引用本文

Wu Xiao,Han Jie,Zhu Yongfeng,et al.Analysis of main controlling factors for hydrocarbon phases and saturation in eastern Lungu area，Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(1):30-40.[吴萧，韩杰，朱永峰，等.塔里木盆地轮古东油气相态和饱和度特征及其主控因素分析[J].天然气地球科学，2016,27(1):30-40.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.01.0030

塔里木盆地轮古东油气相态和饱和度特征及其主控因素分析

吴萧^1，2 ，韩杰²，朱永峰²，刘俊锋² 

关键词： 凝析气藏       相态       饱和度       主控因素       气侵       轮古东      

中图分类号:TE122.2      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)01-0030-11

Analysis of main controlling factors for hydrocarbon phasesand saturation in eastern Lungu area,Tarim Basin

Wu Xiao^1，2 ，Han Jie²，Zhu Yong-feng²，Liu Jun-feng² 

Key words： Condensate gas;       Hydrocarbon phases;       Saturation;       Main control factors;       Gas wash;       Lungu east;      

引言

油气相态和饱和度特征与烃类流体组成和所处的温压环境密切相关。烃类流体是物质基础，受油气母质类型、热演化阶段和油气充注过程等因素的控制，温压系统则是决定相态及其个数的关键因素^[1]，地层深度、地温梯度和构造运动直接影响了流体的温压系统。因此，现今地下流体的相态及饱和度规律是油气充注和聚集过程的综合反映，对加深地质认识和预测含油气有利区块有重要作用。塔北隆起是塔里木盆地油气勘探的重点区域，复杂的叠合和改造过程^[2,3]引起地下温压系统和流体势的频繁变化，也是导致塔北隆起流体组成复杂的主要原因。 近年来许多学者通过不同的手段，从不同的角度对轮南海相油气进行了大量研究，油源问题基本确定为2套，即中上奥陶统是原油的主要来源，部分有寒武系的贡献(有争议)，或者两者的混合^[4-6]，天然气则主要是寒武系—下奥陶统的烃源岩生成的原油和干酪根裂解的结果^[7]，低含H₂S和CO₂则指示了这种裂解作用可能与TSR作用^[8]无关，成藏期次有3期成藏和2期成藏的观点^[9,10]。轮古东的天然气是喜马拉雅期快速沉积时，来自寒武系—下奥陶统高—过成熟天然气从轮南低凸起东南部注入的结果，轮古东作为这期天然气的注入点，经历了比其他区域更加充足的气侵过程；喜马拉雅期构造运动对整个塔北的油气调整改造强度很大，而油气的充注和调整过程是非常缓慢的，研究表明，轮古东气侵作用的时间距今也只有5Ma^[11]，本区的油气相态和饱和度还在调整，哈得逊作为非稳态油田^[12]就是例证。因此，正是多套烃源岩的多期次充注，在构造运动的影响下，造成了如今轮古东作为气侵改造型油气藏^[13]的油气相态和饱和度的复杂分布。勘探证实，喜马拉雅期的天然气在奥陶系注入量最大，充注范围上至石炭系和三叠系，平面上不及轮古西和中平台。本文以轮古东地区多种相态和饱和度的油气藏为研究对象，通过油气特征、生产资料、流体化验资料和横纵向的相态分布规律，结合地质认识分析了轮古东油气相态和饱和度的主控因素，以期对本期天然气资源潜力的分析提供科学依据.

1 轮古东油气地质特征

轮古东位于塔里木盆地轮南低凸起东部，由轮南断垒带、桑塔木断垒带、中部缓坡带和东部斜坡带4个次级构造单元组成，总体上表现为一个向SE倾的斜坡，埋藏深度为5 050~6 700m。本区属于轮南低凸起的一部分，其构造的形成演化过程与塔北隆起同步。轮南低凸起在加里东晚期—海西早期为形成期，晚海西—印支期为挤压抬升期，燕山—喜马拉雅期为调整定型期，受到库车前陆盆地发育的影响，塔北隆起整体发生了翘倾，构造高点发生调整^[14-16]。由于加里东—海西期的构造抬升运动，轮南地区泥盆系—志留系遭受剥蚀，中下奥陶统普遍遭受风化淋滤，这也是轮古东奥陶系碳酸盐岩储层发育的最重要时期^[17,18]。 轮古东以凝析气藏为主，产层集中在奥陶系良里塔格组、一间房组和鹰山组一段；储层有孔洞型、洞穴型、裂缝型和裂缝—孔洞型，其中裂缝—孔洞型是最主要的储层类型。圈闭为构造—岩性型圈闭；上奥陶系桑塔木组及上覆的石炭系是主要的盖层。研究区内各级断裂及岩溶发育，为轮古东油气藏提供了良好的运移通道。油气源来自于东南方向的满加尔凹陷和草湖凹陷，随着喜马拉雅期天然气的充注，轮古东地区整体呈现出以凝析气藏为主，部分井出现底油的地质现状。

2 轮古东油气藏相态特征

2.1 原油特征分析

统计轮古东40口井的原油样品发现，轮古东奥陶系原油具有轻质、低黏、含蜡量变化范围大的特征。原油密度为0.79～0.89g/cm³，平均为0.84g/cm³，原油黏度与其化学组分有关，高分子量的烃类化合物可以增大原油黏度，轮古东原油黏度(50℃)为0.55~ 57.02mPa·s，平均为9.32mPa·s，胶质沥青质含量比轮古中西部低，为0.47%~5.3%，平均为1.6%。与常规油藏不同，轮古东油质较轻，但又较凝析油重，研究发现本区原油胶质沥青质含量、黏度都与凝析油密度关系密切（图1），推测可能是气侵时早期原油降解生成的胶质沥青质反溶于凝析气，高分子量的烃类化合物增大了原油黏度和原油密度。原油的颜色取决于其本身所含的物质，原油中胶质沥青质和杂环原子(N、S)的含量越高，原油的颜色越深，这与轮古东原油颜色比中西部要浅的现状相符。

轮古东海相原油全油碳同位素明显偏轻，分布在-32.3‰~30.7‰之间；而陆相原油的全油碳同位素组成为-27.4‰～-28.2‰^[19]，分界明显，表明全油碳同位素主要受到生油母质的控制，而成熟阶段和热力作用对全油碳同位素影响有限，这与张中宁等^[20]的结论一致。轮古东和桑塔木断垒带原油全油碳同位素值总体上要比轮南断裂带和轮古中西部的全油碳同位素值要高（图2），相比哈拉哈塘原油的-33.3‰~-32‰^[20]更高得多。研究发现，全油碳同位素的分布与位置相关，比如轮南631井、轮古35井、轮南62井等几口全油碳同位素值最高的井分布在轮古最东南边，造成这一差异的原因可能与后期的气侵程度以及早期受到降解的原油在晚期气侵时反溶于天然气并在运移途中产生的分馏效应有关，因此，推测全油同位素的值与早期油的含量有一定的关系，但是由于成藏过程的复杂性也导致了全油碳同位素与早期原油并不是简单的线性关系，目前没有本区的全油碳同位素值与早期油含量的定量关系。

2.2 天然气特征分析

轮古东天然气中甲烷含量在95%以上，乙烷含量平均为1.07%，丙烷含量平均为0.37%，非烃含量很低，二氧化碳含量为0~7.47%，平均为1.68%；氮气含量在0.05%～6.02%之间，平均氮气含量不高，为1.45%，总体表现为低含二氧化碳、低含氮气。天然气相对密度在0.56~0.65之间，平均为0.59，统计发现2个断垒带天然气密度略高于斜坡和缓坡部位。干燥系数(C₁/C_1⁺)在98%左右，其中轮古东斜坡、缓坡和桑塔木断垒带的干燥系数最高，平均达到了98.6%，部分井甚至达到了99%，表现出“干气”的性质。总体上轮古东含硫量较低，平均为354mg/m³。本区生产气油比较高，在235~27 857之间，平均为9 875，自东向西呈现出逐渐减少的趋势。 天然气地球化学研究中，气态烃的碳氧同位素蕴含着丰富的母质来源以及母质和产物所经历的地质、地球化学历程方面的信息^[21]，因此，在天然气的组成较为单一，可提供的信息量相对较少的情况下，天然气的碳同位素是研究天然气成因的重要手段。轮古东天然气的甲烷同位素值较低，分布在-38.3‰~-34.3‰，应用戴金星等^[22]提出的海相天然气的甲烷碳同位素与成熟度换算的经验公式δ¹³C₁(‰)=15.8×Log(R_O)-42.2，计算得出R_O值为1.76%~3.16%，说明天然气形成的烃源岩正处于高—过高成熟阶段；乙烷碳同位素分布在-38.1‰~-32.2‰之间，根据腐殖型来源的天然气的δ¹³ C ₂ >-25.1‰，而腐泥型来源的天然气的δ¹³ C ₂<-28.8‰^[22]的结果，表明这种天然气母质属于腐泥型；根据封闭热解系统中实验计算，轮古东天然气组分的LnC₂/C₃值为1.09～1.56，为原油裂解气，而轮古东的低H₂S和CO₂含量，也表明本文天然气的形成于TSR作用关系不大。对比不同区域同位素特征可以发现，桑塔木断垒带和轮古东斜坡的δ¹³ C₁和δ¹³ C₂比轮南断垒带略高（图3），δ¹³ C₃和δ¹³ C₄的差距不大，预示近气源地区的天然气气侵可能更为彻底。

2.3 轮古东凝析气藏相态及饱和度特征

油气藏PVT相图中的临界温度(T_c)与凝析临界温度(T_m)是划分油气藏相态的依据。T_c与T_m之间的区间为凝析温度区间，在此温度区间的烃体系即为凝析气相或凝析气、油两相；烃体系的压力及地露压差制约着油或气的饱和度。烃体系的压力比露压力高的越多，即离露—泡压力线上方越远，气相或油相的含油或含气的饱和度越低，反之，饱和度越高^[1]。 相态及饱和度在特定的温压条件下，未饱和气藏的地露压差较大，凝析油含量较低，气油比高；饱和气藏的地露压差较小，凝析油含量较高，气油比较低。下面将简要分析轮古东凝析油气藏相态和饱和度特征。 根据轮古东奥陶系PVT相图资料，本区的油气藏大多在地层条件下为气相，主要有未饱和气藏、饱和气藏和饱和油藏3种类型，不同饱和度状态的凝析气藏在气油比、原油密度等方面有所不同。轮古东地区油气性质复杂，相态及饱和度特征多样，分析的轮古东22口奥陶系的流体PVT资料，主要有 3种油气相态和饱和度类型（图4），其中未饱和气藏

16口、饱和气藏3口和饱和油藏2口。平面上，轮古东斜坡和桑塔木断垒带以气相为主，2口呈液相的井一口位于桑塔木断垒带相对位置较低的南边(轮古18井)，另一口位于轮南断垒带(轮南10-3井)，推测这可能与充注强度和构造位置有关。纵向上，不同的井段的油气相态没有变化，但是气油比和饱和度有差异，如LG391井在5 711.40~5 729.40m段分析为未饱和气相，在更深的5 885.5~5 970m段取样为饱和气相，统计显示上部良里塔格组的油样的气油比为6 396.6，也比下部一间房组气油比4 008.5更高（图5），则显示了储层纵向位置对油气饱和度的控制作用。

3 轮古东油气相态及其饱和度的主控因素分析

3.1 气侵不彻底是造成目前油气相态和饱和度现状的关键因素

虽然近气源的轮古东斜坡、缓坡和桑塔木断垒带天然气资源较为丰富，但总体上仍显示出喜马拉雅期气侵程度不彻底的特点。气侵不彻底造成了相态和饱和度在平面和垂向上的变化，表现为近充注点，天然气充注量更大。平面上，自东向西，气油比呈现逐渐减少的趋势，不但轮古中西部绝大部分井 的PVT测试显示流体在地层条件下表现为液相，而且距离轮古东充注点并不远的轮南断垒带也已经有饱和液相的出现；垂向上，自下而上干燥系数逐渐增大，通过取样分析，轮南地区奥陶系原油以轻质原油为主，部分圈闭中含有正常油和少量的高蜡油，石炭系原油的密度变小，高程度的未饱和气藏为主要的油气类型，而且部分井也出现了下部饱和，上部层系为不饱和气藏的特点。从构造运动的强度来看，虽然喜马拉雅期构造运动强度很大，但对奥陶系和石炭系的调整只是内部的调整，并没有加里东期和海西期对古生界地层影响那么大，不会造成储层内海相油气的大量散失和降解，另外，在轮南地区的三叠系以上的层位也没有找到大量的本期充注后散失的油气。 上述分析显示，轮古东奥陶系原油碳同位素大多大于-32‰，虽然作为寒武系—下奥陶统和中上 奥陶统来源的原油全油同位素分界线并不统一，但

是寒武系—下奥陶统来源的原油全油碳同位素比中上奥陶统来源的要重，比如作为唯一确定为寒武系—下奥陶统来源的轮东2井，其碳同位素就非常重,达到-28‰左右^[23,24].因此，较高的全油碳同位素值表现了轮古东混合油的特征，这可能是由于早期充注的寒武系—下奥陶统原油遭到破坏降解成的大量干沥青在喜马拉雅期气侵时反溶于天然气中，加重了碳同位素含量。轮古东斜坡、缓坡和桑塔木断垒带离油气充注点更近，气侵量更大，而轮南断垒带的天然气相对不足，更不能到达轮古西和中平台地区。轮古东斜坡、缓坡和桑塔木断垒带天然气同位素δ¹³C₁值和δ¹³C₂值比轮南断垒带同位素值与中部斜坡重，这也是与前面的分析相符的。

3.2 成藏期次控制现今油气相态

轮古东地区的成藏过程可归结为：“早期聚油，后期聚气，晚期调整”。加里东期，轮南地区快速沉积，满加尔凹陷中寒武系—下奥陶统的烃源岩达到生油高峰，沿奥陶系碳酸盐岩岩溶发育的储集体内横向输导，形成古油藏；海西早期，由于强烈的构造抬升作用，导致奥陶系碳酸盐岩地层遭遇淡水风化淋滤作用，一方面有利于碳酸盐岩储层的发育；另一方面也导致了早期古油藏遭受大量破坏和生物降解，这也是轮古地区大面积稠油和沥青质分布的主要原因。海西晚期，来源于中上奥陶统烃源岩的原油，沿奥陶系碳酸盐岩溶储集体和断裂运移，原油在轮古东地区大范围成藏；喜马拉雅期，来源于满加尔的天然气，沿岩溶储集体、断裂和不整合大规模气侵改造，早期原油反凝析于天然气，最终在轮古东形成了气侵改造型凝析气藏。 通过对轮古东沥青和包裹体等地球化学特征的研究，喜马拉雅期天然气来源于满加尔凹陷的寒武系—下奥陶统烃源岩生成的原油的裂解。根据轮东1井的埋藏史分析，轮东1井区自23Ma以来，快速埋藏至7 000m，温度增长至180℃，使得该地区进入原油裂解门限，生成了大量的干燥系数高的原油裂解气，这也是轮古东地区出现“气干”特征的主要原因。原油在遭受破坏的基础上晚期又有天然气注入。虽然晚期天然气充注时，古原油反凝析于天然气较充分，但曾遭受破坏原油的重质成分依然存在，凝析气采出地面脱去气体后，剩余的凝析油又回到古油藏含杂环化合物较多的组分状态，因此，轮古东会出现“气干油重”的特征，也正是这种复杂的多期次油气的充注和改造作用，奠定了现今轮古东以气藏为主、中西部以油藏为主的分布格局。

3.3 断裂控制垂向上凝析气藏饱和度变化

断裂是油气垂向运移的主要通道，轮古东断裂附近集中了高气油比的未饱和凝析气藏，并控制了垂向上饱和度的变化。本区断裂普遍发育，以中、晚加里东期发育的走滑断裂为主，其中以南北向的轮古东走滑断裂最为重要，因其经历多期活动，是轮古东油气最富集的区域。朱光有等^[25]通过端元油的人工配比模拟实验对轮南地区的寒武系—奥陶系和中—上奥陶统油进行了研究，发现了奥陶系油气藏混合现象普遍，而且断层与寒武系—下奥陶统油气的关系密切，其比例与距离断层的远近关系明显（图6），意味着断层是本区油气运聚的通道。 轮古东走滑断裂断开层位从寒武系到侏罗系，因此本区古生界储层并非为限定压力的封存箱，而是一个封隔体内部的开放系统，流体之间可以进行物质交换，喜马拉雅期的气侵，流体遵循由高势区向低势区运移的条件^[26]，即喜马拉雅期天然气及反凝析于其中原油可以顺利的沿断裂向上运聚，运移过程中的分异作用还会导致天然气更多的运移到上部圈闭，从而导致部分井由下到上油气呈现出由饱和气藏到未饱和凝析气藏的变化。另外，喜马拉雅期的构造运动，使得部分断层“复活”，也对现存的压力系统有扰动作用，导致了这期气侵在垂向上调整得更加彻底。

3.4 喜马拉雅晚期构造反转作用对油气分布具有调整作用

油气的运移调整是一个漫长的动态过程。喜马拉雅期构造反转引起了输导体系、圈闭和盖层的变化，导致了油气类型和温压系统的调整，也是造成本期气侵的直接因素。 根据前述油气相态和饱和度的规律，由于吉拉克地区位于轮古东的东南边更接近气源，应该有大量喜马拉雅期天然气的注入，而且是未饱和程度很高的气藏，但是近年来在三叠系碎屑岩勘探的结果却不尽人意。根据流体包裹体分析^[27]、自身伊利石K—Ar定年^[28]等方法，测得了吉拉克地区三叠系油气成藏的时间为喜马拉雅期，正是喜马拉雅期库车前陆盆地发育的时期。这一构造变动，一方面打破了地层的平衡，出现了地层翘倾，志留系及以上地层构造高点和圈闭形态发生了变化，早期的油气出现横纵向的再运移调整；另一方面库车组的快速沉积，导致地层温度迅速增加，寒武系—下奥陶统烃源岩重新“复活”；另外，这次构造反转位于生油凹陷周缘,周边的一些的断层“活化”可以为油气的运聚提供通道。 因此，理论上三叠系应当有相当资源量从下部运移而来的油气，但在吉拉克三叠系储层中找到的最先捕获的油气包裹体均一温度在80℃，对应的埋藏时间为早喜马拉雅期吉迪克期，而捕获油气最多的时期在晚喜马拉雅期康村期，说明喜马拉雅期构造反转是三叠系储层捕获油气的主要时期，但不一定就是三叠系油气的成藏期。在三叠系原油中发现的25降藿烷^[29]和碳同位素的倒转现象^[30]说明了油气经历过强烈的生物降解作用，这种情况可能是三叠系油气继承了下部油气的生物降解的性质，笔者推测这也和盖层条件有一定的关系，因为在康村组沉积前，吉拉克三叠系之上的地层只有1 200m左右，要封盖住下部运移来的油气难度较大。随着地层埋深的增加，盖层条件逐渐变好，直到库车组的快速沉积，不但使寒武系油藏温度达到原油裂解温度而大量裂解为干气，进而从南向北发生气侵改造，此时三叠系上部的盖层也到了足够的厚度能够封住油气，虽然下部原油仍然能够通过断裂向上运移并在三叠系聚集成藏，但此时已经不是原油的大量运移的主要时期，从而影响了吉拉克三叠系的油气的资源量。

吉拉克三叠系与下部奥陶系和石炭系的油气性质上存在较大差异^[30,31]，推测吉拉克三叠系的气源不是喜马拉雅期气侵的结果或者气侵程度不佳。在石炭系温压系统出现了明显的低温弱超压的现象（图7），结合上述吉拉克油气成藏分析认为这是由于石炭系比三叠系较先能封堵住干气，从而使石炭系储层聚集了较多的干气，随着干气的持续聚集，才出现了异常低温超压的现象，也说明石炭系上部可能出现了致密的垂向隔层阻碍了下部油气的向上运移。因此，推测在喜马拉雅期库车前陆盆地快速沉降形成巨厚库车组的压实作用导致了吉拉克地区部分致密隔层的出现阻断了天然气在奥陶系和石炭系向上的调整，而且地层的快速沉积也必然会影响到垂向断层对油气的输导能力，崔景伟等^[32]利用正构烷烃分布特征在对塔河油田9区海相油气的研究中，也证明了喜马拉雅期垂向断裂的关闭导致了寒武系—下奥陶统来源的高成熟度天然气没有能够运移到三叠系成藏。因此，吉拉克油气资源量不足是复杂的油气成藏过程决定的，虽然三叠系勘探不尽如人意，但是其下部石炭系和奥陶系仍然有一定的勘探潜力，应当引起勘探家的重视。

3.5 烃源岩的位置控制平面上凝析气藏饱和度变化

油气在轮古东气源比较充足，而轮古中西部地区天然气含量明显不足，流体相态和饱和度与气源的距离相关，表现出自东南向西北呈现未饱和气藏—饱和气藏—饱和油藏的分布特点。轮古东天然气来源于喜马拉雅期快速沉积，埋深加大导致的早期寒武系—下奥陶统烃源岩干酪根和早期生成原油的裂解，生气中心位于满加尔凹陷^[33]，最大生气强度达到120×10⁸m³/km²，具有成为大型气田的物质基础^[7]。 原油中寒武系—下奥陶统原油的比例在一定程度上可以反映气侵的程度，根据朱光有等^[25]的研究，塔北地区奥陶系原油中寒武系—下奥陶统原油与生产气油比基本呈正相关关系，可以反映气侵的程度，轮古东地区东南部的奥陶系储层原油中的寒武系—下奥陶统来源的比例最高，并呈现出从东南到西北依次减小的趋势^[25]；学者也通过原油的组成、正构烷烃的分布^[32],碳同位素、金刚烷和原油成熟度^[34]等指标对塔北隆起海相油气进行了研究，也显示同样的气侵方向，均指示了烃源岩的位置在东南边，这也是造成本区海相油气以未饱和气藏为主的主要因素。

轮古东位于满加尔和草湖凹陷的边缘，晚期干气首先通过轮古东走滑断裂侵入临近气源的轮古东斜坡和桑塔木断垒带的圈闭，并逐步向较高位置运移。分析发现，近气源比圈闭高部位更有捕获天然气的优势，轮南断垒带是轮古东地区奥陶系最高的部位，但桑塔木断垒带和轮古东斜坡部位的天然气产量更高，生产气油比也更大，而且轮古东地区2个唯一在地层条件下呈饱和液相的井的位置也是据气源更远的，根据PVT相态资料勾绘出了本区气藏类型，图6可以看出，在轮古东斜坡、缓坡及桑塔木断垒带东部为未饱和气藏，反映了近气源的地区气侵量最大，古原油的反凝析程度最高，首先达到或超过临界状态。

3.6 盖层控制轮古东相态的保存

良好的盖层是形成大气田的基本条件。相比于石油，分子量小而易于扩散的特点使得天然气的保存对盖层要求更高。 轮古东地区共发育5套区域性盖层，但作为轮古东天然气保存有效性的盖层自上而下为石炭系和上奥陶统桑塔木组，部分区域发育吐木休克组也可作为部分油气藏的盖层。石炭系直接披覆在上奥陶统之上，厚度为490～660m，岩性以泥岩、砂泥岩为主。该层总厚度及单层厚度较大，纵向上分布集中，为一套良好的盖层；上奥陶统桑塔木组是轮古东奥陶系凝析气藏最重要的区域盖层，其直接覆盖在碳酸盐岩储层之上，目前钻遇最厚达950m，岩性以灰质泥岩、泥岩为主。桑塔木组在满加尔凹陷中心厚达5 000～7 000m，向轮南低凸起变薄，直至超覆尖灭。在轮古东斜坡位置，桑塔木组横向分布稳定，纵向上分布较集中，且岩性致密，封隔条件较好，是中下奥陶统储层的良好盖层，也是现今高气油比、低饱和度气藏保存至今的重要因素。吐木休克组也是重要的区域盖层，厚度为稳定在20～30m，但对其下的一间房组和鹰山组起到的封隔作用有限，比如轮古34井、轮古35井由于其桑塔木组较厚，导致其深部产层依然能够保存高未饱和气藏的形态，但是西边的轮南14井桑塔木组仅30m作用，封隔作用有限，虽然其产层比轮古34井高200m左右，且处于局部构造高点（图8），但呈现出的相态为饱和气藏。

4 结论

轮古东地区主要为凝析气藏，具有“气干油重”

的特征。通过PVT相图分析，轮古东凝析气藏可分为未饱和气藏、饱和气藏和饱和油藏3种相态。根据油气相态物化原理，未饱和凝析气藏在地质上呈现出高气油比的状态。 通过轮古东相态和饱和度主控因素分析，喜马拉雅期气侵不彻底是控制油气相态和饱和度的关键因素；多期成藏使得轮古东出现“气干油重”的现状，满加尔凹陷寒武系—下奥陶统生成的原油在喜马拉雅晚期裂解为轮古东提供了丰富的“干气”，曾经遭受破坏的早期原油含有较多的重质成分；轮古东断裂(尤其是轮古东走滑断裂)控制了相态垂向上的变化。气较油更容易向上运移，因此，从下部到上部沿断裂会出现由饱和气藏到为未饱和气藏的饱和度变化，分析发现，本区距烃源岩源的距离可能会比构造对聚集油气的影响作用更大；充注强度在平面上控制了轮古东相态和饱和度的分布，从充注方向向外延伸，轮古东呈现出由为未饱和气藏—饱和气藏—饱和油藏的变化趋势；盖层是轮古东相态保存至今的重要条件。 吉拉克地区的三叠系油气资源量不足可能是因为是喜马拉雅早期盖层封闭油气的效果不佳，下部运移而来的油气发生了散失，而当库车组快速沉积时，寒武系原油裂解而来的天然气由于喜马拉雅运动导致致密隔层出现和部分断裂关闭又导致了在三叠系气侵不足。根据轮古东地区油气相态和饱和度的分布规律推测出吉拉克三叠系下部石炭系和奥陶系仍有一定的勘探潜力,在后续的勘探中应当予以重视。

参考文献(References)

[1] Zhou Xinxi.The distribution and control factors of phase state of oil and gas pools in Kuqa petroleum system[J].Natural Gas Geoscience,2004,15(3):205-213.[周兴熙.库车油气系统油气藏相态分布及其控制因素[J].天然气地球科学,2004,15(3):205-213.]

[2] He Dengfa,Jia Chengzao,Liu Shaobo,et al.Oil and gas multi-stage forming dynamics of Lunnan Low Uplift in Tarim Basin[J].Chinese Science Bulletin,2002,47(supplement)：22-130.[何登发,贾承造,柳少波,等.塔里木盆地轮南低凸起油气多期成藏动力学[J].科学通报,2002,47(增刊):122-130.]

[3] Jia Chenzhao.Structural characteristics and oil/gas accumulative regularity in Tarim Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,1999,20(3):177-183.[贾承造.塔里木盆地构造特征与油气聚集规律[J].新疆石油地质,1999,20(3):177-183.]

[4] Zhang Shuichang,Zhang Baomin,Wang Feiyu,et al.Midle-Upper Ordovician:the main source of the oils in the Tarim Basin[J].Marine Origin Petroleum Geology,2000,5(1/2)：16-22.[张水昌,张宝民,王飞宇,等.中—上奥陶统:塔里木盆地的主要油源层[J].海相油气地质,2000,5(1/2):16-22.]

[5] Sun Yongge,Xiao Zhongyao,Xu Shiping,et al.Aryl-isoprenoids in crude oil and its implication in geological exploration[J].Xinjiang Petroleum Geology,2004,25(2):215-218.[孙永革,肖中尧,徐世平,等.塔里木盆地原油中芳基类异戊二烯烃的检出及其地质意义[J].新疆石油地质,2004,25(2)：215-218.]

[6] Liu Jingjiang,Liu Huirong,Tan Lin,et al.Reservoir characteristics and distributions of the Ordovician buried hill reservoir in Lunnan,Tarim Basin[J].Chinese Journal of Geology,2004,39(4):532-542.[刘静江,刘慧荣,谭琳,等.塔里木盆地轮南奥陶系古潜山油气成藏与分布[J].地质科学,2004,39(4):532-542.]

[7] Zhou Xinyuan,Wang Qinghua,Yang Wenjing,et al.The resource and exploration of natural gas in Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2005,16(1):7-11.[周新源,王清华,杨文静,等.塔里木盆地天然气资源及勘探方向[J].天然气地球科学,2005,16(1):7-11.]

[8] Zhu Guangyou,Zhang Shuichang,Liang Yingbo,et al.Dissolution and alteration of the deep carbonate reservoirs by TSR:An important type of deep-buried high-quality carbonate reservoirs in Sichuan Basin[J].Acta Petrologica Sinica,2006,22(8):2182-2194.[朱光有,张水昌,梁英波,等.TSR对深部碳酸盐岩储层的溶蚀改造—四川盆地深部碳酸盐岩优质储层形成的重要方式[J].岩石学报,2006,22(8):2182-2194.]

[9] Gu Yi,Huang Jiwen,Shao Zhibing.Petroleum geochemistry and hydrocarbon migration in Tahe Oilfield of the Tarim Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2003,25(6):746-750.[顾忆,黄继文,邵志兵.塔河油田奥陶系油气地球化学特征与油气运移[J].石油实验地质,2003,25(6):746-750.]

[10] Wang Chuan’gang,Wang Tieguan,Zhang Weibiao,et al.Moecular geochemistry and classifications of genetic types of petroleum from Tahe Oilfield of the northern Tarim Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2006,24(6):901-909.[王传刚,王铁冠,张卫彪,等.塔里木盆地北部塔河油田原油分子地球化学特征及成因类型划分[J].沉积学报,2006,24(6):901-909.]

[11] Yang Haijun,Sun Longde,Zhu Guangyou,et al.Characters and formation mechanism of unsteady reservoirs in Tarim Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(6):1103-1112[杨海军,孙龙德,朱光有,等.塔里木盆地非稳态油藏特征与形成机制[J].石油学报,2012,33(6):1103-1112.]

[12] Zhang Zongming,Jia Chengzao.Palaeohighs in Craton Basin of Tarim and the exploration objectives[J].Journal of Xi’An Petroleum Institute,1997,12(3):8-13.[张宗命,贾承造.塔里木克拉通盆地内古隆起及其找油气方向[J].西安石油学院学报,1997,12(3):8-13.]

[13] Shi Hongxiang.Forming Mechanism of Lunnan Ordovician Buried-hill Pool Reservoir[D].Chengdu:Southwest Petroleum University,2006.[史鸿祥.轮南奥陶系潜山油气藏的形成机制[D].成都:西南石油大学,2006.]

[14] Cui Haifeng,Zheng Duoming,Ten Tuanyu.Petroleum geologic characteristics and exploration orientation in Halahatang Depression of Tabei Uplift[J].Lithologic Reservoirs,2009,21(2):54-58.[崔海峰,郑多明,滕团余.塔北隆起哈拉哈塘凹陷石油地质特征与油气勘探方向[J].岩性油气藏,2009,21(2):54-58.]

[15] Yang Ning,Lv Xiuxiang,Chen Meitao,et al.Accumulation modes of paleoweathering crust reservoir in carbonate Yingmaili area[J].Natural Gas Geoscience,2005,16(1)：35-39.[杨宁,吕修祥,陈梅涛,等.英买力地区碳酸盐岩古风化壳油气聚集模式探讨[J].天然气地球科学,2005,16(1)：35-39.]

[16] An Haiting,Li Haiyin,Wang Jianzhong,et al.Tectonic evolution and its controlling on oil and gas accumulation in the northern Tarim Basin[J].Geotectonica Et Metallogenia,2009,33(1):142-147.[安海亭,李海银,王建忠,等.塔北地区构造和演化特征及其对油气成藏的控制[J].大地构造与成矿学,2009,33(1)：142-147.]

[17] Yang Shuanrong,Pan Wenqing,Han Jianfa,et al.A discussion on the oil controlling mechanisms of carbonate rock reservoirs of Ordovician Lunan area,Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2006,17(1):84-88.[杨栓荣,潘文庆,韩剑发,等.轮南奥陶系碳酸盐岩储集体控油机理探讨[J].天然气地球科学,2006,17(1):84-88.]

[18] Jiao Zhifeng,Gao Zhiqian.Formation,evolution and hydrocarbon-controlling geological conditions of major paleohighs,Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2008,19(5)：639-646.[焦志峰,高志前.塔里木盆地主要古隆起的形成、演化及控油气地质条件分析[J].天然气地球科学,2008,19(5)：639-646.]

[19] Zhang Bin,Cui Jie,Gu Qiaoyuan,et al.Oil origin classification in composite hydrocarbon accumulation play in the western Tabei Uplift and its geological significance[J].Acta Petrolei Sinica,2010,31(1):55-60.[张斌,崔洁,顾乔元,等.塔北隆起西部复式油气区原油成因与成藏意义[J].石油学报,2010,31(1):55-60.]

[20] Zhang Zhongning,Liu Wenhui,Wang Zuodong,et al.Vertical distribution characteristics and its geological significance for carbon isotopic composition of oils and its group components of deep marine oil reservoirs in Tabei Uplift,Tarim Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2008,26(4):709-714.[张中宁,刘文汇,王作栋,等.塔北隆起深层海相油藏中原油及族组分碳同位素组成的纵向分布特征及其地质意义[J].沉积学报,2008,26(4):709-714.]

[21] Liu Wenhui,Liu Quanyou,Xu Yongchang,et al.The gaining and applying of data in natural gas geochemistry study[J].Natural Gas Geoscience,2003,14(1):21-29.[刘文汇,刘全有,徐永昌,等.天然气地球化学数据的获取及应用[J].天然气地球科学,2003,14(1):21-29.]

[22] Dai Jinxing,Qi Houfa,Song Yan.On the indicators for identifying gas from oil and gas from coal measure[J].Acta Petrolei Sinica,1985,6(2):31-38.[戴金星,戚厚发,宋岩.鉴别煤成气和油型气若干指标的初步探讨[J].石油学报,1985,6(2):31-38.]

[23] Tang Youjun,Wang Tieguan.Molecular fossils and oil-source rock correlations of Cambrian heavy oil in Tadong 2 well in Tarim Basin[J].Journal of China University of Petroleum,2007,31(6):18-22.[唐友军,王铁冠.塔里木盆地塔东2井寒武系稠油分子化石与油源分析[J].中国石油大学学报:自然科学版,2007,31(6):18-22.]

[24] Xiao Zhongyao,Huang Guanghui,Lu Yuhong,et al.Origin of oils from well Tadong 2 in Tarim Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2004,22(supplement):66-72.[肖中尧,黄光辉,卢玉红,等.塔里木盆地塔东2井原油成因分析[J].沉积学报,2004,22(增刊):66-72.]

[25] Zhu Guangyou,Cui jie,Yang Haijun,et al.The distribution and origin of Cambrian crude oil in north Tarim Basin[J].Acta Petrologica Sinica,2011,27(8):2435-2446.[朱光有,崔洁,杨海军,等.塔里木盆地塔北地区具有寒武系特征原油的分布及其成因[J].岩石学报,2011,27(8)：2435-2446.]

[26] Li Mingcheng,Li Jian,Wan Yujin.Basin compartment and its geological connotation[J].China Offshore Oil and Gas,1999,13(6):396-400.[李明诚,李剑,万玉金.盆地封隔体及其地质内涵[J].中国海上油气:地质,1999,13(6):396-400.]

[27] Zhao Jingzhou,Guo Deyun,Yan Hongjun,et al.Geological age and mode of hydrocarbon accumulation in Lunnan region,north Talimu Basin[J].Journal of Southwest Petroleum University,2004,19(6)：1-4.[赵靖舟,郭德运,阎红军,等.塔北轮南地区油气成藏年代与成藏模式[J].西安石油大学学报,2004,19(6)：1-4.]

[28] Wang Feiyu,He Ping,Zhang Shuichang,et al.K-Ar isotopic dating of authigenic illtes and timing of hydrocarbon fluid emplacement in sandstone reservoir
[J] .Geological Review,1997,43(5)：540-546.[王飞宇,何萍,张水昌,等.利用自生伊利石K-Ar定年分析烃类进入储集层的时间[J].地质评论,1997,43(5):540-546.]

[29] Hu Shouzhi,Fu Xiaowen,Wang Tingdong,et al.The geochemical study of forming condensate pool in Triassic in Jilake[J].Southwest Petroleum Institute,2005,27(3):14-16.[胡守志,付晓文,王庭栋,等.吉拉克三叠系凝析气藏成藏地球化学研究[J].西南石油学院学报,2005,27(3):14-16.]

[30] Wu Xiaoqi,Tao Xiaowan,Liu Jingdong.Geochemical characteristics and genetic types of natural gas from Lunnan area in Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2014,25(1):53-61.[吴小奇,陶小晚,刘景东.塔里木盆地轮南地区天然气地球化学特征和成因类型[J].天然气地球科学,2014,25(1):53-61.]

[31] Li Fulai,Meng Fanchao,Duan Zhongfeng,et al.Origin analysis on triassic condensate reservoirs in Jilake area of Tarim Basin[J].Journal of Oil and Gas Technology,2013,35(10):23-26.[李福来,孟凡超,段忠丰,等.塔里木盆地吉拉克地区三叠系凝析气藏成因分析[J].石油天然气学报,2013,35(10):23-26.]

[32] Cui J W,Wang T G,Wang C J,et al.Quantitative assessment and significance of gas washing of oil in block 9 of the Tahe Oilfield,Tarim Basin,NW China[J].Chinese Journal of Geochemistry,2012(31):165-173.

[33] Zhao Mengjun,Zhou Xingxi,Lu Shuangfang.Tarim Basin rich in natural gas[J].Natural Gas Industry,1999,19(2):13-18.[赵孟军,周兴熙,卢双舫.塔里木盆地—富含天然气的盆地[J].天然气工业,1999,19(2):13-18.]

[34] Zhang S C,Su J,Wang X M,et al.Geochemistry of Palaeozoic marine petroleum from the Tarim Basin,NW China:Part 3.Thermal cracking of liquid hydrocarbons and gas washing as the major mechanisms for deep gas condensate accumulations[J].Organic Geochemistry,2011(42):1394-1410.