余一欣，殷进垠，郑俊章，李锋，陶崇智，徐小龙，吴航

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中国石油大学（北京）地球科学学院；3.中国石化勘探开发研究院；4.中国石油勘探开发研究院；5.中国地质调查局油气资源调查中心）

阿姆河盆地成藏组合划分与资源潜力评价

余一欣1,2，殷进垠3，郑俊章4，李锋5，陶崇智3，徐小龙1,2，吴航1,2

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2.中国石油大学（北京）地球科学学院；3.中国石化勘探开发研究院；4.中国石油勘探开发研究院；5.中国地质调查局油气资源调查中心）

结合阿姆河盆地最新地质资料和勘探成果，通过成藏要素和油气聚集规律分析，以储集层为核心划分成藏组合，针对各成藏组合进行资源潜力和地质风险评价，最后应用资源-地质风险概率双因素法优选有利成藏组合。在阿姆河盆地上白垩统赛诺曼—土伦阶砂岩、下白垩统欧特里夫—阿尔布阶砂岩、上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和中下侏罗统砂岩等主力储集层内划分出10个成藏组合，采用蒙特卡洛模拟法计算得到阿姆河盆地待发现油气资源量可达3.308×109t，其中天然气占98%以上。参考对储集层、圈闭、运移和保存等成藏要素的地质风险评价结果，应用资源-地质风险概率双因素法进行有利成藏组合的评价和优选。共划分出2个Ⅰ类成藏组合，1个Ⅱa类成藏组合，2个Ⅱb类成藏组合，3个Ⅲ类成藏组合，1个Ⅳa类和1个Ⅳc类成藏组合。综合分析认为阿姆河盆地最有利的勘探领域是位于木尔加布坳陷内的上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储集层。图5表3参21

阿姆河盆地；成藏组合；资源评价；地质风险；勘探方向

0 引言

阿姆河盆地是一个大型含油气盆地，主要位于中亚土库曼斯坦和乌兹别克斯坦境内，2004年约洛坦—奥斯曼巨型气田的发现，使其超越滨里海盆地成为中亚地区发现油气储量最多的盆地，也是中国石油公司实施海外油气合作的重要目标区之一[1-4]。截至目前，阿姆河盆地已发现油气田344个，探明和控制油气当量超过2.7×1010t，其中天然气占绝大部分[5]。国内学者针对阿姆河盆地的主要地质和油气聚集特征等都开展过一定程度的研究[6-12]，但能反映全盆最新勘探成果和地质认识的文献还相对较少，对资源潜力的认识也

存在一定争议。本文结合阿姆河盆地最新地质资料和勘探成果，在简要介绍阿姆河盆地主要地质和油气分布特征的基础上，以储集层为核心划分成藏组合，并针对各成藏组合进行资源潜力和地质风险评价，最后应用资源-地质风险概率双因素法优选有利成藏组合。

1 地质与油气分布特征

阿姆河盆地位于中亚构造区中西部，面积约43×104km2，是中亚地区面积最大、油气资源最丰富的含油气盆地（见图1）。阿姆河盆地自中生代以来就处于特提斯构造域北缘，其形成演化主要经历了前中生代基底发育阶段、晚二叠世—三叠纪同裂谷阶段、侏罗纪—古近纪裂后拗陷阶段和新近纪—第四纪前陆盆地阶段[13-15]（见图2）。盆地基底由不同时代的变质岩和岩浆岩组成，上覆中、新生界[16]，其中晚侏罗世基末利—提塘期沉积了一套膏盐岩（Gaurdak组），将沉积地层划分为盐下层系、含盐层系和盐上层系（见图2）。盐下中下侏罗统碎屑岩是主力烃源岩，有机质丰度较高，在大部分地区都处于生气窗[17]。上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和下白垩统Shatlyk组砂岩则是最主要的储集层[16]，与上覆膏盐岩、泥岩等区域盖层构成了良好的储盖组合（见图2）。

图1 阿姆河盆地构造单元划分与主要油气田分布图（据文献[13-14]修改）

根据基底起伏和沉积地层构造形态，可将阿姆河盆地划分为北阿姆达林坳陷、木尔加布坳陷、中央卡拉库姆隆起、巴哈尔多克斜坡、科佩特山前坳陷等5个一级构造单元（见图1）。从目前已发现油气田的平面展布来看，气田基本在整个盆地广泛分布，而为数不多的油田仅局限在盆地北部的查尔朱阶地和布哈拉阶地内（见图1）。纵向上，上侏罗统Gaurdak组膏盐岩几乎在全盆范围内对下伏上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储集层中的天然气形成有效封闭。在膏盐岩厚度较薄或缺失地区，下白垩统阿尔布阶下部的泥岩层也起到了重要的封盖作用。

2 成藏组合划分

依据以储集层为核心的成藏组合划分原则和流

程[18]，并利用IHS和Tellus数据库资料[5,19]，首先确定出上白垩统赛诺曼—土伦阶砂岩、下白垩统欧特里夫—阿尔布阶砂岩、上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和中下侏罗统砂岩等4个主力储集层位。然后根据不同构造单元油气聚集成藏特征的差异，从有利于区带评价和优选的角度出发，进一步在上述主力储集层中划分出10个成藏组合，其命名采用位置+地层+岩性的方式（见表1）。

图2 阿姆河盆地地层综合柱状图

阿姆河盆地上白垩统赛诺曼—土伦阶砂岩中发现的油气藏数量相对较少（见表1），而且主要分布在中央卡拉库姆隆起和北阿姆达林坳陷的盆地边缘地区，未来勘探潜力较有限。因此，为了资源量计算和评价方便，在全盆范围内将其划分为一个统一的成藏组合。该组合内的油气主要来自中下侏罗统烃源岩，盖层是赛诺曼—土伦阶泥岩，圈闭类型以构造圈闭和地层-构造复合圈闭为主。

阿姆河盆地下白垩统主要发育两套储集层，包括凡兰吟阶下部的碳酸盐岩储集层和欧特里夫—阿尔布阶砂岩储集层。目前在凡兰吟阶碳酸盐岩储集层中发现的油气藏很少，而且集中分布在巴哈尔多克斜坡内，故本次评价未将其纳入。欧特里夫—阿尔布阶砂岩储集层中最好的储集层段是Shatlyk组，孔隙度达12%～22%，渗透率常大于1 000×10−3μm2。根据不同构造单元内的油气生成、运移和聚集特点，在下白垩统欧特

里夫—阿尔布阶砂岩储集层中共划分出西部、北部和南部等3个成藏组合（见表1）。西部成藏组合位于盆地西部的科佩特山前坳陷、巴哈尔多克斜坡和中央卡拉库姆隆起区，油气来源具有混源特征，主要来自科佩特山前坳陷和北阿姆达林坳陷希文凹陷下白垩统和中下侏罗统烃源岩，盖层为下白垩统阿尔布阶泥页岩层，以地层-构造复合型油气藏为主，有些构造圈闭的幅度较高，具有一定勘探潜力。北部成藏组合位于北阿姆达林坳陷内，油气田主要分布在查尔朱和布哈拉阶地内。该地区Gaurdak组膏盐岩明显减薄，甚至部分地区已发生缺失，下白垩统阿尔布阶的泥页岩层充当了重要盖层，希文凹陷、扎翁古兹凹陷和别斯肯特凹陷内中下侏罗统烃源岩生成的油气经侧向运移至阶地内后，进入下白垩统欧特里夫—阿尔布阶砂岩中的构造圈闭和构造-地层复合圈闭中聚集成藏。南部成藏组合位于木尔加布坳陷内，其烃源岩主要为北卡拉毕里凹陷和卡拉依莫尔凹陷侏罗系，盖层主要为下白垩统阿尔布阶泥页岩层，在生烃凹陷周缘及凸起部位聚集了较多油气。另外，在盆地中部北西西走向的列别切克断裂带邻侧也发生了油气聚集，这主要是由于列别切克断裂带已断穿了较厚的膏盐层，其活动有利于盐下烃源岩生成的油气穿过膏盐层向盐上运移，进而在断裂带附近的下白垩统Shatlyk组聚集成藏。目前该组合内规模较大的构造圈闭都已基本进行了钻探，只有一些小型、隐蔽的构造可能仍未被发现。

表1 阿姆河盆地成藏组合划分及已发现油气藏储量概况（储量数据来自文献[5]）

图3 阿姆河盆地上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩成藏组合分布图（沉积相资料据文献[19]修改）

上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩也是阿姆河盆地的主力储集层，孔隙度为13%～17%，渗透率达（10～500）×10−3μm2。由于该套储集层邻近中下侏罗统烃源岩，油气不需要经过Gaurdak组膏盐层就可运移进入其中，而且上覆封盖性能良好的Gaurdak组膏盐层，成藏条件优越，可进一步将其划分为西部、北部和南部等3个成藏组合（见表1、图3）。西部成藏组

合的油气主要来自科佩特山前坳陷和希文凹陷中下侏罗统烃源岩，巴哈尔多克斜坡向北抬升，中央卡拉库姆隆起自中生代以来始终处于油气运移的有利指向区。该区内的构造圈闭大多已被钻探，但在中央卡拉库姆隆起斜坡部位具有发育地层圈闭的有利条件。北部成藏组合虽然已在查尔朱和布哈拉阶地内发现了大量油气田，但由于硬石膏层中常常含有碳酸盐岩夹层，地震资料有时很难将碳酸盐岩顶面与上覆硬石膏层区分开，从而增大了勘探难度。如科克杜马拉克气田就是1985年在查尔朱阶地一个已经大量钻探的区块上发现的，从钻探第1口探井到发现该气田共经历了约30 a的时间。尤其是在勘探程度相对较低的别斯肯特凹陷及邻区，由于邻近生烃中心，而且礁灰岩储集层发育，生物礁圈闭和复合型圈闭是有利的勘探目标。南部成藏组合的油气主要来自木尔加布坳陷内的中下侏罗统烃源岩，已发现的气田主要位于构造圈闭、生物礁圈闭和构造-地层复合型圈闭中。该地区礁灰岩储集层发育，勘探程度也相对较低，具有良好的勘探潜力。

中下侏罗统主要为碎屑岩储集层，目前已发现的油气田也相对较少（见表1），主要分布在北阿姆达林坳陷的北部以及木尔加布坳陷的东南部，盆地西部仅有少量分布，也可将其进一步划分出西部、北部和南部等3个成藏组合，各组合的成藏特点与上侏罗统相似。

3 资源潜力评价

本文主要采用蒙特卡洛模拟法[20]计算阿姆河盆地各成藏组合的待发现油气资源量。首先依据成藏组合划分结果对IHS和Tellus数据库中的储量数据进行整理和分类[5]（见表1），并分析不同成藏组合的勘探历程、油气田数量及其储量增长趋势（见图4）。在此基础上，再结合各成藏组合的勘探程度，以确定各成藏组合未来待发现油气藏个数和待发现油气藏规模两组参数。待发现油气藏个数用最小值、众值和最大值3个参数建立三角分布，待发现油气藏规模也由最小值、中值和最大值3个参数限定，并服从对数正态分布（见表2）。然后在软件中输入相关参数，进行蒙特卡洛模拟，从而得到在不同概率条件下的待发现油气资源量（见表2），最后取均值作为各成藏组合的最终待发现油气资源量（见表3）。

图4 阿姆河盆地北部上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩成藏组合年发现气藏个数与年增天然气储量（数据来自文献[5]）

表2 阿姆河盆地不同成藏组合模拟参数及待发现油气资源量

从模拟计算结果可以看出，阿姆河盆地未来待发现的油气资源量比较丰富，总量可达3.308×109t，其中天然气占98%以上。在不同层系中，又以上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储集层的潜力最大，其中仅南部木尔加布坳陷上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩成藏组合的待发现资源量就占全盆所有待发现资源量的72%。与美国地质调查局（USGS）的最新评价结果[21]相比，本文评价结果要高一些，其原因主要有两方面：①本文在评价过程中补充应用了最新的勘探成果资料，导致相关参数赋值有所不同；②对阿姆河盆地目前勘探程度的认识有所差别。USGS认为阿姆河盆地已进入高成熟勘探阶段，而笔者认为其目前还处于中等成熟勘探阶段，这与该盆地近年的勘探发现趋势也吻合得较好[5]。

表3 阿姆河盆地成藏组合地质风险评价和优选结果

4 有利区带优选

首先根据对地质条件的认识，对不同成藏组合中的储集层、圈闭、运移和保存等成藏要素进行地质风险评价，并按一定标准进行风险概率赋值（见表3）。然后再结合油气资源潜力评价结果，应用资源-地质风险概率双因素法进行有利区的优选。资源-地质风险概率双因素法主要考虑待发现油气资源量和地质风险概率两个方面，并参考阿姆河盆地实际地质状况及其相应的经济评价标准，将区带地质风险概率分为3个等级，即小于0.5为低风险，0.50～0.75为中等风险，大于0.75为高风险。同样地，也将待发现油气资源潜力划分为3个等级，其中小于1.4×107t为低资源潜力，（1.4～14.0）×107t为中等资源潜力，大于14.0×107t为高资源潜力。综合资源潜力与地质风险两个因素，将成藏组合依次划分为Ⅰ、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、Ⅳa、Ⅳb和Ⅳc等7类（见图5）。

根据上述思路和方法，对阿姆河盆地10个成藏组合进行了综合优选排队，共划分出Ⅰ类有利区2个，Ⅱa类有利区1个，Ⅱb类有利区2个，Ⅲ类有利区3个，Ⅳa类和Ⅳc类有利区各1个（见表3，图5）。

综合分析各成藏组合的成藏要素特征及其资源潜力，认为阿姆河盆地未来最有利的勘探领域应该是位于木尔加布坳陷内的南部上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩成藏组合，尤其是在乌恰德任凸起及其邻区。在这些地区，礁灰岩储集层发育，物性良好，而且上覆较厚的膏盐岩，可以为油气聚集提供优质的储盖组合（见图3）。此外，该地区邻近多个侏罗系生烃中心，油气来源丰富。与北阿姆达林坳陷相比，木尔加布坳陷上侏罗统的勘探程度还相对较低，近期也获得了重大突破，展示了良好的勘探前景。2004年在木尔加布坳陷内发现了迄今为止最大的气田（约洛坦—奥斯曼气田），并证实了该地区盐下上侏罗统发育生物礁储集层，同时具备了发育构造圈闭、生物礁圈闭及其复合型圈闭的条件，具有发现大气田的巨大潜力。

图5 阿姆河盆地成藏组合综合优选结果

5 结论

阿姆河盆地油气资源丰富，气田基本在全盆都有

分布，而为数不多的油田局限在盆地北部的阶地内。良好的储盖组合使油气主要聚集在上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和下白垩统Shatlyk组砂岩中。以储集层为核心，在上白垩统赛诺曼—土伦阶砂岩、下白垩统欧特里夫—阿尔布阶砂岩、上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩和中下侏罗统砂岩等主力储集层内划分出10个成藏组合。利用蒙特卡洛模拟法计算出不同成藏组合的待发现资源量为3.308×109t，其中位于木尔加布坳陷内的南部上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩成藏组合占主要地位。应用资源-地质风险概率双因素法共划分出2个Ⅰ类成藏组合，1个Ⅱa类成藏组合，2个Ⅱb类成藏组合，3个Ⅲ类成藏组合，1个Ⅳa类和1个Ⅳc类成藏组合，其中最有利的勘探领域是位于木尔加布坳陷的盐下上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储集层。

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（编辑 黄昌武）

Division and resources evaluation of hydrocarbon plays in the Amu Darya Basin,Central Asia

Yu Yixin1,2,Yin Jinyin3,Zheng Junzhang4,Li Feng5,Tao Chongzhi3,Xu Xiaolong1,2,Wu Hang1,2
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.College of Geosciences,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.Sinopec Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;5.Oil &Gas Survey,China Geological Survey,Beijing 100029,China)

Based on the newest geological data and exploration achievements and the analysis of hydrocarbon accumulation elements and distribution rules of oil and gas,the hydrocarbon plays are divided according to the reservoirs in the Amu Darya basin,central Asia.The hydrocarbon plays are evaluated in terms of resources potential and geologic risk,and the favorable hydrocarbon plays are selected using the double factors method of resources-geological risks.Ten hydrocarbon plays have been divided into in the major reservoirs,including the Cenomanian to Turonian sandstones of the Upper Cretaceous,the Hauterivian to Albian sandstones of the Lower Cretaceous,the Callovian to Oxfordian carbonates of the Upper Jurassic,and the Middle-Lower Jurassic sandstones.The undiscovered petroleum resources of the plays,evaluated by the Monte Carlo method,are about 3 308 million tons,in which gas accounts for more than 98%.Considering the geological risks evaluation of the key hydrocarbon elements of reservoir,trap,migration and preservation,the favorable plays are evaluated and selected using the double factors method of resources-geological risks: two plays of class I,one play of class IIa,two plays of class IIb,three plays of class III,one play of class IVa,and one play of class IVc.The most favorable exploration objectives are the carbonate reservoirs of the Upper Jurassic Callovian-Oxfordian in the Murgab depression.

Amu Darya Basin;hydrocarbon play;resource evaluation;geological risk;exploration direction

国家自然科学基金项目（41472117；41125010）；国家科技重大专项（2011ZX05031-001；2011ZX05029-002；2011ZX05002-006）

TE122.2

A

1000-0747(2015)06-0750-07

10.11698/PED.2015.06.07

余一欣（1977-），男，江西婺源人，博士，中国石油大学（北京）副教授，主要从事盆地分析和构造地质研究工作。地址：北京市昌平区，中国石油大学（北京）盆地与油藏研究中心，邮政编码：102249。E-mail：yuxin0707@163.com

2015-04-04

2015-07-11