盆地区油气地势要求探索范文

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作者：张津海柳益群周亮单位：西北大学地质学系中国石油集团渤海钻探工程公司

烃源岩

阿姆河盆地的烃源岩主要有3套：①下—中侏罗统湖沼相含煤泥岩，有机碳含量28％，该套烃源岩提供了阿姆河坳陷75％的烃；②上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶海相碳酸盐岩，这也是全盆地重要的烃源岩之一；③白垩系海相泥岩和碳酸盐岩，有机碳平均0．55％，Ro一般为0．71％～0．83％，该套烃源岩的重要性相对较小（Brookfieldetal．，2001；罗金海等，2005）。卡拉库里区块主要有两套烃源岩，下—中侏罗统的深灰色泥岩、碳质泥岩、煤层，是研究区内重要的烃源岩，上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶的泥灰岩。根据工区连井对比剖面和工区取芯井的分析，下—中侏罗统烃源岩的厚度120～300m，上侏罗统的烃源岩的厚度10～50m。

1有机质丰度

用于本次研究样品来自于S井和J井，其中卡洛夫阶—牛津阶的暗灰色泥灰岩样品6个，下—中侏罗统样品21个，其中泥岩样品15个，煤层样品2个，碳质泥岩样品4个（图3）。

热解分析结果表明，泥灰岩的有机碳含量为0．05％～0．18％，均小于0．5％，氯仿沥青“A”含量为0．0106％～0．0658％，83．3％的样品小于0．02％。生烃潜量PG为0．08～0．12mg／g，为差—非烃源岩。煤层的有机碳含量为3．31％和9．74％，生烃潜量分别为4．06mg／g、26．06mg／g，为好—很好的烃源岩，生烃潜量大。泥岩的有机碳含量为0．08％～16．94％，生烃潜量为0．1～42．53mg／g，13．3％的样品为中等烃源岩，其余为差烃源岩，碳质泥岩的有机碳为0．64％～6．91％，生烃潜量为0．37～12．54mg／g，1个样品为很好的烃源岩。烃源岩有机碳与652生烃潜量具备一定的相关性，随着热解分析的有机碳含量的增大，其生烃潜量也随之增大。总体而言，泥灰岩为差—非烃源岩，煤层的生烃潜量较大，泥岩、碳质泥岩具备一定的生潜能力。

2有机质类型

氢指数为岩石热解烃含量与总有机碳的比值，其用于判别有机质类型的标准是氢指数值越高，岩石的有机质类型越好。对侏罗纪烃源岩样品的岩石热解参数进行分析，卡洛夫阶—牛津阶氢指数值分布范围为38．89～133．33mg／g，平均值为94．27mg／g，下—中侏罗统氢指数分布范围为51．56～232．17mg／g，平均111．35mg／g。表明烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2～Ⅲ型，为偏腐殖－腐殖型的烃源岩。再运用氢指数和热解峰顶温度Tmax图版，绘制出该区烃源岩的氢指数和Tmax关系图。由图可见（图4）：仅有两个样品落在Ⅱ1型干酪根区间，但大部分样品出现在Ⅱ2、Ⅲ型干酪根范围内，I型干酪根区域内无样品落入，说明S井烃源岩的有机质类型主要是腐泥腐殖（Ⅱ2）型和腐殖型（Ⅲ型）。

3有机质的成熟度

镜质组反射率（Ro）随热演化程度的升高而增大，并具有相对广泛、稳定的可比性，是烃源岩评价应用最广泛、最权威的指标。S井卡洛夫阶—牛津阶烃源岩的镜质组反射率分析结果，Ro为1．06％～1．19％，Tmax值430～438℃，下—中侏罗统的Tmax值在424～454℃之间，烃源岩处于成熟阶段。结合区块内其他井资料的分析，认为其有机质达到成熟阶段。从以上分析可以看出，下—中侏罗统烃源岩虽然可以生烃，但生烃量有限，而最近两年新井的成功钻探，表明了研究区具有较好的气源条件，推测区块的油气有一部分来自于阿姆河盆地的生烃中心，分布在别尔乌杰什克－希文和扎翁古兹两凹陷，布哈拉和查尔朱两台阶以及中央卡拉库姆隆起的东坡和东南斜坡上的下—中侏罗统烃源岩，生成的烃类向北、西北和东北3个方向发生区域性运移（安作相，1990；郭永强等，2006），别斯肯特坳陷和卡拉别卡乌尔坳陷的上侏罗统烃源岩生成的油气并向北、西北向运移（郭永强等，2006）。而区块所在的查尔朱阶地正好位于烃类运移指向上，有利于阿姆河盆地生烃中心的油气运移和聚集。

储集条件

1储层岩石学特征

上侏罗统碳酸盐岩和欧特里阶Shatlyk砂岩是阿姆河盆地的两套重要的储层，大约有50％的天然气储量位于侏罗系，储层主要位于布哈拉和查尔朱阶地上（Ulmishek，2004）。阿姆河右岸区块气田主要产层为上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩（张文起等，2011）。目的层是侏罗纪地层，储层主要有两套：上侏罗统碳酸盐岩、下—中侏罗统石英砂岩，储集层具体为上侏罗统的XV－1、XV－2a、XV－2b及下—中侏罗统ⅩⅦ层（图2）。其中上侏罗统XV－1层以裂缝型灰岩为主，厚度37～52m，XV－2a层以鲕粒灰岩、砂屑灰岩为主，厚度50～131m，XV－2b层以厚层状含砂屑、生物碎屑灰岩为主，厚度73～351m。XV－Ⅱ储层岩石类型主要是石英砂岩。

2储集空间类型

碳酸盐岩储层物性主要受沉积相、成岩作用和构造运动的控制。与碎屑岩相比，碳酸盐岩具有储集空间类型多（基质孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、微裂缝）、次生变化明显、非均质性强的特点（王立恩等，2009）。通过岩芯、薄片、扫描电镜观察，结合常规和电成像测井资料分析，上侏罗统碳酸盐岩储集体的储集空间类型以构造裂缝和溶蚀孔洞等次生孔隙为主。

研究区内的孔隙类型可划分出5种：原生粒间孔隙、粒间溶孔、铸模孔隙、压溶缝隙、晶间孔。原生粒间孔隙、粒间溶孔主要发育于鲕粒灰岩、砂屑灰岩中，当基质或胶结物不发育或含量极少时即发育原生粒间孔，但由于常经历多期的成岩作用的改造，特别是粒间灰泥重结晶作用和胶结作用的改造，使得能保存下来的原生粒间孔大为减少，大多转化为残余粒间孔。因此，薄片中观察其常与粒间溶孔伴生，是主要的孔隙类型和油气储集空间之一（图版Ⅰ－1、2、8）。铸模孔是岩石中的颗粒（或生物碎屑）组分发生选择性溶蚀时形成的孔隙，其空腔的外部轮廓若溶解不完全，则孔内往往残留原颗粒的残余物，鲕粒灰岩、砂屑灰岩中均可观察到（图版Ⅰ－2、3）。压溶缝隙由于埋藏成岩作用产生的压溶缝隙，该孔隙类型作为储集油气空间来说并不重要，但作为油气的渗流通道来说较为重要，也是压裂改造激活的优势破裂面（钟建华等，2010），只在颗粒灰岩中见到（图版Ⅰ－5、7）。晶间孔主要发育于颗粒碳酸盐晶粒状胶结的方解石或白云石的晶粒间，也是岩石中常见的孔隙类型（图版Ⅰ－9）。本区裂缝以水平缝、中—低高角度缝、网状缝为主，是区内较常见的储集类型，油气显示十分活跃，也是碳酸盐岩储层油气运移的良好通道及储集场所，具备一定的油气储集能力（图2，图版Ⅰ－6）。

根据储集空间类型、发育情况及其组合方式将研究区上侏罗统储层的储集类型划分为2种：孔隙型、裂缝－孔隙型。裂缝－孔隙型储层既有较高的基质孔隙又有裂缝，裂缝对沟通孔隙、改善渗流性能作用较大，储层的储集性能较好。下—中侏罗统砂岩属于碎屑岩储层，储集空间主要是粒间溶孔、粒内溶孔（图版Ⅰ－4）。

3储层物性特征

统计了XV层81个碳酸盐岩样品的孔隙度，68个样品的渗透率，ⅩⅦ层23个砂岩样品的孔隙度，68个样品的渗透率，做出了孔隙度和渗透率分布直方图（图5）。可以看出XV层的孔隙度为0．33％～23．07％，平均值为8．4％，40．7％的样品孔隙度在0～5％之间，为低—中孔储层，泥晶石灰岩孔隙度较低，粒屑灰岩的孔隙度较高。渗透率的变化范围为0～27×10－3μm2，平均为2．4×10－3μm2，为低—中渗透率储层。XV－Ⅱ层储层主要由浅灰色的石英砂岩组成，局部有泥岩夹层。孔隙度的变化范围在1．64％～14．51％之间，61．9％的样品孔隙度分布在10％～15％之间，为低孔隙度储层，渗透率的变化范围为0～22．6×10－3μm2，平均3．76×10－3μm2，为低—中渗透储层。比较孔隙度与渗透率的分布直方图，可以看出，渗透率值较高的砂岩，其孔隙度值也较高。

4孔隙成因及分布

卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩沉积相及岩性的不同，决定其具有不同类型及规模的孔洞缝组合及演化特点，最终表现为不同沉积相和岩性的储集性能各不相同（张兵等，2010）。通过薄片观察，分析了卡拉库里区块的沉积特征、岩性与孔隙度的关系，发现沉积于台地内浅滩微相的鲕粒灰岩、砂屑灰岩、生物碎屑灰岩孔隙度较高，而滩间海微相沉积的含砂屑、生物碎屑泥晶灰岩储层其孔隙度较低，分析认为海平面的相对升降变化对碳酸盐滩体的孔隙发育有明显的控制作用。中上侏罗统沉积时期，研究区沉积环境为浅水陆棚环境，发育卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐台地相沉积，卡洛夫阶—牛津阶沉积时期，海平面开始震荡式上升，发生了多期海侵事件（王玲等，2010）。在海侵过程中，海平面相对上升，水深变大，环境能量变低，颗粒灰岩沉积的原始粒间孔隙绝大多数被细粒的灰泥或云泥基质充填，不利于形成早期孔隙，也难以改造成优质储层。在海退过程中，伴随海平面的周期性相对下降，粒屑滩体时而出露海面，遭受大气淡水的淋溶改造，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，从而形成一系列的粒内溶孔、铸模孔、粒间溶孔等早期溶蚀孔隙，这为后期埋藏溶蚀作用和构造破裂作用奠定了基础，从而有利于形成物性较好的裂缝－孔隙型储层，因此卡拉库里区块侏罗世沉积的台内浅滩相粒屑灰岩是优质储层。

盖层分析

在上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶沉积完毕之后，图兰地台回返，中央卡拉库姆隆起抬升，而阿姆河盆地区域则继续沉降，由此形成了盆地区域内封闭的海洋沉积环境（徐剑良等，2010），上侏罗统启莫里阶—齐顿阶沉积时期，发生大规模的海退，气候逐渐变得干旱，沉积环境变为潮坪－泻湖沉积相。礁体之间与之上发育巨厚的膏岩盐沉积，岩性为硬石膏和盐岩层，呈“三膏二盐”特征，厚度变化较大（750～1200m），厚度由南东向北西逐渐减薄，构成了阿姆河右岸区良好的区域盖层（王玲等，2010）。由于膏盐层非常致密，具有较高的排驱压力，而且其厚度很大，所以具有物性和超压双重封闭机制，在盖层分级中属于特级盖层（佘德平等，2006）。从工区已有的钻井资料统计了研究区的膏盐层的厚度，为90～470m，分布广泛，良好封闭了上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩储层中的天然气，是良好的区域盖层。根据区块内44个样品的测试资料分析，上侏罗统碳酸盐岩的层间水是沉积变质的氯化钙型卤水，且不同层系的矿化度高，XV－1层的总矿化度值为109．1～161．5g／L，平均矿化度值为139．6g／L，XV－2a层和XV－2b层总矿化度值为92．1～146．7g／L，平均矿化度值为124．5g／L，成因系数值rNa／rCl和rCa／rMg分别为0．7和3．5，这证明地下水处于停滞环境，盖层的封盖能力好，有利于油气保存。

成藏组合

整个阿姆河右岸区邻近阿姆河盆地生烃凹陷，其烃源主要来自于下—中侏罗统煤系地层。储层为卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩，上覆启末里阶—齐顿阶盐膏盐岩，既为直接盖层，又为区域盖层，保存条件好（李浩武等，2010；严维理等，2010）。现阶段卡拉库姆盆地的天然气，主要采自上侏罗统石膏层下的碳酸盐岩（卡洛期—牛津期）自生自储的油气组合中（罗金海等，2001）。卡拉库里区块侏罗系的成藏组合与整个阿姆河右岸区相同，也为自生自储型，下—中侏罗统在区块里沉积了442～809m的含煤碎屑岩系，它们是区块内重要的烃源岩；中侏罗世晚期—晚侏罗世早期海侵规模扩大，在区块中沉积了开阔台地相鲕粒灰岩、砂屑灰岩，是区块中最重要的储层。晚侏罗世晚期，暂时的海退在区块中沉积了厚度巨大（90～470m）的石膏层，是区块中优质的区域性油气盖层之一。下—中侏罗统烃源岩在生成烃后并发生运移，运移到晚侏罗世碳酸盐岩储层中聚集成自生自储型气藏，这是区块内油气成藏最重要的一种储盖组合。

圈闭条件

侏罗纪以来，查尔朱阶地和布哈拉阶地经历了断陷－坳陷期、抬升－改造期两个重要的演化阶段，其中断陷－坳陷阶段的沉积控制了该区的早期构造格局，古近纪末的抬升改造使该区构造发生了强烈的变革，形成了典型的逆冲、走滑断裂带和不对称复合背斜构造带。查尔朱、布哈拉阶地主要存在3组断裂：北东向断裂、北西向断裂、北西或近东西向的断裂（张志伟等，2010）。研究区被北西向和北东向断层切割成许多断背斜和断块，它们控制了沉积盖层的发育，也影响了油气的聚积。根据目前区块研究成果，结合地震剖面和探井资料发现，研究区主要发育构造圈闭。中—下侏罗统烃源岩在晚白垩世时进入生油窗，在古近纪时，阿姆河盆地的大部分区域进入了生气窗。上侏罗统烃源岩在晚白垩世—古近纪进入生油窗，在新近纪时，进入生气窗，现在正处于生气窗内（Ulmishek，2004）。构造演化研究表明，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（Heaffordetal．，1993；Babaev，1993）。圈闭形成时间早于或同时于油气运移时期，两者配置关系良好，有利于油气成藏。

气藏特征及勘探潜力

1气藏特征

2009年以来，卡拉库里区块内S井井区完钻3口井，3口井测井共解释层位101层，总厚度358．9m。其中气层50．5m／18层、差气层9．0m／5层、气水同层20．7m／3层、含气水层5．8m／3层、水层205．0m／39层、干层67．9m／33层。从这3口井的解释来看，S井井区上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶顶部灰岩含气性较好。下—中侏罗统砂岩亦见油气显示，但油气层厚度较薄，3口井在下—中侏罗统砂岩解释气层总共仅7．9m，形成较好的油气产能难度较大。S井圈闭类型好、幅度高，含气性最好，气层厚度合计超过25m，位于构造低部位的S－2井，含气性较差，仅在顶部解释3．1m厚的差气层，说明构造是气藏的重要控制因素。通过这3口井的对比，可以初步判断区块的灰岩气藏属块状气藏（图6）。结合对S构造周边油气田的分析，认为区块内的气藏以构造控制为主，岩性有影响，油气藏类型为块状－构造型油气藏，具有统一的气水界面或油水界面，烃类以干气、凝析物和重油为主，主力产层为碳酸盐内的XV－1和XV－2层，具有正常压力系统，水型为氯化钙型水。

2勘探潜力

阿姆河盆地卡拉库里区块下—中侏罗统深灰色泥岩、碳质泥岩和煤层有机质丰度中等—高，处于成熟阶段，区块所在的查尔朱阶地是阿姆河盆地内下—中侏罗统和上侏罗统生烃凹陷生烃后的运移指向，有利于油气的运移和聚集。卡洛夫阶—牛津阶鲕粒灰岩、砂屑灰岩中裂缝、孔隙发育，储层物性较好，启莫里阶—齐顿阶的膏盐层保证了区域油气的有效聚集和保存，区块内成藏条件配置关系合理，形成了良好的自生自储型成藏组合。目前区块内已发现4个气田和多个含气构造，近期两口井测试也相继获得高产，这表明该区的石油地质条件优越，剩余油气资源比较丰富，有潜力的勘探领域包括：区块内启莫里阶—齐顿阶较厚膏岩层底下的低幅背斜圈闭；离盆地生烃中心较近的区块南部上侏罗统背斜圈闭。另外在邻近区块中发现大量生物礁油气藏，生物礁将是工区以后兼探的潜在圈闭类型。