2024, Vol. 36
2. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室, 河北 廊坊 065007;
3. 中国石油大学(北京)油气资源与工程全国重点实验室, 北京 102249;
4. 中国石油大学(北京)地球科学学院, 北京 102249;
5. 中国石油青海油田公司 勘探开发研究院, 甘肃 敦煌 736200
,
TIAN Jixian1,2
,
LI Jian1,2,
QIAO Tong3,4,
LIU Chenglin3,4,
ZHANG Jingkun3,4,
SHA Wei5,
SHEN Xiaoshuang5
2. Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development, CNPC, Langfang 065007, Hebei, China;
3. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;
4. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;
5. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang 736200, Gansu, China
近年来，玛湖凹陷的油气勘探屡获重大突破，先后在断裂带和斜坡区发现了多个亿吨级石油储量区[1-3]，逐渐成为油气勘探的热点和重要区域。勘探实践表明，玛湖凹陷具有多层系含油气、多类型成藏的特点[4-5]，深层发育优质烃源岩，由凹陷边缘向中心依次发育常规油气藏、致密油气藏与页岩油气藏[6-8]，深层及靠近凹陷中心的试油结果也显示了良好的油气勘探潜力。玛湖凹陷多层系含油，其原油类型及来源研究对进一步勘探具有重要的指导意义，以往在原油类型及来源方面已经做了大量的研究，如王绪龙等[9-10]、Cao等[11]根据C20、C21和C23三环萜烷特征将该区原油分为上升型、山峰型和下降型3类，认为源岩分别为二叠系风城组烃源岩、下乌尔禾组烃源岩和佳木河组烃源岩；陈哲龙等[12-13]、黄攀等[14]认为玛湖凹陷不同类型原油分别来自不同层系的烃源岩；还有学者[15-17]认为风城组烃源岩是玛湖凹陷油气的主要源岩，但未对其内在原因进行深入研究。整体而言，学界对玛湖凹陷多层系发育烃源岩这一观点已达成共识，但对二叠系油气来源，尤其是凝析油和天然气成因类型及来源尚存在争议，厘清二叠系油气来源及成因已成为亟需解决的关键问题[18-19]。
目前国内外在深层、超深层油气勘探方面均取得了较大的进展，深层凝析油气这一与温度和压力具有紧密关系的油气类型也受到了广泛关注。凝析气藏是油气藏在适宜温压条件下形成的，在地层条件下为单一气相的特殊类型气藏，但凝析气藏并非一成不变的，是动态变化的，其相态与流体组成、温度和压力密切相关，油气的二次充注、构造抬升、断裂、储层孔隙等任何因素的变化都可能引起相态的变化，对油气藏相态类型的准确判识是明确这一类型油气藏分布特征和成因机制的前提条件。张鸾沣等[20]总结了玛湖凹陷不同相态类型油气藏的空间分布规律；吴涛等[21]对准噶尔盆地凝析气藏的分布规律进行了分析，初步明确了凝析气藏的平面及纵向分布特征。国内外学者对油气藏相态类型的判识方法主要可分为相图判别法和经验统计法两大类[22-23]，玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏相态类型复杂，目前相关的研究较薄弱，尚未开展系统分析，制约了该区面向深层、凹陷内油气勘探成果的进一步扩大。
在对原始储层流体组分恢复的基础上，综合相图判别法和经验统计法厘定玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏相态类型，通过对不同相态类型原油和天然气的地球化学特征如物性特征，正构烷烃、轻烃组成特征，成熟度等进行分析，以期明确原油及天然气的成因与来源，为该区深层—超深层油气系统勘探部署提供依据。
1 地质概况玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷区西北部，北部与乌夏断裂带和石英滩凸起相邻，南部接达巴松凸起，东西两侧分别为夏盐凸起和克百断裂带，面积约为4 147 km2[24]（图 1a）。研究区玛湖凹陷西南地区是盆地增储上产的重要地区[25]，现已发现二叠系多层系油气藏，地层发育相对完整，由下至上依次为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系以及白垩系[26-27]（图 1b），其中二叠系风城组（P1f）和上乌尔禾组（P3w）为本次研究的目的层位。玛湖凹陷边缘风城组主要发育扇三角洲相，岩性主要为砂砾岩、白云质砂岩、白云质粉砂岩；凹陷内部风城组主要发育湖相沉积体系，岩性主要为细砂岩、白云质泥岩和白云岩[7]。风城组自下而上划分为风一段（P1f1）、风二段（P1f2）和风三段（P1f3），风一段发育白云质粉砂岩和泥质粉砂岩，风二段以白云岩和白云质泥岩为主，发育少量砂岩，风三段主要为白云质泥岩与泥质白云岩。上乌尔禾组岩性复杂，主要为火山岩、砂岩和泥质白云岩[19, 28]。
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下载原图 图 1 玛湖凹陷构造图（a）及西南地区岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location (a) and stratigraphic column (b) in southwest of Mahu Sag |
从晚古生代至现今，研究区经历了海西、印支—燕山以及喜马拉雅3期构造运动[29]。二叠纪早期，受挤压作用的影响，形成了玛湖凹陷西南前陆坳陷，为玛湖凹陷的基本雏形；二叠纪中晚期，以发育细粒沉积为主，地层厚度大，同时凹陷的沉积中心由南向北转移；三叠纪，不间断地沉积导致玛湖凹陷逐渐消亡，在燕山构造运动隆升作用下，形成了“南北倾斜、中凸起”的构造格局，而喜马拉雅构造运动使得地层抬升，局部出现隆起构造，最终形成现今的坳陷型盆地。
2 油气藏相态类型判识本次研究采用经验统计法与相图判别法对油气藏相态类型进行判识，判识标准与相应图版来自行业标准《凝析气藏相态特征确定技术要求：SY/T 6101—2012》[30]。按照该标准，气油比大于900 m3/m3为凝析气藏。玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏气油比分布范围较大，但一般小于1 000 m3/m3，仅克821井风二段与玛湖48井风一段气油比大于1 000 m3/m3，也是本文的重点研究对象。克821井完钻井深为3 780 m，完钻层位为二叠系佳木河组，试油层位风二段（3 464~3 476 m）日产油0.61 t、日产气0.206×104 m3，日产气油比达到2 840.77 m3/m3。玛湖48井完钻井深为5 510 m，完钻层位为佳木河组，试油层位风一段（5 435~5 445 m）日产油2.20 t、日产气0.329×104 m3，日产气油比为1 222.38 m3/m3。
2.1 储层流体组分恢复储层流体组分恢复是开展油气藏相态类型判识的前提条件。本次研究中原油与天然气各项地球化学参数的检测分析均在中国石油新疆油田公司实验检测研究院完成，原油取样地点为井口，全烃组分组成采用Agilent 7890B气相色谱仪参照行业标准《石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法：SY/T 5779—2008》[31]测定；天然气取样地点为分离器，组分组成采用Agilent 7890A气相色谱仪开展分析，依据国家标准《天然气的组成分析气相色谱法：GB/T 13610—2020》[32]执行。
根据Osjord等[33]建立的划分标准对克821井风二段和玛湖48井风一段的原油C2—C9组分重新划分，得到原油各碳数组分含量（表 1），同时对同深度的天然气组分含量进行分析（表 2），并结合气油比和原油密度，利用PVT相态模拟软件中的Recombine模块恢复原始储层流体组分。结果（表 3）表明：克821井风二段和玛湖48井风一段储层流体组分均以甲烷为主，甲烷的摩尔分数均高于80%，而C7+组分含量均较低，C7+组分的摩尔分数分别为2.98% 和7.74%。
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下载CSV 表 1 玛湖凹陷西南地区克821井和玛湖48井二叠系风城组原油组分统计 Table 1 Mass fraction of crude oil components of Permian Fengcheng Formation for Ke821 well and Mahu48 well in southwest of Mahu Sag |
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下载CSV 表 2 玛湖凹陷西南地区克821井和玛湖48井二叠系风城组天然气摩尔组成 Table 2 Molar fraction of natural gas compositions of Permian Fengcheng Formation for Ke821 well and Mahu48 well in southwest of Mahu Sag |
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下载CSV 表 3 玛湖凹陷西南地区克821井和玛湖48井二叠系风城组储层流体组成情况 Table 3 Molar compositions of reservoir fluids of natural gas compositions of Permian Fengcheng Formation for Ke821 well and Mahu48 well in southwest of Mahu Sag |
目前油气藏相态类型判识方法主要分为两类，一是相态判别法，二是经验统计法。相态判别法中广泛应用的是相图判别法；经验统计法中被广泛应用和认可的方法有方框图判别法、流体三元组成三角图判别法、储层流体密度和平均分子质量判别法、储层烃类流体组成的组合参数φ1经验判别法[22]等4种。本文主要采用方框图判别法、流体三元组成三角图判别法以及相图判别法对研究区油气藏相态类型进行判识。
2.2.1 方框图判别法方框图判别法是根据恢复后的油气藏储层流体组分数据计算C2+，C2/C3，100C2/（C3+C4）和100（C2+/C1）等4个参数（C2+，C1，C2，C3，C4均为摩尔分数），从而判识油气藏的相态类型。对研究区6口井（克841、克821、玛湖8、玛湖39、玛湖48和玛湖49井）共10份二叠系原油样品进行方框图判识，结果（图 2）表明，二叠系油气藏相态类型主要为油藏和凝析气顶油藏/带油环凝析气藏，其中克821井风二段和玛湖48井风一段均为凝析气藏。
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下载原图 图 2 玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏相态类型判识方框图（图版引自文献[22]） 注：C1，C2，C3，C2+，C4均为对应组分的摩尔分数。 Fig. 2 Phase type identification block diagram of hydrocarbon reservoir of Permian in southwest of Mahu Sag |
流体三元组成三角图判别法则是根据C1+N2，（C2—C6）+CO2，C7+三元组合摩尔分数间的相对关系判识油气藏的相态类型，储层流体组成中C7+含量是决定油气藏相态类型的关键参数，通常x（C7+） < 11.00%，为凝析气藏；x（C7+） > 32.00%，为黑油油藏；11.00% ≤ x（C7+）≤ 32.00%，为挥发性油藏，但该方法无法判识处于分界线附近的临界态油气藏。研究区6口井10份原油样品的流体三元组成（图 3）显示，克821井风二段x（C7+）= 2.97%，玛湖48井风一段x（C7+）= 7.75%，均为凝析气藏。
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下载原图 图 3 玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏流体三元图（图版引自文献[22]） Fig. 3 Triangle diagram showing reservoir fluid compositions of Permian in southwest of Mahu Sag |
油气藏流体组分控制P-T相图的形态及其相包络线上临界点的位置[34-35]，相图判别法是通过油气藏所在地层条件（温度、压力）与相包络线上临界点和最大凝析温度的相对关系对油气藏相态类型判识的一种方法，相较经验统计法，其判识结果更为准确，更具有科学依据。
采用PVT相态模拟软件对原始储层流体组分数据进行恢复，通过SRK状态方程模拟得到玛湖48井风一段和克821井风二段油气藏流体的P-T相图（图 4）。玛湖48井风一段油气藏流体P-T相图相包络线上临界点对应的温度和压力分别为126.66 ℃，40.99 MPa，最大凝析温度和最大凝析压力分别为355.41 ℃，40.99 MPa，而实测地层温度和压力分别为133.89 ℃，91.79 MPa，地层温度介于临界温度与最大凝析温度之间，更接近临界温度，而地层压力远大于最大凝析压力，分析认为该油气藏为近临界态凝析气藏。克821井风二段油气藏流体P-T相图上不存在临界点，因此可以认为不存在黑油油藏；相包络线外，油气藏所在地层温度小于最大凝析温度（354.32 ℃）时，处于单一凝析气相区，此时相态类型为凝析气藏；油气藏所在地层温度大于最大凝析温度时，处于单一气相区，此时的相态类型为气藏；相包络线内为气液两相，对应的相态类型为带油环凝析气藏。克821井风二段油气藏的实测地层温度和压力分别为87.12 ℃，41.87 MPa，处于气液两相区，地层条件下油气藏中液体体积分数约为7.5%，为带油环凝析气藏。
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下载原图 图 4 玛湖凹陷西南地区2口典型井二叠系风城组油气藏流体P-T相图 Fig. 4 Reservoir fluid P-T phase diagrams of Permian Fengcheng Formation for two typical wells in southwest of Mahu Sag |
采用多种方法对研究区二叠系油气藏相态类型进行综合判识，结果（表 4）显示，克821井风二段油气藏为带油环凝析气藏，玛湖48井风一段油气藏为近临界态凝析气藏，玛湖8井上乌尔禾组油气藏为挥发性油藏，其余6个油气藏均为黑油油藏。
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下载CSV 表 4 玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏相态类型判识结果 Table 4 Phase type identification results of hydrocarbon reservoirs of Permian in southwest of Mahu Sag |
对玛湖凹陷西南地区6口井10份二叠系不同相态类型原油样品进行物性分析，结果显示，克821井风二段凝析油的密度为0.84 g/cm3，在50 ℃下的黏度为5.62 mPa·s，凝固点和含蜡量分别为2 ℃和5.00%；玛湖48井风一段凝析油的密度为0.82 g/cm3，在50 ℃下的黏度为3.04 mPa·s，凝固点和含蜡量分别为4 ℃和1.97%。易挥发油与普通黑油的密度为0.83~0.90 g/cm3，平均为0.85 g/cm3；50 ℃下的黏度为4.99~12.05 mPa·s，平均值为8.34 mPa·s；凝固点为-14~20 ℃，平均为7 ℃；含蜡量为5.65%~11.99%，平均为7.60%。整体而言，凝析油的密度、在50 ℃下的黏度、凝固点和含蜡量均低于易挥发油与普通黑油。
3.2 正构烷烃、轻烃组成特征及成熟度对克821井风二段凝析油、玛湖48井风一段凝析油样品的饱和烃气相色谱分析显示，二者的正构烷烃均以中—高碳数为主，主峰碳分别为nC17和nC15，碳数分别为nC9—nC35和nC10—nC35，∑C21-/∑C22+值分别为2.36和2.24。通常成熟度较高时，原油正构烷烃以低—中碳数为主，而高碳数的正构烷烃指示成熟度较低，因此，克821井风二段与玛湖48井风一段凝析油的正构烷烃特征显示其成熟度均不高（图 5）。
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下载原图 图 5 玛湖凹陷西南地区2口典型井二叠系凝析油饱和烃气相色谱 Fig. 5 Gas chromatograms of saturated hydrocarbon of Permian condensate oil from two typical wells in southwest of Mahu Sag |
生物标志化合物参数可用于评价原油的成熟度[36]，C29甾烷ββ/（αα + ββ）与C29甾烷20S/（20S+ 20R）的关系图版（图 6）显示，研究区二叠系不同相态类型原油均处于成熟阶段，其中克821井风二段凝析油、玛湖48井风一段凝析油的C29甾烷20S/（20S+20R）为0.48~0.50，C29甾烷ββ/（αα + ββ）为0.55~0.57，成熟度略高于其他相态类型的原油。
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下载原图 图 6 玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏C29甾烷ββ/（αα+ββ）与C29甾烷20S/（20S+20R）及成熟度的关系（据文献[36]修改） Fig. 6 Relationship and maturity of C29 sterane 20S/(20S+20R) and C29 sterane ββ/(αα+ββ) of condensate oil of Permian in southwest of Mahu Sag |
原油轻烃参数中异庚烷值与庚烷值是2个重要的成熟度指标。根据程克明等[37]基于异庚烷值与庚烷值建立的油气成熟度划分标准，研究区二叠系凝析油样品异庚烷值为2.44~2.45，庚烷值为34.75%~35.04%，处于高成熟阶段；易挥发油和普通黑油样品的异庚烷值为0.75~2.04，庚烷值为10.64%~32.76%，多处于成熟—高成熟阶段，仅克841井上乌尔禾组原油样品处于低成熟阶段，整体而言，易挥发油和黑油的成熟度低于凝析油（图 7）[37]。此外，利用原油轻烃中2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷值计算原油经历的最高生烃温度也可以反映其成熟度[38-39]。研究区凝析油轻烃中的2，4-二甲基戊烷/2，3-二甲基戊烷值为0.256~0.270，其经历的最高生烃温度为119.6~120.4 ℃，为生油高峰期温度；易挥发油和普通黑油最高生烃温度为110.2~ 116.6 ℃。综上所述，研究区凝析油处于成熟阶段，成熟度略高于易挥发油和普通黑油。
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下载原图 图 7 玛湖凹陷西南地区二叠系凝析油异庚烷值与庚烷值交会图（据文献[37]修改） Fig. 7 Cross plot of isoheptane index and heptane index of condensate oil of Permian in southwest of Mahu Sag |
原油的母质类型可以通过C7轻烃化合物的相对含量反映[40-41]。MCH指数（甲基环己烷指数）是判断原油母质类型的关键参数，通常，MCH指数低于50.0% 时，指示腐泥型母质类型；MCH指数高于50.0% 时，则表明母质类型为腐殖型[42-43]。对研究区6口井10个原油样品进行轻烃气相色谱分析发现，仅克841井上乌尔禾组2 992~3 030 m深度原油的MCH指数为74.6%，具有典型腐殖型母质的特征，而其余不同相态类型原油的MCH指数均小于50.0%，如玛湖48井风一段凝析油MCH指数为35.6%~36.4%，母质类型为腐泥型。因此，可以认为研究区原油母质类型为偏腐泥型，主要来源于风城组烃源岩。
原油抽提物及干酪根碳同位素值是进行油源对比的重要参数，源岩母质类型是决定原油碳同位素值的根本因素。党文龙等[44]对玛湖凹陷不同层位烃源岩的碳同位素开展了研究，认为风城组烃源岩干酪根碳同位素值主要为-28.0‰~-24.0‰，抽提物碳同位素值主要为-32.0‰~-28.0‰，属于偏腐泥型有机质，而下乌尔禾组烃源岩干酪根碳同位素值主要为-23.0‰~-21.0‰，抽提物碳同位素值大于-28.5‰，属于偏腐殖型有机质。研究区原油样品的碳同位素值分析结果表明，凝析油碳同位素值为-29.3‰~-28.6‰，易挥发油与黑油碳同位素值为-30.3‰~-28.7‰，与风城组烃源岩抽提物碳同位素值具有很好的对应关系，也表明研究区不同相态类型原油均为风城组烃源岩的产物。
除C7轻烃化合物的相对含量和碳同位素组成，通过对原油与烃源岩的生物标志化合物特征进行对比也可以开展油源分析。综合以往对玛湖凹陷风城组与下乌尔禾组烃源岩生物标志化合物特征分析[45-46]，将二叠系不同相态类型原油和石炭系，下二叠统佳木河组、风城组以及下乌尔禾组等4套烃源岩的生物标志化合物特征参数进行对比（图 8），Pr/Ph与β-胡萝卜烷/n-Cmax、Pr/Ph与γ-蜡烷/C30-藿烷及（C19TT+C20TT）/C23TT与C24TeT/C26TT等3个关系图版均表明二叠系凝析油与风城组烃源岩的生物标志化合物特征参数基本吻合，而与其他层位烃源岩具有较大的差异（图 8）。综上所述，研究区二叠系凝析油为风城组烃源岩成熟阶段的产物。
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下载原图 图 8 玛湖凹陷西南地区二叠系原油与不同层位烃源岩生物标志化合物参数对比（烃源岩数据来自文献[44]） Fig. 8 Comparison of biomarker parameters between source rocks of different formations and crude oils of Permian in southwest of Mahu Sag |
对玛湖凹陷西南地区6口井二叠系不同相态类型油气藏中10个天然气样品进行组分分析，结果（表 5）表明，烃类气体的含量最高，摩尔分数为93.88%~98.34%，其中甲烷和重烃气（C1+）的摩尔分数分别为69.07%~90.53%（平均值为86.21%）和3.56%~28.86%（平均值为10.90%），干燥系数为0.71~0.96，属于湿气；非烃气体（N2和CO2）含量较低，摩尔分数一般小于5.00%，仅克841井佳木河组天然气组分中非烃气体的摩尔分数为6.13%。
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下载CSV 表 5 玛湖凹陷西南地区二叠系天然气组分特征 Table 5 Component characteristics of natural gases of Permian in southwest of Mahu Sag |
大量研究表明，天然气甲烷碳同位素值（δ13C1）、乙烷碳同位素值（δ13C2）以及二者的关系（δ13C2-δ13C1）是判断天然气成因与母质类型的关键参数[47-49]，常被用于天然气成因分析与气源判识。对研究区6口井11个天然气样品进行同位素分析可知，6个风城组天然气样品的δ13C1，δ13C2和δ13C2-δ13C1值分别为-49.64‰ ~-42.89‰（平均值为-46.83‰），-33.96‰~-31.00‰（平均值为-32.27‰）和11.41‰~16.62‰（平均值为14.22‰）；5个上乌尔禾组天然气δ13C1，δ13C2和δ13C2-δ13C1值分别为-36.33‰~-33.04‰（平均值为-35.09‰），-31.74‰~-29.42‰（平均值为-31.05‰）和2.89‰~5.24‰（平均值为4.04‰）。依据Milkov的分类标准[50]，研究区风城组和上乌尔禾组天然气类型均主要为腐泥型（图 9）。研究区二叠系天然气轻烃的MCH指数为25.7%~33.8%，也指示其来源于腐泥型烃源岩[41-42]。综合分析认为研究区天然气来源于风城组烃源岩。
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下载原图 图 9 玛湖凹陷西南地区二叠系天然气成因类型分析（图版引自文献[50]） Fig. 9 Genetic types of natural gases of Permian in southwest of Mahu Sag |
天然气甲烷碳同位素值与天然气成熟度具有良好的对应关系，由于天然气母质类型的差异，针对不同母质类型的天然气选取与之对应的甲烷碳同位素-成熟度公式是准确判识天然气成熟度的关键。采用陈建平等[51]基于准噶尔盆地西北缘典型腐泥型天然气实测碳同位素数据建立的甲烷碳同位素与其源岩成熟度的关系（δ13C1 = 25 lg Ro-42.5）来计算研究区天然气的成熟度。计算结果表明，上乌尔禾组与风城组天然气镜质体反射率Ro分别为1.76%~2.39%（平均值为1.99%），0.52%~0.96%（平均值为0.71%），前者成熟度更高，后者成熟度更低，其中玛湖48井区风一段凝析气藏天然气的成熟度为0.93%~0.96%，为风城组烃源岩成熟阶段的产物，其成熟度高于风城组其余油气藏。分析认为上乌尔禾组天然气成熟度更高是因为其为风城组烃源岩较高演化阶段的产物，此外也可能还有佳木河组烃源岩的贡献。
综上所述，风城组和上乌尔禾组油气藏为源内和源外2套油气成藏系统，可能与风城组烃源岩的热演化差异和储层物性有关。
5 结论（1）玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏类型多样，流体相态类型复杂，黑油油藏、挥发性油藏和凝析气藏均有发育，以黑油油藏为主，凝析气藏主要分布于风城组，挥发性油藏主要位于上乌尔禾组。
（2）研究区二叠系不同相态类型油气藏原油都是风城组烃源岩成熟阶段的产物，凝析油的成熟度更高，但与其他相态原油的物性特征差异大，具有低黏度、低凝固点和低含蜡量的特点。
（3）研究区二叠系不同相态类型油气藏中的天然气组分以烃类气为主，主要为腐泥型，均主要来源于风城组烃源岩；上乌尔禾组天然气的成熟度较风城组更高，为源外油气成藏，可能混有部分佳木河组烃源岩生成的天然气；风城组为源内成藏，与风城组烃源岩的热演化和储层物性差异有关。
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