李浩武童晓光(中国工程院院士) 王素花高小康温志新郭建宇

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气勘探开发公司 3.中国中化石油勘探开发公司

阿姆河盆地侏罗系成藏组合地质特征及勘探潜力

李浩武1童晓光2(中国工程院院士) 王素花1高小康1温志新1郭建宇3

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气勘探开发公司 3.中国中化石油勘探开发公司

李浩武等.阿姆河盆地侏罗系成藏组合地质特征及勘探潜力.天然气工业,2010,30(5):6-12.

侏罗系成藏组合是中亚地区阿姆河盆地最重要的成藏组合。通过对岩相古地理、烃源岩、储层、盖层和油气成藏过程以及模式的分析,认为该成藏组合的成藏主控因素主要包括以下几个方面:①广泛分布、已经大范围进入生气窗的优质侏罗系烃源岩为该成藏组合内油气聚集提供了雄厚的物质基础;②优质的上侏罗统储层为油气资源的聚集提供了良好的空间,尤其是生物礁建造,其储集性能优越;③厚层Gaurdak组蒸发岩盖层充当了该成藏组合的优质盖层,除基底断裂分布带外,油气不能穿越它发生垂向运移作用。该成藏组合内油气散失的原因主要是 Gaurdak组蒸发岩盖层尖灭或受基底断层破坏而引起油气侧向运移和垂向运移。结论认为:未来的主要勘探潜力在该盆地深部现今由于地震资料品质问题而未能识别出的生物礁和位于油气运移路径上的深部构造,平面上的有利区为大型基底断裂的不发育带。

阿姆河盆地 侏罗纪 成藏组合 生物礁储层 Gaurdak组蒸发岩 基底断裂 成藏主控因素 勘探潜力

目前中国海外油气合作勘探开发事业迅猛发展,中亚地区已经成为中国各大油气公司的重点战略发展区域。阿姆河盆地天然气资源丰富,其中原油最终可采储量为1149×106bbl(1bbl=0.14t),凝析油最终可采储量为2071×106bbl,天然气最终可采储量达43.40×1012m3[1]。该盆地侏罗系成藏组合由上侏罗统碳酸盐岩储层与上侏罗统 Gaurdak组蒸发岩盖层构成(图1),是盆地内最重要的成藏组合,其原油最终可采储量为905.6×106bbl,凝析油最终可采储量为1756.8×106bbl,天然气最终可采储量为30.11×1012m3[1],分别占整个盆地的79.3%、84.9%和69.4%。侏罗系成藏组合的油气田基本上都集中于木尔加布次盆和北部次盆内(图2)。加之,阿姆河右岸区块还是中国—土库曼斯坦天然气管线的重要天然气产区。因此研究阿姆河盆地侏罗系成藏组合的地质特征和油气聚集规律具有重要的理论和现实意义。

1 岩相古地理

1.1 构造背景

阿姆河盆地是在晚古生代海西运动基底和三叠纪裂谷系统上发展起来的侏罗系—新生代盆地,是图兰地台内最大的盆地,北以乌拉尔—天山褶皱带与东欧板块、哈萨克板块相隔,南以阿尔卑斯一喜马拉雅褶皱带与伊朗微陆块、阿富汗微陆块相连。经历了基底形成、稳定沉陷和碰撞改造3个地质历史阶段,与之相应,整个盆地的地层可分为古生界基岩、二叠—三叠系过渡层和中、新生界沉积盖层3大构造层系[2]。

1.2 侏罗纪古地理演化

从侏罗纪至新生代,阿姆河盆地属于特提斯中生代火山弧北部一个边缘海的被动陆缘中。在盆地边缘部位,已经钻遇了被动边缘的中—下侏罗统,但在盆地中部,由于埋深较大,钻井揭示的地层不多。总体来讲,中—下侏罗统主要以陆相碎屑岩为主,粗粒碎屑岩主要局限于下侏罗统的底部,同时还含有煤层[3]。海相沉积出现于巴柔阶—巴通阶上段的地层中,向南其厚度呈增加趋势。在盆地东北部边缘的深断裂附近的井中也钻遇了火山凝灰岩和辉绿岩,在此地区,地堑中充填了下侏罗统和中侏罗统下部地层。由于受地震资料品质的限制,盆地中部前巴柔阶的地堑主要是靠推断得出的[4]。中下侏罗统上覆于基底隆起之上,其底部层序在隆起的斜坡上发生尖灭作用。由于地震资料品质差,整套地层的厚度无法确定,在盆地的最深部位,推断其有2000m厚。在盆地北部边缘,其厚度减薄至500m以下,在南部边缘的巴德希兹—迈马拉隆起之上,其是缺失的。

图1 阿姆河盆地地层柱状图[2]

图2 阿姆河盆地次级构造单元及侏罗系成藏组合油气田分布图

在巴通期末或卡洛夫期的早期,阿姆河盆地发生了海侵作用。底部页岩单元沉积之后,随后又沉积了牛津阶碳酸盐岩地层。卡洛夫期—牛津期,由于受古地形的影响,盆地东南部为深海环境,而在盆地边缘属于浅水陆棚环境,在深水盆地的边缘出现了障壁礁、塔礁和环礁(图3)。最厚最大的、烃类产能最高的礁体构成了牛津阶石灰岩的中上段。这些礁体内的储量几乎占盆地所有已发现储量的1/2,同时还具有巨大的勘探潜力。在礁相带,上侏罗统碳酸盐岩的厚度为500～600m,大约1/2都由礁灰岩组成。在近滨带,其厚度减小至100～150m,在盆地边缘发生尖灭。

图3 阿姆河盆地牛津期岩相古地理图[5]

在启莫里期,盆地在构造上又趋于活跃,沉积环境发生了很大的改变。图兰地台的大部分地区,由沉降开始转变为隆升,导致海洋面积减小,海相盆地解体为小型的沉积盆地。在启莫里期至提塘期,北部次盆和木尔加布次盆出现了一个巨大的潟湖,沉积了Gaurdak组蒸发岩层序。其与上侏罗统碳酸盐岩储层相配合,构成了阿姆河盆地最重要的成藏组合。

2 侏罗系成藏组合地质特征

2.1 烃源岩

对于侏罗系成藏组合来讲,最主要的烃源岩为中下侏罗统煤层碎屑岩及上侏罗统牛津阶盆地相黑色页岩。同时这两套烃源岩也是阿姆河盆地最重要的烃源岩。

2.1.1 中下侏罗统烃源岩

中下侏罗统层序的厚度较大,主要为陆相碎屑岩,其在盆地边缘粒度大些,在盆地中部粒度小一些。通过钻井资料可知,下侏罗统通常包含薄的煤层。煤层在盆地边缘的厚度要大一些,在阿富汗北部,甚至可以进行开采。

中下侏罗统烃源岩分布范围较广,有机质类型以陆相腐殖型干酪根为主,烃源岩 TOC的分布显示出与沉积水深相关的关系:在盆地的中南部 TOC含量超过1%,向盆地边缘逐渐过渡至0.3%以下(图4)。现今,阿姆河盆地的地温梯度较高,在大部分地区,为3.0～3.5℃/100m[6],这主要是由于中下侏罗统较高的地层温度决定的。在盆地的中部和南部,下侏罗统正处于湿气至干气窗内[7]。层序顶部埋深3000m时的镜质体反射率(Ro)为1.15%,在4600～5500m埋深时为2.3%～2.4%[9]。在层序的底部,镜质体反射率可能达到3.6%。到晚白垩世时,层序底部进入生油窗;在古近纪时,其在盆地的大部分区域进入生气窗;只有在盆地的最北部和卡拉库姆隆起上,烃源岩现今尚处于生油窗内。

图4 阿姆河盆地中下侏罗统烃源岩 TOC含量分布图[8]

2.1.2 上侏罗统烃源岩

上侏罗统烃源岩为典型的盆地相黑色页岩,其与深水盆地边缘的浅水石灰岩和礁体大致属于同时代沉积。大部分研究工作都集中于盆地边缘有井钻遇的地方。在查尔朱阶地,其被称为 Khodzhaipak组[10],厚度为40～150m,包含了牛津阶中上部的地层。厚度较大的 Khodzhaipak组的下段地层包含变化的黑色、泥质、沥青质石灰岩和灰泥岩及非沥青质、含海底生物化石的石灰岩。尽管没有 TOC的资料,但岩性构成及海底生物化石的特征表明:有机质含量并不会太高。然而,向着盆地中部方向,暗色灰岩和泥灰岩的有机质含量可能是增加的,在盆地的中部,水深更大,可能存在缺氧的水体环境。

Khodzhaipak组的上段主要沉积于牛津期末,具有放射性的特征,在查尔朱阶地,其厚度为5～30m,主要由层状的钙质页岩和泥质灰岩组成,TOC含量为2.5%～5%,在某些样品中甚至达到了15%[11-12]。沉积相的特征表明干酪根的类型可能为混合型。大约10%的有机质为沥青,烃类构成了沥青59%～67%的组成[12]。在盆地中部,烃源岩的潜力可能会得到较大的改善。

放射性层的烃源岩现正处于生气窗内,在整个盆地除了埋藏较浅的查尔朱阶地,都已经进入过成熟阶段,相应的 Ro为1.25%～2.25%[8]。在晚白垩世—古近纪,烃源岩进入生油窗,在新近纪时,进入生气窗。

2.2 储层特征

2.2.1 中—下侏罗统碎屑岩储层特征

在阿姆河北部次盆,中下侏罗统碎屑岩包含2个产层单元,即ⅩⅧ段和ⅩⅦ段,ⅩⅧ段储层主要发育于北部次盆的东部,其为含粉砂岩夹层的砂岩,有时为砾岩,主要沉积于陆相环境内。孔隙度为10%～17%,渗透率为(13～345)×10-3μm2,ⅩⅦ段储层由含有粉砂岩和泥灰岩夹层的砂岩构成,大多沉积于近滨的海相环境中,孔隙度为0.07%～19%,渗透率为(140～320)×10-3μm2。但由于该储层的分布范围较为局限,其属于侏罗系成藏组合中较为次要的储层[13]。

2.2.2 上侏罗统碳酸盐岩储层特征

上侏罗统碳酸盐岩是侏罗系成藏组合乃至阿姆河盆地最重要的储层。卡洛夫阶至牛津阶陆架层序由不同的浅水相组成,其包含鲕粒、珊瑚和藻类石灰岩及白云质灰岩、小型卡洛夫阶近滨碳酸盐岩建造、泥质灰岩和泥岩。在牛津阶的中上段,局部地区还发育有硬石膏。在盆地的北部边缘还出现了硅质碎屑物质,其在局部地区占统治地位。

储层物性主要受控于其沉积环境。在障壁礁和塔礁中,礁核部位的储层性质最好[14-15]。礁核主要由珊瑚和藻类及其碎屑组成。石灰岩通常在不同程度上遭受了裂缝作用、淋滤作用和白云岩化作用[10]。礁相碳酸盐岩的孔隙度为15%～19%,渗透率为(25～400) ×10-3μm2,平均而言,礁体的86%厚度为储层,最大达到200m[16]。

浅水陆棚礁后相由生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩及灰质角砾岩组成。孔隙度相对较高,尤其是在鲕粒灰岩段,变化范围为10%～18%。渗透率通常为(10～40) ×10-3μm2。然而,孔渗性都较好的层段却没有礁核相的厚度大,通常不超过几十米[13]。在盆地相区域,储层只出现于碳酸盐岩层序的底部(卡洛夫阶上段至牛津阶下段),其余部分由深水碳酸盐岩和泥岩组成,为非储层。礁后相储层的孔隙度为5.5%～11%,渗透率在(0.2～10)×10-3μm2[14],储层的常见厚度在10～40m。就整个阿姆河盆地来讲,碳酸盐岩层序顶部的埋深为3000～5000m[7]。

2.3 盖层特征

启莫里—提塘期沉积的 Gaurdak组蒸发岩是阿姆河盆地的最主要区域性盖层,同时其也是侏罗系成藏组合的直接区域性盖层。其主要由呈互层状态分布的盐岩和硬石膏组成。含有碳酸盐岩夹层的底部和中部硬石膏层主要局限于盆地的边缘地带[13]。下部硬石膏在礁体的顶部的典型厚度为10～30m,在礁坡部位达到100～200m。再往盆地的中部,硬石膏层的厚度又减小至50m左右。下部盐层充填了牛津期形成的地形低洼带,其在礁的顶部或礁后陆棚减薄或缺失,而在牛津期深水沉积物之上厚度又突然增大。上部盐岩层的厚度要更加稳定一些,在盆地中央地带厚度达到数百米,到盆地边缘又逐渐变薄。在局部地区,两套盐岩层都包含硬石膏层和钾盐层[17]。

当盐岩尖灭时,硬石膏就占主要地位,含部分碳酸盐岩和碎屑岩。Gaurdak组地层延伸至阿富汗—塔吉克盆地,但由于在复向斜埋深很大,同时构造很复杂,研究程度并不高。总体来讲,Gaurdak组蒸发岩的厚度在木尔加布次盆达到最大(900m),其主要分布于北部次盆和木尔加布次盆,向着东北方向厚度变化梯度值要比其他方向较大(图5),说明在沉积时,此方向的地形坡度较陡。

在科佩特—塔格褶皱带,上侏罗统蒸发岩和红层渐变为启莫里阶的层状海相石灰岩和提通阶的厚层石灰岩及包含硬石膏的白云岩[18]。这些浅水碳酸盐岩层系将南部特提斯洋和北部的阿姆河蒸发潟湖环境分隔开来。这种古地形特征与北高加索盆地东部的启莫里期至提塘期的环境类似[13]。

2.4 圈闭

在阿姆河盆地,存在多种圈闭类型,如构造圈闭、地层圈闭、古地形圈闭(独立的生物礁建造)及由古地形、断层、地层和流体动力共同决定的复合型圈闭,占主要地位的是构造圈闭和构造与古地形的联合圈闭。

侏罗系成藏组合最重要的圈闭类型为为古地形相关的圈闭,这些圈闭是发育于牛津阶碳酸盐岩层内的孤立的塔礁和环礁,由 Gaurdak组地层提供封闭作用。在查尔朱阶地,所有已经发现的烃类都位于孤立的礁相建造内。这种类型的圈闭被认为同样是盆地其他部位重要的潜在勘探目标,尤其是在北部的边缘。Kokdumalak巨型气田是礁相带内发育的最大气田。其面积和圈闭规模相对都不是很大,但是由于其礁核碳酸盐岩优质的储层特性和很大的烃柱高度,其储量仍达到了20×108bbl油当量[13]。

图5 阿姆河盆地G aurdak组蒸发岩及侏罗系成藏组合油气田分布图(据本文参考文献[19],有修改)

盆地内最大型的构造圈闭为狭长的穹隆,主要都沿着断层带发育,但是这些穹隆通常没有遭受断层的改造。在布哈拉和查尔朱阶地,很多圈闭为以断层为边界的隆起。除了这些穹隆之外,其他构造圈闭不管是在面积还是幅度上,规模都要小得多。几乎所有的构造和复合圈闭都由于新近纪—第四纪的构造变形引起的[20]。在研究程度较高的盆地东部,某些在布哈拉和查尔朱阶地内的圈闭可能在白垩纪就开始形成,甚至更早[21-22]。

在布哈拉和查尔朱阶地,上侏罗统复合型圈闭所含的储量占次要地位,这些圈闭为被局部构造所改造的礁相碳酸盐岩,向着盆地的方向,油藏的盖层由多孔性的礁相灰岩和白云岩过渡至非渗透性的盆地相泥质灰岩和泥灰岩。在礁后相,局部发育的构造也提供了圈闭。在这些类型的圈闭中的一些油藏在横向上可以由充填于切割了障壁礁的潮道中的蒸发岩提供部分封闭作用[23],Urtabulak气田就是这样的例子。

3 成藏过程与模式

总体来讲,侏罗系成藏组合内油气的聚集主要受控于 Gaurdak组蒸发岩的分布及其封闭性遭受断层破坏的程度。从图5可以看出,侏罗系成藏组合的油气田基本上都分布于 Gaurdak组蒸发岩的展布范围内。

侏罗系烃源岩成熟生烃之后,主要存在2种油气运移模式,即侧向由生烃中心向四周构造高部位的侧向运移和穿越 Gaurdak组蒸发岩的垂向运移。油气的侧向运移主要受控于盆地的构造格局和 Gaurdak组蒸发岩盖层分布的影响。盆地北部和东北部由于地形较高,是油气侧向运移的主要指向,加上 Gaurdak组盖层的存在,在其没有遭受断层破坏的地区,垂向运移受阻,烃类以侧向运移为主(图6)。

在 Gaurdak组蒸发岩盖层遭受断层破坏的地区,烃类则顺着断层发生垂向运移作用,进入白垩系及更浅部位的储层中,通常这些断层都属于区域性的基底断裂,从图7可以看出,在阿姆河盆地的中部一带,含白垩系及以浅储层的油气田基本上都集中于断裂带附近,而白垩系烃源岩还没有达到成熟生烃的标准。因此,可以推断出断裂是决定这些油气聚集的重要因素。

位于盆地边缘的白垩系及以浅的油气田,基本上都分布于蒸发岩的尖灭边界之外(图7)。这主要是由于蒸发岩盖层的封闭性强,在其封闭性良好的前提下,油气不能发生垂向运移作用,只有在其尖灭消失之后,油气才可能运移至侏罗系以上的地层中。

4 油气成藏主控因素及勘探潜力

4.1 成藏主控因素

1)广泛分布、成熟度高的优质侏罗系烃源岩为巨量天然气资源的形成提供了雄厚的物质基础。

图6 阿姆河盆地油气运移模式图(据本文参考文献[5],有修改)

图7 阿姆河盆地主要断裂、G aurdak组蒸发岩及含白垩系及以浅储层的油气田分布图(据本文参考文献[19],有修改)

2)优质的上侏罗统储层为油气资源的聚集提供了良好的空间,尤其是生物礁建造,其储集性能优越。

3)厚层 Gaurdak组蒸发岩盖层充当了侏罗系成藏组合的优质盖层,除基底断裂分布带外,油气不能穿越Gaurdak组盖层发生垂向运移作用。

4.2 勘探潜力

1)盆地深部由于地震资料品质较差,仍存在一些未能识别出的生物礁建造,随着今后地震资料品质的提高,相信还会发现一系列有利的生物礁建造。

2)大型基底断裂不发育的地区,侏罗系烃源岩生成的烃类垂向运移量小,侏罗系成藏组合内的油气丰度将更高。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.002

Li H aowu,born in1979,is studying for a Ph.D degree at the Research Institute of Exploration&Development,PetroChina,with his study interest in hydrocarbon resource evaluation and overall geological research.

Add:Mail Box910,No.20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing100083,P.R.China

Tel:+86-10-83592469 E-mail:lihaowu123@126.com

An analysis of geological characteristics and exploration potential of the Jurassic play,Amu Darya Basin

Li Haowu1,Tong Xiaoguang2(Academician ofChinese Engineering),Wang Suhua1,Gao Xiaokang1,Wen Zhixin1,Guo Jianyu3
(1.Research Institute of Petroleum Ex ploration &Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.China N ational Oil and Gas Ex ploration and Development Corporation,CN PC,Beijing100034,China;3.Petroleum Ex ploration and Production Corporation,SinoChem,Beijing100031,China)

The Jurassic play is one of the most important plays in the Amu Darya Basin.Through an analysis of the lithofacies paleographic settings,source rocks,reservoirs,cap rocks,the model and the process of hydrocarbon accumulation,the main controllingfactors of the Jurassic play are summarized in the following aspects:①The widely distributed and high quality Jurassic source rocks, most of which have been in the gas window,provide robust material foundation for hydrocarbon accumulation.②High grade Upper Jurassic reservoirs supply favorable space for hydrocarbon accumulation,especially the biohermal reservoir has superior reservoir performance.③The thick Gaurdak Formation evaporite cap rocks play such an important role in the gas play that oil and gas can not migrate vertically except through the basement fault zones.The loss of hydrocarbon in this play is mainly due to the pinch-out of Gaurdak evaporite cap rocks or the damage to the basement faults resulting in the parallel and vertical migration of hydrocarbons. The fact is that such hydrocarbon fields with the Cretaceous and its upper reservoirs are basically distributed nearby the basement fault zones and the pinched out area of Gaurdak evaporite rocks.It is analyzed that the future exploration potential is most probably targeted in the deep Amu Darya Basin,but at present the biohermal reservoirs and the deep structures situated on the route of hydrocarbon migration are still unidentified from poor seismic data,and the favorable exploration zone will be the undeveloped belt in the large-scale basement faults.

Amu Darya Basin,Jurassic play,biohermal reservoir,Gaurdak evaporite cap rock,basement faults,pinch-out of the cap rock,key factors of hydrocarbon accumulation,exploration potential

book=6,ebook=489

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.002

2010-02-27 编辑 罗冬梅)

中国石油天然气股份有限公司重大专项(编号:2008E-0500)。

李浩武,1979年生,博士研究生;从事石油地质综合研究与资源评价工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路20号910信箱中国石油勘探开发研究院研究生部。电话:(010)83592469。E-mail:lihaowu123@126.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.6-12,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)