南图尔盖盆地天然气成藏规律与勘探潜力区初探

2022-01-11邓思哲张明军马文礼孔令洪

科学技术与工程 2021年35期

邓思哲，张明军，马文礼，孔令洪，尹微，蔡蕊

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249； 2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.中国石油国际勘探开发有限公司，北京 100034)

南图尔盖盆地油气勘探始于20世纪60年代，伴随Kumkol、Aryskum等油田的发现，盆地进入第一个储量增长高峰期，中石油2005年收购PK公司后，通过加强新区、新领域勘探技术攻关，在复杂断块、基岩潜山、扇体及新层系等多个领域取得重大发现，迎来了盆地第二个储量增长高峰期，并对盆地整体的油气分布规律有了一定认识[1-3]。南图尔盖盆地的勘探工作及相应的成藏规律研究，长期以来一直是以增加石油储量为目标，虽有几个规模较大的气顶发现，但由于气顶的形成与保存依赖于油藏，所以前人对该盆地油气成藏规律的研究，本质上是对石油成藏规律的研究[3-7]，其成果对独立成藏的气藏，将不再适用。

近几年，在盆地上侏罗统—下白垩统精细勘探的同时，通过兼探深层，揭示盆地中下侏罗统蕴藏丰富的天然气资源，主要为独立成藏的气藏，分布规律与油藏不同，前人尚未针对这些气藏的成藏规律开展系统性研究。相比油藏的分布，这些气藏大多分布于中下侏罗统，埋藏较深，构造沉积背景复杂，断裂系统发育，储层低渗、厚度薄、横向连续性差，不易形成规模较大的气藏，多以中小气藏群的形式在盆地局部集中分布，且以岩性地层气藏和复杂断块气藏为主，成藏规律十分复杂，勘探风险较高。

现首先基于前人成果，概述盆地区域地质背景；然后，以近几年南图尔盖盆地天然气勘探实践为基础，结合经典天然气成藏理论，首次从全盆地和有利含气区带两个尺度上，系统性地阐述南图尔盖盆地天然气成藏规律；最后，分析有利的天然气勘探靶区。研究成果将为下一步该盆地天然气勘探开发一体化工作部署提供可靠理论依据。

1 区域地质概况

南图尔盖盆地位于哈萨克斯坦中部，为海西期褶皱基底之上的中生代走滑裂谷盆地，中新生代共历经五个构造演化阶段，即初始张裂阶段、断陷发育阶段、断坳转换阶段、坳陷发育阶段和后期隆起阶段，最终形成了盆地现今“三隆四凹”的构造格局(图1)[1-2, 4,8-10]。盆地在侏罗纪沉积与沉降速率最大，白垩纪时期相对较低，不同时期的沉积沉降中心有所迁移，各凹陷均在白垩纪末达到最大埋深，新生代均遭受抬升剥蚀，具有“古埋深大于今埋深”的沉积埋藏特征[1]。

侏罗纪时期，盆地发育几个不连通的断陷湖盆，粗碎屑物质供给充足，期间遭受了两次大规模的水侵，使富含有机质的暗色泥岩得以广泛发育，且常含煤层；白垩纪早期盆地开始整体坳陷沉降，各凹陷相互连通并发育了盆地唯一的区域盖层；新生代盆地萎缩隆起，侏罗系和白垩系均遭受局部剥蚀[11-12]。盆地沉积相类型多样，发育特征及空间展布受构造沉积旋回控制，盆地断陷期围绕古隆起发育扇三角洲，断坳转换期以正常三角洲、扇三角洲及凸起斜坡部位的滩坝为主，坳陷期以辫状河三角洲、正常三角洲、河流为主，滨浅湖沿凹陷周缘发育，深湖-半深湖发育于凹陷中心地带[11-12]。

该盆地以发育砂岩储层为主，同时也发育碳酸盐储层和变质岩储层，储层类型丰富和储集物性较好是该盆地的主要特点[3]。盆地主要的油气田位于构造隆起部位，主力产层为上侏罗统-下白垩统的河流-三角洲沉积砂体，中下侏罗统是盆地目前主要的勘探层位[1, 8, 13]。该盆地有两个主要成藏期：侏罗纪末期，Aryskum和Akshabulak凹陷烃源岩达到生烃高峰，断层输导为主，发生第一次充注成藏；白垩纪末期，盆地主力烃源岩达到第二个生烃高峰，烃类大量排出，砂体、不整合面输导为主，呈现出第二次充注成藏[11]。

2 全盆地尺度天然气成藏规律

2.1 宏观构造演化控制着天然气在盆地内部的整体分布格局

宏观构造演化控制着天然气储集空间和聚集场所在盆内的空间分布。南土尔盖盆地的构造演化不仅形成了“三隆四凹”相间排列的构造格局，同时伴生了复杂的断裂系统，在各凹陷的内部及边缘均发育包括控凹断裂在内的各种类型断层，此外，构造演化还引发了盆地多期的水进-水退、构造抬升与构造反转，导致构造沉积环境复杂多变，形成了多种砂体、多期次不整合面及不同类型圈闭，从而创造了可供天然气大规模运聚成藏的储集空间和聚集场所。

宏观构造演化控制着天然气主要成藏期。白垩纪末构造抬升时期，对应于天然气大量生成期(图2)，同时构造活动使盆内断层不同程度活化，沟通砂体和不整合面，形成有效的天然气运移通道，促使天然气大规模运移，另外，盆地此时也形成了大量与构造反转相关的圈闭，与有效的输导体系相配合，共同促成天然气在白垩纪末的大规模成藏。

图2 南图尔盖盆地烃源岩演化模式Fig.2 Evolution model of source rocks in South Turgay Basin

盆地的宏观构造演化从空间和时间上控制着盆地天然气整体的分布格局，其中，又以生烃凹陷的构造演化对气藏分布控制作用最强，勘探实践表明，已发现的多数气藏分布于生烃凹陷内部的断裂发育区及其边部斜坡带。以Aryskum凹陷为例，构造作用使凹陷下侏罗统气源岩十分发育，同时使其内部发育大型走滑断层，并伴生有与构造反转相关的断背斜，为凹陷深部天然气向上垂向运移并聚集提供了很好的输导和圈闭条件，利于形成有利含气区带。

2.2 有效烃源岩分布、类型及成熟度控制着天然气在盆内的宏观展布范围

南土尔盖盆地包含Aryskum凹陷、Akshabulak凹陷、Sarylan凹陷、Bozingen凹陷共4个生烃凹陷，前人研究表明，各凹陷均发育下侏罗统(J1)、中侏罗统Doshan组(J2ds)及中侏罗统Karagansay组(J2kr)三套有效烃源岩，这三套烃源岩厚度大，有机质丰度高，热演化程度高，是全盆地油气成藏的物质基础，但各凹陷烃源岩厚度、类型及成熟度存在差异[3, 14-16]。

该盆地烃源岩类型包括湖相暗色泥岩与煤层两类，湖相泥岩全盆地广泛分布，在Aryskum凹陷沉积厚度最大，Akshabulak南次凹次之，煤层主要分布于盆地南部。干酪根类型以II2、III型干酪根为主，利于生气，II2型分布比较广泛，III型主要分布于盆地南部。干酪根基本处于低熟-过熟阶段，Aryskum凹陷烃源岩热演化程度最高，从镜质体反射率(Ro)来看，J1烃源岩Ro最高超过2.00%，J2ds烃源岩Ro以0.6%～0.8%为主，J2kr烃源岩Ro以0.5%～0.7%为主。Akshabulak凹陷三套烃源岩的热演化程度与Aryskum凹陷相近，Bozingen凹陷与Sarylan凹陷烃源岩热演化程度相对较低。结合盆地烃源岩演化史可知(图2)，Aryskum凹陷和Akshabulak南次凹J1烃源岩是盆地最主要的气源岩，Aryskum凹陷的生气量最大，约占了总生气量的60%，其次为Akshabulak南次凹，约占总生气量的40%，而目前发现的气藏也主要位于这两个地区。

对比烃源岩发育特征与已发现气藏的分布规律可知，对于整个盆地，有效烃源岩分布、类型及其热演化程度与天然气聚集成藏有较好的相关性，它们通过影响气源岩的生气规模，控制着气藏在盆内的宏观展布范围。Aryskum凹陷与Akshabulak南次凹正是由于J1有效烃源岩厚度大，热演化程度高，生气条件佳，使得这两个地区天然气富集程度高(图2)，目前在Aryskum凹陷西部斜坡带、Akshabulak南次凹复杂断裂带的天然气勘探发现验证了这一认识，而处于Aryskum凹陷和Akshabulak凹陷之间的Aksai隆起区，距两生烃凹陷相对较远，且该地区地层剥蚀严重，对于天然气来说，保存条件相对较差，以致难以在此独立成藏(图3)。

图3 南图尔盖盆地构造带类型与油气藏分布Fig.3 Tectonic belt types and oil and gas reservoir distribution in South Turgay Basin

2.3 盆地盖层发育情况是天然气大面积成藏并长期保存的基础

依据经典的天然气成藏理论，天然气分子直径小、重量轻、易扩散且扩散速率大，相对于油藏，天然气成藏对保存条件要求更高，所以，通常大气田的分布会受盆内盖层发育的严格控制[17-20]。

南图尔盖盆地在全盆地发育的下白垩统下Neocomian组(K1nc1)区域盖层，具有泥岩厚度大(超过80 m)、分布稳定的特点，是盆地内多种油气藏长期保存的必要条件[3, 11]，但要实现气藏的长期保存，在各生烃凹陷分布较稳定的盆地局部盖层则是另一个必要条件。

该盆地的局部盖层自上而下共4套：下侏罗统Doshan组(J2ds)上部、中侏罗统Karagansay组(J2kr)、上侏罗统Kumkol组(J3km)上部和上侏罗统Akshabulak组(J3ak)上部，这4套局部盖层配合K1nc1区域盖层构成的纵向保存条件，是南图尔盖盆地大面积分布的中小型气藏群在盆地演化过程中得以长期保存的基础。

2.4 构造带类型控制着盆地有利含气区带分布与气藏发育类型

南土尔盖盆地主要发育基岩隆起构造带、断裂型构造带、陡坡型构造带、缓坡型构造带及凹中隆构造带等5种类型。不同类型的构造带由于具备不同的成藏条件，发育的油气藏类型存在差异，有的更利于石油成藏，有的则更利于天然气成藏，于是构造带类型控制了盆地有利含气区带分布，也控制了气藏发育类型。目前勘探发现的气藏主要分布于断裂型构造带和缓坡型构造带(图3)。

在断裂型构造带，受走滑断裂及其派生断裂活动的控制，形成断裂带控制的有利含气区带。如Akshabulak南次凹复杂断裂带，早侏罗世的裂陷作用使凹陷气源岩十分发育，天然气可源内就近运移至砂体，形成自生自储的气藏，同时，伴随复杂的断裂系统及其派生的挤压、褶皱和抬升，不仅形成背斜、断层、鼻状构造等圈闭，而且促使大量的天然气向上运移，形成一系列与断层相关的气藏。

在缓坡型构造带，形成缓坡型岩性地层有利含气区带。例如，Aryskum凹陷西部斜坡带，受沉积构造条件控制，纵向上多套烃源岩与砂体相互叠置，横向上不整合面侧向疏导，有利于源内或源外气藏的发育，可以形成大面积含气的局面。

3 有利含气区带内天然气成藏规律

3.1 天然气以气藏群形式近生烃中心集中分布

对于气藏在有利含气区带内部的分布，通常又受生烃中心的进一步控制，目前发现的气藏多以气藏群形式近生烃中心集中分布(图4)。生烃强度是评价预测气藏的核心指标，该指标是烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型及成熟度的综合体现。生烃中心指生烃强度高值区，对于天然气成藏，生烃中心一般认为是生烃强度大于20×108m3/km2(气当量)的区域[17, 21-24]。生烃中心及其周缘不仅可以源源不断获得高丰度的气源供给，而且运移距离短，避免了天然气在长途运移中的大量散失，最利于天然气成藏。在盆地南部，不同于油藏分布，气藏在Aryskum凹陷南部、Akshabulak南次凹两个区域均以气藏群形式近生烃中心集中分布，生烃中心位置在有利含气区带内对天然气成藏有很强的控制作用。

图4 南图尔盖盆地生烃强度分布与气藏分布Fig. 4 Hydrocarbon generation intensity distribution and gas reservoir distribution in South Turgay Basin

3.2 沟通生烃中心的断裂系统控制着天然气运移方向和聚集部位

在有利含气区带内，断裂系统与生烃中心的配置关系是控制气藏分布的最主要因素之一，沟通生气中心的断裂系统控制着天然气的优势运移路径与聚集部位。近生气中心的断裂系统是深层天然气运移的主要通道，断陷期烃源岩生成的天然气可以沿断层、高渗透砂体等运移至上部层位聚集形成近源气藏，或者通过断层的连接作用就近运移聚集在中下侏罗统砂体中形成源储一体源内气藏。以Akshabulak南次凹为例，近生气中心的断裂系统对天然气聚集成藏的控制作用十分明显，目前该地区发现的主要气藏均沿近生烃中心断裂分布(图5)。

图5 Akshabulak南次凹生烃中心、断裂系统与气藏分布Fig.5 Distribution of hydrocarbon generation center, fault system and gas reservoirs in the southern sub-sag of Akshabulak

同时，自生烃中心延伸出的断裂系统沟通了不整合面和高渗透砂体，形成复合输导体系，在足够的生气强度下，可延长天然气的运移距离。在Aryskum凹陷北部，得益于J1烃源岩良好的供气能力，天然气通过“断层+高渗透砂体+不整合面”复合输导体系，运移至西部斜坡区高部位形成天然气聚集带，扩大了天然气分布范围。

3.3 局部位置的“岩性尖灭”或“断层遮挡”是天然气聚集保存的重要补充

对于有利含气区带局部的天然气成藏，岩性尖灭或断层遮挡成为了天然气聚集保存的重要补充，从目前的天然气勘探发现来看，多数气藏在纵向上受到盖层封闭的同时，侧向上通常会受到岩性尖灭或断层遮挡的控制，进一步限制天然气的逸散，形成了如岩性上倾尖灭气藏、断层遮挡气藏等类型的气藏。

根据经典的天然气成藏理论，生烃凹陷内部的断裂发育区及其边部斜坡带通常是天然气运聚的有利指向区，而局部构造高部位天然气最为富集，这些部位多以断层遮挡的近源气藏为主[18,25]。但在南图尔盖盆地，构造低部位或源内的天然气勘探也获得发现，在这些位置，岩性变化对天然气成藏及保存起到了重要的作用，尤其对于天然气源储一体的源内成藏，岩性变化对气藏的分布及发育规模具有明显的控制作用。

Akshabulak南次凹目前发现的气藏主要分布于J2kr和J2ds，以断背斜和断块气藏为主，断层遮挡对天然气成藏发挥了重要作用。例如，A3-A4井区发育断层遮挡气藏，上覆泥岩盖层的同时，得益于断层的侧向封堵，扩大了含气面积(图6)。

图6 Akshabulak南次凹连井油藏解剖Fig.6 Akshabulak southern sub-sag well section

3.4 有利含气区带内“源-运-储-保”合理配置关系是确定有利含气圈闭的关键

南图尔盖盆地天然气成藏的一般模式为：有效气源岩进入生排烃期后，天然气首先会就近运移至源内砂体形成源储一体岩性气藏；在断裂型构造带，天然气会继续沿通源断裂系，垂向运移至上部有利部位聚集成藏，这些部位在上覆泥岩盖层的同时，侧向上通常会受到断层封堵，多发育与断裂相关的构造气藏；在缓坡型构造带，自生烃中心延伸出的断裂系统沟通了不整合面和高渗透砂体，形成“断层+不整合面+砂体”复合输导体系，使天然气能够向缓坡区上倾方向侧向运移，形成以岩性地层气藏为主的聚集带，更进一步，在足够的供气强度下，天然气可能实现较远距离的运移，到达斜坡区的高部位聚集成藏(图7)。

图7 南图尔盖盆地天然气成藏模式图Fig.7 Natural gas accumulation model in the South Turgay Basin

因此，在天然气聚集带内部，气源条件、运移条件、储集条件及保存条件的合理配置，是确定有利含气圈闭位置的关键。首先，生烃中心的评价是分析的前提；其次，通过刻画自生烃中心延伸出的断裂系统，可把握天然气有利聚集部位；最后，开展基于目标的构造分析、储层预测与保存条件评价，可以有效提高含气圈闭勘探成功率。

4 天然气勘探潜力区

南图尔盖盆地的气源岩主要分布于Aryskum凹陷和Akshabulak南次凹，这两个凹陷的气源条件、运移条件、储层条件、保存条件及其相互配置关系对天然气成藏十分有利，两个凹陷的断裂型构造带和缓坡型构造带是天然气聚集成藏的最主要地区。综合分析表明，南图尔盖盆地天然气重点的勘探领域主要为断裂型构造带的复杂断块气藏和缓坡型构造带的岩性地层气藏。

4.1 Akshabulak南次凹的断裂型构造带

在南图尔盖盆地复杂的构造演化背景下，中侏罗世末、晚侏罗世末及新生代早期的三次走滑反转对天然气有利圈闭的发育控制作用最强，根据三期走滑反转断裂特征，总结出三种走滑反转断裂类型，分别是Aryskum凹陷Karatau大型走滑断裂带K2末期的高强度反转、Akshabulak南次凹多期中强度反转及Sarylan凹陷J3末期弱反转，分别形成了羽状排列、梳状排列、雁行排列的断裂系。其中，Akshabulak南次凹复杂断裂带靠近生烃中心，多期的走滑反转作用使得该地区发育大量利于天然气成藏的复杂断块圈闭，勘探结果证实，该地区天然气资源丰富、勘探潜力较大、钻井成功率高，是未来天然气精细勘探的有利区。

4.2 Aryskum凹陷西斜坡的缓坡型构造带

Aryskum凹陷在早侏罗世断陷期，不仅发育了盆地最主要的气源岩，同时在西部缓坡带发育各类扇体和三角洲，有利于发育岩性地层圈闭。目前在Aryskum西斜坡取得的一系列天然气勘探发现，以中下侏罗统岩性地层气藏为主，大多位于生烃中心附近或与沟通生烃中心的断裂系统相关，也有天然气通过断裂、高渗透砂体、不整合面组成的复合输导体系运移至斜坡高部位成藏。在Aryskum凹陷的西斜坡，沉积构造演化控制了层序、沉积相、断裂系统的发育特征，利于形成大量的岩性地层圈闭，在充足的气源供给下，这些地区具有天然气大面积成藏的潜力。