朱光有，池林賢，張志遙，李婷婷，楊海軍，陳瑋巖，趙坤，閆慧慧

（1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；2.中國(guó)石油塔里木油田公司，新疆庫(kù)爾勒 841000）

0 引言

煤系烴源巖成烴以氣為主、以油為輔的理論為中國(guó)天然氣工業(yè)快速發(fā)展提供了理論依據(jù)[1]。近年來(lái)，隨著向深層勘探的加強(qiáng)，愈來(lái)愈多的大氣田被發(fā)現(xiàn)[2-7]，且主要是干氣氣田，天然氣中重?zé)N含量甚微[6,8]，指示這些地區(qū)烴源巖經(jīng)歷了較高的熱演化過(guò)程。塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷以產(chǎn)天然氣為主，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的有克拉2、克深等干氣氣田[9-12]，為西氣東輸提供了充足的氣源保障。前人也開(kāi)展了深入系統(tǒng)的研究工作[13-21]，有力推動(dòng)了庫(kù)車(chē)坳陷天然氣的快速發(fā)現(xiàn)和高效開(kāi)發(fā)，但是由于上述氣田的重?zé)N含量少，對(duì)成因分析造成一定困難。而近年來(lái)探明的大北氣田則含有微量凝析油，為分析天然氣成因與來(lái)源提供了更為重要的信息。本文通過(guò)運(yùn)用高分辨率全二維氣相色譜-飛行時(shí)間質(zhì)譜儀（GC×GC-TOFMS）對(duì)凝析油樣品中烴類(lèi)化合物進(jìn)行分析鑒定，結(jié)合天然氣地球化學(xué)等分析資料，開(kāi)展油氣來(lái)源與成因研究，試圖對(duì)認(rèn)識(shí)深層天然氣成因與來(lái)源提供依據(jù)，并為深層—超深層油氣勘探提供參考。

1 地質(zhì)背景與樣品特征

1.1 地質(zhì)背景

大北氣田是中國(guó)目前發(fā)現(xiàn)的構(gòu)造極為復(fù)雜的深層陸相大氣田[4]，位于新疆阿克蘇地區(qū)拜城縣境內(nèi)，構(gòu)造上位于塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶克深區(qū)帶大北-克深5段，北邊界受克拉蘇斷裂控制，南邊界受拜城斷裂控制（見(jiàn)圖1）。含氣層位為白堊系巴什基奇克組砂巖，屬于低孔低滲—低孔特低滲儲(chǔ)集層，氣藏埋深5 500～7 100 m。已探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1 093.19×108m3，凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量204.84×104t；氣藏儲(chǔ)量豐度為（2.86～11.07）×108m3/km2；氣油比為26 357～137 614 m3/m3；凝析油含量為11～25 g/m3，壓力系數(shù)為1.54～1.65，屬于超深層、特低孔、中低滲、高豐度、高產(chǎn)、微含凝析油的大型斷背斜型氣藏[4]。

大北氣田發(fā)現(xiàn)井為大北1井，完鉆井深6 018 m，用8 mm油嘴對(duì)白堊系巴什基奇克組5 568～5 620 m井段進(jìn)行求產(chǎn)，折日產(chǎn)天然氣66 431 m3。大北氣田各個(gè)斷塊氣藏具有獨(dú)立的氣水界面，說(shuō)明斷層具有較好的側(cè)向封堵性，控制各斷塊（或斷背斜）圈閉獨(dú)立成藏。大北氣田地溫梯度為2.0 ℃/100 m，屬正常溫度系統(tǒng)；壓力梯度為0.27 MPa/100 m，壓力系數(shù)為1.54～1.65，屬高壓氣藏。

圖1 大北氣田位置圖

1.2 樣品特征

大北氣田原油物性分析表明，20 ℃地面凝析油密度為0.773～0.815 g/cm3（見(jiàn)表1），平均為0.801 g/cm3；50 ℃動(dòng)力黏度為1.130～2.168 mPa·s，平均為1.600 mPa·s；含硫量為0.03%～0.53%，平均為0.20%；含蠟量為6.01%～14.00%，平均為8.49%?？傮w上具有密度低、黏度低、含硫低、微含凝析油的特點(diǎn)。

表1 大北氣田白堊系巴什基奇克組凝析油物性數(shù)據(jù)表

2 實(shí)驗(yàn)樣品及方法

對(duì)分別取自DB101-1、DB101-5、DB202、DB207、DB208等井白堊系巴什基奇克組的5個(gè)凝析油樣品進(jìn)行全二維氣相色譜-飛行時(shí)間質(zhì)譜儀（GC×GC-TOFMS）分析，全二維氣相色譜（GC×GC）系統(tǒng)由配有氫火焰離子化檢測(cè)器（FID）的Agilent 7890A氣相色譜儀和雙噴口冷熱調(diào)制器組成，采用Chroma TOF軟件。

一維色譜柱是Petro的50 m×0.2 mm×0.5 μm，升溫程序?yàn)?5 ℃保持0.2 min，以1.5 ℃/min的速率升到210 ℃保持0.2 min，再以2 ℃/min的速率升到300 ℃保持20 min。二維色譜柱是DB-17HT的3 m×0.1 mm×0.1 μm，采用與一維色譜相同的升溫速率，溫度比一維色譜高5 ℃。調(diào)制器溫度比一維色譜高45 ℃。進(jìn)樣口溫度為300 ℃，分流進(jìn)樣模式，分流比為700∶1，進(jìn)樣量0.5 μL。以He為載氣，流速設(shè)定為1.5 mL/min。調(diào)制周期為10 s，其中2.5 s熱吹時(shí)間。質(zhì)譜方面，傳輸線和離子源溫度分別為300 ℃和240 ℃，檢測(cè)器電壓1 600 V，質(zhì)量掃描范圍為40～520 amu，采集速率為100譜圖/s，溶劑延遲時(shí)間為9 min。

3 結(jié)果與討論

3.1 原油的化合物族組成信息

GC×GC-TOFMS分析表明，5個(gè)凝析油樣品在信噪比（S/N）大于100的條件下，分別檢測(cè)到2 756、2 639、2 496、2 507、2 745個(gè)化合物。全二維氣相色譜具有族分離特性和瓦片效應(yīng)，不同族的化合物因沸點(diǎn)不同出現(xiàn)在全二維圖譜的不同位置，同系列化合物因極性的差異在圖譜上顯示為瓦片狀排列。根據(jù)全二維（TOFMS）提供的質(zhì)譜信息，可以將化合物劃分為鏈狀烷烴、環(huán)烷烴、苯、萘、菲、四環(huán)芳烴、單金剛烷、雙金剛烷、三金剛烷以及二苯并噻吩系列等10類(lèi)組分（見(jiàn)圖2a）。

5個(gè)凝析油樣品檢測(cè)到的正構(gòu)烷烴系列較為完整，DB208井的正構(gòu)烷烴范圍為nC8—nC32，主峰碳為nC15；DB207井的正構(gòu)烷烴范圍為nC9—nC32，主峰碳為nC15；DB101-1井的正構(gòu)烷烴范圍為nC8—nC33，主峰碳為nC17；DB101-5井的正構(gòu)烷烴范圍為nC8—nC32，主峰碳為nC16；DB202井的正構(gòu)烷烴范圍為nC9—nC33，主峰碳為nC17（見(jiàn)圖2a）。芳烴化合物較為豐富，不僅發(fā)現(xiàn)了常見(jiàn)的苯、萘、菲系列化合物，還檢測(cè)到了一定數(shù)量的四環(huán)芳烴芘系列。由于進(jìn)樣量較少，未檢測(cè)到常見(jiàn)的生物標(biāo)志化合物，如甾烷、藿烷和三環(huán)萜烷等C27以上的化合物。金剛烷含量均較高，指示樣品均為高成熟階段產(chǎn)物。含硫化合物相對(duì)較少，僅發(fā)現(xiàn)少量的二苯并噻吩系列。3D圖顯示了各化合物的含量高低和分布情況，其中立體峰體積代表各個(gè)化合物的含量高低（見(jiàn)圖2b）。

3.2 芳香族化合物系列

與常規(guī)凝析油相比，這5個(gè)凝析油樣品芳香烴類(lèi)化合物含量相對(duì)較高。其中，苯系列化合物含量最高，萘系列化合物含量次之，菲系列化合物含量較低（見(jiàn)圖3a）。另有少量聯(lián)苯、芴、四環(huán)芳烴等芳香族化合物被檢測(cè)到，聯(lián)苯在全二維色譜圖上出現(xiàn)時(shí)間略晚于萘，芴出現(xiàn)時(shí)間早于菲、晚于萘，四環(huán)芳烴系列化合物已在圖中標(biāo)出（見(jiàn)圖3a），這些芳香族化合物因含量較少，在3D圖上的響應(yīng)不明顯（見(jiàn)圖3b）。

3.3 金剛烷化合物系列

金剛烷作為識(shí)別高成熟油裂解產(chǎn)物的新指標(biāo)[22-28]，得到國(guó)內(nèi)外學(xué)者的認(rèn)可和肯定，并被推廣應(yīng)用[29-36]。5個(gè)凝析油樣品中都檢測(cè)到了豐富的單金剛烷和雙金剛烷系列化合物（見(jiàn)圖4），在金剛烷種類(lèi)和含量上都較相近，僅DB208井和DB207井這2個(gè)樣品中發(fā)現(xiàn)了少量三金剛烷系列化合物。

3.3.1 單金剛烷系列

在TOFMS中，金剛烷類(lèi)化合物得到了很好的分離，在其二維點(diǎn)陣圖上，相同碳數(shù)的金剛烷同分異構(gòu)體的峰呈直線狀分布，不同碳數(shù)之間的金剛烷系列呈現(xiàn)出瓦片效應(yīng)。單金剛烷類(lèi)化合物具有特征離子m/z=79、93、107，可用不同特征離子m/z=136、135、149、163、177、191，對(duì)其進(jìn)行選擇分離。分別取自DB208、DB207、DB101-1、DB101-5、DB202等井的5個(gè)凝析油樣品中檢測(cè)到85、81、72、70、77個(gè)單金剛烷系列化合物（見(jiàn)圖5a），含量分別為9 103.40×10-6、8 227.92×10-6、10 093.09×10-6、12 542.30×10-6、11 313.13×10-6（見(jiàn)表2）。其中，取代基個(gè)數(shù)為1～5。不同取代基個(gè)數(shù)的單金剛烷在全二維點(diǎn)陣圖上呈瓦片狀分布，不同取代位置的單金剛烷在二維時(shí)間柱上出現(xiàn)的時(shí)間是固定的。根據(jù)全二維提供的質(zhì)譜圖，確定了點(diǎn)陣圖上各金剛烷類(lèi)化合物的名稱(chēng)（見(jiàn)圖5a）。立體圖上可以直觀地反映化合物相對(duì)含量，化合物含量越高，出峰越明顯，立體圖基底顏色越深且越平坦，反之則立體圖基底顏色越淺且有很多凸起的小峰，即為雜峰特征（見(jiàn)圖5b）。

如圖6a所示，在選擇離子m/z=136、135下共標(biāo)記出9個(gè)化合物，根據(jù)TOFMS提供的質(zhì)譜信息將這9個(gè)化合物按照相對(duì)分子質(zhì)量分別為150、164、178、192劃分成4類(lèi)，相對(duì)分子質(zhì)量依次相差14，按照相差一個(gè)“-CH2”分子鏈的規(guī)律排列。

對(duì)比其譜圖發(fā)現(xiàn)，這9個(gè)化合物都有相同的碎片離子m/z=79、93、107及相同的特征離子m/z=135。根據(jù)全二維氣相色譜圖“族分離的特點(diǎn)”推斷，這4類(lèi)化合物是一個(gè)取代基的烷基金剛烷系列化合物，取代基位置分別為“1位”和“2位”。根據(jù)甲基金剛烷和乙基金剛烷取代基的位置推斷，在圖6a中，由已經(jīng)確定結(jié)構(gòu)式的化合物2、3、4、5推斷二維保留時(shí)間低的為“1位”，二維保留時(shí)間高的為“2位”。化合物a相對(duì)分子質(zhì)量為178，與相對(duì)分子質(zhì)量為135的金剛烷離子相差43，且離子峰178與135之間沒(méi)有其他碎片離子，即化合物a與金剛烷之間相差一個(gè)結(jié)構(gòu)式為“—CH2—CH2—CH3”的分子鏈，表明化合物a為丙基金剛烷，但不能確定其取代基位置，則a化合物可記為C3-金剛烷。如圖6b所示，在選擇離子m/z=149下標(biāo)記出21個(gè)化合物，按照相對(duì)分子質(zhì)量分別為164、178、192、206劃分為4類(lèi)，化合物b相對(duì)分子質(zhì)量為192，與149相差43，說(shuō)明脫掉一個(gè)結(jié)構(gòu)式為“—CH2—CH2—CH3”的分子鏈，且離子峰192與149之間存在碎片離子峰177，即化合物b為帶有兩個(gè)取代基的金剛烷，一個(gè)為甲基，一個(gè)為丙基，由于其取代基位置無(wú)法確定，則b化合物可記為C4-金剛烷。用此方法可以推斷化合物c、d、e分子式。

圖2 大北氣田5個(gè)凝析油樣品在GC×GC-TOFMS下的全二維點(diǎn)陣圖（a）及全二維立體圖（b）

圖3 大北氣田5個(gè)凝析油樣品中芳烴化合物的全二維點(diǎn)陣圖（a）及全二維立體圖（b）

圖4 大北氣田5個(gè)凝析油樣品金剛烷類(lèi)化合物全二維點(diǎn)陣譜圖

3.3.2 多金剛烷系列

雙金剛烷類(lèi)具有特征離子m/z=79、91、105，用m/z=188、187、201、215、229對(duì)樣品內(nèi)雙金剛烷進(jìn)行檢測(cè)。雙金剛烷系列化合物的分布特征與單金剛烷類(lèi)似，相同取代基個(gè)數(shù)的雙金剛烷呈瓦片狀分布。在DB208、DB207、DB101-1、DB101-5、DB202等井取的5個(gè)凝析油樣品中分別檢測(cè)到18、17、12、10、12個(gè)雙金剛烷系列化合物（見(jiàn)圖7a），對(duì)應(yīng)含量分別為781.94×10-6、646.31×10-6、556.70×10-6、502.50×10-6、806.79×10-6。其中，取代基個(gè)數(shù)為1～4（見(jiàn)圖7b）。

三金剛烷用特征離子m/z=240、239、253、267進(jìn)行檢測(cè)。DB208井凝析油樣品檢測(cè)到3個(gè)三金剛烷系列化合物，其含量為16.38×10-6；DB207井凝析油樣品檢測(cè)到2個(gè)三金剛烷系列化合物（見(jiàn)圖8a），其含量為8.01×10-6；DB101-1、DB101-5、DB202等井凝析油樣品中的三金剛烷系列化合物因信噪比太低而無(wú)法被檢測(cè)出來(lái)（見(jiàn)圖8b）。

由于大北氣田凝析油樣品中檢測(cè)到豐富的單金剛烷、雙金剛烷、三金剛烷類(lèi)化合物，通常認(rèn)為金剛烷類(lèi)化合物成因與原油高溫裂解程度有關(guān)[21-25,32-36]，其攜帶了油氣成藏過(guò)程中原油的高溫?zé)嵛g變信息。因此，這些化合物的大量發(fā)現(xiàn)，說(shuō)明大北氣田的凝析油為高成熟階段產(chǎn)物。

不同的烷基取代位置直接影響著金剛烷的穩(wěn)定性。依據(jù)金剛烷成熟度指標(biāo)[35-38]，利用單金剛烷指標(biāo)MAI（MAI=1-甲基單金剛烷/（1-甲基單金剛烷+2-甲基單金剛烷））和雙金剛烷指標(biāo)MDI（MDI=4-甲基雙金剛烷/（1-甲基雙金剛烷+3-甲基雙金剛烷+4-甲基雙金剛烷））這2個(gè)參數(shù)來(lái)?yè)Q算原油的成熟度。金剛烷指標(biāo)與鏡質(zhì)體反射率（Ro）的對(duì)應(yīng)關(guān)系見(jiàn)表3[37]。

分別取自DB208、DB207、DB101-1、DB101-5、DB202等井的5個(gè)凝析油樣品的MAI值分別為70%、73%、63%、74%、67%；MDI值分別為49%、48%、52%、54%、50%，對(duì)應(yīng)Ro值為1.3%～1.6%（見(jiàn)表3），表明均屬于高成熟階段產(chǎn)物。

3.4 天然氣地球化學(xué)特征

大北氣田天然氣組成中甲烷含量高，非烴氣體含量低。甲烷含量為94.8%～96.5%（平均為95.5%），乙烷含量為2.11%～2.30%，己烷及以上烴組分含量為0.01%～0.36%，氮?dú)夂繛?.33%～1.27%，CO2含量為0.39%～0.62%（平均為0.51%），表明天然氣為烴源巖高成熟階段的產(chǎn)物（見(jiàn)表4）。

圖5 大北氣田5個(gè)凝析油樣品單金剛烷類(lèi)化合物全二維點(diǎn)陣圖（a）及全二維立體圖（b）

表2 大北氣田5個(gè)凝析油樣品金剛烷類(lèi)化合物定量分析結(jié)果

圖6 DB208井凝析油樣品單金剛烷類(lèi)化合物全二維點(diǎn)陣圖及對(duì)應(yīng)點(diǎn)質(zhì)譜圖

圖7 大北氣田5個(gè)凝析油樣品雙金剛烷類(lèi)化合物全二維點(diǎn)陣圖（a）及全二維立體圖（b）

圖8 大北氣田3個(gè)凝析油樣品三金剛烷類(lèi)化合物全二維點(diǎn)陣圖（a）及全二維立體圖（b）

表3 金剛烷指標(biāo)與鏡質(zhì)體反射率關(guān)系表[37]

3.5 原油地球化學(xué)特征

大北氣田凝析油的參數(shù)指標(biāo)含有較高的三環(huán)萜烷，其重排藿烷含量與伽馬蠟烷指數(shù)之間的關(guān)系表明，大北氣田凝析油的成熟度較高。大北氣田的5個(gè)凝析油樣品中C29Ts/C29H值約為0.4，C29甾烷20S/（20S+20R）與ββ/（ββ+αα)異構(gòu)體值均大于0.4，表明大北氣田凝析油成熟度較高（見(jiàn)表5）。根據(jù)甾烷生物標(biāo)志化合物參數(shù)、以及金剛烷參數(shù)圖版[15]，大北氣田凝析油的參數(shù)均指示達(dá)到高成熟階段。

表4 大北氣田白堊系巴什基奇克組天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)表

表5 大北氣田生物標(biāo)志化合物參數(shù)比值表

大北氣田凝析油包括異庚烷值和正庚烷值的石蠟指數(shù)[15]也分布在高成熟油區(qū)域，異庚烷值大于4，正庚烷值大于20，反映了凝析油成熟度較高。其中，異庚烷值=（2-甲基己烷+3-甲基己烷）/（1,順,3-環(huán)戊烷+1,反,3-環(huán)戊烷+1,順,2-環(huán)戊烷）；正庚烷值=100×正庚烷/（環(huán)己烷+2-甲基己烷+1,1-二甲基環(huán)戊烷+2,3-二甲基戊烷+3-甲基己烷+1,順,3-二甲基環(huán)己烷+1,反,3-二甲基環(huán)戊烷+1,反,2-二甲基環(huán)戊烷+3-乙基戊烷+2,2,4-三甲基戊烷+正庚烷+甲基環(huán)己烷）。

大北氣田5個(gè)凝析油樣品中金剛烷含量低于克拉2氣藏凝析油，與博孜1井相當(dāng)[15,19]。其中（3-+4-）甲基雙金剛烷含量存在明顯差距，博孜1井為140×10-6，大北地區(qū)為250×10-6，而克拉2地區(qū)最高可達(dá)2 000×10-6。（3-+4-）甲基雙金剛烷作為評(píng)價(jià)原油裂解程度的指標(biāo)被國(guó)內(nèi)外學(xué)者廣泛應(yīng)用[30-39]，大北地區(qū)凝析油（3-+4-）甲基雙金剛烷含量超過(guò)200×10-6，表明樣品裂解程度較高（大于90%）。

3.6 油氣成因與富集成藏

大北氣田天然氣的δ13C1值為-33.1‰～-29.3‰，δ13C2值為-22.5‰～-20.7‰（見(jiàn)表4）。煤成氣的δ13C2值一般重于-29‰，油型氣的δ13C2值一般輕于-29‰[1]。據(jù)此標(biāo)準(zhǔn)，大北氣田天然氣屬典型的煤型氣，與庫(kù)車(chē)坳陷侏羅系—三疊系發(fā)育腐殖型煤系烴源巖相一致[40-48]。根據(jù)劉文匯等建立的煤成氣δ13C1與Ro關(guān)系式[49]，折算大北氣田天然氣的成熟度相當(dāng)于烴源巖Ro值為1.3%～1.7%，與凝析油的成熟度一致，說(shuō)明凝析油可能與天然氣同期形成。對(duì)比庫(kù)車(chē)坳陷大宛齊地區(qū)，大北地區(qū)天然氣成熟度相對(duì)較高，甲烷、乙烷碳同位素組成偏重，與烴源巖埋深大、熱演化程度高有關(guān)，向四周隨著烴源巖成熟度降低，逐漸出現(xiàn)氣油比降低，過(guò)渡為凝析氣藏、帶油環(huán)的凝析氣藏，直至油藏，相態(tài)的多樣化明顯受有機(jī)質(zhì)熱演化階段控制[44]。

庫(kù)車(chē)坳陷發(fā)育三疊系、侏羅系優(yōu)質(zhì)烴源巖，烴源巖分布穩(wěn)定[42-46]，厚度為200～600 m。大部分地區(qū)烴源巖達(dá)到成熟—高成熟或過(guò)成熟階段，在沉積中心，兩套烴源巖的Ro值為1.5%～3.5%。從生氣強(qiáng)度來(lái)看，庫(kù)車(chē)主體凹陷中心區(qū)生氣強(qiáng)度都在100×108m3/km2以上，向四周生氣強(qiáng)度逐漸變小。生氣強(qiáng)度在東西方向呈帶狀展布，最大生氣區(qū)位于迪那地區(qū)和大北—克深地區(qū)，累計(jì)生氣強(qiáng)度高達(dá)（350～400）×108m3/km2。庫(kù)車(chē)坳陷沉降史和烴源巖熱演化史研究表明，新近紀(jì)以來(lái)隨著庫(kù)車(chē)坳陷的快速沉降，三疊系、侏羅系烴源巖埋藏深度迅速加大，地層溫度升高，大約距今12 Ma開(kāi)始生油；康村組沉積期（距今5～12 Ma）是烴源巖的主生油氣期，以生成高成熟原油和天然氣為主，也是凝析油大量生成階段；庫(kù)車(chē)組沉積期（距今2～5 Ma）到第四紀(jì)均處于大量生氣階段[15]。因此，大北氣田捕獲的油氣應(yīng)是距今5 Ma庫(kù)車(chē)組沉積期處于高成熟演化階段烴源巖的產(chǎn)物，與迪那2凝析氣田成因相似[41]，均是晚期烴源巖進(jìn)入凝析油氣生成階段的產(chǎn)物，凝析油伴隨天然氣沿?cái)嗔堰M(jìn)入大北疊瓦狀斷塊圈閉中聚集成藏。

大北氣田成藏條件優(yōu)越。庫(kù)車(chē)坳陷大北地區(qū)在上新世受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，盆地快速沉積導(dǎo)致烴源巖成熟度急劇增高，烴源巖快速進(jìn)入生凝析油氣階段[50-53]。白堊系巴什基奇克組整體處于三角洲前緣有利相帶，沉積相橫向穩(wěn)定、砂體連續(xù)性好，泥巖薄且不連續(xù)，儲(chǔ)集層整體表現(xiàn)出大面積連片分布的特點(diǎn)[50]。受上覆巨厚膏鹽層及其形成超壓壓力艙的保護(hù)，有效抑制了壓實(shí)作用引起的孔隙度減少，天然氣的強(qiáng)烈充注，降低了儲(chǔ)集層的物性門(mén)限[51]，邊充注邊致密化，有效儲(chǔ)集層規(guī)模大，裂縫較為發(fā)育，為大北氣田的形成提供了儲(chǔ)集條件。古近系庫(kù)姆格列木群膏鹽巖蓋層厚度大，除大北1井區(qū)外，厚度均在400 m以上；平面上以大北1井區(qū)為界，向南、向北逐漸加厚至1 000 m以上，埋深大，純鹽含量高，塑性流動(dòng)性強(qiáng)，封蓋能力更強(qiáng)，為斷背斜、斷塊圈閉成藏奠定了基礎(chǔ)。斷層的存在為氣藏形成提供了良好的運(yùn)移通道。大北氣田鹽下構(gòu)造為受基底卷入逆沖斷層控制的楔形斷塊構(gòu)造，具有垂直斷距大，圈閉密集分布等特點(diǎn)，在斷層的控制下，疊瓦狀背斜差異升降使得地層差異對(duì)接，可形成側(cè)向封擋條件，為大北氣田形成提供了圈閉基礎(chǔ)。可見(jiàn)，大北氣田具備優(yōu)越的成藏地質(zhì)條件，各個(gè)地質(zhì)條件和成藏要素之間匹配良好，有利于形成大氣田。

4 結(jié)論

運(yùn)用全二維氣相色譜-飛行時(shí)間質(zhì)譜儀，對(duì)塔里木盆地大北氣田5口井的凝析油樣品開(kāi)展分析，正構(gòu)烷烴保存相對(duì)完整，含有豐富的金剛烷類(lèi)化合物，并檢測(cè)到雙金剛烷和三金剛烷，計(jì)算顯示（3-+4-）甲基雙金剛烷含量超過(guò)200×10-6。根據(jù)金剛烷成熟度指標(biāo)公式計(jì)算出凝析油相當(dāng)于烴源巖Ro值在1.3%～1.6%階段產(chǎn)物。

天然氣地球化學(xué)分析表明，大北氣田天然氣為成熟度較高的煤成氣，根據(jù)天然氣碳同位素組成與成熟度關(guān)系，折算出天然氣的成熟度相當(dāng)于烴源巖Ro值在1.3%～1.7%階段產(chǎn)物，表明大北氣田的天然氣和凝析油是烴源巖在高成熟階段生成，具有同期性。

大北氣田古近系庫(kù)姆格列木群發(fā)育的巨厚膏鹽巖、膏泥巖是區(qū)域性?xún)?yōu)質(zhì)蓋層，直接覆蓋于白堊系巴什基奇克組砂巖之上，組成良好的儲(chǔ)蓋組合；三疊系、侏羅系煤系烴源巖生烴強(qiáng)度大、持續(xù)強(qiáng)充注，鹽下沖斷構(gòu)造成排展布、圈閉密集分布，斷裂極為發(fā)育、提供良好運(yùn)移通道，這些因素共同控制下形成了大北大型氣田。