赵双丰，陈 文，高 扬

（1．中国地质科学院地质研究所同位素热年代学实验室，北京 100037；2．中国船舶重工集团国际工程有限公司，北京 100020）

引 言

库车坳陷是塔里木盆地油气勘探的重点领域，天然气资源储量丰富。迪北地区侏罗系凝析气藏作为库车坳陷北部油气藏的典型代表，具有油气多期成藏、区域构造背景复杂、储层高度致密化等特点，一直是近年的研究热点，在油气成因类型、成藏期次和致密储藏演化史等方面的研究已经取得了一定的科研成果和认识［1-3］。但关于迪北侏罗系凝析气藏的油气来源和成藏机理等方面的研究仍然存在一定的争议，主流观点认为侏罗系原油来自煤系烃源岩［4］，也有证据表明侏罗系原油具有湖相泥岩特征［5］。迪北侏罗系地层中的油、气、水等流体的分布不完全受构造圈闭控制，具有油上、气下、局部气层中间产水等非重力分异的特点，这些流体的异常分布与成藏过程也需要进一步分析和研究。

油、气、水等地层流体的组分中通常包含丰富的地球化学信息，即可以用来指示油气的来源和运移特征、也可以反映油气的成藏和保存条件［6-7］。正确分析地层流体信息所反映的地质学含义是油气地质领域至关重要且又最为薄弱的环节。本次研究中，系统分析了迪北地区大量的凝析油、天然气、地层水等流体数据，深入探讨了流体的组分特征、成因类型及其对油气成藏过程的指示作用。在此基础上，结合烃源岩生烃演化史和区域构造演化特征，明确了侏罗系致密凝析气藏的成藏过程。迪北气藏流体分布和油气成藏机理的研究对于系统认识库车北部构造带油气充注史、揭示北部构造带致密砂岩气藏的资源潜力以及非常规油气勘探工作均具有重要意义。

1 地质背景

迪北地区位于库车坳陷北部构造带东段，东邻吐格尔明区带，西邻巴什区带，南与秋里塔格冲断带和阳霞凹陷相接（图1）。迪北构造为一个西南倾的斜坡带，呈东西走向。迪北地区自下而上依次沉积了二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系等地层。区内发育2套烃源岩，分别为三叠系中下部的湖相泥岩和三叠系上部塔里奇克组—侏罗系的煤系源岩［8］。本区主力储集层为侏罗系下统阿合组（J1a），储层物性条件差，实测岩心孔隙度平均值为5．59%，平均渗透率为 0．746×10-3μm2，属于典型的致密砂岩储层。侏罗系气藏亦为凝析气藏，既产出凝析油也产出天然气，气藏不完全受构造圈闭控制，气柱高度大大超出圈闭构造幅度。

图1 迪北气田构造位置及采样井位Fig．1 Structure location and sam pling well locations of Dibei Gasfield

2 样品及分析条件

本次研究中，共分析了迪北地区15口井的约3 000组流体数据，这些流体主要来自侏罗系阿合组，也有部分来自侏罗系阳霞组、古近系库姆格列木组以及新近系吉迪克组。天然气族组分、天然气碳同位素、凝析油物理性质以及地层水水样分析均是在塔里木有机地球化学实验室完成的。此外，还收集了研究区内10口井的20个原油样品，并对这些原油样品的饱和烃和芳香烃馏分进行气相色谱-质谱分析（GC-MS）和碳同位素分析，这两类分析测试是在中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心完成的。

GC-MS分析主要检测设备为Thermo-Finnigan Trace-DSQ气相色谱质谱联用仪，装备60 m HP-5弹性石英毛细柱（0．25 mm×0．25μm）。99．999%氦气作为载气，载气流速：1 mL／min；色谱柱初始温度为50℃，以20℃／min的速度升温至120℃，再以4℃／min的速度升至310℃，最后保持30 min。在质谱分析中使用70eV EI源，发射电流为100 mA，全扫描。原油碳同位素分析主要检测设备为FLASH HT EA-MAT 253 IRMS，以氦气作为载气，载气流速100 mL／min，反吹流速250mL／min；燃烧气体为纯氧，流速250mL／min；反应炉温度为980℃。

3 天然气组分及地球化学特征

迪北地区侏罗系天然气主要分布在阿合组（J1a），杨霞组（J1y）和克孜勒努尔组（J2kz）也有少量油气分布，但显示级别不高（图2）。侏罗系天然气中甲烷含量较高，干燥系数基本在0．88以上，反映热演化程度整体较高，乙烷摩尔分数约为4% ～8%，丙烷及丙烷以上的重烃组分较少，且随重烃化合物碳数的增加，其含量也逐渐降低。天然气中非烃气体含量不高，摩尔分数约为2% ～6%，非烃气体以N2和CO2为主，其他非烃气体如H2、O2、He等含量甚微，摩尔分数基本小于0．1%（表1）。

图2 迪北地区地层综合柱状图Fig．2 Comprehensive stratigraphic histogram of Dibei area

表1 迪北地区侏罗系天然气组分特征Tab．1 Composition characteristics of Jurassic natural gas in Dibeiarea

迪北侏罗系天然气的 δ13C1分布范围为-36．90‰ ～-30．67‰，δ13C2为 -27．56‰ ～-24．55‰，δ13C3为 -26．50‰ ～-23．07‰，δ13C4为 -27．40‰ ～-22．97‰。依据包建平［9］建立的库车坳陷煤型气甲烷碳同位素与成熟度关系式

可求得成熟度Ro为1．1% ～1．7%。表明侏罗系天然气具有较高的成熟度。与之相比，迪北浅层（新近系—古近系）天然气碳同位素值相对偏高，Ro为1．4%～1．9%，处于过成熟阶段，说明浅层天然气成熟度更高。

乙烷碳同位素通常具有较强的母质类型继承性，能有效地区别不同生烃母质形成的天然气。戴金星［10］通过对我国前陆盆地天然气成因类型的分析，认为煤型气δ13C2值大于-25．1‰、油型气δ13C2值小于 -28．8‰，而 -28．8‰ ～ -25．1‰是煤型气和油型气叠加或混合气分布区间。依据这一划分标准，迪北侏罗系天然气δ13C2表现为煤-油混合气特征，而浅层（古近系、新近系）天然气δ13C2表现为煤型气特征，主要来源于煤系烃源岩。此外，部分浅层天然气碳同位素在δ13C2和δ13C3之间出现明显反转（图3），说明浅层也受到少量油型气的侵染。

图3 迪北地区烷烃气碳同位素特征Fig．3 Carbon isotope characteristics of alkane gas in Dibei area

4 凝析油分布及地球化学特征

迪北侏罗系气藏以天然气产出为主，但普遍都伴有凝析油析出。凝析油呈透明的淡黄色、亮黄色，油质较好，总体表现为低密度、低黏度、低凝固点、低含硫、中等含蜡的特点（表2）。较高的蜡含量应与气洗分馏作用有关，下文会进一步分析。

表2 迪北地区侏罗系凝析油物理性质Tab．2 Physical properties of Jurassic condensate oil in Dibei area

迪北侏罗系凝析油中饱和烃占比较高，质量分数为70．27% ～80．05%，平均78．47%；芳烃质量分数为4．33%～12．95%，平均9．71%；非烃 ＋沥青质为3．20% ～18．23%，平均8．95%；饱芳比5．68% ～18．17%（图4）。除个别样品中沥青质占比较高外，多数样品族组分构成基本符合“饱和烃＞芳烃＞非烃＋沥青质”的常规序列。

图4 迪北地区侏罗系凝析油族组分组成Fig．4 Composition of Jurassic condensate oil in Dibei area

如表3所示，侏罗系凝析油的碳同位素明显轻于浅层古近系和新近系凝析油。通常煤型凝析油及其组分的碳同位素值重于油型凝析油及其组分的碳同位素。依据凝析油成因类型鉴别标准（表4），侏罗系凝析油的碳同位素主要表现为煤型凝析油和油型凝析油的混源特征，而浅层凝析油更多表现为煤型凝析油的特点。

表3 迪北地区凝析油族组分碳同位素δ13 C特征Tab．3 Carbon isotope characteristics of condensate oil in Dibeiarea

表4 凝析油成因类型鉴别标准［10］Tab．4 Identification criteria of condensate oil genetic types

研究区内主要发育2套烃源岩，分别为三叠系中下部的湖相泥岩和三叠系上部塔里奇克组—侏罗系煤系源岩，两组烃源岩显微组分相近，三叠系湖相泥岩以Ⅲ型有机质为主，其次为Ⅱ型，而煤系源岩以Ⅲ型有机质为主［11］。通过碳同位素特征分析认为，迪北浅层天然气与凝析油应主要来自侏罗系的煤系烃源岩，而侏罗系天然气与凝析油则具有侏罗系煤系烃源岩与下伏三叠系湖相烃源岩的混源特征。前人对流体包裹体荧光光谱的研究结果也证实了侏罗系凝析油气的混源特征［12］。

色谱-质谱分析（GC-MS）表明，侏罗系凝析油正构烷烃呈单峰态分布，不具有明显的奇偶优势，主峰碳数 C18—C19，Pr／Ph值为 1．60～2．04，具有一定的姥鲛烷优势；甾烷类化合物中，C27甾烷（20R）／C29甾烷（20R）为 0．54～0．70，具有一定的 C29甾烷优势；藿烷类化合物中Ts略低于Tm，C30藿烷明显偏高，而C34与C35藿烷丰度较低；总体特征说明有机质母源形成于偏氧化的湖相沉积环境，但含有一定比例的高等植物生源输入（表5、图5）。

图5 依南5井侏罗系凝析油质量色谱（4 529．5～4 538．5 m）Fig．5 M ass chromatogram of Jurassic condensate oil in well Yinan 5

表5 迪北地区侏罗系凝析油地球化学参数Tab．5 Geochem ical parameters of Jurassic condensate oil in Dibei area

C29甾烷 ααα20S／（20S＋20R）和 ββ／（ββ＋αα）是常用的成熟度指标，在未熟—成熟范围内特征明显，前者的平衡值为0．55，后者的平衡值为0．70。侏罗系凝析油样品的 C29甾烷 ααα20S／（20S＋20R）介于0．45～0．48，C29甾烷 ββ／（ββ＋αα）介于0．50～0．62，对应的 Ro值在0．7% ～1．0%，均处于成熟阶段。侏罗系凝析油成熟度与天然气成熟度差异较大，说明两者非同期成藏，天然气成藏较晚。

圈闭中早期成藏的原油与晚期充注的大量天然气混合，在高温高压条件下，原油中的部分轻质组分会溶解到气相中，形成次生凝析气藏，这一过程被称为原油的气洗作用。气洗作用在全球范围内普遍发生。库车地区具有早油晚气多期成藏的特点，晚期天然气的大量充注，必然对早期形成的油藏产生强烈气洗改造。库车坳陷的克拉、大北、迪那等区带均经历过气洗作用［13］。

气洗作用不仅会对原油的密度、黏度、含蜡量、凝固点等物理性质产生明显影响，也会改变原油的化学组成。研究证明，气洗作用可导致凝析油中同 分子量的正烷烃相对贫化，而环烷烃和芳烃化合物等相对富集。从侏罗系凝析油轻烃对比参数可以看出，多数样品的轻烃组成中环烷烃和苯系芳烃相对于正烷烃都具有明显优势（表6），表现出气洗分馏的痕迹，而气藏边缘的迪北101井和依南5井样品则表现出相对较弱的分馏效应，可能与这两口井处于构造边缘，气源条件不足有关。

表6 迪北地区侏罗系凝析油轻烃参数对比Tab．6 Light hydrocarbon parameters of Jurassic condensate oil in Dibei area

Kissin［14］研究表明，正常原油的正构烷烃碳数与其摩尔浓度的对数值具有明显的线性关系：

式中：m（C（n））为正构烷烃质量摩尔浓度，n为正构烷烃碳数，A为常数，a为斜率因子。对于遭受过气洗改造的原油，其低碳数正构烷烃较高碳数正构烷烃更易溶于气相，从而可导致低碳数正构烷烃的摩尔浓度相对下降。在侏罗系凝析油正构烷烃摩尔浓度与碳数关系图（图6）中，低碳数正构烷烃均发生了不同程度的偏移，表明侏罗系原油遭受过气洗作用。此外，侏罗系储层中普遍分布有储层沥青，这些沥青主要分布在粒间残余孔缝、碳酸盐胶结物晶间缝中（图7），应为原油遭受气洗改造后的产物。

图6 迪北地区侏罗系凝析油正构烷烃摩尔浓度与碳数的关系Fig．6 Relationship between molar concentration and carbon number of normal alkanes of Jurassic condensate oil in Dibeiarea

图7 侏罗系储层粒缘缝内所含的黄白色、黄绿色油质沥青Fig．7 Yellowish white and yellowish green oily bitumen contained in grain boundary fractures of Jurassic reservoir

5 地层水分布及地球化学特征

迪北地区多数井都不同程度见水，从分析结果来看，侏罗系地层水阳离子以K＋＋Na＋为主，质量浓度300～32 790 mg／L，而阴离子中Cl-占明显优势，质量浓度310～36 000 mg／L。依据苏林水型分类，侏罗系地层水的水型以GaCl2型为主，少数为NaHCO3型水，地层水矿化度主要分布在1 000～70 000 mg／L。其中，依南4井和迪北101井测试产水量较高，且地层水样品均具有高矿化度（16 802～71 217 mg／L）、高氯根（9 005～36 000 mg／L）的特点，表现为典型的自由水特征，而其他井测试产水量较低，且地层水样品矿化度和Cl-值均较低，表现为 凝析水的特征（表7）。

表7 迪北地区侏罗系地层水化学特征Tab．7 Chem ical characteristics of Jurassic formation water in Dibei area

虽然依南4井和迪北101井水样都表现为自由水的特征，但是二者的脱硫系数和氯镁系数差异较大。脱硫系数和氯镁系数可以有效指示地层水所处的水文环境［15］，脱硫系数越小，表示地层水还原性越强，地层封闭性越好。氯镁系数越高，说明地层水浓缩变质程度越大，水体越封闭。依南4井地层水脱硫系数平均值为5．94，氯镁系数平均值为763，结合依南4井邻近断层，判断其地层水应为开放性的边底自由水。迪北101井出水位置为4 867～4 985 m，位于阿合组地层中间（图8），在其上下地层中均有天然气产出，该地层水的脱硫系数平均只有0．04，氯镁系数平均高达2 154，说明地层水的水体异常封闭，与周围地层中的流体不连通，应属于局部封存水。

图8 迪北地区侏罗系东西向气藏剖面及试油结果Fig．8 East-west profile and oil testing results of Jurassic gas reservoir in Dibei area

由研究区内各井试油结果可知，侏罗系地层内存在一个明显的油水界面（图8），界面上部各井经测试均有凝析油产出，界面下部多数井都有地层水产出（或古水层显示［16］）。说明在天然气成藏之前，该界面上部为古油藏的油层，下部为古水层，而该界面大体反映古油藏油水界面的位置。图中古油水界面略西向倾斜，这是由于在新近系库车组沉积时期（此时阿合组储层已高度致密化），受喜马拉雅运动末期北部天山山脉隆升的影响，山前的库车坳陷快速沉降，而迪北东部的吐格尔明地区地层逐渐抬升，致使迪北地区地层整体向西南倾斜［17］。

6 油气成藏过程解析

试油结果显示（图8），侏罗系凝析气藏中，位于构造高部位的迪北102、迪西1和迪北104等井的气油比较低，凝析油占比较大，而位于构造低部位的依南2井底部和迪北101井的气油比相对较高，凝析油占比较低，迪北101井下部甚至为纯气藏，没有凝析油产出，总体上反映出侏罗系流体具有上油下气的非重力分异特征。这一特征与常规油气藏按油气重力分异的结果正好相反。

储层中烃类包裹体特征及其均一温度是确定油气成藏期次的主要依据。流体包裹体分析结果表明，迪北地区存在两期流体充注，第一期为原油充注，第二期为天然气充注。结合烃源岩热演化史研究成果，确定原油成藏期为新近系吉迪克组—康村组沉积时期（20～10 Ma），天然气成藏期为新近系库车组沉积时期—今（5～0 Ma）［18］（图 9）。

图9 迪北地区侏罗系储层孔隙演化史及构造埋藏史Fig．9 Pore evolution history and structural burial history of Jurassic reservoir in Dibei area

储层孔隙演化史表明，迪北侏罗系储层致密化的窗口期恰好发生在两个成藏期之间的新近系康村组—库车组沉积时期（10～8 Ma）［19］（图 9），因此，迪北地区侏罗系凝析气藏应为先致密后成藏型气藏。对于先致密后成藏型气藏，天然气充注时储层已经致密化，天然气需要在生烃增压和毛管力作用下由下向上逐渐驱替储层中地层水而成藏，因此，就表现为流体的非重力分异现象。

通过上述分析，结合区域构造演化特征，基本可以明确侏罗系致密凝析气藏的动态成藏过程（图10）。

图10 迪北地区侏罗系凝析气成藏过程示意图Fig．10 Accumulation process of Jurassic condensate gas in Dibei area

（1）迪北地区三叠系湖相烃源岩在新近系吉迪克组沉积时期进入生排油高峰，原油向上运移进入侏罗系圈闭中形成早期古油藏，此后在康村组沉积时期研究区的煤系烃源岩也达到生油高峰，致使阿合组古油藏中的原油受到部分煤成油的侵染。

（2）在新近系康村组—库车组沉积时期，受喜马拉雅运动影响，天山山脉不断隆升，山前库车坳陷快速沉降，在强烈的构造挤压和埋深压实作用下，迪北侏罗系砂岩储层逐渐致密化，古油藏中的原油和部分残留地层水（如迪北101井地层水）被禁锢于致密化的砂岩储层中。

（3）随着地层的快速沉降，侏罗系煤系源岩在短时间内迅速达到生气高峰，从新近系库车组沉积末期开始至今，生成的大量天然气进入阿合组致密砂岩储层中成藏，并对圈闭上部的原油进行气洗改造，形成上部为凝析气藏，下部为纯气藏的流体分布特征。

（4）至喜马拉雅运动末期，库车北部构造运动加剧，受山前库车坳陷持续沉降以及东部吐格尔明地区抬升的影响，迪北地区构造特征进一步调整，地层整体向西南倾斜，并逐渐定型为现今形态。

7 结 论

（1）迪北地区浅层（新近系—古近系）油气主要来自侏罗系煤系烃源岩；而侏罗系天然气和凝析油则表现为混源特征，主要来自下伏三叠系湖相烃源岩，但受到部分侏罗系煤型油气的侵染。

（2）侏罗系储层中晚期充注的天然气对圈闭中的早期原油进行了气洗改造，气洗作用导致原油中同分子量的正烷烃相对贫化，而环烷烃和芳烃化合物等相对富集。

（3）侏罗系流体的分布特征与油气成藏过程密切相关，储层致密化窗口期发生于原油和天然气两期成藏之间，致使早期原油及部分残留水被致密化储层禁锢，在后期天然气充注后无法进行二次重力分异，是导致流体形成油上气下、气层中间产水等非重力分异的主要原因。