应用有机包裹体研究天然气成藏特征——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西部山1段为例

董会，李宏，王志海，梁积伟，陈玉良

(1.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西 西安　710054；2. 岩浆成矿作用与找矿国土资源部重点实验室，陕西 西安　710054；3.陕西地矿物化探队，陕西 西安　710043；4.长安大学资源学院，陕西 西安　710054)



应用有机包裹体研究天然气成藏特征
——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西部山1段为例

董会1，2，李宏3，王志海1，2，梁积伟2，4，陈玉良2，4

(1.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西 西安710054；2. 岩浆成矿作用与找矿国土资源部重点实验室，陕西 西安710054；3.陕西地矿物化探队，陕西 西安710043；4.长安大学资源学院，陕西 西安710054)

摘要：通过对苏里格气田西部山1段成岩作用及成岩序列研究，利用有机包裹体岩相学观察和流体包裹体测试析技术，探讨苏里格气田西部山1段天然气成藏特征。研究表明苏里格气田西部山1段成岩作用主要有压实和压溶作用、胶结作用、石英次生加大作用、溶蚀和裂隙作用等。依据有机包裹体分布特征和包裹体物理相态特征可以识别出特征明显的2期包裹体。第一期油气包裹体主要相态为气态烃+盐水、气态烃+液态烃+盐水和气态烃+液态烃，气/液比较小，多呈串珠状定向分布在裂隙中，均一温度相对较低，温度主峰为120℃，代表了早期天然气充注作用，天然气开始形成并初次运移进入储层。第二期油气包裹体主要为纯气相和气态烃+少量盐水，气/液比较大，主要分布在溶蚀孔隙和晚期裂隙中，均一温度相对高，温度主峰为150℃，该期包裹体代表了生气高峰期天然气大规模运移成藏事件，也是研究区最重要的成藏事件。利用Tt曲线方法研究表明，苏里格西部地区山1段天然气开始运移进入储层的时间大约为170Ma(相当于中晚侏罗世)，天然气规模成藏时间约为120Ma(相当于早白垩世晚期)。

关键词：鄂尔多斯盆地；晚古生代；有机包裹体；分析流程 ；包裹体组合

在20世纪70年代末到80年代初，随着石油地球化学的发展，流体包裹体被引入石油地质领域(TILLEY B J，1989；孙玉梅，2006)，并在最近10多年日益受到石油地质学家的重视，成为研究油气成藏机理的一种有效方法(潘立银等，2006；刘新社等，2007)。流体包裹体的形成与成岩作用相关，只有地层中含有成矿流体，才有可能形成大量包裹体(柳少波，1997)。不同世代成岩作用形成的矿物及岩石中不同时期形成的微裂缝中的流体包裹体，记录了油气从生成、运移到聚集成藏过程中的大量信息，可以为人们提供大量与油气生成、运移到聚集的时间、路径、方向、过程和温压等物理化学条件以及油气成分等有关的信息。因此，油气包裹体研究成为了油气成藏研究的重要手段和方法(赵靖舟，2002；李荣西等，2006)。

鄂尔多斯盆地上古生界碎屑岩天然气藏属于低渗透性天然气藏，天然气储层主要为河流-三角洲沉积体系，特别是在盆地中北部平缓构造背景下，发源于北部物源区的近南北向展布的河流砂体叠合连片分布，储层砂体物性差，天然气运移和聚集机理复杂(张明禄，2002；刘圣志，2005)。

苏里格气田位于内蒙古自治区鄂托克旗、鄂托克前旗、乌审旗境内，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西北部。苏里格气田是鄂尔多斯盆地发现的一个大型低渗透天然气田，上古生界下二叠统下山西组山1段为其主要勘探目的层。

目前，研究人员对其气藏形成时间、成藏过程、控制因素等认识存在着不同的观点，存在较大的争议(杨华，2006；李荣西，2006)。笔者应用流体包裹体岩相学和分析测试手段，从天然气充注和成藏过程分析角度对苏里格气田西部山1段气藏的成藏特征进行探讨。

1样品地质特征与研究方法

本次研究采集了苏里格西部山1段9口井的26块岩心样品，进行系统的流体包裹体分析研究。采样位置(图1)，样品地质特征(表1)。

1.地名及符号；2. 采样位置；3. 井位及井名；4. <10m砂岩；5. 15～10m砂岩；6. 20～15m砂岩；7. 25～20m砂岩；8. 30～25m砂岩；9. 35～30m砂岩；10.>35m砂岩图1　苏里格气田西部山1段研究区位置及采样位置图Fig.1　Location of study area and sampling position chart of S1 in western Sulige gas field

井号样号层位深度(m)气/水层岩性苏53S53-4山13368.49―石英砂岩苏53S53-5山13372.75―岩屑砂岩苏65S65-3山13638.79―石英砂岩苏65S65-4山13640.2―石英砂岩苏65S65-5山13642.7―岩屑砂岩苏64S64-3山13486.63含气层岩屑砂岩苏64S64-4山13490.57―岩屑砂岩苏87S87-4山13708.35―岩屑砂岩苏87S87-5山13709.43气层岩屑砂岩苏87S87-6山13710.68气层岩屑砂岩苏48S48-3山13683.88―岩屑砂岩苏45S45-3山13668含气层石英砂岩苏45S45-4山13668.41含气层石英砂岩

续表1

井号样号层位深度(m)气/水层岩性苏45S45-4山13668.41含气层石英砂岩苏60S60-3山13727.74含气层石英砂岩苏50S50-3山13704.57―石英砂岩苏100S100-3山13391.85―岩屑砂岩苏100S100-4山13404.78―岩屑砂岩苏105S105-2山13610.24―岩屑砂岩苏105S105-3山13619.28―石英砂岩苏83S83-3山13484.36含气层石英砂岩苏89S89-3山13638.4含气层石英砂岩苏89S89-4山13639.25―石英砂岩苏89S89-5山13636.73含气层岩屑砂岩苏99S99-3山13448.47―石英砂岩苏99S99-4山13488.33―岩屑砂岩

首先通过显微镜岩石薄片观察，结合电子探针和X衍射分析，确定成岩作用类型和主要成岩矿物及其形成时间序列，划分成岩期次。其次在偏光显微镜下观察研究包裹体岩相学特征，确定包裹体分布特征、形态、大小、颜色、相态、类型、丰度及包裹体与成岩矿物之间的相互关系等，进而确定油气包裹体期次和包裹体反映的天然气成藏期次。最后应用英国Linkam科学仪器公司生产的THMS600型冷热台，分别测量不同期次流体包裹体的均一温度和冰点温度，再用Bodnar方程计算包裹体的盐度(卢焕章，2004)。

2成岩作用与成岩序列

成岩作用研究是油气成藏研究的基础，自然也是有机包裹体研究的基础，只有确定了成岩作用特征和成岩自生矿物形成的相对时间序列，查明油气包裹体寄存的矿物特征及其在成岩序列中的相对位置，才能确定有机包裹体的期次及反映的油气运移和成藏期次等方面的信息(蔡春芳，2001；肖贤明，2002)。

2.1成岩阶段和成岩作用类型

苏里格气田西部山西组山1段砂岩储层岩性主要为石英砂岩和岩屑砂岩，以中-粗粒、中粒结构为主，其次为含砾砂岩、粗砂岩和细砂岩，成岩作用复杂多样，石英次生加大和硅质胶结非常发育，火山物质蚀变强烈，自生黏土矿物丰富，火山物质、方解石胶结物以及高岭石等溶蚀孔为研究区主要次生孔隙类型。根据成岩矿物特征及其相互关系，苏里格西部山1段砂岩储层成岩作用经历了压实与压溶作用、胶结作用、溶蚀作用与裂隙作用、蚀变与交代作用、胶结作用等。

2.1.1压实作用和压溶作用

压实作用发生在浅埋藏阶段，以机械压实作用为主，随深度增加，由机械压实作用逐渐转变为压溶作用，压溶作用导致柔性碎屑颗粒(云母、泥质岩屑)因压实弯曲变形，而刚性的石英碎屑颗粒接触处出现了溶解作用，颗粒接触关系变为点接触到线接触，直至到凸凹缝合线接触。

2.1.2胶结作用

早期的胶结作用以硅质、黏土和钙质胶结作用为主，特别是硅质胶结物含量高，产状多样，期次多，钙质胶结物以微晶、泥晶为主。表现为碎屑颗粒边缘形成黏土矿物衬边、碎屑颗粒之间发生早期泥晶方解石和硅质充填胶结。晚期的胶结作用表现为硅质胶结物、钠长石、亮晶方解石、白云石、石膏和自生高岭石、绿泥石等黏土矿物的胶结。

2.1.3石英次生加大作用

石英次生加大也非常发育，石英颗粒周围出现环带状石英次生加大边现象，而且呈多期次特征，显微镜下石英次生加大干净透明，无杂质，包裹体少，一般在加大边底部普遍存在有黏土尘埃环边。石英次生加大可分为2期，分别形成于早成岩阶段和晚成岩阶段，早成岩阶段石英次生加大边紧紧分布在整个颗粒四周，加大边完整，干净，黏土界限清晰。早期成岩作用相对不强，经过早期成岩阶段之后，颗粒之间仍然有很大的空间。晚成岩阶段石英颗粒发生第二次加大作用，使石英二次加大边最后增生为自生锥柱状晶体，显微镜下可以看到明显的加大石英连续生长纹。

2.1.4溶蚀和裂隙作用

本区发生2期溶蚀和裂隙作用，在早成岩阶段和晚成岩阶段各有一期，早期溶蚀裂隙作用发生在早成岩期，为天然气充注进入储层成藏提供了良好的条件，晚期溶蚀裂隙作用发生在晚成岩阶段，对天然气藏具有改造和调整作用。由于燕山运动造成的区域性构造挤压和抬升事件，同时酸性流体注入储层，有机酸使火山物质、早期硅质、钙质胶结物及高岭土等黏土胶结物溶蚀，形成溶蚀次生孔隙，使储层孔隙度有所增大。区域构造应力和抬升事件引起的微裂缝，裂隙也对孔隙度增加作出一定的贡献。

早期裂隙的特征是没有切穿碎屑颗粒，说明此裂隙形成于碎屑颗粒形成之前，分布在早期裂隙和溶蚀孔隙中的有机包裹体应该为第一期(早期)包裹体。而因晚期溶蚀和裂隙作用的影响，晚期裂隙切穿整个碎屑颗粒，其中分布在晚期裂隙和溶蚀孔隙中的有机包裹体为第二期(晚期)包裹体(图2)。

(a).苏53，山1，3 368.49m石英颗粒裂隙中的包裹体，40×；(b).苏50，山1，36 638.01m，石英颗粒溶蚀孔中气液两相的包裹体图，63×图2　裂缝及溶蚀孔隙中的有机包裹体图Fig.2　Organic inclusions in fracture and dissolved pores

2.2成岩序列

对应的成岩和自生矿物形成序列的主要环节是：压实作用→压溶作用→胶结作用→有机酸形成→溶蚀作用→高岭石、伊利石等黏土矿物形成→天然气形成与充注→石英次生加大→自生石英矿物形成→硅质胶结作用→亮晶方解石胶结作用→火山物质蚀变与交代作用→晚期溶蚀作用和裂隙作用。

3有机包裹体期次及包裹体特征

结合前面成岩作用研究，根据显微镜下大量观察的有机包裹体分布特征和包裹体物理相态特征，研究区可以识别出特征明显的各具特点的两期包裹体。不同期次包裹体分别代表了不同期次有机流体成岩和成藏地质事件。

第一期(早期包裹体)包裹体属于早期成藏期间包裹的有机流体产物。主要相态有气态烃+盐水，气态烃+液态烃+盐水和气态烃+液态烃，其物理相态主要为气液二相。主要呈串珠状定向分布在裂隙中，单个包裹体呈椭圆形，或者呈不规则状充填分布在溶蚀孔隙中。包裹体特征为无荧光，气态烃为灰色居中，高突起，厚壁；盐水无色透明，分布在边缘角落，液相烃灰色、褐色(图3a)。分布在裂隙中的早期包裹体最明显的特征就是呈串珠状定向分布在早期裂隙和以不规则形态分布在溶蚀孔隙中，早期裂隙没有切穿碎屑颗粒，早期包裹体大小不定，但是一般地相对较小，多为4～7μm。分布在碎屑颗粒溶蚀孔隙中的第一期有机包裹体特征是包裹体形态很不规则，从显微镜下观察可以发现这种溶蚀孔隙的形成与裂隙有关，因为有些溶蚀孔隙中的包裹体刚好分布在不同方向的裂隙交叉处，另外有些溶蚀孔隙中的包裹体沿裂隙呈一向延长状分布，早期包裹体分布在加大边之前，包裹体个体较大，一般为10～15μm，包裹体中的液态相以无色盐水为主，而烃类成分少。

第二期(晚期包裹体)属于晚期成藏期间包裹的烃类流体产物，主要为纯气相和气态烃+少量盐水，分布在溶蚀孔隙和充填裂隙中，偶尔在胶结物中(方解石胶结物和硅质胶结)见到了此类包裹体，但是只是个别现象。包裹体特征为气相呈深灰黑色居中，而且占据包裹体绝大部分空间，盐水为无色透明，多分布在颗粒的边部(图3b)。

分布在石英颗粒溶蚀孔以及晚期裂隙中的第二期包裹体一般较大，在20倍物镜下就可以区别清楚，多呈面状形态。

两期包裹体特征不同，反映了二者形成环境地质条件不同。早期包裹体形成于早期有机流体充注期间，此时随着埋深加大，温度达到生烃温度，天然气开始进入储层，储层孔隙中富含原始地层水，此时形成的包裹体含有较多的盐水成分，故颜色较浅，气/液比较小。而晚期包裹体形成于天然气大量形成期间，是天然气主要成藏阶段形成的，在成岩晚期，随着天然气大量形成，天然气大规模充注进入储层，储层孔隙中原始地层水被驱替，储层天然气饱和度相对增加，有机包裹体中有机质含量相对较高，气/液比增大。

(a).苏60，山1，3 727.74m，早期浅色、气液比小的包裹体，如黄色箭头所指；后期深色、气液比大的包裹体，如红色箭头所指，63×；(b).苏48，山1，3 683.88m，方解石溶蚀孔气液两相包裹体，50×图3　不同期次包裹体特征图Fig.3　Characteristics of different stages of inclusion

在显微镜下可以见到早晚两期包裹体同时存在的现象，即早期浅色以盐水为主的包裹体与晚期深色以烃类气体为主要成分的包裹体同时存在于碎屑颗粒中的现象(图3a)。

4天然气成藏流体地质条件

为了确切测量不同期次包裹体形成的温度和流体性质特征，首先在显微镜下区分清楚要分析包裹体的期次和类型，按照期次和类型，分别测量它们的有关温度参数，每个样品测量的包裹体个数不少于25个，之后利用数学统计方法分析不同期次包裹体的均一温度、冰点温度峰值和分布特征。

流体包裹体测温在长安大学包裹体实验室完成，实验用的冷热台为英国Linkam科学仪器公司生产的Linkam THMS600型冷热台，测温范围：-196～600℃，测量精度为±0.1℃，Leica DMR显微镜，镜头组合为目镜10×，物镜为50×，实验室温度为25℃。

由均一温度测试结果可知，苏里格地区山1段储层砂岩流体包裹体均一温度反映出上古生界具有2期流体包裹体，与岩相学鉴定结果可以很好地对应。早期包裹体以低温流体包裹体为主，均一温度一般介于120～130℃，为上古生界天然气大量形成和运移进入储层期间形成的包裹体，晚期包裹体以高温流体包裹体为主，均一温度一般介于140～150℃，为上古生界天然气大规模运移成藏时期形成的包裹体。从岩相学观察表明，低温的包裹体基本上都是第一期包裹体，分布在早期裂隙、早期溶蚀孔隙中，属于成岩期天然气形成初次运移到储层的包裹体，为含盐水天然气包裹体。而高温包裹体基本上为第二期纯天然气包裹体，属于天然气大规模运移成藏阶段形成的包裹体。早期包裹体代表了盆地沉降过程中形成的流体包裹体，代表天然气形成开始注入储层，而高温包裹体主要为气态烃包裹体，属于深埋藏期间、天然气大量形成和大规模运移成藏的包裹体。

5天然气运移成藏时间的确定

根据鄂尔多斯的构造演化特征，苏里格地区上古生界储层沉积到晚印支运动(T3末)经历了早期浅埋成岩作用，主要以机械压实作用和早期成岩作用为主，形成黏土薄膜、少量早期硅质胶结物等。由于晚印支运动的影响，研究区在T3末整体抬升，储层有一次溶蚀和裂隙作用发生。在早侏罗世(J1)重新沉降，至中、晚侏罗世埋深达到3 500m进入深埋藏成岩环境。

根据包裹体的均一温度，在沉积热史地质分析基础上，在古地温与地质年代坐标系下，首先建立油气层古埋深或古地温-年代曲线见图4，再根据油气层有机包裹体均一温度在曲线上的投点对应的年代，即为天然气藏形成年龄(肖贤明，2002)。本次研究选择地层分层数据齐全的苏6井代表苏里格西部地区为沉积和地层特征作为参考，建立该井上古生界Tt演化曲线，如图4所示，其中早期包裹体的均一温度(120℃)与上古生界埋深-热演化曲线埋藏段的交点，对应的时间为上古生界天然气运移开始进入储层的时间，也就是上古生界天然气藏形成时间的下限；晚期包裹体均一温度(150℃)与上古生界埋深-热演化曲线抬升段的交点见图4，对应的时间为上古生界天然气大量成藏时间，也就是上古生界天然气藏形成时间的上限。由图4可以看出，苏里格西部地区天然气运移开始进入储层的时间大约为170Ma，相当于中晚侏罗世，天然气大量成藏时间大约为120Ma，相当于早白垩世晚期。因此，天然气从晚侏罗世开始就充注进入储层，而于早白垩世晚期大规模聚集成藏。

图4　古地温-年代曲线图Fig.4　Paleogeothermal-year curve

6结论

笔者以苏里格西部地区山西组山1段为例，应用流体包裹体研究的一般流程，结合研究区成岩作用及成岩序列研究，通过显微镜下岩相学观察和系统测试分析苏里格气田西部探区山1段储层中包裹体的特征、期次和包裹体的成分、均一温度和盐度，确定了天然气成藏期次、成藏时间及天然气形成流体特征和地质条件。

(1)苏里格西部地区山西组山1段储层砂岩成岩作用复杂多样，经历了压实与压溶作用、早期胶结作用、早期溶蚀作用与裂隙作用、有机流体充注、石英加大作用、晚期硅质和钙质胶结、天然气充注、蚀变作用和后期溶蚀、裂隙作用等。

(2)结合成岩作用研究，对流体包裹体研究表明，苏里格气田西部地区山1段有两期烃类包裹体，分别代表了2次天然气运移成藏事件。第一期油气包裹体，主要相态为气态烃+盐水，气态烃+液态烃+盐水和气态烃+液态烃，气液比较小，主要呈串珠状定向分布在裂隙中，均一温度相对较低，主峰为120℃，代表了早期天然气成藏作用，天然气开始形成并初次运移进入储层。第二期油气包裹体主要为纯气相和气态烃+少量盐水，气液比相对较大，分布在溶蚀孔隙和充填裂隙中，均一温度高，主峰为150℃，代表了天然气形成高峰期和天然气大规模运移成藏事件，也是研究区最重要的成藏事件。

(3)利用Tt曲线方法研究表明，苏里格西部地区山西组山1段天然气藏开始运移进入储层的时间大约为170Ma，相当于中晚侏罗世，天然气大量成藏时间大约为120Ma，相当于早白垩世晚期。因此，天然气从晚侏罗世开始就充注进入储层，而于早白垩世晚期大规模聚集成藏。

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收稿日期：2015-09-12；修回日期： 2016-02-04

基金项目：国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目(2003CB214602)；国家科技重大专项(2008ZX05005-004-09HZ);西北大学大陆动力学国家重点实验室开放基金项目(07LCB11)

作者简介：董会(1981-)女，硕士，工程师，从事流体包裹体测试分析研究工作。E-mail:donghuidy@163.com

中图分类号：P618.13

文献标志码：A

文章编号：1009-6248(2016)02-0248-09

Application of Organic Fluid Inclusion to Study the Characteristics of Gas ReservoirFormation: Example from the Sulige Gas Field in Western Ordos Basin

DONG Hui1，2，LI Hong3，WANG Zhihai1，2，LIANG Jiwei2，4，CHEN Yuliang2，4

(1.Xi’an Center of Geological Survey，CGS，Xi’an 710054，Shaanxi， China;2.Key Laboratory for the Study of Focused Magmatism and Giant Ore Deposits，MLR， Xi’an 710054，Shaanxi， China;3.Physical and Chemical Exploration Teamof Shaanxi Geology and Mineral Survey and Development Corporation， Xi’an 710043，Shaanxi，China;4.School of Earth Science and Resources，Chang’an University，Xi’an 710054， Shaanxi， China)

Abstract：After studying the diagenesis sequence about the sandstone gas bed of the Sulige gas field in Western Ordos Basin， the petrography of organic fluid inclusions has been studied through carrying out petrographical observation and fluid inclusion microthermometry under microscope， the homogenization temperatures and salinities of these organic fluid inclusion shave been analyzed， and the formation characteristics of gas reservoir in the Sulige gas field have been discussed in this paper. Results indicate that the sandstone of gas bed had experienced diagenesis of compaction， pressolution， cementation， quartz secondary increase， dissolution and fracturing.According to the distribution characteristics and the physical phase state of organic fluid inclusions， two stages organic fluid inclusions have been identified by microscopeob servation. The first stage organic fluid inclusions mainly are oil/gas inclusions， which are featured with main phases， including gaseous hydrocarbon and brine， gaseous hydrocarbon and liquid hydrocarbon together with brine or gaseous hydrocarbon and liquid hydrocarbon.For the first stage organic fluid inclusions， their volumes of bubble are relatively small， and their homogenization temperatures are relatively low with the main peak around 120 ℃.These features of first stage organic fluid inclusions represent the formation and initial migration into reservoir of natural gas at early stage.The second stage organic fluid inclusions are characterized with mainly pure gas phase， with a small amount of brine. For the second stage organic fluid inclusions， their volumes of bubble are relatively big， and their homogenization temperatures are relatively high with the main peak around 150 ℃.The second organic fluid inclusionsare mainly distributed in the dissolution pores or filled in cracks.The second stage organic fluid inclusions stand for the gas formationpeak and large scale migration and accumulation， representing the most important reservoir formation event in this studying area. The T-t curve of chronology shows that the gas initially migrated into reservoir of natural gas since about 170Ma(Middle-Late Jurassic) and the gas accumulated peak happened at about 120Ma (late period of Early Cretaceous).

Keywords：Ordos Basin; Late Paleozoic; organic fluid inclusions; analytical procedure; fluid inclusion assemblages