塔里木盆地迪那2大型凝析气田的地质特征及其成藏机制

塔里木盆地迪那2大型凝析气田的地质特征及其成藏机制朱光有;杨海军;张斌;苏劲;陈玲;卢玉红;刘星旺
【摘要】塔里木盆地库车坳陷迪那2凝析气田是中国目前发现的储量规模最大的凝析气田,含气层位为古近系苏维依组与库姆格列木群;储集岩以粉砂岩、细砂岩为主,属于低孔低渗储层,近似于致密砂岩气.气藏储量丰度大于15亿方/km2,气油比为8100～12948m3/m3,凝析油含量60～80g/m3;储层温度129 ～138℃,地温梯度为2.224℃/1OOm;地层压力为105 ～106MPa,压力梯度为
0.39MPa/1OOm,压力系数为2.06～2.29,属于常温超高压凝析气藏.天然气以湿气为主,碳同位素较重,属于典型的煤成气;原油碳同位素较重,生物标志化合物体显出陆相油特征.研究认为,油气主要来自阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩;圈闭形成时间较晚,根据热史、埋藏史、烃源岩热演化史、流体包裹体等资料以及天然气碳同位素动力学拟合的油气充注成藏时间都表明,迪那2凝析气田的成藏时间是在2.5Ma以来,是一个典型的晚期快速充注成藏的大型凝析气田.晚期前陆逆冲挤压作用在形成超压的同时,发生了储层的致密化和烃类的充注,储层致密化过程与烃类充注同步.%The the Dina 2 gas field, locating in the Kuqa Depression, Tarim Basin, is the largest condensate field in China. The gas beds are the Suweiyi Formation and the Kumugeliemu Group of the Paleogene. The lithology of reservoir is siltstone and fine sandstone, with low porosity and low permeability, which is similar to tight sandstone gas. The reserve abundance is more than 1. 5 x 109m3/km2 , and the GOR is 8100 ~ 12948mVm3 including 60 ~80g/m3 condensate oil. The geothermal system is regular with 129 ~ 138t of the formation temperature and 2. 224℃/100m of geothermal gradient, while the pressure system is quite abnormal with 105 ~ 106MPa of ground
pressure and 0. 39MPa/100m of pressure gradient or 2. 06 ~ 2. 29 of the pressure ratio, showing a hyperpressure system. The major component of the natural gas is wet gas, with heavy stable carbon isotope, showing a typical coal-derived origin. The heavy stable carbon isotope and biomarkers indicate terrestrial characters of the oil. The hydrocarbon was sourced from the Jurassic coaly shale of the Yangxia Sag. The trap of the Dina 2 was formed quite late. According to data of geothermal history, burial history, evolve history and fluid inclusion, and the reservoir formation time fitted by kinetics of the gas carbon isotope, we can see that the Dina 2 condensate gas field was formed since 2. 5Ma. It is a typical fast charging gas reservoir in late stage. When foreland thrusting and hyperpressure was formed, the reservoir became tight and the hydrocarbon charged into the reservoir, i. e., the process of tight the reservoir and hydrocarbon charging occurred at the same time.
【期刊名称】《岩石学报》
【年(卷),期】2012(028)008
【总页数】14页(P2479-2492)
【关键词】凝析气;致密砂岩气;超高压气藏;迪那2气田;库车坳陷;塔里木盆地
【作者】朱光有;杨海军;张斌;苏劲;陈玲;卢玉红;刘星旺
【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院,库尔勒84100;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探
开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油塔里木
油田公司勘探开发研究院,库尔勒84100;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文
【中图分类】P618.13
近年来，致密砂岩气成为研究的热点（张金川，2006；Zhu et al.，2012）。

全
球各大盆地的致密砂岩气的成藏过程差异较大，储层的沉积环境、生储盖组合关系、盖层的封闭性质（Law，2002）、储层的致密化时间和生烃时间之间的匹配关系（Hanson et al.，1994；Burch and Cluff，1997；Coskey，2004；Zhang，2006）、气藏异常压力的产生机制和气藏经历过的埋藏过程与成岩岩性圈闭的形
成（Cant and Ethier，1984）等多个方面，存在不同的特点。

中国湖相沉积盆地蕴藏了丰富的油气资源（Zhao et al.，2010）。

近年来，随着油气勘探开发技术
的不断发展，愈来愈多的非常规天然气或近似非常规的致密砂岩气资源被发现。

特别是在塔里木盆地库车坳陷，中新生代砂岩储层埋藏深，压实成岩强烈，储层物性差，接近致密储层（朱光有等，2009）；烃源岩为煤系；油气主要赋存在泥岩-致密或较致密砂岩互层的沉积组合中；勘探实践证明，库车深层较致密的砂岩储层单井油气产量高，勘探开发效果较好。

煤系地层烃源岩中有机质的特点决定了其生烃行为是以生气为主（戴金星，1985），长期以来围绕煤系地层的油气勘探主要以
寻找天然气为目标（Zhu et al.，2007），特别是在中国大多数煤系烃源岩分布区都以产气为主，如鄂尔多斯盆地中生界、四川盆地上三叠统等，均以产干气为主。

而近年来，在塔里木盆地库车前陆盆地勘探天然气的同时，一批凝析气田被发现，如迪那2气田等（周新源，2002；马玉杰等，2003），前人做了大量研究工作（戴金星等，1995；Song et al.，2002；Wang et al.，2002；秦胜飞等，2002，2005；赵孟军和张宝民，2002；陶士振等，2002；Liang et al.，2003；张振红
等，2004；Zhao et al.，2005），取得了一系列成果，有效指导了前陆盆地天然气的勘探（Jia et al.，2002；赵靖舟和戴金星，2002；秦胜飞和戴金星，2006；Liang et al.，2002；孙冬胜等，2004；Qin et al.，2007）。

特别是在库车地区，煤系成烃以气为主、以油为辅（戴金星等，2005）的成烃理论进一步得到证实。

库车地区深层发育了一套厚度大、分布范围广、富含有机质的高-过成熟的侏罗系
优质煤系烃源岩；古近系砂岩储层分布范围广，厚度大，物性一般；沟通气源的大断裂主要活动于晚喜山期；盖层以膏盐层或致密泥岩层为主（吕修祥等，2000；
汤良杰等，2003；邬光辉等，2004），成藏晚且保存条件好，因此该区的勘探与研究受到广泛关注。

库车坳陷是塔里木盆地在古生代被动陆缘和中生代陆内凹陷基础上发育起来的新生代前陆盆地（贾承造，1997；赵文智等，1998；王招明，2004；汤良杰等，2007），蕴藏了丰富的天然气资源，是塔里木盆地目前天然气勘探的重点地区，
位于塔里木盆地的最北部，由四个构造带和三个凹陷组成（图1）。

四个构造带由北至南分别为北部单斜带、克拉苏一依奇克里克构造带、秋里塔格构造带和南部斜坡带；三个凹陷从东向西分别为阳霞凹陷、拜城凹陷和乌什凹陷。

目前已在背斜构造带上已发现了多个大中型气田，如克拉2、迪那2、大北1～3、克深等多个千
亿方级的大型气田或凝析气田（戴金星等，2005）。

该区烃源岩以侏罗系-三叠系煤系烃源岩为主（包括泥岩、碳质泥岩和煤）；储层
主要是古近系苏维依组与库姆格列木群砂岩（朱如凯等，2007）；盖层为古近系
数百米厚的膏泥岩-盐岩（周兴熙，2000）；膏泥岩-盐岩盖层下的这些气藏均属
于超高压系统（宋岩等，2006），无论是白垩系储层，还是下第三系储层，绝大
部分压力系数都在1.5以上，部分大于2。

由于储层与源岩层在剖面上被多套泥岩相隔，侏罗系烃源岩生成的天然气要运移到古近系砂岩储层中聚集成藏，只能通过断裂向上运移（付广等，2006），因此，断层在该区油气成藏中起到十分重要的
作用。

迪那2气田位于阳霞凹陷的北部，地面海拔在1600～2000m之间。

迪那2气田
由迪那1、迪那2、迪那3井区组成（本文为研究方便采用的划分方案）（图1），其中迪那2井区储量规模最大（马玉杰等，2003），占到迪那井区的80%；目前已探明天然气地质储量1752×108m3、凝析油1339万吨，是中国最大的整装凝
析气田。

迪那2气田从上至下钻揭的地层有第四系、新近系、古近系、白垩系。

新近系发
育有库车组、康村组、吉迪克组；古近系从上而下为苏维依组、库姆格列木群。

含气层系主要为古近系苏维依组、库姆格列木群（图1）。

2.1 区域构造特征
迪那2气田位于秋里塔格构造带东部迪那-东秋构造区带上，东邻阳霞凹陷。

秋里
塔格构造带东段，发育两条北倾的逆冲大断裂，一条是发育并定型于喜山期的迪那北断裂；另一条是东秋里塔格大断裂，该断裂在燕山期开始发育，喜山期继续活动，喜山末期定型。

这两条断裂不仅控制了东秋里塔格构造带的构造格局，也控制了迪那构造的形成（图1）。

2.2 断裂特征
迪那2气田主要受南北两条逆冲推覆断层控制（图1）。

南部东秋里塔格断裂是控制迪那2构造推覆体的主控断层，北部迪北断裂把迪那推覆体一分为二，断层下
盘是迪那构造。

另外，在构造南翼还发育一条东秋里塔格断裂的派生断层，即迪南断裂。

东秋里塔格断裂为北倾逆断裂，区内延伸长度45km，断距为400～700m，断开层位从三叠系断至上第三系吉迪克组，向下消失在基底滑脱面，向上消失于上第三系吉迪克组盐岩、膏泥岩之中。

迪北断裂为北倾的逆断裂，断开层位从三叠系断至上第三系吉迪克组，向下与东秋里塔格断裂相接合为一体，向上消失于上第三系吉迪克组盐岩、膏泥岩之中，断面从上到下逐渐变陡，断面倾角为30°～45°。

迪那2号构造为受南北两条倾向相同的逆冲断层所夹持的一个东西向展布的长轴
背斜（图2）。

2.3 圈闭特征
迪那2气田包括3个井区，其中迪那2号背斜东西长26.8km，南北宽3.55km，背斜面积78.8km2，幅度375m（图1）。

迪那1号构造面积为34.5km2，幅度300m。

迪那3号构造的面积为34.0km2，幅度240m。

迪那2气田为背斜构造
控制的层状边水凝析气藏。

2.4 沉积储层特征
迪那2气田含气层系主要为古近系苏维依组、库姆格列木群。

其中苏维依组钻厚184～218.5m，库姆格列木群钻厚146～192m，古近系呈现西厚东薄的沉积特点，厚度在420～334m。

古近系以扇三角洲、湖泊相沉积为主，局部发育泻湖相。

迪那2气田古近系储层主要沉积微相有:水下分流河道、河口坝、滨湖席状砂、辫状
河道等微相。

古近系以粉砂岩、细砂岩沉积为主，其次为含砾砂岩、砂砾岩，少量砾岩储层。

其中在细砂岩碎屑成分中，石英含量为25%～29%，平均为27%；长石含量在10%～21%，平均为15%，以钾长石、斜长石为主；岩屑含量占54%～62%，平均58%，以岩浆岩岩屑含量最高，岩石类型以岩屑砂岩为主（钟大康和朱筱敏，2007；颜文豪等，2009）。

砂岩储层的原生粒间孔发育，粒间及颗粒溶孔、微裂缝、微孔隙次之。

储层总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层，非均质性强，纵向上储层变化较大，E2-3s1、E2-3s3砂层组储集性能相对较好，E2-3s2仅在迪那202井物性较好，库姆格列木群储层较差。

孔隙度平均在3%～9%，渗透率平均
在0.04×10-3～1.11× 10-3μm2（表1）。

综合分析认为，储层主要受沉积相带
的控制，储层成岩阶段达到中成岩A亚期。

3.1 凝析油的性质与地球化学特征
迪那2气田原油主要为凝析油，20℃时其密度为0.78～0.81g／cm3，平均为
0.80g／cm3；50℃时其动力粘度为0.47～1.43MPa.s，平均为0.874MPa.s；平均含硫量为0.14%，为低硫原油（表2）。

含蜡量为3.61%～7.39%，平均为
5.69（图3）。

凝固点低，在-
6.0～6.0之间；胶质沥青质含量几乎为0。

气油比8100～12948m3／m3，总体上具有密度低、粘度低、凝固点低、含硫低的特点，表现为陆相油的特征。

3.2 天然气地球化学特征
3.2.1 天然气组分特征
迪那2井气田天然气中总烃含量高，非烃含量低，一般不超过6%（表3）。

其中烃类气体中，甲烷含量较高，为79.87%～89.5%，平均为87.11%；己烷及以上
重烷烃组分（C2+）含量在9.05%～10.42%，平均为9.71%；其中乙烷含量较高，平均为7.45%。

天然气的干燥系数C1／C1+为0.84～0.91，小于0.95，为湿气。

非烃气体中氮气含量为0.3%～3.29%，平均1.80%；二氧化碳在0.25%～3.33%，平均为1.04%。

迪那2气田不同井区的天然气的组分相近，表明天然气成因及来
源相似。

3.2.2 天然气碳同位素特征
迪那2气田天然气烷烃气碳同位素比较重，根据油田资料，甲烷在-34.7‰～-34.0‰，乙烷在-23.3‰～-22.6‰（表4）。

甲烷、乙烷碳同位素的差值大于10‰。

与成熟度很高的克拉2气田相比，甲烷、乙烷碳同位素明显偏轻。

当然这可能与二者气源的不同有关，克拉2气田天然气来自于拜城凹陷，而迪那2气田
天然气来自于阳霞凹陷，且二者烃源岩的演化程度不同（王飞宇等，2005；杜治
利等，2006；包建平等，2007；赵孟军和张宝民，2002；刘全有等，2007；李
贤庆等，2005；戴金星等，2008）。

4.1 天然气成因与气源
根据戴金星等（1985）大量研究实例和天然气成因划分标准，一般将天然气中乙
烷的碳同位素值-28‰作为划分标准，把天然气分为煤型气（乙烷的碳同位素值大于-28‰）和油型气（乙烷的碳同位素值小于-28‰）。

迪那2气田天然气中乙烷的碳同位素组成均大于-24‰，显示出典型煤成气的特征（图4）。

这与该区侏罗系发育优质的煤系烃源岩相辅相成。

4.2 凝析油来源
从库车地区原油的生物标志化合物分析结果来看，迪那2井区原油的C29甾烷异
构化成熟度参数在0.45左右（图5），属于成熟油。

原油具有相对较高的伽马蜡
烷含量，C27甾烷含量也较高（图6）；另外，原油中高的Pr／Ph、Pr／C17-Ph ／C18、以及三环萜烷的分布等特征，都指示了陆相原油成因；从C24四环萜烷、C30萜烷类、C29萜烷类、C30重排藿烷等特征来看（Liang et al.，2003），原油是来自于阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩。

原油中金刚烷含量主要反映了裂解程度和成熟度。

迪那构造带原油中3-甲基双金
刚烷与4-甲基双金刚烷含量之和一般分布在20×10-6～80×10-6（Zhang et al.，2011）。

根据Dahl et al.（1999）的研究，原油普遍经历了一定程度的裂解。

根据Qan et al.（1996）提出的金刚烷成熟度参数，MAI（1-MA／（1-MA+2-MA）×100%）一般小于70%，而MDI（4-MD／（1-MD+3-MD+4-MD）×100%）一般小于40%，相应的Ro值在1.1%～1.3%。

而拜城凹陷克拉2原油MAI（1-MA／（1-MA+2-MA）×100%）一般在85%～90%，MDI（4-MD／（1-
MD+3-MD+4-MD）×100%）也在60%左右，指示原油成熟度相对较高，相应
的Ro值可达1.8%～2.0%；这与阳霞凹陷比拜城凹陷烃源岩演化程度明显偏低相一致。

原油的碳同位素组成很重，全油δ13C分布在-23.1‰～-23.9‰，饱和烃δ13C
为-25.5‰，芳烃δ13C-24.6‰，非烃δ13C-25.6‰（表5），与源于侏罗系煤
成油（YN2、YT2井等）一致。

按碳同位素分馏原理（戴金星等，2003a；Qin et al.，2007），侏罗系的泥岩和煤的干酪根碳同位素值在-24‰左右，形成原油碳
同位素应该接近或略轻于干酪根碳同位素，迪那2气田凝析油和族组成碳同位素
都比较重，属于典型的煤成油，主要来自侏罗系湖沼相煤系烃源岩。

库车坳陷三叠系-侏罗系发育湖沼相沉积的地质背景，这套以侏罗系浅湖-沼泽相为主的煤系烃源岩在阳霞凹陷十分发育，烃源岩有效厚度在250m左右，有机碳含
量大于4%（Liang et al.，2003）。

库车坳陷煤系源岩有机显微组分组成以镜质组、半镜质组和半惰性组为主，最显著特点是过渡显微组分含量较高（秦胜飞等，2005），因此从成烃母质的组成和分布看，这套烃源岩以成气为主，成油为辅（戴金星等，1995）。

从烃源岩演化程度来看（图7），阳霞凹陷中心烃源岩Ro最高达1.4%，大部分
地区Ro为1.0%左右，对于煤系烃源岩来说正处于生成凝析油气阶段（秦胜飞等，2002）。

因此，油气源对比分析认为，迪那2凝析气田的油气主要来自于阳霞凹
陷侏罗系煤系烃源岩。

4.3 凝析油的形成
迪那2气田各井所取PVT相态特征相似，流体在地层条件下呈单一气相，地露压
差为58.29MPa，生产气油比在9993～12292m3／m3，定容衰竭过程中最大反凝析压力为18.00MPa，最大反凝析液量低，地面凝析油含量低（89 cm3／m3），地层压力下体积系数2.5430×10-3。

相态特征表现为临界压力低（20.00MPa）、临界温度低（-100.0℃），但露点压力高（43.22MPa），表现出流体以轻组分为主，含少量重烃。

临界凝析压力为49.60MPa，临界凝析温度为247.6℃，地层温度处于临界温度右侧，相态图表现为迪那2气藏为低液态烃含量的凝析气藏（图8）。

因此，分析认为，迪那2气藏凝析油为侏罗系烃源岩热演化过程中进入凝析油-湿气阶段的产物。

5.1 成藏期次分析
阳霞凹陷煤系烃源岩生烃史分析表明（图9），侏罗系源岩在古近纪处于未成熟阶段，Ro在0.6%以下。

到新近纪，烃源岩成熟度迅速增高，至中新世末期进入煤
系烃源岩生凝析油高峰期（Ro约为0.9%～1.0%），在上新世至第四纪（3Ma以来）的快速埋藏使其有机质成熟度快速增高，目前阳霞凹陷中心侏罗系源岩镜质体反射率在1.2%以上。

从包裹体资料分析来看，迪那2气田古近系储层的砂岩粒间孔普遍发蓝白色荧光，包裹体主要分布于石英加大边中（图10），呈不规则状，大小2～8μm，气态烃
包裹体（GOI）含量为1%。

包裹体均一化温度主峰范围为150～165℃，结合盆
地模拟（图11），迪那2气田主要成藏期是库车早期-西域期（2.5～1Ma）。

根据埋藏史和热史资料，结合典型Ⅲ干酪根生烃动力学参数和碳同位素分馏模型（Tang et al.，2000；Tian et al.，2007），采用唐永春博士提供的碳同位素拟
合软件（version 1.73.1，Geoiso-Qam Corporation，2007），拟合出迪那2
气田不同地质年代甲烷碳同位素瞬时演化曲线（图12），把迪那2气田甲烷碳同
位素投到曲线图上，获得了迪那2气田天然气的生成时间。

从图12可以看出，迪那2气田油气充注时间应该主要在2.5Ma以来。

5.2 成藏过程
迪那2号构造的形成和发展演化与喜马拉雅运动息息相关（戴金星等，2003b）。

迪那构造雏形始于新近纪库车期，定型于第四纪。

库车组沉积之前，迪那地区虽然受早喜山运动的影响，但总体比较稳定，地层没有遭受剥蚀（图13）。

库车组沉
积之后，南天山造山运动加剧，东秋里塔格断裂和迪北断裂开始发育，受两条断层夹持控制的东秋里塔格构造带雏形开始形成，迪那构造的雏形也开始显现。

从更新世开始，喜山运动的造山作用达到顶点，库车前陆盆地进入构造运动最活跃的时期（Jia and Wei，2002）。

东秋里塔格大断裂、迪北断裂，以及受两条断裂夹持的
迪那2号构造迅速发展并基本定形，形成现今的构造格局。

因此，迪那2圈闭的
形成时间也是在3Ma以来，晚期快速充注是迪那2气田形成的一个重要特点，从而形成高效大气田（赵文智等，2005）。

迪那2凝析气藏的形成，受控于上第三系吉迪克组巨厚膏盐岩盖层的有效遮挡，
这套厚约1000m的致密岩层区域分布稳定，与下第三系砂岩形成良好的储盖组合；断层为油气运移提供了重要的运移通道（图13），该构造带大断裂发育，南北两
条大断裂均切穿了白垩系、侏罗系，将圈闭和烃源岩连通起来，为油气的垂向运移提供了条件，也是迪那2圈闭发生快速充注成藏的重要因素。

迪那2气田虽然成藏时间很晚，但是地层压力较高，压力系数较大（表6）。

根据迪那2井区测试中取得的静压资料和静温资料，求得迪那2井区压力梯度为
0.39MPa／100m，压力系数为1.984～2.25。

地温梯度2.224℃／100m，与塔
里木盆地克拉通区正常的地温梯度基本相当，属正常的温度系统。

从测试层压力-深度关系、温度-深度关系上可以看出，下第三系各气层组测试的压力点基本落在同一压力梯度线上，表明各气层组具有相同的压力梯度，气层之间连通性较好，可能与迪那2号圈闭南北两条沟通烃源岩的大断裂有关。

迪那2凝析
气田压力系数高达2，与前陆盆地构造挤压作用密切相关。

在库车坳陷的挤压强烈变形逆冲带区域，第三系优质区域盖层之下都存在超压。

这种超压对储层性质影响密切，储集层受到了强烈的挤压作用，致使储层裂缝较育甚至破碎。

也正是这种强烈的构造挤压作用，一方面造成岩石致密化和裂缝的形成，另一方面也是在这期的构造作用下，发生了烃类的快速充注与凝析气藏的形成，因此，超高压的形成过程中，也是储层的致密化过程和烃类的充注过程，迪那2气田储层致密与烃类充注
同步。

迪那2大型超高压凝析气田形成于2.5Ma以来，圈闭形成晚、烃类充注晚、充注速度快、效率高是其重要特点。

油气主要来自于阳霞凹陷侏罗系煤系烃源岩；该套
烃源岩在2.5Ma以来的快速埋藏使其有机质成熟度快速增高，是形成凝析油和湿气的重要阶段。

储层致密化过程与烃类充注同步，油气藏超高压的形成主要受前陆逆冲挤压作用控制。

致谢中国石油塔里木油田勘探开发研究院提供了帮助和支持；中国石油勘探开发研究院实验研究中心承担了样品的分析化验工作；胡国艺博士帮助完成了甲烷碳同位素的拟合曲线并进行了有益的指导；在此一并深表致谢！
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