吐哈大河沿地區(qū)烴源巖特征及資源潛力

張　聰

（新疆大學(xué)地質(zhì)與礦業(yè)工程學(xué)院，新疆烏魯木齊830000）

吐哈大河沿地區(qū)烴源巖特征及資源潛力

張聰*

（新疆大學(xué)地質(zhì)與礦業(yè)工程學(xué)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(tǒng)海相、海陸過度相烴源巖，上二疊統(tǒng)烴源巖，中上三疊統(tǒng)湖相烴源巖，中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖和中侏羅統(tǒng)七克臺組湖相烴源巖。大河沿地區(qū)一直被認(rèn)為是烴源巖貧乏的區(qū)域，依據(jù)大河沿工區(qū)和鄰區(qū)鉆井、地震和露頭資料分析，研究區(qū)可能發(fā)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(qū)的油氣成藏條件，從已鉆的烴源巖分析入手，結(jié)合野外露頭和地震相的研究結(jié)果，重新認(rèn)識和評價已鉆遇的烴源巖，并且對深部未鉆烴源巖進(jìn)行預(yù)測分析，初步分析大河沿地區(qū)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(yù)測分析；分部特征

1　吐哈大河沿地區(qū)烴源巖有機質(zhì)豐度、類型

所謂有機質(zhì)豐度是指沉積巖中分散有機質(zhì)的富集程度。常用的評價指標(biāo)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(qū)）源巖的有機質(zhì)豐度，關(guān)鍵在于建立適合該盆地（或地區(qū)）地質(zhì)條件的有機質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)。研究區(qū)三疊系、二疊系泥質(zhì)源巖有機質(zhì)豐度采用我國陸相生油巖有機質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)（表1）；煤系源巖采用吐哈油田建立的“吐哈盆地煤系有機質(zhì)豐度的評價標(biāo)準(zhǔn)（表2、表3）”。

三疊系克拉瑪依組（T2k）上部發(fā)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(zhì)豐度評價表

表2　吐哈盆地煤系泥巖有機質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)表

研究區(qū)周緣上三疊統(tǒng)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(zhì)較為富集，達(dá)到好—較好的生油巖標(biāo)準(zhǔn)，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(shù)可以達(dá)到差生油巖標(biāo)準(zhǔn)，而從氯仿瀝青“A”和生烴潛量看則多數(shù)為非生油油巖。水西溝群煤系源巖情況比較復(fù)雜，根據(jù)吐哈油田的標(biāo)準(zhǔn)，總體屬于非—差生油巖。首先水西溝群煤巖，不論下侏羅統(tǒng)還是西山窯組，從現(xiàn)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(tǒng)暗色泥巖除吐參1井部分達(dá)到中等生油巖外，其余屬以非生油巖為主，少數(shù)達(dá)到差生油巖標(biāo)準(zhǔn)。值得注意的是下侏羅統(tǒng)暗色泥巖有機質(zhì)豐度與其是否處于沉積中心關(guān)系不大：如吐參1井下侏羅統(tǒng)厚372m、托參2井厚1023m，前者潛在源巖占地層的42%，部分達(dá)到中等生油巖標(biāo)準(zhǔn)，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(dá)到差生油巖標(biāo)準(zhǔn)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(zhì)豐度反不及吐參1井?？蒲酪腊枷葜邢沦_統(tǒng)的沉積具有典型山間盆地的特點：有機質(zhì)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(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)試用方案

2　吐哈大河沿地區(qū)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(biāo)。烴源巖成熟度指標(biāo)很多，但公認(rèn)的參照標(biāo)準(zhǔn)是鏡質(zhì)體反射率（Ro），其它成熟度指標(biāo)都需要與其對照才能刻畫。鏡質(zhì)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(zhì)體反射率（Ro）具有各向異性，這種各向異性不是熱成熟的結(jié)果，而是力化學(xué)作用使然，具體地說就是垂直于最大主壓應(yīng)力截面上所測得的反射率最大，而垂直于最小主壓應(yīng)力截面上所測得的反射率最小。但層片狀鏡質(zhì)體的天然狀態(tài)與地應(yīng)力狀態(tài)又影響其演化，如果最大主壓應(yīng)力垂直于層面（張性盆地），則鏡質(zhì)體順應(yīng)了熱壓演化，是促進(jìn)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(zhì)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(zhì)體演化，異常高壓（如烴源巖密集段）降低了作用于鏡質(zhì)體的有效地應(yīng)力，對有機質(zhì)的演化是遲滯的；而異常低壓則增加了有效地應(yīng)力，反而促進(jìn)了有機質(zhì)的演化。H/C和O/C比越低，有機質(zhì)類型指數(shù)越大（越偏Ⅲ型）則有效地應(yīng)力作用的效果越顯著。鏡質(zhì)體反射率測量方法（均值）及其影響因素是造成鏡質(zhì)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(tǒng)克拉瑪依組湖相烴源巖。前已敘及，中三疊世時科牙依地區(qū)與托克遜地區(qū)為一個湖盆，在科牙依地區(qū)為深湖相，發(fā)育厚層暗色泥巖和燭藻煤，該套巖石生烴能力較強，普遍達(dá)較好生油巖標(biāo)準(zhǔn)。特別是兩層厚14m的燭藻煤，有機碳高達(dá)17.64%～38.40%，氯仿瀝青“A”達(dá)3.1775%～4.3277%，腐泥組組分高達(dá)85%～93%，類型指數(shù)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(qū)當(dāng)時為淺湖相，主要發(fā)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(jù)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(tǒng)的工業(yè)油流除本地提供極少部分外，可能主要從科牙依地區(qū)運移而來。據(jù)對燭藻煤有機質(zhì)成熟度的測定Ro=0.59%，在侏羅紀(jì)末期，該套地層埋深已逾3700m，古地溫約為70℃～88℃，已進(jìn)入液態(tài)烴生成期。第三套烴源巖為上三疊統(tǒng)湖相泥巖。該套巖性具有三低特點，即有機質(zhì)豐度低，生油潛能低，有機質(zhì)成熟度低，屬于差—非烴源巖，而且Ro平均為0.54%，基本未進(jìn)入成熟期。

3　吐哈大河沿地區(qū)烴源巖綜合評價

烴源巖是油氣地質(zhì)綜合研究的關(guān)鍵要素之一，終極目標(biāo)是確認(rèn)有無有效烴源巖以及有多少。所謂有效烴源巖，不同地質(zhì)學(xué)家的標(biāo)準(zhǔn)不一，但有效性的要求是一致的，就是具備或曾經(jīng)具有大量排烴、可能形成油氣工業(yè)性聚集的源巖，也就是說在地質(zhì)歷史時期進(jìn)入有效排烴門限源巖的質(zhì)和量。

大河沿工區(qū)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(qū)有效生油巖分布范圍可能不大?？蔂枆A下侏羅統(tǒng)煤Ro為0.475%～0.561%，預(yù)計上三疊統(tǒng)可能不超過0.65%，即便中三疊統(tǒng)有良好的燭藻煤，也剛進(jìn)入生烴門限，大規(guī)模提供油氣可能不大。從已鉆井的有機質(zhì)豐度來看，大河沿工區(qū)水西溝群和上三疊統(tǒng)多數(shù)為非生油巖，部分發(fā)育中差生油巖。但研究區(qū)僅鉆探了3口井，且并非位于預(yù)測烴源巖中心位置，同時，已鉆井并不能準(zhǔn)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(zhì)豐度、有機質(zhì)類型和成熟度，認(rèn)為該區(qū)成熟有效源巖發(fā)育規(guī)?？赡懿淮?，但是，研究區(qū)南部緊鄰?fù)锌诉d生油，東部緊鄰臺北凹陷，可以為該區(qū)提供側(cè)向油氣供應(yīng)，大河沿地區(qū)仍具有不錯的油氣潛力。

4　吐哈大河沿地區(qū)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(fā)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(tǒng)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(tǒng)未見顯示（疙1井、躍1井和房1井，紅臺1井不能排除側(cè)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(tǒng)發(fā)育2套煤系地層，結(jié)果除三工河組頂部見熒光顯示外，下侏羅統(tǒng)大部和三疊系沒有顯示，但中侏羅統(tǒng)顯示很好。所有這些信息表明，煤成烴是不容否認(rèn)的，水西溝群以西山窯組為主要烴源巖，下侏羅統(tǒng)除丘東洼陷主體不能排除它提供烴源外，大部地區(qū)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(chuàng)始人之一的程克明教授根據(jù)原油生物標(biāo)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(tǒng)過度相富藻炭質(zhì)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(tǒng)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(jìn)而根據(jù)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(rèn)為以丘東1井中侏羅統(tǒng)三間房組為代表的第一類原油，與本區(qū)中侏羅統(tǒng)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(lián)系。最后總結(jié)指出，吐哈盆地中下侏羅統(tǒng)確實有很大一部分原油“與西山窯組和八道灣組的煤有關(guān)（特別是西山窯組煤），此即為該區(qū)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(zhì)泥巖及煤3種；從顯微組分看，有殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組、惰質(zhì)組及腐泥組，它們還可細(xì)分為孢子體、角質(zhì)體、樹脂體、木栓質(zhì)體、瀝青質(zhì)體和基質(zhì)鏡質(zhì)體、結(jié)構(gòu)鏡質(zhì)體、均質(zhì)鏡質(zhì)體等等。這種多元復(fù)合生烴母質(zhì)的存在，使生油氣的熱演化形成多階連續(xù)的特點（圖2）。熱模擬結(jié)果表明，從Ro為0.4%～1.3%均有液態(tài)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(zhì)鏡質(zhì)體和木栓質(zhì)體及瀝青質(zhì)體生烴為主。晚期成熟階段，則以煤及暗色泥巖中的角質(zhì)體、孢子體和腐泥質(zhì)等組分生烴為主。由于殼質(zhì)組以生油為主，基質(zhì)鏡質(zhì)體既生油又生氣。其它鏡質(zhì)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(qū)的煤巖主要沉積環(huán)境。據(jù)分析此種環(huán)境下形成的煤巖中基質(zhì)鏡質(zhì)體和碎屑角質(zhì)體含量特別高，這也是本區(qū)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(jié)果表明，上含油氣系統(tǒng)現(xiàn)今成熟有效的烴源巖集中發(fā)育在臺北凹陷，侏羅系底部鏡質(zhì)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(nèi)，大約從中燕山期（晚侏羅世J3）起即已進(jìn)入生烴門限。

5　結(jié)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(qū)中二疊統(tǒng)桃東溝群、上三疊統(tǒng)小泉溝群、中下侏羅統(tǒng)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(qū)位于構(gòu)造高部位，處于油氣運移的有利指向，具有臺北凹陷遠(yuǎn)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(nèi)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(jīng)超缺，有效源巖的分布只能分布在構(gòu)造向斜西北部?？ɡ瓐D工區(qū)上三疊和下侏羅統(tǒng)源巖從質(zhì)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(qū)帶資源分布看（2002年），大河沿

表4　吐哈盆地三次資評部分構(gòu)造單元石油資源量簡表

表5　吐哈盆地三次資評部分構(gòu)造單元石油資源量簡表

工區(qū)東南部（吐參1井區(qū)）未發(fā)現(xiàn)石油地質(zhì)資源量約472×104t（表4）；未發(fā)現(xiàn)天然氣地質(zhì)資源量約11.054× 108m3（表5，托克遜凹陷吐參1井區(qū)算1/10）。如果照此推算，則大河沿地區(qū)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(shù)據(jù)，例如，雁木西油田為1998年發(fā)現(xiàn)，至2008年，雁木西油田通過滾動擴邊，儲量規(guī)模上升至1773×104t。2009年，大河沿東部鄰區(qū)探明6431×104t，其油氣源來自勝北凹陷J1。所以，大河沿地區(qū)處于托克遜凹陷和臺北凹陷油氣運移的有利指向區(qū)，仍具有較可觀的石油地質(zhì)儲量。初步估算，大河沿工區(qū)最終可望發(fā)現(xiàn)的油氣，按當(dāng)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(xué)地質(zhì)與礦業(yè)工程學(xué)院在讀碩士研究生，研究方向：成巖、火山巖、造山帶。