2013, Vol. 29
2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
2. Research Institution of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China
凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，它的特殊之处在于：气藏中聚集的碳氢化合物在地层温度、压力条件下以气态存在；当压力降到某一界限以下时(比如采到地面后处于常温常压下)，气态混合物中会出现液体。这种现象和一般情况相反，一般气态物质(如水蒸气)只有在压力升高或温度降低时才能凝聚成液体，因此，把这种现象称为“反凝析现象”，其凝析物称为凝析油，这种气藏称为凝析气藏(孙龙德，2003；周兴熙等，1996；李小地，1998)。凝析气藏之所以具有这种特殊的反凝析现象，首先在于气的组分，其次是储层的压力和温度条件(杨德彬等，2010)。凝析气藏的气中除了含有大量甲烷，戊烷(C5H10)和戊烷以上的烃类含量较一般气田高，这些组分在地层条件下以气态形式存在，当压力降低又反凝析为液态油。由于凝析油质轻而纯净(呈无色透明状或淡黄透明状)，采出后甚至不需加工炼制就可以直接利用。所以，凝析气是一种很宝贵的资源。目前全球已在70多个沉积盆地发现100多个大型凝析气田，主要分布于西西伯利亚、滨里海、波斯湾、墨西哥湾等盆地(杨德彬等，2010)；在我国的四川、大港、华北、塔里木盆地等相继也有发现，其中塔里木盆地凝析气藏最多、分布最广、储量规模最大。
现代生油理论认为，地下烃类的生成，主要是通过干酪根的热解作用完成的。然而，不同类型干酪根的热演化成烃规律是不同的，即在各热演化阶段它们各自生成的液态烃数量和气态烃数量不相同。Tissot et al. (1974) 通过对巴黎盆地下托尔页岩中Ⅱ型干酪根成烃的仔细研究，得出凝析油和湿气带的生成是在深成作用阶段的晚期。在深成作用阶段的早期和生油高峰期，虽然有一定数量的气态烃的生成，但它们与所生成的液态烃(石油)相比数量有限，在所处的温度压力条件下，常溶解于液态烃之中，这时的烃类体系呈单一液相状态。随着地层温度的增加，当有机质进入深成作用阶段的晚期时，由于C-C链断裂速度的增加，而且以前呈溶解状态的天然气和某些通常温度压力下纯液态的轻烃也开始从液态烃中释放出来，造成气态烃的体积猛增，而液态烃的体积越来越少。当地层温度和压力增加，这些轻质油(轻烃)便发生逆蒸发，最后使足够数量的烃组分从油相中分离出来溶解于气相，形成凝析气和富含气态烃的湿气。因此，该阶段也被称为凝析油和湿气带(相当于Ro为1.2%~1.4%)，它是Ⅱ型干酪根凝析油气体系生成的主要阶段。而对于腐植型干酪根，其凝析油的生成对热成熟度的要求要低得多，可以大大地提前形成凝析油气体系。由于腐植型干酪根在成烃过程中以生气为主，同时也产少量的液态烃(轻烃是其中的主要成分，有时可高达50%以上)，具有大的原始气油比。随着地层温度和压力的增加，以及气态烃的大量生成，液态烃必然发生逆蒸发溶解于气相之中。在成熟度不太高时(Ro=0.5%~1.0%)就可生成凝析油气体系。一般来说，腐植型有机质生成凝析油气体系的温度范围大致在85~125℃；而腐泥型的则要在140~170℃之间才生成。
在运聚成藏过程中，温压系统的变化，会使凝析气在一定区间内相态的平衡发生改变，使其既可变为油藏又可变为纯的凝析气藏。综合前人的研究，认为形成凝析气藏必须具备两个条件：①地层温度介于烃类物系的临界温度和临界凝析温度之间，地层压力大于该温度时的露点压力。②烃类中的气体含量超过液体，为液相反凝析于气相创造条件，这是次生凝析气藏形成的主要方式(Danesh，1998)。凝析气藏只有在这两个条件下才能使其以凝析气相存在，温压系统是凝析气藏形成的关键因素。
凝析油气体系的生成不仅要具备大的原始气油比，而且还要考虑烃类的组分，特别是轻烃的生成在形成凝析油气体系中起到重要的作用。在地层温度和压力较低时，轻烃以溶解状态存在于液态的油相之中，当地层温度和压力增加时，又可以从油相中分离出来进入气相，液态烃中轻烃的数量越多，则凝析油气体系就越容易生成。可见，凝析油气体系的生成主要受干酪根类型和成熟度的控制，原始气油比和烃类的组成(特别是轻烃的含量)是影响烃类相态的决定性因素，当地层温度和压力达到烃类相态转变的临界值时，才能够形成凝析气藏。本文通过对塔里木盆地凝析气藏的解剖和对比研究，试图揭示塔里木盆地凝析气藏的成因机制和控制因素，对指导塔里木盆地下一步油气勘探部署和产能规划具有重要意义。
2 塔里木凝析气藏的分布特点塔里木盆地油气资源丰富，油气相态复杂多样，存在干气气藏、湿气气藏、凝析气藏、挥发油气藏、正常油藏、稠油油藏、沥青等(张水昌等，2011b; 朱光有等, 2012b, c )，其分布与储层岩性和地层时代有一定关系。在库车坳陷、塔北隆起、塔中隆起、塔西南坳陷均已发现和探明了近20个凝析气藏(图 1)，探明气层气储量7341×108m3、凝析油地质储量24111×104t，合计油当量82604×104t (表 1)。
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图 1 塔里木盆地凝析气田分布图 Fig. 1 Condensate gas field distribution in Tarim basin |
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表 1 塔里木盆地凝析气藏相态特征数据表 Table 1 Condensate gas phase characteristics in Tarim basin |
塔里木盆地凝析气藏从奥陶系到上第三系均有分布，但储量主要集中在奥陶系、上第三系吉迪克组、下第三系和白垩系中。其中塔北隆起凝析气藏主要发育在奥陶系、石炭系-上第三系地层中，隆起北部主要集中在白垩系-上第三系中，隆起南部分布在奥陶系、石炭系和三叠系内。塔中隆起凝析气主要分布在奥陶系和石炭系，其中奥陶系凝析油气储量是全盆地之最(图 1)。库车坳陷凝析气藏主要分布在阳霞凹陷，已探明的迪那2凝析气田，是中国目前发现的最大的整装凝析气田，目前已投入开发。从深度上看，凝析气藏埋深一般在3000~5500m之间，最深达6900m。
塔里木盆地凝析气藏的原始地层压力一般较高，约在40~60MPa之间，个别凝析气藏出现异常高压的情况，如迪那2、吉拉克凝析气藏等(表 1)。地温梯度约在1.77~2.78℃/100m之间，属低温系统。多数凝析气田地层温度在80~145℃之间。多数凝析气田温压系统具有如下特征：地层温度(Tf)介于烃类物系的临界温度(Tc)和临界凝析温度(Tm)之间，地层压力(Pf)大于该温度时的露点压力(Pm)。
根据凝析油含量分类标准(SY/T 6168—1995气藏分类)凝析油含量分为五类：特高含量大于600g/m3，高含量250~600g/m3，中含量100~＜250g/m3，低含量50~＜100g/m3，微含量小于50g/m3。塔里木盆地多为中高凝析油含量的凝析气藏，含量一般在300~600g/m3之间(表 1)。但不同地区、不同层系的凝析油含量差异较大，最低为42g/cm3，最高为904.54g/cm3。同时，凝析气藏的反凝析特征差异大。
塔里木盆地多数凝析气藏与挥发性油藏或油环相伴生(杨海军等，2012；张斌等，2012；Zhu et al., 2013a)。在塔北隆起凝析气藏富集带上，有羊塔5、牙哈1等挥发性油藏间断分布于凝析气藏之间，如羊塔克5挥发性油藏与羊塔克1凝析气藏伴生，牙哈1弱挥发性油藏与牙哈凝析气藏伴生，轮古11凝析气藏与轮古12挥发性油藏相伴生，同时大部分凝析气藏都具有油环。塔中6凝析气田、塔中4油田CⅡ凝析气藏与塔中4油田CⅢ油组弱挥发油藏相伴生(张水昌等, 2011a)，柯克亚凝析气田不同的凝析气藏有多个挥发性的油环。另外，塔中奥陶系大型凝析气藏与轮古东凝析气藏等，均存在以凝析气藏为主(Zhang et al., 2011b；Zhu et al., 2011b, 2012a)，伴生有少部分挥发性油藏或油环。
一般情况下，凝析气藏与油藏、干气气藏的区别是明显的。油藏原始气油比通常不超过600m3/m3，而当气油比超过100000m3/m3时，就已经属于干气气藏了。凝析气藏气油比的变化范围多在1000~25000m3/m3。根据统计资料，生产气油比600~800m3/m3是凝析气藏气油比的下限值。
除含CO2和N2较高的凝析气田天然气相对密度较大外，大部分凝析气田天然气相对密度较低(0.621~0.655)，大体上总烃含量高，非烃含量低。大部分凝析气藏的甲烷含量在80%以上，乙烷1.23%~7.3%，丙烷0.48%~4.36%，丁烷0.24%~2.84%，戊烷以上0.49%~8.46%(表 2)。
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表 2 塔里木盆地凝析气藏流体物性特征数据表 Table 2 Physical property characteristics of condensate fluid in Tarim basin |
凝析油普遍具有密度低，轻质组分高，重质组分低的特点(表 2)。凝析气田组分特征表明，不同的成藏条件和温压系统下，凝析气藏之间组分具有很大的差异。
3 塔里木盆地典型凝析气藏成因剖析 3.1 迪那2凝析气藏 3.1.1 气藏地质特征迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带，是中国目前发现的陆相储量规模最大的凝析气田，含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群；储集岩以粉砂岩、细砂岩为主，属于低孔低渗储层，近似于致密砂岩气(朱光有等，2012a)。气藏储量丰度大于15亿方/km2，气油比为8100~12948m3/m3，凝析油含量60~80g/m3；储层温度129~138℃，地温梯度为2.224℃/100m；地层压力为105~106MPa，压力梯度为0.39MPa/100m，压力系数为2.06~2.29，属于常温超高压凝析气藏。
迪那2井为迪那2气田的发现井，该井于2000年8月15日开钻，2001年4月29日钻至4875.59m发生强烈井喷，经压井、抢险成功后，对4597.44~4875.59m裸眼井段进行测试求产，获得高产油气流，其中用32.77mm油嘴求产，油压14.4MPa，日产气2182787m3，日产油145.2m3。2006年12月申报了迪那2气田的探明储量，含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群，含气面积103.56km2，地质储量：凝析气1679.18×108m3，其中天然气1659.03×108m3，凝析油1277.90×104t。
迪那2气田储层岩性主要为褐色粉砂岩、中-细砂岩，次为杂色-褐色含砾中-细砂岩、小砾岩等。岩石类型(成分分类)主要以岩屑砂岩为主，次为次长石岩屑砂岩。储层成岩阶段总体达中成岩A亚期，储层孔隙类型以原生粒间孔为主，次为粒间及颗粒溶孔、微裂缝、微孔隙，储集类型为孔隙型。孔隙度平均在3%~9%，渗透率平均在0.04×10-3~1.11×10-3μm2；在构造主体部位孔隙度值7.5%~12.5%，渗透率0.2~0.45mD。
利用迪那2井区测试获得的地层压力、温度资料(表 3)，求得的迪那2井区压力梯度为0.39Mpa/100m，压力系数为2.06~2.29，为超高压气田；地温梯度2.259℃/100m，属正常的温度系统。
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表 3 迪那2气田温度、压力-深度数据表(据朱光有等，2012a) Table 3 The data of temperature and pressure in Dina2 gasfield (after Zhu et al., 2012a) |
迪那2气田古近系地面凝析油密度0.792~0.812g/cm3(20℃)，平均0.800g/cm3；动力粘度0.744~1.100MPa·s(50℃)，平均0.757MPa·s；凝固点-6.0~6.0℃，平均含硫0.022%，平均含蜡5.109%；气油比8100~12948m3/m3。天然气甲烷含量为86.7%~88.85%，平均87.7%；己烷及以上烃组分含量9.19%~12.77%，平均9.81％；氮气(N2)含量低，0.8%~2.0%，平均0.97%； CO2含量0.26%~1.02%。在流体类型三角图中位于湿气区(图 2)。流体在地层条件下呈单一气相，井流物中C1+N2为85.67%~88.8%，C2-C6+CO2为9.98%~13.04%，C7+为0.9%~2.15 %，在油气藏流体类型三角图上，处于凝析气藏范围(图 2)。
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图 2 迪那2气田气藏流体类型图 Fig. 2 Fluid content system on gas reservoir of Dina2 gas field |
地层流体相态特征表现为临界压力低(33.57~46.24MPa)，临界温度低(-95.9~-32.5℃)，但露点压力低(40.21~59.10MPa)，地露压差大(46.6~64.94MPa)，显示流体以轻组分为主，含少量重烃。临界凝析压力为44.70~63.20MPa，临界凝析温度247.5~336.9℃，地层温度处于临界温度右侧，定容衰竭过程中最大反凝析压力为15MPa，最大反凝析液量低，为0.56%~1.71%，地面凝析油含量低61~118(cm3/m3)，迪那2气田具有低液态烃含量凝析气藏的典型特征(图 3)。
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图 3 迪那2气田代表井的流体相态图 Fig. 3 The fluid phase diagram of Dina2 gas field |
迪那2凝析气藏是由库车坳陷侏罗系煤系烃源岩生成的油气沿断层垂向运移至古近系储层中，在背斜中聚集成藏，其形成受以下因素控制：新近系吉迪克组巨厚膏盐岩厚度大，区域分布稳定，是一套优质盖层，是保存异常高压气藏的关键因素(朱光有等，2009)。迪那2号构造为完整的长轴背斜，自身闭合幅度大，面积大，使异常高压的气藏得以完好保存。断层的存在为油气运移提供了重要的通道，该构造带大断裂发育，南北两条大断裂均切穿了白垩系、侏罗系，为油气的垂向运移提供了条件。
油气源对比证实，迪那2凝析气田油气主要来自于阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩(Cui et al., 2010; Chen et al., 2012)。烃源岩生烃史分析表明，阳霞凹陷侏罗系源岩在上新世至第四纪(3Ma以来)的快速埋藏使其有机质成熟度快速增高，目前阳霞凹陷中心侏罗系源岩镜质体反射率在1.2%以上。根据包裹体资料、生烃动力学参数和碳同位素分馏模型等成藏定年手段，认为迪那2气田主要成藏期是库车早期-西域期(2.5~1Ma)(朱光有等，2012a)。阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩在2.5Ma以来的快速埋藏使其有机质成熟度快速增高，是形成凝析油和湿气的重要阶段(Zhang et al., 2011a)。目前阳霞凹陷中心烃源岩Ro最高达1.4%，大部分地区Ro为1.0%左右，对于煤系烃源岩来说正处于生成凝析油气阶段。因此，迪那2凝析气田的形成是煤系烃源岩正常演化阶段的产物。
3.2 牙哈凝析气藏 3.2.1 油气藏地质特征牙哈构造带目前发现油气藏共计11个，其中吉迪克组第三段7个，下第三系和白垩系4个。牙哈断裂构造带位于塔里木盆地塔北隆起断隆中段，整个构造带呈北东东-南西西向展布。牙哈地区经历了多期构造演化，在纵向上可分为上、下两个构造层，即中、新生界构造层和古生界构造层。断裂非常发育，断裂展布十分复杂，对地层、构造及储层起重要作用的断裂为牙哈大断裂。牙哈断裂控制中新生界构造形态，在断裂带以北整体表现为北倾斜坡，东部较西部高，即东南向西北倾没，沿牙哈断裂发育多个背斜圈闭。在牙哈断裂以南，整体也表现为北倾斜坡，东西向变化不大，构造圈闭和断层不发育。在牙哈断裂以北发育背斜构造，牙哈7与牙哈23为一整体构造，油水界面为-4234m，油气藏面积为42.36km2。探明石油地质储量油气总当量8119.1×104t。其中原油1363.0×104t，溶解气35.14×108m3，凝析气402.89×108m3，凝析油2826.9×104t，天然气357×108m3。
目的层段主要为吉迪克底砂岩段、古近系底砂岩段、白垩系顶部砂岩段。吉迪克组底砂岩上、下砂体均是由未端扇垂向侧向叠加连片形成的砂坪沉积，单个成因砂体就是一次洪积事件形成的一个未端扇沉积，进一步分析是由顺直型分流河道、沟槽及片流沉积形成的。砂体形态呈片状，厚度2~5m，宽度可达数千米，是一个侧向连续性很好的片状砂体。古近系底砂岩为一套冲积平原上的长流程辫状河沉积，沉积相类型决定了单个成因砂体的形状为长条状，而南北向的物源方向又决定了砂体延伸方向以南北向或北东-南西向为主。白垩系砂岩为冲积平原上的短流程辫状河沉积，单砂体形态也为南北向为主展布的条带状砂体。按短流程辫状河宽/厚比为40~80计算，利用平均单成因砂体厚度3m计算，可推测白垩系单个成因砂体宽度一般小于300m。三套储集层的物性均较好，平均孔隙度为7.77%~18.34%，渗透率11.99×10-3~339.41×10-3μm2。
由于上第三系吉迪克组第三段Ⅳ油组和下第三系Ⅱ油组砂岩分布稳定，决定了油气在该层分布普遍性，吉迪克组三段Ⅳ油组除牙哈1和牙哈7构造外，都有气层分布，下第三系Ⅱ油组除牙哈4、牙哈5号构造外均有油气层分布。气层分布在牙哈7号构造以东，油层分布在牙哈7号构造以西，牙哈7井本身即有油层又有气层。
吉迪克组第三段Ⅳ油组气藏为层状构造边水油气藏；下第三系各油气藏具有自己统一的油(气)水界面，又各有自己的同一的压力系统，故认为下第三系油气藏属状底水油气藏。根据井流物相态及井流物组成分析，11个油气藏分三种类型，即黑油油藏、带油环的凝析气藏和凝析气藏。据PVT分析，井流物在地层条件下呈单相气藏；据井流物组成对露点数据进行模拟计算，计算结果与实验数据拟合较好，在相态图中，地层温度位于相图包络线右侧，处于气相区中；又从判断油气藏类型的三角图上看出，这些油气藏地层流体处于凝析气范畴。故认为吉迪克组三段七个油气藏均属凝析气藏。
3.2.2 流体性质原油密度均值为0.8324g/cm3，粘度为5.34mPa·s，含胶量平均5.56%，含蜡量中等7.1%，含硫微量，凝固点平均14.4℃，属正常原油(表 4)。
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表 4 牙哈断裂构造带吉迪克组原油分析数据表 Table 4 Crude oil analysis data of Jidike Formation in Yaha fault structure belt |
凝析油：密度0.7797~0.8254g/cm3，平均0.7996g/cm3；粘度0.89~3.03mPa·s，平均1.603mPa·s；含硫量＜0.12%，含蜡量5.74~13.77%，胶质沥青微量，凝固点9~36℃，析蜡点9~20.5℃；具有低密度、低粘度、低含硫、高含蜡、高凝固点等特点。
天然气性质：C1含量85%左右，C2+含量10%左右；CO2含量＜1%，N2含量3%~8%，平均3.46%；气比重0.63~0.67(表 5)。
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表 5 牙哈断裂构造带吉迪克组天然气组分数据表(wt%) Table 5 Natural gas analysis data of Jidike Formationg in Yaha fault structure belt (wt%) |
牙哈断裂构造带流体性质在平面上和纵向上都有一定规律。平面上受构造形态和断层控制。纵向上，同一油藏受深度控制。从牙哈1井至牙哈7井，原油的密度、粘度、凝固点、含蜡量都略有升高，胶质沥青质含量略有降低，下第三系凝析油性质基本无大的变化。吉迪克组从牙哈2井到牙哈6井，凝析油比重、粘度、凝固点略有升高，含蜡量略为降低。在同一油藏内，原油比重、粘度、凝固点随深度增加而增大，含蜡量略有下降。平面上，天然气性质较均匀，随深度增加，相对密度有所增加。
地层水性质：密度1.08~1.14g/cm3，平均1.12g/cm3；pH值5~7，总矿化度147000~208000mg/L，Cl-为56000~81000mg/L；地层水性质分布特征：从西向东，下第三系地层水矿化度减小；吉迪克组则相反，从西向东矿化度增大，到牙哈4井又减小。水型均是CaCl2型，属封闭地层水型。
地层气密度0.4033g/cm3，地层气粘度0.0584mPa·s，凝析油含量537g/m3，属于特高凝析油含量凝析气。
对牙哈地区11口井共计96次地层测试的静温数据进行统计分析，认为整个牙哈地区各个构造各层位都属于同一个温度系统。回归温度方程为：T=-0.02373H+37.09。式中：H-地层海拔深度(m)；T-深度H处地层温度(℃)。
牙哈地区吉迪克组气藏原始地层温度为132.25℃，古近系+白垩系气藏原始地层温度为136.76℃，地温梯度为2.373℃/100m，属于正常温度系统。
对牙哈地区压力测试资料进行筛选，牙哈地区各构造、各层位具有代表性的压力数据点共计33个，其中牙哈7-23区块古近系+白垩系气藏具有代表性的压力数据点16个，吉迪克气藏7个。对数据进行计算分析，认为吉迪克气藏为单独的一套压力系统，古近系与白垩系为同一个压力系统，压力梯度都是0.4MPa/100m，压力系数范围1.08~1.16，属于正常压力系统；P=-0.004H+39.9。式中：H-地层海拔深度(m)；P-深度H处地层压力(MPa)。
从牙哈2-3区块E+K气藏上部取得的合格PVT样品所绘制相态图(图 4)和油气藏类型三角图(图 5)上可以看出，地下流体类型为凝析气。再结合试油、气油比、流体性质分析等相关资料，将牙哈2-3区块E+K气藏确定为块状底水凝析气藏。
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图 4 YH301井E层流体相图 Fig. 4 E-layer fluid phase of YH301 well |
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图 5 流体类型三角图 Fig. 5 Fluid type triangular diagram |
油源分析认为，牙哈构造带原油生物标志物特征比较一致，重组分来源于三叠系湖相泥岩。牙哈构造带下第三系第二砂岩段(EII)从西向东，牙哈7号-牙哈3号-牙哈6号原油的含氮化合物的绝对浓度逐渐减小，分别为7.56×10-6、1.26×10-6 (牙哈3和牙哈301平均值)、0.56×10-6，说明牙哈构造带的油是自西向东注入的。根据原油成熟度的变化的梯度，认为牙哈构造带的湖相油在西部1号构造注入。牙哈凝析油气田的成藏史存在两期充注，油充注在前，气充注在后，油和气的充注路径不同(图 6)。牙哈3井吉迪克组砂岩中与油包裹体共生的盐水包裹体的均一化温度为40~70℃，平均值在55℃左右，明显低于与天然气包裹体共生的盐水包裹体的均一化温度，与天然气包裹体共生的盐水包裹体的均一化温度在60~100℃之间分布，平均值为85℃，表明油气是不同时期注入，油在前，气在后。结合该井的埋藏史，油的注入时期在12~6Ma左右，而气的注入时期在5Ma以来(Zhang et al., 2011a)。对该井油包裹体的成分分析表明，油包裹体成分与现今原油成分非常相似，都具有来源于三叠系黄山街组源岩的生标组合特征，也就说，现今的可动油是黄山街组在12~6Ma生排烃的结果。因此，牙哈凝析气藏属于气侵型次生凝析气藏。
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图 6 牙哈凝析气藏油与气的充注模式图 Fig. 6 Oil and gas charging mode of Yaha condensate reservoir |
塔中凝析气田(也称为塔中Ⅰ号气田)地处塔克拉玛干沙漠腹地，产层为上奥陶统良里塔格组礁滩体和下奥陶统鹰山组层间岩溶储集体(赵文智等，2009；杨海军等，2011; Wang et al., 2013)。自2002年以来，塔中北斜坡奥陶系海相碳酸盐岩油气勘探取得了突破性进展，2005~2007年连片探明上奥陶统良里塔格组礁滩复合体亿吨级油气田，2008年以来逐步探明了塔中北斜坡下奥陶统鹰山组富油气区带，明确塔中北斜坡鹰山组岩溶斜坡呈现整体连片含油气的地质特征。
塔中Ⅰ号气田奥陶系从上往下可分为三套储盖组合：第一套储盖组合：储层为良一+良二亚段生屑灰岩和砂砾屑灰岩，盖层为桑塔木组泥岩；第二套储盖组合：储层为良三+良四亚段生屑、粒屑灰岩，盖层为良三亚段顶部泥灰岩或泥晶灰岩；第三套储盖组合：储层为良五亚段+鹰山组岩溶储层，盖层为良四亚段含泥晶灰岩。第一套储盖组合以礁滩体孔洞型储层为主，主要发育于塔中Ⅰ号气田东部试验区的塔中62、塔中82、塔中26井区和塔中西部塔中45井区的部分地区，以凝析气藏为主；第二套储盖组合主要发育于中古15井区部分地区，储层主要为台内礁滩体储层，储层发育特征与第一套储层类似，但盖层差异较大，以挥发性油藏为主；第三套储盖组合为岩溶风化壳储层，以凝析气藏为主，局部为未饱和油藏，主要发育于中古8、中古43井区及周边区块。本节主要围绕建产区(中古8、中古43)的两个探明储量区域进行论述。建产区目的层鹰山组油气圈闭整体属于风化壳岩溶岩性圈闭，不受局部构造控制，是碳酸盐岩储层的不均一发育而形成的局部封闭储集空间。风化壳岩溶主要受古地貌和断裂裂缝系统控制，岩溶次高地、岩溶斜坡储层最为发育，平面上呈团块状分布，断裂附近储层更为发育，往往伴随断裂裂缝发育大型岩溶，纵向上储层主要发育于鹰山组上部约200m范围内，具有准层状特征(图 7)。录测井、试油、试采成果表明：储层集中发育段、油气集中显示段、试油高产井段集中140m±。
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图 7 塔中凝析气田奥陶系鹰山组储集层分布特征及油气测试情况 Fig. 7 Reservoir distribution and hydrocarbon test of Yingshan Formation condensate in Ordovician in Tarim basin |
鹰山组整体上为开阔台地相的高能台内滩沉积为主，纵向上呈多期次发育，相互叠置，横向连续分布，展布稳定；夹有中低能滩间海沉积，横向断续分布。岩石类型包括泥晶灰岩(含颗粒泥晶灰岩)与颗粒灰岩(包括泥晶颗粒灰岩和亮晶颗粒灰岩)两种。
岩心实测物性统计显示，基质孔隙度大多小于1.8%，占80.69%，分布在1.8%~4.5%之间的占5.58%，大于4.5%占13.73%。孔隙度大于1.8%共占了19.31%。渗透率小于0.01×10-3μm2占4.46%，0.01×10-3~3×10-3μm2之间的占79.91%，大于3×10-3μm2占15.63%。渗透率大于0.01×10-3μm2的渗透率共占了95.54%。
塔中Ⅰ号气田流体分布不受局部构造及闭合高度控制，没有统一的“气水界面”，气柱高度受储层发育深度控制(Zhou, 2013; Wang et al., 2013)。中古8及周边区块储层预测及钻探结果表明，储层底界距鹰山组顶面深度范围180~221m，储层相对集中段发育在下奥陶统顶面以下140m范围内，在该厚度范围内，储层纵向相对集中，横向有一定的连通性，向下储层分散、发育程度有变差趋势。塔中北斜坡下奥陶统鹰山组深钻井中古11、中古5、中古7等井测试证实油气底界距鹰山组顶面深度大于150m，部分深钻井油气底界大于200m，基本规律是自西向东塔中北斜坡下奥陶统鹰山组气层发育深度变深。因此，塔中碳酸盐岩缝洞型准层状凝析气藏(图 8)，具有一定的水体但没有统一的油水界面，整体含气，局部富油的凝析气藏。
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图 8 塔中奥陶系准层状凝析气藏剖面图 Fig. 8 Quasi-laminar condensate reservoir profiles of Ordovician in Tazhong |
原油性质整体上具有较低密度，低粘度，低含硫，低含胶质和沥青质，低凝固点，中-高含蜡的特征。凝析气藏地面凝析油密度0.7724~0.8123g/cm3，平均值为0.7895g/cm3；50℃动力粘度0.9137~1.8598mPa·s，平均值1.2270mPa·s；凝固点-12~-4℃；含硫量0.07~0.29%，平均值0.14%；含蜡量5.75%~10.29%，平均值8.16%；胶质+沥青质含量0~0.44%，平均值0.10%。
天然气相对密度0.6167~0.8159，平均0.6811；甲烷含量69.00%~92.37%，平均84.64%；乙烷以上含量1.71%~21.54%，平均8.11%；氮气含量范围0.23%~4.8%，平均值2.56%；二氧化碳含量范围1.73%~10.25%，平均值4.30%；H2S含量范围4.1~93900mg/m3。总体上中古8区块和中古43区块天然气以中-高含硫、低-中氮气、低-高含二氧化碳的气为主。
地层水分析数据统计结果表明，各缝洞系统地层水性质相近，地层水密度1.0532~1.142g/cm3，平均值1.089g/cm3；总矿化度70930~169500mg/L，平均112258mg/L；pH值介于6.13~7.33之间，属中性-偏碱性，平均值6.87；氯离子含量42100~118000mg/L，平均值69908mg/L，地层水均为CaCl2型，表明整体保存条件较好，总体地下水活动相对较弱。
根据高压物性资料，中古8和中古43区块主要以凝析气井为主(图 9)，凝析油含量范围为66.998~764.8g/m3。其中，中古12缝洞系统主要以凝析气井为主，流体性质受构造高低控制，构造高部位中古12井为低含凝析油凝析气井，构造较高部位中古14井为高含凝析油凝析气井。中古12井地露压差为8.56MPa，临界压力为44.14MPa，临界温度为-77.1℃，临界凝析压力为67.42MPa，临界凝析温度为348.9℃；定容衰竭过程中最大反凝析压力为7MPa，最大反凝析液量在1.84%；取样时生产气油比为10252m3/m3，地面凝析油含量为66.998g/m3，其流体相态特征如图 10所示。中古14井地露压差为13.14MPa，临界压力为35.25MPa，临界温度为-98.9℃，临界凝析压力为62.4MPa，临界凝析温度为361.1℃；定容衰竭实验过程中最大反凝析压力为23MPa，最大反凝析液量为14.79%；取样时生产气油比为1809m3/m3，地面凝析油含量在305.65g/m3，其流体相态特征如图 10所示。
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图 9 塔中地区中古8、中古43区块奥陶系凝析气田凝析油含量分布图(单位：g/m3) Fig. 9 Condensate oil content distribution of Ordovician in ZG8 and ZG43 block in Tazhong (unit: g/m3) |
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图 10 塔中奥陶系凝析气藏代表井的流体相态图 Fig. 10 Typical wells’ fluid phase of Ordovician condensate in Tazhong |
中古8缝洞系统为凝析气井，中古8井为高含凝析油凝析气井，该井地露压差为21.50MPa，临界压力为30.24MPa，临界温度为-43.20℃，临界凝析压力为45.61MPa，临界凝析温度为345.6℃；定容衰竭实验过程中最大反凝析压力为23.0MPa，最大反凝析液量为24.51%；取样时生产气油比为910m3/m3，地面凝析油含量在748.1g/m3，其流体相态特征如图 10所示。中古11缝洞系统为高含凝析油凝析气井，凝析油含量范围为354.82~376.12g/m3。中古111井地露压差为15.6MPa，临界压力为34.5MPa，临界温度为-130.6℃，临界凝析压力为61.88MPa，临界凝析温度为325.1℃；定容衰竭实验过程中最大反凝析压力为24MPa，最大反凝析液量为13.68%；取样时生产气油比为1783.9m3/m3，地面凝析油含量在354.82g/m3。中古11井地露压差为18.17MPa，临界压力为38.57MPa，临界温度为-96.0℃，临界凝析压力为60.73MPa，临界凝析温度为332.6℃；定容衰竭实验过程中最大反凝析压力为15MPa，最大反凝析液量为10.85%；取样时生产气油比为2334m3/m3，地面凝析油含量在376.12g/m3。中古21缝洞系统为凝析气井，中古21为中含凝析油凝析气井，该井地露压差为3.38MPa，临界压力为41.71MPa，临界温度为-76.80℃，临界凝析压力为64.56MPa，临界凝析温度为344.1℃；定容衰竭实验过程中最大反凝析压力为5.78MPa，最大反凝析液量为16.0%；取样时生产气油比为3893m3/m3，地面凝析油含量为221.5g/m3，其流体相态特征如图 10所示。
运用可靠的压力和温度资料，建立油气藏产层地层压力、温度与海拔深度的关系。产层中深5998.15m(海拔-4936.60m)的平均地层压力68.10MPa，压力系数1.16，平均压力梯度0.39MPa/100m。利用地层压力资料，建立油气藏产层地层压力与海拔深度的关系图，将数据点回归得到产层压力与海拔深度关系式：P=-0.0046H+38.67。利用地层温度资料，建立了油气藏产层地层温度与海拔深度的关系，井区内单井温度点相关性较好，地温梯度变化不大，产层(中深5998.15m/海拔-4936.60m)的平均地层温度136.21℃，平均地温梯度2.18℃/100m。将所有温度点回归得到产层温度与海拔深度关系式：T=-0.0218H+26.78；属于正常压力温度系统。
3.3.3 凝析气藏的形成机制塔中地区奥陶系曾接受过三期油气充注过程(杨海军等，2011; 张水昌等，2011a;朱光有等, 2012b, c ; Zhu et al., 2011b; Zhang et al., 2012)，第一期为加里东晚期成藏，油气来自于寒武系-下奥陶统烃源岩，但早海西期的构造抬升运动，遭成大范围油藏的破坏。第二期为晚海西期成藏，油气来自于中上奥陶统烃源岩，是目前石油的主要充注期。第三期成藏期是在晚喜山期，深层寒武系原油裂解气形成，并沿深大断裂向奥陶系充注，对油藏进行气洗改造，从而形成凝析气藏(图 11)。第三期以气为主的油气充注期应主要在晚喜山期，该期天然气来自寒武系原油裂解气，天然气的运移聚集方向主要是沿断层的垂向运移。这也正是喜山期以来发生的气侵作用，导致油藏相态发生变化，形成凝析气藏。气侵的程度不同而形成凝析气藏、弱挥发性油藏或者仍然保持为油藏。从油气测试与气油比的情况可以清晰看出，凝析气藏天然气产能很高，日产气在10万方左右；油藏的天然气产能往往较低，属于未饱和油藏。因此，奥陶系凝析气藏属于次生成因。
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图 11 塔中凝析气藏成藏特征及形成过程 Fig. 11 Accumulation characteristics and form process of condensate reservoir in Tazhong |
走滑断裂作为天然气晚期气侵的运移输导通道，对凝析气藏的形成起主要控制因素。同时走滑断裂对储层发育也起到一定的积极改造作用。塔中1号断裂带及其派生的走滑断裂，是晚期天然气充注的主要通道，这些断裂附近的储集体和圈闭，易于接受晚期天然气充注，早期油藏被改造较强，以形成凝析气藏为主。远离走滑断裂的油藏，由于处于气源充注的末端，能量下降，受气侵作用的影响减弱，以油藏或挥发性油藏为主。因此，多充注点多期次大面积复式成藏模式(图 11)，走滑与逆冲断裂构成重要充注点和气源通道，油气向上运移，与缝洞系统配合形成空间叠置连片的特大型油气藏。
3.4 轮古奥陶系凝析气藏 3.4.1 油气藏地质特征轮古油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起东部斜坡带，塔北地区是塔里木盆地油气资源最为丰富的地区，也是油气成藏最复杂的地区(Zhu et al., 2012b, 2013c, d )。轮古东总体表现为一向南东倾的斜坡，东临草湖凹陷。轮古东地区属于轮南低凸起的一部分，其形成演化过程与轮南地区同步。轮南低凸起在加里东晚期-海西早期为形成期，印支-燕山期为断裂活动期，喜山期为构造定型期。由于构造抬升运动，轮南地区泥盆系-志留系遭受剥蚀，中下奥陶统普遍遭受风化淋滤。轮古东以凝析气藏为主，产油层位集中在奥陶系良里塔格组、一间房组和鹰山组一段(图 12)。三套储盖组合：从上向下为良里塔格组-碎屑岩段储盖组合，一间房组鲕粒灰岩段-泥灰岩段组合，鹰山组鹰1段岩溶发育段-本段高电阻致密层储盖组合。储集空间主要为溶蚀缝洞。储层裂缝、孔洞发育，以颗粒灰岩为主；溶蚀缝洞纵向上发育在在鹰山组鹰1段、一间房组、吐木休克组底部和良里塔格组上部；横向呈“准层状”展布。圈闭为构造-岩性型；盖层主要为上奥陶统桑塔木组及其上覆的石炭系。各级断裂及岩溶发育，为轮古东油气藏提供了良好的运移通道。轮古东地区奥陶系良里塔格组、一间房组、鹰山组鹰1段为“准层状”碳酸盐岩裂缝-孔洞型凝析气藏。
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图 12 轮古东奥陶系各层顶面构造图(自左至右：良里塔格组、一间房组、鹰山组)与油气藏剖面图 Fig. 12 Top structure and reservoir profile of each layer of Ordovician in Lungudong |
一间房组气藏发现井为轮古38井，2004年完钻，在对5619.38~5740.00m井段酸压测试，用8mm油嘴求产，获日产油113m3、天然气353197m3的高产油气流。良里塔格组气藏发现井为轮古39井，2004年完钻，对5681.09~5717.00m井段酸压测试，用7.94mm油嘴求产，获日产油30.3m3、天然气595279m3的高产油气流。随后钻探了轮古381、39、391、37、轮南62、621、63、631、雀马1井，2005年12月提交轮古38井区一间房组、良里塔格组天然气探明储量，含气面积110.3km2，天然气地质储量210.20×108m3、凝析油200.01×104t，天然气可采储量136.63×108m3、凝析油60.01×104t。鹰山组气藏发现井为轮古35井，2006年完钻井深6460m，6205.0m进入鹰山组，完井对6198~6460.00m井段裸眼测试，用7.94mm油嘴求产，获日产油16.3m3，气251023~315163m3的高产油气流。鹰山组鹰1段(O1-2y1)气藏含气面积92.30km2，天然气地质储量373.56×108m3、凝析油332.99×104t(401.68×104m3)。
3.4.2 流体性质轮古东奥陶系有天然气、轻质油和中质油，具有“气干油重”的特征，气油比195~40000m3/ m3，表现出“上气下油”特征。轮古东奥陶系不同层段的原油变化较大(表 6)。作为凝析油其油质偏重，主要原因是胶质、沥青质和蜡质含量偏高。轻质油(凝析油)、中质原油共存，可能是多期成藏的结果：原始古油藏遭破坏后又被晚期生成的油气重新注入，虽然古原油已反溶于气中，但其重质组分依然存在，在凝析气采出地面脱去气体成分后，剩下的凝析油又回到古原油的组分状态，因而出现较重的凝析油。
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表 6 轮古东奥陶系原油和凝析油分析数据表 Table 6 Crude oil and condensate oil analysis of Ordovician in Lungudong |
轮古东奥陶系天然气甲烷含量一般84.41%~96.61%，平均93.84%，氮气含量平均2.665%，二氧化碳含量平均1.938%；天然气相对密度0.573~0.620，平均0.597。总体表现出干气(或凝析气)特征。
轮古东奥陶系有3口井取得了合格高压物性资料，根据PVT分析结果，地层压力接近于地层流体露点压力，地层温度介于地层流体临界温度与临界凝析温度之间，为凝析气藏。
在流体类型三角图上，三口井流体特征点均落在顶端小三角区上部，表明气藏属于偏干的凝析气藏，其凝析油含量11.2~91.47cm3/m3，为中-低凝析油含量的纯凝析气藏。采用ф1参数判别法、等级分类法、Z因子判别法，并参考其他流体类型判别方法，可以确定轮古东奥陶系油气藏为无油环(或底油)的凝析气藏。相比较而言，与之毗邻的中部斜坡带和桑塔木凝析气藏，多为带油环或油底的凝析气藏(或凝析气顶油藏)。这种东西部凝析气藏的微细差异主要与距油源的远近造成的油气扩散、聚集程度不同有关。
根据轮古39、391和轮南621井取得合格的温度压力资料，回归分析，得出压力、温度的梯度方程：T=0.0208H+11.073，R2=0.9676；P=0.0029H+ 47.684，R2= 0.9112。气藏静压梯度0.29MPa/100m，温度梯度2.1℃/100m，属于正常温压系统(表 7)。
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表 7 轮古奥陶系油气PVT分析统计表 Table 7 Hydrocarbon PVT analysis of Ordovician in Lungu |
轮南奥陶系潜山产油气层段海拔从-4098.74m至-5138.8m均有分布，高差超过1000m；从构造位置看，构造高点、斜坡、低部位都发现了工业油气流；油气纵向分布远远大于各局部构造的闭合幅度，表明轮南奥陶系潜山油气分布不受局部构造控制。
轮古东奥陶系储层受岩溶控制，主要分布在鹰山组鹰1段、一间房组和良里塔格组上部，桑塔木组底部在局部也有分布；油气均产出于上述储层比较发育的层段内。
差异聚集规律表明在油气运移的方向上，临近烃源区的圈闭一般为晚期油气驱替所形成的气藏，而远离烃源区的圈闭一般为油藏。这种驱替作用可以解释为新的油气在古油藏里边溶解边聚集。轮古东-桑塔木地区奥陶系油气藏的形成完全符合这一规律：早期形成的油气以及地层水已经占据了所有的局部圈闭和储集空间；晚期的干气侵入使得原有油藏中的油气水发生重新调整。
喜山期由东向西气侵不是整体均匀推进，不整合面是其优势通道、不整合面上下的良里塔格组和一间房组油藏是其优先驱替的对象，现今呈现凝析气藏状态；气侵相对较弱的鹰山组还基本保持油藏状态(轮古38井区及以西)。
晚期油气主要来源于东部地区的深层，油气首先侵入最低的临近气源的轮古东部圈闭，并逐步向较高部位的桑塔木地区和中部斜坡带继续运移。气侵的结果，近气源的轮古东气侵量最大，原油反凝析比较充分，并且首先达到或超过临界条件，从而成为无油环的凝析气藏；稍远的桑塔木东部(轮古11、13)和中部斜坡区地层流体刚刚达到饱和条件，成为带油底的凝析气藏；而距离气源更远的桑塔木西部地区(轮古101)，气侵尚不充分，成为正常原油和挥发性油过渡态的未饱和油藏。
轮古东地区的成藏期次可归结为：“早期聚油，后期聚气，多期成藏”(赵文智等，2012; Zhu et al., 2012c, 2013b, c ; 朱光有等，2011)。加里东晚期，来源于寒武系-下奥陶统烃源岩的原油，沿奥陶系碳酸盐岩溶发育储集体横向输导，形成古油藏；海西早期，由于地层遭遇淡水风化淋滤作用，早期古油藏遭受破坏，现今仅见干沥青；海西晚期，来源于中上奥陶统烃源岩的原油，沿奥陶系碳酸盐岩溶发育储集体横向输导，原油在轮古东地区大范围成藏；喜山期，来源于寒武系的裂解气，沿岩溶储集体大规模充注，早期原油反溶于天然气，形成现今凝析气藏。
4 塔里木盆地凝析气藏的成因机制与模式凝析气藏的形成与烃源岩的母质类型和成熟度密切相关(Tissot et al., 1974)，通常认为干酪根的镜质体反射率Ro为1.2%~2.0%时是凝析油和湿气生成带，因此，凝析油是有机质达到高成熟阶段热裂解的产物。库车迪那2凝析气田是典型的煤系烃源岩在高演化阶段的产物。生烃母质富含镜质组，生成的烃气油比高，凝析油含量多在100g/m3以下。通常把煤成(型)凝析气藏又称为腐植型凝析气藏，其形成机理已有较多论述。
对于Ⅱ型干酪根来说，当有机质进入深成作用阶段的晚期时，由于C-C链断裂速度的增加，以及呈溶解状态的天然气和纯液态轻烃也开始从液态烃中释放出来，造成气态烃的体积猛增，而液态烃的体积越来越少，当地层温度和压力增加，这些轻质油便发生逆蒸发，最后使足够数量的烃组分从油相中分离出来溶解于气相，形成凝析气和富含气态烃的湿气，该阶段也被称为凝析油和湿气带。腐泥母质在高成熟阶段生成的油气，气油比高，气中C2+的形成高峰也后于生油高峰，且生成的油比重低(轻质)，镜质体反射率Ro大约在1.3%。目前在四川盆地碳酸盐岩地层找到中坝雷口坡组原生凝析气藏(Zhu et al., 2011a)，而塔里木盆地未发现这类海相原生凝析气藏。
多期充注与晚期干气的混入(气侵)，是塔里木盆地台盆区海相碳酸盐岩主要的成藏特点。喜山期以来，库车发生快速沉降，巨厚的新生界覆盖在中下部沉积组合中，加速了深层原油的裂解成气，高成熟的裂解气通过深大断裂和不整合面等输导体系向中浅层油气藏充注，对先期形成的油藏进行气侵改造，形成次生凝析气藏(图 13)。分析化验数据证实，轮古东和塔中凝析油中金刚烷含量指示原油成熟度相对较高，对应烃源岩的Ro值可达1.2%~2.0%；天然气甲烷碳同位素与相应烃源岩成熟度Ro之间的经验公式计算得出，凝析气藏天然气形成时对应烃源岩Ro达到2.4%以上，说明天然气生成阶段属于高温裂解气；而芳烃指数MPI表明原油的成熟度Ro在0.8%~1.0%，小于原生凝析气藏的成熟度门限，说明油气不同源，这些凝析气藏应为受化学改造作用形成的次生凝析气藏。轮古东和塔中位于强气侵作用区，气侵导致更多的中等分子烃类被蒸发分馏，形成油重气干(高含蜡油)的凝析气藏。
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图 13 晚期气侵改造古油藏发生反凝析作用而形成次生凝析气藏模式 Fig. 13 Secondary condensate reservoir accumulation mode formed by late gas cut |
同样，陆相油气的多期充注，晚期干气对早期油藏发生混合改造，形成了牙哈等陆相成因来源的次生凝析气藏。
5 结论塔里木盆地凝析气资源十分丰富，已发现了近20个陆相油气成因或海相油气成因的凝析气藏，它们多属于中高凝析油含量的凝析气藏，含量一般在100~700g/m3。
塔里木盆地凝析气藏的成因类型可以分为两大类：原生凝析气藏和次生凝析气藏。以库车坳陷迪那2凝析气田为代表的煤系烃源岩在高演化阶段(镜质体反射率Ro为1.2%~2.0%)，即凝析油和湿气生成带所形成的原生腐植型凝析气藏或煤成型凝析气藏。
次生凝析气藏包括两类：陆相油气来源的多期充注，晚期干气对早期油藏发生混合改造，形成了以牙哈为代表的陆相油气成因的次生凝析气藏；以海相油气来源，多期油气充注与晚期干气气侵，造成蒸发分馏，发生反凝析作用导致次生凝析气藏的形成。其中，海相次生凝析气藏是塔里木盆地未来主要的勘探对象。
致谢 感谢中国石油勘探开发研究院石油地质实验中心张斌、苏劲博士等在成文过程中提供的帮助。| [] | Chen L, Zhu GY, Zhang B, Wen ZG, Wang YG. 2012. Control factors and diversities of phase state of oil and gas pools in the Kuqa Petroleum System. Acta Geologica Sinica, 86(2): 484–496. DOI:10.1111/j.1755-6724.2012.00676.x |
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