2. 中国石化西北油田分公司勘探开发研究院, 乌鲁木齐 830011;
3. 中国石化西北油田分公司, 乌鲁木齐 830011
2. Institue of Exploration and Development of Northwest Branch, Sinopec, Urumqi 830011, China;
3. Northwest Branch, Sinopec, Urumqi 830011, China
0 引言
塔里木盆地是我国油气资源丰富的大型叠合盆地，具有多烃源灶、多阶段生烃及多期运移、聚集、调整和破坏的油气成藏特征，油气分布十分复杂[1-2]。2013年顺北1井在奥陶系一间房组进行酸压测试获1.50 m3轻质原油，2015-2016年顺北1-1H井等8口井先后获得高产工业油气流，发现顺北油气田[3]。这是继塔河油田之后，中国石化西北油田分公司在塔里木盆地奥陶系实现的又一重大油气发现。与塔河奥陶系岩溶缝洞型油藏不同，顺北奥陶系油气藏主要受走滑断裂控制，是一种新的油气藏类型—超深断溶体油气藏[4]，油气藏埋深达7 300~8 000 m。顺托果勒隆起下寒武统玉尔吐斯组是顺北油田的主要烃源岩[5]，顺北1号断裂带存在加里东晚期、海西晚期及喜马拉雅期多期油气充注过程[6]。油气沿走滑断裂带垂向运移，在奥陶系一间房组—鹰山组缝洞储集体聚集成藏，已建立“寒武系供烃、走滑断裂垂向输导、多期成藏、晚期为主、断裂控富”的油气成藏模式[7]。顺北地区超深层油气藏能够保持挥发油相，主要是因为塔里木盆地长期的低地温加之油藏蚀变作用弱[8]。随着勘探不断地深入，发现顺北地区不同断裂带油气性质及成熟度差异较大，表明该地区的油气充注成藏过程非常复杂。因此，本文在前人研究的基础上，对顺北油田1区3个不同走滑断裂带的油气地球化学特征、油气成藏期进行研究，同时恢复成藏期古构造，以期综合分析不同断裂带的油气成藏演化过程，为本区的勘探开发部署提供支撑。
1 地质背景顺北油田1区位于塔里木盆地顺托果勒低隆起西部，其北接沙雅隆起，西邻阿瓦提坳陷，东为满加尔坳陷。顺托果勒低隆起是夹持于南北两个隆起(沙雅隆起、卡塔克隆起)、东西两个坳陷(阿瓦提坳陷、满加尔坳陷)之间的似马鞍型低隆起(图 1)。顺托果勒地区震旦系—新生界相对齐全(图 2)。晚震旦世—早奥陶世，顺托果勒低隆起与卡塔克、沙雅隆起广泛发育碳酸盐岩台地，沉积了巨厚的碳酸盐岩。中奥陶世末，加里东Ⅰ幕构造运动使得盆地内部发生强烈构造变形，卡塔克隆起和沙雅隆起强烈抬升，顺托果勒低隆起形成。加里东中期Ⅲ幕—海西早期，卡塔克隆起与沙雅隆起继续隆升，顺托果勒构造活动较弱。海西中晚—燕山期，顺托果勒地区构造稳定，整体隆升—沉降，中下奥陶统有微弱翘倾变化。喜马拉雅期，阿瓦提坳陷加速沉降，东西方向上，顺托果勒低隆高点东移，满加尔地区稳定[9]。顺北奥陶系油气藏是受走滑断裂控制的碳酸盐岩油气藏，油气藏沿走滑断裂带呈条带状展布，走滑断裂控制碳酸盐岩缝洞储层形成与油气富集[10-11]。前人研究表明塔里木盆地台盆区走滑断裂形成主要受控于加里东中期-海西早期南、北向区域挤压剪切作用[12]。顺北油田1区以顺北5号主干断裂带为界，在中下奥陶统碳酸盐岩顶面划分为NNW、NNE向两大走滑断裂体系[13], 从西往东依次命名为顺北13号、11号、9号、7号、5号、3号和1号走滑断裂带(图 1)。其中1号、3号、5号及7号走滑断裂带已获得了油气突破。
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| a. 研究区构造位置图；b. 顺北地区钻井与构造位置平面图。 图 1 塔里木盆地顺北地区构造位置平面图 Fig. 1 Structure location of the north of Shuntuoguole area in Tarim basin |
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| 图 2 顺北地区地层柱状图 Fig. 2 Histogram of strata and reservoir-cap formation in the north of Shuntuoguole area |
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为厘定油气充注时期，本文在研究区先后采集3个断裂带的SHB7、SHB5、SHB1-3及SHB1-7等井的油气地球化学样品和钻井岩心储层包裹体样品进行测试分析，样采位置见图 3。分析测试在中石化勘探开发研究院无锡地质研究所实验研究中心完成。包裹体岩相学采用德国来卡M165C型测试显微镜(放大倍数7.3~120.0倍)以及德国蔡司ImagerA2m型偏光/荧光显微镜(放大倍数50~500倍)研究。包裹体均一温度以及冰点温度测定采用英国Linka公司生产的MDSG600型地质冷热台与德国蔡司公司生产的Axioskop40型偏光/荧光显微镜组成的显微测温系统。
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| GR. 自然伽马；d. 深度；RD. 深侧向电阻率。 图 3 顺北地区SHB7-SHB5-SHB1-3-SHB1-7井中下奥陶统对比及包裹体样品位置 Fig. 3 Stratigraphic correlation of Middle-Lower Ordovician about the wells of Shunbei 7-Shunbei 5-Shunbei 1-3-Shunbei 1-7 and its inclusion samples location in the north of Shuntuoguole area |
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顺北地区奥陶系鹰山组—一间房组油气藏原油密度差异较大，为0.779 5~0.850 0 g/cm3，运动黏度为2.16~18.72 mm2/s，硫的质量分数为0.103%~0.198%，蜡的质量分数为1.05%~8.23%，按照原油地面分类标准属于低密度、高成熟、低黏度、低硫、含蜡的挥发油和轻质油[14]。顺北地区不同断裂带之间原油密度差异明显：西部顺北7号断裂带的顺北7井奥陶系原油密度为0.850 0 g/cm3；中部顺北5号带原油密度为0.802 4~0.829 5 g/cm3；东部顺北1号断裂带原油密度为0.793 4~0.805 5 g/cm3；从西向东原油密度逐渐减小，断裂带内由南向北密度逐渐增大[15]。该区原油饱和烃质量分数介于62.34%~87.36%之间；芳香烃质量分数介于5.26%~24.14%之间；非烃质量分数介于0.45%~7.90%之间；沥青质量分数介于0.57%~11.83%之间；饱芳比介于2.58%~14.51%之间，为高成熟原油特征[16]。甲基菲指数(IMP1F1)对于高成熟原油是有效的成熟度参数[17-18]，依据MPI1、F1与等效地质体的折算公式，SHB7井、SHB5井及SHB1-3井原油成熟度分别为0.77%、0.82%、1.00%，从西向东成熟度逐渐增大。顺北地区海相原油碳同位素轻，δ13C油值分布于-32.1‰~-31.0‰之间，平均值为-31.8‰。Pr/Ph值在0.50~0.96之间，三环萜烷C21TT/(C23TT)值在0.52~0.64之间，原油中硫芴质量分数为2.0%~32.4%[19]。
顺北地区天然气甲烷质量分数在42.5%~83.6%之间；N2质量分数分布在2.00%~4.09%之间，平均为3.28%；CO2质量分数分布在1.74%~2.67%之间；天然气干燥系数为0.520~0.883；C1/(C2+C3)则分布较为均匀，在1.31~29.64之间；为原油伴生的湿气[20]。天然气干燥系数低，为0.520~0.883，天然气干燥系数由东南向西北变低，顺北1号断裂带由东北向西南变低，由0.876减小到0.766；5号断裂带由南向北由0.812变为0.609；顺北7号断裂带SHB7井为0.520。顺北奥陶系天然气δ13C1值为-50.7‰~-44.7‰，天然气δ13C2值为-36.1‰~-33.1‰，远低于腐泥型和腐殖型母质来源天然气的分界-28‰，属于腐泥型母质来源，与塔河油田天然气具有相似的烃源[21]。上述数据表明顺北天然气属于原油伴生气[22]。
4 不同断裂带储层流体包裹体与成藏期 4.1 包裹体岩相学特征 4.1.1 包裹体类型地层中捕获的有机包裹体是油气运聚最直接的证据[23]。顺托果勒奥陶系鹰山组—一间房组台地相灰岩经过早成岩阶段准同生岩溶作用, 中-深埋藏阶段碳酸盐胶结和局部埋藏白云石化作用, 深埋阶段局部热液白云石化、溶蚀作用和硅化作用[24]。奥陶系储层普遍发育的多期次方解石脉体，是重要的成岩地质事件产物，也是烃类包裹体发育的主要宿主矿物[25]。奥陶系方解石不同产状的胶结物在阴极光下具有不同的颜色，不发光—棕黄色—亮黄色(图 4a-c)。奥陶系储层中发育大量含固态沥青包裹体和气液烃包裹体，少量不发荧光气包裹体。固体沥青主要赋存在颗粒粒间孔中，烃类包裹体主要来源于裂缝充填亮晶方解石脉或溶洞(孔)充填的亮晶方解石中。固体沥青包裹体在透射光下为黑色不透明固体，在紫外荧光下可见明显蓝绿色荧光(图 4d-g)。气液烃类包裹体在研究区较为丰富，大约占油气有机包裹体总数的60%。有机包裹体形状多样，主要椭圆形、方形、条形、不规则状，其中以椭圆形和条形为主。透射光下有机包裹体呈发蓝绿色-黄绿色荧光(图 4d-g)。含固体沥青包裹体可能代表原油充注后期遭受的热裂解改造[26]，气液烃包裹体可能指示了晚期油气充注。
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| a. SHB7井奥陶系硅质灰岩样品，采样深度为7 729.05 m，裂缝充填方解石呈不发光阴极光、黄棕色阴极光；b. SHB5井奥陶系生物岩屑灰岩样品，采样深度为7 362.85 m，裂缝充填方解石呈亮黄色、棕黄色阴极光；c. SHB1-3井奥陶系样品，采样深度为7 268.00 m，方解石呈亮黄色、棕黄色阴极光；d-e. SHB7井奥陶系硅质灰岩样品，采样深度为7 729.05 m，泥晶方解石中检测到一期发浅黄色、蓝绿色荧光的次生油包裹体，见大量不发荧光沥青；f-g. SHB5井奥陶系生物岩屑灰岩样品，采样深度为7 362.85 m，溶洞充填方解石晶体裂纹中见大量细小浅黄色、蓝绿色荧光油包裹体；h-i. SHB 1-3井奥陶系样品，采样深度为7 268.00 m，结晶方解石中见发蓝白色荧光气-液两相次生油包裹体；j-l. SHB 1-7井奥陶系灰岩样品，采样深度为7 356.60 m，沥青充填方解石，见发浅黄色、蓝绿色及蓝白色荧光油浸染。 图 4 顺北地区奥陶系有机包裹体显微荧光照片特征 Fig. 4 Photomicrographs of fluid inclusions from different types Ordovician wells in the north of Shuntuoguole area |
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有机包裹体荧光颜色从红色→橙色→黄色→绿色→蓝白色→无色，反映有机质从低成熟到高成熟的一种热演化趋势。随着有机质成熟度的增高，有机包裹体显微荧光光谱发生蓝移，反之则红移。荧光波长λmax和光谱强度QF535等参数也可以反映原油的成熟度[27]。顺北地区不同断裂带样品的包裹体呈现不同荧光特征。统计SHB7、SHB5及SHB1-7油包裹体荧光颜色及荧光光谱发现，顺北地区奥陶系捕获了浅黄色、蓝绿色、蓝色-蓝白色不同颜色的油包裹体(图 4d-l)。对应的荧光光谱λmax和QF535分别为：528.81~550.81 nm，1.28~1.85；495.00~532.00 nm，1.14~1.71；468.00~490.00 nm，1.10~1.54；它们分别代表了低成熟、中等成熟和成熟油，表明顺北地区奥陶系存在多期油气充注过程(图 5)。对比SHB1-7井油包裹体与原油光谱图，原油的成熟度高于油包裹体的成熟度，这表明该井存在晚期高成熟凝析油的混入。
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| 图 5 顺北地区奥陶系钻井油有机包裹体QF535与λmax关系统计图 Fig. 5 Relationship between QF535 and λmax from different types Ordovician wells in the north of Shuntuoguole area |
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在有机包裹体荧光观察的基础上，我们对标定的有机包裹体及其同期盐水包裹体进行显微测温。盐水包裹体分期依据两点原则：一是具有相同产状和相似气/液比的流体包裹体组合[28]；二是对同一产状和不同气/液比包裹体的均一温度按10 ℃间隔分期。1)SHB7井鹰山组样品均检测到两期流体包裹体。第一期流体形成的方解石呈暗色阴极光，油包裹体发浅黄色荧光，油包裹体均一温度范围为45~75 ℃，同期盐水包裹体均一温度为60~90 ℃；第二期流体形成的方解石在阴极发光下呈暗棕色，油包裹体具有蓝绿色荧光特征，同期盐水包裹体温度为95~115 ℃(图 6a)。2)SHB5井一间房组样品同样检测到两期流体包裹体。第一期流体形成的方解石在阴极光下呈暗棕色，油包裹体具有浅黄色荧光特征，油包裹体均一温度范围为45~75 ℃，同期盐水包裹体均一温度为83~90 ℃；第二期流体形成方解石在阴极光下呈亮黄色，油包裹体呈蓝绿色荧光特征，同期盐水包裹体温度为91~118 ℃(图 6b)。3)SHB1-7井一间房组样品检测到三期充注。第一期流体形成的方解石呈暗色、暗棕色阴极光，油包裹体呈浅黄绿色荧光特征，油包裹体均一温度范围为45~65 ℃，同期盐水包裹体温度为83~95 ℃之间；第二期流体形成的方解石胶结物主要呈黄棕色阴极光，油包裹体呈蓝绿色荧光，油包裹体均一温度范围为80~110 ℃，其同期盐水包裹体均一温度集中分布在95~126 ℃之间；第三期流体对应方解石主要呈黄色阴极光，不仅有蓝色-亮蓝色荧光油包裹体，油包裹体均一温度范围为140~150 ℃，其同期盐水包裹体的均一温度为135~157 ℃。(图 6c)。
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| 图 6 顺北地区钻井包裹体均一温度分布直方图 Fig. 6 Homogenous temperature of fluid inclusions from different wells in the north of Shuntuoguole area |
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将各期与油、气包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度范围投影到单井埋藏史图上(图 7)，就可以比较准确地确定该地区的油气成藏时期[29]。顺托果勒地区自奥陶纪以来一直处于降温状态，其中受早二叠世岩浆活动影响存在一个热流短暂增大的峰值(51 ~65 mW/m2)[30]。据SHB 5和SHB 7钻井PVT资料，目前奥陶系温度在150~160 ℃之间，地温梯度为2.12 ℃/100 m。SHB 7井、SHB 5井2个峰值均一温度对应的地质时期距今分别为422.1~407.2 Ma，297.8~264.1 Ma，对应的地质时期分别为加里东晚期、海西晚期。SHB 1-7井奥陶系均一温度对应的地质时期距今分别为430.0~421.0 Ma，303.0~252.0 Ma，18.7~3.2 Ma，对应的成藏期分别为加里东晚期、海西晚期及喜马拉雅山期。说明顺北地区奥陶系油气藏具有多期成藏的特点，不同断裂带之间成藏期次有差异，西部顺北5和顺北7断裂带为加里东晚期、海西期油气充注成藏，顺北1号断裂带多了一个晚期成藏即喜马拉雅期油气充注成藏。说明顺北地区与塔河、哈拉哈塘等地区奥陶系油气成藏具有较好的可对比性[31]，说明整个塔里木盆地奥陶系油气成藏具有相似的充注成藏背景。
顺北地区奥陶系一间房组是油气赋存的主要层位，编制一间房组顶面不同时期的古构造图(图 8、图 9)，可反映油气运聚方向[32]，剖面演化图平面位置见图 1中剖面A-A′。
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| 图 8 顺北地区油气成藏演化剖面图 Fig. 8 Profiles of marine hydrocarbon accumulation and evolution in the north of Shuntuoguole area |
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| 图 9 顺北地区奥陶系一间房组顶面古构造形态演化 Fig. 9 Changes of the Structural map of the top of the Ordovician Yijianfang Formation in different stages of movement in the north of Shuntuoguole area |
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加里东晚期，在挤压构造体制下顺托果勒南北两侧的卡塔克隆起与沙雅隆起保持了隆起形态，顺托果勒向南北两端翘倾，东西方向上顺托果勒保持低隆起形态[33]。顺北地区奥陶系一间房组顶面与志留系之间的厚度图基本代表其在加里东晚期的古地貌，呈现出西高东低的构造格局(图 8a、图 9a)。加里东晚期，满加尔坳陷下寒武统—奥陶系烃源岩已经开始生烃，为塔北、卡塔克隆起及顺托果勒低隆起提供了油气源，塔河奥陶系油田存在加里东晚期的油气成藏记录[34-35]。加里东晚期，研究区寒武系-奥陶系持续埋藏，已进入中成岩成熟阶段，碳酸盐岩保存了一定的原生孔隙[36]。同时，加里东晚期是盆内走滑断裂的主要活动时期，这些走滑断裂的破裂作用产生了洞穴、孔洞及裂缝性储层，断裂也为油气垂向运移提供了通道[37]。寒武系膏泥岩、奥陶系却尔却克组泥岩为良好的区域性盖层，为顺托果勒地区油气成藏提供了良好的保存条件。上述分析表明，加里东晚期满加尔坳陷烃源岩所生油气沿加里东早期(T90)不整合面或者寒武系盐下白云岩储层向高部位运移，再沿高角度走滑断裂垂向运至寒武系或奥陶系圈闭成藏。顺北13号、11号、9号、7号、5号、3号和1号断裂带均处于油气运移的有利成藏位置(图 8b、图 9b)。
5.2 海西晚期奥陶系古构造格局及油气充注海西晚期，顺托果勒以西的阿瓦提坳陷沉积了巨厚的石炭系-二叠系，导致顺托果勒西翼进一步向下凹陷，东西方向形成翼对称的宽缓背斜。同时，受到沙雅隆起的进一步隆升，顺托果勒北部奥陶系一间房组顶面的古地貌呈现出东北高、西南低的形态，印支期也基本保持这一形态(图 8c、图 9c)。海西晚期是塔里木盆地最重要的生、排烃期，该期是满加尔坳陷寒武系-奥陶系烃源岩的生油高峰期，为塔北隆起、顺托果勒及卡塔克隆起提供了充足的油气源，塔河、哈拉哈塘、英买2及东河塘等油气藏均有这一时期成藏的地质和地球化学证据[38]。海西晚期顺托果勒奥陶系一间房组-鹰山组埋深达到3 500~4 000 m。因持续埋藏研究区寒武系-奥陶系已进入中成岩成熟阶段，碳酸盐岩原生孔隙多已消失。顺托果勒地区走滑断裂海西晚期再次活动，断层从基底断至三叠系底部，为油气运移提供了垂向通道，断裂的破裂作用产生的洞穴、孔洞及裂缝是奥陶系的主要储层类型[39-40]。满加尔坳陷烃源岩所生油气沿加里东早期(T90)不整合面或者寒武系白云岩盐下储层自东向西的高部位运移，再沿走滑断裂垂向运移至寒武系或者奥陶系圈闭成藏。顺北9号、7号、5号、3号和1号均处于油气运移的有利位置。顺北11号断裂带及其以西处于背斜西翼，捕获这一期油气的概率较低。海西晚期之后，顺北油气藏由于持续稳定的埋藏被有效保存下来。因此，后期保存条件的差异是导致海西晚期的油气在平面上呈现出北重南轻变化的原因之一[41]。
5.3 喜马拉雅期奥陶系古构造格局与油气充注成藏喜马拉雅期，除受到区域上翘倾变化外，顺托果勒低隆起主要受沉降埋藏作用[42]。同时，因阿瓦提坳陷加速沉降，东西方向上顺托果勒低隆起高点东移。研究区奥陶系一间房组顶面海西晚期的古地貌呈现出东北高、西南低的形态。与海西晚期构造形态相比，顺北地区现今高点向东北部迁移，顺北13号、顺北11号断裂带进一步沉降，奥陶系埋深达到9 000 m以上(图 8c、图 9c)。喜马拉雅期，满加尔坳陷周缘寒武系玉尔吐斯组烃源岩已处于高成熟演化阶段，Ro已达到2.0%以上，主要以生气为主[43-44]。顺托果勒地区是喜马拉雅期油气运移的有利指向区，包裹体证实顺北1号断裂带存在喜马拉雅期油气充注过程，顺北1号断裂带及其以东是晚期油气充注的有利区。
综合上述分析，顺托果勒低隆起奥陶系油气在平面上由西向东依次为中质油-轻质油—凝析气藏—干气的环带，它是叠合盆地油气多期充注的结果，与England等[45]所报道的充填模式完全吻合，即早期生成的原油成熟度相对较低，离烃源灶相对较远，运移距离相对较长，后期生成成熟度高的原油离烃源灶近。包裹体分析结果表明，顺北地区发生过多期油气充注，加里东晚期第一期油充注，因后期构造活动及火山活动遭到不同程度的破坏改造；油气藏主成藏期为海西晚期，伴随天然气活动(原油伴生气)，顺北1号断裂带及其以东存在晚期高熟油气充注补充。受构造演化过程影响，不同断裂构造带与烃源岩灶的相对位置决定其是否具备油气充注条件。顺托果勒东西向背斜的脊部及其以东地区，存在多期油气充注过程，成藏较为有利。背斜西翼11号断裂带及其以西地区在主成藏期捕获油气存在一定的风险。虽然顺北地区油气的主成藏期相对较早，中—新生界持续埋藏，奥陶系一间房组—鹰山组埋深达到7 500~9 000 m，但由于长期的低地温加之油藏蚀变作用弱，使得早期的油藏得以保存[46-47]。
6 结论1) 顺北地区不同断裂带原油物性和成熟度存在明显的差异，主要表现为由西向东从7号断裂带、5号断裂带向1号断裂带原油密度变小，成熟度增加。
2) 依据流体包裹体划分出3个主要油气充注成藏期：第一期为加里东晚期(430.0~407.2 Ma)充注，主要充注成熟油，油包裹体发桔黄色荧光；第二期为海西晚期(297.8 ~252.0 Ma)充注，主要充注高熟油，油包裹体发黄绿色、蓝白色的荧光，主成藏期，伴随天然气活动(原油伴生气)；第三期为喜马拉雅期(18.7~3.2 Ma)充注，以天然气为主。油气多期/幕充注成藏及油气改造共同造就了不同断裂带油气藏物理性质的差异性。
3) 成藏期古构造的构造格局研究表明，顺托果勒地区奥陶系油气主要来自于满加尔坳陷。加里东晚期，研究区走滑断裂带构造带均处于高部位，是东部满加尔烃源岩所生油气充注的有利运移指向区；海西晚期，顺托果勒背斜西移，中东部地区能捕获更多的东部满加尔烃源岩所生油气；至喜马拉雅期，仅顺北1号断裂构造带及其以东获得高熟油气充注。油气多期从东向西运移，从南向北调整，形成了油气性质分布和充注聚集的差异。
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