吴 海，赵孟军，卓勤功，徐祖新，白东来，3，周延钊，4，张 冰，3，王 琳

(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(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580)



库车坳陷迪那2凝析气田油气成藏过程分析

吴 海1，2，赵孟军1，2，卓勤功1，2，徐祖新1，白东来1，3，周延钊1，4，张 冰1，3，王 琳1，2

(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(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580)

基于定量颗粒荧光、流体包裹体和激光拉曼等分析手段系统分析了库车坳陷迪那2地区的油气充注史，并结合埋藏史、热史、生烃史及圈闭形成史对其成藏过程进行了探讨。所测试储层样品的QGF指数都大于4，QGF-E强度在5 057 m以内都大于20 pc，结合岩心分析结果确定其现今残余油水界面位于5 057 m左右。结合包裹体岩相学、测温数据及自生伊利石K-Ar测年数据表明，储层经历了三期油气充注，早期(23.53 Ma)充注的重质油由于缺乏有效盖层而散失，且此时地层埋藏较浅，地温低，石英矿物还未进入成岩胶结阶段，因此，无法记录该期油的充注。新近纪喜马拉雅造山运动使地层强烈褶皱，圈闭大量形成，康村晚期(10～7 Ma)烃源岩生成的轻质油聚集其中，该期油充注时间较长，包裹体以蓝绿和蓝色为主。第三期(2.5 Ma)天然气充注强度较大，改造了早期油藏,形成了迪那2凝析气藏的现今面貌。

成藏过程；定量颗粒荧光；流体包裹体；迪那2凝析气田；库车坳陷；盆地模拟

吴海，赵孟军，卓勤功，等.库车坳陷迪那2凝析气田油气成藏过程分析[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(3):30-38.

WU Hai,ZHAO Mengjun,ZHUO Qingong，et al.Hydrocarbon accumulation process analysis of Dina 2 condensate gasfield in Kuqa Depression[J].Journal of Xi'an Shiyou University(Natural Science Edition),2016,31(3):30-38.

引　言

许多含油气盆地特别是一些叠合盆地多层系生烃、多期生排烃，具有多个含油气系统或者次级系统，造成油气多期运聚、成藏以及后期多期调整、破坏[1]。因此，精确分析含油气盆地油气成藏过程对于提高勘探成功率显得十分重要。近年来，油气成藏过程研究手段逐渐由早期的定性向精细的半定量、定量方向发展，涌现了一批新的分析技术。流体包裹体技术是研究油气成藏过程的经典手段[2-4]，在传统技术手段的基础上提出了一系列新的精细分析方法，如包裹体荧光寿命法[5]可依据包裹体内部液相油所释放的荧光时间长短来确定包裹体的油质及其形成的早晚；傅里叶红外光谱技术(FT-IR)可通过光谱形状及谱峰位置确定包裹体成分[6-7]；激光拉曼技术可通过拉曼谱峰的位移判识包裹体内成分及其捕获压力、盐度等信息[8]；流体包裹体丰度(GOI)技术可确定古油水界面[9]。定量荧光技术可精确地识别储层表面吸附的烃类含量和性质以及颗粒内部的包裹体烃类成分信息，从而判识古油水(油气)界面[10-12]、现今油水(油气)界面[10-12]和油气运移路径[13]。

前人对库车坳陷迪那2气田沉积储层[14]、油气藏特征[15-17]作过不少研究，但对于其油气成藏过程的研究少有报道。本文基于激光拉曼、定量颗粒荧光和流体包裹体等分析手段对迪那2气田的油气充注过程进行了详细研究，并结合区域埋藏史、热史和生烃史对其成藏过程及规律进行恢复，以期对库车坳陷秋里塔格构造带东部地区的下一步油气勘探有所启示。

1　地质背景

库车坳陷发育于塔里木盆地北部、天山南部的山前区域(图1)，是新生代以来发育的一个前陆盆地[18]，该盆地蕴含有丰富的油气资源。盆地经历了多起构造运动，其中喜马拉雅造山运动对盆地的定型起关键作用，其次是燕山运动。多期的构造运动使盆地形成“五带三凹、南北分带、东西分段”的特点[19]，从南向北依次发育南部斜坡带、秋里塔格构造带、依奇克里克构造带、克拉苏构造带和北部单斜带，从东向西依次发育阳霞凹陷、拜城凹陷和乌什凹陷。

图1　塔里木盆地库车坳陷构造单元及油气藏分布Fig.1　Tectonic units and reservoir distribution in Kuqa Depression,Tarim Basin

迪那2气田位于秋里塔格构造带东部，其发育及成型受2条北倾的逆冲断裂所控制，被夹持在2条大断裂之间：一条是东秋大断裂，该断裂发育于燕山期，发展于喜马拉雅造山期，定型于喜马拉雅造山末期；另外一条是迪北断裂，其发育并定型于喜马拉雅造山期。这2条断裂消失在新近系吉迪克组膏盐岩及膏泥岩地层之中。该区的烃源岩主要为三叠系湖相烃源岩和侏罗系煤系烃源岩[18]，埋藏较深，迪那字号的井位都未能钻遇烃源岩层。储层主要发育于古近系库姆格列木群和苏维依组砂岩[20]，由于储层之间夹有多套泥岩隔层，因此，气藏在剖面上呈层状，烃类主要通过断层运移至储层之中。上覆新近系吉迪克组的巨厚膏盐岩及膏泥岩为其“完美”盖层。根据探井所钻遇储层中的油气显示情况及录井结果，对古近系库姆格列木群、苏维依组及白垩系巴什基奇克组地层取样并进行系统分析，样品主要来自迪那201井，部分来自迪那11井的样品用以数据对比、辅助分析。

2　油气充注史分析

2.1储层定量颗粒荧光(QGF)特征

储层定量颗粒荧光技术可用来检测颗粒内部包裹体中的烃类，通过荧光强度和光谱特点可以确定古油水界面及古油层性质[10-11]，其光谱特征可用QGF强度、QGF比值、QGF指数，半峰宽(Δλ)和最大波长(λmax)5个参数来表示[10]。实验样品的QGF结果见表1、图2。迪那201井的QGF指数在4.84～9.21。对于古油层而言，其QGF指数一般大于4，水层的QGF指数一般不高于4[10]，迪那201井的QGF指数均大于4，因此，该井深度4 776.5～5 201.0 m为古油层所在区域。结合QGF指数和测井曲线可以看出，在4 776.5～5 057.0 m深度段，QGF指数变化不大，在4.84～5.59间小幅度波动，而深度超过5 057.0 m时可见QGF指数变化较大，变化范围在4.86～9.21；由测井曲线可见自然伽马值较高的部位泥质含量高，对应的电阻率值较低，QGF指数相对偏低，而电阻率值较高部位泥质含量较低，储层物性较好，QGF指数相对偏高，含油性较好，这显示迪那2气田层状油气藏的特点，多层砂质储层被泥岩层段隔断。QGF光谱的λmax值都在390～400 nm波动，且光谱的形状大致相同，但强度有所差别，总之，各层位早期油质成分相差不大，以轻质油为主。

表1　迪那地区储层定量荧光响应结果

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特征指颗粒物表面吸附烃的荧光强度及光谱特征，可用以判定现今的残余油层、现今油层及油层烃类的性质[10-11]。QGF-E光谱特征可用λmax(最大波长)和QGF-E强度来描述。一般而言，认为水层的QGF-E强度小于20 pc，而油层的QGF-E强度大于20 pc，但不同的地区其临界值会有所变化[10]。迪那201井的QGF-E强度在整个古近系储层段呈现规律变化(图2)，当深度大于5 057 m，QGF-E强度都小于20 pc，说明其现今为水层；而深度在5 057 m以内，QGF-E强度逐渐增大，至4 781.3 m达顶峰，QGF-E强度超过80 pc，而迪那2气田主要产气及凝析油[17]，因此，5 057 m以浅存在残余油层。依据迪那201井的气测结果可知，在井段5 056～5 058 m岩心无水湿感，滴水缓渗，荧光喷照为淡黄色，滴照也为淡黄色，说明该深度段含有一定量的烃类，但在井段5 063～5 064 m，岩屑湿、干喷照均无荧光，说明其不含烃类，这同样揭示现今的残余油水界面在5 057 m附近，与储层颗粒萃取物定量荧光分析结果一致。

储层颗粒表面易吸附脂肪烃、芳烃、极性化合物和沥青质[10,13]。用260 nm波长激发二氯甲烷的抽提液，不同成分的QGF-E荧光光谱峰值差别很大，单环芳烃的谱峰为287 nm，二环芳烃为320～325 nm，三环、四环芳烃有2个发射峰值，分别在320 nm和365 nm附近，极性化合物谱峰为360～380 nm，沥青质的光谱较宽，峰值在420 nm左右[10]。迪那201井储层QGF-E光谱主峰值在360 nm附近(图2)，部分深度段，如5 057 m及5 178.6 m以深的井段QGF-E光谱在320 nm附近存在1个次级峰，说明该井段储层吸附的主要为四环芳烃等成分，油质总体相对较轻。只有在4 781.3 m储层中的QGF-E光谱较宽，谱峰在428 nm，表明其含有一定量的沥青质，可能是早期油充注的残留物。

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利用波长连续变化的激发光扫描得到的三维发射荧光光谱[13]，可用TSF最大强度Imax、R1、R2、 最大激发波长(λmaxEx)和最大大发射波长(λmaxEm)等参数来表征。其中：R1值可近似为原油组分中三环芳烃与单环芳烃的比值，它与原油成熟度呈负相关[13]，凝析—超轻质油的R1小于2.0，轻质—正常油的R1在2.0～3.0，中质—重质油的R1一般大于3.0[12]。实验测试样品二次抽提液的R1主要在1.0～2.0波动，仅4 983.7 m处样品的R1值超过2.0(图2)，说明该储层的原油以凝析油为主，部分层位吸附少量偏重的正常原油，可能生成于侏罗系烃源岩较浅部位。按照定量颗粒荧光标准化处理流程[10-13]，样品需经过2次二氯甲烷(DCM)抽提，而该地区现今储层中以轻质油为主，因此，二次抽提液所测得的油质可能会偏轻，对初次抽提液进行分析发现4 781.24 m的R1值超过3.0，说明某些重质的组分已溶解于初次抽提液中，导致二次抽提液为剩余的轻质组分，所以部分层段R1略微偏小。事实上，由初次抽提液的TSF谱图可以明显看出部分层段储层所吸附的烃类含有一些偏重的成分(图3)，如迪那201_12号样品的TSF峰值的激发/发射光谱对为255.93 nm/370.93 nm，显示出重质油的特征，TSF所呈现的多峰说明部分层段储层吸附的烃类是轻质组分和重质组分的混合物，但重质组分含量相对较低，这种重质组分可能来自侏罗系顶部的低熟烃源岩，也印证了部分层段的确存在一些早期残余的烃类或沥青质。

图2　迪那201井储层定量荧光综合剖面Fig.2　Reservoir quantitative fluorescence diagrams of well Dina 201

2.4包裹体岩相学及期次划分

迪那201井包裹体类型主要有3类：第一类为蓝绿色荧光包裹体，发育于石英颗粒加大边及石英愈合裂缝中(图4)，石英愈合裂缝中多见单相蓝绿色油包裹体(图4(d))，并且在部分裂纹中发现沥青与蓝绿色油包裹体共生，而石英颗粒边缘发育有亮蓝色包裹体(图4(b))，该类包裹体的气液比在9.88%～11.60%，以液相为主，少量包裹体为气液两相。第二类为蓝色、蓝白色荧光包裹体，发育于穿石英裂纹(图4(e)、图4(f))及石英颗粒内部(图4(g))及边缘(图4(i))，气液比为10.91%～15.84%，气体含量相对较高。第三类主要是气包裹体和气洗形成的两相固液包裹体(图4(h))，固液两相包裹体内部边缘明显发育固体沥青，包裹体的外形保存完好，并未见明显的泄漏现象，在冷热台上对其加热时，部分包裹体固态沥青可溶于液态烃，表明该类包裹体是原油发生气洗脱沥青过程中被捕获的。 此外， 运用激光拉曼技术可证实其伴生盐水及气包裹体中的气相拉曼位移在2 916 cm-1附近(图5)，表明气体成分主要为甲烷，在2 604 cm-1处出现了一个异常高峰，峰值高，但宽度极小接近直线，认为其为“宇宙射线”干扰。

图3　迪那201井三维全息扫描荧光(TSF)Fig.3　Total scanning fluorescence (TSF) of well Dina 201

图4　迪那201井储层包裹体显微照片Fig.4　Fluid inclusion micrographs of the reservoir in well Dina 201

图5　迪那201井储层包裹体气体拉曼光谱Fig.5　Laser Raman of gas in the fluid inclusion from the reservoir of well Dina 201

2.5包裹体均一温度及充注时间

油气在均一条件下被捕获形成的包裹体，可通过加热达到均一相获得均一温度，结合热史、埋藏史剖面可确定油气充注的大致时间[4]。迪那201井的测温结果(图6)显示，蓝绿色油包裹体伴生盐水包裹体均一温度主要分布在85～105 ℃，而蓝绿色包裹体多呈单相，因此，难以测定其均一温度。

蓝色油包裹体及其伴生盐水包裹体的均一温度主要分布在95～120 ℃，可见这2类包裹体的均一温度部分重合，很可能是同期油连续充注而形成，时间跨度较大，但由于蓝绿色包裹体的发育丰度较低，因此起始时期的充注强度较弱。结合埋藏史、热史剖面(图6)可知，该期流体充注的时间约为距今10～5 Ma，其中充注高峰期为10～7 Ma，属于康村组沉积晚期。气洗两相包裹体及气包裹体伴生盐水包裹体的均一温度为121～145 ℃，表明该期天然气的充注发生在距今2.5 Ma以来，属于库车组沉积晚期。部分包裹体的均一温度大于150 ℃，这与该地区的埋藏史和热史不相符合，很可能是非均一捕获的结果[21-22]。

事实上，前人[16]对迪那201井白垩系储层作过自生伊利石K-Ar测年研究，结果显示最新的自生伊利石年龄为23.53 Ma，说明早期应该还存在一期油的充注。由埋藏史图可知，此时地层埋藏过浅，地温较低，地层主要处于机械压实阶段，成岩胶结还未开始，包裹体不可能记录该期油的充注，同时该期油由于缺乏有效盖层而无法聚集。因此，对该地区油气成藏有主要贡献的主要是第二期和第三期油气充注。

图6　迪那201井包裹体均一温度、埋藏史和热史Fig.6　Fluid inclusion homogenization temperature,burial and thermal history of inclusions from well Dina 201

3　烃源岩热演化与充注时间配置关系

库车坳陷的烃源岩分布在三叠系的湖相烃源岩和侏罗系的煤系烃源岩[18]。由于迪那字号的井位都未能钻遇该地区的烃源岩地层，因此，难以直接对烃源岩的成熟度热演化过程进行研究。本文借助盆地模拟软件PetroMod来模拟该地区的烃源岩热演化过程，以探讨烃源岩生油气时期与油气充注时期的时空配置关系。选取过迪那2构造的东西向地震解释剖面，借助前人[23]关于库车坳陷大地热流值的研究成果，运用Burnham等人[24]关于镜质体反射率的热演化模型，得出该地区现今热演化剖面(图7)。由于迪那2气田的下部烃源岩在地质历史时期埋深较大，较早地进入了生烃门限，成为迪那2构造的供烃灶[25]，所以运用该构造上的一口虚拟井来探讨该地区的烃源岩热演化史。依据迪那201井的包裹体数据及埋藏史所推断的第二期油的充注高峰为10～7 Ma，第三期气的充注为2.5 Ma以来。在8 Ma时，侏罗系顶部烃源岩的镜质体反射率Ro为0.63%，底部为1.16%，三叠系底部为1.48%，表明此时侏罗系的中上部主要生成正常原油，顶部可能还生成一些重质低熟油，这就解释了TSF三维光谱中含有少量重质组分的原因，侏罗系底部到三叠系中上部主要生成轻质油，三叠系底部主要生成凝析油；在5 Ma时，侏罗系顶部烃源岩的镜质体反射率Ro为0.69%，底部为1.26%，三叠系底部为1.59%，表明此时侏罗系顶部烃源岩主要生成正常原油，中下部主要生成轻质油，三叠纪大部分地层已进入生凝析油阶段，依据前人对迪那2气田的油气源研究，认为其早期油主要来自于三叠系黄山街组和侏罗系恰克马克组的湖相烃源岩，晚期气主要来自于侏罗系煤系地层烃源岩[17,26]。2.5 Ma以来主要为气的充注时期，侏罗系顶部的镜质体反射率Ro为1.04%，底部为1.78%，三叠系底部为2.18%，因此，侏罗系中下部烃源岩主要以生凝析气为主，三叠系烃源岩具有生成干气的能力。由于迪那2凝析气田的晚期天然气主要来自侏罗系煤系地层[17]，结合油源和成熟度信息可推测侏罗系生成的湿气对该期充注贡献较大。迪那2气田高含凝析油，第三期流体的充注对其贡献较大，三期油气的充注形成了其现今面貌。

图7　库车坳陷东西向热演化剖面Fig.7　Thermal evolution profile from west to east of Kuqa Depression

图8　迪那2构造虚拟井烃源岩热演化史Fig.8　Thermal evolution history of the source rock in pseudo-well of Dina 2 structure

4　成藏过程讨论

库车坳陷晚白垩世到古近纪末期，在南天山山前已形成挤压背景下的低幅构造圈闭[1]，但库车东部新近系吉迪克组膏盐岩盖层还未形成，因此，圈闭的聚油能力有限。中新世随喜山造山运动进入高峰期，地层构造变形强烈，主要发育自北向南依次变新、地形成前展式冲断构造和多种类型的断层相关褶皱，是库车前陆盆地主要构造的定型期，晚期的构造变形具有双重作用，一方面是对早期油气藏进行调整和破坏，另一方面是与烃源岩的主要生、排烃期相匹配，而晚期烃源岩的生、排烃一方面是由于晚期地层的快速埋藏造成，另一方面是由于膏盐岩对烃源岩热演化的滞后作用[27-28]，最终造成了晚期成藏的结果[1,18]。迪那2构造在23.53 Ma发生过一期油的充注(图9)，但此时由于地层埋藏浅，吉迪克组的膏盐岩盖层还未形成，缺乏有效盖层，油气难以聚集。第二期油的充注主要发生在中新世康村组晚期(10～7 Ma)，在喜马拉雅造山运动作用下形成有效圈闭，且新近系吉迪克组沉积了巨厚(较厚部位可超过2 km)的膏盐岩盖层，该期轻质油充注可有效聚集。第三期(2.5 Ma)主要为气的充注，该期气的充注强度大，将圈闭中早期聚集的较重质的油排替出圈闭，部分原油由溢出点溢出。由于迪那2圈闭发育多套泥岩隔层，且储层较为致密[17]，因此，在天然气排替过程中不免在某些层段还残留有一些剩余油，上文中颗粒荧光结果显示在5 057 m以内的部分层位存在残余油层，很好地证明了这一观点。

图9　迪那2气田成藏过程示意图Fig.9　Hydrocarbon accumulation process of Dina 2 condensate field

5　结　论

(1)库车坳陷迪那2地区在地质历史上发生过2期油充注和1期气充注，晚期气充注后在5 057 m以内存在残余油层。第一期(23.53 Ma)油的充注由于缺乏有效圈闭和盖层而散失，当时储层还处于机械压实阶段，地温低，石英矿物成岩胶结尚未开始，因此，未能形成记录该期油充注的包裹体；第二期油的充注时间跨度较大，主要发生在10～7 Ma；第三期气的充注发生在2.5 Ma以来，充注强度较大。

(2)迪那2构造的圈闭形成史与生排烃史有着良好的时空匹配关系。在康村组晚期(10～7 Ma)，圈闭大量形成，主要聚集了侏罗系底部地层及三叠系烃源岩生成的轻质油，整个充注过程较长。在库车组末期(2.5 Ma)，侏罗系中下部煤系烃源岩主要生成凝析油和湿气，部分层段甚至进入生干气阶段，该期充注强度较大，对早期油藏进行改造，形成现今的凝析气藏，部分层段由于泥岩隔层的发育仍然存在残余油层。

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责任编辑：王辉

Hydrocarbon Accumulation Process Analysis of Dina 2 Condensate Gasfield in Kuqa Depression

WU Hai1,2,ZHAO Mengjun1,2,ZHUO Qingong1,2,XU Zuxin1,BAI Donglai1,3,ZHOU Yanzhao1,4,ZHANG Bing1,3,WANG Lin1,2

(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,CNPC,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,Heilongjiang,China;4.Faculty of Earth Scienceand Technology,China University of Petroleum(East China),Qingdao 266580,Shangdong,China)

The hydrocarbon charging history of Dina 2 area of Kuche Depression is systematically analyzed based on quantitative grain fluorescence,fluid inclusion and laser Raman spectroscopy,and the hydrocarbon accumulation process of Dina 2 condensate gas reservoir is discussed by combining the hydrocarbon charging history with the burial history,thermal history,hydrocarbon generation history and trap formation history.The QGF index of the tested reservoir samples is all greater than 4,and the QGF-E intensity is more than 20 PC when depth is less than 5 057 m.Combined with the results of core analysis,it is determined that the present residual oil/water interface locates at about 5 057 m.According to inclusion petrography,temperature data and authigenic illite K-Ar dating data,it is held that the reservoir experienced three stages of hydrocarbon charging:In the first stage,heavy oil was charged at the end of Oligocene(about 23.53 Ma),but it escaped because of the lack of cap rock.And in this period,quartz minerals did not enter into the rock cementation stage due to shallow reservoir depth and low formation temperature,and therefore the oil charging can not be recorded in this stage.In the second stage(8～5 Ma),the Neogene Himalaya orogeny caused the strong fold of strata and formed a large numbers of traps,in which the light hydrocarbon from the Qiakemake Formation source rock of middle to lower Jurassic and the Huangshanjie Formation source rock of Triassic accumulated.In this stage,the hydrocarbon charging time is long,and the inclusions are mainly blue-green and blue color.In the third stage,a lot of natural gas charged into the reservoir from late Pliocene(2.5 Ma),which changed the components of the hydrocarbons formed in the early time,and the present Dina 2 condensate gas field was formed.

hydrocarbon accumulation process;quantitative grain fluorescence;fluid inclusion;Dina 2 condensate gasfield;Kuqa depression;basin simulation

2016-01-06

国家油气重大专项(编号：2011ZX05003)；中国石油科技开发项目(编号：2014B-04)

吴海(1989-)，男，硕士，主要从事含油气系统定量分析与油气成藏研究。E-mail：wuhai2012@hotmail.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.03.005

TE122

1673-064X(2016)03-0030-09

A