库车坳陷吐北1井区古流体演化过程

吴　海赵孟军卓勤功鲁雪松李伟强曾　芳赵爱文1.中国石油勘探开发研究院 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 .长江大学地球科学学院.中国地质大学（北京）能源学院

吴海等.库车坳陷吐北1井区古流体演化过程.天然气工业，2016,36(2):26-35.



库车坳陷吐北1井区古流体演化过程

吴海1,2赵孟军1,2卓勤功1,2鲁雪松1,2李伟强3曾芳4赵爱文3
1.中国石油勘探开发研究院 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 3.长江大学地球科学学院4.中国地质大学（北京）能源学院

吴海等.库车坳陷吐北1井区古流体演化过程.天然气工业，2016,36(2):26-35.

摘 要塔里木盆地库车坳陷吐北地区受膏盐岩和断层的综合影响，其流体的历史演化过程复杂，但过去对此研究较少，制约了对该区油气分布规律的认识。为此， 对吐北1井区的储集层进行了流体包裹体分析和定量颗粒荧光分析，并结合构造演化史、埋藏史、热演化史和生烃史恢复了该区的古流体演化过程。研究结果认为，该区经历了2期油气充注：①第一期为中新世—上新世康村组（N1-2k）早中期（距今16～9 Ma）原油充注，对应的包裹体荧光呈黄色、黄白色，各层段的定量颗粒荧光（QGF）指数均大于4，表明储层早期的确存在古油藏；而后期由于膏盐岩被断层切穿使得早期流体逸散，形成储层中的残余沥青，现今的储层表面吸附烃的三维全息扫描荧光光谱普遍显示单峰，也证明早期原油逸散。②第二期为上新世库车组（N2k）沉积晚期（距今3 Ma）天然气和轻质油充注，对应的包裹体为赋存于石英颗粒边缘的蓝色荧光包裹体以及黑色气态烃包裹体；该时期膏盐岩盖层埋深加大，强烈的塑性流动恢复了盖层的封盖能力，同时喜马拉雅造山运动使得圈闭剧烈隆升，聚集了大量的天然气和少量的轻质油。

关键词塔里木盆地库车坳陷吐孜玛扎北部流体包裹体定量颗粒荧光古流体演化TSF膏盐岩盖层天然气轻质油

古流体演化过程研究是探讨含油气盆地油气藏的形成演化和油气分布规律的首要内容之一，对于油田的勘探动态与决策至关重要[1-5]。古流体在演化流动过程中，会在运移通道和储层中留下大量的痕迹，期间储层成岩过程中将流体捕获形成流体包裹体，记录了流体运移和充注过程的大量信息，包括流体充注时的温度、压力及成分等信息，对于恢复古地温、古压力、流体活动的时间及演化过程具有重要的意义[2-5]。另外，借助于定量颗粒荧光技术（QFT）检测矿物颗粒内部流体的荧光强度及特征，可恢复古油水界面，现今油水界面、残余油水界面及油水界面的调整过程[6-9]。

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带发育一套巨厚的古近系库姆格列木群膏盐岩，其对盐下及盐上油气藏的分布具有很大的影响，特别是对盐下鳞片体断块油气藏的影响非常显著，膏盐岩的强流动性及埋深过程中的脆塑转化特性控制了流体的流动及分布[10-11]。克拉苏构造带吐孜玛扎北部（以下简称吐北）地区明显受到膏盐岩和断层的综合影响，其流体的历史演化过程复杂，鲜有人对其演化过程进行分析。笔者借助于流体包裹体分析技术及定量颗粒荧光分析技术，结合构造演化史，热演化史和生烃史来恢复吐北1井区的古流体演化过程，以期对库车坳陷克拉苏构造带吐北—大北段的下一步油气勘探提供理论支撑。

1　地质背景

吐北1地区位于库车坳陷克拉苏构造带西段，北临北部单斜带，南依大北油气区（图1）。该地区发育巨厚的膏盐岩层，吐北1井所钻揭的膏盐岩、膏泥岩厚度总计为1 232.5 m，盐上地层以膏盐岩层为滑脱面而发生断滑及褶皱，从而形成了该区浅层构造高点和中生界构造高点不一致的构造特征，盐下则形成多个鳞片体断块油气藏，为勘探的有利区域。吐北地区三叠系和侏罗系发育丰富的烃源岩，在演化历史过程中生成了大量的油气，现今大部分已经进入了生气阶段[12-13]。因此该构造具有丰富的油气来源，而盐下发育的丰富断裂为良好的油气运移通道[14-15]。盐下古近系库姆格列木群底砂岩段和白垩系巴什基奇克组砂砾岩为该区优质储层，气测显示活跃。吐北地区古近系苏维依组中部以下至库姆格列木群底砂岩以上岩性主要为膏泥岩、膏盐岩、泥岩等超低渗透岩层，是该区域良好的盖层。总体而言，吐北地区油气生储盖组合良好，但早期膏盐岩浅埋藏过程中具有脆性，断层易切穿膏盐岩盖层，从而使盐下早期的流体发生逸散，晚期膏盐岩深埋具有较高的塑性，有利于恢复封盖能力、聚集晚期的油气[10-11]。

图1　库车坳陷吐北地区综合地质图

2　古流体和现今流体定量荧光特点

储层定量荧光技术（QFT）通过检测颗粒表面及内部的烃类荧光强度和荧光光谱特征来定量地判识古油层，残余油层和现今油层，同时可以检测油质的成分和成熟度等信息[6-9]。

2.1储层定量颗粒荧光（QGF）特征

储层定量颗粒荧光（QGF）通过检测储层颗粒内部烃类信息来判识古油层及其烃类性质[6-8]。QGF指数为QGF强度与对应于300 nm的荧光强度的比值。由吐北1井的QGF指数信息（表1）可知，其值分布在5.39～15.51，且除深度4 239.2 m处样品之外其余深度点该指数都不超过10，而古油层的QGF指数一般大于4[6]，这说明深度介于4 238.2～4 413.7 m都为古油层所在区域，或者该深度段的储层曾经为早期油气运移的通道。对比QGF指数大小、自然伽马和电阻率曲线（图2）可发现，储层物性越好，其泥质含量越低，自然伽马曲线值越小，其对应的QGF指数就越大，如4 239.2 m处深侧向测井电阻曲线明显偏高，自然伽马曲线偏低，表现为该层段储层物性良好，其对应的QGF指数达到了15.51，含油性较好。QGF光谱谱峰分布在388.03～402.16 nm且形状较为一致，表现为早期各层位的油质较为一致。

表1　吐北地区储层定量荧光数据表

2.2储层颗粒萃取物定量荧光（QGF-E）特征

颗粒萃取物定量荧光通过检测颗粒表面吸附的烃类荧光强度和光谱特征来判识现今油层和残余油层，并能有效反映现今储层中烃类性质和成熟度等信息[6-8]。由QGF-E强度可知，除4 239.2 m、4 240.2 m和4 289.6 m等深度超过20 pc，其余深度点的样品QGF-E强度都小于20 pc，而Liu等[6]认为一般油层的QGF-E强度大于20 pc，依据QGF-E的光谱峰值（表1）可以看出现今部分储层表面吸附烃主要为轻质油到凝析油，说明现今仅有少量层段还残余有轻质油，该地区现今主要以聚气为主，残余的轻质油、凝析油的可采储量不大。对比QGF指数和QGF-E强度可知，晚期的油气充注层位可能与早期具有一致性，储层物性好的层段含油气性也较好。

QGF-E光谱峰值（图2、表1）主要集中在359～379 nm，表现为超轻质油和凝析油的特点。由光谱的主峰波长和次级峰波长可以看出烃类组分特点[6]：储层颗粒表面吸附的烃类组分中单环芳烃和二环芳烃的波峰分别在287 nm和320 nm附近，三环和四环芳烃有一个主峰和一个次级峰，峰值分别位于320 nm和365 nm附近；极性化合物峰值在370 nm附近；沥青质光谱较宽，峰值较大，在420 nm附近。在深度4 245 m以浅QGF-E光谱普遍表现为单峰特点，峰值在365 nm附近，次级峰不明显，表明储层可能含有一定量的沥青质，但4 245 m以深层段光谱明显具有双峰值特点，处在360 nm附近有一个主峰外，在320 nm附近还有一个次级峰，整体表现为烃类组分以三环、四环芳烃为主。对比QGF光谱峰值可知，现今储层原油较早期偏轻。

图2　吐北1井储层定量荧光综合剖面图

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可以记录原油的成分特征，可作为原油对比分析的“指纹”工具，可检测原油是否同源，组分轻重等特点[9]，其中R1值与原油的成熟度具有很好的负相关关系，其为270 nm激光激发下，荧光强度对应于360 nm与320 nm发射波长的比值，近似表示原油中三环芳烃和单环芳烃的比值[2,9]，可用来定量地检测原油的成熟度。Liu 等[8]通过对比储层的正构烷烃分布图、QGF+和iTSF谱图，认为当R1＞3.0时为中质油—稠油，R1在2.0～3.0时为轻质正常原油，R1＜2.0时为凝析油和超轻质原油。吐北1井的R1除在4 240.2 m外其余深度点都小于2.0，表现为超轻质油—凝析油的特点，这可能是吐北1井区晚期凝析油和天然气充注的结果。伴随地层的抬升，油藏调整，在构造低部位残余的少量原油，储层中残留有大量沥青是构造抬升、油藏改造的很好的证据。二氯甲烷（DCM）二次抽提液的储层三维全息扫描荧光光谱（图3）均呈现单峰的特点，表示现今储层中的原油为单一油源，由其激发/发射光谱对可知现今储层中聚集的烃类为晚期生成的偏轻质原油，早期原油可能由于构造变动油藏调整已经完全散失，残余大量的储层沥青。

图3　吐北1井三维全息扫描荧光（TSF）图片

3　油气充注期次及古流体演化过程

3.1油气充注期次

3.1.1包裹体岩相学分析

吐北1井部分层段包裹体极其发育，可根据包裹体岩相学观察包裹体的交切关系、颜色、尺寸大小、相态、气液比和赋存矿物等信息将包裹体进行期次划分、类型划分[16-18]。运用烃类包裹体的荧光颜色来判定包裹体内烃的成熟度并进行期次划分是一种快速有效的方法[19]，随着油气由低成熟到高成熟的演化，其对应的包裹体荧光颜色逐渐由火红色—黄色—橙色—黄白色—绿色—蓝色—蓝白色的变化过程[19-22]，但包裹体成岩捕获后地层埋深加大，会经历更高温度而可能发生油气裂解作用，从而使部分早期形成的偏黄色荧光包裹体转变为偏蓝色荧光，给成熟度及期次判别带来困难，但这种转变一般是个别，并非是成片发生[23]。因此不能仅仅依靠包裹体荧光颜色来判定其形成期次，而需要结合其他的包裹体岩相学特征来综合判别，使得结论更加准确可靠。依据吐北1井储层包裹体特征将其划分为4类。

1）第一类为发育于石英颗粒及颗粒愈合裂纹中的黄色、黄白色荧光纯液相或气液两相烃类包裹体（图4-a、4-b、4-c、4-d），部分石英颗粒被晚期呈线性分布的黑色气包裹体切穿（图4-d），单偏光下液相部分主要为无色，少量为褐色，由于包裹体的大小和形状差别较大，其气液比变化范围为2.98%～31.75%。

2）第二类为发育石英愈合裂纹、石英颗粒边缘或石英矿物颗粒缝合线中的蓝色荧光包裹体（图4-a、4-e、4-f），多呈现环带状分布（图4-e），也可见其周围石英颗粒内部发育的早期黄色荧光包裹体（图4-f），单偏光下常呈无色，其气液比为7.68%～25.83%。

3）第三类为发育于石英愈合裂纹中呈线性分布的黑色气包裹体（图4-g）。

4）第四类为分布于石英颗粒边缘中的固体沥青包裹体（图4-h）和孔隙残余沥青（图4-i），单偏光下呈现黑色，其可能为后期气洗或者油藏调整改造残余下来的。

值得注意的是，在图4-c中石英颗粒边缘呈环带状分布的黄色荧光油包裹体中分布有偏蓝色的气液两相烃包裹体，其很有可能是后期埋藏过程中包裹体内部烃类发生裂解形成的，在测量包裹体的均一温度时应注意将其剔除，否则会对结果造成很大的误差。

图4　吐北1井储层包裹体显微照片

3.1.2油气充注时间

均一条件下捕获的烃包裹体和同期捕获的盐水包裹体的等容线是不同的，烃类气液两相包裹体的均一温度一般都会低于同期捕获的盐水包裹体的温度[19]，这是由于烃类包裹体捕获后更易发生化学变化[23]。因此与烃类包裹体同期捕获的盐水包裹体的均一温度更能代表烃类当时的捕获温度。根据吐北1井的包裹体样品测温结果（图5）可知，黄色荧光油包裹体的均一温度介于70～85 ℃，其伴生盐水包裹体均一温度主要为86～95 ℃，由于伴生盐水包裹体的均一温度更具有代表性。因此结合埋藏史和热演化史图（图5）可推测该期油充注的时间介于距今16～9 Ma，主要为康村组沉积早中期。由于蓝色荧光油包裹体伴生盐水包裹体及气包裹体伴生盐水包裹体的均一温度分布直方图明显发生重合，因而该期油气充注早期很可能呈气液混相充注，晚期可能主要为气相充注，其为一个连续不间断的过程。因而认为它为同期充注，其均一温度的范围为106～130 ℃，结合热演化史和埋藏史剖面可知其充注时间为距今3 Ma以来，为上新世库车组沉积时期。均一温度大于150 ℃无法在热演化史剖面样品所在深度表现出来，其很可能是非均一状态下捕获的产物。

3.2烃源岩热演化与充注时间配置关系

图5　吐北1井流体包裹体均一温度(a)、埋藏史和热演化史(b)图

烃源岩的热演化主要受其所经历的地质时间和温度影响，而对于某一套确定的烃源岩层，其形成及演化的地质时间为一确定值。因此主要受到它所经历的地温、热流等因素的影响[15，24]。库车坳陷发育2套巨厚的膏盐岩，其对地温及烃源岩的热演化影响较大，经计算对于库车西部古近系库姆格列木群膏盐岩厚度每增加100 m，三叠系烃源岩的镜质体反射率（Ro）热演化程度会滞后0.021 4%，侏罗系滞后0.022 2%[25]，正是由于膏盐岩的高热导率使得烃源岩的生油气时期与晚期圈闭形成时间相匹配，有利于该地区晚期成藏。吐北1井区经历2期油气充注：第一期为距今16～9 Ma，第二期油气混相充注时间为距今3 Ma以来。根据烃源岩生烃史图（图6）可知：①在距今16 Ma时，三叠系底部烃源岩的镜质体反射率约为1.22%，侏罗系底部的烃源岩的镜质体反射率约为0.85%，顶部为0.54%；距今9 Ma时，三叠系底部烃源岩的镜质体反射率约为1.47%，侏罗系底部烃源岩镜质体反射率约为1.02%，侏罗系顶部烃源岩为0.64%；因此在该阶段早期三叠系烃源岩以生成正常原油为主，晚期三叠系下部还具有一定的生轻质油的能力，而侏罗系主要以生气为主，其主要层段为煤系地层[26]，具有“全天候”的生气能力[27]，造成了早期包裹体具有气液两相的特征，且部分包裹体的气液比较大。②距今3 Ma以来，三叠系底部烃源岩镜质体反射率Ro约为1.97%，侏罗系底部约为1.44%，侏罗系顶部约为0.88%，因此该阶段早期烃源岩以生凝析油与湿气为主，晚期具有生成干气的能力。

图6　吐北地区烃源岩热演化史剖面图

3.3古流体演化过程

克拉苏构造带晚期经历了快速埋藏，三叠系和侏罗系的烃源岩快速成熟进入生气阶段，使得该坳陷主要聚集晚期生成的天然气和少量轻质原油。这些油气的聚集是多期流体充注的结果，而该地区流体的活动明显受到多期构造运动的影响[1-2,28]。库车坳陷新生代的喜马拉雅运动对其现今构造格局影响尤为重要，其构造变形主要分为3期：渐新世末期（康村组沉积时期）、上新世末期（库车组沉积时期）和早更新世末期（西域组沉积时期），多期的构造运动形成了多个有效圈闭，成为油气聚集的有利区域，同时多期构造运动对流体的活动，油藏的改造调整及破坏也具有明显的影响[2,29]。库车坳陷膏盐岩盖层控制着油气的聚集于分布，但这种膏盐岩盖层随着埋深的加大会发生脆塑性转换[10-11,30]，平均以深度3 000 m为界，浅层膏盐岩具有明显的脆性，深层膏盐岩转化为塑性，并具有强烈的流动性，可使穿盐断裂及裂缝愈合，盖层恢复完美的封盖能力，使得晚期生成的油气聚集圈闭之中[10-11]，国外的部分含盐盆地中也在膏盐岩盖层中发现了油气包裹体及残余沥青，表明古油气在膏盐岩盖层中运移的痕迹[30-31]。依据吐北1井区的古流体演化证据结合区域的构造演化史、圈闭生成史及生排烃史认为该地区具有中新世—上新世康村组（N1-2k）原油充注并泄漏，上新世库车组晚期（N2k）油气混相充注2期流体活动（图7）。

图7　吐北1井区流体演化过程示意图

康村组沉积早中期，圈闭初具雏形，早期三叠系的正常原油运移聚集于圈闭中，对应较低成熟度的包裹体，荧光颜色为黄色、黄白色；早期油充注时圈闭幅度较低，但圈闭面积较广，随着喜马拉雅造山运动的进行，断层活动剧烈，使得早期浅埋藏的脆性膏盐岩盖层破坏，早期圈闭中的原油发生泄漏。Zhuo等[32]运用生物标志化合物特征证明了大北—吐北段早期原油沿膏盐岩层发生泄漏，在盐上聚集形成大宛齐油藏。随着膏盐岩的埋深增加，其逐渐向塑性转化，流动性加强，使得早期穿盐断层及裂缝弥合，恢复封盖能力，此时由于晚喜马拉雅运动挤压导致圈闭剧烈隆升，幅度增大，并且地层的快速埋深导致烃源岩进入大量生气阶段，导致圈闭聚集了晚期（N2k）生成的天然气和少量的轻质油，其对应于石英次生加大边中环带状分布的蓝色荧光包裹体和穿石英呈线性分布的黑色气包裹体。

4　结论

1）吐北1井区存在古油藏，现今某些层段残余有晚期充注的轻质油或凝析油，早期原油已经泄漏。

2）吐北1井区经历了2期油气充注：第一期油充注时间为距今16～9 Ma，对应的包裹体荧光以黄色、黄白色为主；第二期油气混相充注时间为距今3 Ma以来，对应的烃类包裹体为发蓝色、蓝白色荧光以及黑色气包裹体。

3）吐北1井区在康村组沉积早中期经历了正常原油充注，后期由于浅埋的脆性膏盐岩盖层被断层切穿，导致早期原油泄漏，在储层中形成大量的残余沥青；上新世库车组沉积晚期，膏盐岩盖层深埋恢复封盖能力，同时喜马拉雅造山运动使圈闭剧烈隆升，聚集了大量的天然气和少量的轻质油。

参考文献

[1]赵孟军,卢双舫.库车坳陷两期成藏及其对油气分布的影响[J].石油学报,2003,24(5):16-25.Zhao Mengjun,Lu Shuangfang.Two periods of reservoir forming and their significance for hydrocarbon distribution in Kuqa depression[J].Acta Petrolei Sinica,2003,24(5):16-25.

[2]桂丽黎,刘可禹,柳少波,刘建良,孟庆洋,袁莉,等.柴达木盆地西部南区红柳泉岩性油气藏成藏特征[J].石油学报,2015,36(1):50-59.Gui Lili,Liu Keyu,Liu Shaobo,Liu Jianliang,Meng Qingyang,Yuan Li,et al.Hydrocarbon accumulation characteristics of Hongliuquan lithologic reservoirs in south area of western Qaidam Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2015,36(1):50-59.

[3]McLimans RK.The application of fluid inclusions to migration of oil and diagenesis in petroleum reservoirs[J].Applied Geochemistry,1987,2(5):585-603.

[4]Parnell J,Middleton D,Honghan C,Hall D.The use of integrated fluid inclusion studies in constraining oil charge history and reservoir compartmentation:Examples from the Jeanne d'Arc Basin,offshore Newfoundland[J].Marine and Petroleum Geology,2001,18(5):535-549.

[5]Parnell J.Potential of palaeofluid analysis for understanding oil charge history[J].Geofluids,2010,10(1):73-82.

[6]Liu K,Eadington P.Quantitative fluorescence techniques for detecting residual oils and reconstructing hydrocarbon charge history[J].Organic Geochemistry,2005,36(7):1023-1036.

[7]Liu K,Eadington P,Middleton H,Fenton S,Cable T.Applying quantitative fluorescence techniques to investigate petroleum charge history of sedimentary basins in Australia and Papuan New Guinea[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2007,57(1):139-151.

[8]Liu Keyu,George SC,Lu Xuesong,Gong Se,Tian Hua,Gui Lili.Innovative fluorescence spectroscopic techniques for rapidly characterising oil inclusions[J].Organic Geochemistry,2014,72:34-45.

[9]Liu Keyu,Fenton S,Bastow T,Aarssen V,Eadington P.Geochemical evidence of multiple hydrocarbon charges and long distance oil migration in the Vulcan Sub-basin,Timor Sea[J].The APPEA Journal,2005,45:493-507.

[10]卓勤功,赵孟军,谢会文,方世虎,李梅.库车前陆盆地大北地区储层沥青与油气运聚关系[J].石油实验地质,2011,33(2):193-196.Zhuo Qingong,Zhao Mengjun,Xie Huiwen,Fang Shihu,Li Mei.Relationship between reservoir bitumen and hydrocarbon migration in Dabei region,Kuqa Foreland Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2011,33(2):193-196.

[11]卓勤功,赵孟军,李勇,王媛.膏盐岩盖层封闭性动态演化特征与油气成藏——以库车前陆盆地冲断带为例 [J].石油学报,2014,35(5):847-856.Zhuo Qingong,Zhao Mengjun,Li Yong,Wang Yuan.Dynamic sealing evolution and hydrocarbon accumulation of evaporite cap rocks:An example from Kuqa foreland basin thrust belt[J].Acta Petrolei Sinica,2015,35(5):847-856.

[12]李梅,包建平,汪海,张秋茶,郑多明,卢玉红,等.库车前陆盆地烃源岩和烃类成熟度及其地质意义[J].天然气地球科学,2004,15(4):367-378.Li Mei,Bao Jianping,Wang Hai,Zhang Qiucha,Zheng Duoming,Lu Yuhong,et al.The analysis on the maturity parameters of source rocks and hydrocarbons in Kuche foreland basin of Tarim Basin[J].Natural Gas Geoscience,2004,15(4):367-378.

[13]赵孟军,张宝民.库车前陆坳陷形成大气区的烃源岩条件[J].地质科学,2002,37(增刊1):35-44.Zhao Mengjun,Zhang Baomin.Source rocks for a giant gas-ac-cumulation area in the Kuqa foreland depression[J].Chinese Journal of Geology,2002,37(S1):35-44.

[14]朱光有,杨海军,张斌,苏劲,陈玲,卢玉红,等.塔里木盆地迪那2大型凝析气田的地质特征及其成藏机制[J].岩石学报,2012,28(8):2479-2492.Zhu Guangyou,Yang Haijun,Zhang Bin,Su Jin,Chen Ling,Lu Yuhong,et al.The geological feature and origin of Dina 2 large gas field in Kuqa Depression,Tarim Basin[J].Acta Petrologica Sinica,2012,28(8):2479-2492.

[15]杨树春,卢庆治,宋传真,袁玉松,王红军,胡圣标,等.库车前陆盆地中生界烃源岩有机质成熟度演化及影响因素[J].石油与天然气地质,2006,26(6):770-777.Yang Shuchun,Lu Qingzhi,Song Chuanzhen,Yuan Yusong,Wang Hongjun,Hu Shengbiao,et al.Evolution of Mesozoic source rock's organic maturation in Kuqa foreland basin and its influence factors[J].Oil & Gas Geology,2005,26(6):770-777.

[16]Parnell J,Green PF,Watt G,Middleton D.Thermal history and oil charge on the UK Atlantic margin[J].Petroleum Geoscience,2005,11(2):99-112.

[17]石刚,张金川,唐玄,荆铁亚,边瑞康.辽河滩海西部地区油气成藏时间和成藏期次[J].特种油气藏,2014,21(3):41-44.Shi Gang,Zhang Jinchuan,Tang Xuan,Jing Tieya,Bian Ruikang.Timing and stages of oil and gas accumulation in western Tanhai[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2014,21(3):41-44.

[18]文彩霞,李艳,张辉,赵小会,贾俊.流体封存箱与天然气成藏——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例[J].中国石油勘探,2014,19(2):14-19.Wen Caixia,Li Yan,Zhang Hui,Zhao Xiaohui,Jia Jun.Fluid compartment and gas accumulation:Take Sulige Gas Field in Ordos Basin for example[J].China Petroleum Exploration,2014,19(2):14-19.

[19]赵艳军,陈红汉.油包裹体荧光颜色及其成熟度关系[J].地球科学——中国地质大学学报,2008,33(1):91-96.Zhao Yanjun,Chen Honghan.The relationship between fluorescence colors of oil inclusions and their maturities[J].Earth Science—Journal of China University of Geosciences,2008,33(1):91-96.

[20]Munz IA.Petroleum inclusions in sedimentary basins:Systematics,analytical methods and applications[J].Lithos,2001,55(1):195-212.

[21]Goldstein RH.Fluid inclusions in sedimentary and diagenetic systems[J].Lithos,2001,55(1):159-193.

[22]郝雪峰,陈红汉,高秋丽,宋国奇.东营凹陷牛庄砂岩透镜体油气藏微观充注机理[J].地球科学——中国地质大学学报,2006,31(2):182-190.Hao Xuefeng,Chen Honghan,Gao Qiuli,Song Guoqi.Micro-charging process of hydrocarbon in the Niuzhuang Lentoid Sandy Reservoir,Dongying Depression[J].Earth Science—Journal of China University of Geosciences,2006,31(2):182-190.

[23]Okubo S.Effects of thermal cracking of hydrocarbons on the homogenization temperature of fluid inclusions from the Niigata oil and gas fields,Japan[J].Applied Geochemistry,2005,20(2):255-260.

[24]姜生玲,聂海宽,荆铁亚,于京都,李梅.高邮凹陷阜宁组烃源岩特征及油源对比[J].特种油气藏,2014,21(2):66-69.Jiang Shengling,Nie Haikuan,Jing Tieya,Yu Jingdu,Li Mei.Characteristics and oil source comparison of the Funing Formation hydrocarbon source rock in the Gaoyou sag[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2014,21(2):66-69.

[25]吴海,周彦臣,白东来,周延钊,田孝茹.膏盐岩对地温及烃源岩热演化的影响探讨——以塔里木盆地库车坳陷为例[C]//第八届中国含油气系统与油气藏学术会议 杭州,2015.Wu Hai,Zhou Yanchen,Bai Donglai,Zhou Yanzhao,Tian Xiaoru.The impact of halite to geotemperature and source rock thermal evolution:A case study from Kuqa Depression,Western China[C]//The 8thChina Petroleum System and Hydrocarbon Reservoirs Academic Conference,21 April 2015,Hangzhou,China.

[26]Liang D,Zhang S,Zhao M,Wang F.Hydrocarbon sources and stages of reservoir formation in Kuqa Depression,Tarim Basin[J].Chinese Science Bulletin,2002,47(1):62-70.

[27]李贤庆,肖贤明,米敬奎,刘德汉,申家贵,唐永春,等.塔里木盆地克拉 2 大气田天然气的成因探讨[J].天然气工业,2004,24(11):8-10.Li Xianqing,Xiao Xianming,Mi Jingkui,Liu Dehan,Shen Jiagui,Tang Yongchun,et al.Origin of natural gas in Kela-2 large gas field in Tarim Basin[J].Natural Gas Industry,2004,24(11):8-10.

[28]马玉杰,卓勤功,杨宪彰,方世虎,唐雁刚,郭小文,等.库车坳陷克拉苏构造带油气动态成藏过程及其勘探启示[J].石油实验地质,2013,35(3):249-254.Ma Yujie,Zhuo Qingong,Yang Xianzhang,Fang Shihu,Tang Yangang,Guo Xiaowen,et al.Petroleum dynamic accumulation process and its significance in Kelasu structural belt,Kuqa Depression,Tarim Basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2013,35(3):249-254.

[29]曾联波.库车前陆盆地喜马拉雅运动特征及其油气地质意义[J].石油与天然气地质,2004,25(2):175-179.Zeng Lianbo.Characteristics and petroleum geological significance of Himalayan orogeny in Kuqa foreland basin[J].Oil & Gas Geology,2004,25(2):175-179.

[30]Schoenherr J,Urai JL,Kukla PA,Kukla RL,Zsolt S,Jean-Michel Larroque,et al.Limits to the sealing capacity of rock salt:A case study of the Infra-Cambrian Ara Salt from the South Oman Salt Basin[J].AAPG Bulletin,2007,91(11):1541-1557.

[31]Kettanah YA.Hydrocarbon fluid inclusions in the Argo salt,offshore Canadian Atlantic margin[J].Canadian Journal of Earth Sciences,2013,50(6):607-635.

[32]Zhuo Q,Meng F,Song Y,Yang H,Li Y,Ni P.Hydrocarbon migration through salt:Evidence from Kelasu tectonic zone of Kuqa Foreland Basin in China[J].Carbonates and Evaporites,2014,29(3):291-297.

（修改回稿日期 2015-11-09 编辑 罗冬梅）

Palaeofluid evolution process in Well Block Tubei 1 in the Kuqa Depression,Tarim Basin

Wu Hai1,2,Zhao Mengjun1,2,Zhuo Qingong1,2,Lu Xuesong1,2,Li Weiqiang3,Zeng Fang4,Zhao Aiwen3
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.CNPC Key Laboratory of Basin Structure and Hydrocarbon Accumulation,Beijing 100083,China; 3.School of Geosciences,Yangtze University,Wuhan,Hubei 430100,China; 4.School of Energy Resources,China University of Geosciences,Beijing 100083,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.26-35，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:Under the joint action of gypsum-salt rocks and faults,fluid evolution process is complicated in the northern Tuzimazha,Kuqa Depression,Tarim Basin.In the past,however,the oil and gas distribution rules in this area were less studied,so the related understanding was insufficient.In this paper,the reservoirs in Well Block Tubei 1 were analyzed by means of fluid inclusion and quantitative grain fluorescence (QGF) technologies.Based on tectonic evolution history,burial history,thermal history and hydrocarbon generation history,the palaeofluid evolution process in this area was reproduced.It is shown that the well block experienced hydrocarbon charge in two periods.The first period is the early-middle stage (16-9 Ma) of Miocene Kangcun Fm (N1-2k),when it was charged with oil,with the corresponding characteristics of yellow and white-yellow fluid inclusion fluorescence and the QGF Index higher than 4,indicating that there were palaeo oil reservoirs at the early stage of the reservoirs.And at the late stage,the fluids that were accumulated at the early stage escaped because the gypsum-salt rocks were cut by faults,and bitumen remained in the reservoirs.It is also the evidence for the escaping of the early charged oil that the total scanning fluorescene (TSF) of the hydrocarbon adsorbed to the surface of the current reservoirs is generally unimodal.The second period is the late stage (about 3 Ma) of Pliocene Kuqa Fm (N2k),when the natural gas and light oil charging occurred.Correspondingly,there are two inclusions,i.e.black gaseous hydrocarbon inclusion and blue fluorescence inclusion located along the edge of the quartz grains.At this stage,the gypsum-salt caprocks deepened and their sealing capacity was recovered due to a strong plastic flow.Moreover,the trap was uplifted violently under the effect of Himalaya orogeny,and a large amount of natural gas and a little heavy oil were accumulated.

Keywords:Tarim Basin; Kuqa Depression; Northern Tuzimazha; Fluid inclusion; Quantitative grain fluorescence (QGF); Paleaofluid evolution; Total Scanning Fluorescene (TSF); Gypsum-salt rock; Caprocks; Natural gas; Light oil

通信作者：赵孟军，1965年生，教授级高级工程师；主要从事油气成藏综合研究工作。E-mail:zmj@petrochina.com.cn

作者简介：吴海，1989年生，硕士；主要从事含油气系统分析研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20号。ORCID:0000-0002-5479-1296。E-mail:wuhai2012@hotmail.com

基金项目：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）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.004