塔里木盆地古城墟隆起奧陶系油氣成藏特征及主控因素

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幕常規(guī)測試折合日產天然氣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幕常規(guī)測試折合日產天然氣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測［2］、構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、油氣性質及來源、成藏期次等方面的研究，同時結合與卡塔克隆起區(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)域地質概況

位于塔中的古城墟隆起在構造形態(tài)上自西北向東南方向逐漸抬升，走向由NW—EW轉變?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段與鷹山組內幕灰質白云巖段發(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蓋層與鷹山組內幕灰質白云巖儲蓋組合（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+重烴含量為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+重烴含量＜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導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

作為甾烷的異構化作用的參數(shù)：C29甾烷ααα20S/(20S+20R)與 αββ/(ααα+αββ)關系圖，適用范圍分別在鏡質體反射率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。

除色質譜圖可用于鑒別生物標記化合物以外，雙色-質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［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、鷹山組內幕灰質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果，也表明天然氣藏主要是喜馬拉雅期的產物。

3.3 成藏主控因素

（1）優(yōu)質儲層是控制油氣富集的最關鍵因素

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幕灰質白云巖儲層發(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關系。古城墟隆起已鉆井中未見水層，已鉆的3口井未獲高產穩(wěn)產油氣流，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，導致了每口井見顯示但測試均為低產油氣流。綜上所述，優(yōu)質儲層是控制古城墟隆起油氣富集的最關鍵因素。

（2）北東向走滑斷裂對油氣輸導有重要影響

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致3口井油氣顯示活躍。

4 結 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、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)質儲層是控制油氣富集的最關鍵因素。同時FMI資料分析表明有效構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。下一步應重點攻關古城墟隆起碳酸鹽巖儲層預測技術，結合斷裂帶進行部署，爭取早日實現(xiàn)油氣勘探大突破。

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