东营凹陷古近系沙河街组深层油气相态及成藏模式

乔荣臻，陈中红,2*，李趁义，王东晔，高 阳，刘金友

(1. 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580; 2. 长江大学 资源与环境学院，湖北 武汉 430100; 3. 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015; 4. 中国石化胜利油田分公司现河采油厂,山东 东营 257000)

0 引 言

随着油气勘探工作的发展，油气勘探的中心逐渐转移到盆地深部及超深部。到目前为止，对盆地深部油气藏的研究大多与古生代或更早时期的海相油气藏有关，至于陆相深层油气藏虽然已有较多发现，但重视程度与关注度相对较少。

在盆地深部，油气在储层中可以呈现单一油相、气相或油气混合相态[1]。随着油气从深部储层被开采到地面，由于温度和压力的持续降低，油气发生体积收缩、脱气和蜡结晶等一系列相变，因此，油气在地表所表现出的相态和在深部储层的相态会有所差异[2-4]。油气相态分布的复杂[5-6]以及油气成藏机制的模糊[7-8]给盆地深部的油气勘探开发带来了极大的挑战，因此，油气在盆地深部储层中的赋存相态研究在油气勘探开发中也日益重要[9-10]。

在油气地质研究中，PVT模拟常被用来表征油藏流体的基本性质[11]。通常情况下，利用PVTsim相态模拟软件，通过Peng-Robinson(PR)方程来模拟流体组分的相行为，获得流体相包络线的演化图[12]。近年来，油气相态研究发现，PVT模拟不仅被用于反映油气运移、聚集及成熟度的判别[1,11,13-14]，同样被广泛应用于油气藏开发中，譬如注气开采和油藏模拟[11,15]。

油气藏流体作为以烃类为主的多组分混合物，不同烃类组分含量的高低会引起油气相态的差异。例如，随着轻烃组分(C6～C13)摩尔分数的增加，流体临界凝析温度和临界凝析压力明显增加[16]，相应地，临界凝析压力和临界凝析温度会随着流体组分中CO2摩尔分数的增加而分别增加和减少[17]。除流体组分外，地层温度和地层压力是控制流体相态的重要因素[18-21]。地层温度可以控制油气生烃演化，而地层压力不仅会抑制烃源岩成熟度，同样会抑制原油裂解的进程[22-26]。

传统观念认为渤海湾盆地为典型的“油性盆地”[27][图1(a)]，其古近系烃源岩热演化程度较低，且有机质类型以腐泥型和混合型为主，未进入大量生气阶段[28-29]。实际勘探也表明，渤海湾盆地石油储量远大于天然气储量[30]。近年来，随着加大对深部油气的勘探力度，盆地深部地区也展现出较为广阔的天然气勘探潜力。譬如，在渤海湾盆地深部发现千亿立方米的渤中19-6凝析气田[31-32]，表明渤海湾盆地深部油气相态及成因的复杂性。

图1 东营凹陷北带沙四下亚段底面构造图及重点油气藏气油比分布剖面Fig.1 Bottom Structure Map of the in the North Belt of Dongying Depression, and GOR Distribution Profile of Key Petroleum Reservoirs

东营凹陷作为渤海湾盆地重要的富油气凹陷[图1(b)]，现已发现重质油藏、常规油藏、挥发性油藏、凝析气藏和气藏多种相态类型的油气资源[33-34]。除了早期在东营凹陷北带的FS1和XLS1等井沙四段深层砂砾岩体中取得高产工业油气流以外，2019年钻探的FSX101井在东营凹陷北部盐下沙四下亚段4 227.7～4 254.5 m(垂深) 砂砾岩试油获得日产油16.8 t、日产气27 968 m3的工业油气流。该井的钻探证实了深层盐下发育一套以沙四下亚段盐湖相泥岩为源的新油气系统，也证实了东营凹陷深层具备发育凝析油气藏的条件，展示了东营凹陷深层广阔的油气勘探潜力。

然而，目前针对东营凹陷深部的轻质油藏成因和油气相态受控因素研究较为薄弱。为此，本文结合两种压力条件下原油裂解模拟实验结果，通过对东营凹陷深部油气组分、天然气碳同位素、原油中金刚烷绝对含量、流体包裹体、埋藏史和热演化史的分析，研究该地区深层油气成因、相态演化和成藏模式：①通过量化原油裂解实验各阶段流体组分，阐明原油裂解过程中烃类相态演化规律，并讨论原油裂解过程中流体相态演化模型；②模拟凹陷深部油气藏相态，确定油气藏类型，明确原油裂解程度和天然气成因；③确定油气主要充注期次，建立油气成藏模式。

1 区域地质特征

渤海湾盆地位于中国东部，是最重要的含油气盆地之一。东营凹陷是渤海湾盆地一个重要的次级凹陷[图1(a)]，南北剖面上呈不对称箕状构造，整体上呈“南超北断”的展布特征。其油气主要产于新生代地层[35]，包括孔店组(Ek)、沙河街组(Es)、东营组(Ed)、馆陶组(Ng)、明化镇组(Nm)和平原组(Qp)[图1(b)]。本次研究目标井分布在东营凹陷北带[图1(a)]。

2 样品采集与实验方法

2.1 原油裂解实验

选取东营凹陷W90井1 154～1 163 m深度段原油样品进行原油裂解实验。原油样品中Pr/Ph、伽马蜡烷/C30藿烷和C29甾烷20S/(20S+20R)值分别为0.54、0.47和0.33，表明样品处于低成熟状态，且来自于沙四段烃源岩。分别在0.1 MPa和20 MPa两种压力条件下对该原油样品进行原油裂解实验。实验温度范围为350 ℃～650 ℃，每隔50 ℃采集并分析反应产物。原油裂解实验的详细过程可参考Chen等的报道[24,38]。为了进一步研究原油裂解过程中油气相态的演化，本文在计算各流体组分摩尔分数的基础上对各实验温度下产物组分进行分析。

2.2 储层油气样品分析

采集了东营凹陷6口井沙四下亚段砂砾岩体储层中的6个原油样品进行相关地球化学分析。原油族组分分离主要采用柱色谱常规法，使用石油醚、二氯甲烷、二氯甲烷+甲醇作为洗脱溶剂淋洗，使得原油样品分离为沥青质、饱和烃、芳香烃和非烃4个组分。原油中的轻烃类化合物采用Agilent 6890气相色谱仪来分析。该色谱仪配备HP-PONA色谱柱(50 m×0.20 mm×0.5 μm)，采用已知浓度的d16-单金刚烷作为定量内标物添加到全油样品中，以确定金刚烷类化合物的绝对含量。

饱和烃组分色谱(GC)分析使用Shimadzu GC-2010来完成。质谱仪在选定的离子监测模式下以70 eV的电子电离能运行。用已知含量的d4-αααC29(20R)甾烷作为定量内标物分别添加到饱和烃组分中，以确定相关化合物的绝对含量。

另外，采集东营凹陷9口井沙四下亚段12个天然气样品进行组分和碳同位素分析。采用HP 6890型气相色谱法，与红外光谱仪相连接，分析气相样品的组分。天然气样品在支持燃烧室(GC IRMS)中测试稳定碳同位素。

2.3 流体包裹体与埋藏史-热演化史恢复

将东营凹陷沙四下亚段储层采集的岩芯样品进行双面抛光，制成流体包裹体光片(厚度为50～80 μm)。采用Nikon-LV100双通道荧光显微镜进行岩相观察。显微测温在LinkAM-THMSG600冷热平台上进行。均一温度的测试误差限制在±1.0 ℃以内。在实测镜质体反射率(Ro)的约束下，利用Basin Mod软件对FS2井的埋藏史和热演化史进行了恢复。

3 东营凹陷北带油气藏类型

PVT相态图可以直接反映油气流体在盆地深部高温高压条件下的赋存状态。利用PVTsim相态模拟软件，根据流体组分摩尔分数、气油比(GOR)等信息(表1)拟合油气相包络线，再通过流体相包络线来反映流体温压的变化。研究认为，当地层压力远大于露点压力时，压力降低情况下油气藏不会出现显著的反凝析现象，油气藏处于未饱和状态[39]。东营凹陷所分析油藏的地层压力和露点压力差值分布范围为8.28～22.94 MPa，因此，所分析的油气藏为未饱和的轻质油气藏(图2、3)。

图2 油藏分布剖面Fig.2 Sections of Reservoir Distribution

表1 6口井沙四下亚段油气组分摩尔分数及气油比Table 1 Mole Fraction of Petroleum Components and GOR in the of 6 Deep Wells

依据φ1值可以对流体相态进行进一步划分。当φ1<1时，指示流体相态为高黏度重质油；当1<φ1<2.5时，指示流体相态为常规油；当2.5<φ1<7时，指示流体相态为挥发性油；当7<φ1<15时，指示流体相态为带大油环凝析气；当15<φ1<60时，指示流体相态为带油环凝析气。基于上述标准，YX229和Y22-X100井为挥发性油气藏，FS1-X1和FSX11井为带大油环凝析气藏，FS1-P1和FS1井为带油环凝析气藏[图4(b)]。

FS1、FS1-P1、FS1-X1、FSX11井为未饱和凝析气藏；YX229、Y22-X100井为未饱和挥发性油藏;R点为储层温压点；C点为泡点；Pm为临界凝析压力；Tm为临界凝析温度；P为压力；T为温度图3 重点井油气PVT相态图Fig.3 PVT Phase Diagrams of Petroleum in Key Wells

图4 烃类流体类型三角图解和φ1值判别图Fig.4 Triangular Diagram of Hydrocarbon Fluid Type and Discriminant Diagram of φ1

4 天然气组分与成因

天然气组分和同位素特征可以用来分析天然气成因。天然气样品中甲烷含量(质量分数，下同)为46.9%～92.1%，干燥系数为68.6%～95.2%。结果表明，这些天然气大多为湿气，仅FS3井为干气，其干燥系数为95.2%。FS3井埋藏深度最深，具有相对较高的热演化程度和干燥系数。

基于实验模拟和大量井下天然气数据建立的ln(C1/C2)-ln(C2/C3)交汇图常被用来区分原油裂解气和干酪根降解气[40]。从图5(a)可以看出，东营凹陷天然气样品分布特征同塔中地区混合成因的样品点分布特征相似，均落在原油裂解气和干酪根降解气中间区域。从图5(b)可以看出：从热成因上可以进一步区分干酪根降解气、原油裂解气、油和气的二次裂解气和重烃气二次裂解气等天然气类型[41]；FS1-X1、FSX11和YX229等3口井样品点分布在原油裂解气区域，FS3、FS1、F8和FS1-P1等4口井的样品点分布在成熟度更高的油和气的二次裂解气区域。样品点的成熟度参数镜质体反射率为0.9%～1.5%。结合这些天然气组分和同位素信息来看，该地区天然气存在干酪根降解气和原油裂解气混合的现象，应该是晚期生成的原油裂解气同早期生成的少量低成熟干酪根降解气发生了混合。

原油成熟度和裂解程度可以通过C29ααα20R甾烷和(3-+4-)甲基双金刚烷绝对含量来反映。C29ααα20R甾烷绝对含量越高指示成熟度越低，而(3-+4-)甲基双金刚烷绝对含量越高反映原油裂解程度越高[42-44]。东营凹陷ααα(20R)-C29甾烷和(3-+4-)甲基双金刚烷绝对含量分别为(0～73.86)×10-6和(14.97～67.66)×10-6，平均值分别为22.23×10-6和39.27×10-6，两者都较低。原油裂解程度的定量判定会受到甲基双金刚烷基线的影响。Zhang等根据塔北地区和塔中地区的原油样品特征，提出塔里木海相原油金刚烷类化合物基线含量约为20×10-6[45]；王勇刚等认为东湖凹陷原油金刚烷类化合物基线含量约为24×10-6[46]。结合东营凹陷北带深部原油样品的特征，本文以20×10-6作为该地区原油基线含量。由此可以推断，东营凹陷北带沙四下亚段原油成熟度较高，但原油裂解程度不高，处于热裂解的初期阶段(图6)。因此，目前油气藏中的原油裂解气主要来自更深部储层，原油在深部储层中裂解后通过断裂向上运移、聚集到现今的储层中成藏。

图(a)引自文献[40];图(b)引自文献[41]图5 天然气组分和同位素参数交汇图反映天然气的特征和成因Fig.5 Crossplots of Natural Gas Composition and Isotope Parameters Reflecting the Characteristic and Genesis of Gas

图(a)引自文献[43]图6 表征原油成熟度和裂解程度的几个参数交汇图Fig.6 Crossplots of Several Parameters Indicating Maturity and Cracking Degree of Oils

5 原油裂解实验产物的相态模拟

5.1 流体组分摩尔分数

各组分的摩尔分数可以更客观地分映出各个温度阶段下各组分的变化特征及规律。为了进行相态模拟计算，将0.1 MPa和20 MPa两种压力条件下的各温度阶段流体组分归一化为摩尔单位(表2)。实验结果显示，各天然气组分及C1-5总摩尔分数随着温度的升高而升高[图7(a)、(b)]。从C2-5等总烃组分来看，350 ℃～500 ℃阶段、20 MPa条件下的C2-5摩尔分数相对低于常压状态；500 ℃～650 ℃阶段、20 MPa条件下的C2-5摩尔分数高于常压状态[图7(d)]。这反映出较高压力(20 MPa)条件下，在高温阶段重烃的二次裂解受到了一定程度的抑制。对于压力抑制原油裂解的现象，前人也有过相关报道[47-48]。在20 MPa条件下，甲烷摩尔分数在500 ℃之前处于上升状态，500 ℃～550 ℃处于降低状态，550 ℃～650 ℃又处于上升状态[图7(c)]。常压状态下的甲烷摩尔分数要明显高于20 MPa条件下甲烷摩尔分数，主要原因是压力在原油裂解的初始阶段抑制了原油裂解生成甲烷；当温度达到500 ℃后，压力又开始抑制C2-5重烃气向甲烷转化，导致20 MPa条件下甲烷摩尔分数较常压状态各温度阶段的甲烷摩尔分数都低。

图7 两种压力条件下原油裂解实验各温度阶段油气组分摩尔分数Fig.7 Mole Fractions of Oil and Gas Components at Different Temperature Stages of Crude Oil Cracking Experiments Under Two Pressure Conditions

表2 原油裂解实验产物各组分摩尔分数Table 2 Mole Fractions of Each Component Among the Products of Crude Oil Cracking Experiments

5.2 相态模拟

基于各流体组分的摩尔分数，利用PVTsim相态模拟软件模拟不同温度阶段流体产物的相态。图8为获得油气相包络线的演化图。

在常压状态下，随着原油裂解程度的增加，成熟度增高，相包络线逐渐向左平移，临界凝析温度不断降低，临界凝析压力不断增加；当实验温度达到650 ℃且等效镜质体反射率为2.4%时，临界凝析压力出现降低，且该阶段油气相包络线出现无泡点情况[图8(a)]。此时，流体组分中天然气组分总摩尔分数达到99.834%，甲烷摩尔分数达到94.863%，反映原油几乎完全裂解。根据前人研究认为，高成熟的凝析气藏和纯干气藏会出现相包络线无泡点状况，并且油气演化末期包络线出现收缩趋势[11]。

图8 原油裂解实验不同温度阶段各组分PVT相态图Fig.8 PVT Phase Diagrams of Each Components at Different Temperature Stages of Crude Oil Cracking Experiments

在20 MPa条件下，随着原油裂解程度的增加，相包络线逐渐向左平移，临界凝析温度不断降低，但临界凝析压力出现波动变化特征：当等效镜质体反射率为1.2%～1.8%时，临界凝析压力不断增加；当等效镜质体反射率为1.8%～2.0%时，临界凝析压力降低；当等效镜质体反射率为2.0%～2.4%时，临界凝析压力又不断增加。因此，临界凝析压力整体上呈现增加→降低→增加的波动变化趋势[图8(b)]。对比常压条件下特征，20 MPa条件下油气相包络线在本实验最后阶段(温度为650 ℃)还未出现收缩趋势，反映了压力对原油裂解的抑制作用。

本次20 MPa条件下实验模拟的相态结果同黄越义等报道的50 MPa条件下模拟的相态结果[16]基本一致。图9展示了在0.1 MPa和20 MPa两种压力条件下，临界凝析压力随着实验温度升高的变化规律。从图9(b)可以看出，由于较高压力(20 MPa)条件下的抑制作用，重烃气裂解阶段临界凝析压力出现降低现象。

图9 原油裂解实验产物PVT相态图中的临界凝析压力演化Fig.9 Variation Characteristics of Cricondenbar with the Increase of Experimental Temperature in Crude Oil Cracking Experiments

甲烷作为储层流体中的主要组成部分，其摩尔分数被认为是影响相包络线中临界凝析压力的关键因素[11]。图10显示了20 MPa条件下等效镜质体反射率为1.6%和2.0%时随着甲烷摩尔分数变化所展现出来的相包络线演化规律。从图10可以看出，随着甲烷摩尔分数的升高，其相包络线中临界凝析压力均是逐渐升高状态，进一步说明甲烷是控制高温下油气相行为的主控因素。

图10 在20 MPa条件下不同组分中CH4摩尔分数PVT相态图Fig.10 PVT Phase Diagrams of Mole Fraction of CH4 of Different Components at 20 MPa

本次常压和20 MPa条件下原油裂解相态的模拟结果体现出高温下相行为的演化规律。在常压状态下，随着原油裂解程度的增加，相包络线临界凝析温度逐渐减小，临界凝析压力呈现先增加后减小的趋势。在20 MPa条件下，在原油裂解初期(Ⅰ阶段)，临界凝析温度降低，临界凝析压力增加(图11)；在重烃组分裂解早期(Ⅱ阶段)，由于高压条件下重烃组分二次裂解受到抑制，甲烷摩尔分数下降，导致临界凝析压力减小(图11)；在重烃组分裂解后期(Ⅲ阶段)，随着原油裂解程度进一步增加，甲烷摩尔分数和临界凝析压力再次增加(图11)；原油裂解末期(Ⅳ阶段)，流体组分以甲烷为主，相包络线再次收缩，临界凝析温度和临界凝析压力均下降(图11)。

Ⅰ为油裂解早期阶段，对应图(b)中线1、2、3；Ⅱ为油裂解中期和重烃气裂解早期(受到抑制)，对应图(b)中线4、5；Ⅲ为油裂解晚期和重烃气裂解中期，对应图(b)中线6、7；Ⅳ为重烃气裂解晚期，对应图(b)中线8、9图11 20 MPa条件下原油裂解中油气相态演化模式Fig.11 Patterns of Petroleum Phase Evolution During Crude Oil Cracking Process at 20 MPa

6 东营凹陷北带油气相态分布规律

东营凹陷北带6个油气样品PVT相态模拟结果表明，其与高压条件下原油裂解过程中相包络线演化规律基本一致(图12)。每个样品相包络线表现出不同的特征，表明其处于不同的演化阶段。模拟实验结果表明，在高压(20 MPa)条件下，在原油裂解演化的大部分阶段中，较高的临界凝析压力对应较低的临界凝析温度；而在重烃组分二次裂解早期，由于压力对重烃组分的裂解有抑制作用，临界凝析压力会降低。FS1-X1、FS1-P1和FS1井油气样品相包络线中临界凝析温度较低，相包络线向左收拢，表明其裂解程度相对较高。这3口井油气样品的临界凝析压力和临界凝析温度出现梯度递减的规律，这与重烃气裂解阶段早期受到高压抑制表现出的相包络线特征一致。

图12 重点井油气PVT相包络线Fig.12 PVT Phase Envelope Curves of Petroleum in Key Wells

研究表明，东营凹陷北带沙四下亚段油气来自于沙四下亚段烃源岩[49-50]。由于埋藏深度的差异，沙四下亚段烃源岩产生的油气处于不同热演化阶段，经历了不同的热裂解过程。考虑到沙四下亚段烃源岩埋藏较深，处于较高的热演化阶段，储层内天然气实际成因可能更为复杂。譬如，油气藏中早期干酪根降解气含量以及后期高成熟原油裂解气的混入比例都会导致流体组分发生变化，从而引发流体相包络线的变化。东营凹陷北带天然气是干酪根降解气和原油裂解气的混合成因，因此，这些不同阶段生成的气体对油气相态都会产生影响。

东营凹陷北带晚期高成熟原油裂解气充注，致使早期的油气藏发生蒸发分馏和气洗作用，形成挥发性油藏和凝析气藏。研究表明，未经历蒸发分馏作用的原油正构烷烃摩尔分数的对数与其正构烷烃碳数呈线性分布[51-52]。当油藏内发生蒸发分馏作用时，其原油的nC15～nC25摩尔分数显著降低，在正构烷烃摩尔分数的对数与其正构烷烃碳数交汇图中存在明显“拐点”，呈二段式分布，连接两部分的碳数被称为“折点碳”[53-54]。譬如，FS1-P1井原油样品的全油色谱图显示低碳数烃类损失较为严重[图13(a)]；其nC5～nC35碳数与正构烷烃摩尔分数的对数交汇图进一步表明，该油藏经历了较为严重的蒸发分馏和气洗作用，“折点碳”分别为nC24和nC12[图13(b)]。

图13 正构烷烃指示蒸发分馏作用Fig.13 n-alkane Parameters Indicating Evaporative Fractionation

根据目前钻探认识和油气相态类型统计，东营凹陷北带4 100 m以下主要为常规油藏以及浅层的稠油藏和生物气藏，挥发性轻质油藏和凝析气藏主要分布于4 000～4 300 m和4 300～4 700 m深度段；4 700 m以下以产气为主，发育纯气藏(图14)。

图14 东营凹陷油气资源相态类型垂向分布Fig.14 Vertical Distribution of Phase State Types of Petroleum Resources in Dongying Depression

7 东营凹陷北带油气成藏模式

东营凹陷北带沙四下亚段储层中有大量烃类包裹体和盐水包裹体。以FS2井沙四下亚段为例，该储层测温结果表明，盐水包裹体均一温度为130 ℃～200 ℃，淡褐色烃类包裹体均一温度为150 ℃～190 ℃。利用盆地模拟软件模拟FS2井埋藏史和热演化史，并利用FS2井沙四下亚段泥岩镜质体反射率对模拟结果进行约束。根据FS2井埋藏史和检测到的均一温度分布，FS2井主要存在两期油气充注，分别在沙三段沉积末期和明化镇组沉积早期(图15)。

图15 FS2井埋藏史-热演化史和流体包裹体均一温度分布直方图指示两期油气充注Fig.15 Histogram of Burial-thermal History and Homogenization Temperature Distribution of Fluid Inclusions in Well FS2 Indicating Two Major Hydrocarbon Charging Periods

沙三段沉积末期，东营凹陷北带沙四下亚段烃源岩趋于成熟，进入生油高峰期，液态烃发生大规模运移聚集；除生成大量液态烃外，还伴随有干酪根降解气生成[图16(c)]。明化镇组沉积早期，来自于深部储层的高成熟原油裂解气进行第二次充注，原本形成的油藏遭受深部高成熟天然气充注，发生蒸发分馏和气洗作用[图16(b)]，造成该地区深部形成了轻质油藏和凝析气藏。随着埋深持续增加，沙四下亚段形成两套温压系统：①当储层温度位于临界凝析温度和泡点温度之间，露点压力远小于储层压力时，形成次生未饱和凝析气藏[图16(a)]；②当储层温度低于泡点温度，露点压力远小于储层压力时，形成次生未饱和挥发性油藏[图16(a)]。

图16 关键充注阶段不同类型油气藏相图演化规律及油气成藏模式Fig.16 Variations of the Phase Diagrams for the Different Types of Hydrocarbon Reservoirs Corresponding to the Hydrocarbon Accumulation Pattern in the Critical Charging Stages

8 结 语

(1)原油裂解实验表明，常压状态下，随着原油裂解程度的增加，临界凝析温度逐渐降低，临界凝析压力逐渐增加，但在原油裂解末期出现降低。在较高压力(20 MPa)条件下，重烃气组分裂解受到抑制，流体组分中甲烷摩尔分数降低，导致流体包络线的临界凝析压力出现降低的现象。

(2)油气藏中的流体组分PVT模拟表明，FS1-X1、FS1-P1、FS1和FSX11井为凝析气藏，YX229和Y22-X100井为挥发性油藏，均处于未饱和状态。结合本次研究和油气相态类型统计，东营凹陷北带挥发性油藏和凝析气藏主要分布于4 000～4 300 m和4 300～4 700 m深度段，4 700 m以深基本为纯气藏。

(3)油气藏中的天然气组分和碳同位素特征研究表明，东营凹陷北带沙四下亚段深层天然气为早期形成的干酪根降解气和晚期形成的原油裂解气的混合。ααα(20R)-C29甾烷和(3-+4-)甲基双金刚烷绝对含量表明，沙四下亚段深层原油处于高成熟状态，但仍处于原油裂解早期阶段。原油裂解气是从凹陷深处异地的原油发生裂解形成的裂解气运移而来。

(4)FS2井流体包裹体均一温度和实测镜质体反射率约束下恢复的埋藏史和热演化史表明，沙四下亚段储层主要存在两期油气充注，分别为沙三段沉积末期的原油充注和明化镇组沉积早期来自储层深部原油裂解气的充注。晚期高成熟原油裂解气的充注引发早期油藏内的蒸发分馏和气洗作用，为该地区轻质油气藏形成的主要原因。

陈中红：一甲子风云历程，六十载春华秋实！西安地质调查中心作为中国地质调查局直属的事业单位，六十年服务战略需求，科学民主爱国奉献，坚定不移为国家能源安全和可持续发展奋斗！值此西安地质调查中心组建六十周年的契机，由衷祝愿西安地质调查中心不断开拓创新，为祖国地质调查事业贡献强劲动力！我也期待未来能在中国石油大学(华东)与西安地质调查中心携手共进的合作中有所作为，为国家能源事业做出新的贡献！