李明陽，黎承銀，屈大鵬

（中國石化 勘探分公司 勘探研究院，成都 610041）

四川盆地侏羅系既含油又含氣，是盆地陸相碎屑巖油氣增儲上產(chǎn)的重要目標[1-2]?！笆濉币詠?，得益于地質(zhì)-物探-工程一體化的推進，四川盆地侏羅系油氣勘探陸續(xù)取得重大突破[3-4]，在川西中江地區(qū)和川中秋林地區(qū)的中侏羅統(tǒng)沙溪廟組，多口井測試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，展現(xiàn)了四川盆地侏羅系河道砂巖巨大的油氣勘探潛力[5-6]。

勘探實踐表明，涪陵地區(qū)涼高山組凝析氣藏油氣相態(tài)類型及分布復雜，氣油比差異大，對形成機制認識不清，制約著涼高山組油氣勘探進程。由于凝析氣藏具有原生和次生成因、生烴母質(zhì)差異、熱演化程度差異、多期次油氣充注、溫壓系統(tǒng)變化、原油高溫裂解等，均會造成不同相態(tài)及性質(zhì)的油氣藏共存。本文從流體物理和化學性質(zhì)分析入手，利用原油及天然氣各類分析測試資料，闡明凝析氣藏相態(tài)及成因，明確天然氣成藏過程，為凝析氣藏勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

涪陵地區(qū)位于四川盆地東南緣川東高陡構(gòu)造帶萬縣復式向斜（圖1），總體具有背斜高陡和向斜寬緩的特點，背斜核部主要出露二疊系和三疊系。涪陵地區(qū)侏羅系在向斜區(qū)保存完整，拔山寺向斜侏羅系殘留厚度為2 000～3 000 m。受盆地東北部大巴山?jīng)_斷帶及東南部江南造山帶影響，涪陵地區(qū)侏羅系發(fā)育三角洲—湖泊沉積。涼高山組沉積經(jīng)歷了水體由淺變深再變淺的過程，自下而上可劃分為涼一段、涼二段和涼三段。涼二段沉積早期水體達到最深，發(fā)育一套厚層湖相暗色頁巖，是目前四川盆地湖相頁巖氣取得勘探突破的主要層系[7-8]。涼一段、涼二段中—上部和涼三段發(fā)育多期三角洲前緣水下分流河道砂體，儲集層物性較好。涪陵地區(qū)涼高山組源儲配置好，具有油氣近源成藏的有利條件。

2 油氣藏性質(zhì)

2.1 天然氣性質(zhì)

涼高山組天然氣成分以甲烷為主，甲烷含量為69.31%～83.70%，平均為76.04%；C2+氣態(tài)烴較豐富，乙烷含量為8.20%～17.76%，平均為14.20%；干燥系數(shù)較低，平均為81.45%；不含硫化氫，天然氣平均相對密度為0.699。涪陵地區(qū)涼高山組發(fā)育的凝析氣藏，與四川盆地其他地區(qū)侏羅系碎屑巖油氣藏具有一定差異（圖2）。川北元壩地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組和川西中江地區(qū)中侏羅統(tǒng)沙溪廟組為常規(guī)干氣氣藏，川中公山廟地區(qū)下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段多為油藏。

2.2 原油性質(zhì)

涪陵地區(qū)涼高山組多口井測試產(chǎn)油，20 ℃下原油密度為0.778 4～0.831 2 g/cm3，平均為0.806 8 g/cm3；50 ℃下原油黏度為3.160～9.030 mPa·s，平均為6.730 mPa·s；不含硫，含蠟量為14.12%～40.87%，平均為24.66%；凝固點為20.70～36.00 ℃，平均為27.88 ℃，具有中黏度、中凝固點和高含蠟量的特征。

不同井產(chǎn)出原油族組分含量及原油物理性質(zhì)差異較大，隨著原油密度的增大，黏度、凝固點、含蠟量、瀝青質(zhì)含量及膠質(zhì)含量均有不同程度增大，F(xiàn)L1 井和TY1 井涼二段原油密度均小于0.800 0 g/cm3，飽和烴含量大于80%；TL601 井、TL201 井和TL202 井涼三段原油密度均大于0.800 0 g/cm3，膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量可超過10%（表1）?？傮w上具有油氣運移距離越長，原油密度越大的規(guī)律，其原因主要為2 點：①涼高山組具有下生上儲的生儲組合，在原油由下向上運移的過程中，原油輕組分不斷散失，重組分含量相對增大；②由于砂巖中溫度、壓力相對頁巖內(nèi)部低，導致少量溶解氣從原油中析出，最終造成TY1井頁巖產(chǎn)出的凝析油最輕，其他井砂巖段隨深度減小，油質(zhì)逐漸變重。

表1 涪陵地區(qū)涼高山組原油族組分及物理性質(zhì)Table 1.Group compositions and physical properties of oil from Lianggaoshan formation in Fuling area

2.3 油氣藏類型

涪陵地區(qū)涼高山組油氣性質(zhì)復雜，根據(jù)前期試井結(jié)果，TL601 井以產(chǎn)油為主，Z1HF 井和TL202 井幾乎不產(chǎn)油，其他井為原油和天然氣同產(chǎn)，且以產(chǎn)天然氣為主，氣油比為235.00～320 000.00，難以利用氣油比準確判別油氣藏流體相態(tài)及類型。油氣藏流體相態(tài)的有效判識是油氣藏成因研究的重要內(nèi)容，本文綜合前人研究成果，總結(jié)了凝析氣藏相態(tài)類型判別方法及標準（表2），基于涪陵地區(qū)涼高山組19 個天然氣輕組分資料，通過天然氣組分計算法及PVT 流體相態(tài)模擬實驗法，對該地區(qū)涼高山組油氣藏類型進行了綜合判識。

表2 凝析氣藏相態(tài)類型判別方法及標準（據(jù)文獻［9］和文獻［10］修改）Table2.Methods and criteria for discrim inating phase states of condensategas reservoirs(modified from References[9]and[10])

通過方框圖法、?參數(shù)判別法和氣油比法綜合判斷，涼高山組為凝析氣藏。通過因子法、C5+值和C1/C5+值法及秩數(shù)法綜合判別，涼高山組為無油環(huán)凝析氣藏。

PVT 流體相態(tài)模擬實驗是判斷流體相態(tài)最為準確的方法，涪陵地區(qū)涼二段和涼三段氣藏原始地層壓力為13.600～31.450 MPa，壓力系數(shù)為0.63～1.21，地層溫度為59.00～74.44 ℃，為低壓—常壓氣藏。根據(jù)2口典型井FL1 井和TY1 井的PVT 流體相態(tài)模擬實驗結(jié)果，涼高山組氣藏為凝析氣藏，F(xiàn)L1 井地層溫度處于臨界溫度和臨界凝析溫度之間，地層壓力與露點壓力相近，為近臨界態(tài)凝析氣藏，凝析油含量較高，TY1井地露壓差相對較大，凝析油含量相對較低（圖3）。

2.4 氣油比差異分析

2.4.1 熱演化程度

通過原油色譜質(zhì)譜實驗獲得輕組分（C1—C7）含量，開展原油成熟度分析。石蠟指數(shù)及庚烷值是應(yīng)用最為廣泛的輕烴成熟度參數(shù)，一般石蠟指數(shù)小于2，庚烷值小于20%，為低成熟原油；成熟—高成熟階段原油的石蠟指數(shù)為2～10，庚烷值為20%～40%；石蠟指數(shù)大于10，庚烷值大于40%，為過成熟原油[11]。涼高山組原油石蠟指數(shù)為2.00～6.11，庚烷值為16.73%～34.42%，為成熟—高成熟原油（圖4）。

依據(jù)Mango 參數(shù)（2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷）與烴類生成溫度（T）的函數(shù)方程：T=140+15ln（2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷），可計算出油氣生成時的最大溫度，利用溫度推算相應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率Ro=0.012 3T-0.676 4[12-13]。計算結(jié)果表明，研究區(qū)原油生成溫度為129.60～142.60 ℃，鏡質(zhì)體反射率為0.92%～1.07%（表3），均表明原油為干酪根成熟階段產(chǎn)物，井間具有一定程度的成熟度差異。

表3 利用輕組分判斷原油成熟度Table 3.Oil maturity discrimination by light hydrocarbon components

Radke 等基于菲系列化合物的分布，建立了甲基菲指數(shù)（MPI）與鏡質(zhì)體反射率之間的關(guān)系：MPI=1.5×（3-甲基菲+2-甲基菲）/（無取代基菲+9-甲基菲+1-甲基菲），Ro=0.6MPI+0.40（鏡質(zhì)體反射率為0.65%～1.35%）[14]。利用原油芳香烴色譜質(zhì)譜獲取菲系列化合物含量計算，TL201井甲基菲指數(shù)為1.05，鏡質(zhì)體反射率為1.03%；Z1HF 井甲基菲指數(shù)為1.30，鏡質(zhì)體反射率為1.18%。TL201 井測試獲日產(chǎn)氣5 129.56 m3，日產(chǎn)油0.75 m3，氣油比為6 839.00；Z1HF 井測試獲日產(chǎn)氣6.00×104m3，自2021年2月開始試采，截至2021年8月31日，累計產(chǎn)氣256.10×104m3，累計產(chǎn)油7.05 m3，平均日產(chǎn)氣1.41×104m3，平均日產(chǎn)油0.75 m3，氣油比為18 800.00。由此可見，烴源巖熱演化程度決定了凝析氣藏凝析油含量和氣油比。2020年，普光地區(qū)普陸3井在千佛崖組測試獲日產(chǎn)氣13.00×104m3，產(chǎn)微量凝析油，氣油比為356 621.00，其原因是普光地區(qū)千佛崖組烴源巖熱演化程度高，鏡質(zhì)體反射率為1.77%～2.04%。

2.4.2 現(xiàn)今壓力系統(tǒng)

凝析氣藏受溫度和壓力的影響，流體相態(tài)可以發(fā)生轉(zhuǎn)變，穩(wěn)定的溫壓系統(tǒng)是凝析氣藏保存的關(guān)鍵因素，隨著地層抬升剝蝕產(chǎn)生的壓力變化，也可能是導致凝析氣藏氣油比差異的重要原因。2021 年，平昌地區(qū)平安1 井在涼高山組測試獲日產(chǎn)油112.80 m3，日產(chǎn)氣11.45×104m3，示蹤劑顯示，87%的天然氣產(chǎn)自砂泥巖互層段及砂巖段，原油主要產(chǎn)自優(yōu)質(zhì)頁巖段。

涪陵地區(qū)TY1 井湖相頁巖與FL1 井河道砂巖測試段在縱向上緊鄰，TY1 井日產(chǎn)氣7.50×104m3，日產(chǎn)油9.80 m3，氣油比為7 653.06；FL1井日產(chǎn)氣2.65×104m3，日產(chǎn)油6.70 m3，氣油比為3 955.22。雖2 口井產(chǎn)出原油性質(zhì)相似，烴源巖熱演化程度接近，但頁巖氣油比卻高于河道砂巖，具有與平安1井完全相反的特點，其原因可能與現(xiàn)今壓力系統(tǒng)的差異有關(guān)。

FL1 井現(xiàn)今地層壓力為21.791 MPa，壓力系數(shù)為0.82，TY1井現(xiàn)今地層壓力為31.450 MPa，壓力系數(shù)為1.21，TY1 井PVT 流體相態(tài)模擬實驗測得露點壓力為27.540 MPa，具有一定的地露壓差。頁巖層的自封閉性導致產(chǎn)層段壓力系統(tǒng)穩(wěn)定，流體可始終保持凝析氣相。而FL1 井PVT 流體相態(tài)模擬實驗測得露點壓力為21.790 MPa，現(xiàn)今地層壓力與露點壓力基本一致。受后期構(gòu)造抬升引起的孔隙回彈作用及輕組分逸散作用影響，砂巖段壓力降低，形成近臨界態(tài)凝析氣藏，當?shù)貙釉嚥闪黧w被采出后，壓力進一步下降，導致地層中部分流體轉(zhuǎn)變?yōu)橛拖?，凝析氣藏中凝析油含量增加，氣油比降低，現(xiàn)今壓力系統(tǒng)的差異可能是造成2口井氣油比差異的主要原因。

熱演化程度及現(xiàn)今壓力系統(tǒng)是造成凝析氣藏氣油比差異的主因。涼高山組凝析氣藏為近源成藏，成藏時相對深埋區(qū)烴源巖熱演化程度較高，形成低凝析油含量的凝析氣藏，氣油比高?，F(xiàn)今保存條件較好的相對高壓區(qū)，地露壓差較大，凝析油不易析出，氣油比高。

3 凝析氣藏成因

3.1 原生成因

依據(jù)形成時的相態(tài)及成藏過程，可將凝析氣藏劃分為原生型及次生型。前者的烴源巖中生烴產(chǎn)物為凝析氣，在運聚成藏過程中，烴組分、相態(tài)基本保持初始狀態(tài)。凝析氣是腐泥型干酪根高成熟階段（鏡質(zhì)體反射率為1.30%～2.10%）的產(chǎn)物，對于腐殖型干酪根，鏡質(zhì)體反射率為0.80%～1.30%是凝析油氣形成的主要階段[15]。研究區(qū)涼二段湖相優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育，烴源巖有機質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，Ⅱ1型和Ⅲ型次之，現(xiàn)今鏡質(zhì)體反射率為1.05%～1.46%，該階段屬于偏腐殖型干酪根成熟—高成熟階段，輕質(zhì)原油、凝析油和濕氣同產(chǎn)。可見，涪陵地區(qū)涼高山組凝析氣藏具有原生成因的特征。

3.2 次生成因

次生凝析氣藏按其成因又可以劃分為蒸發(fā)分餾型、氣侵富化型、原油裂解型、逆蒸發(fā)成因型等多種類型?？梢砸罁?jù)凝析氣與凝析油組分、成熟度和來源判別凝析氣藏成因[16]。

（1）原油裂解成因 在含油氣盆地中，干酪根裂解成氣和原油裂解成氣是2 種主要的天然氣形成機制，前人研究表明，早期油藏中聚集的低成熟原油，隨著埋深增大，溫度、壓力增高，在地層溫度大于160 ℃，鏡質(zhì)體反射率大于1.30%時，可能發(fā)生二次裂解，干酪根裂解氣和原油裂解氣在天然氣組分及碳同位素方面具有一定差異，從ln（C2/C3）與ln（C1/C2）的關(guān)系可以看出（圖5a），涪陵地區(qū)以干酪根裂解氣為主。2 種成因的天然氣碳同位素具有不同的分流效應(yīng)[18]，（δ13C2-δ13C3）與C2/C3的關(guān)系同樣指示了原油裂解氣的存在（圖5b），按現(xiàn)今鏡質(zhì)體反射率推算，涼高山組歷史最高地溫達到160 ℃，具有原油裂解成氣的可能，油氣主成藏期的相對深埋區(qū)地溫較高，成熟度較高，可能更有利于天然氣形成。

（2）蒸發(fā)分餾作用 在油氣運移過程中，由于溫度和壓力的降低，氣態(tài)烴從油相體系中分離出來形成凝析氣，多發(fā)生于油氣沿斷層向淺部運移的過程中。隨著蒸發(fā)分餾作用不斷增強，輕組分不斷分異并運移出去，該類凝析氣具有較高的正庚烷/甲基環(huán)己烷比值，較低的源巖苯烴和儲集層正庚烷比值[19]。涪陵地區(qū)涼高山組凝析氣藏主要為近源成藏，烴源巖和儲集層緊鄰發(fā)育，向斜區(qū)斷層發(fā)育有限，油氣難以實現(xiàn)縱向長距離運移。實測原油樣品地球化學指標同樣證明，涼高山組凝析氣藏無蒸發(fā)分餾作用發(fā)生（圖6）。

（3）氣侵富化成因 氣侵富化成因多指晚期形成的凝析氣和干氣不斷侵入早期油藏，使油溶解于氣，導致早期油氣藏相態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槟鰵庀唷Ｔ擃惸鰵獠囟嗑哂卸嗥诔刹?、天然氣成熟度遠大于原油成熟度的特點[20]。涪陵地區(qū)涼高山組天然氣碳同位素特征顯示，天然氣主要來源于涼高山組頁巖，熱演化程度相對較低，未發(fā)生天然氣混源充注現(xiàn)象（圖7a）。通過實驗室模擬及樣品分析數(shù)據(jù)，建立了天然氣甲烷碳同位素與鏡質(zhì)體反射率的關(guān)系式：lgRo=0.04δ13C1+1.7[20-22]。依據(jù)該公式計算，TL201 井、TL601 井、FL1 井和TY1井天然氣生成階段的鏡質(zhì)體反射率分別為0.69%、0.82%、0.68%和0.89%，利用該公式計算的鏡質(zhì)體反射率偏小。采用δ13C1—δ13C2圖版分析，涪陵地區(qū)涼高山組天然氣鏡質(zhì)體反射率主要為0.80%～1.00%，普遍小于1.20%，天然氣與原油為烴源巖同一熱演化階段的產(chǎn)物，其鏡質(zhì)體反射率約為1.00%（圖7b）。流體包裹體分析同樣表明，涼高山組流體包裹體均一溫度具有明顯的單峰特征，指示著單期油氣充注，因此研究區(qū)凝析氣藏受氣侵富化作用影響較小。

綜上所述，川東南涪陵地區(qū)涼高山組氣藏以無油環(huán)凝析氣藏為主，多為近源成藏，運移距離短，無明顯蒸發(fā)分餾及氣侵富化作用，以原生型凝析氣藏為主，在局部深埋區(qū)可能存在少量原油裂解氣，隨構(gòu)造抬升及溫度和壓力降低，地層壓力趨近或小于露點壓力時，可能形成帶油環(huán)凝析氣藏或凝析氣頂油藏。

4 凝析氣藏形成機制

4.1 油氣充注期次

涪陵地區(qū)涼高山組砂巖中發(fā)育多種類型的流體包裹體，包括氣液烴包裹體、液烴包裹體、瀝青包裹體、鹽水包裹體等，包裹體以不規(guī)則狀和橢圓狀為主（圖8a—圖8d）。液烴包裹體和氣液烴包裹體產(chǎn)狀相對單一，主要存在于石英顆粒及石英愈合裂縫中，少量分布于碳酸鹽膠結(jié)物中，在熒光下顯示為亮藍白色（圖8e、圖8f）。

與液烴包裹體和氣液烴包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度峰值集中在100～140 ℃，溫度呈連續(xù)變化且只有一個峰值，未見多期次油氣充注。單井埋藏史和熱演化史分析表明，涼高山組天然氣藏主要油氣充注期為晚侏羅世末期，鏡質(zhì)體反射率為0.70%～1.00%（圖9），因此，涼高山組凝析氣藏為涼二段湖相頁巖成熟階段形成的原生成因凝析油氣充注成藏，此階段輕質(zhì)油和凝析油氣同產(chǎn)。

4.2 凝析氣藏演化過程

綜合構(gòu)造演化及生烴史，將涪陵地區(qū)涼高山組油氣成藏演化大致劃分為3個階段。

（1）晚侏羅世早期 該時期盆地相對穩(wěn)定，侏羅系涼二段優(yōu)質(zhì)頁巖進入低成熟期，鏡質(zhì)體反射率為0.50%～0.70%，開始少量生排烴，形成早期油氣聚集，此時未形成大規(guī)模氣藏。

（2）晚侏羅世末期—晚白堊世 隨地層持續(xù)深埋，涼二段優(yōu)質(zhì)頁巖熱演化程度逐漸提高，鏡質(zhì)體反射率為0.70%～1.30%，開始進入生烴高峰，大量凝析油、濕氣隨頁巖排烴作用，運移至規(guī)模較大、物性較好的河道砂巖儲集層中聚集成藏，大量油氣持續(xù)充注，涼高山組形成異常高壓。當?shù)貙訙囟忍幱谂R界溫度與臨界凝析溫度之間，地層壓力大于露點壓力，發(fā)生逆蒸發(fā)作用，凝析油逐漸溶解于濕氣中，早期凝析氣藏形成。

（3）晚白堊世—現(xiàn)今 受燕山運動及喜馬拉雅運動影響，涪陵地區(qū)持續(xù)抬升剝蝕，形成現(xiàn)今拔山寺向斜被周邊高陡背斜夾持的構(gòu)造形態(tài)，上覆地層剝蝕導致孔隙空間擴容，此時隨溫度和壓力降低，生烴作用逐漸停止，由于骨架空間擴容大于流體擴容，流體壓力下降，在砂巖段形成異常低壓。同時，由于部分河道連通至高陡構(gòu)造，在滲透性砂巖體輸導作用下，局部可能存在輕烴逸散作用，進一步導致壓力下降。頁巖具有良好的自封閉性，因此，現(xiàn)今地層壓力普遍高于砂巖段。由于低壓系統(tǒng)逐漸形成，砂巖段凝析油溶解度降低，原生凝析氣藏凝析油含量增加，在保存條件較差的低壓區(qū)，可能形成帶油環(huán)凝析氣藏或揮發(fā)性油藏。

4.3 凝析氣藏分布規(guī)律

（1）涼二段成熟—高成熟頁巖生烴中心控制凝析氣藏分布 涼二段下亞段優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度大，品質(zhì)好。TY1 井鉆遇25.2 m 厚的灰黑色頁巖，總有機碳含量為0.47%～3.06%，平均為1.56%；鏡質(zhì)體反射率為1.01%～1.41%，平均為1.14%，有利于凝析油氣大量形成。成藏期向斜深洼區(qū)熱演化程度相對較高，生烴能力強，有利于高氣油比凝析氣藏形成，儲集層含氣性好。縱向上緊鄰烴源巖的有利河道砂巖，油氣運移距離短，成藏效率高。依據(jù)該思路部署的FL1 井已獲得勘探突破，試采效果良好。

（2）優(yōu)勢相帶對凝析氣藏規(guī)模具有控制作用 涼二段—涼三段沉積期，水體變淺，涪陵地區(qū)發(fā)育多期次水下分流河道砂巖，與湖相頁巖接觸面積大，輸導條件優(yōu)越，具有有利成藏條件。在油氣源充足的情況下，多期次河道砂巖普遍含氣，河道規(guī)模控制凝析氣藏規(guī)模，優(yōu)選規(guī)模較大的河道砂巖中心部位開展勘探工作，更有利于獲得高產(chǎn)油氣。

（3）保存條件影響凝析氣藏相態(tài) 局部高壓區(qū)的地露壓差較大，凝析油不易析出，氣油比高，低壓系統(tǒng)不利于凝析氣藏保存，地露壓差小，反凝析作用強，不利于凝析油氣產(chǎn)出。同時，低壓儲集層壓裂液返排率低，自噴生產(chǎn)難度大，需要采取相關(guān)增產(chǎn)助排措施，生產(chǎn)成本高。因此，整體低壓背景中的常壓—高壓區(qū)為凝析氣藏有利的勘探目標。

5 結(jié)論

（1）涪陵地區(qū)涼高山組原油具有中黏度、中凝固點和高含蠟量的特征，天然氣為濕氣，原油輕組分特征及天然氣碳同位素特征表明，凝析油及天然氣均為涼高山組湖相頁巖成熟階段的產(chǎn)物。

（2）熱演化程度及現(xiàn)今壓力系統(tǒng)的差異，是造成涪陵地區(qū)涼高山組凝析氣藏氣油比差異的主要原因。成藏時相對深埋區(qū)烴源巖熱演化程度較高，形成低凝析油含量的凝析氣藏，氣油比高?，F(xiàn)今保存條件較好的相對高壓區(qū)，地露壓差較大，凝析油不易析出，氣油比高。

（3）對于此類近源成藏的原生成因凝析氣藏，建議加強成藏期古構(gòu)造及現(xiàn)今保存條件研究，在成藏期相對深埋的洼陷區(qū)與現(xiàn)今高壓的疊合區(qū)，尋找與高熱演化烴源巖緊鄰發(fā)育的河道砂巖作為有利的勘探目標。