吳 海，趙孟軍，卓勤功，徐祖新，白東來(lái)，3，周延釗，4，張 冰，3，王 琳

(1.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083； 2.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司 盆地構(gòu)造與油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100083；3.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 4.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580)

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庫(kù)車坳陷迪那2凝析氣田油氣成藏過(guò)程分析

吳 海1，2，趙孟軍1，2，卓勤功1，2，徐祖新1，白東來(lái)1，3，周延釗1，4，張 冰1，3，王 琳1，2

(1.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083； 2.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司 盆地構(gòu)造與油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100083；3.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 4.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580)

基于定量顆粒熒光、流體包裹體和激光拉曼等分析手段系統(tǒng)分析了庫(kù)車坳陷迪那2地區(qū)的油氣充注史，并結(jié)合埋藏史、熱史、生烴史及圈閉形成史對(duì)其成藏過(guò)程進(jìn)行了探討。所測(cè)試儲(chǔ)層樣品的QGF指數(shù)都大于4，QGF-E強(qiáng)度在5 057 m以內(nèi)都大于20 pc，結(jié)合巖心分析結(jié)果確定其現(xiàn)今殘余油水界面位于5 057 m左右。結(jié)合包裹體巖相學(xué)、測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)及自生伊利石K-Ar測(cè)年數(shù)據(jù)表明，儲(chǔ)層經(jīng)歷了三期油氣充注，早期(23.53 Ma)充注的重質(zhì)油由于缺乏有效蓋層而散失，且此時(shí)地層埋藏較淺，地溫低，石英礦物還未進(jìn)入成巖膠結(jié)階段，因此，無(wú)法記錄該期油的充注。新近紀(jì)喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)使地層強(qiáng)烈褶皺，圈閉大量形成，康村晚期(10～7 Ma)烴源巖生成的輕質(zhì)油聚集其中，該期油充注時(shí)間較長(zhǎng)，包裹體以藍(lán)綠和藍(lán)色為主。第三期(2.5 Ma)天然氣充注強(qiáng)度較大，改造了早期油藏,形成了迪那2凝析氣藏的現(xiàn)今面貌。

成藏過(guò)程；定量顆粒熒光；流體包裹體；迪那2凝析氣田；庫(kù)車坳陷；盆地模擬

吳海，趙孟軍，卓勤功，等.庫(kù)車坳陷迪那2凝析氣田油氣成藏過(guò)程分析[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)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

許多含油氣盆地特別是一些疊合盆地多層系生烴、多期生排烴，具有多個(gè)含油氣系統(tǒng)或者次級(jí)系統(tǒng)，造成油氣多期運(yùn)聚、成藏以及后期多期調(diào)整、破壞[1]。因此，精確分析含油氣盆地油氣成藏過(guò)程對(duì)于提高勘探成功率顯得十分重要。近年來(lái)，油氣成藏過(guò)程研究手段逐漸由早期的定性向精細(xì)的半定量、定量方向發(fā)展，涌現(xiàn)了一批新的分析技術(shù)。流體包裹體技術(shù)是研究油氣成藏過(guò)程的經(jīng)典手段[2-4]，在傳統(tǒng)技術(shù)手段的基礎(chǔ)上提出了一系列新的精細(xì)分析方法，如包裹體熒光壽命法[5]可依據(jù)包裹體內(nèi)部液相油所釋放的熒光時(shí)間長(zhǎng)短來(lái)確定包裹體的油質(zhì)及其形成的早晚；傅里葉紅外光譜技術(shù)(FT-IR)可通過(guò)光譜形狀及譜峰位置確定包裹體成分[6-7]；激光拉曼技術(shù)可通過(guò)拉曼譜峰的位移判識(shí)包裹體內(nèi)成分及其捕獲壓力、鹽度等信息[8]；流體包裹體豐度(GOI)技術(shù)可確定古油水界面[9]。定量熒光技術(shù)可精確地識(shí)別儲(chǔ)層表面吸附的烴類含量和性質(zhì)以及顆粒內(nèi)部的包裹體烴類成分信息，從而判識(shí)古油水(油氣)界面[10-12]、現(xiàn)今油水(油氣)界面[10-12]和油氣運(yùn)移路徑[13]。

前人對(duì)庫(kù)車坳陷迪那2氣田沉積儲(chǔ)層[14]、油氣藏特征[15-17]作過(guò)不少研究，但對(duì)于其油氣成藏過(guò)程的研究少有報(bào)道。本文基于激光拉曼、定量顆粒熒光和流體包裹體等分析手段對(duì)迪那2氣田的油氣充注過(guò)程進(jìn)行了詳細(xì)研究，并結(jié)合區(qū)域埋藏史、熱史和生烴史對(duì)其成藏過(guò)程及規(guī)律進(jìn)行恢復(fù)，以期對(duì)庫(kù)車坳陷秋里塔格構(gòu)造帶東部地區(qū)的下一步油氣勘探有所啟示。

1　地質(zhì)背景

庫(kù)車坳陷發(fā)育于塔里木盆地北部、天山南部的山前區(qū)域(圖1)，是新生代以來(lái)發(fā)育的一個(gè)前陸盆地[18]，該盆地蘊(yùn)含有豐富的油氣資源。盆地經(jīng)歷了多起構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，其中喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)對(duì)盆地的定型起關(guān)鍵作用，其次是燕山運(yùn)動(dòng)。多期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使盆地形成“五帶三凹、南北分帶、東西分段”的特點(diǎn)[19]，從南向北依次發(fā)育南部斜坡帶、秋里塔格構(gòu)造帶、依奇克里克構(gòu)造帶、克拉蘇構(gòu)造帶和北部單斜帶，從東向西依次發(fā)育陽(yáng)霞凹陷、拜城凹陷和烏什凹陷。

圖1　塔里木盆地庫(kù)車坳陷構(gòu)造單元及油氣藏分布Fig.1　Tectonic units and reservoir distribution in Kuqa Depression,Tarim Basin

迪那2氣田位于秋里塔格構(gòu)造帶東部，其發(fā)育及成型受2條北傾的逆沖斷裂所控制，被夾持在2條大斷裂之間：一條是東秋大斷裂，該斷裂發(fā)育于燕山期，發(fā)展于喜馬拉雅造山期，定型于喜馬拉雅造山末期；另外一條是迪北斷裂，其發(fā)育并定型于喜馬拉雅造山期。這2條斷裂消失在新近系吉迪克組膏鹽巖及膏泥巖地層之中。該區(qū)的烴源巖主要為三疊系湖相烴源巖和侏羅系煤系烴源巖[18]，埋藏較深，迪那字號(hào)的井位都未能鉆遇烴源巖層。儲(chǔ)層主要發(fā)育于古近系庫(kù)姆格列木群和蘇維依組砂巖[20]，由于儲(chǔ)層之間夾有多套泥巖隔層，因此，氣藏在剖面上呈層狀，烴類主要通過(guò)斷層運(yùn)移至儲(chǔ)層之中。上覆新近系吉迪克組的巨厚膏鹽巖及膏泥巖為其“完美”蓋層。根據(jù)探井所鉆遇儲(chǔ)層中的油氣顯示情況及錄井結(jié)果，對(duì)古近系庫(kù)姆格列木群、蘇維依組及白堊系巴什基奇克組地層取樣并進(jìn)行系統(tǒng)分析，樣品主要來(lái)自迪那201井，部分來(lái)自迪那11井的樣品用以數(shù)據(jù)對(duì)比、輔助分析。

2　油氣充注史分析

2.1儲(chǔ)層定量顆粒熒光(QGF)特征

儲(chǔ)層定量顆粒熒光技術(shù)可用來(lái)檢測(cè)顆粒內(nèi)部包裹體中的烴類，通過(guò)熒光強(qiáng)度和光譜特點(diǎn)可以確定古油水界面及古油層性質(zhì)[10-11]，其光譜特征可用QGF強(qiáng)度、QGF比值、QGF指數(shù)，半峰寬(Δλ)和最大波長(zhǎng)(λmax)5個(gè)參數(shù)來(lái)表示[10]。實(shí)驗(yàn)樣品的QGF結(jié)果見(jiàn)表1、圖2。迪那201井的QGF指數(shù)在4.84～9.21。對(duì)于古油層而言，其QGF指數(shù)一般大于4，水層的QGF指數(shù)一般不高于4[10]，迪那201井的QGF指數(shù)均大于4，因此，該井深度4 776.5～5 201.0 m為古油層所在區(qū)域。結(jié)合QGF指數(shù)和測(cè)井曲線可以看出，在4 776.5～5 057.0 m深度段，QGF指數(shù)變化不大，在4.84～5.59間小幅度波動(dòng)，而深度超過(guò)5 057.0 m時(shí)可見(jiàn)QGF指數(shù)變化較大，變化范圍在4.86～9.21；由測(cè)井曲線可見(jiàn)自然伽馬值較高的部位泥質(zhì)含量高，對(duì)應(yīng)的電阻率值較低，QGF指數(shù)相對(duì)偏低，而電阻率值較高部位泥質(zhì)含量較低，儲(chǔ)層物性較好，QGF指數(shù)相對(duì)偏高，含油性較好，這顯示迪那2氣田層狀油氣藏的特點(diǎn)，多層砂質(zhì)儲(chǔ)層被泥巖層段隔斷。QGF光譜的λmax值都在390～400 nm波動(dòng)，且光譜的形狀大致相同，但強(qiáng)度有所差別，總之，各層位早期油質(zhì)成分相差不大，以輕質(zhì)油為主。

表1　迪那地區(qū)儲(chǔ)層定量熒光響應(yīng)結(jié)果

2.2儲(chǔ)層顆粒萃取物定量熒光(QGF-E)特征

儲(chǔ)層顆粒萃取物定量熒光特征指顆粒物表面吸附烴的熒光強(qiáng)度及光譜特征，可用以判定現(xiàn)今的殘余油層、現(xiàn)今油層及油層烴類的性質(zhì)[10-11]。QGF-E光譜特征可用λmax(最大波長(zhǎng))和QGF-E強(qiáng)度來(lái)描述。一般而言，認(rèn)為水層的QGF-E強(qiáng)度小于20 pc，而油層的QGF-E強(qiáng)度大于20 pc，但不同的地區(qū)其臨界值會(huì)有所變化[10]。迪那201井的QGF-E強(qiáng)度在整個(gè)古近系儲(chǔ)層段呈現(xiàn)規(guī)律變化(圖2)，當(dāng)深度大于5 057 m，QGF-E強(qiáng)度都小于20 pc，說(shuō)明其現(xiàn)今為水層；而深度在5 057 m以內(nèi)，QGF-E強(qiáng)度逐漸增大，至4 781.3 m達(dá)頂峰，QGF-E強(qiáng)度超過(guò)80 pc，而迪那2氣田主要產(chǎn)氣及凝析油[17]，因此，5 057 m以淺存在殘余油層。依據(jù)迪那201井的氣測(cè)結(jié)果可知，在井段5 056～5 058 m巖心無(wú)水濕感，滴水緩滲，熒光噴照為淡黃色，滴照也為淡黃色，說(shuō)明該深度段含有一定量的烴類，但在井段5 063～5 064 m，巖屑濕、干噴照均無(wú)熒光，說(shuō)明其不含烴類，這同樣揭示現(xiàn)今的殘余油水界面在5 057 m附近，與儲(chǔ)層顆粒萃取物定量熒光分析結(jié)果一致。

儲(chǔ)層顆粒表面易吸附脂肪烴、芳烴、極性化合物和瀝青質(zhì)[10,13]。用260 nm波長(zhǎng)激發(fā)二氯甲烷的抽提液，不同成分的QGF-E熒光光譜峰值差別很大，單環(huán)芳烴的譜峰為287 nm，二環(huán)芳烴為320～325 nm，三環(huán)、四環(huán)芳烴有2個(gè)發(fā)射峰值，分別在320 nm和365 nm附近，極性化合物譜峰為360～380 nm，瀝青質(zhì)的光譜較寬，峰值在420 nm左右[10]。迪那201井儲(chǔ)層QGF-E光譜主峰值在360 nm附近(圖2)，部分深度段，如5 057 m及5 178.6 m以深的井段QGF-E光譜在320 nm附近存在1個(gè)次級(jí)峰，說(shuō)明該井段儲(chǔ)層吸附的主要為四環(huán)芳烴等成分，油質(zhì)總體相對(duì)較輕。只有在4 781.3 m儲(chǔ)層中的QGF-E光譜較寬，譜峰在428 nm，表明其含有一定量的瀝青質(zhì)，可能是早期油充注的殘留物。

2.3儲(chǔ)層三維全息掃描熒光(TSF)特征

儲(chǔ)層三維全息掃描熒光是利用波長(zhǎng)連續(xù)變化的激發(fā)光掃描得到的三維發(fā)射熒光光譜[13]，可用TSF最大強(qiáng)度Imax、R1、R2、 最大激發(fā)波長(zhǎng)(λmaxEx)和最大大發(fā)射波長(zhǎng)(λmaxEm)等參數(shù)來(lái)表征。其中：R1值可近似為原油組分中三環(huán)芳烴與單環(huán)芳烴的比值，它與原油成熟度呈負(fù)相關(guān)[13]，凝析—超輕質(zhì)油的R1小于2.0，輕質(zhì)—正常油的R1在2.0～3.0，中質(zhì)—重質(zhì)油的R1一般大于3.0[12]。實(shí)驗(yàn)測(cè)試樣品二次抽提液的R1主要在1.0～2.0波動(dòng)，僅4 983.7 m處樣品的R1值超過(guò)2.0(圖2)，說(shuō)明該儲(chǔ)層的原油以凝析油為主，部分層位吸附少量偏重的正常原油，可能生成于侏羅系烴源巖較淺部位。按照定量顆粒熒光標(biāo)準(zhǔn)化處理流程[10-13]，樣品需經(jīng)過(guò)2次二氯甲烷(DCM)抽提，而該地區(qū)現(xiàn)今儲(chǔ)層中以輕質(zhì)油為主，因此，二次抽提液所測(cè)得的油質(zhì)可能會(huì)偏輕，對(duì)初次抽提液進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)4 781.24 m的R1值超過(guò)3.0，說(shuō)明某些重質(zhì)的組分已溶解于初次抽提液中，導(dǎo)致二次抽提液為剩余的輕質(zhì)組分，所以部分層段R1略微偏小。事實(shí)上，由初次抽提液的TSF譜圖可以明顯看出部分層段儲(chǔ)層所吸附的烴類含有一些偏重的成分(圖3)，如迪那201_12號(hào)樣品的TSF峰值的激發(fā)/發(fā)射光譜對(duì)為255.93 nm/370.93 nm，顯示出重質(zhì)油的特征，TSF所呈現(xiàn)的多峰說(shuō)明部分層段儲(chǔ)層吸附的烴類是輕質(zhì)組分和重質(zhì)組分的混合物，但重質(zhì)組分含量相對(duì)較低，這種重質(zhì)組分可能來(lái)自侏羅系頂部的低熟烴源巖，也印證了部分層段的確存在一些早期殘余的烴類或?yàn)r青質(zhì)。

圖2　迪那201井儲(chǔ)層定量熒光綜合剖面Fig.2　Reservoir quantitative fluorescence diagrams of well Dina 201

2.4包裹體巖相學(xué)及期次劃分

迪那201井包裹體類型主要有3類：第一類為藍(lán)綠色熒光包裹體，發(fā)育于石英顆粒加大邊及石英愈合裂縫中(圖4)，石英愈合裂縫中多見(jiàn)單相藍(lán)綠色油包裹體(圖4(d))，并且在部分裂紋中發(fā)現(xiàn)瀝青與藍(lán)綠色油包裹體共生，而石英顆粒邊緣發(fā)育有亮藍(lán)色包裹體(圖4(b))，該類包裹體的氣液比在9.88%～11.60%，以液相為主，少量包裹體為氣液兩相。第二類為藍(lán)色、藍(lán)白色熒光包裹體，發(fā)育于穿石英裂紋(圖4(e)、圖4(f))及石英顆粒內(nèi)部(圖4(g))及邊緣(圖4(i))，氣液比為10.91%～15.84%，氣體含量相對(duì)較高。第三類主要是氣包裹體和氣洗形成的兩相固液包裹體(圖4(h))，固液兩相包裹體內(nèi)部邊緣明顯發(fā)育固體瀝青，包裹體的外形保存完好，并未見(jiàn)明顯的泄漏現(xiàn)象，在冷熱臺(tái)上對(duì)其加熱時(shí)，部分包裹體固態(tài)瀝青可溶于液態(tài)烴，表明該類包裹體是原油發(fā)生氣洗脫瀝青過(guò)程中被捕獲的。 此外， 運(yùn)用激光拉曼技術(shù)可證實(shí)其伴生鹽水及氣包裹體中的氣相拉曼位移在2 916 cm-1附近(圖5)，表明氣體成分主要為甲烷，在2 604 cm-1處出現(xiàn)了一個(gè)異常高峰，峰值高，但寬度極小接近直線，認(rèn)為其為“宇宙射線”干擾。

圖3　迪那201井三維全息掃描熒光(TSF)Fig.3　Total scanning fluorescence (TSF) of well Dina 201

圖4　迪那201井儲(chǔ)層包裹體顯微照片F(xiàn)ig.4　Fluid inclusion micrographs of the reservoir in well Dina 201

圖5　迪那201井儲(chǔ)層包裹體氣體拉曼光譜Fig.5　Laser Raman of gas in the fluid inclusion from the reservoir of well Dina 201

2.5包裹體均一溫度及充注時(shí)間

油氣在均一條件下被捕獲形成的包裹體，可通過(guò)加熱達(dá)到均一相獲得均一溫度，結(jié)合熱史、埋藏史剖面可確定油氣充注的大致時(shí)間[4]。迪那201井的測(cè)溫結(jié)果(圖6)顯示，藍(lán)綠色油包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度主要分布在85～105 ℃，而藍(lán)綠色包裹體多呈單相，因此，難以測(cè)定其均一溫度。

藍(lán)色油包裹體及其伴生鹽水包裹體的均一溫度主要分布在95～120 ℃，可見(jiàn)這2類包裹體的均一溫度部分重合，很可能是同期油連續(xù)充注而形成，時(shí)間跨度較大，但由于藍(lán)綠色包裹體的發(fā)育豐度較低，因此起始時(shí)期的充注強(qiáng)度較弱。結(jié)合埋藏史、熱史剖面(圖6)可知，該期流體充注的時(shí)間約為距今10～5 Ma，其中充注高峰期為10～7 Ma，屬于康村組沉積晚期。氣洗兩相包裹體及氣包裹體伴生鹽水包裹體的均一溫度為121～145 ℃，表明該期天然氣的充注發(fā)生在距今2.5 Ma以來(lái)，屬于庫(kù)車組沉積晚期。部分包裹體的均一溫度大于150 ℃，這與該地區(qū)的埋藏史和熱史不相符合，很可能是非均一捕獲的結(jié)果[21-22]。

事實(shí)上，前人[16]對(duì)迪那201井白堊系儲(chǔ)層作過(guò)自生伊利石K-Ar測(cè)年研究，結(jié)果顯示最新的自生伊利石年齡為23.53 Ma，說(shuō)明早期應(yīng)該還存在一期油的充注。由埋藏史圖可知，此時(shí)地層埋藏過(guò)淺，地溫較低，地層主要處于機(jī)械壓實(shí)階段，成巖膠結(jié)還未開(kāi)始，包裹體不可能記錄該期油的充注，同時(shí)該期油由于缺乏有效蓋層而無(wú)法聚集。因此，對(duì)該地區(qū)油氣成藏有主要貢獻(xiàn)的主要是第二期和第三期油氣充注。

圖6　迪那201井包裹體均一溫度、埋藏史和熱史Fig.6　Fluid inclusion homogenization temperature,burial and thermal history of inclusions from well Dina 201

3　烴源巖熱演化與充注時(shí)間配置關(guān)系

庫(kù)車坳陷的烴源巖分布在三疊系的湖相烴源巖和侏羅系的煤系烴源巖[18]。由于迪那字號(hào)的井位都未能鉆遇該地區(qū)的烴源巖地層，因此，難以直接對(duì)烴源巖的成熟度熱演化過(guò)程進(jìn)行研究。本文借助盆地模擬軟件PetroMod來(lái)模擬該地區(qū)的烴源巖熱演化過(guò)程，以探討烴源巖生油氣時(shí)期與油氣充注時(shí)期的時(shí)空配置關(guān)系。選取過(guò)迪那2構(gòu)造的東西向地震解釋剖面，借助前人[23]關(guān)于庫(kù)車坳陷大地?zé)崃髦档难芯砍晒\(yùn)用Burnham等人[24]關(guān)于鏡質(zhì)體反射率的熱演化模型，得出該地區(qū)現(xiàn)今熱演化剖面(圖7)。由于迪那2氣田的下部烴源巖在地質(zhì)歷史時(shí)期埋深較大，較早地進(jìn)入了生烴門限，成為迪那2構(gòu)造的供烴灶[25]，所以運(yùn)用該構(gòu)造上的一口虛擬井來(lái)探討該地區(qū)的烴源巖熱演化史。依據(jù)迪那201井的包裹體數(shù)據(jù)及埋藏史所推斷的第二期油的充注高峰為10～7 Ma，第三期氣的充注為2.5 Ma以來(lái)。在8 Ma時(shí)，侏羅系頂部烴源巖的鏡質(zhì)體反射率Ro為0.63%，底部為1.16%，三疊系底部為1.48%，表明此時(shí)侏羅系的中上部主要生成正常原油，頂部可能還生成一些重質(zhì)低熟油，這就解釋了TSF三維光譜中含有少量重質(zhì)組分的原因，侏羅系底部到三疊系中上部主要生成輕質(zhì)油，三疊系底部主要生成凝析油；在5 Ma時(shí)，侏羅系頂部烴源巖的鏡質(zhì)體反射率Ro為0.69%，底部為1.26%，三疊系底部為1.59%，表明此時(shí)侏羅系頂部烴源巖主要生成正常原油，中下部主要生成輕質(zhì)油，三疊紀(jì)大部分地層已進(jìn)入生凝析油階段，依據(jù)前人對(duì)迪那2氣田的油氣源研究，認(rèn)為其早期油主要來(lái)自于三疊系黃山街組和侏羅系恰克馬克組的湖相烴源巖，晚期氣主要來(lái)自于侏羅系煤系地層烴源巖[17,26]。2.5 Ma以來(lái)主要為氣的充注時(shí)期，侏羅系頂部的鏡質(zhì)體反射率Ro為1.04%，底部為1.78%，三疊系底部為2.18%，因此，侏羅系中下部烴源巖主要以生凝析氣為主，三疊系烴源巖具有生成干氣的能力。由于迪那2凝析氣田的晚期天然氣主要來(lái)自侏羅系煤系地層[17]，結(jié)合油源和成熟度信息可推測(cè)侏羅系生成的濕氣對(duì)該期充注貢獻(xiàn)較大。迪那2氣田高含凝析油，第三期流體的充注對(duì)其貢獻(xiàn)較大，三期油氣的充注形成了其現(xiàn)今面貌。

圖7　庫(kù)車坳陷東西向熱演化剖面Fig.7　Thermal evolution profile from west to east of Kuqa Depression

圖8　迪那2構(gòu)造虛擬井烴源巖熱演化史Fig.8　Thermal evolution history of the source rock in pseudo-well of Dina 2 structure

4　成藏過(guò)程討論

庫(kù)車坳陷晚白堊世到古近紀(jì)末期，在南天山山前已形成擠壓背景下的低幅構(gòu)造圈閉[1]，但庫(kù)車東部新近系吉迪克組膏鹽巖蓋層還未形成，因此，圈閉的聚油能力有限。中新世隨喜山造山運(yùn)動(dòng)進(jìn)入高峰期，地層構(gòu)造變形強(qiáng)烈，主要發(fā)育自北向南依次變新、地形成前展式?jīng)_斷構(gòu)造和多種類型的斷層相關(guān)褶皺，是庫(kù)車前陸盆地主要構(gòu)造的定型期，晚期的構(gòu)造變形具有雙重作用，一方面是對(duì)早期油氣藏進(jìn)行調(diào)整和破壞，另一方面是與烴源巖的主要生、排烴期相匹配，而晚期烴源巖的生、排烴一方面是由于晚期地層的快速埋藏造成，另一方面是由于膏鹽巖對(duì)烴源巖熱演化的滯后作用[27-28]，最終造成了晚期成藏的結(jié)果[1,18]。迪那2構(gòu)造在23.53 Ma發(fā)生過(guò)一期油的充注(圖9)，但此時(shí)由于地層埋藏淺，吉迪克組的膏鹽巖蓋層還未形成，缺乏有效蓋層，油氣難以聚集。第二期油的充注主要發(fā)生在中新世康村組晚期(10～7 Ma)，在喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)作用下形成有效圈閉，且新近系吉迪克組沉積了巨厚(較厚部位可超過(guò)2 km)的膏鹽巖蓋層，該期輕質(zhì)油充注可有效聚集。第三期(2.5 Ma)主要為氣的充注，該期氣的充注強(qiáng)度大，將圈閉中早期聚集的較重質(zhì)的油排替出圈閉，部分原油由溢出點(diǎn)溢出。由于迪那2圈閉發(fā)育多套泥巖隔層，且儲(chǔ)層較為致密[17]，因此，在天然氣排替過(guò)程中不免在某些層段還殘留有一些剩余油，上文中顆粒熒光結(jié)果顯示在5 057 m以內(nèi)的部分層位存在殘余油層，很好地證明了這一觀點(diǎn)。

圖9　迪那2氣田成藏過(guò)程示意圖Fig.9　Hydrocarbon accumulation process of Dina 2 condensate field

5　結(jié)　論

(1)庫(kù)車坳陷迪那2地區(qū)在地質(zhì)歷史上發(fā)生過(guò)2期油充注和1期氣充注，晚期氣充注后在5 057 m以內(nèi)存在殘余油層。第一期(23.53 Ma)油的充注由于缺乏有效圈閉和蓋層而散失，當(dāng)時(shí)儲(chǔ)層還處于機(jī)械壓實(shí)階段，地溫低，石英礦物成巖膠結(jié)尚未開(kāi)始，因此，未能形成記錄該期油充注的包裹體；第二期油的充注時(shí)間跨度較大，主要發(fā)生在10～7 Ma；第三期氣的充注發(fā)生在2.5 Ma以來(lái)，充注強(qiáng)度較大。

(2)迪那2構(gòu)造的圈閉形成史與生排烴史有著良好的時(shí)空匹配關(guān)系。在康村組晚期(10～7 Ma)，圈閉大量形成，主要聚集了侏羅系底部地層及三疊系烴源巖生成的輕質(zhì)油，整個(gè)充注過(guò)程較長(zhǎng)。在庫(kù)車組末期(2.5 Ma)，侏羅系中下部煤系烴源巖主要生成凝析油和濕氣，部分層段甚至進(jìn)入生干氣階段，該期充注強(qiáng)度較大，對(duì)早期油藏進(jìn)行改造，形成現(xiàn)今的凝析氣藏，部分層段由于泥巖隔層的發(fā)育仍然存在殘余油層。

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責(zé)任編輯：王輝

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

國(guó)家油氣重大專項(xiàng)(編號(hào)：2011ZX05003)；中國(guó)石油科技開(kāi)發(fā)項(xiàng)目(編號(hào)：2014B-04)

吳海(1989-)，男，碩士，主要從事含油氣系統(tǒng)定量分析與油氣成藏研究。E-mail：wuhai2012@hotmail.com

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

TE122

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

A