塔河南奥陶系多相态油气藏成因及富集模式

Study on the Origin and Accumulation Model of Ordovician Multiphase Oil and Gas Reservoirs in South Tahe Area

摘要

针对塔里木盆地塔河南奥陶系多相态油气藏成因模式认识不清的问题，采用油藏地球化学、构造解析及地球物理等方法，查明奥陶系油藏流体具有“四低一高”特征，且干气与湿气并存，发育凝析气藏、挥发油气藏、轻质油藏3种相态，平面上呈现“东气西油”的分布格局. 奥陶系原油成熟度正常，未经历大规模裂解及TSR作用，但玉科地区遭受了较为强烈的蒸发分馏作用，晚期高熟油裂解气的充注改造是凝析气藏形成的重要原因. 塔河南主体区奥陶系轻质油藏具有“早期成藏、垂向运聚、侧向调整、分段富集”的特点，玉科地区奥陶系凝析气藏具有“多源供烃、早油晚气、垂向充注、侧向运聚”的特点. 综合认为：南部坳陷区域走滑断裂带内部可能仍具有巨大的石油资源.

关键词

多相态油气藏 / 差异富集 / 走滑断裂 / 奥陶系 / 塔河南 / 石油地质

Key words

multiphase oil and gas reservoirs / accumulation model / strike-slip fault / Ordovician / South Tahe area / petroleum geology

0 引言

塔里木盆地超深层碳酸盐岩是我国油气战略资源重要的接替领域（焦方正，2019；马永生等，2022），早期勘探中发现了全国最大规模的海相碳酸盐岩油田（轮南-塔河风化壳型大油田）与凝析气田（塔中礁滩体-风化壳型凝析气田）. 近年来通过对北部坳陷断控油气藏地质攻关与研究，在走滑断裂碳酸盐岩断控储集体获高产工业油流，指导了中石油与中石化在塔河南地区奥陶系顺北-富满井区发现了全球最大规模的超深层走滑断裂断控型油气田，也开辟了盆内走滑断裂相关的超深层断控油气藏勘探开发新领域，成为断控油气田勘探开发的典范（焦方正，2019；杨海军等，2020；王清华等，2021；漆立新和云露，2022）.

近年来在塔河南地区发现了顺北、富源、哈得、玉科等超深层断裂和岩溶控制的油气田，证实台盆区北部坳陷带具有广阔的资源前景（田军等，2021；王清华等，2021；王珍等，2022）. 勘探开发显示塔河南奥陶系在平面上发育轻质油藏、挥发油藏、凝析气藏（丁志文等，2020；朱光有等，2022），无统一油气界面，分布极为复杂. 前人对此区块的研究集中于油气藏保存机制方面（Zhu et al.，2020；马安来等，2021），仅Zhang et al.（2018）通过对塔河南玉科天然气碳同位素的分析指出晚期原油裂解气的侧向气侵可能是其奥陶系多相态油气藏形成的重要原因. 近期中石化于顺北5号断裂带南部及满深断裂带南部区域接连发现凝析气藏，不同断裂带内部原油物性及气油比差异较大，指示其相态存在明显的差异，对该区深层油气藏相态形成机制的认识严重制约了油气勘探部署. 本文基于塔河南地区最新的勘探开发资料，综合地球化学、构造解析及地球物理等多种手段与方法，对奥陶系油气藏相态分布、来源、形成机制进行系统研究，查明其油气运聚趋势，并建立不同相态油气藏的演化模式，以期为该区超深层油气的勘探开发提供依据.

1 区域地质背景

塔河南地区位于塔里木盆地顺托果勒低隆北部，北靠塔北隆起，南接阿满过渡带，西邻阿瓦提凹陷，东接满加尔凹陷等二级构造单元. 区域内分布有富满油田主体区块及顺北（SB）、跃满（YM）、富源（FY）、玉科（YK）、满深（MS）、果勒（GL）、哈得（HD）7个区块. 塔河南地区经历了多期构造运动，加里东早期构造运动强烈，平面发育NW、NE向走滑断裂（图1），纵向上走滑断裂发育正花状构造和直立单断型，是深层油气垂向运移的主要通道；海西早期区域应力作用导致泥盆系抬升剥蚀；海西晚期该区再次抬升剥蚀；自喜山期以来，构造运动相对稳定，以沉降为主，经过多期构造运动叠加后向东南倾斜（韩剑发等，2019；Sun et al.， 2021）.

塔河南古生界发育下生上储上盖的含油气系统（丁志文等，2020）. 通常认为古生界自下而上主要发育寒武系-下奥陶统、中上奥陶统两套烃源岩，但对主力烃源岩的认识一直存在争议（张水昌等，2002；Zhu et al.，2014）. 随着勘探开发的不断深入，台盆区并未钻遇奥陶系烃源岩，且相变剧烈，分布局限，因此，目前学界多认为下寒武统玉尔吐斯组为台盆区主力烃源岩（韩剑发等，2020；李峰等，2021）. 塔河南奥陶系鹰山组-一间房组碳酸盐岩地层发育灰岩，储层非均质性强，多期构造活动形成的走滑断裂和裂缝网络是该区断控岩溶储层发育的关键（丁志文等，2020；汪洋等，2022）. 三维地震资料储层预测表明，塔河南地区缝洞型储层平面上沿走滑断裂呈条带状展布，集中发育于断裂带附近100~200 m范围内，缝洞带宽度介于200~400 m，纵向上储层沿断裂破碎带呈花状展布. 塔河南上奥陶统区域盖层为桑塔木组泥岩，厚度可达1 000 m以上，由北至南呈增厚趋势.

塔河南奥陶系大规模勘探的序幕始于2014年，跃满3井于奥陶系一间房组获高产工业油气流，随后，顺北、富满油田持续获得突破. 2021年满深3井于奥陶系一间房组获高产油气流，日产油1 619 m³/d，天然气52.5×10⁴ m³/d，油气当量1 690 t/d，创塔里木碳酸盐岩油气勘探单井日产量最高纪录. 从奥陶系流体相态特征显示塔河南地区奥陶系发育凝析气藏、挥发油气藏、轻质油藏等多相态油气藏（图1），其中玉科区块发育凝析气藏，满深和顺北1及果勒区块发育挥发油，其余区块发育轻质油藏.

2 流体性质及分布

2.1　原油

根据塔河南地区130口井奥陶系油气藏流体数据统计，原油密度分布于0.77~0.88 g/cm³之间，均值为0.82 g/cm³，原油50 ℃动力粘度介于0.89~9.78 mPa·s之间，均值为2.3 mPa·s，原油含蜡量分布于0.2%~19.8%之间，均值为11%，原油胶质+沥青质含量分布于0~6.4%之间，均值为0.89%，原油硫含量介于0~0.77%之间，均值为0.19%. 且原油密度与原油粘度、含蜡量、胶质+沥青质含量、含硫量具有较好的相关性（图2），总体具有“四低一高”特征：低密度、低粘度、低含胶质+沥青质、低含硫、高含蜡的轻质油特征，但YK、MS、GL地区相较其他区块而言具有较低的原油密度、粘度、蜡含量、胶质+沥青质含量及硫含量，HD地区具有相对较高的原油密度、粘度、含硫量、胶质+沥青质含量.

2.2　天然气

塔河南奥陶系天然气分析数据及初始气油比统计显示，天然气干燥系数分布于0.48%~0.98%之间，均值为0.75%，天然气中氮气含量介于0.67%~24.7%之间，均值为6.5%，二氧化碳含量分布于0.1%~9.6%之间，均值为1.94%，硫化氢含量介于0.001%~1.250%之间，均值为0.12%，油气藏初始气油比（GOR）分布于46~3 405 m³/m³之间，均值为361 m³/m³；天然气干燥系数与氮气含量、气油比数据具有较好的相关性，与硫化氢、二氧化碳含量相关性较差. 随着干燥系数的增大，氮气含量呈减小趋势，而气油比呈增大趋势（图3）. 总体而言塔河南奥陶系天然气干燥系数等参数变化较大，干气与湿气并存. 玉科、满深、果勒地区相较其他区块而言具有较低的氮气含量，较高的气油比及干燥系数.

2.3　流体分布

从原油物性参数平面分布来看，塔河南油气具有沿走滑断裂富集的特征，自南向北、自东向西原油密度与含蜡量等物性参数呈增大趋势. 从该区天然气组分和气油比参数的平面分布显示：自南向北、自东向西天然气干燥系数与气油比呈增大趋势，玉科地区具有最高的气油比及天然气干燥系数，表明塔河南奥陶系东气西油的分布格局（图4）. 同原油物性分布规律类似，不同走滑断裂间天然气干燥系数、硫化氢含量及气油比等参数存在显著差异.

3 油气藏次生蚀变作用

深层油气藏的相态往往受到次生蚀变作用控制，如生物降解作用，原油裂解、硫酸盐热还原作用（TSR）、蒸发分馏作用等（Zhu et al.，2019；张水昌等，2021；吴鲜等，2022）. 塔河南奥陶系油气藏具有埋深大、温度高的特点，部分油藏温度超过160 ℃. 因此，对油气藏次生蚀变作用的正确评价是查明深层油气成因的关键.

3.1　生物降解作用

生物降解作用一般发生在浅层油气藏，且油气藏温度小于80 ℃，通常造成油气藏中轻烃组分氧化分解，在饱和烃色谱显示“UCM”基线鼓（Bernard et al.，1992；Jones et al.，2007）. 对塔河南奥陶系原油饱和烃色谱分析显示，跃满、顺北、富源、满深、玉科等区块原油中正构烷烃分布完整，饱和烃色谱呈单峰前峰型，主峰碳数分布于C₁₆~C₁₉之间，指示原油保存良好；而哈得地区哈得23井样品中监测到了“UCM”鼓包，主峰碳数为C₂₃（图5），指示哈得区块原油发生了一定的生物降解作用. 结合区域地质背景认为，哈得地区处于塔北隆起区南部高部位，海西早期经历了强烈的构造隆升（Li et al.，2020），致使原油经历了一定程度的生物降解作用（张水昌等，2021）.

3.2　原油裂解作用

原油裂解程度与其成熟度密切相关，生物标志化合物参数是原油成熟度评价的重要手段（Zhang et al.，2018）. 塔河南奥陶系原油中C₂₂TT/ C₂₁TT相对含量的比值介于0.25~0.46之间，C₂₄TT/ C₂₃TT相对含量的比值介于0.51~0.78之间，分布较为集中（图6a），指示原油成熟度相似；规则甾烷C₂₉ββ/（αα+ββ）分布于0.46~0.75之间，C₂₉20S/（20S+20R）分布于0.43~0.54之间，图版判识原油为成熟原油，成熟度相似，达到均衡值（图6b）；Ts/（Tm+Ts）值分布于0.42~1.21之间（图6c），原油无明显奇偶优势系数（图6d）. 以上生物标志化合物成熟度指标及正构烷烃奇偶优势系数均指示塔河南奥陶系原油为正常成熟原油.

芳香烃化合物由于具有较高的热稳定性，因此常用于原油成熟度的评价（李素梅等，2010）. 根据Radke et al.，（1986）提出的甲基菲指数（MPI-1）与镜质体反射率计算公式，塔河南地区R_c1处于0.68%~1.27%之间，主体区域位于0.7%~1.1%之间（图7a）；甲基菲比值（F1）拟合的成熟度处于0.42%~1.40%之间，主体区域也位于0.7%~1.1%之间（图7b），甲基菲指数（MPI）与甲基菲比值（F1）均指示塔河南原油属于正常成熟度原油，并非烃源岩高成熟度演化阶段的产物.

结合地质背景和图版判识认为除顺北53X、满深和玉科区块原油具有较高的成熟度，可能存在较高程度的裂解，塔河南其余区块原油并未大规模裂解.

3.3　硫酸盐热化学还原反应（TSR）

深层碳酸盐岩油气藏常伴随硫酸盐热化学还原反应（TSR），致使油藏发生裂解，产生大量的H₂S气体及二苯并噻吩等一系列含硫化合物（Machel， 2001；Chai et al.，2020）. 前人对塔里木盆地奥陶系-寒武系油气藏的研究发现TSR反应广泛存在，如麦盖提斜坡奥陶系油气藏中高含量的H₂S气体由TSR作用产生（马安来等，2018），塔中地区深层H₂S气体的产生也与TSR反应密切相关（Zhu et al.，2014；Cai et al.，2016）. Mango在轻烃成因催化理论中提出，同类型原油具有相同的K1值［K1=（2-MH+2，3-DMP）/（3-MH+2，4-DMP）］，不同类型原油中K1存在较大的差距. 此外，TSR作用也能明显改变原油K1值（Mango，1987；Ten Haven，1996）. 分析显示，塔河南奥陶系原油具有相似的K1值，值域范围分布在0.96~1.07之间（图8a），原油中二苯并噻吩与菲的比值介于0.03~1.28之间，二苯并噻吩系列化合物与芳烃化合物的比值分布在0.016~0.32之间（图8b），远小于塔中4油田原油中二苯并噻吩系列化合物含量，指示塔河南地区奥陶系原油并未经历强烈的TSR作用.

3.4　蒸发分馏作用

蒸发分馏作用也称为气洗、相控分馏作用，常用于解释多相态油气藏成因（Wang et al.，2018；Zhang et al.，2019）. Thompson提出利用轻烃指标F（nC7/MCH）、B（Tol/nC7）评价蒸发分馏作用的强度，随着蒸发分馏作用的增强，F值呈增高趋势，B值降低趋势；但B与F值也受到热成熟作用的影响，成熟度较高的原油往往伴随着较高B与F值（Thompson，1979）. 塔河南奥陶系原油中B与F值各自分布于0.12~0.48、1.26~2.28之间，其中YK202X及YK201-H4具有较高的B值与较低的F值，与轮古东地区遭受了强气侵的凝析由及挥发油具有相似性（图9a）. 此外，蒸发分馏作用的产生需要大量天然气的充注. 根据前人所建立的天然气成熟度计算公式（δ¹³C1=27.55×lgRo-47.22）计算表明，玉科地区凝析气藏中天然气成熟度高于1.5%，远高于甲基菲指数所拟合的原油成熟度（图9b）. 根据Abrams（2017）提出的甲烷碳同位素与乙烷-丙烷同位素分离（绝对值）图版分析，塔河南主体区域天然气处于早期成熟-成熟阶段，MS及SB地区部分井区天然气具有较高的成熟度，YK与轮古东地区部分天然气处于晚期成熟阶段，与北部哈拉哈塘区块天然气相比，塔河南地区天然气具有更高的成熟度（图10），结合地球化学参数特征指示塔河南地区天然气来源于海相有机质，具有多期混合的特征. 因此，分析认为晚期高熟天然气对早期形成的油藏充注改造是玉科地区凝析气藏形成的重要原因，而顺北53X凝析气藏为烃源岩高成熟演化阶段产生的原生凝析气藏.

综合上述分析可以看出，塔河南地区奥陶系油藏整体保存较好，未经历明显的生物降解作用、裂解作用和强烈的TSR作用. 但晚期高熟天然气充注形成的蒸发分馏作用对深层凝析气藏成因影响较大.

4 油气运移

野外露头及地震资料已经证实下寒武统统烃源岩在塔北-塔中隆起的北部坳陷大规模存在，塔河南地区位于烃源岩灶上，下伏烃源岩最厚可达150 m，生烃条件优越（韩剑发等，2020；韩永科等，2021）. 区域内大型走滑断裂沟通底部烃源岩，油气具备垂向运移和侧向调整的条件. 根据地质色层效应效果对比，原油地化分子参数甲基二苯并噻吩参数、三甲基萘指数为表征油气运移的有效参数（刘华等，2018）. 如图11所示，随着油气藏埋深的增大，塔河南奥陶系原油中4-/1-MDBT、TMNr值呈增大趋势，油气垂向运移分馏效应明显. 除玉科地区外，气油比参数也随油藏埋深呈增大趋势，指示塔河南地区油气从深部运移至奥陶系聚集成藏，具有“下气上油”的差异分布特征.

油气侧向运移优势通道宏观上受到沉积相、构造形态控制（李明诚，2004）. 受塔北地区持续隆升的影响，塔河南长期处于宽缓倾斜构造环境，油气具有侧向调整条件，北部隆起区为油气运移有利指向区（图12）. 此外，岩相古地理与地震资料显示，玉科地区处于台缘带之上，膏盐层侧向尖灭（图13），台缘带丘滩作为碳酸盐岩良好的储集体未对原油裂解气起到遮挡封闭作用，造成喜山期原油裂解气沿走滑断裂垂向扩散充注，形成次生凝析气藏. 由此可见，走滑断裂与膏盐层耦合控制了塔河南地区奥陶系油气分布格局，其中膏盐层控制了晚期油气运聚.

5 油气藏演化模式

结合区域生排烃史、油气充注及构造演化的研究成果（张燕等，2018；杨率等，2022），塔河南古生界油气成藏条件存在一定差异，主要发育以塔河南主体区为特征的轻质油藏演化模式和玉科地区凝析气藏演化两种模式.

5.1　塔河南-塔北隆起轻质油藏成藏演化模式

早加里东期塔河南-塔北走滑断裂系统形成，与此同时，沿走滑断裂带发生岩溶作用，形成断控碳酸盐岩储集体. 晚奥陶世，桑塔木组巨厚泥岩快速沉降，下寒武统烃源岩进入生油高峰期，油气沿大型走滑断裂开始垂向充注，奥陶系一间房组、鹰山组、蓬莱坝组多层段含油，将中奥陶世形成的缝洞储集体全部充满，形成“垂向运聚、复式成藏”的断控油藏模式（图14a）. 早海西期，塔北地区经历剧烈隆升，北部地区油气遭到大规模破坏，残余沥青，塔河南地区整体处于宽缓斜坡背景，桑塔木组泥岩盖层厚度大，油藏得以大规模保存，而哈得区域由于处于鼻状凸起南缘，保存条件较差，油藏遭到了部分破坏，原油饱和烃色谱分析中检测到“UCM”鼓包（图14b）. 晚海西期，塔河南地区底部烃源岩已进入过成熟阶段，生油潜力下降，而塔北隆起区域烃源岩埋深较浅，热演化程度相对较低，可能仍具有生油潜力，轮探1井烃源岩测试分析其R _o处于1.7%~2.1%之间（Zhu et al.，2020），可能对奥陶系油藏具有一定的补充作用. 在此阶段，塔北地区再次经历构造活动，隆起区域走滑断裂复活，塔河南地区油气发生侧向调整（张燕等，2018）. 地震资料分析显示，下寒武统烃源岩向北具有尖灭趋势，塔北隆起底部烃源岩分布局限，生烃潜力有限，不足以形成地质资源储量达十亿吨的塔河大油田（图14c）.

喜山期，塔北地区快速沉降，盆地地温梯度降低，奥陶系原油未经历大规模裂解，保存良好. 与此同时，中寒统膏盐层下古油藏发生剧烈TSR作用裂解严重，而膏盐层的封堵作用导致原油裂解气并未沿走滑断裂进行大规模垂向充注，塔河南地区仅有部分走滑断裂带奥陶系油藏受到了原油裂解气的充注，导致天然气中具有较高的H₂S含量. 由此可见，塔河南主体区域奥陶系油气成藏具有“早期成藏、垂向运聚、侧向调整、分段富集”的特点，塔河南地区油气保存条件优越，具有巨大的勘探潜力.

5.2　玉科地区凝析气藏成藏演化模式

玉科地区走滑断裂系统形成于加里东早期，此时，该区底部烃源岩刚刚进入生烃门限，供烃能力有限，而满加尔坳陷下寒武统烃源岩已达到生烃高峰，大量液态烃运移至玉科地区底部，并沿走滑断裂发生垂向充注. 受构造背景控制，油气运移至一间房组时发生侧向运聚，形成早期油藏，此阶段玉科地区奥陶系油气成藏具有侧生邻储、远源运聚特征. 晚奥陶世，在桑塔木组泥岩的快速沉积下，底部烃源岩进入生烃高峰，满加尔坳陷烃源岩进入高成熟-过成熟阶段，玉科地区奥陶系受到多源供烃影响，油气沿走滑断裂进行大规模垂向充注，奥陶系缝洞储集体被油气大量充填（图15a）. 晚海西期，底部烃源岩已进入过成熟生干气阶段，满加尔坳陷内下寒武统烃源岩生烃枯竭，不再具备油气供给能力. 此时，满加尔坳陷内古生界由于埋深较大，超过9 000 m，寒武系古油藏与源内吸附烃可能已经发生裂解，天然气运移至底部沿走滑断裂带开始垂向扩散充注，但充注强度有限，主要发生于东部台缘带发育区域（图15b）.

晚喜山期，玉科地区进入快速沉降深埋阶段，底部与满加尔坳陷内下寒武统烃源岩源内吸附烃与源外寒武系古油藏发生大规模裂解，东部台缘带发育区域受到大量原油裂解气的充注，形成凝析气藏，受构造背景影响，发生侧向气侵，自东向西依次形成凝析气藏、挥发油藏、油藏的有序分布模式，西部区域膏盐层下封堵了大量原油裂解气，奥陶系古油藏未遭受强烈气侵（图15c）.

由此，玉科地区奥陶系油气成藏具有“多源供烃、早油晚气、垂向充注、侧向运聚”的特点，受构造背景的影响，玉科、哈得区块奥陶系顶部油气发生了大规模侧向运移，导致油柱高度普遍不高. 然古城地区的油气勘探开发已证实台缘带内具有巨大的勘探潜力，台缘带内储集了大量的天然气藏，奥陶系鹰山组致密灰岩可对下部气藏形成有效封（冯军等，2022；刘艺妮，2022），因此玉科地区鹰山组、蓬莱坝组、上寒武统丘滩体内部具有巨大的勘探前景，值得进一步关注.

6 结论

（1）塔河南奥陶系油藏总体具有“四低一高”特征：低密度、低粘度、低含胶质+沥青质、低含硫、高含蜡的轻质原油特征，且干气与湿气并存. 流体性质及PVT实验模拟相图指示塔河南地区奥陶系凝析气藏、挥发油气藏、轻质油藏三种相态油气藏共存. 油气沿走滑断裂带富集，自南向北、自东向西原油密度、含蜡量、天然气干燥系数与气油比等物性参数呈增大趋势，具有东气西油的分布格局，玉科区块发育凝析气藏，其余区块整体富油.

（2）根据油藏地球化学参数的分析，塔河南地区奥陶系原油主体保存良好，仅有哈得区块鼻状凸起部位经历了生物降解作用；原油为正常成熟度原油，未经历大规模裂解及TSR作用，部分井区高含量的硫化氢可能具有中寒武盐下原油裂解气的贡献. 玉科地区遭受了较为强烈的蒸发分馏作用，晚期高成熟原油裂解气的充注改造是其凝析气藏形成的重要原因.

（3）塔河南地区奥陶系油气具有垂向运聚和侧向调整运移特征，垂向油气运聚受到走滑断裂与中寒武统膏盐层的联合控制. 油气侧向运聚受到古构造背景及走滑断裂的双重影响. 中寒武统膏盐层对喜山期盐下原油裂解气形成了有效封堵，控制了晚期油气运聚，而玉科地区处于台缘带，缺失膏盐层，喜山期原油裂解气沿走滑断裂进行大规模垂向充注.

（4）塔河南主体区域奥陶系油藏成藏具有“早期成藏、垂向运聚、侧向调整、分段富集”的特点，玉科地区奥陶系凝析气藏具有“多源供烃、早油晚气、垂向充注、侧向运聚”的特点. 塔河南地区奥陶系油气保存条件优越，南部坳陷区域走滑断裂带内部可能仍具有巨大的石油资源，中寒武-一间房组台缘带内部存在可观的天然气资源.

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基金资助

四川省科技厅区域创新合作项目“复杂油藏高效开发相关技术研究及推广应用”(21QYCX0048)