苏里格气区盒8段流体包裹体特征及古压力恢复

王少飞, 陈梦娜, 赵靖舟, 任海姣

(1.中国石油长庆油田公司 勘探开发研究院，西安 710029；2.中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065；4.陕西省油气成藏地质学重点实验室，西安 710065)

鄂尔多斯盆地苏里格气田探明的天然气资源十分丰富，成为中国最大气田之一[1-2]。苏里格气田储层致密，非均质性强，气水分布复杂，负压普遍发育，油气成藏阶段的机理复杂，探究其在成藏期的温压条件是亟待解决的问题，原始信息的获取是解决该问题的关键[3-6]。流体包裹体捕获于油气充注阶段，并记录着油气充注阶段所经历的温压条件及所包含流体组分，对包裹体内蕴含的信息进行厘定是恢复充注历史的有效手段[7]。不同学者通过流体包裹体法对上古生界成藏期次与年代做了大量的研究[8-12]，古压力恢复是研究成藏过程、压力演化、负压成因分析的关键一环，但尚未找到行之有效的手段。因此，本文通过对流体包裹体的观察、测温、测盐及组分分析等方法，厘定流体包裹体的产状及气液比，结合埋藏史恢复流体包裹体均一温度，并通过状态方程恢复储层古压力。

图1 研究区位置及样品分布Fig.1 Location and sampling site distribution in the study area

1 实验样品与研究方法

本次研究共获取22口井岩心样品，取样位置多位于苏里格气区西部、南部以及东部偏北地区，根据各层位的分布情况制作薄片共计63块，其中：盒8上1亚段7块、盒8上2亚段8块、盒8下1亚段26块、盒8下2亚段22块(图1)。

运用显微镜(莱卡4M)对研究区盒8段的流体包裹体特征进行了精细的分析、利用显微拉曼光谱仪(雷尼绍inVia Relflex型)对透射光下疑似点进行光谱分析、利用Linkam MDS-600冷热台测定均一温度与冰点温度，并结合Petromod软件对成藏期次进行厘定。

2 流体包裹体特征

2.1 岩相学特征

观察表明， 宿主矿物以石英为主是研究区包

图2 苏里格气区盒8段流体包裹体岩相学特征Fig.2 Petrographic characteristics of fluid inclusions in He-8 Member, Sulige gas field(A)石英颗粒表面发育2条平行的愈合裂隙,S245井; (B)气液比较大，沿矿物颗粒边缘呈弧形发育的愈合裂隙,S14-0-9井; (C)存在2期加大边， 且均有包裹体发育， 石英颗粒表面主要发育3期相互交切的愈合裂隙,S147井; (D)矿物颗粒发育石英加大边，颗粒表面发育愈合裂隙，2条微裂隙切穿颗粒与，石英加大边发育,S60井

裹体发育的普遍现象。以盐水和气态烃包裹体为主，形态各异，多呈椭圆状、近方形以及不规则状，大小在0.1～10 μm，两者可以通过其在透射光下的颜色区分。气态烃包裹体多为浅褐色或无色透明，边缘多为深褐色，气泡内多为无色透明，主要分布在愈合裂隙、微裂隙和加大边中，存在多期加大边发育、愈合裂隙多期交切发育、微裂隙切穿加大边和矿物颗粒发育的现象(图2)。

2.2 组分特征

油包裹体可以通过显微镜的荧光通道的荧光显示特征进行区分和辨别。对于不具荧光显示的气态烃包裹体在显微镜透射光通道下，产状、颜色、形态以及大小与其他类型包裹体具有相似性，不易进行区分，因此需要对包裹体内部组分进行分析，而利用拉曼光谱曲线对包裹体内部组分进行定性分析在目前是较为有效的手段[13-14]。

研究发现，研究区包裹体种类较多，存在两相包裹体，分布规律复杂。盐水包裹体与各类包裹体均存在伴生关系；甲烷、饱和烃包裹体在愈合裂隙与石英加大边中均有发育；CO2包裹体仅在愈合裂隙中发育，加大边中罕见。峰值在 2 914 cm-1附近，绝对强度可达 62 064.5，是典型的甲烷包裹体，在盒8下2亚段样品中出现频率最高(图3)。

图3 S172井沿愈合裂隙发育两相包裹体拉曼光谱特征(甲烷与CO2)Fig.3 Raman spectroscopic characteristics of dioxide inclusions developed along the healing fracture in Well S172

2.3 气液比特征

流体包裹体记录着油气充注阶段的流体状态与流体类型，气液比可以间接反映气-水饱和情况[15]。在前期观察与分析的基础上，选取烃类包裹体利用图像分析处理软件对气液比进行了预估分析，共获取215个数据点。研究发现，气液比(体积比)在2.26%～15%，平均为6.67%。对各层位样品的分析可以看出，盒8下2亚段到盒8上1亚段气液比存在逐渐递减的趋势，即随着运移距离的增大，气液比逐渐降低；此外76%的样品点气液比均高于5%，25%的样品点气液比均高于8%，表明油气在原始充注阶段具有较为充足的气源条件，盒8段下部的气源较盒8上段的更为充足(图4)。

图4 苏里格气区各层位气液比分布关系图Fig.4 Distribution diagram of gas to liquid ratio of each layer in the Sulige gas field

2.4 均一温度特征

流体包裹体温度特征的分析主要通过其均一温度与冰点温度来实现，在特征分析的基础上，选取足以反映油气充注时温度条件的测点，即与烃类包裹体同一产状下相伴生的盐水包裹体，共获得均一温度数据点543个、冰点温度数据点383个，主要集中于愈合裂隙中。冰点温度的测定难度较大，本次实验所得测点均位于愈合裂隙中，主要集中分布在-10～0℃。根据不同产状下包裹体均一温度的峰值存在一定差异，通过分析可以发现：微裂隙的可测点相对较少，难以说明问题，但总体来看其均一温度要略高于其他产状；加大边中均一温度的峰值在110～130℃，愈合裂隙均一温度峰值在120～160℃，两者存在叠合区域，但总体愈合裂隙中包裹体的均一温度高于加大边中的均一温度(图5)。

通过上述分析，苏里格气区不同产状下均一温度的分布特征存在差异性，从单井的分析上会更直观体现这一规律。选取存在加大边的宿主矿物、加大边与颗粒表面愈合裂隙均发育包裹体的单井测点进行分析。S147井位于苏里格气区西部地区，发育两期加大边，共得测点12个，均一温度整体为连续的一个分布特征，加大边与愈合裂隙的均一温度不存在明显的温度间隔，但却表现出：第一期加大边与第二期加大边均一温度均低于愈合裂隙。S60井同样位于苏里格西部地区，较S147井的位置偏北，观察发现仅有一期加大边发育，通过21个测点均一温度的分析可以发现：加大边包裹体均一温度整体低于愈合裂隙包裹体的均一温度，但两者在均一温度分布上存在叠合的区域(图6)。分析表明油气充注可以看作是漫长的一期成藏，但不同产状下包裹体的捕获时间却存在一定的差异。

2.5 油气成藏期次划分

苏里格气区均一温度为单一峰值，主成藏期在早白垩世，大规模成藏时均一温度在120～160℃，为早白垩世成藏，距今约140～100 Ma。从上述分析可以看出，苏里格气区成藏虽为漫长的连续一期成藏，但不同产状下包裹体的捕获时期均在早白垩世，捕获时间存在差异：加大边中均一温度的峰值在110～130℃，捕获时间在140～125 Ma B.P.；愈合裂隙均一温度峰值在120～160℃，捕获时间在135～105 Ma B.P.。加大边中的油气捕获时间早于愈合裂隙中捕获的油气，捕获时间跨度较短(图7)。

图5 苏里格气区流体包裹体温度分析Fig.5 Temperature measurement of fluid inclusions in the Sulige gas field

图6 苏里格气区不同产状流体包裹体均一温度单井分析Fig.6 Single well analysis of homogenization temperature of fluid inclusions with different occurrence in the Sulige gas field

图7 苏里格气区埋藏史-热史图Fig.7 Burial history-thermal history in the Sulige gas field

成熟度达到0.5%之后，油气开始生成。随着生成量的增加，早期逐渐有油气向上运移；但该阶段油气充注的规模不大，捕获的包裹体较少，包裹体中含CO2组分居多。成熟度达到0.7%之后油气大量生成，成熟度到1%时达到生烃高峰，在这个演化阶段油气发生大量充注，包裹体被大量捕获，且成熟度较高条件下，包裹体组分以甲烷为主。成熟度达到1.2%之后，生烃作用逐渐减弱，油气充注逐渐放缓。达到最大埋深后，随着地层的抬升，生烃作用停止，该过程中油气存在持续充注的可能，但充注强度遭到严重的减弱。

3 储层古压力恢复状态方程建立及结果分析

3.1 古压力恢复状态方程的建立

苏里格气区上古生界为以Ⅲ型干酪根为主的煤系烃源岩，具有较强的产气能力，气态烃较为发育。目前利用包裹体相关信息恢复气藏古压力的方法主要有：NaCl-H2O溶液包裹体的密度和等容式法、PVT模拟方法、拉曼位移-密度迭代法、理想状态方程等，均基于pV=nRT原理利用公式或PVT模拟或实验分析对古压力进行恢复[16-21]。

本文利用PVT相图的原理，结合实验得出的均一温度与冰点温度数据，通过计算盐度、临界压力，得出相关烃类包裹体等容线，估算油气充注成藏时期的压力。D.L.Hall等[22]根据实验分析数据及拉乌尔定律总结出计算盐度公式；C.L.Knight等[23]测定NaCl-H2O溶液的临界性质，总结了临界条件计算的相关公式；R.J.Bodnar等[24]根据包裹体捕获时期的温压条件及其之间的关系，建立了计算等容线斜率的方程。相关方程如下

w=-1.78tm-0.0442tm2-0.000557tm3

(1)

φ=ln(w+1)

(2)

tc=374.1+8.8φ+3.1771φ2-

0.02113φ3+7.334×10-4φ4

(3)

pc=2094-20.56tc+0.06896tc2-

8.903×10-5tc3+4.214×10-8tc4

(4)

k=a·w+b·w·th+c·w·th2

(5)

a=18.28+1.4413w+0.0047241w2-

0.0024213w3+0.00038064w4

(6)

b=0.019041-1.5268×10-2w+

5.66012×10-4w2-4.2329×10-6w3-

3.0354×10-8w4

(7)

c=-1.5988×10-4+3.6892×10-5w-

1.9473×10-6w2+4.1674×10-8w3-

3.3008×10-10w4

(8)

m=pc-h-k·t

(9)

p=k·th+m

(10)

式中：w为NaCl的质量分数(盐度，%)；tm为冰点下降温度(℃)；tc为临界温度(℃)；pc为临界压力(MPa)；p为包裹体最小捕获压力(MPa)；th为共生盐水包裹体均一温度(℃)；m为烃类包裹体等容线常数；pc-h为烃类包裹体临界压力(MPa)；t为烃类包裹体均一温度(℃)。

3.2 古压力恢复结果

根据包裹体样品在研究区内的分布情况，将其划分为3个区域(图1)。基于包裹体测点的资料与上述公式，得出不同区域内的等容线方程(表1)，结合PVT相图的原理，对古压力进行计算。

表1 苏里格气区不同区域内烃类包裹体等容线方程Table 1 Isochore equation of hydrocarbon inclusions in different regions of the Sulige gas field

根据研究区内不同分区情况下的等容线方程对盒8段古压力进行了计算，各分区内均发育弱超压：Ⅰ区古压力在48.4～51 MPa，古压力系数主要集中于1.29～1.41；Ⅱ区古压力在53.4～63.6 MPa，古压力系数主要集中于1.27～1.54；Ⅲ区古压力在53～69.7 MPa，古压力系数主要集中于1.21～1.61。Ⅰ区位于研究区东北部，地势较高，埋深浅，剥蚀量大，古压力相对较低。

气体的溶解度与温压环境存在直接关系，而气液比的大小也可以反映气体的溶解程度，通过对比古压力系数与气液比之间的关系可以发现，两者存在较好的正相关关系，因此可以通过气液比的大小来表征油气充注时的古压力大小(图8)。

图8 苏里格气区古压力系数与气液比关系图Fig.8 Relationship between paleo-pressure coefficient and gas-liquid ratio in the Sulige gas field

研究区上古生界烃源岩是本溪组-山西组第2段的煤和暗色泥岩，生烃增压产生的异常高压是天然气运移的主要动力。经上述分析储集层也存在不同程度的超压，这是由于天然气在源-储压差驱动下向储集层运移过程中压力传递作用导致的[3]。油气充注成藏阶段，储集层普遍发育超压，现今原始地层压力处于负压状态，古压力的恢复对研究压力的演化以及定量分析负压成因提供了依据。

4 结 论

a.流体包裹体样品数量多且具有代表性：主要分布在愈合裂隙、微裂隙和加大边中，存在多期加大边发育、愈合裂隙多期交切发育、微裂隙切穿加大边和矿物颗粒发育的现象。

b.甲烷、饱和烃以及CO2包裹体在愈合裂隙与石英加大边中均有发育，气液比随着运移距离的增大逐渐降低，油气在原始充注阶段具有较为充足的气源条件。

c.不同产状下包裹体的捕获时间存在差异，加大边中的油气捕获时间略早于愈合裂隙中的捕获时间，捕获时间存在重合，为漫长的早白垩世成藏。

d.油气充注阶段，盒8段普遍发育弱超压，天然气在源储压差驱动下向储集层运移过程中进行压力传递。