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  中国石油勘探  2020, Vol. 25 Issue (4): 52-64  DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.006
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引用本文 

王红军, 张良杰, 陈怀龙, 张宏伟, 白振华, 蒋凌志. 阿姆河右岸盐下侏罗系大中型气田地质特征与分布规律[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(4): 52-64. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.006.
Wang Hongjun, Zhang Liangjie, Chen Huailong, Zhang Hongwei, Bai Zhenhua, Jiang Lingzhi. Geological characteristics and distribution law of pre-salt Jurassic large and medium gas fields in the right bank of the Amu Darya River[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(4): 52-64. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.04.006.

基金项目

基金项目:国家科技重大专项“海外重点探区目标评价与未来领域选区选带研究”(2016ZX05029-005);中国石油天然气集团有限公司科技项目“海外天然气藏复杂储层精细评价与预测技术”(2018D-4305)

第一作者简介

王红军(1972-),男,新疆奎屯人,博士,1999年毕业于中国石油勘探开发研究院,教授级高级工程师,主要从事油气藏综合地质研究和海外非常规油气资源评价工作。地址:北京市海淀区学院路20号亚太所,邮政编码:100083。E-mail:whj@petrochina.com.cn

文章历史

收稿日期:2020-05-13
修改日期:2020-05-27
阿姆河右岸盐下侏罗系大中型气田地质特征与分布规律
王红军1, 张良杰1, 陈怀龙2, 张宏伟1, 白振华1, 蒋凌志1     
1. 中国石油勘探开发研究院;
2. 中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司
摘要: 阿姆河右岸区块位于中亚阿姆河盆地东北部,天然气资源丰富,盐下中—上侏罗统碳酸盐岩是主要的油气富集层位。通过对盐下大中型气田的地质特征和成藏因素进行分析,结果表明:①盐下碳酸盐岩大中型气田可划分为叠合台内滩气田、缓坡礁滩气藏群和逆冲构造缝洞型气田3类,其中叠合台内滩气田发育孔隙(洞)型台内滩储集体,纵向叠置且隔夹层发育,形成多套气水系统;缓坡礁滩气藏群发育裂缝—孔隙(洞)型斜坡礁滩储集体,平面表现为“一礁一藏”;逆冲构造缝洞型气田发育碳酸盐岩缝洞型储集体,气水系统复杂,距主控断层越近、充注强度越高,气水界面越低。②叠合台内滩气田分布于蒸发台地—局限台地—开阔台地,气田规模受古地貌和现今构造幅度控制;缓坡礁滩气藏群位于台缘上斜坡带,天然气富集程度与古地貌高和礁滩体类型密切相关;缝洞型气田分布于山前逆冲构造带,气田内断层发育规模是高产富集主控因素。③深层中—下侏罗统碎屑岩形成了自生自储的成藏组合,具有大中型气田形成条件,喜马拉雅期改造较弱的继承性构造圈闭和凹陷带地层—岩性圈闭是有利的勘探目标。
关键词: 阿姆河盆地    盐下    侏罗系    碳酸盐岩    天然气    气藏类型    分布规律    
Geological characteristics and distribution law of pre-salt Jurassic large and medium gas fields in the right bank of the Amu Darya River
Wang Hongjun1 , Zhang Liangjie1 , Chen Huailong2 , Zhang Hongwei1 , Bai Zhenhua1 , Jiang Lingzhi1     
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development;
2. CNPC(Turkmenistan) Amu Darya River Gas Company
Abstract: The right bank block of the Amu Darya River is located in the northeast of the Amu Darya Basin in Central Asia with abundant gas resources. The pre-salt carbonate rocks of the Middle-Upper Jurassic are the main hydrocarbon enrichment formations. The analysis of geological characteristics and hydrocarbon accumulation factors of pre-salt large and medium gas fields show that: (1) The pre-salt large and medium carbonate gas fields can be divided into three types, i.e. gas fields of superimposed inner-platform shoals, gas reservoir groups of ramp reef shoals and fracture-cavity type gas fields of thrust structure. The pore (vug) type inner-platform shoal reservoirs are developed in the gas fields of superimposed inner-platform shoals, which are vertically superimposed with development of barrier layers and interlayers, forming multiple sets of gas-water systems. The fracture-pore (vug) type ramp reef shoal reservoirs are developed in the gas reservoir groups of ramp reef shoals. In the plane, it is characterized as "one reservoir in one reef". Carbonate fracture-cavity reservoirs are developed in the fracture-cavity type gas fields of thrust structure with complicated gas-water system. The closer to the main faults, the higher the charging intensity and the lower the gas water contact. (2) The gas fields of superimposed inner-platform shoals were distributed in evaporate platform- restricted platform-open platform. The scale of this type gas field was controlled by paleogeomorphology and present structural amplitude. The gas reservoir groups of ramp reef shoals were located on upper ramp zone of platform margin and the gas enrichment degree was closely related to the paleo-high and the type of reef-shoal. The fracture-cavity type gas fields were distributed in mountain-front thrust structural zones. The development scale of faults in the gas fields is the main controlling factor of high gas production and enrichment. (3) The deep clastic rocks of the Middle-Lower Jurassic form an hydrocarbon accumulation assemblage of self-generation and self-storage, which has the condition of forming large and medium gas fields. The successive structural traps with less reconstruction in Himalayan period and stratigraphic-lithologic traps in the sag zones are favorable exploration targets.
Key words: Amu Darya Basin    pre-salt    Jurassic    carbonate rock    natural gas    gas reservoir type    distribution law    
0 引言

中亚阿姆河盆地位于图兰板块,东邻阿富汗—塔吉克盆地、西靠里海、南邻科佩塔格山、北接西天山,是世界级富气盆地,面积为42.7×104km2。盆地天然气资源丰富,已探明天然气地质储量19.6×1012m3,盐上白垩系砂岩和盐下侏罗系碳酸盐岩是主要的油气富集层系[1]。阿姆河右岸区块位于土库曼斯坦境内,阿姆河盆地东北部。中国石油天然气海外勘探开发公司从2007年起进入区块开展勘探工作,在盐下侏罗系碳酸盐岩内发现了西部叠合台内滩气田、中部缓坡礁滩气藏群和东部逆冲构造缝洞型气田3个千亿立方米气区[2],成为中亚天然气管道的重要气源地。本文在分析盐下碳酸盐岩气田地质特征的基础上,总结了阿姆河右岸大中型碳酸盐岩气田的形成条件和分布规律,探讨了深层中—下侏罗统碎屑岩成藏条件与大中型气田有利勘探区带。

1 地质概况

阿姆河右岸自西向东可以分为查尔朱凸起、坚基兹库尔凸起、卡拉别克凹陷、桑迪克雷凸起、别什肯特凹陷和西南吉萨尔逆冲带(图 1),经历了二叠纪—三叠纪裂陷、侏罗纪—白垩纪坳陷及古近纪以来挤压隆升3个阶段[4-5]。自下而上沉积了二叠系—三叠系过渡层系、中—下侏罗统含煤碎屑岩、卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩、基末利阶—提塘阶盐膏岩、白垩系海相碎屑岩和碳酸盐岩及古近系—第四系,中—下侏罗统含煤碎屑岩、卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩和基末利阶—提塘阶盐膏岩形成了研究区主要的生储盖组合。深层中—下侏罗统碎屑岩也是潜在的勘探层系,中—下侏罗统煤系地层、砂岩和泥岩可以形成自生自储成藏组合[6]图 2)。

图 1 阿姆河右岸构造单元划分与碳酸盐岩气田分布图(据文献[2-3]修改) Fig. 1 Division of structural units and distribution of carbonate gas fields in the right bank of the Amu Darya River (modified after references [2-3])
图 2 阿姆河右岸地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column in the right bank of the Amu Darya River

新生代由于印度板块与欧亚板块碰撞,阿姆河右岸东部地区西南吉萨尔山隆升,自东向西构造活动强度逐渐减弱,盐下构造类型从大型高幅度逆冲构造向继承性低幅度背斜逐渐转变。东部地区盐下发育多排北东向大型逆冲构造带,构造幅度向西明显降低。中部地区盐下构造活动强度明显减弱,逆冲构造零星分布,构造形态一定程度上受到基底古构造控制。西部地区查尔朱凸起和坚基兹库尔凸起盐下以发育基底古构造控制的继承性背斜为主[3, 7]

卡洛夫期—牛津期碳酸盐岩沉积环境从蒸发台地—开阔台地向台地边缘和台缘斜坡带逐渐转变,查尔朱凸起处于蒸发台地和局限台地,坚基兹库尔凸起处于开阔台地,卡拉别克凹陷、桑迪克雷凸起和西南吉萨尔逆冲带处于台缘上斜坡带,别什肯特凹陷处于台缘下斜坡带[8-9]。阿姆河右岸自西向东发育不同类型的礁滩复合体,蒸发台地—局限台地以低能粒屑滩为主,开阔台地以高能生屑滩为主[10]。台缘上斜坡带发育了连片成群分布的缓坡礁滩群,以生屑滩、障积礁和粘结丘为主[11],礁滩间以泥晶灰岩为主。台缘下斜坡带则发育低能粘结丘和灰泥丘。受构造和碳酸盐岩沉积环境控制,研究区自西向东,储层类型从西部孔隙(洞)型向中部裂缝—孔隙型和东部缝洞型转变[2]

2 碳酸盐岩气田地质特征

根据圈闭演化及储集体类型,将阿姆河右岸盐下碳酸盐岩气田划分为叠合台内滩气田、缓坡礁滩气藏群、逆冲构造缝洞型碳酸盐岩气田3类。

2.1 叠合台内滩气田

叠合台内滩气田为正常温压系统、中含H2S和CO2的湿气气藏,分布于阿姆河右岸西部蒸发台地—局限台地—开阔台地,具有明显的基底古隆起背景。气田储层为孔隙(洞)型台内滩储层,横向分布面积广,但受海平面升降影响,纵向滩体间发育致密泥灰岩和硬石膏岩隔夹层,形成层状气藏。在西部台内滩区根据岩性特征,纵向可以分为6套小层(图 3),除东部萨曼大型气田幅度较高、m层为主要的产层外,其余低幅度的加迪和东伊等气田主要产层为ac层和p层。m层主要发育开阔台地高能厚层生屑滩体,发育孔洞型储层,内部无隔夹层,连通性好。ac层和p层发育局限台地—蒸发台地低能滩体,且内部发育3套硬石膏岩隔夹层,碳酸盐岩、硬石膏岩和烃类混合,容易发生热化学还原反应(TSR),生成的酸性流体有利于储层孔隙的发育[10, 12],但受硬石膏岩隔夹层影响,ac层和p层纵向发育多套气水系统[13]。a1+a2层是一套次要的产层,发育孔隙型储层,其上发育hp层区域性泥灰岩隔层,因此在局部构造内也可形成气藏,但规模较小(图 3)。

图 3 阿姆河右岸叠合台内滩气田地质剖面(剖面位置见图 1 Fig. 3 Geological profile of gas fields of superimposed inner-platform shoals in the right bank of the Amu Darya River (see Fig. 1 for profile location)
2.2 缓坡礁滩气藏群

缓坡礁滩气藏群为常温高压、低含H2S和CO2湿气气藏[14],储层类型为裂缝—孔隙(洞)型,主要分布于阿姆河右岸中部碳酸盐台缘上斜坡带,具有基底古隆起背景。气藏群受构造和岩性共同控制,平面发育多套气水系统,表现为“一礁一藏”,礁滩体横向相互不连通,流体组分差异大[15]。礁滩体核部气柱高度大、测试产量高,翼部测试产量低且多为气水井或水井,礁滩间为干井或低产井。气藏群内单个礁滩气藏受沉积微相和构造控制,地质特征各异。根据储层特征气藏群可进一步分为两类:裂缝—孔隙型气藏和裂缝—孔洞型气藏(图 4)。

图 4 阿姆河右岸缓坡礁滩气藏群地质剖面(剖面位置见图 1 Fig. 4 Geological profile of gas reservoir groups of ramp reef shoals in the right bank of the Amu Darya River(see Fig. 1 for profile location)

裂缝—孔隙型气藏通常远离断层发育区,其产能主要受沉积相控制。例如在台缘上斜坡带别列基底古隆起上方发育高能生屑滩体,原始基质物性好,形成的裂缝—孔隙型气藏单井测试产能高;而在周缘翼部麦斯气田发育低能粘结丘,原始基质物性差,形成的裂缝—孔隙型气藏单井测试产能低。

裂缝—孔洞型气藏主要紧邻断层分布,单井测试均可获得百万立方米高产。例如扬古气田紧邻北东向逆冲断层,沿断层向上运移的深部热液对缝洞和孔隙进行溶蚀,同时在逆断层两盘碳酸盐岩与硬石膏岩直接接触,发生TSR反应,生成的酸性流体也对缝洞和孔隙进一步溶蚀[16],形成优质裂缝—孔洞型储层;桑迪气田紧邻北西向走滑断层分布,断层断至基底,深部热液通过断层运移至碳酸盐岩[17],并对其溶蚀形成裂缝—孔洞型储层。

2.3 逆冲构造缝洞型气田

逆冲构造缝洞型气田分布于西南吉萨尔逆冲带,形成于喜马拉雅运动期,气田面积大,储层基质物性差,以裂缝和沿裂缝溶蚀的洞为主要储集空间。气田的产层为整个卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩,甚至中西部作为盖层或隔夹层的泥灰岩也可以形成高产的缝洞型储层。

根据溶蚀程度不同气田储层可以进一步划分为缝洞型储层和裂缝—孔隙型储层(图 5)。缝洞型储层主要临近构造主控断层发育,不受沉积相带控制,缝洞在构造破裂、埋藏溶蚀作用下形成,溶蚀流体来源于深部热液和TSR反应生成的酸性流体,例如召拉气田。裂缝—孔隙型储层远离断层发育,构造破裂和埋藏溶蚀作用弱,受礁滩体影响较大,礁滩越高能,储层物性越好,例如东贾气田和戈克气田。气田内气水系统复杂,气水分布与储层距主断层距离相关。构造的主控断层通常也是气源断层,因此临近断层天然气充注强、气水界面低,沿断裂带走向缝洞体系相互连通,形成统一气水系统,单井测试产量高、水气比低;远离气源断层天然气充注弱、气水界面高,储层横向相互不连通,单井测试产量低、水气比高[18]

图 5 阿姆河右岸逆冲构造带缝洞型气田地质剖面(剖面位置见图 1 Fig. 5 Geological profile of fracture-cavity type gas fields of thrust structure in the right bank of the Amu Darya River (see Fig. 1 for profile location)
3 碳酸盐岩大中型气田分布规律 3.1 气田形成条件 3.1.1 优质煤系烃源岩是盐下富气区形成的物质基础

阿姆河盆地发育中—下侏罗统煤系地层和中—上侏罗统泥灰岩—泥岩两套烃源岩,煤系地层是主要的气源岩,岩性主要为深灰色泥岩、粉砂岩夹薄层碳质泥岩和薄煤层,有机质类型以陆相腐殖型(Ⅱ2—Ⅲ型)干酪根为主[6, 19],倾向生气。

阿姆河右岸区块内含煤层系厚度最大可达1000m,烃源岩总有机碳含量(TOC)为0.22%~2.48%,平均为1.1%,生烃潜量(S1+S2)平均为1.23mg/g。烃源岩镜质组反射率为0.9%~2.2%,平均为1.55%。研究区东部样品热演化程度高,已进入干气生成阶段;中部镜质组反射率为0.9%~1.9%,整体进入湿气—凝析气生成阶段。烃源岩热演化模拟结果显示,中—下侏罗统烃源岩在晚侏罗世开始进入成熟阶段;早白垩世—晚白垩世东部和中部相继进入生烃高峰阶段,油气开始大量生成;古近纪整体进入凝析油—湿气生成阶段,东部煤系地层底部则进入干气生成阶段(图 6),生气量达到9×1012m3,主要的生排烃期为晚白垩世和古近纪。

图 6 阿姆河右岸单井热演化史模拟 Fig. 6 Modeling of thermal evolution history of single well in the right bank of the Amu Darya River (a)西部NF-1井;(b)中部B-1井;(c)东部A-1井;(d)东部G-1井

研究区上侏罗统泥灰岩和泥岩也为富气区的形成发挥了重要作用,泥灰岩整体有机质丰度较低,TOC为0.20%~0.69%;泥岩有机质丰度较高,TOC为1.5%~6.0%,仅分布在中东部地区,且厚度较薄,仅为5~25m。该层段镜质组反射率为0.72%~1.36%,主要处于成熟—生烃高峰阶段,以生油为主,其中东部成熟度较高,局部已进入凝析油—湿气生成阶段[20]

3.1.2 碳酸盐台缘缓斜坡为中东部大型气田形成创造了条件

在典型的镶边型碳酸盐台地,礁滩体主要发育于台地边缘和台内相带,台缘斜坡以细粒微晶灰岩、滑塌角砾岩、重力流、瘤状灰岩和浊积岩等岩石类型为主[21-24],礁滩体零星发育,导致台缘斜坡的勘探潜力比较小,难以形成大中型气田。但在研究区中东部,由于卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐台缘斜坡带沉积地貌平缓,水体能量较高,在古地貌高部位或地形转折部位发育了连片、成带分布的缓坡礁滩体,以高能滩体、障积—粘结丘滩复合体为主[2],可形成良好的储层。在研究区东部低能沉积环境也可以发育规模分布的低能缓坡礁滩体,晚期经构造破裂和溶蚀作用改造也可形成优质的储层[25-26]。这些优质储层的发育为大中型气田形成提供了重要储集空间。

3.1.3 厚层盐膏岩是大中型气田形成的重要因素

研究区碳酸盐岩上沉积的盐膏岩厚度最大达到1000m,西薄东厚。厚层盐膏岩盖层的发育为盐下充足的气源供给和天然气的保存发挥了重要作用。盐膏岩阻止了油气向浅层白垩系运移,促进了盆地生烃中心烃源岩生成的天然气侧向向盆缘运移[27],在运移过程中被研究区的圈闭捕获成藏,因此研究区有本地气源和盆地生烃中心的双重供给。盐膏岩也避免了研究区东部逆冲构造带和西部走滑断裂带盐下气藏的规模破坏。新生代,东部地区在强烈的挤压作用下,逆冲断层发育,地层隆升幅度可达1000m以上,部分构造由于盐膏岩剥蚀和断层断至地表,造成了油气散失[28]图 7);西部地区走滑断层从基底断至地表,形成了油气运移的通道,但由于大部分构造仍发育薄层盐膏岩,仅有少量天然气沿走滑断层向浅层逸散。

图 7 阿姆河右岸盐下油气成藏过程图 Fig. 7 Pre-salt oil and gas accumulation process in the right bank of the Amu Darya River (a)下白垩统沉积前;(b)上白垩统沉积前;(c)古近系沉积前;(d)现今
3.1.4 古近纪挤压作用扩大了碳酸盐岩气田规模

对研究区开展了三维含油气系统模拟。模拟结果显示:侏罗纪末期—白垩纪初期,中东部含煤地层进入生烃门限,但以少量液态烃为主,局部礁滩圈闭可形成零星油藏;早白垩世中东部煤系地层生烃规模逐渐扩大,白垩纪末期进入生烃高峰阶段到湿气—凝析气生成阶段,天然气大量生成,在具有古隆起背景的背斜圈闭和礁滩体圈闭中形成油气藏,由于圈闭规模较小,研究区以中小型油气藏为主。古近纪开始,中—下侏罗统整体进入凝析油—湿气生成阶段,中—上侏罗统烃源岩成熟度进一步增加。此时在多期强烈的挤压作用下,研究区东部大型断背斜圈闭开始形成,西部地区基底古隆起在挤压作用下继承性隆升,圈闭的规模和幅度扩大。由于研究区天然气的不断供给和早期油气藏的调整,在构造圈闭重新聚集形成了大中型天然气藏。上侏罗统泥灰岩和泥岩在晚白垩世成熟,现今主要处于生烃高峰阶段,以液态烃为主,在部分圈闭中聚集成藏(图 7)。新生代是研究区大型构造背斜发育的主要时期,也是大中型气田形成的主要时期。

3.2 气田分布规律 3.2.1 继承性隆起是大中型叠合台内滩气田和缓坡礁滩气藏群发育区

基底古隆起发育区通常在卡洛夫期—牛津期形成沉积地貌高,易发育规模分布的礁滩复合体,形成优质的储集体。在西部碳酸盐台地内部,基底古隆起上发育纵向叠置的台内滩体单层厚度大、横向易连片,而在古地貌低洼或斜坡部位单层滩体厚度薄、横向分布范围有限。在台缘斜坡带缓坡礁滩体也主要发育于基底古隆起上方,连片或成带分布;在洼陷带以低能灰泥岩或礁滩间沉积为主。白垩纪基底隆起区在碳酸盐岩顶部形成了低幅披覆型背斜圈闭,其上的礁滩复合体形成了良好的规模储集体,是油气早期聚集的有利场所。古近纪在挤压作用下部分基底古隆起继承性隆升,圈闭规模扩大,周边礁滩气藏和深层中—下侏罗统天然气向圈闭继续运移,形成大中型气田。

继承性隆起的幅度是影响阿姆河右岸西部台内滩气田规模的主要因素。研究区西部碳酸盐岩上段以低能的台内滩沉积为主,形成的储层厚度薄、孔隙度低。高能滩体主要沉积于碳酸盐岩中段,多形成厚层孔洞型储层,只有当气田幅度较高时,该储层才能成为主要产层。因此,西部面积较小、但幅度较高的萨曼气田规模明显大于面积较大、幅度低的东伊气田。

3.2.2 高储量丰度大中型气田分布于开阔台地—台缘上斜坡带

开阔台地—台缘上斜坡带是沉积环境较为高能的相带,发育高能的礁滩复合体,形成的储层也明显好于低能相带。在开阔台地萨曼古隆起上发育高能台内滩,形成孔洞型储层,储层单层厚度大,孔隙度在10%以上。而在局限台地—蒸发台地东伊地区发育低能台内滩,则形成孔隙型储层,储层单层厚度小,孔隙度小于10%。两者相比,萨曼气田的储量丰度和单井产量均比东伊气田高近4倍。在台缘斜坡带也是如此,在台缘上斜坡发育高能滩和障积丘滩复合体,在破裂和溶蚀作用下,形成优质裂缝—孔隙(洞)型储层,该类气田的储量丰度远高于台缘下斜坡的低能滩和灰泥丘气田[7]

3.2.3 东部山前逆冲构造带是大中型缝洞型气田发育区

在卡洛夫期—牛津期,东部地区沉积环境相对低能,导致丘滩体发育条件相对差,储层基质物性也较差,另外低能的丘滩体突起幅度低,不能形成有效的礁滩体圈闭,在白垩纪烃源岩成熟期油气不易在东部地区聚集成藏。在古近纪,东部地区在强烈的挤压作用下发育多排大型的逆冲构造带,油气从别什肯特凹陷和深层中—下侏罗统沿构造主控断层运移,形成大型构造气田发育带。构造主控断层是油气运移的主要通道,控制了缝洞型储层的形成,也控制了气田内高产富集区分布。因此,紧邻主控断层区发育缝洞型气藏,充注强、单井测试产量高;远离断层为裂缝—孔隙型气藏,充注弱、单井测试产量低。

3.3 碳酸盐岩有利区

类比阿姆河盆地和阿姆河右岸区块地质特征,可以看出盆地中东部盐下仍具有巨大的勘探潜力。盆地中东部穆尔加勃坳陷是主要的生烃坳陷,目前已发现南尤拉屯和雅什拉巨型气田,但整体勘探程度仍然较低。穆尔加勃坳陷主体处于碳酸盐台地台缘斜坡带,在基底古隆起上方可以发育缓坡礁滩气藏群;其东侧临近阿富汗高原,可能发育大型逆冲构造带,形成逆冲构造缝洞型气田。在盆地中部东西向通源的大型走滑断裂带附近也具备优质缝洞型气田发育的条件[29-30]。这些区带均是阿姆河盆地下步勘探的有利区。

4 碎屑岩大中型气田形成条件

研究区少量几口探井兼探深层中—下侏罗统和前侏罗系,钻至岩浆岩和变质岩基底完钻,揭示主要砂岩段埋深普遍超过4000m[31],见强烈的气测异常,但测试均只获得低产气流。随着国内塔里木盆地库车坳陷深层砂岩大气田的相继发现,揭示了三叠系和侏罗系煤系烃源岩、白垩系三角洲砂岩和古近系盐膏岩构成的生储盖组合为煤成气大气田的形成奠定了基础[32-37]。阿姆河右岸深层与库车坳陷具有相似的地质条件:富含煤系烃源岩,发育广泛分布的砂岩和厚层泥岩,喜马拉雅期构造挤压、改造形成的大型构造圈闭,具备了天然气近源富集的条件,是潜在的勘探层系。

4.1 生储盖特征

阿姆河右岸中—下侏罗统煤系地层是优质的烃源岩,也广泛沉积了砂岩储层和泥岩盖层。

中—下侏罗统储层主要为三角洲平原分流河道微相中—细砂岩、河道间微相泥质粉砂岩,滨浅湖亚相粉砂岩和泥质粉砂岩,以及三角洲前缘河口坝和席状砂微相的细砂岩、粉砂岩(图 8)。三角洲平原分流河道砂体粒度相对较粗,主要为中砂岩和细砂岩,东部砂体厚度可达70~90m[38],纵向位于中—下侏罗统下部,平面上广泛分布于阿姆河右岸地区(图 9)。而其他类型砂岩单层厚度薄、粒度细,物性较差,与煤层或碳质泥岩互层发育。中—下侏罗统储层因受沉积条件的影响,加上埋藏深、成岩作用强等因素的影响,其储层条件发育较差。测试结果显示,气层、水层均发育在中下侏罗统的下段,沉积相带主要为三角洲平原亚相分流河道微相,形成的储层孔隙度多大于9%、渗透率大于10mD[39]

图 8 阿姆河右岸中—下侏罗统沉积相综合图(B-1井) Fig. 8 Comprehensive sedimentary facies column of the Middle-Lower Jurassic in the right bank of the Amu Darya River(Well B-1)
图 9 阿姆河右岸中—下侏罗统煤系烃源岩镜质组反射率与分流河道砂体、圈闭分布图 Fig. 9 Ro of coal measure source rocks and distribution of distributary channel sand bodies and traps of the Middle-Lower Jurassic in the right bank of the Amu Darya River

中—下侏罗统下部砂体相对发育,上部主要沉积泥岩夹薄层粉砂岩,顶部还发育一定厚度的灰泥岩,在全区稳定分布,可作为区域性盖层。

4.2 圈闭特征

新生代挤压作用促进了研究区深层构造圈闭的发育,总面积超过2000km2,与碳酸盐岩圈闭分布基本一致。按照构造形成的控制因素将圈闭分为两类:与基底古隆起无关的断背斜圈闭和在基底古隆起上发育的构造圈闭[38]。与基底古隆起无关的断背斜圈闭主要分布于东部逆冲构造带;在基底古隆起上发育的继承性构造圈闭主要分布于中西部地区,晚期遭受改造,向西部改造作用明显减弱。

研究区内还具备了地层圈闭和岩性圈闭发育的条件。在三叠纪末期,局部地区发生短暂的隆升[40],二叠系—三叠系顶部可见明显的剥蚀不整合,不整合面上覆含煤碎屑岩,可形成地层圈闭。早—中侏罗世,研究区重新开始接受沉积,在古地貌高的周缘,地层上超至二叠系—三叠系上,局部发育的砂体也可以形成地层圈闭或岩性圈闭。

4.3 有利勘探目标

阿姆河右岸深层中—下侏罗统烃源岩在早白垩世晚期整体进入生烃高峰阶段,天然气开始大量生成。此时盆地深层二叠系—三叠系顶界埋深普遍小于3000m,盆地模拟中—下侏罗统砂岩孔隙度可达10%~25%。具有基底古构造背景的低幅度构造圈闭和三叠系顶界的地层不整合圈闭可以充注成藏。随着地层埋深加大,深层砂岩储层趋于致密,现今砂体孔隙度普遍小于10%[38-39],部分的早期常规气藏也逐渐形成致密气藏[41-42]。古近纪—第四纪,研究区发生强烈的挤压作用,形成大型构造圈闭,天然气开始重新调整聚集,向构造高部位运移,或通过新生断层向上覆中—下侏罗统上段砂体或卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩运移[40]。新生代构造活动形成的断裂可以改善储层物性,但也破坏了早期气藏的保存条件。因此,凹陷带近源未被破坏的岩性圈闭、西部改造较弱的继承性构造圈闭和地层圈闭是有利的勘探目标。

通过深层烃源岩、储层和圈闭分布综合分析,西部坚基兹库尔凸起是最有利的勘探区带,中部别什肯特凹陷和东部西南吉萨尔逆冲带是次有利勘探区带,研究区具备大中型气田形成条件。

5 结论

阿姆河右岸烃源岩热演化史表明,中—下侏罗统煤系地层是主要的气源岩,古近纪已进入凝析油—湿气和干气生成阶段,该时期逆冲挤压运动促进了大型构造圈闭形成和油气的调整运移,盐膏岩盖层为盐下圈闭提供了良好的保存条件,从而在碳酸盐岩形成了多个大中型气田。碳酸盐岩大中型气田可划分为叠合台内滩气田、缓坡礁滩气藏群和东部逆冲构造缝洞型气田3类,其形成受到了基底古地貌、沉积环境和晚期构造运动共同影响。叠合台内滩气田和缓坡礁滩气藏群主要分布于基底古隆起上方,在碳酸盐岩沉积期间所处的沉积环境越高能,储量丰度越高。逆冲构造缝洞型气田分布于逆冲构造带,临近主控断层是天然气富集区。阿姆河右岸地区大中型气田的分布规律对盆地侏罗系勘探有重要意义,盆地中东部勘探程度较低的穆尔加勃坳陷是下步寻找大中型缓坡礁滩气藏群和逆冲构造缝洞型碳酸盐岩气田的有利区带,具有良好勘探前景。

阿姆河右岸深层中下侏罗统碎屑岩可形成自生自储成藏组合,广泛分布的分流河道砂体与煤层互层,具有近源富集的有利条件,大中型气田形成的主要风险在于储层和保存条件。中—下侏罗统在强烈压实作用下,中东部发育致密的砂岩储层,近源且断裂相对不发育的凹陷带具备致密气藏形成条件;西部隆起带砂岩因埋藏较浅,且后期背斜构造改造较弱,也是常规天然气田勘探有利区带。下一步需要开展深层碎屑岩有效储层形成条件与分布规律、圈闭保存条件的研究,预测规模有效储层的分布,明确喜马拉雅期逆冲挤压作用对深层天然气成藏的影响,优选有利的勘探目标。

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