張 璐 李 劍 宋 永 陳世加 路俊剛 國(guó)建英 曾 源 崔會(huì)英

（ 1中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院；2中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3中國(guó)石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院；4西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 ）

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系火山巖是盆地內(nèi)目前天然氣儲(chǔ)量最多的層系，隨著五彩灣、克拉美麗等氣田的發(fā)現(xiàn)，石炭系天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量為1137×108m3[1]，占總探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量的54.3%，是重要天然氣勘探領(lǐng)域[2]。從勘探程度看，天然氣的探明率非常低[1,3]，油氣發(fā)現(xiàn)程度差別較大?？碧角捌趯⑹肯底鳛榕璧氐摹盎住?，勘探對(duì)象主要集中在盆地西北緣的“新生古儲(chǔ)”型火山巖油氣藏[4]。隨后勘探對(duì)象逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橐允肯禐闊N源的火山巖油氣藏[5-6]，并證實(shí)了石炭系天然氣成藏具有明顯的源控特征[7-8]，因此有效烴源巖的分布范圍是勘探中需要研究的重點(diǎn)。

由于石炭系原始沉積構(gòu)造復(fù)雜、后期改造強(qiáng)烈、地層埋深大及資料受限等影響，前期的研究工作主要集中在局部地區(qū)或露頭剖面[8-14]，缺乏對(duì)石炭系烴源巖平面分布的研究，以及不同凹陷內(nèi)烴源巖生烴能力的評(píng)價(jià)。此外，部分氣藏的氣源問題存在爭(zhēng)議，不同地區(qū)油氣類型差異的原因等關(guān)鍵性問題上認(rèn)識(shí)不夠深入[15]。為此，本文結(jié)合實(shí)際的鉆井資料及前人的研究成果，重點(diǎn)對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地石炭系火山巖氣藏的相關(guān)烴源巖展布、生烴特征等方面進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，并研究不同區(qū)域天然氣成因及來源，分析成藏的主控因素及油氣富集的差異性，預(yù)測(cè)有利的勘探區(qū)帶，為下部火山巖天然氣勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地是一個(gè)由多類型盆地疊合而成的大型復(fù)合性含油氣盆地，具有下部前寒武系結(jié)晶基底和上部古生界淺變質(zhì)基底構(gòu)成的雙層基底[16]。盆地受周緣造山帶構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，經(jīng)歷了復(fù)雜的地體拼貼、盆地消減等構(gòu)造演化過程，形成了復(fù)雜的構(gòu)造格局[17]?，F(xiàn)今盆地可劃分為兩大坳陷、三大隆起和一個(gè)山前沖斷帶共6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元[18]（圖1）。

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系巖性橫向變化較大，由于經(jīng)歷多期改造和長(zhǎng)期分化作用，火山巖多旋回疊置，厚度大，分布范圍廣[8]。石炭系分為上石炭統(tǒng)和下石炭統(tǒng)，下石炭統(tǒng)以深灰色泥巖、凝灰質(zhì)泥巖及火山巖為主，橫向上巖相存在巨大的變化，巖性可變化為紅色泥巖和砂巖，地層包括滴水泉組（C1d）和松喀爾蘇組（C1s）。上石炭統(tǒng)以巴塔瑪依內(nèi)山組發(fā)育較廣，鉆遇井位較多，巖性以中基性—酸性火山熔巖和火山碎屑巖為主，發(fā)育少量沉積巖，整體厚度較大，顏色較雜（圖1）。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐謭D（左）及石炭系—二疊系地層綜合柱狀圖（右）（左圖據(jù)文獻(xiàn)[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] )

2 石炭系火山巖氣藏成藏條件

2.1 烴源巖特征

2.1.1 烴源巖分布

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系烴源巖主要為下石炭統(tǒng)滴水泉組和松喀爾蘇組b段。滴水泉組烴源巖以泥巖為主，由于鉆揭程度相對(duì)較低，目前認(rèn)為其主要分布在早石炭世早期裂陷中，分布較為局限。下石炭統(tǒng)松喀爾蘇組b段烴源巖以泥巖、凝灰質(zhì)泥巖為主，夾火山巖沉積，是目前鉆井證實(shí)的石炭系最有利的烴源巖層。松喀爾蘇組b段烴源巖在滴水泉凹陷、東道海子凹陷、五彩灣凹陷、阜康凹陷內(nèi)穩(wěn)定分布，屬弧后盆地沉積產(chǎn)物；在白家海凸起—滴南凸起南帶呈條帶狀分布，屬島弧帶沉積產(chǎn)物[8]。其中，滴水泉凹陷、東道海子凹陷和五彩灣凹陷松喀爾蘇組b段烴源巖厚度最大，超過200m，其他地區(qū)為0～150m （圖2）。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地下石炭統(tǒng)松喀爾蘇組b段烴源巖厚度分布圖Fig.2 Thickness map of source rocks of section b of the Lower Carboniferous Songkalsu Formation in Junggar Basin

2.1.2 有機(jī)質(zhì)豐度

從層位來看，松喀爾蘇組b段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度明顯高于滴水泉組烴源巖（表1）。松喀爾蘇組b段烴源巖有機(jī)碳含量（TOC）分布在0.03%～27.87%，有機(jī)碳含量大于1%的樣品占43.28%，評(píng)價(jià)為好烴源巖。從區(qū)域來看，準(zhǔn)噶爾盆地不同凹陷石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度差異較大，其中滴水泉凹陷泥巖有機(jī)碳含量平均大于2%，氯仿瀝青“A”含量平均接近0.22%，為好烴源巖。阜康凹陷石炭系泥巖有機(jī)碳含量平均為1.73%，70%暗色泥巖樣品有機(jī)碳含量大于2%，氯仿瀝青“A”含量平均大于0.1%，S1+S2平均為16.07mg/g，為好烴源巖。大井地區(qū)泥巖有機(jī)碳含量及氯仿瀝青“A”含量相對(duì)較低，總體屬于中等烴源巖。五彩灣凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度相對(duì)較低，松喀爾蘇組b段泥巖氯仿瀝青“A”含量平均為0.0881%，屬于中等—好烴源巖。沙帳斷褶帶烴源巖屬于較差烴源巖，生烴能力非常有限。

表1 準(zhǔn)噶爾盆地石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度及鏡質(zhì)組反射率統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistics of TOC and Ro of the Carboniferous source rocks in Junggar Basin

從巖性來看，由于火山活動(dòng)形成的火山灰中富含的營(yíng)養(yǎng)物質(zhì)可以促進(jìn)藻類底棲生物和細(xì)菌的大量繁殖[20-24]，同時(shí)火山灰的迅速?gòu)V泛覆蓋可以保護(hù)剛剛富集的有機(jī)質(zhì)，對(duì)有機(jī)質(zhì)的形成有富集效應(yīng)[25-26]，沉凝灰?guī)r和凝灰?guī)r有機(jī)碳含量雖不如泥巖，但大部分都達(dá)到了生烴下限，平均為1.39%和0.81%[4]。

2.1.3 有機(jī)質(zhì)類型

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系烴源巖干酪根H/C值主要分布區(qū)間為0.34～1.10，平均為0.83；O/C值主要分布在0.02～0.35，平均為0.15。結(jié)合烴源巖顯微組分，盆地內(nèi)石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ型，部分為Ⅱ型，但是不同地區(qū)和不同層位存在一些差異（表2）。滴南凸起北分支和南分支“凹槽”處的烴源巖干酪根碳同位素普遍較輕，Ⅱ型有機(jī)質(zhì)比例高于其他地區(qū)。從層位看，滴水泉組和松喀爾蘇組b段烴源巖差別不大，均以Ⅲ型有機(jī)質(zhì)占比更高。

表2 準(zhǔn)噶爾盆地不同地區(qū)石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)類型參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Table 2 Statistics of organic matter type parameters of the Carboniferous source rocks in different areas of Junggar Basin

2.1.4有機(jī)質(zhì)成熟度

從層位看，滴水泉組烴源巖成熟度最高，Ro分布區(qū)間為0.6%～2.0%，大部分樣品處于高—過成熟階段；其次為松喀爾蘇組b段，Ro主體分布在0.48%～2.38%，處在成熟—過成熟階段。從典型井烴源巖深度與成熟度關(guān)系看，埋深在2000～3500m的烴源巖Ro在0.70%～1.3%，處于成熟階段；埋深大于3500m的烴源巖多處在高成熟生油氣階段 （圖3）。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地典型井石炭系烴源巖埋深與Ro及產(chǎn)物關(guān)系圖Fig.3 Relationship between burial depth of the Carboniferous source rocks and Ro & products in typical wells

盆地內(nèi)不同凹陷石炭系烴源巖成熟度差異較大。滴水泉凹陷、沙帳斷褶帶和大井地區(qū)石炭系烴源巖演化程度普遍較高（圖4），Ro主體分布在大于1.3%的范圍內(nèi)，其中少數(shù)樣品超過2%；烏倫古坳陷內(nèi)石炭系烴源巖Ro在1.3%以上[8]。五彩灣凹陷、阜康凹陷石炭系烴源巖演化程度相對(duì)較低，尤其是阜康凹陷烴源巖Ro小于1.0%的樣品占70%，尚處于成熟階段（圖4）。車排子凸起、三個(gè)泉—滴北凸起及白家海凸起等地區(qū)烴源巖熱演化程度較低，處于低成熟—成熟階段[8]。

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地不同地區(qū)石炭系松喀爾蘇組烴源巖Ro分布柱狀圖Fig.4 Ro distribution diagram of source rocks of the Carboniferous Songkalsu Formation in different areas of Junggar Basin

2.2 儲(chǔ)層特征

石炭系沉積時(shí)期，火山活動(dòng)頻繁，具有多期、多噴發(fā)和相互疊置的特點(diǎn)?；鹕娇谥饕植荚跀嗔呀粫?huì)處，火山活動(dòng)多表現(xiàn)為裂隙式點(diǎn)噴發(fā)和多次噴發(fā)。平面上，構(gòu)造作用形成的深大斷裂控制火山巖的空間分布，火山巖相基本沿?cái)嗔褞С蕩睢?duì)稱分布。各個(gè)巖相類型均有發(fā)育，以爆發(fā)相、溢流相為有利儲(chǔ)層發(fā)育帶?；鹕奖l(fā)相中的近火山口相主要發(fā)育火山角礫巖，物性最好，如DX17井。溢流相的巖石性脆，受構(gòu)造應(yīng)力作用易產(chǎn)生裂縫，且發(fā)育氣孔、溶蝕孔等，同樣具有優(yōu)良的儲(chǔ)集性能，而遠(yuǎn)離火山口相的火山巖一般物性較差。

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系油氣富集區(qū)域火山巖儲(chǔ)層變化快、巖性種類多，巖漿性質(zhì)以中基性為主，部分為酸性，主要發(fā)育玄武巖、玄武質(zhì)安山巖、安山巖、流紋巖、凝灰?guī)r等。針對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地滴西地區(qū)47口井石炭系部分層段的孔隙度、滲透率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，石炭系火山巖儲(chǔ)層較為發(fā)育，局部物性好，孔隙度分布于0.4%～28.9%，平均孔隙度為11.11%；滲透率分布于0.01～142mD，平均滲透率為19.24mD?；鹕剿樾紟r的孔隙最發(fā)育，平均孔隙度為14.8%；其次為熔巖，平均孔隙度為12.8%，屬于高孔型儲(chǔ)層；淺成侵入巖的孔隙度最低，平均孔隙度為9.8%。

按照構(gòu)成要素，火成巖儲(chǔ)集空間以孔隙和裂縫為主（圖5），粒間溶孔及溶蝕縫常見。準(zhǔn)噶爾盆地東部火山噴發(fā)環(huán)境為海陸交互相的淺水噴發(fā)，溶解于熔漿中的揮發(fā)組分可以大量逃逸形成原生氣孔，除此之外，熾熱巖漿突遇水體發(fā)生的淬火作用可形成大量原生冷凝收縮縫，并把原生氣孔很好地連通起來。各類儲(chǔ)集空間一般不單獨(dú)存在，而是組合出現(xiàn)，成為良好的儲(chǔ)集空間。

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地石炭系火山巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型Fig.5 Types of reservoir space of the Carboniferous volcanic rock reservoirs in Junggar Basin

除巖性、巖相等控制因素外[27-30]，二疊紀(jì)及其之后的風(fēng)化淋濾和構(gòu)造作用，改善了火山巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能，提供了油氣儲(chǔ)集空間及運(yùn)移通道。火山巖風(fēng)化殼儲(chǔ)層主要分布于古地貌高部位、斜坡帶和斷裂發(fā)育處[30]，如盆地西南緣、東部和陸梁隆起區(qū)[1]。距離風(fēng)化殼頂面越近，儲(chǔ)層儲(chǔ)集能力越好，在盆地西北緣和陸東—五彩灣地區(qū)，油氣層段主要分布在石炭系風(fēng)化殼之下200m以內(nèi)[31]。

2.3 儲(chǔ)蓋組合特征

蓋層條件也是火山巖氣藏成藏的重要條件之一。準(zhǔn)噶爾盆地內(nèi)蓋層巖性相對(duì)單一，以泥巖為主。石炭系上覆的二疊系泥巖，是石炭系巴塔瑪依內(nèi)山組斷層—地層圈閉很好的頂板，上烏爾禾組褐色、灰褐色泥巖，在盆地中央坳陷區(qū)廣泛分布，向隆起帶超覆減薄至尖滅，厚度在50～350m[1]。

以克拉美麗氣田為例，共發(fā)育3種生儲(chǔ)蓋組合（圖1）：（1）以下石炭統(tǒng)松喀爾蘇組b段為主要烴源巖，上石炭統(tǒng)巴塔瑪依內(nèi)山組火山巖為儲(chǔ)層，二疊系泥巖為蓋層的生儲(chǔ)蓋組合；（2）以松喀爾蘇組b段為主要烴源巖，其內(nèi)部火山巖體為儲(chǔ)層，自身烴源巖為蓋層的生儲(chǔ)蓋組合；（3）以松喀爾蘇組b段為主要烴源巖，松喀爾蘇組a段為儲(chǔ)層，b段致密巖體為蓋層的生儲(chǔ)蓋組合。這些儲(chǔ)蓋組合為石炭系火山巖天然氣成藏提供了良好的儲(chǔ)集和保存條件。

3 典型氣藏天然氣成因與成藏模式

3.1 天然氣成因及來源

目前，把天然氣組分特征和天然氣碳同位素比值作為判識(shí)其成因信息的主要證據(jù)來源。滴南凸起南帶斷階區(qū)相較于其他地區(qū)，烴類氣體特征最為明顯，甲烷含量平均占95.36%，干燥系數(shù)均達(dá)到0.97，屬于典型的干氣，說明其演化程度很高；其次為滴北凸起Q6井，甲烷含量占91.52%，干燥系數(shù)達(dá)到0.95，屬于干氣且具有高成熟度；克拉美麗氣田及阜康凹陷西泉地區(qū)天然氣干燥系數(shù)分布區(qū)間較大，為0.86～0.98，大部分大于0.9，整體表現(xiàn)為干氣與少量凝析氣共存的格局；五彩灣地區(qū)石炭系天然氣干燥系數(shù)最小，分布在0.81～0.84，屬于典型的濕氣（圖6）。

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地石炭系火山巖氣藏天然氣甲烷含量與干燥系數(shù)關(guān)系圖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，準(zhǔn)噶爾盆地其他地區(qū)石炭系天然氣碳同位素普遍較重（圖7）?？死利悮馓锸肯堤烊粴馓纪凰胤植挤秶^為集中，甲烷碳同位素值普遍較高，平均為-29.88‰，乙烷碳同位素值主體分布在-27.8‰～-26.1‰，平均為-26.92‰，說明其以腐殖型有機(jī)質(zhì)來源為主，為烴源巖高—過成熟階段的產(chǎn)物，應(yīng)主要來自滴水泉凹陷石炭系烴源巖。

圖7 準(zhǔn)噶爾盆地不同地區(qū)天然氣成因判識(shí)圖Fig.7 Genetic identification plate of natural gas in different areas of Junggar Basin

滴南凸起南帶斷階區(qū)天然氣碳同位素特征與克拉美麗氣田特征一致，為烴源巖高—過成熟階段的產(chǎn)物，是典型腐殖型有機(jī)質(zhì)來源，可判識(shí)為石炭系來源，存在不同來源天然氣混合的可能較小。Q6井天然氣乙烷碳同位素值為-32.72‰，小于滴北凸起其他井天然氣。Q6井石炭系和侏羅系儲(chǔ)層抽提物甾烷成熟度均較高，與烏倫古坳陷石炭系烴源巖特征一致[32]，說明Q6井儲(chǔ)層抽提物不是構(gòu)造上烴源巖提供的，應(yīng)該來自烏倫古坳陷深部烴源巖。五彩灣氣田甲烷碳同位素、乙烷碳同位素均較重，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‰，演化程度較高，屬于典型的腐殖型有機(jī)質(zhì)來源的高—過成熟階段天然氣，來源于五彩灣凹陷石炭系烴源巖。但五彩灣氣田天然氣組分組成特征與碳同位素特征存在矛盾，與周緣構(gòu)造對(duì)比，其干燥系數(shù)明顯較低，甲烷碳同位素較重的原因可能與保存條件有關(guān)。

3.2 典型氣藏成藏模式

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系天然氣成藏主要受斷裂和不整合面控制，天然氣由斷裂縱向運(yùn)移后主要集中在石炭系不整合面之下[1]。通過不同地區(qū)典型火山巖氣藏的解剖，分析盆地內(nèi)不同的成藏模式（圖8）。

圖8 準(zhǔn)噶爾盆地典型氣藏成藏模式圖Fig.8 Gas accumulation pattern of typical gas reservoirs in Junggar Basin

滴南凸起石炭系火山巖成藏模式以自生自儲(chǔ)為主，圈閉類型主要為構(gòu)造圈閉或構(gòu)造—巖性圈閉。滴水泉凹陷石炭系烴源巖在三疊紀(jì)進(jìn)入成熟階段，烴類產(chǎn)物以輕質(zhì)油和濕氣為主，氣油比很低，這些產(chǎn)物沿周緣斷裂運(yùn)移至克拉美麗氣田火山巖儲(chǔ)層中，圈閉捕獲以油為主[4,33]。燕山中晚期，石炭系腐殖型有機(jī)質(zhì)進(jìn)入高成熟階段，隨著演化程度增加，第二次充注以氣為主，主體干燥系數(shù)為0.90～0.96?？死利悮馓锸肯祪?chǔ)層捕獲該期產(chǎn)物，與早期成藏油氣混合形成大規(guī)模油氣藏。

在滴南凸起南帶斷階區(qū)，由于巴塔瑪依內(nèi)山組和松喀爾蘇組良好的源儲(chǔ)匹配關(guān)系，烴源巖生成的油氣可沿?cái)嗔鸭安徽厦孢\(yùn)移至儲(chǔ)層成藏，構(gòu)成良好的下生上儲(chǔ)的成藏模式。區(qū)域內(nèi)部巴塔瑪依內(nèi)山組尖滅線、上覆二疊系泥巖蓋層及斷層構(gòu)成了多個(gè)斷層—地層型圈閉。但該地區(qū)發(fā)現(xiàn)的均為干氣藏，天然氣產(chǎn)量明顯低于克拉美麗氣田。從圈閉形成過程來看[35]，克拉美麗氣田斷裂活動(dòng)伴隨地層尖滅產(chǎn)生，控圈斷裂斷至三疊系下部，說明圈閉形成時(shí)間在印支中晚期之前，早于DT1井構(gòu)造格局定型時(shí)間。結(jié)合烴源巖生烴演化史來看[34]，松喀爾蘇組b段烴源巖在三疊紀(jì)達(dá)到生烴高峰，侏羅紀(jì)早期進(jìn)入高成熟階段，克拉美麗氣田DX17井構(gòu)造形成時(shí)間早，可捕獲多個(gè)成熟階段的烴源巖產(chǎn)物，導(dǎo)致油氣同出，富集規(guī)模較大。而滴南凸起南帶斷階區(qū)DT1井區(qū)圈閉在三疊紀(jì)時(shí)未形成，未捕獲到早期產(chǎn)物。因此，同源不同期是導(dǎo)致二者油氣藏類型不同的主要原因。

五彩灣地區(qū)石炭紀(jì)經(jīng)歷了多個(gè)成藏過程[35-36]，海西期火山巖氣藏良好的生儲(chǔ)蓋配置已經(jīng)定型[37]，印支晚期烴源巖達(dá)到成熟階段，天然氣沿?cái)嗔严蚧鹕綆r儲(chǔ)層充注。燕山早期由于強(qiáng)烈的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，前期聚集的天然氣遭到破壞而發(fā)生逸散。燕山中期，由于地層沉降，石炭系烴源巖達(dá)到高成熟甚至過成熟階段，但由于該時(shí)期五彩灣斷鼻構(gòu)造發(fā)生變化[38]，圈閉的溢出點(diǎn)抬高，天然氣藏遭到破壞，甲烷散失速度快，導(dǎo)致形成濕氣。

滴北凸起Q6井氣藏由于天然氣呈現(xiàn)腐泥型特征，推測(cè)烏倫古坳陷深部存在腐泥型烴源巖。晚白堊世之后，烴源巖進(jìn)入成熟—高成熟階段，形成油藏或帶氣頂?shù)挠筒兀瑲忭數(shù)奶烊粴鈹U(kuò)散運(yùn)移或原油裂解生氣運(yùn)移至石炭系上部?jī)?chǔ)層中聚集成藏。阜東地區(qū)石炭系油氣藏具有“泥包火”結(jié)構(gòu)，為巖性油氣藏，由于阜康凹陷目前本地的烴源巖演化程度較低，主要處于成熟階段，推測(cè)該區(qū)天然氣不是本地來源的產(chǎn)物，應(yīng)為凹陷深部的烴源巖產(chǎn)物經(jīng)斷裂和不整合面運(yùn)移而成藏。

4 勘探潛力

準(zhǔn)噶爾盆地石炭系烴源巖是大型火山巖天然氣成藏的基礎(chǔ)。石炭系沉積時(shí)期，準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷、沙灣凹陷、阜康凹陷、東道海子凹陷、滴水泉凹陷、五彩灣凹陷發(fā)育厚度較大、分布穩(wěn)定的烴源巖。不同地區(qū)石炭系烴源巖生烴特征存在明顯差異，滴水泉凹陷和阜康凹陷石炭系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，具有較強(qiáng)的生排烴能力?？碧綄?shí)踐表明，油氣主要分布在烴源巖厚度較大的地區(qū)，包括位于北部烴源槽克拉美麗氣田、滴南凸起南分支北側(cè)斷階區(qū)、五彩灣氣田及阜康凹陷等[39]，目前獲得突破的地區(qū)均是在烴源巖厚度大于100m的供烴范圍內(nèi)；在烴源巖厚度較小、生烴能力較弱的地區(qū)，如大井地區(qū)，石炭系烴源巖生烴能力較差，天然氣勘探效果較差。

與中國(guó)東部火山巖氣藏成藏主控因素不同的是，西部地區(qū)火山巖油氣藏以地層不整合油氣藏為主，其分布受到區(qū)域不整合面的影響很大[40-41]。準(zhǔn)噶爾盆地內(nèi)火山巖體在距風(fēng)化殼400m范圍內(nèi)廣泛發(fā)育[1]，分布于三大隆起區(qū)，長(zhǎng)期遭受風(fēng)化剝蝕，儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為溶蝕孔和裂縫，具有較好的儲(chǔ)集滲流能力。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層與二疊系上烏爾禾組廣泛分布的泥巖形成有效的儲(chǔ)蓋組合，天然氣成藏條件優(yōu)越。根據(jù)第四次資源評(píng)價(jià)相關(guān)參數(shù)，以及石炭系烴源巖最新的面積及厚度等研究結(jié)果，估算石炭系天然氣資源量為1.4×1012m3，勘探潛力巨大。

結(jié)合成藏解剖，準(zhǔn)噶爾盆地石炭系火山巖氣藏主要受烴源巖、儲(chǔ)蓋組合、構(gòu)造演化及保存條件等因素綜合控制。烴源巖分布及其生烴特征是大型火山巖氣藏成藏的基礎(chǔ)，構(gòu)造演化與烴源巖演化之間的時(shí)間匹配關(guān)系控制油氣藏?zé)N類類型及富集規(guī)模，儲(chǔ)蓋組合和保存條件對(duì)該區(qū)油氣富集具有重要的影響。對(duì)于火山巖氣田的勘探，應(yīng)首先重點(diǎn)考慮烴源問題，靠近凹陷深部地區(qū)烴源巖高—過成熟階段的產(chǎn)物供烴豐富，是形成火山巖氣田的重要因素，靠近凹陷深部地區(qū)的火山巖成藏更為有利。綜合以上分析，劃定了石炭系有利勘探區(qū)塊：滴南凸起、滴北凸起、北三臺(tái)凸起和車拐地區(qū)。

滴南凸起緊鄰東道海子凹陷和滴水泉凹陷，位于兩大生烴中心的凸起帶，是油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)，尤其是北斷階區(qū)，構(gòu)造形成時(shí)間早，可以捕獲成熟—過成熟階段油氣，勘探潛力大，如克拉美麗氣田。滴北凸起緊鄰滴水泉凹陷和烏倫古坳陷，烏倫古坳陷石炭系發(fā)育腐泥型烴源巖，供烴能力充足，有利于形成構(gòu)造—巖性油氣藏，如Q6井。北三臺(tái)凸起是阜康凹陷石炭系烴源巖生成的油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)，北三臺(tái)凸起靠近阜康凹陷的斜坡區(qū)，局部發(fā)育物性較好的火山巖儲(chǔ)集體，保存條件好，有利于形成自生自儲(chǔ)的巖性油氣藏，如F26井。車拐地區(qū)靠近沙灣凹陷，沙灣凹陷石炭系烴源巖厚度大，有機(jī)質(zhì)豐度高，處于過成熟階段，斷裂帶的下盤保存條件好，成藏條件優(yōu)越，同樣是石炭系火山巖氣藏勘探的有利區(qū)塊，如CT1井。

5 結(jié)論

（1）通過系統(tǒng)性開展對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地下石炭統(tǒng)烴源巖生烴潛力評(píng)價(jià)，指出下石炭統(tǒng)松喀爾蘇組b段是石炭系主力烴源巖。準(zhǔn)噶爾盆地下石炭統(tǒng)松喀爾蘇組b段烴源巖分布廣泛，厚度為50～250m，有機(jī)質(zhì)含量高，以Ⅲ型干酪根為主，Ro主體分布在大于1.3%的范圍內(nèi)，演化程度高，為準(zhǔn)噶爾盆地大型火山巖氣藏形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

（2）準(zhǔn)噶爾盆地火山巖氣藏除了受烴源巖、儲(chǔ)蓋組合、構(gòu)造演化及保存條件等宏觀因素聯(lián)合控制之外，能否形成大型火山巖氣藏主要與天然氣的捕獲階段有關(guān)。對(duì)于腐殖型有機(jī)質(zhì)而言，晚期干酪根生氣量有限，若圈閉形成時(shí)間晚，只能夠捕獲晚期過成熟階段天然氣，難以形成大型火山巖氣藏。

（3）不同凹陷、不同層位烴源巖發(fā)育機(jī)制、生烴潛力與產(chǎn)物特征是準(zhǔn)噶爾盆地火山巖氣藏下一步研究的重點(diǎn)和難點(diǎn)。石炭系烴源巖非均質(zhì)性較強(qiáng)，部分區(qū)塊烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，演化程度也明顯偏高，火山活動(dòng)對(duì)烴源巖有機(jī)質(zhì)富集和演化的影響機(jī)理較為復(fù)雜。下石炭統(tǒng)滴水泉組和松喀爾蘇組b段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型相似，明確不同層位、不同熱演化階段烴源巖產(chǎn)物特征，對(duì)于石炭系精細(xì)氣源對(duì)比研究和資源潛力預(yù)測(cè)具有重要的指導(dǎo)意義。