东营凹陷坨庄地区T165油藏低压充注的流体包裹体记录

周振柱，陈 勇，周瑶琪

(1.山东科技大学 地球科学与工程学院，山东 青岛 266590;2.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东 青岛 266580)

东营凹陷是中国东部典型的含油断陷型凹陷，坨庄地区位于东营凹陷北部陡坡带坨胜永断裂带中西段，北靠陈家庄凸起，油藏储层为砂砾岩体(图1)，由于靠近胜北断裂，所以其成藏过程与断裂活动有着密切的关系。断裂活动可以提供油气的运移通道，而形成的低压异常可以以泵吸作用提供油气运移动力。前人对东营凹陷的油气成藏进行了很多研究[1－6］。陈中红等[1－2］认为东营凹陷超压封存箱发育，幕式排烃是重要的排烃方式;邱楠生等[3－5］及杜春国等[6］以沸腾包裹体作为有力的证据，认为幕式充注是东营凹陷深部油气成藏的重要方式，而异常高压是幕式充注的主要动力。在油气成藏过程中，储层中的压力变化对油气的充注有重要的影响，超压利于流体的排出，低压利于流体的充注，异常高压可以提供油气运移的动力，而储层低压异常造成的压力差也可以提供动力，只是最初的低压过程不易保存，没有引起学者的重视，少见有关低压油气成藏的报道。东营凹陷深层普遍发育异常高压[7］，是油气运移成藏过程中压力平衡的结果，而平衡过程中储层压力的变化，可以由储层中的流体包裹体记录下来。通过恢复流体包裹体的捕获条件，结合埋藏史分析可以复原油气运移的时期和温压条件，对研究油气成藏过程中的压力变化有重要意义[8－9］。本文通过对东营凹陷T165油藏储层裂缝充填方解石脉流体包裹体的分布、荧光和测温结果分析及PVT模拟，恢复了油气运移充注的温压条件。根据模拟结果，结合精细埋藏史分析，发现研究区油气成藏初期捕获的流体包裹体形成于低压环境下，表现出低压成藏的特征。

图1 东营凹陷T165油藏剖面Fig.1 Profile of T165 reservoir in Dongying Sag

1 样品特征

研究样品取自T165井沙四段，T165井位于胜北断层西段，2002年试油99 t/d，是一口典型高产井，主力油层为沙河街组四段上亚段(简称沙四上)非典型背斜侧向封堵的砂砾岩体。样品中发育一条高角度裂缝，充填方解石脉，脉中偶见泥岩角砾，表现出构造裂缝的特征。脉中方解石颗粒的结晶形态有所差异(图2):一是它形细晶颗粒，一般0.15 mm，晶间可见泥质，主要发育在裂缝边缘和泥岩角砾边缘;二是自形中晶颗粒，最大1mm，最小0.2 mm，一般0.4 mm，干净明亮，发育在裂缝中央。因此，根据方解石的晶体形态可以将脉体分为2个期次。

图2 东营凹陷T165油藏方解石脉中不同结晶形态的颗粒Fig.2 Different crystal shapes in calcite veins of T165 reservoir in Dongying Sag

图3 东营凹陷T165油藏方解石脉中流体包裹体照片Fig.3 Pictures of fluid inclusions contained in calcite veins of T165 reservoir in Dongying Sag

方解石脉中的流体包裹体数量很多，但类型较为简单，主要为重油包裹体和盐水包裹体。油包裹体均为气液两相，大部分包裹体液相呈黄褐色，紫外光下发深黄色荧光，表明油气成熟度较低(图3a，b)，但中晶颗粒中有极少数包裹体发蓝色荧光，与成群发育的盐水包裹体和少数黄色荧光油包裹体共生(图3c，d)，且气液比、均一温度也与黄色荧光油包裹体相近，可能形成于油气的差异捕获。盐水包裹体既有单个分布的，亦有成群分布的，单个分布的包裹体稍大(10～20 μm)，形状不规则，为气液两相;成群分布的包裹体较小(＜10 μm)，有气液两相的，也有单一液相的(图3c－f)。另外，细晶方解石中重油包裹体丰度大，盐水包裹体少见;中晶颗粒中重油包裹体丰度较低，可见负晶形包裹体，盐水包裹体丰度大。

2 流体包裹体捕获温压条件恢复

2.1 流体包裹体测温分析

在显微观察及荧光观察的基础上，对样品中的流体包裹体进行显微测温分析，实验在中国石油大学(华东)地球化学与岩石圈动力学实验室完成，使用仪器为Linkam THMS 600型冷热台，误差为0.1℃。

测试结果(图4)显示，细晶方解石颗粒中油气包裹体的均一温度分布在85.8～109.7℃，主要集中于90～100℃的温度区间;中晶方解石中油气包裹体的均一温度分布在73.5～102.5℃，主要集中在90～95℃的温度区间，两者温度区间大部分重叠，加之荧光颜色相同，气液比相似，说明油源一致或捕获条件相同。另外还有一些超高均一温度(＞170℃)或不均一的油气包裹体，可能是油气发生裂解或非均一捕获形成的。细晶颗粒中盐水包裹体很少，其均一温度分布在106.3～114.7℃，平均110.4℃;中晶颗粒中盐水包裹体的均一温度主要分布于105.4～126.6℃，没有明显的温度集中段，表明了油气充注的持续性。

图4 东营凹陷T165油藏方解石脉中流体包裹体均一温度Fig.4 Homogenization temperature histograms for fluid inclusions contained in calcite veins of T165 reservoir in Dongying Sag

图5 同温不同压捕获油气包裹体均一温度关系Fig.5 Different homogenization temperatures of hydrocarbon inclusions trapped at the same temperature and different pressure

中晶颗粒中的油气包裹体均一温度较细晶颗粒中的要低，而盐水包裹体均一温度相近，中晶颗粒的略高。对于同种类型的油气包裹体，如果捕获温度相近，则均一温度越高，捕获压力越低(图5)，高压捕获的包裹体均一温度要低一些[10］。因此，中晶颗粒包裹体捕获时储层压力有所增加。

2.2 流体包裹体PVT模拟

目前流体包裹体模拟软件主要有PVTSim，FITOil，PVTpro4.0以及 VTFLINC 等，其基本原理是将烃类包裹体等容线和共生盐水包裹体等容线的交点作为包裹体捕获的温压条件，国内外已有许多应用实例[11－20］。本文主要利用PIT模拟方法(FIT－Oil)结合显微红外测试进行包裹体捕获温压的恢复。PIT模拟是Thiéry等[13］由烃类包裹体显微测温和体积测定资料建立的烃类包裹体热力学模拟的计算方法，根据包裹体气相充填度和均一温度确定参数α和β，模拟包裹体组分，计算等容线，结合共生盐水包裹体均一温度，恢复包裹体的捕获温度和捕获压力。Thiéry等利用FIT－Oil软件分析了北海 Alwyn油田烃类包裹体的捕获条件[12－13］，取得了很好的效果;Grimmer等[17］识别出重质油、轻质油、湿气、干气和凝析气五类烃类包裹体的类型，说明了该方法的适用性较强。

本文流体包裹体PVT模拟的具体过程为:通过共聚焦激光扫描显微镜，计算油气包裹体的气液比;冷热台测量包裹体的均一温度;根据气液比和均一温度，运用FIT－Oil软件模拟流体成分，绘制烃类包裹体的P－T相图以及等容线;依据同期盐水包裹体的均一温度做垂线，将其与油气包裹体等容线的交点作为流体包裹体的捕获温度和捕获压力(图6，表1)。根据T165井分层、录井、测温、镜质体反射率等基础数据，结合油田资料，绘制了T165井埋藏史图，综合PVT模拟结果和埋藏史曲线，可以确定油气充注成藏的时期(图7)。

图6 东营凹陷T165油藏方解石脉中流体包裹体模拟P－T相图Fig.6 P － T phase diagram of fluid inclusions contained in calcite veins of T165 reservoir in Dongying Sag

3 讨论

前人研究认为[21］，东营凹陷坨庄地区主要有两个油气成藏时期，即沙河街组三段沉积时期和馆陶中后期至今。PVT模拟结果显示，T165油藏的成藏主要是在5.6 Ma以来，为第二成藏期，由于胜北断层在这一时期较为活跃而形成裂隙，脉体中并没有第一期油气成藏的包裹体记录。从流体包裹体均一温度的分布特点可以看出，T165油藏的油气成藏是一个基本连续的过程。

图7 东营凹陷坨165井埋藏史曲线Fig.7 Burial history of well Tuo165 in Dongying Sag

表1 东营凹陷T165油藏部分流体包裹体PVT模拟结果Table 1 Results of PVT simulation of part of fluid inclusions of T165 reservoir in Dongying Sag

3.1 低压捕获机理分析

流体包裹体PVT模拟结果显示，在T165油藏油气成藏过程中，初期压力系数小于1，表现出低压成藏的特点，其后逐渐增大，由低压逐渐过渡为超压(现今压力系数为1.2)。根据埋藏史分析，在馆陶末及明化镇组沉积初期，研究层处于低成熟度早期生油阶段，这与流体包裹体较小的气液比相匹配，也与油气包裹体黄色荧光相一致，因此，当时并不具备大规模油气成藏的油源条件，而油气藏的形成与构造裂缝的产生密切相关。T165井产能较高，可能就是因为储层内裂缝发育。裂缝的形成一般有2种原因，即异常高压和构造活动。包裹体模拟结果显示，在T165井储层油气充注的早期，压力是低于静水压力的，区别于流体压裂缝形成的流体包裹体，且裂缝发育的形态与流体压裂缝也不同，排除了裂缝的异常高压成因，因此认为其为构造成因裂缝。研究认为，断层活动及裂缝的发育可以产生地震泵作用[22－23］，为油气运移提供动力。在烃源岩成熟度较低，还未达到油气排出与运移充注压力的情况下，断层活动产生构造裂缝可以形成低压空间，泵吸作用使周围流体向裂缝运移，通过裂缝快速地聚集成藏。伴随着油气的充注，压力逐渐恢复，至最后表现出与东营凹陷其他地区相一致的超压特点。因此，T165油藏成藏初期以低压为特点，油气运移充注的动力主要来源于构造活动产生的泵吸作用。

3.2 方解石结晶期次与成藏特征分析

方解石脉的形成可以划分为2个期次，但油气成藏只有一期，因此，在油气成藏过程中可能有介质条件的改变。2种形态方解石颗粒中油气包裹体具有相似的气液比、颜色、荧光颜色及均一温度分布特征，说明油气的来源并没有发生变化，而油气包裹体和盐水包裹体丰度的此消彼长，说明了流体中油—水比的变化改变了方解石结晶的介质条件，从而使其结晶形态发生改变。因此，在研究油气成藏过程中，不能简单地把自生矿物结晶期次与成藏期次等同起来，必须考虑介质条件的改变，多种技术与方法的结合(尤其是流体包裹体分析)，才能更加准确地划分成藏阶段。

T165井深部储层方解石脉的形成可以在一定程度上反映油气成藏过程，其内的包裹体类型和分布体现了油气运移成藏的特点。方解石脉中油气包裹体丰度基本由脉的边缘向中间逐渐降低，而盐水包裹体丰度则有相反的表现。可以认为，在成藏初期，由于烃源岩尚未成熟，生油能力有限，生成的油气尚未达到排烃条件，而断层活动形成了一系列的裂缝，在地震泵作用下，油气通过裂缝运移充注，高丰度的油气抑制了方解石的生长，形成了富含油气包裹体的细晶方解石颗粒。其后，烃渐少而水渐多，促进了方解石的生长，形成了中晶方解石颗粒，并捕获了少量油气包裹体和大量甚至成群的盐水包裹体。

4 结论

(1)储层方解石脉中流体包裹体PVT模拟结果显示，研究区的成藏主要是在明化镇组沉积时期，T165油藏油气成藏是一个压力破坏与再平衡的过程，在成藏初期，压力系数小于1，表现出低压充注成藏的特征，油气运移充注的动力主要来源于构造活动产生的泵吸作用;随着油气的持续充入，压力逐渐恢复，至最后表现出与其他地区一致的超压特点。低压是低压成藏的特征，断层活动产生的裂缝形成低压区，泵吸作用使周围烃源岩向低压区排烃，有利于油气快速聚集成藏，易于形成高产油气藏。

(2)由方解石脉岩相学特征划分的结晶期次不能代表成藏期次，需结合详细的流体包裹体分析及其他的技术和方法，才能更加准确地划分成藏期次或阶段。

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