塔中隆起FII21断裂带油气成藏过程与多相态成因

关键词：油气藏相态；走滑断裂；翼尾构造；蒸发分馏；奥陶系；塔中隆起

引言

近年来，塔里木盆地海相超深层油气勘探取得了一系列重大突破，揭示古老的海相碳酸盐岩油气资源潜力巨大，是油气勘探的重要接替领域[12]。经过长达30年的勘探开发，已在奥陶系分别建成轮南塔河巨型风化壳油田和塔中礁滩体风化壳型凝析气田，其中，塔中地区奥陶系油气富集面积逾2000km2[34]，随着勘探开发的不断深入，突破了“古隆起控富，斜坡聚集”传统地质认识，逐步开展了断控油气藏的勘探开发，并于北部拗陷高效建成年产能超300 104t的超深走滑断裂断控油气田富满油田，成为全球断控油气田勘探开发的典范[57]。

勘探开发揭示，塔里木盆地台盆区奥陶系多相态油气藏共存，在近几年突破的富满顺北、塔中三区等区域，油气相态在同一走滑断裂带内部出现较大差异，油气分布极为复杂。张水昌等[8]通过与国外典型含油气盆地烃类物性与组分的对比，提出富满、顺北及塔中地区轻质油藏和凝析气藏属于原生型热演化成因轻质油藏和凝析气藏，而轮古东地区凝析气藏为晚期气侵改造型次生凝析气藏。Zhu等[9]认为台盆区油气相态的差异与多期油气充注及次生蚀变作用相关，喜马拉雅期原油裂解气的充注是塔中地区奥陶系凝析气藏形成的重要原因。马安来等[10]指出，顺北1号和5号断裂带内保存了大量原生轻质油藏和凝析气藏，长期处于低地温背景，加之油气藏次生蚀变作用弱是轻质油藏和挥发油藏保存至今的关键因素，而由顺北顺托顺南古隆古城地区奥陶系地温逐步升高，导致原油大规模裂解，使得油气藏相态平面呈现由轻质油藏挥发油藏凝析油气藏干气藏的有序变化。田军等[6]指出下寒武统烃源岩多期生烃、走滑断裂的多期活动与中寒武统膏盐层共同控制了富满油田油气分布格局。油气藏相态的形成机制已成为当前研究的热点与重点，对于预测塔里木盆地超深层油气流体性质与资源潜力评价具有重要意义。

FII21断裂带位于塔中三区，为NE向断裂，油气沿断裂带及周缘富集，已成为塔中三区增储上产的主力区域，然而，沿断裂带油气藏相态分布复杂，油气分布认识不清对油气勘探开发造成了一定困扰。前人对于塔中三区油气相态的分布及成因已经做了大量研究，但结果存在较大差异。Li等[11]提出临近三区的顺7井凝析气藏形成与晚期盐下原油裂解气的大量充注改造密切相关。Su等[12]指出塔中西部地区凝析气藏的形成受走滑断裂与I号断裂带的共同控制，临近I号断裂带凝析气藏的形成受晚期干气充注，而走滑断裂带内部凝析气藏主要为湿气充注改造形成的饱和凝析气藏。Shen等[13]认为喜马拉雅期原油裂解气沿塔中I号逆冲断裂带及羽状走滑断裂带的大规模充注是塔中地区凝析气藏形成的重要原因，赵星星等[14]对塔中三区油气相态平面分布趋势进行了划分，认为寒武系烃源岩差异热演化、油气多期多源混合充注及走滑断裂的垂向疏导是造成三区奥陶系多种相态油气藏共存的重要原因。

以上研究仅存于宏观层面，差异较大，且对走滑断裂带内及周缘流体的差异分布并未做出详细研究。近期对塔中三区相邻区块顺北4号断裂带的研究指示烃源岩的差异演化及原位油藏的裂解程度不同造成多相态油气藏相态并存[15]，FII21断裂带多相态油气藏成因机制尚不明确。本文在断裂构造解析的基础上，结合前人研究资料，利用油气地球化学分析手段，系统分析FII21断裂带多相态油气藏成因机制，并建立成藏演化模式，以期对塔中地区油气勘探提供一定参考。

1地质背景

1.1区域地质概况

塔中隆起位于塔里木盆地中部，为一个平面呈NWW向倾伏发育、西宽东窄的大型古隆起，北部以塔中I号断裂带为界与阿满过渡带相接，区域面积约2.2 104km2（图1）。

塔中隆起经历多期构造运动，形成于晚加里东期，于早海西期定型，为一在寒武系奥陶系巨厚碳酸盐岩巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性古隆起，期间发育多套不整合面，全区奥陶系鹰山组与一间房组存在不同程度的剥蚀[3，16]。塔中地区具有以奥陶系碳酸盐岩为主的多套储盖组合与含油气层段，近年来，随着断控油气勘探开发的不断突破，塔中地区油气勘探主要围绕一系列大型走滑断裂带展开，目前主要产层为鹰山组、一间房组及良里塔格组[4]。

1.2走滑断裂带展部特征

FII21断裂带位于塔中三区，断裂整体呈NE向分布，断裂带全长约43km。奥陶系灰岩顶界面相干属性图（图2a）显示，断裂活动强烈，断裂带基本贯穿奥陶系，呈现斜列与叠覆形态，并于断裂带的中北部发育分支断裂，断裂向北延伸至塔中I号构造带附近消亡，尾部断裂消亡撒开发育翼尾构造。邬光辉等[17]对塔中地区翼尾构造成因已做过详细论述，认为它是走滑断裂消亡标志，由断裂尾端扩列生长连接形成，地堑内多发育有次级断裂，变形机制极为复杂，成为调节塔中I号断裂带的强压扭变换带，并控制了塔中三区宽缓平台区的构造面貌。剖面显示，FII21断裂带向下断至寒武系基底，向上断至石炭系消亡。断裂在寒武系发育单一断裂面，局部发育的分支断裂呈正花状构造，至奥陶系碳酸盐岩顶面，分支断裂发育较多，主要发育半花状构造及负花状构造，需要注意的是，奥陶系碳酸盐岩顶面断裂带垂向高差达150m，翼尾地堑构造部位落差达443m，断裂带规模从南到北逐渐增大，是变形与应变的集中部位。志留系走滑断裂主要发育负花状构造（图2）。可见深大断裂的发育沟通底部寒武系烃源岩，为奥陶系油气运移提供了良好的运移通道，同时，断裂破碎作用也为奥陶系油气聚集提供了良好的储集条件[7，18]。

2油气藏相态及分布特征

2.1油气藏相态

油气藏流体PVT相图是确定油气藏相态最可靠的手段。FII21断裂带翼尾构造北部ZG14–H7井有较低的临界凝析温度（314.6 C）与临界蒸发压力（58.64MPa），临界温度低（123.0 C），临界凝析压力为31.31MPa，油藏温度与压力为140.0 C和66.80MPa，PVT相图显示，油气藏温度位于临界温度和临界凝析温度之间，油气藏相态为未饱和凝析油气藏（图3a，图中，C临界温压点；R油藏状态点；pm临界凝析压力，MPa；Tm临界凝析温度， C）。断裂带翼尾构造带南部区域的ZG15井及ZG291–H12井油气藏临界凝析温度较高，分别达到412.0 C与396.3 C，临界蒸发压力分别为33.44与21.89MPa。PVT相图中，ZG15井与ZG291–H12井油藏温度均位于临界温度的左侧，远离临界点，油藏压力位于凝析包络线的正上方，油气藏相态为未饱和油藏（图3b，图3c）。PVT实验中获得的井流物流体组成是划分油气藏流体相态的简便方法。断裂带北部ZG14–H7井油气藏井流物C1+N2含量在85%左右，C7+含量为5%，C2 C6+CO2含量为12%，图版显示其处于凝析气藏范围。ZG15井C1+N2含量为53%，C7+含量为29%，C2 C6+CO2含量为18%，图版显示其处于挥发油藏范围。ZG291–H12井C1+N2含量为41%，C7+含量为42%，C2 C6+CO2含量为17%，图版显示其处于正常原油油藏范围（图3d）。由此可见，沿FII21断裂带多相态油气藏并存，断裂带翼尾构造带北部发育凝析气藏，南部依次发育挥发油藏与原油油藏。

2.2油气性质及分布特征

FII21断裂带奥陶系油气藏原油物性统计结果见表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，原油蜡含量在2.2% 11.4%，胶质+沥青质含量在0.12% 2.00%，硫含量分布于0.0329% 0.5120%，油藏气油比在136 5274m3/m3（图4），油气藏间原油密度、蜡含量与气油比参数差异较大。

分区来看，断裂带北部ZG14井区具有较低的原油密度（均值在0.780g/cm3）与较高的气油比（均值为4536m3/m3），原油蜡含量变化较大，黏度、胶质+沥青质含量与硫含量较低，具有典型凝析气藏特征。断裂带中部ZG15井区原油密度均值在0.800g/cm3左右，与断裂带北部ZG14凝析气藏井区相比其原油密度具有升高趋势，而气油比明显降低，仅有ZG15–H4井达到739m3/m3，具有挥发性油藏特征。断裂带南部ZG29ZG291井区原油密度较高，在0.807 0.826g/cm3，原油黏度、蜡含量、胶质+沥青质含量及硫含量相对较高。油藏气油比较低，在136 366m3/m3（图4）。

总体而言，FII21断裂带奥陶系油气藏原油具有四低一高特征，即原油密度黏度低，胶质、沥青质及硫等极性组分含量低，原油蜡含量相对较高，其值变化较大。研究表明，原油中较高的蜡含量可能存在多重原因，如生烃母质的组分差异及气侵入、生物降解等后期次生改造作用[19]。凝析气藏区至油藏区胶质+沥青质含量有增加趋势，与原油密度变化呈正相关，原油中硫含量也呈相似变化规律，推测与硫元素主要在极性组分中富集相关。从平面分布来看，原油密度及气油比参数的变化与走滑断裂分段构造密切相关，翼尾构造北部具有全断裂带最高的油藏气油比值与最低的原油密度，翼尾构造南部区域原油密度呈增高趋势（表1，图4）。

FII21断裂带油气藏天然气主要组分为烃类、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%，天然气干燥系数在0.76 0.96，由此可见，FII21断裂带油气藏中干气与湿气并存，非烃气体较高的CO2与N2含量可能由酸压过程中的空气污染造成，在此不做讨论，值得注意的是，天然气中H2S含量与干燥系数具有一定的相关关系（表2）。

分区来看，断裂带北部凝析气藏ZG14井区天然气中甲烷含量高，干燥系数基本在0.95之上，具有典型干气特征，H2S含量在整个断裂带油气藏中具有最高值。断裂带中部挥发性油藏ZG15井区天然气干燥系数在0.83 0.89，H2S含量在0.25% 0.28%，具有湿气特征。断裂带南部ZG29ZG291井区天然气干燥系数较低，ZG291–H12井降低至0.76，H2S含量普遍低于0.22%。

从平面分布来看，天然气干燥系数的变化同样与走滑断裂分段构造密切相关，翼尾构造北部具有全断裂带最高的干燥系数，具有典型干气特征，翼尾构造南部区域干燥系数呈显著较低趋势，为湿气，分布趋势与原油密度及油气藏气油比参数基本一致（图4）。

3油气来源

3.1原油来源

由于类异戊二烯化合物姥鲛烷（Pr）及植烷（Ph）对成岩环境异常敏感，故可作为分析生烃母质沉积环境的有效参数[20]。FII21断裂带原油Pr/Ph分布在0.95 1.22，均值为1.03，指示烃源岩沉积于还原环境。Pr/nC17及Ph/nC18的关系图可划分烃源岩母质类型与热演化程度[21]，FII21断裂带原油Pr/nC17及Ph/nC18分别为0.24 0.46和0.30 0.53，分析可见，生烃母质处于海相II型干酪根区域内，仅有部分落入海相IIIII型干酪根区域内，烃源岩沉积环境为还原环境，原油成熟度中等（图5a）。

芳烃中二苯并噻吩/菲（DBT/P）也可较好地指示沉积环境，Hughes等建立的Pr/PhDBT/P图版也可以划分烃源岩的沉积环境[22]，FII21断裂带原油DBT/P在0.017 1.570，图版分析指示其处于Zone1B（海相碳酸盐岩烃源岩及泥灰岩）、Zone2（贫硫湖相烃源岩）与Zone3（海相及湖相烃源岩）的交界区域，与顺北地区原油分布特征相似，FII21断裂带原油可能与北部阿满过渡带的顺北油田和富满油田同源（图5b）[2324]。

塔里木盆地台盆区海相油气来源素有争议，学术界普遍认为下古生界古老克拉通盆地内部沉积了下寒武统下奥陶统及中上奥陶统两套烃源岩[2527]。前期的研究工作认为，中上奥陶统烃源岩生物标志化合物主要表现为“六低一高”分布模式，而台盆区原油的生物标志化合物分布特征与此相同，由此推断台盆区主力烃源岩为中上奥陶统烃源岩[2829]，然而，近期研究表明，传统生标参数在高热演化阶段大量裂解甚至趋于消失，从而失去油源指纹意义[30]。轻烃指纹分析可作为高演化阶段油源的对比的有效手段。

前人通过塔中东部井区轻烃指纹的对比认为其原油及凝析油具有相同来源，Sun等[31]在台盆区原油中检测到了大量芳构化类异戊二烯烃化合物，指示原油来源于寒武系烃源岩。分析指示与FII21断裂带原油轻烃指纹分布特征基本一致，且与北部阿满过渡带的MS1井、FY201–H6井、YM801–H6井及SB53X井指纹分布特征相似（图6a），与先前报道的中上奥陶统烃源岩分布特征具有明显的差异性（图6b）[30]。因此，FII21断裂带原油与北部阿满过渡带富满及顺北油田原油同源，油气来源于下寒武统烃源岩。

3.2原油成熟度

原油是由多种化合物组成，因此，原油成熟度可由不同类烃组分的地球化学参数综合反映[20]。对于多期成藏的海相叠合盆地而言，原油成熟度是多期油气充注的综合反映，此外油气成熟度也广泛用于油气充注及示踪过程研究[32]。

甾烷中C29甾烷异构化指标C2920S/（20S+20R）和C29αββ/（ααα+αββ）常用于表征原油成熟度[20]。FII21断裂带原油C29αββ/（ααα+αββ）在0.54 0.67，C29（20S）/（20S+20R）在0.43 0.61（表3），ZG14井区与ZG15井区具有较高的成熟度。图版分析显示，断裂带北部的ZG14井区与中部ZG15井区达到平衡值，拟合的成熟度达到0.8%以上，其中，ZG14井区成熟度最高，而断裂带南部的ZG291井区原油并未达到平衡值，原油成熟度较低（图7）。研究表明，生物降解等次生蚀变作用或多期油气的混合充注会造成C29甾烷异构化指标的异常分布，在顺北地区的研究表明，多期原油的混合充注是造成原油中C29甾烷异构化指标的异常分布的重要原因[33]。对于塔中西部地区原油遭受生物降解的研究鲜有报道，赵星星等的分析指示位于FII21断裂带南部隆起高部位的ZG291–H12井原油并未遭受生物降解作用[14]，由此推测，FII21断裂带原油C29甾烷异构化指标的异常分布由多期油气充注造成。

对于成熟高成熟原油而言，芳烃甲基菲指数及烷基二苯并噻吩比值等是良好的成熟度参数[35]，已在台盆区得到了广泛应用[36]。FII21断裂带原油MPI1在0.54 0.96，MPI2在0.64 1.05，根据Radke提出的利用MPI1计算出的等效成熟度[37]来看，断裂带原油成熟度RC1为0.72% 0.98%，RC2为1.72% 1.97%（表3）。由于甲基菲比值与等效成熟度之间分布呈两段式，转折点对应RC1为1.30%左右，考虑到断裂带中部与南部主要发育挥发性油藏与原油油藏，因此，其原油成熟度应该在0.72% 0.81%，而北部的ZG14井区为凝析气藏，其可能为烃源岩高演化阶段的凝析气藏，对应的成熟度应该在1.72% 1.88%，若其为气侵所形成的次生凝析气藏其对应的成熟度应该在0.82% 0.98%。由此可见，尽管ZG14井区原油成熟度存疑，但原油成熟度分布的差异指示FII21断裂带油气藏经历多期油气充注。烷基二苯并噻吩比值（4MDBT/1MDBT）在3.48 8.41（表3），与MPI1呈良好相关关系，断裂带北部ZG14井区原油具有较高的成熟度，中部与北部区域原油成熟度相对较低（图8）。

Thompson提出原油轻烃中的庚烷值、异庚烷值是判识原油成熟度的有效指标，并制定了腐泥型和腐殖型两种类型有机质热演化曲线[38]。FII21断裂带原油正庚烷值（H）和异庚烷值（I）分别为39.19 43.70、1.80 3.47（表3）。图版分析显示，断裂带中部与南部的ZG15井、ZG291–H12井成熟度在1.1% 1.5%，北部ZG14–H7井与ZG14–H11井成熟度大于1.5%（图9），与甾烷及芳烃甲基菲指数所拟合的成熟度具有显著差异。甲基单金刚烷指数（MAI）与甲基双金刚烷指数（MDI）也是用于指示高熟原油成熟度的有效指标[39]。Zhou等的研究指示断裂带北部的ZG14–H1井具有较高的MAI与MDI[34]，分别达到65、44，与中部的挥发性油藏ZG15井区相比其值较高，拟合的等效成熟度显示ZG14–H1井为1.51%，中部的ZG15与ZG15–5H分别为1.44%、1.34%（表3）。

上述C29甾烷异构体、甲基菲指数、轻烃参数、甲基双金刚烷指数所判定的原油成熟度存在较大的差异，有各类指标具有成熟度区间限制的原因，但更大程度上是油气藏受多期油气混合作用造成。此外，原油成熟度沿断裂带呈梯度性变化也间接指示FII21断裂带油气藏受到多期油气充注。

3.3天然气成因

FII21断裂带甲烷天然气碳同位素在52.2‰ 47.9‰，天然气碳同位素呈正序分布（表2）。前文天然气组分分析表明，FII21断裂带天然气组分差异较大，干气与湿气并存，其成因尚不明确。Su等通过对塔中地区奥陶、寒武系天然气组分及碳同位素的分析指出，塔中西部奥陶系天然气碳同位素偏轻，晚期高过成熟原油裂解气的贡献较少，凝析气藏的形成与湿气充注密切相关[4041]，与塔中东部地区凝析气藏的形成机制存在明显的差异，然而田辉等的黄金管热模拟试验指示，在达到一定的阈值前，天然气碳同位素随着加热温度的增加呈缺失趋势，超过阈值后呈富集趋势[42]，因此，具有较轻碳同位素的天然气也可能为原油裂解气。近期突破的顺北4号断裂带位于FII21断裂带北部坡下地区，马安来等通过天然气组分的分析指出顺北4号断裂带天然气为干酪根裂解气与原油裂解气的混合天然气，其凝析气藏为原生凝析气藏，与烃源岩热演化程度密切相关[15]，Shen等利用δ13C2–δ13C3与C2/C3的分析图版指示塔中三区凝析气藏天然气为原油裂解气[13]，研究结果存在较大的差异。

Rooney等提出可利用天然气碳同位素的差值推算出天然气生成时的温度[43]，具有较好的应用效果。图版显示ZG14井天然气生成温度高于170 C，ZG15井天然气生成温度较低，图版无法显示，与FII21断裂带邻近的S7井相比，其天然气生成温度基本相似，ZS1C井天然气形成温度高于此（图10）。前期研究已证实ZS1C井天然气为原油裂解气[11]，钻探结果表明，FII21断裂带奥陶系储层温度低于155 C，由此推断，断裂带凝析气藏区天然气可能为喜马拉雅期深埋作用下寒武系源外源内滞留烃的裂解气，凝析气藏的形成可能与晚期大量原油裂解气的充注改造有关，结合前期研究成果可知，断裂带北部天然气主要为原油裂解气，中部与南部的天然气主要为干酪根裂解气。

4成藏演化过程

依据下寒武统玉尔吐斯组烃源岩生烃史、构造演化史、油气成藏期次的分析，塔中隆起主要有晚加里东期、晚海西期（晚二叠纪）和喜马拉雅期等3期油气充注[3，4445]。据此，为更好地揭示FII21断裂带油气差异性聚集机制，本文依据上述分析建立了其油气成藏演化过程。

晚加里东期是FII21断裂带奥陶系油藏的初次成藏期。受上奥陶统巨厚泥岩快速沉积影响，北部拗陷烃源岩进入生油窗，油气沿中寒武统盐膏层向塔中隆起FII21断裂带底部寒武系储层运聚，后沿走滑断裂带发生垂向充注，其中，断裂带翼尾地堑部位为有利充注点，至奥陶系后沿一间房组不整合面向地堑两侧运聚成藏，值得注意的是，地堑左侧区域为鼻状隆起区域，风化壳储层发育，提供了良好的油气聚集场所，右侧区域即FII21断裂带北部区域处于构造低部位，不利于油气保存，此区域的油气亦发生侧向调整向构造高部位运聚（图11a）。加里东末期早海西期，受构造隆升影响塔中隆起遭受了广泛的抬升剥蚀，油藏遭受大规模破坏，在志留系形成广泛分布的沥青砂。FII21断裂带位于塔中西部平台区，地层平缓，在此阶段古油藏未被大规模破坏。

晚海西期是FII21断裂带奥陶系油藏的大规模成藏期。在此阶段，北部拗陷烃源岩与底部烃源岩进入生油高峰期，塔中隆起碳酸盐岩油藏大多以晚海西期烃类包裹体为主，包裹体均一温度分布于90 130 C，反映晚海西期油气的大规模聚集[45]，油气自寒武系地层沿翼尾地堑发生强烈充注，运移至奥陶系储层后沿不整合面侧向运聚成藏（图11b）。需要注意的是，晚海西期北部拗陷下寒武统烃源岩埋深超过8000m，可能已经达到原油裂解门限，开始生成较高成熟度的油气[46]。

喜马拉雅期受新构造运动影响，台盆区快速深埋，寒武系盐下古油藏发生大规模裂解，形成大量原油裂解气沿翼尾地堑发生强烈充注，至奥陶纪，储层沿不整合面发生侧向气侵，地堑北部区域处于构造低部位，古油藏保存少，受气侵改造作用强形成凝析气藏，而南部区域由于聚集了大量古油藏受气侵改造较弱，ZG15井区形成挥发性油藏，ZG291井区未受气侵影响，发育原油油藏。至此，形成FII21断裂带从南至北的油气藏相态的梯度变化（图11c）。

5油气藏相态差异性成因

油气藏相态的差异与烃类物系、温度及压力条件密切相关。研究表明，塔中地区凝析气藏的形成均受控于喜马拉雅期深埋作用下的温压系统[47]，FII21断裂带具备形成凝析气藏的温度与压力条件。由前文讨论可知，FII21断裂带油气主要来源于下寒武统烃源岩，因此，关键地质时期寒武系烃源岩的生烃相态是现今油气藏相态的物质基础，而原油进入储层后，在漫长的地质历史时期经历的各种次生改造作用强度定型了油气藏现今的最终相态。研究已证实FII21断裂带原油未遭受生物降解作用，因此，本文从蒸发分馏作用、TSR作用等油气藏次生蚀变作用入手揭示FII21断裂带油气藏相态差异性成因。油气物性、气油比、原油成熟度的分布沿FII21断裂带呈现梯度变化，与断裂带分段构造密切相关，据此在断裂构造解析的基础上，依据油气运移分馏效应参数分析油气沿断裂带的充注与运移特征，揭示断裂带多相态油气藏形成机制。

5.1油气藏次生蚀变作用

蒸发分馏作用常用于解释含油气盆地油气藏相态的多样性。目前大量研究已证实蒸发分馏作用是轮古东地区凝析气藏形成的重要原因[8，48]。FII21断裂带凝析气藏气油比高，天然气干燥系数高且为原油裂解气，具备蒸发分馏作用发生的条件。研究指示，蒸发分馏作用往往会改变原油组分，其中，轻烃组分的变化更加显著：轻烃中正构烷烃的相对丰度降低，环烷烃与芳烃类的相对丰度增高。据此，Thompson提出利用轻烃指标正庚烷/甲基环己烷（nC7/MCH）、甲苯/正庚烷（Tol/nC7）用于蒸发分馏作用强度的评价，随着蒸发分馏作用的增强，Tol/nC7值呈增高趋势[38]。分析显示，FII21断裂带北部的ZG14–H7井与ZG14–H11井具有较高Tol/nC7值，分别为0.77与0.72，中部的挥发性油藏ZG15略低，为0.60左右，南部的ZG291–H12井的值相对较低，为0.32，图版分析显示，与塔中地区已有数据相比，ZG14–H7井与ZG14–H11井显然经历了强烈的蒸发分馏作用，ZG15油藏也经历了一定的蒸发分馏作用，而ZG291–H12井基本未经历蒸发分馏作用（图12）。

金刚烷化合物独特的笼性结构具有极高的稳定性，也常用于原油裂解程度的评价[39]。FII21断裂带（4+3）甲基双金刚烷（MD）含量在58 109 g/g，断裂带北部的ZG14–H1井达到109 g/g，南部ZG15与ZG15–5H分别为58 g/g与67 g/g，指示断裂带北部井区原油经历了一定的裂解作用，然而，FII21断裂带井底温度均小于155 C，低于台盆区原油大规模裂解门限[50]。研究表明，TSR作用可显著降低原油裂解门限，FII21断裂带天然气中硫化氢含量较高的断裂带北部达到7mg/g以上（图13a），但奥陶系并不存在盐膏层，不具备TSR作用的条件，结合地质背景分析，中寒武统地层阿瓦塔格组与沙依立克组发育盐膏层，具备发生TSR作用的条件，高含硫化氢天然气主要由寒武系盐下原油裂解气贡献，ZG14–H1井区较高的（4+3）甲基双金刚烷浓度也与此相关。由此推断，FII21断裂带多相态油气藏的形成与晚期原油裂解气的气侵改造密切相关，北部ZG14井区经历强气侵形成凝析气藏，中部ZG15井区气侵作用较弱形成挥发性油藏，南部ZG291井区未经历气侵保存了早期生成的原油油藏。

5.2油气充注及运移

由前文论述可知，FII21断裂带油气藏相态、油气物性及原油成熟度分布特征与走滑断裂分段构造密切相关。前期的研究工作中众多学者认为塔中I号构造带对塔中地区油气运聚具有重要作用，油气自下寒武统玉尔吐斯组烃源岩沿I号构造带运移至奥陶系储层后沿不整合面侧向运聚成藏[5152]。新的地震资料解释发现，I号构造带将FII21断裂带南北划分为坡上段及坡下段，北部坡下段部分已成为断控坡折，FII21断裂带坡下段不再具备油源断裂潜力。而FII21断裂带坡上段断至基底，沟通寒武系烃源岩，断裂规模大，具备油源断裂的能力，其中翼尾构造带部位纵向上形成地堑构造，断裂带高差大，有利于油气的大规模充注（图13）。分析发现，原油密度、气油比、天然气干燥系数及硫化氢含量等油气组分及物性参数自翼尾地堑构造部位沿断裂带向两侧依次降低，原油成熟度参数4MDBT/1MDBT及MDI也发生规律性变化，指示翼尾地堑构造部位为油气有利充注点，油气自寒武系沿翼尾地堑构造部位发生强烈充注运移至奥陶系储层，随后沿一间房不整合面向两侧发生侧向运聚（图13）。

值得注意的是，仅在地堑北部ZG14井区凝析气藏发育，而地堑南部ZG15井区受气侵程度较弱，发育挥发性油藏。分析认为，FII21断裂带北部长期处于构造低部位，不利于油气保存，走滑断裂带对早期运聚至此的油藏并未形成有效分隔阻挡，致使油气沿不整合面大规模向地堑南部高部位聚集成藏，大规模油藏的存在致使晚期天然气的充注改造影响相对较弱，故而发育挥发性油藏，而地堑北部ZG14井区古油藏少，受气侵影响大，因此发育凝析气藏。油气井生产数据也指示，ZG14井区产能较低，天然气无法稳产，出水率高，而ZG15ZG291井区油气产能高，能够稳产。由此可见，翼尾地堑构造控制了FII21断裂带油气的充注与运移，对其油气分布具有重要的控制作用，其余构造带油气充注规模相对有限，产能也相对较低。

6结论

1）FII21断裂带奥陶系多相态油气藏并存，原油密度、天然气干燥系数及气油比等参数的平面分布趋势与走滑断裂分段构造密切相关，翼尾构造带北部发育凝析气藏，南部依次发育挥发性油藏与原油油藏。

2）FII21断裂带奥陶系油气主要来源于下寒武统烃源岩。C29甾烷异构体、甲基菲指数、轻烃参数和甲基双金刚烷指数等原油成熟度所判定的原油成熟度存在较大的差异，指示奥陶系原油是多期充注混合的结果。原油成熟度沿断裂带呈梯度变化，断裂带北部ZG14井区原油具有较高的成熟度，中部与北部区域原油成熟度相对较低。断裂带北部ZG14井区天然气主要为寒武系盐下原油裂解气，中部与南部主要为干酪根裂解气。

3）喜马拉雅期强烈的蒸发分馏作用是断裂带北部ZG14井区凝析气藏形成的重要原因，翼尾地堑部位为FII21断裂带油气有利充注点，受构造地势影响，晚加里东期与晚海西期生成的原油资源主要于翼尾地堑构造南部鼻状隆起区域聚集成藏。