韓劍發(fā) 鄔光輝 楊海軍 代 蘭 蘇 洲 唐 浩 熊 昶

1.中國石油塔里木油田公司 2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 3.西南石油大學(xué)羌塘盆地研究院

0 引言

凝析氣藏是一種在特定溫度、壓力條件下形成的特殊相態(tài)類型氣藏[1]。俄羅斯、中東、中亞、美國和我國塔里木、四川等盆地均有凝析氣藏分布，其中大型凝析氣田主要位于石炭系—新近系[2-3]。塔里木盆地塔中凝析氣田地層時代最老[4-5]，主要分布在奧陶系，近年在中下寒武統(tǒng)也發(fā)現(xiàn)了凝析氣藏。塔中凝析氣田發(fā)現(xiàn)于1989年，2003—2007年探明我國最大的礁灘體凝析氣田，2008—2016年基本探明了塔中北斜坡中下奧陶統(tǒng)鷹山組風(fēng)化殼凝析氣田。目前，塔里木盆地塔中隆起的三級油氣地質(zhì)儲量達1×1012m3氣當(dāng)量，成為我國儲量規(guī)模最大的凝析氣田。塔中隆起奧陶系碳酸鹽巖凝析氣藏的富集受控于非均質(zhì)性極強的縫洞型儲層[4-7]，油氣相態(tài)類型、特征與分布極為復(fù)雜，不同于典型的構(gòu)造類與地層巖性類凝析氣藏[2]，油氣藏評價與開發(fā)難度極大。

凝析氣藏具有原生與次生成因類型[1-3]，原生凝析氣藏通過有機質(zhì)生成凝析氣并以氣相運聚成藏，成藏過程中不存在相態(tài)變化；次生凝析氣藏則通過油溶解于氣中形成，成藏過程中流體相態(tài)發(fā)生了變化。前期研究成果表明，塔中凝析氣田是以早期形成的古油藏經(jīng)歷晚期氣侵而形成的次生凝析氣藏[4-7]。但是，前期研究缺少支持氣侵的直接證據(jù)，凝析氣藏相態(tài)演化過程不明確，單一的成藏模式難以解釋復(fù)雜的油氣分布。同時，如果塔中凝析氣田的油源主要來自中上奧陶統(tǒng)烴源巖，并于喜馬拉雅期成藏[8-9]，則次生凝析氣藏的機制可能不成立。因此，深入研究塔中凝析氣田的氣藏成因機制與模式對塔中隆起的油氣勘探開發(fā)具有重要意義。

為此，筆者在塔中凝析氣田勘探開發(fā)生產(chǎn)資料綜合分析基礎(chǔ)上，通過油氣藏解剖，結(jié)合地球化學(xué)資料探討了塔中隆起凝析氣藏的類型與成因，以期為該地區(qū)凝析氣藏的勘探開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

塔中隆起位于塔里木盆地中部，為北西西向古隆起，面積約2.2×104km2[7,10]。塔中隆起可劃分為北部斜坡帶、中央主壘帶、南部斜坡帶、東部潛山區(qū)等4個二級構(gòu)造帶（圖1）。除侏羅系缺失外，塔中隆起顯生宙地層發(fā)育齊全，在前寒武系基底之上發(fā)育厚度達3 000 m的寒武系—奧陶系碳酸鹽巖，晚奧陶世之后以碎屑巖沉積為主。塔中隆起形成于中晚加里東期，定型于早海西期[10-11]，是寒武系—奧陶系碳酸鹽巖組成的背斜隆起，并發(fā)育北西向的逆沖斷裂與北東向走滑斷裂（圖1）。目前，塔中隆起已提交天然氣三級地質(zhì)儲量逾8 000×108m3，主要分布在北部斜坡帶的奧陶系碳酸鹽巖（圖1）。此外，志留系—石炭系碎屑巖、寒武系碳酸鹽巖等也有油氣發(fā)現(xiàn)。

塔中凝析氣田產(chǎn)層主要為上奧陶統(tǒng)良里塔格組礁灘體儲層與中下奧陶統(tǒng)鷹山組風(fēng)化殼儲層，埋深一般介于5 000～7 000 m。奧陶系古老碳酸鹽巖成巖膠結(jié)作用強烈，原生孔隙不發(fā)育，次生溶蝕孔、洞、縫構(gòu)成了復(fù)雜的非均質(zhì)儲集體[7,10-12]。其中，良里塔格組臺緣帶礁灘體孔洞發(fā)育[10]，儲層孔隙度介于2%～6%、滲透率介于0.1～5.0 mD，為致密基質(zhì)儲層，而局部大型縫洞體孔隙度多大于6%；鷹山組風(fēng)化殼以巖溶縫洞體儲層為主[7]，廣泛分布于北部斜坡帶，呈條帶狀、團塊狀沿斷裂帶發(fā)育。

塔中凝析氣田以凝析氣藏為主，并存在正常油藏、弱揮發(fā)油藏、重質(zhì)油藏、干氣等多種類型的油氣藏[4-7,10-14]。根據(jù)塔中隆起奧陶系凝析氣藏凝析油含量及其在地層條件下的賦存狀態(tài)，將塔中凝析氣藏分為帶油環(huán)凝析氣藏、無油環(huán)中—高含凝析油凝析氣藏和無油環(huán)低（微）含凝析油凝析氣藏[14]，油氣相態(tài)復(fù)雜多樣。由于塔中隆起奧陶系碳酸鹽巖儲層與油氣藏形成演化過程復(fù)雜多樣，不同井間油氣產(chǎn)量、相態(tài)、氣油比、天然能量及產(chǎn)出的穩(wěn)定性變化大，勘探開發(fā)面臨一系列技術(shù)難題[10-15]，并制約了塔中凝析氣藏的效益開發(fā)。

2 次生凝析氣藏

2.1 次生凝析氣藏的證據(jù)

前期研究成果中關(guān)于氣侵形成次生凝析氣藏的證據(jù)較少[4-7]。筆者通過油氣藏解剖結(jié)合地球化學(xué)分析，明確了判別次生凝析氣藏的一系列證據(jù)。

地球化學(xué)指標(biāo)研究結(jié)果多揭示塔中隆起凝析氣藏的油源主要來自中上奧陶統(tǒng)烴源巖[8-9]，但近年來的鉆探表明塔中隆起及其鄰區(qū)中上奧陶統(tǒng)缺乏有效烴源巖，而在深部下寒武統(tǒng)發(fā)現(xiàn)了優(yōu)質(zhì)的烴源巖[16-17]，塔中隆起凝析氣藏的油源主要來自下寒武統(tǒng)烴源巖的可能性更大[18-20]。熱演化史分析結(jié)果表明，下寒武統(tǒng)烴源巖在埋藏過程中，在加里東晚期—晚海西期可能形成大量的石油，而天然氣則形成于喜馬拉雅晚期深埋過程中[10-13]。由此可見，塔中隆起具有通過早期成油、晚期氣侵，形成次生凝析氣藏的地質(zhì)條件。

塔中凝析氣田天然氣總體上以中—高含硫、低—中含氮氣、低—高含二氧化碳的天然氣為主，天然氣干燥系數(shù)介于0.89～0.98，原油密度較高（多大于0.8 g/cm3），呈現(xiàn)“氣干油重”的特征。塔中凝析氣田天然氣不具有濕氣特征，不同于原油同期生成的伴生氣。因此，塔中凝析氣田即使有中上奧陶統(tǒng)烴源巖的貢獻，也很難同時在喜馬拉雅期生成中等成熟度的石油與高熟的干氣。塔中凝析氣田原油總體上具有低密度、低黏度、低膠質(zhì)＋瀝青質(zhì)含量、中低含蠟、中低含硫的特征。不同井點的原油性質(zhì)有較大差異，并出現(xiàn)高密度、中高含蠟量、中等含硫量的異常。值得注意的是，在凝析氣藏中可能出現(xiàn)局部的油藏。M62井區(qū)最為典型，該井區(qū)的M621井呈現(xiàn)局部正常原油特征，原油密度大于0.85 g/cm3，氣油比低于400 m3/m3，揭示凝析氣田中局部氣侵較弱的部位仍保留古油藏。

庚烷值和異庚烷值可以作為劃分原油成熟度的標(biāo)準(zhǔn)[21]。庚烷值和異庚烷值分析結(jié)果表明，塔中凝析氣田中西部奧陶系原油均分布于脂肪族曲線上方的區(qū)域（圖2-a），呈現(xiàn)相似的腐泥型—混合型有機質(zhì)烴源巖特征，而且油與凝析油均處于高成熟階段。油與凝析油的碳同位素一致（圖2-b），說明凝析油并非比油的碳同位素重，不是更高成熟凝析氣生成階段的產(chǎn)物。綜合相關(guān)資料分析，凝析油與正常油的成熟度相當(dāng)，并非形成于后期更高成熟度階段，而可能是油藏遭受氣侵改造而成。

原油的蠟通常為碳數(shù)大于nC22的正構(gòu)烷烴，以藻類和細菌為主要有機質(zhì)來源的塔里木盆地寒武系烴源巖生成的原油一般低含蠟[10]，而塔中凝析氣田原油出現(xiàn)異常高的含蠟量，鷹山組原油含蠟量介于5.75%～10.29%，良里塔格組原油含蠟量高達16.08%。高含蠟量原油一般受控于原油成熟度、油氣藏類型、氣洗作用和原油運移作用[22]。由于高含蠟量原油主要出現(xiàn)在氣侵強烈的高氣油比井中，其原油成熟度、油氣藏類型和原油運移作用與鄰井相近，這些原油很可能是油藏受氣侵之后nC22以上的正構(gòu)烷烴相對富集形成的次生高蠟油。另外，油藏受氣侵之后容易形成瀝青質(zhì)沉淀（圖3），這種現(xiàn)象在凝析氣藏中比較普遍。

綜合流體包裹體資料分析，塔中隆起奧陶系凝析氣藏中檢測到3期與油氣包裹體共生的鹽水包裹體。第一期包裹體均勻密集或成群成帶分布于重結(jié)晶粒屑、微—細晶方解石中，為深褐色的液烴包裹體，鹽水包裹體均一溫度一般介于70～90 ℃。第二期烴類包裹體豐度高，成群、成帶分布于溶蝕孔洞早期充填的方解石礦物中，多呈深褐色的液烴包裹體，并出現(xiàn)氣液兩相包裹體，鹽水包裹體均一溫度介于90～120 ℃。第三期烴類包裹體發(fā)育于溶蝕孔洞晚期充填的方解石中，發(fā)育豐度較高，氣液兩相包裹體和氣相包裹體的含量增多，液烴呈強的淺藍綠色、淺綠色及淺黃色熒光，氣烴呈弱黃色熒光，包裹體均一溫度介于120～150 ℃。三期包裹體均一溫度峰值分布對應(yīng)熱史曲線上的晚加里東期與晚海西期成油期，以及喜馬拉雅期的天然氣充注期[11,23]。這些豐富的包裹體資料支持塔中隆起存在古油藏的認識，并確證天然氣形成于喜馬拉雅期。

2.2 次生凝析氣藏成因與氣藏類型

研究結(jié)果表明，塔中隆起北部斜坡帶廣泛分布古油藏[5,7,10]，尤其是良里塔格組臺緣礁灘體上覆巨厚的上奧陶統(tǒng)桑塔木組泥巖，保存條件優(yōu)越，存在大量前新生代形成的古油藏。在喜馬拉雅期氣侵過程中，可能形成次生凝析氣藏，并形成前文所述的油氣特征。

值得注意的是，形成凝析氣藏的前提不僅需要烴類物系中氣體數(shù)量多于液體數(shù)量，而且地層溫度介于臨界溫度與臨界凝析溫度之間，地層壓力超過該溫度時的露點壓力[1-3]。塔中隆起寒武系—奧陶系碳酸鹽巖凝析氣藏臨界溫度與臨界凝析溫度差異大，地層溫度介于其間，具備形成凝析氣藏的溫度條件。但是，地層溫度所在的地層壓力與該溫度下的露點壓力比較接近，尤其是塔中凝析氣田東部的凝析氣藏（表1），表明凝析氣藏的相態(tài)對地層壓力極為敏感。通過壓力推算，在新生代沉積前，即便有大量天然氣的充注，大多數(shù)氣藏的地層壓力仍低于露點壓力，難以形成凝析氣藏。M4井區(qū)石炭系油氣藏埋深淺，地層壓力小，天然氣較多的部位形成氣藏或氣頂。在塔中隆起東部M62井區(qū)，盡管有大量的晚期天然氣充注，在凝析氣藏的開采過程中由于地層壓力的虧空，部分凝析氣藏很快出現(xiàn)油氣分異，并隨著天然氣產(chǎn)量的減少形成原油產(chǎn)出為主的現(xiàn)象。因此，地層壓力的對凝析氣藏的形成具有重要的控制作用。

表1 塔中隆起碳酸鹽巖凝析氣藏地層壓力與溫度數(shù)據(jù)表

綜合分析認為，在喜馬拉雅期深埋過程中，塔中隆起深部形成大量的原油裂解氣或干酪根裂解氣，并通過斷裂帶向上部奧陶系碳酸鹽巖已形成的古油藏中運移，并溶解于油藏中形成溶解氣。隨著天然氣氣侵的增加，油藏中溶解的天然氣漸趨飽和，形成弱氣侵揮發(fā)油藏（圖4-a）。M45、D15井區(qū)多見這種類型的油藏，氣油比低于500 m3/m3，處于凝析氣藏形成的前期階段。隨著油藏埋深增大，地層壓力逐漸高于臨界壓力，以及氣侵的加強，油藏頂部的原油可能溶于天然氣中，從油相向凝析氣相發(fā)生轉(zhuǎn)化，從而形成帶凝析氣頂?shù)挠筒兀▓D4-b）。M622井區(qū)存在該類型油藏，該井在凝析氣生產(chǎn)一年后，開始產(chǎn)出正常原油。由于天然氣的供給不斷增長及地層壓力的增大，原油不斷反溶于天然氣中，成為底部帶油環(huán)的凝析氣藏（圖4-c）。這種類型的凝析氣藏在M62井區(qū)較多。伴隨地層溫度與壓力的持續(xù)增長，圈閉中注入的天然氣量可能溶解所有的原油，或是圈閉不足以保存油環(huán)時，可能形成無油環(huán)的中高凝析油—微凝析油含量的凝析氣藏（圖4-d）。D8—M83井區(qū)大多凝析氣藏屬于這種類型，氣油比一般大于1 000 m3/m3，凝析油產(chǎn)量低。此外，塔中隆起的凝析氣藏也可能存在氣洗（蒸發(fā)分餾）機制[24]，隨著深部裂解氣沿斷裂帶向上侵入，規(guī)模較小的古油藏受后期大量高成熟天然氣的“氣洗”作用，形成芳烴富集的凝析油，并導(dǎo)致含蠟量增高。同時，鄰近斷裂帶的奧陶系碳酸鹽巖縫洞體油藏壓力條件容易遭受破壞，原油中輕分子組分以氣相形式發(fā)生分餾形成凝析氣。

由于喜馬拉雅期塔中隆起寒武系—奧陶系碳酸鹽巖基質(zhì)儲層致密、縫洞型儲層分布復(fù)雜，即使同一井區(qū)不同部位的氣侵程度也有很大的變化，受氣侵程度與古油藏規(guī)模差異的影響，不同類型油氣藏流體相態(tài)與流體性質(zhì)差異極大。隨著油藏中天然氣的不斷注入，原油不斷溶于天然氣時，在古油藏中形成凝析油含量很高的凝析氣頂，并導(dǎo)致油重氣干的流體差異[10]。

3 原生凝析氣藏

塔中隆起較多凝析氣藏是古油藏遭受氣侵而形成的次生凝析氣藏，但綜合相關(guān)資料分析塔中隆起也存在原生凝析氣藏。

3.1 原生凝析氣藏的形成條件

較多的研究成果認為，塔中隆起的天然氣主要為油型裂解氣[5-7,25-27]，可能與深部的古油藏原油裂解有關(guān)，也可能來自深部烴源巖中未排出的原油與運移輸導(dǎo)通道的分散油裂解。天然氣甲烷碳同位素可以判別天然氣的來源[25-26]，塔中凝析氣田δ13C1值介于－56‰～－35‰（圖5），主要為原油裂解氣。塔中隆起部分凝析氣藏高含H2S[10,28]，是天然氣經(jīng)過中寒武統(tǒng)鹽膏層時發(fā)生硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)的產(chǎn)物[11,29]，表明為下寒武統(tǒng)原油裂解氣。由于塔中隆起及其周緣寒武系—下奧陶統(tǒng)在喜馬拉雅晚期深埋至8 000 m以深，進入原油裂解的門限，原油裂解氣容易溶解尚未裂解的原油而形成凝析氣，而深層烴源巖中與輸導(dǎo)通道中的分散液態(tài)烴更可能裂解直接形成凝析氣，在向上運移過程中可能聚集在缺少古油藏的圈閉中形成原生凝析氣藏。這類凝析油的成熟度高，輕組分較多，可能具有運移分餾作用形成的油環(huán)。

塔中隆起周邊坳陷區(qū)寒武系烴源巖在喜馬拉雅期已進入過成熟干氣階段，但塔中隆起的斜坡部位與鄰近的滿西地區(qū)部分烴源巖干酪根鏡質(zhì)體反射率（Ro）可能低于2.0%，具有生成凝析氣的地質(zhì)條件[5,9-10]。塔里木盆地臺盆區(qū)寒武系與奧陶系烴源巖以腐泥型—混合型干酪根為主，當(dāng)Ro＝1.2%～2.0%時，由于C—C鏈斷裂與溶解天然氣釋放，氣態(tài)烴不斷增加而液態(tài)烴不斷減少，輕質(zhì)油隨溫壓增加出現(xiàn)逆蒸發(fā)，溶于氣相而成為凝析氣藏。這種干酪根裂解形成的原生凝析氣藏在塔北隆起輪南東部地區(qū)已得到證實[30]（圖5），其油氣源來自東邊滿東凹陷斜坡區(qū)的高—過成熟烴源巖。

近期的地球化學(xué)研究結(jié)果表明，塔中隆起天然氣復(fù)雜多樣，同時存在原油裂解氣和干酪根裂解氣的混合體[27]，可能既有寒武系烴源巖，也有中上奧陶統(tǒng)烴源巖的貢獻[10,31]。來源于寒武系烴源巖的天然氣處于高成熟—過成熟階段，以原油裂解氣為主；而處于成熟階段的天然氣很可能來源于周邊深層中上奧陶統(tǒng)烴源巖干酪根的裂解氣。因此，干酪根裂解氣也很可能存在，從而形成特征復(fù)雜的混合氣。

3.2 原生凝析氣藏成因與類型

綜合分析認為，塔中隆起凝析氣藏具有多種原生凝析氣藏的成因模式。

塔中隆起東部地區(qū)缺少古油藏，同時有利于接受來源于已證實的滿東地區(qū)中上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的油氣，在喜馬拉雅期形成的干酪根裂解氣向隆起高部位缺少古油藏的圈閉中運聚，可能形成干酪根生成的低凝析油含量的凝析氣藏（圖6-a）。

研究結(jié)果表明，塔中凝析氣田氣源主要來自于原油裂解氣[4-7]，原油裂解氣的來源可能來自深部的古油藏、輸導(dǎo)路徑與烴源巖中滯留的分散液態(tài)烴，液態(tài)烴裂解的油型氣初始階段溶于古油藏中，但隨著裂解氣與輕烴的增長，凝析氣可能分離為氣液兩相，并伴隨溫壓的增長導(dǎo)致原油中的輕質(zhì)組分反溶于天然氣中。由于喜馬拉雅期寒武系—奧陶系地層溫度介于臨界溫度和臨界凝析溫度，地層壓力普遍高于露點壓力，可能形成大量的深部凝析氣源。在缺少古油藏的凝析氣源地層中，就近形成原生凝析氣藏（圖6-b）。

此外，在喜馬拉雅期的溫度壓力條件下，凝析氣向上運移過程中的相態(tài)不變，在奧陶系上部缺少古油藏的圈閉中，聚集形成原生凝析氣藏（圖6-c）。后期凝析氣充注到已有凝析氣藏或少量原油的圈閉中也可能形成原生凝析氣藏（圖6-d）。如M162井下奧陶統(tǒng)天然氣以偏干的凝析氣為主。此外，凝析氣繼續(xù)向上運移過程中，可能在奧陶系上部的古油藏中聚集，進一步溶解原油，形成次生凝析氣藏與原生凝析氣藏共生的現(xiàn)象（圖6-d）。當(dāng)然，在向上運移過程中，由于溫度壓力降低，地層壓力趨近露點壓力時則析出凝析油，形成帶油環(huán)的次生凝析氣藏，也可能形成帶凝析氣頂?shù)挠筒?，而缺少氣侵的油藏仍保持油藏特征?/p>

由于凝析氣藏成因多樣，儲層非均質(zhì)性極強，晚期氣侵的程度與古油藏規(guī)模的差異，造成塔中凝析氣田復(fù)雜的流體性質(zhì)與相態(tài)，很多油氣井的流體相態(tài)具有接近臨界露點壓力與飽和壓力的特征，從而形成氣油比變化極大、凝析油含量變化極大的復(fù)雜流體分布的非常規(guī)碳酸鹽巖凝析氣田，并導(dǎo)致油氣產(chǎn)出的復(fù)雜性[10-11]，需要采取針對性的開發(fā)措施。

4 結(jié)論

1）塔中凝析氣田存在次生與原生成因的兩類凝析氣藏，凝析氣源主要來自8 000 m以深的原油裂解氣與干酪根裂解氣，其成因主要受控于喜馬拉雅期深埋的壓力系統(tǒng)。

2）在古油藏基礎(chǔ)上，受控氣侵強度與古油藏規(guī)模，形成氣侵與氣洗兩種機制的次生凝析氣藏，出現(xiàn)古油藏逐步演變?yōu)閾]發(fā)油藏、含氣頂油藏、帶油環(huán)凝析氣藏、中—高含凝析油和低含凝析油的凝析氣藏。

3）超深下寒武統(tǒng)凝析氣源可能就近聚集，或是運移到淺層缺少古油藏的圈閉中形成原生凝析氣藏。

4）由于塔中隆起天然氣的來源、氣侵強度與古油藏規(guī)模的差異，形成了不同的油氣藏模式，并導(dǎo)致了復(fù)雜的流體性質(zhì)、相態(tài)與油氣產(chǎn)出，不同于常規(guī)凝析氣田。