天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 1: 24 - 35

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.07.007

天然气地质学

塔里木盆地乌什—温宿地区油源对比与成藏演化

  • 张慧芳 , 1 ,
  • 王祥 1 ,
  • 张科 1 ,
  • 史超群 1 ,
  • 凡闪 1 ,
  • 娄洪 1 ,
  • 王晓雪 1 ,
  • 李刚 2
展开
  • 1. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000
  • 2. 中国石油塔里木油田公司资源勘查处，新疆 库尔勒 841000

张慧芳（1989-），女，湖北咸宁人，工程师，硕士，主要从事油气成藏研究.E-mail：.

收稿日期: 2021-04-24

  修回日期: 2021-06-15

  网络出版日期: 2022-01-26

收起

Oil-source correlation and accumulation evolution in Wushi-Wensu area of Tarim Basin

  • Huifang ZHANG , 1 ,
  • Xiang WANG 1 ,
  • Ke ZHANG 1 ,
  • Chaoqun SHI 1 ,
  • Shan FAN 1 ,
  • Hong LOU 1 ,
  • Xiaoxue WANG 1 ,
  • Gang LI 2
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China
  • 2. Resources Survey Office，PetroChina Tarim Oilfield Company，Kolar 841000，China

Received date: 2021-04-24

  Revised date: 2021-06-15

  Online published: 2022-01-26

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05001-001)

Fold

本文亮点

塔里木盆地乌什—温宿地区具有良好的勘探前景，然而该区油源认识及成藏演化多年来一直存在争议，制约着该区区带评价和有利目标优选。通过生物标志化合物和碳同位素等参数精细对比，明确研究区油砂抽提物及少部分原油与三叠系黄山街组烃源岩具有良好亲缘关系；大部分原油表现出三叠系和侏罗系烃源岩混源特征，全油碳同位素特征反映其以三叠系来源为主。烃源岩评价及热演化程度与油气成熟度的对比表明，凹陷内烃源岩发育差，现今处于低成熟演化阶段，而该区油气均为成熟油气，故凹陷内烃源岩对该区油气生成并无贡献；凹陷周缘的阿瓦特地区烃源岩发育较好，现今处于成熟—过成熟演化阶段，研究区油气应是从阿瓦特地区远源运聚成藏。综合烃源岩埋藏史、流体包裹体、单井热演化史以及区域构造演化分析表明，乌参1凝析气藏、神木1油藏晚中新世—早上新世形成早期油藏，上新世晚期乌参1凝析气藏受大量天然气充注改造为现今凝析气藏，而神木1油藏因构造差异未受天然气改造，依然保持为油藏。温宿凸起因封盖条件较差，油藏遭受严重生物降解，形成稠油油藏。

本文引用格式

张慧芳 , 王祥 , 张科 , 史超群 , 凡闪 , 娄洪 , 王晓雪 , 李刚 . 塔里木盆地乌什—温宿地区油源对比与成藏演化[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(1) : 24 -35 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.07.007

Highlights

Wushi-Wenshu area has a good exploration prospect. However， there have been disputes in the recognition of oil source and reservoir formation evolution in this area for many years， which restricted the evaluation of the area and the optimization of favorable targets. Through the fine comparison of parameters such as biomarkers and carbon isotopes， it is clear that the oil sand extract and a small part of crude oil in the study area have a good relationship with the source rocks of the Triassic Huangshanjie Formation. Most of the crude oil shows the characteristics of mixed source rocks of Triassic and Jurassic， and the total oil carbon isotopic characteristics show that it is mainly from Triassic. The evaluation of source rocks and comparison of their thermal evolution degree with the maturity of oil and gas shows that the source rocks in the sag are poorly developed and in the low maturity stage， while the oil and gas in this area are all mature， so the source rocks in the sag do not contribute to the generation of oil and gas in this area. The source rocks in Awate area around the sag are well developed and are now in the mature-over-mature evolution stage. The oil and gas in the study area should be transported and accumulated from Awate area. Comprehensive burial history of source rocks， fluid inclusions， single well thermal evolution history and regional structural evolution analysis indicates that early reservoirs of Wucan 1 and Shenmu 1 were formed in Pliocene， in the Late Pliocene， Wucan 1 was transformed into a condensate gas reservoir by a large number of gas filling， while Shenmu 1 remained oil reservoir due to the structural difference. Due to the poor sealing condition， the reservoirs on Wensu Uplift suffered serious biodegradation and formed heavy oil reservoirs.

0 引言

塔里木盆地西北缘乌什—温宿地区是油气勘探的有利方向。乌什凹陷在2003—2013年间相继有乌参1井、神木1井、神木2井、神木201井获得工业油气流，此后又陷入勘探低谷期；紧邻的温宿凸起经历长期的沉寂之后，自2017年以来相继有新温地1井、新温地2井、古木1井获得勘探突破，展示出良好的勘探前景。但是，由于资料少、地质条件复杂，该区油源、成藏时期和成藏演化认识不清，是制约油气勘探目标优选的重要因素。
目前关于该区油源认识存在3种观点：①乌什凹陷油源来自于东北部阿瓦特地区侏罗系恰克马克组湖相烃源岩［1-2］；②乌什凹陷原油来自其北缘露头三叠系黄山街组湖相烃源岩［3］；③乌什凹陷原油主要为侏罗系煤系烃源岩的煤成油［4］。关于乌什凹陷成藏期次也存在多种说法，周延钊［1］研究认为乌参1凝析气藏从5 Ma至今经历了2期成藏，其中5 Ma聚集轻质油，2 Ma聚集天然气，而神木1油藏是2 Ma以后晚期成藏；贾进华等［2］认为乌参1凝析气藏存在2期成藏，第一期古新世末—中新世，以凝析油气和轻质油充注为主的轻质油藏，第二期为中新世—现今的以天然气充注为主的凝析气藏；赵力彬等［3］研究认为神木1油藏是2期成藏，第一期为晚白垩世低成熟油充注；第二期为上新世成熟油气充注。造成这样争论不一的局面主要有2个方面原因：①乌什凹陷勘探程度低，钻井和实验分析资料较少；②乌什凹陷发育多套烃源岩，经历多期构造运动，具有油气多期充注，多期成藏的特点，给油源对比和油气成藏研究带来一定困难。温宿凸起是近三年才突破的区块，受资料限制，与油源分析及油气成藏有关的研究少见，目前张君峰等［5］认为原油是从拜城凹陷侏罗系恰克马克组烃源岩沿着断裂和基岩风化壳运移而来。
本文在充分利用乌什—温宿地区钻井、野外露头有机地球化学资料的基础上，结合区域地质认识和构造演化特征，对该区展开全面系统的油源对比研究（库车坳陷天然气皆以煤成气为主，本文不做气源讨论［6-8］），深入分析成藏演化过程，旨在进一步深化对乌什—温宿地区油气成藏认识，为该区油气勘探提供理论依据。

1 区域地质背景

塔里木盆地乌什—温宿地区构造上处于南天山山前中段，其中乌什凹陷位于库车坳陷最西端，西起柯坪断隆，北靠南天山造山带，东边以喀拉玉尔滚断裂与拜城凹陷相隔，南边以乌什南断裂与温宿凸起相隔，内部自东向西可划分为乌什东次凹、乌什低梁带、乌什西次凹。向南过渡为温宿凸起，东边以喀拉玉尔滚断裂与秋里塔格构造带相隔，南边以沙井子断裂与阿瓦提凹陷相隔。整体都呈北东向展布，被拜城和阿瓦提两大生烃凹陷所夹持（图1）。
图1 库车坳陷西部乌什—温宿地区构造划分

Fig.1 Structural division of Wushi-Wensu area in western Kuqa Depression

乌什凹陷中新生界充填陆相碎屑岩沉积，自东向西超覆扩展，中生界仅分布在东部地区，西部新生界直接覆盖在古生界之上［9］。研究区乌什东次凹发育三叠系、侏罗系2套烃源岩，白垩系舒善河组砂岩及其上覆厚层泥岩为该区重要储盖组合［10］。温宿凸起新生界碎屑岩直接覆盖在元古界阿克苏群变质岩或古生界碳酸盐岩之上，该区不发育烃源岩，新近系吉迪克组砂岩及康村组泥岩、新近系之下变质岩古潜山或碳酸盐岩古潜山及其上覆吉迪克组泥岩为该区2套重要储盖组合［11］。
乌什—温宿地区晚古生代以来，经历了3期构造运动：①二叠纪末—三叠纪初期，前陆凹陷演化阶段。受南天山向南的碰撞造山作用影响，在天山南麓形成库车前陆盆地，乌什凹陷也进入前陆盆地演化阶段，其南部的温宿凸起在古生代即为古隆起，此时已发展为前陆盆地的前缘隆起区［12］；②中生代—古近纪，陆内坳陷—断陷演化阶段。除白垩纪末期库车坳陷发生一次大的构造抬升外，该时期内，库车坳陷整体处于弱伸展阶段，乌什凹陷进入伸展夷平期［13］，温宿凸起仍然是隆起区；③新近纪—第四纪，再生前陆盆地演化阶段。南天山复活，再次发生陆内造山运动，并呈幕式挤压逆冲推覆，喜马拉雅晚期推覆作用最强烈。乌什—温宿地区现今构造样式主要受喜马拉雅晚期构造运动影响，以吉迪克组厚层泥岩内部滑脱面为界均呈双层构造，下构造层发育基底卷入型冲断构造及相关褶皱；上构造层发育盖层滑脱冲断构造和断层传播褶皱［1］。上新世库车期，乌什凹陷北缘造山带向南强烈逆冲推覆，在北缘形成一系列逆冲推覆构造的同时，在印支期南缘的南倾断裂发生构造反转与北缘断裂一起形成对冲构造［13-14］。早更新世，随着挤压推覆运动持续增强，在吉迪克组内形成一系列盖层滑脱断层，并在断层传播褶皱最前端的古木别孜断裂冲出地表，在上盘形成古木别孜背斜，此时冲断作用扩展到温宿凸起［15］。

2 烃源岩评价

库车坳陷发育有三叠系黄山街组、塔里奇克组和侏罗系阳霞组、克孜勒努尔组、恰克马克组5套烃源岩［16］，其中黄山街组和恰克马克组为湖相烃源岩，阳霞组为沼泽相烃源岩［17］。乌什凹陷周缘三叠系、侏罗系烃源岩向南减薄尖灭，靠近山前烃源岩厚度最大（图2）。北部库尔干、阿托依纳克、塔拉克、小台兰河、阿瓦特河等剖面的露头资料显示，塔里奇克组和克孜勒努尔组烃源岩不发育，黄山街组（T3 h）、阳霞组（J1 y）和恰克马克组（J2 q）烃源岩发育较好，是库车坳陷西部发育的3套有效烃源岩。
图2 乌什凹陷及其周缘三叠系与侏罗系烃源岩及叠加厚度分布

Fig.2 Distribution and superposition thickness of Triassic and Jurassic source rocks in Wushi Sag and its periphery

从表1数据来看，北部露头区三叠系黄山街组烃源岩向东发育较好，且在东段的塔拉克剖面最发育，暗色泥岩厚度为203 m，有机碳含量最高可达9.34%，平均值为2.52%，生烃潜量最高可达4.22 mg/g，平均值为1.07 mg/g，评价为中—好烃源岩；向西发育较差，在库尔干剖面暗色泥岩厚度仅为49 m，有机碳含量最高可达2.67%，平均值为1.9%，生烃潜量最高可达1.03 mg/g，平均值为0.63 mg/g，为差烃源岩。
表1 乌什凹陷及周缘露头和钻井烃源岩评价参数

Table 1 Evaluation parameter of outcrop and drilling source rocks around Wushi Sag

剖面或井号 层位 烃源岩 厚度/m TOC/% PG/（mg/g） I H/（mg/g） T max/℃ 实测R O值/% 评价
库尔干剖面 J2 q 0 - - - - - -
J1 y 34 （0.77~3.11）/2.05 （0.25~2.95）/1.05 （19~62）/41 （418~443）/434 0.54 差
T3 h 49 （0.40~2.67）/1.90 （0.12~1.03）/0.63 （25~205）/74 （423~449）/433 0.58 差
阿托依纳克剖面 J2 q / - - - - - -
J1 y 44 - - - - 0.7 -
T3 h 87 - - - - 0.75 -
塔拉克剖面 J2 q 23 （0.71~1.56）/1.02 （0.36~0.9）/0.59 （39~67）/48 （442~457）/448 - 差
J1 y * 86 （1.31~9.43）/3.53 （0.48~3.17）/1.32 （13~165）/53 （442~517）/474 - 中—好
T3 h * 203 （0.49~9.34）/2.52 （0.12~4.22）/1.07 （10~92）/32 （433~533）/470 - 中—好
小台兰河剖面 J2 q * 72 （0.5~3.83）/1.95 （0.11~1.88）/0.54 （4~65）/21 （428~548）/496 - 中—好
J1 y * 43 （0.60~5.89）/3.06 （0.15~1.28v/0.46 （6~118）/17 （526~586）/553 1.5 中—好
T3 h * 123 （0.60~5.01）/1.21 （0.04~0.28）/0.08 （4~100）/10 （471~576）/556 2.26 中—好
阿瓦特河剖面 J2 q * 173 （0.87~3.44）/2.0 （0.52~2.86）/1.48 （17~128）/48 （436~485）/461 0.8~1.2 好
J1 y * 215 （0.70~3.07）/1.13 （0.06~0.22）/0.14 （6~16）/11 （536~565）/552 1.94 差
T3 h * 106 （0.7~1.78）/1.06 （0.05~0.12）/0.08 （4~13）/7 （494~589）/575 2.3 中—好
乌什2 T3 h 13 （0.01~2.13）/0.64 （0.1~3.87）/1.04 （21~360）/154 （417~435）/430 0.62 差
依拉2 T3 h 19 （0.08~2.41）/0.98 （0.28~3.24）/1.07 （41~213）/85 （419~441）/431 0.6 差
神木4 T3 h 23 （0.66~3.59）/1.75 （1.7~5.81）/2.93 （97~188）/142 （442~448）/445 0.71 中—好
神木1 T3 h 27 （0.29~9.08）/1.78 （0.36~23.95）/4.75 （59~301）/149 （412~446）/431 0.6 中—好

注：(0.77~3.11)/2.05代表(最小值—最大值)/平均值；表中标“*”地层烃源岩生烃潜量PG和氢指数I H值都很低，是由于这些地层烃源岩高过成熟所致，评价烃源岩好坏主要参考有机碳含量TOC的评价标准，未标“*”地层烃源岩则是综合各参数综合评价

①赵孟军，卓勤功，刘可禹，等.库车坳陷资源潜力评价与克拉苏构造带油气富集规律研究.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院.内部报告，2012.

东段剖面该套烃源岩成熟度高，反映有机质类型的氢指数偏低，仅为4~100 mg/g，平均值为19 mg/g，不能用氢指数判断有机质类型。前人对塔拉克剖面烃源岩的干酪根镜鉴结果为II—III型［1］；西段烃源岩成熟度低，氢指数可以反映有机质类型，氢指数平均值为74 mg/g，有机质类型差，为III型。东段烃源岩T max平均值为470~575 ℃，实测镜质体反射率R O值为2.26%~2.3%，主要处于高—过成熟演化阶段；西段烃源岩T max平均值为433 ℃，实测镜质体反射率R O值为0.58%~0.75%，处于低成熟演化阶段。
侏罗系阳霞组烃源岩在东段阿瓦特河剖面厚度发育最大，暗色泥岩厚215 m，但却在塔拉克剖面发育最好，暗色泥岩厚86 m，有机碳含量最高可达9.43%，平均值为3.53%，生烃潜量最高可达3.17 mg/g，平均值为1.32 mg/g，评价为中—好烃源岩；向西发育较差，在库尔干剖面暗色泥岩厚度为34 m，有机碳含量最高可达3.11%，平均值为2.05%，生烃潜量最高可达2.95 mg/g，平均值为1.05 mg/g，为差烃源岩。
阳霞组为湖泊—沼泽相交替沉积，有机质类型为III型［8，12］。东段烃源岩T max平均值为474~553 ℃，实测镜质体反射率R O值为1.5%~1.94%，主要处于高成熟演化阶段；西段烃源岩T max平均值为434 ℃，实测镜质体反射率R O值为0.54%~0.7%，处于低成熟演化阶段。
侏罗系恰克马克组烃源岩在东段阿瓦特河剖面发育最好，暗色泥岩厚173 m，有机碳含量最高可达3.44%，平均值为2.0%，生烃潜量最高可达2.86 mg/g，平均值为1.48 mg/g，评价为好烃源岩。恰克马克组为湖相沉积，有机质类型以II型为主，富含丛粒藻等生烃母质，是良好的生油岩［16，18］。烃源岩T max平均值为448~496 ℃，实测镜质体反射率R O值为0.8%~1.2%，主要处于成熟演化阶段。向西该套烃源岩减薄尖灭。
乌什凹陷钻井均未钻遇侏罗系烃源岩，仅钻揭三叠系烃源岩。烃源岩厚度发育程度远不及露头，仅为13~27 m，靠南的2口井乌什2井和依拉2井有机碳含量平均值分别为0.64%和0.98%，生烃潜量平均值分别为1.04 mg/g和1.07 mg/g，为差烃源岩；靠北的2口井——神木4井和神木1井有机碳含量平均值分别为1.75%和1.78%，生烃潜量平均值分别为2.93 mg/g和4.75 mg/g，为中—好烃源岩。烃源岩成熟度低，氢指数平均为85~154 mg/g，反映有机质类型以III型为主。烃源岩T max平均值为430~445 ℃，实测镜质体反射率R O值为0.6%~0.71%，主要处于低成熟演化阶段（表1）。因此，从露头横向比较，向东烃源岩有机质丰度变高，有机质类型变好（黄山街组烃源岩），同时成熟度增大；从单井纵向比较，靠北烃源岩有机质丰度增大，综合露头和井下烃源岩发育情况，认为靠近阿瓦特地区烃源岩发育较好，且烃源岩已成熟—过成熟，乌什凹陷内烃源岩为低熟。

3 油源对比

油源对比是进行油气藏解剖的一项十分重要工作，原油中包含的丰富地球化学信息可以有效帮助解析原油从“源”到“藏”所经历的各项变化，是进行成藏演化、寻找油气疏导路径的基础。原油的物理化学性质、生物标志化合物、碳同位素和一些地球化学参数记录着母源特征和沉积环境，反映了油气藏经历的次生变化和改造作用，可以判断油气运移方向和路径［18］。

3.1　原油的物理化学性质

研究区乌什凹陷既发育凝析气藏，也发育油藏，其原油特征与邻区阿瓦特构造上原油一致，同属低密度、低黏度、低凝点、高含蜡的轻质常规油。温宿凸起上油气藏类型以油藏为主，原油具有中—高密度、中—高黏度、低凝点、中含蜡的特点，属中—重质的常规油或稠油（表2）。
表2 阿瓦特、乌什和温宿地区原油物性、化学参数以及油气藏类型特征

Table 2 Physical and chemical properties of oil and reservoirs types in Awate, Wushi and Wensu areas

构造 井号 深度/m 层位 物性参数 原油类型

油气藏

类型

 化学参数

密度

/（g/cm3）

黏度

/（mPa·s）

 凝点 /℃

蜡含量

/%

 气油比/（m3/m3） Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18
阿瓦特 阿瓦3 3 518~3 556 E1-2 k 0.80 1.10 7.30 11.00 47 497 轻质常规油 湿气藏 1.47 0.1 0.08
乌什凹陷 神木2 6 002~6 018 K1 s 0.81 1.68 14.43 16.23 5 970 轻质常规油 凝析气藏 2.16 0.25 0.13
乌参1 6 005~6 052 K1 s 0.81 1.32 2.83 10.11 5 836 轻质常规油 凝析气藏 1.41 0.26 0.21
神木1 5 117~5 143 K1 s 0.83 3.80 21.50 13.30 405 轻质常规油 油藏 2.36 0.15 0.06
温宿凸起 古木1 1 346.5~1 354 N1 j 0.97 4 476.00 4.00 4.30 / 重质稠油 油藏 0.35 0.28 0.2
新温地1 833.5~835 N1 j 0.91 70.73 30.00 5.67 / 中质稠油 油藏 / / /
新温地2 842~859 N1 j 0.91 42.69 30.01 4.48 / 中质常规油 油藏 / / /
Pr/Ph值是区分海相油和陆相油的一项重要指标。在封闭的强还原环境中，该值低；而在氧化环境中，该值高。塔北地区（包括玉东、东河、哈拉哈塘等地区）海相油Pr/Ph值绝大多数小于1.0，库车前陆盆地陆相油Pr/Ph值主要分布在1.0~3.0之间；Pr/nC17值和Ph/nC18值也是区分海相油和陆相油的重要标志，海相油一般大于0.3，而陆相油一般小于0.3［18］。乌什凹陷原油Pr/Ph值为1.41~2.36，Pr/nC17值为0.15~0.26，Ph/nC18值为0.06~0.21，均表现为陆相油特征（表2）。温宿凸起上古木1井全油气相色谱存在明显基线漂移，且是一个重质稠油油藏，表明古木1油藏曾遭受生物降解，由于饱和烷烃易降解，因此古木1井原油Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18等值已失去指相意义。

3.2　原油的生物标志化合物和碳同位素特征

三叠系黄山街组烃源岩萜烷类生物标志化合物组成上，C19、C20、C21三环萜烷呈“上升型”，C30重排藿烷含量非常低，远小于相邻的C29藿烷，氯仿沥青“A”碳同位素值最低，小于-29‰；侏罗系阳霞组烃源岩C19、C20、C21三环萜烷呈“下降型”，C30重排藿烷比相邻的C29藿烷含量稍低，氯仿沥青“A”碳同位素值最高，大于-26.2‰；侏罗系恰克马克组烃源岩，C19、C20、C21三环萜烷呈“下降型”，C30重排藿烷含量非常高，远大于相邻的C29藿烷，氯仿沥青“A”碳同位素值介于黄山街组与阳霞组烃源岩之间，为-26.2‰~-29‰（图3，表3）。
图3 库车坳陷西部典型烃源岩萜烷类生物标志化合物特征

Fig.3 Characteristics of terpene biomarkers from typical source rocks in western Kuqa Depression

表3 乌什凹陷及其周缘原油、油砂和烃源岩全油或氯仿沥青“A”碳同位素

Table 3 Crude oil, oil sands and source rock whole oil or chloroform bitumen "A" carbon isotope in Wushi Sag and its periphery

井号或露头 层位 深度/m 样品类型 全油/氯仿沥青“A”碳同位素
小台兰河 T3 h / 灰色泥岩 <-29‰
阿托依纳克 J1 y / 深灰色泥岩 >-26.2‰
卡普沙良河 J2 q / 页岩 -29‰~-26.2‰
神木1 K1 s 51 17.2~5 142.5 灰色荧光细砂岩 -31.6‰~-30.8‰
神木1 K1 s 5 117~5 140.5 原油 -29.6‰~-29.1‰
神木2 K1 s 6 002~6 018 原油 -29.2‰
乌参1 K1 s 6 038.5~6 084 原油 -29‰~-27.6‰
新温地2 N1 j 842.4~859.3 原油 -29.2‰~-28.9‰
古木1 N1 j 1 346.5~1 354 原油 -30.4‰
塔拉克油苗 / / 油苗 -27.2‰
神木1井油砂抽提物、依拉2井油砂抽提物、神木6井油砂抽提物、古木1井原油生物标志化合物C19、C20、C21三环萜烷呈“上升型”，C30重排藿烷含量低，远小于相邻的C29藿烷；神木1井油砂抽提氯仿沥青“A”、古木1井全油碳同位素值都小于-29‰，表现为三叠系黄山街组烃源岩特征。邻区阿瓦3井原油同样具有三叠系烃源岩特征（图4，表3）。该区油砂抽提物与部分原油特征分析表明该区早期有过三叠系油充注，并局部成藏。
图4 乌什凹陷及其周缘地区油砂、原油、油苗萜烷类生物标志化合物特征

Fig.4 Characteristics of terpene biomarkers in oil sands， crude oil and oil seedlings in Wushi Sag and its periphery

神木1井、神木2井、乌参1井、新温地2井及温宿水井原油C19、C20、C21三环萜烷没有呈明显的“上升型”，有的甚至呈“下降型”，C30重排藿烷含量中等，大约是相邻的C29藿烷含量的一半，表现为三叠系和侏罗系混源的特征。而这些井全油碳同位素值都小于或等于-29‰，表明该区原油仍以三叠系来源为主。
邻区塔拉克油苗C19、C20、C21三环萜烷呈明显“下降型”，C30重排藿烷含量非常高，远大于相邻的C29藿烷，全油碳同位素值为-27.2‰，均表现出侏罗系恰克马克组烃源岩特征，表明其为恰克马克来源（图4，表3）。
乌什—温宿地区原油以三叠系黄山街组烃源岩来源为主，并混有侏罗系来源。张斌等［18］利用生物标志化合物与碳同位素特征对塔北隆起西部原油成因进行分析，认为却勒、羊塔、玉东地区陆相油以侏罗系恰克马克来源为主，英买地区陆相油以三叠系来源为主。肖中尧等［19］根据却勒1井原油中重排藿烷系列特征分析认为该井原油主要源于侏罗系恰克马克组。三环萜烷C19/C21、C30重排藿烷/C29藿烷以及全油碳同位素参数的关系图可以较好地区分三叠系成因油和侏罗系成因油，以三叠系成因为主的原油三环萜烷C19/C21值低（一般<1.5），C30重排藿烷/C29藿烷值低（一般<0.8），全油碳同位素值低（<-29‰），以侏罗系成因为主的原油反之（图5，表4）。将各地区原油成因类型叠加到库车坳陷三叠系、侏罗系烃源岩分布图（图2）中加以观察，发现原油成因受烃源岩分布范围的影响。博孜、却勒、羊塔、玉东地区靠近侏罗系恰克马克组烃源岩分布范围，其原油以侏罗系成因为主；乌什、温宿、英买地区远离侏罗系恰克马克组烃源岩分布范围，其原油受侏罗系成因影响小。
图5 库车坳陷西部乌什—英买地区原油生物标志化合物参数与全油碳同位素关系

（a）原油三环萜烷C19/C21与全油碳同位素关系 （b）原油C30重排藿烷/C29藿烷与全油碳同位素关系

Fig.5 Relationship between crude oil biomarker parameters and total oil carbon isotopes in Wushi-Yingmai area, western Kuqa Depression

表4 库车坳陷西部乌什—英买地区生物标志化合物参数与全油碳同位素数据

Table 4 Biomarker parameters and whole oil carbon isotope data in Wushi-Yingmai area, western Kuqa Depression

区块 井号或露头 层位 样品类型 深度/m 全油碳同位素/‰ C30重排藿烷/C29藿烷 三环萜烷 C19/C21
乌什 神木1 K 原油 5 140.5 -29.6 0.58 0.64
乌参1 K 原油 6 002~6 005 -29 0.48 2.11
神木2 K 原油 6 002~6 018 -29.2 0.40 1.38
温宿 古木1 N 原油 1 346.5~1 354 -30.4 0.78 0.49
塔拉克油苗 塔拉克油苗 / 原油 / -27.2 2.07 3.86
博孜 博孜3 K 原油 5 971.5~5 985.5 -27.9 1.79 2.91
博孜12 K 原油 6 884.5~6 920 -28.3 1.59 2.18
博孜1 K 原油 7 014~7 084 -26.9 1.87 3.53
博孜102 K 原油 6 760~6 885 -27.5 1.50 3.55
却勒 却勒1 E 原油 5 759.1~5 769.29 -27.3 1.08 2.56
羊塔 羊塔5 E 原油 5 310~5 315 -27.5 1.05 3.20
玉东 玉东2 K 原油 4 728~4 748 -28 0.55 2.07
玉东7 K 原油 4 964~4 965 -28.7 0.45 1.67
玉东6 K 原油 4 745~4 751 -27.05 0.56 2.21
英买 英买17 E 原油 4 635.63~4 671.24 -30 0.34 0.46
英买7 ∈ 原油 5 219~5 277 -30 0.39 0.22
英买7 E 原油 4 672.5~4 685 -29.5 0.36 0.62
英买34 S 原油 5 384~5 398 -30.1 0.42 0.50
英买32 ∈ 原油 5 408~5 412.7 -29.2 0.39 0.67
此外神木1井白垩系中捕获了黄白色荧光液烃包裹体，黄白色荧光反映其捕获的是成熟油，包裹体烃的C30重排藿烷含量非常低，远小于相邻的C29藿烷，表明其主要为三叠系来源（图6）。因此，包裹体资料也进一步证实研究区原油以三叠系来源为主。
图6 神木1井包裹体荧光照片(a)及包裹体烃生物标志化合物(b)特征

(a)神木1井，5 143.58 m，K1 s，石英中液烃包裹体发黄白色荧光，紫外荧光；(b)神木1井，5 143.58 m，K1 s，液烃包裹体检测到的组分生物标志化合物

Fig.6 Fluorescence picture(a) and hydrocarbon biomarker characteristics(b) of inclusions in Well Shenmu 1

3.3　烃源岩与原油成熟度对比

芳烃甲基菲指数（MPI）作为成熟度参数具有较广的适用范围，不仅适用于高成熟度原油，而且在非强烈生物降解作用下依然适用［20-21］。包建平等 在大量研究库车坳陷露头烃源岩和井下烃源岩样品的基础上，得出了适用于库车坳陷原油成熟度的经验公式，即R O=0.168 5×MPI+0.716 7，其中MPI=（2-甲基菲+3-甲基菲）/（1-甲基菲+9-甲基菲）。依据该经验公式，算得乌什凹陷原油成熟度值为0.89%~0.94%，为成熟油。同时据包建平等 1天然气成熟度计算公式δ13C1＝13.604LnR O－37.514算得该区天然气成熟度值为0.98%~1.15%，为烃源岩成熟阶段产物。温宿凸起上原油虽受生物降解，但在m/z=177色谱质谱中并未检测到25-降藿烷，表明生物降解作用不强，甲基菲指数算得该区原油成熟度值为0.85%~0.94%，也为成熟油（表5）。
表5 阿瓦特、乌什和温宿地区油气成熟度统计

Table 5 Statistical table of oil and gas maturity in Awate, Wushi and Wensu areas

井号 深度/m 层位 天然气成熟度/% 原油成熟度/%
阿瓦3 3 518~3 556 E1-2 k / 1.06
神木2 6 002~6 018 K1 s / 0.91
乌参1 6 005~6 020 K1 s 0.98 0.94
神木1 5 141.5 K1 s 1.15 0.89
古木1 1 374.5~1 384.5 N1 j / 0.85
新温地2 842~859 N1 j / 0.94
早前，一些研究者认为乌什凹陷油气来源于凹陷下部烃源岩或北部露头区烃源岩［10，22-23］，近些年随着勘探程度增加，分析资料增多，更多的研究者倾向于认为乌什凹陷油气来自于东北部的阿瓦特地区［1，5］。本文研究结合最新的钻井和露头烃源岩样品镜质体反射率分析数据，认识到乌什凹陷烃源岩成熟度低于该区油气成熟度，乌什凹陷油气不可能来源于自身烃源岩。侏罗系烃源岩镜质体反射率R O值为0.54%~0.7%，三叠系烃源岩镜质体反射率R O值为0.58%~0.77%，整体处于低成熟演化阶段；阿瓦特地区侏罗系烃源岩镜质体反射率R O值为1.0%~1.94%，处于成熟—高成熟演化阶段，三叠系烃源岩镜质体反射率R O值为2.26%~2.3%，处于过成熟演化阶段（表1）。因此乌什凹陷烃源岩对该区油气生成并无贡献，该区原油应来自于邻区阿瓦特地区（图7）。
图7 乌什—阿瓦特地区三叠系黄山街组底界现今镜质体反射率等值线

Fig.7 Current vitrinite reflectance contour map of the bottom boundary of Triassic Huangshanjie Formation in Wushi-Awate area

4 成藏演化

4.1　烃源岩演化及油气成藏时期

据吴海等［24］对阿瓦特地区烃源岩热演化史研究可知，15 Ma左右，侏罗系顶部烃源岩R O值为0.65%，三叠系顶部烃源岩R O值为0.97%，三叠系底部烃源岩R O值为1.45%，此时侏罗系烃源岩生成低熟—成熟原油，三叠系烃源岩生成成熟—高成熟轻质油；2.5 Ma左右，侏罗系顶部烃源岩R O值为0.92%，三叠系顶部烃源岩R O值为1.43%，三叠系底部烃源岩R O值为1.97%，此时侏罗系烃源岩开始大量生气，三叠系烃源岩生成高成熟轻质油和凝析油。
乌参1凝析气藏位于乌什凹陷神木次凹，其白垩系储层中捕获了2期烃包裹体，第一期发褐黄色、黄白色荧光的液相油包裹体，分布在方解石胶结物或穿过石英加大边的愈合裂缝中，与其伴生的盐水包裹体均一温度主要分布在80~100 ℃之间；第二期不发荧光的气态烃包裹体，分布在穿过石英加大边的愈合裂缝、方解石胶结物及裂缝中、石英边部，与其伴生的盐水包裹体均一温度主要分布在130~160 ℃之间。结合乌参1井的埋藏史和热演化史可知（图8），该井白垩系油主要在7.5~4.5 Ma之间聚集，天然气主要在3.5 Ma内聚集，油气分期聚集，油充注稍早于天然气。神木1油藏位于乌什凹陷神木次凹，仅观察到发褐色、黄白色荧光液态烃包裹体，与其伴生的盐水包裹体均一温度主要分布在90~110 ℃之间。由于神木1井与乌参1井相邻，并且具有相同的构造演化背景，因此可借用乌参1井的埋藏史和热演化史，据此分析神木1井白垩系油主要在5 Ma左右聚集。
图8 乌参1井埋藏史、地温史图及流体包裹体均一温度直方图

①赵孟军，卓勤功，刘可禹，等.库车坳陷资源潜力评价与克拉苏构造带油气富集规律研究.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院.内部报告，2012.

Fig.8 Burial history， geothermal history and histogram of homogenization temperature of fluid inclusions in Well Wucan 1

4.2　油气藏成藏演化过程

在中新世，阿瓦特地区侏罗系烃源岩处于低熟阶段，三叠系烃源岩已经成熟，并开始大量生油，生成的原油首先沿着喀拉玉尔滚断裂向上运移，然后分别沿着白垩系舒善河组砂体向乌什凹陷方向横向运移，沿着吉迪克组底不整合面向温宿凸起方向横向运移，因此在乌什凹陷和温宿凸起储层砂体中普遍见到三叠系油充注的现象。
晚中新世—早上新世，阿瓦特地区侏罗系烃源岩处于成熟阶段，开始生成少量原油和天然气，三叠系烃源岩处于成熟—高成熟阶段，可生成大量的轻质油和凝析油。此时喜马拉雅运动加强，乌什凹陷内形成一系列逆冲推覆构造［13-14］，乌参1、神木1圈闭就在此时形成，同时聚集了阿瓦特地区周缘烃源岩生成的原油，此时原油以三叠系来源为主，并混有侏罗系来源；温宿凸起上发育一些高角度断裂，形成一些断鼻和断背斜构造，原油可在古潜山、断鼻、断背斜等合适的圈闭中聚集成藏。古木1、新温地1、新温地2等油藏也在此时形成，由于温宿凸起封盖条件相对较差，原油轻组分散失，伴随着生物降解，油质偏重。
晚上新世—更新世，阿瓦特地区侏罗系烃源岩开始大量生气，乌参1早期油藏发生天然气充注形成凝析气藏，神木1圈闭位于神木次凹北坡，天然气向北逆着断层走向向上调整有一定难度，同时神木1圈闭高于乌参1圈闭，保存条件不及乌参1圈闭。因此神木1圈闭中未发生大规模天然气聚集，仍然为油藏；温宿凸起为吉迪克组泥岩盖层，保存条件差，未能封盖住天然气，因此油藏性质未发生变化（图9）。
图9 阿瓦特—乌什地区油气运移模式（剖面位置见图1）

Fig.9 Oil and gas migration pattern diagram in Awate-Wushi area （see section position in Fig.1）

5 结论

（1）塔里木盆地乌什—温宿地区油砂抽提物和部分原油特征与三叠系黄山街组烃源岩特征一致，表明该区早期有过三叠系油的充注，并且在局部地区成藏；绝大多数原油生物标志化合物表现为侏罗系和三叠系烃源岩混源的特征，但碳同位素值较低，与三叠系烃源岩碳同位素值更为接近，表明该区原油以三叠系来源为主，并混有侏罗系来源。
（2）乌什凹陷内烃源岩厚度小、有机质丰度低、有机质类型差，现今处于低成熟演化阶段，而该区油气均为成熟油气，因此该凹陷内烃源岩对该区油气生成并无贡献。乌什凹陷周缘的阿瓦特地区烃源岩厚度大、有机质丰度高、有机质类型相对好，现今处于成熟—过成熟演化阶段，研究区油气应是从阿瓦特地区远源运聚而来。
（3）烃源岩埋藏史、流体包裹体、单井热演化史以及区域构造演化综合分析表明，乌参1凝析气藏经历了2期成藏，晚中新世—早上新世形成大量的轻质油、凝析油充注形成早期油藏，晚上新世—更新世天然气大量充注形成凝析气藏。神木1油藏因构造差异后期天然气并未大量充注。温宿凸起因封盖条件较差，油藏遭受严重生物降解，形成稠油油藏。

脚注

1 包建平，朱翠山，唐友军，等. 库车坳陷三叠-侏罗系源岩生油潜力评价. 内部报告，2003.

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