地下烃类相态特征对于油气藏勘探和开发具有重要意义，特别是对开发初期判断油气藏类型、计算储量及选择开发方式尤为重要^[1-2]。不同相态烃类的密度、黏度、界面张力等物理性质存在差异，导致油气运聚所需动力和储集层物性条件具有显著的差异，这对认识油气成藏机理至关重要^[3-4]。深层—超深层高温高压、多套烃源岩、多期生烃等特殊地质条件使油气相态复杂化，造成深层—超深层普遍存在多相共存的特征^[5-7]。因此，查明地下油气赋存相态及分布规律是深层—超深层油气勘探与开发的研究热点。烃类相态主要受控于组分组成、温度及压力等因素。其中，组分是油气的物质基础，对相态起决定性作用，而温度与压力是油气相态的重要控制条件^[8]。盆地深层、超深层热演化历史复杂，深层烃类的演化顺序为液态石油-凝析油-湿气-干气^[9]。地温梯度较低的盆地，相同深度有机质热演化程度越低，生油窗的深度范围越大，在深层—超深层高温环境下仍然可以存在油藏及凝析气藏^[10]。液态烃、可溶有机质的热裂解也是形成深层—超深层轻质油藏和凝析气藏的重要途径^[9]。凝析气藏是介于油藏与气藏之间具有特殊性质的天然气藏，其形成需要特定的流体组分及温压条件，在地下以气态形式赋存，且在开采至地面过程中随着温度和压力的降低会形成凝析油。凝析油气是深层、深水、非常规勘探领域的主力优质资源，产量约占全球原油产量的15%^[11]。国内四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地和准噶尔盆地凝析油气资源潜力巨大，且已实现了商业开发^[12-14]。

准噶尔盆地是我国西部重要的大型含油气盆地，近年来相继在深层—超深层油气勘探取得新发现，多口井钻遇油气层，展现出广阔的油气勘探前景^[15-17]。勘探实践证实，深层—超深层油气相态分布复杂，凝析气、轻质油、干气等多种相态油气藏共存^{[14, 18]}。目前，研究人员对玛湖凹陷及周缘、盆1井西凹陷以及沙湾凹陷周缘深层油气相态开展了研究^{[14, 19]}。然而盆地腹部沙湾凹陷超深层油气相态类型及分布规律认识不清，不仅制约了油气藏资源评价，而且影响了勘探开发方案的制定，阻碍了腹部地区超深层油气勘探的进一步突破。征10井是中国石化胜利油田分公司在准噶尔盆地腹部完钻的第一口井深超过7 000 m的超深层钻井，在三叠系钻遇油流，二叠系钻遇气藏，表现出复杂的流体相态分布特征。对征10井超深层烃类相态开展研究，为准噶尔盆地腹部地区超深层油气相态分布规律及控制因素的探索提供了良好的机遇。根据烃源岩热演化，结合脱气实验、恒质膨胀实验、定容衰竭实验，对准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组地层流体性质进行分析，在此基础上利用压力-体积-温度（PVT）相图法及经验参数法对流体相态进行判识，进一步讨论油气藏类型及油气分布模式，以期为该区下一步勘探部署提供理论依据。

沙湾凹陷是准噶尔盆地主要的富烃凹陷之一^[20]，位于盆地中央坳陷西北部（图 1a）。沙湾凹陷具备有利的生油条件，纵向上在多个层系均有油气发现，拥有多期油气成藏的特点^[21]。凹陷西斜坡具备有利的运移和封闭条件，处于油气成藏的有利构造位置，且已经取得了勘探突破^[22]。尽管沙湾凹陷深凹带油气生成条件优越，但是由于埋深较大，二叠系埋深大于6 000 m，地震资料和钻井钻遇较少，因此对凹陷中心深层—超深层油气地质研究较为薄弱。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地沙湾凹陷构造位置（a）和二叠系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column of Permian(b)in Shawan Sag, Junggar Basin

征10井是准噶尔盆地腹部地区第一口超深层钻井，位于沙湾凹陷深凹部位（图 1a），完钻层位为下乌尔禾组，井底深度为7 802 m。征10井钻遇地层齐全，从第四系到二叠系下乌尔禾组均有发育（图 1b）。在上二叠统上乌尔禾组（P₃w）、下三叠统百口泉组（T₁b）、中三叠统克拉玛依组（T₃b）和下侏罗统三工河组（J₁s）等均见到油气显示。其中，上乌尔禾组和百口泉组是勘探的主要目的层位，储层孔隙度为5.46%~8.24%，渗透率为0.26~0.95 mD。克拉玛依组常规试油结果为油层，而上乌尔禾组油气同出，显示了油气相态的复杂性。试油过程中利用钻杆测试（DST）获得上乌尔禾组7 655 m处地层压力为155 MPa，压力系数为2.01，地层温度为166 ℃，显示出高温高压的特征。上乌尔禾组地面原油密度约为0.803 g/cm³，原油黏度为2.870 mPa·s，天然气相对密度为0.648，气油比为1 351 m³/m³，油藏类型初步判断为临界油藏-凝析气藏，带有油环。地下流体成分、流体相态以及油气水分布等仍需利用实际地质资料进一步分析。

不同热演化阶段烃源岩生成的烃类组分不同，进而影响油气的相态。生烃产物相态受烃源岩类型、热演化程度及地层温压条件的控制^[10]。随着热演化程度增大，腐泥型有机质依次生成生物气、未成熟油、低成熟油、正常油、轻质油（挥发性油）、凝析油气、湿气及干气等，原油进入储层后也可继续发生热演化，最终热裂解为干气^[9]（图 2a）。通常来讲，R_o值每增加0.3%，就会导致油气类型的明显变化^[9]。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 烃源岩热演化阶段及生烃产物类型 Fig. 2 Thermal evolution stage of source rocks and types of hydrocarbon generation products

准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组油气主要来自于下乌尔禾组泥质烃源岩，有机质类型为Ⅱ₁型^[23]。下乌尔禾组埋深为7 668.60~7 802.00 m，钻遇地层厚度为133.40 m，目前尚未钻穿烃源岩层。征10井下乌尔禾组烃源岩镜质体反射率（R_o）为1.05%~1.46%，岩石热解峰温（T_max）为433~446 ℃，处于成熟—高成熟演化阶段。通过单井分层数据以及以往获得的古热流、古水深研究结果^[24]，建立单井地质模型，开展埋藏史和热史模拟，利用地层温度和镜质体反射率约束模拟结果。烃源岩热演化史模拟结果（图 2b）表明，研究区下乌尔禾组烃源岩于晚三叠世末期（201.3 Ma）开始进入生烃门限，成熟度达到0.5%；早侏罗世末期（170.0 Ma）有机质生烃演化进入生油阶段，成熟度为0.7%~1.3%；渐新世末期（25.0 Ma）成熟度大于1.3%，有机质热演化进入高成熟阶段，现今烃源岩成熟度约1.5%，与实测R_o一致。热演化程度指示征10井下乌尔禾组烃源岩目前处于生轻质油阶段，据此判断征10井油藏为轻质油藏（图 2b）。然而，烃源岩生烃演化反映的油气相态与实际储层中产出的凝析气并不一致，这是因为地下油气相态不仅受流体组分的控制，温度和压力条件对于油气相态的影响也不容忽视^[25-26]。

开展地层流体高温高压物性分析（PVT测试）是确定流体组分及流体性质最直接和有效的研究方法^[2]。地面分离器取得的分离器油样和分离器气样，按现场提供的校正气油比1 351 m³/m³进行地层流体样品复配，开展单次脱气实验、恒质膨胀实验、定容衰竭实验，获得井流物组成、露点压力、最大反凝析液量等参数，为地层流体相态特征分析奠定基础。

流体组成是控制油气相态的基础，确定地层流体组分组成是开展流体相态研究的前提。通过气相色谱法分析获得了征10井上乌尔禾组井流物组分组成数据（表 1）。地层流体中N₂摩尔分数为0.517%，CO₂含量相对较低，摩尔分数为0.002%，C₁摩尔分数为78.944%，C₂摩尔分数为8.207%，C₃摩尔分数为2.588%，C₄以上摩尔分数均小于2.000%。整体上，轻质组分（C₁+N₂）摩尔分数相对较低，为79.461%，中质组分（C₂-C₆+CO₂）摩尔分数较高，为13.738%，重质组分（C₇₊）达到了6.801%，属于凝析气藏的流体组成。分离器条件下（压力为3.2 MPa，温度为31 ℃），凝析油质量浓度为554.26 g/m³，为高液烃含量的凝析气藏流体。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组井流物组成 Table 1 Well fluid component of Upper Urho Formation of well Zheng 10 in Shawan Sag, Junggar Basin 流体组分 N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+ 摩尔组成/% 0.517 0.002 78.944 8.207 2.588 1.595 0.758 0.588 6.801

下载CSV 表 1 准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组井流物组成 Table 1 Well fluid component of Upper Urho Formation of well Zheng 10 in Shawan Sag, Junggar Basin

通过对配制的地层流体开展恒质膨胀实验（P-V关系测试），可以获得地层流体的露点压力、不同压力下流体的相对体积以及饱和压力下含液体积分数等参数^[27]。地层流体的相对体积（实验压力下体积与露点压力下体积之比）为0.929~2.372，随着压力降低，相对体积逐渐增大（图 3a）。在地层温度（166 ℃）下测得的征10井上乌尔禾组流体的露点压力为64.69 MPa。实验温度从166 ℃降至126 ℃，露点压力从64.69 MPa增至66.16 MPa（图 3b），反映出随温度降低流体更易凝析。不同实验温度下，地层流体相对体积随着压力的不断降低表现出先快速增大，达到最大含液量后又开始减小的趋势（图 3b）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组地层流体恒质膨胀实验结果 Fig. 3 Test results of constant-mass expansion experiment of formation fluid of Upper Urho Formation of well Zheng 10 in Shawan Sag, Junggar Basin

在地层温度下开展定容衰竭实验可以模拟衰竭式开发过程中地层流体的组分及反凝析液量等物性参数的变化^[28]。征10井地层流体样品中，C₁—C₆含量均表现出随着实验压力的降低而呈上升的趋势（图 4）。其中，C₁的摩尔分数由78.452% 增至82.264%，而C₇₊的摩尔分数由最初的5.994% 下降到1.442%，可见定容衰竭过程中地层流体组成会逐渐变轻。定容衰竭过程中实验压力达到露点压力（64.69 MPa）时，反凝析液开始出现。反凝析液量随实验压力降低表现出先快速增大，后减小的趋势（图 4）。反凝析液体积分数最大为13.53%，此时对应的压力为34.78 MPa，当实验压力降至0时，反凝析液体积分数约为8.00%。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组地层流体定容衰竭实验测试结果 Fig. 4 Test results of constant-volume depletion experiment of formation fluid of Upper Urho Formation of well Zheng 10 in Shawan Sag, Junggar Basin

油气藏相态类型的准确识别对油气聚集机理、资源量估算、开发方案设计等都具有重要影响^[11]。最常用的油气藏相态类型识别方法包括压力-体积-温度（PVT）相图法和经验参数法。

PVT相图法是地下烃类流体相态判识最准确的方法，当地层流体组成一定时，其相图的形状和相包络线上临界点相对比较确定^[29]，进而可以根据实际温压条件与临界点的相对位置关系判断相态类型。不同类型油气藏的临界温度（T_c）、临界凝析温度（T_m）及临界凝析压力（P_m）的相互关系存在明显的差异。气藏临界凝析压力点的温度高于临界点温度，而低于临界凝析温度；油藏表现出临界点温度高于临界凝析压力点的温度，而低于临界凝析温度的特征，凝析气藏和挥发性油藏则介于两者之间^[30-31]。

根据地层流体高温高压物性测试结果，利用PVTsim软件拟合得到征10井上乌尔禾组地层流体的相图（图 5）。地层流体样品临界温度为-116.87 ℃，临界凝析温度为447.54 ℃，临界压力为24.41 MPa，临界凝析压力为66.23 MPa，模拟结果与定容衰竭实验结果较为接近。地层温度和压力是影响油气藏流体相态的2个重要外在因素^[32]。征10井地层温度为166.0 ℃，介于临界温度和临界凝析温度之间，地层压力为155 MPa，地层温度下露点压力为64.69 MPa，地层压力远高于露点压力，地露压差高达90.31 MPa，表明地层条件下流体呈凝析气相特征（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组地层流体压力-温度相 Fig. 5 Pressure-temperature phase of formation fluid of Upper Urho Formation of well Zheng 10 in Shawan Sag, Junggar Basin

地下油气相态与地表采出流体相态具有一定差异，这是因为油气在被采至地表的过程中，随着井筒中温度和压力的降低，烃类相态会发生分异^[33]。假定油气开发过程中温度、压力逐渐减小至地表温度和大气压（15 ℃，0.1 MPa）则油气相态会沿图中虚线演化（图 5）。在该过程中，当地层压力降低至露点压力时，出现反凝析，气态烃开始从液态烃中逸出形成油、气两相。

基于流体组分组成，提出了几种相行为的经验统计判别方法，能够有效地反映油气藏类型^[34]。本次采用三角图法、方框图法、组合参数法（Z，Z₁与Z₂）、C₅₊-C₁/C₅₊比值法等几种可靠的经验判别方法对征10井上乌尔禾组地层流体相态特征进行综合识别。

根据井流物组分，以C₁+N₂，C₂—C₆+CO₂和C₇₊含量为端元绘制组分三角图，分别以摩尔分数为11%，32% 和95% 的C₇₊为界限划分为不同的油藏类型^[34]。征10井井流物中C₇₊摩尔分数为6.801%，在三角相图中落在凝析气藏区（图 6a）。计算征10井地层流体的C₂₊，C₂/C₃，100×C₂/（C₃+C₄）与100×C₂₊/C₁，并投到方框图中。结果显示，特征参数集中分布在无油环凝析气藏或带油环凝析气藏区域中，表明征10井油藏类型主要为带油环凝析气藏（图 6b）。利用C₁—C₅₊组分含量之间的相互关系能够判断凝析气藏是否带油环，C₅₊摩尔分数大于1.75% 且C₁/C₅₊小于52，为带油环的凝析气藏^[35]。征10井流体组成中C₅₊摩尔分数为8.61%，C₁/C₅₊为9.37，为带油环凝析气藏（图 6c）。根据C₁—C₅₊计算组合参数Z，Z₁与Z₂可进一步揭示油环的规模^[34]。利用征10井流体组成计算的Z值为7，Z₁值为6.8，Z₂值为6.7，指示征10井上乌尔禾组油藏类型为带大油环凝析气藏（图 6d）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地沙湾凹陷征10井上乌尔禾组流体相态经验参数判别结果 注：$ Z=\frac{\mathrm{C}_1+\mathrm{C}_2+\mathrm{C}_3}{\mathrm{C}_{5+}}+\frac{\mathrm{C}_2}{\mathrm{C}_3} ; Z_1=\frac{0.88 \mathrm{C}_{5+}+\frac{0.99 \mathrm{C}_1}{\mathrm{C}_{5+}}+\frac{0.97 \mathrm{C}_2}{\mathrm{C}_3}+0.99 \mathrm{~F}}{\mathrm{C}_{5+}} ; Z_2=\frac{0.79 \mathrm{C}_{5+}+\frac{0.98 \mathrm{C}_1}{\mathrm{C}_{5+}+\frac{0.95 \mathrm{C}_2}{\mathrm{C}_3}+0.99 F}}{\mathrm{C}_{5+}} ; F=\frac{\mathrm{C}_2+\mathrm{C}_3+\mathrm{C}_4}{\mathrm{C}_{5+}} $。 Fig. 6 Discrimination result of fluid phase by empirical parameter method of Upper Urho Formation of well Zheng 10 in Shawan Sag, Junggar Basin

征10井作为沙湾凹陷第一口超深井，钻探目的是揭示二叠系上乌尔禾组油气藏类型及分布，同时探索三叠系百口泉组和克拉玛依组、侏罗系八道湾组和三工河组的含油气性。在油气藏相态分析的基础上，结合沉积特征、构造背景、储层物性等对征10井区圈闭特征、油气藏类型及油气分布模式进行综合分析，对于实现沙湾凹陷多层系立体勘探具有重要意义。

岩心资料和测井解释结果显示，征10井上乌尔禾组纵向上具有“下砂上泥”的正旋回结构。在下部钻遇砂砾岩储层，岩性以灰色含砾砂岩、砂砾岩为主，砾石磨圆中等—好、分选一般，测井曲线表现为齿化箱形，为扇三角洲前缘水下分流河道沉积。中上部沉积时期由于湖平面上升，进入滨浅湖沉积环境，主要发育薄层的滩坝沉积。砂质含量明显降低，砂体厚度变薄，岩性以砂泥互层为主，粒度变细，以细砂岩、含砾砂岩为主。上乌尔禾组储层孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主，包括砂砾岩、砂质基质内粒间溶蚀孔和砾石内部溶蚀孔，也可见黏土矿物和石英胶结后的残余粒间孔。此外，镜下还可观察到大量的微裂缝，包括粒缘缝、砾内缝、解理缝，与残余粒间孔相互贯通。储层孔隙度为3.2%~ 8.3%，平均为5.6%，渗透率为0.03~0.95 mD，平均为0.30 mD，属于特低孔—超低渗储层。

上乌尔禾组地层整体宽缓，受到南北挤压及莫索湾凸起的影响，征10井区构造形态为东西宽缓、形态完整的长轴状背斜构造。征10井背斜圈闭自三叠纪末期已经形成，晚白垩世构造幅度最大，具有继承性，与生烃高峰匹配较好，有利于油气长期聚集。上乌尔禾组地层厚度变化较大，北部是受到中拐凸起和莫索湾凸起影响形成的一个凸起，控制了地层沉积，地层向凸起区超覆尖灭，地层范围逐渐扩大。因此，征10井发育地层超覆背景下的岩性-构造圈闭。沙湾凹陷主要发育北西—南东向—近东西压扭走滑的断裂体系，断层活动受海西期、印支—燕山期以及喜山期等多期构造运动的影响。主断裂向下沟通至二叠系和侏罗系烃源岩，向上断穿至侏罗系顶部，可作为油气运移通道。断层活动速率分析表明断层主要有2个活动期，分别是海西期和燕山早期，与烃源岩排烃高峰匹配较好^[36]。

总体而言，征10井区上乌尔禾组具有优越的成藏条件，紧邻下乌尔禾组烃源岩，油气近源垂向输导，向局部隆起区运聚，巨厚的三叠系及上乌尔禾组中上部区域盖层起到重要的封闭作用，最终形成“近源-源内”油气藏。由于烃源岩热演化程度不高，生成的油气中质—重质组分含量较高，凝析油含量较高，因此，征10井上乌尔禾组最终形成带有油环的凝析气藏（图 7）。凝析气藏的形成涉及一个复杂的地质过程，准噶尔盆地超深层经历了多期油气充注事件，油气相态随之发生改变^[14]。在烃源岩热演化早期形成的原油通过断裂等通道向上运移至上乌尔禾组储层，形成早期油藏。随着热演化程度增大，烃源岩开始形成轻质油乃至湿气，低分子量的烃类再次运移到上乌尔禾组储层中，并且随着温度和压力超过临界条件，上乌尔禾组储层中烃类相态由液相转变为凝析气相。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系油气藏类型及油气分布模式 Fig. 7 Hydrocarbon reservoir types and oil and gas distri‐ bution patterns of Permian in Shawan Sag, Junggar Basin

走滑断层作为油气垂向运移通道，使得二叠系烃源岩形成的油气可以沿着油源断层向上运移至三叠系乃至侏罗系聚集成藏。与上乌尔禾组凝析气藏油气同产不同的是，征10井三叠系克拉玛依组试油出油，推测发育为油藏（图 7）。造成油气相态差异的原因一方面是油气垂向运移距离远，轻质组分损失多，积累了更多的中质—重质组分；另一方面，与晚期油气输导条件有关，如果晚期形成的湿气能够沿输导断层运移进入古油藏，则会导致其形成凝析气藏。在储层物性差、断层不发育的地区，缺乏晚期湿气充注，则油藏相态不会发生变化。然而，目前缺少三叠系原油样品高温高压物性分析结果，因此流体组成、相态类型及形成机制的准确分析有待进一步深入研究。

（1）准噶尔盆地沙湾凹陷征10井二叠系下乌尔禾组烃类母质类型为腐泥型有机质，渐新世末期成熟度大于1.2%，有机质热演化进入高成熟阶段，现今烃源岩成熟度约1.5%，处于生轻质油（挥发性油）阶段。

（2）研究区上乌尔禾组地层流体气油比为1 351 m³/m³，中质组分和重质组分含量较高，露点压力为64.69 MPa，反凝析液量较高，最大反凝析液体积为13.53%，为高液烃含量的凝析气藏流体。

（3）准噶尔盆地沙湾凹陷上乌尔禾组地层温度为166.0 ℃，介于临界温度和临界凝析温度之间，地层压力为155 MPa，地露压差高达90.31 MPa，地层条件下流体呈现凝析气相特征。三角图法、方框图法、组合参数法、C₅₊-C₁/C₅₊比值法综合判识上乌尔禾组油藏类型为带大油环凝析气藏。

（4）准噶尔盆地沙湾凹陷上乌尔禾组构造形态为宽缓的背斜，具有优越的成藏条件。紧邻下乌尔禾组烃源岩，油气近源输导，向隆起区运聚，巨厚的三叠系及上乌尔禾组区域盖层起到重要封闭作用，形成了地层超覆背景下的岩性-构造凝析气藏。