塔里木盆地塔中隆起凝析气藏类型与成因

韩剑发 邬光辉 杨海军 代 兰 苏 洲 唐 浩 熊 昶

1.中国石油塔里木油田公司 2.西南石油大学地球科学与技术学院 3.西南石油大学羌塘盆地研究院

0 引言

凝析气藏是一种在特定温度、压力条件下形成的特殊相态类型气藏[1]。俄罗斯、中东、中亚、美国和我国塔里木、四川等盆地均有凝析气藏分布，其中大型凝析气田主要位于石炭系—新近系[2-3]。塔里木盆地塔中凝析气田地层时代最老[4-5]，主要分布在奥陶系，近年在中下寒武统也发现了凝析气藏。塔中凝析气田发现于1989年，2003—2007年探明我国最大的礁滩体凝析气田，2008—2016年基本探明了塔中北斜坡中下奥陶统鹰山组风化壳凝析气田。目前，塔里木盆地塔中隆起的三级油气地质储量达1×1012m3气当量，成为我国储量规模最大的凝析气田。塔中隆起奥陶系碳酸盐岩凝析气藏的富集受控于非均质性极强的缝洞型储层[4-7]，油气相态类型、特征与分布极为复杂，不同于典型的构造类与地层岩性类凝析气藏[2]，油气藏评价与开发难度极大。

凝析气藏具有原生与次生成因类型[1-3]，原生凝析气藏通过有机质生成凝析气并以气相运聚成藏，成藏过程中不存在相态变化；次生凝析气藏则通过油溶解于气中形成，成藏过程中流体相态发生了变化。前期研究成果表明，塔中凝析气田是以早期形成的古油藏经历晚期气侵而形成的次生凝析气藏[4-7]。但是，前期研究缺少支持气侵的直接证据，凝析气藏相态演化过程不明确，单一的成藏模式难以解释复杂的油气分布。同时，如果塔中凝析气田的油源主要来自中上奥陶统烃源岩，并于喜马拉雅期成藏[8-9]，则次生凝析气藏的机制可能不成立。因此，深入研究塔中凝析气田的气藏成因机制与模式对塔中隆起的油气勘探开发具有重要意义。

为此，笔者在塔中凝析气田勘探开发生产资料综合分析基础上，通过油气藏解剖，结合地球化学资料探讨了塔中隆起凝析气藏的类型与成因，以期为该地区凝析气藏的勘探开发提供理论依据。

1 地质背景

塔中隆起位于塔里木盆地中部，为北西西向古隆起，面积约2.2×104km2[7,10]。塔中隆起可划分为北部斜坡带、中央主垒带、南部斜坡带、东部潜山区等4个二级构造带（图1）。除侏罗系缺失外，塔中隆起显生宙地层发育齐全，在前寒武系基底之上发育厚度达3 000 m的寒武系—奥陶系碳酸盐岩，晚奥陶世之后以碎屑岩沉积为主。塔中隆起形成于中晚加里东期，定型于早海西期[10-11]，是寒武系—奥陶系碳酸盐岩组成的背斜隆起，并发育北西向的逆冲断裂与北东向走滑断裂（图1）。目前，塔中隆起已提交天然气三级地质储量逾8 000×108m3，主要分布在北部斜坡带的奥陶系碳酸盐岩（图1）。此外，志留系—石炭系碎屑岩、寒武系碳酸盐岩等也有油气发现。

塔中凝析气田产层主要为上奥陶统良里塔格组礁滩体储层与中下奥陶统鹰山组风化壳储层，埋深一般介于5 000～7 000 m。奥陶系古老碳酸盐岩成岩胶结作用强烈，原生孔隙不发育，次生溶蚀孔、洞、缝构成了复杂的非均质储集体[7,10-12]。其中，良里塔格组台缘带礁滩体孔洞发育[10]，储层孔隙度介于2%～6%、渗透率介于0.1～5.0 mD，为致密基质储层，而局部大型缝洞体孔隙度多大于6%；鹰山组风化壳以岩溶缝洞体储层为主[7]，广泛分布于北部斜坡带，呈条带状、团块状沿断裂带发育。

塔中凝析气田以凝析气藏为主，并存在正常油藏、弱挥发油藏、重质油藏、干气等多种类型的油气藏[4-7,10-14]。根据塔中隆起奥陶系凝析气藏凝析油含量及其在地层条件下的赋存状态，将塔中凝析气藏分为带油环凝析气藏、无油环中—高含凝析油凝析气藏和无油环低（微）含凝析油凝析气藏[14]，油气相态复杂多样。由于塔中隆起奥陶系碳酸盐岩储层与油气藏形成演化过程复杂多样，不同井间油气产量、相态、气油比、天然能量及产出的稳定性变化大，勘探开发面临一系列技术难题[10-15]，并制约了塔中凝析气藏的效益开发。

2 次生凝析气藏

2.1 次生凝析气藏的证据

前期研究成果中关于气侵形成次生凝析气藏的证据较少[4-7]。笔者通过油气藏解剖结合地球化学分析，明确了判别次生凝析气藏的一系列证据。

地球化学指标研究结果多揭示塔中隆起凝析气藏的油源主要来自中上奥陶统烃源岩[8-9]，但近年来的钻探表明塔中隆起及其邻区中上奥陶统缺乏有效烃源岩，而在深部下寒武统发现了优质的烃源岩[16-17]，塔中隆起凝析气藏的油源主要来自下寒武统烃源岩的可能性更大[18-20]。热演化史分析结果表明，下寒武统烃源岩在埋藏过程中，在加里东晚期—晚海西期可能形成大量的石油，而天然气则形成于喜马拉雅晚期深埋过程中[10-13]。由此可见，塔中隆起具有通过早期成油、晚期气侵，形成次生凝析气藏的地质条件。

塔中凝析气田天然气总体上以中—高含硫、低—中含氮气、低—高含二氧化碳的天然气为主，天然气干燥系数介于0.89～0.98，原油密度较高（多大于0.8 g/cm3），呈现“气干油重”的特征。塔中凝析气田天然气不具有湿气特征，不同于原油同期生成的伴生气。因此，塔中凝析气田即使有中上奥陶统烃源岩的贡献，也很难同时在喜马拉雅期生成中等成熟度的石油与高熟的干气。塔中凝析气田原油总体上具有低密度、低黏度、低胶质＋沥青质含量、中低含蜡、中低含硫的特征。不同井点的原油性质有较大差异，并出现高密度、中高含蜡量、中等含硫量的异常。值得注意的是，在凝析气藏中可能出现局部的油藏。M62井区最为典型，该井区的M621井呈现局部正常原油特征，原油密度大于0.85 g/cm3，气油比低于400 m3/m3，揭示凝析气田中局部气侵较弱的部位仍保留古油藏。

庚烷值和异庚烷值可以作为划分原油成熟度的标准[21]。庚烷值和异庚烷值分析结果表明，塔中凝析气田中西部奥陶系原油均分布于脂肪族曲线上方的区域（图2-a），呈现相似的腐泥型—混合型有机质烃源岩特征，而且油与凝析油均处于高成熟阶段。油与凝析油的碳同位素一致（图2-b），说明凝析油并非比油的碳同位素重，不是更高成熟凝析气生成阶段的产物。综合相关资料分析，凝析油与正常油的成熟度相当，并非形成于后期更高成熟度阶段，而可能是油藏遭受气侵改造而成。

原油的蜡通常为碳数大于nC22的正构烷烃，以藻类和细菌为主要有机质来源的塔里木盆地寒武系烃源岩生成的原油一般低含蜡[10]，而塔中凝析气田原油出现异常高的含蜡量，鹰山组原油含蜡量介于5.75%～10.29%，良里塔格组原油含蜡量高达16.08%。高含蜡量原油一般受控于原油成熟度、油气藏类型、气洗作用和原油运移作用[22]。由于高含蜡量原油主要出现在气侵强烈的高气油比井中，其原油成熟度、油气藏类型和原油运移作用与邻井相近，这些原油很可能是油藏受气侵之后nC22以上的正构烷烃相对富集形成的次生高蜡油。另外，油藏受气侵之后容易形成沥青质沉淀（图3），这种现象在凝析气藏中比较普遍。

综合流体包裹体资料分析，塔中隆起奥陶系凝析气藏中检测到3期与油气包裹体共生的盐水包裹体。第一期包裹体均匀密集或成群成带分布于重结晶粒屑、微—细晶方解石中，为深褐色的液烃包裹体，盐水包裹体均一温度一般介于70～90 ℃。第二期烃类包裹体丰度高，成群、成带分布于溶蚀孔洞早期充填的方解石矿物中，多呈深褐色的液烃包裹体，并出现气液两相包裹体，盐水包裹体均一温度介于90～120 ℃。第三期烃类包裹体发育于溶蚀孔洞晚期充填的方解石中，发育丰度较高，气液两相包裹体和气相包裹体的含量增多，液烃呈强的浅蓝绿色、浅绿色及浅黄色荧光，气烃呈弱黄色荧光，包裹体均一温度介于120～150 ℃。三期包裹体均一温度峰值分布对应热史曲线上的晚加里东期与晚海西期成油期，以及喜马拉雅期的天然气充注期[11,23]。这些丰富的包裹体资料支持塔中隆起存在古油藏的认识，并确证天然气形成于喜马拉雅期。

2.2 次生凝析气藏成因与气藏类型

研究结果表明，塔中隆起北部斜坡带广泛分布古油藏[5,7,10]，尤其是良里塔格组台缘礁滩体上覆巨厚的上奥陶统桑塔木组泥岩，保存条件优越，存在大量前新生代形成的古油藏。在喜马拉雅期气侵过程中，可能形成次生凝析气藏，并形成前文所述的油气特征。

值得注意的是，形成凝析气藏的前提不仅需要烃类物系中气体数量多于液体数量，而且地层温度介于临界温度与临界凝析温度之间，地层压力超过该温度时的露点压力[1-3]。塔中隆起寒武系—奥陶系碳酸盐岩凝析气藏临界温度与临界凝析温度差异大，地层温度介于其间，具备形成凝析气藏的温度条件。但是，地层温度所在的地层压力与该温度下的露点压力比较接近，尤其是塔中凝析气田东部的凝析气藏（表1），表明凝析气藏的相态对地层压力极为敏感。通过压力推算，在新生代沉积前，即便有大量天然气的充注，大多数气藏的地层压力仍低于露点压力，难以形成凝析气藏。M4井区石炭系油气藏埋深浅，地层压力小，天然气较多的部位形成气藏或气顶。在塔中隆起东部M62井区，尽管有大量的晚期天然气充注，在凝析气藏的开采过程中由于地层压力的亏空，部分凝析气藏很快出现油气分异，并随着天然气产量的减少形成原油产出为主的现象。因此，地层压力的对凝析气藏的形成具有重要的控制作用。

表1 塔中隆起碳酸盐岩凝析气藏地层压力与温度数据表

综合分析认为，在喜马拉雅期深埋过程中，塔中隆起深部形成大量的原油裂解气或干酪根裂解气，并通过断裂带向上部奥陶系碳酸盐岩已形成的古油藏中运移，并溶解于油藏中形成溶解气。随着天然气气侵的增加，油藏中溶解的天然气渐趋饱和，形成弱气侵挥发油藏（图4-a）。M45、D15井区多见这种类型的油藏，气油比低于500 m3/m3，处于凝析气藏形成的前期阶段。随着油藏埋深增大，地层压力逐渐高于临界压力，以及气侵的加强，油藏顶部的原油可能溶于天然气中，从油相向凝析气相发生转化，从而形成带凝析气顶的油藏（图4-b）。M622井区存在该类型油藏，该井在凝析气生产一年后，开始产出正常原油。由于天然气的供给不断增长及地层压力的增大，原油不断反溶于天然气中，成为底部带油环的凝析气藏（图4-c）。这种类型的凝析气藏在M62井区较多。伴随地层温度与压力的持续增长，圈闭中注入的天然气量可能溶解所有的原油，或是圈闭不足以保存油环时，可能形成无油环的中高凝析油—微凝析油含量的凝析气藏（图4-d）。D8—M83井区大多凝析气藏属于这种类型，气油比一般大于1 000 m3/m3，凝析油产量低。此外，塔中隆起的凝析气藏也可能存在气洗（蒸发分馏）机制[24]，随着深部裂解气沿断裂带向上侵入，规模较小的古油藏受后期大量高成熟天然气的“气洗”作用，形成芳烃富集的凝析油，并导致含蜡量增高。同时，邻近断裂带的奥陶系碳酸盐岩缝洞体油藏压力条件容易遭受破坏，原油中轻分子组分以气相形式发生分馏形成凝析气。

由于喜马拉雅期塔中隆起寒武系—奥陶系碳酸盐岩基质储层致密、缝洞型储层分布复杂，即使同一井区不同部位的气侵程度也有很大的变化，受气侵程度与古油藏规模差异的影响，不同类型油气藏流体相态与流体性质差异极大。随着油藏中天然气的不断注入，原油不断溶于天然气时，在古油藏中形成凝析油含量很高的凝析气顶，并导致油重气干的流体差异[10]。

3 原生凝析气藏

塔中隆起较多凝析气藏是古油藏遭受气侵而形成的次生凝析气藏，但综合相关资料分析塔中隆起也存在原生凝析气藏。

3.1 原生凝析气藏的形成条件

较多的研究成果认为，塔中隆起的天然气主要为油型裂解气[5-7,25-27]，可能与深部的古油藏原油裂解有关，也可能来自深部烃源岩中未排出的原油与运移输导通道的分散油裂解。天然气甲烷碳同位素可以判别天然气的来源[25-26]，塔中凝析气田δ13C1值介于－56‰～－35‰（图5），主要为原油裂解气。塔中隆起部分凝析气藏高含H2S[10,28]，是天然气经过中寒武统盐膏层时发生硫酸盐热化学还原反应的产物[11,29]，表明为下寒武统原油裂解气。由于塔中隆起及其周缘寒武系—下奥陶统在喜马拉雅晚期深埋至8 000 m以深，进入原油裂解的门限，原油裂解气容易溶解尚未裂解的原油而形成凝析气，而深层烃源岩中与输导通道中的分散液态烃更可能裂解直接形成凝析气，在向上运移过程中可能聚集在缺少古油藏的圈闭中形成原生凝析气藏。这类凝析油的成熟度高，轻组分较多，可能具有运移分馏作用形成的油环。

塔中隆起周边坳陷区寒武系烃源岩在喜马拉雅期已进入过成熟干气阶段，但塔中隆起的斜坡部位与邻近的满西地区部分烃源岩干酪根镜质体反射率（Ro）可能低于2.0%，具有生成凝析气的地质条件[5,9-10]。塔里木盆地台盆区寒武系与奥陶系烃源岩以腐泥型—混合型干酪根为主，当Ro＝1.2%～2.0%时，由于C—C链断裂与溶解天然气释放，气态烃不断增加而液态烃不断减少，轻质油随温压增加出现逆蒸发，溶于气相而成为凝析气藏。这种干酪根裂解形成的原生凝析气藏在塔北隆起轮南东部地区已得到证实[30]（图5），其油气源来自东边满东凹陷斜坡区的高—过成熟烃源岩。

近期的地球化学研究结果表明，塔中隆起天然气复杂多样，同时存在原油裂解气和干酪根裂解气的混合体[27]，可能既有寒武系烃源岩，也有中上奥陶统烃源岩的贡献[10,31]。来源于寒武系烃源岩的天然气处于高成熟—过成熟阶段，以原油裂解气为主；而处于成熟阶段的天然气很可能来源于周边深层中上奥陶统烃源岩干酪根的裂解气。因此，干酪根裂解气也很可能存在，从而形成特征复杂的混合气。

3.2 原生凝析气藏成因与类型

综合分析认为，塔中隆起凝析气藏具有多种原生凝析气藏的成因模式。

塔中隆起东部地区缺少古油藏，同时有利于接受来源于已证实的满东地区中上奥陶统烃源岩生成的油气，在喜马拉雅期形成的干酪根裂解气向隆起高部位缺少古油藏的圈闭中运聚，可能形成干酪根生成的低凝析油含量的凝析气藏（图6-a）。

研究结果表明，塔中凝析气田气源主要来自于原油裂解气[4-7]，原油裂解气的来源可能来自深部的古油藏、输导路径与烃源岩中滞留的分散液态烃，液态烃裂解的油型气初始阶段溶于古油藏中，但随着裂解气与轻烃的增长，凝析气可能分离为气液两相，并伴随温压的增长导致原油中的轻质组分反溶于天然气中。由于喜马拉雅期寒武系—奥陶系地层温度介于临界温度和临界凝析温度，地层压力普遍高于露点压力，可能形成大量的深部凝析气源。在缺少古油藏的凝析气源地层中，就近形成原生凝析气藏（图6-b）。

此外，在喜马拉雅期的温度压力条件下，凝析气向上运移过程中的相态不变，在奥陶系上部缺少古油藏的圈闭中，聚集形成原生凝析气藏（图6-c）。后期凝析气充注到已有凝析气藏或少量原油的圈闭中也可能形成原生凝析气藏（图6-d）。如M162井下奥陶统天然气以偏干的凝析气为主。此外，凝析气继续向上运移过程中，可能在奥陶系上部的古油藏中聚集，进一步溶解原油，形成次生凝析气藏与原生凝析气藏共生的现象（图6-d）。当然，在向上运移过程中，由于温度压力降低，地层压力趋近露点压力时则析出凝析油，形成带油环的次生凝析气藏，也可能形成带凝析气顶的油藏，而缺少气侵的油藏仍保持油藏特征。

由于凝析气藏成因多样，储层非均质性极强，晚期气侵的程度与古油藏规模的差异，造成塔中凝析气田复杂的流体性质与相态，很多油气井的流体相态具有接近临界露点压力与饱和压力的特征，从而形成气油比变化极大、凝析油含量变化极大的复杂流体分布的非常规碳酸盐岩凝析气田，并导致油气产出的复杂性[10-11]，需要采取针对性的开发措施。

4 结论

1）塔中凝析气田存在次生与原生成因的两类凝析气藏，凝析气源主要来自8 000 m以深的原油裂解气与干酪根裂解气，其成因主要受控于喜马拉雅期深埋的压力系统。

2）在古油藏基础上，受控气侵强度与古油藏规模，形成气侵与气洗两种机制的次生凝析气藏，出现古油藏逐步演变为挥发油藏、含气顶油藏、带油环凝析气藏、中—高含凝析油和低含凝析油的凝析气藏。

3）超深下寒武统凝析气源可能就近聚集，或是运移到浅层缺少古油藏的圈闭中形成原生凝析气藏。

4）由于塔中隆起天然气的来源、气侵强度与古油藏规模的差异，形成了不同的油气藏模式，并导致了复杂的流体性质、相态与油气产出，不同于常规凝析气田。