塔里木盆地顺1走滑断裂带超深储层油气充注历史

2019-09-02王玉伟陈红汉郭会芳朱志辉王倩茹漆立新

石油与天然气地质 2019年5期

王玉伟，陈红汉，郭会芳，朱志辉，王倩茹，喻鹏,漆立新，云露

[1.中国地质大学(武汉) 资源学院石油地质系，湖北武汉430074； 2.北部湾大学石油与化工学院，广西钦州 535000；3.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011]

前人研究成果表明，塔里木盆地属于典型的叠合盆地，下古生界碳酸盐岩层系具有多旋回构造运动、多源多期成藏和古隆起-古斜坡控藏的特点[1-3]。然而，随着油气勘探不断推进，不仅在古隆起-古斜坡超深层稠油和沥青油藏之下钻遇新的轻质-挥发性油藏(例如，于奇西1井)，而且在构造鞍部的顺北地区和顺托果勒地区超深层(>4 500 m)奥陶系走滑断裂带内获得重大突破，预计油气储量达到17×108t(其中石油12×108t，天然气为5 000×108m3)[4]。由此带来两个认识上的突破：一是走滑断裂带具有控储-控藏作用[5-6]；二是构造鞍部晚期聚集的成熟-高成熟油气可能主要来自于其下伏寒武系烃源岩，通过走滑断层垂向运聚成藏，而并非来自于已经进入过成熟阶段的满加尔坳陷寒武系烃源灶。于是，近期在塔里木盆地油气勘探中掀起了一股研究走滑断裂的热潮[7-10]。

前人对于顺北周边地区的油气勘探已经做了大量研究工作。王铁冠等通过利用天然气烃类组分及稳定碳同位素对顺南-古城地区奥陶系天然气进行气-气对比发现，该区域天然气来自于寒武系气源层[11]；刘丽芳认为塔北隆起具有海陆两相油气来源，且在加里东晚期、海西晚期和喜马拉雅期发生了三期油气充注[12]；田鹏等认为走滑断裂控制了跃参地区的油气充注，且近NW向走滑断裂带更富集油气[9]；云露等认为顺南地区油气主要来自于满加尔坳陷及顺南地区寒武系-中下奥陶统盆地-斜坡相烃源岩，而断裂带是油气富集的有利区带[8]；朱传玲等对沙雅隆起星火1井寒武系玉尔吐斯组烃源岩进行研究并与利用生物标志化合物等手段与塔河油田原油进行了油源对比，发现两者具有一定的亲缘关系[13]；朱光有等认为塔北地区原油是中-上奥陶统和寒武系烃源岩混合的结果，并通过人工混源配比实验建立与生标参数的关系，得出塔北地区混源油中以中、上奥陶统烃源岩的贡献度最大[14]。本文基于顺北地区顺1走滑断裂带原油和奥陶系一间房组储层岩心样品地化和流体包裹体系统分析，旨在探究顺1走滑断裂带内部油气来源与充注历史，为塔里木盆地超深层油气勘探提供参考依据。

1 地质概况

顺北地区位于塔里木盆地满加尔坳陷与阿瓦提凹陷、沙雅隆起与卡塔克隆起之间的鞍部，俗称“顺托果勒低隆起”或“阿-满古梁子[15]”(图1)。迄今钻井揭示顺北地区奥陶系从下到上依次发育中-下奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组、上奥陶统恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组。其中，一间房组以浅灰色砂屑泥晶灰岩、褐灰色沥青质砂屑泥晶灰岩夹黑色沥青和藻屑灰岩为主(图2)。

顺北地区奥陶系发育NW、NNE和NE向3组断裂，其中，NW向断裂局部发育；NNE向断裂贯穿全区，从卡塔克隆起，经过顺北地区，一直延伸到沙雅隆起，且对NW向断裂具有限制作用；而顺1断裂是沙雅隆起与卡塔克隆起之间一条NE向调节性走滑断裂，且切割NNE向断裂，表明其晚期持续活动(图1)。

图1 塔里木盆地顺北地区界面断裂和钻井分布Fig.1 The fault and well distribution on the interface in Shunbei area,Tarim Basin

根据顺1工区三维地震解释，加里东中期Ⅲ幕(晚奥陶世)为其断裂体系的雏形期；加里东晚-海西早期为主要形成期；海西晚期、印支期-喜马拉雅期，NNE和NE向断裂在塔河-顺北等地区继承性活动。NE向走滑断裂表现出南早北晚、早强晚弱、断至基底、具有通源作用和分段性特点(图1，图3)。其中，顺1走滑断裂沿着走向发育正花、负花和平移状构造样式，在双重变形(压扭或张扭)的花状断裂破碎带内储集体最为发育[10]。

图2 塔里木盆地顺北地区1-3CH井地层综合柱状图Fig.2 The composite stratigraphic column of Well SHB1-3CH in Shunbei area,Tarim Basin

2 样品分析

本文采集顺北地区SHB1-3CH井和SHB1-7H井中奥陶统一间房组岩心样品，岩性主要包括泥晶灰岩、藻屑灰岩、生物碎屑灰岩和颗粒灰岩以及方解石脉等。在中国地质大学(武汉)“构造与油气资源”教育部重点实验室完成流体包裹体系统测试。其中，透射镜和荧光观察仪器为Nikon 80I透射光和荧光双通道显微镜，流体包裹体测温仪器为Linkam THMS G600冷热台，阴极光观察仪器为RELION I Ⅲ CL。原油和天然气气相色谱-质谱分析在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验研究中心完成。

图3 塔里木盆地顺1走滑断裂带3D地震解释剖面Fig.3 The profiles showing the 3D seismic interpretation of Shun1 strike-slip fault zone in Tarim Basin

图4 塔里木盆地顺北工区界面断裂解释Fig.4 A map showing faults interpreted on the interface in Shunbei area,Tarim Basin界面断裂平面特征；界面断裂剖面特征

2.1 原油地化特征

顺北地区一间房组原油密度在20 ℃时介于0.789 3～0.809 1 g/cm3，平均密度为0.796 g/cm3，属于低凝固点、低粘度、低硫、含蜡的弱挥发性轻质油-挥发性原油；饱和烃含量较高，平均达91.15%，芳烃含量较低，平均为3.13%；非烃和沥青质含量整体不高，平均为2.86%。

顺北1-3CH井奥陶系一间房组原油甾烷异构化参数C29ααα20S/(20S+20R)=0.42，以低分子量甾烷为主，规则甾烷含量较低，萜烷等无法检测；原油甲基二苯并噻吩分布指数(MDBI)为0.47，通过公式Ro=1.33MDBI+0.48[16]得出其镜质体反射率为1.11%。这些特征说明原油的成熟度较高，而Pr/Ph=0.96<1，说明烃源岩沉积于缺氧的还原环境。

顺北1-1H井原油饱和烃气相色谱图显示出，主峰碳为C15，可见轻微UCM，其正构烷烃较为完整(图5a)。顺北1-3CH井原油饱和烃气相色谱图同样出现了UCM峰，主峰碳为C11，其正构烷烃也较为完整(图5b)。结合储层溶孔、溶洞中出现的沥青(图6a，b)认为顺北地区奥陶系一间房组存在多期油气充注，早期充注原油遭受了一定的生物降解作用，后期充注了高成熟原油(图6d，f)甚至天然气(图6c)与之混合。

2.2 天然气地化特征

顺北地区奥陶系一间房组天然气组成以CH4为主，重烃气含量较高，均大于5%，干燥系数均为0.87，属于典型的湿气；非烃类气体主要为N2和CO2(表1)。烃气δ13C1<-30‰，且碳同位素组成具有正序特征，并含有一定量的丁烷(表2)。根据δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图版[17]可以看出，C1/(C2+C3)大部分小于10，且δ13C1介于-44.7‰～-47.0‰。综上判断，顺北地区的天然气类型主要为原油伴生气(图7)。

图5 塔里木盆地顺北地区原油饱和烃色谱[注]顺北1井区油气地球化学特征对比.中国石化西北油田分公司，2017.Fig.5 Gas chromatograms of saturated hydrocarbons in crude oils in Shunbei area,Tarim Basin①a.顺北1-1H井，O2yj,原油，埋深7 458.00～7 613.05 m;b.顺北1-3H井，O2yj,原油，埋深7 255.70～7 357.89 m

2.3 流体包裹体

一间房组岩心和薄片岩石学观察结果表明，捕获油气包裹体的胶结物主要有4个世代，其阴极光颜色分别为暗色、暗棕色、黄色和橘黄色。早期方解石胶结物主要充填于铸模孔、溶孔、溶洞、粒间孔和早期裂缝中，其阴极光呈现暗色和暗棕色；橘黄色阴极光的方解石胶结物主要充填于溶孔溶洞和部分切割早期裂缝的晚期裂缝(图8)；晚期裂缝还切穿早期铸模孔或溶孔溶洞，其方解石胶结物呈现黄色阴极光。因此，根据阴极光颜色观察的方解石胶结物的成岩序次为暗色—暗棕色—橘黄色—黄色。油包裹体和纯气相包裹体主要分布在溶蚀孔洞和裂缝充填晚期方解石胶结物中，主要为气液两相包裹体，也有少部分呈单一液相，且油包裹体非常丰富(图8)。

表2 塔里木盆地顺北地区天然气地球化学参数Table 2 Geochemical parameters of gas in Shunbei area，Tarim Basin

2.3.1 流体包裹体显微荧光

单个油包裹体显微荧光光谱成熟度参数分析[18-20]结果表明，顺北地区奥陶系一间房组捕获了黄绿色、蓝绿色和亮蓝色三种不同颜色的油包裹体和弱白色荧光的纯气相包裹体(图9)，说明该井发生了3期油气充注。统计顺北地区采集样品油包裹体荧光光谱参数可以看出，顺北1-3CH井区可能有3期油充注：第一期包裹体油主要在溶洞充填方解石中捕获，λmax范围在541～542 nm，QF535在1.22～1.36，为低成熟度油；第二期包裹体油主要在溶孔/洞、裂缝及铸模孔充填方解石和溶孔充填白云石中捕获，λmax在513～540 nm，QF535分布在0.94～1.30，为高成熟度油；第三期包裹体油主要在溶孔/洞和裂缝充填方解石中捕获，λmax介于465～498 nm，QF535介于0.71～1.17，属于过成熟度油。顺北1-7H井区可能有3期油气充注：第一期包裹体油主要在溶洞充填方解石中捕获，λmax范围为544 nm，QF535为1.26；第二期包裹体油主要在溶洞充填方解石中捕获，λmax范围在514～535 nm，QF535在0.89～1.23；第三期包裹体油主要在裂缝、溶孔/洞、铸模孔充填方解石及溶洞充填白云石中捕获，λmax在472～496 nm，QF535介于0.76～1.15(表3)。顺北地区油包裹体和原油QF535-λmax的关系图显示出，顺北地区奥陶系一间房组原油与第三期相类似(图10)。

图7 塔里木盆地顺北地区天然气δ13C-C1/C2+3成因鉴别图版[17]Fig.7 Plates for identification of the origin of δ13C1 and C1/C2+3 in the natural gas in Shunbei area,Tarim Basin[17]Ⅰ1. 生物气；Ⅰ2. 生物气和亚生物气；Ⅰ3. 亚生物气；Ⅱ1. 伴生气；Ⅱ2. 油型裂解气；Ⅲ1.油型裂解气和煤成气；Ⅲ2. 凝析油气和煤成气； Ⅵ. 煤成气；Ⅴ1. 无机气；Ⅴ2. 无机气和煤成气

2.3.2 流体包裹体显微测温

流体包裹体显微测温结果(表4)表明，按照15 ℃间隔原则[21]结合成岩序次关系，将在溶孔、溶洞、铸模孔及裂缝充填方解石和溶孔充填白云石中检测到的流体包裹体划分为5个幕次：第一幕流体形成的方解石胶结物主要呈暗色阴极光，油包裹体有黄绿色、蓝绿色和亮蓝色荧光，同期盐水包裹体均一温度范围为89.1～99.5 ℃；第二幕流体形成方解石胶结物主要呈暗棕色阴极光，油包裹体有蓝绿色和亮蓝色荧光，同期盐水包裹体均一温度为100.1～127.0 ℃，第一幕和第二幕流体对应第一期油充注；第三幕流体形成的方解石胶结物主要呈暗棕色和橘黄色阴极光，油包裹体有蓝绿色和亮蓝色荧光，同期盐水包裹体均一温度范围为119.8～137.9 ℃，第三幕流体对应第二期油充注；第四幕流体形成方解石胶结物主要呈橘黄色阴极光，油包裹体有蓝绿色和亮蓝色荧光，同期盐水包裹体均一温度为132.9～158.1 ℃；第五幕油包裹体主要在裂缝充填方解石中检测到，阴极光呈现黄色，不仅有蓝绿色和亮蓝色荧光油包裹体，还有弱荧光的气相包裹体，其同期盐水包裹体均一温度范围为151.4～179.5 ℃，第四幕和第五幕对应第三期油气充注(图11，图12)。

图8 塔里木盆地顺北1-3CH井一间房组储集层样品岩石学观察显微照片Fig.8 Photomicrographs showing the petrological observations of the sampled rocks from Yijianfang reservoirs in Well SHB1-3CH,Tarim Basina. 溶洞铸模孔充填方解石呈暗色阴极光(C2)，晚期裂缝切穿铸模孔，裂缝充填方解石呈黄色阴极光(C4)，阴极光，O2yj，埋深7 269.40 m，藻屑灰岩；b. 早期裂缝充填方解石呈暗色阴极光(C2)，后被晚期裂缝切穿，充填方解石呈橘黄色阴极光(C3)，C3被C4切穿，阴极光，O2yj，埋深7 288.00 m，颗粒灰岩;c. 早期溶孔充填方解石呈暗色阴极光(C2)，被晚期裂缝切穿(C3)，充填方解石呈橘黄色阴极光，阴极光，O2yj，埋深7 279.80 m，颗粒灰岩;d. 早期溶孔充填方解石呈暗棕色阴极光(C1)，裂缝充填方解石呈橘黄色阴极光(C3)切穿C1，阴极光，O2yj，埋深7 269.10 m，生物碎屑灰岩；e. 与图b对应，透射光，O2yj，埋深7 288.00 m，颗粒灰岩；f. 与图c对应，透射光，O2yj，埋深7 279.80 m，颗粒灰岩；g. 溶洞充填方解石中检测到黄绿色荧光原生油包裹体(红色圈出)，荧光，O2yj，埋深7 269.60 m，颗粒灰岩；h. 溶洞充填方解石中检测到蓝绿色荧光次生油包裹体(红色圈出)，荧光，O2yj，埋深7 288.00 m，颗粒灰岩；i. 裂缝充填方解石中检测到亮蓝色荧光原生油包裹体，荧光，O2yj，埋深7 269.60 m，颗粒灰岩；j. 与图i对应，透射光，O2yj，埋深7 269.60 m，颗粒灰岩

图9 塔里木盆地顺北地区奥陶系储层油包裹体与原油显微荧光光谱Fig.9 Micro-fluorescent spectra of oil inclusions and crude oil in the Ordovician reservoirs in Shunbei area,Tarim Basin

井号深度/m层位主峰波长(λmax)/nmQF535期次顺北1-3CH7 268.60O2yj5421.367 269.60O2yj5411.227 268.60O2yj513-5171.10～1.137 268.10O2yj516-5190.94～0.987 279.40O2yj526-5401.14～1.267 288.00O2yj5171.307 265.50O2yj481-4831.01～1.177 269.60O2yj474-4980.71～0.987 279.40O2yj492-4940.88～0.897 288.00O2yj465-4970.78～1.02第一期第二期第三期顺北1-7H7 356.60O2yj544.501.267 355.90O2yj5140.897 356.60O2yj5351.237 352.90O3q478-4890.80～0.897 353.81O3q472-4920.76～0.977 355.07O2yj480-4830.82～1.157 356.60O2yj477-4960.81～0.85第一期第二期第三期

3 讨论

3.1 油源对比

塔里木盆地古生界发育寒武系-下奥陶统和中-上奥陶系两套烃源岩[22]。顺南地区一间房组油源对比结果认为其原油主要来自于寒武系-中下奥陶统盆地-斜坡相烃源岩[8]。顺北地区奥陶系一间房组原油地化特征反映其来源与大多数塔中、塔河和顺南地区的类似，无本质差别。顺北地区和顺南地区原油的Pr/Ph与Ph/nC18- Pr/nC17关系[23-24](图13)可看出，两个地区原油整体都落在海相原油区域，且分布较为集中，其Pr/Ph都在0.5～0.96，烃源岩均处为还原环境，原油母质均为腐泥型，这些特点表明其原油来自一个相似的生物源[25]。

另外，顺北地区和顺南地区原油的C27-C28-C29规则甾烷分布型式一致，均呈不对称的“V”字型，且C28规则甾烷所占的比例都最小，而规则甾烷含量C27均小于C29，整体分布相关性很好，显示了其母源类型相同(图14)[26]。这反映其母质生源主要为高含C29甾烷的菌藻类[27-28,24]。

利用顺北地区与顺南和塔河地区的原油轻烃C7化合物的正庚烷、二甲基环戊烷和甲基环己烷相对含量三角图，对原油成因类型进行比较可以看出，这两个地区原油二甲基环戊烷含量均小于20%，正庚烷含量主要分布在42%～70%，甲基环戊烷含量主要分布在56%～70%，可能来自于同一源岩(图15)。

总之，通过以上指标的对比认为，顺北地区与顺南地区的油源特征相似，其油气很可能也来自于寒武系玉尔吐斯组，通过断穿寒武系的走滑断裂向上运移至奥陶系储集层中聚集(图3，图4)。

图10 塔里木盆地顺北1-3CH井和顺北1-7H井单个油包裹体QF-535与λmax关系Fig.10 The relationship between QF-535 and λmax of individual oil inclusions from Wells SHB1-3CH and SHB1-7H,Tarim Basin

图11 塔里木盆地顺北1-3CH井一间房组油包裹体和盐水包裹体均一温度Fig.11 Statistics of homogenization temperatures of oil and aqueous inclusions from Well SHB1-3CH in the Yijianfang Formation,Tarim Basin a. 裂缝充填方解石；b. 溶孔充填白云石；c. 溶孔/洞充填方解石；d. 铸模孔充填方解石

3.2 油气充注期次划分及成藏时期确定

运用与油气包裹体同期盐水包裹体均一温度-埋藏史投影方法获得各期次油气充注年龄(图16，图17)，在统一标注到消除埋藏深度影响的时间轴上，就可以进行油气成藏期次划分和成藏时期确定(图18)[30]，埋藏史图是用BasinMod软件通过顺北地区的地温梯度和剥蚀厚度等参数进行一维模拟获得(表5)。由此获得SHB1-3CH井和SHB1-7H井奥陶系储层存在3期油气充注。

图12 塔里木盆地顺北1-7H井一间房组油包裹体和盐水包裹体均一温度Fig.12 Statistics of homogenization temperatures for oil and aqueous inclusions from Well SHB1-7H in the Yijianfang Formation,Tarim Basin a. 裂缝充填方解石；b. 溶洞充填白云石；c. 溶洞充填方解石；d. 铸模孔充填方解石；e. 亮晶方解石胶结物

顺北1-3CH井第一期油充注发生于加里东晚期，主要在铸模孔、溶孔、溶洞和裂缝充填方解石及溶孔充填白云石中检测到发黄绿色、蓝绿色和亮蓝色油包裹体，其充注年龄为407.1～422.3 Ma；第二期油充注发生于海西晚期，主要在溶孔、溶洞和裂缝充填方解石中检测到蓝绿色和亮蓝色荧光油包裹体，充注年龄为264.1～297.8 Ma；第三期油气充注发生在喜马拉雅晚期，在溶孔、溶洞和裂缝充填方解石中都有检测到蓝绿色和亮蓝色荧光油包裹体及弱荧光的气包裹体，充注年龄为10.6～18.9 Ma。顺北1-7H井第一期油充注发生于加里东晚期，主要在溶孔、溶洞和铸模孔充填方解石中检测到发黄绿色、蓝绿色和亮蓝色油包裹体，其充注年龄为429.4～434.1 Ma；第二期油充注发生于海西晚期，主要在溶孔、溶洞、裂缝充填方解石和亮晶方解石胶结物中检测到发蓝绿色和亮蓝色荧光油包裹体，充注年龄为246.3～254.1 Ma；第三期油气充注发生于喜马拉雅晚期，主要在溶孔、溶洞和铸模孔充填方解石中检测到发蓝绿色和亮蓝色荧光油包裹体及弱荧光的气包裹体，充注年龄为3.2～14.6 Ma(表6)。

由于油易于在构造活动阶段发生充注，顺北1-3CH井和顺北1-7H井第一期和第三期油气充注均发生在构造沉降阶段。而在第二期油充注过程中，由于顺北1-3CH井位于弱挤压-拉分段，因此发生于构造沉降阶段；顺北1-7H井位于挤压-走滑段，第二期油充注主要发生于构造抬升阶段(图4)。

图13 塔里木盆地顺北与顺南地区Pr/Ph与Ph/nC18-Pr/nC17油-油对比关系Fig.13 The oil-oil correlation of Shunbei and Shunnan areas in terms of Pr/Ph and Ph/nC18-Pr/nC17,Tarim BasinⅠ. 陆相油；Ⅱ. 海相油

图14 塔里木盆地顺北与顺南地区C27-C28-C29规则甾烷油-油对比关系Fig.14 The oil-oil correlation of Shunbei and Shunnan areas in terms of regular sterane C27,C28 and C29,Tarim Basin

图15 塔里木盆地顺北地区与顺南地区原油轻烃油-油对比关系[29]Fig.15 The oil-oil correlation of Shunbei and Shunnan areas in terms of light hydrocarbon,Tarim Basin[29]

4 结论

1) 顺北地区奥陶系一间房组储层原油成熟度较高，并遭受了轻微程度的生物降解作用，由于多期成藏，晚期又充注了正常原油，使得正构烷烃较为完整，来源与顺南地区相同，都主要来自于寒武系玉尔吐斯组烃源岩，主要通过断穿寒武系的断层向上运移至奥陶系储集层聚集。天然气属于典型的湿气，成因类型属于原油伴生气。

2) 顺北地区经历了“五幕三期”油充注和一期天然气充注：第一期为加里东晚期，包括两幕油的充注，顺北1-3CH井充注时间为407.1～422.3 Ma，顺北1-7H井充注时间为429.4～434.1 Ma；第二期为海西晚期，该时期只有一幕油的充注，顺北1-3CH井充注时间为264.1～297.8 Ma，顺北1-7H井充注时间为246.3～254.1 Ma；第三期为喜马拉雅晚期，包括两幕油气的充注，顺北1-3CH井油气充注时间分别为10.6～18.9 Ma，顺北1-7H井油气充注时间为3.2～14.6 Ma。

表5 塔里木盆地顺北地区SHB1-3CH井和SHB1-7H井埋藏史恢复参数Fig.5 Parameters showing the restoration of the burial history in Wells SHB1-3CH and SHB1-7H in Shunbei area,Tarim Basin

续表5

表6 塔里木盆地顺北地区顺北1-3CH井和顺北1-7H井一间房组油气成藏期次和成藏时期Table 6 Hydrocarbon accumulation stages and timing of the Yijianfang Formation in Wells SHB1-3CH and SHB1-7H in Shunbei area,Tarim Basin

续表6

图17 塔里木盆地顺北1-7H井奥陶系一间房组盐水包裹体均一温度-埋藏史关系Fig.17 The aqueous inclusion homogenization temperature -burial history of the Ordovician Yijianfang Formation in Well SHB1-7H,Tarim Basin