天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 7: 1009 - 1021

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.014

天然气地质学

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气藏形成过程

  • 刘刚 , 1 ,
  • 李建忠 1 ,
  • 齐雪峰 1 ,
  • 朱明 2 ,
  • 袁波 2 ,
  • 庞志超 2
展开
  • 1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000

刘刚（1988-），男，陕西延安人，工程师，硕士，主要从事油气成藏综合研究.E-mail：.

收稿日期: 2021-01-07

  修回日期: 2021-02-18

  网络出版日期: 2021-07-22

收起

Reservoir formation process of the lower accumulation assemblage in the west part of the southern Junggar Basin： Case study of Well Dushan1 in the Dushanzi anticline

  • Gang LIU , 1 ,
  • Jian-zhong LI 1 ,
  • Xue-feng QI 1 ,
  • Ming ZHU 2 ,
  • Bo YUAN 2 ,
  • Zhi-chao PANG 2
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China

Received date: 2021-01-07

  Revised date: 2021-02-18

  Online published: 2021-07-22

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05046-001)

the Advanced Basic Research & Development Fund Project of PetroChina(2019D-500801)

the Major Science and Technology Project of PetroChina(kt2020-0404)

Fold

摘要

准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气资源丰富，勘探程度低，厘清成藏过程对该区油气勘探具有重要的指导意义。利用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、储集层定量荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法，结合原油和天然气的物理及地球化学特征，以及单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等成藏要素配置关系分析，系统研究了盆地南缘独山子背斜下部成藏组合的形成过程。研究表明：①独山子背斜头屯河组储集层中存在2期烃类包裹体，第一期为黄色荧光的液烃包裹体，烃类以低成熟—成熟原油为主，该期包裹体丰度低，油气充注强度较低，未形成规模油气藏；第二期为发蓝色荧光的成熟—高成熟轻质油包裹体，包裹体丰度较高。②独山1井头屯河组部分层段（6 416 m、6 493 m）储层颗粒表面吸附烃浓度较高，表明头屯河组存在油层，吸附烃以低密度轻质油为主；储集层中也可见沥青及沥青质较高的稠油，指示油气藏形成后遭受过一定程度破坏调整。③独山子背斜头屯河组油气充注最早始于古近纪早期，但油气充注量有限，并未形成规模油气藏，直至中新世时期（5~3 Ma），烃源岩生排烃强度显著增强，油气快速充注并形成油气藏，之后受到喜马拉雅构造运动的影响，油气藏遭受不同程度破坏改造，油气沿断裂向浅层溢散，早期的古油藏呈现为不同烃类饱和度的残留油层，部分层段饱和度较高（6 416.9~6 417.4 m、6 493~6 493.5 m），推测试油可获工业油流。

关键词： 成藏期次; 成藏过程; 流体包裹体; 颗粒定量荧光; 下部成藏组合; 准噶尔盆地南缘

本文引用格式

刘刚 , 李建忠 , 齐雪峰 , 朱明 , 袁波 , 庞志超 . 准噶尔盆地南缘西段下部成藏组合油气藏形成过程[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(7) : 1009 -1021 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.02.014

Abstract

The basic petroleum geological conditions of large oil & gas fields formation is favorable for the lower accumulation assemblage in the southern Junggar Basin， where the degree of exploration and research is relatively low. Thus there is great significance for oil and gas exploration to further clarify the formation process of oil and gas reservoirs. Hydrocarbon accumulation process of the lower accumulation assemblage of the Dushanzi anticline in the southern Junggar Basin was investigated using an integrated fluid inclusion， quantitative grain fluorescence， total scanning fluorescence analysis， the oil and gas characteristics in combination with well burial history simulation， hydrocarbon generation and expulsion history， structural evolution analysis and reservoir forming chronology analysis techniques in the area. The results show that： （1） There are two stages of hydrocarbon inclusions in Toutunhe Formation reservoir in Dushanzi anticline. The first stage is yellow or yellowish brown fluorescent liquid hydrocarbon inclusions， and the hydrocarbon is mainly low mature crude oil. The low abundance of inclusions in this stage indicates that the oil and gas filling intensity is low， and no large-scale oil and gas reservoir was formed. The second stage is mature to high mature light oil inclusions with blue fluorescence， and the abundance of inclusions is high， which was the key reservoir forming stage. （2） The concentration of adsorbed hydrocarbon on the surface of some reservoir particles （6 416 m， 6 493 m） in Toutunhe Formation of Well Dushan-1 is relatively high. The adsorbed hydrocarbon is mainly low-density light oil. Heavy oil with high asphaltene and asphaltene can also be seen in the reservoir. It is considered that the reservoir had been damaged and adjusted to a certain extent after formation. （3） The hydrocarbon charging of Toutunhe Formation in Dushanzi anticline started in the Early Paleogene， but the amount was limited， and no large-scale oil and gas reservoirs were formed. Until the Miocene （5-3 Ma）， the intensity of hydrocarbon generation and expulsion of source rocks was significantly enhanced， and the oil and gas were rapidly charged and formed reservoirs. The early paleo-reservoirs are residual oil layers with different hydrocarbon saturations， and some of them have high saturations （6 416.9-6 417.4 m， 6 493-6 493.5 m）. It is speculated that industrial oil flow can be obtained by oil testing.

Key words： Reservoir accumulation stage; Reservoir accumulation process; Fluid inclusions; Quantitative fluorescence; Lower accumulation assemblage; The southern Junggar Basin

0 引言

油气藏形成过程包括油气充注历史，关键成藏期次及油气藏形成后的动态调整等一系列过程［1-3］。油气成藏过程研究对油气勘探具有重要的指导意义，明确动态成藏过程，厘清关键控藏因素，可有效支撑有利区带综合评价优选，指导油气勘探部署与发现［4-5］。
准噶尔盆地南缘（下文称为“南缘”）下部成藏组合油气资源丰富，勘探程度较低［6-7］。2008年以前，南缘勘探以中上部成藏组合为主，发现一批小而肥的高效油气田，如呼图壁气田、玛河气田、独山子油田、齐古油田、卡因迪克油田等；2008年至今，开始探索下部成藏组合，先后针对大型构造圈闭钻探高泉1、独山1、西湖1、大丰1及高探1等井，其中高探1井于2019年初，白垩系清水河组测试获日产千立方米的高产油流，进一步证实南缘下部成藏组合的巨大勘探潜力［8-9］。但现阶段南缘勘探及研究程度仍相对较低，下部成藏组合尤为明显，不同区带油气成藏过程尚不明确 ［10-11］，制约了南缘油气勘探发现，因此亟需开展综合性油气成藏研究，为南缘有利区带评价优选提供有效支撑［12-13］。
本文以南缘西段独山子背斜为研究区，充分利用岩心样品及实际资料，采用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、定量颗粒荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法，结合原油和天然气的物理及地球化学特征，并综合单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等，系统研究了独山子背斜下部成藏组合油气藏形成过程，为该区油气勘探部署提供有效支撑。

1 地质背景

独山子背斜构造位置位于南缘西段四棵树凹陷（图1）。南缘包含上、中、下3套成藏组合［7］（图1），受3套区域性泥岩盖层分隔，3套成藏组合对南缘油气分布具有重要的控制作用。现阶段已发现的油气藏大都集中在中组合，下组合埋藏深度普遍大于4 500 m，勘探程度和研究程度相对较低。
图1 准噶尔盆地南缘西段研究区位置及成藏组合特征

Fig.1 The location of study area and reservoir forming assemblage characteristics in the west part of the Southern Junggar Basin

下组合成藏系统的烃源岩主要为中下侏罗统的煤系烃源岩［10，14］，包括八道湾组（J1 b）、三工河组（J1 s）和西山窑组（J2 x），以暗色泥岩、炭质泥岩和煤层为主。除此之外，南缘还普遍发育三叠系偏咸水型湖相泥岩沉积的白碱滩组（T3 b）烃源岩 ［15］。二叠系在南缘中段地区有分布，基于地震资料推测南缘西段也发育二叠系，但还需进一步证实。南缘西段的生烃中心位于四棵树凹陷，侏罗系及三叠系烃源岩分布范围广泛，烃源岩厚度大，且均已进入成熟—高成熟演化阶段［16-17］。
下组合包括4套重点储集层，分别为下白垩统清水河组（K1 q）和中上侏罗统喀拉扎组（J3 k）、齐古组（J3 q）、头屯河组（J2 t）［18-19］，其中喀拉扎组受构造运动影响，在南缘西段地区已被剥蚀尖灭，齐古组以强烈风化作用形成的褐色泥岩及粉砂质泥岩沉积为主，夹薄层砂岩，且在南缘西段亦有不同程度剥蚀。因此南缘西段独山子背斜研究区主要储集层为清水河组及头屯河组，岩性主要为中细砂岩、砂砾岩及粉砂岩。
吐谷鲁群（K1 tg）泥岩为下组合主要盖层，厚度大，区域分布稳定，在四棵树凹陷厚度可达500~1 000 m，为下组合油气保存提供有利条件［20］。此外这套泥岩盖层因晚期快速深埋普遍发育地层异常高压，地层压力系数高于1.8［21-22］，超高的异常地层压力可进一步提升泥岩封盖能力［23-25］。
总而言之，下组合成藏条件优越，优质储集层之下为侏罗系八道湾组和西山窑组烃源岩，顶部为吐谷鲁群巨厚的高压泥岩盖层，生—储—盖配置条件十分优越。此外，下侏罗统煤系地层受强烈的构造挤压作用，发育滑脱层，与滑脱层伴生的断裂及喀拉扎组侧向连续的砂体构成了良好的输导体系，为油气从烃源岩向储集层中运聚提供了有利的输导条件 ［26-27］。

2 实验方法及样品

2.1　实验方法

本文利用流体包裹体岩相观察、均一温度测试、储集层定量荧光技术、全扫描荧光分析等实验方法，结合原油和天然气的物理及地球化学特征，以及单井埋藏史模拟、生排烃史恢复、构造演化史分析等成藏要素配置关系分析，系统研究了盆地南缘独山子背斜下部成藏组合的油气藏形成过程。
流体包裹体是矿物生长过程中捕获的地层流体，形成后封存在矿物裂隙中，其记录了地质时期的古流体性质［28］。烃类流体包裹体包含油气成藏过程的丰富信息，如充注时油气的物理化学性质、古温度、古压力等 ［29］。本文详细分析了独山子背斜下组合储层流体包裹体的荧光特征、均一温度，实验在陕西省油气成藏地质学重点实验室中完成。油气成藏古流体压力分析，是基于包裹体古压力VTFLINC模拟软件，采用PVT模拟法来估算的［30-31］，是通过储层矿物生长捕获包裹体时的温度和压力间接获取油气藏形成时的古温压［32-33］。
储层定量荧光分析技术（Quantitative Fluorescence Technique）是通过定量检测颗粒表面吸附烃和颗粒内部油包裹体的荧光强度、荧光光谱特征［34-35］，包括QGF、QGF-E、QGF+TSF和iTSF等系列技术，有效识别古油藏、油水界面、储层颗粒表面烃类饱和度等［36-37］，本文储层定量荧光实验在山东省油藏地质重点实验室完成。
盆地模拟技术是基于石油地质学相关原理，采用计算机技术，定量模拟盆地形成及演化、油气的生成、运聚过程，包括沉降史模拟、热史模拟、生排烃史模拟、油气成藏模拟等技术系列［38-39］。本文研究采用IES-PetroMod盆地模拟软件，在开展单井埋藏史模拟的基础上，进行热史和生烃史模拟与分析。单井埋藏史模拟地层模型以模拟井实际地层厚度为依据，结合区域构造演化及剥蚀量研究成果设定。古地温梯度参数的设置，采用软件系统自带的全球古地温梯度模型，选择准噶尔盆地对应的地区模型。生排烃史模拟采用Kerogen油气双组分模型，成熟度演化史模拟采用Easy%R O化学动力学一级反应模型［40-42］。

2.2　实验样品

采集南缘西段独山子背斜独山1井下组合头屯河组岩心样品15件，样品深度介于 5 849~6 493 m之间，岩性均为中—细砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩。对采集的所有样品制作普通岩石薄片，开展薄片鉴定、扫描电镜观察等，观察碎屑含量和矿物特征，确定岩石类型及胶结物类型。在此基础上，选取其中油气显示较好的10块样品（表1），制作包裹体薄片，开展包裹体观察、荧光特征观察，明确烃类包裹体期次及荧光特征。从10件砂岩包裹体样品中选取包裹体发育丰度较高、类型较为全面的5块样品进行了系统的包裹体观察、包裹体大小及气液比测定、冷热台测温（表1），确定与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度，为油气充注期次及时间研究奠定基础。选取其中3块烃类包裹体丰度较高的样品（表1），结合包裹体气液比及均一温度分析数据，进行包裹体捕获古压力测定。在15件砂岩样品中，选取深度段连续的，油气显示较好的12件样品，开展储层定量荧光分析（表1），系统检测该井段各储层样品的QGF、QGF-E、TSF指标参数，进一步明确独山1井头屯河组可能的油层、古油层及相应的油水界面。
表1 独山1井样品信息及分析测试

Table 1 Sample information and experiment test of Well Dushan-1

样品编号

深度

/m

 层位 岩性 测试项目 样品编号

深度

/m

 层位 岩性 测试项目
1 5 849.4 J2 t 褐灰色泥质粉砂岩 定量荧光 9 6 491.5 J2 t 灰色粉细砂岩 包裹体、均一温度、古压力恢复
2 6 412.2 J2 t 浅灰色粉细砂岩

包裹体、均一温度

定量荧光、古压力恢复

 10 6 491.7 J2 t 灰色粉细砂岩 包裹体、均一温度、定量荧光
3 6 413.8 J2 t 浅灰色粉细砂岩

包裹体、均一温度

定量荧光、古压力恢复

 11 6 491.9 J2 t 灰色粉细砂岩 定量荧光
4 6 415.1 J2 t 浅灰色粉细砂岩 包裹体 12 6 492.1 J2 t 灰色粉细砂岩

包裹体

定量荧光

5 6 416.9 J2 t 浅灰色粉细砂岩 包裹体、定量荧光 13 6 492.5 J2 t 灰色粉细砂岩 定量荧光
6 6 417.4 J2 t 浅灰色粉细砂岩 定量荧光 14 6 493 J2 t 灰色粉细砂岩

包裹体

定量荧光

7 6 418.9 J2 t 浅灰色粉细砂岩

包裹体、均一温度

定量荧光

 15 6 493.5 J2 t 灰色粉细砂岩 定量荧光
8 6 491.2 J2 t 灰色粉细砂岩 包裹体、定量荧光
采用IES-PetroMod一维模拟，完成独山子背斜独山1井单井埋藏史模拟，综合包裹体均一温度分析数据，明确独山1井油气成藏期次及成藏时间。选取独山子背斜东部凹陷部位作为模拟井点，综合地震层位解释方案及侏罗系烃源岩指标参数，完成南缘西段独山子背斜地区模拟井点油气生排烃史模拟，在此基础上结合构造演化史，分析南缘西段独山子背斜下部成藏组合油气成藏过程。

3 实验结果

3.1　流体包裹体岩相学特征

独山1井中侏罗统头屯河组储集层经历早期浅埋，晚期（新近纪中新世以来）快速深埋的过程，先后共经历4个阶段成岩演化过程。第一阶段为同生成岩阶段，头屯河组初始沉积颗粒中岩屑及长石含量较高，岩屑含量普遍高于45%，长石含量高于30%，石英含量约为20%~25%，主要为细中粒长石岩屑砂岩，颗粒呈次圆—次棱角状。第二阶段是早白垩世早期之前的浅埋藏弱成岩阶段，主要为埋藏压实减孔，颗粒普遍呈点接触，以原生孔隙为主，属于早成岩阶段A期。第三阶段始于早白垩世，至古近纪始新世，埋藏深度呈现缓慢增加趋势，孔隙内出现方解石、硬石膏连晶胶结，该时期侏罗系烃源岩逐渐进入生油窗，生成有机酸，方沸石、长石开始溶蚀，产生次生孔隙，该阶段属于早成岩阶段B期。第四阶段为古近纪始新世至新近纪，地层快速深埋，颗粒逐渐呈现点—线状接触，并且颗粒发育破碎缝，中性—弱酸性成岩环境下长石部分溶蚀，次生孔隙发育，属于中成岩阶段A期，该时期伴随喜马拉雅构造运动的强烈挤压，使得压实程度进一步增强，孔隙度亦进一步减小。
经历4个阶段成岩作用过程使得独山1井头屯河组储集层整体较为致密，局部发育裂缝及微裂隙，孔隙类型主要为剩余原生粒间孔，此外还有少量粒内溶孔及未充填的裂缝孔隙［图2（a），图2（e）］。烃类包裹体的丰度整体较低，以单一液相和固液两相包裹体为主，紫外光照射下，烃类包裹体荧光特征呈现2类特征，分别是发黄色、黄绿色荧光的中质油包裹体，以及发蓝色荧光的轻质油包裹体［图2（c），图2（g），图2（k）］。黄色烃类包裹体的荧光光谱峰值介于545~580 nm之间，蓝色烃类包裹体的荧光光谱峰值介于500~525 nm之间［图2（d），图2（h），图2（l）］。2类烃类包裹体主要赋存在石英颗粒的裂隙中，石英颗粒的次生加大边中也有少量分布［图2（b），图2（f），图2（j）］。
图2 独山1井岩石薄片及油气包裹体显微照片

（a）独山1井，J2 t，6 491 m，储集层铸体薄片，单偏光；（b）独山1井，J2 t，6 413.8 m，石英颗粒裂纹中单一液相油包裹体，单偏光；（c）独山1井，J2 t，6 413.8 m，石英颗粒裂纹中蓝色荧光单一液相油包裹体，荧光；（d）独山1井，J2 t，6 413.8 m，蓝色单一油相包裹体荧光光谱谱图；（e）独山1井，J2 t，6 492 m，储集层铸体薄片，未充填裂缝，单偏光；（f）独山1井，J2 t，6 415.1 m，穿石英颗粒裂纹中固液两相油包裹体，单偏光；（g）独山1井，J2 t，6 415.1 m，穿石英颗粒裂纹中发黄色荧光固液两相油包裹体，荧光；（h）独山1井，J2 t，6 415.1 m，黄色固液两相包裹体荧光光谱谱图；（i）独山1井，J2 t，6 492.1 m，储集层薄片，颗粒间和粒内溶孔中残留的褐色至黑色重质油和沥青质，单偏光；（j）独山1井，J2 t，6 491.2m，石英颗粒内裂纹中固液两相的油包裹体，单偏光；（k）独山1井，J2 t，6 491.2 m，石英颗粒内裂纹中发黄色荧光固液两相的油包裹体，荧光；（l）独山1井，J2 t，6 491.2 m，黄色固液两相包裹体荧光光谱谱图

Fig.2 Photomicrograph of hydrocarbon inclusions and rock thin section of Well Dushan-1

3.2　流体包裹体均一温度特征

在流体包裹体岩相学观察的基础上，选取与烃类包裹体同期的盐水包裹体及其他部分胶结物中盐水包裹体进行包裹体均一温度测定，测定结果如图3所示。与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度介于120~140 ℃之间，以不同样品为独立单元，对同期的多个包裹体测温数据做统计学分析，计算平均值、中位值及25%、75%位处数据值，可知与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度平均值介于127~133 ℃之间，中位值介于128~132 ℃之间。未能观察到烃类包裹体的其他样品胶结物盐水包裹体均一温度介于98~118 ℃之间，平均值介于99~115 ℃之间，中位值介于98~116 ℃之间。
图3 独山1井头屯河组储集层流体包裹体均一温度

Fig.3 Homogeneous temperature of fluid inclusions in the Toutunhe Formation， Well Dushan-1

3.3　储集层定量荧光特征

独山1井头屯河组储集层定量荧光测试结果表明，QGF指数分布在1.54~2.26之间（表2），远低于古油藏的判别门槛值4，显示独山1井头屯河组储集层样品中油包裹体的丰度较低，这个结果与镜下流体包裹体岩相学观察结果一致。QGF强度λ max大都处于350~360 nm之间，个别样品点最大为379 nm，指示样品中的包裹体为油包裹体特征，并且油质偏轻。QGF-E光谱代表储层颗粒表面吸附烃的荧光特征，该井QGF-E强度介于26.66~949.29之间，差异较大，说明头屯河组储集层不同位置含油饱和度有明显差异，强度越大含油饱和度越高，光谱峰值范围窄，介于358~372 nm之间，指示为成熟度较高的凝析油或轻质油。TSFmax光谱最大强度大都介于110~300之间，个别样品高达1 032.39，反映头屯河组颗粒表面吸附2类成熟度差别较大的原油，一类应为高API的轻质油或凝析油，另一类为低API的正常原油或稠油。该井TSF R 1参数介于2~4.3之间。前人研究表明TSF R 1参数越大，原油成熟度越低，原油密度越大。
表2 独山1井头屯河组储集层定量荧光测试数据

Table 2 Sample information and experiment results of quantitative fluorescence analysis in the Toutunhe Formation of Well Dushan-1

样品编号 层位 埋深/m QGF Index QGF λmax/nm QGF-E/pc QGF-E λmax/nm TSFmax Exλmax/nm Emλmax/nm R 1
1 J3 q 5 849.4 1.89 354 26.66 358 34.22 235.93 345.93 0.97
2 J2 t 6 412.2 1.87 354 43.57 369 47.95 262.03 367.03 1.98
5 J2 t 6 416.9 1.80 353 341.98 369 390.27 264.06 369.06 4.31
6 J2 t 6 417.4 2.02 360 109.03 367 119.95 262.03 367.03 3.26
7 J2 t 6 418.92 1.90 354 106.39 372 145.47 264.06 369.06 2.47
8 J2 t 6 491.2 1.86 355 129.75 368 145.47 264.06 369.06 2.47
10 J2 t 6 491.7 2.07 352 142.22 372 158.17 262.03 367.03 3.39
11 J2 t 6 491.9 2.16 355 237.08 369 262.27 262.03 367.03 3.07
12 J2 t 6 492.1 2.03 356 269.25 369 294.26 262.03 367.03 3.06
13 J2 t 6 492.5 2.26 379 218.54 370 237.39 262.03 367.03 3.11
14 J2 t 6 493 1.54 349 949.29 368 1 032.39 262.03 367.03 3.67
15 J2 t 6 493.5 1.92 363 234.46 369 257.74 262.03 367.03 3.03

3.4　包裹体古压力恢复

选取油包裹体较为发育的样品3和样品9，开展包裹体最小捕获压力恢复。首先采用莱卡激光共聚焦显微镜对样品油包裹体进行观察计算，测试其气液比、均一温度及同期盐水包裹体均一温度等相关参数（表3）。然后利用VTflinc 古压力模拟软件，将各期油包裹体及其伴生盐水包裹体均一温度“成对数据”、油包裹体的气液比和油包裹体的成分等参数输入软件，即可得到各期油包裹体的最小捕获压力和热动力学P—T相图（图4）。软件流体包裹体组分模块初始成分采用的原油样品成分分析结果（表4），代表头屯河组油层原油的组成。
表3 独山1井头屯河组油包裹体参数

Table 3 Table of oil inclusion parameters in the Toutunhe Formation of Well Dushan-1

样品编号 深度/m 层位 大小/μm （气/液比）/% 油包裹体均一温度/℃ 同期盐水包裹体均一温度/℃
3 6 413.8 J2 t 12 11 83.1 120.8
9 6 491.5 4 7 86.5 128.7
9 8 89.3 131.5
图4 独山1井头屯河组储集层流体包裹体古压力模拟结果及P—T相图

Fig.4 The PVT simulation results and P-T diagram of fluid inclusions in the Toutunhe Formation of Well Dushan-1

表4 独山1井古压力模拟中原油样品成分组成

Table 4 Table of composition of crude oil sample in simulation of Well Dushan-1

组分 N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5
摩尔组成百分比/% 1.91 0.91 74.81 12.61 5.89 1.34 1.42 0.34
组分 n-C5 C6 C7 C8 C9 C10 C11 --
摩尔组成百分比/% 0.32 0.28 0.14 0.03 0 0 0
模拟结果显示独山1井头屯河组样品3第二期盐水包裹体均一温度为120.8 ℃，同期油包裹体均一温度为83.1 ℃，最小捕获压力为30.6 MPa（图4）。样品9盐水包裹体均一温度为128.7 ℃，同期油包裹体均一温度为89.3 ℃，最小捕获压力为29.3 MPa（图4）。

3.5　单井埋藏史、生排烃史模拟

利用IES-PetroMod盆地模拟软件对独山子背斜独山1井进行单井埋藏史模拟。以独山1井钻遇地层划分方案为基础，结合研究区二维地震资料对下侏罗统未钻至的地层厚度进行预测，建立模拟所采用的地质模型。模拟层系从下至上包括侏罗系—第四系的所有地层，地层年代采用国际标准地层年龄。地质模型的岩性、泥质含量及有机质含量等参数设定是基于研究区多井综合统计的结果。模拟经历的沉积、抬升、剥蚀等地质事件，以及地层剥蚀量是参考前人研究成果［43-45］；模拟的古水深设置采用软件模拟参数，未做调整，主要由于研究区关于古水深的研究相对较少。沉积界面温度参数的设置是利用软件提供的全球统一的沉积界面温度—时间模板（SWIT），结合独山子背斜研究区现今的区域地理位置，选取最终温度参数。古热流参数的设置对热史和生排烃史模拟结果的准确性尤为重要，该区热流参数的设置是依据现今实测大地热流值和前人古热流研究成果综合设定［46］，模拟结果见图5。
图5 独山1井单井埋藏史模拟结果

Fig.5 The simulation result of burial history of Well Dushan-1

独山1井模拟结果显示，独山子背斜自侏罗纪共经历2期抬升、2期快速深埋，抬升剥蚀发生于中侏罗世、晚侏罗世，其中晚侏罗世更为强烈，导致该区上侏罗统遭受强烈剥蚀。快速深埋发生于早白垩世中期、新近纪中新世，其中中新世埋深更为迅速，2期快速深埋对烃源岩成熟及生排烃影响巨大。
烃源岩生排烃史模拟利用Sweeney等建立的Easy%R O化学动力学一级反应模型计算模拟烃源岩层的R O演化史，模拟采用软件提供的Kerogen油气双组分模型，其特点是随着干酪根类型的变好，生烃潜力越大，大量生烃的活化能越低，生油的比例越高。基于前人研究证实侏罗系烃源岩是该区下组合的主力烃源［10，14］，选取中下侏罗统煤系烃源岩为模拟样品，干酪根类型、有机质含量等参数是结合该区临井及露头同层系样品现今实测值而设定，模拟结果见图5。
侏罗系烃源岩主要包括下侏罗统八道湾组烃源岩及中侏罗统西山窑组烃源岩。晚白垩纪—古近纪早期，八道湾组烃源岩进入生油门限，古近纪中晚期达到生烃高峰，一直持续至新近纪。西山窑组烃源岩在新近纪沙湾组及塔西河组沉积期达到生排烃高峰期。二叠系烃源岩生排烃始于晚侏罗纪，至白垩纪中晚期达到生烃高峰期。

4 油气成藏期次及过程

从包裹体岩相学观察分析可知，独山子背斜下部成藏组合头屯河组经历2期油气充注，分别对应发黄绿色荧光及蓝色荧光的油包裹体（表5），从烃类包裹体颜色看，黄绿色荧光包裹体应为中质油或正常原油充注后被捕获，蓝色荧光包裹体为轻质且成熟度较高的原油响应特征。2期不同类型油包裹体中，又以蓝色荧光包裹体的丰度略高，推测其充注强度也高于黄绿色油包裹体被捕获时期的油气充注强度。
表5 独山1井头屯河组两期油包裹体参数

Table 5 Parameter table of oil inclusion in two phases in the Toutunhe Formation of Well Dushan-1

油包裹体期次 荧光特征

丰度

特征

 伴生盐水包裹体均一温度/℃ TSF R 1 捕获压力/MPa
第一期

黄色、

黄绿色

 较少 无实测数据 2~3 无实测数据
第二期 蓝色 较丰富 127~133 <2 29.3~30.6
包裹体均一温度方面，第二期油包裹体同期的盐水包裹体均一温度集中在120~140 ℃之间，均值介于127~133 ℃之间，将均一温度与独山1井单井埋藏史（图5）结合，可知对应的这期成藏时期为新近纪中晚期（5~3 Ma）。第一期油包裹体丰度较低，镜下未能找到相应的盐水包裹体，因而未能测得其均一温度数据。但综合烃源岩生烃演化及构造演化史等成藏要素配置关系分析可知，第一期油包裹体形成时期应在古近纪早中期。
前人研究表明，南缘西段下部成藏组合主要的油气源是侏罗系煤系烃源岩［10，14］，下侏罗统烃源岩生排烃高峰期为古近纪中晚期至新近纪时期，中侏罗统烃源岩自新近纪逐渐达到生排烃高峰（图5），这与第二期油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度捕获时期相一致。下侏罗统烃源岩的生排烃高峰期应是第一期油包裹体的形成时期，也就是古近纪早中期。此外从构造演化分析亦可知，独山子背斜自燕山期以来就已经形成［47］，该井中上侏罗统遭受严重剥蚀而缺失喀拉扎组、齐古组亦能进一步证实，同时该构造在喜马拉雅构造运动期持续发育，属于继承性构造，因此综合分析认为古近纪早中期，独山子背斜是有利的油气运移指向区，该时期下组合应存在一期油气充注，但充注强度和充注油气量有限。
流体包裹体古压力PVTx模拟证实，第二期油包裹体被捕获时的压力介于29.3~30.6 MPa之间，压力系数在0.93~1.01之间，古流体压力显示为常压系统，初步推断独山子背斜下部成藏组合异常超高压系统的形成晚于第二期油气充注时期，与新近纪快速深埋及喜马拉雅构造运动侧向挤压密切相关［48-50］。第一期油包裹体缺乏伴生盐水包裹体的均一温度数据，无法进行古压力恢复，但从埋藏史恢复结果分析，该时期古流体压力系统应为正常地层压力。
储集层颗粒定量荧光分析与包裹体岩相学及成藏期次分析结论一致，独山1井头屯河组QGF参数普遍较低，均低于4，表明储集层中油包裹体丰度较低，但QGF-E参数相对较高，证实是快速充注成藏的结果，储集层颗粒表明吸附烃含量较高，QGF-E的光谱是典型油的光谱（谱峰在370 nm左右），指示有残留油存在（图6）。QGF-E光谱λ max谱峰特征分析显示，原油的特征是轻质的，应是晚期充注原油。综合测井电阻率曲线特征及储集层薄片岩相学分析，认为独山1井头屯河组6 416.9~6 417.4 m为油层（图6），6 417.4~6 418.92 m QGF-E参数值明显降低，推测可能是古油藏被破坏后的残留油层。6 491.2 m~6 493 m储集层发育沥青，是古油藏遭受破坏后残留的油层，6 493~6 493.5 m为油层，QGF-E参数值急剧升高（图6）。
图6 独山1井头屯河组储集层颗粒荧光剖面

Fig.6 Quantitative fluorescence integrated profile of J2 t reservoir sandstone samples in Well Dushan 1

独山1井头屯河组残留油层中存在3类原油，TSF R 1参数具有明显的响应特征，第一类是TSF R 1值介于2~3之间，第二类原油TSF R 1值低于2，第三类原油TSF R 1>3。按照前文述及的TSF相关参数地质意义分析，表明这是不同特征原油的响应，结合包裹体岩相学观察分析，第一类原油为第一期充注的正常成熟度的原油（TSF R 1值介于2~3之间），对应于第一期的黄绿色荧光的油包裹体。第二类原油为晚期较高成熟度的轻质原油（TSF R 1<2），对应于第二期的蓝色荧光油包裹体。第三类原油为重质油，为古油藏遭受破坏形成的沥青质含量高的重质油或稠油（TSF R 1>3）。
综合构造演化及成藏要素时空配置关系分析，明确了准噶尔盆地南缘西段独山子背斜下组合头屯河组油气藏形成过程。独山1井头屯河组储集层存在2期油气充注，最早油气充注始于古近纪早中期，但该时期下侏罗统烃源岩进入生油门限，生排烃量有限，因而背斜圈闭中油气充注强度也有限，并未形成规模油气藏，该期储集层中捕获的烃类包裹体也十分有限。新近纪中新世（5~3 Ma），中侏罗统优质烃源岩进入生烃高峰期，同时下侏罗统烃源岩也进入成熟—过成熟期，生成的大量油气快速向背斜圈闭下组合储集层中充注成藏，该时期是独山子背斜下部成藏组合的关键成藏期，由于快速充注成藏，使得储集层中同样未大量捕获油气形成烃类包裹体。油气藏形成后，独山子背斜受喜马拉雅构造运动的影响，部分油气藏被断裂破坏，油气沿断裂向浅层溢散，仅保留部分油层（6 416.9~6 417.4 m、6 493~6 493.5 m），古油藏变为残留油层，具有一定含油饱和度，储集层中发育沥青（图7）。
图7 独山1井头屯河组油气藏形成模式

Fig.7 Reservoir formation model of Toutunhe Formation in Well Dushan 1

5 结论

（1）准噶尔盆地南缘西段独山子背斜下部成藏组合头屯河组储集层中烃类包裹体丰度整体较低，发育2种类型油气包裹体，分别为黄绿色荧光的中质油包裹体、蓝色荧光的轻质油包裹体，此外储集层中发育沥青，荧光特征为深褐色。蓝色荧光油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度介于120~140 ℃之间，均值介于127~133 ℃之间。
（2）独山子背斜自燕山期开始为继承性背斜构造，共经历2期抬升、2期快速深埋，抬升剥蚀发生于中、晚侏罗世，其中晚侏罗世更为强烈，导致该区上侏罗统遭受强烈剥蚀。快速深埋发生于早白垩世中期、新近纪中新世，其中中新世埋深更为迅速，2期快速深埋对烃源岩成熟及生排烃影响巨大。
（3）独山1井头屯河组储集层颗粒定量荧光QGF低，显示油气包裹体丰度较低；QGF-E检测的荧光强度普遍介于100~950之间，表明不同位置残留烃浓度有差异，综合测井响应特征分析认为，头屯河组6 416 m、6 493 m发育残留油层。
（4）独山子背斜下组合经历了晚期快速充注成藏和后期调整破坏的成藏过程：古近纪早中期，八道湾组低熟油气充注进入储集层，但充注量有限，该时期捕获的烃类包裹体较少；中新世（5~3 Ma），中下侏罗统烃源岩进入成熟—高成熟阶段，生成的大量轻质油快速向储集层充注成藏，是下组合的关键成藏期，之后受喜马拉雅构造运动影响，油气藏遭受不同程度破坏调整，储集层中可见油藏破坏后形成沥青。

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