准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组自吉25井获工业油流以来，先后在吉23井、吉171井、吉172井和吉174井等多口井获得工业油流，展现了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油良好的勘探和开发前景。但目前钻穿芦草沟组的探井多集中在凹陷东部，对芦草沟组勘探程度仍相对较低，该时期的区域构造动力学背景及其与成岩、油气生成关系的认识仍存在较大分歧(匡立春等，2013；斯春松等，2013；马洪等，2014；丁超等，2015)。前人的研究认为凝灰岩类及地幔热液喷流沉积在吉木萨尔页岩油形成过程中具有重要作用，指出凝灰岩、沉凝灰岩是该区重要的页岩油储集岩(王鹏等，2011；匡立春等，2012；李红等，2013；蒋宜勤等，2015；侯茂国等，2016；柳益群等，2019)。但对于芦草沟组页岩油生烃母质类型及分布、凝灰岩分布及与有机质生烃的关系等重要问题研究较少，而这些问题的解决对于吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的勘探开发具有重要的意义。
本文通过对准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组烃源岩生烃母质类型及分布的研究，与烃类活动具有成因关系的成岩矿物解剖，探讨形成优质页岩油源岩的控制因素和生烃机制。
1 地质背景
图1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷构造位置及井位分布
Fig. 1 Tectonic location and well distribution in Jimsar sag， Junggar Basin
图2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩TOC、S1+S2柱状分布图
Fig. 2 Histogram of organic carbon and S1+S2 of source rocks in the Lucaogou Formation, Jimsar sag， Junggar Basin
吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部的西南段，其北、西、南三侧均以断裂为界，北以吉木萨尔断裂为界与沙奇凸起毗邻，西以西地断裂和老庄湾断裂为界与北三台凸起相接，南面为阜康断裂带，向东逐渐过渡为奇台凸起，凹陷整体呈西深东浅、西断东超的箕状，面积1278 km2(图1)。据其内部沉积，构造的差异性，可进一步分为西部深洼带和东部斜坡带。凹陷内构造活动相对较弱，仅在东端有零星断裂发育。石炭世末期：北部抬升，吉木萨尔断裂形成；三叠纪末期—新生代的印支—燕山—喜山，以东南抬升为主。芦草沟组为一东高西低、北高南低的箕状凹陷，主体勘探部位相对平缓，构造倾角3°～5°， 芦草沟组发育两套较好的页岩油富集段。上含油层段平均厚度25～35 m，下含油层段平均厚度40～60 m。非甜点段也少量含油层段(<5 m)，该沉积组合发育湖相纹层状凝灰质白云岩、沉凝灰岩、碱性—过碱性的中性凝灰岩以及碱性—过碱性的超基性凝灰岩，与此相对应的含油层段物性较好。由于凝灰岩类的矿物碎屑粒度较细且与湖相沉积物混合并多被油充填，因此难以对此类岩石进行全岩地球化学研究，选择电子探针分析方法开展凝灰岩类的矿物地球化学分析根据石英长石的碱度分析，其里特曼组合指数(σ)均接近或大于3.3，属于过碱性—碱性岩系列。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组在晚石炭世至中二叠世属陆内断陷—裂谷环境。深部碱性岩浆和热液流体参与沉积过程，构成研究区特殊的岩浆—热液喷流沉积组合，发育纹层状碱性—过碱性的中性(安山岩)凝灰岩类和超基性(碳酸岩)凝灰岩类，地球化学显示它们来自地幔，具有较好的储集性能。
2 烃源岩评价
2.1 烃源岩有机质丰度
吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩以白云质泥岩及暗色泥岩为主，中间夹凝灰岩，有机质丰度存在着极强的非均质性，其有机质丰度值变化范围很宽。根据研究区16口井502块样品分析结果表明，芦草沟组78%的源岩样品有机碳(TOC)大于1.0%，TOC平均值为3.24%，生烃潜量(S1+S2)大于6.0 mg/g的样品数占55%(图2)。按我国陆相烃源岩评价标准，芦草沟组属于好—最好生油岩。在纵向上，芦草沟组上、下两段烃源岩整体均属于好的生油岩，其中上段芦二段(P2l2)有机质丰度总体好于下段芦一段(P2l1)。
2.2 烃源岩有机质类型
吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩样品热解参数IH—Tmax(图3)表明，不同岩性源岩有机质类型存在非常强的非均质性，源岩有机质类型变化范围大，白云岩和泥岩的氢指数大部分在400 mg/g以上，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，少数为Ⅱ2型，上、下甜点烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，少数为Ⅱ2型，只有个别样品为Ⅲ型。总体来说，芦草沟组烃源岩有机质类型较好，白云岩和泥岩都具有较好的产油潜力。
图3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩IH—Tmax关系图
Fig. 3 Correlation of IH—Tmax of source rocks in the Lucaogou Formation, Jimsar sag， Junggar Basin
图4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组干酪根发育的显微组分类型及特征
Fig. 4 Types and characteristics of microscopic components of kerogen in the Lucaogou Formation, Jimsar sag， Junggar Basin
(a)、(b)、(c) 为J174井；(d)、(e)、(f)为J251井；(g)、(h)、(i)为J30井
(a), (b) and (c) the Well J174; (d), (e) and (f) the Well J251; (g), (h) and (i) the Well J30
芦草沟组干酪根显微组分含量数据分别取自J174井、J251井、J30井，样品共28组。统计结果表明，芦草沟组烃源岩中干酪根发育的显微组分类型包括腐泥组、壳质组、镜质组和惰性组(图4)。腐泥组含量为46%～86%，其中腐泥无定形体较多，部分样品中有藻类体；壳质组含量为 13%～47%；亚组分类型主要有菌孢体、壳质碎屑体、孢粉体和木栓质体；镜质组含量在0～8%，惰质组中丝质体含量在0～1%。干酪根类型为I，II型为主。
芦草沟组烃源岩生烃母质主要包括藻类，还有一些超微生物(图5)。超微生物白云石是在研究区首次发现的重要生—储油岩类。该类岩石不仅纳米级微生物丰富，而且发育丰富的纳米级晶间孔，部分纳米孔见油滴渗出，表明原油是由超微生物生成并且就近储集于其内部的纳米孔中。更为重要的是，超微生物白云石中不同程度的含凝灰物质，凝灰质碎屑分布均匀，其晶间孔发育，并与粒间孔所联通，从而具有较好的储集性能。此类油层孔隙度多在3.4%，渗透率多在0.045×10-3 μm2，具有典型的源储一体成藏模式。
另外，热水生物群可能是研究区主要的生烃母质，它们主要呈单晶和多晶复合球体，生活在富碱性岩浆—地幔热液环境中。初步分析正是由于碱性长石等凝灰物质的混入，使得该类超微生物能够早期生油。这些球状超微生物是一种嗜热的有机体，它们与藻类是研究区最主要的烃类供给体。
图5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩生烃母质微观照片
Fig. 5 Micrographs of hydrocarbon-generating parent materials of source rocks in Lucaogou Formation, Jimsar sag， Junggar Basin
(a) J174井，3216.2 m，荧光；(b) J174井，3216.2 m，荧光，藻纹层包裹方解石；(c) J174井，3227.51 m，单偏光；(d) J174井，3316.2 m，含藻泥晶白云岩；(e) J174井，3305.8 m；(f) J31井，2716.43 m；(g) J174井，3227.51 m，荧光；(h) J174井，3316.2 m；(i) J174井，3159.75 m，藻类小球；(j) J174井，3159.75 m，藻类小球；(k) J30井，4045.66 m，渗出的油呈黑色同心圆状浸染状；(l) J174井，3143.7 m，超微生物白云岩有丰富的油滴渗出
(a) the Well J174, 3216.2 m, fluorescence; (b) the Well J174, 3216.2 m, fluorescence, algae-coated calcite; (c) the Well J174, 3227.51 m, plane polarized light system; (d) the Well J174, 3316.2 m, algae-bearing slime dolostone; (e) the Well J174, 3305.8 m; (f) the Well J31, 2716.43 m; (g) the Well J174, 3227.51 m, fluorescence; (h) the Well J174, 3316.2 m; (i) the Well J174, 3159.75 m, algae pellets; (j) the Well J174, 3159.75 m, algae pellets; (k) the Well J30, 4045.66 m, exuded oil appears as black concentric circles; (l) the Well J174, 3143.7 m, ultramicrobial dolostone exudates abundant oil droplets
超微生物白云岩中含有丰富的超微生物球体，这些球体为多球复合球体，以一个大球与1～2个小球的复合球形体为主，少数为一个大球与4～6个小球的复合球形体。这些球体大小均匀，分为两个粒级，一个粒级介于1～6 μm，另一个介于0.1～0.5 μm，均呈均匀状态分布。
这些超微生物白云岩有丰富的油滴渗出。渗出的油呈黑色同心圆状，同心圆边缘呈浸染状，有些球中见到大小在0.1～0.5 μm的残余白色球。有些超微生物白云岩的矿物成分比较纯，几乎均由白云石构成，但在有些样品中(特别在凝灰质白云岩和含凝灰质白云岩中)可见到较多的碱性长石碎屑，表明碱性长石碎屑与超微生物白云岩关系密切。
2.3 烃源岩有机质成熟度
芦草沟组烃源岩Ro值随深度的增加，逐渐增大，上甜点烃源岩Ro值分布在0.6%～1.1%，下甜点烃源岩Ro值分布在0.8%～1.1%(图6)。总体上芦草沟组上、下甜点的烃源岩均处于成熟阶段。甾烷系列中 C29 异构体的比值 C2920S/(S+R)和 C29ββ/(αα+ββ)是典型的成熟度指标(卢双舫等，2007)。C29αααS/(S+R) 值与C29αββ/(ααα+αββ)呈正相关性，上、下甜点烃源岩C29αααS/(S+R)值范围在0.35～0.50(图7)，通常C29αααS/(S+R)小于0.25为未熟，0.25～0.40为低熟，大于0.40为成熟阶段(Seifert et al.，1981)。C29αααS/(S+R) 值显示芦草沟组烃源岩基本处于成熟阶段。
图6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Ro与深度关系图
Fig. 6 Relationship between Ro and depth source rock of in Lucaogou Formation, Jimsar sag， Junggar Basin
图7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩C29αααS/(S+R)与C29αββ/(ααα+αββ)关系图
Fig. 7 Relationship between C29αααS/(S+R) and C29αββ/(ααα+αββ) of source rock of in Lucaogou Formation, Jimsar sag， Junggar Basin
3 烃源岩沉积环境
3.1 链烷烃组成特征
芦草沟组上甜点烃源岩正构烷烃分布曲线主峰碳数在nC22～nC25，下甜点烃源岩正构烷烃主峰碳偏向低碳数一侧，主碳数在nC19～nC21，表现为明显的藻类等水生生物输入特征(邓宏文等，1993)。正构烷烃奇偶优势不明显，CPI和OPE值均在1附近，上甜点烃源岩(nC20-)/(nC21+)值略小于1，分布范围在0.60～1.19，而下甜点烃源岩(nC20-)/(nC21+)值大于1，说明上、下甜点烃源岩母质以水生生物贡献为主。
3.2 萜烷组成特征
芦草沟组烃源岩生物标志物色谱质量图见8。芦草沟组烃源岩中三环萜烷及四环萜烷的丰度较低，藿烷系列化合物含量丰富，有一定丰度的伽马蜡烷，Ts含量较低，Tm相对丰度较高。三环萜烷以C21为主峰，C24四环萜烷/C26三环萜烷值较高，分布在0.70～1.21，可能与高盐的沉积环境有关(Philp et al.，1982)。Ts/Tm值分布在0.05～0.18，低Ts/Tm值反映了咸化湖盆中水体呈碱性的沉积环境(Peters et al.，2005)，这与β-胡萝卜烷判断的沉积环境相一致。芦草沟组上、下甜点烃源岩中均检测出较高丰度的伽马蜡烷，伽马蜡烷/C30藿烷分布在0.11～0.21，说明原油的母源有机质形成于高盐的咸水环境(张立平等，1999)。
3.3 甾烷组成特征
芦草沟组烃源岩中甾类化合物的含量较丰富，其中以规则甾烷占优势，孕甾烷及升孕甾烷的含量较小，重排甾烷含量低，重排甾烷/规则甾烷比值分布在0.01～0.07，造成重排甾烷含量较低的主要原因可能是水体咸化，呈碱性环境。烃源岩中规则甾烷/ 17α (H)—藿烷值分布在0.12～0.31，可见母质输入主要来源于受细菌改造过的有机质。规则甾烷C27、C28、C29分布表现为C27
4 凝灰物质发育与烃源岩生油期关系
镜质体反射率主要受古地温变化的控制，实践中已建立他们间的相互关系。同时，由于温度和时间具有相互补偿的关系，因此新地层和老地层相比需要更高的温度才能达到相似的成熟度(金强等，1998；张景廉等，2000)。
以J174井区域内重点井为例：J174井收集的烃源岩样品深度出现于3110～3350 m附近，而且这个深度段恰好包含了两个上下甜点段(生油较好的层位)，Tmax范围在439～452℃，其镜质体反射率集中在0.53～0.98。在3150 m及3264 m附近处镜质体反射率和Tmax都有一个升高的过程，这个深度正好处于P2l22上部(上甜点段)及P2l12上部(下甜点段)，该层位火山活动对沉积物影响明显，出现大量凝灰物质。研究认为凝灰物质的快速堆积使有机质瞬间转化为低熟油，而且凝灰物质的大量喷发不仅提供了营养物质还提供了一个还原环境(肖荣阁等，2001；黄菊芳等，2006；张文正等，2010；王书荣等，2013；陈艳琼等，2015)。火山物质含量多的层位中 C2920S/(S+R)范围在0.46～0.52，平均值为0.49，C29ββ/(αα+ββ)范围在0.28～0.38，平均值为0.32，达到了有机质成熟的标准，而在火山物质含量少的层位中 C2920S/(S+R)范围在0.36～0.53，平均值为0.4，C29ββ/(αα+ββ)范围在0.21～0.31，平均值为0.26，是有机质低成熟的标准。
并且，通过对其他井(J30井、J31井、J251井)共35块样品做的镜质体反射率中发现大部分样品的成熟度都在0.6～0.8，而且这三口井与J174井一样，在上下甜点处有异常的高点，说明凝灰物质在全区影响有机质成熟度的结果是普遍存在的(图9)。
图8 准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组下甜点烃源岩色谱质量图
Fig. 8 Mass chromatograms of “low dessert” source rocks in the Lucaogou Formation, Jimsar sag, Junggar Basin
图9 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Ro—深度演化图
Fig. 9 Evolution of Ro in source rocks in the Lucaogou Formation, Jimsar sag, Junggar Basin
5 优质页岩油源岩的控制因素和生烃机制
通过前文分析认为，风携型凝灰物质与生烃母质的早期混合可能是研究区页岩油形成的主要原因。吉木萨尔凹陷晚二叠世火山活动频繁，富含碱性长石、石英碎屑的碱性—过碱性的中性凝灰物质以及富含方解石的碱性—过碱性的超基性凝灰物质在半深湖—沼泽相沉积背景上间歇式降落，它们与湖沼相生物不同程度混合(研究区二叠统发育丰富的介形虫、藻类、超微生物等生烃母质)，形成低熟、早熟、分布非均质性极强的页岩油。凝灰物质及湖沼相生物的含量、性质以及分布特征直接控制着页岩油岩的孔隙结构、含油性及页岩油的分布。由于油生成较早并占据了凝灰岩类储层，因此抑制了成岩作用的进行，保留了含油岩石的原始孔隙面貌。
在沉积初期到早期成岩阶段，火山活动频繁，凝灰物质丰富，其作用：①大量的凝灰质降落导致湖沼环境中生物快速大量死亡，同时避免氧化，对有机质向油的转化起到加氢催化作用，促使早生烃和多生烃；另外火山物质中的微量元素对烃源岩的生烃有催化的作用，主要是发生一系列化学反应，产生次生孔隙有利于排烃(万从礼等，2001；金强等，2006；高福红等，2009；马克等，2019); ②凝灰质碎屑颗粒或原地降落，或经历湖水的作用略有分选就近沉淀，晶屑和岩屑相互支撑，形成极好的原生储集空间；③凝灰物质快速、持续降落会使沉积区保持较高的温度，利于有机质向液态烃转化形成页岩油。火山活动带来的凝灰质含有较高热流值的放射性 U、Th、K元素，使地层温度升高进而促进烃源岩热演化(邱欣卫等，2009；张文正等，2010；宋世骏等，2018)。在对J174井、J251井、J30井、J31井和J36井的镜质体反射率测试中，镜质体反射率在各井的上下甜点段均有突然升高的现象。两层段火山活动明显，出现大量凝灰岩和凝灰物质。凝灰物质的快速堆积不但使地层温度升高，而且使有机质瞬间转化为低熟油。在凝灰物质喷发间歇期，有机质的含量和热演化程度较低，有机质进入成熟期，并通过裂缝运移聚集成藏。因此，研究区的有机质可能经历了凝灰岩型和正常沉积型两种岩类的生烃和演化过程。
6 结论
(1)芦草沟组为一套好—极好的烃源岩层，相比较而言，芦二段上层有机质丰度最高，生烃潜力最好。区域内大部分有机质类型是以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。Ro及规则甾烷成熟度指标显示吉木萨尔芦草沟组烃源岩基本处于成熟阶段。
(2)芦草沟组烃源岩生烃母质主要为藻类，还有一些超微生物。沉积环境中水体不深，沉积水体盐度较高，多为半咸水的弱氧化—弱还原碱湖环境。
(3)凝灰物质的快速堆积不但使地层温度升高，而且使有机质瞬间转化为低熟油。大量的凝灰质降落导致湖沼环境中生物快速大量死亡，同时避免氧化，对有机质向油的转化起到加氢催化作用，促使早生烃和多生烃。
(The literature whose publishing year followed by a “&” is in Chinese with English abstract; The literature whose publishing year followed by a “#” is in Chinese without English abstract)
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