准噶尔盆地是我国西部大型含油气盆地，油气资源丰富，具有良好的油气勘探开发潜力，但目前该盆地油气资源以油为主，天然气探明率仅为5.3%^[1-2]。准噶尔盆地盆1井西凹陷是盆地三大天然气勘探领域之一，位于准噶尔盆地中央坳陷，面积约为8 720 km²。准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘油气勘探始于20世纪90年代，以探寻中浅层高效油气藏为目的，在凹陷周缘的近凹凸起带先后发现了莫索湾油气田、莫北油气田、石西油田等13个小型气藏，探明储量为254×10⁸ m^3[3]。前期研究区深层油气勘探主要围绕凸起区石炭系火山岩钻探，浅层天然气主要分布于侏罗系三工河组和八道湾组或白垩系的砂岩储层中，其中，侏罗系三工河组是凹陷周缘高效勘探的重要层系和规模建产的主力产层。

随着勘探程度的不断提高，研究区难以发现规模油气藏，后备勘探领域难以接替，勘探领域由凸起带逐渐转向富烃凹陷区。为探索盆1井西凹陷石炭系—二叠系油气勘探新领域，该区域进行了整体构造精细解释、油气成藏分布规律的研究，并取得了一系列认识。凹内天然气成果显著，石西16井石炭系、石西18井二叠系风城组等均获高产工业油流和工业气流^[4-5]。凹陷深层纵向及平面更贴近烃源灶，资源丰富。凹陷主体区二叠系烃源岩热演化程度高，已进入大量生气阶段，预测深层发育凝析气藏，为原生规模油气藏，以晚期充注的高熟油气为主，展现了深层形成大规模油气藏的可能性。

盆1井西凹陷深层石炭系—二叠系资源潜力巨大，但目前针对深层天然气特征、成因、来源以及凹陷内烃源岩的生气潜力、沉积体系与储层特征、运移条件和圈闭保存等方面的认识尚且不足，严重制约了后续的勘探部署。利用地震、钻井、测井、岩石薄片、储层物性、有机地球化学等资料，根据天然气碳同位素和轻烃等参数对盆1井西凹陷深层天然气进行地球化学特征研究，并从烃源岩生气潜力、储层发育、天然气输导系统和圈闭保存等方面揭示成藏的主控因素，以期为有利区带优选和进一步勘探部署提供一定依据。

准噶尔盆地盆1井西凹陷呈北东向展布，北部与石西凸起西南翼相邻，东部与莫北凸起和莫索湾凸起西侧相接，西部为达巴松凸起南翼，四凸环绕，区域构造位置非常有利。盆1井西凹陷及其周缘凸起为海西期构造运动的产物，早泥盆世—石炭纪发育大套钙碱性岛弧火山岩建造，钙碱性火山岩广泛分布。石炭纪—二叠纪构造活动活跃，奠定了该区域的构造格局。晚三叠世至早—中侏罗世，盆地整体下降，进入了坳陷沉积期，构造相对稳定，上三叠统暗色湖相泥岩成为该区一套厚度较大、分布稳定的区域性盖层。早—中侏罗世，该区构造相对稳定，沉积河湖—沼泽相含煤砂泥岩。燕山运动晚期，石西—莫北凸起周缘再次抬升，形成侏罗系内部不整合张性断裂。自白垩纪以来，构造运动强烈的区域迁移至北天山山前坳陷，盆1井西凹陷环带的构造活动十分微弱，使早期形成的圈闭得以有效保存(图 1a)^[6-8]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷构造位置(a)及石炭系—二叠系地层综合柱状图(b) Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column of Carboniferous-Permian(b)in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

盆1井西凹陷自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系地层。其中二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系之间均为不整合接触。石炭系—二叠系是海陆过渡相沉积，中—新生界则属于陆相沉积，本次研究主要针对盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系展开。研究区石炭纪火山活动频繁，火山溢流作用与火山爆发作用交替出现，形成多套火山活动旋回，钻遇岩性以大套的火山岩为主(凝灰岩、安山岩及火山角砾岩等)。二叠系自下而上发育佳木河组(P₁j)、风城组(P₁f)、夏子街组(P₂x)、下乌尔禾组(P₂w)和上乌尔禾组(P₃w)，主要发育退覆式扇三角洲沉积体系，整体发育水进退积沉积旋回。佳木河组岩性主要为绿色安山岩和灰绿色砂岩；风城组岩性主要为云质泥岩、云质砂岩与砂砾岩等；夏子街组岩性主要为砂砾岩、泥质砂岩和砂质泥岩互层；下乌尔禾组主要发育泥岩、粉砂岩与砂砾岩；上乌尔禾组顶部为棕褐色泥岩，中下部为灰色砂砾岩、粉砂岩。盆1井西凹陷深层发育二叠系风城组、下乌尔禾组2套烃源岩和火山岩、砂砾岩及云质岩3种岩性，储层物性好，厚度大，具备规模勘探的条件^[9]。受海西期南北向和东西向2组大型断裂控制，在凹陷周缘凸起区石炭系发育多个有利鼻凸构造带，鼻凸构造带间为洼槽区。二叠纪—三叠纪陆梁隆起持续隆升，遭受风化剥蚀，为盆1井西凹陷提供物源，低部位洼陷区发育二叠系、三叠系地层，并向北部凸起区依次超覆尖灭，形成大型地层圈闭背景，2类规模勘探领域形成互补之势(图 1b)。

目前准噶尔盆地盆1井西凹陷主要在周缘凸起有天然气显示，浅层侏罗系—白垩系及深层石炭系油气勘探成果丰富，展现了盆1井西凹陷环带良好的油气资源条件和勘探潜力。盆1井西凹陷天然气在垂向上多层聚集、多层叠置，天然气运移和聚集过程较复杂。天然气地球化学特征主要包括天然气组成、碳同位素、轻烃等方面的特征。

天然气的组成是指各种组分的相对含量，受烃源岩类型和成熟度及多种外在因素(运移、生物降解、混合作用)的影响^[10]。盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气产出状态主要为气层气和凝析气。天然气的主要成分是烃类，甲烷的体积分数为70.93%~96.55%，平均值为81.78%；其次为重烃气(乙烷及其以上碳数气体)，其中乙烷的体积分数为0.40%~9.17%，平均值为5.02%，其他重烃气的体积分数较小；非烃类气体主要为N₂和CO₂，未见H₂S，其中N₂的体积分数为2.27%~14.67%，平均值为6.51%，CO₂的体积分数为0.01%~0.70%，平均值为0.19%。研究区深层天然气干燥系数为0.76~0.99，平均值达0.89，总体表现为湿气，垂向上石炭系和二叠系天然气干燥系数无明显变化(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气组分 Table 1 Deep natural gas composition of Carboniferous-Permian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin 井名 深度/m 层位 φ(天然气组分)/% 干燥系数 CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 N2 CO2 盆东1 5 260~5 292 二叠系夏子街组 74.91 7.59 4.85 1.37 2.28 5.79 0.51 0.82 莫深1 7 350~7 374 石炭系 96.40 0.94 0.11 0.02 0.02 2.27 0.20 0.99 莫深1 7 134~7 160 石炭系 96.55 0.40 0.06 0.01 0.01 2.27 0.70 0.99 石004 4 410~4 420 石炭系 81.84 4.10 2.48 1.09 0.81 8.69 0.04 0.91 石006 4 365~4 414 石炭系 88.82 3.70 1.07 0.53 0.55 4.35 0.21 0.94 石007 4 397~4 420 石炭系 71.36 5.32 4.36 2.36 2.19 11.95 0.09 0.83 石012 4 397~4 416 石炭系 82.17 5.31 1.78 0.65 0.75 8.19 0.27 0.91 石013 4 408~4 425 石炭系 80.38 6.18 2.37 1.32 0.95 7.66 0.21 0.88 石西1 4 460~4 486 石炭系 77.13 7.73 4.54 2.49 1.90 4.80 — 0.82 石西1 4 395~4 404 石炭系 78.62 5.85 4.21 2.05 1.85 5.91 — 0.85 石西2 4 500~4 520 石炭系 70.93 8.92 6.92 3.82 3.26 2.91 0.37 0.76 石西2 4 464~4 476 石炭系 77.46 6.07 3.81 2.61 2.53 5.55 — 0.84 石西4 4 604~4 610 石炭系 90.04 3.20 1.15 0.37 0.48 3.82 0.05 0.95 石西16 4 812~4 822 石炭系 84.54 5.31 2.78 1.26 1.17 2.94 0.14 0.89 石西16 4 723~4 738 石炭系 84.98 5.08 2.50 1.09 0.98 4.49 0.04 0.90 石西16 4 655~4 690 二叠系上乌尔禾组 75.11 9.98 5.37 1.51 2.29 4.63 0.03 0.80 石西161-H 5 028~5 528 石炭系 83.85 5.24 2.75 1.23 1.11 3.94 0.09 0.89 石西18 5 003~5 018 二叠系风城组 85.48 5.49 2.63 1.13 1.03 3.54 — 0.89

下载CSV 表 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气组分 Table 1 Deep natural gas composition of Carboniferous-Permian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

天然气的碳同位素组成对天然气的成因、母质类型、成熟度等均具有重要指示意义。戴金星^[11-12] 通过甲烷碳同位素判断天然气成熟度，得出了煤型气和油型气不同成熟度阶段所具有的碳同位素(δ¹³C)值图版。盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气样品的甲烷碳同位素(δ¹³C₁)值为−41.62‰~−30.42‰，平均值为−34.75‰，大多处于成熟—高成熟演化阶段，暂未达到高—过成熟演化阶段，这与前述天然气组分所反映出的成熟度变化特征基本一致。该图版可利用乙烷碳同位素数据反映生源特征，从而判断天然气类型。研究区深层天然气的乙烷碳同位素(δ¹³C₂)值为−31.69‰~−24.16‰，平均值为−27.50‰，可见天然气成因以煤型气为主，其次为混合成因气，而油型气仅发现于盆东1井和石西16井。总体来说，盆1井西凹陷深层石炭系—二叠系天然气碳同位素分布范围相对较大，表明天然气热演化和母质来源存在差异，具有较为复杂的成因(图 2，表 2)。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气δ13C2与δ13C1交会图 Fig. 2 Cross plot of δ13C1 and δ13C2 of deep natural gas of Carboniferous-Permian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

表 2(Table 2)

表 2 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气碳同位素及轻烃数据 Table 2 Carbon isotope and light hydrocarbon data of deep natural gas of Carboniferous-Permian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin 井名 深度/m 层位 δ13C/‰ 庚烷值/% 异庚烷值 w(C7轻烃化合物)/% C1 C2 C3 C4 甲基环己烷 二甲基环戊烷 正庚烷 盆东1 5 260~5 292 二叠系夏子街组 -38.52 -31.69 -30.10 — 21.05 2.97 44.13 12.47 43.40 盆东1 5 260~5 292 二叠系夏子街组 -38.37 -31.52 -29.89 — 19.25 2.98 43.99 13.34 42.678 莫深1 7 350~7 374 石炭系 -32.35 -24.16 — — 14.45 2.12 58.37 16.26 25.37 石006 4 365~4 414 石炭系 -41.62 -28.68 -25.88 -25.40 26.46 1.05 52.44 13.62 33.95 石西1 4 460~4 486 石炭系 -35.36 -27.50 -26.63 -26.37 34.88 2.98 32.14 20.20 47.67 石西2 4 500~4 520 石炭系 -32.95 -27.21 -26.59 -26.86 29.36 5.12 32.33 11.85 55.82 石西2 4 464~4 476 石炭系 -34.76 -27.44 -26.53 -26.45 30.93 5.19 32.66 10.89 56.46 石西16 4 812~4 822 石炭系 -36.09 -28.71 -27.53 — 28.89 4.89 34.13 12.10 53.77 石西16 4 723~4 738 石炭系 -36.10 -28.72 -28.52 — 28.04 5.17 34.24 12.20 53.56 石西16 4 655~4 690 二叠系上乌尔禾组 -38.50 -29.46 -28.10 — 26.21 3.42 39.64 11.07 49.29 石西18 5 003~5 018 风城组 -36.07 -28.87 -27.94 — 28.76 5.02 32.79 11.94 55.27

下载CSV 表 2 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气碳同位素及轻烃数据 Table 2 Carbon isotope and light hydrocarbon data of deep natural gas of Carboniferous-Permian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

轻烃是石油、天然气的重要组成部分，蕴含了丰富的地球化学信息，一般是指C分子数为5—10的烷烃化合物，能反映油气的成熟度、母质类型、沉积环境及油气保存条件等信息^[13]。根据天然气轻烃庚烷值和异庚烷值2个参数可以判断天然气的成熟度^[14-15]。盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气庚烷值为14.45%~36.51%，平均值为27.65%，异庚烷值为1.05~5.19，平均值为3.77(图 3)。从轻烃庚烷值和异庚烷值2个参数的指标来分析，认为研究区深层天然气成熟度处于成熟—高成熟阶段(图 3a)。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气异庚烷值与庚烷值交会图(a)及轻烃C7系列组成特征(b) Fig. 3 Cross plot of heptane index and isoheptane index(a)and light hydrocarbons composition(b)of deep natural gas of Carboniferous-Permian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

天然气C₇轻烃化合物包括甲基环己烷(MCC₆)、二甲基环戊烷(DMCC₅)和正庚烷(nC₇)，三者的质量分数可以反映天然气母质类型^[16]。在研究区石炭系—二叠系深层天然气的轻烃C₇系列中，二甲基环戊烷的质量分数普遍较小，为9.89%~20.19%，平均值为13.37%；甲基环己烷的质量分数较大，为32.14%~58.37%，平均值为38.84%，正庚烷的质量分数变化较大，为25.37%~56.56%，平均值为47.79%。因此，天然气轻烃C₇系列甲基环己烷的质量分数明显大于二甲基环戊烷，反映了研究区深层天然气以陆源母质类型为主，偏腐殖型。正庚烷的质量分数变化大，可能是受到天然气成熟度的影响(图 3b，表 2)。

根据乙烷碳同位素值的大小可以判断天然气成因。戴金星^[11-12]通过统计大量天然气样品数据，绘制并建立了天然气δ¹³C₁值和C₁/C₂₊₃组分图版以判识天然气成因类型，这一研究成果在准噶尔盆地得到了广泛应用。盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气以煤型气为主，见部分混合气和少量油型气，成熟度以成熟—高成熟为主。该凹陷纵向发育多套烃源岩，目前已发现的油气源主要是二叠系下乌尔禾组和风城组烃源岩。

将研究区的天然气数据投入δ¹³C₁值和C₁/C₂₊₃组分图版中，落入凝析油伴生气和煤型气区(G区) 的天然气样品的δ¹³C₁值为-40.0‰~-32.5‰，δ¹³C₁值大于-27.5‰，符合腐殖型干酪根生成天然气的碳同位素组成。根据煤型气δ¹³C₁与镜质体反射率(R_o)关系计算的Ro为0.86%~1.68%，平均为1.27%，与轻烃庚烷值和异庚烷值参数指标反映的成熟度特征相同，处于成熟—高成熟阶段，与盆1井西凹陷下乌尔禾组烃源岩成熟度相符。分析可知，盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气以来源于下乌尔禾组的煤型气为主(图 4)。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气成因类型 A. 生物气；B. 生物气和亚生物气；C. 亚生物气；D. 原油伴生气；E. 油型裂解气；F. 油型裂解气和煤型气；G. 凝析油伴生气和煤型气；H. 煤型气；I. 无机气；J. 无机气和煤型气。 Fig. 4 Genetic types of deep natural gas of CarboniferousPermian in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

根据甲烷—乙烷碳同位素图版可知，研究区部分石炭系—二叠系深层天然气样品表现出混合气特征(参见图 2)。除此之外，也可根据天然气甲烷、乙烷、丙烷和丁烷的碳同位素序列特征来判断天然气的气源^[17]。研究区深层天然气样品的碳同位素系列基本为正序列，可见倒转现象，为丙烷碳同位素与丁烷碳同位素之间的部分倒转(图 5a)。结合准噶尔盆地地质背景分析，目前尚未发现无机成因气。此外，研究区天然气组分含量变化正常，且埋藏深度大于3 800 m，埋藏深度大、地层温度高，不利于细菌活动。盆1井西凹陷同时发育二叠系下乌尔组和风城组烃源岩，且成熟度尚未达到过成熟阶段，均为成熟—高成熟气，浅层天然气研究已表明该区天然气来源复杂，混合明显。因此盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气发生的碳同位素倒转，为下乌尔禾组煤型气与风城组油型气混合所致。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层混源气碳同位素序列(a)和风城组油型气碳同位素序列(b) Fig. 5 Carbon isotope series of deep Carboniferous-Permian mixed gas(a)and oil-type gas of Fengcheng Formation (b)in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气以煤型气为主，见部分混源气，此外有少数天然气样品落在原油伴生区(D区)，显示油型气特征(参见图 4)，其碳同位素值明显小于下乌尔禾组，δ¹³C₁小于-38.5‰，δ¹³C₂小于-29‰，且碳同位素均未出现倒转，呈现正序列，与玛湖凹陷油型气特征相似(图 5b)。

根据油型气δ¹³C₁与R_o的关系^[18]，计算得到研究区油型气的R_o为1.75左右，显示出高成熟度，与二叠系风城组烃源岩成熟度相符。盆1井西凹陷—莫索湾凸起原油混源现象严重，二叠系风城组原油广泛分布，浅层莫北2井区侏罗系三工河组、盆5井区侏罗系三工河组均发现成熟油型气。上述分析说明此类天然气是风城组烃源岩生成的油型气，但发现较少，分布有限，主要分布在石西和盆东1井区。

总体来说，盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层天然气来源主要为下乌尔禾组的煤型气和下乌尔禾组与风城组的混源气。

烃源岩是油气生成的物质基础，准噶尔盆地盆1井西凹陷二叠系风城组和下乌尔禾组均发育烃源岩。风城组发育达南、莫西及前哨3个烃源槽，下乌尔禾组发育达南、莫西、前哨及莫北4个烃源槽。凹陷烃源岩埋藏深度大，目前尚未钻遇，现多依据盆地西北缘断裂带等埋藏深度较小处已钻揭的烃源岩或已发现的油气性质推测凹陷烃源岩特征。

二叠系风城组为一套海陆过渡环境的残留海—潟湖相沉积，还原—强还原盐水环境，烃源岩岩性以云质、凝灰质泥岩和碳酸盐岩为主；下乌尔禾组为浅湖—半深湖相沉积，弱还原—弱氧化淡水环境，烃源岩岩性为暗色泥岩。风城组烃源岩主要为Ⅰ和Ⅱ₁型，总有机碳(TOC)含量、岩石热解生烃参数S₁(游离烃)和S₂(热解烃)及氢指数(HI)表现出较高的有机质丰度特征，为中等—好烃源岩，烃源岩姥植比(Pr/Ph)大，β胡萝卜烷和三环萜烷含量大，C₂₇三降藿烷/C₂₇三降新藿烷(Ts/Tm)值小，伽马蜡烷含量大，C₂₇胆甾烷含量较小，C₂₉胆甾烷含量最大，C₂₇-C₂₈-C₂₉胆甾烷基本呈反“L”型。下乌尔禾组烃源岩以Ⅱ₂ —Ⅲ型为主，有机质丰度相对较小，但总体为中等—好烃源岩，Pr/Ph值大，β胡萝卜烷含量中等，三环萜烷含量小，Ts/Tm值大，伽马蜡烷含量小，C₂₇胆甾烷含量较小，C₂₈胆甾烷含量中等，C₂₉胆甾烷含量最大，C₂₇-C₂₈-C₂₉胆甾烷基本呈反“L”型。研究区二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩目前均处于成熟—高成熟演化阶段，具有较强的生气潜力^[19](图 6、图 7)。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地玛湖凹陷风南1井二叠系风城组烃源岩地球化学特征 Fig. 6 Geochemical characteristic parameters of source rocks of Permian Fengcheng Formation in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地莫索湾凸起莫深1井二叠系下乌尔禾组烃源岩地球化学特征综合柱状图 Fig. 7 Geochemical characteristic parameters of source rocks of Permian lower Urho Formation in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

选取研究区烃源岩样品开展生烃热模拟实验，样品参数信息如表 3所列。烃源岩生烃热模拟实验结果表明：当R_o为1.05% 时，风城组烃源岩油产率达到高峰，峰值为333.25 mg/g(压力为10 MPa) 和364.43 mg/g(压力为100 MPa)；R_o约为1.27% 时，凝析油(C₆—C₁₄)产率达到高峰，峰值为89.34 mg/g (压力为10 MPa)和122.00 mg/g(压力为100 MPa)；R_o约为1.00%时，产气率(C₁—C₅)约为10 mL/g，达到好气源岩标准。当R_o约为1.41% 时，下乌尔禾组烃源岩凝析油(C₆—C₁₄)产率达到高峰，峰值为78.56 mg/g，凝析油(C₆—C₁₄)产率明显大于正常原油(C₁₄₊)；当R_o约为1.40% 时，产气率约为10 mL/g，达到好气源岩标准(图 8、图 9)。

表 3(Table 3)

表 3 准噶尔盆地玛湖凹陷烃源岩模拟生烃样品地球化学参数 Table 3 Geochemical parameters of simulated hydrocarbon generation samples of source rocks in Mahu Sag, Junggar Basin 井名 深度/m 岩性 层位 实验类型 压力/MPa S1/(mg·g-1) S2/(mg·g-1) Tmax/℃ TOC/% HI/(mg·g-1) 风南1井 4 209.41 白云质泥岩 风城组二段 黄金管 10/100 1.52 4.44 436 1.22 364 风南409井 3 643.03 灰色泥岩 下乌尔禾组 石英管 常压 0.15 0.22 444 0.65 34

下载CSV 表 3 准噶尔盆地玛湖凹陷烃源岩模拟生烃样品地球化学参数 Table 3 Geochemical parameters of simulated hydrocarbon generation samples of source rocks in Mahu Sag, Junggar Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地玛湖凹陷风南1井二叠系风城组烃源岩生烃热模拟产烃曲线 Fig. 8 Simulated hydrocarbon generation curves of source rocks of Permian Fengcheng Formation in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地玛湖凹陷风南409井二叠系下乌尔禾组烃源岩生烃热模拟产烃曲线 Fig. 9 Simulated hydrocarbon generation curves of source rocks of Permian lower Urho Formation in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

准噶尔盆地盆1井西凹陷周缘深层石炭系—二叠系发育多种岩性的储层，石炭系火山岩及二叠系砂砾岩具备形成规模天然气藏的储层条件。凹陷环带石炭纪火山活动频繁，受火山机构控制，发育爆发相和溢流相优势岩相，形成2类高孔火山岩储层，分别为风化壳型和内幕韵律型^[20]。风化壳型储层顶部为砂岩与溢流相火山岩，内幕韵律型储层为爆发相角砾岩，岩性主要有安山岩、英安岩以及安山质和英安质火山角砾岩。石炭系风化壳型储层位于火山喷发期次顶界，在高部位易受风化淋滤作用改造，溶蚀作用强，次生孔隙发育，主要为溶蚀孔，形成于上覆地层沉积前的风化淋滤期，受岩性岩相、淋滤时间和裂缝等的影响。内幕韵律型有利储层主要为火山角砾岩，火山角砾间的充填易溶矿物在成岩后期易溶蚀形成粒间溶蚀孔，火山角砾具有支撑作用，有利于孔隙的保存，储集性能随埋藏深度和岩性变化而发生韵律性变化，受岩性岩相、期次界面和裂缝等的影响。

石炭系火山岩储层因受热液、风化、淋滤等作用的影响，发生了不同程度的绿泥石化、高岭石化、硅化和方解石化。石炭系火山岩储集空间以次生溶孔为主，发育有原生残余气孔，微裂缝发育，孔隙连通性较好，能有效改善储层，具备形成高产储层的条件。研究区石炭系火山角砾岩物性好于火山熔岩，集块岩和角砾岩的孔隙度、渗透率均较高，孔隙度为2.3%~28.8%，平均为13.1%；渗透率为0.01~457.86 mD，平均为4.77 mD。条带状熔岩孔隙度大、渗透率较小，孔隙度为0.9%~13.6%，平均为9.2%，渗透率为0.01~120.31 mD，平均为0.72 mD。(表 4、图 10a—10f)。

表 4(Table 4)

表 4 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层储层特征数据 Table 4 Characteristic data of deep Carboniferous-Permian reservoirs in western well Pen-1 sag, Junggar Basin 岩石类型 井名 层位 深度/m 岩相/沉积亚相 岩性 孔隙度参数 渗透率参数 样品数/个 孔隙度/% 样品数/个 渗透率/mD 火山岩 石西102 石炭系 4 449.63~4 453.40 火山爆发相 角砾凝灰岩 16 6.5~16.8 14 0.01~5.76 (13.0) (0.43) 石炭系 4 453.75~4 455.94 火山溢流相 英安岩 8 4.3~7.2 5 0.01~0.29 (5.8) (0.08) 石西2 石炭系 4 464.10~4 746.00 火山溢流相 英安岩、安山岩 23 0.9~12.0 9 0.01~1.32 (7.1) (0.39) 石西16 石炭系 4 806.14~4 818.47 火山爆发相 安山质角砾岩 27 8.6~20.6 25 0.02~6.48 碎屑岩 (13.6) (0.42) 石西17 石炭系 4 858.16~4 864.53 火山溢流相 安山岩 20 2.9~12.2 20 0.01~1.44 (7.1) (0.34) 石西18 石炭系 5 082.00~5 257.00 火山溢流相 安山岩 31 0.6~2.1 29 0.01~4.87 (1.0) (0.21) 盆探1 石炭系 5 494.72~5 499.41 火山溢流相 玄武岩 20 0.7~12.5 17 0.01~7.21 (7.1) (0.26) 石西16 二叠系 4 653.36~4 690.25 扇三角洲前缘 砂砾岩、中—细砂岩 35 1.8~13.7 34 0.02~10.30 上乌尔禾组 亚相 (9.9) (1.65) 石西17 二叠系 4 684.54~4766.00 扇三角洲前缘 中—细砂岩、砂砾岩 16 5.9~12.8 16 0.04~0.27 上乌尔禾组 亚相 (9.4) (0.11) 石西18 二叠系 4 858.00、4 909.00、 扇三角洲前缘 砂砾岩 3 3.1~8.6 1 0.04~1.50 上乌尔禾组 4 952.00 亚相 (5.6) (0.77) 二叠系 5 002.20~5 010.25 扇三角洲前缘 砂砾岩 23 2.8~11.5 23 0.01~0.28 风城组 亚相 (7.7) (0.06) 盆东1 二叠系 5 083.50~5 131.79 扇三角洲前缘 含砾中—粗砂岩 13 6.5~12.0 10 0.01~0.12 上乌尔禾组 亚相 (9.8) (0.08) 二叠系 5 214.00~5 298.00 扇三角洲前缘 细砂岩、粉细砂岩 27 2.8~6.6 27 0.01~0.27 夏子街组 亚相 (4.6) (0.08) 莫深1 二叠系 6 542.21~6 555.17 扇三角洲前缘 中—细砂岩 16 5.3~9.5 15 0.02~0.70 下乌尔禾组 亚相 (7.5) (0.11) 盆探1 二叠系 5 027.00~5 354.00 扇三角洲前缘 砂砾岩 16 6.4~13.6 12 0.09~0.90 下乌尔禾组 亚相 (9.6) (0.33) 石莫1 二叠系 4 755.37~4 760.05 扇三角洲前缘 砂砾岩 30 5.8~23.1 30 0.01~11.40 上乌尔禾组 亚相 (11.8) (0.54)

下载CSV 表 4 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层储层特征数据 Table 4 Characteristic data of deep Carboniferous-Permian reservoirs in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系—二叠系深层储层镜下特征 (a)安山岩，原生气孔与次生溶孔伴生，石西4井，4 720.80 m，石炭系，铸体薄片，单偏光；(b)安山岩，基质溶孔，石西4井，4 589.79 m，石炭系，铸体薄片，单偏光；(c)安山岩，斑晶溶孔，石003井，4 320.40 m，石炭系，铸体薄片，单偏光；(d)火山角砾岩，角砾溶孔，石西16井，4 814.00 m，石炭系，铸体薄片，单偏光；(e)火山角砾岩，粒间溶孔与斑晶溶孔，石西3井，4 720.59 m，石炭系，铸体薄片，单偏光；(f)火山角砾岩，矿物炸裂缝，石西16井，4 808.90 m，石炭系，铸体薄片，单偏光；(g)砂砾岩，粒间溶孔，石西18井，5 005.30 m，二叠系风城组，铸体薄片，单偏光；(h)砾质砂岩，粒内溶孔，石莫1井，4 753.70 m，二叠系上乌尔禾组，铸体薄片，单偏光；(i)砂砾岩，粒间溶孔，盆东1井，5 131.12 m，二叠系夏子街组，铸体薄片，单偏光。 Fig. 10 Microscopic characteristics of deep Carboniferous-Permian reservoirs in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

盆1井西凹陷周缘二叠系地层由凹陷区向凸起区逐层超覆，自下而上发育有风城组、夏子街组、下乌尔禾组和上乌尔禾组。受构造控制，该凹陷二叠系形成岩性地层圈闭背景，具备大面积成藏的条件，沉积相主要为扇三角洲前缘亚相，发育前缘亚相规模储层，以中—下二叠统砂砾岩、云质岩，上二叠统砾岩、砂岩为储集体。二叠系砂砾岩储层砾石成分主要为火山岩岩屑和变质岩岩屑。砂粒成分以岩屑为主，石英、长石次之，颗粒分选性中等，呈次圆—次棱角状，支撑类型以颗粒支撑为主，接触方式以线接触为主，胶结类型为接触—压嵌型。岩石中填隙物主要为泥质杂基，普遍绿泥石化，胶结物以方解石为主。二叠系储层孔隙类型以次生孔隙为主，多为粒间溶孔，含少量残余原生粒间孔与粒内溶孔。二叠系储层物性相对较差，孔隙度为0.4%~23.3%，平均为9.3%；渗透率为0.01~1043.92 mD，平均为0.41 mD，为低孔、特低渗储层(表 4)。微裂缝发育，地层间不整合面受风化淋滤作用，储层粒间杂基、沸石胶结物及部分岩屑颗粒发生强烈溶蚀是油气高产的重要因素^[21](图 10g—10i)。

盆1井西凹陷经历了多期构造运动，主要形成2期断裂和多期不整合面，共同控制着油气的运移与富集成藏。海西期形成的2组深部断裂为逆断裂，断开层位自石炭系至三叠系，走向分别为北西向和近东西向，控制了包括莫北、石西、莫索湾等多个油气富集带^[22-24]。源储大跨度断接是石炭系—二叠系成藏的关键，海西期断裂横向延伸远，纵向断距大，可以沟通中—下二叠统烃源岩与石炭系—二叠系储层。研究区内发育的深部油源断裂从凸起带延伸至凹陷区，具有纵向运移调节的作用，因此紧邻断裂带是勘探有利区。

盆1井西凹陷石炭纪—二叠纪早期活跃的断裂- 火山活动奠定了凹陷周缘的构造格局，周缘凸起高部位缺失二叠纪—早三叠世沉积，但在凸起的低部位及其周边则形成了厚度差异较大的二叠纪—早三叠世沉积。受构造作用影响，研究区纵向上发育了石炭系与二叠系区域不整合面，受石炭系古凸起控制，二叠系地层逐层超覆沉积，在二叠系内部发育局部不整合面，在靠近古凸起区发育超覆不整合，向凹陷区逐渐变为平行不整合。不整合面长期经受风化淋滤、溶蚀作用可改善储层物性，渗透性砂体是深层天然气侧向运移的主要通道，与垂向的深部断裂组合共同构成了深层天然气成藏的输导体系(图 11)。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 过准噶尔盆地盆1井西凹陷盆东1-石西18-石西16-石西4-石西101-石西1井气藏剖面（剖面位置见图 1a） Fig. 11 Reservoir profile across wells Pendong 1, Shixi 18, Shixi 16, Shixi 4, Shixi 101 and Shixi 1 in western well Pen-1 sag, Junggar Basin

在构造挤压背景下，盆1井西凹陷周缘发育多个石炭系古凸起，北东—南西向和近东西向海西期深部断裂控制鼻凸带的展布格局形成构造圈闭背景，发育达巴松、莫索湾、石西和莫北4个鼻凸带，倾末于凹陷区，形成于晚海西期，边界受深大断裂控制，深入烃源岩区，有利于油气成藏。与古鼻凸带相对应发育了夏盐、前哨、莫北3个洼槽，从洼槽向古凸起方向二叠系超覆、断削特征明显，形成岩性地层圈闭背景。凹陷周缘钻井主要位于凸起区石炭系，二叠系有利砂体厚度小，规模优质砂体发育在坡下的凹陷区(图 12)。据此建立了盆1井西凹陷古凸起缓坡型湖侵退覆式扇三角洲沉积模式，明确坡下洼槽区是二叠系低位域厚层砂砾岩储层的最有利发育区。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 准噶尔盆地盆1井西凹陷周缘石炭系—二叠系凸起与洼槽分布 Fig. 12 Distribution of Carboniferous-Permian bulges and sags around western well Pen-1 sag, Junggar Basin

石炭系古凸构造圈闭和二叠系岩性圈闭形成互补之势，成为盆1井西凹陷周缘深层规模勘探领域^[25-27]。盆1井西凹陷斜坡区二叠系发育多套湖侵泥岩沉积，构成了区域或局部盖层。凹陷周缘凸起带石炭系长期遭受风化剥蚀，上覆的下乌尔禾组泥岩为区域性盖层。石炭系内部未遭受风化的溢流相致密层可形成良好的局部盖层，与内幕爆发相角砾岩储层形成储盖组合。凹陷周缘二叠系下乌尔禾组区域盖层、二叠系夏子街组上部、上乌尔禾组顶部等局部泥岩盖层与二叠系内部物性较好的砂岩段形成多套储盖组合。二叠系地层发育退覆式三角洲沉积，整体为水进过程的正韵律沉积，顶部粒度变小，平面上相控明显，凹陷北部高部位多发育致密的平原相沉积，对天然气在凹陷斜坡区的聚集起到了良好的侧向遮挡作用(参见图 11)。

准噶尔盆地盆1井西凹陷周缘深层石炭系—二叠系勘探程度低，仅在凹陷内或近凹凸起带部分井钻遇油气，且在多层系见良好油气显示，表明凹陷内勘探潜力很大。研究区自侏罗系以下地层开始逐步过渡到异常高压，二叠系—石炭系普遍发育异常高压，压力系数可达1.40~1.80。根据目前的勘探进程与研究认识，盆1井西凹陷周缘天然气多为成熟—高成熟气，垂向上多层聚集，是天然气的有利勘探区。优选盆1井西凹陷周缘石炭系与二叠系风城组为天然气规模勘探领域。

盆1井西凹陷周缘石炭系发育大型构造及火山岩体，20世纪90年代初发现有石西油田，近年来石西16井、石西161-H井获高产油气流。气藏发育与凹陷周缘古凸起有关，石炭系发育有爆发相火山角砾岩及溢流相中酸性火山岩，近火山通道相角砾岩物性好，厚度大，具备规模勘探的条件。钻探进一步证实，古凸起带至生烃灶的距离与深层天然气成藏关系密切，源储大跨度断接是石炭系成藏的关键。受大型断裂控制，盆1井西凹陷周缘发育四大鼻凸构造带，倾末于凹陷区，深入烃源岩，二叠系烃源岩与鼻凸带石炭系通过断裂大跨度侧向对接。目前发现的油气富集在凸起带靠近凹陷区烃源岩一侧，石西鼻凸、莫北鼻凸处于盆1井西凹陷天然气运移有利指向区。上覆的二叠系厚层泥岩和石炭系内部溢流相致密层可形成良好的盖层，封盖能力强，保存条件好，有利于气藏的保存。

盆1井西凹陷风城组发育水进型扇三角洲砂体，风城组一段、风城组二段、风城组三段自下而上逐层超覆于石炭系凸起之上。石炭系隆凹格局控制了风城组沉积，凸起区地层变薄或被剥蚀，凹槽区地层变厚，二者呈互补之势。高部位近物源区沉积粒度大、风化淋滤时间长、溶蚀孔隙发育，凹陷区发育薄互层状滩坝砂体。目前钻井仅钻遇风城组三段砂砾岩储层，凹陷区风城组二段和一段的细粒沉积尚未发现。石西—莫北地区发育三大物源体系，整体呈退覆式沉积，近物源区为前缘砂砾岩有利相带，斜坡区为前缘云质砂岩区，凹陷区为湖相泥岩区，分别发育砂砾岩、云化砂岩、云化页岩等规模储层。风城组具备“凹陷区自生自储、凸起区大型不整合、储集体横向输导运移”的大面积成藏特征，领域广，潜力大。石西18井风城组获工业油气流，是盆1井西凹陷二叠系风城组的首次突破，进一步证实了凹陷深层二叠系良好的成藏条件。

(1) 准噶尔盆地盆1井西凹陷天然气在垂向上多层聚集，天然气运移和聚集过程较复杂。深层石炭系—二叠系天然气组分中甲烷占优势，总体为湿气，油型、混合型、煤型气均有分布，且以来自下乌尔禾组煤型气和下乌尔禾组煤型气与风城组油型气的混合气占绝对优势。

(2) 盆1井西凹陷深层石炭系—二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩气源条件优越，生气潜力大。石炭系爆发相和溢流相优势岩相形成2类优质储层，二叠系地层发育扇三角洲前缘相规模储层，海西期断裂沟通气源，辅以不整合面渗透性砂体，构成天然气输导体系。石炭系古凸和二叠系岩性圈闭形成互补之势，成为盆1井西凹陷周缘深层规模勘探领域。

(3) 研究区古鼻凸背景下的石炭系优势岩相火山岩和洼槽内二叠系风城组扇三角洲前缘砂体，有望实现盆1井西凹陷深层天然气藏勘探突破，为开辟新的天然气勘探领域指明了方向。