameters of the Carboniferous source rocks in different areas of Junggar Basin |
从层位看，滴水泉组烃源岩成熟度最高，Ro分布区间为0.6%~2.0%，大部分样品处于高—过成熟阶段；其次为松喀尔苏组b段，Ro主体分布在0.48%~2.38%，处在成熟—过成熟阶段。从典型井烃源岩深度与成熟度关系看，埋深在2000~3500m的烃源岩Ro在0.70%~1.3%，处于成熟阶段；埋深大于3500m的烃源岩多处在高成熟生油气阶段（图 3）。
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图 3 准噶尔盆地典型井石炭系烃源岩埋深与Ro及产物关系图 Fig. 3 Relationship between burial depth of the Carboniferous source rocks and Ro & products in typical wells |
盆地内不同凹陷石炭系烃源岩成熟度差异较大。滴水泉凹陷、沙帐断褶带和大井地区石炭系烃源岩演化程度普遍较高（图 4），Ro主体分布在大于1.3% 的范围内，其中少数样品超过2%；乌伦古坳陷内石炭系烃源岩Ro在1.3% 以上[8]。五彩湾凹陷、阜康凹陷石炭系烃源岩演化程度相对较低，尤其是阜康凹陷烃源岩Ro小于1.0% 的样品占70%，尚处于成熟阶段（图 4）。车排子凸起、三个泉—滴北凸起及白家海凸起等地区烃源岩热演化程度较低，处于低成熟—成熟阶段[8]。
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图 4 准噶尔盆地不同地区石炭系松喀尔苏组烃源岩Ro分布柱状图 Fig. 4 Ro distribution diagram of source rocks of the Carboniferous Songkalsu Formation in different areas of Junggar Basin |
石炭系沉积时期，火山活动频繁，具有多期、多喷发和相互叠置的特点。火山口主要分布在断裂交会处，火山活动多表现为裂隙式点喷发和多次喷发。平面上，构造作用形成的深大断裂控制火山岩的空间分布，火山岩相基本沿断裂带呈带状、对称分布。各个岩相类型均有发育，以爆发相、溢流相为有利储层发育带。火山爆发相中的近火山口相主要发育火山角砾岩，物性最好，如DX17井。溢流相的岩石性脆，受构造应力作用易产生裂缝，且发育气孔、溶蚀孔等，同样具有优良的储集性能，而远离火山口相的火山岩一般物性较差。
准噶尔盆地石炭系油气富集区域火山岩储层变化快、岩性种类多，岩浆性质以中基性为主，部分为酸性，主要发育玄武岩、玄武质安山岩、安山岩、流纹岩、凝灰岩等。针对准噶尔盆地滴西地区47口井石炭系部分层段的孔隙度、渗透率进行统计分析，石炭系火山岩储层较为发育，局部物性好，孔隙度分布于0.4%~28.9%，平均孔隙度为11.11%；渗透率分布于0.01~142mD，平均渗透率为19.24mD。火山碎屑岩的孔隙最发育，平均孔隙度为14.8%；其次为熔岩，平均孔隙度为12.8%，属于高孔型储层；浅成侵入岩的孔隙度最低，平均孔隙度为9.8%。
按照构成要素，火成岩储集空间以孔隙和裂缝为主（图 5），粒间溶孔及溶蚀缝常见。准噶尔盆地东部火山喷发环境为海陆交互相的浅水喷发，溶解于熔浆中的挥发组分可以大量逃逸形成原生气孔，除此之外，炽热岩浆突遇水体发生的淬火作用可形成大量原生冷凝收缩缝，并把原生气孔很好地连通起来。各类储集空间一般不单独存在，而是组合出现，成为良好的储集空间。
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图 5 准噶尔盆地石炭系火山岩储层储集空间类型 Fig. 5 Types of reservoir space of the Carboniferous volcanic rock reservoirs in Junggar Basin （a）半充填气孔，气孔状玄武岩，DX17井，3635.81m;（b）裂缝—气孔型，气孔状玄武安山岩，DX173井，3665.21m;（c）基质溶孔及微裂缝发育，玄武安山岩，DX172井，3499.78m;（d）冷凝收缩缝，角砾凝灰岩，DX14井，3960.35m |
除岩性、岩相等控制因素外[27-30]，二叠纪及其之后的风化淋滤和构造作用，改善了火山岩储层的储集性能，提供了油气储集空间及运移通道。火山岩风化壳储层主要分布于古地貌高部位、斜坡带和断裂发育处[30]，如盆地西南缘、东部和陆梁隆起区[1]。距离风化壳顶面越近，储层储集能力越好，在盆地西北缘和陆东—五彩湾地区，油气层段主要分布在石炭系风化壳之下200m以内[31]。
2.3 储盖组合特征盖层条件也是火山岩气藏成藏的重要条件之一。准噶尔盆地内盖层岩性相对单一，以泥岩为主。石炭系上覆的二叠系泥岩，是石炭系巴塔玛依内山组断层—地层圈闭很好的顶板，上乌尔禾组褐色、灰褐色泥岩，在盆地中央坳陷区广泛分布，向隆起带超覆减薄至尖灭，厚度在50~350m[1]。
以克拉美丽气田为例，共发育3种生储盖组合（图 1）：（1）以下石炭统松喀尔苏组b段为主要烃源岩，上石炭统巴塔玛依内山组火山岩为储层，二叠系泥岩为盖层的生储盖组合；（2）以松喀尔苏组b段为主要烃源岩，其内部火山岩体为储层，自身烃源岩为盖层的生储盖组合；（3）以松喀尔苏组b段为主要烃源岩，松喀尔苏组a段为储层，b段致密岩体为盖层的生储盖组合。这些储盖组合为石炭系火山岩天然气成藏提供了良好的储集和保存条件。
3 典型气藏天然气成因与成藏模式 3.1 天然气成因及来源目前，把天然气组分特征和天然气碳同位素比值作为判识其成因信息的主要证据来源。滴南凸起南带断阶区相较于其他地区，烃类气体特征最为明显，甲烷含量平均占95.36%，干燥系数均达到0.97，属于典型的干气，说明其演化程度很高；其次为滴北凸起Q6井，甲烷含量占91.52%，干燥系数达到0.95，属于干气且具有高成熟度；克拉美丽气田及阜康凹陷西泉地区天然气干燥系数分布区间较大，为0.86~0.98，大部分大于0.9，整体表现为干气与少量凝析气共存的格局；五彩湾地区石炭系天然气干燥系数最小，分布在0.81~0.84，属于典型的湿气（图 6）。
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图 6 准噶尔盆地石炭系火山岩气藏天然气甲烷含量与干燥系数关系图 Fig. 6 Relationship between methane content and dry coefficient of the Carboniferous volcanic gas reservoir in Junggar Basin |
除滴北凸起Q6井及阜康凹陷外，准噶尔盆地其他地区石炭系天然气碳同位素普遍较重（图 7）。克拉美丽气田石炭系天然气碳同位素分布范围较为集中，甲烷碳同位素值普遍较高，平均为-29.88‰，乙烷碳同位素值主体分布在-27.8‰~-26.1‰，平均为-26.92‰，说明其以腐殖型有机质来源为主，为烃源岩高—过成熟阶段的产物，应主要来自滴水泉凹陷石炭系烃源岩。
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图 7 准噶尔盆地不同地区天然气成因判识图 Fig. 7 Genetic identification plate of natural gas in different areas of Junggar Basin |
滴南凸起南带断阶区天然气碳同位素特征与克拉美丽气田特征一致，为烃源岩高—过成熟阶段的产物，是典型腐殖型有机质来源，可判识为石炭系来源，存在不同来源天然气混合的可能较小。Q6井天然气乙烷碳同位素值为-32.72‰，小于滴北凸起其他井天然气。Q6井石炭系和侏罗系储层抽提物甾烷成熟度均较高，与乌伦古坳陷石炭系烃源岩特征一致[32]，说明Q6井储层抽提物不是构造上烃源岩提供的，应该来自乌伦古坳陷深部烃源岩。五彩湾气田甲烷碳同位素、乙烷碳同位素均较重，甲烷碳同位素值分布在-32.08‰~-28.27‰，乙烷碳同位素值分布在-26.60‰~-23.28‰，演化程度较高，属于典型的腐殖型有机质来源的高—过成熟阶段天然气，来源于五彩湾凹陷石炭系烃源岩。但五彩湾气田天然气组分组成特征与碳同位素特征存在矛盾，与周缘构造对比，其干燥系数明显较低，甲烷碳同位素较重的原因可能与保存条件有关。
3.2 典型气藏成藏模式准噶尔盆地石炭系天然气成藏主要受断裂和不整合面控制，天然气由断裂纵向运移后主要集中在石炭系不整合面之下[1]。通过不同地区典型火山岩气藏的解剖，分析盆地内不同的成藏模式（图 8）。
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图 8 准噶尔盆地典型气藏成藏模式图 Fig. 8 Gas accumulation pattern of typical gas reservoirs in Junggar Basin |
滴南凸起石炭系火山岩成藏模式以自生自储为主，圈闭类型主要为构造圈闭或构造—岩性圈闭。滴水泉凹陷石炭系烃源岩在三叠纪进入成熟阶段，烃类产物以轻质油和湿气为主，气油比很低，这些产物沿周缘断裂运移至克拉美丽气田火山岩储层中，圈闭捕获以油为主[4, 33]。燕山中晚期，石炭系腐殖型有机质进入高成熟阶段，随着演化程度增加，第二次充注以气为主，主体干燥系数为0.90~0.96。克拉美丽气田石炭系储层捕获该期产物，与早期成藏油气混合形成大规模油气藏。
在滴南凸起南带断阶区，由于巴塔玛依内山组和松喀尔苏组良好的源储匹配关系，烃源岩生成的油气可沿断裂及不整合面运移至储层成藏，构成良好的下生上储的成藏模式。区域内部巴塔玛依内山组尖灭线、上覆二叠系泥岩盖层及断层构成了多个断层—地层型圈闭。但该地区发现的均为干气藏，天然气产量明显低于克拉美丽气田。从圈闭形成过程来看[35]，克拉美丽气田断裂活动伴随地层尖灭产生，控圈断裂断至三叠系下部，说明圈闭形成时间在印支中晚期之前，早于DT1井构造格局定型时间。结合烃源岩生烃演化史来看[34]，松喀尔苏组b段烃源岩在三叠纪达到生烃高峰，侏罗纪早期进入高成熟阶段，克拉美丽气田DX17井构造形成时间早，可捕获多个成熟阶段的烃源岩产物，导致油气同出，富集规模较大。而滴南凸起南带断阶区DT1井区圈闭在三叠纪时未形成，未捕获到早期产物。因此，同源不同期是导致二者油气藏类型不同的主要原因。
五彩湾地区石炭纪经历了多个成藏过程[35-36]，海西期火山岩气藏良好的生储盖配置已经定型[37]，印支晚期烃源岩达到成熟阶段，天然气沿断裂向火山岩储层充注。燕山早期由于强烈的构造运动，前期聚集的天然气遭到破坏而发生逸散。燕山中期，由于地层沉降，石炭系烃源岩达到高成熟甚至过成熟阶段，但由于该时期五彩湾断鼻构造发生变化[38]，圈闭的溢出点抬高，天然气藏遭到破坏，甲烷散失速度快，导致形成湿气。
滴北凸起Q6井气藏由于天然气呈现腐泥型特征，推测乌伦古坳陷深部存在腐泥型烃源岩。晚白垩世之后，烃源岩进入成熟—高成熟阶段，形成油藏或带气顶的油藏，气顶的天然气扩散运移或原油裂解生气运移至石炭系上部储层中聚集成藏。阜东地区石炭系油气藏具有“泥包火”结构，为岩性油气藏，由于阜康凹陷目前本地的烃源岩演化程度较低，主要处于成熟阶段，推测该区天然气不是本地来源的产物，应为凹陷深部的烃源岩产物经断裂和不整合面运移而成藏。
4 勘探潜力准噶尔盆地石炭系烃源岩是大型火山岩天然气成藏的基础。石炭系沉积时期，准噶尔盆地玛湖凹陷、沙湾凹陷、阜康凹陷、东道海子凹陷、滴水泉凹陷、五彩湾凹陷发育厚度较大、分布稳定的烃源岩。不同地区石炭系烃源岩生烃特征存在明显差异，滴水泉凹陷和阜康凹陷石炭系烃源岩有机质丰度较高，具有较强的生排烃能力。勘探实践表明，油气主要分布在烃源岩厚度较大的地区，包括位于北部烃源槽克拉美丽气田、滴南凸起南分支北侧断阶区、五彩湾气田及阜康凹陷等[39]，目前获得突破的地区均是在烃源岩厚度大于100m的供烃范围内；在烃源岩厚度较小、生烃能力较弱的地区，如大井地区，石炭系烃源岩生烃能力较差，天然气勘探效果较差。
与中国东部火山岩气藏成藏主控因素不同的是，西部地区火山岩油气藏以地层不整合油气藏为主，其分布受到区域不整合面的影响很大[40-41]。准噶尔盆地内火山岩体在距风化壳400m范围内广泛发育[1]，分布于三大隆起区，长期遭受风化剥蚀，储层储集空间主要为溶蚀孔和裂缝，具有较好的储集渗流能力。优质储层与二叠系上乌尔禾组广泛分布的泥岩形成有效的储盖组合，天然气成藏条件优越。根据第四次资源评价相关参数，以及石炭系烃源岩最新的面积及厚度等研究结果，估算石炭系天然气资源量为1.4×1012m3，勘探潜力巨大。
结合成藏解剖，准噶尔盆地石炭系火山岩气藏主要受烃源岩、储盖组合、构造演化及保存条件等因素综合控制。烃源岩分布及其生烃特征是大型火山岩气藏成藏的基础，构造演化与烃源岩演化之间的时间匹配关系控制油气藏烃类类型及富集规模，储盖组合和保存条件对该区油气富集具有重要的影响。对于火山岩气田的勘探，应首先重点考虑烃源问题，靠近凹陷深部地区烃源岩高—过成熟阶段的产物供烃丰富，是形成火山岩气田的重要因素，靠近凹陷深部地区的火山岩成藏更为有利。综合以上分析，划定了石炭系有利勘探区块：滴南凸起、滴北凸起、北三台凸起和车拐地区。
滴南凸起紧邻东道海子凹陷和滴水泉凹陷，位于两大生烃中心的凸起带，是油气运移的有利指向区，尤其是北断阶区，构造形成时间早，可以捕获成熟—过成熟阶段油气，勘探潜力大，如克拉美丽气田。滴北凸起紧邻滴水泉凹陷和乌伦古坳陷，乌伦古坳陷石炭系发育腐泥型烃源岩，供烃能力充足，有利于形成构造—岩性油气藏，如Q6井。北三台凸起是阜康凹陷石炭系烃源岩生成的油气运移的有利指向区，北三台凸起靠近阜康凹陷的斜坡区，局部发育物性较好的火山岩储集体，保存条件好，有利于形成自生自储的岩性油气藏，如F26井。车拐地区靠近沙湾凹陷，沙湾凹陷石炭系烃源岩厚度大，有机质丰度高，处于过成熟阶段，断裂带的下盘保存条件好，成藏条件优越，同样是石炭系火山岩气藏勘探的有利区块，如CT1井。
5 结论（1）通过系统性开展对准噶尔盆地下石炭统烃源岩生烃潜力评价，指出下石炭统松喀尔苏组b段是石炭系主力烃源岩。准噶尔盆地下石炭统松喀尔苏组b段烃源岩分布广泛，厚度为50~250m，有机质含量高，以Ⅲ型干酪根为主，Ro主体分布在大于1.3% 的范围内，演化程度高，为准噶尔盆地大型火山岩气藏形成奠定了物质基础。
（2）准噶尔盆地火山岩气藏除了受烃源岩、储盖组合、构造演化及保存条件等宏观因素联合控制之外，能否形成大型火山岩气藏主要与天然气的捕获阶段有关。对于腐殖型有机质而言，晚期干酪根生气量有限，若圈闭形成时间晚，只能够捕获晚期过成熟阶段天然气，难以形成大型火山岩气藏。
（3）不同凹陷、不同层位烃源岩发育机制、生烃潜力与产物特征是准噶尔盆地火山岩气藏下一步研究的重点和难点。石炭系烃源岩非均质性较强，部分区块烃源岩有机质丰度高，演化程度也明显偏高，火山活动对烃源岩有机质富集和演化的影响机理较为复杂。下石炭统滴水泉组和松喀尔苏组b段烃源岩有机质类型相似，明确不同层位、不同热演化阶段烃源岩产物特征，对于石炭系精细气源对比研究和资源潜力预测具有重要的指导意义。
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