塔里木盆地轮古地区流体包裹体特征与油气成藏过程

Fluid Inclusion Characteristics and Hydrocarbon Accumulation Process in Lungu Area, Tarim Basin

摘要

明确轮古地区流体包裹体特征与油气成藏过程.通过对轮古地区的岩心样品岩石学观察、流体包裹体系统分析测试和原油荧光测定，结合均一温度‒埋藏史投影法，并模拟烃源岩生烃史，恢复油气成藏过程.结果表明，轮古地区奥陶系发育三期油包裹体，分别发黄褐色、黄绿色和蓝色荧光，伴生的盐水包裹体均一温度范围分别是70~100 ℃、80~110 ℃、100~120 ℃.全区三期油包裹体对应3个充注期，分别是加里东晚期‒海西早期、海西晚期和喜山期.轮古西部地区的原油的主充注期为加里东晚期‒海西早期，轮古中部地区的原油的主充注期为海西晚期，轮古东部地区的原油的主充注期为喜山期.

关键词

塔里木盆地 / 轮古地区 / 深层油气藏 / 流体包裹体 / 主成藏期 / 石油地质.

Key words

Tarim Basin / Lungu area / deep oil and gas reservoir / fluid inclusion / main accumulation period / petroleum geology

0 引言

塔里木盆地深层一直是油气勘探的重点和难点，具有复杂的构造演化史和生排烃史.轮古地区位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起上，多年的勘探表明，轮古地区是一个以奥陶系油气藏为主，寒武系、石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系多个层系含油的典型的复式油气聚集区（孙龙德和李曰俊， 2004；杨海军等， 2020），研究区存在三期油气充注，分别发生在加里东晚期‒海西早期、海西晚期和喜山期（张水昌等，2011a；赵文智等，2012；房启飞等， 2014），但主充注期目前还没有达成共识，限制了轮古地区油气成藏过程研究.

油气在生成、运移、聚集过程中都会被外界因素影响，使得油气性质发生改变.成岩矿物在形成时会捕获流体包裹体，并且保存流体包裹体的温度、压力、相态和成分等信息（刘德汉， 1995）.烃包裹体的荧光特征可用于确定油气的成熟度和充注期次，盐水包裹体均一温度‒埋藏史法确定油气的充注年龄.因此通过对流体包裹体的研究可以准确地恢复油气运移过程和成藏时间（Guo et al.， 2012； Bourdet et al.， 2014；尚培等，2020）.

本次研究基于岩心观察、薄片观察、流体包裹体系统分析测试、流体包裹体均一温度‒埋藏史投影法和烃源岩生烃史模拟，研究油气主充注期和成藏过程，并且为寒武系盐下勘探油气勘探提供指导.

1 地质背景

轮古地区位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起中部，南部是满加尔凹陷，东部是草湖凹陷，西部是哈拉哈塘凹陷，北部通过轮台断裂与库车坳陷相接，奥陶系构造高点位于LN1井，是一个向北东向展布的前古生界隆起.

轮古地区自下而上依次沉积震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、第四系，缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系、二叠系，中上奥陶统桑塔木组、良里塔格组、一间房组呈裙边状尖灭（吴梅莲等，2021）.

轮古地区主要经历三期构造运动，加里东晚期‒海西早期，由于受到北西‒南东向构造挤压作用，形成了一个北东‒南西向的鼻状凸起，奥陶系及其上覆的志留系和泥盆系遭受剥蚀，中下奥陶统碳酸盐岩出露地表，风化淋滤，形成的岩溶缝洞作为后期的油气储集空间（潘文庆等，2008），同时形成北东‒南西走向的轮西断裂带作为油气运移通道（李洪辉等， 2020）.在海西晚期‒印支期，上覆石炭系直接与奥陶系不整合接触，形成的不整合面既可以封堵油气，也可以作为油气侧向运移通道，构造挤压力方向变为南北向，在该时期形成的东西走向的桑塔木断裂带、轮南断裂带作为油气垂向运移通道（李洪辉等， 2020；马德波等，2020a）.喜山期主要是北东‒南西向的剪切力，形成的轮古东断裂带也作为油气垂向运移通道（韩杰等，2016）.

目前的勘探表明，油气主要分布在奥陶系鹰山组和一间房组的碳酸盐岩中，储集空间是断裂带附近的破碎带、溶蚀溶孔和潜山风化壳储集体，油气性质包括重质油、正常油、凝析油和天然气，原油密度向东南方向逐渐降低（Wang and Zhang，2010； Chen et al.，2020）.油气的分布主要受断裂活动性和古隆起高点位置控制（Cai et al.，2016；Zhu et al.，2020），并且寒武系玉尔吐斯组发育优质烃源岩（杨海军等，2020）.

2 样品及实验方法

轮古地区鹰山组和一间房组储层岩性主要是开阔台地相的泥晶灰岩和砂屑灰岩，储集空间主要是孔隙、溶洞和裂缝.为了研究轮古地区油气成藏期次和时间，本次研究针对性地采集了断裂带和圈闭高点附近10口井岩心，磨制了54张薄片用于镜下单偏光观察和荧光分析，其中位于轮古地区西部的LG43井和LG903井磨制了12张薄片，位于圈闭高点附近的LG7井和LG801井磨制了7张薄片，位于桑塔木断裂带附近的LN54井、LG201井和LN14井磨制了17张薄片，位于轮南断裂带附近的LN10井磨制了6张薄片，位于轮古东断裂带的LG39井和LN631井磨制了12张薄片.另外采集了11口井的原油进行荧光分析，其中LG15井和LG15-3井位于轮古西部地区，LG7井、LG3井和LG1井位于轮古中部的圈闭高点附近，LN10井位于轮南断裂带附近，LN39-2井和LN54C1井位于桑塔木断裂带附近，LG391井、LG35井和LN632井位于轮古东断裂带附近.

所有样品的测试均在中国石油大学（华东）深层油气勘探重点实验室完成.单偏光观察采用的是LV100偏光显微镜，可用于确定岩石、矿物和流体包裹体的结构特征.油包裹体荧光测定和光谱学分析采用的是Maya 2000 pro光纤光谱仪，与偏光显微镜联合使用，可以测量透射光谱、反射光谱和荧光光谱等，并且可以自动校正背景，提供主峰波长，分析波长峰值、半高宽、质心和中心波长.流体包裹体显微测温使用LINKAMD THMSG600型冷热台，均一温度测量精度为±0.1 ℃，能够准确地测量油包裹体和盐水包裹体均一温度.

盆地埋藏史和生烃史模拟利用的Petromod软件，在模拟的过程中，需要输入的参数有地层界线、沉积年龄、断层属性、沉积相要素（包括岩性、生储盖的分布情况、烃源岩特征）和边界条件（包括剥蚀时间和剥蚀厚度、古热流、古水深），地层分层数据和岩性数据通过收集中石油塔里木油田的地震剖面和完井报告，岩性的热导率依靠收集前人的资料得到（Li et al.， 2010， 2019），油气演化动力学模型参考Dieckmann et al.（2000），古热流参考塔北热流数据和轮探1井模拟数据，后期在模拟过程中进行了一些调整，古水深是根据前人数据和沉积相中岩石沉积时所需要的水深计算得到（杨海军等，2020）.

3 流体包裹体发育特征与成藏期次

3.1　成岩作用及成岩序次

研究区奥陶系岩性以砂屑灰岩、细晶灰岩和粉晶灰岩为主.成岩作用观察表明，该区发育的裂缝充填有方解石，并且在方解石内沿微裂缝检测到油侵染现象（图2a）.研究区发育一期溶洞充填方解石胶结物（VC1），阴极发光呈暗色，暗示成岩环境为浅埋藏环境；发育一期压溶缝合线（Sty）；发育四期裂缝充填方解石，第一期裂缝充填方解石胶结物（FC1）呈暗色阴极光，第二、三、四期裂缝充填方解石胶结物（FC2、FC3、FC4）呈橘黄色阴极光（图2）.

根据成岩现象和相互切割关系，成岩序次（图3）显示最早期形成溶洞充填方解石VC1，后形成的FC1切割VC1，Sty切割FC1，FC2、FC3、FC4在同一张薄片上，判断相互切割关系为FC4切割FC2和FC3，FC3切割FC2.

3.2　包裹体类型及其产状

研究区奥陶系储层中可观察到气液两相烃类包裹体、盐水包裹体和气包裹体（图4a、4b），以油包裹体为主，油包裹体单偏光镜下浅褐色和无色，紫外荧光下多呈现黄绿色.

第一期油包裹体主要有3种产状：①呈团簇分布于方解石脉体或溶孔胶结物中（图4a），这类包裹体可能是原生也可能是次生；②呈线形状分布于方解石脉体愈合缝中（图4b），捕获时间在脉体或裂缝初次形成时间之后，这类包裹体为典型的次生包裹体；③呈孤立分布于方解石脉体和溶孔胶结物中（图4c），这类包裹体伴生的盐水包裹体产状呈团簇状分布（图4d）.

第二类油包裹体主要有5类产状：①呈团簇分布于方解石脉体或溶孔胶结物中（图4e），这类包裹体可能是原生也可能是次生；②呈线形状分布于方解石脉体愈合缝中（图4f、4g），这类包裹体为典型的次生包裹体，这类包裹体伴生的盐水包裹体产状呈团簇状分布（图4h）；③呈片状或带状分布于粗大张性方解石脉体中（图4i）；④脉体中沿生长纹分布的原生包裹体（图4j）；⑤呈孤立分布于方解石脉体和溶孔胶结物中（图4k）.

第三类油包裹体主要有4类产状：①呈线形状分布于方解石脉体愈合缝中（图4l），这类包裹体为典型的次生包裹体；②呈片状或带状分布于粗大张性方解石脉体中（图4m）；③呈孤立分布于方解石脉体和溶孔胶结物中（图4n）；④呈团簇分布于方解石脉体或溶孔胶结物中（图4o），这类包裹体可能是原生也可能是次生，这类包裹体伴生的盐水包裹体产状呈团簇状分布（图4p）.

3.3　油包裹体荧光光谱特征与期次

油包裹体荧光光谱是研究油气成藏的重要手段（鲁子野等，2016；尚培等，2020）.随着油成熟度不断增加，包裹体荧光颜色变化依次为红色→橙色→黄色→绿色→蓝白色→无色.通过油包裹体的透光颜色、荧光颜色和荧光亮度观察，可以大致区分油气性质和演化阶段（George et al.， 2001）.荧光主峰波长λ _max随油包裹体成熟度增加逐渐变短，可以用来定量研究油包裹体成熟度 （Munz，2001；陈红汉，2014）.研究区烃包裹体颜色可以分为3种，分别是黄褐色、黄绿色和蓝色荧光烃包裹体，黄褐色荧光烃包裹体主峰波长λ _max约为560 nm，单偏光镜下为浅褐色，包裹体大多都遭受到挤压变形，有漏失现象，气液两相，中心可以看见气泡，气泡不发荧光（图5a、5d、5g），代表低成熟度原油.黄绿色荧光烃包裹体主峰波长λ _max约为520 nm，单偏光镜下浅灰色，形态为椭圆形和长方形，全部为气液两相，气泡较小，边缘颜色较暗，气泡不发荧光（图5b、5e、5g），代表正常成熟度原油.蓝色荧光烃包裹体主峰波长λ _max约为480 nm，单偏光镜下无色，形态多为椭圆形，全部为气液两相，可以看见明显的气泡，边缘颜色较暗，中心透明，气泡不发荧光（图5c、5f、5g），代表高成熟度原油.

对轮古地区10口井油包裹体观察和荧光测定发现：发黄褐色荧光的油包裹体主峰波长λ _max分布范围是540~600 nm；发黄绿色荧光的油包裹体主峰波长λ _max分布范围是500~540 nm；发蓝色荧光的油包裹体主峰波长λ _max分布范围是440~500 nm.位于轮西断裂带西部的LG43井和LG903井发育黄褐色荧光和黄绿色荧光的油包裹体，表明只经历了两期原油充注（图6a、6b）；位于轮西断裂带东部的LG7井处于构造高位，发育黄褐色、黄绿色和蓝色荧光油包裹体，包裹体数量丰富，表明LG7井经历了三期油气充注（图6c）；LG801井位于轮古中部斜坡，发育黄褐色和黄绿色荧光的油包裹体，表明第三期原油充注没有经过LG801井（图6d）；LN54井和LG201井分别位于桑塔木断裂带的南部和北部附近，发育黄褐色荧光、黄绿色荧光和蓝色荧光的油包裹体，蓝色荧光油包裹体数量开始变多，黄褐色荧光油包裹体数量变少，表明桑塔木断裂带附近经历了三期原油充注（图6e、6f）；轮南断裂带上LN10井发育黄褐色、黄绿色和蓝色荧光的油包裹体，但是黄褐色荧光烃包裹体很少，表明轮南断裂带东部主要经历第二期、第三期原油充注（图6h）；轮古东南部的LN14井、LN631井和LG39井有相同的荧光特征，主要发育黄绿色和蓝色荧光油包裹体，表明东南部主要经历第二期、第三期原油充注（图6g、6i、6j）.总体来说，轮古地区奥陶系发育3种不同荧光颜色的油包裹体，其中黄绿色荧光油包裹体数量最多，蓝色荧光油包裹体数量次之，黄褐色荧光油包裹体数量最少，由此表明轮古地区经历了3期原油充注，第二期充注的原油范围最广.

3.4　成藏期与主成藏期

将流体包裹体加热使其由室温下的两相成为均一相态，此时的温度为流体包裹体的均一温度，与油包裹体同时形成的盐水包裹体均一温度代表油气进入到储层时的温度，将温度投影到埋藏史图上，对应的年代就是油气的充注时间.对轮南地区奥陶系10口井油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度测定统计分析表明（表1），不同期次油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度存在明显差异，第一期油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度主要分布范围为70~100 ℃，这类盐水包裹体分布在LG43井、LG903井、LG7井、LG201井和LG801井.第二期油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度主要分布范围为80~110 ℃，这类盐水包裹体分布在LG903井、LG7井、LG201井、LN54井、LN14井、LN10井、LN631井和LG39井.第三期油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度主要分布范围为100~120 ℃，这类盐水包裹体分布在LG201井、LN54井、LN14井、LN10井和LN631井.

综合了流体包裹体镜下分析、荧光光谱分析和盐水包裹体显微测温分析结果，并将与油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度投影在单井埋藏史‒热史图上，进而确定油气成藏年龄.利用Petromod软件绘制了LG903井、LG201井、LN54井和LN631井的埋藏史热史图（图7）.结果表明LG903井发育两期油气成藏，分别是加里东晚期‒海西早期、海西晚期.LG201井发育三期油气成藏，分别是加里东晚期‒海西早期、海西晚期和喜山期.LN54井发育两期油气成藏，分别是海西晚期、喜山期.LN631井发育两期油气充注，分别是海西晚期、喜山期.

将这10口井的不同期次对应的均一温度分别投影到各自的埋藏史图上，就可以得到每口井的成藏时间（图8）.总的来看，轮古地区油气成藏时间可以分为3期，但不同部位存在差异，轮古西部地区油气成藏时间主要是加里东晚期‒海西早期（420.0~359.0 Ma）和海西晚期（290.1~249.2 Ma）（图7a），桑塔木断裂带、轮南断裂带和轮古东断裂带附近油气成藏时间主要是海西晚期（290.1~249.2 Ma）和喜山期（30.2~9.8 Ma）（图7b、7c、7d）.

对轮古地区奥陶系11口井原油样品进行荧光测定（图9），LG15井、LG15-3井、LG7井、LG3井和LN10井原油发黄褐色荧光，主峰波长λ _max分布区间为540~600 nm，这种原油与第一期油包裹体对应，表明轮古西部地区目前的原油以第一期充注为主，为典型的稠油；LN39-2井和LN54C1井原油发黄绿色荧光，主峰波长λ _max分布区间为500~ 540 nm，这种原油与第二期油包裹体对应，表明轮古中部地区目前的原油以第二期充注为主，为正常油；LG1井、G391井、LG35井和LN632井原油发蓝色荧光，主峰波长λ _max分布区间为440~500 nm，这种原油与第三期油包裹体对应，表明轮古东部地区目前的原油以第三期充注为主，为轻质油.

4 成藏过程

断裂在发育过程中，封闭时能够封堵油气，开启时能够作为油气输导通道.前人对轮古地区的构造演化进行了大量的研究，认为走滑断裂控制了油气垂向运移的范围和时间，是油气垂向运移的重要通道（韩剑发等， 2006；杨海军等，2007），不整合面控制了油气侧向运移（顾忆， 2000）.

加里东晚期‒海西早期，由于受到北西‒南东方向的挤压，轮古地区形成了一个北东‒南西走向的大型背斜，并且发育轮西断裂带和一系列NEE向的走滑断层（潘文庆等，2008； 李洪辉等，2020； 吴梅莲等，2021），这些断层主要分布在中西部地区.同时东部地区玉尔吐斯组烃源岩的R _o达到0.7%以上，中西部烃源岩的R _o在0.5%~0.7%之间.因此寒武系的油气沿着轮西断裂带、NW、NE和NEE向走滑断层向奥陶系中充注，充注范围集中在中西部地区（图10a）.由于海西早期后轮古地区的持续隆升，使得上覆地层泥盆系、志留系、中上奥陶统均被剥蚀，轮古中部奥陶系油藏遭受强烈生物降解、逸散，轮古西部奥陶系油藏遭受的生物降解程度弱，油藏得以保存（图10b）（张水昌等，2011b）.

海西晚期，地层持续埋深，构造应力转变为南北向的挤压力，生成了东西走向的轮南断裂和桑塔木断裂以及一些东西走向的小型逆断层（李洪辉等，2020；马德波等，2020b）.同时东西部烃源岩的R _o达到1.0%以上，中部烃源岩的R _o在0.7%~1.0%，由于海西早期和海西晚期形成的断裂均有油气输导能力，因此油气沿着这些断裂垂向充注奥陶系储层，并沿奥陶系顶部不整合面进行小范围侧向运移至圈闭高点（图10c）.

印支‒燕山期形成了轮古东断裂（韩杰等，2016），喜山期地层快速沉降，烃源岩演化到1.3%以上，并且东部到达1.8%以上，这时大量轻质油和天然气沿着轮古东断裂垂向运移至奥陶系储层，一部分油气沿奥陶系不整合面侧向运移到圈闭高点，还有一部分油气继续向上运移至石炭系和三叠系（图10d）.

5 结论

（1）轮古地区的包裹体分析表明，发育油包裹体、气包裹体和盐水包裹体，主要赋存于脉体和溶孔充填物的方解石中，次生包裹体居多，原生包裹体较少.油包裹体发黄褐色、黄绿色和蓝色荧光.

（2）黄褐色、黄绿色和蓝色荧光伴生的盐水包裹体均一温度分布范围分别是70~100 ℃、80~110 ℃、100~120 ℃，对应的成藏时间分别是加里东晚期‒海西早期（420.0~359.0 Ma）、海西晚期（290.1~249.2 Ma）、喜山期（30.2~9.8 Ma）.

（3）轮古西部地区油气成藏时间主要是加里东晚期‒海西早期和海西晚期，原油的主充注期为加里东晚期‒海西早期，轮古中部地区油气成藏时间主要是海西晚期和喜山期，原油的主充注期为海西晚期，轮古东部地区油气成藏时间主要是海西晚期和喜山期，原油的主充注期为喜山期.

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基金资助

国家创新群体基金项目(41821002)

国家自然科学基金面上项目(41872159)

中石油重大科技项目(ZD2019-183-002)