塔里木盆地顺北地区中下奥陶统流体改造与油气充注耦合关系

2023-02-11王昱翔王斌顾忆傅强杨柳鑫

科学技术与工程 2023年1期

王昱翔，王斌，顾忆，傅强，杨柳鑫*

(1.中国石化石油物探技术研究院，南京 211103； 2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡 214126； 3.同济大学海洋与地球科学学院，上海 200092)

随着顺北油田勘探开发逐步深入，已逐步建设成为年产百万吨产能基地[1-2]，成为中石化西北局继塔河油田之后最主要的增储上产领域。现有研究成果表明，大型主干断裂带是油气富集的有利区域[3]，一间房组和鹰山组上段是最主要的勘探开发层系[4]，一直以来都备受广大专家和学者的关注。目前针对顺北地区的研究主要聚焦在断裂-裂缝体系表征[5-6]、沉积特征[7-8]、储集体成因[9-10]和岩溶作用[11-14]等方面的研究，但对于不同时期流体改造期次及序列和流体改造与油气充注耦合关系方面研究较为薄弱，制约了断溶体油藏成因认识。为此，现选取不同断裂带井区主要充填的方解石样品，通过对其进行阴极发光、流体包裹体显微镜下观察和油包裹体及其伴生盐水包裹体均一温度测试分析，结合方解石微区原位U-Pb同位素定年开展顺北地区中下奥陶统流体改造期次及序列和油气充注期次分析，揭示不同时期流体改造与油气充注耦合关系。以期加深对顺北地区断溶体油藏成因的认识，进一步丰富断溶体微观地质理论体系。

图1 顺北地区构造位置图及井位图Fig.1 Structural location map and well location map of Shunbei area

1 地质概况

顺北地区位于塔里木盆地的中西部[5]，构造位置处于阿瓦提坳陷、沙雅隆起以及顺托果勒低隆起的过渡部位(图1)。2015年，中石化西北局在北东向深大断裂带部署SB1井钻探证实该区奥陶系沿断裂带发育碳酸盐岩缝洞型储集体，钻进过程中在鹰山组发生井漏，在鹰山组中途测试见少量天然气，上返一间房组酸压见轻质原油，首次在顺北地区奥陶系碳酸盐岩获得高产工业油气流，实现了顺北地区奥陶系碳酸盐岩领域的实质性油气突破以及塔河油田奥陶系含油气范围的南扩。近几年勘探开发实践表明[15-17]，整个顺北地区奥陶系油气资源丰富，具有整体含油气的特点，一间房组和鹰山组是勘探开发热点层系，主干、次级断裂带及内幕深层是勘探评价的主要领域，勘探开发潜力巨大。

受周缘板块构造和区域动力背景控制，塔里木盆地经历了加里东、海西、印支、燕山及喜山等多个构造旋回[18]，由于受上述多期次和多方向应力作用，导致盆地内部构造特征及演化比较复杂，顺北地区古生界走滑断裂走向以北东向、近南北向与北北西向为主。顺北地区中下奥陶统地层埋深较大，平均井深近7 500 m，钻井揭示主要产油层位为中奥陶统一间房组和中下奥陶统鹰山组。顺北地区中下奥陶统一间房-鹰山组地层为海相碳酸盐岩开阔台地相沉积，两者沉积环境变化不大，均为较低能水动力沉积环境[19]，岩性主要以微亮晶颗粒灰岩和泥(微)晶颗粒灰岩为主，局部发育薄层高能亮晶颗粒灰岩滩相沉积，区别在于一间房组台内滩相发育程度更高，鹰山组滩相发育程度有限，主要为台内低能沉积环境，主要体现在过渡岩类(云质灰岩和硅质灰岩)的含量占比和发育程度上，云质灰岩仅发育在鹰山组，但整体规模并不大且白云石不发育，主要以沿缝合线和交代围岩的形式分布于地层之中。

2 岩石学特征

通过X衍射对全岩矿物组成定量分析(表1)，表明方解石是最主要的矿物成分(平均90%以上)，其次是少量的黏土矿物(平均4.9%)和石英(平均3%)，极少量的白云石、菱铁矿、黄铁矿、斜长石和石膏等。岩石结构组分含少量生屑和砂屑，生屑分布局限，以三叶虫、腕足和有孔虫为主，大多破碎，总体平均含量低于15%，大小约2 mm×5 mm；砂屑含量变化较大，变化区间10%～60%，偶见砾屑，粒径0.5～2.0 mm，分布不均匀，局部富集，次圆状至棱角状，分选较好，纯白云岩不发育。

3 流体改造期次及序列

3.1 一间房组流体改造期次及序列

沉积早期为原始海水沉积环境[20]，颗粒间发生海水胶结作用，形成早期方解石，原生孔隙逐渐减少，岩石经胶结作用逐步固结成岩，并伴生泥晶化作用；随着构造挤压运动，处于构造高部位局部井区短暂暴露并接受大气淡水改造，形成部分较大的溶蚀孔洞，同时沉淀亮晶方解石胶结并充填残余原生孔隙，同时形成一些粒内溶孔或铸模孔等储集空间[21]，在这一阶段溶蚀作用和胶结作用同时发生；当地层持续埋深，上覆地层压力增加，残余的原生孔隙和形成的次生孔隙逐步减少，压溶作用出现并形成缝合线构造，沉积环境温压的改变形成早期硅质沉淀；当地层进入中埋藏阶段，地层上覆压力持续增加，此时加里东晚期-海西早期全球海平面上升，部分洞穴型储集空间垮塌形成沉积角砾，同时压溶作用影响形成缝合线构造；随着地层埋深进入海西中-晚期，火山活动形成沿通源断裂的上升流热液流体迁移，但由于一间房组距离较远，热液流体运移至一间房组时热能及势能均已较弱，因而对一间房组地层改造较弱；在海西晚期深埋藏环境中，构造活动强烈，断裂带沟通水平地层或连通上下覆地层流体，混源流体溶解度改变，改造围岩在未充填孔洞和裂缝体系内充填晚期形成的方解石，由于此时的地层为还原条件，所以充填物具有良好的阴极发光性。同时，构造裂缝破坏了早期形成的或火山活动时沉淀出的硅质岩，形成构造破裂缝，晚期方解石充填其中。

总体上，一间房组流体改造期次及序列如下：早期海水胶结[不发光-昏暗色，图2(a)、图2(b)]→第一期构造裂缝[加里东早期，图2(a)]→局部大气水改造方解石(亮晶方解石，弱阴极发光)→早期沉淀硅质[灰黑色条带或团块，图2(c)、图2(d)]→混源流体改造方解石[红色-橙红色阴极发光，图2(f)]→第二期构造裂缝(加里东晚期-海西早期)→富硅热液流体硅质交代围岩(灰白色条带或团块)→第三期构造裂缝(硅质破裂)→颗粒内及颗粒间裂缝充填方解石[亮黄色阴极发光，图2(f)]。综上所述，流体改造形成3～4期方解石和1期硅质充填，其中，大气水改造形成的亮晶方解石仅在局部井区发育，顺北地区主要以不发光的早期方解石和红色-橙红色的第三期方解石为主。

表1 顺北地区典型井全岩X衍射测试分析表(N=9)

图2 顺北地区中下奥陶统一间房组充填物阴极发光特征Fig.2 Cathodoluminescence characteristics of the fillings of the middle and lower Ordovician Yijianfang Formation in Shunbei area

3.2 鹰山组上部流体改造期次及序列

沉积早期依然为原始海水沉积环境，颗粒间发生海水胶结作用，形成早期方解石，原生孔隙逐渐减少，岩石经胶结作用逐步固结成岩，并伴生泥晶化作用[20]；因鹰山组距离层序界面较远，加里东早-中期构造挤压并不能使鹰山组暴露接受大气水淋滤，但构造运动形成的裂缝体系可以沟通上下覆地层，使流体混合溶解度发生改变，从而对围岩进行改造，形成方解石胶结物；随着埋深增加，受压实和压溶作用影响，残余原生孔隙逐步减少，并伴随形成缝合线构造和早期硅质的沉淀；加里东晚期-海西早期，当地层进入中埋藏阶段，上覆地层压力较大，压溶作用更加明显，泥晶含量较多的缝合线处出现白云石化；海西晚期，火山活动频繁并伴有深部热液流体活动[14]，深部热液沿通源深大断裂向上运移进，流经富含硅质的寒武系地层，热液流体温度降低，进入鹰山组地层后随即与围岩作用，形成硅质沉积并交代围岩[13]；成岩晚期，受喜山期强烈构造运动影响，早期沉淀硅质和交代成因硅质破裂，流体进入颗粒间裂缝改造围岩形成晚期方解石。

总体上，鹰山组上部流体改造期次及序列如下：早期海水胶结[不发光-昏暗色，图3(a)、图3(b)]→第一期构造裂缝[加里东早期，图3(a)]→混源流体改造方解石[红色-橙红色阴极发光，图3(c)、图3(d)]→早期沉淀硅质(灰黑色条带或团块)→第二期构造裂缝(加里东晚期-海西早期)→富硅热液流体硅质交代围岩[灰白色条带或团块，图3(e)、图3(f)]→第三期构造裂缝(硅质破裂)→颗粒内及颗粒间裂缝充填方解石[橙黄色阴极发光，图3(h)]。流体改造形成3期方解石和1期硅质充填，与一间房组流体改造序列相比，鹰山组上部地层未遭受局部大气淡水改造影响。

图3 顺北地区中下奥陶统鹰山组上段充填物阴极发光特征Fig.3 Cathodoluminescence characteristics of fillings in the upper member of Yingshan formation of middle lower Ordovician in Shunbei area

4 流体包裹体

4.1 岩相学特征及其组合

通过对10口典型钻井78件顺北地区中下奥陶统碳酸盐岩储层流体包裹体薄片进行油包裹体检测，筛选出19件含油包裹体样品开展显微镜下观察和荧光测试分析(表2)。

表2 顺北地区典型井油包裹体样品统计(N=19)

含油包裹体主要形成于裂缝充填方解石或溶蚀孔洞方解石中，油包裹体分布形态主要以椭圆形和条形为主，荧光颜色包括黄色、黄绿色和蓝白色，整体丰度较高，表明顺北地区中下奥陶统是油气富集的有利区域且不同井区原油成熟度存在差异[22-26]。

通过对S1-7井一间房组28个流体包裹体薄片进行观测，含油包裹体颗粒指数(grain with oil inclusions, GOI)约为22.2%，包裹体成群或均匀分布于水平裂缝充填方解石内，形态多为方形、椭圆和长条状，成因类型以原生盐水包裹体为主，此外还有少量原生油包裹体和次生裂纹盐水包裹体(图4)，包裹体大小分布区间4.3～17.8 μm，平均9.3 μm，其中原生盐水包裹体大小5～17.8 μm，平均9.62 μm；原生油包裹体大小4.3～11.3 μm，平均7.5 μm，油包裹体荧光显示呈现蓝白色，指示原油成熟度很高；次生裂纹盐水包裹体大小5.7～11.2 μm，平均8.45 μm。

图4 S1-7井一间房组流体包裹体显微照片Fig.4 Micrograph characteristics of fluid inclusions in Yijianfang Formation of well S1-7

通过对SP2井鹰山组33个流体包裹体薄片进行观测，GOI约为40%，包裹体成群或均匀分布于高角度裂缝或溶蚀孔洞充填的方解石内，形态多为不规则和椭圆形，成因类型以原生盐水包裹体为主，此外还有原生油包裹体和次生油包裹体(图5)。原生盐水包裹体占包裹体类型总数的66.7%，大小2.61～12.2 μm，平均5.85 μm；原生油包裹体大小2.79～23.61 μm，平均7.82 μm，原生油包裹体荧光显示呈现蓝绿色—蓝白色，指示原油成熟度较高；次生裂纹油包裹体平均大小7.91 μm，荧光显示呈现黄绿色和蓝白色。

图5 SP2井鹰山组上段流体包裹体显微照片及荧光特征Fig.5 Micrograph and fluorescence characteristics of fluid inclusions in the upper Yingshan Formation of well SP2

4.2 均一温度

通过对S1-7井一间房组7 353.65 m取心层段28个流体包裹体薄片样品中的不同成因类型的油包裹体和与油包裹体共生的盐水包裹体进行均一温度测定，裂缝充填方解石中检测到两期盐水包裹体[图6(a)]，均一温度分布区间分别为84～98 ℃，平均均一温度92.49 ℃(N=10)和113～130 ℃，平均均一温度119.91 ℃(N=12)；同时检测到两期原生油包裹体，均一温度分别为64.5 ℃和115 ℃。通过对SP2井鹰山组7 535.46～7 536.1 m取心层段33个流体包裹体薄片样品中的不同成因类型的油包裹体和与油包裹体共生的盐水包裹体进行均一温度测定，裂缝充填方解石中检测到两期盐水包裹体[图6(b)]，均一温度分布区间91.2～104 ℃，平均均一温度96.1 ℃(N=5)和112.7～128.1 ℃，平均均一温度119.97 ℃(N=6)。同时，检测到一期原生油包裹体和两期次生油包裹体，前者均一温度分布区间50.9～61.3 ℃，平均均一温度56.1 ℃；后者均一温度分别为37.1 ℃和43.6 ℃，平均均一温度39.02 ℃和56.1～66.6 ℃，平均均一温度62.63 ℃。

5 油气充注期次及时期

S1-7井一间房组方解石充填物整体呈橙红色-亮黄色阴极发光特征[图2(f)]，显示受流体改造较强[27-28]，结合一间房组流体改造期次及序列认识，S1-7井流体包裹体宿主矿物为加里东晚期-海西早期形成的第三期混源流体改造方解石(橙红色阴极发光)或是喜山期的晚期第四期方解石(亮黄色阴极发光)。但从阴极发光特征来看，晚期的第四期方解石主要充填于喜山期构造活动形成的贯穿颗粒或切割颗粒的破裂缝中，而S1-7井流体包裹体观测发现包裹体主要附存于方解石颗粒内，与裂缝关系并不密切，因此，推测包裹体主要形成于第三期橙红色方解石生长期间。包裹体均一温度测试结果表明，S1-7井一间房组存在两期油气充注，分别为加里东晚期和海西晚期—印支期，对应的油气充注时期约为428 Ma和247 Ma，与宿主矿物形成时期认识基本一致。

SP2井鹰山组上段方解石为高角度裂缝和溶蚀孔洞充填，表现为不发光-红色阴极发光，指示围岩改造很弱[图3(d)]，结合鹰山组流体改造期次及序列认识，SP2井流体包裹体宿主矿物为加里东晚期形成的第二期方解石(红色-橙红色阴极发光)，在第二期加里东晚期-海西早期构造运动后，方解石颗粒及边缘形成裂隙，沿裂隙分布的蓝白色成熟度较高的油包裹体即为晚期油气充注期间裂隙愈合时所捕获[29-30]。包裹体均一温度测试结果表明，SP2井鹰山组上段也存在两期油气充注，分别为加里东晚期和海西晚期—印支期，对应的油气充注时期为418 Ma和238 Ma，与宿主矿物形成时期认识基本一致。

综上所述，顺北地区中下奥陶统一间房和鹰山组上段主要有加里东晚期和海西晚期-印支期两期油气充注，油气充注时期为418～428 Ma和238～247 Ma，且从流体包裹体富集程度来看，与油包裹体共生的盐水包裹体平均均一温度分布区间92.49～119.97 ℃，占流体包裹体总量的87.74%，分析认为研究区主成藏期为海西晚期-印支期。

6 流体改造与油气充注耦合关系

为进一步探讨不同时期流体改造与油气充注耦合关系，在流体改造期次及序列定性分析基础上，结合方解石微区原位U-Pb同位素定年开展宿主矿物形成时期与油气充注时期耦合关系分析[31-34]。首先，挑选符合条件的方解石样品制靶，选择预扫描点位，然后利用LA-ICP-MS激光剥蚀-电感耦合等离子体质谱仪进行原位微区元素分析，并从中选取U、Pb含量符合条件的方解石颗粒开展定年测试分析。测试分析结果表明，方解石主要形成于加里东中晚期[(466.8±8)～(470.6±4.5)Ma]，即流体改造期次和序列中指示的红色-橙红色混源流体改造方解石，与前述认识基本一致。

6.1 加里东晚期-海西早期

加里东晚期-海西早期，当地层进入中埋藏阶段，断裂开始发育并伴随走滑断裂形成，伴生大量的次级断裂与裂缝系统，裂缝沟通了上下覆地层，造成封存地层海水混合，同时对围岩持续改造形成红色-橙红色阴极发光方解石。同时，加里东晚-海西早期处于高熟油气烃源灶供烃区，油气沿断裂向上运聚，发生第一期油气充注。随着地层埋深进入海西中-晚期，火山活动频繁并伴有深部热液流体活动，深部热液沿通源深大断裂向上运移，流经富含硅质的寒武系地层，热液流体温度降低，进入地层后随即与围岩作用，形成硅质沉积并交代围岩，构造裂缝破坏了早期形成的或火山活动时沉淀出的硅质岩。

6.2 海西晚-印支期

海西晚期下寒武统玉尔吐斯组处于过成熟的凝析油气供烃区，油气沿继承性活动的走滑断裂带垂向运移，发生第二次油气充注，并聚集于构造形成的颗粒内及颗粒间裂缝体系内。印支期，盆地东缘沿阿尔金-祁连-秦岭发育的大型走滑构造作用受东南断阶阻隔，在盆内基本无同期构造变形响应，断裂活动并不发育，但从油气包裹体均一温度和热演化史数据看，油气的运聚成藏在该期依旧持续。

图6 流体包裹体均一温度分布直方图Fig.6 Histogram of homogeneous temperature distribution of fluid inclusions

6.3 喜山期

燕山-喜山期以来，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩在地温梯度低和深埋高压的地质背景下，可能并未演化为成熟的中期阶段，以凝析油和干气为主，塔里木盆地进入陆内坳陷与山前坳陷演化阶段，顺北地区走滑断裂带体系再次继承性活动，但由于整个塔北地区断裂体系活动强度具有南弱北强的特点，顺北地区的断裂活动性相对较弱，油气的充注强度也相应较弱。

总体上，加里东晚期-海西早期、海西晚-印支期、喜山期三期主干通源深大走滑断裂带具有继承性活动的特点，同时海西晚期火山构造活动导致破碎带发育，为烃源岩供烃区的油气运移提供了保障，由此形成加里东晚-印支期的油气持续充注，最终形成以挥发油藏为主的油气藏。此外，上覆地层桑塔木组泥岩盖层发育且晚期构造活动较弱，对中下奥陶统油藏有较好的封盖作用，从而保护了深层-超深层晚期原生油气藏。基于上述分析，顺北地区中下奥陶统流体改造与油气充注耦合关系如下(图7)：早期海水胶结(不发光-昏暗色阴极)→第一期构造裂缝(加里东早期)→局部大气水改造方解石(加里东中期)→早期沉淀硅质(灰黑色条带或团块)→混源流体改造方解石(加里东晚期-海西早期)→第二期构造裂缝→第一期油气充注→局部富硅热液流体硅质交代围岩(灰白色条带或灰黑色团块)→第三期构造裂缝(硅质破裂)→颗粒内及颗粒间裂缝充填方解石→第二期油气充注(海西晚期-印支期)。