费尔干纳盆地油气资源潜力再认识

2015-07-02姜生玲张金川

石油地质与工程 2015年4期

关键词：古生界侏罗系生烃

姜生玲，李博，张金川

(1.中国华电集团清洁能源有限公司，北京 100160；2.中国地质大学(北京)能源学院)

费尔干纳盆地油气资源潜力再认识

姜生玲1，2，李博1，2，张金川2

(1.中国华电集团清洁能源有限公司，北京 100160；2.中国地质大学(北京)能源学院)

费尔干纳盆地位于特提斯北缘盆地群、中亚侏罗系巨型煤成气聚集带，该盆地分属乌兹别克斯坦、吉尔吉斯斯坦、塔吉克斯坦，油气资源丰富，勘探开发程度差别大，再分析研究表明该盆地仍具有较大油气资源增长和勘探开发潜力。

费尔干纳盆地；油气资源潜力；再认识

1 盆地概况

1.1 地质特征

费尔干纳盆地位于图兰地台(又称中亚地台)的东南部，图兰地台为海西期硬化的年轻地台，基底时代由加里东期(楚河盆地)至海西期，基底埋深2～12 km。

费尔干纳盆地位于天山褶皱系的西端，是中天山和南天山之间的山间盆地，呈SE-NW走向，近三角形，东西长约300 km，南北宽120 km，面积约38 000 km2，最大沉积厚度11 km[1]。

费尔干纳盆地为中亚地区的老采油区，该盆地中部属于乌兹别克斯坦东部，东端和西南端部分属于吉尔吉斯斯坦和塔吉克斯坦。费尔干纳盆地属于特提斯北缘盆地群[2]，也是中亚侏罗系巨型煤成气聚集带[3]，特提斯北缘盆地群是世界上重要的巨型天然气聚集区。

费尔干纳盆地具有古海湾和山间盆地背景，巨厚的沉积盖层为盆地提供了十分丰富的油源(图1)，至少发育古近系、白垩系及中下侏罗统含煤岩系3套公认的烃源岩。露头油气显示十分普遍，玛丽苏河至今仍可看到河边裂缝不断渗出的原油、被原油染黑的河岸和河边连片的原油。

图1 费尔干纳盆地结构图( 据文献[4]修改)

1.2 资源分布

费尔干纳盆地自上而下分布新近系、古近系、白垩系和中下侏罗统等四套储盖组合，其中侏罗系和白垩系主要产气，古近系碳酸盐岩及碎屑岩主要产油，新近系碎屑岩为次生油藏(Ⅰ、Ⅱ油层)[1]。储集层分布在古近系(Ⅲ-Ⅹ层油层)、白垩系(Ⅺ-ⅩⅩⅡ油层)、及中下侏罗统(ⅩⅩⅢ以下油层)。其中，古近系灰岩和砂岩储集层是主力含油气层系(石油储量占全区总储量的72%)，其次为白垩系和新近系含油气层系(石油储量占全区总储量的10%)，中下侏罗统砂岩为含气岩系(其储量占全区油气当量的8%)。油气藏类型以背斜、断块油气藏为主，岩性油气藏、沥青或地蜡遮挡形成的油气藏次之[1]。

目前费尔干纳盆地内共发现56个大小不一的油气田，20%分布于盆地北部的边缘构造带，80%的油气分布于南部构造带[4]。南部和东北部勘探程度相对较高，中部较低(图2)。

目前费尔干纳盆地内发现的油气田，主要集中在古近系、白垩系、侏罗系，以构造油气藏为主(图3)。

1.3 开发简况

费尔干纳盆地油气开采始于20世纪初，是中亚地区最老的油气开采区。

乌兹别克斯坦境内20世纪50-60年代年产油量稳定在近150×104t，直到战略转移到西西伯利亚之后油气产量明显下降至20×104t左右，直到前苏联解体。

吉尔吉斯斯坦1898年开始钻井，1903年第一口油井生产，1957年年产油量达到最高49×104t，后因战略转移油气产量下降，1991年前苏联解体后吉尔吉斯斯坦缺乏资金技术，大部分井处于低产、停产状态，2000年后年产油基本维持在(6～8)×104t，累计产油仅1 340.4×104t。

图2 费尔干纳盆地含油气田分布

图3 费尔干纳盆地南部地质剖面及主要目标发育部位

塔吉克斯坦北部油气区位于费尔干纳盆地西南部，1906年发现石油，1910年开采出原油，当年产石油8 000 t。1962年以前只有2个小油田，1962年首次发现大油田拉瓦特油田。接下来开发卡尼巴达木(1965)、阿依力坦(1967) 、北卡拉克齐库姆(1967) 、北卡尼巴达木(1970)、尼亚孜别克(1974)等一系列油田，形成了大油气区。

2 资源现状

2.1 烃源岩特征

费尔干纳盆地有三套烃源岩，为古近系海相泥岩、泥灰岩，上白垩统乌斯特里奇组区域海侵层和中下侏罗统湖湘、沼泽相泥页岩。盆地地温梯度为2.5～3.0 ℃/100 m，生油窗范围较宽。

古近系烃源岩深度分布范围大，其成熟度因深度而异，中-晚中新世成熟，并随埋深进一步演化。生油窗跨度较大，为2 500～6 000 m，温度95～200 ℃。镜质体反射率Ro为0.85%～1.15%，处于成熟生烃阶段。生烃率为4.84×104t/km2，烃转化率为5.4%，以产油为主(可达5%)(表1)。目前可能仍在生烃。

表1 费尔干纳盆地烃源岩特征

白垩系烃源岩在新近纪末成熟，并随埋深进一步生烃与演化，生烃率为(9.8～98)×104t/km2，其中液态部分达51.1×104t/km2。目前埋深在7 000 m以下，地层压力大于70 MPa，温度120～200 ℃，处于油气生成的过成熟阶段。

侏罗系烃源岩，早期成熟时埋深1 000～1 200 m，镜质体反射率Ro为0.58%～0.7%，中等成熟时埋深1 400～1 600 m，产气烃率为3%～4%，产液烃率为1%～2%，高成熟时原始埋深3 000～3 200 m，烃转化率5.75%，以产气为主。侏罗系烃源岩在白垩纪开始成熟，白垩纪晚期达到生烃高峰期，此时母岩埋深在1 200 m以下，中新世到上新世中期，进一步成熟。侏罗系烃源岩的生油窗深度2 400～3 300 m，温度95～130 ℃，生气窗2 800～4 000 m，温度110～160 ℃。

2.2 资源量现状

据统计，费尔干纳盆地目前探明石油5.74×108t，天然气1 359×108m3。其中，乌兹别克斯坦探明石油地质储量为1.64×108t，吉尔吉斯斯坦现有油气田全部集中在费尔干纳盆地周边，各级储量1.22×108t。

据乌兹别克斯坦文献资料，费尔干纳盆地总的资源量为31.76×108t，目前探明石油地质储量为1.64×108t，探明率很低，剩余资源量较大，仍有广阔的油气勘探开发前景。

吉尔吉斯斯坦预测资源量15.20 ×108t。塔吉克斯坦目前没有预测资源量数据，当地专家称应和吉尔吉斯斯坦大致相当。

以上储量及资源量基本局限于侏罗系以上地层。侏罗系存在大套煤系地层，也有大型煤矿，白垩系、古近系的海侵地层为费尔干纳盆地提供了丰富资源。费尔干纳盆地中央地堑带新生界中普遍发育超高压异常，其与构造挤压环境、快速沉降不均衡压实以及持续的生烃作用有关[6]。这种超高压环境对深层油气的生成、聚集成藏和高产产生了重要的影响。

综合研究认为，费尔干纳盆地三叠系也有资源潜力，但最大的资源潜力应在古生界。

3 油气资源潜力

3.1 地层结构

印度板块北推，塔拉斯-费尔干纳走滑断层的大规模走滑，中-新生代造山运动的强烈挤压，对盆地的发育起控制作用，盆地由拉分断陷逐步转化为边缘逆冲。

传统认识认为，费尔干纳盆地大地构造运动可划分为两个构造期：①下部为强烈褶皱的古生代火成岩和变质岩系，其上为过渡的上二叠统和三叠系充填箕状地堑的磨拉石建造。持续拉张沉降后覆盖了中生代和古近纪的稳定沉积岩；②上部为新近纪至今的造山阶段磨拉石建造。侏罗系为湖沼相、海相暗色泥岩、粉砂岩、煤层夹介壳灰岩与河流相杂色砾岩、砂岩、泥岩，总厚度1 500 m[4-7]，白垩系为砂泥岩层，总厚近500 m；古近纪为礁相的致密坚硬的石灰岩层，厚度不超过800 m；新近纪-第四系为巨厚的达6 000 m的磨拉石建造。

研究发现沉积盖层远不止是侏罗系以上的中、新生代地层。在盆地周边露头发现石炭系厚度1 500～2 000 m，灰岩、页岩发育；上二叠统为河流相、湖湘、沼泽相泥页岩、砂岩及含煤沉积；中下三叠统缺失，上三叠统为陆相杂色砾岩、砂岩、粉砂岩、砂泥岩、泥岩夹煤层，并填充在古生代基地凹陷中，厚度700 m。近年又在索河河谷发现有1 100 m中上石炭统地层不整合在泥盆系之上，其上层为500 m深灰色、黑色泥岩发育段，夹有少量砂岩、灰岩，灰岩含有大量腕足类和有孔虫，主要为河流相、湖相、沼泽相泥页岩、砂岩及煤层，也有海侵灰岩。石炭系-古近系的多次由西至东的海侵丰富了盆地的生烃物质。可以推想在盆地内部比盆地边缘露头的沉积地层层位可能要多，生烃岩厚度可能要大，生烃物质可能要好。

从费尔干纳盆地边缘的地震剖面分析，盆地沉积地层也可能比原来认识的多，地震剖面中并无明显的角度不整合，更没有强烈褶皱的基底显示，而且中生界底部以下的沉积厚度可能非常大。另有专家研究认为基底以上沉积地层无缺失。

再从盆地周边露头调查的寒武系到二叠系均发现大量液态油和沥青显示来看，盆地内部至少应该保留有更多的上、下古生界沉积地层。

3.2 古生界油气资源潜力

研究表明费尔干纳盆地受天山快速隆升影响，盆地快速沉积为盆地生烃创造了良好条件，而古生界烃源岩的发现大大增加了油气资源潜力。

石炭系-二叠系为河流相、湖相、沼泽相泥页岩、砂岩及含煤沉积，有机质含量丰富，且煤系地层发育，生气条件优越。部分探井的分散有机质和沥青质地球化学分析表明，有机质类型为腐泥型。野外地质调查在多条古生界剖面上从寒武系到二叠系发现大量液态油、沥青和石蜡显示。浅钻井也有油气显示，例如，20世纪70～80年代在琼科卡拉恰特尔水银矿床勘探时得到一系列饱和原油岩心和沥青的古生代含油建造，个别矿井中发现了油气流，于是得出了深部成烃的推断。

古生界可能存在第四套烃源岩且与高、低渗透层交互，有利于油气的形成和运聚[4]。

从盆地内部可能比盆地周边露头的上古生界巨厚沉积地层更厚和盆地内部可能比盆地边缘的露头的生烃能力更强的基本分析，可以推断上古生界生烃潜力巨大，可能大于现有的三套生烃层系。

下古生界海相灰岩生烃潜力则是下一步研究的问题。从周边资料来看，寒武系-二叠系的海陆相沉积地层厚度巨大。费尔干纳盆地在塔里木盆地西面，更靠近西面的古特提斯洋主体，海相沉积时间应长于塔里木盆地，一旦证实费尔干纳盆地内的下古生界海相灰岩有效生烃，费尔干纳盆地的油气资源将会有更大规模的突破。

综上所述，费尔干纳盆地古生界可能有远比已知的三套生烃层系更强更大的生烃能力。

3.3 勘探开发潜力

3.3.1 费尔干纳盆地油气高产潜力

费尔干纳盆地中央地堑带新生界中普遍发育超高压异常，主要目的层新近系埋深超过5 000 m,仍以液态烃产出，深层高孔高渗类砂岩储层是河道砂岩在超高压环境下未经正常压实形成的，表现为取心收获率低、生产过程中易出砂的特征；而低孔高渗类储层与高压形成的水力破裂裂缝有关[5]。中央地堑带主要目的层成藏系统以中新世为界划分为上部和下部系统，上部高产储层主要受河道砂岩和超高压控制，下部高产层主要受泻湖相的含石膏碳酸盐岩储层控制。

费尔干纳盆地中央和周边均不乏油气高产井，盆地北部曾经钻出过单井日产油2×104t的超高产井，费尔干纳盆地具有油气高产能力。

3.3.2 费尔干纳盆地形成大气田潜力

费尔干纳盆地位于贾承造院士提出的富气的特提斯构造带北缘盆地群[2]。据戴金星院士研究[3]煤成气大气田形成主控因素，指出若某一地区(圈闭)具有以上7个要素中的2个甚至更多的因素，则发现大气田的概率就高。费尔干纳盆地周边具有①发育在生气中心及其周缘；②古近系以来快速沉积导致的成藏期晚；③位于低气势区等7个要素中的前3个主控因素，因此具有发现大气田的优越条件。

3.3.3 费尔干纳盆地深层勘探开发潜力

费尔干纳盆地古生界地层应该是远景地层，山间出露岩性为礁相。费尔干纳盆地大部分地区古生界均有油气显示，阿拉什和阿拉玛什克的某些井里从古生界地层中获得油流，日产量10 t，并计算了储量。类比中国塔里木盆地塔河等古生界海相碳酸盐岩大油气田，古生界地层可以作为费尔干纳盆地最有价值的油气远景区。费尔干纳盆地最深部的古生界顶界深度达12 000 m，因此近期只能在盆地边缘地带进行钻探。