蘇里格氣區(qū)盒8段流體包裹體特征及古壓力恢復(fù)

王少飛, 陳夢(mèng)娜, 趙靖舟, 任海姣

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，西安 710029；2.中國(guó)石油新疆油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065；4.陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西安 710065)

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田探明的天然氣資源十分豐富，成為中國(guó)最大氣田之一[1-2]。蘇里格氣田儲(chǔ)層致密，非均質(zhì)性強(qiáng)，氣水分布復(fù)雜，負(fù)壓普遍發(fā)育，油氣成藏階段的機(jī)理復(fù)雜，探究其在成藏期的溫壓條件是亟待解決的問(wèn)題，原始信息的獲取是解決該問(wèn)題的關(guān)鍵[3-6]。流體包裹體捕獲于油氣充注階段，并記錄著油氣充注階段所經(jīng)歷的溫壓條件及所包含流體組分，對(duì)包裹體內(nèi)蘊(yùn)含的信息進(jìn)行厘定是恢復(fù)充注歷史的有效手段[7]。不同學(xué)者通過(guò)流體包裹體法對(duì)上古生界成藏期次與年代做了大量的研究[8-12]，古壓力恢復(fù)是研究成藏過(guò)程、壓力演化、負(fù)壓成因分析的關(guān)鍵一環(huán)，但尚未找到行之有效的手段。因此，本文通過(guò)對(duì)流體包裹體的觀察、測(cè)溫、測(cè)鹽及組分分析等方法，厘定流體包裹體的產(chǎn)狀及氣液比，結(jié)合埋藏史恢復(fù)流體包裹體均一溫度，并通過(guò)狀態(tài)方程恢復(fù)儲(chǔ)層古壓力。

圖1 研究區(qū)位置及樣品分布Fig.1 Location and sampling site distribution in the study area

1 實(shí)驗(yàn)樣品與研究方法

本次研究共獲取22口井巖心樣品，取樣位置多位于蘇里格氣區(qū)西部、南部以及東部偏北地區(qū)，根據(jù)各層位的分布情況制作薄片共計(jì)63塊，其中：盒8上1亞段7塊、盒8上2亞段8塊、盒8下1亞段26塊、盒8下2亞段22塊(圖1)。

運(yùn)用顯微鏡(萊卡4M)對(duì)研究區(qū)盒8段的流體包裹體特征進(jìn)行了精細(xì)的分析、利用顯微拉曼光譜儀(雷尼紹inVia Relflex型)對(duì)透射光下疑似點(diǎn)進(jìn)行光譜分析、利用Linkam MDS-600冷熱臺(tái)測(cè)定均一溫度與冰點(diǎn)溫度，并結(jié)合Petromod軟件對(duì)成藏期次進(jìn)行厘定。

2 流體包裹體特征

2.1 巖相學(xué)特征

觀察表明， 宿主礦物以石英為主是研究區(qū)包

圖2 蘇里格氣區(qū)盒8段流體包裹體巖相學(xué)特征Fig.2 Petrographic characteristics of fluid inclusions in He-8 Member, Sulige gas field(A)石英顆粒表面發(fā)育2條平行的愈合裂隙,S245井; (B)氣液比較大，沿礦物顆粒邊緣呈弧形發(fā)育的愈合裂隙,S14-0-9井; (C)存在2期加大邊， 且均有包裹體發(fā)育， 石英顆粒表面主要發(fā)育3期相互交切的愈合裂隙,S147井; (D)礦物顆粒發(fā)育石英加大邊，顆粒表面發(fā)育愈合裂隙，2條微裂隙切穿顆粒與，石英加大邊發(fā)育,S60井

裹體發(fā)育的普遍現(xiàn)象。以鹽水和氣態(tài)烴包裹體為主，形態(tài)各異，多呈橢圓狀、近方形以及不規(guī)則狀，大小在0.1～10 μm，兩者可以通過(guò)其在透射光下的顏色區(qū)分。氣態(tài)烴包裹體多為淺褐色或無(wú)色透明，邊緣多為深褐色，氣泡內(nèi)多為無(wú)色透明，主要分布在愈合裂隙、微裂隙和加大邊中，存在多期加大邊發(fā)育、愈合裂隙多期交切發(fā)育、微裂隙切穿加大邊和礦物顆粒發(fā)育的現(xiàn)象(圖2)。

2.2 組分特征

油包裹體可以通過(guò)顯微鏡的熒光通道的熒光顯示特征進(jìn)行區(qū)分和辨別。對(duì)于不具熒光顯示的氣態(tài)烴包裹體在顯微鏡透射光通道下，產(chǎn)狀、顏色、形態(tài)以及大小與其他類型包裹體具有相似性，不易進(jìn)行區(qū)分，因此需要對(duì)包裹體內(nèi)部組分進(jìn)行分析，而利用拉曼光譜曲線對(duì)包裹體內(nèi)部組分進(jìn)行定性分析在目前是較為有效的手段[13-14]。

研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)包裹體種類較多，存在兩相包裹體，分布規(guī)律復(fù)雜。鹽水包裹體與各類包裹體均存在伴生關(guān)系；甲烷、飽和烴包裹體在愈合裂隙與石英加大邊中均有發(fā)育；CO2包裹體僅在愈合裂隙中發(fā)育，加大邊中罕見(jiàn)。峰值在 2 914 cm-1附近，絕對(duì)強(qiáng)度可達(dá) 62 064.5，是典型的甲烷包裹體，在盒8下2亞段樣品中出現(xiàn)頻率最高(圖3)。

圖3 S172井沿愈合裂隙發(fā)育兩相包裹體拉曼光譜特征(甲烷與CO2)Fig.3 Raman spectroscopic characteristics of dioxide inclusions developed along the healing fracture in Well S172

2.3 氣液比特征

流體包裹體記錄著油氣充注階段的流體狀態(tài)與流體類型，氣液比可以間接反映氣-水飽和情況[15]。在前期觀察與分析的基礎(chǔ)上，選取烴類包裹體利用圖像分析處理軟件對(duì)氣液比進(jìn)行了預(yù)估分析，共獲取215個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)。研究發(fā)現(xiàn)，氣液比(體積比)在2.26%～15%，平均為6.67%。對(duì)各層位樣品的分析可以看出，盒8下2亞段到盒8上1亞段氣液比存在逐漸遞減的趨勢(shì)，即隨著運(yùn)移距離的增大，氣液比逐漸降低；此外76%的樣品點(diǎn)氣液比均高于5%，25%的樣品點(diǎn)氣液比均高于8%，表明油氣在原始充注階段具有較為充足的氣源條件，盒8段下部的氣源較盒8上段的更為充足(圖4)。

圖4 蘇里格氣區(qū)各層位氣液比分布關(guān)系圖Fig.4 Distribution diagram of gas to liquid ratio of each layer in the Sulige gas field

2.4 均一溫度特征

流體包裹體溫度特征的分析主要通過(guò)其均一溫度與冰點(diǎn)溫度來(lái)實(shí)現(xiàn)，在特征分析的基礎(chǔ)上，選取足以反映油氣充注時(shí)溫度條件的測(cè)點(diǎn)，即與烴類包裹體同一產(chǎn)狀下相伴生的鹽水包裹體，共獲得均一溫度數(shù)據(jù)點(diǎn)543個(gè)、冰點(diǎn)溫度數(shù)據(jù)點(diǎn)383個(gè)，主要集中于愈合裂隙中。冰點(diǎn)溫度的測(cè)定難度較大，本次實(shí)驗(yàn)所得測(cè)點(diǎn)均位于愈合裂隙中，主要集中分布在-10～0℃。根據(jù)不同產(chǎn)狀下包裹體均一溫度的峰值存在一定差異，通過(guò)分析可以發(fā)現(xiàn)：微裂隙的可測(cè)點(diǎn)相對(duì)較少，難以說(shuō)明問(wèn)題，但總體來(lái)看其均一溫度要略高于其他產(chǎn)狀；加大邊中均一溫度的峰值在110～130℃，愈合裂隙均一溫度峰值在120～160℃，兩者存在疊合區(qū)域，但總體愈合裂隙中包裹體的均一溫度高于加大邊中的均一溫度(圖5)。

通過(guò)上述分析，蘇里格氣區(qū)不同產(chǎn)狀下均一溫度的分布特征存在差異性，從單井的分析上會(huì)更直觀體現(xiàn)這一規(guī)律。選取存在加大邊的宿主礦物、加大邊與顆粒表面愈合裂隙均發(fā)育包裹體的單井測(cè)點(diǎn)進(jìn)行分析。S147井位于蘇里格氣區(qū)西部地區(qū)，發(fā)育兩期加大邊，共得測(cè)點(diǎn)12個(gè)，均一溫度整體為連續(xù)的一個(gè)分布特征，加大邊與愈合裂隙的均一溫度不存在明顯的溫度間隔，但卻表現(xiàn)出：第一期加大邊與第二期加大邊均一溫度均低于愈合裂隙。S60井同樣位于蘇里格西部地區(qū)，較S147井的位置偏北，觀察發(fā)現(xiàn)僅有一期加大邊發(fā)育，通過(guò)21個(gè)測(cè)點(diǎn)均一溫度的分析可以發(fā)現(xiàn)：加大邊包裹體均一溫度整體低于愈合裂隙包裹體的均一溫度，但兩者在均一溫度分布上存在疊合的區(qū)域(圖6)。分析表明油氣充注可以看作是漫長(zhǎng)的一期成藏，但不同產(chǎn)狀下包裹體的捕獲時(shí)間卻存在一定的差異。

2.5 油氣成藏期次劃分

蘇里格氣區(qū)均一溫度為單一峰值，主成藏期在早白堊世，大規(guī)模成藏時(shí)均一溫度在120～160℃，為早白堊世成藏，距今約140～100 Ma。從上述分析可以看出，蘇里格氣區(qū)成藏雖為漫長(zhǎng)的連續(xù)一期成藏，但不同產(chǎn)狀下包裹體的捕獲時(shí)期均在早白堊世，捕獲時(shí)間存在差異：加大邊中均一溫度的峰值在110～130℃，捕獲時(shí)間在140～125 Ma B.P.；愈合裂隙均一溫度峰值在120～160℃，捕獲時(shí)間在135～105 Ma B.P.。加大邊中的油氣捕獲時(shí)間早于愈合裂隙中捕獲的油氣，捕獲時(shí)間跨度較短(圖7)。

圖5 蘇里格氣區(qū)流體包裹體溫度分析Fig.5 Temperature measurement of fluid inclusions in the Sulige gas field

圖6 蘇里格氣區(qū)不同產(chǎn)狀流體包裹體均一溫度單井分析Fig.6 Single well analysis of homogenization temperature of fluid inclusions with different occurrence in the Sulige gas field

圖7 蘇里格氣區(qū)埋藏史-熱史圖Fig.7 Burial history-thermal history in the Sulige gas field

成熟度達(dá)到0.5%之后，油氣開(kāi)始生成。隨著生成量的增加，早期逐漸有油氣向上運(yùn)移；但該階段油氣充注的規(guī)模不大，捕獲的包裹體較少，包裹體中含CO2組分居多。成熟度達(dá)到0.7%之后油氣大量生成，成熟度到1%時(shí)達(dá)到生烴高峰，在這個(gè)演化階段油氣發(fā)生大量充注，包裹體被大量捕獲，且成熟度較高條件下，包裹體組分以甲烷為主。成熟度達(dá)到1.2%之后，生烴作用逐漸減弱，油氣充注逐漸放緩。達(dá)到最大埋深后，隨著地層的抬升，生烴作用停止，該過(guò)程中油氣存在持續(xù)充注的可能，但充注強(qiáng)度遭到嚴(yán)重的減弱。

3 儲(chǔ)層古壓力恢復(fù)狀態(tài)方程建立及結(jié)果分析

3.1 古壓力恢復(fù)狀態(tài)方程的建立

蘇里格氣區(qū)上古生界為以Ⅲ型干酪根為主的煤系烴源巖，具有較強(qiáng)的產(chǎn)氣能力，氣態(tài)烴較為發(fā)育。目前利用包裹體相關(guān)信息恢復(fù)氣藏古壓力的方法主要有：NaCl-H2O溶液包裹體的密度和等容式法、PVT模擬方法、拉曼位移-密度迭代法、理想狀態(tài)方程等，均基于pV=nRT原理利用公式或PVT模擬或?qū)嶒?yàn)分析對(duì)古壓力進(jìn)行恢復(fù)[16-21]。

本文利用PVT相圖的原理，結(jié)合實(shí)驗(yàn)得出的均一溫度與冰點(diǎn)溫度數(shù)據(jù)，通過(guò)計(jì)算鹽度、臨界壓力，得出相關(guān)烴類包裹體等容線，估算油氣充注成藏時(shí)期的壓力。D.L.Hall等[22]根據(jù)實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)及拉烏爾定律總結(jié)出計(jì)算鹽度公式；C.L.Knight等[23]測(cè)定NaCl-H2O溶液的臨界性質(zhì)，總結(jié)了臨界條件計(jì)算的相關(guān)公式；R.J.Bodnar等[24]根據(jù)包裹體捕獲時(shí)期的溫壓條件及其之間的關(guān)系，建立了計(jì)算等容線斜率的方程。相關(guān)方程如下

w=-1.78tm-0.0442tm2-0.000557tm3

(1)

φ=ln(w+1)

(2)

tc=374.1+8.8φ+3.1771φ2-

0.02113φ3+7.334×10-4φ4

(3)

pc=2094-20.56tc+0.06896tc2-

8.903×10-5tc3+4.214×10-8tc4

(4)

k=a·w+b·w·th+c·w·th2

(5)

a=18.28+1.4413w+0.0047241w2-

0.0024213w3+0.00038064w4

(6)

b=0.019041-1.5268×10-2w+

5.66012×10-4w2-4.2329×10-6w3-

3.0354×10-8w4

(7)

c=-1.5988×10-4+3.6892×10-5w-

1.9473×10-6w2+4.1674×10-8w3-

3.3008×10-10w4

(8)

m=pc-h-k·t

(9)

p=k·th+m

(10)

式中：w為NaCl的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(鹽度，%)；tm為冰點(diǎn)下降溫度(℃)；tc為臨界溫度(℃)；pc為臨界壓力(MPa)；p為包裹體最小捕獲壓力(MPa)；th為共生鹽水包裹體均一溫度(℃)；m為烴類包裹體等容線常數(shù)；pc-h為烴類包裹體臨界壓力(MPa)；t為烴類包裹體均一溫度(℃)。

3.2 古壓力恢復(fù)結(jié)果

根據(jù)包裹體樣品在研究區(qū)內(nèi)的分布情況，將其劃分為3個(gè)區(qū)域(圖1)。基于包裹體測(cè)點(diǎn)的資料與上述公式，得出不同區(qū)域內(nèi)的等容線方程(表1)，結(jié)合PVT相圖的原理，對(duì)古壓力進(jìn)行計(jì)算。

表1 蘇里格氣區(qū)不同區(qū)域內(nèi)烴類包裹體等容線方程Table 1 Isochore equation of hydrocarbon inclusions in different regions of the Sulige gas field

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)不同分區(qū)情況下的等容線方程對(duì)盒8段古壓力進(jìn)行了計(jì)算，各分區(qū)內(nèi)均發(fā)育弱超壓：Ⅰ區(qū)古壓力在48.4～51 MPa，古壓力系數(shù)主要集中于1.29～1.41；Ⅱ區(qū)古壓力在53.4～63.6 MPa，古壓力系數(shù)主要集中于1.27～1.54；Ⅲ區(qū)古壓力在53～69.7 MPa，古壓力系數(shù)主要集中于1.21～1.61。Ⅰ區(qū)位于研究區(qū)東北部，地勢(shì)較高，埋深淺，剝蝕量大，古壓力相對(duì)較低。

氣體的溶解度與溫壓環(huán)境存在直接關(guān)系，而氣液比的大小也可以反映氣體的溶解程度，通過(guò)對(duì)比古壓力系數(shù)與氣液比之間的關(guān)系可以發(fā)現(xiàn)，兩者存在較好的正相關(guān)關(guān)系，因此可以通過(guò)氣液比的大小來(lái)表征油氣充注時(shí)的古壓力大小(圖8)。

圖8 蘇里格氣區(qū)古壓力系數(shù)與氣液比關(guān)系圖Fig.8 Relationship between paleo-pressure coefficient and gas-liquid ratio in the Sulige gas field

研究區(qū)上古生界烴源巖是本溪組-山西組第2段的煤和暗色泥巖，生烴增壓產(chǎn)生的異常高壓是天然氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?。?jīng)上述分析儲(chǔ)集層也存在不同程度的超壓，這是由于天然氣在源-儲(chǔ)壓差驅(qū)動(dòng)下向儲(chǔ)集層運(yùn)移過(guò)程中壓力傳遞作用導(dǎo)致的[3]。油氣充注成藏階段，儲(chǔ)集層普遍發(fā)育超壓，現(xiàn)今原始地層壓力處于負(fù)壓狀態(tài)，古壓力的恢復(fù)對(duì)研究壓力的演化以及定量分析負(fù)壓成因提供了依據(jù)。

4 結(jié) 論

a.流體包裹體樣品數(shù)量多且具有代表性：主要分布在愈合裂隙、微裂隙和加大邊中，存在多期加大邊發(fā)育、愈合裂隙多期交切發(fā)育、微裂隙切穿加大邊和礦物顆粒發(fā)育的現(xiàn)象。

b.甲烷、飽和烴以及CO2包裹體在愈合裂隙與石英加大邊中均有發(fā)育，氣液比隨著運(yùn)移距離的增大逐漸降低，油氣在原始充注階段具有較為充足的氣源條件。

c.不同產(chǎn)狀下包裹體的捕獲時(shí)間存在差異，加大邊中的油氣捕獲時(shí)間略早于愈合裂隙中的捕獲時(shí)間，捕獲時(shí)間存在重合，為漫長(zhǎng)的早白堊世成藏。

d.油氣充注階段，盒8段普遍發(fā)育弱超壓，天然氣在源儲(chǔ)壓差驅(qū)動(dòng)下向儲(chǔ)集層運(yùn)移過(guò)程中進(jìn)行壓力傳遞。