Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 11: 1836 - 1847

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.009

Oil source and charging process of Well FS4 in the Kedong structural belt, Southwest Tarim Depression, Tarim Basin

  • Wenyu HUANG , 1, 2, 3 ,
  • Changchun PAN , 1, 2 ,
  • Shuang YU 1, 2 ,
  • Haizu ZHANG 4 ,
  • Zhongyao XIAO 4 ,
  • Zhongda ZHANG 1, 2, 3
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China
  • 2. CAS Center for Excellence in Deep Earth Science, Guangzhou 510640, China
  • 3. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049
  • 4. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla 841000, China

Received date: 2022-05-25

  Revised date: 2022-07-14

  Online published: 2022-11-23

Supported by

The Pilot Project of the Chinese Academy of Sciences(XDA14010104)

the China National Science and Technology Major Projects(2017ZX05008-002-030)

Fold

Highlights

Well FS4 is located in Kedong structural belt while Kekeya and Kedong 1 condensate gas fields are located in the north and east of the well, respectively of the Kunlun mountain thrust belt in Southwest Depression of the Tarim Basin. In order to investigate oil sources and charging process for reservoirs within Well FS4, crude oils and oil components by sequential extraction (free oils, adsorbed oils and inclusion oils) from oil-containing sandstones were analyzed using GC, GC-MS and GC-IRMS. On the basis of biomarker compositions and carbon isotopes of individual n-alkanes for oils and sequential extracted components from oil-containing sandstones, in combination with oil-oil correlation results from Kekeya condensate field, two oil groups have been identified. Group I oils were characterized by high relative concentrations of C29-32 diahopanes, diasteranes and Ts, lower relative concentration of C27 ααα 20R regular steranes and lower δ13C values of individual n-alkanes, compared with group II oils. Group I oils were derived from lacustrine source rocks within the Middle-Upper Permian Pusige Formation while group II oils were derived from the lacustrine source rocks within the Lower-Middle Jurassic strata. Oil charging process for reservoirs within the Cretaceous strata in Well FS4 can be outlined as follows: (1) In the middle-Late Pliocene, oils that formed from the Permian source rocks at the late oil-generative stage charged the paleo-reservoirs in Kekeya or Kedong structural belt; (2) In the Early Pleistocene, oils that were generated from the Jurassic source rocks at the early to bulk oil-generative stage entered the Cretaceous reservoir in Well FS4; (3) In the Quaternary, strong tectonic movements caused the Permian oil from paleo-reservoirs to re-migrate and entere the Cretaceous reservoir in Well FS4.

Cite this article

Wenyu HUANG , Changchun PAN , Shuang YU , Haizu ZHANG , Zhongyao XIAO , Zhongda ZHANG . Oil source and charging process of Well FS4 in the Kedong structural belt, Southwest Tarim Depression, Tarim Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(11) : 1836 -1847 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.009

0 引言

昆仑山前冲断带位于塔里木盆地西南坳陷边缘，自早古生代以来经历多期旋回构造叠加，在新生代受到印欧板块碰撞的影响，发生强烈的构造挤压，最终形成大规模的弧形褶皱冲断带［1］。昆仑山前冲断带石油地质资源丰富，在柯克亚构造带和柯东构造带上先后发现了柯克亚凝析油气田和柯东1井油气田，柯克亚凝析油气田探明天然气储量为350×108 m3［2-3］，柯东1井油气田天然气和凝析油地质储量分别为280×108 m3和1 400×104 t［4］。甫沙4井位于柯东构造带的普东1号构造上，北距柯克亚气田20 km，东部为柯东1井油气田。甫沙4井钻探目的是落实柯东构造带中部背斜带潜伏区含油气性，最终在目的层位白垩系库克拜组（K2 k）发现油气显示。
该地区主要发育有3套烃源岩：石炭系浅海相泥岩、二叠系湖相泥岩和中下侏罗统湖相泥岩和沼泽相煤岩［4-9］。为研究塔西南坳陷昆仑山前冲断带油气来源，前人针对柯克亚凝析油气田和柯东1井原油及烃源岩进行了地球化学分析。LI等［5］根据特殊时代的生物标志物和盆地模拟生烃史推断柯克亚凝析油气田原油主要来源于石炭系—二叠系烃源岩。之后，塔里木油田在阳1井钻揭了二叠系普司格组（P2-3 p）高质量烃源岩［6，10］。肖中尧等［6］发现柯克亚凝析油气田原油和阳1井二叠系烃源岩均具有重排藿烷和Ts相对含量高的特征。王强等［10］和杜治利等［11］研究发现柯克亚和柯东1井油气田原油生物标志物分布特征和二叠系普司格组（P2-3 p）湖相烃源岩相近，且原油单体碳同位素相差在3‰内。HUANG等［12］对柯克亚原油分类发现，除了主体原油（I类）来源于二叠系烃源岩外，还存在少量来源于中—下侏罗统烃源岩的II类原油。
然而目前对于柯东构造带甫沙4井原油来源和充注过程研究仍处于空白状态，开展甫沙4井油层油源与成藏过程研究，并与柯克亚和柯东1井油气田进行对比，有利于提高对柯东构造带油气来源和充注过程的整体认识。因此，本文研究首先对柯克亚凝析油气田原油进行分类，然后对甫沙4井2个原油样品和8块不同深度的含油砂岩样品连续抽提组分（游离态、束缚态和包裹体）进行GC、GC-MS和正构烷烃GC-IRMS分析，与柯克亚凝析油气田原油进行油—油和油—抽提物组分地球化学对比，结合构造演化史和烃源岩生烃史揭示原油充注过程。

1 样品与实验

1.1　样品

本文研究采集了柯东构造带甫沙4井8块含油砂岩样品和2个原油样品（FS4O1、FS4O2），主要位于上白垩统库克拜组（K2 k）。结合前人［5-6，10-12］对于柯克亚构造带柯克亚凝析油气田原油的分类，挑选了5个不同来源的I类和II类原油代表性样品，这5个原油样品分别采自柯2井（K2O）、柯9井（K9O）、柯中104井（KZ104O）、柯深101井（KS101O1和KS101O2） （表1）。柯克亚凝析油气田3个主要含油气层位分别为新近系中新统西河甫组（N1 x）、古近系卡拉塔尔组（E2 k）和白垩系（K），本文挑选的5个原油样品覆盖了这些层位（表1）。甫沙4井和柯克亚凝析油气田位置如图1所示，塔西南坳陷昆仑山前冲断带剖面如图2所示。
表1 样品基础信息

Table 1 Basic samples informations

样品

编号

 层位

井深

/m

 类型

样品

编号

 层位 井深/m 类型
FS4R1 K2 k 2 182 砂岩 FS4O1 K2 k 2 394 油
FS4R2-1 K2 k 2 235 砂岩 FS4O2 K2 k 2 255~2 500 油
FS4R2-2 K2 k 2 235 砂岩 K2O N1 x 3 247~3 298 油
FS4R3 K2 k 2 236 砂岩 K9O N1 x 2 188~3 872 油
FS4R4 K2 k 2 256 砂岩 KZ104O E2 k 6 336~6 360 油
FS4R5 K2 k 2 269 砂岩 KS101O1 K1 6 651~6 676 油
FS4R6 K2 k 2 396 砂岩 KS101O2 K1 6 807~6 835 油
FS4R7 K2 k 2 411 砂岩

注：据塔里木油田钻井资料，甫沙4井(FS4井)白垩系上统的库克拜组(K2 k)储层顶界埋深为2 178 m，底界埋深为2 500 m

图1 FS4井与柯克亚凝析油气田位置（据文献［4］修改）

Fig.1 Location of Well FS4 and Kekeya condensate field（modified by Ref.［4］）

图2 塔西南坳陷昆仑山前冲断带剖面（据文献［16］修改）

Fig.2 Profile of Kunlun Mountain thrust belt in Southwest Tarim Depression（modified by Ref.［16］）

1.2　含油砂岩样品连续抽提

储集岩连续抽提获得游离态、束缚态和包裹体组分的方法，在早期的文献中有报道： 油气包裹体组分（c）为矿物晶体生长或裂缝愈合过程中捕获的油气组分，处于封闭状态，更多代表早期充注的油气组分；游离态油气组分（a）为赋存在砂岩孔隙中的油气组分，更多代表晚期充注的油气组分；束缚态油气组分（b）是紧密吸附在颗（砂）粒表面的油气组分，充注时间介于游离态油气组分（a）与油气包裹体组分（c）之间［13-15］。
对于上文提到8块含油砂样品，用去离子水将岩心表面清冼干净后，将其碎至粒径为0.1~0.3 mm单个砂粒。首先使用二氯甲烷∶甲醇（体积93∶7）混合试剂对砂粒样品进行第1次索氏抽提（72 h），获得自由态组分，编号尾部标记为“a”。抽提后的砂粒样品用稀盐酸处理，之后，用去离子水洗至中性，再进行冷冻干燥。用前述混合试剂对干燥后的砂粒样品进行第2次索氏抽提（72 h），获得束缚态组分，编号尾部标记为“b”。抽提后的砂粒样品进一步用浓硫酸—重铬酸钾处理12 h，去除颗粒表面残余胶质、沥青质大分子。颗粒表面吸附的胶质、沥青质大分子很难被浓硫酸—重铬酸钾溶液完全氧化，甚至释放出一些饱和烃分子。因此，样品清洗干燥后进行第3次索氏抽提（72 h），去除颗粒表面的残留组分。最后，将砂粒样品磨至粉末（粒径小于200目），释放出砂粒内的包裹体组分。对粉末样进行第4次索氏抽提（72 h）获得包裹体组分，编号尾部标记为“c”。

1.3　族组分分离

原油和含油砂样连续抽提获得的各组分用少量二氯甲烷溶解后，用至少40倍的正己烷稀释，使沥青质沉淀下来。用硅胶、氧化铝柱进行柱层析分离，分别用正己烷、正己烷∶二氯甲烷（体积2∶1）和甲醇∶二氯甲烷（体积9∶1）冲洗，获得饱和烃、芳烃和非烃组分。饱和烃组分首先进行气相色谱（GC）分析，之后应用尿素络合方法从饱和烃中分离出正构烷烃和异构烷烃—环烷烃组分。正构烷烃组分利用GC-IRMS分析正构烷烃单体碳同位素组成，异构烷烃—环烷烃部分利用色谱—质谱（GC-MS）分析甾萜烷组成。

1.4　GC、GC-MS、GC-IRMS分析条件

GC分析使用安捷伦7890B配置HP-5（30 m×0.32 mm， 涂层厚0.25 μm），载气为氮气。柱温条件为：初始温度为70 ℃，恒温5 min，以4 ℃/min 速率升温至290 ℃， 再恒温30 min。
GC-MS使用安捷伦6890N GC + 5975B MSD配置HP-5MS（30 m × 0.25 mm，涂层厚0.25 μm），载气为氦气。柱温条件为：初始温度80 ℃，保留2 min，以8 ℃/min速率升温至180 ℃，再以2 ℃/min速率升温至300 ℃，恒温20 min。
GC-IRMS分析采用Agilent 6890-Isoprime型气相色谱—稳定同位素质谱联用仪。色谱柱为 HP-5MS（30 m×0.25 mm，涂层厚度0.25 μm），载气为氦气。柱温条件为：初始温度80 ℃，恒温1.5 min，以20 ℃/min速率升温至130 ℃，然后再以4 ℃/min速率升温至310 ℃，恒温15 min。正构烷烃混合标样（n-C12，n-C14，n-C16，n-C18，n-C20，n-C22，n-C25，n-C28，n-C30，n-C32，n-C35）用来监测同位素测定的精度，确保标样的误差在0.3‰之内。每个样品至少测定2次，每次测定结果的差异小于0.5‰。以各次测定结果的算数平均值作为该样品的最终结果。

2 结果与讨论

2.1　柯克亚凝析油气田原油地球化学特征、分类与来源分析

结合前人［5-6，10-12］研究与分子指标和正构烷烃单体碳同位素组成特征，柯克亚凝析油气田的原油可划分为2类。本文选取了该油气田5个油样，其中K2O、K9O和KZ104O为I类原油代表性油样， KS101O1和KS101O2为II类原油代表性油样。
I类原油为该地区主体原油，前人［6，10，12］通过柯克亚和柯东1井油气田油源对比研究认为该类原油来源于二叠系普司格组烃源岩，以C29-32重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量高为主要特征［图3（b）和图3（c）］。本文3个I类原油样品C29-32重排藿烷相对含量较高，C30重排藿烷/（C30重排藿烷+C30藿烷）比值介于0.60~0.76之间，大于0.35［图4（a），表2］；Ts相对含量较高，Ts/（Ts+Tm）比值介于0.75~0.81之间，大于0.65［表2，图4（a）］；重排甾烷相对含量较高，C27重排甾烷/C27规则甾烷比值介于0.41~0.64之间，C29重排甾烷/C29规则甾烷比值介于0.48~0.59之间，均大于0.40［表2，图4（b）］。3个I类原油样品C27甾烷ααα 20R相对含量较低，C27/C27-29甾烷ααα 20R比值介于0.20~0.21之间，C27-29甾烷ααα 20R分布呈现反“L”型［表2，图3（c），图4（d）］。3个I类原油样品成熟度相对较高，处在生油窗晚期，C29甾烷ααα 20S/（20R+20S）比值介于0.45~0.51之间，C29甾烷ββ/（αα+ββ）比值介于0.59~0.64之间［表2，图4（c）］。
图3 柯克亚凝析油气田K9O和KS101O1原油样品色谱、m/z=191和m/z=217质量色谱

在（b）、（e）中，C19-C26：三环萜烷；Te24：C24四环萜烷；C29-32D：C29-32重排藿烷；G：伽马蜡烷；在（c）、（f）中，C27DS：C27重排甾烷20S；C27DR：C27重排甾烷20R

Fig.3 Chromatograms， m/z=191 and m/z=217 mass chromatograms of crude oil samples K9O and KS101O1 from Kekeya condense field

图4 原油和含油砂岩各组分甾烷、萜烷分子指标交会图

Fig.4 Crossplots of steranes and terpanes parameters for oil components from crude oil and oil-containing sandstones

表2 原油和游离态(a)、束缚态(b)、包裹体(c)组分分子指标

Table 2 Molecular indices of crude oils and free oils(a), adsorbed oils(b) and inclusion oils(c)

样品编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
K2O 1.64 0.23 0.81 0.75 0.51 0.51 0.20 0.27 0.53 0.45 0.61 — I I
K9O 1.61 0.23 0.75 0.60 0.41 0.48 0.20 0.30 0.49 0.48 0.59 — I I
KZ104O 1.54 0.25 0.77 0.76 0.64 0.59 0.21 0.29 0.50 0.51 0.64 — I I
KS101O1 1.75 0.15 0.40 0.08 0.29 0.31 0.25 0.27 0.47 0.40 0.47 — II II
KS101O2 1.61 0.18 0.38 0.04 0.34 0.25 0.25 0.26 0.49 0.38 0.44 — II II
FS4O1 1.85 0.09 0.71 0.36 0.39 0.43 0.15 0.27 0.58 0.50 0.58 — I I
FS4O2 1.42 0.09 0.76 0.42 0.44 0.42 0.14 0.38 0.48 0.60 0.58 — I I
FS4R1a 1.57 0.12 0.71 0.42 0.43 0.46 0.20 0.25 0.54 0.53 0.59 383.2 I I
FS4R1b 1.16 0.15 0.69 0.33 0.38 0.45 0.27 0.27 0.46 0.51 0.54 28.0 I I
FS4R1c 1.13 0.16 0.49 0.06 0.31 0.20 0.35 0.24 0.41 0.31 0.43 26.0 II II
FS4R2-1a 1.14 0.11 0.69 0.39 0.47 0.47 0.22 0.25 0.53 0.50 0.60 2 404.0 I I
FS4R2-1b 1.14 0.12 0.55 0.09 0.40 0.33 0.41 0.26 0.33 0.42 0.47 16.6 II I
FS4R2-1c 1.29 0.17 0.49 0.07 0.34 0.24 0.43 0.21 0.36 0.36 0.46 16.7 II I、II
FS4R2-2a 1.23 0.11 0.71 0.38 0.42 0.45 0.18 0.29 0.53 0.49 0.60 2 548.0 I I
FS4R2-2b 1.23 0.12 0.65 0.15 0.46 0.40 0.38 0.25 0.36 0.41 0.49 11.4 I、II I
FS4R2-2c 1.08 0.16 0.52 0.08 0.28 0.21 0.36 0.25 0.39 0.40 0.46 20.6 II —
FS4R3a 1.41 0.13 0.55 0.24 0.35 0.43 0.31 0.26 0.44 0.49 0.57 55.0 I、II I
FS4R3b 0.71 0.13 0.52 0.04 0.38 0.28 0.43 0.28 0.29 0.43 0.47 11.1 II I
FS4R3c 1.40 0.15 0.50 0.06 0.24 0.19 0.35 0.24 0.41 0.37 0.47 23.2 II —
FS4R4a 1.39 0.09 0.72 0.41 0.44 0.50 0.18 0.29 0.53 0.51 0.60 4 477.0 I I
FS4R4b 1.23 0.10 0.68 0.23 0.48 0.38 0.33 0.31 0.36 0.49 0.52 14.8 I、II I
FS4R4c 0.91 0.14 0.51 0.09 0.29 0.22 0.35 0.22 0.43 0.37 0.48 9.3 II I、II
FS4R5a 1.46 0.10 0.71 0.39 0.42 0.49 0.19 0.29 0.52 0.51 0.61 2 025.3 I I
FS4R5b 1.20 0.10 0.67 0.15 0.47 0.37 0.35 0.27 0.38 0.42 0.50 13.3 I、II I
FS4R5c 1.50 0.17 0.54 0.10 0.30 0.25 0.37 0.24 0.39 0.39 0.46 15.4 II I、II
FS4R6a 1.67 0.10 0.70 0.36 0.37 0.47 0.18 0.29 0.54 0.50 0.61 3 339.6 I I
FS4R6b 1.47 0.15 0.62 0.10 0.40 0.26 0.35 0.27 0.38 0.43 0.48 15.4 I、II I
FS4R6c 0.83 0.14 0.48 0.08 0.37 0.24 0.35 0.25 0.40 0.41 0.48 18.3 II II
FS4R7a 1.30 0.08 0.68 0.36 0.47 0.47 0.15 0.29 0.57 0.48 0.61 539.2 I I
FS4R7b 1.13 0.13 0.60 0.13 0.43 0.42 0.38 0.29 0.33 0.42 0.47 23.7 I、II I
FS4R7c 0.89 0.16 0.51 0.08 0.37 0.28 0.42 0.20 0.38 0.38 0.48 18.7 II —

注：1：Pr/Ph；2：伽玛蜡烷/C30藿烷；3：Ts/(Ts+Tm)；4：C30重排藿烷/(C30重排藿烷+C30藿烷)；5：C27重排甾烷/C27规则甾烷；6：C29重排甾烷/C29规则甾烷；7：C27/C27-29甾烷ααα 20R；8：C28/C27-29甾烷 ααα20R；9：C29/C27-29甾烷 ααα20R；10：C29甾烷20S/(20R+20S)；11：C29甾烷ββ/(αα+ββ)；12：抽提物含量(μg/g含油砂样)；13：依据生物标志物组成分类；14：依据正构烷烃单体碳同位素组成分类

II类原油与I类原油具有不同的甾萜烷分布特征［12］，本文2个II类原油样品C29-32重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量较低［图3（b），图3（c）］，C30重排藿烷/（C30重排藿烷+C30藿烷）比值分别为0.04和0.08，小于0.15［表2，图4（a）］；Ts/（Ts+Tm）比值分别为0.40和0.38，小于0.55［表2，图4（a）］；C27重排甾烷/C27规则甾烷比值分别为0.29和0.34，C29重排甾烷/C29规则甾烷比值分别为0.25和0.31，均小于0.35。2个II类原油样品C27甾烷ααα 20R相对含量较高，C27-29ααα20R规则甾烷分布呈现“V”型［表2，图3（f），图4（d）］。2个II类原油样品成熟度较低，处于生油窗早—中期。C29甾烷ααα 20S/（20R+20S）比值分别为0.40和0.38，C29甾烷ββ/（αα+ββ）比值分别为0.47和0.44［表2，图4（c）］。
如表2所示，I类原油Pr/Ph比值介于1.42~1.85之间，II类原油Pr/Ph比值介于1.61~1.75之间，说明这2类原油烃源岩沉积环境可能为弱还原—弱氧化环境［表2，图3（a），图3（d）］。3个I类原油样品伽马蜡烷/C30藿烷比值介于0.23~0.25之间，2个II类原油样品伽马蜡烷/C30藿烷比值分别为0.15和0.18（表2），2类原油伽马蜡烷/C30藿烷比值均较低，反映水体盐度较低。但I类原油重排藿烷和重排甾烷相对含量较高，说明可能与烃源岩黏土矿物的酸性催化作用有关［17-18］。2类原油的生物母质也有差别，C27-29甾烷ααα 20R的分布模式存在差异，I类原油呈现反“L”型，指示陆源高等植物或者混源贡献相对较多，II类原油呈现“V”型，指示浮游水生生物的贡献相对较多。
塔西南坳陷昆仑山前构造带发育有3套潜在烃源岩：石炭系浅海相泥岩、二叠系湖相泥岩和中—下侏罗统湖相泥岩和沼泽相煤岩［4-9］。由于柯克亚背斜形成于上新世中晚期［19-20］，此时二叠系烃源岩处于生油晚期阶段，石炭系烃源岩处于过成熟阶段生成干气，侏罗系烃源岩处于未成熟阶段［21］。石炭系烃源岩生油窗早于柯克亚背斜的形成，所生成的原油没有在该背斜圈闭聚集成藏。柯克亚凝析油气田主体原油为I类，为二叠系普司格组烃源岩在生油中—晚期阶段生成的原油，具有较高的成熟度。中—下侏罗统烃源岩在柯克亚背斜形成之后进入生油窗，在生油早—中期生成II类原油充注至柯克亚背斜构造，具有较低的成熟度。

2.2　甫沙4井原油样品分子指标特征

甫沙4井的2个原油样品FS4O1、FS4O2都取自白垩系砂岩储层，2个油样饱和烃的正构烷烃分布都以C14为最高峰，FS4O1为单峰型，而FS4O2具有微弱的双峰形态， 2个原油CPI值分别为1.06和1.04稍大于1，无明显的奇偶优势［图3（a），图3（d）］。
因为C30重排藿烷和Ts相对含量是区分I类和II类原油特征的重要生物标志物指标，本文将C30重排藿烷/（C30重排藿烷+C30藿烷）≥0.35和Ts/（Ts+Tm）≥0.65的原油划分为I类，将C30重排藿烷/（C30重排藿烷+C30藿烷）≤0.15和Ts/（Ts+Tm）≤0.55的原油划分为II类，2个比值介于2类原油之间则为2类原油的混合产物［图4（a）］。依据2个比值划分甫沙4井原油和储层连续抽提物组分的原油类型，结果见表2。
从图5（b）、图5（c）、图5（e）、图5（f）可观测到，2个原油样品FS4O1和FS4O2具有典型的I类原油特征，即C29-32重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量高。2个原油样品具有较高的C30重排藿烷/（C30重排藿烷+C30藿烷）比值，分别为0.36和0.42，均大于0.35［表2，图4（a）］；较高的Ts/（Ts+Tm）比值，分别为0.71和0.76，均大于0.65［表2，图4（a）］；重排甾烷相对含量较高，C27重排甾烷/C27规则甾烷比值分别为0.39和0.44，C29重排甾烷/C29规则甾烷比值分别为0.43和0.42，均大于0.40［表2，图4（b）］。C27甾烷ααα 20R相对含量较低，C27-29甾烷ααα 20R分布呈现反“L”型［表2，图4（d），图5］。成熟度为生油窗晚期，C29甾烷异构化参数20S/（20R+20S）比值分别为0.50和0.60，ββ/（αα+ββ）比值均为0.58［表2，图4（c）］，与I类原油成熟度相近。
图5 FS4井FS4O1和FS4O2原油样品色谱、m/z=191和m/z=217质量色谱

Fig.5 Chromatograms， m/z=191 and m/z=217 mass chromatograms of crude oil samples FS4O1 and FS4O2 from Well FS4

甫沙4井2个原油样品FS4O1和FS4O2与柯克亚凝析油气田I类原油相比，C29-32重排藿烷与重排甾烷含量相对偏低［图4（a），图4（b）］，造成差异的原因可能有：①二叠系普司格组烃源岩岩相不均一，甫沙4井原油来源的烃源岩黏土含量相对较低，导致重排催化作用减弱；②混合其他来源的原油。

2.3　甫沙4井含油砂样品各组分分子指标特征

8个含油砂样品连续抽提组分甾、萜烷参数见表2和图4。2个代表性含油砂样FS4R1和FS4R3各连续抽提组分色谱和质量色谱图见图6和图7。8个含油砂样品游离态组分、束缚态组分和油气包裹体组分C30重排藿烷/（C30重排藿烷+C30藿烷）比值分别介于0.24~0.42、0.04~0.33、0.06~0.10之间，Ts/（Ts+Tm）比值分别介于0.55~0.72、0.52~0.69、0.48~0.52之间，从游离态组分、束缚态组分至油气包裹体组分2个比值呈现出逐渐降低的趋势［表2，图4（a）］。依据这2个比值，7个含油砂样品自由态组分划分为I类原油，仅1个油砂自由态组分（FS4R3a）为I类和II类原油的混合物。束缚态组分FS4R1b为I类原油，FS4R2-1b和FS4R3b为II类原油，其余5个束缚态组分为I类和II类原油混合物［图4（a），表2］。8个含油砂样品包裹体态组分都呈现出II类原油特征［表2，图4（a）］。
图6 FS4R1含油砂岩样品原油色谱、m/z=191和m/z=217质量色谱

Fig.6 Chromatograms， m/z=191， m/z=217 mass chromatograms of crude oil from FS4R1 oil-containing sandstone

图7 FS4R3含油砂岩样品原油色谱、m/z=191和m/z=217质量色谱

Fig.7 Chromatograms， m/z=191 and m/z=217 mass chromatograms of crude oil from FS4R3 oil-containing sandstone

8个含油砂样品游离态组分、束缚态组分和油气包裹体组分C27重排甾烷/C27规则甾烷比值分别介于0.37~0.47、0.38~0.47、0.28~0.37之间，C29重排甾烷/C29规则甾烷比值分别介于0.45~0.50、0.26~0.45、0.20~0.28之间，从游离态组分、束缚态组分至油气包裹体组分2个比值依次降低［表2，图4（b）］。由图4（c）可以观察到，8个含油砂样品游离态组分、束缚态组分和油气包裹体组分C29甾烷异构化参数20S/（20R+20S）比值分别介于0.48~0.53、0.41~0.51、0.31~0.41之间，ββ/（αα+ββ）比值分别介于0.59~0.61、0.47~0.54、0.43~0.48之间，从自由态组分、束缚态组分至油气包裹体组分成熟度逐渐降低［表2，图4（c）］。8个含油砂样品自由态组分C27-29甾烷ααα 20R分布模式与I类原油特征相似，束缚态组分和油气包裹体组分C27-29甾烷ααα 20R分布模式与II类原油特征相似，甚至C27甾烷ααα 20R含量相对更高［表2，图4（d）］。
总的来说，依据生物标志物组成，从含油砂样包裹体、吸附态、自由态组分到原油（FS4O1和FS4O2），甫沙4井储层从充注早期到晚期，I类原油贡献逐渐增大，II类原油贡献逐渐减小。

2.4　正构烷烃单体碳同位素组成

正构烷烃单体碳同位素组成广泛运用于塔里木盆地油源对比研究［10，22-23］。本文7个原油样品和8块含油砂样品的连续抽提物组分正构烷烃单体碳同位素组成见图8。3个含油砂样品包裹体组分FS4R2-2c、FS4R3c和FS4R7c尿素络合后正构烷烃含量较低，因而从图8中剔除。
图8 原油和含油砂岩各组分正构烷烃单体碳同位素组成

Fig.8 Carbon isotopic composition of individual n-alkanes for oil components from crude oil and oil-containing sandstones

I类原油的单体碳同位素值最低，整体趋势是先减小再变大，从-29‰减小到-32‰再增加到-28‰，且分布较为集中反映了来源较为单一（图8），与二叠系普司格组烃源岩抽提物单体碳同位素分布相近［10-11］。II类原油单体碳同位素值相对I类原油高大约为2‰~3‰，且内部存在差异，KS101O2较KS101O1高1‰（图8），II类原油烃源岩可能内部岩相不均一或经过了多期充注混合比例不一导致。
甫沙4井原油FS4O1和FS4O2单体碳同位素组成主要呈现出I类原油特征。依据I类原油和II类原油单体碳同位素特征（图8），对甫沙4井含油砂样品连续抽提组分进行分类（表2）。含油砂样各组分单体碳同位素组成主要介于I类原油和II类原油之间，且呈现出I类原油（FS4O1和FS4O2）≤游离态≤吸附态<包裹体< II类原油的趋势。总体上游离态和束缚态组分主要呈现出I类原油同位素组成特征，而包裹体呈现出I类和II类原油混合或II类原油碳同位素组成特征（表2，图8）。以含油砂样FS4R1为例，自由态组分单体碳同位素分布与I类原油极为相似，束缚态组分相对自由态组分碳同位素值较高，但差异较小，而包裹体组分碳同位素值则明显偏高，且接近于II类原油单体碳同位素值分布［图8（a）］。样品FS4R6也展示出类似的结果［图8（g）］。
从含油砂样包裹体、吸附态、游离态组分到原油（FS4O1和FS4O2），正构烷烃单体碳同位素组成的变化趋势也展示出甫沙4井储层早期充注II类原油，晚期充注I类原油。

2.5　甫沙4井油气来源与原油充注过程

柯克亚构造带和柯东构造带都存在来源于二叠系普司格组的I类原油和来源于中—下侏罗统的II类原油。前人研究该区域构造史发现，柯东构造带圈闭形成于上新世早期，柯克亚构造带圈闭形成于上新世中晚期［21，24］。莫午零等［21］通过对包裹体均一温度研究认为柯东—柯克亚构造带均存在2期包裹体，柯克亚构造带2期包裹体分别形成于上新世中晚期和更新世早期，而柯东构造带2期包裹体分别形成于上新世早期和更新世早期。二叠系烃源岩在中新世进入生油期，在柯东构造和柯克亚构造圈闭开始形成时（上新世），该烃源岩已处于生油窗晚期［21］，导致绝大部分的I类原油成熟度都较高。侏罗系烃源岩在更新世早期进入生油窗，此时地层迅速加厚，侏罗系烃源岩生成的原油向上运移。同时第四纪构造活动期间，大量东西走向南倾的高角度逆冲断层和北倾反冲断层开启（图2），导致早期形成的部分古油气藏发生调整［21，24-26］。
从包裹体、吸附态、游离态组分到原油（FS4O1和FS4O2），生物标志物指标和正构烷烃单体碳同位素组成变化趋势均表明甫沙4井白垩系储层II类原油先充注，I类原油后充注。出现侏罗系烃源岩生成原油充注期早于二叠系烃源岩生成原油这一现象可归因于构造作用导致油藏重新调整。柯东构造带甫沙4井白垩系储层埋深较浅（2 178~2 500 m），II类原油从侏罗系烃源岩生成、排出后先充注，之后遭受强烈的构造作用影响，而I类原油从北部的柯克亚构造带或柯东构造带深部油藏通过北倾的反冲断层调整到甫沙4井储层中（图2）。
结合构造演化史和烃源岩生烃史，可将甫沙4井储层成藏过程归纳为3个阶段：①在上新世，二叠系烃源岩处于生油晚期阶段，生成的原油充注到柯克亚构造带或柯东构造带深部形成古油藏；②在更新世早期，侏罗系烃源岩处于生油窗早—中期，生成的原油先充注到甫沙4井白垩系储层；③在第四纪，强烈的构造作用使得甫沙4井北部柯克亚构造带或柯东构造带深部来源于二叠系烃源岩的原油再调整、运移至甫沙4井白垩系储层。最终，造成甫沙4井白垩系储层侏罗系原油先充注，二叠系原油后充注的特殊现象。

3 结论

（1） 塔里木盆地塔西南坳陷柯东构造带甫沙4井储层具有与柯克亚凝析油气田类型相同的2类原油：来源于二叠系普司格组烃源岩的I类原油具有C29-32重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量高，C27-29甾烷ααα 20R分布为反“L”型，以及正构烷烃单体碳同位素值较低等特征；来源于中—下侏罗统湖相泥岩的II类原油具有重排藿烷、重排甾烷和Ts相对含量低，C27-29甾烷ααα 20R分布为“V”字型，和正构烷烃单体碳同位素值较高等特征。
（2） 从包裹体、吸附态、游离态到原油（FS4O1和FS4O2），生物标志物指标和正构烷烃单体碳同位素组成特征均表明甫沙4井白垩系储层II类原油先充注，I类原油后充注。
（3） 第四纪构造运动引起的油藏重新调整可能是柯东构造带甫沙4井白垩系储层来源于中—下侏罗统烃源岩的II类原油先充注，而来源于二叠系烃源岩的I类原油后充注的原因。在第四纪I类原油从北部的柯克亚构造带或柯东构造带深部古油藏通过北倾的反冲断层重新运聚至甫沙4井白垩系储层。

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