黄越义，廖玉宏，陈承声，史树勇，王云鹏，彭平安
（1.中国科学院 广州地球化学研究所 有机地球化学国家重点实验室，广东 广州 510640；
2.中国科学院 深地科学卓越创新中心 广东 广州 510640；
3.中国科学院大学，北京 100049）
塔里木盆地塔北地区和顺托果勒地区的油气相态类型多样，例如沥青、稠油、正常油、轻质油、凝析油和天然气等［1-2］。这种在同一区域多种油气相态的共存为油气勘探和资源预测带来了很大困难，也使有效预测和评价油气相态类型成为当前的研究热点。
烃类的化学组成、温度和压力系统是控制油气藏相态的主要因素［3］。通常原油的初始化学组成直接受控于烃源岩沉积环境和成熟度等。原油从烃源岩中排出后，通常会向温度和压力更低的浅层运移，当围压低于原油的饱和压力时，原油逐渐释放溶解的气体，出现气、油两相分离，之后它们可能沿着不同的路径运移到不同的储层最终形成不同油气相态类型［4-5］。此外，油气藏形成后的多期次生蚀变作用也会影响到油气相态，例如，生物降解作用、热裂解作用、气侵分馏（气洗分馏）和硫酸盐热化学还原反应（TSR）等。其中，生物降解作用主要发生在浅层，当地层温度小于80 ℃时，微生物选择性消耗原油饱和烃和芳烃馏分中的低分子量组分，使得胶质和沥青等馏分相对富集，形成高密度、高黏度的稠油甚至沥青［6-9］。与生物降解作用相反，热裂解作用使得原油中重组分不断裂解为小分子化合物，从而使得原油的密度和黏度降低，形成凝析油和天然气［10-12］。Thompson［13-14］曾将单一甲烷气体注入原油中，待气液平衡后排出气相，结果显示残余的液相油明显失去了轻质组分，并据此提出了蒸发分馏的概念。蒸发分馏形成的凝析油具有高含量的轻质芳烃和环烷烃的特征［14］。Meulbroek等［15］扩展了Thompson的概念，提出流动的气相持续或周期性地侵入相对不流动的液相时，随着侵入气体量的增加，导致液相中高逸度的组分被去除，这一过程被称为气洗（气侵）。气侵作用中流动的气相携带大量的轻质组分会在浅层形成凝析油藏或气藏［15-19］。伴随大量气态烃的侵入，残余原油中的胶质和沥青质也可能发生沉淀。TSR 通常在高温条件下发生，与轻质油和凝析油的生成温度相近［20-21］，会降低原油的稳定性并影响轻烃的化学组成［22］，同时产生大量的硫化氢和二氧化碳等酸性气体。此外，油气开采过程中温压条件的变化也可能会导致相态的变化。例如，在高温高压的储层条件下为气态，采出到地面后烃流体的压力降低，溶解在气相中的轻质烃类反凝析形成液态烃，这种析出的液态烃称为凝析油。
由于油气在生成、运移、聚集、成藏和后期改造中，组分、温度和压力都在不断变化，使得油气的相态复杂多变，这也是油气相态模拟和预测的难点所在。通常，在给定温度和压力条件下，油气流体的相态可以通过相包络线来描述。包络线外为未饱和的单一相（液相或气相），而包络线内为饱和的气-液两相［3，23-24］。目前，对于油气相态的模拟和预测主要通过封闭体系/开放体系热解实验模拟原油/烃源岩热解过程中的组成变化，并结合盆地模拟开展预测［25-26］。Di Primio 等［23］通过PVT 数据分析不同成熟度下和二次运移过程中油气相态的演化。Di Primio 和Horsfield［25］通过开放体系和封闭体系热解实验，结合现代盆地建模软件模拟了生烃过程中的油气成分以及运移过程中流体的相行为，并开发了能够预测不同有机相类型的油气相行为的相态动力学模型。在此基础上，前人开展了大量的油气组分模拟和油气物理性质以及相行为的数值模拟和预测［27-33］。Chen 等［34］根据油气流体包络线并结合实际温度和压力演化史重建了中深1 井和中深5 井的油气相态演化史及其密度和黏度等物性的演化史。
塔里木盆地顺南1 井和顺南4 井位置相近且地质背景相似，但油气相态差异显著，顺南1 井为凝析气藏伴生凝析油，顺南4 井为典型干气藏。然而，目前对导致这种相态差异的原因以及顺南1 井和顺南4 井的油气相态演化过程还认识不清。本研究通过原油的黄金管封闭体系热模拟实验模拟原油裂解过程中原油化学组成的变化，利用PVTsim 软件模拟不同成熟度下油气流体全组分的相包络线，并以顺南地区的顺南1 井和顺南4 井两口典型井为例，结合一维盆地模拟获得不同时期内油气藏的温-压条件，开展了油气相态演化的数值模拟及预测，并讨论了不同时期内油气相态的动态变化。
顺南地区位于顺托果勒隆起南部，紧邻满加尔坳陷、古城墟隆起和卡塔克隆起（图1a）。顺托果勒隆起的形成与演化受塔里木盆地多期构造演化所控制。早寒武世，由于塔里木板块周缘快速拉张裂陷，海平面快速上升，顺托果勒地区沉积了玉尔吐斯组斜坡-陆棚相硅质泥页岩［35］，形成了该地区的主力烃源岩；
之后发育了下寒武统—下奥陶统蓬莱坝组以白云岩为主的碳酸盐岩，以及中-下奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组以石灰岩为主的碳酸盐岩。这套巨厚的碳酸盐岩中包含了类型多样的储集空间（溶蚀孔洞和各类裂缝），构成了该区多套储层。目前鹰山组和一间房组为顺南地区主要的目的层位。晚奥陶世沉积了巨厚的混积陆棚相桑塔木组泥岩，形成了区域性盖层。东部的满加尔坳陷发育寒武系和中-下奥陶统斜坡-盆地相烃源岩，为顺南地区提供了大规模侧向油气源。此外，顺托果勒隆起发育的多期北东向走滑断裂（图1b），具有控储、控藏和控富的特征［36-40］。
图1 塔里木盆地构造单元（a）和顺托果勒隆起构造位置及气井分布（b）［35］Fig.1 Map showing the tectonic units（a）and structural location of the Shuntuoguole uplift and gas wells（b），Tarim Basin［35］
顺南地区奥陶系油气藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏，受不同地区烃源岩热演化程度、含油气系统以及缝洞型储层非均质性控制。奥陶系油气藏类型多样，由东向西依次为：干气藏、凝析气藏、挥发性油藏和轻质油藏［35］。其中，顺南1 井和顺南4 井的油气相态存在明显差异，分别为凝析气藏和干气藏。
2.1 样品
由于顺南地区油气藏现今成熟度较高，基本都为气藏，很难找到合适的原油样品，因此选用同为海相的准噶尔盆地西北部红山嘴油田红153井的原油用于黄金管封闭体系热模拟实验。原油样品密度为0.832 9 g/cm3，50 ℃黏度为5.58 mPa·s，其饱和烃组分含量为81.2 %，芳烃组分含量为7.7 %，极性组分（胶质和沥青质）含量为11.1 %，为未遭受生物降解的正常原油。该原油样品对模拟原油热解过程中的组成变化具有代表性。此外，还收集了顺南1 井的凝析油并进行了全油色谱分析。顺南1 井凝析油为低黏度、低含硫和低含蜡的凝析油［35］。马安来等［41］和顾忆等［42］对顺南1井凝析油的基本信息有详细描述。
2.2 实验方法
2.2.1 黄金管封闭体系热模拟实验与热解产物定量分析
预先焊封黄金管一端，将适量原油样品（10～90 mg）装入黄金管中，通入氩气15 min 以排除黄金管中的空气，然后焊封黄金管的另一端，并检验黄金管的密封性。将黄金管分别放入12 个高压釜中，每个高压釜中放入两根黄金管作为平行样，一根用于测试气态产物，另一根用于收集轻烃等液态烃并定量，再将高压釜放入同一个烘箱中加热。高压釜中压力维持在50 MPa。烘箱升温程序为：以20 ℃/h 升温速率从室温加热至600 ℃，并在330 ℃到600 ℃设置12个取样温度点，每个取样温度点间隔24 ℃。在到达设定的取样温度点后，立即取出高压釜并用冷水淬火。从高压釜中取出黄金管并洗净。热模拟实验过程中温度误差小于1 ℃，压力误差小于2 MPa。采用黄越义等［43］对热解产物的分析方法，热解后通过气相色谱在线检测黄金管中的气体产物，并用外标法定量。此外，由于轻烃易挥发，在实验收集过程中容易损失，且这种损失会导致相态的模拟出现偏差［43］，因而本文采用黄越义等［43］的液氮直接冷冻的方法，在冷冻后打开另一根黄金管并加入冷的正戊烷，然后用气相色谱结合内标来定量分析液态产物。目的是尽可能减少轻烃的蒸发损失，进而获得更准确的相态模拟。
2.2.2 全油的GC-MS分析
顺南1 井凝析油全油的GC-MS 分析采用Thermo Scientific Trace GC Ultra 气相色谱仪和Thermo Scientific Trace DSQ Ⅱ质谱联用系统，色谱柱为DB-5型毛细管色谱柱（长30 m，内径0.25 mm，涂层厚度0.25 µm）。全油色谱的升温程序为：初始温度35 ℃保持10 min，然后以4 ℃/min 升至290 ℃并保持20 min。载气为氦气，流速为1.2 mL/min。质谱条件：离子源温度为260 ℃，采用电子冲击电离（EI）模式，电子束能量为70 eV。质量扫描范围m/z50～650，扫描周期为100 ms。
2.2.3 盆地模拟和PVTsim相态模拟
根据地层沉积时间、地层岩性、地层厚度、剥蚀时间及厚度、古水深和古热流等条件并结合实际的地质构造背景建立单井的埋藏史、热演化史和压力史模型［34］。此外通过与实测的地层镜质体反射率值对比来校正模型。顺南1 井和顺南4 井盆地模拟的基础数据参数来自前人的研究［41，44-50］。刘雨晨［48］认为顺南地区奥陶纪—现今的大地热流值基本在40～60 mW/m2。此外，平面上顺托果勒地区大地热流值具有自西北向东南升高的趋势，顺南—古城墟地区的热流值高于顺北地区［48，51］。
采用黄越义等［43］和Chen 等［34］对油气相态模拟的方法，根据原油的黄金管封闭体系热模拟实验中不同成熟度下气态和液态产物的定量数据，将烃类化合物划分为单一碳数组［23］，进行归一化处理，获得各碳数组的质量百分比，并输入到PVTsim 相态模拟软件中，选取Peng-Robing（PR）状态方程，模拟出不同成熟度下油气的相包络线。
3.1 热裂解过程中原油组成的变化
图2 展示了原油在不同热演化阶段的液态产物的气相色谱图。在原油热裂解过程中，高分子烃类不断转化为低分子烃类和焦沥青［10］。在EasyRo≤ 1.1 %时，液态残留物中以烷烃为主，原油裂解程度较低。当EasyRo=1.4 %时，高分子烃类的丰度显著降低，主峰碳数不断向低碳数偏移，C6—C13轻烃组分逐渐增加。EasyRo=1.7 %时，液态产物以C6—C13轻烃为主，长链烷烃基本消失。当EasyRo＞ 2.0 %时，轻烃大量裂解为更稳定的苯、甲苯以及气态烃。随热演化程度进一步加深，原油热裂解的最终产物为甲烷和焦沥青。随着成熟度的升高，C14+组分产率不断降低，C6—C13轻烃和C2—C5气态烃产率先升高后降低，甲烷气体产率逐渐升高（图3）。轻烃是原油裂解成气的重要中间产物［52］。轻烃由C14+组分裂解形成，并在更高的热演化阶段裂解形成碳数更低的C2—C5［10，52］。众所周知，烃类的化学组成、系统的温度和压力是控制油气藏相态的主要因素［3］。其中，烃类的化学组成是控制油气相态的内在因素，包括气体组分、轻烃组分（C6—C13）和长链重组分（C14+）。原油热裂解过程中这些组分的变化会反映在油气相态特征上。下文将根据原油热模拟实验流体产物的定量数据模拟原油裂解过程中的相包络线。
图2 准噶尔盆地红山嘴油田红153井原油在不同热解温度下热裂解液态产物的气相色谱Fig.2 Gas chromatograms of liquid products from crude oil cracking at various pyrolysis temperatures from well Hongg 153 in Hongshanzui oilfield，Junggar Basin
图3 准噶尔盆地红山嘴油田红153井原油在不同成熟度下热解产物的产率Fig.3 Yields of crude oil pyrolytic products at various maturities from well Hongg 153 in Hongshanzui oilfield，Junggar Basin
3.2 顺南1井和顺南4井油气地球化学特征与来源
顺南1 井凝析油的全油色谱呈现单峰型，主峰碳为nC12，轻烃组分含量高，其中富含轻芳烃和稠环芳烃［42］。顺南1 井凝析油的全油碳同位素值（δ13C）为-26.7 ‰［41］。原油的单体碳同位素也明显偏重，δ13C基本都高于-30 ‰［42］。这表明原油经历过明显的热裂解作用。原油的生标组合特征与塔河奥陶系原油相关性好，揭示其主要来自寒武系烃源岩［42］。此外，顺南1井原油中检测出高含量的硫代三金刚烷、高聚硫代金刚烷以及高聚金刚烷硫醇，表明原油经历了中等程度的热化学硫酸盐还原反应［41］。因而顺南1井原油可能遭受了热裂解和TSR的叠加作用。根据李剑等［53］新建立的判识干酪根裂解气和原油裂解气图版，顺南和古城等地区天然气属于原油裂解气（图4），其中天然气的组成数据来自王铁冠等［44］。顺南4井的天然气中未检测到丙烷，因而未标出。Zhou 等［54］也认为顺南地区的天然气为原油裂解气。王铁冠等［44］根据C1—C5的稳定碳同位素组成分布特征，认为顺南地区天然气属于典型寒武系过成熟干气。云露等［55］认为顺南地区的天然气与塔河油田东部TS1井寒武系天然气相关性较好。
图4 顺南地区天然气ln（C1/C2）和ln（C2/C3）关系Fig.4 Plot of ln（C1/C2）vs.ln（C2/C3）of natural gases in Shunnan area
3.3 顺南1 井和顺南4 井地层埋藏史、热演化史和压力史重建
基于顺南1 井和顺南4 井的地层厚度、岩性、沉积时间、剥蚀量、剥蚀时间和古热流等基础数据并结合顺南地区的构造演化特征，利用PetroMod 2016 软件建立了顺南1井和顺南4井的单井埋藏史、热演化史和压力史模型。通过地层的实测温度和镜质体反射率校准建立的模型，力求使模拟计算的地层温度和EasyRo同实测的地层温度和镜质体反射率分别拟合，以此检验重建的单井埋藏史和热演化史的可靠性。顺南1 井实测镜质体反射率采用庄新兵等［45］的数据，顺南4 井实测镜质体反射率采用王铁冠等［44］的数据。
顺南1井和顺南4井的埋藏史、热演化史和压力史相似（图5）。由于构造位置相近，顺南1井揭露的地层层序与顺南4井也相似，仅在地层厚度和构造剥蚀量上略有差异（图5a1，a2）。自奥陶纪以来，顺南地区主要经历了加里东中期、海西早期、海西晚期以及印支期构造运动的改造。晚奥陶世，随着良里塔格组的快速沉积，地层埋深快速增加，地层温度也迅速升高到140 °C（图5a1，a2），EasyRo甚至达到了1.0 %左右（图5b1，b2），地层压力接近40 MPa（图5c1，c2）。之后加里东构造运动导致顺南地区地层遭受抬升剥蚀，顺南1 井残余2 380 m 的桑塔木组，顺南4 井残余2 530 m 的桑塔木组，地层温度和压力轻微降低。石炭纪后，构造活动相对稳定，随着地层埋深逐渐加大，地层温度和压力逐渐升高，成熟度也逐渐升高（图5b1，b2）。顺南1井鹰山组现今温度约为180 °C，EasyRo达到了2.1 %左右；
顺南4井鹰山组现今温度约190 °C，EasyRo也达到了2.1 %左右。地层的温度和压力史与热流演化、岩性、埋藏史（抬升剥蚀和沉降等）等密切相关，因此，不同时期的地层温度和压力处于动态变化之中（图5c1，c2）。
图5 盆地模拟重建的顺南1井和顺南4井地层的埋藏史、热演化史和温度-压力史Fig.5 Stratigraphic burial history，thermal history，and temperature-pressure history in wells Shunnan 1 and 4 reconstructed by basin modeling
3.4 顺南1井和顺南4井奥陶系油气相态演化的模拟和预测
在给定油气藏的温度和压力条件下，通常可根据油气流体的相包络线，判识油气流体的赋存相态［3，23-24］，例如，液相、气相、气-液两相和凝析气相等。因而将不同时期的温-压条件叠合到油气流体的相包络线图中可以揭示油气流体相态的演化史［34］。本文根据原油热模拟实验中热解产物各组分的定量数据，将烃类化合物划分为单一碳数组并进行质量归一化，获得各碳数组分的质量百分数，利用PVTsim 软件模拟出不同成熟度下的油气相包络线（图6）。随着热演化程度的升高，油气流体的气油比逐渐增大，油气的露点温度逐渐降低而泡点压力（饱和压力）逐渐升高（图6），这与前人的研究相吻合［23］。在原油热裂解过程中，原油的组分逐渐变轻导致原油的平均相对分子量和密度等特征发生规律性的变化，进而影响原油热演化形成的流体相态特征。随着热演化程度的升高，热稳定性低的长链烃类不断裂解成热稳定性高的短链烃类，并最终以气态烃为主［10］。与此同时，烃流体类型由正常原油逐渐变为轻质油，凝析油，湿气，甚至干气。EasyRo在0.5 %～1.4 %阶段，高碳数组分的含量高，所以均表现出较高的露点温度，而此时气体产率还相对较小，泡点压力不高（＜5 MPa）。EasyRo在1.4 %～2.5 %阶段，原油中的高碳数组分大部分裂解成小分子烃类和固体沥青，露点温度降低，而气态烃的大量生成，导致了高的泡点压力（15 MPa左右）。
图6 根据热模拟实验推测的顺南1井（a）和顺南4井（b）中-下奥陶统鹰山组油气流体相态演化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
将原油热解过程中的相包络线与顺南1 井和顺南4 井中-下奥陶统鹰山组的温度和压力史相结合（图6），可以揭示从奥陶纪至今原油在鹰山组储层中的油气赋存相态演化过程。庄新兵等［45］认为顺南地区有效储层形成时间约为海西中晚期，并推测顺南地区原油在海西中晚期聚集成藏，经历高温热蚀变，原油组分碳同位素变重，另在喜马拉雅期受到过成熟干气充注。鲁子野等［56］根据顺南地区油气包裹体均一温度也得出相似结论，推测顺南地区共有两期油气充注，第一期发生在晚海西期—印支期，第二期发生在喜马拉雅期并以天然气充注为主。根据这些研究结果，顺南地区原油最早聚集成藏的时间为早海西期（大约409 Ma）。由于现今顺南1井和顺南4井的成熟度（Ro）约为2.1 %，因此选取热模拟实验中EasyRo为2.1 %时油气流体的相包络线。从数值模拟结果可以看出，顺南1 井和顺南4 井的温-压曲线分别在34 Ma 和49 Ma穿过凝析气相和液相的边界线（图6）。这说明顺南1井鹰山组中的油气在34 Ma 时由液相进入到凝析气相，而顺南4井鹰山组中的油气在49 Ma时由液相进入到凝析气相，两者进入凝析气相的时间存在较为明显的差异。由于从409 Ma（早海西期）至34 Ma，油藏所处的压力始终远大于相应成熟度下相包络线的泡点压力（饱和压力），因而顺南1 井鹰山组原油从聚集成藏开始到34 Ma 期间一直保持液相。中-晚奥陶世期间顺南1 井鹰山组快速沉降，地层压力迅速接近40 MPa（图5），远大于此时油气相包络线的泡点压力（＜5 MPa）；
中-晚奥陶世之后随埋深增加地层压力还在缓慢升高，因而油藏得以长时间保持液相。相似地，从409 Ma（海西期）至49 Ma期间，顺南4井鹰山组原油也一直保持液相。此外，根据温-压史和相包络线图的叠加判断顺南1 井鹰山组中的油气现今仍处在凝析气相区，与实际的凝析气藏相符。然而根据温-压史和相图的叠加判断顺南4 井现今应为凝析气藏，但实际为干气藏，推测可能后期遭受了过成熟干气的侵入。
顺南1 井原油中检测出了高含量的金刚烷［41，57］、轻芳烃及稠环芳烃，原油单体碳同位素明显偏重［42］，而且储层中存在高反射沥青［45，48］和高温盐水包裹体［45，56］，这些均说明顺南1 井原油遭受过严重的热裂解。此外，顺南1 井原油正构烷烃摩尔浓度与碳数分布呈现非常好的线性关系（图7a），指示其未受气侵、蒸发分馏或多期充注等的影响［17，42，58］。顺南1 井产出的天然气表现出原油裂解气的特征。因而，顺南1 井现今的凝析气相可能与其强烈的热蚀变有关。原油遭受强烈的热蚀变而生成的大量气态烃在现今的温压条件下呈现凝析气相。相似地，顺南4 井原油也曾遭受了强烈的热蚀变。除了埋深加大引起的热成熟度升高外，顺南4井中发现热液成因的硅质岩［59］，表明局部热液流体活动导致的热作用也会促进原油的裂解。此外，热液活动还改善了储层条件［60-61］，为气藏提供了良好储集空间。顺南地区干气藏的形成可能与喜马拉雅期遭受了过成熟干气的气侵作用相关［35，45，55］。针对顺南4 井可能遭受气侵的推测，本文利用PVTsim 软件模拟了顺南4 井遭受气侵的情况（图7b）。对成熟度为2.1 %时的油气流体组分（未遭受气侵）中注入甲烷气体，并对其余组分进行归一化。当注入的甲烷占85%质量百分比时，通过PVTsim 模拟出的相包络线（遭受气侵）与顺南4 井实际的相包络线基本相似，因此可以推测顺南4井油气藏在49 Ma之后遭受过气侵作用，并且气侵流体应以甲烷气体为主。此外，王铁冠等［44］根据顺南4 井流体包裹体均一化温度推测顺南4 井在22～10 Ma（中新世）遭受过来自寒武系烃源岩过成熟干气的充注。顺托果勒—古城地区发育多期北东向走滑断裂和裂缝，为天然气的充注提供了良好的通道［38-40，62］。因此，推测顺南4 井油气藏在49 Ma 进入凝析气相后在22～10 Ma（中新世）遭受了来自寒武系烃源岩的过成熟干气的气侵作用，气侵通道可能为顺南地区发育的多条北东向断裂，气侵强度由东向西逐渐减弱，到顺南1井时已无明显气侵作用。
图7 顺南地区气侵作用及其对流体相态的影响Fig.7 Gas invasion and its effect on hydrocarbon phase in Shunnan area
顺南—古城地区的天然气组成和碳同位素组成等地球化学资料显示该区气藏曾经遭受过气侵作用的影响。当高成熟度的干气侵入油气藏时，通常会导致天然气中的甲烷碳同位素偏重，与此同时气油比和干燥系数升高［63］。图8a 显示从古城到顺南（由东向西），随着气藏中甲烷碳同位素逐渐偏轻，气体的干燥系数也逐渐降低，表明气侵强度由东往西逐渐减弱。通常有机成因烷烃气为正碳同位素系列，即天然气中各组分的碳同位素值随碳数逐渐升高（δ13C1＜ δ13C2＜ δ13C3）。若遭受高成熟度干气（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，甚至发生甲烷和乙烷碳同位素的倒转。据此朱光有等［63］提出以碳同位素分异参数（Δδ13C2-1=δ13C2-δ13C1）来判定气侵的强度。Δδ13C2-1越高，代表气侵强度越弱。图8b显示Δδ13C2-1值由东往西逐渐升高，表明气侵强度逐渐减弱。其中古城地区的Δδ13C2-1值偏低，甚至为负（甲烷和乙烷碳同位素倒转）表明遭受了较强的气侵作用，而顺南1 井的Δδ13C2-1值较高，表明无明显气侵作用（或气侵作用较弱）。顺南4 井处在两者的过渡带。此外，李慧莉［64］等发现顺南—古城地区的构造缝方解石脉中富含烃类包裹体（例如古隆2、古隆3 和顺南1 井岩心中均有发现），他们认为该区北东向的走滑断裂带是油气运移和聚集的重要通道。焦方正［65］认为顺托果勒地区的北东向断裂在加里东晚期—海西期为主要活动期，燕山期—喜马拉雅期为再活动期。这也表明北东向断裂可作为顺南—古城地区的气侵通道。总的来说，顺南—古城地区构造缝方解石脉中的富烃类包裹体以及该区天然气组成和碳同位素分异进一步证实了该区曾遭受过气侵作用，其中古城遭受的气侵强度明显强于顺南，由东往西有逐渐减弱的趋势。
图8 顺南—古城地区天然气组成（a）和碳同位素分异（b）指示气侵方向和强弱［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］
本文将原油的黄金管封闭体系热模拟实验数据与PetroMod 软件和PVTsim 软件相结合，模拟了塔里木盆地顺南1 井和顺南4 井从早奥陶世至今的油气相态演化过程。其油气勘探意义在于：①通过模拟不同时期内油气藏相态的演化过程，为多种油气相态并存的复杂地区的油气勘探提供一些启示；
②为顺南—古城地区干气藏可能受气侵作用影响的认识提供了一些证据。
1）从早奥陶世至今，顺南1 井和顺南4 井的埋藏史、热演化史和压力史相似，顺南1 井和顺南4 井奥陶系鹰山组现今的成熟度均较高，EasyRo达到了2.1 %左右；
顺南1 井为凝析气藏，天然气较湿，属于原油裂解气，其正构烷烃摩尔浓度分布呈非常好的线性关系，指示其未受气侵、蒸发分馏或多期充注等后生改造作用；
顺南4井为典型干气藏，属于典型寒武系过成熟干气。
2）根据重建的顺南1 井和顺南4 井油气相态演化史，顺南1 井原油从409 Ma（海西期）至34 Ma 期间一直保持液相，并在34 Ma 左右进入凝析气相，直到现今仍保持凝析气相，这与其受到强烈的热裂解作用有关；
顺南4 井原油从409 Ma（海西期）至49 Ma 期间一直保持液相，并在49 Ma 左右进入凝析气相，在22～10 Ma（中新世）遭受了过成熟干气的气侵作用，气侵通道可能为顺南地区发育的多条北东向断裂，气侵强度由东向西逐渐减弱，到顺南1井时已无明显气侵作用。