玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部，是盆地的主力生烃凹陷。陆相咸水湖相风城组烃源岩作为玛湖凹陷的主力烃源岩，为凹陷及其周缘油气藏提供了大量的油气资源^[1-7]。针对该套烃源岩的有机地球化学与成烃特征已开展了大量的研究工作^[8-14]。作为一套垂向厚度大、埋深范围广、热演化程度变化范围宽的优质烃源岩，二叠系风城组的天然气资源潜力在大量石油资源被发现后逐渐成为油气地质工作者与勘探家所关注的又一重要领域^[15-16]。目前的油气勘探主要集中在浅层到中深层，主要发现的是液态石油与少量天然气，且天然气主要以溶解形式存在于石油中，并经历了较长的垂向与侧向运移后分布在远离烃源区，少部分天然气来自二叠系佳木河组^[17-18]。从烃源岩热演化理论的角度来说，玛湖凹陷风城组烃源岩埋深范围变化大，中浅层烃源岩埋深适中，生成了大量液态石油；深层烃源岩经历了较高的地温，达到较高的热演化程度，具备生气的基本条件。但其深层—超深层是否真的有天然气生成并具一定的油气勘探潜力，值得进一步探讨。风云1井正是针对这一情况和已取得的油气地质认识而设计的风险探井，其钻探目的就是探索风城组深部页岩油气，尤其是页岩气潜力，从而建立玛湖凹陷全油气序列，推动油气进一步向深部勘探。根据钻探结果，该井在风一段6010~6020m深度压裂测试，获日产量4130m³的纯天然气，取得了玛湖凹陷风城组深层纯页岩气勘探的突破，助力风城组建立完整的页岩油—页岩气—页岩油气的分布序列，对玛湖凹陷深层油气的勘探提供了现实指导意义。同时，该井在佳木河组6197~6205m深度压裂测试，获日产油0.43t、日产气5780m³，佳木河组油气来源与风城组不同，表明风城组之下还存在超深层的另一个油气系统。本文从风云1井油气富集的基本地质条件入手，主要包括岩性特征、烃源岩和储层条件等，分析玛湖凹陷风城组页岩油气系统的页岩油、气分布序列特征及前风城组的油气来源和资源潜力，以期为玛湖凹陷深层—超深层进一步油气勘探指明方向。

风云1井位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷玛西斜坡（图 1a）。玛西斜坡与克—百断裂带相邻，整体为一大型平缓向东南方向倾斜的单斜构造，二叠系倾角为3°~8°，三叠系倾角为1°~5°，局部发育低幅度平台及鼻凸构造。斜坡区地层发育齐全，主要处于盆地边缘到中心的过渡带，既接受了大量的边缘粗碎屑沉积，同时也接受了大量湖相页岩沉积。玛西斜坡在二叠纪至白垩纪的沉积演化过程中，由二叠系近陆源的冲积扇、近湖泊环境的扇三角洲沉积到湖泊沉积，再由三叠系的砾质辫状河、三角洲到湖泊环境，以及侏罗系的扇三角洲、三角洲、湖泊环境，最终到白垩系的三角洲、湖泊环境，几经水进水退，不但形成了丰富的砂砾岩、砂岩储集体，而且形成了风城组独特的碱湖高盐度沉积。玛西斜坡风城组生烃强度大，其主要发育云质砂岩、页岩（图 1b），是准噶尔盆地探索致密油和页岩油的重要领域。

图 1

图 1 风云1井构造位置图及地层综合柱状图[23] Fig. 1 Structural location and comprehensive stratigraphic column of Well Fengyun 1 [23]

风云1井钻揭的地层由上到下依次是白垩系（K），侏罗系（J），三叠系白碱滩组（T₃b）、克拉玛依组（T₂k）、百口泉组（T₁b），二叠系下乌尔禾组（P₂w）、夏子街组（P₂x）、风城组（P₁f）与佳木河组（P₁j），其中佳木河组仅钻揭82m。本文研究的主要目的层为风城组，主要为三角洲—半深湖—深湖沉积，且各时期沉积相展布范围不同。风城组自下而上划分为风一段（P₁f₁）、风二段（P₁f₂）、风三段（P₁f₃）。风一段沉积时期沉积相分布范围最小，主要发育沿克—百断裂带和乌夏断裂带的三角洲相，向东南方向逐渐过渡为滨浅湖，半深湖—深湖亚相，在该沉积时期发育数个火山群，火山岩岩相以爆发相为主，溢流相分布局限。风二段沉积时期湖盆萎缩，气候变干旱，蒸发量变大，同时由于受到深层热液流体的影响，地层具有封闭、高盐度的特征，且存在明显的水体分层现象，沉积中心发育大量碱性矿物。风三段沉积时期陆源碎屑供给加强，三角洲发育范围更大，湖盆由碱湖向正常湖泊过渡^[19-22]。

风云1井岩性综合柱状图显示（图 2），风城组主要发育盐岩、页岩与粉—细砂岩，其中盐岩主要发育在风二段，风一段次之，风三段不发育；盐岩常与盐质页岩密切相伴分布；页岩主要分布在风三段下部至风二段中上部与风一段；粉—细砂岩普遍含一定的云质、泥质与灰质成分，主要分布在风三段，风二段中上部与风一段下部有少量分布（图 2）。

图 2

图 2 风云1井风城组岩性发育特征综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column with lithologic characteristics of Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

风云1井在风三段4768.55~4775.67m深度、风二段5227.90~5236.79m深度和风一段6011.42~6020.05m深度分别获取岩心（图 2）。其中，风三段岩心观察到的岩性主要为凝灰质粉砂岩，夹少量粉砂质页岩和泥质粉砂岩（图 3a、b）；风二段岩心广泛发育碱性矿物，主要为盐岩和页岩，夹少量的云质页岩、灰质页岩与泥质粉砂岩（图 3c、d）；风一段主要为含碱性矿物粉砂岩，夹少量浅灰色灰质粉—细砂岩与灰黑色页岩（图 3e、f）。

图 3

图 3 风云1井风城组主要岩性显微照片 Fig. 3 Microscopic photos of the main lithologies of Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

从储层性能来说，风城组储集岩既可以是粉—细砂岩，也可以是泥页岩，甚至盐岩。其中泥页岩、粉—细砂岩、盐岩主要呈纹层状构造，可见白云石纹层、长英质纹层、碱性矿物纹层，层间可见微裂缝等（图 4a、b），部分砂岩呈块状构造（图 4c）。

图 4

图 4 风云1井部分岩石沉积构造特征照片 Fig. 4 Photos of rock sedimentary structure characteristics in Well Fengyun 1

已有的烃源岩有机地球化学研究结果表明，与其他咸水湖相烃源岩如吉木萨尔凹陷芦草沟组、渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组、黄骅坳陷孔店组、酒泉盆地青西凹陷下沟组、柴达木盆地古近系下干柴沟组等相比，玛湖凹陷风城组烃源岩有机质丰度总体不高^[24]。根据分析测试结果，风云1井风城组烃源岩TOC主要分布在0.17%~1.50%之间，S₁+S₂介于0.3~3.9mg/g。不同层段的有机质丰度有明显差别，其中风三段TOC和S₁+S₂分别分布在0.25%~0.44%和0.039~0.266mg/g之间，平均分别为0.36%和0.11mg/g；风二段TOC和S₁+S₂分别分布在0.17%~1.06%和0.5~3.9mg/g之间，平均分别为0.43%和1.57mg/g；风一段TOC和S₁+S₂分别介于0.69%~1.49%和0.34~1.40mg/g，平均分别为1.06%和0.68mg/g。风一段TOC明显较风二段和风三段高。在TOC与S₁+S₂值、氯仿沥青“A”关系图中（图 5），风二段具有与风一段和风三段明显不同的线性关系，当有机碳含量相近时，风二段比风一段和风三段显示出更高的生烃潜力（S₁+S₂）和残留烃量（S₁），这主要是因为风二段烃源岩受到运移烃的影响，且异常低的T_max值也支持这一观点（图 6）。与风一段相比，风三段具有更低的TOC值和生烃潜力。综合岩性、运移烃和热演化程度等影响因素，认为风一段烃源岩质量为好—最好，风二段烃源岩质量整体为差—好，风三段烃源岩质量总体较差（图 5）。

图 5

图 5 风云1井风城组烃源岩有机质丰度对比图 Fig. 5 Comparison of organic matter abundance of various source rocks in Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

图 6

图 6 玛湖凹陷与风云1井风城组烃源岩热解Tmax—IH关系图 Fig. 6 Cross plot of pyrolysis parameters Tmax-IH of various source rocks in Fengcheng Formation in Mahu Sag and Well Fengyun 1

玛湖凹陷与风云1井风城组岩石热解T_max与氢指数（I_H）关系图显示（图 6），玛湖凹陷风城组烃源岩氢指数最大可以超过700mg/g，而风云1井风城组氢指数明显较低，整体显示为Ⅱ₂—Ⅲ型有机质，但由于风云1井风城组整体演化程度较高，且其他井的样品均表现出Ⅱ型或Ⅰ型有机质，因此，认为风云1井风城组总体为倾油/气—倾气型的烃源岩。

风云1井不同层段烃源岩生烃潜力也具有一定差异，其中风二段的残余生烃潜力（S₂）略高于风三段和风一段，但其T_max异常低且TOC较低，因此认为其主要是受到运移烃的影响（图 6）。由于风一段埋藏深度大，热演化程度（R_o）相对较高，因此认为其I_H低主要为热演化影响导致，风三段埋深比风二段浅，热演化程度相对最低，其I_H却明显最低，显然不仅是热演化的影响，而是其本身的原始生烃潜力确实低于风二段。这从风三段岩性组成以较粗碎屑岩为主的事实也可以推断，该段沉积时水体还原程度比风二段、风一段弱，应有相对较多的陆源有机质，从而造成其原始生烃潜力较低。综合考虑页岩的分布，认为风一段应是主力烃源岩，其次是风二段烃源岩。

玛湖凹陷风云1井与其他井风城组烃源岩分析数据对比图显示（图 7），烃源岩热演化具有极好的规律性。岩石热解S₁、烃指数（HCI=S₁/TOC×100）和氯仿沥青“A”含量的高值区大致分布在3600~5000m深度（图 7a、b），对应于生油高峰附近，表明岩石的残留烃量最多，是页岩油富集的主要深度段。在5000~5500m深度，I_H值迅速降低，这代表了这个深度段烃源岩有机质残余生烃潜力的快速衰减（图 7e），岩石中有一定量的残留液态烃，由于热演化阶段较高，也生成部分气态烃，因此5000~5500m深度是页岩油气富集的主要层段。在5500m深度之下，残留液态烃很少，烃源岩的I_H值已总体降到111mg/g左右，低的I_H值也预示了低的残余生烃潜力（图 7e），表明烃源岩已排出了大量油气。另外，在3600m深度之上的少数样品具有较高的HCI、S₁/(S₁+S₂)，这可能与运移烃有关（图 7b、c）。

图 7

图 7 玛湖凹陷与风云1井风城组烃源岩热解参数—深度关系图 Fig. 7 Diagrams of pyrolysis parameters with depth of various source rocks in Fengcheng Formation in Mahu Sag and Well Fengyun 1

从风云1井风城组各段埋深来看，风三段烃源岩虽然位于生油窗范围内，但其TOC与I_H均较低（图 7e），这进一步印证了其生烃潜力确实比较差。风二段烃源岩总体处于大量生油阶段后期，但烃源岩TOC相对较低，生烃潜力相对较低。风一段埋深最大，热演化程度高（图 7f），其残留烃量与生烃潜力均很低，相应地氯仿沥青“A”转化率在低值1.6%~10%之间，平均为3.12%，表明其已大量生烃。风云1井在风一段6010~6020m深度压裂试油获天然气4130m³/d，其中甲烷含量高达97.36%，C₁/C₁₊和C₁/C_2-3分别为95.34%和55.32%，属于干气，这也表明了其热演化程度很高，原始生烃潜力较高。综合分析认为玛湖凹陷风城组较纯的页岩气应主要富集于5500m深度之下（图 7），玛湖凹陷页岩油气在不同深度的成熟度与烃类性质、组分含量的分布均具有一定规律性（表 1）。

表 1

表 1 玛湖凹陷风城组页岩油气性质分布深度段预测表 Table 1 Prediction of shale oil and gas properties at various depth intervals in Fengcheng Formation in Mahu Sag 页岩油气性质 较低成熟页岩油 页岩油 页岩油气 页岩气 深度/m < 3600 3600~5000 5000~5500 > 5500 产出烃类性质 较低成熟原油 成熟原油 较高成熟的原油与天然气 较纯的天然气

表 1 玛湖凹陷风城组页岩油气性质分布深度段预测表 Table 1 Prediction of shale oil and gas properties at various depth intervals in Fengcheng Formation in Mahu Sag

需要指出的是，风云1井在二叠系佳木河组6197~6205m深度压裂获日产油0.43t、日产气5780m³，气油比高达13442m³/t，其原油、饱和烃、芳香烃的碳同位素均较重，分别为-25.90‰、-26.32‰与-26.07‰，而风城组烃源岩氯仿沥青“A”碳同位素值在-29.90‰~-27.30‰之间，干酪根碳同位素值介于-27.32‰~-26.82‰，两种碳同位素均比在佳木河组发现的原油要轻得多。天然气分析结果显示，佳木河组天然气甲烷、乙烷与丙烷碳同位素值分别为-40.77‰、-24.46‰与-22.85‰，而风城组天然气甲烷、乙烷与丙烷碳同位素值分别为-45.92‰~-44.04‰、-29.67‰~-28.56‰和-27.73‰~-25.07‰，两者差异明显。由此推断，佳木河组发现的油气与风城组的油气不同源，风城组不是佳木河组储层油气的烃源岩。分析认为佳木河组油气应该来自下部成熟度更高的、以腐殖型母质为主的前风城组烃源岩^[25-27]，这预示了玛湖凹陷风城组之下还存在一套烃源岩性质与其明显不同的含油气系统，这是超深层又一重要勘探领域，是准噶尔盆地中长期的重要勘探目标。

由于沉积条件、岩性和成岩作用等差异，风城组储集岩孔隙类型主要包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔及微裂缝等（图 8）。其中，粒间孔总体较为发育，形状多为多边形，孔径较大，达数微米；晶间孔多发育在黏土矿物、黄铁矿及闪石晶间，孔径普遍在微米以上；溶蚀孔在各种碱性矿物中广泛发育，分布较为密集，孔径分布范围较大，从几百纳米至几微米；微裂缝及层间缝发育广泛，缝宽可达十几微米。不同岩石类型的孔隙类型有一定差异，其中粉砂岩以长英质粒间孔为主，也发育长石溶蚀孔及闪石晶间孔；含碱性矿物粉砂岩以微裂缝、溶蚀孔为主，发育少量黄铁矿晶间孔及粒间孔；含碱性矿物页岩则以微裂缝为主（图 8）。

图 8

图 8 风云1井风城组部分岩石孔隙类型电镜扫描照片 Fig. 8 SEM photos of pore types in Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

一般根据孔径把孔隙划分为孔径小于2nm的微孔、2~50nm的中孔或介孔、50~1000nm的宏孔，以及大于1μm的大孔。本文主要采用核磁共振和氮气吸附实验定量表征不同岩性储层的孔径分布特征。根据不同岩性孔径的测定结果（图 9），风云1井风城组储层的储集空间主要由介孔和宏孔共同组成，其中凝灰质粉砂岩和云质粉砂岩以宏孔为主，其宏孔占比分别达到了80.9%和50.1%，而盐岩和含碱性矿物粉砂岩主要发育介孔，其介孔孔隙体积占比分别为69.4%和67.2%。

图 9

图 9 风云1井风城组主要岩石类型孔径宽度分布图 Fig. 9 Distribution of pore size of the main rock types in Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

风云1井风城组不同岩性岩石的孔隙度介于0.3%~13.5%，平均为4.65%；渗透率分布在0.01~167mD之间，平均为5.12mD。风城组孔隙度总体偏低，部分样品的渗透率略偏高，主要属于致密储层，部分为特低渗储层，个别为中渗、特低孔储层（图 10）。不同层段不同岩性的物性有一定差别。对比来看，风二段的孔隙度总体较高，介于2.6%~13.2%，平均为7.28%；渗透率在0.04~167mD之间，平均为12.42mD，其岩性主要为云质/钙质页岩和盐质页岩，显示云质/钙质页岩总体优于盐质页岩（图 10b）。风一段孔隙度中等，其孔隙度分布在1.7%~5.1%之间，平均为3.7%；渗透率小于4.69mD，平均为0.52mD，其粉砂质页岩孔隙度与渗透率分布相对集中，为致密特征；砂岩孔隙度主要集中在1.7%~5.1%，渗透率在0.01~0.35mD之间，属于致密特征；极少量样品渗透率稍高，在1.9~34.7mD之间，为特低渗特征。

图 10

图 10 风云1井风城组各段不同岩性孔隙度—渗透率对比图 Fig. 10 Comparison of porosity and permeability of various lithologies in Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

泥质粉砂岩的压汞曲线特征也同样反映出风一段岩石具致密特征，在进汞压力快速增加过程中，进汞饱和度增加有限，最高进汞饱和度为19.85%，退汞饱和度仅有极小的变化（图 11a）。风三段多发育凝灰质粉砂岩，但物性最差，其孔隙度介于0.3%~3.3%，平均为1.04%；渗透率均低于0.01mD，属于致密特征。风三段凝灰质粉砂岩的压汞曲线中，随着进汞压力增加，其进汞饱和度最高仅达到13.83%，退汞饱和度几乎无变化（图 11b），这进一步印证了其岩石的致密特征。岩石物性与深度关系清楚地显示了风城组不同层段的物性分布特征，总体可见，风二段储集性能最好，其次是风一段，风三段最差，其中云质页岩和灰质砂岩相对更优。

图 11

图 11 风云1井风城组岩石压汞曲线特征图 Fig. 11 Characteristics of rock mercury injection curves of various lithologies in Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

风云1井的勘探实践表明，风城组不但生成了大量的液态石油，而且深层也有天然气的生成，这进一步证实了风城组碱性优质烃源岩具有完整的油气演化序列，既能使大量液态烃聚集，也具有天然气富集的基本条件。风云1井位于玛西斜坡，更靠近玛湖凹陷中部，风城组埋藏较深，所以烃源岩主要处于生油高峰之后的演化阶段（图 6）。风云1井风城组的气测结果显示（图 12），由底部到顶部，气测录井中的总烃含量（TG）、C₁/C_1-5具有典型的波动式降低特征，而C₂/C_1-5则具有波动式增加的特征。上述气测参数变化特征表明风城组由上部到下部气态烃含量逐渐增加，重烃含量逐渐降低，相对较轻的烃类分子含量增加的变化规律，很好地说明了烃源岩演化与产物性质变化的一致性。综合考虑整个风城组的热演化特征，玛湖凹陷风城组具有完整的页岩油气演化序列，从而形成完整的从页岩油、页岩油气到页岩气的自然地质分布特征。

图 12

图 12 风云1井风城组页岩油气系统柱状图 Fig. 12 Comprehensive shale oil and gas system column in Fengcheng Formation in Well Fengyun 1

风云1井风三段主要为页岩油段，封盖层为风三段与夏子街组的泥页岩。由于该段烃源岩质量相对较差，储层主要为砂岩类，其油气主要来自下伏风二段上部烃源岩，油气经历了一定的汇聚过程，但由于该段储层致密，孔隙度、渗透率较低，这在一定程度上影响了页岩油的富集。

风二段中上部主要为页岩油气段，烃源岩主要为风二段上部的暗色含碳酸盐的泥页岩，相应的页岩也可以作为盖层。该段对应于烃源岩快速生烃、残余生烃潜力加速衰减的深度段，在烃源岩生成液态烃的同时，也由液态烃裂解和干酪根裂解生成了大量的气态烃，所以导致油气共存。

风二段中下部—风一段主要为页岩气段，烃源岩主要为风一段暗色泥页岩，封盖层主要是风二段的盐岩发育段。该段烃源岩残余生烃潜力已很低，残留烃含量明显减少，但总烃含量和C₁/C_1-5明显较高。玛湖凹陷其他钻井测试的单井日产量在风三段有较大变化，这与油气在不同部位的聚集程度有关，但当深度增加时，产气量有增加的趋势（图 12）。风云1井测试主要获得天然气也支持了该深度段主要为页岩气发育段的认识。

风云1井风城组声波时差（AC）随深度的变化存在明显异常（图 12），风二段与风一段AC数据明显偏离正常趋势线，存在明显异常，这表明该段地层存在明显的异常高压，剩余压力明显，盐岩段的剩余压力有利于页岩油气的保存，而烃源岩段的异常压力有利于油气从烃源岩中排出，这是玛湖凹陷页岩油气富集的重要因素之一。

风云1井在风城组6000m深度之下的风一段获得了日产5000m³以上的高成熟干气，充分展示了准噶尔盆地玛湖凹陷深层—超深层确实具有页岩气的勘探潜力。这一勘探成果不仅进一步印证了风城组烃源岩具有从未—低成熟油、成熟油、高成熟油到天然气的完整油气生成和演化序列，完成了玛湖凹陷全油气系统的最后一环，同时证实了准噶尔盆地风城组深层—超深层页岩气的存在，肯定了其深层—超深层存在页岩气藏发育的良好地质条件。为玛湖凹陷风城组深层气藏的勘探提供了有力依据，标志着玛湖凹陷的勘探从常规油气、致密油气、页岩油到页岩气逐步落实，风城组深部页岩气可作为玛湖凹陷进一步勘探的重要方向。

另外，风云1井佳木河组压裂测试采得的油气与风城组油气的化学成分及元素特征存在明显差异，揭示了油气来源的不同，说明在风城组下部还存在着一个更深层前风城组油气系统。佳木河组压裂测试结果显示的油气量甚至要高于风一段，表明该油气系统具有较大油气勘探潜力。且由于其埋深大，演化程度高，已充分生烃，保存条件优越，该油气系统的勘探或将成为玛湖凹陷超深层油气勘探的另一重要方向。

超深层油气勘探领域作为准噶尔盆地油气勘探的重要方向，具有极好的油气资源前景^[28]。无论是风云1井风城组深层—超深层纯页岩气的发现，还是佳木河组压裂结果显示出的良好油气资源，均为准噶尔盆地向超深层勘探提供了良好的指导作用，后续针对风城组深层页岩气的勘探开发、资源潜力评价与前风城组油气系统油气来源分析和资源潜力评价等将成为准噶尔盆地超深层油气勘探的重大研究课题。

（1）风云1井风城组中作为主要烃源岩的页岩主要分布在风三段下部、风二段上部与风一段，烃源岩有机质丰度总体较低，TOC平均为1.06%，与其他井相比具有明显较低的氢指数，主要为倾油/气—倾气型；风城组储层类型多样，总体致密，孔隙度平均为4.65%，储集空间主要为微裂缝和次生溶蚀孔，云质页岩和灰质砂岩储集性能好。

（2）压裂试油结果显示，风云1井风一段6610~6020m处发育甲烷含量高达97.36%的干气，同时气测参数变化特征显示风城组由上到下气态烃含量、轻烃含量逐渐增加，重烃含量逐渐降低，表明玛湖凹陷风城组烃源岩具有从未—低成熟油、成熟油、高成熟油到天然气的完整油气生成和演化序列；烃源岩氯仿沥青“A”及碳同位素分析结果显示，佳木河组压裂获得的油气与风城组具有不同源的特征。

（3）风云1井风城组勘探突破不仅肯定了玛湖凹陷深层页岩气开发的广阔前景，为其非常规油气勘探开发提供了现实的指导意义，同时，也发现了前风城组另一个超深层的极具潜力的油气系统。后续针对玛湖凹陷风城组页岩气资源潜力评价及前风城组油气系统的资源评估或将成为玛湖凹陷油气勘探开发的重要方向。