准南霍-玛-吐构造带紫泥泉子组油气成藏流体动力学特征

陈 勇,王鑫涛,方世虎,张 健,赵孟军,柳少波,白振华

(1.中国石油大学地球科学与技术学院,山东青岛 266580；2.中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室,北京 100083；3.新疆油田勘探开发研究院,新疆乌鲁木齐 830011)

准南霍-玛-吐构造带紫泥泉子组油气成藏流体动力学特征

陈 勇1,2,王鑫涛1,方世虎2,张 健3,赵孟军2,柳少波2,白振华2

(1.中国石油大学地球科学与技术学院,山东青岛 266580；2.中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室,北京 100083；3.新疆油田勘探开发研究院,新疆乌鲁木齐 830011)

在区域热演化史和埋藏史基础上,通过对准噶尔盆地南缘霍-玛-吐构造带白垩系东沟组-古近系紫泥泉子组砂岩储层流体包裹体样品的系统分析,确定各期次油气成藏的主要时间,并对古近系紫泥泉子组在油气成藏期中的古流体势演化和油气运聚特征进行研究。结果表明:研究区主要经历了两期油气成藏,第一期主要在中新世中—晚期(距今约14～9 Ma),第二期主要在上新世中—晚期(距今约3.7～2.5 Ma)；两期油气成藏的古流体势分布格局具有显著差异,第一期在吐谷鲁背斜区的古流体势最低,以聚集白垩系烃源岩生成的油为主,第二期在玛纳斯背斜区的古流体势演变为最低,以聚集中下侏罗统煤系烃源岩生成的气为主。

油气藏；成藏期次；古流体势；流体包裹体；霍-玛-吐构造带；准噶尔盆地南缘

地下流体动力场即地下流体势,是控制油气运移和聚集的根本因素。恢复油气成藏阶段的古流体势,有助于正确认识油气藏的分布规律[1-2]。利用在油气不同演化阶段成岩矿物和裂缝中所捕获的流体包裹体来研究古流体势是一种直接、准确度较高的方法,已在油气成藏研究中得到广泛应用[3-4]。准噶尔盆地南缘的油气成藏过程一直是中国前陆盆地油气勘探研究的重要内容,笔者以储层中的流体包裹体系统分析为主要手段,在划分油气充注期次和确定油气成藏时间的基础之上,对准南霍-玛-吐构造带古近系紫泥泉子组在油气成藏期中的古流体势演化和油气运聚特征进行研究。

1 研究区地质背景

准噶尔盆地南缘是在天山陆内造山作用控制下形成的叠加型再生前陆冲断带[5],由于受到喜马拉雅期构造运动的显著影响,盆地构造变形强烈,具有“东西分段、南北分带和上下分层”的特征[6-8]。由霍尔果斯、玛纳斯和吐谷鲁背斜组成的霍-玛-吐构造带,在空间上呈“品”字型分布在南缘中段第二排背斜构造带上(图1)。按照勘探目的层位和构造特征,南缘中、新生界划分为上、中、下3个油气成藏组合[9-12]。其中,以中下侏罗统和下白垩统为烃源岩、上白垩统东沟组和古近系紫泥泉子组为储集层以及古近系安集海河组泥岩为区域盖层的中部油气成藏组合是南缘中段霍-玛-吐构造带主力勘探目标[10-12]。

图1 准噶尔盆地南缘构造纲要图[13]Fig.1 Sketch map showing tectonic units of the southern Junggar Basin

2 储层流体包裹体特征及油气充注期次划分

共采集准南霍-玛-吐构造带上白垩统东沟组和古近系紫泥泉子组12口井95块砂岩样品。首先,对这些样品中的流体包裹体进行详细的岩相学和显微荧光观察,结合成岩序列,可以初步识别出两期烃类包裹体:第一期烃类包裹体主要分布在石英和长石颗粒内愈合裂隙、颗粒与后期次生加大边之间,少部分分布在颗粒粒内溶孔中的胶结物中,透射光下呈褐色、浅褐色,荧光下呈黄绿色,以纯液相及气液两相包裹体形式存在为主(图2(a)),反映了该期低成熟—成熟油充注；第二期烃类包裹体主要分布在穿石英和长石颗粒边界的裂隙、硅质胶结物和亮晶方解石胶结物中,透射光下呈浅褐色—无色透明,荧光下呈蓝白色或微弱白色荧光,以纯气相及气液两相包裹体形式存在为主(图2(b)),反映了该期的高成熟油气充注。

图2 储层烃类包裹体分布与荧光特征Fig.2 Microscopic fluorescence properties and distribution of reservoir hydrocarbon inclusions

对检测到的发荧光烃类包裹体进行显微红外光谱分析,并计算亚甲基CH2a和甲基CH3a的峰面积及二者比值CH2a/CH3a[14],结果显示:两期不同成熟度的烃类包裹体CH2a/CH3a比值明显不同(图3)。第一期烃类包裹体的CH2a/CH3a值为2.41～5.92,平均为3.82,表明该类油气成熟度不高(图3(a))；第二期烃类包裹体CH2a/CH3a值为1.28～1.94,平均为1.65,表明甲基相对丰富,油气成熟度高(图3 (b))。这进一步证实研究区发生过两期油气充注。

在显微荧光观察的基础上,取研究区霍10井、玛纳001井和吐001井3口典型井段储层中与烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体进行显微测温,将所测得的均一温度做频率分布直方图(图4),其均一温度总体呈双峰分布。综合前期流体包裹体岩相学和显微荧光观察以及显微红外光谱分析的结果,确定研究区发育两期油气成藏过程。根据各期与烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体均一温度主频分布范围,结合各单井埋藏史和热史曲线(图5),可得出两期油气成藏的主要时间为:第一期油气成藏主要发生在中新世中—晚期(距今约14～9 Ma),此时正值白垩系烃源岩处于生油高峰期[15]；第二期油气成藏主要发生在上新世中—晚期(距今约3.7～2.5 Ma),此时为中下侏罗统煤系烃源岩大量排气高峰期[16-17]。

图3 储层烃类包裹体显微红外光谱图Fig.3 Characteristics of micro-infrared spectrum of reservoir hydrocarbon inclusions

图4 储层盐水包裹体均一温度分布直方图Fig.4 Histograms of homogenization temperatures for reservoir aqueous inclusions

图5 储层沉积埋藏史、热史及油气成藏时期Fig.5 Burial history and thermal history of reservoir and hydrocarbon accumulation period

3 古流体势计算方法

式中,Φ为流体势,J/kg；p为地层流体压力,Pa；ρ为流体密度,kg/m3；g为重力加速度,9.8 m/s2；z为该点高程,m。从公式(1)中可以看出,古流体势求取的关键是地层古高程、古流体压力及地下流体密度等参数的获取。利用流体包裹体研究古流体势是一种直接、准确度较高的方法。

3.1 古高程

古高程是指油气运移时流体包裹体被捕获那一刻相对于某一基准面的古埋藏深度,但是由于构造运动造成地壳多次升降,地层多次剥蚀和沉积,因此现有地层中样品的高程不能代表油气运移时包裹体被捕获的那一刻的古高程[21]。为了求取这一深度,研究过程中首先根据同一期次形成的不同深度流体包裹体的均一温度(埋深相距很大时需要用捕获温度)求出当时温度随深度的变化率,即古地温梯度,然后由古地温梯度求得各个期次形成流体包裹体的古高程。本次研究选取古地表为基准面,古地表温度为10℃,由流体包裹体均一温度求得两期油气成藏过程中古地温梯度基本一致,皆为2.5℃/(100 m)。因此,古高程的求取公式为

式中,Z为包裹体形成时的古高程,m；T为包裹体的捕获温度,℃。

3.2 古流体压力

流体包裹体的捕获压力代表了该包裹体捕获时地层流体的压力。目前求取捕获压力的方法较多,每种方法都对应了不同的应用条件以及不同性质的包裹体。此次应用Zhang和Frantz有关NaCl-H2O体系盐水包裹体的p-T关系等容式计算了不同期次包裹体的捕获压力[22],即

式中,p为包裹体的捕获压力,10-1MPa；A1和A2为系数。

从公式(3)可知这一方法的关键在于包裹体捕

油气生成以后会在流体势梯度控制下随着地层水流动由高势区向低势区缓慢运移,并在适当条件下聚集成藏[18-19]。在流速缓慢及压力变化范围不大的情况下,地层中某一点的流体势等于该点的压能与相对某基准面的位能之和,用Hubbert方程的简化形式来表示[20-21]为获温度的确定。通常在实验室所测得的均一温度是在常压下获得的,而包裹体却是在成岩成矿时的温度、压力及成分等条件下被捕获的,因此需要对均一温度进行校正,才能获得包裹体被捕获时的物理化学条件,进而获得它们形成时的温度[23],其校正公式为

式中,Th为包裹体的均一温度,℃；ΔT为压力对均一温度的校正值,℃。

葛云锦[24]设计了一系列温压条件接近真实储层温压条件的试验,利用人工合成的与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度与捕获温度的差异,建立了不同盐度条件下盐水包裹体均一温度校正曲线。本次研究参考该校正曲线来获取储层中包裹体的捕获温度,将其代入公式(3)即可求得包裹体的捕获压力。

3.3 古流体密度

包裹体中流体相的密度是古流体密度的直接反映,本次研究采用刘斌等[25]的盐水溶液流体密度式进行计算,即

式中,A、B、C为盐度的函数。

本次在获取盐度过程中有一些重要的气液两相盐水包裹体样品在试验测完均一温度后,可能一直处于亚稳定状态,气泡始终未出现,所以通过冷冻法测定包裹体盐度受到限制。鉴于此,对该类包裹体进行显微激光拉曼光谱测定,根据陈勇等[26]作出的频移参数与盐浓度关系的曲线来求取包裹体盐度,弥补了冷冻法获取包裹体盐度的不足。

4 成藏期古流体势演化及油气运聚特征

本次研究以古近系紫泥泉子组为例,对该储层包裹体样品进行了均一温度和盐度的测试,在获得地层古高程、古流体压力和古流体密度后,分别代入式(1)计算出各个期次形成的包裹体的流体势(表1,部分数据)。以获得的流体势数据为基础,根据储层展布和构造等高线,假定同层等高的储层具有相同的流体势,得到研究区两期油气成藏的流体势等值线趋势图(图6、7)。可以看出,霍-玛-吐构造带紫泥泉子组在中新世中—晚期和上新世中—晚期两期油气成藏中古流体势的分布格局和时空演化具有较明显的规律性。第一期油气成藏阶段(中新世中—晚期):霍尔果斯背斜区和玛纳斯背斜区古流体势数值和变化趋势基本相同,并且都处于相对高势区,而吐谷鲁背斜区的古流体势最低,使吐谷鲁背斜区成为该期油气运移的有利汇聚区。第二期油气成藏阶段(上新世中—晚期):该期古流体势分布格局与第一期的相比有显著的变化,其中霍尔果斯背斜区的古流体势仍然最高,吐谷鲁背斜区次之,而玛纳斯背斜区的古流体势演变为最低,尤其在该背斜区中心古流体势约为-21.5 kJ/kg,并且低势区的分布面积也相对较大,因此使玛纳斯背斜区成为该期油气运移的有利汇聚区。

表1 紫泥泉子组储层盐水包裹体测试数据和古流体势值Table 1 Test data of reservoir aqueous inclusions and paleo-fluid potential in E1-2z

图6 紫泥泉子组第一期油气成藏古流体势等值线图Fig.6 Paleo-fluid potential contour map of the first period of hydrocarbon accumulation in E1-2z

总体看来,古近系紫泥泉子组在两期油气成藏过程中古流体势的分布格局有所差异。其中,第一期油气成藏阶段,即中新世中—晚期,吐谷鲁背斜区古流体势最低,为该期油气运移的有利汇聚区,且此时正值白垩系烃源岩大量生油高峰期,由此推测吐谷鲁背斜区以聚集白垩系烃源岩生成的油为主；第二期油气成藏阶段,即上新世中—晚期,玛纳斯背斜区的古流体势最低,是该期油气运移的有利汇聚区,此时中下侏罗统煤系烃源岩处于大规模生气阶段,并且受喜马拉雅运动Ⅱ幕的影响,在霍-玛-吐构造带上形成了沟通中下侏罗统煤系烃源岩的霍-玛-吐大断层和与其伴生的次级及调节断层[27],使中下侏罗统生成的气沿断层通过下白垩统烃源隔层垂向运移至紫泥泉子组,然后向低势中心玛纳斯背斜区运移聚集,由此推测玛纳斯背斜区以聚集中下侏罗统煤系烃源岩生成的气为主。近年来研究区勘探结果显示,吐谷鲁背斜区以产油为主,而玛纳斯背斜区以产气为主,与本次研究结果基本吻合,说明成藏期古流体势的演化和分布特征对油气的分布具有明显的控制作用,油气藏都基本发育在相对低势区。

图7 紫泥泉子组第二期油气成藏古流体势等值线图Fig.7 Paleo-fluid potential contour map of the second period of hydrocarbon accumulation in E1-2z

5 结 论

(1)准南霍-玛-吐构造带白垩系东沟组-古近系紫泥泉子组储层主要经历两期油气成藏:第一期油气成藏主要发生在中新世中—晚期(距今约14～9 Ma)；第二期油气成藏主要发生在上新世中—晚期(距今约3.7～2.5 Ma)。

(2)古近系紫泥泉子组在两期油气成藏阶段古流体势的分布格局具有明显的差异,第一期油气成藏阶段,霍尔果斯背斜区和玛纳斯背斜区古流体势的大小和变化趋势基本相同,都处于相对高势区,而吐谷鲁背斜区的古流体势最低,为该期油气运移的有利汇聚区,以聚集白垩系烃源岩生成的油为主；第二期油气成藏阶段,霍尔果斯背斜区的古流体势仍为最高,吐谷鲁背斜区次之,而玛纳斯背斜区的古流体势演变为最低,为该期油气运移的有利汇聚区,以聚集中下侏罗统煤系烃源岩生成的气为主。研究结果与勘探实际情况基本吻合。

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(编辑 徐会永)

Hydrodynamic characteristics of hydrocarbon accumulation in E1-2z of Huo-Ma-Tu structural belt,southern Junggar Basin,NW China

CHEN Yong1,2,WANG Xin-tao1,FANG Shi-hu2,ZHANG Jian3,
ZHAO Meng-jun2,LIU Shao-bo2,BAI Zhen-hua2
(1.School of Geosciences in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,PetroChina Exploration and Development Institute, Beijing 100083,China；
3.Exploration and Development Research Institute,Xinjiang Oilfield,Urumchi 830011,China)

Based on the reconstruction of burial history,thermal history and the analysis of fluid inclusion samples collected from the K2d-E1-2z of Huo-Ma-Tu structural belt in the south of Junggar Basin,the stages of hydrocarbon accumulation in studied area were determined.The evolution of paleo-fluid potentials and characteristics in E1-2z during different stages of hydrocarbon accumulation process were reconstructed through the data of the fluid inclusions.The results show that the studied area experienced two periods of hydrocarbon accumulation process,the first period mainly occurred in middle-late Miocene (about 14～9 Ma),while the second period mainly occurred in middle-late Pliocene(about 3.7～2.5 Ma).The distribution characteristics of paleo-fluid potential during these two periods of hydrocarbon accumulation are significantly different.In the first period,Tugulu anticline area was in the lowest potential area,which became the favorable area for accumulation of oil generated from Cretaceous source rocks.In the second period,Manasi anticline area became the lowest potential area,in which the gas generated by coal measures source rocks in the middle and lower Jurassic accumulated.

reservoir；accumulation period；paleo-fluid potential；fluid inclusions；Huo-Ma-Tu structural belt；the southern Junggar Basin

TE 122.1

A

1673-5005(2013)03-0030-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.005

2012-09-17

国家自然科学基金项目(41172111)；中国石油科技创新基金项目(2010D-5006-0106)；大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项(2011ZX05003)；中国石油勘探开发研究院项目(2011Y-003)；中央高校基本科研业务费专项(10CX05004A； 14CX06019A)

陈勇(1976-),男,副教授,博士,主要从事含油气盆地流体分析和油气成藏机制等方面的教学和科研工作。E-mail:yongchenzy @upc.edu.cn。