塔里木盆地典型深层油气藏成藏机制分析

鲁雪松, 刘可禹, 赵孟军, 张宝收, 陈 洋, 范俊佳, 李秀丽

( 1. 中国石油天然气集团公司 盆地构造与油气成藏重点实验室,北京 100083； 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 3. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000； 4. 河南理工大学 资源环境学院，河南 焦作 454000 )

塔里木盆地典型深层油气藏成藏机制分析

鲁雪松1,2, 刘可禹1,2, 赵孟军1,2, 张宝收3, 陈 洋1,4, 范俊佳1,2, 李秀丽1,2

( 1. 中国石油天然气集团公司 盆地构造与油气成藏重点实验室,北京 100083； 2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 3. 中国石油塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000； 4. 河南理工大学 资源环境学院，河南 焦作 454000 )

以塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带白垩系深层气藏、塔北哈拉哈塘奥陶系油藏和塔中Ⅰ号带奥陶系凝析气藏为例，采用流体包裹体PVTX模拟法和激光拉曼直接测定包裹体压力法恢复成藏期古压力；根据油气藏解剖结果，分析三种深层油气藏的成藏机制和成藏过程。结果表明：库车坳陷克拉苏构造带白垩系深层气藏具有超压强充注、晚期深埋成藏的特点；塔北哈拉哈塘奥陶系油藏具有常压充注、早期浅埋晚期深埋成藏的特点；塔中Ⅰ号带奥陶系凝析气藏具有弱超压充注、晚期深部裂解气沿断裂垂向充注的特点。深层油气成藏研究应以历史演化为主线，成藏期古压力恢复是分析深层油气藏成藏机制和成藏过程的关键。

深层油气藏； 成藏机制； 流体包裹体； 古压力； 塔里木盆地

0 引言

随着全球油气工业的发展及老区勘探程度的增高，油气勘探逐渐由中浅层向深层、超深层延伸。深层和超深层油气资源，无论在油气地质理论研究中，还是在油气勘探实践中，都是当今世界油气地质界关注的热点和难点[1-2]。虽然深层油气勘探的理论和技术已取得较大进展，但是在深层高温高压条件下油气成藏机理研究较为薄弱。对于叠合盆地深层高温、高压环境下油气的生排烃机理、运聚动力和方式，运移聚集过程中油气相态变化和分布模式，超压形成演化对油气生排运聚的影响，以及温度压力条件改变后对油气藏相态和组成的影响等问题还需要进一步研究。

地层古压力恢复是分析油气成藏机制、流体压力系统演化、油气相态演化，以及超压成因的重要依据。与地层古温度恢复相比，地层古压力恢复方法主要有三种：(1)基于泥岩声波时差恢复欠压实泥岩的古压力方法[3-5]；(2)盆地模拟法[6-8]；(3)基于流体包裹体的古压力恢复方法[9-12]。基于流体包裹体的古压力恢复方法直接针对油气藏本身，并且反映成藏期的古压力，为油气藏的古压力演化和成藏机制分析提供依据。

近几年来，塔里木盆地在超过7 000 m的深层有多口井获得突破，在库车坳陷克拉苏构造带白垩系、塔北奥陶系、塔中奥陶系深层获得规模油气储量，揭示深层油气勘探的广阔前景。以塔里木盆地为例，笔者研究库车坳陷克拉苏构造带白垩系深层气藏、塔北哈拉哈塘奥陶系油藏、塔中Ⅰ号带奥陶系凝析气藏，利用基于流体包裹体的成藏期古压力恢复技术，分析三种深层油气藏的成藏机制、成藏过程，为塔里木盆地深层油气地质和勘探研究提供指导。

1 样品及实验方法

选取塔里木盆地三个典型深层油气藏：库车坳陷克拉苏构造带深层气藏(样品采自大北1井)、塔北哈拉哈塘奥陶系油藏(样品采自哈902井)和塔中Ⅰ号带奥陶系凝析气藏(样品采自塔中822井)。利用流体包裹体分析和成藏综合分析方法确定油气成藏期次，基于流体包裹体的古压力恢复技术研究油气藏的压力演化历史和油气成藏机制。

基于流体包裹体恢复地层古压力的方法分为两种：包裹体PVTX模拟法[13-16]和激光拉曼直接测定包裹体压力法[17-22]，两种方法各有优缺点和应用条件。流体包裹体PVTX模拟法可以综合各种手段，对包裹体的各项参数进行测定。激光共聚焦显微镜精细测定油包裹体气液比，红外光谱和拉曼光谱测定包裹体成分，PVTsim和PIT等相态模拟软件为准确恢复包裹体的捕获温度和压力提供技术保障。由于该方法涉及的参数和步骤多，参数获取的准确性受到某些不确定因素及人为操作产生的误差等影响。

流体包裹体显微观察、温盐测试、激光拉曼测试、PVTX模拟等实验分析在中国石油天然气集团公司盆地构造与油气成藏重点实验室完成。利用Zeiss Axio Imager荧光显微镜，在紫外光激发下进行烃类包裹体的观察实验和期次划分。包裹体温度测定采用LINKAM MDSG-600显微冷热台，调温速率在0.1～15.0 ℃/min之间，温度精度为±0.1 ℃。包裹体激光拉曼光谱分析采用JY LabRam HR VIS激光拉曼光谱仪，氩离子激光器波长为633 nm，焦长为600 gr/mm，测量包裹体直径一般为3～5 μm(最小可达1 μm)，校正单晶硅标样的拉曼峰位移为520.7 cm-1，数据采集时间为10～100 s。包裹体气液比测定采用Leica TCS SP5激光共聚焦扫描显微镜，包裹体三维扫描采用63X高分辨率油镜，Z轴微动马达精度为0.1 μm。PVT模拟采用丹麦Calsep公司研发的PVTsim13.0软件。

2 库车坳陷克拉苏构造带

2.1 油气藏基本特征

库车坳陷克拉苏构造带油气成藏条件优越，发育优质储层和厚层烃源岩、多条逆冲油源断层、成群成带的构造圈闭和优质膏盐岩盖层，目前在盐下白垩系深层发现克拉2、克拉3、大北、克深1、克深2、克深5、克深8等气田/藏(见图1)，累计探明储量超万亿立方米。储层主要分布于巴什基奇克组(K1bs)，储层相对低孔低渗但裂缝发育，圈闭类型为背斜、断背斜或断鼻构造，油气藏类型多为干气藏、凝析气藏，含有极少的凝析油，压力因数为1.54～2.21，为超压—超高压气藏。该区成藏特点具有断裂控藏、超压充注、早油晚气、阶段聚气，以及油气不同源、不同期的特点[23-25]。

2.2 成藏过程与成藏期古压力

2.2.1 包裹体岩相学特征

以大北气田为例，分析克拉苏构造带深层油气成藏过程。包裹体薄片镜下观察显示，大北地区K1bs砂岩储层发育三期不同类型的油气包裹体(见图2)：第Ⅰ期为发黄褐色荧光的、成熟度相对低的油气包裹体，单偏光下为浅褐色—无色，气液比较小，主要发育在石英裂缝中(见图2(a-b))；第Ⅱ期为发蓝白色荧光的、成熟度较高的油气包裹体，单偏光下无色，气液比较大，为凝析气包裹体，主要赋存在石英裂缝及方解石脉体中(见图2(c-d))；第Ⅲ期为不发荧光的气态烃包裹体，单偏光下为黑色、灰黑色，为干气包裹体(见图2(e))，主要赋存在石英裂缝中，局部可看到第Ⅱ期蓝白色荧光包裹体切割第Ⅰ期黄褐色荧光包裹体(见图2(f))，说明蓝白色荧光包裹体形成时期晚于黄褐色荧光包裹体。

2.2.2 包裹体温度与古压力特征

包裹体薄片镜下观察显示，第Ⅰ期黄褐色荧光包裹体个体较小，无伴生盐水包裹体，无法测温；第Ⅱ期蓝白色荧光油包裹体均一温度为50.0～60.0 ℃，与它共生的盐水包裹体均一温度为100.0～110.0 ℃(见图3(a))；第Ⅲ期干气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为125.0～140.0 ℃。将与油气包裹体伴生的盐水包裹体均一温度投影到埋藏史上(见图3(c))，得到第Ⅱ期油充注时间为5～4 Ma，第Ⅲ期天然气充注时间为2 Ma～至今，与克拉2气田的基本一致[25]。

油气包裹体捕获的压力条件对油包裹体中记录的均一温度有很大的影响[26]，在正常压力捕获条件下，油气包裹体一般比伴生盐水包裹体的均一温度低10.0～30.0 ℃；在超压捕获条件下，油气包裹体与伴生的盐水包裹体均一温度的差值变大，超压强度越大，差值越大。大北地区第Ⅱ期蓝白色荧光油包裹体的均一温度比伴生盐水包裹体的均一温度低50.0 ℃左右，显示超压捕获的特征。根据流体包裹体PVTX模拟法，恢复第Ⅱ期和第Ⅲ期油气充注的古压力条件(见图3(c))。第Ⅱ期油充注的时间为4 Ma，PVTX模拟法确定的捕获压力为49.6 Ma，成藏期古埋深为4 200.0 m，成藏期古压力因数为1.21，为弱超压充注；第Ⅲ期气充注的时间为2 Ma，PVTX模拟法确定的捕获压力为78.6 Ma，成藏期古埋深为5 800.0 m，成藏期古压力因数为1.50，为强超压充注，与现今压力因数1.56基本相当(见图3)。

图1 库车坳陷克拉苏构造带构造位置与成藏地质剖面Fig.1 Location and reservoir distribution map of Kelasu structural belt in Kuqa depression

大北1井的气烃包裹体测试甲烷拉曼峰位移在2 911.0 cm-1左右，并且包裹体组分比较单一，除了高强度的甲烷拉曼散射峰外，其他比较明显的拉曼峰主要为反映含包裹体主矿物石英的散射峰，而在谱图中反映C2H6和CO2等的峰十分微弱，基本检测不出(见图4)，具有高浓度和高密度甲烷包裹体谱图特征。根据甲烷拉曼峰位移，推测室温下包裹体内部压力为40 MPa左右，具有明显的超压特征，推到地质温度条件下压力为80 MPa左右。基于对多个富含甲烷盐水包裹体的激光拉曼测试，恢复大北地区流体压力演化趋势，结果显示在距今15～5 Ma储层流体压力主要为常压，在距今5～2 Ma流体压力快速上升，在2 Ma时压力因数快速增加到1.80，在距今2 Ma～至今受地层的抬升剥蚀及断层活动影响，压力因数减小，现今压力因数为1.56(见图5)。这种超压充注在克拉苏构造带具有普遍性，喜山晚期，在构造挤压作用下，油气超压强充注是克拉苏构造带深层致密储层油气富集的主要动力学机制。

3 塔北哈拉哈塘奥陶系

3.1 油气藏基本特征

塔北隆起在库车坳陷和北部坳陷之间，是一个长期继承性发育、晚期深埋于库车新生代山前坳陷之下的前侏罗纪古隆起，是塔里木盆地探明油气储量最多、油气富集程度最高的地区。塔北隆起奥陶系缝洞油气藏群受缝洞储层发育层位的控制，呈“准层状”大面积分布，在隆起低部位哈拉哈塘凹陷“黑油”油藏的发现，带动塔北奥陶系整体含油与勘探，哈拉哈塘油田、塔河油田、轮南油田横向连片并往围斜低部位扩展(见图6)。

图2 大北地区大北1井油气包裹体特征Fig.2 Petroleum inclusion features in the Dabei area, Kuqa depression

塔北地区奥陶系油气性质复杂多样，东部地区主要为天然气和凝析油，中部地区为正常油、蜡质油、凝析油，西部地区包括轮南西部、塔河油田及哈拉哈塘油田总体以稠油为主，往隆起低部位原油密度有变轻的趋势。这些稠油中烷烃组分存在大量损失，具有重质稠油或严重生物降解油的特征[27]。现今哈拉哈塘、塔河、轮古西一间房组—鹰山组钻井测试的温压资料显示，塔北奥陶系油气藏具有统一的温压系统，压力因数为0.90～1.04，温度梯度为2.4 ℃/100m，为常温常压油气藏，奥陶系为一整体层状含油的大型古老油气系统。

图3 大北1井K1bs储层包裹体均一温度、PVTX模拟及埋藏史Fig.3 The maps of fluid inclusion Th distribution in K1bs reservoir, PVTX modeling and burial history of well DB1

3.2 成藏过程与成藏期古压力

3.2.1 油气成藏过程

根据包裹体研究、同位素定年、沥青反射率等分析，确定塔北隆起中西部地区(塔河油田、哈拉哈塘油田、新垦—热瓦普地区)主要经历两期油气充注，且以晚海西期成藏为主；轮古东地区经历三期油气充注，喜山期发生气侵而形成凝析气藏[27]。海西晚期是塔里木盆地最重要的生、排烃期和有效成藏期，满加尔坳陷中、上奥陶统烃源岩生成的烃类向北运移，进入塔北隆起奥陶系储层而形成规模巨大的油气藏，在三叠系沉积前的构造运动中，构造高部位盖层剥蚀严重，造成油藏破坏，围斜部位油气基本得到保存，但原油普遍遭受较强的生物降解作用；自三叠纪沉积以来，奥陶系油藏一直处于持续深埋过程，上覆地层不断加厚，古油藏有效保存至今。

3.2.2 包裹体温度与古压力特征

哈拉哈塘油田埋深为6 000.0～7 000.0 m，以稠油、正常油为主。对哈拉哈塘油田哈902井奥陶系样品进行流体包裹体的观察和测试，该井发育两期油包裹体，主要发育在方解石胶结物和脉体中。由于方解石矿物硬度较软，其中的包裹体容易发生变形而再平衡，包裹体均一温度通常要大于真实的捕获温度[26]。第Ⅰ期油包裹体的均一温度为75.0～90.0 ℃，伴生盐水包裹体均一温度为85.0～100.0 ℃，而大于110.0 ℃的数据被认为是现今温压条件下(现今储层温度为150.0 ℃左右)，方解石中包裹体再平衡诱导的温度(见图7(a))。第Ⅱ期油包裹体均一温度变化范围较大，均一温度为80.0～105.0 ℃，大于120.0 ℃的数据被认为是现今温压条件下，方解石中包裹体再平衡诱导的温度，伴生盐水包裹体均一温度主要为100.0～120.0 ℃(见图7(b))。

图4 大北1井埋深5 560.8 m石英裂纹中高密度甲烷包裹体的拉曼光谱Fig.4 Raman spectrum map of the high density methane inclusion occurred in the quartz vein, 5 560.8 m, well DB1

图5 大北1井气藏储层中油气充注与古温压演化历史Fig.5 Hydrocarbon charging and PT evolution history in DB1 gas reservoir

选取典型的包裹体组合，利用流体包裹体PVTX模拟法对包裹体的古压力进行恢复。第Ⅰ期油包裹体均一温度为78.5 ℃，油包裹体气液比为8%，伴生盐水包裹体均一温度为87.8 ℃，油充注时间为320 Ma(早海西期)(见图7(c))，PVTX模拟计算成藏期古压力为16.54 MPa，成藏期古埋深为1 700.0 m，古压力因数为1.00，为常压充注(见图7(d))；第Ⅱ期油包裹体均一温度为88.8 ℃，伴生盐水包裹体的均一温度为103.1 ℃，油包裹体气液比为10%，充注时间为252 Ma(晚海西期)(见图7(c))，计算成藏期古压力为24.6 MPa，成藏期古埋深为2 400.0 m，古压力因数为1.02，为常压充注(见图7(d))。哈902井奥陶系现今压力因数为1.08，为常压充注。因此，塔北哈拉哈塘奥陶系深层油气藏主要为早期成藏、以常压充注为主，浮力为油气成藏主要动力，经历长距离的侧向运移，油气藏分布主要受控于古构造与储层发育程度。中新生代以来，由于南天山挤压造成沉降，使得古油藏发生深埋，但碳酸盐岩缝洞油气藏非均质性强，不易逸散，古油藏在原地保存，并且在6 500.0～7 500.0 m埋深以黑油藏的形式存在。

图6 塔北隆起构造位置、油气藏分布特征与地质剖面Fig.6 Location and reservoir distribution map of Tabei uplift, Tarim basin

图7 塔北哈拉哈塘油田哈902井包裹体均一温度、PVTX模拟及埋藏史

4 塔中奥陶系

4.1 油气藏基本特征

塔中古隆起形成早、定型早，早奥陶世末已经形成，志留系沉积前基本定型，为继承型古隆起。由于塔中古隆起长期稳定发育，紧邻满西生烃凹陷，始终是油气运聚的有利指向区，成藏条件有利。主要勘探目的层为上奥陶统良里塔格组礁滩体岩溶储层和下奥陶统鹰山组潜山岩溶、层间岩溶储层。塔中隆起为典型的复式油气聚集带，受多层碳酸盐岩储层的控制，油气分布呈垂向叠置、平面连片的准层状大面积分布的特征[28]。碳酸盐岩储层的非均质性和油气沿断裂充注的分段性决定塔中隆起油气性质的复杂性，既有正常油、稠油，又有凝析油、凝析气、干气，以凝析油气藏为主(见图8)。实测温压数据表明，塔中Ⅰ号带凝析气藏现今具有统一的温压系统，压力因数为1.12～1.24，为弱超压系统，总体上具有准层状大面积分布、分段差异性明显的特征。

图8 塔中隆起构造位置、油气藏分布特征与地质剖面Fig.8 Location and reservoir distribution map of the Tazhong uplift, Tarim basin

4.2 成藏过程与成藏期古压力

4.2.1 包裹体岩相学特征

塔中奥陶系整体发育三期包裹体组合[29]，近黄色荧光油包裹体组合代表早期原油的充注，在塔中Ⅰ号带广泛发育，在所有井中见到该类包裹体的发育，反映早期原油充注在区域上具有广泛性。近蓝白色荧光油包裹体组合代表晚期轻质油气的充注，在靠近Ⅰ号破折带的井位中广泛发育(塔中162、塔中24、塔中822井大量发育近蓝白色荧光油包裹体组合(见图9(a、e、f)))；远离Ⅰ号带充注弱(塔中11井未见近蓝白色荧光油包裹体组合)。近蓝白色荧光凝析气包裹体代表喜山期深部原油裂解气的充注，在塔中822、塔中24井发育(见图9(b))。喜山期NE向走滑断裂与NW向Ⅰ号断裂交叉部位构成深部晚期裂解气的充注点，具有点状充注的特征[30]，根据油气性质分析，至少存在三个油气注入点，即塔中45、塔中82和塔中24井区。深部裂解气沿着断裂交汇部位构成的充注点进入中上奥陶统岩溶储层后，沿着构造脊方向由北向南、自西向东向局部构造高部位侧向运移，气侵形成凝析气藏。包裹体记录成藏过程，如在塔中822、塔中24井中发现大量近蓝白色荧光的凝析气包裹体，包裹体在室温下具有巨大的气泡，在包裹体边缘有少量的油，均一到气相，为典型的凝析气包裹体特征(见图9(b))。在近蓝白色荧光油包裹体中观察到固体沥青，是早期充注的油和后期充注的气相互作用(气侵脱沥青)的产物(见图9(c-d))。

图9 塔中地区O3l储层流体包裹体特征Fig.9 Petroleum inclusion features in the O3l reservoir, Tazhong area

4.2.2 包裹体温度与古压力特征

以塔中822井奥陶系为例，根据包裹体均一温度分布，近白色荧光凝析气包裹体在常压和高压条件下有捕获，常压时捕获的包裹体均一温度为30.0～35.0 ℃，高压时捕获的包裹体均一温度为10.0～15.0 ℃(见图10(a))。同样，近蓝白色荧光油包裹体也分为高压捕获和常压捕获。高压捕获的液相油包裹体均一温度为-10.0～10.0 ℃，常压捕获的液相油包裹体均一温度为20.0～25.0 ℃(见图10(a))。近黄色荧光油包裹体在不同压力时均有捕获，在最大压力时，捕获包裹体的均一温度为5.0～10.0 ℃；在中等压力时，捕获包裹体的均一温度为20.0～25.0 ℃；在常压时，捕获包裹体的均一温度为45.0～50.0 ℃(见图10(a))。包裹体的超压捕获与常压捕获共存的特征反映中上奥陶统油气是从深部通过断裂调整上来的，先是深部流体带来的超压，后来超压逐渐减小变为常压。对塔中822井第Ⅲ期近蓝白色荧光的凝析气包裹体进行PVTX模拟，凝析气包裹体均一温度为10.0 ℃，气液比为80%，伴生盐水包裹体均一温度为138.0 ℃，PVT模拟法捕获压力为62.7 MPa(见图10(b))，成藏期为28 Ma左右，成藏期古埋深为5 100.0 m，古压力因数为1.22，为弱超压充注，与现今压力因数1.23一致。在塔中82井区喜山期经历弱超压充注，喜山晚期深层天然气沿着走滑断裂与Ⅰ号断裂交叉部位垂向穿层运移，气侵形成凝析气藏。塔中Ⅰ号带凝析气藏现今具有统一的温压系统，压力因数为1.12～1.24，为弱超压系统，与断裂沟通的深层油气充注有关。

图10 塔中822井奥陶系储层包裹体均一温度、PVTX模拟及埋藏史Fig.10 The maps of fluid inclusion Th distribution, PVTX modeling and burial history of the Ordovician reservoir in well TZ822

5 结论

(1)库车坳陷克拉苏构造带深层油气藏具有超压充注、晚期深埋成藏的特征，是真正意义上的深层油气成藏(储层致密、高温高压)，晚期大量生烃超压、构造挤压产生的大量断裂、裂缝沟通是克拉苏构造带深层致密储层天然气高温高压充注成藏的关键。

(2)塔北奥陶系深层油藏具有常压充注、早期浅埋、晚期深埋的特征，是浅埋阶段早期浅埋晚期深埋型的深层油气藏，其成藏机理与常规油气藏的相同。

(3)塔中奥陶系深层油藏具有弱超压充注、晚期深部油气沿断裂垂向穿层运聚的特征，碳酸盐岩储层缝洞系统发育，也不是真正意义上的深层油气成藏，断裂的沟通与碳酸盐岩储层缝洞系统的连通性是该区油气成藏的关键。

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2016-08-18；编辑：刘丽丽

国家科技重大专项(2016ZX05003)；中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目(2016B-0502)

鲁雪松(1982-)，男，博士，高级工程师，主要从事油气成藏综合研究及流体包裹体分析方面的研究。

TE112.31

A

2095-4107(2016)06-0062-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.008