0 引言
凝析油气藏是一种特殊类型的油气藏，在地下高温高压条件下以气相赋存，开采到地表条件后由于温压的降低会发生反凝析形成轻质油或者挥发油［1-3］。近年来随着勘探不断向深层挺进，我国含油气盆地深层凝析油气勘探取得了一系列重大突破，例如塔里木盆地顺北油气田［4-6］、富满油气田［7-9］、雄探1井，渤海湾盆地渤中19-6凝析气田［10］等，一系列重大发现也进一步凸显了深层凝析油气藏的巨大勘探潜力。凝析油气藏成熟度较高，因此一般发育于深部地层中。深层地质背景复杂［11-12］，经历了多旋回构造演化、多阶段生排烃、多期次油气成藏，正是这种复杂的地质背景导致了深层油气探明率相对较低，油气勘探潜力大［13］。深部海相地层中通常发育I—II型有机质，该类型有机质具有较高的生油潜力［13］。由于近年来规模凝析油气藏的发现，使得凝析油气藏形成机制成为领域内的研究热点。中国石油学会2020年在佛山组织了凝析油气专题研讨会，该学术会议的成功召开进一步推动了我国凝析油气藏相关研究，近年来涌现了一批凝析油气相关研究成果。彭平安等［2］按照成因将凝析油气分为4类：①I—II型有机质经排烃后形成；②未经排烃的II—III型有机质形成；③原油裂解形成；④次生改造形成。其中前2类凝析油气为原始有机质热演化形成，后2类为早期形成的油气藏经历一定的次生作用形成［2］。张水昌等［3］重点解剖了塔里木盆地塔北—塔中地区凝析油气藏特点，认为塔中隆起西部地区的凝析油气是烃源岩在高成熟演化阶段的产物，而轮古东—桑塔木地区和塔中地区东段的凝析油气藏是次生作用形成。朱光有等［14］运用全二维气相色谱—飞行时间质谱仪分析了塔里木盆地大北气田中凝析油金刚烷系列化合物，计算了凝析油和共生的天然气成熟度，认为油气成熟度相近，二者为源岩演化同期形成。施和生等［10］综合分析渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田成藏条件，指出巨厚超压泥岩盖层是该大型气田形成的关键。陈建平等［15］对比分析准噶尔盆地南缘凝析油地球化学特征认为凝析油成因判识不能简单地依靠Thompson图版，还应该结合区域地质条件及源岩热演化特征进行综合分析。塔里木盆地为我国陆上最大含油气盆地，深层油气勘探潜力大［3，15］，近年的勘探实践表明在盆地深部海相地层中发育较多的凝析油气藏，尤其是在顺北地区［6，16-17］。前人［18-27］对于塔里木盆地的凝析油气藏的研究多集中于塔北与塔中地区，随着勘探的不断拓展，顺北地区多相态烃类流体有序差异聚集的面纱逐渐被揭开［16-17］。马安来等［16］对顺北地区4号断裂带深层油气地球化学特征做了初步分析，认为顺北4号断裂带流体相态主要受到地温梯度影响，但是对于油气成藏富集主控因素并没有开展分析。王清华［8］对顺北邻区的富满区块凝析气藏成因做了较为详细的分析，认为富满地区奥陶系凝析气为混合成因。顺北地区深层走滑断裂体系发育，断裂多期活动［28-29］，并且该区多相态烃类流体共存［18］。复杂的地质背景，导致该区的凝析油气相关研究仍然处在起步阶段，对于凝析油气的成因机制与成藏过程研究相对薄弱，尤其是该区奥陶系凝析油气成因机制与成藏过程仍然存在争论［16］，对于其成藏富集主控因素当前研究处于空白阶段。因此，笔者以塔里木盆地顺北4号断裂带典型凝析油气藏为研究对象，以油气地球化学特征结合地质背景初步剖析其成因机制、成藏过程以及成藏富集主控因素，以期为后续深层海相凝析油气成藏研究提供借鉴，进而完善海相油气成藏理论。
1 地质背景
塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，该盆地经历了多旋回构造演化，多期次的油气成藏［11-13］。顺北地区位于顺托果勒低隆起次级构造单元上（图1），勘探表明在顺北地区存在多相态烃类共存，在顺北4号断裂带发育典型凝析油气藏［16］。顺北地区油气主要聚集于奥陶系一间房组（O2 yj）、鹰山组（O1-2 y）以及蓬莱坝组（O1 p）海相碳酸盐岩中，上奥陶统近1 000 m厚的却尔却克组（O3 qr）泥岩是中下奥陶统油气藏的区域性盖层，走滑断裂带外围的致密灰岩对油气藏起到侧封作用，区域上油气藏的保存条件较为优越［4-6］。顺北地区奥陶系油气藏主要沿走滑断裂带展布，因此顺北地区奥陶系油气藏平面上整体呈带状展布［17］。沿奥陶系主干断裂带分布的凝析油气藏具有高温高压特征，当前石油公司的主流观点认为顺北及邻区的油气主要来自于寒武系玉尔吐斯组（Є1 y）烃源岩［4-6］，值得注意的是在下寒武统烃源岩之上中寒武统发育膏盐岩，膏盐岩的遮挡作用可能对油气的充注造成一定的影响［30］。
2 凝析油气藏成因机制
前人［1-3，8，16，18-27，31-34］对凝析油气成因有过大量的研究工作。结合前人研究，作者将凝析油气藏分为两大类：一类是原生的凝析油气藏；另一类是次生的凝析油气藏。原生的凝析油气藏是指原始有机质热演化阶段形成的凝析油气藏；次生的凝析油气藏包含2个亚类：一个亚类是早期形成的油藏随着埋深增大，地温的增加而发生一定的热裂解作用形成的凝析油气藏；另一个亚类是指通过分馏作用而形成的凝析油气藏（图2）。次生的凝析油气藏主要是经历了一定程度的原油裂解或者分馏作用。值得注意的是自然界中的凝析油气藏并不一定严格对应某一类的凝析油气藏，实际地质条件下的凝析油气藏可能是分类中的某一类典型凝析油气藏，但是自然界中更多的可能是混合存在的凝析油气藏，例如以原生凝析油气藏为主，但也发生了一定的次生作用；或者以次生凝析油气藏为主，也包含一定的原生凝析油气藏。地质学领域一般基于主成因来命名，因此笔者将凝析油气藏分为两大类。不同成因机制的凝析油气藏在地球化学特征上具有一定的差异。分馏作用形成的凝析油气藏最典型的特征就是具有晚期天然气的充注，流体特征上具有“油重气干”的特点［1-3］，其全油色谱中轻组分损失作用明显［31-34］；热裂解作用形成的凝析油气藏中天然气具有明显的原油裂解特征；原生凝析油气藏地球化学特征中次生作用不明显，并且没有明显的晚期天然气充注。通过综合研究，笔者认为顺北4号断裂带凝析油气藏主要为原生的凝析油气藏，但是其形成受到有机质差异演化、多期成藏以及一定的次生改造综合控制。下文将结合顺北4号断裂带凝析油气地球化学特征及地质背景综合分析凝析油气成因。
2.1 有机质差异演化
顺北4号断裂带凝析油气主要生产层位是奥陶系一间房组和鹰山组，储层埋深主要分布在7 300~7 850 m之间，原油密度（20 ℃时）主要分布在0.766 4~0.792 9 g/cm3之间，气油比分布在785~3 254 m3/m3之间，原油蜡含量分布在1.7%~6.3%之间。结合顺北4号断裂带烃类流体性质以及北段、中段和南段对应的典型钻井流体PVT相态分析，认为该断裂带发育典型凝析油气藏（图3）。
顺北4号断裂带经历了加里东中期III幕、加里东晚期—海西早期以及海西中晚期的多期活动，断裂带整体呈北东向展布［29］。同一断裂带上虽然烃类同为凝析油气藏，但是气油比差异较大，整体上北段气油比相对低，中段和南段气油比相对高。通过三维地震资料精细解释可以得到T9 0界面（下寒武统烃源岩玉尔吐斯组顶界）对应的顶面构造图（以时间域为单位），结合构造演化特征可以恢复到油气主要成藏期海西晚期［6］烃源岩顶面相对埋深（图4）。在主成藏期顺北4号带中段和南段对应的玉尔吐斯组埋藏深度明显大于北段，即顺北4号断裂带北段对应的玉尔吐斯组烃源岩成熟度应该低于中段和南段。顺北4号断裂带钻井气油比特征与下伏寒武系烃源岩热演化具有较好的一致性。结合顺北4号断裂带钻井在储层的实测温度分析也表明顺北4号断裂带北段的储层温度相较于中段和南段明显低3~5 ℃，并且顺北4号断裂带中段储层温度相对最高，储层温度特征与顺北4号断裂带钻井气油比也具有较好的一致性。无论是烃源岩对应的埋深或者是储层对应的温度，其主要影响的是有机质（源岩和烃类）热演化，因此笔者认为顺北4号断裂带凝析油气的流体性质主要受到有机质差异热演化的影响。
马安来等［16］对顺北4号断裂带原油中金刚烷系列化合物开展了分析，通过金刚烷系列化合物含量估算了顺北4号断裂带原油成熟度，认为该断裂带原油成熟度具有差异，整体上中段原油成熟度相对较高，对应成熟度主要分布在1.3%~1.6%之间，并且北段油气成熟度低于中段和南段。因此，笔者认为顺北4号断裂带凝析油气的流体性质主要受到有机质差异热演化的影响。
笔者对顺北地区天然气成因开展分析，认为在顺北4号断裂带主要发育干酪根裂解和原油裂解的混合气，并且估算顺北4号断裂带天然气对应的平均成熟度在1.2%~1.5%之间（图5），即顺北4号断裂带天然气成熟度并不高。结合该断裂带天然气干燥系数主要分布在0.78~0.96之间也可以说明，该断裂带天然气整体上以湿气或者临界干气为主，即从天然气干燥系数分析，顺北4号断裂带可能并没有大量晚期的高过成熟干气的充注。顺北4号断裂带奥陶系油气成熟度较为接近，从油气性质分析顺北4号断裂带凝析油气主要为同阶段形成的原生凝析油气。对比顺北4号断裂带天然气与顺北1号断裂带可以发现，4号断裂带天然气成熟度明显高于1号断裂带，并且1号断裂带天然气可能主要是干酪根降解为主，而顺北4号断裂带天然气是干酪根降解与原油裂解的混合气（图5）
2.2 多期成藏
顺北地区走滑断裂多期活动已经是业界的普遍共识，并且走滑断裂是顺北地区走滑断控型油气藏的主要输导通道，断裂具有控输、控储、控藏的作用［4-6］。从地质背景上分析，断裂的多期活动可能会导致油气多期成藏。以顺北4号断裂带中段的F8CX井为例。F8CX井为二次加深侧钻井，该井第一次侧钻为F8X井（图6）。F8X井侧钻层位为一间房组，测试出少量油气，储层相对较差，于是加深二次侧钻，二次侧钻主要生产层位为鹰山组上段，获高产凝析油气流。F8CX井和F8X井深浅层油气性质存在明显差异，浅层原油颜色明显偏深，呈棕色，测试时气油比为602 m3/t，表现为轻质油特征，深层原油为橙黄色，测试时气油比明显偏高，为3 414 m3/t，为典型凝析气特征。作者对该井深浅层原油生物标志物分析发现，深层原油萜烷化合物近于消失，而在浅层原油生物标志物中三环和四环萜烷化合物特征明显。综合顺北4号断裂带中段深浅层原油流体性质以及生物标志物特征认为顺北4号断裂带存在多期油气充注特征，形成了深浅层不同成熟度的原油。
U-Pb定年作为近年逐渐成熟的分析手段，被广泛地应用于油气成藏期次分析［36］。笔者对顺北4号断裂带钻井开展了系统的U-Pb定年。以顺北4号断裂带中段的顺北F6井为例，对其鹰山组储层方解石胶结物开展了薄片荧光分析，同时开展U-Pb定年。在对F6井岩心分析时，识别到了6期（分别对应C1、C2、C3、C4、C5、C6）方解石胶结物，在C4和C6期方解石胶结物中识别到了蓝色荧光［图4（a），图4（b）］，表明有油气充注事件，定年分析表明油气充注时间在加里东中期Ⅲ幕—加里东晚期（415.46±8.57 Ma）以及早中海西期（307.9±82.1 Ma）［图4（c），图4（d）］。顺北4号断裂带最少存在2期烃类充注，这与前文4号断裂带中段烃类流体性质及生物标志物参数分析所得到的结论一致。多期成藏，特别是晚期成熟度相对较高的烃类充注混合，必然对烃类的流体性质产生影响，晚期充注越强，其烃类气油比可能越高，烃类成熟度可能越高。
2.3 次生作用
油气次生作用可以明显改变烃类流体性质及地球化学特征，因此烃类次生作用一直是油气地球化学领域关注的重点和热点［37-46］。前人［37-46］在塔里木盆地海相油气藏中识别到了多种油气次生作用，包括：原油裂解作用［37］、气侵作用［18-20］、生物降解作用［19］、硫酸盐热化学还原作用（TSR）［47-48］等。不同的次生作用分别在不同的地质背景中形成。例如，原油裂解作用是早期形成的油藏在较高的地层温度条件下裂解［39］；气侵作用是早期形成的油藏后期被大量天然气充注，具有多期充注的背景［19］；生物降解作用一般形成在近地表条件，在近地表地层温度较低的条件下油藏经历微生物降解作用，并且多形成稠油或者沥青，微生物降解形成的原油一般富含25-降藿烷，并且色谱图上具有明显的鼓包（UCM）［19］；TSR作用是指较高温度条件下（一般大于140 ℃）烃类和硫酸根离子发生化学反应，形成H2S和CO2以及碳酸盐岩的过程［47-48］。结合区域地质背景，顺北4号断裂带储层温度整体高于160 ℃，不具备微生物降解作用发生条件，但是另外3种次生作用是有可能存在的，下文逐一分析。
前人研究表明在塔里木盆地卡塔克隆起（塔中隆起）东部以及沙雅隆起（塔北隆起）东部有明显的气侵作用发生，气侵作用形成的凝析油气藏一般具有典型的“油重气干”以及原油蜡含量较高等特征，例如卡塔克隆起东部的塔中62-1井奥陶系凝析油气藏［21］、沙雅隆起东部的轮南631井奥陶系凝析油气藏［3］。顺北4号断裂带上原油整体蜡含量相对较低，只有北段的F1井蜡含量超过6%，其他钻井凝析油气中蜡含量都低于6%，属于低含蜡原油。LOSH等［33］提出经历过明显气侵作用的凝析油气藏会具有正构烷烃轻组分的“损失”现象。THOMPSON［32］研究表明气侵作用会带来明显的分馏效应，随着气侵作用的增强，甲苯/正庚烷值会增加。ZHU等［20］研究表明气侵作用会导致原油饱和烃碳同位素组成以及原油碳同位素组成明显偏重。笔者对顺北4号断裂带原油地球化学特征开展了综合分析，整个顺北4号断裂带上只有F17井正构烷烃轻组分存在一定的“损失”［图8（a）］，而其他4号断裂带凝析油气与顺北1号、5号断裂带南段以及7号断裂带轻质油/凝析油气［49］类似，并没有明显的正构烷烃轻组分损失，即表明顺北4号断裂带可能仅有较弱的气侵作用，整体上气侵作用不明显。笔者对比分析顺北4号断裂带上原油甲苯/正庚烷、原油饱和烃碳同位素组成、原油碳同位素组成等参数［图8（b）—图8（d）］表明在顺北4号断裂带上整体气侵作用不强，在顺北4号断裂带中段的F13井也可能经历了一定的气侵作用。从地质角度分析，顺北4号断裂带上油气藏的输导体系主要为通源的走滑断裂，走滑断裂的多期活动有可能具有晚期的天然气充注产生气侵作用，但是综合原油地球化学特征分析表明顺北4号断裂带整体气侵作用较弱的背景下，可能在顺北4号断裂带中段或者南段气侵作用相对较强。
前人通过对顺北4号断裂带原油金刚烷系列化合物分析，发现顺北4号断裂带原油金刚烷含量分布在27.26~523.31 μg/g之间，认为在顺北4号断裂带发生过TSR作用［16］。TSR作用会增加酸性气体相对含量，并且会造成天然气干燥系数增加［38］。笔者对顺北4号断裂带天然气H2S相对含量、CO2相对含量以及干燥系数分析表明，该断裂带硫化氢相对含量整体不高［图9（a）］，但是天然气干燥系数与酸性气体相对含量具有一定的正相关性［图9（b），图9（c）］，表明在顺北4号断裂带存在一定的TSR作用，结合硫化氢相对含量整体上不高，说明顺北4号断裂带TSR作用并不强烈。顺北4号断裂带中段和南段硫化氢相对含量整体高于北段，表明中段和南段TSR作用强于北段。
结合流体性质、油气地球化学特征及区域地质背景分析表明顺北4号断裂带上主要发育原生凝析油气藏，但是在顺北4号断裂带上凝析油气也经历一定的次生作用，次生作用包含原油裂解作用，气侵作用以及TSR作用；顺北4号断裂带凝析油气藏形成受到有机质差异热演化、多期成藏以及一定的次生作用控制，并且断裂带中段和南段凝析油气经历的次生作用相对较强。前人［4-6］研究表明在顺北4号断裂带下伏优质玉尔吐斯组烃源岩，走滑断裂断穿寒武系，直接沟通了中上奥陶统储层。在走滑断裂活动的时期断裂破碎形成顺北地区断控破碎型碳酸盐岩储层［17］。从走滑断裂活动特征分析在海西期顺北4号断裂带碳酸盐岩储层已经形成，结合U-Pb定年分析在海西期顺北4号断裂带主体已经完成了油气充注。随着地层的持续沉降经历了燕山、喜马拉雅期，地层温度逐渐升高，在顺北4号断裂带中段和南段经历了一定的弱次生作用，喜马拉雅期顺北4号断裂带凝析油气藏定型，形成现今的油气分布格局。在中国石化矿权内主要分布典型凝析油气藏，向北延伸的中国石油矿权内主要分布轻质油藏，至沙雅隆起分布有重质油油藏（图10）。
3 凝析油气富集主控因素
剖析油气富集主控因素，首先要明确油气富集的区域，本文以钻井为单个研究对象，因此首先要明确油气高度富集的钻井。表征油气富集程度参数可以有单井日产以及累产，但是这些参数受到生产时的油嘴大小以及投产时间等因素影响较大，综合考虑后作者认为单位压降产能是表征单井油气富集程度的较好参数，这一参数既考虑了日产，也考虑了累产，同时顾及了投产时间。通过对顺北4号断裂带钻井单位压降产能计算，可以发现顺北4号断裂带北段油气整体富集程度最高，中段和南段富集程度整体相对较差（图11）。结合走滑断裂应力特征，作者对不同钻井对应的分段特征也进行了分析，发现平移段、压隆段以及拉分段上油气都可以高度富集，即油气的富集程度与走滑断裂分段的应力性质没有明显直接关系（图11）。
顺北地区奥陶系油气藏埋深大，烃源岩埋深大，并且没有钻井实际钻遇玉尔吐斯组烃源岩。然而在顺北地区高精度的三维地震资料近乎全覆盖给超深层烃源岩的研究带来了可能。通过高精度三维地震资料的精细解释，结合区域岩相古地理研究，可以识别出玉尔吐斯组烃源岩（塔里木盆地T9 0地震反射波组）相对厚度、膏盐岩的相对厚度以及对比同一断裂带上局部地区走滑断裂相对活动强度。研究表明顺北地区4号断裂带下伏优质玉尔吐斯组烃源岩，并且烃源岩厚度都在40 m左右，整个顺北4号断裂带烃源岩厚度差异不大［17］，即在该断裂带烃源岩并不是影响油气富集程度的关键因素。结合压力恢复试井资料可以判断碳酸盐岩储层的储集空间属性。笔者对比典型钻井压恢曲线特征表明在北段钻井储集空间主要为洞穴，压力恢复曲线以径向流特征为主，而在中段和南段储集空间主要为裂缝—孔洞，压力恢复曲线以线性流特征为主，并且北段储集体规模明显大于中段和南段［51］。结合走滑断裂精细解析分析上覆地层雁裂特征可以明确断裂晚期活动特征，研究表明在顺北4号断裂带北段断裂晚期活动更强，雁裂更加发育［29］，一方面说明了4号断裂带走滑断裂活动强度相对更大，另一方面北段断裂持续活动时间更长，同时断裂活动强度更大也印证了北段断控破碎型储层规模更大。通过地震资料分析，笔者对比了顺北4号断裂带下伏寒武系膏盐岩相对厚度，研究表明在北段和中段膏盐岩厚度明显薄于南段，膏盐岩越厚，越不利于深部的油气沿走滑断裂向上运移聚集，即膏盐岩越厚其充注条件可能相对差［30］。
结合顺北4号断裂带6口典型钻井单位压降产能、应力分段性质、晚期断裂活动强度、储集体类型、烃源岩条件、膏盐岩相对厚度等因素的综合分析（表1），笔者认为在该断裂带油气富集主要受到断裂活动强度、储集体规模、下伏膏盐岩相对厚度的影响。断裂活动强度越大，其断控破碎型储层规模越大，越有利于油气富集；下伏膏盐岩越薄、断裂活动强度越大，其油气输导条件越好，越有利于油气富集高产。
表1 顺北4号断裂带典型钻井成藏富集影响因素分析Table 1 Analysis of factors influencing condensate accumulation in typical drilling of Shunbei No. 4 fault zone |
| 钻井 | F1井（北段） | F2井（北段） | F6井（中段） | F8CX井（中段） | F15井（南段） | F17井（南段） |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 单位压降/（t/MPa） | 18 332.31 | 17 820.3 | 3 503.431 | 2 788.323 | 4 444.645 | 4 133.678 |
| 分段性质 | 拉分段 | 平移弱挤压 | 拉分段 | 拉分段 | 挤压段 | 挤压段 |
| 断裂晚期活动 | 强 | 强 | 强 | 强 | 相对弱 | 相对弱 |
| 储集体类型 | 大型洞穴 | 大型洞穴 | 小洞缝体 | 小洞缝体 | 小缝洞体 | 小缝洞体 |
| 烃源岩条件 | 优 | 优 | 优 | 优 | 优 | 优 |
| 膏盐岩相对厚度/ms | 11 | 52 | 43 | 27 | 82 | 109 |
| 充注条件 | 优 | 较优 | 优 | 优 | 相对差 | 相对差 |
4 结论
（1）塔里木盆地顺北4号断裂带主要为发育原生的凝析油气藏，凝析油气藏的形成主要受到有机质差异演化，多期成藏以及次生作用影响。
（2）顺北4号断裂带凝析油气藏整体次生作用较弱，但是中段和南段所经历的次生作用相对强于北段；次生作用包括原油裂解作用、气侵作用以及TSR作用。
（3）顺北4号断裂带北段凝析油气藏富集程度明显高于中段和南段；凝析油气富集高产主要受到输导条件以及储层规模控制，断裂活动强度越大，输导条件越好，储层规模越大，膏盐岩越薄也越有利于油气沿走滑断裂向上运移，从而导致油气高产富集。
甘公网安备 62010202000678号
