摘要：杭錦旗地區(qū)是鄂爾多斯盆地北部重要的含油氣區(qū)，油氣成藏期次及流體勢研究有利于探究油氣充注的世代以及流體勢的分布特征，并進一步判定成藏期油氣的運移方向。本文以什股壕區(qū)塊和十里加汗區(qū)塊5口井的二疊系下石盒子組盒一段儲層砂巖為研究對象，基于流體包裹體分析厘定油氣成藏期次，并結合流體勢理論計算研究區(qū)關鍵成藏期的流體勢并揭示油氣的運移方向。研究結果顯示：什股壕區(qū)塊盒一段儲層油氣的成藏時間為132～102 Ma；十里加汗區(qū)塊盒一段儲層油氣的成藏時間為132～101 Ma。杭錦旗北部的什股壕盒一段儲層油氣的流體勢為18 128～22 872 J/kg；杭錦旗南部的十里加汗區(qū)塊盒一段儲層油氣的流體勢為22 975～27 153 J/kg。本文認為研究區(qū)二疊系盒一段儲層油氣成藏時間在早白堊世，十里加汗區(qū)塊整體的流體勢要高于什股壕區(qū)塊，油氣具備由南部向北部運移的趨勢。

關鍵詞：流體包裹體；成藏期；流體勢；油氣運移；儲層；杭錦旗地區(qū)；鄂爾多斯盆地

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220236

中圖分類號：P597；P618.13

文獻標志碼：A

Supported by the China Petroleum amp; Chemical Corporation Project （HX20191200）

Hydrocarbon Accumulation Stages and Fluid Potential Characteristics of Permian Reservoirs in Hangjinqi Area

Li Xiaoguang Ni Zhiyong Song Daofu Zhang Xuan Han Zijing Zhang Wei3，An Chuan3

1. State Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration，China University of Petroleum，Beijing 102249，China

2. School of Earth Sciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China

3. Exploration and Development Research Institute of Sinopec North China Oil and Gas Company，Zhengzhou 450006，China

Abstract：

Hangjinqi area is an important hydrocarbon bearing area in the north of Ordos basin. The study of petroleum accumulation periods and fluid potential is conducive to exploring the generation of petroleum filling， the distribution characteristics of fluid potential， and further determining the migration direction of oil and gas during the accumulation period. In this paper， the reservoir sandstones of the First Member of Xiashihezi Formation （He 1） of the Permian system in five wells of Shiguhao block and Shilijiahan block are taken as the research objects. Based on the fluid inclusion analysis， the petroleum accumulation periods are determined， the fluid potential of the key reservoir formation periods in the study area is calculated， and the migration direction of petroleum is revealed by combining the fluid potential theory. The research results showed that the petroleum accumulation time of He 1 Member reservoir was 132102 Ma in Shiguhao area， and 132101 Ma in Shilijiahan area. The fluid potential of petroleum in He 1 Member of Shiguhao area in the north of Hangjinqi is 18 12822 872 J/kg， and of Shilijiahan area in the south of Hangjinqi is 22 97527 153 J / kg. It is considered that hydrocarbon accumulation time of the Permian He 1 Member reservoir was in the Early Cretaceous. The overall fluid potential in Shilijiahan area is higher than in Shiguhao area， and the petroleum has a migration trend from south to north.

Key words： fluid inclusion; petroleum accumulation time; fluid potential; hydrocarbon migration; reservoir; Hangjinqi area; Ordos basin

0 引言

古地貌恢復、地震解析技術、巖溶對儲層物性的影響以及源儲接觸類型等研究在油氣成藏規(guī)律和油氣有利區(qū)帶的預測方面發(fā)揮著積極的作用[14]，油氣運移方向的研究同樣對勘探工作具指導意義[5]。前人基于鏡質(zhì)體反射率（Ro）、天然氣密度、天然氣干燥系數(shù)等方法對鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)的油氣運移方向進行了諸多的研究[68]，總體來看，油氣運移方向自南向北[9]，但在局部區(qū)域的運移方向仍需要進一步探究[1011]。

杭錦旗地區(qū)作為鄂爾多斯盆地北部重要的油氣探區(qū)，勘探及預測的難度隨著開發(fā)程度的深入而增大，有必要對該地區(qū)的油氣運移方向進一步精細刻畫。根據(jù)流體動力學理論，流體勢是影響地層中油、氣、水等流體運移方向的主要因素，即地層中流體的匯聚方向總是與流體勢減小的方向相一致[12]。流體包裹體記錄著流體形成時的溫度、壓力、鹽度和密度等一系列性質(zhì)[13]，且流體包裹體測溫結合沉積盆地的熱演化史/埋藏史是目前確定油氣藏時代的有效方法之一[1418]。本文以杭錦旗地區(qū)錦67井、錦81井、錦7、錦53和錦91井下石盒子組一段儲層流體包裹體為研究對象，應用流體包裹體測溫以及盆地模擬等方法，獲得其油氣充注時代，厘定油氣成藏期次，并在成藏期流體的古高程、古壓力和流體密度的基礎上計算出研究區(qū)5口井在關鍵成藏期的流體勢，為進一步精細探究研究區(qū)關鍵成藏期流體勢在平面及剖面上的分布規(guī)律提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

杭錦旗研究區(qū)總面積為9 805.1 km2，地處伊盟隆起之上，為北東向南西傾的單斜構造（圖1a）。太古宙—古元古代時期的構造事件使得鄂爾多斯盆地形成了穩(wěn)定的基底；中元古代—新元古代，古陸裂陷作用顯著，盆地處于裂谷發(fā)育階段；早古生代，杭錦旗地區(qū)不斷經(jīng)歷剝蝕和抬升隆起，造成現(xiàn)今只有在部分地區(qū)偶見奧陶紀地層出露[19]；中石炭世—晚三疊世，盆地穩(wěn)定沉積，為太原組和山西組的形成提供了豐富的物源基礎；中生代—新生代，鄂爾多斯盆地北部尤其在侏羅紀時期的燕山運動使得鄂爾多斯盆地北部構造演化發(fā)生變化，導致三疊紀、侏羅紀和白堊紀地層發(fā)育不均衡，最終導致構造格局演變?yōu)楝F(xiàn)今的北東高南西低[2024]。研究區(qū)內(nèi)自西向東發(fā)育三眼井斷裂、烏蘭吉林廟斷裂和泊爾江海子斷裂，區(qū)內(nèi)斷裂的發(fā)育也為油氣運移提供了有利條件（圖1b）。山西組及太原組的煤系地層為該地區(qū)主力烴源巖層[2526]。二疊系下石盒子組為重要儲層之一，上石盒子組及石千峰組為蓋層。泊爾江海子斷裂以北由于構造抬升造成的剝蝕作用使得太原組主要分布在斷裂以南[27]。

2 研究對象及實驗方法

本文采集的樣品共計33塊，其中11塊取自什股壕區(qū)塊、22塊取自十里加汗區(qū)塊，其均為二疊系據(jù)腳注①修編。

下石盒子組盒一段儲層的石英砂巖，制作成流體包裹體薄片以備后續(xù)實驗。本文運用流體包裹體與流體勢相結合的研究方法，分析什股壕區(qū)塊和十里加汗區(qū)塊盒一段儲層在關鍵成藏期的流體勢。依托于中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室完成了顯微觀察（包括熒光觀察）、共聚焦激光掃描以及顯微測溫實驗；在北京大學激光拉曼實驗室完成激光拉曼光譜實驗。運用到的分析儀器包括：Leica 4500P型號光學顯微鏡；Linkam THMS G600顯微測溫冷熱臺，其能夠達到的溫度范圍為-196～600 ℃，精度為0.1 ℃；OYLMPUS FV1000型的共聚焦激光掃描顯微鏡，水平與垂直分辨率分別為0.2 μm和0.1 μm ；LabRAM HR Evolution拉曼光譜儀，光譜分辨率為0.7 cm-1，重復性為0.03 cm-1。實驗步驟如下：

1）流體包裹體顯微鏡觀察。確定研究區(qū)包裹體的類型。

2）激光拉曼光譜實驗。確定氣相包裹體的成分。

3）流體包裹體顯微測溫。首先將實驗室溫度維持在25 ℃，設置升溫程序，將溫度變化速率設置為20 ℃/min；其次在測量包裹體均一溫度時，升溫速率應隨著包裹體中氣相體積的減小而降低，包裹體氣液兩相均一為單一液相時即為均一溫度；再次利用冰凍法測量包裹體時，降低溫度直至包裹體由氣液兩相均一到固相；最后將包裹體進行升溫操作，直至包裹體內(nèi)的冰完全融化，氣相出現(xiàn)時的溫度即冰點溫度[28]。

4）烴類包裹體的氣液比。通過激光共聚焦掃描顯微鏡對發(fā)熒光的烴類包裹體多個切面進行掃描成像。利用Image J進行圖像處理分別求每個切面包裹體的總面積和不發(fā)熒光處氣體的面積，并通過迭代計算出烴類包裹體的氣液比。

5）烴類包裹體捕獲溫度及捕獲壓力的獲取。將其均一溫度輸入PVT-sim軟件進行成分模擬，不斷調(diào)節(jié)烴類包裹體成分，模擬出與該烴類包裹體氣液比相吻合的石油成分并畫出所對應的包絡線，進而得到所測烴類包裹體的等容線。對于與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體，通過其測得的均一溫度和冰點溫度作為限定條件，在Folincor軟件中選定NaClH2O體系，模擬出等容條件下均一溫度所對應的壓力，并繪制出鹽水包裹體的等容線[29]。將烴類包裹體等容線與其伴生的鹽水包裹體等容線繪制在壓強溫度圖中，兩線交點即為包裹體的捕獲壓力即古壓力。

6）單井埋藏史的恢復。依據(jù)前人對于杭錦旗地區(qū)熱史、生烴演化史的研究成果，并結合研究區(qū)5口井的地層分層數(shù)據(jù)，利用Basinmod盆地模擬軟件進行單井埋藏史的模擬[3031]。

7）根據(jù)Hubbert[32]提出的流體勢計算公式，流體密度、古壓力及古高程是流體勢計算三個重要參數(shù)。由于烴類包裹體成分復雜，各種成分所含比例并不固定，為了準確的求取其成藏期的流體包裹體流體勢，通常用其伴生的鹽水包裹體的流體勢來替代。

3 研究內(nèi)容

3.1 成藏期次

3.1.1 顯微測溫

本文對研究區(qū)盒一段儲層樣品中的次生流體包裹體進行顯微測溫（圖2），其中什股壕區(qū)塊的錦67井和錦81井均一溫度主要集中在95～125 ℃，呈現(xiàn)單峰型特征；十里加汗區(qū)塊錦7、錦53井均一溫度主要集中分布在95～105 ℃，呈現(xiàn)單峰型特征，錦91井均一溫度分布在95～115 ℃和125～135 ℃，呈現(xiàn)雙峰型特征。根據(jù)流體包裹體均一溫度特征分析，認為研究區(qū)盒一段儲層存在多期流體充注。

3.1.2 均一溫度壓力校正

本文實驗利用共聚焦激光掃描顯微鏡對研究區(qū)5口井盒一段儲層砂巖顆粒裂縫中的石油包裹體進行掃描，并用激光拉曼光譜實驗對甲烷包裹體進行定性識別。通過迭代計算出石油包裹體氣液比，根據(jù)烴類包裹體和其伴生的鹽水包裹體的顯微測溫結果，利用PVT-sim和Folincor軟件模擬對包裹體均一溫度進行壓力校正，結果顯示研究區(qū)北部的什股壕區(qū)塊盒一段儲層石油包裹體的捕獲溫度為100～123 ℃，捕獲壓力為1.79×107～2.39×107Pa，甲烷包裹體的捕獲溫度為122～128 ℃，捕獲壓力為1.81×107～1.85×107 Pa；研究區(qū)南部十里加汗區(qū)塊盒一段儲層中油包裹體捕獲溫度為105～140 ℃，捕獲壓力區(qū)間為2.02×107～3.23×107 Pa，甲烷包裹體的捕獲溫度為106～111 ℃，捕獲壓力為2.10×107～2.14×107 Pa（圖3）。

3.1.3 單井埋藏史

杭錦旗地區(qū)經(jīng)歷了共4期的抬升剝蝕作用：晚三疊世末剝蝕厚度為150～200 m；早侏羅世末剝蝕厚度為120～160 m；晚侏羅世末剝蝕厚度為120～200 m和晚白堊世剝蝕厚度為400～700 m[3334] ?；谘芯繀^(qū)5口井的地層分層數(shù)據(jù)和該地區(qū)的大地熱流值（表1）模擬出單井埋藏史（圖4），認為什股壕區(qū)塊存在兩期成藏，油成藏時間為132～103 Ma，天然氣成藏時間為108～102 Ma；十里加汗區(qū)塊存在兩期油氣成藏，油成藏時間為132～101 Ma，天然氣成藏時間為130～120 Ma。研究區(qū)油氣成藏時間與燕山運動時間相符合，推測在燕山運動時期，隨著烴源巖成熟進入生烴排烴的高峰期，構造運動的不斷加強，研究區(qū)開始大量生成天然氣，并運移成藏。

3.2 成藏期的流體勢計算

流體勢的概念最早由Hubbert[32]提出，定義為單位質(zhì)量流體從初始狀態(tài)到某一位置所做的所有功[38]。流體勢是影響地下流體運移的主要因素，對儲層中賦存的石油和天然氣同樣如此，因此，流體勢研究對于揭示油氣成藏期油氣運移規(guī)律具有重要的意義[38]。而當?shù)貙又辛黧w的流速非常緩慢時，流體流速可以忽略不計，即采用Hubbert簡化之后的公式：

Φ=gz+p/ρ 。（1）

式中：Φ為流體勢，J/kg；g為重力加速度，m/s2，本文g取9.8 m/s2；z為相對古高程，m；p為古壓力，Pa；ρ為流體密度，kg/m3。

根據(jù)流體勢的公式，gz代表著流體包裹體相對于基準面克服重力做的功，p/ρ代表包裹體從壓力為零到壓力為p所做的功（圖5）。

據(jù)文獻[39]修改。

3.2.1 成藏期的流體密度

成藏期捕獲的包裹體密度即可代表流體密度。鹽水包裹體的冰點溫度和均一溫度是密度計算的重要前提，利用Bodnar[40]提出的冰點溫度鹽度運算公式（式（2）），劉斌等[41]提出的包裹體密度運算公式（式（3）式（6））即可得到鹽水包裹體的密度。

w=-1.78Tm-0.0442T2m-0.000557T3m。 （2）

式中：w為鹽度，％；Tm為冰點下降溫度，℃。

ρ=A+BTh+CT2h。（3）

式中： Th為均一溫度，℃；A，B，C為鹽度w的函數(shù)。

A=A0+A1w+A2;（4）

B=B0+B1w+B2w2;（5）

C=C0+C1w+C2w2 。（6）

式中：

A0=0.993531；A1=8.72147×10-3；A2=-2.43975×10-5；B0=7.11652×10-5；B1=-5.22080×10-5；B2=1.26656×10-6；C0=-3.49970×10-6；C1=2.12124×10-7；C2=-4.52318×10-9。該參數(shù)適用范圍為Th≤500 ℃，w≤30%。

本文以泊爾江海子斷裂為界，將位于北部和南部井儲層流體包裹體的密度進行綜合對比，發(fā)現(xiàn)在斷裂北部的什股壕區(qū)塊盒一段儲層流體包裹體密度范圍為962.5～1 089.4 kg/m3，而斷裂以南的十里加汗區(qū)塊盒一段儲層流體包裹體密度范圍為961.2～1 118.1 kg/m3，斷裂南北流體包裹體密度的差異很小（圖6）。

3.2.2 成藏期的古壓力

油氣在儲層運移過程中，烴類流體與其他流體被宿主礦物同時捕獲，就形成了烴類包裹體以及其伴生的包裹體，這一類次生烴類包裹體與油氣成藏密切相關。一般認為，在同一個礦物顆粒中同一期次的包裹體，它們的捕獲壓力和捕獲溫度都是相同的[42]，因此烴類包裹體的捕獲壓力即為古壓力。根據(jù)前文中壓力校正計算結果顯示，泊爾江海子斷裂以北的錦67井和錦81井儲層中石油包裹體最小捕獲壓力為1.79×107 Pa，最大捕獲壓力為2.39×107 Pa（圖3a、b）；泊爾江海子斷裂以南的錦7井、錦53井和錦91井儲層中石油包裹體的最小捕獲壓力為2.02×107 Pa，最大捕獲壓力為3.23×107 Pa（圖3d、e、g）。對于甲烷包裹體，只在錦81井和錦53井測得甲烷包裹體（圖7），最大捕獲壓力分別為1.85×107 Pa和2.14×107 Pa（圖3c、f）。綜合分析斷裂以南儲層包裹體的捕獲壓力較斷裂以北要更大。

3.2.3 成藏期的古高程

流體勢中的古高程是流體相對于某一基準面的垂直距離[43]。本文根據(jù)單井埋藏史中的古埋藏深度與基準面深度的差值計算得到樣品的古高程。杭錦旗地區(qū)經(jīng)歷了燕山運動等多次構造事件，地層在抬升、沉降等影響下已然與當初油氣被捕獲時的位置不同，說明了現(xiàn)今地層的高程不能代替古高程。而古埋藏深度表示某一樣品在某一地質(zhì)時期所處位置到古地表的深度，意義與古高程的定義相悖。

古高程重點在于基準面的選取。有兩種定義方法：一種方法為已知古海平面后，樣品位置相對于古海平面的垂直距離即為古高程；另一種方法為選取研究地區(qū)已知的最低地層地面作為基準面，研究區(qū)內(nèi)樣品到最低地層地面深度的垂直距離為古高程。由于實驗條件的限制，并不滿足第一種方法的條件，所以選擇研究地區(qū)已知的最低地層地面作為基準面。古高程是一個相對的概念，根據(jù)基準面選取的不同，同一個樣品的古高程會有不同的數(shù)值，但并不影響流體勢的相對大小。

本文根據(jù)Hubbert[32]提出的流體勢計算公式，選取鉆穿奧陶系且地層深度最大的錦91井，并將其奧陶系底面3 117.3 m作為基準面，則樣品至基準面的距離即為古高程。

根據(jù)上述對烴類包裹體的密度、流體壓力和古高程的參數(shù)計算，得到研究區(qū)5口井盒一段儲層的烴類包裹體的古流體勢（表2、3），并計算出每口井烴類包裹體的平均流體勢：對于油的流體勢在什股壕區(qū)塊錦67井平均值為22 872 J/kg，錦81井平均值為21 172 J/kg；杭錦旗南部十里加汗區(qū)塊錦7井平最小和最大古流體勢下對應的各項參數(shù)。

均值為24 843 J/kg，錦53井平均值為26 513 J/kg，錦91井平均值為27 153 J/kg（圖8）。對于天然氣的流體勢：錦81井平均值為18 128 J/kg，錦53井平均值為22 975 J/kg。根據(jù)上述對成藏期下石盒子組盒一段儲層烴類包裹體流體勢的計算結果表明，十里加汗區(qū)塊單井的平均流體勢都要高于什股壕區(qū)塊，與前人的認識相一致，即油氣具備由南部向北部運移的總趨勢（圖8）。但在局部地區(qū)存在流體勢差異化分布的特征，比如錦91井的位置為高勢區(qū)，流體勢高于位于研究區(qū)南部的錦7井，證明油氣在十里加汗區(qū)塊存在由西北向東南的運移路徑。由此可見，基于相同成藏期的流體勢研究有助于精細刻畫研究區(qū)內(nèi)油氣運移的方向，油氣具南部向北部運移的趨勢。

4 討論

前人依據(jù)烴源巖的生烴時間、圈閉的形成時期、儲層致密化時間等研究方法，認為杭錦旗地區(qū)上古生界油氣成藏時間主要集中在燕山運動期間[44]。本文利用流體包裹體與埋藏史相結合精確厘定杭錦旗北部什股壕區(qū)塊盒一段油充注時間為132～103 Ma，天然氣充注時間為108～102 Ma，研究區(qū)南部十里加汗區(qū)塊盒一段油充注時間為132～101 Ma，天然氣充注時間為130～120 Ma。石油與天然氣充注時代在誤差范圍內(nèi)一致，推測被捕獲在儲層礦物中的少量石油包裹體可能來自于與天然氣不同類型的烴源巖。可見研究區(qū)內(nèi)油氣在侏羅紀早期至早白堊世末期成藏。在此基礎上，對成藏期的流體勢特征研究表明，研究區(qū)南部十里加汗區(qū)塊關鍵成藏期油氣的流體勢（Φ油：24 843～27 153 J/kg；Φ氣：22 975 J/kg）高于北部什股壕地區(qū)的流體勢（Φ油：21 172～22 872 J/kg；Φ氣：18 128 J/kg），油氣由高勢區(qū)向低勢區(qū)運移，與前人認為天然氣整體運移方向為由南向北的整體運移方向基本一致 [6， 4548]

據(jù)文獻[8]修改。

（圖8）。本文通過流體包裹體系統(tǒng)研究，用以揭示古流體在關鍵成藏期的流體勢這一方法是可行的，為進一步精細刻畫研究區(qū)平面上流體勢的分布提供了研究樣板和方法基礎。

5 結論

1）研究區(qū)盒一段儲層油氣成藏主要在白堊紀，其中什股壕區(qū)塊為兩期成藏：一期油成藏時間為132～103 Ma，一期天然氣成藏時間為108～102 Ma；研究區(qū)十里加汗區(qū)塊同樣有兩期成藏：一期油成藏時間為132～101 Ma，一期天然氣成藏時間為130～120 Ma。

2）十里加汗地區(qū)整體相對于什股壕區(qū)塊為高勢區(qū)，總體來看，油氣具備南部向北部運移的趨勢，但在十里加汗區(qū)塊局部地區(qū)也存在由西北向東南的運移路徑。

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