張亞超，李賢慶，魏強(qiáng)，孫可欣，謝增業(yè)，肖中堯

1.煤炭資源與安全開(kāi)采國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；2.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)(北京)地球科學(xué)與測(cè)繪工程學(xué)院，北京 100083；3.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院天然氣地質(zhì)研究所，河北廊坊 065007；4.中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒 841000

流體包裹體包含了油氣運(yùn)移和充注時(shí)古流體的溫度、壓力和成分等信息，是油氣成藏分析的重要研究對(duì)象[1]。流體包裹體鏡下特征和儲(chǔ)層顆粒熒光定量分析，是判識(shí)儲(chǔ)層是否存在油氣充注最直接的證據(jù)，兩者結(jié)合可以有效判別油氣成熟度、分析油質(zhì)。根據(jù)流體包裹體均一溫度可以恢復(fù)古流體被捕獲時(shí)的溫度和壓力，結(jié)合沉積埋藏史可以判斷油氣充注的期次與時(shí)間。目前，流體包裹體與儲(chǔ)層顆粒熒光分析技術(shù)已在致密砂巖氣藏成藏研究中得到良好運(yùn)用[2-5]。

迪北氣藏位于塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷東部克-依構(gòu)造帶。近年來(lái)，在該地區(qū)侏羅系儲(chǔ)層勘探獲得了較大突破，展示了天然氣勘探的廣闊前景[6]。迪北地區(qū)深層致密砂巖氣藏儲(chǔ)層埋深一般大于4 500 m。因此，對(duì)迪北氣藏油氣成藏特征的研究有利于明晰深層致密砂巖氣藏的成藏規(guī)律。不同學(xué)者基于不同方法對(duì)迪北氣藏的油氣充注時(shí)間和充注期次進(jìn)行研究，但認(rèn)識(shí)上存在差別。趙靖舟等[7]利用構(gòu)造圈閉形成時(shí)間，判斷迪北氣藏形成時(shí)間大約在5.3 Ma前。李賢慶等[8]應(yīng)用生烴動(dòng)力學(xué)研究了迪北氣藏天然氣生成與聚集，認(rèn)為天然氣聚集時(shí)間為5 Ma前至今。李峰等[9]對(duì)依南2井下侏羅統(tǒng)砂巖儲(chǔ)層中鹽水包裹體均一溫度進(jìn)行測(cè)試，認(rèn)為迪北氣藏具有早油晚氣兩期成藏特征。陶士振等[10]通過(guò)對(duì)克依構(gòu)造帶流體包裹體特征研究認(rèn)為克依構(gòu)造帶有三期油氣演化，第一期為輕質(zhì)油充注，第二期、第三期為天然氣充注。

在前人研究的基礎(chǔ)上，本文采用包裹體巖相學(xué)、顯微測(cè)溫、含油包裹體豐度(GOI)、儲(chǔ)層顆粒熒光定量等分析技術(shù)對(duì)迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層古流體特征與油氣充注史進(jìn)行研究。結(jié)合構(gòu)造演化史、熱史、沉積埋藏史、烴源巖生排烴史，綜合判識(shí)迪北氣藏油氣充注期次與時(shí)間，明晰油氣成藏過(guò)程，旨在為塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷致密砂巖大氣田成藏研究與勘探評(píng)價(jià)提供參考。

1 地質(zhì)概況

庫(kù)車(chē)坳陷位于塔里木盆地北緣，是經(jīng)歷3期演化疊合而成的一個(gè)前陸型盆地，自北向南可以劃分為“五帶三凹”的格局[圖1(a)]，表現(xiàn)出南北分帶、東西分段、上下分層的特征。迪北構(gòu)造位于依奇克里克構(gòu)造帶東部，是發(fā)育于依奇克里克斷裂下盤(pán)的一個(gè)大型斷鼻，此地區(qū)構(gòu)造變形強(qiáng)烈，逆沖斷層發(fā)育[11-12][圖1(b)]。

迪北氣藏下伏烴源巖平面分布廣、厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、成熟度高，為該地區(qū)發(fā)育致密砂巖氣藏提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)[13-14]。其主要的產(chǎn)氣層段為下侏羅統(tǒng)，巖性以巖屑砂巖為主，屬于低孔、低滲儲(chǔ)層[6]。吉迪克組發(fā)育膏泥巖蓋層，封閉能力強(qiáng)[15]。良好的生儲(chǔ)蓋組合是迪北氣藏形成的重要條件[圖1(c)]。迪北氣藏為常溫高壓氣藏，壓力系數(shù)1.4～1.84，依南2井日產(chǎn)氣5.01×104m3，日產(chǎn)油1.8 m3，其中凝析油密度為0.796 g/cm3[16]。依南4、依深4井產(chǎn)水，無(wú)天然氣產(chǎn)出，在縱向上具有氣水倒置的特征。天然氣中甲烷含量為82%～95%，平均為88%；天然氣干燥系數(shù)為0.85～0.95，平均為0.93，表現(xiàn)為濕氣特征；天然氣δ13C1為-38.4‰～-30.67‰，δ13C2為-27.1‰～ -19.4‰，δ13C3為-26.5‰～-20.6‰，烷烴氣組分碳同位素整體呈正碳同位素序列，主要為煤成氣，存在煤型氣與油型氣的混合氣；天然氣成熟度介于0.8%～1.5%[17-18]。

圖1 研究區(qū)位置、氣藏剖面與地層柱狀圖(據(jù)文獻(xiàn)[32]修改)Fig.1 Location of research area，gas reservoir profile and stratigraphic histogram (modified from Ref.[32])

2 樣品與測(cè)試

選擇庫(kù)車(chē)坳陷迪北氣藏4口井進(jìn)行采樣，分別為依南2井、依南4井、依深4井、依南5井。樣品以含礫粗砂巖和含礫中砂巖為主，層位包括侏羅系阿合組(J1a)和陽(yáng)霞組(J1y)。

使用日產(chǎn)顯微鏡Olympus對(duì)迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層流體包裹體進(jìn)行研究，首先在透射光和紫外光條件下進(jìn)行包裹體巖相學(xué)觀察，確定包裹體產(chǎn)狀、宿主礦物、熒光顏色和相態(tài)并計(jì)算GOI。GOI測(cè)定方法為：將樣品制成流體包裹體雙面拋光薄片，在透射光和熒光觀察的基礎(chǔ)上，在薄片的100個(gè)視域中統(tǒng)計(jì)含油包裹體的顆粒與視域中的總礦物顆粒數(shù)，計(jì)算它們的百分比。

采用LINKAM液氮型冷熱臺(tái)THMS600G(測(cè)定誤差為±0.1 ℃)來(lái)測(cè)定流體包裹體的均一溫度。

根據(jù)包裹體巖相學(xué)特征與均一溫度，判別烴類(lèi)包裹體的形成期次。使用顆粒熒光定量技術(shù)(QGF)和粒間萃取液熒光定量技術(shù)(QGF-E)，判識(shí)是否存在古油層、油氣的成熟度，分析油質(zhì)。結(jié)合迪北區(qū)域地層沉積埋藏史，確定迪北氣藏油氣充注期次及其充注過(guò)程。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 流體包裹體巖相學(xué)特征

迪北氣藏下侏羅統(tǒng)儲(chǔ)層中流體包裹體較為發(fā)育，個(gè)體分布在3～10 μm之間，形態(tài)多為橢圓形和不規(guī)則多邊形，常呈孤立狀、群狀和串珠狀產(chǎn)出。石英顆粒內(nèi)前期發(fā)育的裂縫被后期裂縫切割，并且在兩期裂縫中均存在鹽水包裹體，據(jù)此判斷迪北氣藏存在兩期包裹體，第Ⅰ期發(fā)育在石英顆粒內(nèi)裂縫、石英顆粒邊緣，第Ⅱ期發(fā)育在石英內(nèi)顆粒裂縫、穿石英顆粒裂隙、石英次生加大邊中。

在室溫條件下，烴類(lèi)包裹體依據(jù)相態(tài)的不同分為液態(tài)烴包裹體、氣態(tài)烴包裹體和氣液烴包裹體，常與鹽水包裹體伴生。根據(jù)流體包裹體單偏光下的顏色、熒光顯示等信息(圖2)，將烴類(lèi)包裹體劃分為兩期：第Ⅰ期為液態(tài)烴包裹體，熒光顯示為淺黃色、黃綠色，形狀多為橢圓狀，推測(cè)為早期低成熟原油的充注；第Ⅱ期為氣態(tài)烴包裹體與氣液包裹體，氣液烴包裹體熒光顯示為藍(lán)白色，氣態(tài)烴包裹體不發(fā)熒光，反映高成熟輕質(zhì)油氣充注。包裹體的熒光顏色由淺黃色、黃綠色變?yōu)樗{(lán)白色，其氣液比逐漸增大，表明有機(jī)質(zhì)成熟度的增高。

液態(tài)烴包裹體多分布在石英顆粒內(nèi)裂縫、石英顆粒邊緣，氣態(tài)烴和氣液烴包裹體多發(fā)育于穿石英顆粒裂縫、石英次生加大邊中。依據(jù)包裹體巖相學(xué)特征和依據(jù)單偏光、熒光特征對(duì)包裹體期次的劃分具有一致性，說(shuō)明迪北氣藏至少存在兩期油氣充注。

(a)依深4井，4 005.3 m，J1a，淺灰色含礫粗砂巖，沿切穿石英顆粒微裂縫及其加大邊呈線狀分布，黃綠色熒光液態(tài)烴包裹體；(b)依南2井，4 550.5 m，J1y，灰色粗砂巖，石英顆粒中藍(lán)白色熒光油氣包裹體；(c)依南5井，4 783 m，J1a，沿切穿石英顆粒的微裂縫呈帶狀分布，鹽水包裹體與油氣包裹體共生；(d)依南5井，4 783 m，J1a，沿切穿石英顆粒的微裂縫分布，氣態(tài)烴包裹體；(e)依南4井，4 125.2 m，J1y，沿切穿石英顆粒微裂縫呈線狀分布，淡褐色的含烴鹽水包裹體；(f)依南4井，4 045.5 m，J1y，沿切穿石英顆粒的微裂縫分布，綠色熒光的輕質(zhì)油氣包裹體圖2 迪北氣藏侏羅系砂巖樣品流體包裹體單偏光、熒光下的特征Fig.2 The characteristics of fluid inclusion under the condition of transmittance and fluorescence in Jurassic sandstone of Dibei gas field

3.2 流體包裹體均一溫度分布特征

通過(guò)迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層樣品包裹體顯微測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)可以看出，不同期次包裹體的均一溫度主頻分布范圍明顯不同(表1)。儲(chǔ)層樣品包裹體均一溫度分布在80 ℃～165 ℃內(nèi)，表明流體連續(xù)充注。與液態(tài)烴包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，明顯小于與氣態(tài)烴包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，并且4口井儲(chǔ)層樣品的鹽水包裹體均一溫度呈雙峰型分布，集中在100 ℃～110 ℃與130 ℃～140 ℃，反映兩期油氣充注(圖3)。分析結(jié)果表明，迪北氣藏存在早期油和晚期天然氣充注，這也與用包裹體巖相學(xué)劃分的烴類(lèi)包裹體期次一致。

圖3 迪北氣藏致密砂巖儲(chǔ)層樣品流體包裹體均一溫度分布直方圖Fig.3 Homogenization temperature of fluid inclusions in tight sandstone reservoir samples of Dibei gas field

表1 迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層流體包裹體巖相學(xué)特征及均一溫度Tab.1 The characteristics and homogenization temperature of fluid inclusions in Jurassic reservoir samples of Dibei gas field

3.3 含油包裹體豐度(GOI)特征

油氣在運(yùn)移和聚集時(shí)，會(huì)在運(yùn)移通道和聚集層位的巖石礦物中發(fā)育大量烴類(lèi)包裹體，GOI與非油氣運(yùn)聚層位有比較大的差異[19]，GOI值小于1%為水層，大于5%為油層，介于1%～5%時(shí)為油氣運(yùn)移通道[20]。本文所測(cè)迪北地區(qū)4口井侏羅系儲(chǔ)層GOI分布在1%～45%之間(圖4)，GOI值與儲(chǔ)層的深度關(guān)系不明顯。依南4井在4 400 m以深GOI值位于3%左右，在4 000 ～4 400 m時(shí)GOI值位于10%～30%之間。依深4井在3 982.6 m處GOI值位于1%左右，在3 982.6 m以深GOI值大于5%，最大達(dá)45%。依南2井在4 700 m以深GOI值大于5%。實(shí)驗(yàn)所測(cè)迪北氣藏GOI值整體較高，表明迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層存在古油層[21]。GOI值與儲(chǔ)層物性條件、油氣充注速率、油氣充注時(shí)間有關(guān)，所測(cè)GOI值較高說(shuō)明迪北地區(qū)侏羅系儲(chǔ)層物性可能相對(duì)較好，巖石更容易捕獲封存流體包裹體，同時(shí)也說(shuō)明油氣的充注是一個(gè)連續(xù)緩慢的過(guò)程[22-23]。

圖4 迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層含油包裹體豐度與深度的關(guān)系Fig.4 Correlation between GOI values and depth in Jurassic reservoir of Dibei gas field

3.4 儲(chǔ)層顆粒熒光定量(QGF)

儲(chǔ)層顆粒熒光定量(QGF)可檢測(cè)儲(chǔ)層石英顆粒內(nèi)包裹烴的信息，從而可以探測(cè)古油層[23]。凝析油的QGF強(qiáng)度主峰值的波長(zhǎng)為375 nm和400 nm，輕質(zhì)油的為375 nm和425 nm，重質(zhì)油的一般大于450 nm。QGF指數(shù)大于4為識(shí)別古油層的標(biāo)志[24-25]。對(duì)依南2井侏羅系儲(chǔ)層進(jìn)行了儲(chǔ)層顆粒熒光定量分析(表2)，結(jié)果顯示QGF指數(shù)分布在2.0～23.0之間，平均值為9.8。通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，埋深4 815.0 m以深的QGF指數(shù)較高，QGF指數(shù)最大值位于埋深4 815.0 m處，該深度可能為古油層存在區(qū)域；在4 534～4 815.0 m范圍內(nèi)QGF指數(shù)較低，在4 579 m QGF指數(shù)降至4.0左右，可能是油層過(guò)渡到水層的標(biāo)志。庫(kù)車(chē)坳陷具有多套烴源巖，加之構(gòu)造變形強(qiáng)烈，因而油氣分布及運(yùn)移特征非常復(fù)雜。樣品Q(chēng)GF光譜主峰值分別位于340～360 nm和450 nm附近(圖5)，具有輕質(zhì)油和重質(zhì)油的波長(zhǎng)特征，表明迪北區(qū)塊侏羅系儲(chǔ)層的油為不同源或不同成熟度原油的混合[26-27]。儲(chǔ)層包裹體巖相學(xué)觀察到的不同成熟度的烴類(lèi)包裹體也印證了這一點(diǎn)。劉如紅[28]等利用生物標(biāo)志化合物技術(shù)、正構(gòu)烷烴碳同位素技術(shù)，對(duì)迪北地區(qū)侏羅系、三疊系烴源巖與原油的地球化學(xué)特征做了研究，并進(jìn)行油源對(duì)比，認(rèn)為迪北地區(qū)侏羅系儲(chǔ)層中的原油來(lái)源于侏羅系煤系烴源巖及三疊系烴源巖。

表2 依南2井侏羅系儲(chǔ)層樣品Q(chēng)GF和QGF-E主要參數(shù)Tab.2 Main parameters of QGF and QGF-E from Jurassic reservoir samples in well Yinan 2

3.5 儲(chǔ)層萃取液熒光定量(QGF-E)

QGF-E反映了儲(chǔ)集巖顆粒表面吸附烴的特征，其強(qiáng)度可以反映有機(jī)化合物濃度的高低。QGF-E強(qiáng)度及其對(duì)應(yīng)的發(fā)射光的波長(zhǎng)是重要的指標(biāo)，油層的QGF-E強(qiáng)度一般大于40 pc[29]。依南2井QGF-E強(qiáng)度為29.0～28 455.0 pc(表2)，大部分樣品的QGF-E強(qiáng)度大于40 pc，表明存在古油層。依南2井儲(chǔ)層砂巖樣品的QGF-E熒光光譜λmax在364～372 nm之間，主峰值約為370 nm(圖5)，表現(xiàn)為輕質(zhì)油的光譜特征。有部分樣品譜峰出現(xiàn)在420 nm，表現(xiàn)為瀝青質(zhì)的特征，而瀝青質(zhì)可能是原油早期充注、后遭受天然氣氣洗改造后殘留形成的[30]。

QGF指數(shù)與QGF-E強(qiáng)度存在正相關(guān)性[圖5(g)(h)]。18個(gè)樣品中有14個(gè)樣品Q(chēng)GF指數(shù)大于4，因而判斷為經(jīng)歷過(guò)早期的原油充注。在4個(gè)QGF指數(shù)小于4的樣品中，有3個(gè)樣品Q(chēng)GF-E強(qiáng)度大于40 pc，說(shuō)明早期未經(jīng)歷原油充注的砂巖樣品在后期可能經(jīng)歷了天然氣充注。據(jù)此可以推測(cè)，部分天然氣的運(yùn)移通道形成于原油充注之后、天然氣充注之前。

圖5 依南2井侏羅系儲(chǔ)層熒光定量Fig.5 Quantitative grain fluorescence in Jurassic reservoir samples in well Yinan 2

4 油氣充注史分析

4.1 油氣充注期次與時(shí)間

包裹體均一溫度分布圖顯示，迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層鹽水包裹體均一溫度存在100 ℃～110 ℃和130 ℃～140 ℃兩個(gè)主峰溫度。通過(guò)包裹體巖相學(xué)、包裹體均一溫度以及構(gòu)造發(fā)育史、烴源巖生排烴史、埋藏史[7，31-32]分析認(rèn)為，迪北氣藏至少經(jīng)歷兩期油氣充注。第Ⅰ期為早期低熟油的充注，此期包裹體主要源自三疊系烴源巖早期排出的原油，充注時(shí)間為18～16 Ma。第Ⅱ期包裹體更為發(fā)育，反映此期充注強(qiáng)度較大且成巖環(huán)境有利于形成流體包裹體，此期主要源自三疊系、侏羅系烴源巖晚期排出的高成熟輕質(zhì)油和成熟天然氣。天然氣充注發(fā)生在庫(kù)車(chē)期沉積以后，充注時(shí)間為5～3 Ma(圖6)。

圖6 迪北氣藏油氣充注期次Fig.6 The hydrocarbon charge stages of Dibei gas field

4.2 油氣充注過(guò)程

綜上研究，迪北氣藏存在早期油充注、晚期天然氣充注的成藏特征(圖7)，成藏過(guò)程為：

圖7 迪北氣藏油氣充注過(guò)程(據(jù)文獻(xiàn)[32]修改)Fig.7 Hydrocarbon changing process of Dibei gas field(modified from Ref.[32])

(1) 中新世之前，烴源巖處在未成熟-低成熟演化階段，還未開(kāi)始大規(guī)模的油氣充注。吉迪克組沉積以來(lái)，迪北氣藏的三疊系湖相烴源巖大量生油，此時(shí)依奇克里克斷層活動(dòng)，從而形成低幅度背斜，使得三疊系烴源巖生成的原油沿?cái)鄬釉谠缙诒承比﹂]中聚集。該期原油充注被黃綠色熒光包裹體所記錄，GOI測(cè)定、儲(chǔ)層顆粒熒光觀察也證明有油的充注。

(2) 庫(kù)車(chē)組沉積以來(lái)，迪北氣藏?zé)N源巖進(jìn)入深埋期，三疊系、侏羅系烴源巖進(jìn)入大量生氣的成熟階段，早期形成的原油在晚期天然氣強(qiáng)烈充注下逐漸運(yùn)移到圈閉外或沿著斷裂散失。在儲(chǔ)層中發(fā)現(xiàn)的瀝青可以明證。東秋里塔格斷層活動(dòng)，形成高幅度依奇克里克背斜，三疊系、侏羅系烴源巖排出的天然氣注入斜坡和構(gòu)造低凹處的下侏羅統(tǒng)儲(chǔ)層，形成大規(guī)模氣藏，在儲(chǔ)層中發(fā)育的大量氣態(tài)烴包裹體驗(yàn)證了該期天然氣的充注。

(3) 西域組沉積以來(lái)，東秋里塔格斷層的活動(dòng)使整個(gè)迪北斜坡向南位移和抬升，依深斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈并斷穿至地表。同時(shí)，位于構(gòu)造高部位的依奇克里克背斜遭受抬升剝蝕，上覆古近系吉迪克組膏泥巖蓋層被破壞，早期聚集在依奇克里克背斜的油氣遭到破壞散失，使先前聚集的油氣大量散失，氣藏分布范圍變小，沒(méi)有形成大規(guī)模的油氣藏。

5 結(jié) 論

本文采用流體包裹體巖相學(xué)、顯微測(cè)溫和儲(chǔ)層顆粒熒光定量方法對(duì)庫(kù)車(chē)坳陷迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層古流體特征與油氣充注史進(jìn)行了研究，主要結(jié)論如下：

(1) 迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層中發(fā)育兩期烴類(lèi)包裹體：第Ⅰ期包裹體主要為黃綠色熒光的液態(tài)烴包裹體，成熟度較低，與其共生的鹽水包裹體均一溫度為100 ℃～110 ℃；第Ⅱ期包裹體主要為發(fā)藍(lán)白色熒光的氣液烴包裹體，成熟度較高，與烴類(lèi)包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為130 ℃～140 ℃。

(2) 迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層含油包裹體豐度較高，GOI分布在1%～45%之間，且QGF-E強(qiáng)度位于57.0～28 455.0 pc之間，說(shuō)明迪北氣藏有過(guò)原油的充注；QGF指數(shù)分布在2.0～23之間，QGF光譜主峰值分別位于340～360 nm和450 nm附近，QGF-E光譜主峰值在370 nm附近，說(shuō)明儲(chǔ)層中的油為不同源或不同成熟度油的混合。

(3) 迪北氣藏侏羅系儲(chǔ)層經(jīng)歷兩期油氣充注：第Ⅰ期為原油早期充注，充注時(shí)間為18～16 Ma；第Ⅱ期為天然氣晚期充注，充注時(shí)間為5～3 Ma。西域組沉積以來(lái)，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈，使氣藏受到改造，在構(gòu)造低部位成藏。