陳 勇,王鑫濤,方世虎,張 健,趙孟軍,柳少波,白振華

(1.中國石油大學地球科學與技術學院,山東青島 266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點實驗室,北京 100083；3.新疆油田勘探開發(fā)研究院,新疆烏魯木齊 830011)

準南霍-瑪-吐構造帶紫泥泉子組油氣成藏流體動力學特征

陳 勇1,2,王鑫濤1,方世虎2,張 健3,趙孟軍2,柳少波2,白振華2

(1.中國石油大學地球科學與技術學院,山東青島 266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點實驗室,北京 100083；3.新疆油田勘探開發(fā)研究院,新疆烏魯木齊 830011)

在區(qū)域熱演化史和埋藏史基礎上,通過對準噶爾盆地南緣霍-瑪-吐構造帶白堊系東溝組-古近系紫泥泉子組砂巖儲層流體包裹體樣品的系統(tǒng)分析,確定各期次油氣成藏的主要時間,并對古近系紫泥泉子組在油氣成藏期中的古流體勢演化和油氣運聚特征進行研究。結果表明:研究區(qū)主要經(jīng)歷了兩期油氣成藏,第一期主要在中新世中—晚期(距今約14～9 Ma),第二期主要在上新世中—晚期(距今約3.7～2.5 Ma)；兩期油氣成藏的古流體勢分布格局具有顯著差異,第一期在吐谷魯背斜區(qū)的古流體勢最低,以聚集白堊系烴源巖生成的油為主,第二期在瑪納斯背斜區(qū)的古流體勢演變?yōu)樽畹?以聚集中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖生成的氣為主。

油氣藏；成藏期次；古流體勢；流體包裹體；霍-瑪-吐構造帶；準噶爾盆地南緣

地下流體動力場即地下流體勢,是控制油氣運移和聚集的根本因素?；謴陀蜌獬刹仉A段的古流體勢,有助于正確認識油氣藏的分布規(guī)律[1-2]。利用在油氣不同演化階段成巖礦物和裂縫中所捕獲的流體包裹體來研究古流體勢是一種直接、準確度較高的方法,已在油氣成藏研究中得到廣泛應用[3-4]。準噶爾盆地南緣的油氣成藏過程一直是中國前陸盆地油氣勘探研究的重要內(nèi)容,筆者以儲層中的流體包裹體系統(tǒng)分析為主要手段,在劃分油氣充注期次和確定油氣成藏時間的基礎之上,對準南霍-瑪-吐構造帶古近系紫泥泉子組在油氣成藏期中的古流體勢演化和油氣運聚特征進行研究。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

準噶爾盆地南緣是在天山陸內(nèi)造山作用控制下形成的疊加型再生前陸沖斷帶[5],由于受到喜馬拉雅期構造運動的顯著影響,盆地構造變形強烈,具有“東西分段、南北分帶和上下分層”的特征[6-8]。由霍爾果斯、瑪納斯和吐谷魯背斜組成的霍-瑪-吐構造帶,在空間上呈“品”字型分布在南緣中段第二排背斜構造帶上(圖1)。按照勘探目的層位和構造特征,南緣中、新生界劃分為上、中、下3個油氣成藏組合[9-12]。其中,以中下侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)為烴源巖、上白堊統(tǒng)東溝組和古近系紫泥泉子組為儲集層以及古近系安集海河組泥巖為區(qū)域蓋層的中部油氣成藏組合是南緣中段霍-瑪-吐構造帶主力勘探目標[10-12]。

圖1 準噶爾盆地南緣構造綱要圖[13]Fig.1 Sketch map showing tectonic units of the southern Junggar Basin

2 儲層流體包裹體特征及油氣充注期次劃分

共采集準南霍-瑪-吐構造帶上白堊統(tǒng)東溝組和古近系紫泥泉子組12口井95塊砂巖樣品。首先,對這些樣品中的流體包裹體進行詳細的巖相學和顯微熒光觀察,結合成巖序列,可以初步識別出兩期烴類包裹體:第一期烴類包裹體主要分布在石英和長石顆粒內(nèi)愈合裂隙、顆粒與后期次生加大邊之間,少部分分布在顆粒粒內(nèi)溶孔中的膠結物中,透射光下呈褐色、淺褐色,熒光下呈黃綠色,以純液相及氣液兩相包裹體形式存在為主(圖2(a)),反映了該期低成熟—成熟油充注；第二期烴類包裹體主要分布在穿石英和長石顆粒邊界的裂隙、硅質(zhì)膠結物和亮晶方解石膠結物中,透射光下呈淺褐色—無色透明,熒光下呈藍白色或微弱白色熒光,以純氣相及氣液兩相包裹體形式存在為主(圖2(b)),反映了該期的高成熟油氣充注。

圖2 儲層烴類包裹體分布與熒光特征Fig.2 Microscopic fluorescence properties and distribution of reservoir hydrocarbon inclusions

對檢測到的發(fā)熒光烴類包裹體進行顯微紅外光譜分析,并計算亞甲基CH2a和甲基CH3a的峰面積及二者比值CH2a/CH3a[14],結果顯示:兩期不同成熟度的烴類包裹體CH2a/CH3a比值明顯不同(圖3)。第一期烴類包裹體的CH2a/CH3a值為2.41～5.92,平均為3.82,表明該類油氣成熟度不高(圖3(a))；第二期烴類包裹體CH2a/CH3a值為1.28～1.94,平均為1.65,表明甲基相對豐富,油氣成熟度高(圖3 (b))。這進一步證實研究區(qū)發(fā)生過兩期油氣充注。

在顯微熒光觀察的基礎上,取研究區(qū)霍10井、瑪納001井和吐001井3口典型井段儲層中與烴類包裹體相伴生的同期鹽水包裹體進行顯微測溫,將所測得的均一溫度做頻率分布直方圖(圖4),其均一溫度總體呈雙峰分布。綜合前期流體包裹體巖相學和顯微熒光觀察以及顯微紅外光譜分析的結果,確定研究區(qū)發(fā)育兩期油氣成藏過程。根據(jù)各期與烴類包裹體相伴生的同期鹽水包裹體均一溫度主頻分布范圍,結合各單井埋藏史和熱史曲線(圖5),可得出兩期油氣成藏的主要時間為:第一期油氣成藏主要發(fā)生在中新世中—晚期(距今約14～9 Ma),此時正值白堊系烴源巖處于生油高峰期[15]；第二期油氣成藏主要發(fā)生在上新世中—晚期(距今約3.7～2.5 Ma),此時為中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖大量排氣高峰期[16-17]。

圖3 儲層烴類包裹體顯微紅外光譜圖Fig.3 Characteristics of micro-infrared spectrum of reservoir hydrocarbon inclusions

圖4 儲層鹽水包裹體均一溫度分布直方圖Fig.4 Histograms of homogenization temperatures for reservoir aqueous inclusions

圖5 儲層沉積埋藏史、熱史及油氣成藏時期Fig.5 Burial history and thermal history of reservoir and hydrocarbon accumulation period

3 古流體勢計算方法

式中,Φ為流體勢,J/kg；p為地層流體壓力,Pa；ρ為流體密度,kg/m3；g為重力加速度,9.8 m/s2；z為該點高程,m。從公式(1)中可以看出,古流體勢求取的關鍵是地層古高程、古流體壓力及地下流體密度等參數(shù)的獲取。利用流體包裹體研究古流體勢是一種直接、準確度較高的方法。

3.1 古高程

古高程是指油氣運移時流體包裹體被捕獲那一刻相對于某一基準面的古埋藏深度,但是由于構造運動造成地殼多次升降,地層多次剝蝕和沉積,因此現(xiàn)有地層中樣品的高程不能代表油氣運移時包裹體被捕獲的那一刻的古高程[21]。為了求取這一深度,研究過程中首先根據(jù)同一期次形成的不同深度流體包裹體的均一溫度(埋深相距很大時需要用捕獲溫度)求出當時溫度隨深度的變化率,即古地溫梯度,然后由古地溫梯度求得各個期次形成流體包裹體的古高程。本次研究選取古地表為基準面,古地表溫度為10℃,由流體包裹體均一溫度求得兩期油氣成藏過程中古地溫梯度基本一致,皆為2.5℃/(100 m)。因此,古高程的求取公式為

式中,Z為包裹體形成時的古高程,m；T為包裹體的捕獲溫度,℃。

3.2 古流體壓力

流體包裹體的捕獲壓力代表了該包裹體捕獲時地層流體的壓力。目前求取捕獲壓力的方法較多,每種方法都對應了不同的應用條件以及不同性質(zhì)的包裹體。此次應用Zhang和Frantz有關NaCl-H2O體系鹽水包裹體的p-T關系等容式計算了不同期次包裹體的捕獲壓力[22],即

式中,p為包裹體的捕獲壓力,10-1MPa；A1和A2為系數(shù)。

從公式(3)可知這一方法的關鍵在于包裹體捕

油氣生成以后會在流體勢梯度控制下隨著地層水流動由高勢區(qū)向低勢區(qū)緩慢運移,并在適當條件下聚集成藏[18-19]。在流速緩慢及壓力變化范圍不大的情況下,地層中某一點的流體勢等于該點的壓能與相對某基準面的位能之和,用Hubbert方程的簡化形式來表示[20-21]為獲溫度的確定。通常在實驗室所測得的均一溫度是在常壓下獲得的,而包裹體卻是在成巖成礦時的溫度、壓力及成分等條件下被捕獲的,因此需要對均一溫度進行校正,才能獲得包裹體被捕獲時的物理化學條件,進而獲得它們形成時的溫度[23],其校正公式為

式中,Th為包裹體的均一溫度,℃；ΔT為壓力對均一溫度的校正值,℃。

葛云錦[24]設計了一系列溫壓條件接近真實儲層溫壓條件的試驗,利用人工合成的與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度與捕獲溫度的差異,建立了不同鹽度條件下鹽水包裹體均一溫度校正曲線。本次研究參考該校正曲線來獲取儲層中包裹體的捕獲溫度,將其代入公式(3)即可求得包裹體的捕獲壓力。

3.3 古流體密度

包裹體中流體相的密度是古流體密度的直接反映,本次研究采用劉斌等[25]的鹽水溶液流體密度式進行計算,即

式中,A、B、C為鹽度的函數(shù)。

本次在獲取鹽度過程中有一些重要的氣液兩相鹽水包裹體樣品在試驗測完均一溫度后,可能一直處于亞穩(wěn)定狀態(tài),氣泡始終未出現(xiàn),所以通過冷凍法測定包裹體鹽度受到限制。鑒于此,對該類包裹體進行顯微激光拉曼光譜測定,根據(jù)陳勇等[26]作出的頻移參數(shù)與鹽濃度關系的曲線來求取包裹體鹽度,彌補了冷凍法獲取包裹體鹽度的不足。

4 成藏期古流體勢演化及油氣運聚特征

本次研究以古近系紫泥泉子組為例,對該儲層包裹體樣品進行了均一溫度和鹽度的測試,在獲得地層古高程、古流體壓力和古流體密度后,分別代入式(1)計算出各個期次形成的包裹體的流體勢(表1,部分數(shù)據(jù))。以獲得的流體勢數(shù)據(jù)為基礎,根據(jù)儲層展布和構造等高線,假定同層等高的儲層具有相同的流體勢,得到研究區(qū)兩期油氣成藏的流體勢等值線趨勢圖(圖6、7)?？梢钥闯?霍-瑪-吐構造帶紫泥泉子組在中新世中—晚期和上新世中—晚期兩期油氣成藏中古流體勢的分布格局和時空演化具有較明顯的規(guī)律性。第一期油氣成藏階段(中新世中—晚期):霍爾果斯背斜區(qū)和瑪納斯背斜區(qū)古流體勢數(shù)值和變化趨勢基本相同,并且都處于相對高勢區(qū),而吐谷魯背斜區(qū)的古流體勢最低,使吐谷魯背斜區(qū)成為該期油氣運移的有利匯聚區(qū)。第二期油氣成藏階段(上新世中—晚期):該期古流體勢分布格局與第一期的相比有顯著的變化,其中霍爾果斯背斜區(qū)的古流體勢仍然最高,吐谷魯背斜區(qū)次之,而瑪納斯背斜區(qū)的古流體勢演變?yōu)樽畹?尤其在該背斜區(qū)中心古流體勢約為-21.5 kJ/kg,并且低勢區(qū)的分布面積也相對較大,因此使瑪納斯背斜區(qū)成為該期油氣運移的有利匯聚區(qū)。

表1 紫泥泉子組儲層鹽水包裹體測試數(shù)據(jù)和古流體勢值Table 1 Test data of reservoir aqueous inclusions and paleo-fluid potential in E1-2z

圖6 紫泥泉子組第一期油氣成藏古流體勢等值線圖Fig.6 Paleo-fluid potential contour map of the first period of hydrocarbon accumulation in E1-2z

總體看來,古近系紫泥泉子組在兩期油氣成藏過程中古流體勢的分布格局有所差異。其中,第一期油氣成藏階段,即中新世中—晚期,吐谷魯背斜區(qū)古流體勢最低,為該期油氣運移的有利匯聚區(qū),且此時正值白堊系烴源巖大量生油高峰期,由此推測吐谷魯背斜區(qū)以聚集白堊系烴源巖生成的油為主；第二期油氣成藏階段,即上新世中—晚期,瑪納斯背斜區(qū)的古流體勢最低,是該期油氣運移的有利匯聚區(qū),此時中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖處于大規(guī)模生氣階段,并且受喜馬拉雅運動Ⅱ幕的影響,在霍-瑪-吐構造帶上形成了溝通中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖的霍-瑪-吐大斷層和與其伴生的次級及調(diào)節(jié)斷層[27],使中下侏羅統(tǒng)生成的氣沿斷層通過下白堊統(tǒng)烴源隔層垂向運移至紫泥泉子組,然后向低勢中心瑪納斯背斜區(qū)運移聚集,由此推測瑪納斯背斜區(qū)以聚集中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖生成的氣為主。近年來研究區(qū)勘探結果顯示,吐谷魯背斜區(qū)以產(chǎn)油為主,而瑪納斯背斜區(qū)以產(chǎn)氣為主,與本次研究結果基本吻合,說明成藏期古流體勢的演化和分布特征對油氣的分布具有明顯的控制作用,油氣藏都基本發(fā)育在相對低勢區(qū)。

圖7 紫泥泉子組第二期油氣成藏古流體勢等值線圖Fig.7 Paleo-fluid potential contour map of the second period of hydrocarbon accumulation in E1-2z

5 結 論

(1)準南霍-瑪-吐構造帶白堊系東溝組-古近系紫泥泉子組儲層主要經(jīng)歷兩期油氣成藏:第一期油氣成藏主要發(fā)生在中新世中—晚期(距今約14～9 Ma)；第二期油氣成藏主要發(fā)生在上新世中—晚期(距今約3.7～2.5 Ma)。

(2)古近系紫泥泉子組在兩期油氣成藏階段古流體勢的分布格局具有明顯的差異,第一期油氣成藏階段,霍爾果斯背斜區(qū)和瑪納斯背斜區(qū)古流體勢的大小和變化趨勢基本相同,都處于相對高勢區(qū),而吐谷魯背斜區(qū)的古流體勢最低,為該期油氣運移的有利匯聚區(qū),以聚集白堊系烴源巖生成的油為主；第二期油氣成藏階段,霍爾果斯背斜區(qū)的古流體勢仍為最高,吐谷魯背斜區(qū)次之,而瑪納斯背斜區(qū)的古流體勢演變?yōu)樽畹?為該期油氣運移的有利匯聚區(qū),以聚集中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖生成的氣為主。研究結果與勘探實際情況基本吻合。

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(編輯 徐會永)

Hydrodynamic characteristics of hydrocarbon accumulation in E1-2z of Huo-Ma-Tu structural belt,southern Junggar Basin,NW China

CHEN Yong1,2,WANG Xin-tao1,FANG Shi-hu2,ZHANG Jian3,
ZHAO Meng-jun2,LIU Shao-bo2,BAI Zhen-hua2
(1.School of Geosciences in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,PetroChina Exploration and Development Institute, Beijing 100083,China；
3.Exploration and Development Research Institute,Xinjiang Oilfield,Urumchi 830011,China)

Based on the reconstruction of burial history,thermal history and the analysis of fluid inclusion samples collected from the K2d-E1-2z of Huo-Ma-Tu structural belt in the south of Junggar Basin,the stages of hydrocarbon accumulation in studied area were determined.The evolution of paleo-fluid potentials and characteristics in E1-2z during different stages of hydrocarbon accumulation process were reconstructed through the data of the fluid inclusions.The results show that the studied area experienced two periods of hydrocarbon accumulation process,the first period mainly occurred in middle-late Miocene (about 14～9 Ma),while the second period mainly occurred in middle-late Pliocene(about 3.7～2.5 Ma).The distribution characteristics of paleo-fluid potential during these two periods of hydrocarbon accumulation are significantly different.In the first period,Tugulu anticline area was in the lowest potential area,which became the favorable area for accumulation of oil generated from Cretaceous source rocks.In the second period,Manasi anticline area became the lowest potential area,in which the gas generated by coal measures source rocks in the middle and lower Jurassic accumulated.

reservoir；accumulation period；paleo-fluid potential；fluid inclusions；Huo-Ma-Tu structural belt；the southern Junggar Basin

TE 122.1

A

1673-5005(2013)03-0030-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.005

2012-09-17

國家自然科學基金項目(41172111)；中國石油科技創(chuàng)新基金項目(2010D-5006-0106)；大型油氣田及煤層氣開發(fā)國家科技重大專項(2011ZX05003)；中國石油勘探開發(fā)研究院項目(2011Y-003)；中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項(10CX05004A； 14CX06019A)

陳勇(1976-),男,副教授,博士,主要從事含油氣盆地流體分析和油氣成藏機制等方面的教學和科研工作。E-mail:yongchenzy @upc.edu.cn。