塔里木盆地顺北5号断裂带北段奥陶系油气成藏期次及其控制因素

王 斌,赵永强,何 生 ，郭小文,曹自成,邓 尚,吴 鲜，杨 毅

[1.中国地质大学(武汉) 构造与油气资源教育部重点实验室，湖北 武汉 430074；2.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.中国石化 西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011； 4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083]

顺北油田位于塔里木盆地塔北和塔中两大隆起之间的顺托果勒低隆部位，由一系列沿走滑断裂分布、埋深大于7 000 m的超深层海相碳酸盐岩断溶体油气藏组成，具有沿断裂带整体含油、不均匀富集的特点[1]。塔里木盆地是一个多旋回叠合盆地，多期构造运动导致断裂多期活动，促使流体活动和油气运聚成藏，决定了顺北地区复杂的油气成藏史。钻井揭示顺北地区碳酸盐岩储层中方解石脉体非常发育，脉体中发育多种类型的烃类包裹体[2-3],指示顺北地区多期成藏特征。方解石脉体可记录其形成过程中成岩流体组分[4]、温压条件和成岩流体环境[5-7]、流体来源[8-10]等方面的信息，揭示低温尺度(<300 ℃)沉积盆地内流体活动[11]、提供烃源岩和储层内烃类流体运移证据和特征[12-13]、指示地质流体运动方式[14-16]和构造运动对流体活动的影响[17]。脉体中发育的流体包裹体保存了矿物生长时的温度、压力、流体类型和成分等信息，是揭示古流体活动相关信息的重要切入点，也是确定流体活动期次、温压信息和时间的常用方法[18-20]，同时也是研究油气藏形成期次和过程的有效手段[21-22]。本文以顺北5号断裂带北段为研究对象，基于储层方解石脉体、流体包裹体和断裂带活动性分析，研究不同期次油气充注时间及其与断裂活动期之间的耦合关系，明确顺北5号断裂带北段油气成藏控制因素，为深化认识顺北超深层断溶体油气藏成藏机理与成藏过程提供理论依据。

1 地质背景

顺北油田位于塔里木盆地顺托果勒低隆西北部，北邻塔北隆起，南接塔中隆起，东西向横跨阿瓦提坳陷和满加尔坳陷之间的过渡带[1]。该地区经历了加里东早-中期、加里东晚期-海西早期、海西晚期-印支期和燕山期-喜马拉雅期4个构造演化阶段[23]，多期构造活动形成的断裂系统不仅丰富了海相碳酸盐岩层系储集空间的类型，还为后期大气淡水、热流体对储层的改造和油气的运移提供了通道。顺托果勒地区下古生界海相发育完整并形成了一套良好的生储盖组合，奥陶系自下而上为下统蓬莱坝组(O1p)、中下统鹰山组(O1-2y)、中统一间房组(O2yj)、上统恰尔巴克组(O3q)、良里塔格组(O3l)和桑塔木组(O3s)。主力烃源岩为下寒武统玉尔吐斯组斜坡-陆棚相泥页岩，当前勘探目的层为奥陶系一间房组和鹰山组上段碳酸盐岩，主要储集空间为走滑断裂相关的构造破碎带、裂缝和沿缝发育的溶蚀孔洞，多期活动的主干走滑断裂向下切穿寒武系底界沟通主力烃源层为油气垂向输导和聚集成藏创造了关键条件，断裂带周围的致密灰岩和上奥陶统桑塔木组巨厚的区域性泥岩盖层为油气藏的保存提供了重要保障。

顺北及邻区已落实18条走滑断裂带，主干断裂是当前最主要的勘探目标，其次还发育大量的次级断裂、分支断裂、深层/隐伏断裂、小褶区等类型。目前顺北1号断裂和顺北5号断裂北段均获重大油气突破，沿主干断裂钻井成功率达到百分之百，充分展示了顺北地区走滑断裂带巨大的油气勘探潜力(图1)。顺北5号断裂是一条贯穿塔北隆起、顺托果勒低隆以及塔中隆起的主干走滑断裂带，且在其东西两侧发育有不同走向的走滑断裂体系。5号断裂可识别长度约270 km，断裂走向自北向南整体发生了约40°的偏转：北段在塔北隆起走向大致为NW 20°，中段在顺托果勒低隆走向大致为NE 10°，南段在塔中隆起走向大致为NE 20°[24-25]。截至目前，中国石化在顺北5号断裂带北段已部署实施钻井9口，储层酸压改造后均获得工业性油气流，缝洞规模较大的SB5井，SB5-1井，SB 51井获得高产油气流，钻井揭示地层压力介于83～88 MPa，压力系数为1.09～1.16，油层中部温度约为148～159.5 ℃，油藏饱和压力介于14～35 MPa，地面原油密度(20 ℃)为0.829～0.847 g/cm3，平均0.835 g/cm3，气油比为54～75.7 m3/m3，平均71.34 m3/m3，属于轻质油藏。

2 样品与实验方法

顺北地区一间房组和鹰山组上段储层岩性主要为开阔台地相沉积的微亮晶砂屑灰岩，泥晶砂屑灰岩、生屑泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩等，局部硅质(化)岩发育。储集空间类型以孔隙、溶洞和裂缝3大类为主，大多已被方解石或沥青半充填-全充填。为了研究顺北地区5号断裂带北段油气成藏期次和时间，在前期岩心观察和岩石薄片镜下鉴定的基础上有针对性地选择了5号断裂带北段SB5、SB5-1和SB51井奥陶系一间房组碳酸盐岩缝、洞充填物比较发育的21件样品开展岩石薄片观察、阴极发光、扫描电镜以及流体包裹体分析测试工作。

采集的样品被制成普通岩石薄片和双面剖光的包裹体片，岩石薄片和包裹体薄片首先使用HIROX RH-2000型三维数字显微镜扫描，用于显微观测点的定位。岩石薄片鉴定和流体包裹体观察采用Nikon 80I双通道荧光显微镜，紫外激发光为多色激发，激发波长为330～380 nm，荧光微束光谱由Ocean Optics Inc.公司的Maya 2000 Pro光谱仪记录。采用CL8200 MK5型阴极发光仪对方解石脉体进行阴极发光分析，辅助确定方解石脉形成期次。Philips XL-30型扫描电镜用于辅助缝洞充填物的显微观察和鉴定。流体包裹体显微测温采用Linkam THMSG 600冷热台，均一温度测量精度为±1 ℃，冰点温度测量精度为±0.1 ℃。通过对高精度三维地震资料进行断裂精细解析，结合多层位相干切片，识别顺北5号走滑断裂带北段不同级别断层断穿层位进而确定断裂活动期次。

图1 塔里木盆地顺北地区走滑断裂分布[24-25]和断溶体油气藏模式图Fig.1 Fig.1 Distribution of strike-slip faults[24-25] and hydrocarbon accumulation patterns controlled by faulted karst in the Shunbei area,Tarim Basina.塔里木盆地示意图；b.顺北地区走滑断裂分布；c.顺北地区断溶体分布图

3 方解石脉体形成期次和包裹体岩相学分析

3.1 方解石脉体发育期次

伴随着不同时期的走滑断裂活动，顺北地区碳酸盐岩储层发生断裂和破碎作用，形成裂缝和微裂缝，这些裂缝在后期成岩作用下被成岩矿物充填，在岩相上表现为沿破碎裂缝带硅质(化)岩和不同期次的方解石脉发育。这些方解石脉体是多期复杂流体活动的重要“证据”，同时也是储层流体包裹体发育的主要宿主矿物。宿主脉矿物的形成先后是分析烃类包裹体期次的重要依据。本文通过岩石薄片鉴定和阴极发光观察，共识别出3期方解石脉体。

第1期方解石脉(C1)多发育于硅质边缘或硅质中，具有明显的交代残余结构，阴极发光下为暗红光，方解石与硅质边缘见港湾状溶蚀残余痕迹(图2a，b)。此类方解石为富硅流体沿裂缝侵入对围岩溶蚀交代的残余方解石，宏观上硅质呈深灰色、灰黑色的团块或角砾状，多伴随缝合线发育，该期方解石脉应形成于硅质交代之前。

第2期方解石脉(C2)多发育于裂缝或破碎硅质颗粒之间，可见其沿裂缝切割C1方解石和硅质团块(图2c)，晶粒大小不一，多为中-粗晶方解石，无明显世代胶结结构，阴极发光多为不发光-昏暗光(弱光性)(图2d，e)。常见充填沥青的微裂缝沿该期方解石脉的边缘发育，扫描电镜下亦可见片状分布沥青(图2d，f)，推测在C2方解石胶结之前构造裂缝中发生了一期原油充注，后被破坏改造为沥青，残留于裂缝边缘。

图2 顺北5号断裂带北段奥陶系储层方解石脉发育特征Fig.2 Characteristics of calcite veins developed in the Ordovician reservoirs of the north section of the Shunbei 5 fault belta，b.交代残余方解石C1，溶蚀边缘发育，暗红色阴极发光，SB5井,埋深7 425.3 m；c. C2方解石脉切割硅质团块，SB5井,埋深7 425.7 m；d,e,f. C2方解石脉，不发阴极光，沿C2边缘发育沥青裂缝，电镜下可见片状分布沥青，SB5井,埋深7 426.2 m；g，h.高角度裂缝充填C3方解石脉，发棕黄色阴极光，切割C2方解石脉，SB51井,埋深7 564.3 m；i，j.裂缝充填C2和C3两期方解石，SB5井,埋深7 427.1 m； k，l.高角度裂缝充填C3方解石脉，发棕黄色阴极光，SB5-1井,埋深7 468.9 m

第3期方解石脉(C3)从钻井岩心观察多见沿高角度构造裂缝发育，镜下偶见同一裂缝充填C3和C2两期方解石(图2i，j)，多为细-中晶结构，方解石脉存在明显的世代胶结结构，阴极发光下为棕黄色光，具较强发光性特征，边缘可见橙黄色亮边(图2h，j，l)。该类方解石具有明显的切割特征，其沿裂缝可见切割围岩、C2方解石脉或沥青裂缝(图2g，i，k)。

3.2 包裹体岩相学分析

顺北5号断裂带北段奥陶系一间房组碳酸盐岩矿物中发育大量包裹体，主要有单一液相油包裹体、气液两相盐水包裹体和油包裹体、纯气相包裹体、固相沥青包裹体和少量气-液-固三相含沥青流体包裹体。在第2期方解石脉体中观察到少量孤立或零星分布的原生盐水包裹体，一般呈方形，直径一般为5～16 μm。油包裹体、沥青包裹体和气包裹体基本都是次生包裹体，主要赋存于方解石脉体内或穿方解石脉体与围岩颗粒的构造破裂愈合缝中，气包裹体多与油包裹体伴生发育(图3)。烃类包裹体丰度高，一般呈串珠状或群体分布，个体形状不规则，大小不均，直径一般为3～15 μm。

对油包裹体进行显微荧光光谱检测，获得微束荧光光谱图及相关光谱参数，包括荧光颜色、主峰波长(λmax)、红绿熵(Q)和QF535等，进而可对油包裹体进行定量分析[26-28]，如λmax和QF535参数与油的成熟度呈负相关关系[29]。样品中油包裹体和钻井获得油样的显微荧光光谱参数显示顺北5号断裂带北段奥陶系碳酸盐岩储层中油包裹体的荧光颜色基本上都为蓝绿色，λmax为475.5～546.2 nm，Q为0.296～0.415，QF535为0.676～1.435，油包裹体和钻井获得油样的荧光参数、光谱波形基本一致(图4a，b)，表明包裹体中的油和钻井获得油样的成熟度基本一致，推测为同一期次充注的油气。

结合方解石脉体发育期次和包裹体岩相学分析结果：在第2期方解石脉(C2)形成之前裂缝中发生了早期油气充注，后被破坏改造而残留沥青；在第3期方解石脉(C3)形成之后发生了第2期油气充注，也是现今可动油流的主要成藏期，在多期方解石脉和颗粒围岩的愈合裂纹中捕获了大量这一期发蓝绿色荧光的油包裹体。油气包裹体赋存矿物成岩和油气事件的耦合关系为：第1期方解石胶结(C1)—硅质交代—破裂化作用—早期油充注—破坏改造—第2期方解石胶结(C2)—破裂化作用—第3期方解石胶结(C3)—破裂化作用—晚期油气充注。

图3 顺北5号断裂带北段一间房组典型流体包裹体赋存产状Fig.3 Occurrence of fluid inclusions from the Yijianfang Formation in the north section of the Shunbei 5 fault belta. C1方解石脉愈合裂纹中的油包裹体，发蓝绿色荧光，SB5井,埋深7 425.3 m；b，c. C2方解石脉愈合裂纹中的油包裹体、沥青包裹体和黑色纯气相包裹体(透射光下)，油包裹体发蓝绿色荧光，SB5井,埋深7 426.2 m；d. C2方解石脉中的原生盐水包裹体，SB5井,埋深7 426.2 m；e.穿C3方解石脉和围岩的愈合裂纹中的油包裹体，发蓝绿色荧光，SB51井,埋深7 564.3 m；f.穿C3方解石脉和围岩的愈合裂纹中的油包裹体和同期气包裹体，油包裹体发蓝绿色荧光，气包裹体不发荧光，SB5-1井,埋深7 468.9 m；g.高倍镜下C3方解石愈合裂纹中的油包裹体及伴生的同期盐 水包裹体，SB5-1井,埋深7 468.9 m；h.高倍镜下C2方解石愈合裂纹中的油包裹体及伴生的同期盐水包裹体，SB5井,埋深7 426.2 m

图4 奥陶系储层油包裹体与原油显微荧光谱(a)和QF535-λmax交会图(b)Fig.4 Fluorescent spectrum (a) and cross plot of QF535-λmax (b) of oil inclusions and oil samples from the Ordovician reservoirs

表1 流体包裹体均一温度和盐度数据Table 1 Homogenization temperature and salinity data of inclusions

4 流体包裹体显微测温和油气成藏期

与烃类包裹体同期形成的盐水包裹体均一温度可以代表油气进入储层时的温度，根据此温度 “投影”到标有等温线的埋藏史图上，可以用于确定油气充注时间[30-31]。本研究采用包裹体组合(FIA)[32-34]的研究方法对原生成岩盐水包裹体、油包裹体及其伴生的同期盐水包裹体进行均一温度和冰点温度测试，获得大量实测数据并根据冰点温度计算流体包裹体的盐度(NaCl重量百分数)(表1)。

SB5，SB5-1和SB51井第3期方解石脉体晚期愈合裂纹中捕获的油包裹体均一温度、伴生盐水包裹体均一温度和盐度数据分布比较一致，并且具有低盐度特征，盐度范围主要介于3%～10%。第2期方解石脉(C2)中的原生盐水包裹体的均一温度低于愈合裂纹中次生盐水包裹体的均一温度，且具有高盐度特征(图5，图6)，盐度范围主要在12%～15%。以SB5井为例，C1方解石脉晚期愈合裂纹中的油包裹体均一温度为47.8～101.7 ℃，平均为65.6 ℃，与其伴生的盐水包裹体均一温度为85.5～123.6 ℃，平均为97.3 ℃，盐度为2.6%～8.7%，平均为6.2%。C2方解石脉体晚期愈合裂纹中的油包裹体均一温度为47.9～101.4 ℃，平均为69.5 ℃，与其伴生的盐水包裹体均一温度为88.3～127 ℃，平均为104.1 ℃，盐度为2.1%～13%，平均为6.6%。C3方解石脉体晚期愈合裂纹中的油包裹体均一温度为40.3～91.2 ℃，平均为65.8 ℃，与其伴生的盐水包裹体均一温度为88.7～124.6 ℃，平均为104.3 ℃，盐度为2.2%～11.5%，平均为6.0%。C2方解石脉体中的原生盐水包裹体均一温度为77.0～91.1 ℃，平均为82.5 ℃，盐度为11.8%～14.9%，平均为13.4%。以上现象说明了3期方解石脉愈合裂纹中的次生油包裹体及伴生的盐水包裹体为同一期捕获，时间晚于第3期方解石脉(C3)的形成时间。第2期方解石脉(C2)形成于相对高盐度地质流体环境，与油包裹体捕获时间不同。

图5 顺北5号断裂带北段奥陶系储层流体包裹体盐度和均一温度关系Fig.5 Homogenization temperature and salinity of fluid inclusions from the Ordovician reservoirs in the north section of the Shunbei 5 fault belt

油包裹体及其伴生的同期盐水包裹体均一温度统计直方图(图6)显示3期方解石裂纹中发育的油包裹体伴生盐水包裹体均一温度的范围分别为85.5～123.6,85.3～127和87.3～124.6 ℃。C2方解石中的原生盐水包裹体均一温度范围为73.5～91.1 ℃，代表C2方解石脉形成时的储层温度。结合顺北5号断裂带北段SB5井的埋藏史并采用主频温度投影法，确定第二期方解石(C2)的形成时间为420～418 Ma，对应于志留纪末，第1期油充注早于C2方解石形成时间，推测第1期油充注时间为加里东晚期，晚期油气充注时间为260～230 Ma，对应于海西晚期-印支期(图7)。

5 多期次走滑断裂活动和烃类充注的耦合关系

走滑断裂带对顺北断溶体油气藏具有明显的控制作用，顺北5号断裂向下切穿寒武系底界，沟通玉尔吐斯组烃源岩与奥陶系储集层，活动期时便成为深部流体幕式活动和油气运聚成藏的主要输导通道，因此烃源岩热演化生烃阶段与深大断裂活动期的耦合关系是控制顺北油气成藏时间的重要因素。

图6 顺北5号断裂带北段奥陶系流体包裹体均一温度直方图Fig.6 Histograms showing the distribution of homogenization temperatures of inclusions from the Ordovician reservoirs in the north section of the Shunbei 5 fault belt

图7 顺北5号断裂带北段SB5井埋藏史-热史和油气成藏事件Fig.7 Diagram showing the correlation between the burial-thermal history of Well SHB5 and hydrocarbon accumulation events in the north section of the Shunbei 5 fault belt

图8 顺北5号断裂带北段三维地震多层位相干及断裂构造样式Fig.8 3D seismic coherence slices of various reflecting interfaces and fault structural patterns in the northern section of the Shunbei 5 fault belt

顺北5号断裂深层走滑段现今的右行左阶展布方式在加里东中期Ⅲ幕就已经形成，断裂晚期活动虽然经历了滑移方向的反转(图8)，但其对深部走滑段改造程度低，可判断加里东中期Ⅲ幕为断裂带主活动期。根据研究区烃源岩热演化史模拟结果(图7)，加里东中期Ⅲ幕(奥陶纪末)寒武系底部玉尔吐斯组烃源岩刚达到生烃阶段(镜质体反射率Ro≈0.55%)，加里东晚期玉尔吐斯组烃源岩开始成熟生油(0.7%

6 结论

1) 顺北5号断裂带北段奥陶系储层中发育3期方解石脉体，成岩-成藏耦合事件关系为：第1期方解石胶结(C1)—硅质交代—破裂化作用—早期油充注—破坏改造—第2期方解石胶结(C2)—破裂化作用—第3期方解石胶结(C3)—破裂化作用—晚期油气充注。

2) 奥陶系发生过两期油气充注，第1期油充注时间早于C2方解石脉形成时间，推测为加里东晚期(志留纪末)，第2期油气充注时间为260～230 Ma，即海西晚期-印支期。第2期油气充注为研究区奥陶系断溶体油藏的主成藏期。

3) 顺北5号断裂至少经历了加里东中期Ⅲ幕、加里东晚期和海西晚期3期活动。加里东晚期断裂活动与早期油充注时间匹配，海西早期强烈的构造抬升导致这一期充注的原油被破坏改造而残留沥青，走滑断裂海西晚期的再次活动为晚期高熟油气充注成藏提供了输导通道，这一期走滑断裂活动对顺北5号断裂北段奥陶系油气成藏时间具有重要的控制作用。