引用本文

Wu Hai,Zhao Mengjun,Bai Donglai,et al.Hydrocarbon charge process analysis of Tubei 2 structure in Kuqa foreland basin,western China[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(4):600-608.[吴海，赵孟军，白东来，等.库车前陆盆地吐北2构造油气充注过程分析[J].天然气地球科学，2016,27(4):600-608.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.04.0600

库车前陆盆地吐北2构造油气充注过程分析

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吴海1，2 ，赵孟军1，2，白东来3，周延钊4，周彦臣5 

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油天然气集团公司盆地构造与油气成藏重点实验室，北京100083；3.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318；4.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；5.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100）

作者简介：吴海（1989-），男，湖北黄冈人，硕士研究生，主要从事含油气系统定量分析研究.E-mail：wuhai2012@hotmail.com.

基金项目：国家油气重大专项（编号：2016ZX05003-002）；中国石油科技开发项目（编号：2016B-0502）联合资助.

摘要  
基于定量颗粒荧光、流体包裹体等技术，结合埋藏史、热史及生烃史对库车前陆盆地吐北2构造的油气充注史进行分析。分析结果表明，储层的QGF指数均大于5，表示测点的深度层段均为古油层段；而大部分层段的QGF-E强度都大于20pc，显示出残余油层的特点；TSF显示油质成分单一，说明现今储层烃类具有同源的特点。结合流体包裹体及储层沥青分析表明吐北2构造经历了3期油气充注：中新世康村组晚期(11～6Ma)经历了成熟油气的充注，包裹体显示出黄色、黄白色的荧光，由于后期断层穿盐导致古油藏破坏形成储层沥青；随着埋深加大，膏盐岩发生强烈的塑性流动使断裂愈合，同时伴随着轻质油的充注(4.5~2Ma)，对应的包裹体显示出蓝色的荧光；上新世库车组末期(2.5Ma)储层又经历一期高过成熟气的充注，与第二期轻质油充注连续无间断。由于研究区白垩系储层普遍发育泥岩隔层，导致部分层段现今仍存在残余油层。

关键词： 库车前陆盆地       吐北2       定量颗粒荧光       流体包裹体       油气充注过程      

中图分类号:TE122.2      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)04-0600-09

Hydrocarbon charge process analysis of Tubei 2 structurein Kuqa foreland basin,western China

Wu Hai1，2 ，Zhao Meng-jun1，2，Bai Dong-lai3，Zhou Yan-zhao4，Zhou Yan-chen5 

（1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing 100083,China;2.Key Laboratory of Basin Structure and Hydrocarbon Accumulation,CNPC,Beijing 100083,China;3.College of Geosciences,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China;4.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;5.School of Geosciences,Yangtze University,Wuhan 430100,China）

Abstract  
The hydrocarbon charge process of Tubei 2 structure in Kuqa foreland basin was unraveled by the analysis of quantitative fluorescence,fluid inclusion,trap development history,geothermal history,burial and evolution histories.The result shows that the QGF index of the samples in the reservoir are all larger than 5,showing the characteristic of paleo-oil zone.The QGF-E intensity of most formation in Well Tubei 2 is larger than 20pc which means it is the residual oil zone.TSF showsthe hydrocarbon nowadays in the reservoir is not mixed source.By combining palaeo-fluid evidence and reservoir bitumen analysis,it is believed that Tubei 2 structure has experienced three stages of hydrocarbon charges.In the first stage,the matured oil was charged in Late Miocene(11-6Ma)and the fluorescence color of the related fluid inclusions is yellow,after that the fault cut through the salt seal which led to the escape of the hydrocarbon and left some bitumen in the reservoir.The salt transferred into plastic with deeper burial which led to the regaining of sealing ability.In the second stage(4.5-2Ma),the reservoir experienced the charge of light oil and condensate,the related fluid inclusions color is blue.In the third stage(2.5Ma),the reservoir experienced the charge of gas following the second stage without interruption.There is still some residual liquid oil in some strata nowadays mainly because of the presence of shale interlayer.

Key words： Kuqa foreland basin;       Tubei 2;       Quantitative grain fluorescence;       Fluid inclusion;       Hydrocarbon charge history;      

引言

库车前陆盆地位于天山南侧、塔里木盆地北部（图1），其主要经历了3个演化阶段，从晚二叠世至三叠纪的前陆盆地、侏罗纪陆内坳陷盆地过渡到新近纪再生前陆盆地[1-3]。其油气充注史较为复杂，前人对该盆地研究主要得出2种不同的观点[4-7]。赵孟军等[4] 和Liang等[6] 认为该盆地存在2期油气成藏，具有“早油晚气，晚期调整成藏”的特点。赵靖舟[5]和Lu等[7]认为该盆地经历了3期油气充注成藏，具有早期油气充注与破坏，晚期高—过成熟油气充注成藏的特点。盆地多期油气充注对油气的分布具有重要的影响，因此弄清盆地的油气运聚期次，认识油气的成藏过程，是深化盆地油气分布规律、提高油气勘探成功率的重要内容[8]。克拉苏构造带吐北地区盐下鳞片体油气充注过程复杂，勘探前景广阔，本文基于定量荧光技术和流体包裹体技术，结合埋藏史和热史来恢复其充注史，以期对吐北地区的油气勘探提供参考。

1 地质概况

克拉苏构造带是库车前陆盆地的一个富气的区域（图1），吐北2号构造位于库车前陆盆地克拉苏构造带西部的一个次级构造，其被2条北倾的北东向的断层夹持，北界为一逆冲滑脱断层，断面浅层陡，断距大，平面延伸较远；南界为一较平缓的逆冲断层，平面延伸较远，该构造被一条近东西向的北倾逆断层切割成2部分。库车前陆盆地的烃源岩层主要为三叠系湖相烃源岩和侏罗系煤系烃源岩，源岩的厚度大，且现今大多都已达到成熟，具有良好的生烃潜力[1-6]。膏盐岩盖层厚度达到10m就具有良好的封盖能力，当达到30m时便可成为完美的盖层[9]。吐北2井钻揭膏盐岩厚度为319m，膏泥岩36m，并且盆地西部古近系库姆格列木群的膏盐岩层具有厚度大，分布面积广，具有区域封盖的效应（图1），总体而言对于盐下白垩系储层的油气具有很好的封盖能力，然而膏盐岩随埋深加大会发生脆塑转换[10,11]，因此早期膏盐岩具有脆性，在构造挤压作用下容易产生裂缝并易被断层切穿，导致早期油气的泄漏，而晚期膏盐岩的塑性流动使断层和裂缝愈合，具有非常好的封盖能力，使得该地区晚期充注的油气得以保存。

图1     塔里木盆地库车前陆盆地构造单元、油气藏及古近系膏盐岩厚度分布特征
Fig.1     Tectonic units，oil and gas reservoir and salt distribution of Paleogene Kumugeliemu Formation in Kuqa foreland basin,Tarim Basin

2 定量荧光特点

2.1 储层定量颗粒荧光(QGF)特征

定量颗粒荧光技术可用于检测储层矿物颗粒内部包裹体中的烃类，通过荧光的强度和光谱的形状可判识古油水界面及古油层的性质[12-14],古油层的QGF指数较高，一般大于4，而水层的QGF指数一般则小于4[12]。吐北2井所取的储层样品的QGF指数在5.04～7.08之间，其指数均大于4（表1），因此4 108.2～4 219.6m为古油层所在的区域。依据自然伽马曲线及录井数据可知该地区储层层段发育多套泥岩，砂岩储层夹在泥岩层段之中，当储层泥质含量较高时，QGF指数相对较低，说明其含油性较弱。在白垩系巴西盖组发育大套砂岩及含砾砂岩，其储

表1     吐北2井储层定量荧光数据
Table 1     Quantitative fluorescence data in the reservoir of Well Tubei 2
样品号深度 /mQGFQGF-ETSF
指数强度/pcλmax/nmΔλ/nmImax强度/pcλmax/nmImaxMax ExMax EmR1R2
TB2_884 108.205.041.11386109.6970.4758.749366296.972204202.052.80
TB2_914 129.706.031.21390117.2959.2528.27370109.982204201.792.44
TB2_924 130.607.081.09392111.6889.3144.4537439.592523722.223.12
TB2_934 131.606.400.90390102.7916.947.9836347.802204151.191.64
TB2_944 178.006.631.02393108.4430.1712.92360131.812204201.432.14
TB2_954 182.306.321.09393112.839.594.3335836.502224221.081.65
TB2_964 213.355.571.13389112.1852.7559.6037249.092563712.302.77
TB2_974 216.306.191.04392114.06275.57118.40367102.682563712.473.31
TB2_984 219.005.361.22387111.2626.9547.7036951.902203351.632.45
TB2_994 219.605.950.94388112.5621.0916.4537161.302204202.002.69
层物性相对较好，含油性也较好，是古油层分布的有利层段（图2）。分析其QGF光谱特征可知，各层位样品的谱峰值在386～393nm之间，表现为油质偏轻的特征，光谱形状相似，说明各层位的油质特征较为一致。

2.2 储层颗粒萃取物定量荧光(QGF-E)特征

储层颗粒萃取物定量荧光技术，是运用二氯甲烷(DCM)溶液抽提储层颗粒表面吸附的烃类，取二次抽提液，依据不同层位所吸附的烃类的荧光强度及光谱形状等信息可判识现今的残余油水界面、现今油层以及储层烃类的性质[12-14]。一般情况下，水层的QGF-E强度不超过20pc，油层的QGF-E强度大于20pc,不同地区该临界值会有小幅的波动[12]。吐北2井储层的QGF-E强度在垂向上变化较大（图2），在4 108.2m、4 129.7m、4 130.6m其QGF-E强度在28.27~57.49pc之间，均大于20pc，在4 131.6m、4 178m、4 182.3m其QGF-E强度在4.33~12.92pc之间，在白垩系巴西盖组的4 213.35m以深的层段QGF-E值均大于20pc，且在4 216.3m处QGF-E强度达到了118.4pc,说明部分层位还含有少量的残余油，对比声波曲线及自然伽马曲线发现物性较好的层段含油性较高。

图2     吐北2井储层定量荧光综合剖面
Fig.2     Reservoir quantitative fluorescence diagram of Well Tubei 2

储层颗粒表面吸附的烃的成分包括芳烃、脂肪烃，沥青质和极性化合物[12]，不同成分的烃类其QGF-E光谱形状和谱峰值差别较大。单环芳烃和二环芳烃的发射峰值分别在287nm和320nm左右；三环和四环芳烃有2个发射峰值，这2个峰值分别在320nm和365nm附近；极性化合物谱峰为370nm左右；沥青质的光谱较宽，峰值在420nm左右[12]。吐北1井的QGF-E荧光光谱峰值主要集中在370nm附近，因此储层表面吸附烃中极性化合物含量较高。QGF-E光谱的峰值强度总体不高，且不同深度的强度值变化较大，显示出层状储层的特点，且不同层间的储层物性可能变化较大。

2.3 储层三维全息扫描荧光(TSF)特征

储层三维全息扫描荧光是一种运用三维激发、释放光谱来记录原油指纹的方法[15]。从250~540nm，每隔5nm的间距对油样的抽提液进行荧光扫描，同步记录220~340nm的发射光谱。运用荧光光谱的相似性可用来检验原油的成分的相似性，从而判断其是否同源。通过适当的矫正，三维全息扫描荧光可用来估算芳香烃的含量、原油比重和成熟度。其中参数R1为360nm处的发射光谱强度与270nm处激发光谱强度的比值，可以很好的反映烃类的成熟度，其中凝析油的R1值一般小于2.0，轻质油的R1值一般位于2.0~3.0，稠油的一般大于3.0[14]。实验检测的样品中R1值为1.08~2.47，油质呈现普遍偏轻的特点。在4 129.7m、4 131.6m、4 178m、4 182.3m和4 219m等深度R1<2.0，显示出凝析油的特征，其余深度点R1值处于2.0~3.0之间，显示出轻质油的特点（图2）。激发/发射光谱对值也表现为轻质油的特点（表1）。储层三维全息扫描光谱均呈现单峰的特点（图3），表明现今储层烃类为单一油源，并未见早期重质组分，说明储层中聚集的烃类为晚期生成的轻质油，早期充注形成的油藏很可能已被破坏，形成石英颗粒中包裹的残余沥青。

图3     吐北2井三维全息扫描荧光(TSF)
Fig.3     Total scanning fluorescence (TSF) of Well Tubei 2

3 包裹体分析

3.1 包裹体岩相学及期次划分

吐北2井的QGF指数均在5以上，其QGF光谱峰值约在390nm，具有明显古油藏发育的特征。古油藏在埋藏成岩过程中会形成大量的流体包裹体，可依据储层流体包裹体的赋存矿物、产状、颜色和相态特征对油气包裹体进行分类、分期[16]。依据吐北2井的实际情况将储层中的油气包裹体划分为3类。 第一类为黄白、黄褐色荧光气液烃包裹体（图4），单偏光下为浅黄至无色，发育在石英颗粒及愈合裂纹中，并且其周围常见大量分散的沥青伴生，其可能为后期大规模气洗或水洗，将原油中的轻质组分溶解，原油发生脱沥青形成的。该类包裹体以液相单相为主，部分为气液两相包裹体，但气液比较小，约为2.02%，其发育丰度较低，分布范围小。第二类为蓝色、蓝白色荧光气液包裹体，单偏光下呈现浅褐色到无色，主要发育在石英愈合裂缝及颗粒边缘，其气液比稍微偏大，约为5.39%~13.39%，其形成时间稍晚。第三类为气包裹体，单偏光下呈现黑色，赋存于石英颗粒边缘及愈合的微裂缝中，微裂缝中黑色气包裹体呈现线性分布，偶见蓝色、蓝白色荧光气液两相包裹体与气体包裹体相伴生。

3.2 包裹体均一温度及油气充注时间

利用油气包裹体的颜色及其岩相学可大致判别包裹体形成的先后顺序，运用油气包裹体及其伴生盐水包裹体的均一温度结合埋藏史和热史可较准确地判断油气的充注期次与年代[17-19]。吐北2井均一温度结果[图5(a)]显示，早期黄色荧光油包裹体发育丰度虽然不低，但大部分为单一液相，内部不含气相，并且部分包裹体的尺寸较小或者形态不规则，因此无法准确测定其均一温度，仅有少量的气液两相包裹体容易测得，其均一温度介于75~90℃之间，其伴生盐水的均一温度主要介于86~90℃之间，结合该井的埋藏史和热史[图5(b)]可知该期油的充注时间约为11~6Ma，其充注高峰约为6Ma左右，属于新近系康村组沉积晚期。蓝色荧光包裹体及其伴生盐水的均一温度分布范围为96~120℃，其对应的充注时间为4.5~2Ma，充注高峰期为4~3Ma，为库车组沉积时期，该期轻质油为快速充注，这也与该地区的埋藏史特征相符[1-20]，晚期地层快速埋藏导致下伏的烃源岩快速成熟。第三期气包裹体的伴生盐水包裹体的均一温度范围为110~125℃，对应的天然气充注时期为2.5Ma至今，该期流体充注接替第二期油的充注，为一个连续的过程。3期油气充注时期与库车前陆盆地喜马拉雅造山期的构造运动时间匹配良好。

图4     吐北2井储层包裹体显微照片
Fig.4     Fluid inclusion micrograph in the reservoir of Well Tubei 2

(a)石英颗粒内黄白色荧光油包裹体，E,4 108.2m，UV; (b)石英颗粒中的黄色、黄白色荧光气液两相包裹体，K,4 178m,UV; (c)石英颗粒缝合线及颗粒边缘中的黄绿色荧光气液两相包裹体，K,4 131.6m,单偏光+UV； (d)石英颗粒内蓝色荧光气液两相包裹体，K,4 178m，UV; (e)穿石英裂纹中蓝色荧光油包裹体，K，4 213.35m，UV； (f)石英颗粒内蓝色荧光气液两相包裹体与沥青伴生，K,4 178m，单偏光+UV; (g)石英颗粒边缘蓝色荧光气液两相包裹体与沥青伴生，K,4 219m，单偏光+UV； (h)石英颗粒内甲烷气包裹体(拉曼光谱检测)，气液比为65.63%，K,4 178m，单偏光； (i)石英颗粒愈合裂纹中气包裹体，K,4 178m，单偏光

4 烃源岩热演化与充注时间配置关系

库车前陆盆地为新生代以来形成的再生前陆盆地，盆地晚期经历快速埋藏，地层厚度大，三叠系湖相烃源岩和侏罗系煤系烃源岩埋藏深[1-3-6-21]，因此大部分井位都未能钻遇烃源岩地层[22]，这给直接研究储层下部烃源岩带来困难，因此本文依据地震资料解释成果，运用数值模拟的方法来探讨该地区的烃源岩热演化程度。由上文中的包裹体显微测温结合埋藏史及热史确定了油气充注的大致时间。第一期油的充注为11~6Ma，第二期轻质油的充注时间为4.5~2Ma，第三期充注的天然气的时间为2.5Ma以来。由烃源岩的热演化史可知（图6），在11Ma时，侏罗系顶部烃源岩的镜质体反射率约为0.59%，底部为1.0%；三叠系底部的烃源岩的镜质体反射率约为1.45%；6Ma时，侏罗系顶部烃源岩RO值约为0.65%，底部约为1.14%，三叠系烃源岩底部约为1.6%，因此侏罗系烃源岩具有生成低熟和正常原油的能力，而三叠系主要为生成正常原油，其底部可能生成少量轻质油。4.5Ma时，侏罗系顶部烃源岩RO值约为0.72%，底部约为1.26%，三叠系底部烃源岩RO值约为1.71%；2Ma时，侏罗系顶部烃源岩RO值约为0.9%，底部约为1.58%，三叠系底部烃源岩RO值约为2.13%，因此在该阶段主要生成轻质油及凝析油，晚期主要生成凝析油与天然气，第二期轻质油和第三期气为连续充注，由于烃源岩的晚期快速成熟造成了晚期油气的充注强度较大。

5 油气充注过程分析

库车前陆盆地具有“早油晚气，多期充注，晚期成藏”的特点，其晚期油气成藏明显受到喜马拉雅造山运动的影响[4-7-20]。库车前陆盆地喜马拉雅造山运动引起的构造变形主要分为3期：渐新世末期、上新世末期和早更新世末期，构造挤压作用逐渐变强，形成了大量有效圈闭[23]，同时强烈的构造作用引起流体的剧烈活动，对烃源岩的排烃、油气运移以及古油藏的调整改造具有很大的影响[16-22]。由于库车坳陷发育有2套巨厚的膏盐岩沉积：一套位于盆地西部古近系库姆格列木群；另一套位于盆地东部新 近系吉迪克组，它们对油气的分布造成了很大的影

图5     吐北2井流体包裹体均一温度、埋藏史和热演化史
Fig.5     Fluid inclusion homogenization temperature,burial and thermal history of Well Tubei 2

图6     吐北2构造虚拟井烃源岩热演化史
Fig.6     Thermal evolution history of the source rock in pseudo-well of Tubei 2 structure

响。膏盐岩在埋藏的过程中会由浅层的脆性向深层的塑性转化[10]，因此早期浅埋藏的过程中在强烈的构造挤压环境下易产生裂缝并易被断层切穿，造成盐下圈闭破坏，不利于早期原油的聚集。克拉苏构造带大北—吐北段盐下古圈闭就曾被穿盐断层破坏[24-26]，原油泄漏后经盐上砂体运移至大宛齐地区聚集成次生油藏，后期膏盐岩层埋深加大，膏盐岩向塑性转化，其强烈的塑性流动及涂抹作用使断裂、裂缝愈合，圈闭恢复聚油气能力。结合吐北地区的构造演化史，圈闭演化史、生排烃史及古流体证据综合分析认为吐北2构造具有中新世康村晚期(N1-2k)原油充注并部分破坏，上新世库车中晚期(N2k)的轻质油充注及库车末期(N2k)的天然气充注3期充注过程（图7）。 在中新世康村晚期(N1-2k)，在喜马拉雅造山运动影响下圈闭初步形成，此时圈闭主要聚集三叠系成熟原油和少量侏罗系的低熟原油（图7），第一期黄色荧光包裹体记录了该期原油的充注，由于圈闭幅度及区域构造形状的限制[27,28]，导致该期油的聚集量有限。随着喜马拉雅运动的加剧，断层活动明显，切穿膏盐岩盖层，导致早期原油的泄漏，Zhuo等[26]通过提取该地区盐上储层、盐岩盖层及盐下储层中原油的生物标志化合物，通过对比生物标志化合物的特征发现其具有很高的相似性，这表明了早期原油运移穿过膏盐岩层，在盐上圈闭聚集形成现今的大宛齐油田；库车组沉积地层较厚导致膏盐岩埋深加大，塑性流动明显，穿盐断层愈合，并且构造挤压作用导致圈闭剧烈隆升，圈闭幅度增大，使得库车中晚期(N2k)圈闭内聚集了大量的轻质油及凝析油，该期原油的充注被蓝色荧光油包裹体所记录；库车末期烃源岩进入高—过成熟阶段，生成大量的干气及少量的凝析油，同时对圈闭中早期轻质原油进行排替，使得早期的轻质原油由溢出点排出，但QGF-E数据表明某些层段仍然残留有部分早期的轻质原油，其可能位于储层的低孔渗区或不可动油区。

图7     吐北2构造流体演化过程示意
Fig.7     Hydrocarbon accumulation process of Tubei 2 Gasfield

6 结论

(1)定量荧光技术的QGF指数表明，吐北2构造存在古油藏，QGF-E强度表明现今部分层段存在残余油层，TSF三维全息谱图全部显示单峰表明现今储层吸附的烃类为单一油源。 (2)流体包裹体岩相学及显微测温数据表明吐北2构造经历了3期油气充注：第一期为黄色荧光包裹体，其均一温度为75~90℃，其对应的充注时间约为11~6Ma；第二期轻质油及凝析油的均一温度为96~120℃，其对应的充注时间约为4.5~2Ma；第三期气的均一温度为110~125℃，说明其充注时间为2.5Ma以来，第二期轻质油和第三期气为一个连续充注的过程。 (3)吐北2构造康村组晚期主要经历了成熟原油的充注，聚集于盐下圈闭中，后期由于断层切穿膏盐岩层导致该期原油泄漏，在盐上形成大宛齐油田；库车中晚期喜马拉雅造山运动剧烈，圈闭剧烈隆升，膏盐岩盖层随埋深加大向塑性转化，圈闭聚集了大量轻质油和凝析油；库车末期大量的高成熟—过成熟的干气充注排替早期的轻质原油，使圈闭以聚气为主，部分低孔渗层段还残余少量轻质油。

致谢:感谢中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院杨海军院长、杨文静副院长，以及李勇、雷刚林、肖中尧、马玉杰、黄少英等领导专家在取样过程中给予的帮助；感谢中国石油勘探开发研究院桂丽黎博士及北京大学胡瀚文博士在论文撰稿过程中所做的有益探讨及提出的建设性意见。

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