天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 1: 96 - 110

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.09.008

天然气地球化学

塔里木盆地轮探1井下寒武统超深层油气相态演化定量模拟

  • 陈承声 , 1, 2 ,
  • 邓瑞 1, 2 ,
  • 张海祖 3 ,
  • 王云鹏 , 1, 2
展开
  • 1. 中国科学院广州地球化学研究所有机地球化学国家重点实验室，广东 广州 510640
  • 2. 中国科学院深地科学卓越中心，广东 广州 510640
  • 3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000
王云鹏（1968-），男，山西孝义人，研究员，博士，主要从事油气地球化学与盆地模拟研究.E-mail：.

陈承声（1991-），男，福建仙游人，博士后，主要从事深层油气相态与盆地模拟研究.E-mail：.

收稿日期: 2022-07-15

  修回日期: 2022-09-24

  网络出版日期: 2023-02-07

收起

Quantitative simulation of phase evolution for ultra-deep oil and gas from Lower Cambrian strata of Well Luntan-1 in the Tarim Basin

  • Chengsheng CHEN , 1, 2 ,
  • Rui DENG 1, 2 ,
  • Haizu ZHANG 3 ,
  • Yunpeng WANG , 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry，Guangzhou Institute of Geochemistry，Chinese Academy of Sciences（CAS）； CAS Center for Excellence in Deep Earth Science，Guangzhou 510640，China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China

Received date: 2022-07-15

  Revised date: 2022-09-24

  Online published: 2023-02-07

Supported by

The Strategic Priority Research Program of the Chinese Academy of Sciences(XDA14010103)

the National Natural Science Foundation of China(42273053)

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本文亮点

轮探1井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起，钻遇并揭示下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩，并在8 260 m深的吾松格尔组白云岩储层发现超深层轻质油，展现了塔里木盆地超深层油气良好的勘探前景。已有研究表明轮探1井轻质油主要来源于寒武系烃源岩，但对于该井烃源岩生烃过程及其深层油气相态物性预测还没有进行系统研究。鉴于此，采用盆地模拟和相态模拟相结合的方法，选择适用的相态动力学模型，定量模拟了轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃与油气相态物性演化特征，通过与轻质油实际相态物性特征对比，对吾松格尔组轻质油来源与生成阶段进行了预测。研究结果表明：轮探1井玉尔吐斯组烃源岩在晚加里东期—早海西期以生成正常油为主，具有较低的气油比和较高的黏度、密度；燕山期—喜马拉雅期以生成轻质油—凝析油气为主，具有更高的气油比和更低的黏度、密度。轮探1井吾松格尔组轻质油藏的相态物性特征与玉尔吐斯组烃源岩在晚喜马拉雅期生成的烃类流体吻合，表明该轻质油的形成阶段为晚喜马拉雅期。综合研究认为，轮探1井轻质油是玉尔吐斯组烃源岩处在相对封闭且热演化程度较高（1.00%<R O<1.50%）的地质条件下的生烃产物，进一步说明特定的地质条件和热演化阶段是烃源岩生成轻质油的关键。轮探1井在落实玉尔吐斯组烃源岩存在和良好资源潜力的同时，也进一步证实塔里木盆地深层—超深层良好的轻质油勘探前景。

本文引用格式

陈承声 , 邓瑞 , 张海祖 , 王云鹏 . 塔里木盆地轮探1井下寒武统超深层油气相态演化定量模拟[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(1) : 96 -110 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.09.008

Highlights

Well Luntan-1 （LT-1）， located in the Lunan Low-uplift of Tabei Uplift， the Tarim Basin， drilled and revealed the high-quality source rocks of Lower Cambrian Yuertusi Formation， and successfully found ultra-deep light oil and gas in the 8260-meter-deep dolomite reservoirs of Wusongar Formation. It shows a good prospect for ultra-deep oil and gas exploration in the platform of Tarim Basin. Previous research shows that the light oil from Well LT-1 is mainly derived from the Cambrian source rocks， however， there has been no systematic study on the generation history of the source rocks as well as the phase characteristics and physical properties of the generated oil and gas. In this paper， we quantitatively simulated the hydrocarbon generation history and its staged phase characteristics of the Yuertusi source rocks in Well LT-1 using a combined method of basin modeling and phase simulation after selecting an appropriate phase kinetic model. Then， we predict the generation stage of the light oil from the Wusongar dolomite reservoirs by comparing the real and the modeled phase-physical properties. The results show that the Yuertusi source rocks of Well LT-1 mainly generated normal oils in the Late Caledonian-Early Hercynian period， with low gas-oil ratios but high viscosity and density. The light oil-condensates were generated in the Yanshan-Himalayan period with much higher gas-oil ratios （GORs） but lower viscosity and density. The phase characteristics and physical properties of the light oil from the Wusongar dolomite reservoirs have coincided with the hydrocarbon fluids generated by the Yuertusi source rocks during Late Himalayan period. Comprehensive analysis shows that the light oil in Well LT-1 was derived from the Yuertusi source rocks at the stage of very closed condition and specific thermal maturation （1.00%<R O<1.50%）， further supporting that specific geological and thermal conditions are the key to form light oils in source rocks. The drilling of Well LT-1 in the Tarim Basin further verified the good resource potential of Yuertusi source rocks and confirmed a good prospect of the deep and ultra-deep exploration for light oil and gas in the basin.

0 引言

近年来，塔里木盆地深层—超深层油气勘探取得显著成效，揭示了以台盆区下古生界碳酸盐岩为储层（奥陶系—寒武系）、以下寒武统玉尔吐斯组为主力烃源岩的多期次多相态油气成藏体系［1-5］。勘探研究表明，塔里木台盆区深层—超深层油气资源以轻质油和凝析油气为主，油气资源类型与相态物性特征复杂。塔里木台盆区深层—超深层油气主要来源于下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，然而目前仍然缺乏针对这一古老烃源岩从低成熟到高成熟的生烃演化模拟与油气相态物性预测研究［6-8］。这在一定程度上阻碍了深层—超深层油气资源类型与相态分布预测，也增加了油气勘探难度与开发成本［5，9-10］。开展相关研究对深入认识塔里木台盆区深层—超深层油气系统从源到储的油气相态与物性演化规律具有重要的理论意义和应用价值。
塔里木盆地轮探1井作为亚洲第一深井是塔里木台盆区代表性钻井之一，完钻深度8 882 m，并在8 200 m以深的寒武系白云岩储层中获得高产轻质原油，显示了超深层寒武系良好的勘探潜力［1，4］。该井不仅取得塔里木盆地超深层油气勘探新突破，而且获得下寒武统玉尔吐斯组岩心和岩屑样品，为塔里木盆地下寒武统烃源岩研究提供了良好的契机［1］。虽然针对轮探1井下寒武统玉尔吐斯组烃源岩地球化学特征已有系统研究［4］，然而由于其成熟度高，缺少适用的生烃—相态动力学模型，目前针对轮探1井玉尔吐斯组烃源岩的生烃演化模拟与油气相态物性预测研究还未见详细报道。采用相态动力学（Phase Kinetics）方法研究烃源岩生烃—相态物性特征［11-13］，能够有效预测和评价烃源岩各个生烃阶段的烃类流体组成和相态物性特征，在油气相态研究中展现出很好的应用前景［11-13］。
本文以轮探1井为研究对象，采用盆地模拟与PVT相态模拟技术相结合的方法，选用合适的相态动力学模型，定量研究轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃—相态物性特征，探讨烃源岩生烃与相态物性演化过程对台盆区油气类型和相态多样性的影响与控制作用。恢复轮探1井玉尔吐斯组烃源岩埋藏史、热成熟度史以及生烃史，在此基础上进行烃源岩生烃—相态物性模拟研究，定量恢复各阶段生烃流体相态物性特征并进行源—储油气相态物性对比研究，揭示轮探1井超深层油气可能的来源与形成阶段，为塔里木盆地超深层油气相态预测及演化研究提供新的思路。

1 轮探1井地质概况

轮探1井是塔里木油田钻探于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起的一口风险探井［图1（a）］。该井位于轮南断裂以北［图1（b）］、轮南1井（轮南潜山构造高点）以西约20 km处［图1（a）］，完钻深度8 882 m，重点钻遇下寒武统吾松格尔组（8 165~8 327 m）、肖尔布拉克组（8 327~8 614 m）和玉尔吐斯组（8 614~8 689 m），最深钻遇前寒武系奇格布拉克组（8 689~8 882 m）［1，4］。轮探1井成功钻遇玉尔吐斯组75 m，其中有效烃源岩厚度可达30 m，下段灰黑色泥岩厚18 m，进一步证实了塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩的存在［4，8］。经酸压测试，轮探1井在吾松格尔组（深度约8 200 m）获得重大油气发现，折日产油133.46 m3、天然气4.87×104 m3，证实了8 200 m以深地层依然具备发现原生油藏和优质生储盖组合的可能性［1，8］。
图1 塔里木盆地及研究区地质背景

（a）塔里木盆地构造分区及轮探1井区位置图（据文献［1］修改）；（b）北北东向A—A'地质剖面及地层格架简图（据文献［15］修改）

Fig.1 Geological background of Tarim Basin and the study area

轮探1井所在轮南低凸起位于塔里木盆地塔北隆起带中部，为塔北隆起次级构造单元，东临草湖凹陷，西为哈拉哈塘凹陷，南部斜坡向满加尔坳陷倾没，北部则与轮台断隆相接，整体缺失志留系、泥盆系，导致石炭系及以上地层覆盖在奥陶系潜山风化壳之上（图1）。轮南低凸起构造演化可以划分为5个阶段，分别为早加里东期—早海西期构造稳定期、晚加里东期—早海西期雏形期、晚海西期—印支期抬升剥蚀期、晚燕山期—早喜马拉雅期构造反转期和晚喜马拉雅期最终定型期，涉及寒武系—奥陶系沉积构造层、石炭系—三叠系沉积构造层、侏罗系—白垩系沉积构造层，以及古近系—新近系沉积构造层［14-15］。

2 研究方法

2.1　基于PetroMod的盆地模拟过程

本论文采用斯伦贝谢公司PetroMod2016盆地模拟软件进行轮探1井地质建模，模拟结果可靠性取决于关键参数的筛选和输入，以及最终模型校正的准确性。模型中需要输入的参数有地层数据（岩性、厚度、时代），构造事件（不整合、剥蚀、沉积间断），烃源岩地球化学特征（TOC、氢指数、生烃动力学模型）和边界条件（古水深、古热流、沉积物—水界面温度）等［16-18］。模型校正参数则包括实测的成熟度R O值（Easy%R O）、孔隙度、地层温度和地层压力等［8］。

2.2　多组分相态动力学模型

塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组烃源岩普遍处于高—过成熟度阶段，难以找到合适的低成熟源岩样品进行生烃动力学实验，导致相关生烃与相态物性演化研究存在一定困难。研究发现，澳大利亚北部Georgina盆地下寒武统Arthur Creek组未成熟烃源岩（氢指数I H=601 mgHC/gTOC，热解峰值温度T max=428 ℃，成熟度R O<0.50%）可以作为塔里木盆地下寒武统烃源岩的替代样品［11］。早寒武世，塔里木盆地与澳大利亚北部同处低纬度地区且位置相近［19-20］，古地理和沉积环境相似，而玉尔吐斯组和Arthur Creek组烃源岩岩性基本相同。对比表明2套烃源岩均位于下寒武统底部，沉积时期相同，岩性都为海相黑色页岩，有机质类型相同（I/II型干酪根），生物来源都以藻类/细菌为主［7，11，21］。因此，2套烃源岩可以相互类比，可采用澳大利亚下寒武统Arthur Creek组烃源岩的生烃相态动力学模型［11］开展相关研究［图2（a）］。该模型采用PRIMIO等［12］提出的14组分划分方案（C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5、nC6、C7-15、C16-25、C26-35、C36-45、C46-55和C55-80），与油气相态模拟（PVT simulation）常用的烃类流体组分划分方案相同，适用于油气生成及其相态物性模拟研究［11-12］。同时，为了使该初始生烃相态动力学模型能够用于封闭体系下的烃源岩生烃流体组成计算，即考虑高成熟阶段烃类二次裂解的情况，在已有模型基础上整合了基于Kimmeridge源岩的动力学模型的二次反应模型［12，18］。如图2（b）所示，符号PK_P10、PK_P20、PK_P30……，分别用于描述较高分子量组分C7-15、C16-25、C26-35……；而后，从PK_P10到PK_P60的每个组分将被裂解成甲烷（CH4），具有正态活化能分布。当烃源岩处于相同成熟度阶段时，尤其是高成熟度阶段，封闭的烃源岩系统（考虑二次裂解）生成的烃类流体组成及其物性将明显不同于开放的烃源岩系统（不考虑二次裂解）。
图2 本文研究所采用的动力学参数（活化能分布及频率因子A）

（a）澳大利亚下寒武统样品组分动力学模型的活化能分布［11］；（b）C7⁃15—C56⁃80重烃组分二次裂解的动力学参数［12，18］

Fig.2 Kinetic parameters （activation energy distribution and frequency factor A） adopted in this paper

2.3　烃源岩基本参数设置

烃源岩基本参数设置对于生烃模拟计算至关重要。本文基于实际钻井数据设置轮探1井玉尔吐斯组优质烃源岩段厚度为30 m［1，4，8］；基于实测总有机碳（平均TOC值约为10%）［4］与生烃反演校正，设置初始TOC值为18%［图4（a）］；基于采用的多组分相态动力学设置氢指数（I H）为601 mgHC/gTOC ［11］。模拟计算时，通过是否考虑烃类的二次裂解分别代表轮探1井玉尔吐斯组烃源岩封闭体系与开放体系2种情况。
图3 轮探1井埋藏史叠加温度—成熟度及模型校正结果

Z2 q：奇格布拉克组；Є1 y：玉尔吐斯组；Є1 x：肖尔布拉克组；Є1 w：吾松格尔组；Є2 s：沙依里克组；Є2 a：阿瓦塔格组；Є3 x：下丘里塔格组；O1：下奥陶统；O2：中奥陶统；C1：下石炭统；T：三叠系；J：侏罗系；K：白垩系；E：古近系；N：新近系；Q：第四系

Fig.3 The burial history of Well Luntan-1 overlapped with temperature-maturity mappings，and the model calibration results

图4 轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃史

（a）生烃过程；（b）各阶段生烃强度

Fig.4 The generation history of Yuertusi Formation source rocks in Well Luntan-1

2.4　基于PVTsim的相态模拟过程

基于状态方程（Equation of State， EOS）的PVT相态模拟方法能够有效建立油气相态模型并进行相关相态物性计算，在油气相态研究方面得到了广泛的应用［5，11，13，22］。本文采用Calsep A/S公司开发的PVTsim相态模拟软件进行相关生烃流体的PVT相态模拟。该软件通过输入流体组分摩尔含量或质量百分数，调用已有的各组分临界温度、临界压力、偏心因子等物理参数以及常用的状态方程（如Soave-Redlich-Kwong EOS模型［23］和Peng-Robinson EOS模型［24］）进行特定烃类流体相态物性模拟计算。实践证明，PVTsim相态模拟软件及其相关算法能够准确恢复包括正常油、轻质油和凝析气等烃类流体相态物性特征，并在塔里木盆地油气相态物性研究方面得到广泛应用［5，10，25］。本文研究根据轮探1井地质模型与生烃模拟结果，提取不同成熟度和生烃转化率阶段的生烃流体组成，分别进行开放和封闭体系下玉尔吐斯组优质烃源岩段的生烃相态物性定量模拟研究。具体过程为：①将各阶段流体组成输入软件并从数据库中调取各组分物性参数，选用可进行体积校正计算的Peng-Robinson EOS模型［24］，通过计算就可初步获取一系列相态模型；②通过必要的输出或特定条件下的闪蒸计算可以获取相包络线、黏度、密度（或API度）、气油比（GOR）等相关物性参数；③在分析相态模型和物性参数合理性的基础上进行模型修正，获得一系列可代表实际生烃流体相态物性特征的相态模型，并最终应用于油气相态物性预测与对比研究。

3 模拟结果及分析

3.1　轮探1井模型校正及埋藏—热演化史

轮探1井模型校正数据采用了该井实测成熟度数据（沥青与激光拉曼反射率）和实际测井温度。由于钻井位置相近，可进一步采用轮南1井成熟度数据作为参考［8，26］。校正结果及埋藏—热演化史如图3所示。由于轮探1井模型校正分析及埋藏—热演化史已公开发表，此处不再做赘述，详见参考文献［8，27］。总体而言，轮探1井埋藏过程可划分为4个阶段：加里东沉积期、轮南隆起发育期（晚加里东期—早海西期）、轮南隆起调整期（晚海西期—印支期）和燕山期—喜马拉雅快速沉降期；玉尔吐斯组烃源岩热成熟过程可划分为3个阶段，即晚加里东期—早海西期的低成熟度阶段（R O=0.50%~0.80%）、燕山期—早喜马拉雅期的生油窗阶段（R O=0.80%~1.00%），以及晚喜马拉雅期的高成熟度阶段（R O=1.00%~1.60%）［8］。轮探1井吾松格尔组白云岩储层相比玉尔吐斯组烃源岩埋藏更浅，具有更低的地温水平（<174 ℃）和成熟度（R O<1.47%），并未到达轻质油大量裂解阶段，因此该储层地温条件总体上有利于轻质油及凝析油气的保存［8，27］。

3.2　轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃过程与生烃强度

如图4（a）所示，轮探1井玉尔吐斯组烃源岩经历了3期生烃过程，分别为晚加里东期—早海西期（中晚奥陶世—泥盆纪），燕山期—早喜马拉雅期（侏罗纪—古近纪）和晚喜马拉雅期（新近纪—现今）。生烃过程对应TOC的消耗过程，如图4（a）所示，晚加里东期—早海西期TOC值从18.0%下降至16.5%，对应成熟度R O<0.80%；燕山期—早喜马拉雅期TOC值从16.5%下降至11.9%，对应成熟度R O=0.80%~1.00%；晚喜马拉雅期TOC值从11.9%下降至10.0%，对应成熟度R O=1.00%~1.60%。玉尔吐斯组烃源岩各阶段生烃强度如图4（b）所示：晚加里东期—早海西期生烃强度为4.13×106 t/km2，其中生油强度为3.81×106 t/km2，生气强度为0.32×106 t/km2；燕山期—早海西期生烃强度为12.57×106 t/km2，其中生油强度为10.73×106 t/km2，生气强度为1.84×106 t/km2；晚喜马拉雅期生烃强度为4.92×106 t/km2，生油强度为3.96×106 t/km2，生气强度为0.96×106 t/km2；总生烃强度为21.62×106 t/km2，总生油强度为18.50×106 t/km2，总生气强度为3.12×106 t/km2。总体上，玉尔吐斯组烃源岩大量生烃起始于燕山期，以生油为主，生烃高峰发生在燕山期—早喜马拉雅期，晚喜马拉雅期仍有部分生烃。

3.3　轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃流体相态及物性特征

为定量模拟玉尔吐斯组烃源岩生烃流体相态及物性特征，本文从轮探1井地质模型中分别提取10个数据点的生烃流体组成（基于Arthur Creek寒武系页岩相态动力学模型［11］）以及地层温压数据，用于油气相态建模和物性计算。数据点A—J分布如图3所示，其中A—D位于晚加里东期—早海西期生烃阶段，分别对应成熟度R O值（生烃转化率TR值）为0.50%（2%）、0.65%（5%）、0.73%（10%）和0.77%（15%）；E—G位于燕山期—早喜马拉雅期生烃阶段，分别对应成熟度R O值（生烃转化率TR值）为0.82%（20%）、0.90%（37%）、1.00%（53%）；H—J位于晚喜马拉雅期生烃阶段，分别对应成熟度R O值（生烃转化率TR值）为1.35%（90%）、1.46%（95%）和1.60%（97%）。各数据点分别进行开放（未考虑二次裂解）和封闭（考虑二次裂解）体系下的烃源岩生烃流体组成模拟计算与数据提取，并分别进行油气相态建模和物性计算，以对比2种不同烃源岩体系的生烃流体相态物性演化特征。

3.3.1　开放体系下烃类流体相态与物性特征

3.3.1.1　中奥陶世（早加里东期）

轮探1井烃源岩埋深约3 000 m，地层温压为（84 ℃，30.2 MPa），烃源岩开始生烃（R O<0.50%，TR<2%），生成烃类流体相包络线范围很小，最大凝析温度（T m）为634 ℃，最大凝析压力（P m）为4.1 MPa，临界点（Cp）为（534 ℃，4.0 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，原位黏度（η）和密度（ρ）分别为8.99 cP和0.862 g/cm3；地表条件下（0.101 MPa， 20 ℃）原油黏度（η s）和密度（ρ s）分别为11.52 cP和0.867 g/cm3（API度为31.3 °API），气油比（GOR）为0 m3/m3［图5（a）］。
图5 开放体系下轮探1井玉尔吐斯组烃源岩成熟过程中烃类流体相图及相态物性特征（晚加里东期—早海西期）

注：图5（a）—图5（d）分别对应图3中的A—D数据点

Fig.5 Phase diagrams and physical characteristics of generated hydrocarbons during the maturation of Yuertusi Formation source rocks from Well Luntan-1 under the open system （Late Cambrian-Early Hercynian）

3.3.1.2　晚奥陶世—泥盆纪（晚加里东期—早海西期）

晚奥陶世—志留纪（晚加里东期）轮探1井烃源岩先缓慢深埋并进入早期生烃阶段，在志留纪末达到4 500 m最大埋深后于泥盆纪（早海西期）缓慢抬升至4 000 m并停止生烃。该阶段烃源岩成熟度较低处在早期生烃阶段（0.50%<R O<0.77%，2%<TR<15%），生成烃类流体相包络线范围随着成熟度增大而增大［图5（b）—图5（d）］。当R O=0.65%时［图5（b）］，对应埋深4 100 m，地层温压（108 ℃，45.4 MPa），T m值下降至601 ℃，P m值膨胀至5.2 MPa，C p值为（495 ℃，5.2 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为2.66 cP和0.838 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为4.58 cP和0.850 g/cm3（34.7 °API），气油比为5 m3/m3。当R O=0.73%［图5（c）］，对应埋深为4 200 m，地层温压为（113 ℃，46.3 MPa），T m值下降至588 ℃，P m值膨胀至7.5 MPa，Cp值为（470 ℃，7.4 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η和ρ分别为1.66 cP和0.810 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.82 cP和0.844 g/cm3（35.9 °API），气油比为24 m3/m3。当R O=0.77%［图5（d）］，对应埋深为4 000 m，地层温压为（88 ℃，38.8 MPa），T m值下降至584 ℃，P m值膨胀至9.5 MPa，Cp值为（458 ℃，9.1 MPa），此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为1.51 cP和0.799 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.76 cP和0.843 g/cm3（36.1 °API），气油比为40 m3/m3。

3.3.1.3　白垩纪—古近纪（燕山期—早喜马拉雅期）

受埋藏过程控制，轮探1井玉尔吐斯组烃源岩直到白垩纪才开始进一步生烃。烃源岩缓慢埋深至5 000 m以深并进入生烃高峰（0.77%<R O<1.00%，15%<TR<53%），生成烃类流体相包络线范围继续扩大［图6（a）—图6（c）］。当R O=0.82%［图6（a）］，对应埋深为5 200 m，地层温压为（119 ℃，53.2 MPa），T m值下降至582 ℃，P m值膨胀至11.0 MPa，Cp值为（450 ℃，10.3 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为1.27 cP和0.786 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.78 cP和0.843 g/cm3（36.1 °API），气油比为50 m3/m3。当R O=0.90%［图6（b）］，对应埋深为5 500 m，地层温压为（130 ℃，58.0 MPa），T m值下降至579 ℃，P m值膨胀至14.0 MPa，Cp值为（434 ℃，12.7MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为0.97 cP和0.764 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.82 cP和0.843 g/cm3（36.3 ° API），气油比为74 m3/m3。当R O=1.0%［图6（c）］，对应埋深为5 800 m，地层温压为（129 ℃，58.5 MPa），T m值下降至576 ℃，P m值膨胀至15.8 MPa，Cp值为（424 ℃，14.2 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为0.80 cP和0.752 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.76 cP和0.843 g/cm3（36.2 °API），气油比为88 m3/m3。
图6 开放体系下轮探1井玉尔吐斯组烃源岩成熟过程中烃类流体相图及相态物性特征（燕山期—喜马拉雅期）

注：图6（a）—图6（f）分别对应图3中的E—J数据点

Fig.6 Phase diagrams and physical characteristics of generated hydrocarbons during the maturation of Yuertusi Formation source rocks from Well Luntan-1 under the open system （Yanshanian-Himalayan）

3.3.1.4　新近纪—现今（晚喜马拉雅期）

轮探1井烃源岩快速埋深并进入晚期生烃阶段（1.00%<R O<1.60%，53%<TR<97%），现今埋深达8 700 m。由于仅考虑烃源岩初次生烃，即不考虑烃类的二次裂解（开放体系），烃类流体相包络线范围趋向稳定［图6（d）—图6（f）］。最终，T m值为567 ℃，P m值为17.8 MPa，Cp值为（403 ℃，16.1 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为0.59 cP和0.755 g/cm3（36.8 °API）；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.44 cP和0.840 g/cm3，气油比为111 m3/m3。

3.3.2　封闭体系下烃类流体相态与物性特征

相态与物性模拟结果显示，封闭体系下（考虑二次裂解），烃源岩在低成熟度阶段［图3中A—D］只有极少量烃类发生二次裂解，相关生烃流体相态物性特征与开放体系（不考虑二次裂解）基本一致（图5），故这里不做赘述，将重点阐述高成熟阶段特征，即白垩纪—古近纪（燕山期—早喜马拉雅期）和新近纪—现今（晚喜马拉雅期）生烃阶段。

3.3.2.1　白垩纪—古近纪（燕山期—早喜马拉雅期）

轮探1井烃源岩缓慢埋深并进入生烃高峰（0.82%<R O<1.0%，20%<TR<53%），伴随着明显的烃类二次裂解，烃类流体相包络线范围相对开放体系发生更为明显的扩大［图7（a）—图7（c）］。当R O=0.82%［图7（a）］，对应埋深为5 200 m，地层温压为（119 ℃，53.2 MPa），Tm 值下降至580 ℃，P m值膨胀至11.4 MPa，Cp值为（449 ℃，10.6 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为1.23 cP和0.783 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.76 cP和0.843 g/cm3 （36.1 °API），气油比为53 m3/m3。当R O=0.90%［图7（b）］，对应埋深为5500 m，地层温压为（130 ℃，58.0 MPa），T m值下降至571 ℃，P m值膨胀至15.7 MPa，Cp值为（427 ℃，13.9 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为0.80 cP和0.753 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.71 cP和0.843 g/cm3 （36.1 °API），气油比为86 m3/m3。当R O=1.00%［图7（c）］，对应埋深5 800 m，地层温压为（129 ℃，58.5 MPa），T m值下降至556 ℃，P m值膨胀至19.7 MPa，Cp值为（405 ℃，16.9 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为0.56 cP和0.725 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为3.48 cP和0.842 g/cm3（36.4 °API），气油比为120 m3/m3。总体上，烃源岩封闭条件下的生烃流体出现了一定程度的轻质化特征，即相比开放体系具有更高的气油比和更低的黏度密度。
图7 封闭体系下轮探1井玉尔吐斯组烃源岩成熟过程中烃类流体相图及相态物性特征（燕山期—喜马拉雅期）

注：图7（a）—图（f）分别对应图3中的E—J数据点

Fig.7 Phase diagrams and physical characteristics of generated hydrocarbons during the maturation of Yuertusi Formation source rocks from Well Luntan-1 under the closed system （Yanshanian-Himalayan）

3.3.2.2　新近纪—现今（晚喜马拉雅期）

轮探1井烃源岩快速埋深并进入晚期生烃阶段（1.00%<R O<1.60%，53%<TR<97%）。该阶段以烃类的二次裂解为主，伴随着液态烃的大量裂解和气态烃的大量生成，烃类流体相包络线表现为先膨胀后收缩的过程［图7（d）—图7（f）］。当R O=1.35%［图7（d）］，对应埋深为8 000 m，地层温压为（170 ℃，118.4 MPa），T m值下降为446 ℃，P m值膨胀为36.5 MPa，Cp值为（250 ℃，33.9 MPa）；此时原位烃类流体呈液相，η值和ρ值分别为0.17 cP和0.597 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为2.16 cP和0.829 g/cm3（39.0 °API），气油比为434 m3/m3。当R O=1.46%［图7（e）］，对应埋深为8 300 m，地层温压为（175 ℃，125.8 MPa），T m值下降为399 ℃，P m值膨胀为40.0 MPa，Cp值为（151 ℃，39.9 MPa）；此时原位烃类流体呈凝析气相，η值和ρ值分别为0.11 cP和0.530 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为1.81 cP和0.822 g/cm3（40.5 °API），气油比为713 m3/m3。当R O=1.60%［图7（f）］，对应埋深为8 700 m，地层温压为（180 ℃，126.6 MPa），T m值下降为357 ℃，P m值膨胀为40.7 MPa，Cp值为（42 ℃，37.6 MPa）；此时原位烃类流体呈凝析气相，η值和ρ值分别为0.082 cP和0.469 g/cm3；地表条件下η s值和ρ s值分别为1.54 cP和0.816 g/cm3（40.5 °API），气油比为1 250 m3/m3。总体上，随着成熟度推高，烃源岩生烃流体轻质化程度进一步加剧并向凝析油气和凝析相态演化，表现为急剧增大的气油比及显著减低的黏度、密度。

4 讨论

4.1　轮探1井生烃流体相态特征与物性演化规律

模拟结果表明，随着成熟度的增加，开放体系下轮探1井烃源岩生烃流体临界温度不断降低而临界压力不断增大并终止于临界点Cp（403 ℃，16.1 MPa）［图8（a）］，T m值不断降低而P m值不断增大并终止于567 ℃和17.8 MPa［图8（b）］。与开放体系不同，封闭体系下轮探1井烃源岩生烃流体Cp、T m和P m值演化更为复杂。低成熟度阶段（R O<0.82%，TR<20%），临界点具备与开放体系相同的演化过程；随着成熟度的增大（0.82%<R O<1.60%，20%<TR<97%），烃类开始发生二次裂解，其临界温度迅速降低而临界压力则表现为先迅速增大后缓慢降低的过程，临界压力拐点对应成熟度约为1.50%R O［图8（a）］。低成熟度阶段（R O<0.82%，TR<20%），T m值和P m值同样具备与开放体系相同的演化过程；随着成熟度的增加（0.82%<R O<1.60%，20%<TR<97%），烃类开始发生二次裂解，T m值表现为迅速降低而P m值则表现为先迅速后缓慢的增大过程［图8（b）］。
图8 开放和封闭体系下烃类流体临界点（a）与最大凝析温压演化特征（b）

Fig.8 Critical point of hydrocarbon fluid（a） and evolution characteristics（b） of maximum condensate temperature and pressure in open and closed systems

这一结果表明，开放体系下轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生成的烃类流体以形成低气油比油藏为主，烃类流体具有高临界温度和T m值以及低临界压力和P m值的特征；封闭体系下大范围的Cp、T m和P m演化进程说明烃源岩生成的烃类流体可贡献并形成低气油比油藏到高气油比油气藏再到凝析气藏等多种类型油气藏。
同样，不同体系下烃源岩的生烃流体物性也存在明显差异，包括地表条件（0.101 MPa，20 ℃）下的GOR、η s和ρ s值（或API度）。开放体系下烃源岩生烃流体GOR随着成熟度的增大而增大并伴随着生烃的结束而逐渐趋向最大气油比（111 m3/m3）［图9（a）］。封闭体系下烃源岩低成熟度阶段（R O<0.82%，TR<20%）的生烃流体GOR与开放体系下的演化过程一致；随着成熟度的增加（0.82%<R O<1.60%，20%<TR<97%），烃类开始发生二次裂解，其气油比迅速增大并达到最大气油比1 250 m3/m3［图9（a）］。开放体系下烃源岩生烃流体在地表条件下的η s值和ρ s值随着成熟度的增大而减小并伴随着生烃的结束而逐渐趋向最小黏度3.44 cP和最小密度0.840 g/cm3 ［图9（b），图9（c）］。封闭体系下烃源岩低成熟度阶段（R O<0.82%，TR<20%）的生烃流体在地表条件下的η s值和ρ s值与开放体系一致；随着成熟度的增加（0.82%<R O<1.60%，20%<TR<97%），烃类开始发生二次裂解，其η s值和ρ s值迅速降低并达到最小黏度1.54 cP和最小密度0.816 g/cm3［图9（b），图9（c）］。API度表现出与ρ s值相反的演化趋势［图9（c），图9（d）］，即原油密度越小，API度越大。可见，低成熟阶段（R O<0.82%，TR<20%）无论是开放体系还是封闭体系，轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃流体具有相同的物性特征，而进入中高成熟度阶段（0.80%<R O<1.60%，20%<TR<97%），封闭体系下烃类二次裂解导致烃类流体具有更高的气油比和API度以及更低的黏度密度（图9）。
图9 开放和封闭体系下烃类流体地表条件下（0.101 MPa，20 ℃）物性演化特征对比

Fig.9 Comparison between open and closed systems for physical characteristics of generated hydrocarbons upon the ground （0.101 MPa，20 ℃）

4.2　源—储对比与油气来源约束

勘探成果表明轮探1井吾松格尔组油气藏气油比约为340 m3/m3，原油标准密度为0.819 g/cm3（41.2 °API），黏度为2.16 cP；PVT分析结果显示原油流体Cp值为（358 ℃，19.0 MPa），T m值为388 ℃，P m值为38.8 MPa，属于轻质油［1］。该轻质油藏附近并未发现除玉尔吐斯组以外的烃源岩，因此玉尔吐斯组被认为是该轻质油藏可能的来源［27］。对比研究该轻质油藏与玉尔吐斯组烃源岩生烃流体之间的相态物性，结果显示当烃源岩成熟度R O值约为1.50%时，生烃流体Cp、T m和P m值（图8）以及η s和ρ s值（或API度）［图9（b）—图9（d）］与吾松格尔组轻质油藏的相态物性特征吻合，指示该轻质油很可能来源于封闭体系下的烃源岩生烃流体，且对应晚喜马拉雅期生烃—成藏阶段（新近纪—现今）。不同于塔中地区中深1井和中深5井轻质油的长距离侧向运移成藏过程［5，10］，塔北轮南低凸起玉尔吐斯烃源岩与吾松格尔组储层距离较近，纵向距离仅约为500 m且烃类流体以垂向运移为主，组分分异过程不明显，故轻质油藏的相态物性特征并未明显偏离烃源岩封闭体系演化线［图9（b）—图9（d）］。然而，相较于烃源岩生烃流体模拟气油比（约700 m3/m3），轻质油藏气油比（340 m3/m3）偏低［图9（a）］，推测可能与气态烃部分逸散损失有关（含油储层地层压力约为91 MPa，属正常压力系统）［1，27］。当然实际油藏气油比偏低也不排除受原油溶解气挥发等其他因素的影响。

4.3　轻质油勘探前景与成因启示

吾松格尔组轻质油地球化学分析发现，样品中高成熟度热解的类金刚烷含量非常低，表明油气热裂解程度较低，是正常成熟期烃源岩产生的轻质油；未发现硫代金刚烷指示该储层尚未发生TSR改造，能够完好保存轻质油［27］。成藏条件分析表明，轮探1井所在的轮南低凸起发育优质超深层源—储—盖岩组合［1，4，8，27］。低地热梯度（19.6 ℃/km）［27］以及晚期快速深埋（近期5 Ma快速深埋大于2 000 m）［8，27］的时间补偿效果不足，原油主体尚未明显裂解，使超深层轻质油藏得以完好保存。
烃源岩生烃相态物性模拟研究表明，玉尔吐斯组烃源岩在开放体系下以及低成熟阶段都不利于典型轻质油的形成，而在封闭体系下的中高成熟度阶段则有利于轻质油的形成，即轻质油是烃源岩处在相对封闭且热演化程度较高情况下的产物，而原油的轻质化过程则是形成轻质油的重要机制。值得注意的是，适度轻质化过程能够加剧重烃组分热裂解和气油比攀升从而促进轻质油的形成，然而过度轻质化过程将导致轻质油向凝析气甚至天然气方向演化，反而不利于轻质油的生成。通过对比各阶段生烃流体的相态和物性特征，本文认为玉尔吐斯组烃源岩形成轻质油藏需要具备三大条件：①前期相对封闭的烃源岩体系；②适当的热成熟度范围（1.00%<R O<1.50%，对应气油比范围约为120~800 m3/m3）；③成藏时机，即烃源岩的排烃时机。轮探1井吾松格尔组轻质油可能来源于烃源岩晚喜马拉雅期的生烃流体，更晚或者成熟度更高的阶段则可能形成凝析油气。
综合比较塔北轮南低凸起与其他区块（如塔中隆起和顺托果勒地区）的演化过程，塔里木盆地台盆区深层—超深层地层温度从晚加里东期（志留纪）至今普遍不超过180 ℃，高温时间补偿不足使得液态石油尤其是轻质油的长期保存得以实现［1-5，8-10，26-28］。可见，原油保存条件与深度没有必然联系，温度和时间才是关键。古地温梯度普遍不超过30 ℃/km且长期呈下降趋势（现今约为20 ℃/km）的“冷盆”属性是塔里木盆地深层—超深层领域仍具有较大油气资源潜力的地质前提［5，9，10，26-28］。同时，下寒武统优质烃源岩玉尔吐斯组巨大的生烃潜力为塔里木盆地深层—超深层油气资源提供了重要的物质来源［4，6-8］。虽然烃源岩在不同构造单元表现出不同的成熟和生烃—物性演化过程，但是塔里木盆地石油地质条件为轻质油长期保存提供了得天独厚的条件。

5 结论

利用盆地模拟与PVT相态模拟技术相结合的方法，选择澳大利亚下寒武统Arthur Creek页岩相态动力学模型，定量研究塔里木盆地轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃流体相态及物性特征，探讨烃源岩生烃相态物性演化过程对塔里木盆地台盆区油气类型和相态多样性的控制作用，主要获得以下几点认识：
（1）开放体系下，轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃物性表现为低气油比、高黏度、高密度的正常油特征。封闭体系下，轮探1井玉尔吐斯组生烃流体相态物性则经历了晚加里东期的正常油阶段、燕山期—早喜马拉雅期轻质油阶段，以及晚喜马拉雅期的轻质油—凝析油气阶段；随着成熟度的增大烃类流体物性表现为黏度密度逐渐降低、API度和气油比逐渐增高的演化过程。
（2）轮探1井吾松格尔组轻质油藏相态物性特征与封闭体系下玉尔吐斯组烃源岩在晚喜马拉雅期的产物相态物性特征吻合。封闭体系下烃源岩有利于生烃流体的轻质化进程，从而有利于形成高气油比、低黏度密度的轻质油，而更高成熟度可使轻质油向凝析油气演化。
（3）轮探1井轻质油是烃源岩在相对封闭体系下且较高热成熟度阶段的产物，即烃源岩生烃流体的轻质化过程是形成轻质油的重要原因。形成轻质油藏需要具备三大条件：①前期相对封闭的烃源岩体系；②适当的热成熟度范围（1.00%<R O<1.50%）；③合适的成藏时机。

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