李二庭，馬萬云，李 際，馬新星，潘長春，曾立飛，王 明

(1.新疆礫巖油藏實驗室，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.新疆宇澄熱力股份有限公司，新疆 克拉瑪依 834000;4.中國科學院廣州地球化學研究所，廣東 廣州 510640)

0 引 言

準噶爾盆地南緣位于盆地南部北天山山前坳陷帶，由西向東，依次為四棵樹凹陷、霍瑪吐背斜帶和阜康斷裂帶，北面與沙灣凹陷、莫南凸起和阜康凹陷相接[1]。自油氣勘探以來，南緣陸續(xù)發(fā)現了獨山子、齊古、卡因迪克、呼圖壁、瑪河等中小型油氣田，累計探明石油地質儲量2 719.5×104t、天然氣地質儲量329.6×108m3，探明率相對較低，總體探明程度不足10%。前人雖然已經從構造演化、儲層發(fā)育、蓋層分布、保存條件等油氣成藏條件及生儲蓋層組合[2-6]，生排烴期與圈閉形成期的時空匹配等方面進行了大量的研究，形成了很多成果認識，但對于南緣天然氣資源潛力問題仍需要進一步探索。特別是2019年南緣西段四棵樹凹陷高探1井的重大發(fā)現，獲得日產油1 213 m3，日產氣32×104m3，南緣沖斷帶霍瑪吐背斜帶東段發(fā)現呼探1井凝析氣藏，獲得日產氣61×104m3，日產凝析油87.1 m3的高產，南緣下組合勘探的連續(xù)突破顯示了南緣豐富的油氣資源[7-8]。

準噶爾盆地南緣發(fā)育二疊系、中下侏羅系、白堊系吐谷魯群和古近系安集海河組四套烴源巖。其中，中、下侏羅統(tǒng)烴源巖主要為一套以河流、湖泊和沼澤相為主的含煤碎屑巖建造，是準噶爾盆地南緣主力烴源巖系。侏羅系發(fā)育暗色泥巖、煤和碳質泥巖，以Ⅱ2型和Ⅲ型為主，是該區(qū)域最為重要的烴源巖[9-10]。高探1井原油Pr/Ph為3.77，Pr/nC17和Ph/nC18分別為0.25和0.07，全油碳同位素為-26.82‰，天然氣甲烷和乙烷碳同位素分別為-40.49‰和-29.14‰，油氣主要來自高成熟的侏羅系烴源巖[8]，天然氣可能具有二疊系貢獻[11]，呼探1井原油Pr/Ph為1.17，Pr/nC17和Ph/nC18分別為0.38和0.34，全油碳同位素為-28.67‰，天然氣甲烷和乙烷碳同位素分別為-31.53‰和-24.37‰，油氣主要來自高成熟的侏羅系烴源巖，原油重烴部分可能有二疊系貢獻。

南緣煤主要發(fā)育在侏羅系八道灣組和侏羅系西山窯組，厚度在5～60 m之間，有機碳含量分布范圍為40.6%～91.9%，平均為63.9%，熱解烴潛力分布范圍為11～327 mg/g，平均為134 mg/g。前人提出煤成油的概念使得煤系烴源巖的生油備受關注[12]。包建平等[13]通過對比原油中生物標志物的組成特征，提出了柴達木盆地牛東地區(qū)的原油具有典型的煤成油特征。楊鵬程等[14]采用熱模擬實驗證實了西湖凹陷平北地區(qū)平湖組煤具有較高的生油能力，煤成油在研究區(qū)廣泛存在。那么，準噶爾盆地南緣地區(qū)侏羅系煤生烴能力如何？王嶼濤等[15]根據準噶爾盆地中下侏羅統(tǒng)泥巖和煤的地球化學特征認為南緣侏羅系油藏主要與泥質烴源巖有關。姚素平等[16]采用富集角質體和基質鏡質體的煤樣進行熱模擬實驗，認為煤具有一定的生油能力。鄭建京等[17]對準噶爾盆地阜東地區(qū)侏羅系煤系烴源巖演化過程地球化學特征進行了較為全面的研究，認為Ro(鏡質體反射率)在1.40%～1.70%是干酪根大量排烴階段。李吉君等[18]采用化學動力學方法，對準噶爾盆地南緣西山窯組煤模擬了其生氣過程，認為其主要生氣期為燕山運動期。朱明等[19]對準噶爾盆地南緣侏羅系烴源巖進行了熱模擬實驗，認為煤生烴潛力高于炭質泥巖?？傮w而言，前人對準噶爾盆地南緣地區(qū)不同層位侏羅系煤生烴能力、是否具有大規(guī)模生油或生氣能力，以及不同演化階段生烴組成如何變化的研究較少。本次研究選取準噶爾盆地南緣地區(qū)不同層位低成熟煤樣品，采用黃金管-高壓釜熱模擬體系，詳細開展了煤生油和生氣產率及碳同位素演化特征研究，對南緣油氣資源評價和油氣源分析具有重要意義。

1 實驗樣品與分析方法

1.1 樣品分析

在準噶爾盆地南緣西段四棵樹凹陷到東段阜康地區(qū)選取侏羅系八道灣組(J1b)和西山窯組(J2x)共9個煤樣進行黃金管-高壓釜熱模擬實驗，煤樣基本地球化學參數見表1。選取的煤樣鏡質體反射率Ro分布范圍為0.39%～0.76%，Tmax值分布范圍為424～453 ℃，整體處于低熟-成熟演化階段，氫指數HI分布范圍為141～210 mg/g，主要為Ⅱ2型有機質類型，具有較好的生烴潛力。

表1 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣基本地球化學參數

1.2 黃金管-高壓釜熱模擬實驗條件

生烴實驗采用黃金管-高壓釜熱模擬體系[20]，高壓釜熱模擬實驗條件：煤樣在10 h內從室溫升至250 ℃，然后分別以2 ℃/h和20 ℃/h升溫至600 ℃，在324 ℃時取出第一個樣品，然后每間隔12 ℃取出高壓釜，快速冷卻，模擬壓力保持在50 MPa。

1.3 熱模擬氣態(tài)烴定量及碳同位素分析

熱模擬后，金管中的氣體在特制的玻璃真空裝置中被刺破收集。該裝置與Agilent HP6890N型色譜儀器相連，通過自動控制程序，可將氣態(tài)產物吸入色譜儀進行分析，定量方法見文獻[21]。

氣態(tài)烴碳同位素采用Delta V Advantage同位素質譜儀分析，色譜柱為CP-Pora PLOT Q石英柱(30 m×0.32 mm×20 μm)。色譜柱初始溫度38 ℃，恒溫5 min，以8 ℃/min升至180 ℃，恒溫15 min，載氣為氦氣，載氣流速為2 mL/min。

1.4 熱模擬液態(tài)烴定量分析

將金管剪成碎塊裝入小瓶中，加入3 mL正戊烷浸泡，采用微型進樣針加入0.008～0.014 mg的標準樣品溶液(氘代正二十二烷和氘代正二十四烷)，用超聲波超聲均勻，取上清液進色譜分析。采用Agilent HP6890型色譜儀，HP-5色譜柱(30 m×0.32 mm×0.25 μm)。升溫程序：起始溫度50 ℃，恒溫5 min；然后以2 ℃/min升溫至150 ℃，再以4 ℃/min升溫至290 ℃，最后恒溫15 min。色譜分析完成后，將C6—C14之間的烴類組分的峰面積合并，通過內標定量法計算得到輕烴含量。然后將剩余樣品溶液過濾，分離出正戊烷溶液和固體殘渣，固體殘渣用二氯甲烷:甲醇(體積比93:7)混合溶劑進行索氏抽提72 h，將抽提物與正戊烷溶液合并，常溫下揮發(fā)得到瀝青A產物并進行定量分析，輕烴+瀝青A含量即為生油量。

2 煤樣熱模擬實驗結果

2.1 煤樣熱模擬溫度與成熟度關系

鏡質體反射率(Ro)是應用最為廣泛的烴源巖成熟度參數。其中，Eazy%Ro常用于計算熱模擬樣品成熟度的方法[22]，但該方法計算的成熟度值與實際地質樣品成熟度有出入，且在高演化階段誤差更加明顯。相關研究針對這種情況建立了在2 ℃/h升溫速率熱模擬條件下，熱模擬溫度與成熟度的對應關系[23]。本次研究通過對120個熱模擬固體殘渣磨片，測定Ro，每個溫度點煤樣殘渣隨機測定50個測點，取平均值為實測Ro數據，并基于前人的研究經驗及公式，建立了溫度與成熟度Ro關系：Ro=0.2766e0.0048T- 0.68，相關系數R2=0.9796，線性關系較好(圖1)，能夠較好地應用于煤系烴源巖熱模擬過程成熟度表征。

圖1 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣實測Ro與熱模擬溫度關系曲線圖Fig.1 Curve of measured Ro and thermal simulation temperature of Jurassic coal from the southern margin of Junggar Basin

圖2 不同溫度模擬條件下煤樣計算Eazy%Ro與公式計算Ro對比圖Fig.2 Comparison of Eazy% Ro and formula calculation Ro of coal under different temperature simulation conditions

圖3 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣生油產率-Ro關系曲線圖Fig.3 Relationship between oil yield and Ro of Jurassic coal from the southern margin of Junggar Basin

圖2為煤樣經過不同溫度熱模擬后的理論計算成熟度Eazy%Ro和利用本次研究建立公式計算的成熟度Ro，通過對比可以看出，在較低的熱模擬溫度范圍，兩者區(qū)別較小，<380 ℃時，差異小于0.10%；熱模擬溫度>380 ℃后，隨著熱模擬溫度升高，Eazy%Ro與公式計算Ro值的差越大，差異最大可達0.84%。

2.2 煤樣生油產率特征

煤樣熱模擬生油產率包括輕烴(C6—C14)和瀝青A，隨著熱模擬成熟度的升高，煤樣生油產率呈現“快速升高→快速降低→緩慢減低→趨于平穩(wěn)”的特征(圖3)，與前人研究結果一致[24]。從圖3可以看出，不同煤樣生油產率明顯不同，西山窯組煤樣的生油高峰比八道灣組煤樣早。侏羅系八道灣組(J1b)煤樣在Ro=1.07%時達到生油高峰，最大生油產率分布范圍為60.13～83.27 mg/g，侏羅系西山窯組(J2x)煤樣在Ro=0.96%時達到生油高峰，最大生油產率分布范圍為27.14～62.14 mg/g，侏羅系八道灣組煤樣生油產率明顯高于西山窯組煤樣。煤樣C6—C14輕烴產率隨成熟度的演化特征與生油產率一致(圖4)，侏羅系八道灣組(J1b)煤樣C6—C14輕烴在Ro=1.31%時達到高峰，最大產率分布范圍為7.29～19.17 mg/g，侏羅系西山窯組(J2x)煤樣C6—C14輕烴在Ro=1.17%時達到高峰，最大產率分布范圍為7.63～9.22 mg/g，侏羅系八道灣組煤樣C6—C14輕烴產率高于西山窯組煤樣。輕組分產率峰值Ro較生油產率峰值Ro要大，說明C6—C14輕烴的生成較重組分需要更高的裂解溫度，C14+重組分先裂解成C6—C14輕烴。

圖4 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣C6—C14產率-Ro關系曲線圖Fig.4 Relationship between C6-C14 yield and Ro of Jurassic coal from the southern margin of Junggar Basin

2.3 煤樣氣態(tài)烴產率特征

從準噶爾盆地南緣不同層位煤樣的熱模擬累計氣態(tài)烴產率(圖5)可以看出，侏羅系八道灣組(J1b)煤樣和西山窯組(J2x)煤樣的累計總氣態(tài)烴(C1—C5)產率接近，八道灣組煤樣最大生氣產率范圍為121.41～135.39 mg/g，西山窯組煤樣最大生氣產率分布范圍為92.23～141.26 mg/g，生氣周期長，在Ro=3.60%依然有大量氣體產生。煤樣生氣產率呈現“初始生氣→快速生氣→緩慢生氣→生氣結束”的特征。在Ro=0.96%時，為煤樣初始生氣階段，八道灣組煤樣總氣態(tài)烴產率分布范圍為11.63～15.82 mg/g，占總生氣量的10.9%～12.6%；西山窯組煤樣總氣態(tài)烴產率分布范圍為10.80～24.04 mg/g，占總生氣量的11.1%～18.3%，說明部分西山窯組煤樣較八道灣組煤樣生氣早。在Ro=0.96%～1.65%為煤樣快速生氣階段，八道灣組煤樣總氣態(tài)烴產率分布范圍為65.97～92.04 mg/g，占總生氣量的59.4%～68.2%，西山窯組煤樣總氣態(tài)烴產率分布范圍為52.63～97.40 mg/g，占總生氣量的51.8%～69.0%；在Ro=1.65%～3.04%為煤樣緩慢生氣階段，八道灣組煤樣總氣態(tài)烴產率分布范圍為100.52～120.92 mg/g，占總生氣量的88.2%～94.4%，西山窯組煤樣總氣態(tài)烴產率分布范圍為82.68～127.61 mg/g，占總生氣量的81.4%～90.5%；在Ro>3.60%為煤樣生氣結束階段，累計產氣量基本不變。

圖5 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣生氣產率-Ro關系曲線圖Fig.5 Relationship between the gas yield and Ro of Jurassic coal from the southern margin of Junggar Basin

準噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組(J1b)煤樣C2—C5氣態(tài)烴產率在Ro=1.65%時達到最大，分布范圍為28.24～47.76 mg/g，西山窯組(J2x)煤樣C2—C5氣態(tài)烴產率在Ro=1.41%時達到最大，分布范圍為13.34～45.36 mg/g。

圖6 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣生氣干燥系數-Ro關系曲線圖Fig.6 Relationship between dryness coefficient of gas and Ro of Jurassic coal from the southern margin of Junggar Basin

從準噶爾盆地南緣不同層位煤樣熱解氣干燥系數(C1/C1-5)隨成熟度變化特征(圖6)中可以看出，八道灣組(J1b)煤樣和西山窯組(J2x)煤樣生氣干燥系數隨成熟度增大變化特征一致，呈現先降低后增加的趨勢，在Ro=0.96%時裂解氣干燥系數達到最低。在相同熱模擬條件下，西山窯組煤樣裂解氣干燥系數高于八道灣組煤樣裂解氣，如Ro=1.41%時，八道灣組煤樣裂解氣干燥系數為0.40～0.53，西山窯組煤樣裂解氣干燥系數為0.46～0.73；Ro=2.10%時，八道灣組煤樣裂解氣干燥系數為0.64～0.76，西山窯組煤樣裂解氣干燥系數為0.72～0.92。煤裂解氣在Ro>2.61%階段進入干氣階段，但由于模擬實驗為封閉體系，煤生成的原油未排出，天然氣為一個累積的過程，實際上應該在更低的成熟度階段已進入干氣階段。

2.4 煤樣生氣碳同位素特征

準噶爾盆地南緣西山窯組煤樣熱解氣碳同位素分布特征見圖7，從圖中可以看出，甲烷、乙烷和丙烷碳同位素隨著熱解溫度升高而逐漸變重，呈兩段式分布的特點。以JC8煤樣熱解氣碳同位素演化特征為例，隨著成熟度增加，甲烷碳同位素增加速率呈兩段式，在Ro<0.90%時，甲烷碳同位素相對較輕，隨成熟度增加迅速增大，由-46.8‰快速增高至-35.0‰，變化幅度超11.8‰；Ro=0.90%～3.80%，甲烷碳同位素變化較慢，由-35.0‰逐漸升高至-23.7‰，變化幅度為11.3‰。隨著成熟度增加，乙烷和丙烷在Ro<1.41%之前變化極小，在Ro>1.41%之后，乙烷和丙烷碳同位素迅速增大；在Ro=0.67%～1.41%之間，乙烷碳同位素由-24.9‰增大至-23.8‰，變化幅度僅為1.1‰；在Ro=1.41%～2.10%之間，乙烷碳同位素由-23.8‰快速增大至-17.3‰，變化幅度為6.3‰。在Ro=0.67%～1.41%之間，丙烷碳同位素由-24.3‰增大至-22.4‰，變化幅度僅為1.9‰；在Ro=1.41%～2.10%之間，丙烷碳同位素由-22.4‰快速增高至-9.8‰，變化幅度為12.6‰。

天然氣甲烷碳同位素常用于成熟度表征[25-26]。從圖7(a)可以看出，甲烷碳同位素與源巖成熟度Ro值相關性非常好，且具有兩階段模式特征，這一特征與劉文匯等[27]提出的煤型氣模式具有相似性。在成熟度Ro=0.90%之前和之后具有不同的趨勢。通過對Ro=0.90%前后兩端變化趨勢進行數學回歸處理，得到了天然氣甲烷碳同位素值與煤系烴源巖成熟度Ro的關系公式：Ro<0.90%，δ13C1=32.477 lnRo-31.174；Ro≥0.90%，δ13C1=8.7684 lnRo-35.354。

圖7 準噶爾盆地南緣侏羅系煤樣生氣碳同位素-Ro關系曲線圖Fig.7 Relationship between carbon isotopes of gas and Ro of Jurassic coal from the southern margin of Junggar Basin

3 準噶爾盆地南緣煤生烴潛力分析

3.1 煤生烴演化模式

從煤樣熱模擬實驗結果可以看出，侏羅系八道灣組煤樣與西山窯組煤樣生烴過程主要分為三個階段，具有氣窗較長的特點，從Ro=0.96%開始生氣，在Ro=3.6%生氣結束但生烴特征有所差異。

(1)生油階段，煤生油的產率增加很快，生氣量較小，干燥系數隨成熟度增加由大變小，主要是因為干酪根在早期成熟階段以生重烴氣為主[28]。在此階段，侏羅系八道灣組煤樣生油產率相對較高(0.67%

(2)油裂解與干酪根裂解共存階段。在此階段，八道灣組煤Ro介于1.07%～1.65%之間，西山窯組煤Ro處于0.96%～1.41%之間，煤樣進入快速生氣階段和排氣階段，煤樣裂解氣產量是最大產氣量的50%左右。前人的研究[29]認為液態(tài)烴裂解首先是重組分裂解成輕組分，然后裂解為氣態(tài)烴，煤樣在達到生油高峰后，產量逐漸降低，主要是因為生成的油開始裂解，輕烴組分大量生成并迅速增加，隨著熱演化進行，輕烴組分開始裂解，生成氣態(tài)重烴組分，干酪根裂解主要生成甲烷。八道灣組煤樣C6—C14輕烴在Ro=1.31%達到峰值，C2—C5氣態(tài)烴在Ro=1.65%達到峰值；西山窯組煤樣C6—C14輕烴在Ro=1.17%達到峰值，C2—C5氣態(tài)烴在Ro=1.41%達到峰值，煤樣生氣量已大于最大生油量，裂解氣甲烷碳同位素及干燥系數迅速增加，而乙烷與丙烷碳同位素基本不變。此階段，裂解氣來源基本不變，以干酪根和原油裂解氣為主。

(3)干酪根高成熟裂解階段。在此階段，C2—C5氣態(tài)烴開始迅速裂解生成甲烷，乙烷和丙烷碳同位素值迅速增大，且乙烷與丙烷碳同位素差值迅速變小，說明丙烷先于乙烷裂解。氣態(tài)烴總量隨成熟度逐漸增大，增長速率有所降低，但干酪根裂解氣持續(xù)時間長，在Ro=3.6%時，干酪根裂解生氣基本結束。

前人的研究[30-31]顯示，對煤成油貢獻最大的顯微組分是殼質組。姚素平等[32]研究發(fā)現，準噶爾盆地煤中的殼質組以角質體含量占絕對優(yōu)勢為特征，并采用熱模擬實驗分析認為角質體含量是侏羅系煤可以大量生油的關鍵，基質鏡質體生烴潛力次之。另外，通過對準噶爾盆地煤樣顯微組分定量統(tǒng)計分析顯示，南緣地區(qū)侏羅系八道灣組煤樣殼質組中角質體和樹脂體含量為24%，基質鏡質體含量為57%(水磨溝剖面)；而西山窯組煤樣殼質組中角質體和樹脂體含量為0～13%，基質鏡質體含量為11%～40%(四棵樹剖面、安12和齊009井等)。潘安陽等[33]利用激光微裂解-色譜-質譜技術分析了煤樣中鏡質體和樹脂體產物特征，認為樹脂體的長鏈脂肪烴產率較高，具有高生烴及生油潛力。結合本文實驗分析顯示，侏羅系八道灣組煤樣液態(tài)烴產率更高，主要原因可能是其烴源巖中含有更加豐富的角質體和樹脂體，而西山窯組煤樣中均質鏡質體、結構鏡質體、團塊鏡質體含量更高，更偏向于生氣[34]，在相同熱模擬條件下，其熱解氣干燥系數更大。

3.2 煤生烴潛力分析

干酪根對烴類組分的吸附是控制烴源巖排烴的最重要因素[35-36]。Pepper等[37-38]提出烴源巖留油能力為100 mg/g，生油能力小于100 mg/g的烴源巖是不能排出正常原油，只能排氣或排出少量溶解在氣相中的凝析油，煤吸附烴類能力較弱，排油門限為40 mg/g[39]。從煤樣熱模擬實驗可以看出，準噶爾盆地南緣侏羅系八道灣組煤樣生油產率相對較高，Ro=1.07%時達到生油高峰，生油率均高于40 mg/g，具有一定的排烴能力；侏羅系西山窯組煤樣生油產率相對較低，Ro=0.96%時達到生油高峰，部分樣品具有一定的排烴能力。從干酪根生氣特征來看，八道灣組煤樣最大生氣量為106.53～135.39 mg/g，西山窯組煤樣最大生氣量為92.23～141.26 mg/g，遠高于最大生油量，八道灣組和西山窯組煤樣均具有非常好的生氣潛力。

對準噶爾盆地南緣天然氣甲烷碳同位素進行統(tǒng)計分析，并根據上文建立的甲烷碳同位素值與煤系烴源巖成熟度Ro的關系公式推算出研究區(qū)烴源巖成熟度(表2)。從計算結果來看，準噶爾盆地南緣地區(qū)主要氣藏天然氣成熟度分布范圍為0.95%～2.00%，南緣西段霍10井區(qū)氣藏甲烷的碳同位素相對較輕，分布范圍為-35.8‰～-33.5‰，計算煤系烴源巖成熟度Ro=0.95%～1.24%；南緣中段齊古氣藏天然氣甲烷碳同位素最重，分布范圍為-33.5‰～-29.3‰，計算煤系烴源巖成熟度Ro=1.24%～2.00%。前人研究顯示南緣西段四棵樹沉積中心侏羅系烴源巖演化程度相對不高，Ro在1.3%左右，中段坳陷區(qū)侏羅系烴源巖成熟度Ro在2.0%左右[40]，上述計算結果與此較為一致，說明本次研究建立的甲烷碳同位素和烴源巖成熟度的關系公式符合南緣實際地質情況。

表2 準噶爾盆地南緣天然氣地球化學特征

準噶爾盆地南緣中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖廣泛分布。其中，八道灣組煤層厚度在5～60 m，在南緣昌吉—烏魯木齊地區(qū)最厚達60 m，東部阜康地區(qū)為10～20 m，富煤帶面積約4 000 km2[41]，平均有機碳含量為66.05%，干酪根母質類型以Ⅱ型為主，少量Ⅲ型[40]；西山窯組煤層厚度在2～20 m，最大可達30 m，富煤區(qū)位于昌吉—烏魯木齊地區(qū)[41]，平均有機碳含量為55.55%，干酪根母質類型主要為Ⅲ型，少量Ⅱ2型[40]。

南緣西部四棵樹凹陷八道灣組烴源巖埋深約6 000 m，凹陷沉積中心Ro值達到1.3%，凹陷北部艾卡構造帶由于在喜馬拉雅期發(fā)生構造抬升，烴源巖成熟度相對低，Ro在1.0%左右[19]。從模擬實驗可知，在Ro=1.0%左右，八道灣組煤樣生油量在57.10～81.19 mg/g，艾卡構造帶八道灣組煤層厚度10～20 m[41]，且煤樣有機碳含量高，基本在50%以上，具有形成帶氣頂的油藏。

南緣中段霍瑪吐背斜帶西山窯組煤層厚度大于20 m，分布面積大，昌吉—烏魯木齊地區(qū)煤層厚度為10～20 m，八道灣組煤層在昌吉—烏魯木齊地區(qū)最厚達60 m[36]。區(qū)內侏羅系成熟度在1.3%～2.0%。在Ro=1.3%左右，煤生成的油已發(fā)生裂解，產量急劇下降，地質條件下，烴源巖處于半開放體系，早期生成的原油已排出，烴源巖處于大量生濕氣階段；在Ro=2.0%左右，處于干酪根高成熟裂解階段，模擬條件下，煤生成的油已完全裂解，西山窯組煤樣生氣量為60.21～104.27 mg/g，八道灣組煤樣生氣量為79.95～98.48 mg/g，具有非常好的潛力。南緣中段烴源巖處于大量生干氣階段，且目前仍在持續(xù)生氣，具有形成凝析氣藏和干氣藏的條件，是南緣地區(qū)未來天然氣重要勘探區(qū)域。

4 結 論

(1)準噶爾盆地煤樣生烴主要分三個階段：生油階段、油裂解與干酪根裂解共存階段、干酪根高成熟裂解生氣階段，煤樣生油高峰Ro在0.96%～1.07%之間，具有氣窗較長的特點，從Ro=0.96%開始生氣，在Ro=3.6%生氣結束。

(2)準噶爾盆地南緣西段艾卡構造帶八道灣組煤相對較厚，Ro在1.0%左右，處于煤生油高峰，生油量在57.10～81.19 mg/g，且煤具有有機碳含量高的特點，認為該區(qū)煤具有形成帶氣頂的油藏的潛力。

(3)準噶爾盆地南緣中段霍瑪吐背斜帶和昌吉—烏魯木齊地區(qū)侏羅系煤層厚度大，最厚達60 m，烴源巖Ro在1.3%～2.0%之間，處于煤大量生干氣階段，生氣量為60.21～104.27 mg/g，認為南緣中段是南緣地區(qū)未來天然氣重要勘探領域。