關鍵詞：油氣藏相態(tài)；走滑斷裂；翼尾構造；蒸發(fā)分餾；奧陶系；塔中隆起

引言

近年來，塔里木盆地海相超深層油氣勘探取得了一系列重大突破，揭示古老的海相碳酸鹽巖油氣資源潛力巨大，是油氣勘探的重要接替領域[12]。經(jīng)過長達30年的勘探開發(fā)，已在奧陶系分別建成輪南塔河巨型風化殼油田和塔中礁灘體風化殼型凝析氣田，其中，塔中地區(qū)奧陶系油氣富集面積逾2000km2[34]，隨著勘探開發(fā)的不斷深入，突破了“古隆起控富，斜坡聚集”傳統(tǒng)地質認識，逐步開展了斷控油氣藏的勘探開發(fā)，并于北部拗陷高效建成年產(chǎn)能超300 104t的超深走滑斷裂斷控油氣田富滿油田，成為全球斷控油氣田勘探開發(fā)的典范[57]。

勘探開發(fā)揭示，塔里木盆地臺盆區(qū)奧陶系多相態(tài)油氣藏共存，在近幾年突破的富滿順北、塔中三區(qū)等區(qū)域，油氣相態(tài)在同一走滑斷裂帶內部出現(xiàn)較大差異，油氣分布極為復雜。張水昌等[8]通過與國外典型含油氣盆地烴類物性與組分的對比，提出富滿、順北及塔中地區(qū)輕質油藏和凝析氣藏屬于原生型熱演化成因輕質油藏和凝析氣藏，而輪古東地區(qū)凝析氣藏為晚期氣侵改造型次生凝析氣藏。Zhu等[9]認為臺盆區(qū)油氣相態(tài)的差異與多期油氣充注及次生蝕變作用相關，喜馬拉雅期原油裂解氣的充注是塔中地區(qū)奧陶系凝析氣藏形成的重要原因。馬安來等[10]指出，順北1號和5號斷裂帶內保存了大量原生輕質油藏和凝析氣藏，長期處于低地溫背景，加之油氣藏次生蝕變作用弱是輕質油藏和揮發(fā)油藏保存至今的關鍵因素，而由順北順托順南古隆古城地區(qū)奧陶系地溫逐步升高，導致原油大規(guī)模裂解，使得油氣藏相態(tài)平面呈現(xiàn)由輕質油藏揮發(fā)油藏凝析油氣藏干氣藏的有序變化。田軍等[6]指出下寒武統(tǒng)烴源巖多期生烴、走滑斷裂的多期活動與中寒武統(tǒng)膏鹽層共同控制了富滿油田油氣分布格局。油氣藏相態(tài)的形成機制已成為當前研究的熱點與重點，對于預測塔里木盆地超深層油氣流體性質與資源潛力評價具有重要意義。

FII21斷裂帶位于塔中三區(qū)，為NE向斷裂，油氣沿斷裂帶及周緣富集，已成為塔中三區(qū)增儲上產(chǎn)的主力區(qū)域，然而，沿斷裂帶油氣藏相態(tài)分布復雜，油氣分布認識不清對油氣勘探開發(fā)造成了一定困擾。前人對于塔中三區(qū)油氣相態(tài)的分布及成因已經(jīng)做了大量研究，但結果存在較大差異。Li等[11]提出臨近三區(qū)的順7井凝析氣藏形成與晚期鹽下原油裂解氣的大量充注改造密切相關。Su等[12]指出塔中西部地區(qū)凝析氣藏的形成受走滑斷裂與I號斷裂帶的共同控制，臨近I號斷裂帶凝析氣藏的形成受晚期干氣充注，而走滑斷裂帶內部凝析氣藏主要為濕氣充注改造形成的飽和凝析氣藏。Shen等[13]認為喜馬拉雅期原油裂解氣沿塔中I號逆沖斷裂帶及羽狀走滑斷裂帶的大規(guī)模充注是塔中地區(qū)凝析氣藏形成的重要原因，趙星星等[14]對塔中三區(qū)油氣相態(tài)平面分布趨勢進行了劃分，認為寒武系烴源巖差異熱演化、油氣多期多源混合充注及走滑斷裂的垂向疏導是造成三區(qū)奧陶系多種相態(tài)油氣藏共存的重要原因。

以上研究僅存于宏觀層面，差異較大，且對走滑斷裂帶內及周緣流體的差異分布并未做出詳細研究。近期對塔中三區(qū)相鄰區(qū)塊順北4號斷裂帶的研究指示烴源巖的差異演化及原位油藏的裂解程度不同造成多相態(tài)油氣藏相態(tài)并存[15]，F(xiàn)II21斷裂帶多相態(tài)油氣藏成因機制尚不明確。本文在斷裂構造解析的基礎上，結合前人研究資料，利用油氣地球化學分析手段，系統(tǒng)分析FII21斷裂帶多相態(tài)油氣藏成因機制，并建立成藏演化模式，以期對塔中地區(qū)油氣勘探提供一定參考。

1地質背景

1.1區(qū)域地質概況

塔中隆起位于塔里木盆地中部，為一個平面呈NWW向傾伏發(fā)育、西寬東窄的大型古隆起，北部以塔中I號斷裂帶為界與阿滿過渡帶相接，區(qū)域面積約2.2 104km2（圖1）。

塔中隆起經(jīng)歷多期構造運動，形成于晚加里東期，于早海西期定型，為一在寒武系奧陶系巨厚碳酸鹽巖巨型褶皺背斜基礎上長期發(fā)育的繼承性古隆起，期間發(fā)育多套不整合面，全區(qū)奧陶系鷹山組與一間房組存在不同程度的剝蝕[3，16]。塔中地區(qū)具有以奧陶系碳酸鹽巖為主的多套儲蓋組合與含油氣層段，近年來，隨著斷控油氣勘探開發(fā)的不斷突破，塔中地區(qū)油氣勘探主要圍繞一系列大型走滑斷裂帶展開，目前主要產(chǎn)層為鷹山組、一間房組及良里塔格組[4]。

1.2走滑斷裂帶展部特征

FII21斷裂帶位于塔中三區(qū)，斷裂整體呈NE向分布，斷裂帶全長約43km。奧陶系灰?guī)r頂界面相干屬性圖（圖2a）顯示，斷裂活動強烈，斷裂帶基本貫穿奧陶系，呈現(xiàn)斜列與疊覆形態(tài)，并于斷裂帶的中北部發(fā)育分支斷裂，斷裂向北延伸至塔中I號構造帶附近消亡，尾部斷裂消亡撒開發(fā)育翼尾構造。鄔光輝等[17]對塔中地區(qū)翼尾構造成因已做過詳細論述，認為它是走滑斷裂消亡標志，由斷裂尾端擴列生長連接形成，地塹內多發(fā)育有次級斷裂，變形機制極為復雜，成為調節(jié)塔中I號斷裂帶的強壓扭變換帶，并控制了塔中三區(qū)寬緩平臺區(qū)的構造面貌。剖面顯示，F(xiàn)II21斷裂帶向下斷至寒武系基底，向上斷至石炭系消亡。斷裂在寒武系發(fā)育單一斷裂面，局部發(fā)育的分支斷裂呈正花狀構造，至奧陶系碳酸鹽巖頂面，分支斷裂發(fā)育較多，主要發(fā)育半花狀構造及負花狀構造，需要注意的是，奧陶系碳酸鹽巖頂面斷裂帶垂向高差達150m，翼尾地塹構造部位落差達443m，斷裂帶規(guī)模從南到北逐漸增大，是變形與應變的集中部位。志留系走滑斷裂主要發(fā)育負花狀構造（圖2）?？梢娚畲髷嗔训陌l(fā)育溝通底部寒武系烴源巖，為奧陶系油氣運移提供了良好的運移通道，同時，斷裂破碎作用也為奧陶系油氣聚集提供了良好的儲集條件[7，18]。

2油氣藏相態(tài)及分布特征

2.1油氣藏相態(tài)

油氣藏流體PVT相圖是確定油氣藏相態(tài)最可靠的手段。FII21斷裂帶翼尾構造北部ZG14–H7井有較低的臨界凝析溫度（314.6 C）與臨界蒸發(fā)壓力（58.64MPa），臨界溫度低（123.0 C），臨界凝析壓力為31.31MPa，油藏溫度與壓力為140.0 C和66.80MPa，PVT相圖顯示，油氣藏溫度位于臨界溫度和臨界凝析溫度之間，油氣藏相態(tài)為未飽和凝析油氣藏（圖3a，圖中，C臨界溫壓點；R油藏狀態(tài)點；pm臨界凝析壓力，MPa；Tm臨界凝析溫度， C）。斷裂帶翼尾構造帶南部區(qū)域的ZG15井及ZG291–H12井油氣藏臨界凝析溫度較高，分別達到412.0 C與396.3 C，臨界蒸發(fā)壓力分別為33.44與21.89MPa。PVT相圖中，ZG15井與ZG291–H12井油藏溫度均位于臨界溫度的左側，遠離臨界點，油藏壓力位于凝析包絡線的正上方，油氣藏相態(tài)為未飽和油藏（圖3b，圖3c）。PVT實驗中獲得的井流物流體組成是劃分油氣藏流體相態(tài)的簡便方法。斷裂帶北部ZG14–H7井油氣藏井流物C1+N2含量在85%左右，C7+含量為5%，C2 C6+CO2含量為12%，圖版顯示其處于凝析氣藏范圍。ZG15井C1+N2含量為53%，C7+含量為29%，C2 C6+CO2含量為18%，圖版顯示其處于揮發(fā)油藏范圍。ZG291–H12井C1+N2含量為41%，C7+含量為42%，C2 C6+CO2含量為17%，圖版顯示其處于正常原油油藏范圍（圖3d）。由此可見，沿FII21斷裂帶多相態(tài)油氣藏并存，斷裂帶翼尾構造帶北部發(fā)育凝析氣藏，南部依次發(fā)育揮發(fā)油藏與原油油藏。

2.2油氣性質及分布特征

FII21斷裂帶奧陶系油氣藏原油物性統(tǒng)計結果見表1，20 C下原油密度在0.763 0.826g/cm3，50 C下原油黏度在0.17 3.50mPa s，原油蠟含量在2.2% 11.4%，膠質+瀝青質含量在0.12% 2.00%，硫含量分布于0.0329% 0.5120%，油藏氣油比在136 5274m3/m3（圖4），油氣藏間原油密度、蠟含量與氣油比參數(shù)差異較大。

分區(qū)來看，斷裂帶北部ZG14井區(qū)具有較低的原油密度（均值在0.780g/cm3）與較高的氣油比（均值為4536m3/m3），原油蠟含量變化較大，黏度、膠質+瀝青質含量與硫含量較低，具有典型凝析氣藏特征。斷裂帶中部ZG15井區(qū)原油密度均值在0.800g/cm3左右，與斷裂帶北部ZG14凝析氣藏井區(qū)相比其原油密度具有升高趨勢，而氣油比明顯降低，僅有ZG15–H4井達到739m3/m3，具有揮發(fā)性油藏特征。斷裂帶南部ZG29ZG291井區(qū)原油密度較高，在0.807 0.826g/cm3，原油黏度、蠟含量、膠質+瀝青質含量及硫含量相對較高。油藏氣油比較低，在136 366m3/m3（圖4）。

總體而言，F(xiàn)II21斷裂帶奧陶系油氣藏原油具有四低一高特征，即原油密度黏度低，膠質、瀝青質及硫等極性組分含量低，原油蠟含量相對較高，其值變化較大。研究表明，原油中較高的蠟含量可能存在多重原因，如生烴母質的組分差異及氣侵入、生物降解等后期次生改造作用[19]。凝析氣藏區(qū)至油藏區(qū)膠質+瀝青質含量有增加趨勢，與原油密度變化呈正相關，原油中硫含量也呈相似變化規(guī)律，推測與硫元素主要在極性組分中富集相關。從平面分布來看，原油密度及氣油比參數(shù)的變化與走滑斷裂分段構造密切相關，翼尾構造北部具有全斷裂帶最高的油藏氣油比值與最低的原油密度，翼尾構造南部區(qū)域原油密度呈增高趨勢（表1，圖4）。

FII21斷裂帶油氣藏天然氣主要組分為烴類、N2、CO2及H2S等。C1含量在66.33% 84.25%，N2含量在0.67% 16.03%，CO2含量在0.90% 12.53%，H2S含量在0.0046% 0.6000%，天然氣干燥系數(shù)在0.76 0.96，由此可見，F(xiàn)II21斷裂帶油氣藏中干氣與濕氣并存，非烴氣體較高的CO2與N2含量可能由酸壓過程中的空氣污染造成，在此不做討論，值得注意的是，天然氣中H2S含量與干燥系數(shù)具有一定的相關關系（表2）。

分區(qū)來看，斷裂帶北部凝析氣藏ZG14井區(qū)天然氣中甲烷含量高，干燥系數(shù)基本在0.95之上，具有典型干氣特征，H2S含量在整個斷裂帶油氣藏中具有最高值。斷裂帶中部揮發(fā)性油藏ZG15井區(qū)天然氣干燥系數(shù)在0.83 0.89，H2S含量在0.25% 0.28%，具有濕氣特征。斷裂帶南部ZG29ZG291井區(qū)天然氣干燥系數(shù)較低，ZG291–H12井降低至0.76，H2S含量普遍低于0.22%。

從平面分布來看，天然氣干燥系數(shù)的變化同樣與走滑斷裂分段構造密切相關，翼尾構造北部具有全斷裂帶最高的干燥系數(shù)，具有典型干氣特征，翼尾構造南部區(qū)域干燥系數(shù)呈顯著較低趨勢，為濕氣，分布趨勢與原油密度及油氣藏氣油比參數(shù)基本一致（圖4）。

3油氣來源

3.1原油來源

由于類異戊二烯化合物姥鮫烷（Pr）及植烷（Ph）對成巖環(huán)境異常敏感，故可作為分析生烴母質沉積環(huán)境的有效參數(shù)[20]。FII21斷裂帶原油Pr/Ph分布在0.95 1.22，均值為1.03，指示烴源巖沉積于還原環(huán)境。Pr/nC17及Ph/nC18的關系圖可劃分烴源巖母質類型與熱演化程度[21]，F(xiàn)II21斷裂帶原油Pr/nC17及Ph/nC18分別為0.24 0.46和0.30 0.53，分析可見，生烴母質處于海相II型干酪根區(qū)域內，僅有部分落入海相IIIII型干酪根區(qū)域內，烴源巖沉積環(huán)境為還原環(huán)境，原油成熟度中等（圖5a）。

芳烴中二苯并噻吩/菲（DBT/P）也可較好地指示沉積環(huán)境，Hughes等建立的Pr/PhDBT/P圖版也可以劃分烴源巖的沉積環(huán)境[22]，F(xiàn)II21斷裂帶原油DBT/P在0.017 1.570，圖版分析指示其處于Zone1B（海相碳酸鹽巖烴源巖及泥灰?guī)r）、Zone2（貧硫湖相烴源巖）與Zone3（海相及湖相烴源巖）的交界區(qū)域，與順北地區(qū)原油分布特征相似，F(xiàn)II21斷裂帶原油可能與北部阿滿過渡帶的順北油田和富滿油田同源（圖5b）[2324]。

塔里木盆地臺盆區(qū)海相油氣來源素有爭議，學術界普遍認為下古生界古老克拉通盆地內部沉積了下寒武統(tǒng)下奧陶統(tǒng)及中上奧陶統(tǒng)兩套烴源巖[2527]。前期的研究工作認為，中上奧陶統(tǒng)烴源巖生物標志化合物主要表現(xiàn)為“六低一高”分布模式，而臺盆區(qū)原油的生物標志化合物分布特征與此相同，由此推斷臺盆區(qū)主力烴源巖為中上奧陶統(tǒng)烴源巖[2829]，然而，近期研究表明，傳統(tǒng)生標參數(shù)在高熱演化階段大量裂解甚至趨于消失，從而失去油源指紋意義[30]。輕烴指紋分析可作為高演化階段油源的對比的有效手段。

前人通過塔中東部井區(qū)輕烴指紋的對比認為其原油及凝析油具有相同來源，Sun等[31]在臺盆區(qū)原油中檢測到了大量芳構化類異戊二烯烴化合物，指示原油來源于寒武系烴源巖。分析指示與FII21斷裂帶原油輕烴指紋分布特征基本一致，且與北部阿滿過渡帶的MS1井、FY201–H6井、YM801–H6井及SB53X井指紋分布特征相似（圖6a），與先前報道的中上奧陶統(tǒng)烴源巖分布特征具有明顯的差異性（圖6b）[30]。因此，F(xiàn)II21斷裂帶原油與北部阿滿過渡帶富滿及順北油田原油同源，油氣來源于下寒武統(tǒng)烴源巖。

3.2原油成熟度

原油是由多種化合物組成，因此，原油成熟度可由不同類烴組分的地球化學參數(shù)綜合反映[20]。對于多期成藏的海相疊合盆地而言，原油成熟度是多期油氣充注的綜合反映，此外油氣成熟度也廣泛用于油氣充注及示蹤過程研究[32]。

甾烷中C29甾烷異構化指標C2920S/（20S+20R）和C29αββ/（ααα+αββ）常用于表征原油成熟度[20]。FII21斷裂帶原油C29αββ/（ααα+αββ）在0.54 0.67，C29（20S）/（20S+20R）在0.43 0.61（表3），ZG14井區(qū)與ZG15井區(qū)具有較高的成熟度。圖版分析顯示，斷裂帶北部的ZG14井區(qū)與中部ZG15井區(qū)達到平衡值，擬合的成熟度達到0.8%以上，其中，ZG14井區(qū)成熟度最高，而斷裂帶南部的ZG291井區(qū)原油并未達到平衡值，原油成熟度較低（圖7）。研究表明，生物降解等次生蝕變作用或多期油氣的混合充注會造成C29甾烷異構化指標的異常分布，在順北地區(qū)的研究表明，多期原油的混合充注是造成原油中C29甾烷異構化指標的異常分布的重要原因[33]。對于塔中西部地區(qū)原油遭受生物降解的研究鮮有報道，趙星星等的分析指示位于FII21斷裂帶南部隆起高部位的ZG291–H12井原油并未遭受生物降解作用[14]，由此推測，F(xiàn)II21斷裂帶原油C29甾烷異構化指標的異常分布由多期油氣充注造成。

對于成熟高成熟原油而言，芳烴甲基菲指數(shù)及烷基二苯并噻吩比值等是良好的成熟度參數(shù)[35]，已在臺盆區(qū)得到了廣泛應用[36]。FII21斷裂帶原油MPI1在0.54 0.96，MPI2在0.64 1.05，根據(jù)Radke提出的利用MPI1計算出的等效成熟度[37]來看，斷裂帶原油成熟度RC1為0.72% 0.98%，RC2為1.72% 1.97%（表3）。由于甲基菲比值與等效成熟度之間分布呈兩段式，轉折點對應RC1為1.30%左右，考慮到斷裂帶中部與南部主要發(fā)育揮發(fā)性油藏與原油油藏，因此，其原油成熟度應該在0.72% 0.81%，而北部的ZG14井區(qū)為凝析氣藏，其可能為烴源巖高演化階段的凝析氣藏，對應的成熟度應該在1.72% 1.88%，若其為氣侵所形成的次生凝析氣藏其對應的成熟度應該在0.82% 0.98%。由此可見，盡管ZG14井區(qū)原油成熟度存疑，但原油成熟度分布的差異指示FII21斷裂帶油氣藏經(jīng)歷多期油氣充注。烷基二苯并噻吩比值（4MDBT/1MDBT）在3.48 8.41（表3），與MPI1呈良好相關關系，斷裂帶北部ZG14井區(qū)原油具有較高的成熟度，中部與北部區(qū)域原油成熟度相對較低（圖8）。

Thompson提出原油輕烴中的庚烷值、異庚烷值是判識原油成熟度的有效指標，并制定了腐泥型和腐殖型兩種類型有機質熱演化曲線[38]。FII21斷裂帶原油正庚烷值（H）和異庚烷值（I）分別為39.19 43.70、1.80 3.47（表3）。圖版分析顯示，斷裂帶中部與南部的ZG15井、ZG291–H12井成熟度在1.1% 1.5%，北部ZG14–H7井與ZG14–H11井成熟度大于1.5%（圖9），與甾烷及芳烴甲基菲指數(shù)所擬合的成熟度具有顯著差異。甲基單金剛烷指數(shù)（MAI）與甲基雙金剛烷指數(shù)（MDI）也是用于指示高熟原油成熟度的有效指標[39]。Zhou等的研究指示斷裂帶北部的ZG14–H1井具有較高的MAI與MDI[34]，分別達到65、44，與中部的揮發(fā)性油藏ZG15井區(qū)相比其值較高，擬合的等效成熟度顯示ZG14–H1井為1.51%，中部的ZG15與ZG15–5H分別為1.44%、1.34%（表3）。

上述C29甾烷異構體、甲基菲指數(shù)、輕烴參數(shù)、甲基雙金剛烷指數(shù)所判定的原油成熟度存在較大的差異，有各類指標具有成熟度區(qū)間限制的原因，但更大程度上是油氣藏受多期油氣混合作用造成。此外，原油成熟度沿斷裂帶呈梯度性變化也間接指示FII21斷裂帶油氣藏受到多期油氣充注。

3.3天然氣成因

FII21斷裂帶甲烷天然氣碳同位素在52.2‰ 47.9‰，天然氣碳同位素呈正序分布（表2）。前文天然氣組分分析表明，F(xiàn)II21斷裂帶天然氣組分差異較大，干氣與濕氣并存，其成因尚不明確。Su等通過對塔中地區(qū)奧陶、寒武系天然氣組分及碳同位素的分析指出，塔中西部奧陶系天然氣碳同位素偏輕，晚期高過成熟原油裂解氣的貢獻較少，凝析氣藏的形成與濕氣充注密切相關[4041]，與塔中東部地區(qū)凝析氣藏的形成機制存在明顯的差異，然而田輝等的黃金管熱模擬試驗指示，在達到一定的閾值前，天然氣碳同位素隨著加熱溫度的增加呈缺失趨勢，超過閾值后呈富集趨勢[42]，因此，具有較輕碳同位素的天然氣也可能為原油裂解氣。近期突破的順北4號斷裂帶位于FII21斷裂帶北部坡下地區(qū)，馬安來等通過天然氣組分的分析指出順北4號斷裂帶天然氣為干酪根裂解氣與原油裂解氣的混合天然氣，其凝析氣藏為原生凝析氣藏，與烴源巖熱演化程度密切相關[15]，Shen等利用δ13C2–δ13C3與C2/C3的分析圖版指示塔中三區(qū)凝析氣藏天然氣為原油裂解氣[13]，研究結果存在較大的差異。

Rooney等提出可利用天然氣碳同位素的差值推算出天然氣生成時的溫度[43]，具有較好的應用效果。圖版顯示ZG14井天然氣生成溫度高于170 C，ZG15井天然氣生成溫度較低，圖版無法顯示，與FII21斷裂帶鄰近的S7井相比，其天然氣生成溫度基本相似，ZS1C井天然氣形成溫度高于此（圖10）。前期研究已證實ZS1C井天然氣為原油裂解氣[11]，鉆探結果表明，F(xiàn)II21斷裂帶奧陶系儲層溫度低于155 C，由此推斷，斷裂帶凝析氣藏區(qū)天然氣可能為喜馬拉雅期深埋作用下寒武系源外源內滯留烴的裂解氣，凝析氣藏的形成可能與晚期大量原油裂解氣的充注改造有關，結合前期研究成果可知，斷裂帶北部天然氣主要為原油裂解氣，中部與南部的天然氣主要為干酪根裂解氣。

4成藏演化過程

依據(jù)下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖生烴史、構造演化史、油氣成藏期次的分析，塔中隆起主要有晚加里東期、晚海西期（晚二疊紀）和喜馬拉雅期等3期油氣充注[3，4445]。據(jù)此，為更好地揭示FII21斷裂帶油氣差異性聚集機制，本文依據(jù)上述分析建立了其油氣成藏演化過程。

晚加里東期是FII21斷裂帶奧陶系油藏的初次成藏期。受上奧陶統(tǒng)巨厚泥巖快速沉積影響，北部拗陷烴源巖進入生油窗，油氣沿中寒武統(tǒng)鹽膏層向塔中隆起FII21斷裂帶底部寒武系儲層運聚，后沿走滑斷裂帶發(fā)生垂向充注，其中，斷裂帶翼尾地塹部位為有利充注點，至奧陶系后沿一間房組不整合面向地塹兩側運聚成藏，值得注意的是，地塹左側區(qū)域為鼻狀隆起區(qū)域，風化殼儲層發(fā)育，提供了良好的油氣聚集場所，右側區(qū)域即FII21斷裂帶北部區(qū)域處于構造低部位，不利于油氣保存，此區(qū)域的油氣亦發(fā)生側向調整向構造高部位運聚（圖11a）。加里東末期早海西期，受構造隆升影響塔中隆起遭受了廣泛的抬升剝蝕，油藏遭受大規(guī)模破壞，在志留系形成廣泛分布的瀝青砂。FII21斷裂帶位于塔中西部平臺區(qū)，地層平緩，在此階段古油藏未被大規(guī)模破壞。

晚海西期是FII21斷裂帶奧陶系油藏的大規(guī)模成藏期。在此階段，北部拗陷烴源巖與底部烴源巖進入生油高峰期，塔中隆起碳酸鹽巖油藏大多以晚海西期烴類包裹體為主，包裹體均一溫度分布于90 130 C，反映晚海西期油氣的大規(guī)模聚集[45]，油氣自寒武系地層沿翼尾地塹發(fā)生強烈充注，運移至奧陶系儲層后沿不整合面?zhèn)认蜻\聚成藏（圖11b）。需要注意的是，晚海西期北部拗陷下寒武統(tǒng)烴源巖埋深超過8000m，可能已經(jīng)達到原油裂解門限，開始生成較高成熟度的油氣[46]。

喜馬拉雅期受新構造運動影響，臺盆區(qū)快速深埋，寒武系鹽下古油藏發(fā)生大規(guī)模裂解，形成大量原油裂解氣沿翼尾地塹發(fā)生強烈充注，至奧陶紀，儲層沿不整合面發(fā)生側向氣侵，地塹北部區(qū)域處于構造低部位，古油藏保存少，受氣侵改造作用強形成凝析氣藏，而南部區(qū)域由于聚集了大量古油藏受氣侵改造較弱，ZG15井區(qū)形成揮發(fā)性油藏，ZG291井區(qū)未受氣侵影響，發(fā)育原油油藏。至此，形成FII21斷裂帶從南至北的油氣藏相態(tài)的梯度變化（圖11c）。

5油氣藏相態(tài)差異性成因

油氣藏相態(tài)的差異與烴類物系、溫度及壓力條件密切相關。研究表明，塔中地區(qū)凝析氣藏的形成均受控于喜馬拉雅期深埋作用下的溫壓系統(tǒng)[47]，F(xiàn)II21斷裂帶具備形成凝析氣藏的溫度與壓力條件。由前文討論可知，F(xiàn)II21斷裂帶油氣主要來源于下寒武統(tǒng)烴源巖，因此，關鍵地質時期寒武系烴源巖的生烴相態(tài)是現(xiàn)今油氣藏相態(tài)的物質基礎，而原油進入儲層后，在漫長的地質歷史時期經(jīng)歷的各種次生改造作用強度定型了油氣藏現(xiàn)今的最終相態(tài)。研究已證實FII21斷裂帶原油未遭受生物降解作用，因此，本文從蒸發(fā)分餾作用、TSR作用等油氣藏次生蝕變作用入手揭示FII21斷裂帶油氣藏相態(tài)差異性成因。油氣物性、氣油比、原油成熟度的分布沿FII21斷裂帶呈現(xiàn)梯度變化，與斷裂帶分段構造密切相關，據(jù)此在斷裂構造解析的基礎上，依據(jù)油氣運移分餾效應參數(shù)分析油氣沿斷裂帶的充注與運移特征，揭示斷裂帶多相態(tài)油氣藏形成機制。

5.1油氣藏次生蝕變作用

蒸發(fā)分餾作用常用于解釋含油氣盆地油氣藏相態(tài)的多樣性。目前大量研究已證實蒸發(fā)分餾作用是輪古東地區(qū)凝析氣藏形成的重要原因[8，48]。FII21斷裂帶凝析氣藏氣油比高，天然氣干燥系數(shù)高且為原油裂解氣，具備蒸發(fā)分餾作用發(fā)生的條件。研究指示，蒸發(fā)分餾作用往往會改變原油組分，其中，輕烴組分的變化更加顯著：輕烴中正構烷烴的相對豐度降低，環(huán)烷烴與芳烴類的相對豐度增高。據(jù)此，Thompson提出利用輕烴指標正庚烷/甲基環(huán)己烷（nC7/MCH）、甲苯/正庚烷（Tol/nC7）用于蒸發(fā)分餾作用強度的評價，隨著蒸發(fā)分餾作用的增強，Tol/nC7值呈增高趨勢[38]。分析顯示，F(xiàn)II21斷裂帶北部的ZG14–H7井與ZG14–H11井具有較高Tol/nC7值，分別為0.77與0.72，中部的揮發(fā)性油藏ZG15略低，為0.60左右，南部的ZG291–H12井的值相對較低，為0.32，圖版分析顯示，與塔中地區(qū)已有數(shù)據(jù)相比，ZG14–H7井與ZG14–H11井顯然經(jīng)歷了強烈的蒸發(fā)分餾作用，ZG15油藏也經(jīng)歷了一定的蒸發(fā)分餾作用，而ZG291–H12井基本未經(jīng)歷蒸發(fā)分餾作用（圖12）。

金剛烷化合物獨特的籠性結構具有極高的穩(wěn)定性，也常用于原油裂解程度的評價[39]。FII21斷裂帶（4+3）甲基雙金剛烷（MD）含量在58 109 g/g，斷裂帶北部的ZG14–H1井達到109 g/g，南部ZG15與ZG15–5H分別為58 g/g與67 g/g，指示斷裂帶北部井區(qū)原油經(jīng)歷了一定的裂解作用，然而，F(xiàn)II21斷裂帶井底溫度均小于155 C，低于臺盆區(qū)原油大規(guī)模裂解門限[50]。研究表明，TSR作用可顯著降低原油裂解門限，F(xiàn)II21斷裂帶天然氣中硫化氫含量較高的斷裂帶北部達到7mg/g以上（圖13a），但奧陶系并不存在鹽膏層，不具備TSR作用的條件，結合地質背景分析，中寒武統(tǒng)地層阿瓦塔格組與沙依立克組發(fā)育鹽膏層，具備發(fā)生TSR作用的條件，高含硫化氫天然氣主要由寒武系鹽下原油裂解氣貢獻，ZG14–H1井區(qū)較高的（4+3）甲基雙金剛烷濃度也與此相關。由此推斷，F(xiàn)II21斷裂帶多相態(tài)油氣藏的形成與晚期原油裂解氣的氣侵改造密切相關，北部ZG14井區(qū)經(jīng)歷強氣侵形成凝析氣藏，中部ZG15井區(qū)氣侵作用較弱形成揮發(fā)性油藏，南部ZG291井區(qū)未經(jīng)歷氣侵保存了早期生成的原油油藏。

5.2油氣充注及運移

由前文論述可知，F(xiàn)II21斷裂帶油氣藏相態(tài)、油氣物性及原油成熟度分布特征與走滑斷裂分段構造密切相關。前期的研究工作中眾多學者認為塔中I號構造帶對塔中地區(qū)油氣運聚具有重要作用，油氣自下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖沿I號構造帶運移至奧陶系儲層后沿不整合面?zhèn)认蜻\聚成藏[5152]。新的地震資料解釋發(fā)現(xiàn)，I號構造帶將FII21斷裂帶南北劃分為坡上段及坡下段，北部坡下段部分已成為斷控坡折，F(xiàn)II21斷裂帶坡下段不再具備油源斷裂潛力。而FII21斷裂帶坡上段斷至基底，溝通寒武系烴源巖，斷裂規(guī)模大，具備油源斷裂的能力，其中翼尾構造帶部位縱向上形成地塹構造，斷裂帶高差大，有利于油氣的大規(guī)模充注（圖13）。分析發(fā)現(xiàn)，原油密度、氣油比、天然氣干燥系數(shù)及硫化氫含量等油氣組分及物性參數(shù)自翼尾地塹構造部位沿斷裂帶向兩側依次降低，原油成熟度參數(shù)4MDBT/1MDBT及MDI也發(fā)生規(guī)律性變化，指示翼尾地塹構造部位為油氣有利充注點，油氣自寒武系沿翼尾地塹構造部位發(fā)生強烈充注運移至奧陶系儲層，隨后沿一間房不整合面向兩側發(fā)生側向運聚（圖13）。

值得注意的是，僅在地塹北部ZG14井區(qū)凝析氣藏發(fā)育，而地塹南部ZG15井區(qū)受氣侵程度較弱，發(fā)育揮發(fā)性油藏。分析認為，F(xiàn)II21斷裂帶北部長期處于構造低部位，不利于油氣保存，走滑斷裂帶對早期運聚至此的油藏并未形成有效分隔阻擋，致使油氣沿不整合面大規(guī)模向地塹南部高部位聚集成藏，大規(guī)模油藏的存在致使晚期天然氣的充注改造影響相對較弱，故而發(fā)育揮發(fā)性油藏，而地塹北部ZG14井區(qū)古油藏少，受氣侵影響大，因此發(fā)育凝析氣藏。油氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)也指示，ZG14井區(qū)產(chǎn)能較低，天然氣無法穩(wěn)產(chǎn)，出水率高，而ZG15ZG291井區(qū)油氣產(chǎn)能高，能夠穩(wěn)產(chǎn)。由此可見，翼尾地塹構造控制了FII21斷裂帶油氣的充注與運移，對其油氣分布具有重要的控制作用，其余構造帶油氣充注規(guī)模相對有限，產(chǎn)能也相對較低。

6結論

1）FII21斷裂帶奧陶系多相態(tài)油氣藏并存，原油密度、天然氣干燥系數(shù)及氣油比等參數(shù)的平面分布趨勢與走滑斷裂分段構造密切相關，翼尾構造帶北部發(fā)育凝析氣藏，南部依次發(fā)育揮發(fā)性油藏與原油油藏。

2）FII21斷裂帶奧陶系油氣主要來源于下寒武統(tǒng)烴源巖。C29甾烷異構體、甲基菲指數(shù)、輕烴參數(shù)和甲基雙金剛烷指數(shù)等原油成熟度所判定的原油成熟度存在較大的差異，指示奧陶系原油是多期充注混合的結果。原油成熟度沿斷裂帶呈梯度變化，斷裂帶北部ZG14井區(qū)原油具有較高的成熟度，中部與北部區(qū)域原油成熟度相對較低。斷裂帶北部ZG14井區(qū)天然氣主要為寒武系鹽下原油裂解氣，中部與南部主要為干酪根裂解氣。

3）喜馬拉雅期強烈的蒸發(fā)分餾作用是斷裂帶北部ZG14井區(qū)凝析氣藏形成的重要原因，翼尾地塹部位為FII21斷裂帶油氣有利充注點，受構造地勢影響，晚加里東期與晚海西期生成的原油資源主要于翼尾地塹構造南部鼻狀隆起區(qū)域聚集成藏。