滨里海盆地南部隆起带盐下成藏条件与主控因素分析

2018-06-22祝嗣安李建英陈洪涛胡永军徐晓星

石油地质与工程 2018年3期

祝嗣安，李建英，陈洪涛，胡永军，杨峰，徐晓星

（1．中国石油东方地球物理公司研究院大港分院，天津 300280; 2．中国石油渤海钻探工程有限公司泥浆技术服务公司）

滨里海盆地处于古东欧地台的东南，整体呈东西向椭圆形展布，长轴长约1 000 km，短轴宽约650 km，盆地面积约50×104km2，盆地主体位于哈萨克斯坦境内[1–4]。滨里海盆地油气资源丰富，盆地总可采储量为694.730×l08bbl油当量，其中石油储量为263.550×l08bbl，凝析油（气）地质储量为93.890×l08bbl，天然气地质储量为2 023.728×l08ft3，勘探潜力巨大[5–7]。

滨里海盆地主要分为北部及西北部断阶带、中央坳陷带、南部隆起带和东南坳陷带四个基本构造单元（图1）。南部隆起带是滨里海盆地油气资源最富集的区域，盐下碳酸盐岩是该区的主力产层。但南部隆起带盐下油气成藏条件复杂，储层孔渗低，油藏埋深大，而且地震基础资料分辨率低，大大增加了本区油气勘探的难度。本文通过对滨里海盆地南部隆起带油气藏的形成条件进行分析，探讨该区油气成藏的主控因素和富集规律，为后续的石油天然气勘探开发工作提供一定的参考。

图1 滨里海盆地构造单元划分 [8]

1 地质背景

南部隆起带位于滨里海盆地的南部，也称为阿斯特拉罕–阿克纠宾斯克隆起带，该隆起带西段呈近东西向，东段为北东–南西走向，其内部自西向东依次为北里海、库萨可夫、田吉兹、比尔克扎特、科斯克乌、扎纳诺尔、特梅尔等隆起[9–10]。南部隆起带紧邻中央坳陷带和东南部坳陷带两大排烃坳陷，区域构造位置十分有利。滨里海盆地勘探层系以二叠系孔谷阶盐岩层为界限，分成了盐下和盐上两大部分，主要目的层为石炭系的盐下海相地层，发育了碳酸盐岩和泥岩组合（图2），早古生代滨浅海相生物灰岩非常发育，碳酸盐岩台地持续沉积，形成了南部隆起带的早期雏形，而且在南部隆起带及其周缘生物礁广泛发育，为油气聚集成藏提供了良好的储集空间。

2 油气成藏条件分析

2.1 烃源条件

图2 研究区盐下地层综合柱状图

南部隆起带主要烃源岩为泥盆系–上石炭统巴什基尔阶灰岩及泥岩，具有较高的有机质丰度，为中等–好烃源岩。TOC含量为0.3%～8.4%，镜质体反射率（Ro）为0.8%～1.3%，有机质类型主要以Ⅰ和Ⅱ型为主，表明研究区盐下烃源岩处于成熟阶段（图3）。据已钻井资料表明，泥盆系和石炭系烃源岩沉积厚度大，有机质丰度相对较高，为优质烃源岩，生烃潜力大，为油气的大量生成提供很好的物质基础。除此之外，南部隆起带两翼的中央坳陷带和东南部坳陷带，烃源地层沉积厚度大，均具有良好的生烃能力，为南部隆起带提供了充足的油源。

2.2 储层特征

图3 南部隆起带地层埋藏史及烃源岩成熟度模拟

南部隆起带主力油气层为石炭系谢尔普霍夫阶、巴什基尔阶、格热尔阶及卡西莫夫阶，岩性主要为生物礁灰岩、生物碎屑灰岩、灰质白云岩等。储层的孔隙类型主要为溶蚀孔，呈圆形、椭圆形及不规则形。晚石炭世巴什基尔末期和格热尔末期，地层顶面古风化壳遭受了风化淋滤作用，形成了次生溶孔及裂缝并在后期得到较好的保存，碳酸盐岩岩溶作用最为强烈的地层主要集中在不整合面之下 120 m以内，孔隙度 6.0%～18.0%，平均孔隙度为 7.6%，可形成良好的储集空间[11–12]。另外在盐下发育的生物礁是研究区重要的油气储集体，南部隆起带的生物礁在中晚石炭世巴什基尔期和卡西莫夫期–格热尔期发育，主要集中在地势相对较高但平坦的碳酸盐台地上，已钻井揭示了本区生物礁厚度大、分布广，生物礁储层孔隙度和渗透率普遍较高，孔隙度可达23%，渗透率可达2 300×10-3μm2，揭示了生物礁良好的储集性能。礁体地震速度与围岩的岩石结构差异较大，地震资料中礁体的特征更为明显。生物礁内部地震反射特征通常较杂乱或反射相对较弱，甚至出现空白反射，是油气聚集的重要场所（图4）。

图4 南部隆起带生物礁地震反射特征

2.3 盖层条件

下二叠统孔谷阶盐岩层和下石炭统泥岩是滨里海盆地的区域性盖层。其中对盐下油气藏起到区域封盖作用的是孔谷阶盐岩层，但盐层地层厚度差异较大，甚至在局部可以形成盐窗，导致盐岩层不能成为盐下油气藏的直接盖层。对于南部隆起带，石炭系莫斯科阶和阿舍利阶为主要目的层的直接盖层，其中阿舍利阶主要为灰色泥岩、粉砂质泥岩和粉砂岩互层，莫斯科阶主要是泥岩、局部夹薄层灰岩。

3 盐下成藏模式及主控因素

3.1 油气成藏模式

滨里海盆地盐下层系主要有下生上储和自生自储两种成藏模式。其中上泥盆统烃源岩在早侏罗世开始进入排烃期，生成的油气向上垂直运移，在石炭系碳酸盐岩储层聚集并成藏，形成了下生上储成藏模式。除此之外，灰岩烃源岩排烃后，生成的油气近距离直接运移至其附近的碳酸盐岩储层及生物礁体内聚集成藏，形成了自生自储的成藏模式（图5）。

3.2 盐下成藏主控因素

3.2.1 良好的圈–源匹配关系是油气成藏的基础

图5 南部隆起带成藏模式

烃源条件是盆地油气形成的基础，烃源岩的发育程度决定了油气资源的规模和油气藏的分布、大小及数量。南部隆起区盐下发育了多套烃源岩，烃源地层沉积厚度大，且有机质类型好，丰度高，可提供充足油源，具有很好的生烃潜力[13–14]。晚泥盆世–二叠纪时期，南部隆起带盐下圈闭大量形成，二叠系之后，盐下主力烃源岩才开始进入排烃期，油气大量运移至盐下圈闭并聚集成藏，因此南部隆起带的圈–源匹配关系较为理想。

3.2.2 隆升的构造背景决定了油气运移优势指向区

滨里海盆地南部隆起带形成时间较早，从早石炭世维宪期开始发育，在隆起高部位发育碳酸盐台地和生物礁体，形成了最重要的油气储层[15–16]。大型生物礁建造和背斜构造是南部隆起带最主要的两种油气藏类型。在古构造背景上发育的背斜、断背斜是盐下层系主要的圈闭类型，其面积和幅度一般明显大于盐上圈闭。

3.2.3 礁滩相及储层发育情况控制着油气的富集

南部隆起带的油气聚集与生物礁和碳酸盐岩储层的规模、分布范围密切相关。南部隆起带的生物礁普遍具有较大的规模，而且礁体孔隙度大、物性好，有利于油气富集成藏[17]。南部隆起带高部位广泛发育生物礁和碳酸盐岩，为油气的富集提供了广阔的储集空间。此外后期的淋滤和溶蚀作用改善了上石炭统格热尔阶和巴什基尔阶顶部不整合面附近储层的物性，使其孔隙性和渗透性明显增强。

3.2.4 不整合面形成了有效的油气运移通道

南部隆起带的烃源岩在晚侏罗世之后进入成熟期，在晚白垩世之后开始大量运移和聚集。下生上储为南部隆起区重要的成藏模式，断裂的分布和区域不整合面等均影响着油气运移的方向。未断穿区域盖层且连接油源的断裂，是有效的油气垂向运移通道，同时也控制着南部隆起带的油气藏的分布。除此之外，由于长期遭受淋滤和溶蚀改造作用，不整合面附近的地层孔隙增大，形成了油气运移的良好通道，油气可沿着不整合面水平运移至构造高部位聚集成藏。