库车坳陷迪那2气藏成因类型及成藏机制

李峰，姜振学，李卓，杜忠明



库车坳陷迪那2气藏成因类型及成藏机制

李峰1, 2，姜振学1, 2，李卓1, 2，杜忠明3

(1．中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；2．中国石油大学(北京) 非常规天然气研究院，北京，102249；3. 中国海油深圳分公司，广东广州，510240)

利用流体包裹体岩相学观察、均一化温度测试、储层定量颗粒荧光分析等手段厘定天然气充注史，应用沉积−成岩−构造一体化预测模型恢复储层孔隙度演化史，并综合天然气充注史与储层孔隙度演化史之间的关系，判识迪那2致密砂岩气藏的成因类型，明确其成藏机制。研究结果表明：迪那2气藏具有“早油晚气、晚期为主”的两期油气充注特征，第一期为康村组沉积时(5~12 Ma)的原油充注，第二期为库车组沉积至今(0~5 Ma)的天然气充注；古近系储层具有长期浅埋—短期深埋的特点，储层孔隙度在西域期沉积初期(约2 Ma)降低到10%以下并致密化；迪那2气藏天然气大量充注时间早于储层致密化时间，其成因类型属于“致密常规气藏”。认为迪那2气藏具有“中新世早中期的原油充注、上新世的气侵形成常规气藏、西域期以来的致密常规气藏调整改造再富集”的成藏过程。

库车坳陷；迪那2气藏；致密砂岩气藏；成因类型；成藏机制

迪那2气藏位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带东部迪那—东秋区带上的一个局部构造(图1)，是继克拉2气田后在塔里木盆地发现的第2个地质储量上千亿m3的大气田，也是中国最大的整装凝析气田，迪那2气藏的发现进一步证实库车坳陷属于1个富气坳陷[1−4]。前人研究认为迪那2气藏为一常温超高压、超深层、高丰度、大型、高产、低含凝析油的层状边水凝析气藏[2]，属于典型的致密砂岩气藏，但是前人对其成因类型认识不够深入，针对其成藏过程、成藏机理的研究还较为薄弱。针对存在的这些问题，本文作者利用天然气充注史、储层孔隙度演化史相结合的方法对迪那2气藏的成因类型和形成机制进行研究，进而探讨其成藏过程和成藏机理，此研究对于深入认识库车坳陷油气富集规律具有重要的意义。

图1 库车坳陷构造单元划分及迪那2气藏位置图

1 致密砂岩气藏的成因分类与特征

致密砂岩气藏是指赋存于低孔低渗砂岩中的低渗透天然气藏，国内外诸多单位和学者均对致密砂岩气藏的划分标准开展了研究，目前我国一般的划分标准认为致密砂岩气藏孔隙度≤10%，覆压渗透率≤ 0.1×10−3μm2[5]。针对致密砂岩气藏，国内外学者分别提出了深盆气藏、倒装型向斜油气藏、致密砂岩气藏、连续型气藏、盆地中心气藏、根缘气等不同称谓[6−7]，但是这些称谓和划分标准都是针对其地质特征，并未抓住其成因这一关键问题。

针对致密砂岩气藏成因类型和形成机理的研究，目前比较突出的成果是充分考虑烃源岩生排气高峰期与储层致密期之间的动态关系，以及致密气藏的动力特征、分布特征等，将致密气藏分为“先致密后成藏型”致密深盆气藏、“先成藏后致密型”致密常规气藏和致密复合气藏[8−9]。“先致密后成藏型”致密深盆气藏储层致密化过程发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注之前，气体分子膨胀力是主要成藏动力，气体以活塞式运动方式整体向上运移，气藏分布在构造斜坡或凹陷中心。“先成藏后致密型”致密常规气藏储层致密化过程发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注之后，浮力是主要成藏动力，气藏分布在构造高部位，其成因机理与常规天然气藏一致，只是晚期经压实、构造挤压作用等使储层发生致密化。致密复合气藏表现为先致密后成藏和先成藏后致密的复合型特征，气源一般紧邻储集层，早期主要受到浮力作用，晚期主要受到分子膨胀力作用。

2 迪那2气藏地质特征

迪那2构造为1个东西向展布的由东、西2个高点所组成的长轴背斜，其形成与演化主要受迪北断裂和东秋里塔格断裂这2条北倾逆冲大断裂控制(图2)，此两条大断层向上均消失于膏泥岩层，向下切入基底，沟通了油源，是油气垂向运移的最佳通道[1, 4, 10−11]。

图2 迪那2气藏典型构造剖面图

迪那2气藏的烃源岩主要为侏罗系—三叠系煤系烃源岩，有机质丰度较高，目前均处于成熟—高成熟阶段，为该地区大规模发育致密砂岩气藏提供了良好的物质基础[12]。储层主要分布在古近系苏维依组与库姆格列木群，以扇三角洲前缘和扇三角洲平原砂体为主[4]，总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层，非均质性强：苏维依组物性相对较好，平均孔隙度分布在5.07%~8.97%，平均渗透率分布在(0.43~1.11)×10−3μm2；库姆格列木群物性相对较差，平均孔隙度分布在3.15%~4.9%，平均渗透率分布在(0.05~0.09)×10−3μm2。迪那2气藏储层储集空间以原生粒间孔为主，裂缝较为发育[1, 3]。盖层为新近系吉迪克组分布稳定、厚度巨大的膏盐岩、膏泥岩，可作为较好的盖层。

迪那2气藏的地层压力为105~106 MPa，压力系数为2.14~2.29，压力梯度为0.29 MPa/100 m，地层温度为129~138 ℃，地温梯度为2.26 ℃/100 m，属正常温度超高压气藏[1,4]。

迪那2气藏属于典型凝析气藏，原油具有密度低(0.8 g/cm3)、黏度低(50 ℃时动力黏度为0.744 2~ 1.100 0 mPa·s)、凝固点低(−6.0~6.0 ℃)、含硫低(0.02%~0.06%)和含蜡中等(3.90%~10.87%)的特点，同时重排化合物、伽马蜡烷、Ts未知化合物(Ts(18α(H)-22，29，30-三降藿烷)与Tm(17α(H)-22，29，30-三降藿烷)之间)含量较高，(Pr)/(Ph)较高，C19~C21三环萜烷化合物分布模式为C20三环萜烷化合物含量大于C19和C21三环萜烷化合物含量，这些特征表明原油属于陆相成因(图3)。迪那2气藏的原油碳同位素很重，全油δ13C分布在−23.1‰~−23.9‰，饱和烃δ13C为−25.5‰，芳烃δ13C为−24.6‰，非烃δ13C为−25.6‰，按照同位素分馏原理，侏罗系煤的干酪根同位素值在−24‰左右，形成原油碳同位素应该接近或略轻于干酪根碳同位素，因此，迪那2气藏凝析油属于典型的煤成油[4]，同时结合C24四环萜烷、C30萜烷类、C29萜烷类、C30重排藿烷等特征，表明原油是来自于阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩[4, 13]。

(a) 甾烷特征图；(b) 萜烷特征图

迪那2气藏的天然气属于湿气，甲烷平均体积分数为87.7%，重烃气平均体积分数为10.58%，非烃体积分数低，平均为0.97%，酸性气体含量很低，不含H2S，天然气中烷烃气碳同位素质量分数较高，其中δ13C1分布在−34.7‰~−34‰之间，δ13C2分布在−22.6‰~−23.3‰之间，δ13C2均大于−28‰，按照梁狄刚等[14]研究成果，表明迪那2气藏具有典型煤型气的特征(图4)，主要来自侏罗系煤系烃源岩。

图4 迪那2气藏碳同位素特征图

3 迪那2气藏类型判识

3.1 油气充注史研究

利用澳大利亚CSIRO研制的颗粒荧光分析仪进行储层定量颗粒荧光分析(QGF和QGF-E)；样品经过标准化清洗流程[15]，通过检测储层岩石颗粒及其二氯甲烷(DCM)抽提溶液的荧光响应，可分别识别古油层和残余油层。基于此原理，对迪那2气藏的几口重点单井进行系统取样，以迪那22井为例，应用颗粒荧光光谱分析技术判识迪那2气藏是否存在古油藏。迪那22井位于迪那2气藏东高点，苏维依组现今气水界面 5 038 m，在4 774.8~4 903.4 m的取心井段内系统采集7块岩石样品。岩石样品定量颗粒荧光分析结果表明：现今表现为气层段的样品的QGF指数分布在3.4~6.1，大多大于4.0，QGF-E强度分布在65.5~195.5 p.c.，都大于40 p.c.，同时此段具有较强的QGF-E光谱。按照前人划分标准[15]，此段具有油层的特征，即迪那2气藏存在古油藏(图5)。

图5 迪那22井储层定量颗粒荧光剖面图

利用包裹体岩相学观察和均一化温度测试进一步厘定了迪那2气藏油气充注期次。选取迪那22井库姆格列木组4 992 m和4 996 m岩心样品开展包裹体岩相学观察。镜下观察结果表明：迪那2气藏薄片样品中油气包裹体丰度不高，包裹体主要发育在石英次生加大边和后期切穿石英颗粒、长石颗粒的裂缝中，少量分布在方解石胶结物中；烃类包裹体一般多为不规则形、次圆形，尺寸一般为2~10 μm，颜色主要为发蓝白色和蓝色荧光，相态主要为气液两相包裹体(图6)。同时，在包裹体岩相学观察的基础上，选取了典型薄片中与烃类包裹体共生的盐水包裹体开展了均一化温度测试(表1)，测得均一化温度数据24个，综合表明迪那２气藏存在两期油气充注，其中以第二期天然气充注为主。第一期主要分布在切穿石英次生加大边的裂缝中，主要发育蓝白色荧光的气液两相包裹体，与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一化温度主要为110~120 ℃，表明此期主要为康村组沉积(5~12 Ma)的油气充注事件，以油充注为主；第二期主要分布在切穿石英颗粒及其加大边的晚期裂隙、切穿长石颗粒的晚期裂隙和方解石脉中，主要发育蓝色荧光和较大气相的气−液两相和湿气包裹体，与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一化温度主要为130~150 ℃，表明此期主要为库车期到现今(0~5 Ma)的油气充注事件，以气充注为主(图7)。

(a) 迪那22，4 992 m，泥质粉砂岩，切穿石英次生加大边的裂缝中见蓝白色包裹体；(b) 迪那22，4 992 m，泥质粉砂岩，切穿石英颗粒的裂缝中见蓝白色包裹体

表1 迪那22井盐水包裹体均一化温度测试结果

图7 迪那22井成藏期次示意图

3.2 储层物性演化史分析

在大量岩石薄片观察分析的基础上，综合考虑沉积作用、成岩作用和构造作用对孔隙度演化的影响，利用沉积−成岩−构造一体化预测模型恢复储层孔隙度演化史[16]，该方法利用建立的不同类型储集层岩心孔隙度与埋深关系预测模型(表2)，结合构造减孔、胶结减孔、溶蚀增孔和裂缝增孔等影响孔隙度的因素分析，定量恢复孔隙度演化史。孔隙度演化史恢复模型如下：

=0+Δ1+Δ2−Δ3−Δ4

其中：为孔隙度预测综合值；0为孔隙度模型预测值；Δ1为溶蚀增孔量；Δ2为裂缝增孔量；Δ3为构造减孔量；Δ4为胶结减孔量。

表2 库车坳陷不同类型储集层岩心孔隙度与埋深关系预测模型[23]

根据目的层发育多种粒度的特征，采用对不同粒度含量加权平均的方法，得到准确的预测模型0，以便更加精确地反映实际储层的孔隙度演化过程：

0=(粉砂×粉砂+细砂×细砂+

中砂×中砂+粗砂−砾岩×粗砂−砾岩)

其中：粉砂为粉砂岩厚度，m；粉砂为粉砂岩预测模型；细砂为细砂岩厚度，m；细砂为细砂岩预测模型；中砂为中砂岩厚度，m；中砂为中砂岩预测模型；粗砂−砾岩为粗砂−砾岩厚度，m；粗砂−砾岩为粗砂−砾岩预测模型。

结合埋藏史研究得到的不同时期埋深和成岩作用在不同地质历史时期发育特征，综合确定不同地质历史时期的Δ1，Δ2，Δ3和Δ4，可计算储层在各个地质历史时期的孔隙度。

以迪那201井为例说明迪那2气藏的孔隙度演化史，迪那201井古近系致密砂岩储层以粉砂岩的厚度最大，其次是细砂岩，两者占到了80%以上，利用厚度加权平均得到孔隙度与埋深关系预测模型为

模型=25.235e−0.000 3H+12.058e−0.000 2H

其中：为埋深，m；0为预测模型。

迪那201井古近系发育扇三角洲平原分流河道、扇三角洲前缘分流河道、扇三角洲前缘席状砂等砂体，最大埋深为5 187 m。迪那2气藏古近系储层自中新世开始遭受构造作用，在上新世以来构造挤压作用达到最大(图8)，研究表明，研究区最大古构造应力为63 MPa左右，储层颗粒以线接触为主，表明具有一定的构造挤压减孔，前人针对库车坳陷研究表明，平均意义上，每增加100 MPa的水平构造应力，相当于埋深增加1 800 m，可使砂岩的孔隙度降低10.51%[17]，因此，利用预测模型约束值确定构造减孔量为2%~3%；研究区溶蚀作用主要发育在上新世以来，此阶段烃类大量充注，有机质排烃产生的有机酸对长石及部分易溶岩屑进行溶蚀，薄片镜下观察溶蚀作用相对不发育，溶蚀孔隙度分布在1.2%~3.8%，利用预测模型约束值确定溶蚀增孔为2%；研究区胶结作用主要发生在中新世，胶结物主要为碳酸盐，含量较高，其质量分数为6%~8%，利用模型约束值确定胶结减孔为3%~4%；同时研究区裂缝较为发育，裂缝增孔量可达0.5%。

图8 迪那2气藏苏维依组储层孔隙度演化示意图

综合研究表明迪那2气藏古近系储层经历了长期浅埋—短期深埋的埋藏过程，其埋藏历史主要经历了3个阶段：23.0 Ma以前的浅埋藏阶段、5.3~23.0 Ma的深埋藏早期阶段和从5.3 Ma至今的深埋藏晚期阶段。在23.0 Ma之前，迪那2气藏古近系储层埋深较浅，储层孔隙度主要受到压实作用的影响，此阶段压实作用较弱，因此，孔隙度下降缓慢，在23.0 Ma时，孔隙度降低至28%左右；自23.0 Ma以来，由于区域构造环境的影响储层迅速深埋，此阶段强烈的压实作用导致孔隙度下降，同时胶结作用也导致储层孔隙度进一步降低，在5.0 Ma时，孔隙度降低至12%左右；自5.0 Ma以来，压实作用不断增强，构造挤压作用也导致孔隙度进一步下降，此阶段是最主要的生烃阶段，有机质排出的有机酸产生的溶蚀作用可在一定程度使孔隙度增加，同时构造挤压作用产生的裂缝可增加孔隙度0.5%。在多种作用的综合影响下，迪那2气藏古近系储层孔隙度在2 Ma左右时孔隙度下降到10%以下，储层致密化，现今孔隙度下降至5.2%~6.2%，与测井解释平均孔隙度5.8%能够较好地吻合(表3)，表明利用此沉积−成岩−构造一体化预测模型预测的储层孔隙演化结果是可靠的。

表3 迪那2气藏苏维依组储层孔隙度预测结果表

3.3 气藏类型综合判识

综合天然气充注史、储层孔隙度演化史之间的关系，表明迪那2古近系气藏天然气大量充注时间为库车期到现今(5 Ma以来)，古近系储层在西域组沉积初期(约2 Ma)致密化，即迪那2古近系气藏天然气大量充注时间早于储层致密化时间，天然气在浮力作用下进入古近系储层中，在构造高部位形成天然气藏；之后随着气藏埋深不断加大，储层致密化，形成致密砂岩气藏，因此迪那2气藏属于先成藏后致密的致密常规气藏。

4 迪那2气藏成藏过程

迪那2号背斜的形成和发展演化与喜山运动息息相关。喜山运动划分为3期，对应的时间分别为渐新世末、上新世末和早更新世末，其构造挤压强度依次由弱变强，在喜山晚期达到高峰[18]，也是该区油气成藏的主要时期。迪那2构造雏形发育于新近纪库车期，定型于第四纪。库车组沉积前构造较为稳定，库车组沉积之后，东秋里塔格断裂和迪北断裂开始发育，迪那构造的雏形也开始显现。更新世以来，构造运动进入最活跃时期，迪那2号构造迅速发展并基本定形，形成现今的构造格局[4]。烃源岩生排烃史研究表明，三叠系烃源岩在中新世早中期进入排油高峰，侏罗系烃源岩煤系烃源岩在中新世末期进入生凝析油高峰期，三叠系、侏罗系烃源岩都在上新世至第四纪进入排气高峰期。构造活动期与烃源岩生排烃期的匹配决定了该区具有“中新世早中期的原油充注、上新世的气侵形成常规气藏、西域期以来的致密常规气藏调整改造再富集”的成藏过程。

在古近纪末(23 Ma)，构造挤压导致迪那低幅度背斜形成，此时期烃源岩尚未开始大规模排烃，因此未能成藏；自康村期(12 Ma)以来，背斜南部的大断层开始形成并活动，但总体构造活动不强烈，此时迪那背斜幅度仍然较缓，沉积比较稳定，而三叠系、侏罗系烃源岩相继进入了排油高峰，古近系、白垩系储层尚未致密，因此在迪那低幅度背斜圈闭的古近系、白垩系储层中聚集成藏；自库车期(5 Ma)以来，强烈的构造运动使得东秋里塔格断裂和迪北断裂开始发育，迪那构造的雏形也开始显现，由于迪那2气藏南部阳霞凹陷埋深急剧增大，三叠系、侏罗系源岩先后进入排气高峰，而此时古近系储层尚未致密，过成熟阶段欠压实作用和生烃作用使深部源岩层形成了超高压，具有较大的过剩压力，前期形成的低幅度构造油气藏受到来自深部天然气的缓慢气侵作用，古近系气藏规模显著增大，但仍为低幅度的油气藏；自西域期(2 Ma)以来，喜山运动的造山运动到达了高峰，该地区形成较大幅度的断背斜构造，而随着埋深进一步增大，古近系、白垩系及侏罗系储层都已经完全致密化，同时强烈构造运动导致迪那2背斜构造幅度的增大、断裂进一步发育演化，气藏遭受调整改造，形成了现今的迪那2气藏。

5 结论

1) 利用包裹体岩相学观察和均一化温度测试表明迪那2气藏天然气充注成藏的时间为库车期以来(5 Ma以来)，利用沉积−成岩−构造一体化预测模型表明古近系储层在西域组沉积初期(约2 Ma)致密化。

2) 天然气充注成藏时间早于储层致密化时间，其成因类型属于先成藏后致密型“致密常规气藏”。

3) 迪那2气藏具有“中新世早中期的原油充注、上新世的气侵形成常规气藏、西域期以来的致密常规气藏调整改造再富集”的成藏过程。

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(编辑 杨幼平)

Genetic type and hydrocarbon accumulation mechanism of Dina 2 gas reservoir in Kuqa Depression

LI Feng1, 2, JIANG Zhenxue1, 2, LI Zhuo1, 2, DU Zhongming3

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Institute of Unconventional Natural Gas Research, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3. Shenzhen Branch Company, CNOOC Ltd, Guangzhou 510240, China)

The hydrocarbon charging history was determined by observation of fluid inclusion petrological characteristics, homogenization temperature testing and reservoir quantitative grain fluorescence analysis. The porosity evolution of reservior was restored using the model of deposition-diagenesis-structure. The genetic type of Dina 2 tight gas reservoir was identified and its hydrocarbon accumulation mechanism was defined by the relationship of hydrocarbon charging history and reservior porosity evolution history. The results show that Dina 2 gas reservoir has two-stage hydrocarbon charging history. The first stage is mainly charged by crude oil at Kangcun Age (5−12 Ma). The second stage is mainly charged by natural gas since Kuqa age (0−5 Ma), which is the main charging stage. Paleogene reservoir has the feature of “long-term shallow burying and short-term deep burying”. Reservoir porosity dropped to less than 10% and desificated in the period of Xiyu Age (2 Ma). The genetic type of Dina 2 gas reservoir is “tight conventional gas reservoir” because the period of bulk natural gas charging is earlier than that of reservoir desification. In conclusion, hydrocarbon charging process of Dina 2 gas reservoir is established: charged with oil at the early-middle period of the Miocence; charged with gas washing to form conventional gas reservoir in Pliocene; charged with adjustment, modification and re-enrichment of tight conventional gas reservoir in Xiyu period.

Kuqa Depression; Dina 2 gas reservoir; tight sandstone gas reservoir; genetic type; hydrocarbon accumulation mechanism

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.04.024

TE122.1

A

1672−7207(2015)04−1345−08

2014−03−14；

2014−06−01

国家自然科学基金资助项目(40972088)；国家科技重大专项(2011ZX05003)；国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2011CB201105)(Project (40972088) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project (2011ZX05003) supported by the National Science and Technology Major Project; Project (2011CB201105) supported by the National Basic Research Program of China (973 Program))

姜振学，教授，博士生导师，从事油气成藏机理研究；E-mail：jiangzx@cup.edu.cn