塔北隆起英买2地区奥陶系油气成藏特征及富集规律

陈思明,侯明才,房启飞,凡　闪,姚清洲,周俊峰

（1.成都理工大学沉积学院，成都610059；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

塔北隆起英买2地区奥陶系油气成藏特征及富集规律

陈思明1,侯明才1,房启飞2,凡闪3,姚清洲2,周俊峰2

（1.成都理工大学沉积学院，成都610059；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

为厘清英买2地区奥陶系碳酸盐岩油气成藏史与主成藏期，探索油气富集规律，借助流体包裹体岩相学及温度特征分析，从油气主成藏期、构造、断裂及储层研究入手，解剖油气富集成藏主控因素间的时空匹配关系。研究表明，英买2地区奥陶系储层发育晚加里东—早海西期、晚海西期和喜马拉雅期等3期烃包裹体，反映储层经历了3次不同期次、不同强度的油气充注，且以晚海西期的中质油气充注为主；研究区油气富集受控于主成藏期构造背景下断裂与储层的时空匹配；北北西向、北西向走滑断裂带及北东向逆冲走滑断裂带对储层发育和油气运移与调整均起到了重要的控制作用；3组不同期次断裂带交会区是油气富集区，其优质储层和优势输导体系等成藏控制因素与主成藏期匹配良好。在此基础上，对油气富集接替区进行了预测。

流体包裹体；断裂带；油气富集成藏；英买2地区；塔北隆起

0　引言

英买2地区奥陶系是塔北隆起碳酸盐岩油气生产的主力层系，其主体区已成为稳产20万t/a的高效开发区块，但其外围区的油气勘探进展缓慢，如何进一步深化油藏认识并寻找油气成藏有利接替区，是当前油气地质研究亟待解决的问题，而油气成藏史与富集规律的研究是解决这些问题的关键所在。随着勘探开发的逐渐深入，对英买2地区奥陶系碳酸盐岩油气藏类型的认识也不断深化，从塔北隆起连片的“准层状”油藏发展到了具有独特穹窿状构造背景的“块状底水”油藏［1］。然而，该区油气富集规律尚未明朗，前人在该区奥陶系油气成藏史的认识上还存在较大分歧［2-6］。魏国齐等［2］、赵靖舟等［3］分别从构造活动、有机包裹体的角度分析认为，英买2地区奥陶系油气藏由晚海西—印支期油气充注形成；朱光有等［4］认为英买2地区奥陶系油气藏是晚海西期形成的原生油气藏；肖晖等［5］分析流体包裹体证据认为，该区存在晚加里东期和晚海西期2次油气充注，以晚海西期油气充注为主；王招明等［6］对英买2地区奥陶系流体包裹体分析认为，该区存在晚加里东—早海西期、晚海西期和喜马拉雅期等3期油气充注。

笔者借助英买2地区奥陶系储层流体包裹体的岩相学及温度分析，结合埋藏-热演化史分析，对储层中烃包裹体发育段与现今油层位置进行对比，进而对奥陶系油气充注史与主成藏期进行研究，并在此基础上，解剖主成藏期内构造、断裂及储层等成藏要素间的时空匹配关系，以期查明该区油气富集区带并对油气成藏有利接替区进行预测。

图1　英买2地区构造位置（a）及奥陶系地层系统（b）Fig.1　The structural location（a）and Ordovician strata（b）of Yingmai-2 area

1　地质背景

英买2地区位于塔北隆起中西部的南喀—英买力低凸起喀拉玉尔滚构造带（图1），受加里东—早海西期、晚海西—印支期和燕山—喜马拉雅期等3期构造活动的影响，形成了独特的穹窿状构造形态及多期断裂［7］。

英买2地区奥陶系保存较完整，整体厚度稳定，为一套潮坪—泻湖相向陆棚相过渡的沉积体系［8］。蓬莱坝组沉积期，该区形成了一套潮坪—泻湖相白云岩与白云石化灰岩交互地层；鹰山组沉积期，塔北隆起南部地区相对海平面上升，该区沉积了一套泻湖相颗粒灰岩；一间房组沉积期，沉积了一套开阔海台地相巨厚层状颗粒灰岩；吐木休克组至桑塔木组沉积期，形成了一套广海陆棚相沉积体系。吐木休克组发育层状泥岩与泥灰岩互层的“高阻”隔层；良里塔格组发育厚层—巨厚层状灰岩与含泥灰岩互层；桑塔木组为一套巨厚泥岩、灰质泥岩层，作为区域盖层保障了下伏良里塔格组、一间房组及鹰山组一段储层的有效成藏及油气保存。

2　烃包裹体期次与油气成藏史分析

本次研究的115块测试样品分别取自YG2，YM2，YM201和YM202等4口井的奥陶系碳酸盐岩储层。在中国石油勘探开发研究院成藏年代学重点实验室对样品中所含烃包裹体和共生盐水包裹体进行了系统的观察和测试分析。利用偏光-紫外荧光显微薄片对流体包裹体的岩相学特征进行了观察。流体包裹体显微测温采用Leica DM2500P偏光显微镜搭配Lin-kam THMSG600型冷热台在100倍长焦物镜下进行，均一法与冰点法测温误差分别为±1.0℃和±0.1℃，满足流体包裹体显微测温所需精度要求［9］。

2.1烃包裹体岩石学特征

烃包裹体的荧光颜色与烃组分成熟度具有一定的对应关系，通过对烃包裹体透光颜色、荧光颜色及明暗程度进行观察，可判别油气性质及演化阶段［10-13］。通常紫外荧光下发褐色荧光的烃包裹体代表重质油—稠油组分，发黄色荧光的烃包裹体代表中质油组分，发蓝色荧光的烃包裹体代表高成熟的轻质油组分［11-12］。根据烃包裹体的偏光特征、荧光特征、产状、丰度及寄主矿物的成岩序列，并结合其赋存脉体的相互切割关系，可将英买2地区奥陶系碳酸盐岩烃包裹体划分为3期。

第Ⅰ期烃包裹体在紫外荧光下发黄褐色、暗褐色光或不发荧光（图版Ⅰ-1～Ⅰ-2），单偏光下为褐色，呈不规则形态，直径主要为5～18 μm，气液比为10%～45%，呈线状分布，主要赋存于构造缝合线边缘和早期重结晶孔方解石胶结物中（图版Ⅰ-3～Ⅰ-4），包裹体丰度低，常有黑褐色干沥青或沥青质包裹体伴生，说明该期烃包裹体代表的油气充注到储层后遭受轻质组分大量逸散或生物降解作用，油质明显偏重。第Ⅱ期烃包裹体在紫外荧光下发亮黄色、黄白色光（图版Ⅰ-5～Ⅰ-6），单偏光下为浅褐色—无色，多呈不规则矩形，直径主要为5～15 μm，气液比为5%～20%，呈线状或片状大规模分布，烃包裹体丰度远高于第Ⅰ期烃包裹体，主要赋存于亮晶方解石胶结物、缝合线伴生方解石及早期充填方解石脉中（图版Ⅰ-7～Ⅰ-8），具有成熟的正常油组分特征。第Ⅲ期烃包裹体为气液比较大的两相烃包裹体，在紫外荧光下发亮蓝色—蓝白色荧光（图版Ⅰ-9～Ⅰ-10），单偏光下为无色，多呈矩形或不规则矩形，直径主要为10～20 μm，气液比为15%～50%，个别地区烃包裹体丰度较高，呈线状或片状大规模分布，主要赋存于晚期粗大张性方解石脉及片状胶结物中（图版Ⅰ-11～Ⅰ-12），显示较高成熟度的轻质油—凝析油组分特征。

2.2流体包裹体显微测温

对研究区3个期次烃包裹体共生盐水包裹体进行均一温度与冰点温度分析（图2）发现，第Ⅰ期发褐色荧光烃包裹体共生盐水包裹体均一温度相对集中，为73.7～87.5℃，主要为75～85℃，平均为82.6℃；冰点温度为-8.6～-3.6℃，平均为-5.6℃，对应盐度为5.8%～12.4%，平均为8.7%。第Ⅱ期发黄色荧光烃包裹体共生盐水包裹体均一温度分布相对分散，为86.4～120.3℃，主要为97.3～114.0℃，平均为105.9℃；冰点温度为-13.9～-1.4℃，平均为-7.8℃，对应盐度为2.4%～17.8%，平均为11.5%。第Ⅲ期发蓝色荧光烃包裹体共生盐水包裹体均一温度为115.7～154.3℃，主要为119～137℃，平均为129.3℃；冰点温度为-6.6～-3.2℃，平均为-4.2℃，对应盐度为5.2%～10.0%，平均为6.7%。数据表明，第Ⅰ期发褐色荧光烃包裹体形成于低温中低盐度环境，第Ⅱ期发黄色荧光烃包裹体形成于较高温度中盐度环境，第Ⅲ期发蓝色荧光烃包裹体形成于高温中低盐度环境。

图2　烃包裹体共生盐水包裹体均一温度-冰点温度分布Fig.2　Homogenization temperature and freezing temperature of fluid inclusions from the Ordovician reservoir in Yingmai-2 area

2.3油气成藏史分析

鉴于烃包裹体共生盐水包裹体均一温度反映的是油气被捕获时的最低温度，根据均一温度并结合地热-埋藏演化史图能够比较准确地判断油气成藏史［5］。将3期烃包裹体共生盐水包裹体均一温度平均值投影于YM2井地热-埋藏史图上，可以看出3个均一温度平均值所对应的油气充注时间分别为晚加里东—早海西期、晚海西期和喜马拉雅期（图3），这与英买2地区以南的北部坳陷内的寒武系和奥陶系2套主力烃源岩的生排烃高峰期相对应［4，14］。

生产资料显示，英买2地区奥陶系原油为含蜡含硫中质海相原油。以YM2井为例，通过不同深度宿主矿物中包裹体丰度与现今油藏发育层段对比（图4）可知，凡是现今的油气层段，其储层中第Ⅱ期和第Ⅲ期烃包裹体分布均广泛，第Ⅱ期烃包裹体丰度较高、分布密集，第Ⅲ期烃包裹体丰度和分布密度均次之，表明烃包裹体的丰度与现今油气层段吻合较好。结合烃包裹体光性特征反映出的烃组分信息，推测第Ⅱ期和第Ⅲ期烃包裹体对应的油气充注对现今油气成藏贡献均较大，但以第Ⅱ期烃包裹体代表的中质油充注为主，即晚海西期是英买2地区奥陶系主成藏期。晚加里东—早海西期油气保留下来的烃包裹体较少，并且常伴生有黑褐色干沥青或沥青质包裹体，说明早期油气对储层具有一定规模的充注量，可能受后期成岩作用或生物降解作用的影响，包裹体及油气藏遭到一定的破坏。第Ⅲ期烃包裹体含量相对丰富，反映喜马拉雅期具有较高成熟度的油气充注到了储层中，对晚海西期的中质原油进行了一定的混合稀释。

图3　英买2地区奥陶系储层油气成藏史Fig.3　Petroleum accumulation time of Ordovician reservoir in Yingmai-2 area

图4　YM2井烃包裹体丰度与现今油层对比关系Fig.4　Correlation between hydrocarbon inclusions abundance and reservoir of YM2 well

3　油气成藏主控因素时空匹配分析

英买2地区奥陶系油气藏是受构造、断裂和储层等多重因素控制的复杂油气藏［1］。英买2地区奥陶系构造形态在晚海西期之后就已基本定型，在穹窿状构造背景下，油气倾向于往渗透性较高的储层高部位运移、聚集。因此，研究与主成藏期具有时空匹配关系的油气输导体系及有效存储空间，对油气富集区带的勘探具有重要的指导意义。

3.1断裂破碎带与油气富集

英买2地区断裂破碎带为油气横向高效输导提供了通道［15］，同时还对缝洞型储层发育起到了至关重要的建造作用。主干断裂派生的次级小断裂及裂缝使围岩发生机械破碎作用，形成断裂破碎带，同时沟通地下水及岩浆热液进一步溶蚀破碎带内的储层，形成渗透性更好的裂缝-孔洞型储层。

将地震资料的相干属性、地层倾角属性及蚂蚁体追踪等多种断裂刻画技术相结合，对英买2地区奥陶系碳酸盐岩断裂进行了精细解释，划分出了4期4组断裂［图5（a）］，并建立了断裂破碎带与有效储层和油气富集的关系。4期4组断裂分别为中加里东期的北北西向走滑断裂、加里东—海西期的北西向走滑断裂、海西—印支期的北东向逆冲走滑断裂及晚海西期的北东向走滑断裂。晚海西期形成的北东向走滑断裂呈近直立的似雁列状一直延伸至英买1地区，分布于英买2背斜构造东翼边部，断距较小，断裂两侧裂缝及有效破碎带不发育，故对有效储层与高效输导的贡献较小，在此不作重点讨论。

图5　英买2地区断裂特征Fig.5　Fault features of YM2 area

（1）北北西向走滑断裂破碎带

该组走滑断裂形成于中加里东期。平面上整体似帚状分布，北部断层相对收敛，呈线性分布；南部断层较多，呈发散状分布［图5（a）］。纵向上断裂呈直立状，向上断至志留系内部，整体断穿奥陶系；向下断至寒武系内部，断距较小［图5（b）］。储层破碎程度高，更有利于高渗透性储层的建造。

虽然该断裂带形成时间明显早于研究区晚海西期的油气强充注期，且加里东期之后活动迹象不明显，但是钻井及地震资料均显示其伴生有大量张性裂缝［16-17］，故断裂带开启性较好，充填程度相对较弱，从而大大增强了储层的渗透性［18］。无论作为油气由南向北运移的有效通道［4，14］，还是构造活动期油气向高孔渗储层汇聚的趋势，具有较高构造背景的北北西向走滑断裂带无疑都是油气相对富集的场所。目前，处于该断裂带北段附近的英买2-12井区多口井已获得高产工业油气流，为重要的油气富集区。

（2）北西向走滑断裂破碎带

该组断裂形成于加里东—晚海西期，向上断开志留系（缺失泥盆、石炭及二叠系），向下断至中寒武统盐岩层。该组断裂以北东向逆冲走滑断裂为界，其分布密度在英买2背斜东、西翼上具有明显差异［图5（a）］。在英买2背斜西翼呈典型的负花状，断距较大［图5（b）］，穿过北东向逆冲断层后断距变小，平面上断层密度相对较小，呈4组断续平行状排列［图5（a）］。在英买2背斜东翼呈直立状，断距较小，断裂相对集中，平面上断层密度相对较大，主要分布于英买2背斜核部［图5（a）］。该组断裂活动时限长，破碎带发育，对储层持续改造，使裂缝-孔洞型储层发育。

该断裂带在晚海西期油气强充注期间保持活动性，因此，对油气的输导和保存具有较强的调节作用。结合英买2背斜东翼高、西翼低的构造特征可知，油气总体由西向东汇聚，使得背斜核部与断裂带交会区油气相对富集。目前，该走滑断裂破碎带的钻井大部分获得了高产工业油气流，且累计产量较高，而西段构造位置较低，油气产量也较低，且多见水。如YM204井，裂缝十分发育，附近发育大型溶洞，生产初期日产量达100 t，成为高产、稳产井，而YM2007井虽然储层发育，但未见油气显示。

（3）北东向逆冲走滑断裂破碎带

该组断裂形成于海西期，定型于印支期，具有明显的逆冲走滑性质，将英买2背斜一分为二，形成东高西低的构造格局。断层上部断开志留系和三叠系，下部消失于中寒武统盐岩。志留系断层的断距明显大于三叠系断层的断距，三叠系在断层附近具有超覆特征，说明该组断裂形成于三叠系沉积前，并持续活动到印支期［图5（b）］。

在主成藏期范围内活动的北东向逆冲走滑断裂，除导致了东高西低的构造形态，使背斜东翼油气相对富集以外，还是油气自南向北运移的重要通道。该组断裂在逆冲作用及盐拱作用下，形成主干断裂伴生次级小断裂及大量裂缝的特征，如YM202和YM206等井的裂缝均十分发育。由于该破碎带形成时期相对较晚，断裂带对周边储层的改造作用主要体现在裂缝沟通及岩溶改造上，主要形成孔洞型储层，洞穴型储层相对较少，故钻井单井日产量相对较低，但又因裂缝发育程度高，增强了孔洞间的连通性，因此可形成油气的稳产。

（4）断裂带叠加干涉区

英买2地区奥陶系发育大量“串珠状”储层，即发育大量孔洞集合体或巨大溶洞，孔洞间主要靠裂缝连通，形成裂缝-孔洞型储层［19-20］。研究区优质储层主要分布在断裂带发育区及断裂交会部位的破碎带干涉区，且多分布于3组断裂带的发散段（图6）。

北西向走滑断裂带与北东向逆冲走滑断裂带交会的YG2井区（图6中①区），小孔洞发育，洞穴型储层较少，除YM203井见到7.61 m的大型溶洞外，其余钻井均未出现放空现象，但个别直井钻井液漏失量高达930 m3，说明小孔洞依靠断裂带伴生裂缝相连通，形成集中分布的缝洞集合体，是典型的单井日产量较低而累积产量较高的油气稳产区。

图6　英买2奥陶系一间房组—鹰山组储层分布预测Fig.6　Reservoir prediction of Yijianfan-Yingshan Formation of Ordovician in Yingmai-2 area

北北西向走滑断裂带与北西向走滑断裂带的叠加干涉区是英买2构造上的另一个优质储层集中发育区（图6中②区）。此断裂叠加干涉区位于2组断裂带的发散段，断裂密度大，破碎程度高，储集体性能好，发育大型溶洞及连片缝洞集合体，如YM2-28井在6 031.97～6 044.00 m井段放空12.03 m，YM2-16井在奥陶系一间房组钻井液漏失量达640 m3。YM204井区就处于此断裂叠加干涉区，以发育缝洞型储层及大型溶洞型储层为特征，区内部分工业油气井日产油可达100 t，整体具有单井日产量和累积产量均较高的特点。

3.2油气富集区预测

晚海西期，北部坳陷中上奥陶统烃源岩生成的油气总体由南向北充注，并通过中下奥陶统顶面不整合及渗透性更强的断裂带运移、调整和汇集。目前，英买2地区奥陶系油气富集区带主要集中于2个断裂叠加干涉区。北西向走滑断裂带与北东向逆冲走滑断裂带形成的断裂叠加干涉区以单井日产量低、累积产量高的油气稳产为特征，北北西向走滑断裂带与北西向走滑断裂带的叠加干涉区以单井日产量和累积产量均较高的油气高产、稳产为特征。北北西向走滑断裂带和北东向逆冲走滑断裂带总体由南向北输导油气，而北西向走滑断裂带主要由西向东调整油气分布。集中优势运移通道且孔渗性较好的断裂带，尤其是断裂带的发散段，将是油气富集的有利区，故推测具有高构造背景的北北西向走滑断裂带南部发散段是英买2地区奥陶系油气富集接替区。同时，在构造相对平缓的英买2南斜坡区，北东向走滑断裂带与北北西向走滑断裂带交会区也有可能成为一个重要的油气富集区。

4　结论

（1）英买2地区奥陶系储层发育了3期烃包裹体，分别为晚加里东—早海西期形成的发褐色荧光烃包裹体、晚海西期形成的发黄色荧光烃包裹体和喜马拉雅期形成的发蓝色荧光烃包裹体，反映奥陶系储层经历过3个对应时期的油气充注。通过烃包裹体丰度与现今油层对比发现，发黄色荧光烃包裹体代表的中质油充注强度最大，英买2地区奥陶系主成藏期为晚海西期。

（2）英买2地区奥陶系油气富集成藏受控于主成藏期构造背景下断裂与储层的时空匹配。北北西向、北西向走滑断裂带和北东向逆冲走滑断裂带对油气的输导和调整以及储层建造起到了重要的作用，与有效储层、油气充注具有较好的匹配关系。北西向走滑断裂带与北东向逆冲走滑断裂带的叠加干涉区、北北西向走滑断裂带与北东向逆冲走滑断裂带的叠加干涉区，是2个重要的油气富集区。推测具有高构造背景的北北西向走滑断裂带南部发散段以及英买2南斜坡北东向与北北西向走滑断裂带交会区，是2个潜在的油气富集区。

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图版Ⅰ

（本文编辑：于惠宇）

Hydrocarbon accumulation and enrichment rule of Ordovician in Yingmai-2 area，northern uplift of Tarim Basin

Chen Siming1，Hou Mingcai1，Fang Qifei2，Fan Shan3，Yao Qingzhou2，Zhou Junfeng2
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；3.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，Xinjiang，China）

In order to confirm the oil and gas accumulation rules of Ordovician carbonate reservoir in Yingmai-2 area，through the analysis of petrography and temperature features of fluid inclusion，the time-space relation for reservoirforming conditions was studied from the aspects of accumulation stages，structure，fault and reservoir.The result shows that the Ordovician reservoir in Yingmai-2 area experienced three hydrocarbon inclusions stages，including the late Caledonian-early Hercynian，the late Hercynian and the Himalayan stage.These three stages represent the oil and gas charging of three different periods and intensities，and the main stage is the intermediate oil and gas charging in late Hercynian.Under the background of structure，the oil and gas accumulation of Yingmai-2 area were controlled by space-time matching of fracture and reservoir during the main reservoir-forming period.Reservoir development and oil and gas enrichment were dominated by superimposition of fractures in three different stages.NNW and NW strike-slip fault and NE thrust-strike-slip fault played an important role in hydrocarbon migration and adjustment.The faults ofthree different periods met to form the fault interference zone，which can control the development and enrichment of oil and gas reservoir.On this basis，the replacing area of oil and gas enrichment of Yingmai-2 area was predicted.

fluid inclusion；fracture zone；oil and gas enrichment；Yingmai-2 area；northern uplift of Tarim Basin

TE122.3

A

1673-8926（2015）06-0064-08

2015-07-23；

2015-09-02

国家重大科技专项“海相碳酸盐岩储层地震描述与油气藏有效预测”（编号：2011ZX05004）资助

陈思明（1991-），女，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为沉积盆地石油地质研究。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号成都理工大学沉积学院。E-mail：372305034@qq.com。