准噶尔盆地东部中二叠统咸化湖相烃源岩生气潜力及天然气勘探意义

doi:10.11743/ogg20240507

石油与天然气地质 ›› 2024, Vol. 45 ›› Issue (5): 1289-1304.doi: 10.11743/ogg20240507

准噶尔盆地东部中二叠统咸化湖相烃源岩生气潜力及天然气勘探意义

冯德浩¹^,²(), 刘成林¹^,²(), 杨海波³, 韩杨³, 杨小艺¹^,², 苏加佳¹^,², 李国雄¹^,², 张景坤¹^,²

^1.中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249
^2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
^3.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

收稿日期:2024-05-14 修回日期:2024-07-19 出版日期:2024-10-30 发布日期:2024-11-06
通讯作者: 刘成林 E-mail:apparate_z@126.com;liucl@cup.edu.cn
第一作者简介:冯德浩（1997—），男，博士研究生，咸化湖盆成烃、成储和成藏。E-mail： apparate_z@126.com。
基金项目:
中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(2023YQX201)

Gas-generating potential of the Middle Permian saline lacustrine source rocks and significance for natural gas exploration in the eastern Junggar Basin

Dehao FENG¹^,²(), Chenglin LIU¹^,²(), Haibo YANG³, Yang HAN³, Xiaoyi YANG¹^,², Jiajia SU¹^,², Guoxiong LI¹^,², Jingkun ZHANG¹^,²

^1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
^2.College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
^3.Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China

Received:2024-05-14 Revised:2024-07-19 Online:2024-10-30 Published:2024-11-06
Contact: Chenglin LIU E-mail:apparate_z@126.com;liucl@cup.edu.cn

摘要/Abstract

摘要：

中二叠统咸化湖相页岩是准噶尔盆地东部最重要的烃源岩，研究其生气潜力及成藏贡献对油气勘探具有重要的意义。根据近年来新钻井的录井、岩石学、有机地球化学、半开放体系热模拟实验及天然气地球化学分析数据，系统评价了中二叠统咸化湖相烃源岩的生气潜力，研究了天然气成因和来源，提出了有利的天然气勘探领域。研究表明：①东道海子凹陷中二叠统咸化湖相烃源岩厚度自边缘向凹陷中心逐渐增大，凹陷中部厚度普遍超过350 m，最厚可达600 m。阜康凹陷存在2个中二叠统咸化湖相烃源岩厚度高值区，其中东北缘烃源岩厚度主要为200 ~ 250 m，中南部烃源岩厚度超过400 m。阜康凹陷和东道海子凹陷中二叠统咸化湖相烃源岩以中等—极好烃源岩为主，发育倾油型生烃母质，具有厚度大、滞留烃含量高、普遍达到生气窗的特点，具备规模生气潜力。②准噶尔盆地东部发现来自于咸化湖相烃源岩生成的油型气，主要分布在阜康凹陷、东道海子凹陷和阜康断裂带，克拉美丽气田和彩南油气田煤型气也混有中二叠统生成的油型气。③阜康凹陷和东道海子凹陷超深层是油型气勘探的有利地区，主要包括源外常规气、源内致密气和源内页岩气3个有利的天然气勘探领域。

关键词: 烃源岩, 生气潜力, 油型气, 页岩, 中二叠统, 咸化湖盆, 准噶尔盆地

Abstract:

The Middle Permian saline lacustrine shales are identified as the most significant source rocks in the eastern Junggar Basin. Investigating their gas-generating potential and contribution to gas accumulation holds great significance for hydrocarbon exploration. Based on logs of wells newly drilled in recent years， as well as data from petrology， organic geochemistry， semi-open pyrolysis simulation experiments， and natural gas geochemical analysis， we systematically evaluate the gas-generating potential of the Middle Permian saline lacustrine source rocks， clarify the origin of natural gas from within， and delineate favorable targets for natural gas exploration. The results indicate that in the Dongdaohaizi Sag， the thickness of the Middle Permian saline lacustrine source rocks increases gradually from its margin to center， generally exceeding 350 m and reaching a maximum of 600 m at the center. In the Fukang Sag， two zones of thick Middle Permian saline lacustrine source rocks are determined， namely the northeastern margin and the south-central portion， where the source rock thicknesses primarily range from 200 to 250 m and exceed 400 m， respectively. The Middle Permian saline lacustrine source rocks in both sags principally exhibit medium to excellent quality， with oil-prone kerogen widely developed which is characterized by considerable thicknesses， high contents of retained hydrocarbons， and generally entering the gas window stage. All these suggest the potential for large-scale gas generation. The petroliferous gas generated by the Middle Permian saline lacustrine source rocks has been discovered in the eastern Junggar Basin， distributed primarily in the Fukang Sag， Dongdaohaizi Sag， and the Fukang fault zone. Besides， the petroliferous gas generated from the Middle Permian source rocks is also found mixed with the coal-derived gas in the Kelameili gas field and the Cainan oil and gas field. The ultra-deep reservoirs in the Fukang and Dongdaohaizi sags in the eastern Junggar Basin are favorable for the exploration of petroliferous gas， which can be divided into three favorable gas exploration zones： conventional gas outside source rocks， tight gas inside source rocks， and shale gas inside source rocks.

Key words: source rock, gas-generating potential, petroliferous gas, shale, Middle Permian, saline lacustrine basin, Junggar Basin

中图分类号:

TE122.1

冯德浩,刘成林,杨海波,等. 准噶尔盆地东部中二叠统咸化湖相烃源岩生气潜力及天然气勘探意义[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(5): 1289-1304. doi: 10.11743/ogg20240507 Dehao FENG,Chenglin LIU,Haibo YANG,et al. Gas-generating potential of the Middle Permian saline lacustrine source rocks and significance for natural gas exploration in the eastern Junggar Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(5): 1289-1304. doi: 10.11743/ogg20240507

图/表 17

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参考文献 49

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构造名称	井号	深度/m	R_o/%	数据来源
吉木萨尔凹陷	J174	3 110.9 ~ 3 359.7	0.76 ~ 0.95	文献［26］
北三台凸起	S123	2 541.8	0.54	本文
阜康凹陷	D17	7 271.0	2.20	本文
阜康凹陷	DS1	7 540.0	2.14	本文
东道海子凹陷	DT1	5 709.0 ~ 5 713.0	1.38 ~ 1.45	文献［14］
东道海子凹陷	C6	6 494.2 ~ 6 499.8	1.30 ~ 1.55	文献［35］

温度/℃	R_o/%	单温阶模拟			连续递进升温模拟
温度/℃	R_o/%	甲烷产率/ （mg/g）	湿气产率/ （mg/g）	烃类气产率/ （mg/g）	甲烷产率/ （mg/g）	湿气产率/ （mg/g）	烃类气产率/ （mg/g）
250	0.56	4.75	11.44	16.20	6.58	8.35	14.93
300	0.67	3.33	15.53	18.87	10.55	14.73	25.29
325	0.79	5.10	19.73	24.82	12.05	19.68	31.73
350	1.01	9.19	33.07	42.26	16.28	35.93	52.20
375	1.31	17.73	58.73	76.46	26.93	78.12	105.05
400	1.59	40.97	159.68	200.65	35.48	107.22	142.70
425	1.97	54.99	185.25	240.25	41.21	111.25	152.46
450	2.64	92.96	223.56	316.52	47.19	112.63	159.82
500	3.15	164.68	138.01	302.69	56.22	113.81	170.03

温度/℃	R_o/%	单温阶模拟				连续递进升温模拟
温度/℃	R_o/%	δ¹³C₁/‰	δ¹³C₂/‰	δ¹³C₃/‰	δ¹³C₄/‰	δ¹³C₁/‰	δ¹³C₂/‰	δ¹³C₃/‰	δ¹³C₄/‰
250	0.56	-31.7	—	—	—	-41.6	-29.6	-27.8	-31.5
300	0.67	-37.4	-34.0	-33.3	—	-41.4	-31.2	-29.2	-32.0
325	0.79	-44.1	-37.2	-35.9	-34.9	-44.6	-35.6	-35.6	-36.5
350	1.01	-47.5	-38.6	-37.6	-36.5	-46.5	-38.7	-38.2	-37.3
375	1.31	-48.2	-38.9	-38.0	-36.4	-48.9	-38.6	-37.8	-36.4
400	1.59	-48.1	-39.5	-37.3	-35.7	-43.7	-36.7	-35.4	-34.2
425	1.97	-45.9	-37.1	-34.6	-31.7	-36.3	-29.4	-30.3	—
450	2.64	-44.6	-36.6	-31.7	-24.6	-29.6	—	—	—
500	3.15	-41.0	-30.0	-26.5	-31.5	-27.6	—	—	—

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准噶尔盆地东部中二叠统咸化湖相烃源岩生气潜力及天然气勘探意义

Gas-generating potential of the Middle Permian saline lacustrine source rocks and significance for natural gas exploration in the eastern Junggar Basin

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