饶 丹，秦建中，许 锦，施伟军，张志荣，席斌斌，陶国亮，蒋 宏

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室， 江苏 无锡 214151)

塔河油田奥陶系油藏成藏期次研究

饶 丹1,2，秦建中1,2，许 锦1,2，施伟军1,2，张志荣1,2，席斌斌1,2，陶国亮1,2，蒋 宏1,2

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室， 江苏 无锡 214151)

塔河油田奥陶系油藏的成藏期次长期以来争议较大，有两期、三期、多期之争，对成藏期次认识上的差异必然导致对其烃源岩层位认识上的不同，从而给油气勘探带来一定程度的不确定性。经过多年的多学科联合攻关，采用国际上最先进的单体包裹体成分分析技术，从不同期次单个油包裹体中提取出其地球化学特征信息，直接获得了塔河油田东南部两期充注原油的有机成分信息，研究表明塔河油田东南部奥陶系油藏主要为两期成藏，第一期油包裹体以发黄色—褐色荧光、芳烃组分相对饱和烃含量高、正构烷烃分布完整(nC11-nC30)、轻烃缺失等为特点，成熟度较低，为早期运移产物；第二期油包裹体以发蓝色—蓝白色荧光、饱和烃组分相对芳烃含量高、正构烷烃分布较窄(nC8-nC28)、轻烃完整等为特点，成熟度较高，为晚期轻质原油充注的特征。结合古温度、古压力模拟，混源油比例判识研究，对不同期次原油充注的时间以及贡献作了初步探讨，这对塔河油田主力烃源岩的再认识以及进一步的勘探具有重要指导意义。

单体包裹体；混源比例；成藏期次；奥陶系油藏；塔河油田

塔河油田奥陶系为复杂类型碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏，储集空间以岩溶缝洞和构造裂缝为主，是世界上少见的、极其复杂的缝洞型碳酸盐岩油藏。长期以来，该油藏成藏期次一直存在争议，主要有2种不同的观点：一种观点认为塔里木台盆区海相油气藏主要为3期成藏[1-6]，其成藏时间也有一些差别，基本认为是早海西期、晚海西期或印支—燕山期和喜马拉雅期；另一种观点则认为塔里木台盆区海相油气藏为“多期成藏、晚期保存”，即认为早期形成的油气藏普遍已遭到破坏，目前保存下来的并且已发现的工业油气藏均是白垩纪以后晚期成藏的产物[7]。另外还有多期成藏的认识[8-11]。目前对气藏的成藏期认识基本上一致，即都认为喜马拉雅期是台盆区已发现气藏的形成时间[3-13]，主要分歧是对已发现油藏形成时间的确认方面。

本文对塔河油田烃包裹体岩相学、热力学特征进行了分析，并通过近年来研发的成分分析技术及PVTx分析技术[14-15]，对单体包裹体古温度和古压力进行研究，旨在提供确切证据证实塔河油田原油充注的确切期次，并结合原油混源计算研究，分析不同期次原油对现今塔河油田的贡献比例。

1 样品基本情况

奥陶系是塔河油田的主要含油气层，也是主要工业产层。本次研究采集了塔河油田及外围27口钻井的奥陶系碳酸盐岩储层包裹体样品(图1)，依次进行了岩相学分析，热力学分析，单体包裹体成分分析及古温度古压力分析。其中，塔河油田T901井两期包裹体样品最具代表性。T901井位于塔河油田九区桑东2号构造北翼，所采包裹体样品位于井深5 700 m左右的奥陶系恰尔巴克组—一间房组碳酸盐岩储集层。

根据塔河油田原油特性，结合原油性质和空间分布特征，原油混合比例研究选取了20个有代表性的奥陶系原油样品，涉及塔河主体区及外围(图1)。

图1 塔河油田奥陶系包裹体样品及原油样品分布示意

对其饱和烃和芳烃的50 余个化合物进行了系统的定量分析，相关分析结果是本次混源识别和混源比例计算的基本数据。

2 单体包裹体成分分析

2.1烃包裹体岩相学及热力学特征

在偏光荧光显微镜下对塔河油田流体包裹体样品观察显示，样品中盐水包裹体的分布相对比较广泛，在各个层位的不同样品中均有发育，而与油气有关的烃包裹体的分布则相对略少。塔河油田奥陶系储层的烃包裹体主要分布在溶孔充填的石英、方解石和裂隙充填的方解石中，呈串珠状成群分布(图2)，形态大小很不规则，较大的可达50 μm以上，且在个别样品中较富集。偏光镜下可见2种烃包裹体分布：第一种主要发黄—黄绿色荧光，单偏光下呈浅褐色—无色，均一温度分布在45.4～113.2 ℃之间(图3)，范围较广；第二种主要发蓝绿—蓝白色荧光，单偏光下无色，数量较多，均一温度比较集中，分布在62.9～109.7 ℃(图3)。从岩相学上看，发黄—黄绿色荧光的烃包裹体切穿发蓝绿—蓝白色荧光烃包裹体(图2)，因此，可以判断第一种烃包裹体的形成时间早于第二种烃包裹体。

2.2单体烃包裹体地球化学特征

单体包裹体激光剥蚀在线分析T901井两期烃包裹体，结果显示其成分和地球化学特征具有明显的差异(图4)：

(1)饱和烃峰型不同：第一期包裹体饱和烃谱图(m/z=85或m/z=57)呈明显的双峰型(图4左b)，主峰碳为nC17和nC25，尤其是nC25后主峰附近nC23-nC26石蜡烷烃发育，几乎缺失nC8-nC11轻烃；而第二期包裹体饱和烃谱图(图4右b)呈单峰型，主峰碳为nC17，在nC8附近存在一个次高峰，nC10出现低谷，这与第一期包裹体明显不同。

图2 塔河油田奥陶系储层T901井烃包裹体产状及荧光特征

图3 塔河油田奥陶系样品烃包裹体均一温度分布

图4 塔河油田T901井2期烃包裹体193 nm准分子激光剥蚀GCMS分析结果

(2)Pr/Ph等异构烷烃差别明显(表1)：第一期烃包裹体原油Pr/Ph=2.31，Pr/nC17=0.43，Ph/nC18=0.32，而第二期烃包裹体原油Pr/Ph=1.46，Pr/nC17=0.25，Ph/nC18=0.24，均低于前者(第一期烃包裹体)。预示着它们的沉积环境存在差异，尽管均为弱还原—还原环境，后者较前者沉积环境更偏还原一些。

(3)芳烃含量明显不同(表1)：第一期烃包裹体原油中芳烃含量很高，饱/芳比值为0.75(饱和烃以m/z85计算)，芳烃明显高于饱和烃，尤其是二甲基萘峰(1,3+1,7-DMN,1,6-DMN)和甲基萘峰(2-MN)还高于饱和烃主峰nC17和nC25(图4左c，表1)。此外，萘系列出现二甲基萘峰高于甲基萘峰高于萘峰；而第二期烃包裹体原油中含更多的轻质烷烃，芳烃含量相对较低，饱/芳比值为2.02(饱和烃以m/z85计算)，饱和烃明显高于芳烃，二甲基萘峰和甲基萘峰远低于饱和烃主峰nC17，萘系列出现萘峰高于甲基萘峰高于二甲基萘峰(图4右c)，与第一期烃包裹体正相反。

饱和烃中正构烷烃的峰型及分布、Pr/Ph等异构烷烃差别及芳烃含量分布的不同等预示着两期包裹体中油气的来源、成烃生物及沉积环境存在明显差异。第一期烃包裹体可能与近岸海相线叶植物或底栖藻类等成烃生物为主有关，第二期烃包裹体可能与海相碳酸盐台凹或台洼浮游藻类等成烃生物有关，沉积环境更偏还原一些。

(4)成熟度不同：第一期烃包裹体烃nC21-/nC22+比值为1.1，甲基菲指数(MPI)只有0.32，若换算成等效镜质体反射率(VRo)，仅为0.59%，参考MPI值，其等效VRo约在0.6%～0.8%之间；再联系其捕获温度(80 ℃左右)，整体反映早期注入的石油成熟度较低；而第二期烃包裹体中nC21-/nC22+比值为5.66，MPI=0.58，换算的等效VRo>0.75%(按甲基菲比值推算VRo为1.22%)，可能相当于充注的为等效VRo约在0.8%～1.0%之间的成熟中晚期原油，加上其捕获温度(155 ℃左右)，表明捕获时原油成熟度相对较高(相当于等效VRo变化在0.8%～1.0%之间的成熟中后期)，但未达到成熟晚期原油开始大量热裂解阶段。

表1 塔河油田T901井烃包裹体激光剥蚀分析地球化学参数

注：饱/芳比以m/z85计算饱和烃；MNR为甲基萘指数，MNR=(2-MN/1-MN)；DNR-x为二甲基萘指数，DNR-x=(26+27)/16-DMN；TNR为三甲基萘指数，TNR=236/(146+135)-TMN；MPI为甲基菲指数,MPI1=1.5(3-MP+2-MP)/(P+9-MP+1-MP)，MPI2=2-MP/1-MP；Rc为计算出的成熟度参数，Rc1=0.6MPI1-1+0.4，Rc2=0.99+lnMPI2+0.94；OEP以C23计算。

(5)运移距离不同：第一期烃包裹体正构烷烃碳数分布nC11-nC32，nC13之前的化合物含量很低，nC5-nC11之间轻烃甚微，但是它们之间的苯和萘等轻芳烃含量仍较高，并非水溶损失，可能反映了与运移距离相对较远、轻烃微渗漏散失时间较长等有关，这与它们是早期形成、捕获时间长一致；而第二期烃包裹体原油正构烷烃和轻烃碳数nC5-nC28分布齐全，nC13之前的化合物含量相对丰富，甚至nC8附近存在一个次峰，nC11出现低谷，表明原油尚未开始大量热裂解，保持了成熟中后期原油原始面貌，运移距离较近或时间短，这与它们是晚期形成、捕获时间短相一致。

2.3原油充注期次分析

综上所述，两期烃包裹体在烃类物质的化学组成、成熟度及其捕获的原油沉积环境上均存在不同程度的差异。其中，第一期烃包裹体主要发黄色—褐色荧光，以均一温度分布范围较广、芳烃组分相对饱和烃组分含量高、正构烷烃完整(nC11-nC30)、部分轻烃缺失、成熟度参数呈现出的低演化程度特征，推断其属早期运移的产物。第二期烃包裹体主要呈蓝色—蓝白色荧光，以均一温度较高且集中、饱和烃组分相对芳烃含量较高、正构烷烃分布较窄(nC8-nC28)，轻烃完整，成熟度参数显示出较高演化程度等特点，并且保持了运移距离较近或时间较短就被捕获的特征，呈现出晚期轻质原油充注特征。

结合埋藏史与热演化史，利用流体包裹体PVTx模拟古温度古压力分析技术结果显示：第一期烃包裹体捕获深度约为2 218～2 453 m，捕获时间为海西中期(322～327 Ma)；第二期烃包裹体捕获深度约为5 659～5 998 m，捕获时间为喜马拉雅晚期(2～6 Ma)[16]。

3 两期原油的不同特征及贡献比例

塔河油田现今油藏是两期原油混合充注的结果[3,17-18]，各期原油在现今油藏中的贡献比例多少，不少学者对此进行过研究[19-22]。本文通过多元数理统计学软件Pirouette 4.0，利用Peters等[23]生标浓度的变通最小二乘法(ALS-C)，计算塔河油田原油混合物中各端元组分的相对含量，进而推断各期原油的贡献比例。

3.1端元数的确定

软件统计结果表明，当端元数大于3后，方差基本都接近零，即各生标定量参数已经能满足变通最小二乘法的基本数学关系[21]。结合塔河油田生烃史和成藏史等地质背景综合分析，认为3个不同生标特征的端元就能较合理的解释塔河油田实际地质情况，分别是S74、S14及S116-2井原油。

3.2端元油的地球化学特征

S74、S14及S116-2井原油生物标志物特征见表2。其中，S74井端元油主要代表了早期原油特征，S116-2井和S14井端元油分别代表了来自南部和东部的晚期原油特征。

3.3两期原油的贡献比例预测

图5表示了塔河油田3个端元油(S71、S14、S116-2)在20个样品的贡献比例。据此推测，在塔河主体区(4、6、7、2区)内，来自南部轻质油贡献至少10%～40%，东部轻质油贡献至少5%～15%，早期原油贡献不会大于50%～80%。其中，由于主体区的早期原油(S74井端元油)具有明显的混合特征，故计算结果可能会低估后期注入原油的贡献。同时，结合源岩和充注期的对比分析，认为塔河油田主体区以早期重质油为主，有主要来自南部的晚期轻质油混入；在塔河油田南部评价二区以及东部评价1区，主要聚集晚期轻质油。

表2 塔河油田可能端元组分原油生标特征及母源特征预测

图5 塔河油田三端元油混合比例计算及贡献程度预测

4 结论

(1)单体油气包裹体激光微区在线分析新技术的应用证实了塔河油田东南部奥陶系储层存在两期不同性质和来源的烃包裹体，其包裹体岩相学、热力学及有机地球化学特征等方面均具有明显的差别，由此推断塔河油田奥陶系东南部油藏经历了两期原油充注，结合古温度古压力研究认为，其充注时间为海西中期和喜马拉雅晚期。

(2)塔河主体区内，主要是早期原油的贡献，并且混入了晚期轻质原油，早期原油贡献约50%～80%，晚期轻质原油主要分布在塔河油田东部和南部，其中来自南部轻质油贡献约10%～40%，东部轻质油贡献约5%～15%。

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(编辑黄 娟)

AccumulationperiodsofOrdovicianreservoirsinTaheOilField

Rao Dan1,2, Qin Jianzhong1,2, Xu Jin1,2, Shi Weijun1,2, Zhang Zhirong1,2, Xi Binbin1,2, Tao Guoliang1,2, Jiang Hong1,2

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationMechanisms,Wuxi,Jiangsu214151,China)

How many stages of accumulation have the Ordovician reservoirs experienced in the Tahe Oil Field, 2, 3 or even more? The debate causes different understandings of source rock location, hence leads to uncertainty in oil and gas exploration. After years of multidisciplinary joint research, using the most advanced technique of monomer inclusion component analysis, the geochemical features of single oil inclusion during different stages have been identified. The geochemical components of crude oils charged during 2 stages in the southeast of the Tahe Oil Field have been made clear. It has been concluded that the Ordovician reservoirs in the southeast of the Tahe Oil Field have experienced 2 stages of accumulation. The oil inclusions of the 1st stage are featured by yellow-brown fluorescence, higher aromatic component content than saturated hydrocarbon content, complete distribution ofn-alkanes (nC11-nC30), and light hydrocarbon missing. They have lower maturity and mainly generate from early migration. The oil inclusions of the 2nd stage are featured by blue-light blue fluorescence, higher saturated hydrocarbon content than aromatic component content, narrow distribution ofn-alkanes (nC8-nC28), and complete light hydrocarbon. They have higher maturity, indicating for late-stage light oil charging. Combined with the simulations of paleopressure and paleotemperature as well as the studies of mixed oil proportion, the charging time and contribution of crude oils of different stages have been discussed, which may guide source rock studies in the Tahe Oil Field.

monomer inclusion; mixing proportion; accumulation stage; Ordovician reservoir; Tahe Oil Field

1001-6112(2014)01-0083-06

10.11781/sysydz201401083

2013-09-10；

：2013-11-30。

饶丹(1966—)，女，博士，高级工程师，从事油气地质和地球化学研究。E-mail: raodan.syky@sinopec.com。

中国石油化工股份有限公司科学技术研究开发项目(PO9058)资助。

TE122.3

：A