塔里木盆地吉拉克地区三叠系凝析气藏成因分析

李福来，孟凡超，段忠丰（中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）

凝析气藏作为一类非常规油气藏，其储量约占常规气层气储量的三分之一［1］，关于凝析气藏的成因及分布规律的研究是目前非常规油气地质研究中的难点之一。在基于干酪根晚期热降解学说的传统生油理论中，凝析气藏是干酪根高成熟阶段的产物，镜质体反射率（Ro）＞1.3%。短链的轻质组分在大量湿气的背景下经逆蒸发作用形成凝析气藏，即原生凝析气藏。随着勘探程度的深入，另一类与油气成熟度无直接联系的次生凝析气藏逐渐为人们所认知，该类凝析气藏的凝析油成熟度较低（Ro普遍小于1.0%）。大量研究表明，相分馏作用是导致次生凝析气藏形成的关键［2～8］。相分馏作用是指在地下复杂地质条件下，由于系统温压条件的改变或外来单相流体的混入，诱发相离析以及组分物理分馏作用的发生，并最终导致烃类流体（油、气）原始组成发生变化的过程［9］。

轮南低凸起是塔里木盆地最大的复式油气聚集单元，其复式聚集特征不仅体现于研究区垂向上多套含油气层系相互叠置，更体现于包括干气藏、凝析气藏、正常油藏以及稠油油藏等多种类型油气藏在时空上的共存。前人研究表明，轮南低凸起在多个层系发育凝析气藏，众多学者对奥陶系及石炭系凝析气藏的成因及分布特征等开展了大量细致的研究工作，但对于油气产能仅次于奥陶系的三叠系中凝析气藏的成因研究相对薄弱。笔者拟通过对轮南低凸起三叠系典型的含油气区－吉拉克地区凝析气藏流体性质以及相态特征的深入解剖，探讨该区凝析气藏的成因，进一步丰富塔里木盆地复式油气聚集理论。

1 区域地质背景

吉拉克地区位于塔里木盆地轮南低凸起的东南缘，其东部与草湖凹陷相邻，南部与满加尔坳陷相接，工区面积近500km2。吉拉克地区在构造上属于解放渠东－吉拉克背斜构造带（图1）。目前，吉拉克地区的油气产能主要集中于三叠系，三叠系钻厚434～490m，深度范围为4082～4598m。三叠系共划分3个油组，包括上统的TⅠ油组，中统的TⅡ、TⅢ油组。TⅢ油组上部发育厚度为92～117.5m的厚层块状砂岩，但TⅢ油组并未见油气显示；TⅠ油组的砂层厚38～72.5m，仅发育低级别油气显示，未获工业油气流；TⅡ油组含油性最好，是该区的主要产层。

图1 吉拉克地区区域地质图

2 轮南低凸起凝析气藏的流体性质

作为我国最大的海相油气产区，轮南低凸起的油气资源多富集于奥陶系岩溶缝－洞型储集体中，而上覆的多套碎屑岩油气藏均源于奥陶系油气资源在喜山期沿深大断裂发生的调整与再分布。油气充注史研究表明，轮南低凸起现今黑油（正常原油）的主体形成于石炭纪早期，喜山晚期过量干气对于奥陶系原始油藏的持续性混入与冲刷，诱发了气洗相分馏作用对于油藏系统相态及流体原始组成的改造，形成了轮南低凸起广泛发育的次生凝析气藏。

目前，轮南低凸起在多个层系均发育具规模性的凝析气藏，如中部平台区LG2井区（奥陶系、石炭系）、东部斜坡带（奥陶系）、吉拉克（石炭系、三叠系）、桑塔木断垒带（奥陶系、石炭系、三叠系）、轮南断垒带（奥陶系、侏罗系）等。对其流体性质的研究表明，不同层系的凝析气藏在气液两相组成上差异性显著。以东部斜坡带为代表的奥陶系次生凝析气藏表现为 “油重气干”的特征，即凝析油密度0.81～0.8795g／cm3，凝析气甲烷系数为0.99；石炭系的凝析气藏具有 “油轻气干”的特征，即凝析油密度0.78g／cm3，凝析气甲烷系数为0.98；而吉拉克地区三叠系凝析气藏具有 “油轻气湿”的特征，即凝析油密度0.75g／cm3，凝析气甲烷系数0.9。不同层系凝析气藏流体性质的差异性，预示了其在成因上的不同。

3 吉拉克地区三叠系凝析气藏成因分析

Wu等［10］对轮南低凸起奥陶系及石炭系凝析气藏成因的研究中，提出了相分馏作用下次生凝析气藏的2种类型，即饱和型次生凝析气藏以及不饱和型次生凝析气藏。奥陶系主要发育饱和型凝析气藏，其特征为地露压差较小，在地下带有油环，属干气侵入富集型凝析气藏；而石炭系的凝析气藏主要为不饱和凝析气藏，其特征为地露压差较大，在地下无油环，属断裂泄压分异型凝析气藏。对于吉拉克地区三叠系凝析气藏的相态特征、流体性质以及相分馏响应的研究表明，该区三叠系凝析气藏的成因与轮南低凸起奥陶系及石炭系均不相同。

图2 吉拉克三叠系与轮南奥陶系凝析气藏相态特征对比

首先，吉拉克地区三叠系凝析气藏的相态特征与奥陶系非常相似，均表现为地露压差较小，在地下呈气液两相（图2）。相分馏作用之所以能够形成次生凝析气藏，其关键在于分馏过程中各组分气液摩尔配分比的重建。诱发相分馏作用的条件仅能为油藏系统压力的快速下降或是外来流体的持续混入。轮南地区奥陶系次生凝析气藏的形成过程受气洗相分馏控制。当干气大量侵入时，一方面可以排替圈闭中的石油，另一方面导致原油中的轻质组分（特别是正构烷烃）分馏至气相中。吴楠［9］对于轮南低凸起原油气洗作用强度的定量化研究表明，东部斜坡带地区经气洗相分馏改造后的奥陶系原油在组成上表现为正构烷烃的大量损失（图3）。而对吉拉克地区原油正构烷烃相对蒸发量的计算表明，该区三叠系并未遭受气洗相分馏改造，即三叠系凝析气藏的成因与奥陶系干气侵入富集型凝析气藏并无关联。

图3 吉拉克三叠系原油正构烷烃相对蒸发量（Q）的计算（当Q＝0，未发生相分馏改造）

由于吉拉克地区三叠系凝析气藏的成因并非 “奥陶系模式”，笔者开始考虑其形成过程是否与泄压分异型的 “石炭系模式”有关。在奥陶系形成了大量带油环的次生凝析气藏后，由于连接奥陶系与石炭系的层间断裂的再度活化，已形成带油环的次生凝析气藏将由于系统压力的快速释放再次发生相分馏过程。同时，包含轻质油分的气相将沿断裂运移至上部的石炭系圈闭，并形成纯气相的不饱和凝析气藏。简言之，石炭系凝析气藏在本质上属于奥陶系凝析气藏二次分馏的产物。相比第n次分馏作用过程，这种n＋1次分馏作用的产物将表现为轻质组分的富集、凝析油含量的贫化［10，11］。吉拉克地区三叠系凝析气藏的凝析油含量相比石炭系反而出现了增加的趋势（三叠系JL105井凝析油体积分数为423cm3／m3，JL109井凝析油体积分数为298cm3／m3，而LN59井石炭系凝析油体积分数仅为94.138cm3／m3）。由于石炭系凝析气藏的相态特征已经为纯气相，理论上若三叠系凝析气藏为石炭系或奥陶系再次分馏的产物，其相态特征应为纯气相而不是现今带油环的气液两相（图4）。因此，三叠系次生凝析气藏的成因并非单纯的 “石炭系模式”，而是在泄压分异基础上的一种变异过程，即三叠系油藏与相分馏后包含轻质组分的气相发生混合的产物。轮南低凸起三叠系的油藏为喜山期下伏奥陶系资源调整再分布的产物，且喜山期气洗发生的时间晚于三叠系正常油藏的形成期。同时，与吉拉克地区属同一构造单元的解放渠东地区在三叠系发育大量的正常油藏，吉拉克地区LN58井在三叠系4353.5～4355.5m井段亦发现了密度为0.8675g／cm3的黑油油藏。因此，只有黑油油藏与相分馏产物发生混合才能合理地解释现今吉拉克地区三叠系次生凝析气藏的组分构成及相态特征。

图4 多级分馏系统相态特征

4 结论

1）吉拉克地区三叠系发育大量的次生凝析气藏的流体性质及相态特征与轮南低凸起奥陶系及石炭系的次生凝析气藏不同。三叠系凝析油密度为0.75g／cm3，凝析气甲烷系数0.9，为高含凝析油的凝析气藏。

2）次生凝析气藏的成因受相分馏控制。虽然奥陶系与三叠系凝析气藏的相态特征相似，均为带油环的气液两相。由于三叠系并未发生气洗相分馏改造，因此其形成过程与气侵富集型的 “奥陶系模式”无关。

3）石炭系的凝析气藏在成因上属于奥陶系凝析气藏二次分馏的产物，这种n＋1次的分馏过程相比第n次分馏应表现出轻质组分增加而凝析油含量减少的趋势。而吉拉克地区三叠系凝析气藏的凝析油含量及凝析气的组分特征均表明，其成因应为下伏相分馏的气相产物与三叠系正常油藏相混合的结果。

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