摘要：為了明確油氣充注期的動力條件，以實測壓力為基礎(chǔ)，綜合利用流體包裹體顯微觀測、激光共聚焦分析和PVTx模擬等方法，對塔里木盆地阿滿過渡帶奧陶系的地層流體壓力進(jìn)行恢復(fù)。結(jié)果表明，研究區(qū)奧陶系儲層發(fā)育黃—黃綠色、藍(lán)綠色及藍(lán)色熒光的油包裹體及氣體包裹體，氣液比分別小于5%、4%～8%及大于8%，伴生鹽水包裹體的均一溫度分別為70～80" ℃、90～100" ℃及130～140" ℃，存在加里東晚期、海西晚期及喜山期3期油氣充注過程，對應(yīng)的壓力系數(shù)分別為1.03～1.29、1.05～1.31和1.09～1.61；隨著油氣成藏時期的變晚，地層超壓幅度具有逐漸增加的趨勢，且同一成藏期具有南高北低的分布特征；超壓時空分布差異主要與烴源巖熱演化程度南高北低、構(gòu)造擠壓南強北弱密切相關(guān)，此外，喜山期的原油裂解進(jìn)一步提升了南部地區(qū)的儲層超壓。

關(guān)鍵詞：流體包裹體； PVTx模擬； 古壓力恢復(fù)； 碳酸鹽巖； 塔里木盆地

中圖分類號：TE 122.1"" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A" 文章編號：1673-5005（2025）02-0082-11

Pressure characteristics during hydrocarbon charging of Ordovician reservoirs in transitional zone between Awati and Manjar Depressions in Tarim Basin

LIU Hua^1，2， WANG Shen1， JIANG Ziyue3， LIU Yongli4， CHENG Bin1， ZHAO Shan1， WEI Xin1

（1.School of Geosciences in China University of Petroleum（East China） ， Qingdao 266580， China;

2.Laboratory for Marine Mineral Resources， Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology， Qingdao 266071， China;

3.Xianhe Oil Production Plant of Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying 257000， China;

4.Research Institute of Exploration and Development， Northwest Oilfield Company， SINOPEC， Urumqi 830011， China）

Abstract：To determine the dynamic conditions of Ordovician reservoirs during hydrocarbon charging in the transitional zone between the Awati and Manjar depressions in Tarim Basin， formation fluid pressure was restored using a combination of microscopic observation， laser confocal analyses of fluid inclusions， and PVTx numerical simulation， based on current measured pressure data. The results indicate that yellow to yellowish-green， bluish-green， and blue oil inclusions， as well as gas inclusions， are present in the Ordovician reservoirs of the study area. Their corresponding gas-liquid ratios are in lt;5%， 4%-8%， and gt;8%， respectively， while the homogenization temperatures of associated aqueous inclusions are in 70-80 ℃， 90-100 ℃， and 130-140 ℃， respectively. These findings reveal three distinct hydrocarbon charging events occurring in the late Caledonian， late Hercynian， and Himalayan periods， with corresponding paleo-pressure coefficients of 1.03-1.29， 1.05-1.31， and 1.09-1.61， respectively. Over time， the formation overpressure amplitude gradually increased， and the pressure coefficients within the same period exhibited a south-high， north-low pattern. The spatial variation in overpressure distribution is primarily controlled by thermal maturity of source rock， which is higher in the south and lower in the north， and tectonic compression strength， which is stronger in the south and weaker in the north. Additionally， oil cracking during the Himalayan period further enhanced reservoir overpressure in the Shunnan area.

Keywords： fluid inclusion; PVTx simulation; paleo-pressure; carbonate; Tarim Basin

塔里木盆地阿滿過渡帶深層油氣資源豐富，運聚過程復(fù)雜^［1-2］。超壓作為油氣運移的重要動力條件，影響著油氣的運移方向和聚集效率，對揭示深層油氣運聚過程具有重要意義^［3-7］。流體包裹體作為流體成分、流體活動的良好記錄^［8-10］，能很好地反映流體充注時的地層壓力信息^［11-16］，并取得了良好的應(yīng)用效果^{［4，15］}。筆者以塔里木盆地阿滿過渡帶奧陶系油氣藏為研究對象，運用流體包裹體PVTx模擬法恢復(fù)研究區(qū)奧陶系碳酸鹽巖油氣藏形成時期的壓力特征，以期為揭示深層油氣運聚機制和成藏過程提供理論支持^［17-18］。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

塔里木盆地阿瓦提坳陷—滿加爾坳陷過渡區(qū)域（簡稱阿滿過渡帶），北部與沙雅隆起（塔北）南斜坡相接，南至卡塔克隆起（塔中）北坡和古城墟隆起，中部為順托果勒低隆起，主要包括西北部的托甫臺地區(qū)、躍進(jìn)地區(qū)和順北地區(qū)，中部的順托地區(qū)以及東南部的順南地區(qū)和古城地區(qū)（圖1）。研究區(qū)自下而上發(fā)育古生界寒武系、奧陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二疊系，中生界三疊系、白堊系，以及新生界古近系、新近系、第四系，缺失侏羅系。其中下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組是主要的烴源巖層系^［19-20］，中下奧陶統(tǒng)鷹山組和一間房組是主要儲層，上奧陶統(tǒng)桑塔木組為良好的區(qū)域性蓋層^［21］（圖1）。

阿滿過渡帶油氣廣泛分布于奧陶系，埋深超過6500 m，屬于超深層油氣藏，近幾年勘探不斷突破，顯示出巨大的勘探潛力^［22-23］。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣多呈準(zhǔn)層狀富集在奧陶系一間房組和鷹山組碳酸鹽巖儲層中，蓬萊壩組僅在順南和古城地區(qū)有油氣富集^［24］。平面上呈北油南氣的分布特征，北部沙雅隆起及順北地區(qū)以發(fā)育油藏為主，順托地區(qū)為凝析氣藏，順南地區(qū)發(fā)現(xiàn)大規(guī)模氣藏（圖1）。

2 樣品與研究方法

2.1 流體包裹體樣品

綜合考慮研究區(qū)油氣分布和鉆井資料，優(yōu)選出17口井進(jìn)行巖心取樣（圖1），層系涉及奧陶系一間房組、鷹山組和蓬萊壩組，巖性以泥晶灰?guī)r為主，兼具砂屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r。雙面剖光制作成35張厚約80 μm的流體包裹體薄片。

2.2 研究方法

在中國石油大學(xué)（華東）深層油氣重點實驗室開展相關(guān)分析測試。流體包裹體巖相學(xué)觀察使用德國蔡司多功能研究級顯微鏡（ZEISS AXIO Imager D1m），配以透射光和紫外光（紫外光激發(fā)波長365 nm）；采用配備液氮的英國Linkamd冷熱臺（THMS600型）對流體包裹體進(jìn)行測溫，初始升溫速率為15 ℃/min，當(dāng)包裹體接近均一時，升溫速度降至3～5 ℃/min；初始冷卻速率為5 ℃/min，冷卻至-50 ℃后以3 ℃/min的升溫速度直至冰點溫度，并結(jié)合Petromod 1D恢復(fù)的埋藏史-熱史對成藏期次進(jìn)行厘定。

利用德國萊卡公司激光共聚焦顯微鏡（TCS SP5型）測量烴類包裹體氣液比，在20 ℃室溫下，選取熒光亮度高、尺寸適中、形狀規(guī)則并且氣泡明顯的氣液兩相烴包裹體，在透射光顯微圖像中圈定包裹體內(nèi)部氣泡最大直徑，利用球形體積公式計算氣泡體積，根據(jù)得到的氣泡體積和通過激光共聚焦掃描（CLSM）并三維重建擬合出的液態(tài)烴體積計算氣液比。利用丹麥Clasep公司研發(fā)的PVTsim 20軟件，根據(jù)實測氣液比擬合烴類包裹體熱力學(xué)模型進(jìn)行流體PVTx模擬。

3 流體包裹體觀察與測試

3.1 流體包裹體巖相學(xué)特征

3.1.1 流體包裹體產(chǎn)狀

研究區(qū)奧陶系儲層中流體包裹體廣泛發(fā)育，分布于方解石脈體、方解石膠結(jié)物以及白云石中。據(jù)統(tǒng)計，70%以上的流體包裹體賦存于裂縫充填方解石脈體和溶蝕孔洞粗晶鑲嵌狀方解石膠結(jié)物的愈合縫中（圖2（a）～（f）），其余賦存在晶洞充填微—細(xì)晶方解石膠結(jié)物（圖2（g）、（h））、砂屑間連晶方解石膠結(jié)物（圖2（i）、（j））和中—淺埋藏階段形成的白云石中（圖2（k）、（l））。

3.1.2 流體包裹體類型

研究區(qū)包裹體形態(tài)多樣，包括橢圓形、矩形、不規(guī)則形狀等，包裹體大小差異較大，長徑介于1～25 μm之間，大部分個體較小，長徑主要分布在2～8 μm（圖3（c））。主要發(fā)育油包裹體、氣體包裹體、瀝青包裹體及伴生鹽水包裹體等多種類型；在室溫條件下，油包裹體主要為氣液兩相、少量呈單一液相，氣體包裹體多呈單一氣相，部分為固-氣兩相的含瀝青氣體包裹體（圖3（a）、（b））。

3.1.3 烴類包裹體熒光特征

原油熒光顏色與成熟度密切相關(guān)，從黃色到藍(lán)色表明成熟度逐漸增大^［25-26］。研究區(qū)存在黃色、黃綠色、藍(lán)綠色、藍(lán)白色、亮藍(lán)色等多種熒光顏色的油包裹體以及基本不發(fā)熒光的氣體包裹體，其中，油包裹體以黃綠色及藍(lán)綠色為主。相似熒光特征的烴類包裹體常具有相近的產(chǎn)狀，黃色、黃綠色熒光的烴類包裹體多賦存在連晶方解石膠結(jié)物中呈零星或群體分布，如躍進(jìn)1X井（圖2（i）、（j））；藍(lán)綠色、藍(lán)色熒光的烴類包裹體多呈集群或條帶狀賦存在方解石脈體和晶洞充填方解石膠結(jié)物中，如順北1-3H井、順北2井、順托1井（圖2（a）～（d）、（g）、（h））；外輪廓具微弱熒光顯示的氣態(tài)烴包裹體多賦存在方解石脈體中，典型井為古隆3井、順南5-2井。觀察表明，同一宿主礦物中存在多種熒光顏色包裹體的共生現(xiàn)象，如順北2井奧陶系同一方解石膠結(jié)物中同時發(fā)育黃色、黃綠色及藍(lán)色的油包裹體（圖3（a）、（b））。

3.2 流體包裹體氣液比

在激光共聚焦顯微鏡下以0.1 μm為間隔獲取一系列z軸切片，圖像水平（x-y）分辨率約為0.2 μm，借助Leica MM Basic Offline軟件擬合得到烴類包裹體液相體積，利用投射光下無熒光顯示的氣泡半徑和氣泡體積，計算出掃描包裹體的氣液比（圖4）。根據(jù)該方法，計算了SHB5、YJ1X、TP7、SHB1-3H、ST1、SN4及SN501等井奧陶系烴類包裹體的氣液比。

結(jié)果表明，研究區(qū)烴類包裹體氣液比分布范圍為2.32%～34.71%，呈現(xiàn)4個高頻峰值區(qū)間，分別是2.5%～3.5%、5.5%～8.0%、9.0%～10%、25.0%～32.0%，并且4段峰值區(qū)間與不同熒光顏色的烴類包裹體較為吻合（圖5）。黃色—黃綠色熒光烴類包裹體氣液比介于2.32%～4.3%，均值為2.9%；藍(lán)綠色烴類包裹體氣液比為5.34%～8.7%，均值為6.1%；藍(lán)白色、藍(lán)色烴類包裹體氣液比最大可達(dá)34.7%，其中小氣液比包裹體在8.90%～10.5%，大氣液比包裹體介于23.91%～34.72%（表1）。綜合分析，研究區(qū)油氣成熟度相近的烴類包裹體氣液比數(shù)值相近，且隨著油氣成熟度的增加，包裹體氣液比逐漸增大，反映了氣體占比的增高。

3.3 流體包裹體顯微測溫

烴類包裹體及其共生的鹽水包裹體進(jìn)行顯微測溫結(jié)果表明：烴類包裹體均一溫度介于51.9～143.8 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度介于62.3～180.4 ℃之間，冰點分布范圍是-16.9～-0.9 ℃（圖6），鹽度分布在1.57%～20.15%。不同地區(qū)存在差異，塔北托甫臺地區(qū)烴類包裹體均一溫度介于54.0～139.7 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度介于67.5～143.0 ℃之間，冰點分布范圍是-15.2～-0.9" ℃，鹽度分布在1.57%～18.8%（圖6（a））。順北—躍進(jìn)地區(qū)烴類包裹體均一溫度介于52.7～147.0 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度介于62.3～153.0 ℃之間，冰點分布范圍是-13.3～-1.6 ℃，鹽度分布在2.47%～17.17%（圖6（b））。順托井區(qū)烴類包裹體均一溫度介于64.0～103.9 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度介于79.4～145.7 ℃，冰點分布范圍是-16.9～-4.9 ℃，鹽度分布在7.73%～20.15%（圖6（c））。順南地區(qū)藍(lán)色烴類包裹體均一溫度介于74.5～105.6 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度介于87.5～117.5 ℃之間，冰點分布范圍是-10.9～-5.7 ℃（圖6（d）），鹽度分布在8.81%～14.87%，天然氣伴生鹽水包裹體均一溫度介于145.5～180.4 ℃，冰點分布范圍是-16.5～-8.1 ℃，鹽度分布在11.81%～19.84%。

4 油氣充注期儲層壓力特征及成因

4.1 油氣成藏期次

托甫臺、順北—躍進(jìn)及順托地區(qū)黃—黃綠色、藍(lán)綠色、藍(lán)白—亮藍(lán)色油包裹體及伴生鹽水包裹體均存在3個分布區(qū)間，結(jié)合埋藏史-熱史，對應(yīng)于3期原油充注，但不同井存在差異（圖7，表2）。托甫臺地區(qū)各井、躍進(jìn)1X井及順托1井均主要經(jīng)歷了加里東晚期、海西晚期及喜山期三期成藏（圖7（a））；順北5井經(jīng)歷了加里東晚期、海西晚期兩期成藏（圖7（b）），順北2、順北1-3H井主要經(jīng)歷了海西晚期與喜山期兩期成藏。順南井區(qū)早期藍(lán)色油包裹體及晚期氣體包裹體對應(yīng)于兩期油氣充注，結(jié)合埋藏史-熱史，加里東晚期以原油充注為主，喜山期主要充注天然氣（圖7（c），埋藏史-熱史參照文獻(xiàn)［27］、［28］）。

4.2 成藏期壓力特征

以PVTx模擬的烴類包裹體物質(zhì)的量組成及均一溫度數(shù)值為基礎(chǔ)，根據(jù)Maclnnis等^［29］提出的方法擬合鹽水包裹體等容式聯(lián)立，對研究區(qū)各單井的油氣成藏期的壓力進(jìn)行了恢復(fù)（圖8，表2），其中含烴鹽水包裹體的捕獲溫度比均一溫度略高2～3 ℃^［30］。

結(jié)果表明，油氣充注期對應(yīng)的地層壓力存在時空差異。時間上，地層壓力具有早弱晚強的特征；空間上，地層壓力呈現(xiàn)出南高北低的分布特征（圖9）。加里東晚期，研究區(qū)奧陶系儲層壓力較低，壓力系數(shù)為1.03～1.29，多低于1.1，顯示為常壓為主的狀態(tài)，僅在順南地區(qū)表現(xiàn)為超壓（圖9（a））；海西晚期，研究區(qū)壓力具有增加趨勢，壓力系數(shù)增大為1.05～1.31（圖9（b））；喜山期，超壓幅度迅速提升，壓力系數(shù)增大為1.09～1.61，南部地區(qū)增壓幅度最為明顯（圖9（c））。綜合分析表明，研究區(qū)北部的順北—托甫臺地區(qū)具有3期原油充注，對應(yīng)儲層壓力具有逐漸增大的特征，表現(xiàn)為早期常壓、晚期弱超壓的特征；位于南部的順托—順南地區(qū)具有早期常壓—超壓、晚期強超壓的特征，成藏期超壓發(fā)育幅度明顯強于北部的順北—托甫臺地區(qū)。

4.3 成藏期壓力差異的成因

4.3.1 烴源巖熱演化差異

塔里木盆地奧陶系油氣主要來自下伏寒武系烴源巖^{［20，31］}，該套烴源巖自加里東晚期至喜山期熱演化程度不斷增加^［32-33］，與3期地層超壓幅度不斷增大具有良好的匹配關(guān)系（圖10（a））。加里東晚期烴源巖熱演化進(jìn)入大量生油階段，有機質(zhì)成熟度指標(biāo)Ro達(dá)到約1.0；海西晚期原油充注時，有機質(zhì)成熟度迅速增高，Ro達(dá)到約1.8；喜山期烴源巖成熟度持續(xù)增加，Ro達(dá)到約2.0，不同成熟度油氣的充注代表了烴源巖生烴能力差異，同時也與各時期的生烴增壓幅度相對應(yīng)。因此，3個時期地層超壓幅度的不斷增加，與不同時期生烴能力和生烴超壓差異密切相關(guān)，由早期的弱超壓發(fā)展到晚期的超壓—強超壓。

除了烴源巖3期供烴時期的熱演化差異外，由于地溫場的空間差異，同一時期烴源巖的熱演化存在南北差異，表現(xiàn)為同一時期南部烴源巖熱演化成熟度高于北部地區(qū)^［34］ ，尤其是海西晚期和喜山期（圖10（a）），這與同一時期壓力系數(shù)南高北低的分布特征具有很好的一致性。因此，烴源巖熱演化的時空差異是超壓幅度不斷增加且南高北低的根本原因所在。

4.3.2 原油裂解增壓

研究區(qū)奧陶系儲層以油藏為主，僅在南部的順南地區(qū)發(fā)育天然氣藏，地化指標(biāo)顯示為原油裂解氣的特征^［35-36］。前人研究表明，原油裂解與地溫有關(guān)，結(jié)合研究區(qū)的地溫史分析，順南—古隆地區(qū)儲層溫度在喜山期高達(dá)180 ℃，為原油裂解氣形成提供了溫度條件^［37-38］；而塔北—順北地區(qū)儲層溫度最高約160 ℃，原油尚未達(dá)到大規(guī)模裂解^［2］，因此地溫史的差異為順南地區(qū)原油裂解提供了地質(zhì)條件保障。此外，3+4-MD濃度與原油裂解程度具有正相關(guān)性，研究區(qū)喜山期壓力系數(shù)與3+4-MD濃度同樣也具有明顯的正相關(guān)關(guān)系，其中，塔北—順北地區(qū)原油3+4-MD濃度低，僅發(fā)育弱超壓；而順托—順南地區(qū)3+4-MD濃度高，發(fā)育強超壓（圖10（b）），證明了原油裂解程度差異與超壓幅度的對應(yīng)關(guān)系。因此，南部地區(qū)原油裂解對超壓的形成具有一定的貢獻(xiàn)，間接導(dǎo)致了晚期壓力系數(shù)的南北差異性。

4.3.3 構(gòu)造演化

研究區(qū)在加里東中期、加里東晚期—海西早期分別經(jīng)歷了南北向、北西—南東方向的構(gòu)造擠壓，構(gòu)造擠壓強度向東南逐漸增強^［39］，可能對順南—古隆地區(qū)早期超壓具有一定的貢獻(xiàn)。相反，燕山—喜山期塔北—順北地區(qū)局部走滑斷裂再次活動^［40-42］，而順南—古隆地區(qū)地層穩(wěn)定沉降，保持了相對穩(wěn)定的構(gòu)造背景，為順南地區(qū)壓力的保存提供了重要支撐。

5 結(jié) 論

（1）研究區(qū)奧陶系儲層發(fā)育黃—黃綠色、藍(lán)綠色、藍(lán)白色油包裹體及氣體包裹體，氣液比分別為低于5%，4%～8%及大于8%，烴類包裹體及伴生鹽水包裹體均一溫度存在3個峰值區(qū)間，顯示出加里東晚期、海西晚期及喜山期3期油氣充注特征。

（2）研究區(qū)成藏期壓力具有時空差異，時間上，地層壓力具有逐漸增大的變化特征，表現(xiàn)為早期常壓—弱超壓、晚期弱超壓—超壓的演變特征；空間上，同期壓力系數(shù)呈現(xiàn)南高北低的分布特征，與現(xiàn)今南氣北油的相態(tài)特征相吻合。

（3）加里東晚期—海西晚期，烴源巖熱演化程度是研究區(qū)超壓發(fā)育具有南高北低空間差異的主要原因，而喜山期南部地區(qū)的原油裂解和構(gòu)造穩(wěn)定沉降進(jìn)一步加劇了超壓南高北低的分布格局。

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（編輯 修榮榮）

基金項目：國家自然科學(xué)基金項目（42172147，41972141）;中石油重大科技項目（ZD2019-183-002）

第一作者及通信作者：劉華（1977-），女，教授，博士，研究方向為油氣成藏機制與分布規(guī)律。E-mail：liuhua77@upc.edu.cn。

引用格式：劉華，王伸，蔣子月，等.塔里木盆地阿滿過渡帶奧陶系油氣成藏期壓力特征［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2025，49（2）：82-92.

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