塔里木盆地典型深層油氣藏成藏機(jī)制分析

魯雪松, 劉可禹, 趙孟軍, 張寶收, 陳 洋, 范俊佳, 李秀麗

( 1. 中國石油天然氣集團(tuán)公司 盆地構(gòu)造與油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100083； 2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000； 4. 河南理工大學(xué) 資源環(huán)境學(xué)院，河南 焦作 454000 )

塔里木盆地典型深層油氣藏成藏機(jī)制分析

魯雪松1,2, 劉可禹1,2, 趙孟軍1,2, 張寶收3, 陳 洋1,4, 范俊佳1,2, 李秀麗1,2

( 1. 中國石油天然氣集團(tuán)公司 盆地構(gòu)造與油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100083； 2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000； 4. 河南理工大學(xué) 資源環(huán)境學(xué)院，河南 焦作 454000 )

以塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶白堊系深層氣藏、塔北哈拉哈塘奧陶系油藏和塔中Ⅰ號(hào)帶奧陶系凝析氣藏為例，采用流體包裹體PVTX模擬法和激光拉曼直接測(cè)定包裹體壓力法恢復(fù)成藏期古壓力；根據(jù)油氣藏解剖結(jié)果，分析三種深層油氣藏的成藏機(jī)制和成藏過程。結(jié)果表明：庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶白堊系深層氣藏具有超壓強(qiáng)充注、晚期深埋成藏的特點(diǎn)；塔北哈拉哈塘奧陶系油藏具有常壓充注、早期淺埋晚期深埋成藏的特點(diǎn)；塔中Ⅰ號(hào)帶奧陶系凝析氣藏具有弱超壓充注、晚期深部裂解氣沿?cái)嗔汛瓜虺渥⒌奶攸c(diǎn)。深層油氣成藏研究應(yīng)以歷史演化為主線，成藏期古壓力恢復(fù)是分析深層油氣藏成藏機(jī)制和成藏過程的關(guān)鍵。

深層油氣藏； 成藏機(jī)制； 流體包裹體； 古壓力； 塔里木盆地

0 引言

隨著全球油氣工業(yè)的發(fā)展及老區(qū)勘探程度的增高，油氣勘探逐漸由中淺層向深層、超深層延伸。深層和超深層油氣資源，無論在油氣地質(zhì)理論研究中，還是在油氣勘探實(shí)踐中，都是當(dāng)今世界油氣地質(zhì)界關(guān)注的熱點(diǎn)和難點(diǎn)[1-2]。雖然深層油氣勘探的理論和技術(shù)已取得較大進(jìn)展，但是在深層高溫高壓條件下油氣成藏機(jī)理研究較為薄弱。對(duì)于疊合盆地深層高溫、高壓環(huán)境下油氣的生排烴機(jī)理、運(yùn)聚動(dòng)力和方式，運(yùn)移聚集過程中油氣相態(tài)變化和分布模式，超壓形成演化對(duì)油氣生排運(yùn)聚的影響，以及溫度壓力條件改變后對(duì)油氣藏相態(tài)和組成的影響等問題還需要進(jìn)一步研究。

地層古壓力恢復(fù)是分析油氣成藏機(jī)制、流體壓力系統(tǒng)演化、油氣相態(tài)演化，以及超壓成因的重要依據(jù)。與地層古溫度恢復(fù)相比，地層古壓力恢復(fù)方法主要有三種：(1)基于泥巖聲波時(shí)差恢復(fù)欠壓實(shí)泥巖的古壓力方法[3-5]；(2)盆地模擬法[6-8]；(3)基于流體包裹體的古壓力恢復(fù)方法[9-12]?；诹黧w包裹體的古壓力恢復(fù)方法直接針對(duì)油氣藏本身，并且反映成藏期的古壓力，為油氣藏的古壓力演化和成藏機(jī)制分析提供依據(jù)。

近幾年來，塔里木盆地在超過7 000 m的深層有多口井獲得突破，在庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶白堊系、塔北奧陶系、塔中奧陶系深層獲得規(guī)模油氣儲(chǔ)量，揭示深層油氣勘探的廣闊前景。以塔里木盆地為例，筆者研究庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶白堊系深層氣藏、塔北哈拉哈塘奧陶系油藏、塔中Ⅰ號(hào)帶奧陶系凝析氣藏，利用基于流體包裹體的成藏期古壓力恢復(fù)技術(shù)，分析三種深層油氣藏的成藏機(jī)制、成藏過程，為塔里木盆地深層油氣地質(zhì)和勘探研究提供指導(dǎo)。

1 樣品及實(shí)驗(yàn)方法

選取塔里木盆地三個(gè)典型深層油氣藏：庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶深層氣藏(樣品采自大北1井)、塔北哈拉哈塘奧陶系油藏(樣品采自哈902井)和塔中Ⅰ號(hào)帶奧陶系凝析氣藏(樣品采自塔中822井)。利用流體包裹體分析和成藏綜合分析方法確定油氣成藏期次，基于流體包裹體的古壓力恢復(fù)技術(shù)研究油氣藏的壓力演化歷史和油氣成藏機(jī)制。

基于流體包裹體恢復(fù)地層古壓力的方法分為兩種：包裹體PVTX模擬法[13-16]和激光拉曼直接測(cè)定包裹體壓力法[17-22]，兩種方法各有優(yōu)缺點(diǎn)和應(yīng)用條件。流體包裹體PVTX模擬法可以綜合各種手段，對(duì)包裹體的各項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行測(cè)定。激光共聚焦顯微鏡精細(xì)測(cè)定油包裹體氣液比，紅外光譜和拉曼光譜測(cè)定包裹體成分，PVTsim和PIT等相態(tài)模擬軟件為準(zhǔn)確恢復(fù)包裹體的捕獲溫度和壓力提供技術(shù)保障。由于該方法涉及的參數(shù)和步驟多，參數(shù)獲取的準(zhǔn)確性受到某些不確定因素及人為操作產(chǎn)生的誤差等影響。

流體包裹體顯微觀察、溫鹽測(cè)試、激光拉曼測(cè)試、PVTX模擬等實(shí)驗(yàn)分析在中國石油天然氣集團(tuán)公司盆地構(gòu)造與油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室完成。利用Zeiss Axio Imager熒光顯微鏡，在紫外光激發(fā)下進(jìn)行烴類包裹體的觀察實(shí)驗(yàn)和期次劃分。包裹體溫度測(cè)定采用LINKAM MDSG-600顯微冷熱臺(tái)，調(diào)溫速率在0.1～15.0 ℃/min之間，溫度精度為±0.1 ℃。包裹體激光拉曼光譜分析采用JY LabRam HR VIS激光拉曼光譜儀，氬離子激光器波長為633 nm，焦長為600 gr/mm，測(cè)量包裹體直徑一般為3～5 μm(最小可達(dá)1 μm)，校正單晶硅標(biāo)樣的拉曼峰位移為520.7 cm-1，數(shù)據(jù)采集時(shí)間為10～100 s。包裹體氣液比測(cè)定采用Leica TCS SP5激光共聚焦掃描顯微鏡，包裹體三維掃描采用63X高分辨率油鏡，Z軸微動(dòng)馬達(dá)精度為0.1 μm。PVT模擬采用丹麥Calsep公司研發(fā)的PVTsim13.0軟件。

2 庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶

2.1 油氣藏基本特征

庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶油氣成藏條件優(yōu)越，發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層和厚層烴源巖、多條逆沖油源斷層、成群成帶的構(gòu)造圈閉和優(yōu)質(zhì)膏鹽巖蓋層，目前在鹽下白堊系深層發(fā)現(xiàn)克拉2、克拉3、大北、克深1、克深2、克深5、克深8等氣田/藏(見圖1)，累計(jì)探明儲(chǔ)量超萬億立方米。儲(chǔ)層主要分布于巴什基奇克組(K1bs)，儲(chǔ)層相對(duì)低孔低滲但裂縫發(fā)育，圈閉類型為背斜、斷背斜或斷鼻構(gòu)造，油氣藏類型多為干氣藏、凝析氣藏，含有極少的凝析油，壓力因數(shù)為1.54～2.21，為超壓—超高壓氣藏。該區(qū)成藏特點(diǎn)具有斷裂控藏、超壓充注、早油晚氣、階段聚氣，以及油氣不同源、不同期的特點(diǎn)[23-25]。

2.2 成藏過程與成藏期古壓力

2.2.1 包裹體巖相學(xué)特征

以大北氣田為例，分析克拉蘇構(gòu)造帶深層油氣成藏過程。包裹體薄片鏡下觀察顯示，大北地區(qū)K1bs砂巖儲(chǔ)層發(fā)育三期不同類型的油氣包裹體(見圖2)：第Ⅰ期為發(fā)黃褐色熒光的、成熟度相對(duì)低的油氣包裹體，單偏光下為淺褐色—無色，氣液比較小，主要發(fā)育在石英裂縫中(見圖2(a-b))；第Ⅱ期為發(fā)藍(lán)白色熒光的、成熟度較高的油氣包裹體，單偏光下無色，氣液比較大，為凝析氣包裹體，主要賦存在石英裂縫及方解石脈體中(見圖2(c-d))；第Ⅲ期為不發(fā)熒光的氣態(tài)烴包裹體，單偏光下為黑色、灰黑色，為干氣包裹體(見圖2(e))，主要賦存在石英裂縫中，局部可看到第Ⅱ期藍(lán)白色熒光包裹體切割第Ⅰ期黃褐色熒光包裹體(見圖2(f))，說明藍(lán)白色熒光包裹體形成時(shí)期晚于黃褐色熒光包裹體。

2.2.2 包裹體溫度與古壓力特征

包裹體薄片鏡下觀察顯示，第Ⅰ期黃褐色熒光包裹體個(gè)體較小，無伴生鹽水包裹體，無法測(cè)溫；第Ⅱ期藍(lán)白色熒光油包裹體均一溫度為50.0～60.0 ℃，與它共生的鹽水包裹體均一溫度為100.0～110.0 ℃(見圖3(a))；第Ⅲ期干氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度為125.0～140.0 ℃。將與油氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度投影到埋藏史上(見圖3(c))，得到第Ⅱ期油充注時(shí)間為5～4 Ma，第Ⅲ期天然氣充注時(shí)間為2 Ma～至今，與克拉2氣田的基本一致[25]。

油氣包裹體捕獲的壓力條件對(duì)油包裹體中記錄的均一溫度有很大的影響[26]，在正常壓力捕獲條件下，油氣包裹體一般比伴生鹽水包裹體的均一溫度低10.0～30.0 ℃；在超壓捕獲條件下，油氣包裹體與伴生的鹽水包裹體均一溫度的差值變大，超壓強(qiáng)度越大，差值越大。大北地區(qū)第Ⅱ期藍(lán)白色熒光油包裹體的均一溫度比伴生鹽水包裹體的均一溫度低50.0 ℃左右，顯示超壓捕獲的特征。根據(jù)流體包裹體PVTX模擬法，恢復(fù)第Ⅱ期和第Ⅲ期油氣充注的古壓力條件(見圖3(c))。第Ⅱ期油充注的時(shí)間為4 Ma，PVTX模擬法確定的捕獲壓力為49.6 Ma，成藏期古埋深為4 200.0 m，成藏期古壓力因數(shù)為1.21，為弱超壓充注；第Ⅲ期氣充注的時(shí)間為2 Ma，PVTX模擬法確定的捕獲壓力為78.6 Ma，成藏期古埋深為5 800.0 m，成藏期古壓力因數(shù)為1.50，為強(qiáng)超壓充注，與現(xiàn)今壓力因數(shù)1.56基本相當(dāng)(見圖3)。

圖1 庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶構(gòu)造位置與成藏地質(zhì)剖面Fig.1 Location and reservoir distribution map of Kelasu structural belt in Kuqa depression

大北1井的氣烴包裹體測(cè)試甲烷拉曼峰位移在2 911.0 cm-1左右，并且包裹體組分比較單一，除了高強(qiáng)度的甲烷拉曼散射峰外，其他比較明顯的拉曼峰主要為反映含包裹體主礦物石英的散射峰，而在譜圖中反映C2H6和CO2等的峰十分微弱，基本檢測(cè)不出(見圖4)，具有高濃度和高密度甲烷包裹體譜圖特征。根據(jù)甲烷拉曼峰位移，推測(cè)室溫下包裹體內(nèi)部壓力為40 MPa左右，具有明顯的超壓特征，推到地質(zhì)溫度條件下壓力為80 MPa左右?；趯?duì)多個(gè)富含甲烷鹽水包裹體的激光拉曼測(cè)試，恢復(fù)大北地區(qū)流體壓力演化趨勢(shì)，結(jié)果顯示在距今15～5 Ma儲(chǔ)層流體壓力主要為常壓，在距今5～2 Ma流體壓力快速上升，在2 Ma時(shí)壓力因數(shù)快速增加到1.80，在距今2 Ma～至今受地層的抬升剝蝕及斷層活動(dòng)影響，壓力因數(shù)減小，現(xiàn)今壓力因數(shù)為1.56(見圖5)。這種超壓充注在克拉蘇構(gòu)造帶具有普遍性，喜山晚期，在構(gòu)造擠壓作用下，油氣超壓強(qiáng)充注是克拉蘇構(gòu)造帶深層致密儲(chǔ)層油氣富集的主要?jiǎng)恿W(xué)機(jī)制。

3 塔北哈拉哈塘奧陶系

3.1 油氣藏基本特征

塔北隆起在庫車坳陷和北部坳陷之間，是一個(gè)長期繼承性發(fā)育、晚期深埋于庫車新生代山前坳陷之下的前侏羅紀(jì)古隆起，是塔里木盆地探明油氣儲(chǔ)量最多、油氣富集程度最高的地區(qū)。塔北隆起奧陶系縫洞油氣藏群受縫洞儲(chǔ)層發(fā)育層位的控制，呈“準(zhǔn)層狀”大面積分布，在隆起低部位哈拉哈塘凹陷“黑油”油藏的發(fā)現(xiàn)，帶動(dòng)塔北奧陶系整體含油與勘探，哈拉哈塘油田、塔河油田、輪南油田橫向連片并往圍斜低部位擴(kuò)展(見圖6)。

圖2 大北地區(qū)大北1井油氣包裹體特征Fig.2 Petroleum inclusion features in the Dabei area, Kuqa depression

塔北地區(qū)奧陶系油氣性質(zhì)復(fù)雜多樣，東部地區(qū)主要為天然氣和凝析油，中部地區(qū)為正常油、蠟質(zhì)油、凝析油，西部地區(qū)包括輪南西部、塔河油田及哈拉哈塘油田總體以稠油為主，往隆起低部位原油密度有變輕的趨勢(shì)。這些稠油中烷烴組分存在大量損失，具有重質(zhì)稠油或嚴(yán)重生物降解油的特征[27]?，F(xiàn)今哈拉哈塘、塔河、輪古西一間房組—鷹山組鉆井測(cè)試的溫壓資料顯示，塔北奧陶系油氣藏具有統(tǒng)一的溫壓系統(tǒng)，壓力因數(shù)為0.90～1.04，溫度梯度為2.4 ℃/100m，為常溫常壓油氣藏，奧陶系為一整體層狀含油的大型古老油氣系統(tǒng)。

圖3 大北1井K1bs儲(chǔ)層包裹體均一溫度、PVTX模擬及埋藏史Fig.3 The maps of fluid inclusion Th distribution in K1bs reservoir, PVTX modeling and burial history of well DB1

3.2 成藏過程與成藏期古壓力

3.2.1 油氣成藏過程

根據(jù)包裹體研究、同位素定年、瀝青反射率等分析，確定塔北隆起中西部地區(qū)(塔河油田、哈拉哈塘油田、新墾—熱瓦普地區(qū))主要經(jīng)歷兩期油氣充注，且以晚海西期成藏為主；輪古東地區(qū)經(jīng)歷三期油氣充注，喜山期發(fā)生氣侵而形成凝析氣藏[27]。海西晚期是塔里木盆地最重要的生、排烴期和有效成藏期，滿加爾坳陷中、上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的烴類向北運(yùn)移，進(jìn)入塔北隆起奧陶系儲(chǔ)層而形成規(guī)模巨大的油氣藏，在三疊系沉積前的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中，構(gòu)造高部位蓋層剝蝕嚴(yán)重，造成油藏破壞，圍斜部位油氣基本得到保存，但原油普遍遭受較強(qiáng)的生物降解作用；自三疊紀(jì)沉積以來，奧陶系油藏一直處于持續(xù)深埋過程，上覆地層不斷加厚，古油藏有效保存至今。

3.2.2 包裹體溫度與古壓力特征

哈拉哈塘油田埋深為6 000.0～7 000.0 m，以稠油、正常油為主。對(duì)哈拉哈塘油田哈902井奧陶系樣品進(jìn)行流體包裹體的觀察和測(cè)試，該井發(fā)育兩期油包裹體，主要發(fā)育在方解石膠結(jié)物和脈體中。由于方解石礦物硬度較軟，其中的包裹體容易發(fā)生變形而再平衡，包裹體均一溫度通常要大于真實(shí)的捕獲溫度[26]。第Ⅰ期油包裹體的均一溫度為75.0～90.0 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度為85.0～100.0 ℃，而大于110.0 ℃的數(shù)據(jù)被認(rèn)為是現(xiàn)今溫壓條件下(現(xiàn)今儲(chǔ)層溫度為150.0 ℃左右)，方解石中包裹體再平衡誘導(dǎo)的溫度(見圖7(a))。第Ⅱ期油包裹體均一溫度變化范圍較大，均一溫度為80.0～105.0 ℃，大于120.0 ℃的數(shù)據(jù)被認(rèn)為是現(xiàn)今溫壓條件下，方解石中包裹體再平衡誘導(dǎo)的溫度，伴生鹽水包裹體均一溫度主要為100.0～120.0 ℃(見圖7(b))。

圖4 大北1井埋深5 560.8 m石英裂紋中高密度甲烷包裹體的拉曼光譜Fig.4 Raman spectrum map of the high density methane inclusion occurred in the quartz vein, 5 560.8 m, well DB1

圖5 大北1井氣藏儲(chǔ)層中油氣充注與古溫壓演化歷史Fig.5 Hydrocarbon charging and PT evolution history in DB1 gas reservoir

選取典型的包裹體組合，利用流體包裹體PVTX模擬法對(duì)包裹體的古壓力進(jìn)行恢復(fù)。第Ⅰ期油包裹體均一溫度為78.5 ℃，油包裹體氣液比為8%，伴生鹽水包裹體均一溫度為87.8 ℃，油充注時(shí)間為320 Ma(早海西期)(見圖7(c))，PVTX模擬計(jì)算成藏期古壓力為16.54 MPa，成藏期古埋深為1 700.0 m，古壓力因數(shù)為1.00，為常壓充注(見圖7(d))；第Ⅱ期油包裹體均一溫度為88.8 ℃，伴生鹽水包裹體的均一溫度為103.1 ℃，油包裹體氣液比為10%，充注時(shí)間為252 Ma(晚海西期)(見圖7(c))，計(jì)算成藏期古壓力為24.6 MPa，成藏期古埋深為2 400.0 m，古壓力因數(shù)為1.02，為常壓充注(見圖7(d))。哈902井奧陶系現(xiàn)今壓力因數(shù)為1.08，為常壓充注。因此，塔北哈拉哈塘奧陶系深層油氣藏主要為早期成藏、以常壓充注為主，浮力為油氣成藏主要?jiǎng)恿?，?jīng)歷長距離的側(cè)向運(yùn)移，油氣藏分布主要受控于古構(gòu)造與儲(chǔ)層發(fā)育程度。中新生代以來，由于南天山擠壓造成沉降，使得古油藏發(fā)生深埋，但碳酸鹽巖縫洞油氣藏非均質(zhì)性強(qiáng)，不易逸散，古油藏在原地保存，并且在6 500.0～7 500.0 m埋深以黑油藏的形式存在。

圖6 塔北隆起構(gòu)造位置、油氣藏分布特征與地質(zhì)剖面Fig.6 Location and reservoir distribution map of Tabei uplift, Tarim basin

圖7 塔北哈拉哈塘油田哈902井包裹體均一溫度、PVTX模擬及埋藏史

4 塔中奧陶系

4.1 油氣藏基本特征

塔中古隆起形成早、定型早，早奧陶世末已經(jīng)形成，志留系沉積前基本定型，為繼承型古隆起。由于塔中古隆起長期穩(wěn)定發(fā)育，緊鄰滿西生烴凹陷，始終是油氣運(yùn)聚的有利指向區(qū)，成藏條件有利。主要勘探目的層為上奧陶統(tǒng)良里塔格組礁灘體巖溶儲(chǔ)層和下奧陶統(tǒng)鷹山組潛山巖溶、層間巖溶儲(chǔ)層。塔中隆起為典型的復(fù)式油氣聚集帶，受多層碳酸鹽巖儲(chǔ)層的控制，油氣分布呈垂向疊置、平面連片的準(zhǔn)層狀大面積分布的特征[28]。碳酸鹽巖儲(chǔ)層的非均質(zhì)性和油氣沿?cái)嗔殉渥⒌姆侄涡詻Q定塔中隆起油氣性質(zhì)的復(fù)雜性，既有正常油、稠油，又有凝析油、凝析氣、干氣，以凝析油氣藏為主(見圖8)。實(shí)測(cè)溫壓數(shù)據(jù)表明，塔中Ⅰ號(hào)帶凝析氣藏現(xiàn)今具有統(tǒng)一的溫壓系統(tǒng)，壓力因數(shù)為1.12～1.24，為弱超壓系統(tǒng)，總體上具有準(zhǔn)層狀大面積分布、分段差異性明顯的特征。

圖8 塔中隆起構(gòu)造位置、油氣藏分布特征與地質(zhì)剖面Fig.8 Location and reservoir distribution map of the Tazhong uplift, Tarim basin

4.2 成藏過程與成藏期古壓力

4.2.1 包裹體巖相學(xué)特征

塔中奧陶系整體發(fā)育三期包裹體組合[29]，近黃色熒光油包裹體組合代表早期原油的充注，在塔中Ⅰ號(hào)帶廣泛發(fā)育，在所有井中見到該類包裹體的發(fā)育，反映早期原油充注在區(qū)域上具有廣泛性。近藍(lán)白色熒光油包裹體組合代表晚期輕質(zhì)油氣的充注，在靠近Ⅰ號(hào)破折帶的井位中廣泛發(fā)育(塔中162、塔中24、塔中822井大量發(fā)育近藍(lán)白色熒光油包裹體組合(見圖9(a、e、f)))；遠(yuǎn)離Ⅰ號(hào)帶充注弱(塔中11井未見近藍(lán)白色熒光油包裹體組合)。近藍(lán)白色熒光凝析氣包裹體代表喜山期深部原油裂解氣的充注，在塔中822、塔中24井發(fā)育(見圖9(b))。喜山期NE向走滑斷裂與NW向Ⅰ號(hào)斷裂交叉部位構(gòu)成深部晚期裂解氣的充注點(diǎn)，具有點(diǎn)狀充注的特征[30]，根據(jù)油氣性質(zhì)分析，至少存在三個(gè)油氣注入點(diǎn)，即塔中45、塔中82和塔中24井區(qū)。深部裂解氣沿著斷裂交匯部位構(gòu)成的充注點(diǎn)進(jìn)入中上奧陶統(tǒng)巖溶儲(chǔ)層后，沿著構(gòu)造脊方向由北向南、自西向東向局部構(gòu)造高部位側(cè)向運(yùn)移，氣侵形成凝析氣藏。包裹體記錄成藏過程，如在塔中822、塔中24井中發(fā)現(xiàn)大量近藍(lán)白色熒光的凝析氣包裹體，包裹體在室溫下具有巨大的氣泡，在包裹體邊緣有少量的油，均一到氣相，為典型的凝析氣包裹體特征(見圖9(b))。在近藍(lán)白色熒光油包裹體中觀察到固體瀝青，是早期充注的油和后期充注的氣相互作用(氣侵脫瀝青)的產(chǎn)物(見圖9(c-d))。

圖9 塔中地區(qū)O3l儲(chǔ)層流體包裹體特征Fig.9 Petroleum inclusion features in the O3l reservoir, Tazhong area

4.2.2 包裹體溫度與古壓力特征

以塔中822井奧陶系為例，根據(jù)包裹體均一溫度分布，近白色熒光凝析氣包裹體在常壓和高壓條件下有捕獲，常壓時(shí)捕獲的包裹體均一溫度為30.0～35.0 ℃，高壓時(shí)捕獲的包裹體均一溫度為10.0～15.0 ℃(見圖10(a))。同樣，近藍(lán)白色熒光油包裹體也分為高壓捕獲和常壓捕獲。高壓捕獲的液相油包裹體均一溫度為-10.0～10.0 ℃，常壓捕獲的液相油包裹體均一溫度為20.0～25.0 ℃(見圖10(a))。近黃色熒光油包裹體在不同壓力時(shí)均有捕獲，在最大壓力時(shí)，捕獲包裹體的均一溫度為5.0～10.0 ℃；在中等壓力時(shí)，捕獲包裹體的均一溫度為20.0～25.0 ℃；在常壓時(shí)，捕獲包裹體的均一溫度為45.0～50.0 ℃(見圖10(a))。包裹體的超壓捕獲與常壓捕獲共存的特征反映中上奧陶統(tǒng)油氣是從深部通過斷裂調(diào)整上來的，先是深部流體帶來的超壓，后來超壓逐漸減小變?yōu)槌?。?duì)塔中822井第Ⅲ期近藍(lán)白色熒光的凝析氣包裹體進(jìn)行PVTX模擬，凝析氣包裹體均一溫度為10.0 ℃，氣液比為80%，伴生鹽水包裹體均一溫度為138.0 ℃，PVT模擬法捕獲壓力為62.7 MPa(見圖10(b))，成藏期為28 Ma左右，成藏期古埋深為5 100.0 m，古壓力因數(shù)為1.22，為弱超壓充注，與現(xiàn)今壓力因數(shù)1.23一致。在塔中82井區(qū)喜山期經(jīng)歷弱超壓充注，喜山晚期深層天然氣沿著走滑斷裂與Ⅰ號(hào)斷裂交叉部位垂向穿層運(yùn)移，氣侵形成凝析氣藏。塔中Ⅰ號(hào)帶凝析氣藏現(xiàn)今具有統(tǒng)一的溫壓系統(tǒng)，壓力因數(shù)為1.12～1.24，為弱超壓系統(tǒng)，與斷裂溝通的深層油氣充注有關(guān)。

圖10 塔中822井奧陶系儲(chǔ)層包裹體均一溫度、PVTX模擬及埋藏史Fig.10 The maps of fluid inclusion Th distribution, PVTX modeling and burial history of the Ordovician reservoir in well TZ822

5 結(jié)論

(1)庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶深層油氣藏具有超壓充注、晚期深埋成藏的特征，是真正意義上的深層油氣成藏(儲(chǔ)層致密、高溫高壓)，晚期大量生烴超壓、構(gòu)造擠壓產(chǎn)生的大量斷裂、裂縫溝通是克拉蘇構(gòu)造帶深層致密儲(chǔ)層天然氣高溫高壓充注成藏的關(guān)鍵。

(2)塔北奧陶系深層油藏具有常壓充注、早期淺埋、晚期深埋的特征，是淺埋階段早期淺埋晚期深埋型的深層油氣藏，其成藏機(jī)理與常規(guī)油氣藏的相同。

(3)塔中奧陶系深層油藏具有弱超壓充注、晚期深部油氣沿?cái)嗔汛瓜虼舆\(yùn)聚的特征，碳酸鹽巖儲(chǔ)層縫洞系統(tǒng)發(fā)育，也不是真正意義上的深層油氣成藏，斷裂的溝通與碳酸鹽巖儲(chǔ)層縫洞系統(tǒng)的連通性是該區(qū)油氣成藏的關(guān)鍵。

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2016-08-18；編輯：劉麗麗

國家科技重大專項(xiàng)(2016ZX05003)；中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目(2016B-0502)

魯雪松(1982-)，男，博士，高級(jí)工程師，主要從事油氣成藏綜合研究及流體包裹體分析方面的研究。

TE112.31

A

2095-4107(2016)06-0062-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.008