刘铁树，袭著纲，骆宗强

(中海油研究总院，北京 100028)

孟加拉盆地油气分布特征及主控因素

刘铁树，袭著纲，骆宗强

(中海油研究总院，北京 100028)

孟加拉盆地是发育在印度次大陆东北角比较典型的残留洋盆地，其经历了裂陷期、裂后期和前渊期。在残留洋盆地形成阶段发育了最重要的生储盖组合，主要烃源岩是渐新统Jenam组和中新统Bhuban组页岩；主要储集层是中新统Surma群Bhuban组和Boka Bil组陆架到潮控三角洲砂岩；盖层主要为中新统—上新统的海相页岩，分布广泛；圈闭类型以背斜为主。孟加拉盆地以天然气为主，绝大部分气田平面上分布在Surma坳陷、Tangail凸起、Hatia坳陷和东部褶皱带。天然气富集层位主要位于中新统Bhuban组和Boka Bil组。气田的分布与残留洋盆地的形成密切相关，盆地演化控制了含气层系的发育，盆地结构控制了天然气的平面分布。今后勘探的重点为盆地东部Surma坳陷及周缘、Hatia坳陷和东部褶皱带，处于压力过渡带的Surma群砂岩储层应是油气勘探的重点层系。通过对孟加拉盆地演化、石油地质条件和油气分布特征以及天然气成藏规律和主控因素的研究，可为残留洋盆地油气勘探提供借鉴和参考。

盆地结构与演化；油气资源；勘探潜力；残留洋盆地；孟加拉盆地

众所周知，残留洋盆地发育在板块聚合过程中，大陆壳相撞形成缝合线时不是各点同时相撞在一起，未完全碰撞之处，老洋盆继续存在，它是沿岛弧—海沟系统一侧在板块消减作用下形成的收缩大洋盆地，成为残留洋盆地[1]。这种盆地一侧为被动大陆边缘，另一侧为沿弧—沟系所产生的增生楔。后期可转化为前陆盆地，部分遭受变形而并入褶皱—冲断带。残留洋盆地常形成继承性的深坳陷，堆积巨厚的海相沉积地层，海相泥质和碳质页岩成为优质烃源岩层；碳酸盐岩和碎屑岩形成多种类型储层,区域分布的复理石相沉积构成盖层,纵向上构成良好的配置关系[2]。残留洋盆地普遍具备良好的石油地质条件，具有重要的油气勘探前景和勘探潜力。这种类型盆地的典型实例在我国比较少见，位于印度次大陆东北角的孟加拉盆地是比较典型的残留洋盆地。本文通过孟加拉盆地石油地质条件和油气分布主控因素的研究，为今后该类型盆地油气勘探提供参考。

1 盆地演化与特征

孟加拉盆地位于印度次大陆东北角和孟加拉湾北部(图1)，构造上位于印度板块和欧亚板块交界处的陆壳和洋壳之上，东部边缘为板块汇聚边缘，西部边缘为被动陆缘，海域部分为洋壳(图2)。

孟加拉盆地面积大约40×104km2，包括陆地和海域。孟加拉盆地具有比较典型的残留洋盆地的特征：(1)孟加拉盆地的西部为被动陆缘，东部为活动陆缘，向南进入孟加拉深海扇盆地。在剖面上，盆地呈西薄东厚的不对称几何形态(图2)。(2)盆地形态简单,呈向南变宽的喇叭形，长轴为南北向。从西北向东南加深，形成西部斜坡带、前渊带和东部褶皱带三大构造单元(图1)，其中前渊带由Surma坳陷、Hatia坳陷、Faridpur坳陷、Tangail凸起和Barisal凸起组成。(3)盆地持续继承发育，沉降幅度巨大，形成巨厚的海相沉积，地层主要沉积在前渊带，最大沉积厚度达20 km以上，以三角洲—海底扇体系为主，物源来自于喜马拉雅山脉和印缅山脉。中新世后发育浊积岩系，盆地末端发育海底扇及海底浊积岩。(4)后期变形构造样式常为成雁行状排列的挤压褶皱，构造变形从盆缘向盆内减弱，平面上呈弧形向盆地凸出。

图1 孟加拉盆地区域位置[3-7]

图2 孟加拉盆地及邻区区域剖面[3]位置见图1。

由于印度板块向缅甸微板块的斜向俯冲形成了孟加拉盆地。盆地的形成、演化与印度板块和欧亚板块的俯冲碰撞历史密切相关，孟加拉盆地自古生代以来，经历了裂陷期、裂后期和前渊期。

1.1 裂陷期(早二叠世—早白垩世)

孟加拉盆地裂陷期构造发育特征在盆地西部和北部边缘比较明显，分为2个阶段：早二叠世—早三叠世和早白垩世。早二叠世—早三叠世，孟加拉盆地属于冈瓦纳超大陆的一部分。由于冈瓦纳板块内部应力作用，晚石炭世到早侏罗世发育一系列不对称地堑。地堑为北东—南西向和东西向。盆地内发育典型的伸展盆地沉积，由河流和三角洲环境砂岩、粉砂岩、泥岩、砾岩和厚煤层组成。早白垩世，印度板块与澳大利亚和南极板块分离，持续的拉张作用加深了前期形成的北西—南东走向的地堑。早白垩世晚期拉张应力作用导致大规模断裂和基性火山岩(玄武岩和安山岩)喷发，断裂和火山活动在阿普特期停止。

1.2 裂后期(晚白垩世—晚始新世)

从冈瓦纳大陆分离后，中古新世印度板块快速向北运动并与欧亚板块碰撞，导致印度板块逆时针旋转和缝合线的闭合[3]。孟加拉盆地进入裂后期，陆架坡折形成并发生迁移，最明显的是始新世陆架边缘和枢纽带，这时期热沉降和沉积负荷引起的沉降缓慢到中等。孟加拉盆地古新世发生第一次大的海侵，陆架上发育河流—三角洲沉积体系，深盆区较深水体系不断增多。中始新世初期，孟加拉盆地发生最大海侵事件，形成浅海碳酸盐岩台地环境，在陆架区沉积了厚层碳酸盐岩地层，向盆地方向发育深海扇沉积[3]。

1.3 前渊期(渐新世—全新世)

孟加拉盆地前渊期，也是残留洋盆地形成期，可分为2个阶段：渐新世—中新世和上新世—全新世。这是孟加拉盆地最重要的演化阶段，盆地内绝大部分油气都分布在这套层系内。

渐新世—中新世以印度板块和欧亚板块俯冲碰撞作用开始影响孟加拉盆地和早期孟加拉扇开始发育为特征，印度板块向欧亚板块俯冲发生强烈的陆陆碰撞，导致喜马拉雅山隆升。盆地东部洋壳俯冲到缅甸微板块之下，印缅山脉初步形成。喜马拉雅山和印缅山脉的持续隆升导致孟加拉盆地快速的沉降，海平面降低，伴随生长的造山带沉积输入的增加，发生一次重要的海退沉积阶段，以Barail群细粒磨拉石沉积为特征，沉积厚度高达4 600 m。中渐新统Jenam组沉积了广泛的浅海相页岩。Renji组沉积了三角洲砂岩、页岩和煤。中新统Surma群整体上为一个进积过程，包括下部的Bhuban组和上部的Boka Bil组，岩性为砂岩、页岩、粉砂岩和砾岩。Surma坳陷Surma群沉积厚度大于5 000 m，向陆架方向变薄。沉积体系的进积向南和西南发育，Faridpur坳陷和Hatia坳陷为较深的陆架到深海环境，东南部发育海底扇和浊流体系[4-5]。

孟加拉盆地在上新世至今的演化阶段以喜马拉雅和印缅山脉隆起为特征。这一阶段沉降速率和沉积速率最大。印度板块和缅甸微板块持续的斜向俯冲碰撞导致增生楔进一步向西迁移和发展，Surma坳陷地区发生陆陆碰撞，进入前陆盆地阶段，开始成为一个独立的单元。中新世—上新世相对海平面下降后，沉积体系由三角洲体系为主转变为河流体系，隆起的褶皱带如西隆地块和印缅山脉提供了大量的沉积物[6]。到中晚上新世，孟加拉盆地现今的格架大部分已经形成。

2 石油地质特征

孟加拉盆地主要生储盖组合和圈闭条件是在残留洋盆地形成阶段发育的，并形成含油气盆地。

2.1 烃源条件

孟加拉盆地经历裂陷期、裂后期和前渊期，各阶段都有烃源岩发育，最重要的烃源岩是残留洋阶段形成的渐新统Jenam组和中新统Bhuban组泥岩。孟加拉盆地发现的众多气田证实成熟烃源岩的存在。

2.1.1 中渐新统Jenam组

Jenam组主要为巨厚的三角洲—浅海相页岩[8]，分布于前渊区和东部褶皱带，Surma坳陷主体部位厚度可达1 200 m。源岩类型主要为Ⅲ型干酪根，上部页岩ω(TOC)=0.6%～1.6%，Ro在0.65%左右，已进入生油阶段，具有一般—好的生烃潜力。地震资料显示，Jenam组的顶部埋深在7.5～11 km之间，已经进入生气门限。Shamsuddin等[9]认为，Surma坳陷Jenam组最早在晚渐新世达到生油窗，但是主要生烃阶段在中新世—晚中新世。Jenam组分布广泛，源岩质量好，生烃期与构造形成期配置合适，是孟加拉盆地最重要的源岩。

2.1.2 下—中中新统Bhuban组

Bhuban组主要为受潮汐影响的三角洲/河口湾和浅海—深海相页岩，分布于东部褶皱带和前渊区。烃源岩主要为Ⅲ型干酪根，ω(TOC)=0.2%～1.5%，烃源岩地化指标一般，具有生气潜力。据Shamsuddin等人的盆地模拟分析认为，大约上新世开始生气并排出[10-11]。

2.2 储盖组合

孟加拉盆地最主要的储盖组合也发育在新近纪残留洋盆地形成阶段，Bhuban组和Boka Bil组三角洲—浅海相储层是目前主要的勘探目的层[4]。盖层主要为中新统—上新统的海相页岩，分布广泛，这些页岩具有极好的封堵能力，很多气田具有独立的气水界面[4]。另外在潮汐—三角洲环境中沉积的大量薄层砂泥岩也是优质的储盖组合[4]。在平面上主要分布在前渊区和东部褶皱带。

2.2.1 Bhuban组

Bhuban组储集层为沉积在受潮汐影响的三角洲和浅海环境的粉砂岩、细砂岩和中砂岩等(图3)。分布于河口砂坝、分流河道、浊积体、潮汐水道等部位砂岩都是优质储层。Bhuban组地层厚度中心分布在Surma坳陷、Hatia坳陷和东部褶皱带，物源主要来自北部的喜马拉雅山和东部的印缅山脉，三角洲主要由北、北东向南、向西推进。Surma坳陷发育三角洲相，而Hatia坳陷、Faridpur坳陷和东部褶皱带南部发育浅海—深海相。

Bhuban组可分为上、中、下3段，下段由浅海砂岩和砂质页岩互层组成。中段主要由粉砂质和砂质页岩组成，其次是粉砂岩和砂岩层。上段主要由粉砂岩和砂岩组成，其次是页岩和泥岩，代表受潮汐影响的沉积环境，包括潮坪、潮道。该组上部砂地比较高可达40%，中下部较低在10%～25%之间，孔隙度在10%～30%之间，平均渗透率在200×10-3μm2左右，储集物性较好。Bhuban组盖层主要为海相、三角洲相的厚层页岩、粉砂质页岩，单层厚度较大，具有良好的层内封盖能力。

图3 孟加拉盆地中新统上Bhuban段沉积相

2.2.2 Boka Bil组

Boka Bil组仍为受潮汐影响的三角洲和浅海环境，三角洲的范围比Bhuban组进一步扩大，在盆地西北部及东北部冲积河流相开始发育，浅海—深海萎缩至Hatia坳陷。Surma坳陷及东部褶皱带砂地比高于西部古陆架，储层很发育。地层厚度由北部400 m左右逐渐向东向南加厚，南部坳陷区达1 800 m以上。

Boka Bil组中、下部储集层发育，主要为中—厚层中—细粒砂岩。储层厚度通常几十米，分布于心滩、分支河道以及海侵时的障壁坝中。中、下部砂地比在30%～60%之间；上部砂地比较低。储集层物性较好，孔隙度12%～35%，平均渗透率200×10-3μm2，范围在(5～1 500)×10-3μm2之间。该组上部页岩和泥岩发育，分布广泛，厚度上百米，是一套优质的区域性盖层。

2.3 圈闭条件

孟加拉盆地目前发现的气田主要是背斜构造，形成期主要为上新世—全新世的Tipam期[7]。背斜圈闭大部分分布在前渊带东部和东部褶皱带[4]，背斜轴向从南到北由北北西—南南东向变为北东—南西向。背斜东翼比西翼陡，背斜幅度由东向西减小，在91°E以西不存在背斜。背斜成雁行状排列，通常被逆断层切断，花状构造也十分常见，明显为扭压构造应力作用形成。由于中新统和上新统水道的切割和充填，也可形成地层圈闭和构造—地层复合圈闭，如Jalalabad油田泥岩充填的水道切穿背斜构造形成典型的上倾侧向封堵，可在构造翼部或单斜区形成圈闭。西部陆架区处于拉张构造环境，发育一些和断层有关的滚动背斜和碳酸盐岩台地等圈闭有利区。

3 油气分布规律与主控因素探讨

盆地内目前共发现30多个油气田，除了Ichapore 1为油发现外，其余都是气田。天然气可采储量为6 371.3×108m3(22.5 TCF)，最大的气田是Titas气田。从平面上看，绝大部分气田分布在Surma坳陷、Tangail凸起、Hatia坳陷和东部褶皱带(图4)，少数气田分布于西部斜坡带和Faridpur坳陷西南部；天然气储量主要分布在Surma坳陷和Tangail凸起及其周围，Surma坳陷天然气储量占73%。从层位分布看，天然气主要分布于中新统Bhuban组和Boka Bil组，占总油气储量的99.8%，仅有很少量的油气分布在渐新统和二叠系。钻遇油气层大部分在1 000～3 600 m之间。油气藏类型均为背斜构造油气藏。总体来看，气田的分布受到盆地演化和盆地结构的控制，主要分布在洋壳向陆壳俯冲碰撞的活动陆缘一侧，赋存在前渊期形成的地层内，与残留洋盆地的形成发展历史是分不开的。

图4 孟加拉盆地气田分布[9]

3.1 盆地演化控制了含油气层系的发育

虽然孟加拉盆地演化经历了裂陷期、裂后期和前渊期，但与裂谷盆地和被动陆缘盆地不同的是，孟加拉盆地含油气层系主要发育在前渊期残留洋盆地形成阶段，这是残留洋盆地的演化特点决定的。早二叠世—早白垩世裂陷阶段早期只形成一些小型半地堑，仅有几到几十平方千米；晚期裂谷伴随强烈的火山喷发作用。晚白垩世—晚始新世裂后阶段由于印度板块快速向北、北东方向漂移，物源主要来自印度大陆，沉积了较薄的古新统和始新统。因此在裂陷和裂后阶段没有形成规模的生储盖组合。渐新世以后盆地进入前渊期，印度板块向欧亚板块俯冲发生强烈的陆陆碰撞，导致喜马拉雅山隆升。盆地东部洋壳俯冲到缅甸微板块之下并发生碰撞，形成印缅山脉，为孟加拉盆地提供了充足的物源，形成大型三角洲沉积。中渐新世海侵形成Jenam组三角洲—浅海相页岩的广泛沉积，成为孟加拉盆地重要的烃源岩。随后发生海退，中新世Surma群沉积期为陆架到潮控三角洲沉积环境，沉积了孟加拉盆地重要的储层。中新世末期发生海侵，上部海相页岩覆盖了三角洲体系成为良好的区域盖层，孟加拉盆地渐新统和中新统形成了1套良好的生储盖组合。中新世后印度板块与缅甸微板块碰撞在盆地东部形成褶皱构造带，发育大量圈闭，并发育断裂沟通油源与储层，使油气在中新统Bokbil 组和Bhuhan组圈闭中聚集形成气藏(图5)，大量天然气分布在中新统含气层系内，仅有少量分布在新近系、渐新统及下二叠统。

3.2 盆地结构控制了油气的平面展布

前已述及，渐新世以后盆地进入前渊期，孟加拉盆地成为残留洋盆地。残留洋盆地的结构不对称特点决定了主要坳陷分布在盆地东部，前渊带Surma坳陷和Hatia坳陷沉降幅度远大于西部斜坡带，地层厚度由西部陆架区向前渊带明显加厚。盆地东部快速沉降使得烃源岩能够成熟生气，成为Surma坳陷、Tangail凸起、Hatia坳陷和东部褶皱带气田的烃源。喜马拉雅山和印缅山脉为孟加拉盆地提供了充足的物源，在盆地东部形成大型三角洲沉积，在中新统发育良好的储层。另外，盆地东部俯冲碰撞的挤压作用和西部被动陆缘的拉张作用导致大量背斜构造圈闭和构造—地层复合圈闭发育在前渊带和东部褶皱带；而盆地的西部斜坡带只发育一些伸展构造和地层圈闭。盆地结构决定了前渊带和东部褶皱带石油地质条件的优越，大量气田在盆地东部形成。

图5 孟加拉盆地成藏模式

即使在盆地东部，由于残留洋盆地形成过程中不同部位俯冲碰撞时间、速度和规模不同造成盆地结构的差异，不同坳陷的石油地质条件也有较大差异。前渊阶段后期Surma坳陷位于陆壳之上，沉降幅度较小，Surma群厚度相对较小，Jenam组进入生气门限后生成的天然气能够沿着断层向上运移进入圈闭聚集，而且，Surma坳陷在陆壳碰撞作用下形成挤压背斜圈闭，油气保存条件相对较好，大型气田均分布在Surma坳陷Jenam-Surma含油气系统内。Hatia坳陷则位于洋壳上，沉降幅度较大，Surma群厚度相对较厚，Jenam组生成的天然气向上运移困难，主要靠Bhuban组烃源岩提供气源，这一认识从Curiale和Shamsuddin等人的油气研究可以得到佐证。他们认为Surma坳陷北纬24.4°以北地区的重碳同位素天然气和蜡质原油与Jenam组有关，Surma坳陷北纬24.4°以南、Tangail-Tripura凸起和Hatia坳陷北部地区的轻碳同位素天然气来自下—中中新统Bhuban组[9]。Hatia坳陷以Bhuban-Surma含油气系统为主。Jenam组烃源岩要优于Bhuban组，所以Hatia坳陷烃源条件不如Surma坳陷，而且Surma群储层物性由北向南变差，虽然也发育了背斜圈闭，但气田规模都不大。

4 勘探潜力

孟加拉盆地的油气勘探成果说明残留洋盆地油气资源非常丰富，具备优越的石油地质条件和乐观的油气勘探潜力。而且，油气田的分布受到盆地演化和盆地结构的控制，主要分布在洋壳向陆壳俯冲碰撞的活动陆缘一侧，赋存在前渊期残留洋盆地形成阶段的地层内(图5)，具有明显的油气成藏规律。2001年美国地质调查局专家对孟加拉盆地进行了油气资源评价，从资源量预测结果来看，待发现资源量主要分布在Surma坳陷、东部褶皱带和西部斜坡区，分别是2 293.7×108，1 189.3×108，821.2×108m3(8.1，4.2，2.9 TCF)[12]。目前，勘探工作量尤其是钻井主要集中在Surma坳陷、Tangail凸起、Hatia坳陷和东部褶皱带，总体勘探程度比较低。从孟加拉盆地待发现天然气资源量9 089.8×108m3(32.1 TCF)判断，可采储量4 615.7×108m3(16.3 TCF)[13-14]，仍有较大的勘探潜力。根据孟加拉盆地的油气成藏规律和主控因素的探讨，今后勘探的重点仍然应该放在盆地东部Surma坳陷、Hatia坳陷和东部褶皱带，Surma群砂岩储层仍然是油气勘探的重点层系。

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(编辑 黄 娟)

Hydrocarbon distribution and major controlling factors of Bengal Basin, Bangladesh

Liu Tieshu, Xi Zhugang, Luo Zongqiang

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

The Bengal Basin is a typical remnant ocean basin in the southeastern India subcontinent. Based on the studies of basin evolution, petroleum geology conditions and hydrocarbon distribution characteristics, the gas accumulation regularity and its main controlling factors were analyzed in order to provide

for remnant basins. The Bengal Basin underwent syn-rifting, post-rifting and foredeep episodes, and developed good source-reservoir-cap rock assemblages during the remnant ocean basin development stage. The Oligocene Jenam and Miocene Bhuban shales are the most important source rocks. The Miocene Bhuban and Boka Bil sandstones are the principle reservoir objectives, which were deposited in a tide-dominated delta to shelf environment. The seal is the widely developed Miocene-Pliocene oceanic shales . Traps are mostly anticlines. The Bengal Basin is dominated by gas, and most gas fields distribute in the Surma depression, the Tangail uplift, the Hatia depression and the eastern fold belt on the plane. Gas accumulates in the Miocene Bhuban and Boka Bil formations. Gas distribution is closely related to the formation of remnant ocean basin. The gas-bearing sequence is impacted by basin evolution and gas plane distribution is impacted by the basin framework. Gas exploration should focus on the Surma depression, the Hatia depression and the eastern fold belt in the eastern part of the basin in the near future, and the main objectives are sandstone reservoirs of the Surma Group in the pressure transition zone.

basin evolution and frame; hydrocarbon resource; exploration potential; remnant ocean basin; Bengal Basin

1001-6112(2015)03-0361-06

10.11781/sysydz201503361

2014-01-23；

2015-03-17。

刘铁树(1965—)，男，高级工程师，从事石油地质与勘探研究。E-mail：liuts@cnooc.com.cn。

国家油气重大专项“大陆边缘盆地类比与油气成藏规律研究”(2011ZX05030001)资助。

TE122.3

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