0 引言
本文以克拉苏西部博孜—大北区段为研究区，首先系统收集研究区大部分生产井PVT分析结果，包含实验温压数据、流体组成和物性参数等数据，采用相态模拟和平面制图的方法开展克拉苏西部烃类流体物性特征和油气相态特征及分布规律的研究。然后在进行烃类流体相态物性特征分析对比和分类基础上，选取代表性钻井（博孜7井、博孜13井、博孜18井和大北201井）进行烃类流体组成恢复，用以建立可靠的相态模型并结合实际地质条件定量预测克拉苏西部不同类型油气的原位赋存状态，实现油气多相态及复杂物性分布规律的精细刻画。最后，综合剖析导致克拉苏西部（博孜—大北地区）油气相态类型复杂的主要原因，总结研究区油气相态分布规律及其主控因素，为研究区下一步油气勘探部署提供理论支撑。
1 区域地质背景
克拉苏构造带位于库车坳陷北部，介于北部单斜带和拜城凹陷之间，东西长约160 km，南北宽约20 km［6，15］。受多期构造逆冲推覆挤压的影响，克拉苏构造带发育一系列断层系统以及一系列断层褶皱相关的构造圈闭［16］。以古近系库姆格列木群（E1-2 km）膏盐层为界，克拉苏构造带大致分为3层：以刚性冲断为特征的盐下层、以塑性流动为特征的含盐层和以褶皱变形为特征的盐上层［17-20］。盐上层以高角度逆冲断层为主，而北部盐下层为基底卷入构造，南部则为沿三叠系底部泥岩为滑脱面走滑的薄皮构造［17，21］［图1（b）］。受控于克拉苏、克深和拜城大断裂的分隔，克拉苏构造带可细分为克拉、北克深和南克深3个次级构造带；按照圈闭发育情况由西向东则可分为阿瓦特、博孜、大北、克深和克拉5个区块［22］。克拉苏西部油气区包含阿瓦特、博孜和大北区块，其中阿瓦特区块较小，本文研究并入博孜—大北区块讨论。
克拉苏西部博孜—大北油气区构造圈闭在平面上呈雁列式展布，纵向上构造样式表现为不同幅度的断背斜［图1（b）中的博孜1断块］、冲起构造［图1（b）中的博孜7断块］，并呈叠瓦状排列［11，16，23］［图1（b）］。主要沉积地层包含三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系以及第四系。主要烃源岩为三叠系湖相泥岩和中上侏罗统煤层、炭质泥岩和湖相泥岩［9，24］，自下而上包括三叠系黄山街组（T3 h）、塔里奇克组（T3 t），侏罗系阳霞组（J1 y）、克孜勒努尔组（J2 kz）及恰克马克组（J2 q），其中黄山街组和恰克马克组以湖相泥岩为主，其余为煤系地层［4］［图1（c）］。目前侏罗系—三叠系烃源岩均处于成熟—过成熟阶段，仍处于油气运聚的高峰期。主要勘探目的层为白垩系巴什基奇克组（K1 bs）和巴西改组（K1 b），岩性以褐色中砂岩、细砂岩为主，储层厚度介于100~320 m之间。同时，古近系库姆格列木群（E1-2 km）膏盐层是极其优越的区域性盖层，厚度一般为200~4 000 m，具有很强的封盖性［10，24-25］。侏罗系和三叠系烃源岩、白垩系储层与上覆巨厚膏盐岩构成优质生储盖组合及叠瓦状构造，为克拉苏西部的油气成藏及相态复杂多样提供了重要的地质条件。
2 研究方法与数据
本文系统收集博孜—大北地区油气生产井生产数据和原油物性参数等资料，首先，在分析油气组成和物性变化规律的基础上，对研究区内油气组成和物性进行平面成图。然后，根据适用的油气类型划分标准，对研究区油气藏进行分类。最后，选取典型油气生产井，利用PVTsim软件进行流体相态模拟，研究不同类型油气藏的相态特征和分布规律。最终采用克里格法（Kriging）将各个钻井的物性参数进行了平面成图。
2.1 数据来源
本文收集克拉苏西部博孜—大北地区35份油气井地层流体PVT分析结果，其中大北区块20份，博孜地区15份。同时，收集研究区75口（其中大北区块43口，博孜区块32口）生产井的流体组成和物性参数数据，包括原油密度、黏度、胶质含量、沥青质含量、干燥系数及生产气油比等。
2.2 流体相态模拟
Calsep A/S公司开发的PVTsim模拟软件能够精确模拟包括正常油、轻质油、凝析气等流体的相态物性特征，已在国内外得到广泛应用［8，28-31］。本文利用该软件进行PVT相态模拟。首先根据PVT分析的组分数据和实验数据，在软件中建立初始流体并输入流体组分摩尔含量或质量百分数。各组分的临界温度、临界压力、偏心因子及摩尔质量等物理和化学参数会自动从软件默认的数据库中进行抽取。随后，选择合适的流体相态模型。本文研究采用的状态方程是Soave-Redlich-Kwong EOS模型［32］。通过必要的输入或进行特定条件下的闪蒸计算可以获取包括相包络线、气油比（GOR）、密度及黏度等相关物性参数。最后在已有模型的基础上，利用实测物性参数对模型进行模拟验证和模拟修正，并最终获得一系列可代表地质条件下真实流体的相态模型。
3 凝析油气地球化学组成、物性及分布特征
3.1 油气地球化学组成与物性特征
通常，胶质和沥青质含量是影响原油密度及黏度的重要因素。为表征原油密度及黏度与胶质沥青质含量之间的相关性，本文进一步分析各井原油的胶质和沥青质含量。分析结果表明，全区原油胶质含量平均值为0.35%，沥青质含量平均值为0.22%［图2（b）］。从区块上看，大北区块原油胶质和沥青质含量分别介于0.00%~2.04%之间和0.00%~3.98%之间，平均值分别为0.42%和0.30%。博孜区块原油胶质和沥青质含量分别介于0.07%~0.58%和0.03%~0.36%之间，平均值分别为0.24%和0.10%。可以看出大北区块原油胶质和沥青质变化幅度均较大，标准差分别为0.47和0.64，而博孜区块原油胶质和沥青质含量变化幅度小，标准差分别为0.12和0.09。大北区块原油胶质和沥青质含量中位数分别为0.27%和0.10%，而博孜区块原油胶质和沥青质含量中位数分别为0.22%和0.07%。因此即使在相同误差范围内，大北区块原油和沥青质含量也略高于博孜区块。总体上看，大北区块原油胶质和沥青质含量高于博孜区块原油胶质和沥青质含量，由西向东逐渐增大的趋势［图2（b）］。其变化规律与研究区内原油密度及黏度的变化规律一致，这也证实原油的胶质和沥青质含量是影响原油密度及黏度的重要因素之一。
气油比是油气勘探开发中常用的油气指标。分析结果表明，全区生产气油比变化极大，最高可达690 116 m3/m3，最小低至402 m3/m3。从区块上看，大北区块生产气油比介于25 279~690 116 m3/m3之间［图2（d）］。博孜区块生产气油比介于402~47 497 m3/m3之间，除最高的阿瓦3井的生产气油比为47 497 m3/m3和最低的博孜7井的生产气油比为402 m3/m3之外，区块内其余井生产气油比介于2 501~21 403 m3/m3之间，平均值为7 327 m3/m3。显然大北区块的生产气油比几乎全部大于博孜区块生产气油比，并且呈现出由西向东逐渐升高的趋势［图2（d）］。
3.2 油气组成及物性分布规律
研究区油气组成及物性在东西方向上变化明显，平面等值线图能够更直观反映油气组成及物性在平面上的分布规律。全区密度黏度也呈现出由西向东逐渐增大的趋势，但南北方向上趋势较弱。博孜区块相较于大北区块南北向变化更加明显，呈现出由南向北逐渐减小的趋势［图3（a），图3（b）］。全区胶质沥青质含量也呈现出由西向东逐渐增大的趋势，但南北方向上趋势不明显［图3（c），图3（d）］。综合来看，原油的密度黏度与胶质沥青质含量具有一定的相关性，如大北12井区和大北304井区原油胶质沥青质含量较高导致其密度黏度也较高。全区干燥系数呈现出由西向东逐渐增大的趋势，南北方向上趋势更为明显，表现为南向北迅速增大［图3（e）］。全区生产气油比由南西向北东呈现出迅速增大的趋势［图3（f）］。
4 油气藏类型及相态特征
4.1 油气类型划分依据与基本特征
气油比是划分油气类型的重要指标，而不同学者采用的气油比界限略有差异［33-35］。表1中展示了不同划分标准下研究区油气藏类型的分布情况。本文根据彭平安等［33］的研究结果，以生产气油比890 m3/m3作为挥发性油藏和凝析气藏的界限，以生产气油比3 562 m3/m3作为凝析气藏和湿气藏的界限，而以干燥系数95%作为湿气藏和干气藏的界限［图2（c），图2（d）］。据此，可将研究区油气类型划分为挥发性油藏、凝析气藏、湿气藏和干气藏4种类型。为恢复克拉苏西部实际地质条件下的油气相态特征与赋存状态，首先，根据现有的35口生产井PVT分析报告全部进行烃类流体组成恢复和PVT数值模拟。然后利用PVTsim软件恢复实际井的烃类流体组成并建立油气相态模型，再利用实际物性参数（黏度/密度/气油比）进行校正和约束，以获得可靠的油气相态模型和相图。最后，再根据储层温压数据进行实际地质条件下的油气赋存状态判识与相态物性预测。
表1 油气藏类型的不同划分标准及研究区油气藏类型分布情况Table 1 Different classification criteria of hydrocarbon reservoir types and distribution of hydrocarbon reservoir types in the study area |
| 油气藏 类型 | 气油比［36］ | 气体比重［36］ | 原油密度［36］ | 气油比［37］ | 原油密度［37］ | 气油比［38］ | 原油密度［38］ | 气油比［34］ | 气油比［33］ | 气油比［35］ | 气油比［39］ | 气油比［40］ | 区块 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 博孜 | 大北 | |||||||||||||
| 干气 | 无液体 | 0.6~0.65 | >17 809 | 41 | ||||||||||
| 湿气 | >17 810 | 0.65~0.85 | 0.739~0.702 | >106 86 | <0.739 | >3 562 | > 3 562 | 18 | 1 | |||||
| 凝析气 | 650~ 18 000 | 0.65~0.85 | 0.720~0.80 | 1 425~ 12 467 | <0.78 | 623~ 5 360 | 0.72~0.80 | 178~ 4 452 | 890~ 3 562 | >890 | >570 | < 3 562 | 7 | |
| 挥发性油 | 350~630 | 0.65~0.85 | 0.780~0.825 | 350~625 | 0.760~0.802 | 267~623 | 0.76~0.82 | <107 | <890 | <890 | <570 | 1 | ||
| 正常油/黑油 | 35~350 | 0.825~0.876 | 35~125 | 0.825~0.966 | 36~125 | 0.88~0.97 | ||||||||
| 稠油 | 基本 无气 | 0.909~1.00 | <35 | >0.966 | ||||||||||
|
4.2 典型油气藏相态特征
表2 标准条件下(20 ℃，0.101 MPa)四口典型井油气实测物性参数与模拟物性参数对比Table 2 Comparison of measured and simulated physical property parameters of four typical wells under standard conditions (20 ℃, 0.101 MPa) |
| 井号 | 属性 | 天然气 | 原油 | 气油比 | 备注 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 类型 | 深度/m | 层位 | 产量/（m3/d） | 密度/（g/cm3） | 黏度/（mPa·s） | 产量/（m3/d） | 密度/（g/cm3） | 黏度/（mPa·s） | GORvol/（m3/m3） | |||||
| 博孜 7 | 挥发性油藏 | 7 540~ 7 624 | K1 bs | 36 509 | 0.000 8 | 92 | 0.794 4 | 1.447 9 | 397.2 | 实测 | ||||
| 0.001 0 | 0.010 5 | 0.780 5 | 0.654 7 | 372 | 模拟 | |||||||||
| 博孜 13 | 凝析气藏 | 7 177~ 7 260 | K1 bx | 211 686 | 0.000 7 | 84 | 0.802 5 | 1.104 | 2 525 | 实测 | ||||
| 0.000 8 | 0.010 9 | 0.809 4 | 1.359 9 | 2 474 | 模拟 | |||||||||
| 博孜 18 | 湿气藏 | 6 830~ 6 960 | K1 bx | 420 367 | 0.000 8 | 32 | 0.786 5 | 0.898 4 | 13 136 | 实测 | ||||
| 0.000 8 | 0.010 9 | 0.786 9 | 4.428 2 | 13 865 | 模拟 | |||||||||
| 大北 201 | 干气藏 | 5 932~ 6 145 | K | 222 300 | 0.000 7 | 8 | 0.814 5 | 1.886 | 27 787 | 实测 | ||||
| 0.000 7 | 0.011 | 模拟 | ||||||||||||
|
结果如图4所示，4种油气类型表现出明显不同的相包络线与相态物性特征。以博孜7井为代表的挥发性油藏相图［图4（a）］特征表现为低凝析压力和高凝析温度，最大凝析压力（P m）为23.2 MPa，最大凝析温度（T m）为352 ℃，临界点（Cp）温压为20.4 MPa和228 ℃；储层温压（140 ℃，139.9 MPa）条件下，对应埋深为7 540~7 624 m，油气赋存状态为单一液相，原位烃类流体黏度和密度分别为0.196 9 mPa·s和0.645 g/cm3。研究区内挥发性油藏目前只发现博孜7井［图4（a）］。以博孜13井为代表的凝析气藏相图［图4（b）］特征表现为高凝析压力和高凝析温度，最大凝析压力（P m）为56.9 MPa，最大凝析温度（T m）为384 ℃，临界点在地质温压范围内不可见；储层温压（127 ℃，127 MPa）条件下，对应埋深7 177~7 260 m，油气赋存状态为凝析气相，原位烃类流体黏度密度分别为0.075 7 mPa·s和0.450 g/cm3。研究区内凝析气藏现发现有博孜13井、博孜12井、大北1401井等生产井。图4（b）中除展示博孜13井储层温压外，还展示了大北1401井的储层温压（129 ℃，96.0 MPa）。以博孜18井为代表的湿气藏相图［图4（c）］特征表现为中等凝析压力和中等凝析温度，最大凝析压力（P m）为43.9 MPa，最大凝析温度（T m）为290 ℃，临界点在地质温压范围内不可见；储层温压（129 ℃，125 MPa）条件下，对应埋深为6 830~6 960 m，油气赋存状态为气相，原位烃类流体黏度密度分别为 0.053 9 mPa·s和0.370 g/cm3。
研究区内湿气藏主要集中在博孜区块，如阿瓦3井、博孜1井、博孜3井、博孜104井及博孜105井等，储层温度介于92~156 ℃之间，储层压力介于45.4~143.5 MPa之间［图4（c）］。以大北201井为代表的干气藏相图［图4（d）］特征表现为极低的凝析压力和凝析温度，最大凝析压力（P m）为11.5 MPa，最大凝析温度（T m）为25 ℃，临界点在地质温压范围内不可见；储层温压（126 ℃，91.8 MPa）条件下，对应埋深5 932~6 145 m，油气赋存状态为气相，原位烃类流体黏度及密度分别为 0.039 1 mPa·s和0.293 g/cm3。研究区内干气藏绝大部分集中于大北区块，储层温度介于102~161 ℃之间，储层压力介于77.9~128.2 MPa之间［图4（d）］。
5 克拉苏西部油气相态空间分布规律及主控因素
5.1 油气相态分布特征
原位油气相态与物性模拟结果表明，随埋深变浅（博孜7井>博孜13井>博孜18井>大北201井），储层烃类流体黏度及密度逐渐降低，气油比逐渐增高，油气藏类型从挥发性油藏到凝析气藏再到湿气、干气气藏，油气相态物性表现出明显的向上分异特征。通常烃类流体物性（黏度及密度）控制着油气迁移能力和运移距离，因此同等地质条件下黏度及密度越低烃类流体向上迁移的能力越强，最终能够到达的距离越远（埋深越浅）。可见，克拉苏西部博孜—大北地区油气分布也受烃类流体物性影响，纵向上由深到浅可能表现为挥发性油藏—凝析气藏—湿气气藏—干气气藏的油气分带特征，对应油气赋存状态从液相到凝析气相再到凝析气（湿气）相最后到气相。
5.2 油气相态主控因素
由油气藏类型与烃源岩生烃强度、成熟度叠合图（图5）可以看出研究区油气类型从东到西整体上呈环带状分布。干气气藏基本上位于三叠系和侏罗系烃源岩生气强度大于200×108 m3/km2的区域，沿着生气中心由西南向东北延伸；湿气气藏分布从生气强度200×108 m3/km2的边界向西延伸，与侏罗系恰克马克组生油中心及成熟度的延伸趋势基本一致；凝析气藏沿着生油和生气中心的南边缘和北边缘分布；挥发性油藏分布局限，主要位于生油中心的南部边缘（图5）。从空间分布来看，该地区的湿气气藏、凝析气藏与挥发性油藏主要受侏罗系恰克马克组湖相烃源岩成熟度控制，考虑到三叠系烃源岩沉积中心更靠近东北部，干气气藏的分布还受三叠系烃源岩的影响，该部分天然气成熟度更高。三叠系烃源岩高—过成熟度生成的大量天然气沿断层向上部运移，大北古油气藏经历强烈的气洗作用，轻组分优先随气向上运移，而遭受气洗作用影响的深部油气藏的残余油中富含重组分（胶质和沥青质）。而原油的胶质和沥青质含量是影响原油密度和黏度的重要因素之一［图2（b）］。由此，相比于博孜区块，大北区块现今原油的密度、黏度更大，天然气干燥系数及气油比更高，与前述凝析油气成藏特征以及油气相态的空间分布规律一致（图2，图3）。同时，前人［10，41-42］研究结果显示全区原油主要来自于侏罗系恰克马克组，并且大北区块原油存在一定量的三叠系母质的输入，与油气相态主控因素分析结果一致。综合来看，挥发性油藏、凝析气藏与湿气藏主要受侏罗系恰克马克组烃源岩成熟度控制，干气气藏的分布不单是受侏罗系烃源岩成熟度的控制，还受高—过成熟的三叠系烃源岩的共同影响。
6 结论
对塔里木盆地克拉苏西部博孜—大北地区75口生产井烃类流体物性参数包括原油密度、黏度、胶质含量、沥青质、天然气干燥系数和气油比的分析表明，大北区块的上述烃类流体物性参数均高于博孜区块，呈现出由西向东逐渐增大的趋势。上述指标在平面等值线图上表现出由南向北逐渐减小的趋势。克拉苏西部博孜—大北地区油气物性总体上呈现出“东西分段，南北分带”的特征，且东西向变化强烈，南北分带明显。
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按照气油比和干燥系数为划分标准，将研究区内油气藏类型划分为4种类型：挥发性油藏、凝析气藏、湿气藏和干气藏，油气类型从东到西整体上呈环带状分布。相态模拟结果表明油气研究区油气相态纵向上由深到浅表现为挥发性油藏—凝析气藏—湿气藏—干气藏的油气分带特征，对应油气赋存状态从液相到凝析气相再到凝析气（湿气）相最后到气相。
油气藏类型与烃源岩生烃强度、成熟度综合分析可以看出：研究区油气类型从东到西整体上呈环带状分布，干气气藏基本上位于三叠系和侏罗系烃源岩生气强度中心，沿着生气中心由西南向东北延伸；湿气气藏主要沿生气中心边部向西延伸分布，与侏罗系恰克马克组生油中心及成熟度的延伸趋势基本一致；凝析气藏沿着生油和生气中心的南边缘和北边缘分布；挥发性油藏分布局限，主要位于生油中心的南部边缘。结合烃源岩生烃强度和成熟度以及油气源对比指出研究区湿气藏、凝析油气藏与挥发性油藏主要受到侏罗系恰克马克组湖相烃源岩生烃强度的控制，干气藏的分布除了受到侏罗系烃源岩的控制外，还明显受到高—过成熟三叠系烃源岩和后期气洗作用的影响。
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