准南前陆盆地玛纳斯背斜油气动态成藏过程

白振华 姜振学 宋 岩 赵孟军 方世虎 张 健

1．中国石油大学（北京） 2．中国石油勘探开发研究院 3．中国石油天然气集团公司盆地构造与油气成藏重点实验室4．中国石油新疆油田公司勘探开发研究院

玛纳斯背斜位于准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯—玛纳斯—吐谷鲁构造带（以下简称：霍—玛—吐构造带）的中部，2007年发现了玛河高产凝析油气藏，其主力产层为古近系紫泥泉子组三段［1］。玛河气田的发现进一步证实了准南前陆盆地油气勘探前景广阔，也为南缘前陆冲断带复杂构造油气勘探提供了非常宝贵的经验，具有重要的勘探意义［2－3］。近年来，前人对霍—玛—吐构造带油气来源、特征以及成藏过程做了大量研究，普遍认为天然气为高—过成熟的煤成气，镜质体反射率大于0．95%［4］；凝析油为湖相烃源岩高成熟演化阶段的产物［4－5］；油气不同源、不同期，油气成藏过程为“早油晚气、阶段聚气”［6］。

但随着油气勘探和研究的深入，一些科学问题尚有争议：①根据原油饱和烃和芳烃成熟度参数标定，玛纳斯构造所发现的凝析油其相应烃源岩的镜质体反射率介于0．6%～0．9%，属于成熟演化阶段，这与对已发现凝析油的认识和湖相烃源岩的生烃演化不匹配，那么此类成熟凝析油的成因是什么？②玛纳斯背斜目前所发现的多为凝析气藏，这与高—过成熟煤成气所形成的天然气主要为干气也有所矛盾，那么玛河凝析油气藏的成藏过程又是如何的？针对这些问题，笔者对玛纳斯地区重点探井进行了岩心样品采集，应用流体包裹体镜下观察结合颗粒荧光光谱分析技术等多种技术手段，对油气成藏演化过程进行初步的分析，以期对该区的油气勘探提供一定的借鉴。

1 油气特征与来源

玛纳斯背斜古近系紫泥泉子组原油为典型的凝析油。根据地化特征分析，该凝析油正构烷烃分布完整，最高碳数可超过nC25，基本不含γ－胡萝卜烷和β－胡萝卜烷。全油中类异戊二烯Pr／Ph比值为0．83，显示来源于淡水—半咸水湖相的还原环境，而与源自侏罗系的原油存在较大的差异。甾烷组成分布呈“V”字形，以C29、C27甾烷为主，其次是C28甾烷。三环萜烷中，C21三环萜烷最高，其次为C23，C28、C29三环萜烷也有一定的丰度；C24四环萜烷的丰度明显低于C26三环萜烷；五环萜烷Ts的含量明显大于Tm的含量，C29Ts、C30重排藿烷的含量也较高；伽马蜡烷的含量很高，且存在有异构体，伽马蜡烷／C31烷的比值为0．34，这均是下白垩统湖相烃源岩的典型特征，由此综合确定该凝析油源自下白垩统湖相烃源岩［7］。

玛纳斯背斜天然气平均相对密度为0．640 4，干燥系数介于0．89～0．93，属凝析气类型。天然气组分以烃类为主，甲烷含量介于78．85%～93．01%，重烃含量介于6．64%～11．58%。在C7轻烃中，甲基环己烷占优势，表明该区天然气的母质为陆源高等植物。天然气甲烷碳同位素值介于－34．26‰～－32．26‰，乙烷碳同位素较重，其值介于－25．53‰～－23．81‰，明显区别于二叠系的天然气。此外，δ13C1与δ13C2－4差异较大，这是下侏罗统煤系烃源岩的典型同位素特征，可以判断玛纳斯背斜天然气主要来自中下侏罗统煤系地层［8－9］。

2 油气成藏期次

本次研究中依据详细的流体包裹体岩相学观察分析，以确定油气包裹体特征与期次，并结合烃类包裹体所伴生盐水包裹体的均一温度测定结果，综合盆地埋藏史、热演化史研究，从而厘定油气充注的期次与时间，为最终恢复油气动态成藏过程提供必要前提。

2．1 烃类包裹体类型划分

玛纳斯背斜紫泥泉子组储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩，分选中等偏差。通过大量的薄片观察，发现紫泥泉子组发育大量的烃类包裹体，主要呈群体状或孤立状分布于自生方解石脉体、胶结物和石英次生加大边，部分沿石英微裂隙呈串珠状分布，极个别孤立状分布于颗粒内部，形态多样，大小一般小于15μm。

根据流体包裹体的发育产状，赋存矿物，烃类包裹体荧光特征与红外光谱特征，可将玛纳斯背斜储层烃类包裹体划分为2种主要类型：①第一类主要分布在颗粒边缘和微裂隙中，为发黄绿色荧光的液态烃包裹体，荧光颜色表明此类包裹体中含有较多重烃组分，而其红外光谱特征CH2／CH3值较大，总体表现出中低成熟度油气充注的特点（图1－a）；②第二类主要分布在颗粒内部和微裂隙中，为发蓝白色荧光的气液两相或液相烃类包裹体，气泡呈浅褐—深褐色，气液比变化较大，从5%～70%均有分布，主要集中在15%～50%，表明包裹体中轻组分较多，红外光谱特征参数CH2／CH3值较小，显示油气具有较高成熟度（图1－b）。考虑到不同期次油气运移形成的烃类包裹体的成分特征及热演化程度存在差异，故而可以根据烃类包裹体的光性特征初步判断充注油气的性质［10］。根据本次烃类包裹体岩相学镜下观察并结合其荧光颜色和红外光谱特征，可以初步判断玛纳斯背斜紫泥泉子组普遍接受了至少2期的油气充注。

2．2 烃类包裹体形成温度

图1 烃类包体透光、荧光照片及红外光谱特征图

根据玛纳斯背斜紫泥泉子组中气液两相烃类包裹体的显微测温分析，发现储层中部分烃类包裹体均一温度较低，主要集中在60～80℃；另一部分均一温度较高，主要集中在130～150℃，有些甚至超过160℃，可能为油气不混溶捕获所致（图2）。对比分析发现前者主要是以液态烃为主的低气液比烃类包裹体，可以与前面红外分析中成熟度较低的包裹体相对应；后者主要以高气液比两相包裹体为主，对应红外分析中成熟度相对较高的包裹体类型。

图2 储层烃类包裹体均一温度显微测温结果图

综合上述烃类包裹体的荧光特征、红外特征及显微测温分析，认为玛纳斯背斜紫泥泉子组油气藏存在先油后气的充注顺序，前期成藏主要捕获以油为主的烃类包裹体，后期主要捕获以气为主的气液两相烃类包裹体。

2．3 成藏期次综合分析

大量研究结果表明，与烃类包裹体共生的盐水包裹体可以记录油气成藏的温度和压力，通过对该类盐水包裹体的均一温度分析，依据盆地的古地温模式以及储层埋藏史图，就可以确定与烃类包裹体流体形成或与成藏对应的地层埋深和相应的地质时代［10］。

通过玛纳斯地区典型井玛纳001井紫泥泉子组储层中与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度测定，并编制均一温度频率直方分布图，分析得知盐水包裹体均一温度主要集中在90～100℃和120～140℃这2个区间，这与烃类包裹体观察结果相符合，可以确定玛纳斯背斜主要存在2期成藏。结合埋藏史和热演化史曲线综合分析，进行玛纳斯背斜成藏期次标定，确定玛纳斯背斜第一成藏期在距今11Ma左右，即沙湾组沉积末期，此时下白垩统湖相烃源岩正处于生排烃高峰，该期充注以中低成熟度原油为主；第二成藏期在距今3Ma左右，即独山子组沉积末期，此时中下侏罗统煤系烃源岩处于大量排气高峰，以天然气充注为主伴随较高成熟度原油充注（图3）。

3 油气成藏动态过程

3．1 早期原油充注形成古油藏

图3 玛纳001井成藏期次标定图

准南冲断带经历了晚中生代、新生代多次构造活动，晚新生代构造变形始于中新世（距今24Ma左右）［11］。新近系沙湾组沉积时期，由于受北天山持续隆升的影响，沿西山窑组煤系地层产生的顺层滑脱断层，向上刺穿吐谷鲁群地层并顺势继续沿吐谷鲁群泥岩滑动，当滑动受阻时则向上逆冲形成了玛纳斯背斜的雏形［11］。由于下白垩统烃源岩在古近纪末期即进入生油门限开始生油，油气开始沿反冲断层向上运移，流体包裹体研究该期充注以中低成熟度原油为主，那么此次充注能否在安集海河组泥岩盖层下的构造有利部位形成早期的古油藏呢？其古油藏规模又如何？

针对这些问题，笔者采用了颗粒荧光光谱分析技术（QFT），其为一套新型储层包裹体检测技术［12－13］，勘探实践表明其在识别储层烃类包裹体与古流体类型［14］、储层含油气性与油气运移途径［15］、古今油水界面的界定［16］等方面有独特的优势和特色。通过建立储层颗粒荧光剖面，可以对古油水界面进行判识，以确定古油藏的存在与规模。

选取玛纳002井为研究对象，应用颗粒荧光光谱分析技术判识玛纳斯背斜是否存在古油藏。玛纳002井位于玛纳斯背斜主体部位，现今气水界面为2 464 m，烃柱高度为48m。在2 429．3～2 507．5m的取心井段内系统采集了21块岩石样品，其中，气水界面2 464m之上样品12块，气水过渡带（2 464～2 470 m）样品1块，水层2 470m之下样品8块。岩石样品定量颗粒荧光分析（Quantitative Grain Fluorescence，QGF）表明，储层岩石 QGF—E（Quantitative Grain Fluorescence on Extract，颗粒间萃取物定量荧光技术）荧光光谱强度可以与现今的气水剖面较好地对应，现今水层的样品QGF—E荧光光谱强度均小于150，而油气层该值则大多大于250；而QGF荧光光谱特征和指数是用来判识古油水界面或古油柱的位置的主要参数。对应分析QGF指数垂向变化，埋深超过2 492 m时，QGF指数普遍大于5，表明具有了古油藏特征，即使在现今的气水过渡带和水层的部位也是如此，而2 492m以下QGF指数则迅速下降到5以下（图4）。因此，可以界定2 492m为玛纳002古油藏的古油水界面位置，对比现今气水界面位置（2 464m），古油水界面低于现今气水界面28m，推测古油柱高度可达76m，表明原古油水界面在后期成藏演化过程中发生了向上的调整。

图4 玛纳002井储层颗粒荧光剖面图

3．2 后期遭受气侵改造，形成凝析油气藏

既然早期古油藏为中低成熟度的原油充注，那么为何现今呈现出凝析油气的面貌呢？经典的石油生成理论认为凝析油是生成于成岩作用晚期高成熟阶段，但近来的一些研究及地质地化证据表明相当数量的凝析油属于原油蒸发分馏作用机制的产物［17］。所谓的“蒸发分馏作用”可以概况为下伏高成熟气源岩生成的大量天然气进入已生成的油藏，在储层高温高压条件下对已生成的原油进行溶解抽提，并将原先溶解于原油中的轻馏分甚至中等分子量烃类运移至条件适宜的储层，形成凝析油或轻质油藏的分馏过程［18］。由于普遍认为玛纳斯地区中下侏罗统煤系气源岩演化处于成熟—高成熟阶段［2］，已具备蒸发分馏作用的必要条件，而玛纳斯背斜的凝析油中αααC29甾烷20S／（20S＋20R）比值为0．53，αββC29（20S＋20R）／ΣC29为0．59，异胆甾烷的含量也高，表明该凝析油并非属于高成熟的凝析油，而属于成熟凝析油。另外，该凝析油中苯和甲苯含量很高，甲苯／nC7比值大于1．5，这是“蒸发分馏”作用的典型标志。结合该地区的构造演化与油气充注特点，综合分析认为是由于后期断裂活动形成优势的运移通道，致使大量高成熟天然气注入而将原先的古油藏逐渐改造为现今的凝析油气藏。

此外，通过包裹体镜下观察，在玛纳001井现今为气层的薄片样品还发现大量储层沥青的存在，储层沥青主要发褐色荧光，赋存于储层颗粒间和石英微裂缝中，表明沥青成熟度相对中等偏低，为胶质沥青。推测该类储层沥青应该是早期原油充注后遭受改造而残留形成的，这正是玛纳斯背斜早期原油充注，后期遭受气侵改造的有力证据。

3．3 油气动态成藏过程恢复

阿布力米提［7－8］曾对霍—玛—吐构造带的含油气系统进行过系统研究，认为山前凹陷中下侏罗统煤系烃源岩在早白垩世即进入生油门限，并在晚白垩世处于生油高峰，而古近纪开始生气，第三纪末至今处于生气高峰期；与之对应的下白垩统烃源岩则在古近纪末期进入生油门限开始生油，第三纪末—第四纪达到生油高峰期，目前还在生油。玛纳斯背斜所处的霍—玛—吐构造带主要形成于喜山中期并定型于喜山晚期，构造形成时间可以与烃源岩大规模排烃期相匹配。根据玛纳斯构造带颗粒荧光定量分析结果，结合霍—玛—吐构造带2期成藏、油先气后的成藏特征，玛纳斯背斜的油气动态成藏过程可被恢复。

首先是沙湾组沉积末期（距今11Ma），对应了包裹体研究所确定的第一主成藏期。下白垩统生成的中低成熟原油大量幕式充注，沿着断裂型输导体系向上运移，逐级占据有利储集空间，被上覆安集海河组泥岩盖层封盖，并在断层两侧渗透性好、构造有利的部位聚集并形成了早期古油藏，由玛纳002井处颗粒荧光分析显示古油水界面为2 492m，推测古油柱高度可达76m。

然后是独山子组沉积末期（距今3Ma）至今，对应了包裹体研究所确定的第二主成藏期。此时正是中下侏罗统烃源岩生气高峰期和下白垩统烃源岩生油高峰期。在喜马拉雅运动Ⅱ幕的影响下，中下侏罗统煤系烃源岩产生大量的干气经由断裂输导体系并被快速运移到古近系储层中，从而对早期古油藏进行改造，发生“蒸发分馏”作用逐渐形成了玛河气田的凝析油气藏，与此同时，古油水界面在保持古油藏格局的基础上经过后期的逐渐向上调整，最终形成现今的气水界面。

总之，玛纳斯背斜主要形成于喜山中期并定型于喜山晚期，构造形成时间与烃源岩大规模排烃期相匹配。原油来源于白垩系烃源岩，中低成熟度原油先充注，并形成早期古油藏；天然气来源于侏罗系煤系烃源岩，为干酪根裂解气，大量干气后期持续充注，原有古油藏遭受强烈的蒸发分馏作用，被逐渐改造成现今的凝析油气藏。

4 结论

1）玛纳斯背斜的凝析油来源于下白垩统吐谷鲁群湖相烃源岩，凝析气来源于中下侏罗统煤系烃源岩，为干酪根裂解气。

2）玛纳斯背斜主要发育2期成藏，第一期成藏在距今11Ma左右，以中低成熟度原油充注为主，并形成一定规模的古油藏；第二期成藏在距今3Ma左右，以天然气充注为主伴随较高成熟度原油充注。

3）现今的凝析油气藏是由于后期大量高成熟天然气的注入导致原先的古油藏发生“蒸发分馏”作用而逐渐改造形成的，而现今的气水界面是伴随着“蒸发分馏”作用的进行，由古油水界面在保持原古油藏格局的基础上经过后期的逐渐向上调整而形成的。

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