2024, Vol. 36
2. 中国石油大学(北京)地球科学学院, 北京 102249;
3. 中国石油新疆油田公司 勘探开发研究院, 新疆 克拉玛依 834000;
4. 中国石油勘探开发研究院, 北京 10083;
5. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室, 河北 廊坊 065007
,
LIU Chenglin1,2
,
YANG Haibo3,
WANG Yifeng4,5,
LI Jian4,5,
TIAN Jixian4,5,
HAN Yang3,
ZHANG Jingkun1,2
2. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;
3. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, Xinjiang, China;
4. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China;
5. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development, CNPC, Langfang 065007, Hebei, China
凝析气藏作为一种介于油藏与纯气藏之间的特殊油气藏，在动态开采过程中易发生反凝析现象而转变为气液两相，是一种重要的油气资源，析出的液态烃为凝析油[1-2]。生烃母质差异、热演化程度、多期油气充注与温压条件的变化等可控制凝析气藏的形成与成因机制[3]。近年来，随着勘探程度的提高，我国相继在塔里木盆地中北部隆起、四川盆地涪陵地区与渤海湾盆地渤中凹陷发现凝析气藏[4-6]。准噶尔盆地油气资源丰富，但目前勘探结果呈现“油盆”特征，天然气探明程度仅为5.3%[7]。2020年准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡前哨井区有多口井在侏罗系三工河组获高产工业油气流，相态分析结果表明其为凝析气藏，其中前哨2井日产气平均为14.6×104 m3，气油比（GOR）为3 003~ 4 872 m3/m3，说明盆1井西凹陷内部具有极大的油气勘探潜力。
以往研究人员对准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘的油气来源与油气成藏过程开展了大量研究并取得了关键性认识。费李莹等[8]认为准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡侏罗系三工河组油气为二叠系下乌尔禾组烃源岩产物。赵洪等[9]基于包裹体分析测试、构造演化与烃源岩生排烃史研究，认为准噶尔盆地盆1井西凹陷侏罗系三工河组油气藏分别经历了100~70 Ma与62~0 Ma共2期油气充注，古近纪以来是油气成藏的关键阶段。刘华等[10]认为准噶尔盆地盆1井西凹陷侏罗系存在3种类型的原油，油气藏具有混源、多期次充注的特征，前哨井区侏罗系三工河组的凝析油为下乌尔禾组烃源岩生凝析油和湿气阶段的产物。韩杨等[11]认为准噶尔盆地盆1井西凹陷具有良好的成藏配置条件，古近纪以来下乌尔禾组烃源岩生成的油气经过运移最终在前哨井区侏罗系三工河组形成晚期高熟气藏。以往研究基本明确了准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘不同层系的油气来源并建立了成藏模式，但尚未针对凝析气藏的成因机制开展进一步研究。
对凝析油和天然气的各项地球化学参数开展系统分析，研究凝析油气的成因与来源，利用PetroMod盆地模拟软件恢复前哨2井的埋藏-热演化史、储层温度和压力演化史，结合烃类流体包裹体特征与构造演化史，探究准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏的成藏期次，并在此基础上揭示凝析气藏的成因机制，以期为盆1井西凹陷及周缘凝析气藏成因机制的深入研究以及凝析气藏的进一步勘探提供一定参考。
1 地质概况盆1井西凹陷位于准噶尔盆地腹部，东北部与石西凸起西翼相接，东南部为莫北凸起与莫索湾凸起北端，西北部与达巴松凸起相邻，西南部连通沙湾凹陷，面积约3 260 km2。前哨井区处于盆1井西凹陷东斜坡，为低幅度北东向南西倾斜的鼻状构造，是有利的油气运移指向区[8]（图 1a）。盆1井西凹陷发育的地层较为完整，自下而上依次为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系[12]。本次研究目的层为侏罗系三工河组（J1s），可将其自下而上进一步划分为一段（J1s1）、二段（J1s2）和三段（J1s3）。其中，三工河组一段岩性主要为灰色细砂岩、泥质砂岩与灰色泥岩，以浅湖相和三角洲前缘河口砂坝及水下分流河道沉积为主；三工河组二段岩性以灰色砂岩为主，存在泥岩和少量泥质砂岩，主要为三角洲前缘水下分流河道沉积，为研究区最主要的含油气层系；三工河组三段为一套滨浅湖相沉积，以灰色泥岩为主，夹薄层灰色泥质粉砂岩，为区域性盖层（图 1b）。
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下载原图 图 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷区域地质概况（a）（据文献[11]修改）及侏罗系三工河组岩性地层综合柱状图（b）（据文献[8]修改） Fig. 1 Regional geological overview map (a), stratigraphic column of Jurassic Sangonghe Formation (b) of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
研究区在多期次运动的影响下，形成了现今南北向整体掀斜的构造格局。石炭纪至二叠纪，强烈的构造挤压导致盆1井西凹陷地层遭受抬升剥蚀；晚三叠世—中侏罗世，构造运动减弱，盆1井西凹陷地层不断沉积；燕山运动晚期，强烈的构造运动使得石西—莫北凸起周缘地层再次隆升，导致侏罗系发育不整合张性断裂；白垩纪以来，盆1井西凹陷未发生强烈的构造运动，形成的油气藏得以保存[13]。
2 油气藏特征准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏北西部发育的断裂具有良好的侧向遮挡作用，储层砂体主要向南东方向尖灭，为构造-岩性油气藏。岩心及薄片观测分析结果表明，前哨井区侏罗系三工河组二段储层岩性主要为灰色细—中粒长石岩屑砂岩，砂岩中石英体积分数为32.0%~34.80%，长石体积分数为19.2%~20.0%，岩屑（主要为凝灰岩）体积分数可达48.0%，粒间杂基（以高岭石为主）体积分数约为3.0%，胶结物（硅质和方解石）体积分数约为4.0%[14]。碎屑颗粒磨圆度主要为次棱角状，分选性较好，颗粒间呈点接触和点—线接触，胶结类型以压嵌型为主，其次为孔隙-压嵌型。研究区侏罗系三工河组二段储层孔隙度为2.70%~16.10%，平均为12.10%，渗透率为0.016~109 mD，平均为14.17 mD，属于中孔、低渗储层（图 2a，2b），储层孔隙类型主要为粒间孔，存在少量粒间溶孔和粒内溶孔，油气主要赋存于粒间孔中（图 2c）。
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下载原图 图 2 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组二段储层特征 Fig. 2 Reservoir characteristics of the second member of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
准噶尔盆地盆1井西凹陷发育二叠系风城组（P1f）和下乌尔禾组（P2w）2套主力烃源岩。其中，风城组烃源岩厚度平均为200 m，凹陷中心烃源岩厚度可达440 m，有机质丰度高，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，为中等—好烃源岩；下乌尔禾组烃源岩厚度平均为140 m，凹陷中心烃源岩厚度可达360 m，但有机质丰度较低，有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，为差—中等烃源岩。优越的烃源岩条件是凝析气藏形成的物质基础，良好的储-盖组合是油气成藏的基础条件。准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组二段发育2种类型的储-盖组合，三工河组二段一砂组（J1s21）中下部储层为辨状河三角洲供源型砂质碎屑流砂体，砂体厚度横向变化较大，该砂组与上覆三工河组三段（J1s3）中发育的滨浅湖相泥岩为区域性盖层，为第一类良好的储-盖组合；三工河组二段二砂组（J1s22）主要发育辨状河三角洲前缘水下分流河道沉积，砂体厚度较大且分布面积广，顶部发育的稳定泥岩直接作为盖层，为第二类良好的储-盖组合[14]。研究区在海西期和早—中燕山期发育3期大型断裂系统，是二叠系烃源岩生成的油气能够运移并聚集于侏罗系三工河组有效圈闭中关键的疏导体系和遮挡条件[15-16]（图 3）。
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下载原图 图 3 准噶尔盆地盆1井西凹陷油气成藏模式（剖面位置见图 1） Fig. 3 Hydrocarbon accumulation models of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组样品凝析油的密度为0.759~0.804 g/cm3，平均为0.772 g/cm3；在50 ℃下的黏度为0.65~1.82 mPa·s，平均为0.92 mPa·s，除前哨401井外，其余井的黏度均低于1.0 mPa·s；凝固点低于0 ℃，为-16 ℃ ~ -12 ℃，平均为-14 ℃；凝析油的含蜡量低，质量分数为0.69%~4.35%，除前哨401井外均低于2.0%，平均为1.79 %（表 1）。
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下载CSV 表 1 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析油物性特征及气相色谱参数 Table 1 Physical properties and gas chromatography parameters of condensate oil of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
研究区侏罗系三工河组凝析油样品的全烃气相色谱参数的测定采用Agilent 7890B气相色谱仪，测定方法和步骤参考文献[17]。凝析油正构烷烃以低—中碳数为主，主峰碳数为nC8~nC10，∑C21-/∑C22+的值为6.60~17.70，平均为12.73；碳优势指数（CPI）为1.19~1.29，平均为1.22；奇偶优势比（OEP）为0.97~1.05，平均为1.00（表 1）。样品中还能检测到一定含量的C30+正构烷烃，正构烷烃特征表明凝析油成熟度偏大，应为烃源岩高成熟阶段的产物。甾烷异构化参数C29规则甾烷20S/（20S+20R）和C29规则甾烷ββ/（αα+ββ）广泛应用于原油成熟度判识中。研究区侏罗系三工河组凝析油C29规则甾烷20S/（20S+20R）的值为0.48~0.50，C29规则甾烷ββ/（αα+ββ）的值为0.51~0.53（表 2，图 4），表明凝析油处于成熟阶段，此外，原油轻烃中庚烷值和异庚烷值也是判断原油成熟度的重要指标[18]。研究区侏罗系三工河组凝析油庚烷值为31.13%~33.70%，平均为32.45%，异庚烷值为2.22~2.48，平均为2.39，综合分析认为凝析油处于成熟—高成熟阶段。
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下载CSV 表 2 盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析油成熟度及生物标志化合物参数 Table 2 Maturity and biomarker parameters of condensate oil of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
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下载原图 图 4 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析油C29规则甾烷20S/（20S+20R）与C29规则甾烷ββ/（αα+ββ）关系 Fig. 4 Relationship between C29 sterane ββ/(αα+ββ) and C29 sterane 20S/(20S+20R) of condensate oil of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
姥植比（Pr/Ph）、β-胡萝卜烷/n-Cmax、γ-蜡烷/C30-藿烷是区分二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩的有效指标[19-21]。风城组烃源岩中β-胡萝卜烷/n-Cmax和γ-蜡烷/C30-藿烷的值均较大，分别为0.3~4.0和0.1~0.9，Pr/Ph的值小，通常小于1.0；下乌尔禾组烃源岩中β-胡萝卜烷/n-Cmax和γ-蜡烷/C30-藿烷的值均较小，均小于0.4，Pr/Ph的值较大，通常大于1.0。
研究区侏罗系三工河组凝析油样品的生物标志化合物参数的测定参考文献[22]，采用Trace 1300-ISQ7000型色谱质谱联用仪测定。分析结果（图 5，表 2）表明，凝析油样品的β-胡萝卜烷含量低，β-胡萝卜烷/n-Cmax的值为0.01~0.05；γ-蜡烷含量低，γ-蜡烷/C30-藿烷的值为0.11~0.21；Pr/Ph的值为1.42~1.82。与下乌尔禾组烃源岩的生物标志化合物特征具有很好的可对比性，明显区别于风城组烃源岩的生物标志化合物特征，表明研究区侏罗系三工河组凝析油为下乌尔禾组烃源岩的产物。结合凝析油的成熟度判识结果，综合分析认为研究区侏罗系三工河组凝析油为下乌尔禾组烃源岩成熟—高成熟阶段的产物。
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下载原图 图 5 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析油与二叠系烃源岩生物标志化合物特征 Fig. 5 Comparison of biomarker characteristics between condensate oil of Jurassic Sangonghe Formation and Permian source rocks in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
采用Agilent 7890A气相色谱仪对准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区6口井侏罗系三工河组凝析气藏天然气样品的组分特征进行分析，具体操作流程依据文献[23]和文献[24]。分析结果表明，天然气的主要成分为烃类气体，甲烷的摩尔分数为88.83%~90.98%，平均为90.22%，乙烷的摩尔分数为4.22%~4.35%，平均为4.28%，其余重烃气的摩尔分数较小，均小于2.00%；非烃类气体摩尔分数小于5.00%，其中N2摩尔分数为1.33%~3.92%，平均为1.84%，CO2摩尔分数为0.36%~0.70%，平均为0.57%；研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气干燥系数为0.92~0.93，属于湿气（表 3）。
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下载CSV 表 3 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气组分特征 Table 3 Component characteristics of natural gas of condensate gas reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
天然气碳同位素组成特征反映了天然气成因、母质类型和成熟度。本文采用Delta V Advantage同位素质谱仪，测定的具体方法和步骤参考文献[25-26]。研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值为-37.40‰~-36.84‰，平均值为-37.09‰，乙烷碳同位素（δ13C2）值为-27.55‰~-26.54‰，平均值为-26.96‰，乙烷碳同位素与甲烷碳同位素的差值（δ13C2-δ13C1）为9.85‰~10.58‰，平均为10.13‰。由图 6可见，研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气为腐殖型干酪根生成的煤型气。根据陈建平等[27]建立的煤型气甲烷碳同位素与其成熟度（Ro）的关系计算得到研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气的成熟度为1.27%~1.34%，平均值为1.31%，达到成熟—高成熟阶段。盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气的碳同位素组成的分布范围集中，表明研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气为同一热演化阶段的产物。
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下载原图 图 6 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气碳同位素组成特征[28] Fig. 6 Carbon isotope composition of natural gas of condensate gas reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
天然气轻烃特征由于蕴含了重要的地球化学信息，受到了广泛关注与大量应用，是开展天然气成熟度研究与成因分析必不可少的一环[29-30]。轻烃参数的测定采用Agilent 7890B气相色谱仪，测定方法和步骤参照文献[31]。天然气轻烃中的庚烷值与异庚烷值是判断其成熟度的2个关键参数[18]。盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气庚烷值为21.05%~30.98%，平均值为26.06%，异庚烷值为2.21~3.39，平均值为2.65。由庚烷值与异庚烷值交会图（图 7）可看出，研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气处于成熟—高成熟阶段。
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下载原图 图 7 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气庚烷值与异庚烷值交会图 Fig. 7 Cross plot of heptane index and isoheptane index of natural gas of condensate gas reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
天然气C7轻烃中不同分子结构化合物的相对含量可指示天然气的母质类型[32-33]。其中甲基环己烷（MCyC6）主要来源于腐殖型母质，如高等植物木质素、纤维素与糖类等，为典型陆源母质类型；二甲基环戊烷（DMCyC5）主要来源于水生生物的环状类脂体，大量存在于油型气C7轻烃中；而正庚烷（nC7）母质来源较为复杂，主要来源于细菌和藻类，也可来自于高等植物中的链状类脂体。研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气C7轻烃中正庚烷质量分数最大，为40.26%~51.68%，平均为46.06%；其次是甲基环己烷，为34.25%~50.00%，平均为41.23%；二甲基环戊烷质量分数最小，为12.34%~17.67%，平均为15.26%（图 8，表 4）。甲基环己烷的优势分布特征表明天然气为陆源母质输入为主，天然气C7轻烃组成表明其具有混合型母质来源特征。
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下载原图 图 8 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气C7轻烃组成特征 Fig. 8 C7 light hydrocarbon composition of natural gas of condensate gas reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
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下载CSV 表 4 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气碳同位素及轻烃地球化学参数 Table 4 Carbon isotope and light hydrocarbon data of natural gas of condensate gas reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气的组分、碳同位素与轻烃特征表明其为一套烃源岩成熟—高成熟阶段生成的煤型气。天然气δ13C1的值为-37.40‰~-36.84‰，甲烷（C1）与乙烷+丙烷（C2+C3）的摩尔分数的比值为15.32~16.10（图 9），判识其为凝析油伴生气和煤型气。
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下载原图 图 9 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气成因类型 A. 生物气；B. 生物气和亚生物气；C. 亚生物气；D. 原油伴生气；E. 油型裂解气；F. 油型裂解气和煤型气；G. 凝析油伴生气和煤型气；H. 煤型气；I. 无机气；J. 无机气和煤型气。 Fig. 9 Genetic types of natural gas of condensate gas res‐ ervoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
根据煤型气甲烷碳同位素（δ13C1）与其成熟度（Ro）的关系计算得到盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气的Ro为1.27%~1.34%，平均值为1.31%。此外，庚烷值与异庚烷值也表明天然气处于成熟—高成熟阶段，与二叠系下乌尔禾组烃源岩的成熟度相对应[34]。由于研究区侏罗系三工河组凝析气藏中析出的凝析油为下乌尔禾组烃源岩产物。综合分析认为天然气为下乌尔禾组偏腐殖型烃源岩成熟—高成熟阶段生成的凝析油伴生气和煤型气。
5 凝析气藏成因机制 5.1 油气来源与成藏期次为厘清凝析油气来源与成藏期次，利用Petro-Mod盆地模拟软件中的一维模块恢复前哨2井的埋藏-热演化史（图 10a）、储层温度演化史（图 10b）及压力演化史（图 10c）[35-37]。古今大地热流值主要参考饶松等[38]对准噶尔盆地古今大地热流演化史的研究成果，不同沉积时期的水界面温度根据Wygrala[39]对古地表温度的研究成果进行标定，并利用前哨2井实测地层温度对温度演化史进行拟合优化。盆1井西凹陷侏罗系三工河组烃类流体包裹体的均一温度峰值为70~90 ℃与100~110 ℃，表明盆1井西凹陷及周缘侏罗系三工河组存在2期油气充注成藏过程。结合2套烃源岩热演化史、构造演化史及凝析油气成熟度和来源分析，总结研究区侏罗系三工河组凝析气藏的成藏过程。
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下载原图 图 10 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨2井侏罗系三工河组储层盆地模拟结果 Fig. 10 Basin modeling results of reservoir of Jurassic Sangonghe Formation of well Qianshao 2 in western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
前哨2井二叠系风城组与下乌尔禾组烃源岩的热演化史反映了2套烃源岩在不同时期的成熟特征。晚二叠世末期，风城组烃源岩开始进入低成熟阶段（Ro > 0.5%）；早白垩世，烃源岩达到生油高峰（1.0% < Ro < 1.3%）；晚白垩世初期，烃源岩进入高成熟生凝析油气阶段（1.3% < Ro < 1.8%）；现今，烃源岩处于过成熟生干气阶段（Ro > 2.0%）早期。晚三叠世末期，下乌尔禾组烃源岩达到低成熟阶段（Ro > 0.5%）；早白垩世末期，烃源岩进入生油高峰期（1.0% < Ro < 1.3%）；古近纪早期，烃源岩达到了高成熟生凝析油气阶段（1.3% < Ro < 1.8%）；现今，烃源岩仍处于高成熟生凝析油气阶段，可生成大量凝析油气。
中—晚白垩世，侏罗系三工河组良好的侧向运移能力使得下乌尔禾组烃源岩于生油高峰期形成的成熟原油在盆1井凹陷内庄东北地区、莫索湾凸起西北部的莫西庄地区及莫北凸起聚集成藏[10]。此时，下乌尔禾组烃源岩层中发育超压，导致风城组烃源岩生成的高熟凝析油气难以跨层系垂向运移[40]，凝析油来源分析也表明研究区侏罗系三工河组凝析油并非风城组烃源岩来源。该阶段风城组与下乌尔禾组烃源岩生成的油气对盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏均无贡献。
新近纪早期，侏罗系三工河组侧向运移油气能力降低[41]，下乌尔禾组烃源岩在古近纪早期生成的高熟凝析油气进一步调整并沿断层运移至侏罗系三工河组储层，聚集在盆1井西凹陷及周缘的通源断裂附近[36]，形成盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏。
5.2 成因分析凝析气藏按成因可划分为原生型凝析气藏与次生型凝析气藏两大类，原生型凝析气藏由一套烃源岩生成的凝析油气直接聚集成藏，成藏后储层流体组分未发生改变，相态类型也始终为凝析气藏。次生型凝析气藏有运移分馏型、原油裂解型、气侵富化型与逆蒸发成因型4类[42-43]。是否形成次生型凝析气藏的关键在于凝析气藏的形成过程中是否存在储层流体组分或储层温度和压力的变化。因此凝析气藏的成因可能受到单一因素的控制，也可能为多种因素共同导致。
盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析油与天然气的地球化学特征与成藏过程表明其为下乌尔禾组烃源岩（1.27% < Ro < 1.34%）的产物。凝析油与天然气由同一套烃源岩在同一热演化阶段生成，具有原生型凝析气藏的特征。在油气向浅部运移过程中，压力的减小可能会导致储层流体从单一的油/气相分异为油相（残留相）和气相（运移相），进而形成运移分馏型凝析气藏。不同烃类组分在油、气两相中的溶解度存在差异，一般通过凝析油轻烃中甲苯/正庚烷和正庚烷/甲基环己烷的值来判断是否存在运移分馏作用[44-45]。研究区侏罗系三工河组凝析气藏凝析油轻烃中甲苯/正庚烷的值为0.28~0.39，正庚烷/甲基环己烷的值为0.93~0.99，无运移分馏特征，不是运移分馏型凝析气藏[46]。温度的增加可能会导致原油发生裂解，形成原油裂解气进而改变储层流体组分，研究区侏罗系三工河组的温度最高为103.89 ℃，低于原油裂解温度下限（160 ℃），结合Lorant[47]基于天然气δ13C2-δ13C3值与C2/C3值的关系建立的天然气成因判别图版（图 11），可判断凝析气藏成因类型不是原油裂解型。
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下载原图 图 11 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏天然气δ13C2-δ13C3与C2/C3关系 Fig. 11 Relationship between δ13(C2-C3) and C2/C3 of natural gas of condensate gas reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Qianshao well area of western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
当储层温度和压力的增大对凝析气藏的形成具有贡献作用时，该凝析气藏为逆蒸发成因型凝析气藏。结合凝析气藏形成前后的储层温压演化史和基于凝析气相态分析实验得到的流体相图（图 12），发现自油气充注成藏至现今，储层温度始终大于现今储层温度（101.1 ℃），储层压力始终大于露点压力，油气始终处于凝析气相区，油气藏相态类型始终为凝析气藏，均未发生变化。温度和压力的变化未改变油气藏的相态类型，因此凝析气藏非逆蒸发成因型。综合以上分析认为盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏为原生型凝析气藏。
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下载原图 图 12 准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区前哨2井侏罗系三工河组储层温压与流体相图关系 Fig. 12 Relationship between reservoir temperature and pressure and fluid phase of Jurassic Sangonghe Formation of well Qianshao 2 in Qianshao well areaof western well Pen-1 sag, Junggar Basin |
（1）准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析油密度、黏度、凝固点和含蜡量均较低，凝析油正构烷烃以低—中碳数为主，甾烷异构化参数特征、庚烷值和异庚烷值表明凝析油处于成熟—高成熟阶段，具有低β-胡萝卜烷、低γ-蜡烷的生物标志化合物分布特征，为下乌尔禾组烃源岩成熟—高成熟阶段的产物。
（2）研究区侏罗系三工河组凝析气藏天然气组分以烃类气为主，天然气组分、碳同位素与轻烃特征表明，三工河组凝析气藏天然气为腐殖型干酪根裂解气，成熟度为1.27%~1.34%，为下乌尔禾组烃源岩成熟—高成熟阶段生成的凝析油伴生气和煤型气。
（3）下乌尔禾组烃源岩于古近纪早期达到高成熟生凝析油气阶段（1.3% < Ro < 1.8%），生成的凝析油气在构造运动的影响下进一步调整最终于新近纪早期充注成藏，形成了现今盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏。
（4）结合凝析油气地球化学特征、成藏过程、储层温压演化及流体相图，研究区侏罗系三工河组凝析气藏从成藏至现今油气藏相态类型未发生改变，未遭受次生改造，为原生型凝析气藏。
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