庫(kù)車(chē)坳陷迪北凝析氣藏流體地球化學(xué)特征及成藏過(guò)程解析

趙雙豐，陳 文，高 揚(yáng)

（1．中國(guó)地質(zhì)科學(xué)院地質(zhì)研究所同位素?zé)崮甏鷮W(xué)實(shí)驗(yàn)室，北京 100037；2．中國(guó)船舶重工集團(tuán)國(guó)際工程有限公司，北京 100020）

引 言

庫(kù)車(chē)坳陷是塔里木盆地油氣勘探的重點(diǎn)領(lǐng)域，天然氣資源儲(chǔ)量豐富。迪北地區(qū)侏羅系凝析氣藏作為庫(kù)車(chē)坳陷北部油氣藏的典型代表，具有油氣多期成藏、區(qū)域構(gòu)造背景復(fù)雜、儲(chǔ)層高度致密化等特點(diǎn)，一直是近年的研究熱點(diǎn)，在油氣成因類(lèi)型、成藏期次和致密儲(chǔ)藏演化史等方面的研究已經(jīng)取得了一定的科研成果和認(rèn)識(shí)［1-3］。但關(guān)于迪北侏羅系凝析氣藏的油氣來(lái)源和成藏機(jī)理等方面的研究仍然存在一定的爭(zhēng)議，主流觀點(diǎn)認(rèn)為侏羅系原油來(lái)自煤系烴源巖［4］，也有證據(jù)表明侏羅系原油具有湖相泥巖特征［5］。迪北侏羅系地層中的油、氣、水等流體的分布不完全受構(gòu)造圈閉控制，具有油上、氣下、局部氣層中間產(chǎn)水等非重力分異的特點(diǎn)，這些流體的異常分布與成藏過(guò)程也需要進(jìn)一步分析和研究。

油、氣、水等地層流體的組分中通常包含豐富的地球化學(xué)信息，即可以用來(lái)指示油氣的來(lái)源和運(yùn)移特征、也可以反映油氣的成藏和保存條件［6-7］。正確分析地層流體信息所反映的地質(zhì)學(xué)含義是油氣地質(zhì)領(lǐng)域至關(guān)重要且又最為薄弱的環(huán)節(jié)。本次研究中，系統(tǒng)分析了迪北地區(qū)大量的凝析油、天然氣、地層水等流體數(shù)據(jù)，深入探討了流體的組分特征、成因類(lèi)型及其對(duì)油氣成藏過(guò)程的指示作用。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合烴源巖生烴演化史和區(qū)域構(gòu)造演化特征，明確了侏羅系致密凝析氣藏的成藏過(guò)程。迪北氣藏流體分布和油氣成藏機(jī)理的研究對(duì)于系統(tǒng)認(rèn)識(shí)庫(kù)車(chē)北部構(gòu)造帶油氣充注史、揭示北部構(gòu)造帶致密砂巖氣藏的資源潛力以及非常規(guī)油氣勘探工作均具有重要意義。

1 地質(zhì)背景

迪北地區(qū)位于庫(kù)車(chē)坳陷北部構(gòu)造帶東段，東鄰?fù)赂駹柮鲄^(qū)帶，西鄰巴什區(qū)帶，南與秋里塔格沖斷帶和陽(yáng)霞凹陷相接（圖1）。迪北構(gòu)造為一個(gè)西南傾的斜坡帶，呈東西走向。迪北地區(qū)自下而上依次沉積了二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系、新近系等地層。區(qū)內(nèi)發(fā)育2套烴源巖，分別為三疊系中下部的湖相泥巖和三疊系上部塔里奇克組—侏羅系的煤系源巖［8］。本區(qū)主力儲(chǔ)集層為侏羅系下統(tǒng)阿合組（J1a），儲(chǔ)層物性條件差，實(shí)測(cè)巖心孔隙度平均值為5．59%，平均滲透率為 0．746×10-3μm2，屬于典型的致密砂巖儲(chǔ)層。侏羅系氣藏亦為凝析氣藏，既產(chǎn)出凝析油也產(chǎn)出天然氣，氣藏不完全受構(gòu)造圈閉控制，氣柱高度大大超出圈閉構(gòu)造幅度。

圖1 迪北氣田構(gòu)造位置及采樣井位Fig．1 Structure location and sam pling well locations of Dibei Gasfield

2 樣品及分析條件

本次研究中，共分析了迪北地區(qū)15口井的約3 000組流體數(shù)據(jù)，這些流體主要來(lái)自侏羅系阿合組，也有部分來(lái)自侏羅系陽(yáng)霞組、古近系庫(kù)姆格列木組以及新近系吉迪克組。天然氣族組分、天然氣碳同位素、凝析油物理性質(zhì)以及地層水水樣分析均是在塔里木有機(jī)地球化學(xué)實(shí)驗(yàn)室完成的。此外，還收集了研究區(qū)內(nèi)10口井的20個(gè)原油樣品，并對(duì)這些原油樣品的飽和烴和芳香烴餾分進(jìn)行氣相色譜-質(zhì)譜分析（GC-MS）和碳同位素分析，這兩類(lèi)分析測(cè)試是在中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院石油地質(zhì)實(shí)驗(yàn)研究中心完成的。

GC-MS分析主要檢測(cè)設(shè)備為T(mén)hermo-Finnigan Trace-DSQ氣相色譜質(zhì)譜聯(lián)用儀，裝備60 m HP-5彈性石英毛細(xì)柱（0．25 mm×0．25μm）。99．999%氦氣作為載氣，載氣流速：1 mL／min；色譜柱初始溫度為50℃，以20℃／min的速度升溫至120℃，再以4℃／min的速度升至310℃，最后保持30 min。在質(zhì)譜分析中使用70eV EI源，發(fā)射電流為100 mA，全掃描。原油碳同位素分析主要檢測(cè)設(shè)備為FLASH HT EA-MAT 253 IRMS，以氦氣作為載氣，載氣流速100 mL／min，反吹流速250mL／min；燃燒氣體為純氧，流速250mL／min；反應(yīng)爐溫度為980℃。

3 天然氣組分及地球化學(xué)特征

迪北地區(qū)侏羅系天然氣主要分布在阿合組（J1a），楊霞組（J1y）和克孜勒努爾組（J2kz）也有少量油氣分布，但顯示級(jí)別不高（圖2）。侏羅系天然氣中甲烷含量較高，干燥系數(shù)基本在0．88以上，反映熱演化程度整體較高，乙烷摩爾分?jǐn)?shù)約為4% ～8%，丙烷及丙烷以上的重?zé)N組分較少，且隨重?zé)N化合物碳數(shù)的增加，其含量也逐漸降低。天然氣中非烴氣體含量不高，摩爾分?jǐn)?shù)約為2% ～6%，非烴氣體以N2和CO2為主，其他非烴氣體如H2、O2、He等含量甚微，摩爾分?jǐn)?shù)基本小于0．1%（表1）。

圖2 迪北地區(qū)地層綜合柱狀圖Fig．2 Comprehensive stratigraphic histogram of Dibei area

表1 迪北地區(qū)侏羅系天然氣組分特征Tab．1 Composition characteristics of Jurassic natural gas in Dibeiarea

迪北侏羅系天然氣的 δ13C1分布范圍為-36．90‰ ～-30．67‰，δ13C2為 -27．56‰ ～-24．55‰，δ13C3為 -26．50‰ ～-23．07‰，δ13C4為 -27．40‰ ～-22．97‰。依據(jù)包建平［9］建立的庫(kù)車(chē)坳陷煤型氣甲烷碳同位素與成熟度關(guān)系式

可求得成熟度Ro為1．1% ～1．7%。表明侏羅系天然氣具有較高的成熟度。與之相比，迪北淺層（新近系—古近系）天然氣碳同位素值相對(duì)偏高，Ro為1．4%～1．9%，處于過(guò)成熟階段，說(shuō)明淺層天然氣成熟度更高。

乙烷碳同位素通常具有較強(qiáng)的母質(zhì)類(lèi)型繼承性，能有效地區(qū)別不同生烴母質(zhì)形成的天然氣。戴金星［10］通過(guò)對(duì)我國(guó)前陸盆地天然氣成因類(lèi)型的分析，認(rèn)為煤型氣δ13C2值大于-25．1‰、油型氣δ13C2值小于 -28．8‰，而 -28．8‰ ～ -25．1‰是煤型氣和油型氣疊加或混合氣分布區(qū)間。依據(jù)這一劃分標(biāo)準(zhǔn)，迪北侏羅系天然氣δ13C2表現(xiàn)為煤-油混合氣特征，而淺層（古近系、新近系）天然氣δ13C2表現(xiàn)為煤型氣特征，主要來(lái)源于煤系烴源巖。此外，部分淺層天然氣碳同位素在δ13C2和δ13C3之間出現(xiàn)明顯反轉(zhuǎn)（圖3），說(shuō)明淺層也受到少量油型氣的侵染。

圖3 迪北地區(qū)烷烴氣碳同位素特征Fig．3 Carbon isotope characteristics of alkane gas in Dibei area

4 凝析油分布及地球化學(xué)特征

迪北侏羅系氣藏以天然氣產(chǎn)出為主，但普遍都伴有凝析油析出。凝析油呈透明的淡黃色、亮黃色，油質(zhì)較好，總體表現(xiàn)為低密度、低黏度、低凝固點(diǎn)、低含硫、中等含蠟的特點(diǎn)（表2）。較高的蠟含量應(yīng)與氣洗分餾作用有關(guān)，下文會(huì)進(jìn)一步分析。

表2 迪北地區(qū)侏羅系凝析油物理性質(zhì)Tab．2 Physical properties of Jurassic condensate oil in Dibei area

迪北侏羅系凝析油中飽和烴占比較高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為70．27% ～80．05%，平均78．47%；芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4．33%～12．95%，平均9．71%；非烴 ＋瀝青質(zhì)為3．20% ～18．23%，平均8．95%；飽芳比5．68% ～18．17%（圖4）。除個(gè)別樣品中瀝青質(zhì)占比較高外，多數(shù)樣品族組分構(gòu)成基本符合“飽和烴＞芳烴＞非烴＋瀝青質(zhì)”的常規(guī)序列。

圖4 迪北地區(qū)侏羅系凝析油族組分組成Fig．4 Composition of Jurassic condensate oil in Dibei area

如表3所示，侏羅系凝析油的碳同位素明顯輕于淺層古近系和新近系凝析油。通常煤型凝析油及其組分的碳同位素值重于油型凝析油及其組分的碳同位素。依據(jù)凝析油成因類(lèi)型鑒別標(biāo)準(zhǔn)（表4），侏羅系凝析油的碳同位素主要表現(xiàn)為煤型凝析油和油型凝析油的混源特征，而淺層凝析油更多表現(xiàn)為煤型凝析油的特點(diǎn)。

表3 迪北地區(qū)凝析油族組分碳同位素δ13 C特征Tab．3 Carbon isotope characteristics of condensate oil in Dibeiarea

表4 凝析油成因類(lèi)型鑒別標(biāo)準(zhǔn)［10］Tab．4 Identification criteria of condensate oil genetic types

研究區(qū)內(nèi)主要發(fā)育2套烴源巖，分別為三疊系中下部的湖相泥巖和三疊系上部塔里奇克組—侏羅系煤系源巖，兩組烴源巖顯微組分相近，三疊系湖相泥巖以Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主，其次為Ⅱ型，而煤系源巖以Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主［11］。通過(guò)碳同位素特征分析認(rèn)為，迪北淺層天然氣與凝析油應(yīng)主要來(lái)自侏羅系的煤系烴源巖，而侏羅系天然氣與凝析油則具有侏羅系煤系烴源巖與下伏三疊系湖相烴源巖的混源特征。前人對(duì)流體包裹體熒光光譜的研究結(jié)果也證實(shí)了侏羅系凝析油氣的混源特征［12］。

色譜-質(zhì)譜分析（GC-MS）表明，侏羅系凝析油正構(gòu)烷烴呈單峰態(tài)分布，不具有明顯的奇偶優(yōu)勢(shì)，主峰碳數(shù) C18—C19，Pr／Ph值為 1．60～2．04，具有一定的姥鮫烷優(yōu)勢(shì)；甾烷類(lèi)化合物中，C27甾烷（20R）／C29甾烷（20R）為 0．54～0．70，具有一定的 C29甾烷優(yōu)勢(shì)；藿烷類(lèi)化合物中Ts略低于Tm，C30藿烷明顯偏高，而C34與C35藿烷豐度較低；總體特征說(shuō)明有機(jī)質(zhì)母源形成于偏氧化的湖相沉積環(huán)境，但含有一定比例的高等植物生源輸入（表5、圖5）。

圖5 依南5井侏羅系凝析油質(zhì)量色譜（4 529．5～4 538．5 m）Fig．5 M ass chromatogram of Jurassic condensate oil in well Yinan 5

表5 迪北地區(qū)侏羅系凝析油地球化學(xué)參數(shù)Tab．5 Geochem ical parameters of Jurassic condensate oil in Dibei area

C29甾烷 ααα20S／（20S＋20R）和 ββ／（ββ＋αα）是常用的成熟度指標(biāo)，在未熟—成熟范圍內(nèi)特征明顯，前者的平衡值為0．55，后者的平衡值為0．70。侏羅系凝析油樣品的 C29甾烷 ααα20S／（20S＋20R）介于0．45～0．48，C29甾烷 ββ／（ββ＋αα）介于0．50～0．62，對(duì)應(yīng)的 Ro值在0．7% ～1．0%，均處于成熟階段。侏羅系凝析油成熟度與天然氣成熟度差異較大，說(shuō)明兩者非同期成藏，天然氣成藏較晚。

圈閉中早期成藏的原油與晚期充注的大量天然氣混合，在高溫高壓條件下，原油中的部分輕質(zhì)組分會(huì)溶解到氣相中，形成次生凝析氣藏，這一過(guò)程被稱(chēng)為原油的氣洗作用。氣洗作用在全球范圍內(nèi)普遍發(fā)生。庫(kù)車(chē)地區(qū)具有早油晚氣多期成藏的特點(diǎn)，晚期天然氣的大量充注，必然對(duì)早期形成的油藏產(chǎn)生強(qiáng)烈氣洗改造。庫(kù)車(chē)坳陷的克拉、大北、迪那等區(qū)帶均經(jīng)歷過(guò)氣洗作用［13］。

氣洗作用不僅會(huì)對(duì)原油的密度、黏度、含蠟量、凝固點(diǎn)等物理性質(zhì)產(chǎn)生明顯影響，也會(huì)改變?cè)偷幕瘜W(xué)組成。研究證明，氣洗作用可導(dǎo)致凝析油中同 分子量的正烷烴相對(duì)貧化，而環(huán)烷烴和芳烴化合物等相對(duì)富集。從侏羅系凝析油輕烴對(duì)比參數(shù)可以看出，多數(shù)樣品的輕烴組成中環(huán)烷烴和苯系芳烴相對(duì)于正烷烴都具有明顯優(yōu)勢(shì)（表6），表現(xiàn)出氣洗分餾的痕跡，而氣藏邊緣的迪北101井和依南5井樣品則表現(xiàn)出相對(duì)較弱的分餾效應(yīng)，可能與這兩口井處于構(gòu)造邊緣，氣源條件不足有關(guān)。

表6 迪北地區(qū)侏羅系凝析油輕烴參數(shù)對(duì)比Tab．6 Light hydrocarbon parameters of Jurassic condensate oil in Dibei area

Kissin［14］研究表明，正常原油的正構(gòu)烷烴碳數(shù)與其摩爾濃度的對(duì)數(shù)值具有明顯的線性關(guān)系：

式中：m（C（n））為正構(gòu)烷烴質(zhì)量摩爾濃度，n為正構(gòu)烷烴碳數(shù)，A為常數(shù)，a為斜率因子。對(duì)于遭受過(guò)氣洗改造的原油，其低碳數(shù)正構(gòu)烷烴較高碳數(shù)正構(gòu)烷烴更易溶于氣相，從而可導(dǎo)致低碳數(shù)正構(gòu)烷烴的摩爾濃度相對(duì)下降。在侏羅系凝析油正構(gòu)烷烴摩爾濃度與碳數(shù)關(guān)系圖（圖6）中，低碳數(shù)正構(gòu)烷烴均發(fā)生了不同程度的偏移，表明侏羅系原油遭受過(guò)氣洗作用。此外，侏羅系儲(chǔ)層中普遍分布有儲(chǔ)層瀝青，這些瀝青主要分布在粒間殘余孔縫、碳酸鹽膠結(jié)物晶間縫中（圖7），應(yīng)為原油遭受氣洗改造后的產(chǎn)物。

圖6 迪北地區(qū)侏羅系凝析油正構(gòu)烷烴摩爾濃度與碳數(shù)的關(guān)系Fig．6 Relationship between molar concentration and carbon number of normal alkanes of Jurassic condensate oil in Dibeiarea

圖7 侏羅系儲(chǔ)層粒緣縫內(nèi)所含的黃白色、黃綠色油質(zhì)瀝青Fig．7 Yellowish white and yellowish green oily bitumen contained in grain boundary fractures of Jurassic reservoir

5 地層水分布及地球化學(xué)特征

迪北地區(qū)多數(shù)井都不同程度見(jiàn)水，從分析結(jié)果來(lái)看，侏羅系地層水陽(yáng)離子以K＋＋Na＋為主，質(zhì)量濃度300～32 790 mg／L，而陰離子中Cl-占明顯優(yōu)勢(shì)，質(zhì)量濃度310～36 000 mg／L。依據(jù)蘇林水型分類(lèi)，侏羅系地層水的水型以GaCl2型為主，少數(shù)為NaHCO3型水，地層水礦化度主要分布在1 000～70 000 mg／L。其中，依南4井和迪北101井測(cè)試產(chǎn)水量較高，且地層水樣品均具有高礦化度（16 802～71 217 mg／L）、高氯根（9 005～36 000 mg／L）的特點(diǎn)，表現(xiàn)為典型的自由水特征，而其他井測(cè)試產(chǎn)水量較低，且地層水樣品礦化度和Cl-值均較低，表現(xiàn)為 凝析水的特征（表7）。

表7 迪北地區(qū)侏羅系地層水化學(xué)特征Tab．7 Chem ical characteristics of Jurassic formation water in Dibei area

雖然依南4井和迪北101井水樣都表現(xiàn)為自由水的特征，但是二者的脫硫系數(shù)和氯鎂系數(shù)差異較大。脫硫系數(shù)和氯鎂系數(shù)可以有效指示地層水所處的水文環(huán)境［15］，脫硫系數(shù)越小，表示地層水還原性越強(qiáng)，地層封閉性越好。氯鎂系數(shù)越高，說(shuō)明地層水濃縮變質(zhì)程度越大，水體越封閉。依南4井地層水脫硫系數(shù)平均值為5．94，氯鎂系數(shù)平均值為763，結(jié)合依南4井鄰近斷層，判斷其地層水應(yīng)為開(kāi)放性的邊底自由水。迪北101井出水位置為4 867～4 985 m，位于阿合組地層中間（圖8），在其上下地層中均有天然氣產(chǎn)出，該地層水的脫硫系數(shù)平均只有0．04，氯鎂系數(shù)平均高達(dá)2 154，說(shuō)明地層水的水體異常封閉，與周?chē)貙又械牧黧w不連通，應(yīng)屬于局部封存水。

圖8 迪北地區(qū)侏羅系東西向氣藏剖面及試油結(jié)果Fig．8 East-west profile and oil testing results of Jurassic gas reservoir in Dibei area

由研究區(qū)內(nèi)各井試油結(jié)果可知，侏羅系地層內(nèi)存在一個(gè)明顯的油水界面（圖8），界面上部各井經(jīng)測(cè)試均有凝析油產(chǎn)出，界面下部多數(shù)井都有地層水產(chǎn)出（或古水層顯示［16］）。說(shuō)明在天然氣成藏之前，該界面上部為古油藏的油層，下部為古水層，而該界面大體反映古油藏油水界面的位置。圖中古油水界面略西向傾斜，這是由于在新近系庫(kù)車(chē)組沉積時(shí)期（此時(shí)阿合組儲(chǔ)層已高度致密化），受喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)末期北部天山山脈隆升的影響，山前的庫(kù)車(chē)坳陷快速沉降，而迪北東部的吐格爾明地區(qū)地層逐漸抬升，致使迪北地區(qū)地層整體向西南傾斜［17］。

6 油氣成藏過(guò)程解析

試油結(jié)果顯示（圖8），侏羅系凝析氣藏中，位于構(gòu)造高部位的迪北102、迪西1和迪北104等井的氣油比較低，凝析油占比較大，而位于構(gòu)造低部位的依南2井底部和迪北101井的氣油比相對(duì)較高，凝析油占比較低，迪北101井下部甚至為純氣藏，沒(méi)有凝析油產(chǎn)出，總體上反映出侏羅系流體具有上油下氣的非重力分異特征。這一特征與常規(guī)油氣藏按油氣重力分異的結(jié)果正好相反。

儲(chǔ)層中烴類(lèi)包裹體特征及其均一溫度是確定油氣成藏期次的主要依據(jù)。流體包裹體分析結(jié)果表明，迪北地區(qū)存在兩期流體充注，第一期為原油充注，第二期為天然氣充注。結(jié)合烴源巖熱演化史研究成果，確定原油成藏期為新近系吉迪克組—康村組沉積時(shí)期（20～10 Ma），天然氣成藏期為新近系庫(kù)車(chē)組沉積時(shí)期—今（5～0 Ma）［18］（圖 9）。

圖9 迪北地區(qū)侏羅系儲(chǔ)層孔隙演化史及構(gòu)造埋藏史Fig．9 Pore evolution history and structural burial history of Jurassic reservoir in Dibei area

儲(chǔ)層孔隙演化史表明，迪北侏羅系儲(chǔ)層致密化的窗口期恰好發(fā)生在兩個(gè)成藏期之間的新近系康村組—庫(kù)車(chē)組沉積時(shí)期（10～8 Ma）［19］（圖 9），因此，迪北地區(qū)侏羅系凝析氣藏應(yīng)為先致密后成藏型氣藏。對(duì)于先致密后成藏型氣藏，天然氣充注時(shí)儲(chǔ)層已經(jīng)致密化，天然氣需要在生烴增壓和毛管力作用下由下向上逐漸驅(qū)替儲(chǔ)層中地層水而成藏，因此，就表現(xiàn)為流體的非重力分異現(xiàn)象。

通過(guò)上述分析，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化特征，基本可以明確侏羅系致密凝析氣藏的動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程（圖10）。

圖10 迪北地區(qū)侏羅系凝析氣成藏過(guò)程示意圖Fig．10 Accumulation process of Jurassic condensate gas in Dibei area

（1）迪北地區(qū)三疊系湖相烴源巖在新近系吉迪克組沉積時(shí)期進(jìn)入生排油高峰，原油向上運(yùn)移進(jìn)入侏羅系圈閉中形成早期古油藏，此后在康村組沉積時(shí)期研究區(qū)的煤系烴源巖也達(dá)到生油高峰，致使阿合組古油藏中的原油受到部分煤成油的侵染。

（2）在新近系康村組—庫(kù)車(chē)組沉積時(shí)期，受喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)影響，天山山脈不斷隆升，山前庫(kù)車(chē)坳陷快速沉降，在強(qiáng)烈的構(gòu)造擠壓和埋深壓實(shí)作用下，迪北侏羅系砂巖儲(chǔ)層逐漸致密化，古油藏中的原油和部分殘留地層水（如迪北101井地層水）被禁錮于致密化的砂巖儲(chǔ)層中。

（3）隨著地層的快速沉降，侏羅系煤系源巖在短時(shí)間內(nèi)迅速達(dá)到生氣高峰，從新近系庫(kù)車(chē)組沉積末期開(kāi)始至今，生成的大量天然氣進(jìn)入阿合組致密砂巖儲(chǔ)層中成藏，并對(duì)圈閉上部的原油進(jìn)行氣洗改造，形成上部為凝析氣藏，下部為純氣藏的流體分布特征。

（4）至喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)末期，庫(kù)車(chē)北部構(gòu)造運(yùn)動(dòng)加劇，受山前庫(kù)車(chē)坳陷持續(xù)沉降以及東部吐格爾明地區(qū)抬升的影響，迪北地區(qū)構(gòu)造特征進(jìn)一步調(diào)整，地層整體向西南傾斜，并逐漸定型為現(xiàn)今形態(tài)。

7 結(jié) 論

（1）迪北地區(qū)淺層（新近系—古近系）油氣主要來(lái)自侏羅系煤系烴源巖；而侏羅系天然氣和凝析油則表現(xiàn)為混源特征，主要來(lái)自下伏三疊系湖相烴源巖，但受到部分侏羅系煤型油氣的侵染。

（2）侏羅系儲(chǔ)層中晚期充注的天然氣對(duì)圈閉中的早期原油進(jìn)行了氣洗改造，氣洗作用導(dǎo)致原油中同分子量的正烷烴相對(duì)貧化，而環(huán)烷烴和芳烴化合物等相對(duì)富集。

（3）侏羅系流體的分布特征與油氣成藏過(guò)程密切相關(guān)，儲(chǔ)層致密化窗口期發(fā)生于原油和天然氣兩期成藏之間，致使早期原油及部分殘留水被致密化儲(chǔ)層禁錮，在后期天然氣充注后無(wú)法進(jìn)行二次重力分異，是導(dǎo)致流體形成油上氣下、氣層中間產(chǎn)水等非重力分異的主要原因。