庫(kù)車(chē)坳陷吐北1井區(qū)古流體演化過(guò)程

吳　海趙孟軍卓勤功魯雪松李偉強(qiáng)曾　芳趙愛(ài)文1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 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 .長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院

吳海等.庫(kù)車(chē)坳陷吐北1井區(qū)古流體演化過(guò)程.天然氣工業(yè)，2016,36(2):26-35.

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庫(kù)車(chē)坳陷吐北1井區(qū)古流體演化過(guò)程

吳海1,2趙孟軍1,2卓勤功1,2魯雪松1,2李偉強(qiáng)3曾芳4趙愛(ài)文3
1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 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 3.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院4.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院

吳海等.庫(kù)車(chē)坳陷吐北1井區(qū)古流體演化過(guò)程.天然氣工業(yè)，2016,36(2):26-35.

摘 要塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷吐北地區(qū)受膏鹽巖和斷層的綜合影響，其流體的歷史演化過(guò)程復(fù)雜，但過(guò)去對(duì)此研究較少，制約了對(duì)該區(qū)油氣分布規(guī)律的認(rèn)識(shí)。為此， 對(duì)吐北1井區(qū)的儲(chǔ)集層進(jìn)行了流體包裹體分析和定量顆粒熒光分析，并結(jié)合構(gòu)造演化史、埋藏史、熱演化史和生烴史恢復(fù)了該區(qū)的古流體演化過(guò)程。研究結(jié)果認(rèn)為，該區(qū)經(jīng)歷了2期油氣充注：①第一期為中新世—上新世康村組（N1-2k）早中期（距今16～9 Ma）原油充注，對(duì)應(yīng)的包裹體熒光呈黃色、黃白色，各層段的定量顆粒熒光（QGF）指數(shù)均大于4，表明儲(chǔ)層早期的確存在古油藏；而后期由于膏鹽巖被斷層切穿使得早期流體逸散，形成儲(chǔ)層中的殘余瀝青，現(xiàn)今的儲(chǔ)層表面吸附烴的三維全息掃描熒光光譜普遍顯示單峰，也證明早期原油逸散。②第二期為上新世庫(kù)車(chē)組（N2k）沉積晚期（距今3 Ma）天然氣和輕質(zhì)油充注，對(duì)應(yīng)的包裹體為賦存于石英顆粒邊緣的藍(lán)色熒光包裹體以及黑色氣態(tài)烴包裹體；該時(shí)期膏鹽巖蓋層埋深加大，強(qiáng)烈的塑性流動(dòng)恢復(fù)了蓋層的封蓋能力，同時(shí)喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)使得圈閉劇烈隆升，聚集了大量的天然氣和少量的輕質(zhì)油。

關(guān)鍵詞塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷吐孜瑪扎北部流體包裹體定量顆粒熒光古流體演化TSF膏鹽巖蓋層天然氣輕質(zhì)油

古流體演化過(guò)程研究是探討含油氣盆地油氣藏的形成演化和油氣分布規(guī)律的首要內(nèi)容之一，對(duì)于油田的勘探動(dòng)態(tài)與決策至關(guān)重要[1-5]。古流體在演化流動(dòng)過(guò)程中，會(huì)在運(yùn)移通道和儲(chǔ)層中留下大量的痕跡，期間儲(chǔ)層成巖過(guò)程中將流體捕獲形成流體包裹體，記錄了流體運(yùn)移和充注過(guò)程的大量信息，包括流體充注時(shí)的溫度、壓力及成分等信息，對(duì)于恢復(fù)古地溫、古壓力、流體活動(dòng)的時(shí)間及演化過(guò)程具有重要的意義[2-5]。另外，借助于定量顆粒熒光技術(shù)（QFT）檢測(cè)礦物顆粒內(nèi)部流體的熒光強(qiáng)度及特征，可恢復(fù)古油水界面，現(xiàn)今油水界面、殘余油水界面及油水界面的調(diào)整過(guò)程[6-9]。

塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶發(fā)育一套巨厚的古近系庫(kù)姆格列木群膏鹽巖，其對(duì)鹽下及鹽上油氣藏的分布具有很大的影響，特別是對(duì)鹽下鱗片體斷塊油氣藏的影響非常顯著，膏鹽巖的強(qiáng)流動(dòng)性及埋深過(guò)程中的脆塑轉(zhuǎn)化特性控制了流體的流動(dòng)及分布[10-11]。克拉蘇構(gòu)造帶吐孜瑪扎北部（以下簡(jiǎn)稱(chēng)吐北）地區(qū)明顯受到膏鹽巖和斷層的綜合影響，其流體的歷史演化過(guò)程復(fù)雜，鮮有人對(duì)其演化過(guò)程進(jìn)行分析。筆者借助于流體包裹體分析技術(shù)及定量顆粒熒光分析技術(shù)，結(jié)合構(gòu)造演化史，熱演化史和生烴史來(lái)恢復(fù)吐北1井區(qū)的古流體演化過(guò)程，以期對(duì)庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶吐北—大北段的下一步油氣勘探提供理論支撐。

1　地質(zhì)背景

吐北1地區(qū)位于庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶西段，北臨北部單斜帶，南依大北油氣區(qū)（圖1）。該地區(qū)發(fā)育巨厚的膏鹽巖層，吐北1井所鉆揭的膏鹽巖、膏泥巖厚度總計(jì)為1 232.5 m，鹽上地層以膏鹽巖層為滑脫面而發(fā)生斷滑及褶皺，從而形成了該區(qū)淺層構(gòu)造高點(diǎn)和中生界構(gòu)造高點(diǎn)不一致的構(gòu)造特征，鹽下則形成多個(gè)鱗片體斷塊油氣藏，為勘探的有利區(qū)域。吐北地區(qū)三疊系和侏羅系發(fā)育豐富的烴源巖，在演化歷史過(guò)程中生成了大量的油氣，現(xiàn)今大部分已經(jīng)進(jìn)入了生氣階段[12-13]。因此該構(gòu)造具有豐富的油氣來(lái)源，而鹽下發(fā)育的豐富斷裂為良好的油氣運(yùn)移通道[14-15]。鹽下古近系庫(kù)姆格列木群底砂巖段和白堊系巴什基奇克組砂礫巖為該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，氣測(cè)顯示活躍。吐北地區(qū)古近系蘇維依組中部以下至庫(kù)姆格列木群底砂巖以上巖性主要為膏泥巖、膏鹽巖、泥巖等超低滲透巖層，是該區(qū)域良好的蓋層?？傮w而言，吐北地區(qū)油氣生儲(chǔ)蓋組合良好，但早期膏鹽巖淺埋藏過(guò)程中具有脆性，斷層易切穿膏鹽巖蓋層，從而使鹽下早期的流體發(fā)生逸散，晚期膏鹽巖深埋具有較高的塑性，有利于恢復(fù)封蓋能力、聚集晚期的油氣[10-11]。

圖1　庫(kù)車(chē)坳陷吐北地區(qū)綜合地質(zhì)圖

2　古流體和現(xiàn)今流體定量熒光特點(diǎn)

儲(chǔ)層定量熒光技術(shù)（QFT）通過(guò)檢測(cè)顆粒表面及內(nèi)部的烴類(lèi)熒光強(qiáng)度和熒光光譜特征來(lái)定量地判識(shí)古油層，殘余油層和現(xiàn)今油層，同時(shí)可以檢測(cè)油質(zhì)的成分和成熟度等信息[6-9]。

2.1儲(chǔ)層定量顆粒熒光（QGF）特征

儲(chǔ)層定量顆粒熒光（QGF）通過(guò)檢測(cè)儲(chǔ)層顆粒內(nèi)部烴類(lèi)信息來(lái)判識(shí)古油層及其烴類(lèi)性質(zhì)[6-8]。QGF指數(shù)為QGF強(qiáng)度與對(duì)應(yīng)于300 nm的熒光強(qiáng)度的比值。由吐北1井的QGF指數(shù)信息（表1）可知，其值分布在5.39～15.51，且除深度4 239.2 m處樣品之外其余深度點(diǎn)該指數(shù)都不超過(guò)10，而古油層的QGF指數(shù)一般大于4[6]，這說(shuō)明深度介于4 238.2～4 413.7 m都為古油層所在區(qū)域，或者該深度段的儲(chǔ)層曾經(jīng)為早期油氣運(yùn)移的通道。對(duì)比QGF指數(shù)大小、自然伽馬和電阻率曲線（圖2）可發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)層物性越好，其泥質(zhì)含量越低，自然伽馬曲線值越小，其對(duì)應(yīng)的QGF指數(shù)就越大，如4 239.2 m處深側(cè)向測(cè)井電阻曲線明顯偏高，自然伽馬曲線偏低，表現(xiàn)為該層段儲(chǔ)層物性良好，其對(duì)應(yīng)的QGF指數(shù)達(dá)到了15.51，含油性較好。QGF光譜譜峰分布在388.03～402.16 nm且形狀較為一致，表現(xiàn)為早期各層位的油質(zhì)較為一致。

表1　吐北地區(qū)儲(chǔ)層定量熒光數(shù)據(jù)表

2.2儲(chǔ)層顆粒萃取物定量熒光（QGF-E）特征

顆粒萃取物定量熒光通過(guò)檢測(cè)顆粒表面吸附的烴類(lèi)熒光強(qiáng)度和光譜特征來(lái)判識(shí)現(xiàn)今油層和殘余油層，并能有效反映現(xiàn)今儲(chǔ)層中烴類(lèi)性質(zhì)和成熟度等信息[6-8]。由QGF-E強(qiáng)度可知，除4 239.2 m、4 240.2 m和4 289.6 m等深度超過(guò)20 pc，其余深度點(diǎn)的樣品Q(chēng)GF-E強(qiáng)度都小于20 pc，而Liu等[6]認(rèn)為一般油層的QGF-E強(qiáng)度大于20 pc，依據(jù)QGF-E的光譜峰值（表1）可以看出現(xiàn)今部分儲(chǔ)層表面吸附烴主要為輕質(zhì)油到凝析油，說(shuō)明現(xiàn)今僅有少量層段還殘余有輕質(zhì)油，該地區(qū)現(xiàn)今主要以聚氣為主，殘余的輕質(zhì)油、凝析油的可采儲(chǔ)量不大。對(duì)比QGF指數(shù)和QGF-E強(qiáng)度可知，晚期的油氣充注層位可能與早期具有一致性，儲(chǔ)層物性好的層段含油氣性也較好。

QGF-E光譜峰值（圖2、表1）主要集中在359～379 nm，表現(xiàn)為超輕質(zhì)油和凝析油的特點(diǎn)。由光譜的主峰波長(zhǎng)和次級(jí)峰波長(zhǎng)可以看出烴類(lèi)組分特點(diǎn)[6]：儲(chǔ)層顆粒表面吸附的烴類(lèi)組分中單環(huán)芳烴和二環(huán)芳烴的波峰分別在287 nm和320 nm附近，三環(huán)和四環(huán)芳烴有一個(gè)主峰和一個(gè)次級(jí)峰，峰值分別位于320 nm和365 nm附近；極性化合物峰值在370 nm附近；瀝青質(zhì)光譜較寬，峰值較大，在420 nm附近。在深度4 245 m以淺QGF-E光譜普遍表現(xiàn)為單峰特點(diǎn)，峰值在365 nm附近，次級(jí)峰不明顯，表明儲(chǔ)層可能含有一定量的瀝青質(zhì)，但4 245 m以深層段光譜明顯具有雙峰值特點(diǎn)，處在360 nm附近有一個(gè)主峰外，在320 nm附近還有一個(gè)次級(jí)峰，整體表現(xiàn)為烴類(lèi)組分以三環(huán)、四環(huán)芳烴為主。對(duì)比QGF光譜峰值可知，現(xiàn)今儲(chǔ)層原油較早期偏輕。

圖2　吐北1井儲(chǔ)層定量熒光綜合剖面圖

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可以記錄原油的成分特征，可作為原油對(duì)比分析的“指紋”工具，可檢測(cè)原油是否同源，組分輕重等特點(diǎn)[9]，其中R1值與原油的成熟度具有很好的負(fù)相關(guān)關(guān)系，其為270 nm激光激發(fā)下，熒光強(qiáng)度對(duì)應(yīng)于360 nm與320 nm發(fā)射波長(zhǎng)的比值，近似表示原油中三環(huán)芳烴和單環(huán)芳烴的比值[2,9]，可用來(lái)定量地檢測(cè)原油的成熟度。Liu 等[8]通過(guò)對(duì)比儲(chǔ)層的正構(gòu)烷烴分布圖、QGF+和iTSF譜圖，認(rèn)為當(dāng)R1＞3.0時(shí)為中質(zhì)油—稠油，R1在2.0～3.0時(shí)為輕質(zhì)正常原油，R1＜2.0時(shí)為凝析油和超輕質(zhì)原油。吐北1井的R1除在4 240.2 m外其余深度點(diǎn)都小于2.0，表現(xiàn)為超輕質(zhì)油—凝析油的特點(diǎn)，這可能是吐北1井區(qū)晚期凝析油和天然氣充注的結(jié)果。伴隨地層的抬升，油藏調(diào)整，在構(gòu)造低部位殘余的少量原油，儲(chǔ)層中殘留有大量瀝青是構(gòu)造抬升、油藏改造的很好的證據(jù)。二氯甲烷（DCM）二次抽提液的儲(chǔ)層三維全息掃描熒光光譜（圖3）均呈現(xiàn)單峰的特點(diǎn)，表示現(xiàn)今儲(chǔ)層中的原油為單一油源，由其激發(fā)/發(fā)射光譜對(duì)可知現(xiàn)今儲(chǔ)層中聚集的烴類(lèi)為晚期生成的偏輕質(zhì)原油，早期原油可能由于構(gòu)造變動(dòng)油藏調(diào)整已經(jīng)完全散失，殘余大量的儲(chǔ)層瀝青。

圖3　吐北1井三維全息掃描熒光（TSF）圖片

3　油氣充注期次及古流體演化過(guò)程

3.1油氣充注期次

3.1.1包裹體巖相學(xué)分析

吐北1井部分層段包裹體極其發(fā)育，可根據(jù)包裹體巖相學(xué)觀察包裹體的交切關(guān)系、顏色、尺寸大小、相態(tài)、氣液比和賦存礦物等信息將包裹體進(jìn)行期次劃分、類(lèi)型劃分[16-18]。運(yùn)用烴類(lèi)包裹體的熒光顏色來(lái)判定包裹體內(nèi)烴的成熟度并進(jìn)行期次劃分是一種快速有效的方法[19]，隨著油氣由低成熟到高成熟的演化，其對(duì)應(yīng)的包裹體熒光顏色逐漸由火紅色—黃色—橙色—黃白色—綠色—藍(lán)色—藍(lán)白色的變化過(guò)程[19-22]，但包裹體成巖捕獲后地層埋深加大，會(huì)經(jīng)歷更高溫度而可能發(fā)生油氣裂解作用，從而使部分早期形成的偏黃色熒光包裹體轉(zhuǎn)變?yōu)槠{(lán)色熒光，給成熟度及期次判別帶來(lái)困難，但這種轉(zhuǎn)變一般是個(gè)別，并非是成片發(fā)生[23]。因此不能僅僅依靠包裹體熒光顏色來(lái)判定其形成期次，而需要結(jié)合其他的包裹體巖相學(xué)特征來(lái)綜合判別，使得結(jié)論更加準(zhǔn)確可靠。依據(jù)吐北1井儲(chǔ)層包裹體特征將其劃分為4類(lèi)。

1）第一類(lèi)為發(fā)育于石英顆粒及顆粒愈合裂紋中的黃色、黃白色熒光純液相或氣液兩相烴類(lèi)包裹體（圖4-a、4-b、4-c、4-d），部分石英顆粒被晚期呈線性分布的黑色氣包裹體切穿（圖4-d），單偏光下液相部分主要為無(wú)色，少量為褐色，由于包裹體的大小和形狀差別較大，其氣液比變化范圍為2.98%～31.75%。

2）第二類(lèi)為發(fā)育石英愈合裂紋、石英顆粒邊緣或石英礦物顆粒縫合線中的藍(lán)色熒光包裹體（圖4-a、4-e、4-f），多呈現(xiàn)環(huán)帶狀分布（圖4-e），也可見(jiàn)其周?chē)㈩w粒內(nèi)部發(fā)育的早期黃色熒光包裹體（圖4-f），單偏光下常呈無(wú)色，其氣液比為7.68%～25.83%。

3）第三類(lèi)為發(fā)育于石英愈合裂紋中呈線性分布的黑色氣包裹體（圖4-g）。

4）第四類(lèi)為分布于石英顆粒邊緣中的固體瀝青包裹體（圖4-h）和孔隙殘余瀝青（圖4-i），單偏光下呈現(xiàn)黑色，其可能為后期氣洗或者油藏調(diào)整改造殘余下來(lái)的。

值得注意的是，在圖4-c中石英顆粒邊緣呈環(huán)帶狀分布的黃色熒光油包裹體中分布有偏藍(lán)色的氣液兩相烴包裹體，其很有可能是后期埋藏過(guò)程中包裹體內(nèi)部烴類(lèi)發(fā)生裂解形成的，在測(cè)量包裹體的均一溫度時(shí)應(yīng)注意將其剔除，否則會(huì)對(duì)結(jié)果造成很大的誤差。

圖4　吐北1井儲(chǔ)層包裹體顯微照片

3.1.2油氣充注時(shí)間

均一條件下捕獲的烴包裹體和同期捕獲的鹽水包裹體的等容線是不同的，烴類(lèi)氣液兩相包裹體的均一溫度一般都會(huì)低于同期捕獲的鹽水包裹體的溫度[19]，這是由于烴類(lèi)包裹體捕獲后更易發(fā)生化學(xué)變化[23]。因此與烴類(lèi)包裹體同期捕獲的鹽水包裹體的均一溫度更能代表烴類(lèi)當(dāng)時(shí)的捕獲溫度。根據(jù)吐北1井的包裹體樣品測(cè)溫結(jié)果（圖5）可知，黃色熒光油包裹體的均一溫度介于70～85 ℃，其伴生鹽水包裹體均一溫度主要為86～95 ℃，由于伴生鹽水包裹體的均一溫度更具有代表性。因此結(jié)合埋藏史和熱演化史圖（圖5）可推測(cè)該期油充注的時(shí)間介于距今16～9 Ma，主要為康村組沉積早中期。由于藍(lán)色熒光油包裹體伴生鹽水包裹體及氣包裹體伴生鹽水包裹體的均一溫度分布直方圖明顯發(fā)生重合，因而該期油氣充注早期很可能呈氣液混相充注，晚期可能主要為氣相充注，其為一個(gè)連續(xù)不間斷的過(guò)程。因而認(rèn)為它為同期充注，其均一溫度的范圍為106～130 ℃，結(jié)合熱演化史和埋藏史剖面可知其充注時(shí)間為距今3 Ma以來(lái)，為上新世庫(kù)車(chē)組沉積時(shí)期。均一溫度大于150 ℃無(wú)法在熱演化史剖面樣品所在深度表現(xiàn)出來(lái)，其很可能是非均一狀態(tài)下捕獲的產(chǎn)物。

3.2烴源巖熱演化與充注時(shí)間配置關(guān)系

圖5　吐北1井流體包裹體均一溫度(a)、埋藏史和熱演化史(b)圖

烴源巖的熱演化主要受其所經(jīng)歷的地質(zhì)時(shí)間和溫度影響，而對(duì)于某一套確定的烴源巖層，其形成及演化的地質(zhì)時(shí)間為一確定值。因此主要受到它所經(jīng)歷的地溫、熱流等因素的影響[15，24]。庫(kù)車(chē)坳陷發(fā)育2套巨厚的膏鹽巖，其對(duì)地溫及烴源巖的熱演化影響較大，經(jīng)計(jì)算對(duì)于庫(kù)車(chē)西部古近系庫(kù)姆格列木群膏鹽巖厚度每增加100 m，三疊系烴源巖的鏡質(zhì)體反射率（Ro）熱演化程度會(huì)滯后0.021 4%，侏羅系滯后0.022 2%[25]，正是由于膏鹽巖的高熱導(dǎo)率使得烴源巖的生油氣時(shí)期與晚期圈閉形成時(shí)間相匹配，有利于該地區(qū)晚期成藏。吐北1井區(qū)經(jīng)歷2期油氣充注：第一期為距今16～9 Ma，第二期油氣混相充注時(shí)間為距今3 Ma以來(lái)。根據(jù)烴源巖生烴史圖（圖6）可知：①在距今16 Ma時(shí)，三疊系底部烴源巖的鏡質(zhì)體反射率約為1.22%，侏羅系底部的烴源巖的鏡質(zhì)體反射率約為0.85%，頂部為0.54%；距今9 Ma時(shí)，三疊系底部烴源巖的鏡質(zhì)體反射率約為1.47%，侏羅系底部烴源巖鏡質(zhì)體反射率約為1.02%，侏羅系頂部烴源巖為0.64%；因此在該階段早期三疊系烴源巖以生成正常原油為主，晚期三疊系下部還具有一定的生輕質(zhì)油的能力，而侏羅系主要以生氣為主，其主要層段為煤系地層[26]，具有“全天候”的生氣能力[27]，造成了早期包裹體具有氣液兩相的特征，且部分包裹體的氣液比較大。②距今3 Ma以來(lái)，三疊系底部烴源巖鏡質(zhì)體反射率Ro約為1.97%，侏羅系底部約為1.44%，侏羅系頂部約為0.88%，因此該階段早期烴源巖以生凝析油與濕氣為主，晚期具有生成干氣的能力。

圖6　吐北地區(qū)烴源巖熱演化史剖面圖

3.3古流體演化過(guò)程

克拉蘇構(gòu)造帶晚期經(jīng)歷了快速埋藏，三疊系和侏羅系的烴源巖快速成熟進(jìn)入生氣階段，使得該坳陷主要聚集晚期生成的天然氣和少量輕質(zhì)原油。這些油氣的聚集是多期流體充注的結(jié)果，而該地區(qū)流體的活動(dòng)明顯受到多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響[1-2,28]。庫(kù)車(chē)坳陷新生代的喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)對(duì)其現(xiàn)今構(gòu)造格局影響尤為重要，其構(gòu)造變形主要分為3期：漸新世末期（康村組沉積時(shí)期）、上新世末期（庫(kù)車(chē)組沉積時(shí)期）和早更新世末期（西域組沉積時(shí)期），多期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成了多個(gè)有效圈閉，成為油氣聚集的有利區(qū)域，同時(shí)多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)流體的活動(dòng)，油藏的改造調(diào)整及破壞也具有明顯的影響[2,29]。庫(kù)車(chē)坳陷膏鹽巖蓋層控制著油氣的聚集于分布，但這種膏鹽巖蓋層隨著埋深的加大會(huì)發(fā)生脆塑性轉(zhuǎn)換[10-11,30]，平均以深度3 000 m為界，淺層膏鹽巖具有明顯的脆性，深層膏鹽巖轉(zhuǎn)化為塑性，并具有強(qiáng)烈的流動(dòng)性，可使穿鹽斷裂及裂縫愈合，蓋層恢復(fù)完美的封蓋能力，使得晚期生成的油氣聚集圈閉之中[10-11]，國(guó)外的部分含鹽盆地中也在膏鹽巖蓋層中發(fā)現(xiàn)了油氣包裹體及殘余瀝青，表明古油氣在膏鹽巖蓋層中運(yùn)移的痕跡[30-31]。依據(jù)吐北1井區(qū)的古流體演化證據(jù)結(jié)合區(qū)域的構(gòu)造演化史、圈閉生成史及生排烴史認(rèn)為該地區(qū)具有中新世—上新世康村組（N1-2k）原油充注并泄漏，上新世庫(kù)車(chē)組晚期（N2k）油氣混相充注2期流體活動(dòng)（圖7）。

圖7　吐北1井區(qū)流體演化過(guò)程示意圖

康村組沉積早中期，圈閉初具雛形，早期三疊系的正常原油運(yùn)移聚集于圈閉中，對(duì)應(yīng)較低成熟度的包裹體，熒光顏色為黃色、黃白色；早期油充注時(shí)圈閉幅度較低，但圈閉面積較廣，隨著喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)的進(jìn)行，斷層活動(dòng)劇烈，使得早期淺埋藏的脆性膏鹽巖蓋層破壞，早期圈閉中的原油發(fā)生泄漏。Zhuo等[32]運(yùn)用生物標(biāo)志化合物特征證明了大北—吐北段早期原油沿膏鹽巖層發(fā)生泄漏，在鹽上聚集形成大宛齊油藏。隨著膏鹽巖的埋深增加，其逐漸向塑性轉(zhuǎn)化，流動(dòng)性加強(qiáng)，使得早期穿鹽斷層及裂縫彌合，恢復(fù)封蓋能力，此時(shí)由于晚喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)擠壓導(dǎo)致圈閉劇烈隆升，幅度增大，并且地層的快速埋深導(dǎo)致烴源巖進(jìn)入大量生氣階段，導(dǎo)致圈閉聚集了晚期（N2k）生成的天然氣和少量的輕質(zhì)油，其對(duì)應(yīng)于石英次生加大邊中環(huán)帶狀分布的藍(lán)色熒光包裹體和穿石英呈線性分布的黑色氣包裹體。

4　結(jié)論

1）吐北1井區(qū)存在古油藏，現(xiàn)今某些層段殘余有晚期充注的輕質(zhì)油或凝析油，早期原油已經(jīng)泄漏。

2）吐北1井區(qū)經(jīng)歷了2期油氣充注：第一期油充注時(shí)間為距今16～9 Ma，對(duì)應(yīng)的包裹體熒光以黃色、黃白色為主；第二期油氣混相充注時(shí)間為距今3 Ma以來(lái)，對(duì)應(yīng)的烴類(lèi)包裹體為發(fā)藍(lán)色、藍(lán)白色熒光以及黑色氣包裹體。

3）吐北1井區(qū)在康村組沉積早中期經(jīng)歷了正常原油充注，后期由于淺埋的脆性膏鹽巖蓋層被斷層切穿，導(dǎo)致早期原油泄漏，在儲(chǔ)層中形成大量的殘余瀝青；上新世庫(kù)車(chē)組沉積晚期，膏鹽巖蓋層深埋恢復(fù)封蓋能力，同時(shí)喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)使圈閉劇烈隆升，聚集了大量的天然氣和少量的輕質(zhì)油。

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（修改回稿日期 2015-11-09 編輯 羅冬梅）

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：趙孟軍，1965年生，教授級(jí)高級(jí)工程師；主要從事油氣成藏綜合研究工作。E-mail:zmj@petrochina.com.cn

作者簡(jiǎn)介：吳海，1989年生，碩士；主要從事含油氣系統(tǒng)分析研究工作。地址：（100083）北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)。ORCID:0000-0002-5479-1296。E-mail:wuhai2012@hotmail.com

基金項(xiàng)目：國(guó)家油氣重大專(zhuān)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）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.004