塔里木盆地深层奥陶系走滑断裂区与非走滑断裂区储层流体超压演化差异特征与成藏机制

doi:10.11743/ogg20250315

石油与天然气地质 ›› 2025, Vol. 46 ›› Issue (3): 926-943.doi: 10.11743/ogg20250315

塔里木盆地深层奥陶系走滑断裂区与非走滑断裂区储层流体超压演化差异特征与成藏机制

薛一帆¹(), 赵海涛², 黄亚浩¹(), 文志刚¹, 刘宇坤¹, 张银涛², 乔占峰³, 罗涛⁴

^1.长江大学油气地球化学与环境湖北省重点实验室，湖北武汉 430100
^2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000
^3.中国石油天然气股份有限公司杭州地质研究院，浙江杭州 310023
^4.中国地质大学（武汉）构造与油气资源教育部重点实验室，湖北武汉 430074

收稿日期:2024-08-29 修回日期:2025-03-06 出版日期:2025-06-30 发布日期:2025-06-26
通讯作者: 黄亚浩 E-mail:xyf257248@163.com;hyhtr08916@163.com
第一作者简介:薛一帆（2003—），男，硕士研究生，深层油气成藏机理。E-mail：xyf257248@163.com
基金项目:
国家自然科学基金项目(42302154);湖北省自然科学基金青年A类项目(2025AFA106)

Differential fluid overpressure evolution and hydrocarbon accumulation mechanisms of deep Ordovician reservoirs in areas with and without strike-slip faults， Tarim Basin

Yifan XUE¹(), Haitao ZHAO², Yahao HUANG¹(), Zhigang WEN¹, Yukun LIU¹, Yintao ZHANG², Zhanfeng QIAO³, Tao LUO⁴

^1.Hubei Key Laboratory of Petroleum Geochemistry and Environment，Yangtze University，Wuhan，Hubei 430100，China
^2.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China
^3.Hangzhou Research Institute of Geology，PetroChina，Hangzhou，Zhejiang 310023，China
^4.Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources Ministry of Education，China University of Geosciences （Wuhan），Wuhan，Hubei 430074，China

Received:2024-08-29 Revised:2025-03-06 Online:2025-06-30 Published:2025-06-26
Contact: Yahao HUANG E-mail:xyf257248@163.com;hyhtr08916@163.com

摘要/Abstract

摘要：

塔里木盆地深层奥陶系走滑断裂区与非走滑断裂区储层流体压力演化特征存在显著差异，目前勘探开发实践表明非断裂区具有较好的深层油气勘探开发潜力，但对该区域油气成藏和超压演化过程缺乏系统研究。基于测井响应数据和储层发育特征，运用流体包裹体古压力恢复和方解石U-Pb同位素定年，对比分析了富满油田断裂区和非断裂区油气成藏及超压演化过程。研究结果表明：①塔里木盆地非断裂区可以划分为“常压-弱超压-强超压”3个关键压力演化阶段。断裂区可以划分为“常压-弱超压-常压”3个关键压力演化阶段。②断裂区和非断裂区储层都在加里东中、晚期由于一期油气充注发育弱超压，随后断裂区碳酸盐岩储层在构造破碎作用和沿断裂输导的流体溶蚀的共同作用下，扩容形成大量孔洞和裂缝，连通的储集体使超压在沟通的断裂体系内再分配，地层压力逐渐降至正常状态。③非断裂区由于燕山早期深部油裂解气通过断裂-不整合面侧向运移至奥陶系储层，与构造挤压活动共同作用使得地层压力迅速提高至强超压，并一直延续至今。④塔里木盆地非断裂区经历了“早期成油、晚期气侵、侧向调整”的成藏演化过程。

关键词: 流体包裹体, 超压演化, U-Pb同位素定年, 断控型油气成藏, 储层流体, 奥陶系, 塔里木盆地

Abstract:

The deep Ordovician reservoirs in areas with and without strike-slip faults in the Tarim Basin exhibit significant difference in fluid pressure evolution characteristics. Existing exploration practices have shown areas without strike-slip faults hold significant potential for deep hydrocarbon exploration and exploitation. However， there is a lack of systematic studies on the hydrocarbon accumulation and overpressure evolution processes in these areas. In this study， we examine these processes in areas with and without strike-slip faults within the Fuman oilfield based on log data， reservoir characteristics， paleo-pressure reconstruction from fluid inclusions， and the calcite U-Pb isotopic dating. The results are as follows. First， the areas without strike-slip faults in the Tarim Basin underwent three critical pressure evolution stages， namely normal pressure， weak overpressure， and strong overpressure in sequence. On the other hand， the areas with strike-slip faults in the basin also experienced three critical pressure evolution stages： normal pressure， weak overpressure， and normal pressure in sequence. Second， during the Middle-to-Late Caledonian， crude oil charging occurred for reservoirs in these areas， resulting in weak overpressure. In the late stage， numerous pores and fractures are formed in carbonate reservoirs in these areas under tectonic fracturing combined with the dissolution of fluids migrating along faults. The interconnected reservoirs facilitate the redistribution of overpressure within the connected fault systems. As a result， the formation pressure in these areas was gradually reduced to be normal. Third， in the areas without strike-slip faults， the formation pressure increased rapidly to strong overpressure during the Early Yanshanian due to two factors： the lateral migration of deep gas from oil cracking to the Ordovician reservoirs along faults and unconformities and the tectonic compression. The overpressure has been maintained up to now. Fourth， hydrocarbon accumulation in the areas without strike-slip faults followed a sequence characterized by early-stage oil generation， late-stage gas invasion， and lateral adjustment.

Key words: fluid inclusion, overpressure evolution, U-Pb isotopic dating, fault-controlled hydrocarbon accumulation, formation fluid, Ordovician, Tarim Basin

中图分类号:

TE122.2

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区域	井号	主干断裂带	距主干断裂带距离^a/km	压力系数^b
非断裂区	GL2	F_I10	20.2	1.68
	FY104	F_I9	6.3	1.89
	HD23	F_I13	4.2	2.01
	YM9	F_I7	3.1	1.62
	YK101	F_I14	3.2	1.26
	YK1	F_I14	5.8	1.45
	YM8	F_I9	3.4	1.31
断裂区	YM5	F_I7	0	1.09
	FY101	F_I9	0	1.09
	HD251	F_I12	0	1.07
	HD201-H6	F_I15	0	1.08
	GL301H	F_I5	0	1.07
	GL305H	F_I5	0	1.01
	FY202	F_I11	0	1.14
	MS1-H1	F_I17	0	1.16
	MS1	F_I17	0	1.11

井号	荧光颜色	油包裹体均一温度/℃	气/液比/%	伴生盐水包裹体均一温度/℃	捕获压力/MPa	捕获深度/m	压力系数
YM5	绿色	56.4	9.1	72.4	31.5	2 635	1.21
YM5	绿色	58.2	6.4	75.1	33.6	2 587	1.29
YM5	绿色	56.1	8.9	74.3	34.5	2 618	1.33
YM5	绿色	57.2	12.3	74.9	33.3	2 665	1.28
YM5	绿色	55.4	4.9	72.8	33.3	2 579	1.28
YM5	蓝白色	78.2	7.5	98.4	32.5	3 146	1.05
YM5	蓝白色	76.5	8.2	97.6	34.0	3 123	1.10
YM5	蓝白色	77.4	9.6	102.5	36.8	3 531	1.05
YM5	蓝白色	79.3	5.8	98.3	32.7	3 125	1.06
YM5	蓝白色	76.8	5.9	104.5	37.3	3 542	1.07
YM5	蓝白色	74.8	6.4	97.1	32.8	3 127	1.06
FY102	绿色	62.4	8.8	84.9	37.0	3 025	1.23
FY102	绿色	64.4	9.4	82.8	38.7	3 018	1.29
FY102	绿色	63.3	9.6	83.4	38.6	2 990	1.29
FY102	绿色	66.9	5.7	85.6	40.1	2 986	1.34
FY102	绿色	64.8	12.5	87.1	39.4	3 008	1.31
FY102	蓝白色	75.9	10.5	98.3	34.4	3 153	1.11
FY102	蓝白色	76.4	9.7	99.8	34.3	3 068	1.10
FY102	蓝白色	76.3	6.4	103.6	37.5	3 128	1.16
FY102	蓝白色	75.9	7.5	104.9	38.0	3 072	1.09
GL2	绿色	86.4	6.8	96.8	42.4	3 523	1.21
GL2	绿色	85.2	8.4	106.4	41.3	3 525	1.18
GL2	绿色	87.2	7.5	108.7	42.5	3 448	1.25
GL2	绿色	87.1	10.1	113.5	42.2	3 459	1.24

甲烷伸缩振动峰拉曼位移/cm^-1	气包裹体密度/（g/cm³）	伴生盐水包裹体均一温度/℃	捕获压力/MPa	压力系数
2 911.03	0.268 4	133.5	86.79	1.74
2 911.02	0.268 9	133.5	87.14	1.74
2 911.01	0.269 4	133.5	87.50	1.75
2 911.03	0.268 4	133.5	86.79	1.74
2 911.05	0.267 4	133.8	86.18	1.72
2 911.05	0.267 4	133.8	86.18	1.72
2 911.12	0.264 0	133.8	83.75	1.68
2 911.05	0.267 4	133.8	86.18	1.72
2 911.06	0.267 0	133.8	85.83	1.72
2 911.09	0.265 5	135.6	85.40	1.71
2 911.10	0.265 0	135.6	85.06	1.70
2 911.08	0.266 0	135.6	85.75	1.72
2 911.08	0.266 0	135.6	85.75	1.72
2 911.07	0.266 5	135.6	86.10	1.72

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塔里木盆地深层奥陶系走滑断裂区与非走滑断裂区储层流体超压演化差异特征与成藏机制

Differential fluid overpressure evolution and hydrocarbon accumulation mechanisms of deep Ordovician reservoirs in areas with and without strike-slip faults， Tarim Basin

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