李換浦，吳 英，劉汝敏

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300452）

庫車坳陷是塔里木盆地重要的油氣富集區(qū)，油氣成藏條件良好，目前地球化學(xué)研究主要為天然氣的成因及分布[1-3]。由于天然氣組分相對單一，能提供的地球化學(xué)信息有限，僅通過天然氣組分、同位素等數(shù)據(jù)研究天然氣成因，難度較大，且存在多解性。大宛齊油田是庫車坳陷區(qū)內(nèi)重要的工業(yè)性油藏，但油氣成因研究相對較少。通過對該油藏及其深部的天然氣藏系統(tǒng)解剖，并與其周緣油氣及前緣隆起原油進(jìn)行地球化學(xué)對比，研究該地區(qū)油氣成藏原因、油氣資源潛力及分布規(guī)律。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

大北構(gòu)造帶位于塔里木盆地庫車坳陷西段（圖1）。縱向上大北構(gòu)造帶被古近系膏鹽巖層分成上下兩套油氣藏，具有典型的“二元結(jié)構(gòu)”。下部為逆斷層形成的多個(gè)小型斷塊，埋藏深度5 000～7 000 m，以產(chǎn)天然氣為主，并有少量凝析油，儲(chǔ)層為古近系底砂巖-白堊系頂部砂巖，蓋層是古近系庫姆格列木膏巖。古近系膏巖厚度差異極大，從數(shù)十米到數(shù)千米。上部被近于直立的斷層分割成多個(gè)小型斷塊，埋藏深度100～700 m，油氣產(chǎn)層為庫車組-新近系砂巖。因埋藏較淺，地層水活躍，油水分異不明顯，主要為油層、含水油層和油水同層[4-5]。

圖1 大北構(gòu)造帶區(qū)域位置

2 淺部大宛齊油藏成因

關(guān)于淺部大宛齊油藏的成因眾說紛紜，目前主流的觀點(diǎn)是認(rèn)為它是一個(gè)殘余油藏，其成因與深層的大北氣田一樣，為凝析氣藏，由于埋藏深度淺，斷裂系統(tǒng)發(fā)育，淺層天然氣直接與下部天然氣溝通，同時(shí)又受擴(kuò)散作用影響，形成現(xiàn)在的油藏[5]，這一認(rèn)識(shí)的依據(jù)主要有兩點(diǎn)：

（1）天然氣干燥系數(shù)變化明顯。1 200～3 000 m為干氣，干燥系數(shù)一般大于0.95；200～700 m天然氣有干有濕，干燥系數(shù)變化較大，為0.65～0.98（表1）。

（2）應(yīng)用甲烷碳同位素-乙烷/甲烷含量比值關(guān)系圖版判斷原油為擴(kuò)散成因。

但以上證據(jù)存在一些問題，首先，大宛齊油田天然氣干燥系數(shù)不能作為凝析氣田擴(kuò)散的證據(jù)。該油田主要產(chǎn)層為100～700 m，而深部1 200～3 000 m為水層或含油水層，幾乎沒有工業(yè)產(chǎn)能，不具有代表性。

大宛齊油田含油性不同，天然氣干燥系數(shù)也存在很大差異。產(chǎn)自水層或者油水同層的天然氣都具有較高的干燥系數(shù)，一般都大于0.90；而產(chǎn)自油層的天然氣干燥系數(shù)偏低，一般小于0.80（表1）。含水層中天然氣干燥系數(shù)偏高主要因?yàn)榧淄楹椭責(zé)N組分在水中的溶解度不同，乙烷的溶解度比甲烷低一個(gè)數(shù)量級，因此在水層中天然氣甲烷含量偏高，導(dǎo)致干燥系數(shù)偏高，該結(jié)果并不能反映天然氣真實(shí)情況。由此可見，大宛齊油田中的天然氣為原油伴生氣，為濕氣，其形成與擴(kuò)散作用無關(guān)。

表1 大宛齊油田含油性與干燥系數(shù)

此外，在應(yīng)用甲烷碳同位素-乙烷/甲烷含量比值關(guān)系圖版判斷原油成因時(shí)，原文中[5]僅有7個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)，變化趨勢與另外三個(gè)地區(qū)并不完全一致，不能證明該氣藏為擴(kuò)散作用形成。更重要的是，原文所使用的這些數(shù)據(jù)點(diǎn)都對應(yīng)于高干燥系數(shù)天然氣，主要來自水層，樣品不具代表性，不能反映大宛齊油田成因。

總之，以上證據(jù)不能證明大宛齊油藏是由凝析氣藏散失之后的殘余油藏。通過多角度分析，認(rèn)為大宛齊油藏是原生油藏，主要依據(jù)包括以下三個(gè)方面：

（1）正構(gòu)烷烴組成完整。大宛齊原油由正構(gòu)烷烴組成總體呈單峰型，nC8～nC12含量非常高，以nC12為主峰（圖2），說明原油中的輕組分并沒有大量散失。蘇愛國等開展過一系列物理模擬實(shí)驗(yàn)，表明在氣藏散失、殘留烴形成油藏過程中，原油正構(gòu)烷烴中的輕組分（尤其是nC13之前的成分）含量大大降低[6-7]，這種現(xiàn)象在大宛齊油藏中沒有出現(xiàn)。

圖2 大宛齊原油氣相色譜

（2）無運(yùn)移分餾現(xiàn)象。擴(kuò)散作用形成的殘余油藏的輕烴組分必然表現(xiàn)為運(yùn)移分餾（或稱“蒸發(fā)分餾”）特征[8]。Thompson用C7組分建立了判識(shí)圖版（圖3），用以判斷原油的成熟度、運(yùn)移分餾效應(yīng)、生物降解等特征。由于不同類型化合物極性差異，經(jīng)過運(yùn)移分餾之后殘余的油藏，其芳香度升高而石蠟度降低。圖3中，大北和大宛齊原油都具有較高的石蠟度和芳香度，主要反映原油的高成熟度，與運(yùn)移分餾無關(guān)。

圖3 大北構(gòu)造帶原油石蠟度–芳香度關(guān)系

（3）原油物理性質(zhì)。無論是密度還是黏度，均為自下而上逐漸降低（圖4），說明石油在浮力作用下由下而上逐漸運(yùn)移調(diào)整。若淺部發(fā)生揮發(fā)散失，會(huì)導(dǎo)致淺部原油密度更高、黏度更高。

圖4 大宛齊原油密度和黏度隨深度變化

綜上所述，大宛齊油田油藏為原生油藏，并不是凝析氣藏散失后的殘余油藏，而是來自深部烴源巖生成的液態(tài)烴在淺部聚集的結(jié)果，這與劉文匯等[9-10]通過地球化學(xué)示蹤得出的結(jié)論一致。其中天然氣為油型氣，與原油具有相同來源。

3 大北構(gòu)造帶原油成因

此前研究表明，庫車坳陷存在兩類原油。第一類為典型湖相烴源巖生成的原油，其特征是生物標(biāo)志化合物中C27規(guī)則甾烷含量較高，重排甾烷含量小于規(guī)則甾烷，三環(huán)萜烷一般呈C19＜C20＜C21序列，伽馬蠟烷含量較高。庫車前緣隆起英買力構(gòu)造原油多屬這種類型；第二類為煤系-湖相過渡型烴源巖生成的原油，其典型特征是C29甾烷含量明顯增高，重排甾烷含量高于規(guī)則甾烷，三環(huán)萜烷一般呈C19＞C20＞C21序列，伽馬蠟烷含量較低。庫車坳陷西段卻勒構(gòu)造原油屬這種類型。

3.1 原油類型及來源

通過對大北構(gòu)造帶4個(gè)油氣田（共計(jì)14個(gè)樣品）的碳同位素結(jié)果進(jìn)行分析，將該地區(qū)原油劃分為三種類型（圖5、圖6）。

圖5 大北構(gòu)造帶原油中甾烷含量對比

圖6 大北構(gòu)造帶原油重排甾烷和重排藿烷含量對比

第一類是典型湖相原油，與前緣隆起英買力原油相近，C27規(guī)則藿烷高、重排藿烷和重排甾烷含量低、C19三環(huán)萜烷含量低、伽馬蠟烷含量高，這類原油主要來自三疊系黃山街組湖相烴源巖。

第二類是煤系-湖相過渡型原油，高C29規(guī)則藿烷含量、富含重排甾烷和重排藿烷、C19三環(huán)萜烷含量較高、伽馬蠟烷含量較低，與中侏羅統(tǒng)恰克馬克組烴源巖有關(guān)。

第三類原油僅有一個(gè)樣品，分布在大宛齊油田，其性質(zhì)完全不同于該地區(qū)其他原油，高C28甾烷含量、異常高伽馬蠟烷含量、低C27甾烷含量和幾乎不含重排甾烷和重排藿烷，是一類特殊來源的原油，其母質(zhì)來源偏鹽湖特征。

3.2 原油成熟度

芳烴化合物是判斷原油成熟度的重要參數(shù)。一般來說，隨著成熟度增高，含支鏈化合物相對含量逐漸降低[16]。大宛齊油田原油支鏈化合物含量極低，無支鏈化合物含量比在任何位置含甲基化合物高，說明原油成熟度較高（圖7）。

在菲系列化合物方面，英買力原油成熟度最低，甲基菲含量最高，3-甲基菲/甲基菲可達(dá)0.50以上，9-甲基菲/甲基菲達(dá)到1.00；其次是卻勒原油，比值約為0.20～0.30。大北構(gòu)造帶原油甲基菲與菲的比值多數(shù)小于0.10（圖7a）。

苯并噻吩系列化合物也有類似特征，英買力原油甲基二苯并噻吩含量最高，4-甲基二苯并噻吩/二苯并噻吩大于1.50，1-甲基二苯并噻吩/二苯并噻吩大于0.30；卻勒原油次之，以上比值分別約為0.50和0.05；大北構(gòu)造帶原油中甲基二苯并噻吩含量低，上述比值分別小于0.50和0.05（圖7b）。

圖7 大宛齊及周緣原油芳烴化合物相對含量

總之，原油飽和烴和芳烴生物標(biāo)志化合物分析表明，大北和大宛齊原油主要來自湖相和過渡相烴源巖，且成熟度較前緣隆起原油高。

4 大北構(gòu)造帶油氣兩期差異聚集模式

在庫車坳陷烴源巖生氣動(dòng)力學(xué)基礎(chǔ)上研究大北氣田及大宛齊油田的形成過程，可將其劃分為三個(gè)階段。

第一階段：在中新世前期，中生界湖相烴源巖大量生油，此時(shí)南北兩側(cè)發(fā)育寬緩大斜坡，有利于油氣向兩側(cè)長距離運(yùn)移[11]；同時(shí)，在大北構(gòu)造深部發(fā)育一些低幅度背斜圈閉，深部斷層溝通源巖和圈閉，生成的油氣還可以在圈閉中聚集。

第二階段：上覆地層進(jìn)一步沉積，尤其是庫車組沉積以來，天山山脈逆沖推覆，庫車坳陷發(fā)生強(qiáng)烈收縮變形，古近系膏巖層受到差異擠壓，膏巖層和庫車組地層厚度在橫向上出現(xiàn)巨大差異，深大斷裂可穿過厚度減薄的膏巖層，成為烴類向上輸導(dǎo)的有利通道。此時(shí)淺部的大宛齊背斜構(gòu)造初見雛型，生成的烴類不僅在深部圈閉中聚集，還可以沿著相應(yīng)的逆沖斷裂向上調(diào)整，在淺部圈閉中聚集。在這一階段，南側(cè)油氣運(yùn)移路徑受阻，高成熟度石油不再向前緣隆起運(yùn)聚。

第三階段：第四紀(jì)沉積以來，隨著逆沖推覆強(qiáng)度進(jìn)一步加大，在庫車坳陷深部由北向南繼續(xù)發(fā)育系列疊瓦狀斷塊圈閉，烴源巖處于高過成熟階段，以生天然氣為主，并在深部斷塊圈閉中聚集。隨著埋藏深度加大，溫度壓力增高，膏巖塑性增強(qiáng)，封蓋能力增強(qiáng)[12-14]，前期發(fā)育的逆斷層在膏巖層中的輸導(dǎo)能力大大降低，僅有少量天然氣通過斷層調(diào)整至淺部，大量天然氣在膏巖層之下的圈閉中聚集。

大北構(gòu)造帶主要受后兩個(gè)階段成藏過程的控制，在大量生油階段，上覆地層厚度不大，蓋層封閉性相對較弱，油氣可以突破膏鹽層薄弱地段，向上運(yùn)移進(jìn)入淺層圈閉中；而在后期大量生氣階段，由于埋藏深度增加，膏巖塑性增強(qiáng)，封閉能力增強(qiáng)，將天然氣都封閉在膏巖之下的圈閉中。因此，油氣分期生成、受封蓋條件控制的差異聚集是造成大北構(gòu)造帶深氣淺油的主要因素（圖8）。

圖8 大北構(gòu)造油氣兩期成藏差異聚集模式

因此，在原油聚集階段，背斜下傾方向存在蓋層薄弱帶是大宛齊油田形成的關(guān)鍵因素，液態(tài)烴能夠穿過膏巖向上運(yùn)移，在背斜部位聚集形成油藏。在坳陷區(qū)尋找淺部油藏，下傾方向膏巖厚度小的背斜帶，是石油聚集的有利區(qū)。盡管大宛齊油藏規(guī)模不大，但埋藏淺，油質(zhì)輕，經(jīng)濟(jì)效益好，具有良好的勘探開發(fā)價(jià)值；而膏巖蓋層之下的深層，保存條件優(yōu)越，既可以捕獲煤系烴源巖生成的天然氣，還可以捕獲早期生成的液態(tài)烴的后期裂解氣，資源潛力巨大。

5 結(jié)論

（1）大北構(gòu)造帶油氣分布呈典型的深氣淺油“二元結(jié)構(gòu)”。淺部大宛齊油藏為原生油藏，來自于深部烴源巖生成的液態(tài)烴，沿?cái)嗔严蛏线\(yùn)移聚集的結(jié)果，而不是傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)的凝析氣藏散失之后的殘余油藏。深部天然氣為后期聚集形成。

（2）大北構(gòu)造帶原油主要有兩種類型，一是典型的湖相原油，與前緣隆起英買力類似；二是煤系-湖相過渡型油，與卻勒原油類型。此外還有一種可能與咸水環(huán)境有關(guān)，其對應(yīng)的烴源巖尚不明確。大北構(gòu)造帶原油成熟度明顯高于前緣隆起原油成熟度。

（3）大北構(gòu)造帶深氣淺油的格局主要是油氣兩期成藏差異聚集形成的。第一期烴源巖以生油為主，同時(shí)有部分伴生氣，油氣經(jīng)過斷裂向上運(yùn)移在淺部聚集；第二期以生氣為主，隨著埋藏深度加大，膏巖塑性增強(qiáng)，斷層封閉，油氣在深層有效保存，形成大型天然氣藏。