Hydrocarbon Charge History of Yingdong Oilfield, Western Qaidam Basin
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摘要: 柴达木盆地西部英东地区多期构造运动导致油气分布复杂，勘探难度大.采用油气地球化学、流体包裹体、定量荧光以及傅里叶红外光谱等方法系统分析英东地区油气成藏演化过程.研究表明：(1)英东地区新近系储层发育黄色和蓝色荧光两类油包裹体和天然气包裹体，黄色荧光和蓝色荧光油气包裹体对应两期油气充注时间分别为12 Ma和5 Ma.(2)现今油藏原油具有同源-低熟的特点，黄色荧光油包裹体成熟度较低与现今油藏原油特征相似, 是现今油藏的主要贡献者.(3)蓝色荧光油包裹体的成熟度较高，蓝色荧光油包裹体和气烃包裹体是早期低熟原油沿后期构造产生的断层疏导体系向上调整运移至浅层分馏和脱气的产物.通过以上分析明确了英东油藏经历了下油砂组(N21)沉积末期(12 Ma)的低熟原油充注和上油砂组(N22)沉积末期(5 Ma)至今油气调整与改造的成藏过程, 与喜山期主要构造活动期有很好的对应关系，反映构造活动对油气成藏具有重要控制作用.Abstract: The Yingdong oilfield, western Qaidam basin, is an important petroleum exploration front in the basin. However, the distribution of oil-gas-water is complex due to the complex structures and the pervasive faulting in the reservoirs and the petroleum accumulation process is still to be probed in detail. The petroleum accumulation process in the area was investigated by using an integrated grain fluorescence, fluid inclusion and organic geochemical analyses in this study. The results show follows: (1) There were two episodes of oil charge in N21-N22, as reflected by three types of hydrocarbon inclusions, occurred in around 12 Ma and 5 Ma, respectively. (2) The current oil accumulations in the oilfield derived from upward migration of palaeo-oil reservoirs in the depth are from the same sources. (3) The QGF index which is larger than 2 and the development of yellow fluorescent hydrocarbon inclusions with low mature crude oil indicate that there existed crude oil with low maturity recharge in the early stage. Such crude oil came from the same low mature oil source and there is no high mature oil in the source. The decreasing of light component with increasing buried depth indicates that the blue fluorescent hydrocarbon inclusions and gas hydrocarbon inclusions resulted from the late tectonic activity and the fault adjusted upward migration degassing channel system. The Yingdong oilfield has great exploration potential because of the inheritance structural development and the occurrence of two episodes of hydrocarbon accumulations.
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油气包裹体是油气运移过程最直接、最原始的证据(Roedder, 1979; Burruss et al., 1983; Guilhaumou et al., 1990; Karlsen et al., 1993; Goldstein, 2001)，是解决油气演化问题的重要手段(Karlsen et al., 1993; Munz, 2001; Parnell et al., 2001; Jonk et al., 2005).由于采用与油气包裹体共生盐水包裹体的均一温度确定其形成期次和时间会受包裹体保存条件(Bodnar and Bethke, 1984; Karlsen et al., 1993)、测试分析(伍新和等, 2000)、热流体活动(郝芳等, 1996)等多方面因素的影响，其在成藏时间、油气充注期次、油气运移等各个方面应用也出现了一些疑问.目前，流体包裹体的研究不再强调样品数量，而是朝着精细化、系统化和全面化的方向发展，强调不同分析手段相互补充，应该在包裹体岩相学分析的基础上综合多种分析技术确保油气充注期次研究的准确性(Liu and Eadington, 2003, 2005; Liu et al., 2003, 2007, 2014).近年来，引入了很多流体包裹体分析的新技术方法，如傅立叶红外光谱技术可判断油气包裹体的成分；定量荧光技术可识别储层含油性(Liu and Eadington, 2003; Liu et al., 2014)、油气运移途径(Liu et al., 2014)和古今油水界面(Liu et al., 2007).
英东地区构造运动复杂且断裂非常发育(张菊梅等, 2011; 宁宏晓等, 2012)，存在多套碎屑岩储层(王桂宏等, 2006)，油气水分布复杂(魏学斌等, 2012)，其油气充注运移过程规律尚不清楚(付锁堂, 2010)，有待于进一步研究.本次研究在中国石油盆地构造与油气成藏重点实验室完成，主要研究内容包括：(1)通过有机地化和红外光谱技术分析原油的组分特征及成分空间上的变化；(2)运用多功能显微镜、傅立叶红外技术和冷热台综合分析包裹体的特征及期次；(3)定量荧光技术分析古、今油藏油气富集强度及油水界面的变迁历史；(4)结合构造运动系统分析英东地区油气成藏过程及规律，为柴达木盆地西部英东地区下一步油气勘探提供基础.
1. 地质背景
柴达木盆地位于青藏高原北部，是我国西部的一个大型叠合含油气盆地，发育古生代、中生代、新生代和侏罗纪地层，具有南北分带和东西分块的构造格局(付锁堂等, 2012; 黄叶秋等, 2013).
如图 1所示，英东地区位于柴达木盆地西部茫崖坳陷区油砂山-大乌斯构造带油砂山地面构造东段, 南邻尕斯库勒和乌南油田区(李元奎等，2012).样品采自英东地区N21~N22层位，英东103、英东107、英东102、砂37和砂40五口井91个岩心样品以及8个原油样品，岩心样品的岩性主要为灰色油浸细砂岩和灰色油斑细砂岩.
图 1 柴达木英东油藏地质略图据青海油田(2012).英东油藏石油预测储量汇报，花土沟Fig. 1. Simplified geological sketch of the Yingdong oilfield, Qaidam basin, western China2. 原油地球化学及荧光特征
本文对原油物性、地球化学特征和荧光光谱特征进行了系统厘定，结果见表 1.
表 1 英东油气藏原油参数统计Table Supplementary Table Geochemical parameters of crude oils in the Yingdong oilfield井号 井段(m) 层位 A(%) B(%) C(%) D(‰, PDB) E F G H I J 砂37井 711.7~716.2 N22 67.193 12.925 19.882 -25.9 0.90 0.50 1.71 0.59 0.28 0.40 砂37井 796.0~800.0 N22 68.173 7.608 24.219 -25.6 0.90 0.52 1.93 0.55 0.28 0.40 砂37井 813.5~816.0 N22 71.488 4.207 24.305 -26.0 0.91 0.51 1.31 0.53 0.30 0.41 砂37井 1 036.5~1 040.0 N22 68.000 6.955 25.045 -25.7 1.00 0.53 1.88 0.55 0.28 0.40 砂37井 1 095.0~1 101.0 N22 66.393 7.919 25.687 -25.7 0.92 0.49 1.79 0.55 0.28 0.40 砂37井 1 128.5~1 132.0 N22 64.478 6.032 29.489 -25.6 0.91 0.53 1.62 0.58 0.28 0.40 砂37井 1 186.0~1 189.0 N22 69.024 7.772 23.204 -25.7 0.92 0.49 1.74 0.50 0.27 0.40 砂40井 1 557.0~1 577.0 N22 67.983 5.794 26.223 -25.8 0.97 0.50 1.71 0.52 0.28 0.39 注：A.饱和烃；B.芳烃；C.非烃+沥青；D.全油δ13C；E.OEP；F.Pr/Ph；G.nC21-/nC22+；H.Gam/C30霍烷；I.Ts/Tm；J.C2920S(20S+20R). 该油藏原油平均密度为0.842 g/cm3，平均粘度为9.4 MPa·S，为中等粘度常规原油.原油族组分相似，饱和烃含量为64.47%~71.48%，芳烃含量为5.794%~12.925%，非烃+沥青含量为19.88%~29.48%(图 2).原油nC21-/nC22+为1.62~1.71，Pr/Ph为0.27~0.30，原油轻/重组分比为1.31~1.93，Ts/Tm的值为0.27~0.30，均显示原油的成熟度较低.伽玛蜡烷/C30霍烷比值为0.50~0.59，原油全油碳同位素δ13C组成重，主要集中在-25.6‰~-26.0‰，反映了咸水湖相原油伽玛蜡烷含量高和碳同位素偏重的特点.
图 2 英东地区原油族组成(a)和原油姥植比(Pr/Ph)与nC21-/nC22+的关系(b)Fig. 2. SARA compositions of Yingdong oils (a) and relationship between (Pr/Ph) and nC21-/nC22+ (b)三维荧光全扫描技术(total scanning fluorescence method，简称TSF)可测试石英、储层岩石抽提物和原油的三维荧光光谱，用于判断烃类的性质(Liu and Eadington, 2005; Liu et al., 2014).R1为TSF常用的参数，随着成熟度的增加而降低(Liu et al., 2014)，凝析油的R1值通常小于1.5，正常油R1值则为1.5~3.0，稠油的R1值则大于3.0.笔者将原油用二氯甲烷稀释到1×10-6，用常规TSF分析方法扫描，若强度超过1000光学计数(photometer counts，简称pc)时，可继续稀释，但数据处理时将油的浓度归一为1×10-6.三维荧光光谱TSF参数R1的分布范围为2.6~4.0，发射光和激发光的峰位置分别集中在250 nm和375 nm，显示正常油-稠油的特征(图 3).
图 3 英东油藏不同部位原油特征分布据青海油田(2012).英东油藏石油预测储量汇报，花土沟Fig. 3. Characteristics of crude oils in different reservoir units from the Yingdong oilfield原油地化及光谱参数均显示不同层段及深度原油成分相似，饱和烃气相色谱图均呈现单峰态前峰型，TSF图谱也极为相似(图 3)，显示为同源和低熟油.说明这种复杂的油气水分布规律可能是由构造运动和油气成藏过程造成的.
3. 油水界面变迁历史
定量荧光技术可以通过连续采集多口井，不同深度的样品进行系统的光谱分析，从而根据整个样品的剖面变化和横向变化来识别油水界面，判断现今油层和古油层，分析油气性质等(Liu and Eadington, 2003; Liu et al., 2003, 2007).其中，颗粒定量荧光技术(quantitative grain fluorescence，简称QGF)可以识别古油水界面，油层的QGF指数比水层样的高(Liu and Eadington, 2003; Liu et al., 2007).颗粒萃取物定量荧光技术(QGF on extract，简称QGF-E)的分析结果可以用于勘探和钻井评价中现今油层的判定，油层的QGF-E强度普遍大于40 pc，而水层样品的QGF-E强度大多数情况下小于20 pc(Liu and Eadington, 2005; Liu et al., 2007).Liu et al.(2003, 2007) 指出在解释油水界面的依据时还要因地区而异，需要综合考虑油藏QGF指数和QGF-E光谱特征、整体强度和强度随深度变化的趋势，通常油水界面附近存在一个QGF-E强度突然增加的拐点.
对英东地区英东103井系统取样20余块，进行了颗粒荧光分析.如图 4显示：英东103井储层的QGF指数值集中在2~3，数值相对集中，QGF荧光光谱相近，代表该区发育古油藏并且古油藏中原油成分特征相近.QGF-E强度的拐点发生在1 301.22 m和1 408.00 m处，拐点之下的QGF-E强度明显降低，拐点之上的QGF-E强度逐渐增加，揭示了在1 301.22 m和1 408.00 m附近存在油水界面，这一结果与测井曲线解释吻合.古油藏中烃类富集强度相近，现今油藏强度发生分异，说明现今油藏在古油藏布局的基础上，后期发生了向上调整作用.
图 4 英东103井QGF-E参数及光谱特征及测井曲线特征Fig. 4. QGF-E depth profile and spectra in the Yingdong-103 well, with Gamma ray and resistivity logs are used as references4. 油气充注期次及特征
笔者对91个样品的流体包裹体岩相学观察后，选择5个N22和8个N21的样品展开了详细的包裹体岩相学和傅立叶红外光谱分析来划分包裹体的组合，选择两个丰度较高的样品进行包裹体测温分析，判断油气成藏时期，并通过红外光谱技术分析不同类型烃类包裹体和原油的成熟度差异确定其主要成藏期.
4.1 包裹岩相学特征及期次划分
综合包裹体的赋存矿物、产状、颜色和相态特征，笔者将英东地区新近系储层中的油气包裹体划分为3类(图 5).第一类黄色荧光油包裹体发育在石英裂隙中，单片光下浅黄色至无色，荧光下为黄色(图 5a)和黄绿色(图 5b)，气液比为5%~15%.该期包裹体的发育的范围较大，反映了早期油气充注强且成岩的环境有利于包裹体的形成.第二类蓝色荧光油包裹体发育在石英愈合裂隙和方解石胶结物中，单偏光下无色，荧光下呈蓝色(图 5c和5d)，气液比从4%(图 5c)到60%(图 5e)，多大于20%.该期包裹体的丰度较低，反映了后期原油充注的规模不大.第三类包裹体为气包裹体，单片光下为黑色，不发荧光(图 5g)，也见周边发蓝色荧光的凝析气包裹体(图 5e和5f)，代表了晚期气的充注.蓝色荧光油包裹体的气液比变化较大，从气液比4%逐渐过渡到凝析气包裹体，并与气包裹体伴生，说明蓝色油包裹体与气包裹体的发育可能是一个同时或者连续的过程.
图 5 烃类包裹体特征及赋存状态a.黄色荧光油包裹体，气液比5%，紫外光；b.黄绿色荧光油包裹体，气液比8%，紫外光；c.蓝色荧光油包裹体，气液比4%，紫外光；d.蓝色荧光油包裹体，气液比20%，紫外光；e.蓝色荧光油包裹体，气液比60%，紫外光+单片光；f.蓝色荧光油包裹体，气液比87%，紫外光+单片光；g.气包裹体，成分以甲烷为主，单片光；英东107井，1 776.9 m，N21Fig. 5. Typical hydrocarbon inclusions and their occurrence4.2 包裹体成分分析
傅里叶红外光谱法可以检出有机包裹体中的主要化合物基团(如-CH3、C=C、C=O等)，可通过半定量的CH2/CH3基团比值计算，以确定油包裹体的成分特征，甲基含量越高(CH2/CH3较低)，其演化程度越高(Barres et al., 1987; Pironon et al., 1991).通过傅立叶红外技术对比不同期次油包裹体和原油成分成熟度.黄色荧光油包裹体的甲基强度较低，其CH2/CH3值在2.4左右，与原油光谱特征相似，代表低熟的油气特征；蓝色荧光油包裹体的甲基含量较高，其CH2/CH3值在1.0左右，代表了较高成熟度的油气特征(图 6).
4.3 包裹体均一温度及成藏时间
包裹体形成后由于物理条件的变化使其均一相变为多相，通过加热到均一相获得均一温度，结合地温埋藏史可确定其形成时间(Rossi et al., 2002; Parnell, 2010).包裹体显微测温结果显示第一期黄色荧光油包裹体的均一温度分布范围为65~102 ℃，伴生的盐水包裹体的最低均一温度为69.3 ℃.第二围为95~121 ℃，伴生盐水包裹体的最低均一温度为98.7 ℃ (图 7).推测英东地区黄色荧光油包裹体和蓝色荧光包裹体的形成时间分别为12 Ma和5 Ma(图 7)，对应地质时期应为N21、N22-N23沉积期，与喜山期主要构造活动期有很好的对应关系. 期蓝色荧光油包裹体均一温度分布范
图 7 英东地区包裹体测温结果(a)与油气充注期次(b)英东107井，N21，1 908.2 mFig. 7. Distribution of fluid inclusion homogenization temperature (a) and hydrocarbon charge timing (b) in the Yingdong area5. 油气成藏过程讨论
5.1 蓝色荧光油包裹体为非均一捕获的产物
笔者通过原油光谱和地化分析发现英东地区并不存在高成熟原油，段毅等(2004a, 2004b)和包建平等(2010)也认为柴达木西部地区原油主要为未熟-低熟原油，并未达到较高成熟度.通过傅立叶红外光谱可以看到，早期黄色荧光油包裹体的成分与原油成分相似；蓝色荧光油包裹体的气液比较变化较大(4%~87%)，常与气包裹体伴生，气液比大于20%的蓝色荧光油包裹体测温时常不均一，说明部分蓝色荧光油包裹体是不均一捕获的产物.另外，从英东地区C21-/C22+随深度变化的趋势(图 8)，可以看到随深度减小，原油轻质组分增多，也说明该区原油从深层到浅层向上运移的作用，原油可能运移至浅层发生脱气的现象.综上所述，蓝色荧光油包裹体和气包裹体可能是低熟原油分馏和脱气产物.
图 8 C21-/C22+随深度变化的趋势Fig. 8. Relationship between depth and the C21-/C22+ in the Qaidam basin5.2 油气成藏演化过程分析及研究意义
结合构造演化历史分析，英东地区的油气成藏演化过程主要经历以下两个阶段(图 9)：(1)下油砂组(N21)沉积末期(12 Ma)圈闭形成，较早期低熟的油气开始运聚成藏，对应包裹体观察中第一期低熟的黄色荧光油包裹体；(2)在上油砂组(N22)末期(5 Ma)至今构造运动导致圈闭基本形成，此时早期的油藏原油沿着断裂和裂缝向浅层运移，并发生分馏及脱气的现象，形成捕获低熟原油及原油脱气的蓝色荧光油包裹体及气包裹体(Gui et al., 2013).因此，英东油藏经历了N21沉积末期的低熟的原油充注和上油砂组(N22)末期(5 Ma)至今油气调整改造的成藏过程.
图 9 柴达木盆地英东地区油气充注模式Fig. 9. Oil and gas accumulation model for the Yingdong oilfield in the Qaidam basin英东构造经历了早期油气充注，晚期调整改造的成藏过程.晚期构造运动主要表现为整体抬升和浅层滑脱逆冲.本区以挤压应力作用为主，而且由于泥岩沿断层面的涂抹作用，使得逆断层具有较好的封闭能力，有利于油藏的后期保存，使得英东构造带的油气勘探潜力大大增加.英东地区油藏分布主要受控于晚期构造活动，成藏时间及分布规律受新构造运动期次控制，晚期改造相对较弱，油气调整强度小，古构造背景下的高部位富集程度高.
6. 结论
(1) 柴西英东地区上第三系储层发育两类油和一类气包裹体，两期油包裹体其形成时间分别为12 Ma和5 Ma，对应地质时期应为N21、N22-N23沉积期，与喜山期主要构造活动期有良好的对应关系.早期黄色荧光低熟油气包裹体成分特征与原油成分相似为现今油藏主要贡献者，其CH2/CH3值在2.4左右，蓝色荧光高成熟油气包裹体的CH2/CH3值在1.0左右.
(2) 英东地区原油从深层到浅层向上运移过程中原油可能发生分馏和脱气的现象，蓝色荧光油包裹体和气包裹体即是低熟原油分馏和脱气的产物.
(3) 英东油藏经历了下油砂组(N21)沉积末期(12 Ma)的低熟的原油充注和上油砂组(N22)末期(5 Ma)至今油气调整与改造的成藏过程.晚期构造运动以挤压应力作用为主，有利于油藏的后期保存，使得英东构造带的油气勘探潜力大大增加.
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图 1 柴达木英东油藏地质略图
据青海油田(2012).英东油藏石油预测储量汇报，花土沟
Fig. 1. Simplified geological sketch of the Yingdong oilfield, Qaidam basin, western China
图 2 英东地区原油族组成(a)和原油姥植比(Pr/Ph)与nC21-/nC22+的关系(b)
Fig. 2. SARA compositions of Yingdong oils (a) and relationship between (Pr/Ph) and nC21-/nC22+ (b)
图 3 英东油藏不同部位原油特征分布
据青海油田(2012).英东油藏石油预测储量汇报，花土沟
Fig. 3. Characteristics of crude oils in different reservoir units from the Yingdong oilfield
图 4 英东103井QGF-E参数及光谱特征及测井曲线特征
Fig. 4. QGF-E depth profile and spectra in the Yingdong-103 well, with Gamma ray and resistivity logs are used as references
图 5 烃类包裹体特征及赋存状态
a.黄色荧光油包裹体，气液比5%，紫外光；b.黄绿色荧光油包裹体，气液比8%，紫外光；c.蓝色荧光油包裹体，气液比4%，紫外光；d.蓝色荧光油包裹体，气液比20%，紫外光；e.蓝色荧光油包裹体，气液比60%，紫外光+单片光；f.蓝色荧光油包裹体，气液比87%，紫外光+单片光；g.气包裹体，成分以甲烷为主，单片光；英东107井，1 776.9 m，N21
Fig. 5. Typical hydrocarbon inclusions and their occurrence
图 7 英东地区包裹体测温结果(a)与油气充注期次(b)
英东107井，N21，1 908.2 m
Fig. 7. Distribution of fluid inclusion homogenization temperature (a) and hydrocarbon charge timing (b) in the Yingdong area
图 8 C21-/C22+随深度变化的趋势
Fig. 8. Relationship between depth and the C21-/C22+ in the Qaidam basin
图 9 柴达木盆地英东地区油气充注模式
Fig. 9. Oil and gas accumulation model for the Yingdong oilfield in the Qaidam basin
表 1 英东油气藏原油参数统计
Table 1. Geochemical parameters of crude oils in the Yingdong oilfield
井号 井段(m) 层位 A(%) B(%) C(%) D(‰, PDB) E F G H I J 砂37井 711.7~716.2 N22 67.193 12.925 19.882 -25.9 0.90 0.50 1.71 0.59 0.28 0.40 砂37井 796.0~800.0 N22 68.173 7.608 24.219 -25.6 0.90 0.52 1.93 0.55 0.28 0.40 砂37井 813.5~816.0 N22 71.488 4.207 24.305 -26.0 0.91 0.51 1.31 0.53 0.30 0.41 砂37井 1 036.5~1 040.0 N22 68.000 6.955 25.045 -25.7 1.00 0.53 1.88 0.55 0.28 0.40 砂37井 1 095.0~1 101.0 N22 66.393 7.919 25.687 -25.7 0.92 0.49 1.79 0.55 0.28 0.40 砂37井 1 128.5~1 132.0 N22 64.478 6.032 29.489 -25.6 0.91 0.53 1.62 0.58 0.28 0.40 砂37井 1 186.0~1 189.0 N22 69.024 7.772 23.204 -25.7 0.92 0.49 1.74 0.50 0.27 0.40 砂40井 1 557.0~1 577.0 N22 67.983 5.794 26.223 -25.8 0.97 0.50 1.71 0.52 0.28 0.39 注：A.饱和烃；B.芳烃；C.非烃+沥青；D.全油δ13C；E.OEP；F.Pr/Ph；G.nC21-/nC22+；H.Gam/C30霍烷；I.Ts/Tm；J.C2920S(20S+20R). 
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