黃越義，廖玉宏，陳承聲，史樹勇，王云鵬，彭平安

（1.中國科學院 廣州地球化學研究所 有機地球化學國家重點實驗室，廣東 廣州 510640；2.中國科學院 深地科學卓越創(chuàng)新中心 廣東 廣州 510640；3.中國科學院大學，北京 100049）

塔里木盆地塔北地區(qū)和順托果勒地區(qū)的油氣相態(tài)類型多樣，例如瀝青、稠油、正常油、輕質油、凝析油和天然氣等［1-2］。這種在同一區(qū)域多種油氣相態(tài)的共存為油氣勘探和資源預測帶來了很大困難，也使有效預測和評價油氣相態(tài)類型成為當前的研究熱點。

烴類的化學組成、溫度和壓力系統是控制油氣藏相態(tài)的主要因素［3］。通常原油的初始化學組成直接受控于烴源巖沉積環(huán)境和成熟度等。原油從烴源巖中排出后，通常會向溫度和壓力更低的淺層運移，當圍壓低于原油的飽和壓力時，原油逐漸釋放溶解的氣體，出現氣、油兩相分離，之后它們可能沿著不同的路徑運移到不同的儲層最終形成不同油氣相態(tài)類型［4-5］。此外，油氣藏形成后的多期次生蝕變作用也會影響到油氣相態(tài)，例如，生物降解作用、熱裂解作用、氣侵分餾（氣洗分餾）和硫酸鹽熱化學還原反應（TSR）等。其中，生物降解作用主要發(fā)生在淺層，當地層溫度小于80 ℃時，微生物選擇性消耗原油飽和烴和芳烴餾分中的低分子量組分，使得膠質和瀝青等餾分相對富集，形成高密度、高黏度的稠油甚至瀝青［6-9］。與生物降解作用相反，熱裂解作用使得原油中重組分不斷裂解為小分子化合物，從而使得原油的密度和黏度降低，形成凝析油和天然氣［10-12］。Thompson［13-14］曾將單一甲烷氣體注入原油中，待氣液平衡后排出氣相，結果顯示殘余的液相油明顯失去了輕質組分，并據此提出了蒸發(fā)分餾的概念。蒸發(fā)分餾形成的凝析油具有高含量的輕質芳烴和環(huán)烷烴的特征［14］。Meulbroek等［15］擴展了Thompson的概念，提出流動的氣相持續(xù)或周期性地侵入相對不流動的液相時，隨著侵入氣體量的增加，導致液相中高逸度的組分被去除，這一過程被稱為氣洗（氣侵）。氣侵作用中流動的氣相攜帶大量的輕質組分會在淺層形成凝析油藏或氣藏［15-19］。伴隨大量氣態(tài)烴的侵入，殘余原油中的膠質和瀝青質也可能發(fā)生沉淀。TSR 通常在高溫條件下發(fā)生，與輕質油和凝析油的生成溫度相近［20-21］，會降低原油的穩(wěn)定性并影響輕烴的化學組成［22］，同時產生大量的硫化氫和二氧化碳等酸性氣體。此外，油氣開采過程中溫壓條件的變化也可能會導致相態(tài)的變化。例如，在高溫高壓的儲層條件下為氣態(tài)，采出到地面后烴流體的壓力降低，溶解在氣相中的輕質烴類反凝析形成液態(tài)烴，這種析出的液態(tài)烴稱為凝析油。

由于油氣在生成、運移、聚集、成藏和后期改造中，組分、溫度和壓力都在不斷變化，使得油氣的相態(tài)復雜多變，這也是油氣相態(tài)模擬和預測的難點所在。通常，在給定溫度和壓力條件下，油氣流體的相態(tài)可以通過相包絡線來描述。包絡線外為未飽和的單一相（液相或氣相），而包絡線內為飽和的氣-液兩相［3，23-24］。目前，對于油氣相態(tài)的模擬和預測主要通過封閉體系/開放體系熱解實驗模擬原油/烴源巖熱解過程中的組成變化，并結合盆地模擬開展預測［25-26］。Di Primio 等［23］通過PVT 數據分析不同成熟度下和二次運移過程中油氣相態(tài)的演化。Di Primio 和Horsfield［25］通過開放體系和封閉體系熱解實驗，結合現代盆地建模軟件模擬了生烴過程中的油氣成分以及運移過程中流體的相行為，并開發(fā)了能夠預測不同有機相類型的油氣相行為的相態(tài)動力學模型。在此基礎上，前人開展了大量的油氣組分模擬和油氣物理性質以及相行為的數值模擬和預測［27-33］。Chen 等［34］根據油氣流體包絡線并結合實際溫度和壓力演化史重建了中深1 井和中深5 井的油氣相態(tài)演化史及其密度和黏度等物性的演化史。

塔里木盆地順南1 井和順南4 井位置相近且地質背景相似，但油氣相態(tài)差異顯著，順南1 井為凝析氣藏伴生凝析油，順南4 井為典型干氣藏。然而，目前對導致這種相態(tài)差異的原因以及順南1 井和順南4 井的油氣相態(tài)演化過程還認識不清。本研究通過原油的黃金管封閉體系熱模擬實驗模擬原油裂解過程中原油化學組成的變化，利用PVTsim 軟件模擬不同成熟度下油氣流體全組分的相包絡線，并以順南地區(qū)的順南1 井和順南4 井兩口典型井為例，結合一維盆地模擬獲得不同時期內油氣藏的溫-壓條件，開展了油氣相態(tài)演化的數值模擬及預測，并討論了不同時期內油氣相態(tài)的動態(tài)變化。

1 地質背景

順南地區(qū)位于順托果勒隆起南部，緊鄰滿加爾坳陷、古城墟隆起和卡塔克隆起（圖1a）。順托果勒隆起的形成與演化受塔里木盆地多期構造演化所控制。早寒武世，由于塔里木板塊周緣快速拉張裂陷，海平面快速上升，順托果勒地區(qū)沉積了玉爾吐斯組斜坡-陸棚相硅質泥頁巖［35］，形成了該地區(qū)的主力烴源巖；之后發(fā)育了下寒武統—下奧陶統蓬萊壩組以白云巖為主的碳酸鹽巖，以及中-下奧陶統鷹山組、中奧陶統一間房組以石灰?guī)r為主的碳酸鹽巖。這套巨厚的碳酸鹽巖中包含了類型多樣的儲集空間（溶蝕孔洞和各類裂縫），構成了該區(qū)多套儲層。目前鷹山組和一間房組為順南地區(qū)主要的目的層位。晚奧陶世沉積了巨厚的混積陸棚相桑塔木組泥巖，形成了區(qū)域性蓋層。東部的滿加爾坳陷發(fā)育寒武系和中-下奧陶統斜坡-盆地相烴源巖，為順南地區(qū)提供了大規(guī)模側向油氣源。此外，順托果勒隆起發(fā)育的多期北東向走滑斷裂（圖1b），具有控儲、控藏和控富的特征［36-40］。

圖1 塔里木盆地構造單元（a）和順托果勒隆起構造位置及氣井分布（b）［35］Fig.1 Map showing the tectonic units（a）and structural location of the Shuntuoguole uplift and gas wells（b），Tarim Basin［35］

順南地區(qū)奧陶系油氣藏為碳酸鹽巖巖溶縫洞型油氣藏，受不同地區(qū)烴源巖熱演化程度、含油氣系統以及縫洞型儲層非均質性控制。奧陶系油氣藏類型多樣，由東向西依次為：干氣藏、凝析氣藏、揮發(fā)性油藏和輕質油藏［35］。其中，順南1 井和順南4 井的油氣相態(tài)存在明顯差異，分別為凝析氣藏和干氣藏。

2 樣品和實驗方法

2.1 樣品

由于順南地區(qū)油氣藏現今成熟度較高，基本都為氣藏，很難找到合適的原油樣品，因此選用同為海相的準噶爾盆地西北部紅山嘴油田紅153井的原油用于黃金管封閉體系熱模擬實驗。原油樣品密度為0.832 9 g/cm3，50 ℃黏度為5.58 mPa·s，其飽和烴組分含量為81.2 %，芳烴組分含量為7.7 %，極性組分（膠質和瀝青質）含量為11.1 %，為未遭受生物降解的正常原油。該原油樣品對模擬原油熱解過程中的組成變化具有代表性。此外，還收集了順南1 井的凝析油并進行了全油色譜分析。順南1 井凝析油為低黏度、低含硫和低含蠟的凝析油［35］。馬安來等［41］和顧憶等［42］對順南1井凝析油的基本信息有詳細描述。

2.2 實驗方法

2.2.1 黃金管封閉體系熱模擬實驗與熱解產物定量分析

預先焊封黃金管一端，將適量原油樣品（10～90 mg）裝入黃金管中，通入氬氣15 min 以排除黃金管中的空氣，然后焊封黃金管的另一端，并檢驗黃金管的密封性。將黃金管分別放入12 個高壓釜中，每個高壓釜中放入兩根黃金管作為平行樣，一根用于測試氣態(tài)產物，另一根用于收集輕烴等液態(tài)烴并定量，再將高壓釜放入同一個烘箱中加熱。高壓釜中壓力維持在50 MPa。烘箱升溫程序為：以20 ℃/h 升溫速率從室溫加熱至600 ℃，并在330 ℃到600 ℃設置12個取樣溫度點，每個取樣溫度點間隔24 ℃。在到達設定的取樣溫度點后，立即取出高壓釜并用冷水淬火。從高壓釜中取出黃金管并洗凈。熱模擬實驗過程中溫度誤差小于1 ℃，壓力誤差小于2 MPa。采用黃越義等［43］對熱解產物的分析方法，熱解后通過氣相色譜在線檢測黃金管中的氣體產物，并用外標法定量。此外，由于輕烴易揮發(fā)，在實驗收集過程中容易損失，且這種損失會導致相態(tài)的模擬出現偏差［43］，因而本文采用黃越義等［43］的液氮直接冷凍的方法，在冷凍后打開另一根黃金管并加入冷的正戊烷，然后用氣相色譜結合內標來定量分析液態(tài)產物。目的是盡可能減少輕烴的蒸發(fā)損失，進而獲得更準確的相態(tài)模擬。

2.2.2 全油的GC-MS分析

順南1 井凝析油全油的GC-MS 分析采用Thermo Scientific Trace GC Ultra 氣相色譜儀和Thermo Scientific Trace DSQ Ⅱ質譜聯用系統，色譜柱為DB-5型毛細管色譜柱（長30 m，內徑0.25 mm，涂層厚度0.25 μm）。全油色譜的升溫程序為：初始溫度35 ℃保持10 min，然后以4 ℃/min 升至290 ℃并保持20 min。載氣為氦氣，流速為1.2 mL/min。質譜條件：離子源溫度為260 ℃，采用電子沖擊電離（EI）模式，電子束能量為70 eV。質量掃描范圍m/z50～650，掃描周期為100 ms。

2.2.3 盆地模擬和PVTsim相態(tài)模擬

根據地層沉積時間、地層巖性、地層厚度、剝蝕時間及厚度、古水深和古熱流等條件并結合實際的地質構造背景建立單井的埋藏史、熱演化史和壓力史模型［34］。此外通過與實測的地層鏡質體反射率值對比來校正模型。順南1 井和順南4 井盆地模擬的基礎數據參數來自前人的研究［41，44-50］。劉雨晨［48］認為順南地區(qū)奧陶紀—現今的大地熱流值基本在40～60 mW/m2。此外，平面上順托果勒地區(qū)大地熱流值具有自西北向東南升高的趨勢，順南—古城墟地區(qū)的熱流值高于順北地區(qū)［48，51］。

采用黃越義等［43］和Chen 等［34］對油氣相態(tài)模擬的方法，根據原油的黃金管封閉體系熱模擬實驗中不同成熟度下氣態(tài)和液態(tài)產物的定量數據，將烴類化合物劃分為單一碳數組［23］，進行歸一化處理，獲得各碳數組的質量百分比，并輸入到PVTsim 相態(tài)模擬軟件中，選取Peng-Robing（PR）狀態(tài)方程，模擬出不同成熟度下油氣的相包絡線。

3 結果與討論

3.1 熱裂解過程中原油組成的變化

圖2 展示了原油在不同熱演化階段的液態(tài)產物的氣相色譜圖。在原油熱裂解過程中，高分子烴類不斷轉化為低分子烴類和焦瀝青［10］。在EasyRo≤ 1.1 %時，液態(tài)殘留物中以烷烴為主，原油裂解程度較低。當EasyRo=1.4 %時，高分子烴類的豐度顯著降低，主峰碳數不斷向低碳數偏移，C6—C13輕烴組分逐漸增加。EasyRo=1.7 %時，液態(tài)產物以C6—C13輕烴為主，長鏈烷烴基本消失。當EasyRo＞ 2.0 %時，輕烴大量裂解為更穩(wěn)定的苯、甲苯以及氣態(tài)烴。隨熱演化程度進一步加深，原油熱裂解的最終產物為甲烷和焦瀝青。隨著成熟度的升高，C14+組分產率不斷降低，C6—C13輕烴和C2—C5氣態(tài)烴產率先升高后降低，甲烷氣體產率逐漸升高（圖3）。輕烴是原油裂解成氣的重要中間產物［52］。輕烴由C14+組分裂解形成，并在更高的熱演化階段裂解形成碳數更低的C2—C5［10，52］。眾所周知，烴類的化學組成、系統的溫度和壓力是控制油氣藏相態(tài)的主要因素［3］。其中，烴類的化學組成是控制油氣相態(tài)的內在因素，包括氣體組分、輕烴組分（C6—C13）和長鏈重組分（C14+）。原油熱裂解過程中這些組分的變化會反映在油氣相態(tài)特征上。下文將根據原油熱模擬實驗流體產物的定量數據模擬原油裂解過程中的相包絡線。

圖2 準噶爾盆地紅山嘴油田紅153井原油在不同熱解溫度下熱裂解液態(tài)產物的氣相色譜Fig.2 Gas chromatograms of liquid products from crude oil cracking at various pyrolysis temperatures from well Hongg 153 in Hongshanzui oilfield，Junggar Basin

圖3 準噶爾盆地紅山嘴油田紅153井原油在不同成熟度下熱解產物的產率Fig.3 Yields of crude oil pyrolytic products at various maturities from well Hongg 153 in Hongshanzui oilfield，Junggar Basin

3.2 順南1井和順南4井油氣地球化學特征與來源

順南1 井凝析油的全油色譜呈現單峰型，主峰碳為nC12，輕烴組分含量高，其中富含輕芳烴和稠環(huán)芳烴［42］。順南1 井凝析油的全油碳同位素值（δ13C）為-26.7 ‰［41］。原油的單體碳同位素也明顯偏重，δ13C基本都高于-30 ‰［42］。這表明原油經歷過明顯的熱裂解作用。原油的生標組合特征與塔河奧陶系原油相關性好，揭示其主要來自寒武系烴源巖［42］。此外，順南1井原油中檢測出高含量的硫代三金剛烷、高聚硫代金剛烷以及高聚金剛烷硫醇，表明原油經歷了中等程度的熱化學硫酸鹽還原反應［41］。因而順南1井原油可能遭受了熱裂解和TSR的疊加作用。根據李劍等［53］新建立的判識干酪根裂解氣和原油裂解氣圖版，順南和古城等地區(qū)天然氣屬于原油裂解氣（圖4），其中天然氣的組成數據來自王鐵冠等［44］。順南4井的天然氣中未檢測到丙烷，因而未標出。Zhou 等［54］也認為順南地區(qū)的天然氣為原油裂解氣。王鐵冠等［44］根據C1—C5的穩(wěn)定碳同位素組成分布特征，認為順南地區(qū)天然氣屬于典型寒武系過成熟干氣。云露等［55］認為順南地區(qū)的天然氣與塔河油田東部TS1井寒武系天然氣相關性較好。

圖4 順南地區(qū)天然氣ln（C1/C2）和ln（C2/C3）關系Fig.4 Plot of ln（C1/C2）vs.ln（C2/C3）of natural gases in Shunnan area

3.3 順南1 井和順南4 井地層埋藏史、熱演化史和壓力史重建

基于順南1 井和順南4 井的地層厚度、巖性、沉積時間、剝蝕量、剝蝕時間和古熱流等基礎數據并結合順南地區(qū)的構造演化特征，利用PetroMod 2016 軟件建立了順南1井和順南4井的單井埋藏史、熱演化史和壓力史模型。通過地層的實測溫度和鏡質體反射率校準建立的模型，力求使模擬計算的地層溫度和EasyRo同實測的地層溫度和鏡質體反射率分別擬合，以此檢驗重建的單井埋藏史和熱演化史的可靠性。順南1 井實測鏡質體反射率采用莊新兵等［45］的數據，順南4 井實測鏡質體反射率采用王鐵冠等［44］的數據。

順南1井和順南4井的埋藏史、熱演化史和壓力史相似（圖5）。由于構造位置相近，順南1井揭露的地層層序與順南4井也相似，僅在地層厚度和構造剝蝕量上略有差異（圖5a1，a2）。自奧陶紀以來，順南地區(qū)主要經歷了加里東中期、海西早期、海西晚期以及印支期構造運動的改造。晚奧陶世，隨著良里塔格組的快速沉積，地層埋深快速增加，地層溫度也迅速升高到140 °C（圖5a1，a2），EasyRo甚至達到了1.0 %左右（圖5b1，b2），地層壓力接近40 MPa（圖5c1，c2）。之后加里東構造運動導致順南地區(qū)地層遭受抬升剝蝕，順南1 井殘余2 380 m 的桑塔木組，順南4 井殘余2 530 m 的桑塔木組，地層溫度和壓力輕微降低。石炭紀后，構造活動相對穩(wěn)定，隨著地層埋深逐漸加大，地層溫度和壓力逐漸升高，成熟度也逐漸升高（圖5b1，b2）。順南1井鷹山組現今溫度約為180 °C，EasyRo達到了2.1 %左右；順南4井鷹山組現今溫度約190 °C，EasyRo也達到了2.1 %左右。地層的溫度和壓力史與熱流演化、巖性、埋藏史（抬升剝蝕和沉降等）等密切相關，因此，不同時期的地層溫度和壓力處于動態(tài)變化之中（圖5c1，c2）。

圖5 盆地模擬重建的順南1井和順南4井地層的埋藏史、熱演化史和溫度-壓力史Fig.5 Stratigraphic burial history，thermal history，and temperature-pressure history in wells Shunnan 1 and 4 reconstructed by basin modeling

3.4 順南1井和順南4井奧陶系油氣相態(tài)演化的模擬和預測

在給定油氣藏的溫度和壓力條件下，通常可根據油氣流體的相包絡線，判識油氣流體的賦存相態(tài)［3，23-24］，例如，液相、氣相、氣-液兩相和凝析氣相等。因而將不同時期的溫-壓條件疊合到油氣流體的相包絡線圖中可以揭示油氣流體相態(tài)的演化史［34］。本文根據原油熱模擬實驗中熱解產物各組分的定量數據，將烴類化合物劃分為單一碳數組并進行質量歸一化，獲得各碳數組分的質量百分數，利用PVTsim 軟件模擬出不同成熟度下的油氣相包絡線（圖6）。隨著熱演化程度的升高，油氣流體的氣油比逐漸增大，油氣的露點溫度逐漸降低而泡點壓力（飽和壓力）逐漸升高（圖6），這與前人的研究相吻合［23］。在原油熱裂解過程中，原油的組分逐漸變輕導致原油的平均相對分子量和密度等特征發(fā)生規(guī)律性的變化，進而影響原油熱演化形成的流體相態(tài)特征。隨著熱演化程度的升高，熱穩(wěn)定性低的長鏈烴類不斷裂解成熱穩(wěn)定性高的短鏈烴類，并最終以氣態(tài)烴為主［10］。與此同時，烴流體類型由正常原油逐漸變?yōu)檩p質油，凝析油，濕氣，甚至干氣。EasyRo在0.5 %～1.4 %階段，高碳數組分的含量高，所以均表現出較高的露點溫度，而此時氣體產率還相對較小，泡點壓力不高（＜5 MPa）。EasyRo在1.4 %～2.5 %階段，原油中的高碳數組分大部分裂解成小分子烴類和固體瀝青，露點溫度降低，而氣態(tài)烴的大量生成，導致了高的泡點壓力（15 MPa左右）。

圖6 根據熱模擬實驗推測的順南1井（a）和順南4井（b）中-下奧陶統鷹山組油氣流體相態(tài)演化Fig.6 The hydrocarbon phase evolution in the Middle-Lower Ordovician Yingshan Formation in wells Shunnan 1（a）and 4（b）inferred from thermal simulation experiments

將原油熱解過程中的相包絡線與順南1 井和順南4 井中-下奧陶統鷹山組的溫度和壓力史相結合（圖6），可以揭示從奧陶紀至今原油在鷹山組儲層中的油氣賦存相態(tài)演化過程。莊新兵等［45］認為順南地區(qū)有效儲層形成時間約為海西中晚期，并推測順南地區(qū)原油在海西中晚期聚集成藏，經歷高溫熱蝕變，原油組分碳同位素變重，另在喜馬拉雅期受到過成熟干氣充注。魯子野等［56］根據順南地區(qū)油氣包裹體均一溫度也得出相似結論，推測順南地區(qū)共有兩期油氣充注，第一期發(fā)生在晚海西期—印支期，第二期發(fā)生在喜馬拉雅期并以天然氣充注為主。根據這些研究結果，順南地區(qū)原油最早聚集成藏的時間為早海西期（大約409 Ma）。由于現今順南1井和順南4井的成熟度（Ro）約為2.1 %，因此選取熱模擬實驗中EasyRo為2.1 %時油氣流體的相包絡線。從數值模擬結果可以看出，順南1 井和順南4 井的溫-壓曲線分別在34 Ma 和49 Ma穿過凝析氣相和液相的邊界線（圖6）。這說明順南1井鷹山組中的油氣在34 Ma 時由液相進入到凝析氣相，而順南4井鷹山組中的油氣在49 Ma時由液相進入到凝析氣相，兩者進入凝析氣相的時間存在較為明顯的差異。由于從409 Ma（早海西期）至34 Ma，油藏所處的壓力始終遠大于相應成熟度下相包絡線的泡點壓力（飽和壓力），因而順南1 井鷹山組原油從聚集成藏開始到34 Ma 期間一直保持液相。中-晚奧陶世期間順南1 井鷹山組快速沉降，地層壓力迅速接近40 MPa（圖5），遠大于此時油氣相包絡線的泡點壓力（＜5 MPa）；中-晚奧陶世之后隨埋深增加地層壓力還在緩慢升高，因而油藏得以長時間保持液相。相似地，從409 Ma（海西期）至49 Ma期間，順南4井鷹山組原油也一直保持液相。此外，根據溫-壓史和相包絡線圖的疊加判斷順南1 井鷹山組中的油氣現今仍處在凝析氣相區(qū)，與實際的凝析氣藏相符。然而根據溫-壓史和相圖的疊加判斷順南4 井現今應為凝析氣藏，但實際為干氣藏，推測可能后期遭受了過成熟干氣的侵入。

順南1 井原油中檢測出了高含量的金剛烷［41，57］、輕芳烴及稠環(huán)芳烴，原油單體碳同位素明顯偏重［42］，而且儲層中存在高反射瀝青［45，48］和高溫鹽水包裹體［45，56］，這些均說明順南1 井原油遭受過嚴重的熱裂解。此外，順南1 井原油正構烷烴摩爾濃度與碳數分布呈現非常好的線性關系（圖7a），指示其未受氣侵、蒸發(fā)分餾或多期充注等的影響［17，42，58］。順南1 井產出的天然氣表現出原油裂解氣的特征。因而，順南1 井現今的凝析氣相可能與其強烈的熱蝕變有關。原油遭受強烈的熱蝕變而生成的大量氣態(tài)烴在現今的溫壓條件下呈現凝析氣相。相似地，順南4 井原油也曾遭受了強烈的熱蝕變。除了埋深加大引起的熱成熟度升高外，順南4井中發(fā)現熱液成因的硅質巖［59］，表明局部熱液流體活動導致的熱作用也會促進原油的裂解。此外，熱液活動還改善了儲層條件［60-61］，為氣藏提供了良好儲集空間。順南地區(qū)干氣藏的形成可能與喜馬拉雅期遭受了過成熟干氣的氣侵作用相關［35，45，55］。針對順南4 井可能遭受氣侵的推測，本文利用PVTsim 軟件模擬了順南4 井遭受氣侵的情況（圖7b）。對成熟度為2.1 %時的油氣流體組分（未遭受氣侵）中注入甲烷氣體，并對其余組分進行歸一化。當注入的甲烷占85%質量百分比時，通過PVTsim 模擬出的相包絡線（遭受氣侵）與順南4 井實際的相包絡線基本相似，因此可以推測順南4井油氣藏在49 Ma之后遭受過氣侵作用，并且氣侵流體應以甲烷氣體為主。此外，王鐵冠等［44］根據順南4 井流體包裹體均一化溫度推測順南4 井在22～10 Ma（中新世）遭受過來自寒武系烴源巖過成熟干氣的充注。順托果勒—古城地區(qū)發(fā)育多期北東向走滑斷裂和裂縫，為天然氣的充注提供了良好的通道［38-40，62］。因此，推測順南4 井油氣藏在49 Ma 進入凝析氣相后在22～10 Ma（中新世）遭受了來自寒武系烴源巖的過成熟干氣的氣侵作用，氣侵通道可能為順南地區(qū)發(fā)育的多條北東向斷裂，氣侵強度由東向西逐漸減弱，到順南1井時已無明顯氣侵作用。

圖7 順南地區(qū)氣侵作用及其對流體相態(tài)的影響Fig.7 Gas invasion and its effect on hydrocarbon phase in Shunnan area

順南—古城地區(qū)的天然氣組成和碳同位素組成等地球化學資料顯示該區(qū)氣藏曾經遭受過氣侵作用的影響。當高成熟度的干氣侵入油氣藏時，通常會導致天然氣中的甲烷碳同位素偏重，與此同時氣油比和干燥系數升高［63］。圖8a 顯示從古城到順南（由東向西），隨著氣藏中甲烷碳同位素逐漸偏輕，氣體的干燥系數也逐漸降低，表明氣侵強度由東往西逐漸減弱。通常有機成因烷烴氣為正碳同位素系列，即天然氣中各組分的碳同位素值隨碳數逐漸升高（δ13C1＜ δ13C2＜ δ13C3）。若遭受高成熟度干氣（甲烷碳同位素偏重）的侵入，乙烷和甲烷的碳同位素差值（δ13C2-δ13C1）降低，甚至發(fā)生甲烷和乙烷碳同位素的倒轉。據此朱光有等［63］提出以碳同位素分異參數（Δδ13C2-1=δ13C2-δ13C1）來判定氣侵的強度。Δδ13C2-1越高，代表氣侵強度越弱。圖8b顯示Δδ13C2-1值由東往西逐漸升高，表明氣侵強度逐漸減弱。其中古城地區(qū)的Δδ13C2-1值偏低，甚至為負（甲烷和乙烷碳同位素倒轉）表明遭受了較強的氣侵作用，而順南1 井的Δδ13C2-1值較高，表明無明顯氣侵作用（或氣侵作用較弱）。順南4 井處在兩者的過渡帶。此外，李慧莉［64］等發(fā)現順南—古城地區(qū)的構造縫方解石脈中富含烴類包裹體（例如古隆2、古隆3 和順南1 井巖心中均有發(fā)現），他們認為該區(qū)北東向的走滑斷裂帶是油氣運移和聚集的重要通道。焦方正［65］認為順托果勒地區(qū)的北東向斷裂在加里東晚期—海西期為主要活動期，燕山期—喜馬拉雅期為再活動期。這也表明北東向斷裂可作為順南—古城地區(qū)的氣侵通道?？偟膩碚f，順南—古城地區(qū)構造縫方解石脈中的富烴類包裹體以及該區(qū)天然氣組成和碳同位素分異進一步證實了該區(qū)曾遭受過氣侵作用，其中古城遭受的氣侵強度明顯強于順南，由東往西有逐漸減弱的趨勢。

圖8 順南—古城地區(qū)天然氣組成（a）和碳同位素分異（b）指示氣侵方向和強弱［44，54］Fig.8 Gas compositions（a）and carbon isotope differentiation（b）indicating the direction and intensity of gas invasion in the Shunnan—Gucheng area ［44，54］

本文將原油的黃金管封閉體系熱模擬實驗數據與PetroMod 軟件和PVTsim 軟件相結合，模擬了塔里木盆地順南1 井和順南4 井從早奧陶世至今的油氣相態(tài)演化過程。其油氣勘探意義在于：①通過模擬不同時期內油氣藏相態(tài)的演化過程，為多種油氣相態(tài)并存的復雜地區(qū)的油氣勘探提供一些啟示；②為順南—古城地區(qū)干氣藏可能受氣侵作用影響的認識提供了一些證據。

4 結論

1）從早奧陶世至今，順南1 井和順南4 井的埋藏史、熱演化史和壓力史相似，順南1 井和順南4 井奧陶系鷹山組現今的成熟度均較高，EasyRo達到了2.1 %左右；順南1 井為凝析氣藏，天然氣較濕，屬于原油裂解氣，其正構烷烴摩爾濃度分布呈非常好的線性關系，指示其未受氣侵、蒸發(fā)分餾或多期充注等后生改造作用；順南4井為典型干氣藏，屬于典型寒武系過成熟干氣。

2）根據重建的順南1 井和順南4 井油氣相態(tài)演化史，順南1 井原油從409 Ma（海西期）至34 Ma 期間一直保持液相，并在34 Ma 左右進入凝析氣相，直到現今仍保持凝析氣相，這與其受到強烈的熱裂解作用有關；順南4 井原油從409 Ma（海西期）至49 Ma 期間一直保持液相，并在49 Ma 左右進入凝析氣相，在22～10 Ma（中新世）遭受了過成熟干氣的氣侵作用，氣侵通道可能為順南地區(qū)發(fā)育的多條北東向斷裂，氣侵強度由東向西逐漸減弱，到順南1井時已無明顯氣侵作用。