准噶尔盆地北部石北凹陷天然气地球化学特征及成因.pdf

收稿日期：2022-04-13；改回日期：2022-10-09；网络出版日期：2023-02-01本文受国家科技重大专项课题“准噶尔盆地碎屑岩层系油气富集规律与勘探评价”（编号：2016ZX05002-002），中国石化科技攻关项目“石炭系领域油气成藏规律及目标评价”（编号：P17001）联合资助海 相 油 气 地 质0前言目前越来越多的学者认为，准噶尔盆地作为油气并存的大型叠合盆地，具备大中型气田（藏）形成的基本条件，具有较大的天然气藏勘探潜力1。准噶尔盆地已发现的天然气田（藏）主要包括西北缘克乌断裂下盘的克百气田、腹部陆梁地区白垩系天然气藏以及东缘克拉美丽气田，而在盆地北部的乌伦古坳陷并未发现商业性气藏。海西期及燕山期构造运动导致乌伦古坳陷经历多期次抬升，地层遭受剥蚀，缺失准噶尔盆地重要的烃源岩二叠系风城组及芦草沟组烃源岩。乌伦古坳陷自1957年开展油气勘探以来共计钻探13口探井，均未发现规模聚集的工业油气藏。自2008年以来，围绕准噶尔北部下组合石炭系开展勘探，发现了包括五彩湾气田、克拉美丽气田等多个天然气田（藏），使得乌伦古坳陷重新进入人们视野。2016年，位于乌伦古坳陷南部石北凹陷的准北1井在三叠系克拉玛依组底部3 5743 606 m井段的砂砾岩中见到强烈气侵和荧光显示，完井常规测试最高日产气超过1104m3，日均产气1 315 m3。这是首个在准噶尔盆地北部乌伦古坳陷发现的天然气藏。本文对准北1井三叠系与盆地东北缘其他层系的天然气地球化学特征进行对比分析，并开展气源对比和天然气成因探讨，有助于认识乌伦古坳陷的油气资源潜力，对于在该区获得天然气商业突破具有重要意义。1区域地质背景乌伦古坳陷位于准噶尔盆地东北缘，呈北西西向近菱形展布，东边到克拉美丽山前一侧收缩变窄，西至德伦山乌兰林格断裂，北抵青格里底山山前一带，南以陆梁隆起为界（图1a），主要包括石北凹陷、索索泉凹陷、红岩断阶带等构造单元（图1b）。乌参1等钻井资料揭示乌伦古坳陷自下而上发育石摘要准噶尔盆地北部乌伦古坳陷历经40余年油气勘探尚未实现工业突破，2016年在石北凹陷准北1井三叠系首次获得天然气发现，因而厘清天然气成因和气源岩对于评价油气勘探潜力和规模意义重大。系统收集了乌伦古坳陷及周缘的天然气地球化学数据，基于天然气碳同位素、轻烃组成认识准北1井天然气特征及类型，基于3个石炭系、1个二叠系烃源岩样品的封闭体系生烃模拟实验结果开展准北1井气源对比分析，并结合地震剖面、区域磁力异常等资料对天然气成因机制作了探讨。结果表明：准北1井天然气具有甲烷含量低、干燥系数低、氮气含量较高、乙烷碳同位素偏重（13C2为-26）的特征，轻烃中甲基环己烷含量较高（63.6%），属于腐殖型热解气。石北凹陷北部发育区域性大断裂，沿断裂发育的闪长岩侵入体造成的岩浆脱气作用是准北1井天然气中氮气含量较高的主要原因。准北1井天然气与下石炭统滴水泉组烃源岩生烃模拟产物的碳同位素特征相似，表明两者具有一定亲缘性，推断天然气主要来自于滴水泉组海陆过渡相成熟烃源岩。紧邻滴水泉组烃源岩的圈闭是乌伦古坳陷天然气藏勘探的重要方向。关键词天然气；氮气；成因；生烃模拟；石炭系；石北凹陷；乌伦古坳陷；准噶尔盆地中图分类号：TE122.1文献标识码：A准噶尔盆地北部石北凹陷天然气地球化学特征及成因李园园，曲彦胜，王圣柱，熊峥嵘，吕铁良中国石化胜利油田勘探开发研究院MARINEMARINEMARINEMARINEORIGINPETROLEUMGEOLOGYORIGINPETROLEUMGEOLOGYORIGINPETROLEUMGEOLOGYORIGINPETROLEUMGEOLOGY海 相 油 气 地 质DOI：10.3969/j.issn.1672-9854.2023.02.007文章编号：1672-9854(2023)-02-0178-08第28卷 第2期油气成藏2023年6月第一作者：李园园，硕士，助理研究员，现从事准噶尔盆地油气成藏研究工作。通信地址：257000山东省东营市东营区聊城路2号胜利油田勘探开发研究院；E-mail:178炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近系，缺失中二叠统下三叠统，二叠系仅在坳陷南部的石北凹陷残留下二叠统。坳陷内的上古生界发育一套海陆过渡相碎屑岩及火山岩建造，中新生界发育一套河流湖泊相的粗碎屑和含煤建造。乌伦古坳陷石炭系构造-沉积背景复杂。早石炭世早中期，克拉美丽洋壳向北俯冲，乌伦古坳陷处于多岛弧的弧后盆地背景，发育浅海相、海陆过渡相环境。早石炭世晚期，克拉美丽洋盆闭合，在克拉美丽缝合带南侧五彩湾及邻区形成残余的陆缘海。晚石炭世区内构造背景发生重大转变，由俯冲挤压环境转换为碰撞后应力松弛期的伸展环境，火山活动强烈，导致乌伦古坳陷部分地区缺失上石炭统。图1研究区位置及地质简图Fig.1Location and geologicalsketch ofthe study area in northern Junggar Basin2天然气地球化学特征2.1天然气成分特征准噶尔盆地东北缘已发现的天然气主要赋存于石炭系、中三叠统、下侏罗统，不同构造部位天然气的富集层系以及地球化学特征有一定差别。乌伦古坳陷准北 1 井三叠系天然气密度为（0.850.93）g/cm3，甲烷含量为54.5%73.9%，干燥系数为0.830.84，小于 0.95，属于湿气范畴。坳陷周缘的滴水泉凹陷、五彩湾气田天然气干燥系数较低，以湿气为主2；而盆地东部的三台凸起、北三台凸起天然气干燥系数多数大于 0.94，以干气为主。准北 1 井天然气中的氮气含量较高，达到 11.1%32.7%，按照天然气中氮气含量分类3，属于富氮型天然气。从氮气含量与甲烷碳同位素组成相关图可以看出（图 2）：准北 1 井与索索泉凹陷的泉 6井、石西凸起石南 1井的气均属于富氮天然气，五彩湾气田（彩参 2 井）以及滴北凸起的泉 1 井的气属于含氮天然气，滴南凸起（滴西 10井）的气属于低氮天然气，具体数据见表1。图2乌伦古坳陷及周缘天然气中氮气含量分类图Fig.2N2contentclassification ofnaturalgasin Ulungu Depression and its periphery李园园等：准噶尔盆地北部石北凹陷天然气地球化学特征及成因179构造单元构造单元（气田气田）石北凹陷石西凸起滴北凸起与索索泉凹陷南部五彩湾气田滴南凸起井井 名名准北1石南1石西1石西2泉1泉6泉8泉002彩参2彩25彩27滴西10滴西18陆南1层层 位位中三叠统克拉玛依组石炭系石炭系石炭系下侏罗统三工河组下侏罗统八道湾组石炭系石炭系下侏罗统八道湾组下侏罗统三工河组石炭系石炭系石炭系石炭系下侏罗统三工河组深度深度/m3 5743 6061 2521 260.51 7721 7802 2182 1732 1851 5741 5793 0283 0243 0483 510组分含量组分含量/%甲烷甲烷73.954.567.353.881.586.188.169.979.290.286.791.283.9乙烷乙烷8.56.21.30.85.92.44.3氮气氮气11.132.725.739.610.89.86.923.116.15.52.53.73.7 13C/甲烷甲烷-32.7-31.5-32.3-33.4-33.9-34.7-35.0-31.2-34.8-32.5-30.0-30.3-29.1-30.0-34.7乙烷乙烷-26.0-26.6-27.3-26.7-27.8-24.5-32.9-32.9-22.2-24.0-26.0-26.6-25.0-26.8-27.1-27.4丙烷丙烷-25.9-24.8-27.1-26.0-26.2-21.2-20.9-21.6-25.6-22.6-23.0-24.6-24.7-26.8丁烷丁烷-25.2-25.4-26.4-21.3-25.6-22.3-22.6-24.8-26.9数据来源数据来源本文文献 4文献 5文献 4文献6-7文献 4表1准噶尔盆地东北缘天然气地球化学数据表Table 1Geochemicaldata ofnaturalgas in northeastern Junggar Basin2.2天然气碳同位素特征及成因类型天然气碳同位素组成特征是判断天然气成因的主要地球化学手段。准北1井区天然气甲烷碳同位素组成（13C1）为-32.7，乙烷碳同位素组成（13C2）为-26.0，丙烷碳同位素组成（13C3）为-25.9，具有正碳同位素系列特征，即13C113C213C3；CO2含量仅为0.1%，远小于20%。这些特征表明其成因类型属于有机成因天然气8。有机成因气按照其气源岩母质类型可以划分为腐殖型气、腐泥型气和过渡型气；按照烃源岩成熟度可以划分为生物气、热解气和裂解气8。众多学者研究认为天然气 C1C4系列化合物中，13C1主要受烃源岩热演化程度的影响，而13C2和13C3则主要受气源岩母质类型的影响9。准北1井天然气相对富集较重的碳同位素。通过甲烷与乙烷碳同位素组成交会图（图3）分析，准北井三叠系天然气13C2大于-27，属于腐殖型气的范畴10。图3乌伦古坳陷及周缘天然气甲烷、乙烷碳同位素交会图Fig.3Crossplotof 13C1and 13C2ofnaturalgasin Ulungu Depression and its periphery2023年 第28卷 第2期海相油气地质海相油气地质180对比邻近地区，准北1井天然气碳同位素特征与克拉美丽气田的相近，如滴西10井和滴西18井石炭系天然气13C2为-27.1-26.86；索索泉凹陷泉 6 井石炭系天然气相对富集轻的碳同位素，13C2可达-32.9，表现出腐泥型气的特征；而滴北凸起泉1井、泉002井侏罗系以及泉8井和五彩湾气田石炭系天然气具有相对富集较重的碳同位素的特征11，13C2最大可达-22.2。由于有机质在生成烃类的过程中，早期生成的甲烷具有碳同位素较轻的特点，而进入干酪根裂解阶段生成的天然气的碳同位素值呈现增大的趋势，因此，甲烷碳同位素组成是判断天然气成熟度的良好指标6。国内外众多学者建立了天然气甲烷碳同位素与成熟度的线性关系，按照戴金星等提出的腐殖天然气甲烷碳同位素值和其烃源岩成熟度之间的回归方程11，计算出准北1井天然气烃源岩的成熟度(Ro)为1.37%。2.3天然气轻烃特征这里讨论的轻烃是指液态轻烃，包括 C5C10的烃类化合物。准北 1井天然气中轻烃的含量极低。C7系列中，甲基环己烷含量高（63.6%），二甲基环戊烷含量次之（22.8%），正庚烷含量最低（13.6%）。苯和甲苯相对含量中等，苯指数为30.77。一般认为甲基环己烷主要来自高等植物的木质素、纤维素、糖类等有机聚合物，热力学性质相对稳定，其高含量往往反映了陆源母质贡献。准北1井天然气甲基环己烷含量大于50%，属于腐殖型气的范畴5,12。2.4天然气中的氮气成因一般认为天然气中的氮气成因主要包括有机质脱氮作用、大气来源、火山来源等3种13-14。有机质在最大脱氮阶段生成的氮气仅占总生气量的2.0%4，远小于准北 1 井天然气中的氮气含量（11.1%32.7%）。大气来源的氮气主要是沉积盆地浅层溶解于地下水中的N2，在地下水的循环作用下呈游离相逸出，并运移聚集到天然气藏中。准北1井气藏埋深大于 3 000 m，且从过准北 1 井的近北东南西向地震剖面（图4）可以看出，盆地内部的断裂多终止于三叠系底部，断裂活动期主要为海西期，三叠纪以来断裂活动性较弱，天然气藏的保存条件较好，因此，准北1井天然气中的氮气来源于大气的可能性较低。准北1井紧邻克拉美丽大断裂延伸至盆地内的索索泉南断裂段（图 1b），沿断裂发育闪长岩侵入体。准北1井在石炭系钻遇大套灰绿色闪长岩，单层厚585 m，总厚度近200 m。区域剩余磁力异常图显示准北1井位于NW向延展的高磁力异常带附近（图5），该异常带与沿索索泉南断裂发育的闪长岩侵入体相对应。这说明准北1井富氮天然气的成因与大断裂附近的闪长岩侵入体的脱氮作用有关火山岩浆侵入到沉积物中，有机质在热催化作用下产生有机热成因气，同时发生岩浆脱气作用而形成富含氮气的天然气。这类成因的天然气藏在陆梁隆起亦有发现，如石南凹陷天然气中氮气的含量为6.2%39.6%，其中石南 1 井氮气含量高达 25.7%39.6%，前人研究认为主要与火成岩侵入有关15。图4准噶尔盆地乌伦古坳陷过准北1井地震解释剖面Fig.4Seismic interpretation profile crossing WellZhunbei-1 in Ulungu Depression,Junggar Basin李园园等：准噶尔盆地北部石北凹陷天然气地球化学特征及成因181图5准噶尔盆地北缘剩余磁力异常图Fig.5Residualmagnetic anomaly in the north margin ofJunggar Basin3气源岩特征与气源对比乌伦古坳陷烃源岩发育层系主要包括石炭系、上三叠统白碱滩组以及侏罗系八道湾组。坳陷中心部位的乌参1井（位置见图1）揭示白碱滩组、八道湾组烃源岩，其成熟度（Ro）均小于0.8%，热演化程度较低，尚未进入成熟生油气阶段，难以作为有效的气源岩。石炭系发育多套潜在的烃源岩，目前共发现3套：下石炭统滴水泉组(C1d)海陆过渡相泥岩、姜巴斯套组(C1j)海相凝灰质泥岩，上石炭统巴塔玛依内山组(C2b)陆相碳质泥岩16。C1d烃源岩主要分布在滴水泉凹陷周缘，分布范围广，厚度为100500 m；岩石类型主要为深灰色泥岩、凝灰质泥岩；总有机碳含量(TOC)为1.01%1.75%，干酪根13C值为-21.98，以腐泥腐殖型有机质为主，Ro为0.9%2.1%。C1j烃源岩主要分布在乌伦古坳陷；以乌参1井揭示的为典型代表，为一套海相的泥岩、凝灰质泥岩、沉凝灰岩16-18；TOC为0.43%1.88%，有机质丰度中等，有机质类型为III2型，Ro为1.11%2.03%，为一套高过成熟的腐殖腐泥型烃源岩。C2b烃源岩主要分布在五彩湾气田和滴水泉凹陷西部，分布范围局限；为一套火山喷发间歇期形成的湖沼相泥岩，岩性包括凝灰质泥岩、碳质泥岩、含碳质泥岩；TOC 为 0.6%8.2%，Ro为 1.0%2.6%，有机质类型以型为主，为一套高成熟的中等丰度烃源岩。通过封闭体系下的生烃模拟实验，分析烃源岩热解烃的稳定碳同位素，从而获得该套烃源岩产生的烃类气体（包括甲烷、乙烷、丙烷等）的碳同位素组成，为烃源岩判识提供一定的依据。本文选取了准噶尔盆地东北部不同层系的典型烃源岩样品（表2）开展了封闭体系下的生烃模拟实验，实验采用金管高压釜热解炉进行。实验中样品被焊封在金管中，将金管放入高压釜，釜内和金管之间填充有水，作为传压介质。在一定升温速率和压力下进行热解，热解产物被密封在金管内。气体分析完成以后，将 金 管 取 出，在 低 温 下 剪 碎，加 入 标 样（nC24D50），萃取液态产物。升温速率为 20C/h，分别对热解气体产物、C6-14和C14+进行定量（C6-14用色谱定量，C14+采用称重法定量），对甲烷、乙烷和丙烷的碳同位素组成进行分析（表 2）。滴水泉剖面C1d烃源岩形成于海陆过渡相环境，有机质类型以型为主，模拟气的13C2值为-27.6-24.0（表2，图6a），与准北 1 井天然气的 13C2相近（-26.0），以腐殖型天然气为主；乌参 1 井 C1j 烃源岩形成于海相环境，有机质类型偏腐泥型，模拟气的13C2值相对于准北1井天然气偏低（图6b），具有腐泥型天然气的特点；泉 5 井 C2b 烃源岩有机质类型为2型，模拟气的 13C2值最高，分布范围为-30-23（表2，图6c），属于典型的腐殖型天然气；妖魔山剖面位于准东地区（位置见图 1a），中二叠统芦草沟组（P2l）发育一套泥页岩，有机质丰度高，模拟气的13C2值小于-29（表2，图6d），表现出典型腐泥型天然气的特征。通过天然气成因图版判识，准北1井天然气与滴水泉剖面 C1d 烃源岩模拟气的碳同位素组成以及甲烷-乙烷-丙烷碳同位素的分布形态最为相近（图6），具有一定的亲缘性。2023年 第28卷 第2期海相油气地质海相油气地质182剖面/井滴水泉剖面乌参1井(5 6665 696 m)泉5井(2 6902 764 m)妖魔山剖面层位下石炭统滴水泉组下石炭统姜巴斯套组中石炭统巴塔玛依内山组中二叠统芦草沟组岩石类型泥岩、凝灰质泥岩凝灰质泥岩泥岩泥页岩TOC/%1.673.038.64Ro/%范围值0.710.901.121.310.450.56烃源岩地球化学特征平均值0.801.200.50有机质类型221生烃模拟数据温度/358.7383.0408.1431.3455.4382.7406.7430.9454.9479.5408.1431.3455.4479.0358.9382.8431.0455.0479.3504.7计算Ro/%0.670.780.961.171.470.780.961.171.471.810.961.171.471.810.670.781.171.471.812.1613C/甲烷-32.4-35.8-35.7-35.7-33.6-41.8-41.2-40.2-38.7-36.3-33.0-31.0-29.8-29.1-41.9-43.6-42.3-40.6-39.3-38.0乙烷-26.6-27.6-25.9-24.0-24.1-32.0-30.4-29.8-29.1-28.2-30.0-29.5-25.1-23.0-33.0-34.0-32.6-32.5-32.1-29.7丙烷-26.3-25.9-24.3-23.2-23.0-29.0-28.5-28.6-28.6-26.5-29.0-27.5-24.8-24.0-32.4-32.1-31.6-31.8-29.0-23.6表2准噶尔盆地北缘烃源岩生烃模拟数据Table 2Hydrocarbon generation simulationaldata ofsource rocks in the north margin ofJunggar Basin图6准北1井天然气与乌伦古坳陷及周缘烃源岩模拟气碳同位素组成对比Fig.6CarbonisotopecompositioncomparisonofnaturalgasinWellZhunbei-1withsimulatedgasofsourcerocksfromUlunguDepressionanditsperiphery李园园等：准噶尔盆地北部石北凹陷天然气地球化学特征及成因1834结论（1）准噶尔盆地乌伦古坳陷准北1井三叠系的天然气具有低甲烷含量（54.5%73.9%）、低干燥系数（0.830.84）、较高氮气含量(11.1%32.7%)、乙烷碳同位素偏重(-26.0）、甲烷碳同位素偏轻(-32.7)、轻烃中甲基环己烷含量高（63.6%）的特征，成因类型属于腐殖型热解气。准北 1井天然气中氮气含量高，与附近断裂带的石炭系火山岩接触变质脱气作用有关。（2）选取乌伦古坳陷及周缘3个石炭系、1个二叠系烃源岩样品，开展封闭体系生烃模拟实验以及气源对比研究。准北1井天然气与下石炭统滴水泉组烃源岩模拟气的碳同位素相近，推断天然气主要来自于石北凹陷滴水泉组烃源岩。该套烃源岩为海陆过渡相成熟烃源岩，具备生成腐殖型天然气的潜力。（3）准北1井天然气的发现，不仅证实了石炭系烃源岩是准噶尔盆地一套重要的烃源岩，而且首次在陆梁隆起以北发现了天然气藏，这对于整个准噶尔盆地石炭系油气潜力的认识，以及针对陆梁隆起以北缺失二叠系烃源岩的广大地区开展油气勘探具有重要意义。通过石炭纪原型盆地恢复，结合地震反射特征落实下石炭统滴水泉组烃源岩空间分布，提出紧邻滴水泉组烃源岩区的圈闭是下一步取得油气勘探突破的重要方向。参 考 文 献1 胡素云,王小军,曹正林,等.准噶尔盆地大中型气田(藏)形成条件与勘探方向 J.石油勘探与开发,2020,47(2):248-259.HU Suyun,WANG Xiaojun,CAO Zhenglin,et alFormation conditions and exploration direction of large and medium gas reservoirs in the Junggar Basin,NW China J.Petroleum explorationand development,2020,47(2):248-259.2 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Junggar Basin J Petroleum exploration and development,2010,37(4):397-40817 曲彦胜.准噶尔盆地北部石炭系富火山物质烃源岩地球化学特征 J 海相油气地质,2020,25(2):141-147QU YanshengGeochemical characteristics of source rocks richin volcanic material of Carboniferous in north Junggar BasinJ Marine origin petroleum geology,2020,25(2):141-14718 林会喜,王圣柱,李艳丽,等.准噶尔盆地石炭系不同类型烃源岩生烃模拟 J 天然气工业,2014,34(10):27-32LIN Huixi,WANG Shengzhu,LI Yanli,et alHydrocarbon generation simulation of different Carboniferous source rocks in theJunggar Basin J Natural gas industry,2014,34(10):27-32Geochemical characteristics and origin of natural gas in Shibei Sag,northern Junggar BasinLI Yuanyuan,QU Yansheng,WANG Shengzhu,XIONG Zhengrong,L TieliangAbstract：After more than 40 years of oil and gas exploration,it has not yet made a industrial breakthrough in UlunguDepression,northern Junggar Basin.In 2016,the first natural gas reservoir was found in the Triassic system of Shibei Sag.Therefore,it is of great significance to clarify the origin of natural gas and gas source rocks for evaluating the potentialand scale of oil and gas exploration.The geochemical data of natural gas in Ulungu Depression and its surrounding areasare systematically collected.The characteristics and types of natural gas in Well Zhunbei-1 are recognized based on theanalysis of compositions of natural gas,carbon isotope and light hydrocarbon.Based on the results of closed systemhydrocarbon generation simulation experiment of three Carboniferous and one Permian source rock samples,the gas-source rocks correlation in Well Zhunbei-1 is carried out with the carbon isotope compositions of methane,ethane andpropane,and the genetic mechanism of natural gas is analyzed in combination with seismic profile,regional magneticanomaly and other data.The results show that:(1)The natural gas of Well Zhunbei-1 is characterized with low methanecontent(54.5%-73.9%),low drying coefficient(0.95),high nitrogen content(11.1%-32.7%),heavy ethane carbonisotope(-26),and high content of methyl cyclohexane(MCC6)in light hydrocarbons(63.6%),belonging to humicpyrolysis gas.(2)Several regional large faults are developed in the north of Shibei Sag.Influenced by the dioriteintrusions,organic matter was thermally catalyzed,and nitrogen-rich natural gas was formed by magmatic degassing.Combined with regional analysis,it is considered that the magmatic degassing caused by diorite intrusions developedalong the faults is the main reason for high nitrogen content in natural gas of Well Zhunbei-1.(3)The carbon isotopecharacteristics of the natural gas in Well Zhunbei-1 are similar to those of the hydrocarbon generation simulation products ofthe source rocks of the Lower Carboniferous Dishuiquan Formation(with 13C2of-27.6 to-24.0),indicating thatthey have certain affinity.It is inferred that the natural gas mainly comes from the marine terrestrial transitional maturesource rocks of the Dishuiquan Formation.The traps adjacent to the source rock of Dishuiquan Formation are importantplays for the exploration of natural gas reservoirs in Ulungu Depression.Key words：natural gas;nitrogen;origin;hydrocarbon generation simulation;Carboniferous;Shibei Sag;Ulungu Depression;Junggar BasinLI Yuanyuan,First author:Assistant Researcher,mainly engaged in oil and gas exploration in Junggar Basin.Add:Exploration and Development Research Institute of Shengli Oilfield,SINOPEC,No.2 Liaocheng Rd.,Dongying,Shandong257000,China编辑：董 庸李园园等：准噶尔盆地北部石北凹陷天然气地球化学特征及