基于包裹体PVTx数值模拟恢复油藏古温压——存在的问题、对策及应用实例

席斌斌，蒋 宏，许 锦，陈强路，尤东华

(1.中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126； 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126； 3.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)

恢复油气藏的流体古温压是确定油气成藏期次、反演油气演化过程研究的重要内容。流体包裹体PVTx数值模拟可以恢复其捕获时地层流体的温压条件，是研究油气藏古温压的重要手段之一[1-8]。由于难以获取油气包裹体的精确组成[9]，油气包裹体古温压的恢复存在较大困难。为了解决上述问题，APLIN等[1]提出了利用油气包裹体均一温度、气液比以及假定的初始组分迭代计算获取油气包裹体等容线，进而与伴生盐水包裹体均一温度相交获取油气包裹体捕获温度、压力的方法。THIERY等[2，10]在APLIN等[1]计算模型的基础上，简化了油气包裹体初始成分的表达方式，提出了利用α(C10+组分的分布及含量)、β(甲烷含量)两个组分参数替代油气包裹体初始成分进行古温压恢复的方法。上述两种方法提出后，在北海[10-14]、塔里木盆地[3]等多个地区进行了应用，在重建油气藏PVT演化史研究方面起到了重要作用。

尽管如此，由于现有技术存在无法精确地获取油包裹体组成，且油包裹体捕获后可能发生次生变化等问题，造成上述方法所获取的油包裹体等容线的准确性及适用性难以满足研究需要[9，15-16]。与油包裹体相比，伴生的盐水包裹体成分简单，可以利用显微测温、拉曼光谱等手段进行限定。尤其是近年来激光拉曼在包裹体定量分析研究中的持续发展，使测定盐水包裹体中微量甲烷含量成为可能[17-20]。因此，一些学者将含甲烷盐水包裹体做为独立的地质压力计，并应用于气藏古温压恢复研究，取得了一系列较为理想的应用效果[21-24]。

然而，含甲烷盐水包裹体能否作为独立的地质压力计应用于油藏古温压恢复，仍需进一步研究。本文剖析了油包裹体古温压恢复方法及存在问题，并以塔里木盆地顺南地区SN1井样品为例，对油气包裹体伴生的盐水包裹体进行了激光拉曼成分分析，开展了PVTx数值模拟，以期对油藏包裹体古温压恢复提出新的研究思路。

1 原理及计算步骤

对于油—水不混溶体系而言，由于同期形成的油包裹体以及盐水包裹体捕获时处于相同的温度以及压力条件，因此二者等容线的交点即为捕获温度(Tt)和捕获压力(Pt)[1，25-26]。PIRONON[26]总结了油—水包裹体等容线相交的三种情况：(1)包裹体捕获时，水溶液和原油中的气体处于不饱和状态，Tt和Pt为两类包裹体在液相区等容线的交点(图1a)。在这种情况下，油包裹体和盐水包裹体的均一温度(Th)和均一压力(Ph)要低于Tt和Pt；(2)包裹体捕获时，水溶液和原油中的气体处于气体饱和状态，包裹体等容线的交点与“泡点曲线”的交点重合(图1b)。此时，油包裹体和盐水包裹体的Th和Ph等于Tt和Pt。气藏中包裹体捕获时与此种情况类似，只不过与水溶液伴生的是天然气而非原油；(3)包裹体捕获时，水溶液中的气体处于饱和状态而原油中的气体处于不饱和状态，包裹体等容线的交点与盐水包裹体泡点曲线重合(图1c)。在上述情况下，油包裹体的Th和Ph要低于Tt和Pt，而盐水包裹体的Th和Ph等于Tt和Pt。

图1 油包裹体与盐水包裹体等容线相交图据文献[26]，有修改。Fig.1 Intersection of isochors of co-existing petroleum and aqueous inclusions

如前文所述，油包裹体古温压恢复方法的关键是获取两类包裹体的Th、Ph以及其等容线。对于油包裹体而言，一般采用APLIN等[1]或THIERY等[2，10]的方法进行求解，即利用激光共聚焦扫描显微镜以及包裹体冷热台，分别测定油包裹体在室温下的气液比(Fv)以及Th，给定油包裹体的初始成分或α、β值，结合VTFlinc或PIT(FIT-Oil)软件进行热力学计算，获得油包裹体的Ph以及等容线。对于盐水溶液包裹体而言，一般近似地看作H2O-NaCl体系，利用包裹体冷热台测定的Th以及冰点温度(Tice)，结合Flincor或Fluids软件计算获得盐水包裹体的Ph以及等容线。

2 存在的问题

油气包裹体古温压恢复是利用可获得的热力学参数进行热力学计算的过程，因此所获取的参数是否准确将直接影响计算结果的准确性。目前进行油气包裹体古温压恢复所用到的参数主要包括包裹体的均一温度、冰点温度、气液比以及组成。均一温度以及冰点温度的测试相对成熟，能够获得准确的数据。虽然应用激光共聚焦测定的油气包裹体气液比可能会受包裹体形状、大小等影响，但是在选择合适的包裹体以及图像处理方法的前提下，还是可以获得比较满意的结果的[27]。

包裹体的组成是限定包裹体等容线、泡点曲线等的关键参数之一，由于受测试手段的限制，现有的方法仍然采用“假定成分”来代替油包裹体的真实成分，这就使得获得的等容线可能存在一定的误差。光谱实验分析以及热力学模拟结果均证实在地层温压，尤其是高温高压条件下原油中可能会溶解一定数量的水(图2)。显然，溶解态水的存在亦可能会对油包裹体等容线的斜率造成影响[15，28-29]。

图2 不同温压条件下原油中水的溶解度变化原油组分来源于文献[1]。Fig.2 Solubility of water in oil atdifferent temperatures and pressures

随着我国油气勘探向深层拓展，以顺北油气田为代表的(超)深层油气藏逐渐被揭示。在深层高温高压条件下，早期捕获的油气包裹体因热裂解等而导致其成分发生不可逆的次生变化[16]，造成现有的油藏包裹体古温压恢复方法无法应用。

相对于油包裹体而言，与其伴生的盐水包裹体成分简单，主要由水、NaCl等电解质以及少量的CH4等挥发分组成[9]。尽管如此，如果在计算盐水包裹体等容线时忽略了水溶液中溶解的微量甲烷，也会产生较大的误差[17-18]。

3 油藏古温压恢复的对策

如图1所示，对于第二以及第三种情况而言，伴生盐水包裹体的均一温度以及均一压力即为捕获压力，因此伴生盐水包裹体可以作为独立的地质压力计恢复捕获温压。对于第一种情况而言，伴生盐水包裹体的均一温度以及均一压力要小于捕获温度以及捕获压力，虽然不能单独利用伴生盐水包裹体恢复捕获温压，但是仍然可以用以限定最低捕获温压值[1]。

如前文所述，获得伴生盐水包裹体溶解的微量的CH4含量是准确恢复其均一压力的关键。伴生盐水包裹体中CH4含量的定量分析方法主要有两种：一是直接分析法，即冷热台测温与激光拉曼原位分析相结合，在包裹体均一时收集甲烷以及水的拉曼光谱，求得甲烷与水的拉曼峰面积比值(I(CH4)/I(H2O))。然后，根据I(CH4)/I(H2O)、NaCl含量以及CH4含量的关系式(或标准曲线)求得包裹体中CH4的含量[17-18]；二是间接分析法，即在室温下获得盐水包裹体气泡中CH4的拉曼位移，再根据甲烷拉曼位移与压力的关系式(或标准曲线)求得室温下包裹体内压，最后结合包裹体盐度以及均一温度，利用状态方程计算得到包裹体中甲烷的含量[20-24，30]。上述两种方法各有优缺点，从测定实验数据的难易程度来看，第二种方法要优于第一种方法。因为均一条件下CH4以溶解态分布在整个包裹体中，而室温条件下甲烷集中在包裹体的气泡中，显然光斑作用在气泡上更容易检测出包裹体中甲烷的信号。需要指出的是，在甲烷含量相对较低以及矿物本底干扰较强的情况下，第一种方法甚至无法获取甲烷的拉曼信号(图3)。从建立标准曲线的难易程度来看，第二种方法也要优于第一种方法。因为第一种方法的标准曲线需要同时考虑温度、压力以及盐度对甲烷拉曼峰面积的影响，因此需要建立多条标准曲线并且需要进行外推。而第二种方法只需要考虑压力的影响，不需要考虑温度以及盐度的变化。从最终获取CH4含量的计算过程的复杂程度来看，第一种方法要优于第二种方法，因为将I(CH4)/I(H2O)代入I(CH4)/I(H2O)、NaCl含量以及CH4含量的关系式，便可以直接获得包裹体中的CH4含量，而第二种方法还需要进行复杂的热力学计算，才能获得包裹体中CH4的含量，一般需要借助计算机编程对上述计算过程实现程序化处理[31]。在收集包裹体的拉曼光谱时，油气包裹体主要的寄主矿物方解石通常具有较高的背景值，并且沉积盆地中捕获的盐水包裹体中甲烷含量一般较低，因此，笔者认为第二种方法更适合于与油包裹体伴生的盐水包裹体中CH4含量的测定。

图3 室温及均一温度条件下四川盆地普光5井方解石中含CH4盐水包裹体拉曼光谱a.均一温度条件下拉曼光谱，未检出CH4拉曼峰；b.室温下拉曼光谱，气泡中可以检出CH4拉曼峰Fig.3 Raman spectra of CH4-bearing aqueous inclusions under ambient temperatureand homogenization temperature in calcite veins of well Puguang 5, Sichuan Basin

在测定了伴生盐水包裹体中CH4的含量之后，结合测得的均一温度以及冰点温度，便可以利用DUAN等[32]的CH4-H2O-NaCl体系的状态方程，计算得到伴生盐水包裹体的均一温度以及均一压力，即(最低)捕获温压[20]。

4 应用实例

本次研究选取塔里木盆地顺南地区SN1井为例进行应用研究。该井位于顺托果勒低隆南部的顺南斜坡，为顺托低隆与古城墟隆起之间的过渡带，其西南以塔中I号断裂带为界，东北与满加尔坳陷相邻。该地区处于塔里木盆地相对稳定的古构造单元，褶皱变形弱，寒武系—古近系发育齐全[33-35]。寒武系玉尔吐斯组泥质烃源岩、中下奥陶统鹰山组—中奥陶统一间房组碳酸盐岩与巨厚(3 000 m左右)的上奥陶统却尔却克组泥岩形成良好的“源—储—盖”匹配关系。顺南地区以产出天然气为主，干燥系数较高，在0.95以上，呈现典型的过成熟干气属性[36]。在部分钻井中可见少量凝析油，原油地化分析检测出高金刚烷含量以及完整的低聚硫代金刚烷系列，指示其可能经历了极强的原油裂解作用以及中等强度的TSR反应[37]。

镜下观察发现，SN1井一间房组岩心以泥晶灰岩为主，发育少量高角度(与层面夹角为70°～85°)裂缝，缝宽在0.5～5 mm之间，多被方解石全充填(图4a)。在高角度裂缝发育附近部位可见基质灰岩被柱状石英交代的现象(图4b-c)，上述现象被认为是灰岩遭受热液改造的标志[38-40]。在高角度裂缝充填的方解石中，包裹体较发育，以气液两相盐水包裹体以及含沥青烃包裹体为主，二者多伴生分布(图4d-i)，推测为同期捕获的产物。气液两相盐水包裹体在透射光下为无色，气液比在15%左右，室温下气泡的激光拉曼光谱可见尖锐的CH4峰(图5a-b)。含沥青烃包裹体在透射光下为无色—浅褐色，液态烃在荧光下发蓝绿色荧光。沥青呈团块状或沿包裹体壁分布，透射光下呈黑色，不发荧光。拉曼光谱分析显示，沥青的拉曼光谱呈典型的“D—G”以及“D’—G’”双峰形态(图5c-d)[41-43]。

图4 塔里木盆地顺南地区SN1井奥陶系储层包裹体照片a.样品中发育方解石脉；b，c.样品中发育柱状石英；d,f,h.方解石脉中发育含沥青烃包裹体以及伴生的气液两相盐水包裹体；e，g，i分别为d，f，h对应的荧光照片Fig.4 Micro-photographs of fluid inclusions in Ordovician reservoirs in well SN 1, South Shuntuoguole area, Tarim Basin

图5 含沥青烃包裹体以及气液两相盐水包裹体拉曼光谱a，b.气液两相盐水包裹体中气泡的拉曼光谱；c，d.含沥青烃包裹体的拉曼光谱Fig.5 Raman spectra of two-phase aqueous inclusions and gas-oil-bitumen bearing inclusions

前人研究[16]表明，烃包裹体中的沥青主要有两种成因：一种为“偶然捕获”成因，即包裹体捕获时沥青已经存在，沥青以“杂质”的形式与烃类一起捕获；另一种为热演化成因，即包裹体捕获时并不含有沥青，捕获同时或捕获后受后期埋深、热流体活动等热事件的影响，包裹体内的烃类发生热裂解而生成的沥青。第一种情况捕获的沥青，在同一期包裹体中随机分布，甚至可见纯沥青包裹体与不含沥青的包裹体伴生的现象。第二种情况生成的沥青，在同一期包裹体中均有发育。SN1井几乎每个含烃包裹体中都含有沥青(图4d-i)，推测含沥青烃包裹体中的沥青应为第二种成因。

由于SN1井含沥青烃包裹体遭受了次生蚀变，其组成已不能代表捕获时的状态，因此本次研究选取与上述含沥青烃包裹体伴生的气液两相盐水包裹体进行古温压恢复。包裹体均一温度以及冰点温度测定采用英国Linkam公司生产的MDSG600型地质冷热台与德国蔡司公司生产的Axioskop40型偏光/荧光显微镜组成的显微测温系统完成。激光拉曼分析采用日本Horiba LabRam HR Evolution型显微共焦快速扫描成像拉曼光谱仪，激光波长为532 nm，源激光功率为100 mW，样品表面激光功率控制在小于1 mW，狭缝为50 μm，光栅为600 g/mm，曝光时间为10 s，采谱范围为100～4 000 cm-1。在收集盐水包裹体气泡中CH4的拉曼信号同时，采集氖灯的拉曼信号作为内标，对CH4的拉曼位移进行标定。室温下，CH4拉曼位移与压力的关系根据席斌斌等[19-24，26-44]的方法进行标定。

包裹体均一温度测试表明，有超过半数的气液两相盐水包裹体在均一前(约180 ℃)发生了爆裂，只有少数包裹体能够成功测定均一温度，其分布范围为170～185 ℃(表1)。包裹体内外压差过大是造成测温过程中包裹体发生爆裂的主要原因[45-46]，SN1井包裹体爆裂现象普遍，说明包裹体捕获时可能存在较高的压力。本次研究利用“间接分析法”对上述盐水包裹体中甲烷的含量以及均一压力进行了计算，结果表明未发生爆裂的盐水包裹体均一压力分布范围为39.1～109.4 MPa，而发生爆裂的盐水包裹体最大均一压力超过165.8 MPa(表1)。

表1 塔里木盆地顺南地区SN1井盐水包裹体古温压恢复结果

综上所述，SN1井伴生盐水包裹体呈现出高温高压以及压力波动大的特征。对比该地区热埋藏史[16]发现，上述包裹体的均一温度已超过该地区所经历的最高古地温(～165 ℃)。除此之外，在裂缝附近的基质灰岩中发现了热液改造的标志矿物(柱状石英)，说明热流体活动可能是造成包裹体均一温度异常高的主要原因。除捕获时地层流体压力波动外，包裹体捕获后遭受的再平衡改造过程，亦可能造成同期捕获的包裹体的均一压力存在较大的波动范围[47-48]。本次研究有超过一半的包裹体受爆裂的影响而无法获得准确的均一温度，因此无法严格地用“同一包裹体组合(FIA)中，90%的均一温度数据的差别在10～15 ℃以内，是包裹体未发生再平衡改造的强力证据”[47]的标准来判识包裹体是否经受了再平衡改造过程，但是未爆裂的包裹体均一温度分布范围符合未发生再平衡改造判识标准，以及同一包裹体组合中未爆裂的包裹体与爆裂的包裹体常常同时存在，说明SN1井包裹体均一压力分布范围应该是真实反映了捕获时地层流体的压力波动情况。前人研究表明原油裂解成气是一个压力快速增高的过程，原油裂解的起始阶段即可形成超过20 MPa的超压[49]。据SN1井发育大量含沥青烃包裹体以及该地区原油地化指标呈现出极强的热裂解特征[37]，推测SN1井原油充注后所经历的裂解增压过程可能是造成伴生盐水包裹体均一压力呈现出异常高压以及波动大的主要原因。

包裹体均一温度(或捕获温度)与热埋藏史结合是确定流体活动时间的常用手段，但是由于SN1井与热液活动相关的盐水包裹体均一温度超过了该地区所经历的最高古地温，因此无法直接应用上述方法确定热液活动时间。如前文所述，SN1井盐水包裹体古压力的波动记录了原油裂解过程中压力的变化，因此表1中均一压力的最低值(39.1 MPa)可能最接近原油未裂解时的孔隙流体压力。本研究尝试利用上述压力最低值，按照10 MPa/km的静水压力梯度，换算成古埋深并投影到该地区热埋藏史图上，大致确定热液活动时间为海西期(图6)[16]。前人研究表明，顺南地区加里东期—海西期活动的NE向走滑断裂向下切穿寒武系底界，是油气及热流体运聚的主要通道[33，50-56]，上述认识与本次研究所获得的热液活动时间具有较好的时空匹配关系。

图6 塔里木盆地顺南地区SN1井热液活动时间投影图底图据文献[16]。Fig.6 Trapping time of hydrothermal fluid in well SN 1,South Shuntuoguole area, Tarim Basin

5 结论

(1)受油包裹体组分无法精确测定以及油包裹体遭受次生蚀变后组成发生不可逆变化等因素的影响，现有的油藏包裹体古温压恢复方法所获取的油包裹体等容线的准确性及适用性存在不确定性。

(2)与油包裹体相比，伴生盐水包裹体组成相对简单且遭受次生蚀变影响的概率较小，可以做为独立的地质压力计，应用于油藏包裹体古温压恢复，该方法尤其适用于(超)深层层系中经历了明显次生蚀变的油藏古温压恢复，能够在一定程度上弥补现有方法的不足。

(3)塔里木盆地顺南地区SN1井发育遭受过次生蚀变的含沥青烃包裹体以及伴生的盐水包裹体。伴生的盐水包裹体古温压恢复结果表明SN1井包裹体呈现高温高压以及压力波动范围大的特点，推测原油充注后受热流体活动的影响经历了原油裂解增压的过程。

(4)SN1井均一压力的最低值与热埋藏史图结合，大致确定了热液活动时间为海西期，上述认识与该地区NE向走滑断裂活动存在较好的时空匹配关系。

(5)与油包裹体伴生的盐水包裹体可以作为独立的地质压力计用于油藏古温压恢复，具有较广阔的应用前景。