沙旭光，馬慶佑，呂海濤，李曉益，朱秀香

(1中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院；2中國石化石油勘探開發(fā)研究院)

古城墟隆起位于塔里木盆地中央隆起帶的中東部，是一長期發(fā)育的繼承性古隆起（圖1），緊鄰滿加爾生烴坳陷，具有優(yōu)越的油氣成藏條件。中國石化集團鉆探的古隆1井在奧陶系鷹山組內(nèi)幕常規(guī)測試折合日產(chǎn)天然氣1萬多立方米，古隆2井在奧陶系一間房組—鷹山組頂部節(jié)流循環(huán)多次點火成功，順南1井在奧陶系一間房組—鷹山組頂部酸壓測試折合日產(chǎn)天然氣3萬多立方米 （并首次在古城墟隆起發(fā)現(xiàn)少量輕質(zhì)原油）。中國石油集團在附近鉆探的古城6井在奧陶系鷹山組內(nèi)幕常規(guī)測試折合日產(chǎn)天然氣26萬多立方米。古城墟隆起奧陶系碳酸鹽巖相繼發(fā)現(xiàn)的這些出油氣井，展現(xiàn)了該地區(qū)良好的天然氣勘探前景，已經(jīng)成為塔里木盆地下步的重點勘探目標區(qū)之一。

相對于卡塔克隆起而言，古城墟隆起的勘探程度及研究認識均較低，前人研究主要涉及奧陶系地層厘定［1］、奧陶系儲層特征及預(yù)測［2］、構(gòu)造演化與油氣成藏條件分析［3-5］。限于前期古城墟隆起奧陶系出油氣井點較少（僅有古隆1井）的條件，前人對該區(qū)油氣成藏特征與主控因素的研究較為薄弱。本文通過對古城墟隆起區(qū)3口井（古隆1、古隆2、順南1）的奧陶系儲層發(fā)育特征、油氣性質(zhì)及來源、成藏期次等方面的研究，同時結(jié)合與卡塔克隆起區(qū)奧陶系鷹山組凝析氣井——順7井的對比研究［6］，初步明確了古城墟隆起區(qū)的油氣藏特征、主要油氣充注過程及成藏主控因素，該研究對古城墟隆起未來奧陶系碳酸鹽巖的油氣勘探將有所裨益。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

位于塔中的古城墟隆起在構(gòu)造形態(tài)上自西北向東南方向逐漸抬升，走向由NW—EW轉(zhuǎn)變?yōu)镹E向，是一個在東南緣被車爾臣斷裂圍限的鼻狀隆起，變形強度東強西弱。在隆起西北部，石炭系直接覆于奧陶系之上，在隆起東南部，白堊系直接覆于奧陶系之上。古城墟隆起奧陶系地層發(fā)育齊全［1］，自下而上為下統(tǒng)蓬萊壩組（O1p）、中—下統(tǒng)鷹山組（O1－2y）、中統(tǒng)一間房組（O2yj）、上統(tǒng)恰爾巴克組（O3q）與卻爾卻克組（O3qq）（圖 2）。

圖1 塔里木盆地古城墟隆起構(gòu)造位置圖

圖2 塔里木盆地古城墟隆起奧陶系地層序列與儲層類型

古城墟隆起奧陶系在一間房組頂部灰?guī)r段與鷹山組內(nèi)幕灰質(zhì)白云巖段發(fā)育兩套裂縫-溶蝕孔洞型有利儲集體，儲集空間主要為溶蝕孔洞、白云巖晶間（溶）孔及裂縫［2］。古城墟隆起已鉆井揭示奧陶系主要發(fā)育兩套含油氣儲蓋組合：（1）卻爾卻克組泥巖蓋層與一間房組頂部灰?guī)r儲蓋組合（如古隆2、順南1井）；（2）鷹山組上部致密灰?guī)r蓋層與鷹山組內(nèi)幕灰質(zhì)白云巖儲蓋組合（如古隆1井）。古城墟隆起發(fā)育多組NNE、NEE向近直立的走滑斷裂，向下斷穿基底，可溝通深部油氣源［7］。

2 油氣地球化學(xué)特征及其來源

2.1 天然氣特征及來源

古城墟隆起奧陶系已鉆井天然氣組分變化較大（表 1），相對密度 0.585～0.670 g/cm3，甲烷含量73.2%～95.8%。天然氣組分中，非烴氣體含量變化較大，主要以二氧化碳為主（含量0.40%～22.20%），其他組分如N2含量0.08%～3.21%。C2+重?zé)N含量為0.76%～2.95%。天然氣干燥系數(shù)為0.97～0.99，干濕指數(shù)為30.43～96.30。按照公認的天然氣類型識別標準［8］，當天然氣中 C2+重?zé)N含量＜5%、甲烷（C1）含量占總烴比率≥95%、干燥系數(shù)≥0.95、干濕指數(shù)≥19時，應(yīng)屬于過成熟的干氣范疇，顯然古城墟隆起奧陶系的天然氣屬于典型的干氣，這與卡塔克隆起區(qū)凝析氣井——順7井的濕氣天然氣差別較大(表1)，同時這也反映了兩個地區(qū)的天然氣成因存在一定差異。

表1 古城墟隆起與卡塔克隆起奧陶系天然氣組分對比

天然氣組分中的碳同位素特征可反映天然氣的成因、成熟度等信息。受多方面因素的影響，古城墟隆起目前僅獲得了順南1和古隆1兩口井的甲烷碳同位素值（δ13C1）（表2）。同位素成熟度的分餾效應(yīng)導(dǎo)致不同成熟階段天然氣的δ13C1值差別較大。δ13C1值隨反映成熟度的鏡質(zhì)體反射率 （Ro）值增大而增大，低成熟天然氣的δ13C1較輕，高成熟天然氣的δ13C1較重。

表2 古城墟隆起與卡塔克隆起奧陶系天然氣甲烷碳同位素（δ13C1）及其成熟度指數(shù)（Ro）對比表

根據(jù)戴金星等［9］編制的我國天然氣甲烷碳同位素值（δ13C1）與反映成熟度的鏡質(zhì)體反射率（Ro）的換算公式：

式中，A取值15.80，B取值42.20。經(jīng)換算，古城墟隆起兩口井的的Ro值在1.72%～1.77%之間（表2），說明天然氣主體已經(jīng)進入了高—過成熟度階段。

王鐵冠等［10］認為：塔里木盆地臺盆區(qū)上奧陶統(tǒng)氣源的天然氣烴類組分不僅顯示出濕氣的組成特點，而且甲烷碳同位素值組成較輕，而寒武系氣源的天然氣，由于大多為過成熟的干氣，則表現(xiàn)出典型的甲烷碳同位素組成較重的特征。根據(jù)古城墟隆起兩口井甲烷碳同位素值比卡塔克隆起區(qū)順7井的值（表2）明顯偏重的特征，同時根據(jù)古城墟隆起兩口井的Ro值與卡塔克隆起區(qū)上奧陶統(tǒng)的成熟度（Ro在0.9%～1.2%之間）［6］不匹配，而與寒武系成熟度（Ro在1.5%以上）［6］較匹配，推測古城墟隆起區(qū)奧陶系天然氣可能主要來自寒武系高—過成熟烴源巖。

2.2 原油特征及來源

古城墟隆起目前只有順南1井在奧陶系發(fā)現(xiàn)了原油（表 3），密度值較低（為 0.7911 g/cm3），含硫量和含蠟量也均較低（不足1%），屬低含硫和蠟的輕質(zhì)油。這些值與卡塔克隆起區(qū)順7井原油物性相似，但比順7井含蠟量低很多。由于采用傳統(tǒng)的柱分離方法，順南1井原油輕烴損失嚴重，閉合度小于20%，結(jié)果不能夠與其他原油進行對比，但總體表現(xiàn)出原油飽和烴含量高、芳烴含量低、非烴和瀝青質(zhì)含量低的特點(表3)，顯示了高成熟油的特征。而順南1井的飽芳比與順7井的差別較大，表明兩個地區(qū)的烴源巖類型不一致，可能是分別來自兩套不同的烴源巖。

原油中族組分的特征在一定程度上可以反映原油的成熟度，而生物標志化合物及芳香化合物也是反映原油成熟度的有效指標。順南1井生物標志化合物含量較低（圖3），表現(xiàn)出高成熟的特征。

表3 古城墟隆起與卡塔克隆起原油物性及族組成對比

圖3 古城墟隆起順南1井原油生物標志化合物分析譜圖

作為甾烷的異構(gòu)化作用的參數(shù)：C29甾烷ααα20S/(20S+20R)與 αββ/(ααα+αββ)關(guān)系圖，適用范圍分別在鏡質(zhì)體反射率Ro為0.8%～0.9%的中等成熟度之前。順南1井原油C29甾烷的兩項參數(shù)ααα20S/(20S+20R)與 αββ/(ααα+αββ)分別為 0.58和0.56（圖4），接近演化終點，說明順南1井原油屬于成熟—高成熟原油。

萜烷、藿烷類參數(shù)Ts/Tm和C29Ts/(C29Ts+C29H)的成熟度范圍較C29甾烷參數(shù)更加寬泛，Ro值為1.4%時，Ts/(Ts+Tm)＝1，原則上可以彌補Ro值在0.75%以上變化的缺憾。據(jù)王鐵冠等①王鐵冠，王春江，張達景，等.塔河—塔中—塔西南地區(qū)成藏地球化學(xué)與油源對比研究［R］.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，2005.研究，Ts/(Ts+Tm)值介于0.3～0.4和 0.4～0.5， 對應(yīng)的 Ro大致為 0.8%～0.9%和0.9%～1.0%。順南1井原油的Ts/(Ts+Tm)在0.4～0.5之間（圖5），因此順南1井原油為高成熟原油。

圖4 古城墟隆起順南1井原油甾烷成熟度參數(shù)

圖5 古城墟隆起順南1井與塔北奧陶系原油萜烷、藿烷成熟度參數(shù)

順南1井原油的生物標志化合物含量雖然較低，但在譜圖上仍能鑒別出具有烴源指示意義的化合物。從鑒定的結(jié)果來看，順南1井伽馬蠟烷含量較高，G/C30H 為 0.13，C27、 C28、 C29規(guī)則甾烷相對含量分別為：22.6%、29.6%、47.8%，呈反“L”型，C27重排甾烷含量較高，C27重排甾烷/C27規(guī)則甾烷為0.69。

除色質(zhì)譜圖可用于鑒別生物標記化合物以外，雙色-質(zhì)譜圖鑒定的甲藻甾烷、C26-24-降膽甾烷等生標化合物也是區(qū)分塔里木臺盆區(qū)兩套烴源巖的有效參數(shù)。順南1井原油中未鑒定出這些生物標志化合物，并且在芳香烴中也未鑒定出三芳甲藻甾烷等參數(shù)。

原油中族組分的碳同位素（δ13C）可反映更宏觀的地化特征，順南1井原油碳同位素偏重，全油的碳同位素值以及飽和烴、芳烴和非烴的碳同位素值多大于－30‰（圖6），與塔里木盆地公認的寒武系烴源的塔東2井原油碳同位素值（－28.2‰）分布在相近的范圍內(nèi)［11-12］。

總之，從生物標志化合物與碳同位素分析可以看出，順南1井的原油與寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖具有較好的親緣關(guān)系。

圖6 古城墟隆起順南1井與塔東2井原油族組分碳同位素曲線

3 成藏過程及主控因素

3.1 油氣成藏期次

從順南1井產(chǎn)油氣層段一間房組—鷹山組頂部的巖心中，發(fā)現(xiàn)氣液兩相鹽水包裹體、含瀝青液態(tài)烴包裹體和氣體包裹體（圖7a和7b），主要發(fā)育在裂縫充填的亮晶方解石中。含瀝青液態(tài)烴包裹體在透射光下為褐色至深褐色，瀝青呈團塊狀或沿包裹體壁分布，在熒光下為藍綠色，推測包裹體為裂隙充填過程中捕獲。在方解石脈中共測得鹽水包裹體均一溫度數(shù)據(jù)19個，均一溫度主要有兩個區(qū)間，分別在122.5～138.8℃之間與146.7～167.4℃之間。

根據(jù)顯微鏡下包裹體產(chǎn)狀及分布特征分析，包裹體捕獲的可能為兩期流體，在順南1井埋藏史曲線上對應(yīng)為加里東晚期—海西早期（443.7 Ma—359 Ma）和喜馬拉雅期（65.5 Ma—現(xiàn)今）（圖8）。另外古隆2井一間房組發(fā)育大量氣態(tài)烴包裹體及少量氣液兩相鹽水包裹體，對其均一溫度進行了統(tǒng)計，其中以均一溫度介于120～140℃和140～160℃流體活動規(guī)模較大，以目前地溫梯度2.33℃/100m和古生界地溫梯度3.2℃/100m及目前的埋深估算，天然氣充注以喜馬拉雅期為主。

3.2 油氣充注過程

古城墟隆起是在加里東中期構(gòu)造運動中形成、并在海西—印支運動中加強改造的繼承性古隆起，現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)是一個向西傾沒的大型鼻隆。古城墟隆起油氣主要經(jīng)歷兩個重要的成藏過程。

圖7 古城墟隆起順南1井包裹體特征

圖8 古城墟隆起順南1井成藏期分析

（1）加里東晚期—海西早期，自中—上奧陶統(tǒng)沉積之后，古城墟隆起及滿加爾坳陷寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖成熟并大量生排烴，油氣沿高角度走滑斷裂及不整合面運移至寒武系白云巖、鷹山組內(nèi)幕灰質(zhì)白云巖及一間房組頂部灰?guī)r儲集層與圈閉中聚集成藏。它是古城墟隆起的第一個重要成藏期，這類油氣藏由于賦存部位埋深大，且地溫梯度高，大都經(jīng)歷了相態(tài)的轉(zhuǎn)變，以殘余油氣藏的形式存在，如塔東2井的稠油。

（2）進入喜馬拉雅期以來，隨著上覆地層沉積加厚與構(gòu)造活動，位于寒武系—下奧陶統(tǒng)的烴源巖及古油藏，在高溫作用下可能發(fā)生裂解，形成原油裂解氣。由于古城墟隆起地溫梯度較高，已鉆井中奧陶系地層溫度平均在165℃之上，另外古城墟隆起區(qū)已鉆井中奧陶系普遍存在反射率極高的瀝青（Rb＞2.8%），說明早期形成的古油藏至后期大量裂解，生成干氣。順南1井和古隆2井奧陶系碳酸鹽巖儲層流體包裹體的測試結(jié)果，也表明天然氣藏主要是喜馬拉雅期的產(chǎn)物。

3.3 成藏主控因素

（1）優(yōu)質(zhì)儲層是控制油氣富集的最關(guān)鍵因素

塔里木盆地奧陶系海相碳酸鹽巖多年的油氣勘探實踐證實，奧陶系碳酸鹽巖巖溶縫洞型圈閉的特點是：不受構(gòu)造高低控制，儲層橫向不連通、垂向有封隔，形成相互獨立的圈閉［13－14］。 巖溶縫洞型油氣藏是受儲層發(fā)育程度控制的巖性油氣藏，但同一巖溶縫洞單元的構(gòu)造高處對油氣富集更有利。古城墟隆起完鉆的3口井表明，本區(qū)油氣藏為巖溶縫洞型油氣藏，不受構(gòu)造幅度控制，油氣也均集中在儲層相對較發(fā)育層段（圖2），如順南1井油氣顯示及出氣段主要在一間房組頂部灰?guī)r儲層發(fā)育區(qū)，古隆1井油氣顯示及出氣段主要在鷹山組內(nèi)幕灰質(zhì)白云巖儲層發(fā)育區(qū)，古隆2井油氣顯示主要集中在一間房組灰?guī)r儲層發(fā)育區(qū)，可見單井油氣顯示總是與碳酸鹽巖儲層發(fā)育程度有良好的對應(yīng)關(guān)系。古城墟隆起已鉆井中未見水層，已鉆的3口井未獲高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)油氣流，其原因除了測試工藝的不完善外，最主要的原因還是整體儲層較差，導(dǎo)致了每口井見顯示但測試均為低產(chǎn)油氣流。綜上所述，優(yōu)質(zhì)儲層是控制古城墟隆起油氣富集的最關(guān)鍵因素。

（2）北東向走滑斷裂對油氣輸導(dǎo)有重要影響

卡塔克隆起區(qū)勘探實踐表明，斷穿寒武系膏鹽巖的斷裂在奧陶系碳酸鹽巖油氣成藏過程中至關(guān)重要。油氣“上下分層、上油下氣”這一分布特征，一方面說明油氣源的復(fù)雜性與充注的多期性，另一方面也說明斷裂對油氣垂向運聚成藏十分關(guān)鍵。古城墟隆起已鉆的3口井均位于北東向的塔中Ⅰ號斷裂帶附近（圖1），成像測井FMI資料分析也表明有效構(gòu)造開啟縫的走向為NEE和NNE向，與北東向走滑斷裂走向基本一致，表明主要受北東向走滑斷裂控制，斷裂溝通深部油源導(dǎo)致3口井油氣顯示活躍。

4 結(jié) 論

（1）古城墟隆起順南1井一間房組原油的物性、族組成及生物標志化合物顯示，它屬于低硫、低蠟、高成熟度的輕質(zhì)油，表現(xiàn)出與寒武系—中下奧陶統(tǒng)烴源巖具有較好的親緣關(guān)系。根據(jù)古城墟隆起已鉆3口井的天然氣物性及碳同位素判斷，奧陶系天然氣屬于典型的干氣范疇，主要來自寒武系高—過成熟烴源巖。

（2）綜合順南1井油氣性質(zhì)、生物標志化合物特征以及順南1、古隆2井含烴包裹體發(fā)育特征的分析，認為古城墟隆起主要存在兩期油氣充注過程：第一期油氣充注發(fā)生在加里東晚期—海西早期，以來自寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖的原油為主；第二期油氣充注發(fā)生在喜馬拉雅期，以原油裂解形成的過成熟干氣為主，氣侵改造導(dǎo)致該區(qū)以凝析氣藏和純氣藏為主。

（3）對古城墟隆起已鉆井的儲層類型分析表明，本區(qū)油氣藏為巖溶縫洞型油氣藏，不受構(gòu)造幅度控制。油氣顯示及測試出油氣層段均集中在儲層相對較發(fā)育層段，并且未見水層，表明優(yōu)質(zhì)儲層是控制油氣富集的最關(guān)鍵因素。同時FMI資料分析表明有效構(gòu)造開啟縫主要受北東向斷裂控制，斷裂對油氣垂向運聚成藏有重要影響。下一步應(yīng)重點攻關(guān)古城墟隆起碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù)，結(jié)合斷裂帶進行部署，爭取早日實現(xiàn)油氣勘探大突破。

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