成藏期温压场精细刻画

从石油地质基本理论出发，论述油气成藏研究中应着力开展哪些方面的工作~

特别是近 年的时间里，随着世界石油工业的迅速发展和紧张的世界能源形势，对油气成藏过程和分布规律的研究和认识取得了突飞猛进的发展，主要体现在如下几个方面：
（1）对油气成藏条件（生、储、盖层等）的研究，无论从方法、手段和理论上，已基本上成熟和完善。
（2）成藏过程，成藏期次的研究，从动态过程的角度对油气藏的形成进行历史分析，结合构造演化史、沉降史、热史及成岩史研究，开展了包裹体分析、同位素分析、油藏地化分析等大量研究，对油气成藏有了相当的认识。
（3）成藏动力学，即油气运移与聚集研究，结合地压场、地温场和地应力场开发了大量实验模拟和数值模拟的定量化研究，取得了较好的效果。
（4）油气系统分析，这是一项新兴的石油地质综合研究方法，把油气藏的各种地质要素（生、储、盖和上覆岩层）和地质作用（油气生运聚作用和圈闭形成作用）纳入统一的时空范围内综合考虑，强调彼此间的配置关系，从而弄清油气分布规律。

油气藏成藏期次的研究方法很多，包括圈闭形成时间法、油气藏饱和压力法、烃类流体历史分析法、生烃时限分析法、储层有机岩石学法、储层自生矿物同位素定年法、油藏地球化学法等（潘钟祥等，1986；张厚福等，1999；王飞宇等，2002），其中流体包裹体分析是研究油气运移和成藏期次等问题的一种非常有效的方法（肖贤明等，2002；王飞宇等，2002；李贤庆等，2004；米敬奎等，2004）。本次研究主要根据流体包裹体实验分析资料对鄂尔多斯盆地中部气田天然气的成藏期次进行判识。
1.流体包裹体的特征及均一温度
分析研究了盆地中部12口井的奥陶系马家沟组储层样品20余件。实验分析选择白云岩、灰岩中方解石裂隙脉，孔洞充填方解石及亮晶方解石、白云石。将磨制成两面光薄片的流体包裹体样品，在Leitz Orthoplan显微镜和MPV-3型显微分光光度计上进行观察，确定流体包裹体的相态、分布特征及成因类型；利用Leitz POI偏光荧光显微镜、MPV-3型显微光度计，观察有机包裹体的荧光特征。流体包裹体的均一温度和冰点测定使用美国FLUID INC气流冷热台和Linkham THMS冷热台，测定误差±1℃。采用有关NaCl-H2O溶液盐度和冰点的相关关系和曲线图，计算包裹体的盐度。
鄂尔多斯盆地中部奥陶系碳酸盐岩储层，矿物溶解与再结晶过程都比较活跃，流体包裹体产出类型和特征比较复杂，在方解石、白云石中均有不同大小和形态的流体包裹体（表6-3）。从表中可看出：①盐水溶液包裹体主要是液体包裹体，气液比一般5%～20%，少数达30%，个体大多在2～20μm之间，少数可达到30～50μm，透明无色，占包裹体总数的20%～95%；②有机包裹体主要是气态烃包裹体，气相占50%～90%，其余由液态烃组成，有机包裹体占包裹体总数的5%～80%；液态烃发黄褐色荧光，为较典型的油型气形成的包裹体；③奥陶系碳酸盐岩包裹体中气态烃包裹体的比例具有南多北少的趋势。
流体包裹体测温对象为与有机包裹体同期形成的盐水溶液包裹体，其均一温度测定结果如表6-3和图6-5所示。流体包裹体均一温度分布在70～180℃，集中分布在100～150℃范围内，在这范围内包裹体均一温度呈双峰型分布，第一主峰在110～120℃，第二主峰在130～140℃，反映本区至少有两期油气运移。
由表6-3还可知，鄂尔多斯盆地中部奥陶系灰岩、白云岩中流体包裹体冰点变化较大，分布范围为－1.0～－13.5℃；流体类型为NaCl-H2O型，盐度普遍较高，绝大多数分布在5.28%～17.48%之间，也有盐度低的，仅为1.71%～1.95%；流体密度变化较小，介于0.922～1.065g/cm3之间，多数在1.00g/cm3以上，属高密度流体。
2.流体包裹体的成分组成
流体包裹体成分测试在Ramano—U1000型激光拉曼探针上完成，Ar+激光波长514.5nm，激光功率300mW，双单色器狭缝450μm。采用激光拉曼光谱探针，共测试15个单个流体包裹体成分。所测样品的流体包裹体均一温度，多数集中在100～120℃，少数在140～160℃。单个包裹体成分特点：气相中CH4占4.2%～14.5%,CO2占51.8%～72.8%，不含水（表6-4）；液相中CH4占3.8%～11.7%、CO2占21.8%～38.6%,H2O占39.8%～55.3%（表6-5）。气相、液相中大部分含有H2S2.3%～9.5%，说明处于比较还原的条件，此外还不同程度含有 烃。气液相成分中CH4/（H20+CO2）和CH4/（H2S+CO2）均在0.046～0.249和0.08～0.464范围内（表6-4和表6-5）。

表6-3　鄂尔多斯盆地中部奥陶系储层流体包裹体样品的测试分析结果

注：本表中部分数据据刘德良等（2002）。

图6-5　鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩盐水包裹体的均一温度分布图


表6-4　鄂尔多斯盆地中部气田下古生界流体包裹体气相成分分析结果


表6-5　鄂尔多斯盆地中部气田下古生界流体包裹体液相成分分析结果

经对15个单体包裹体气相成分中甲烷相对百分含量的数据分析（图6-6），主要有两组包裹体，一组是甲烷相对百分含量较低，一般低于8%；另一组是甲烷相对百分含量较高，大于12%。气相成分中甲烷含量的变化可能从另一角度反映油气运移期次，在早期包裹体捕获的油气气相成分甲烷含量可能相对较低，在高演化阶段甲烷含量可能相对较高。

图6-6　单体包裹体气相成分中甲烷相对百分含量分布直方图

3.天然气藏形成期
从流体包裹体均一温度分布及单体包裹体成分分析，鄂尔多斯盆地中部气田天然气成藏至少有两期。通过生烃史、古地温史模拟资料（胡国艺，2003）与流体包裹体均一温度的对比研究，鄂尔多斯盆地中部气田天然气成藏的主要时期可能在晚三叠世末和早白垩世末。

（一）温压场分析方法

恢复和研究古地温的途径和方法有多种，本书采用镜质体反射率（R_o）作为主要的反演指标，同时结合其他资料综合分析，对不同凹陷开展热史研究，开展包括R_o资料的选取和研究井的确立、受热史特征分析，从而建立R_o-T关系式，最终求取古地温梯度和古地温等。

运用同期盐水包裹体和含烃或烃类包裹体化学体系在P-T空间投影的等容线单值变化和不同组成流体包裹体等容线在此P-T空间只相交一次的物理特性，即可确定烃类流体包裹体最小的捕获压力，如图3-39，ABC线为烃类包裹体或含烃盐水包裹体等容线，AB段为气液两相共存，到B点均一为液相；T_hB为含烃盐水或烃类流体包裹体均一温度，T_hC为同期盐水包裹体均一温度。利用T_hC近似于该期次流体包裹体的捕获温度这一假设条件，与烃类包裹体或含烃盐水包裹体等容线对应的压力，即为最小捕获压力。

根据流体包裹体化学组成、同期盐水和含烃包裹体均一温度和室内温压条件下的气/液比等参数，美国CALSEP公司发展了运用流体包裹体模拟其捕获最小压力的方法——“共生盐水包裹体均一温度与（含）烃类流体包裹体等容线交汇法”，以及相应的PVT模拟软件——VTFLINC将各期次盐水包裹体的均一温度及其共生的同期含烃盐水包裹体或烃类包裹体的均一温度、气/液比和化学组成输入VTFLINC软件，通过运行VTFLINC软件，即可获得热动力学模拟结果，各期次流体包裹体的最小捕获压力。

（二）温压场演化特征

1.温度场演化特征

以东营凹陷为例，新生代早期地温梯度较高，中期稍有下降，晚期复又回升，至明化镇时期古地温梯度达到最高，之后下降，呈现明显的“马鞍形”演变趋势。具体而言，新生代各时期的古地温梯度为：沙四初期4.54℃/100m，沙三初期3.68℃/100m，沙二初期2.49℃/100m，沙一初期3.23℃/100m，东营初期3.68℃/100m，馆陶初期3.81℃/100m，明化镇初期4.67℃/100m，现今3.60℃/100m。

利用古地温恢复方法确定沙三下亚段在明化镇末期、馆陶末期、东营末期及东营初期的古地温，表明沙三下亚段在东营末期整个凹陷处于90℃以下温度区域，仅东风2井达到90℃；到馆陶末期凹陷中部及西南部大部分面积处于90℃以上；到明化镇末期整个凹陷都处于90℃以上的温度区域。

图3-39 东营凹陷流体包裹体方法确定的油气充注期次和成藏时期事件图

2.压力场演化特征

根据上述古流体压力模拟原理、方法和技术，对东营凹陷所采集样品开展了PVT热动力学模拟。

1）流体压力系数演化

将模拟获得的古流体压力除以其古埋深（由精细埋藏史投影法获得）所对应的古静水压力，即可得到古流体压力系数和捕获年龄。将古压力系数对地质年龄做图，可得到古流体压力系数随时间轴演化。

东营凹陷古流体压力系数随时间轴演化趋势（图3-40）表明：东营凹陷中深层，尤其是牛庄洼陷、利津洼陷沙三段，是自10Ma左右才开始发育异常超压（压力系数大于1.2）的，且一直持续至今；压力系数呈现三个旋回性，对应于三期油气充注，即第一期34～24Ma油气充注以常压系统为特征，第二期13.8～8.0Ma油气充注开始出现低幅异常超压，第三期8.0～0.0Ma油气充注发育中等-较强的异常超压；东营凹陷深层沙四-孔店组与中深层不一样，早期38～26Ma油气充注既发育低幅超压，也有常压，晚期10～2Ma油气充注以常压为主。

图3-40 东营凹陷古流体压力系数演化趋势图

与东营凹陷不同的是，惠民凹陷中深层沙三段古压力系数随时间轴演化趋势（图3-41）表明，在发生第一期油气充注的36～25.5Ma期间就形成常压－超压系统；25.5～12Ma同样为成藏间歇期；第二期油气充注的12～5.8Ma阶段为常压-超压系统；第三期油气充注的5.8～0Ma阶段为超压系统，但出现压力下降趋势。沾化＋车镇凹陷，仅根据少量的样品测试结果做出的中深层沙三段古压力系数随时间轴演化如图3-42所示。总体趋势与东营凹陷相似，压力系数呈现三个旋回性，对应于三期油气充注，即第一期34～24Ma油气充注以常压系统为特征，第二期13.8～8.0Ma油气充注开始出现低幅异常超压，第三期8.0～0.0Ma油气充注发育中等-较强的异常超压。

图3-41 惠民凹陷古流体压力系数随时间轴演化趋势图

图3-42 沾化＋车镇凹陷古流体压力系数随时间轴演化趋势图

2）测试数据约束下的温压场数值模拟

在地质分析和一维单井压力模拟的基础上，本书根据分层数据和各个地层的岩性组合数据等建立地质模型，应用IES软件系统对东营凹陷压力演化史进行了模拟重建（图3-43）。模拟结果表明凹陷超压系统演化整体上经历了早期形成—下降调整—晚期再次增大三个阶段。在流体压力模拟过程中应用流体包裹体测试获得的古流体压力数据对各地质历史时期模拟成果进行约束，结果证明，调整后使实测值与模拟值误差绝大部分保持在10%以内，大幅提高了数值模拟精度。

应用上述方法开展了东部不同凹陷的压力恢复研究。高邮凹陷地压场演化表明，苏北盆地成藏期古压力系数为1.03～1.53，普遍略高于现今压力系数。同地区、不同层系的古压力特征存在明显的差异和不同的演化过程。一般情况下，同一地区早期成藏的古压力系数较小，随着成藏时间的不断推移，压力系数逐渐变大，如沙19井，早期成藏的古压力最小为1.08，随着地层的不断埋深，油气的不断生成，地层压力系数依次增大到1.17、1.40，直到三垛运动地层抬升之前，压力系数达到最大。此外，不同凹陷以及凹陷的不同油田成藏时期对应的古压力具有不同的变化规律。

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