塔河油田奧陶系油藏成藏期次研究

饒 丹，秦建中，許 錦，施偉軍，張志榮，席斌斌，陶國亮，蔣 宏

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石油化工集團(tuán)公司 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 江蘇 無錫 214151)

塔河油田奧陶系油藏成藏期次研究

饒 丹1,2，秦建中1,2，許 錦1,2，施偉軍1,2，張志榮1,2，席斌斌1,2，陶國亮1,2，蔣 宏1,2

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石油化工集團(tuán)公司 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 江蘇 無錫 214151)

塔河油田奧陶系油藏的成藏期次長期以來爭議較大，有兩期、三期、多期之爭，對成藏期次認(rèn)識上的差異必然導(dǎo)致對其烴源巖層位認(rèn)識上的不同，從而給油氣勘探帶來一定程度的不確定性。經(jīng)過多年的多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)，采用國際上最先進(jìn)的單體包裹體成分分析技術(shù)，從不同期次單個油包裹體中提取出其地球化學(xué)特征信息，直接獲得了塔河油田東南部兩期充注原油的有機(jī)成分信息，研究表明塔河油田東南部奧陶系油藏主要為兩期成藏，第一期油包裹體以發(fā)黃色—褐色熒光、芳烴組分相對飽和烴含量高、正構(gòu)烷烴分布完整(nC11-nC30)、輕烴缺失等為特點(diǎn)，成熟度較低，為早期運(yùn)移產(chǎn)物；第二期油包裹體以發(fā)藍(lán)色—藍(lán)白色熒光、飽和烴組分相對芳烴含量高、正構(gòu)烷烴分布較窄(nC8-nC28)、輕烴完整等為特點(diǎn)，成熟度較高，為晚期輕質(zhì)原油充注的特征。結(jié)合古溫度、古壓力模擬，混源油比例判識研究，對不同期次原油充注的時間以及貢獻(xiàn)作了初步探討，這對塔河油田主力烴源巖的再認(rèn)識以及進(jìn)一步的勘探具有重要指導(dǎo)意義。

單體包裹體；混源比例；成藏期次；奧陶系油藏；塔河油田

塔河油田奧陶系為復(fù)雜類型碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏，儲集空間以巖溶縫洞和構(gòu)造裂縫為主，是世界上少見的、極其復(fù)雜的縫洞型碳酸鹽巖油藏。長期以來，該油藏成藏期次一直存在爭議，主要有2種不同的觀點(diǎn)：一種觀點(diǎn)認(rèn)為塔里木臺盆區(qū)海相油氣藏主要為3期成藏[1-6]，其成藏時間也有一些差別，基本認(rèn)為是早海西期、晚海西期或印支—燕山期和喜馬拉雅期；另一種觀點(diǎn)則認(rèn)為塔里木臺盆區(qū)海相油氣藏為“多期成藏、晚期保存”，即認(rèn)為早期形成的油氣藏普遍已遭到破壞，目前保存下來的并且已發(fā)現(xiàn)的工業(yè)油氣藏均是白堊紀(jì)以后晚期成藏的產(chǎn)物[7]。另外還有多期成藏的認(rèn)識[8-11]。目前對氣藏的成藏期認(rèn)識基本上一致，即都認(rèn)為喜馬拉雅期是臺盆區(qū)已發(fā)現(xiàn)氣藏的形成時間[3-13]，主要分歧是對已發(fā)現(xiàn)油藏形成時間的確認(rèn)方面。

本文對塔河油田烴包裹體巖相學(xué)、熱力學(xué)特征進(jìn)行了分析，并通過近年來研發(fā)的成分分析技術(shù)及PVTx分析技術(shù)[14-15]，對單體包裹體古溫度和古壓力進(jìn)行研究，旨在提供確切證據(jù)證實(shí)塔河油田原油充注的確切期次，并結(jié)合原油混源計(jì)算研究，分析不同期次原油對現(xiàn)今塔河油田的貢獻(xiàn)比例。

1 樣品基本情況

奧陶系是塔河油田的主要含油氣層，也是主要工業(yè)產(chǎn)層。本次研究采集了塔河油田及外圍27口鉆井的奧陶系碳酸鹽巖儲層包裹體樣品(圖1)，依次進(jìn)行了巖相學(xué)分析，熱力學(xué)分析，單體包裹體成分分析及古溫度古壓力分析。其中，塔河油田T901井兩期包裹體樣品最具代表性。T901井位于塔河油田九區(qū)桑東2號構(gòu)造北翼，所采包裹體樣品位于井深5 700 m左右的奧陶系恰爾巴克組—一間房組碳酸鹽巖儲集層。

根據(jù)塔河油田原油特性，結(jié)合原油性質(zhì)和空間分布特征，原油混合比例研究選取了20個有代表性的奧陶系原油樣品，涉及塔河主體區(qū)及外圍(圖1)。

圖1 塔河油田奧陶系包裹體樣品及原油樣品分布示意

對其飽和烴和芳烴的50 余個化合物進(jìn)行了系統(tǒng)的定量分析，相關(guān)分析結(jié)果是本次混源識別和混源比例計(jì)算的基本數(shù)據(jù)。

2 單體包裹體成分分析

2.1烴包裹體巖相學(xué)及熱力學(xué)特征

在偏光熒光顯微鏡下對塔河油田流體包裹體樣品觀察顯示，樣品中鹽水包裹體的分布相對比較廣泛，在各個層位的不同樣品中均有發(fā)育，而與油氣有關(guān)的烴包裹體的分布則相對略少。塔河油田奧陶系儲層的烴包裹體主要分布在溶孔充填的石英、方解石和裂隙充填的方解石中，呈串珠狀成群分布(圖2)，形態(tài)大小很不規(guī)則，較大的可達(dá)50 μm以上，且在個別樣品中較富集。偏光鏡下可見2種烴包裹體分布：第一種主要發(fā)黃—黃綠色熒光，單偏光下呈淺褐色—無色，均一溫度分布在45.4～113.2 ℃之間(圖3)，范圍較廣；第二種主要發(fā)藍(lán)綠—藍(lán)白色熒光，單偏光下無色，數(shù)量較多，均一溫度比較集中，分布在62.9～109.7 ℃(圖3)。從巖相學(xué)上看，發(fā)黃—黃綠色熒光的烴包裹體切穿發(fā)藍(lán)綠—藍(lán)白色熒光烴包裹體(圖2)，因此，可以判斷第一種烴包裹體的形成時間早于第二種烴包裹體。

2.2單體烴包裹體地球化學(xué)特征

單體包裹體激光剝蝕在線分析T901井兩期烴包裹體，結(jié)果顯示其成分和地球化學(xué)特征具有明顯的差異(圖4)：

(1)飽和烴峰型不同：第一期包裹體飽和烴譜圖(m/z=85或m/z=57)呈明顯的雙峰型(圖4左b)，主峰碳為nC17和nC25，尤其是nC25后主峰附近nC23-nC26石蠟烷烴發(fā)育，幾乎缺失nC8-nC11輕烴；而第二期包裹體飽和烴譜圖(圖4右b)呈單峰型，主峰碳為nC17，在nC8附近存在一個次高峰，nC10出現(xiàn)低谷，這與第一期包裹體明顯不同。

圖2 塔河油田奧陶系儲層T901井烴包裹體產(chǎn)狀及熒光特征

圖3 塔河油田奧陶系樣品烴包裹體均一溫度分布

圖4 塔河油田T901井2期烴包裹體193 nm準(zhǔn)分子激光剝蝕GCMS分析結(jié)果

(2)Pr/Ph等異構(gòu)烷烴差別明顯(表1)：第一期烴包裹體原油Pr/Ph=2.31，Pr/nC17=0.43，Ph/nC18=0.32，而第二期烴包裹體原油Pr/Ph=1.46，Pr/nC17=0.25，Ph/nC18=0.24，均低于前者(第一期烴包裹體)。預(yù)示著它們的沉積環(huán)境存在差異，盡管均為弱還原—還原環(huán)境，后者較前者沉積環(huán)境更偏還原一些。

(3)芳烴含量明顯不同(表1)：第一期烴包裹體原油中芳烴含量很高，飽/芳比值為0.75(飽和烴以m/z85計(jì)算)，芳烴明顯高于飽和烴，尤其是二甲基萘峰(1,3+1,7-DMN,1,6-DMN)和甲基萘峰(2-MN)還高于飽和烴主峰nC17和nC25(圖4左c，表1)。此外，萘系列出現(xiàn)二甲基萘峰高于甲基萘峰高于萘峰；而第二期烴包裹體原油中含更多的輕質(zhì)烷烴，芳烴含量相對較低，飽/芳比值為2.02(飽和烴以m/z85計(jì)算)，飽和烴明顯高于芳烴，二甲基萘峰和甲基萘峰遠(yuǎn)低于飽和烴主峰nC17，萘系列出現(xiàn)萘峰高于甲基萘峰高于二甲基萘峰(圖4右c)，與第一期烴包裹體正相反。

飽和烴中正構(gòu)烷烴的峰型及分布、Pr/Ph等異構(gòu)烷烴差別及芳烴含量分布的不同等預(yù)示著兩期包裹體中油氣的來源、成烴生物及沉積環(huán)境存在明顯差異。第一期烴包裹體可能與近岸海相線葉植物或底棲藻類等成烴生物為主有關(guān)，第二期烴包裹體可能與海相碳酸鹽臺凹或臺洼浮游藻類等成烴生物有關(guān)，沉積環(huán)境更偏還原一些。

(4)成熟度不同：第一期烴包裹體烴nC21-/nC22+比值為1.1，甲基菲指數(shù)(MPI)只有0.32，若換算成等效鏡質(zhì)體反射率(VRo)，僅為0.59%，參考MPI值，其等效VRo約在0.6%～0.8%之間；再聯(lián)系其捕獲溫度(80 ℃左右)，整體反映早期注入的石油成熟度較低；而第二期烴包裹體中nC21-/nC22+比值為5.66，MPI=0.58，換算的等效VRo>0.75%(按甲基菲比值推算VRo為1.22%)，可能相當(dāng)于充注的為等效VRo約在0.8%～1.0%之間的成熟中晚期原油，加上其捕獲溫度(155 ℃左右)，表明捕獲時原油成熟度相對較高(相當(dāng)于等效VRo變化在0.8%～1.0%之間的成熟中后期)，但未達(dá)到成熟晚期原油開始大量熱裂解階段。

表1 塔河油田T901井烴包裹體激光剝蝕分析地球化學(xué)參數(shù)

注：飽/芳比以m/z85計(jì)算飽和烴；MNR為甲基萘指數(shù)，MNR=(2-MN/1-MN)；DNR-x為二甲基萘指數(shù)，DNR-x=(26+27)/16-DMN；TNR為三甲基萘指數(shù)，TNR=236/(146+135)-TMN；MPI為甲基菲指數(shù),MPI1=1.5(3-MP+2-MP)/(P+9-MP+1-MP)，MPI2=2-MP/1-MP；Rc為計(jì)算出的成熟度參數(shù)，Rc1=0.6MPI1-1+0.4，Rc2=0.99+lnMPI2+0.94；OEP以C23計(jì)算。

(5)運(yùn)移距離不同：第一期烴包裹體正構(gòu)烷烴碳數(shù)分布nC11-nC32，nC13之前的化合物含量很低，nC5-nC11之間輕烴甚微，但是它們之間的苯和萘等輕芳烴含量仍較高，并非水溶損失，可能反映了與運(yùn)移距離相對較遠(yuǎn)、輕烴微滲漏散失時間較長等有關(guān)，這與它們是早期形成、捕獲時間長一致；而第二期烴包裹體原油正構(gòu)烷烴和輕烴碳數(shù)nC5-nC28分布齊全，nC13之前的化合物含量相對豐富，甚至nC8附近存在一個次峰，nC11出現(xiàn)低谷，表明原油尚未開始大量熱裂解，保持了成熟中后期原油原始面貌，運(yùn)移距離較近或時間短，這與它們是晚期形成、捕獲時間短相一致。

2.3原油充注期次分析

綜上所述，兩期烴包裹體在烴類物質(zhì)的化學(xué)組成、成熟度及其捕獲的原油沉積環(huán)境上均存在不同程度的差異。其中，第一期烴包裹體主要發(fā)黃色—褐色熒光，以均一溫度分布范圍較廣、芳烴組分相對飽和烴組分含量高、正構(gòu)烷烴完整(nC11-nC30)、部分輕烴缺失、成熟度參數(shù)呈現(xiàn)出的低演化程度特征，推斷其屬早期運(yùn)移的產(chǎn)物。第二期烴包裹體主要呈藍(lán)色—藍(lán)白色熒光，以均一溫度較高且集中、飽和烴組分相對芳烴含量較高、正構(gòu)烷烴分布較窄(nC8-nC28)，輕烴完整，成熟度參數(shù)顯示出較高演化程度等特點(diǎn)，并且保持了運(yùn)移距離較近或時間較短就被捕獲的特征，呈現(xiàn)出晚期輕質(zhì)原油充注特征。

結(jié)合埋藏史與熱演化史，利用流體包裹體PVTx模擬古溫度古壓力分析技術(shù)結(jié)果顯示：第一期烴包裹體捕獲深度約為2 218～2 453 m，捕獲時間為海西中期(322～327 Ma)；第二期烴包裹體捕獲深度約為5 659～5 998 m，捕獲時間為喜馬拉雅晚期(2～6 Ma)[16]。

3 兩期原油的不同特征及貢獻(xiàn)比例

塔河油田現(xiàn)今油藏是兩期原油混合充注的結(jié)果[3,17-18]，各期原油在現(xiàn)今油藏中的貢獻(xiàn)比例多少，不少學(xué)者對此進(jìn)行過研究[19-22]。本文通過多元數(shù)理統(tǒng)計(jì)學(xué)軟件Pirouette 4.0，利用Peters等[23]生標(biāo)濃度的變通最小二乘法(ALS-C)，計(jì)算塔河油田原油混合物中各端元組分的相對含量，進(jìn)而推斷各期原油的貢獻(xiàn)比例。

3.1端元數(shù)的確定

軟件統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，當(dāng)端元數(shù)大于3后，方差基本都接近零，即各生標(biāo)定量參數(shù)已經(jīng)能滿足變通最小二乘法的基本數(shù)學(xué)關(guān)系[21]。結(jié)合塔河油田生烴史和成藏史等地質(zhì)背景綜合分析，認(rèn)為3個不同生標(biāo)特征的端元就能較合理的解釋塔河油田實(shí)際地質(zhì)情況，分別是S74、S14及S116-2井原油。

3.2端元油的地球化學(xué)特征

S74、S14及S116-2井原油生物標(biāo)志物特征見表2。其中，S74井端元油主要代表了早期原油特征，S116-2井和S14井端元油分別代表了來自南部和東部的晚期原油特征。

3.3兩期原油的貢獻(xiàn)比例預(yù)測

圖5表示了塔河油田3個端元油(S71、S14、S116-2)在20個樣品的貢獻(xiàn)比例。據(jù)此推測，在塔河主體區(qū)(4、6、7、2區(qū))內(nèi)，來自南部輕質(zhì)油貢獻(xiàn)至少10%～40%，東部輕質(zhì)油貢獻(xiàn)至少5%～15%，早期原油貢獻(xiàn)不會大于50%～80%。其中，由于主體區(qū)的早期原油(S74井端元油)具有明顯的混合特征，故計(jì)算結(jié)果可能會低估后期注入原油的貢獻(xiàn)。同時，結(jié)合源巖和充注期的對比分析，認(rèn)為塔河油田主體區(qū)以早期重質(zhì)油為主，有主要來自南部的晚期輕質(zhì)油混入；在塔河油田南部評價二區(qū)以及東部評價1區(qū)，主要聚集晚期輕質(zhì)油。

表2 塔河油田可能端元組分原油生標(biāo)特征及母源特征預(yù)測

圖5 塔河油田三端元油混合比例計(jì)算及貢獻(xiàn)程度預(yù)測

4 結(jié)論

(1)單體油氣包裹體激光微區(qū)在線分析新技術(shù)的應(yīng)用證實(shí)了塔河油田東南部奧陶系儲層存在兩期不同性質(zhì)和來源的烴包裹體，其包裹體巖相學(xué)、熱力學(xué)及有機(jī)地球化學(xué)特征等方面均具有明顯的差別，由此推斷塔河油田奧陶系東南部油藏經(jīng)歷了兩期原油充注，結(jié)合古溫度古壓力研究認(rèn)為，其充注時間為海西中期和喜馬拉雅晚期。

(2)塔河主體區(qū)內(nèi)，主要是早期原油的貢獻(xiàn)，并且混入了晚期輕質(zhì)原油，早期原油貢獻(xiàn)約50%～80%，晚期輕質(zhì)原油主要分布在塔河油田東部和南部，其中來自南部輕質(zhì)油貢獻(xiàn)約10%～40%，東部輕質(zhì)油貢獻(xiàn)約5%～15%。

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(編輯黃 娟)

AccumulationperiodsofOrdovicianreservoirsinTaheOilField

Rao Dan1,2, Qin Jianzhong1,2, Xu Jin1,2, Shi Weijun1,2, Zhang Zhirong1,2, Xi Binbin1,2, Tao Guoliang1,2, Jiang Hong1,2

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214151,China)

How many stages of accumulation have the Ordovician reservoirs experienced in the Tahe Oil Field, 2, 3 or even more? The debate causes different understandings of source rock location, hence leads to uncertainty in oil and gas exploration. After years of multidisciplinary joint research, using the most advanced technique of monomer inclusion component analysis, the geochemical features of single oil inclusion during different stages have been identified. The geochemical components of crude oils charged during 2 stages in the southeast of the Tahe Oil Field have been made clear. It has been concluded that the Ordovician reservoirs in the southeast of the Tahe Oil Field have experienced 2 stages of accumulation. The oil inclusions of the 1st stage are featured by yellow-brown fluorescence, higher aromatic component content than saturated hydrocarbon content, complete distribution ofn-alkanes (nC11-nC30), and light hydrocarbon missing. They have lower maturity and mainly generate from early migration. The oil inclusions of the 2nd stage are featured by blue-light blue fluorescence, higher saturated hydrocarbon content than aromatic component content, narrow distribution ofn-alkanes (nC8-nC28), and complete light hydrocarbon. They have higher maturity, indicating for late-stage light oil charging. Combined with the simulations of paleopressure and paleotemperature as well as the studies of mixed oil proportion, the charging time and contribution of crude oils of different stages have been discussed, which may guide source rock studies in the Tahe Oil Field.

monomer inclusion; mixing proportion; accumulation stage; Ordovician reservoir; Tahe Oil Field

1001-6112(2014)01-0083-06

10.11781/sysydz201401083

2013-09-10；

：2013-11-30。

饒丹(1966—)，女，博士，高級工程師，從事油氣地質(zhì)和地球化學(xué)研究。E-mail: raodan.syky@sinopec.com。

中國石油化工股份有限公司科學(xué)技術(shù)研究開發(fā)項(xiàng)目(PO9058)資助。

TE122.3

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