庫車坳陷東部吐格爾明地區(qū)天然氣地球化學(xué)特征及油氣充注史

劉 洋，李賢慶，趙光杰，劉滿倉，董才源，李 謹(jǐn)，肖中堯

(1.中國礦業(yè)大學(xué)(北京) 煤炭資源與安全開采國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；2.中國礦業(yè)大學(xué)(北京) 地球科學(xué)與測繪工程學(xué)院，北京 100083；3.中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

近些年來，隨著塔里木盆地庫車坳陷油氣勘探的不斷突破，庫車坳陷東部地區(qū)已成為油氣勘探的重要接替區(qū)。庫車坳陷東部油氣勘探主要目的層系為侏羅系，已發(fā)現(xiàn)迪北、吐孜洛克等氣藏[1-4]。2017年，位于吐格爾明地區(qū)的吐東2井獲得了日產(chǎn)近127 000 m3高產(chǎn)工業(yè)油氣流，隨后部署的吐格1井、吐格2井等都見油氣顯示，油氣勘探前景廣闊。

目前，對吐格爾明地區(qū)油氣成因與成藏特征已有一定的認(rèn)識，共性為吐格爾明地區(qū)天然氣為煤成氣，油氣源主要為侏羅系克孜勒努爾組與陽霞組煤系烴源巖，部分來源于三疊系湖相烴源巖[5-6]。該區(qū)油氣成熟度、油氣充注期次及充注時間尚存在較大的爭議：劉如紅等[5]研究表明原油與天然氣均處于成熟階段；而萬佳林[6]認(rèn)為油氣成熟度不同，原油處于低成熟-成熟階段，天然氣成熟度較高。吐格爾明地區(qū)存在一期、二期或三期油氣充注的觀點(diǎn)都有，且充注時間認(rèn)識不同[7]。在成藏特征研究方面，盧斌[8]通過分析儲層物性特征和油氣分布層位，認(rèn)為吐格爾明構(gòu)造帶具有源儲疊置、氣水倒置的致密砂巖氣成藏特征；王珂等[9]研究認(rèn)為吐格爾明地區(qū)以構(gòu)造-巖性油氣藏為主。同時，對于吐格爾明地區(qū)油氣充注成藏過程解剖研究尚少，制約了該區(qū)油氣勘探進(jìn)程。

本文在前人研究[2-9]的基礎(chǔ)上，利用天然氣組分、碳同位素組成數(shù)據(jù)，分析研究庫車坳陷東部吐格爾明地區(qū)天然氣的地球化學(xué)特征和成因類型；根據(jù)儲層流體包裹體鏡下特征、均一溫度分析與地層沉積埋藏史，厘定吐格爾明地區(qū)油氣成藏期次和時間。結(jié)合吐格爾明地區(qū)構(gòu)造演化史，研究其油氣充注史與成藏過程，旨在為庫車坳陷東部下一步油氣勘探提供基礎(chǔ)資料和科學(xué)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

庫車坳陷位于塔里木盆地北緣，為經(jīng)歷三期構(gòu)造演化形成的疊合坳陷。新近紀(jì)-第四紀(jì)強(qiáng)烈的擠壓應(yīng)力和多樣的沉積環(huán)境，使其形成了復(fù)雜的構(gòu)造組合樣式，橫向上顯示出分段性，縱向上為分層性的特點(diǎn)，多種成藏要素在空間上的有效匹配使庫車坳陷蘊(yùn)含極為豐富的油氣資源[10]。

吐格爾明地區(qū)位于庫車坳陷東部(圖1(a))，南接陽霞凹陷，西鄰?fù)伦温蹇?，整體發(fā)育一個寬緩?fù)赂駹柮鞅承保煌赂駹柮鞯貐^(qū)北鄰南天山，受到燕山與喜山兩期構(gòu)造運(yùn)動的影響，該區(qū)構(gòu)造運(yùn)動強(qiáng)烈，地層沉積厚度呈現(xiàn)明顯的差異，東部地層保存較好，背斜核部地層風(fēng)化剝蝕嚴(yán)重，使得元古界變質(zhì)巖出露地表[11]；吐格爾明構(gòu)造帶主要受到迪北-陽北斷裂的控制，逆斷層發(fā)育，且溝通了源儲地層，部分基底卷入逆斷層在構(gòu)造高部位斷穿至地表。

吐格爾明地區(qū)侏羅系最為發(fā)育，厚度超1 300 m，烴源巖、儲層和蓋層分布層位也主要集中在侏羅系，從而構(gòu)成了自生自儲和下生上儲型的源儲組合(圖1(b)和(c))。侏羅系烴源巖厚度大，多數(shù)煤系泥巖的TOC>3.0%，屬于中等-好烴源巖[12]。主要儲層克孜勒努爾組為沼澤化濱淺湖亞相沉積，阿合組和陽霞組巖性以泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂巖為主，沉積相為辮狀三角洲平原與前緣沉積，縱橫疊置，分布廣泛，為油氣提供了有效儲集空間。

2 樣品與實(shí)驗(yàn)方法

本次研究樣品來自吐格爾明地區(qū)的吐東2井、吐東201井、吐西1井侏羅系阿合組、陽霞組和克孜勒努爾組儲層，其中天然氣樣品8個，儲層砂巖樣品23個。

天然氣組分測定儀器為HP5890氣相色譜儀，采用國家標(biāo)準(zhǔn)GB13610—2014進(jìn)行，升溫程序?yàn)椋撼跏紲囟?2 ℃，升至180 ℃，升溫速率為15 ℃/min，載氣為N2。在MAT 253同位素質(zhì)譜儀上進(jìn)行天然氣組分碳同位素測定，依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5238—2008，對每個樣品進(jìn)行2～3次測試，測試誤差±0.1‰，采用VPDB標(biāo)準(zhǔn)。

吐格爾明地區(qū)侏羅系儲層流體包裹體產(chǎn)狀、大小和顏色等巖相學(xué)特征在日產(chǎn)顯微鏡Olympus下完成；含油包裹體豐度(GOI)分析方法為：選取包裹體薄片任意100個視域，統(tǒng)計含油包裹體礦物顆粒數(shù)目占總礦物顆粒百分比。使用LINKAM-THMSG600液氮型冷熱臺測定與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，測定誤差為±0.1 ℃。

3 天然氣地球化學(xué)特征及成因

3.1 天然氣組分含量

天然氣組分由烴類和非烴類組分組成。如表1所示，庫車坳陷東部吐格爾明地區(qū)天然氣烴類組分以甲烷為主，甲烷含量為75.56%～90.11%，平均為84.11%；重?zé)N(C2+)含量6.26%～19.4%，平均為12.17%。非烴類組分以CO2和N2為主，兩者含量介于1.20%～3.94%；天然氣干燥系數(shù)分布在0.79～0.93之間，平均為0.86，屬于濕氣，表明天然氣干燥系數(shù)值較低，可能與該區(qū)天然氣成熟度較低有關(guān)[13-14]。

3.2 天然氣組分碳同位素組成

吐格爾明地區(qū)天然氣組分碳同位素組成見表2。不難看出，吐格爾明地區(qū)天然氣甲烷碳同位素(δ13C1)值分布較為集中且較輕(圖2(a))，分布在-35.73‰～-33.80‰之間，平均為-34.88‰；乙烷碳同位素(δ13C2)值范圍是-26.41‰～-25.30‰，均大于-28.80‰，明顯具有煤成氣特征[15]；丙烷碳同位素(δ13C3)值范圍是-25.50‰～-22.40‰；丁烷碳同位素(δ13C4)值范圍是-25.10‰～-21.30‰；烷烴氣組分碳同位素值基本呈δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4正序排列，為典型有機(jī)成因氣，個別氣樣存在丙烷和丁烷碳同位素倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象(δ13C3>δ13C4), 圖2(b)。庫車坳陷東部不同地區(qū)主力氣源不同，吐格爾明地區(qū)天然氣氣源以侏羅系煤系烴源巖為主，部分來自三疊系湖相烴源巖[16]，兩者生成的天然氣相混合，屬于“同型不同源”造成的碳同位素局部倒轉(zhuǎn)[17]。

表1 吐格爾明地區(qū)天然氣組分含量數(shù)據(jù)表

表2 吐格爾明地區(qū)天然氣組分碳同位素組成數(shù)據(jù)表

3.3 天然氣成熟度

天然氣甲烷碳同位素(δ13C1)與成熟度Ro具有良好的相關(guān)性，我國多位學(xué)者根據(jù)各盆地天然氣δ13C1與Ro間關(guān)系，建立了δ13C1-Ro計算公式[18-20]。此次利用戴金星建立的煤型氣δ13C1-Ro關(guān)系式δ13C1=14.12lnRo-34.39，計算得出吐東2井和吐東201兩口井的天然氣成熟度(表2)。其天然氣成熟度Ro為0.79%～1.10%，屬于成熟階段的天然氣。吐東2井克孜勒努爾組的天然氣成熟度相對阿合組略低。烴源巖熱演化史顯示，庫車組沉積期，侏羅系阿合組烴源巖鏡質(zhì)體反射率Ro為1.0%～1.2%，而克孜勒努爾組烴源巖鏡質(zhì)體反射率Ro為0.70%～0.95%，烴源巖成熟度的不同可能是造成天然氣成熟度出現(xiàn)差異的原因之一[21]。

3.4 天然氣成因類型

前人研究[22-24]表明，庫車坳陷不同構(gòu)造帶天然氣地球化學(xué)特征具有差異性，但庫車坳陷天然氣大部分為煤成氣。甲烷、乙烷碳同位素值常被用來分析天然氣成因和成熟度等研究[25]。根據(jù)δ13C1-δ13C2天然氣判別圖版[26]，吐格爾明地區(qū)天然氣δ13C1>-36‰，δ13C2>-28‰，分布于煤成氣區(qū)域。

圖3為吐格爾明地區(qū)天然氣甲烷碳同位素和烷烴氣含量比值(δ13C1-C1/C2+3)關(guān)系圖，重?zé)N含量較大，使得C1/C2+3偏小，大多小于10，天然氣位于凝析油伴生氣和煤成氣分布區(qū)；該區(qū)發(fā)育沼澤化濱淺湖-淺湖亞相沉積煤系烴源巖，天然氣呈現(xiàn)出陸源高等植物來源的特點(diǎn)，烴源巖有機(jī)質(zhì)類型大部分為Ⅱ2-Ⅲ，演化階段處于低成熟-成熟，以傾氣為主的克孜勒努爾組—陽霞組(J2kz-J1y)烴源巖可形成煤成氣和凝析油[5,27]。

4 儲層流體包裹體特征與油氣充注時間

4.1 包裹體巖相學(xué)特征

吐格爾明地區(qū)侏羅系砂巖儲層樣品中發(fā)育較豐富的流體包裹體，不規(guī)則形與橢圓形為包裹體主要形態(tài)，產(chǎn)狀多為群狀、串珠狀和條帶狀。包裹體大小多為3～10 μm，個體較小，氣液比<20%；烴類包裹體主要分布在石英顆粒表面及次生加大邊、石英顆粒微裂縫與破裂愈合縫。根據(jù)相態(tài)的不同，吐格爾明地區(qū)儲層烴類包裹體可分為3類，且在紫外光下顏色不同，分別是在紫外光下呈亮橙色和黃色(圖4(a))的液態(tài)烴包裹體，發(fā)藍(lán)白色熒光的氣液烴包裹體(圖4(c)、(f))，以及氣烴無熒光顯示、呈灰色的氣態(tài)烴包裹體(圖4(b)、(d)、(e))。

根據(jù)流體包裹體鏡下觀察、產(chǎn)狀分布和相態(tài)特征，可將吐格爾明地區(qū)侏羅系儲層流體包裹體分為兩期：第Ι期為發(fā)育在石英顆粒表面及其加大邊的成巖期微裂縫亮橙色、黃色液態(tài)烴包裹體，熒光顏色指示了低成熟的原油充注；第Ⅱ期為切穿石英顆粒加大邊或方解石膠結(jié)物微裂隙和石英破裂愈合縫的藍(lán)白色熒光的氣液烴包裹體和灰色氣烴包裹體，反映了天然氣充注?？梢姡赂駹柮鞯貐^(qū)存在兩期油氣充注。

4.2 流體包裹體均一溫度

流體包裹體是研究含油氣盆地油氣成藏信息的重要手段，與油氣包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度代表其捕獲流體時的古地溫，通過分析包裹體均一溫度分布可劃分油氣充注期次，結(jié)合油氣藏的沉積埋藏史，追溯油氣充注時間[28]。

吐格爾明地區(qū)各井侏羅系儲層鹽水包裹體均一溫度分布見圖5。包裹體均一溫度的分布范圍介于75～180 ℃；吐東2井和吐西1井包裹體均一溫度主頻值呈現(xiàn)出雙峰型的特征。吐東2井包裹體主峰溫度為115～125 ℃與135～145 ℃；吐西1井包裹體兩個主峰溫度區(qū)間分別為100～115 ℃和120～130 ℃，反映吐格爾明地區(qū)經(jīng)歷2期油氣充注。

4.3 含油包裹體豐度(GOI)特征

含油包裹體豐度(GOI)用來表征儲層含油飽和度，定量判斷油水層[29-30]，其標(biāo)準(zhǔn)為當(dāng)GOI值小于1時，即為水層，GOI值介于1～5時為油氣運(yùn)移通道，GOI值大于5時為油層[31]。此次實(shí)驗(yàn)測試了吐東2井侏羅系阿合組、陽霞組和吐西1井侏羅系陽霞組儲層樣品的GOI，其GOI值分布在3%～45%之間(圖6)，GOI平均值近19%，遠(yuǎn)大于5%的油層標(biāo)準(zhǔn)。吐西1井相似深度樣品的GOI差異較大，1 308.2 m與1 309.1 m的4個樣品中，GOI值最大為45%，最小為14%。出現(xiàn)這種差異的原因可能與侏羅系儲層物性的非均質(zhì)性有關(guān)[32]，吐格4井儲層孔隙度僅為4.4%，而明南1井的儲層孔隙度達(dá)到近20%[33]，可見不同井或?qū)游粌游镄圆顒e明顯，原油難以沿著致密儲層運(yùn)移，巖石捕獲較少原油而形成含油包裹體，使得GOI偏低。除儲層物性外，油氣充注強(qiáng)度也是影響吐格爾明地區(qū)儲層GOI值差異較大的重要因素。吐東2井儲層GOI分布較集中，大多在20%以上，3 000 m左右深度儲層的GOI分布在10%～20%之間，3 980 m左右儲層的GOI在20%～30%之間。吐格爾明地區(qū)侏羅系儲層GOI值整體較高，表明吐格爾明地區(qū)存在原油充注。

4.4 油氣充注期次及時間

基于流體包裹體巖相學(xué)、均一溫度和含油包裹體豐度特征，結(jié)合吐東2井沉積埋藏史(圖7)、古地溫史和烴源巖熱演化史，認(rèn)為其早期原油充注時間為13 ～7 Ma，對應(yīng)的是黃色液態(tài)烴包裹體，此時克孜勒努爾組和陽霞組烴源巖鏡質(zhì)體反射率Ro介于0.37%～0.7%[6]，處于低成熟度階段；天然氣充注時間晚，發(fā)生在距今2.6 Ma以來，儲層中藍(lán)白色的氣液烴包裹體記錄了這一事件，庫車組沉積期，由于構(gòu)造擠壓運(yùn)動增強(qiáng)以及地層沉積厚度變大，烴源巖埋藏深度進(jìn)一步加大，部分烴源巖處于較高成熟階段，進(jìn)入生烴范圍[34-35]，天然氣通過斷裂和不整合面構(gòu)成的復(fù)合輸導(dǎo)系統(tǒng)運(yùn)移至克孜勒努爾組和陽霞組保存。因此，吐格爾明地區(qū)經(jīng)歷了2期油氣充注，即康村組早中期的原油充注和庫車組晚期的天然氣充注。

5 油氣充注成藏過程

白堊系晚期到古近系，吐格爾明地區(qū)構(gòu)造活動較強(qiáng)烈，斷層以繼承性活動為主[36]，未形成有效圈閉，且此時烴源巖還處于未成熟階段，難以形成油氣藏?？荡褰M早中期，吐格爾明地區(qū)受到構(gòu)造運(yùn)動的影響，斷裂進(jìn)一步向上發(fā)育，溝通了源儲層，同時形成了平緩的背斜圈閉(圖8)；烴源巖埋藏加深，部分侏羅系烴源巖達(dá)到成熟階段，煤系烴源巖生成的凝析油通過油源斷裂運(yùn)移至克孜勒努爾組上部砂泥巖儲層保存，侏羅系儲層較高GOI值和豐富黃色的液態(tài)烴包裹體反映了此階段不僅存在油充注，且強(qiáng)度較大。

庫車組沉積期，吐格爾明地區(qū)受到喜馬拉雅中期運(yùn)動的強(qiáng)烈擠壓[37]，地層傾斜幅度變大，斷層向上斷穿古近系地層，散失部分原油。新發(fā)育的中角度逆斷層與原先存在的斷層構(gòu)成了階梯型組合樣式；同時吐格爾明地區(qū)存在多個區(qū)域不整合面，斷裂-不整合構(gòu)成了高效的油氣運(yùn)移通道。該階段具體成藏過程為：烴源巖生排烴史表明[38]，陽霞組煤系烴源巖在庫車組沉積期達(dá)到高峰，生成的油氣大部分保留在陽霞組中部的砂巖段，吐東2井3 938.6 m處陽霞組儲層發(fā)育的氣態(tài)烴包裹體，反映該時期的天然氣充注，部分油氣沿斷裂向上運(yùn)移，遇克孜勒努爾組不整合面后，側(cè)向運(yùn)移至儲層?？俗卫张瑺柦M內(nèi)部發(fā)育自生自儲式源儲組合，大部分天然氣沿著斷層-不整合面向構(gòu)造高部位運(yùn)移，重?zé)N含量較高且甲烷碳同位素較輕的濕氣保存背斜圈閉中，在克孜勒努爾組聚集成藏，2 966.06 m克孜勒努爾組儲層樣品中的藍(lán)白色氣液烴包裹體同樣顯示了庫車組晚期成熟的煤成氣充注。致密的泥巖和吉迪克組強(qiáng)塑性的膏鹽巖為油氣保存提供了雙重屏障[39]，使得油氣聚集成藏。

西域組沉積時期，吐格爾明地區(qū)構(gòu)造運(yùn)動達(dá)到頂峰，地層進(jìn)一步向上抬升與傾斜，油氣分布得到調(diào)整與改造，具有埋深淺、多層系含氣的特點(diǎn)，形成吐東2構(gòu)造-巖性油氣藏。而位于西部構(gòu)造高部位的明南1井侏羅系含油層遭到嚴(yán)重風(fēng)化剝蝕，發(fā)育多個通天斷層，吉迪克組膏鹽巖厚度小，空間分布范圍窄，保存條件差；古油藏破壞嚴(yán)重，地表可見多處油苗[3]，不具備形成工業(yè)油氣流基礎(chǔ)。

6 結(jié) 論

(1)吐格爾明地區(qū)天然氣烴類組分以甲烷為主，甲烷平均含量為86.10%；重?zé)N含量較高(6.26%～19.4%，平均12.17%)，干燥系數(shù)為0.79～0.93，屬于濕氣；天然氣δ13C1值分布在-35.73‰～-33.80‰之間，δ13C2值為-26.41‰～-25.30‰，天然氣成因類型為成熟的煤成氣。

(2)吐格爾明地區(qū)存在兩期烴類包裹體，第Ι期包裹體為黃色液態(tài)烴包裹體，與其共生的鹽水包裹體均一溫度是115～125 ℃，為發(fā)生在13～7 Ma低成熟的凝析油充注；第Ⅱ期包裹體為藍(lán)白色熒光氣液烴包裹體和灰色氣烴包裹體，共生的鹽水包裹體均一溫度是135～145 ℃，反映了晚期的天然氣充注，充注時間為2.6 Ma以來。

(3)康村組早中期，吐格爾明地區(qū)烴源巖形成的原油充注至寬緩背斜圈閉中保存；庫車組沉積晚期，侏羅系陽霞組和克孜勒努爾組發(fā)育煤系烴源巖與砂巖儲層，構(gòu)成了良好的源儲組合，天然氣近距離充注至侏羅系儲層聚集成藏。