李浩武，童曉光，王建君，溫志新，張永軍

1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 海淀 100083 2.中國石油海外勘探開發(fā)公司，北京 西城 100034 3.中國石油集團(tuán)測井有限公司吐哈事業(yè)部，新疆 哈密 838202

阿曼盆地下古生界碎屑巖成藏組合地質(zhì)特征*

李浩武1，童曉光2，王建君1，溫志新1，張永軍3

1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 海淀 100083 2.中國石油海外勘探開發(fā)公司，北京 西城 100034 3.中國石油集團(tuán)測井有限公司吐哈事業(yè)部，新疆 哈密 838202

下古生界碎屑巖成藏組合是阿曼盆地最重要的天然氣成藏組合，寒武系—志留系Haima群儲(chǔ)層及上覆泥巖層構(gòu)成了基本的儲(chǔ)蓋組合，Huqf群烴源巖為最主要的供烴源巖。在系統(tǒng)解剖油氣成藏要素的基礎(chǔ)上，探討了不同次盆油氣成藏作用與過程，并分析了其勘探潛力與風(fēng)險(xiǎn)。在Ghaba次盆主體部位，Huqf群烴源巖現(xiàn)今以生氣為主，深埋升溫裂解而成的焦瀝青多充填了早期圈閉孔隙空間，應(yīng)關(guān)注白堊紀(jì)之后形成的新圈閉；受中央古隆起阻隔，Ghaba次盆東翼圈閉充注有效性差。南阿曼次盆中部，厚層Ara鹽巖阻隔油氣垂向運(yùn)移至淺層Haima群中，圈閉有效性偏差。南阿曼次盆東翼，Ara鹽層被持續(xù)溶解后，釋放出鹽內(nèi)和鹽下圈閉中先期聚集的原油，可重新聚集成藏，原油勘探的風(fēng)險(xiǎn)較小。

下古生界成藏組合；Huqf烴源巖；Haima群儲(chǔ)層；油氣成藏；阿曼盆地

李浩武，童曉光，王建君，等．阿曼盆地下古生界碎屑巖成藏組合地質(zhì)特征[J]．西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2014，36（6）：47–59．

Li Haowu,Tong Xiaoguang,Wang Jianjun,et al．The Geological Characteristics and Hydrocarbon Accumulation Model of the Lower Paleozoic Clastic Play，Oman Basin，Middle East[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（6）：47–59．

引言

阿曼盆地位于阿拉伯板塊南部，其絕大部分位于阿曼境內(nèi)，向南延伸至也門，向北延伸至阿聯(lián)酋和伊朗，總面積約為23×104km2。根據(jù)鹽盆的分布特征，阿曼盆地可劃分為3個(gè)次級(jí)盆地，即Fahud鹽盆、Ghaba鹽盆和南阿曼鹽盆（圖1），且均為裂谷盆地，是前寒武—早寒武世（約600～540 Ma）時(shí)橫穿阿拉伯地盾伸展作用的產(chǎn)物[1-2]。

阿曼盆地具有豐富的油氣資源，目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的油氣基本都集中于3個(gè)次盆周邊。阿曼盆地寒武系下部以碳酸鹽巖為主，中部發(fā)育 Ara組鹽層，上寒武統(tǒng)至奧陶系主要為碎屑巖，區(qū)域缺失志留系上段、泥盆系和石炭系下段（圖2）。下古生界成藏組合為阿曼盆地非常重要的天然氣成藏組合，其原油和凝析油2P可采儲(chǔ)量為1 072.5×106bbl（1 bbl=0.14 t），天然氣2P可采儲(chǔ)量為34.2 Tcf（9 684×108m3）[3]，占阿曼盆地天然氣總儲(chǔ)量的51%。主要的儲(chǔ)層段為寒武—志留系Haima群內(nèi)的Amin組、Mahwis組和Barik砂巖段等。

圖1 阿曼盆地主要構(gòu)造格架與下古生界油氣田分布（構(gòu)造底圖據(jù)文獻(xiàn)[1-2]）Fig.1 Structure outline and the oil&gas fields of Paleozoic play of Oman Basin

圖2 阿曼盆地古生界綜合柱狀圖（據(jù)文獻(xiàn)[1]，修改）Fig.2 Stratigraphic chart of Oman Basin

1 區(qū)域地質(zhì)特征

阿曼位于阿拉伯板塊的南部邊緣，臨近伊朗和非洲板塊，因此板塊的運(yùn)動(dòng)對阿曼影響較大，形成了比較復(fù)雜的構(gòu)造、沉積和埋藏歷史[4-8]。阿曼南部的亞丁灣分離帶為其南部邊界，Masirah轉(zhuǎn)換斷層帶和Owen斷裂帶構(gòu)成了其東部邊界，北部邊界為Zagros–Makran板塊匯聚邊緣，擠壓作用形成了阿曼山，已在阿曼東部邊緣的井中或沿Huqf–Haushi隆起露頭區(qū)發(fā)現(xiàn)前寒武變質(zhì)/火成巖基底（圖1）。

阿曼盆地的構(gòu)造演化比較復(fù)雜，大致可劃分為7個(gè)階段[2]，即：（1）前寒武為造山運(yùn)動(dòng)階段（930～654 Ma）；（2）前寒武至寒武紀(jì)為早期裂谷階段（654～550 Ma）；（3）寒武紀(jì)早期至泥盆紀(jì)為早期拗陷階段（550～404 Ma）；（4）早泥盆世至晚石炭世早期為前陸階段（404～310 Ma）；（5）晚石炭世早期至中三疊世為拗陷階段（310～230 Ma）；（6）中三疊世至晚白堊世早期為被動(dòng)邊緣階段（230～91 Ma）；（7）晚白堊世早期至今為擠壓和前陸階段（91～0 Ma）。構(gòu)造演化的復(fù)雜性，決定了盆地內(nèi)沉積地層、油氣生成和聚集保存的復(fù)雜性。

2 烴源巖

Huqf群烴源巖是阿曼盆地非常重要的烴源巖，分布面積廣泛，幾乎遍布整個(gè)阿曼盆地。其富含藻類、細(xì)菌和藍(lán)藻細(xì)菌，屬于I型和II型干酪根[1，9]。Huqf群高的有機(jī)質(zhì)含量主要與廣泛分布的缺氧環(huán)境和快速埋藏有關(guān)，油氣生成主要發(fā)生在早期白云巖化作用之后，但要早于硅質(zhì)交代作用[2]。

Huqf群烴源巖主要由有機(jī)質(zhì)含量豐富的Shuram和 Buah組構(gòu)成（圖 2）。Shuram組以泥巖為主，含碳酸鹽巖夾層，其厚度在 450 m左右，分布廣泛。 TOC平均含量為 2%，氫指數(shù)200～600 mg（/g·TOC）。Buah組碳酸鹽巖TOC平均含量 2%，以 II型干酪根為主，氫指數(shù) 300～600 mg（/g·TOC）[1-2，10-11]。高的有機(jī)質(zhì)產(chǎn)率主要與廣泛發(fā)育的缺氧環(huán)境和快速埋藏有關(guān)。

源自Huqf群的石油總體上具有C29甾烷含量高（大于50%）、C27甾烷含量低的特點(diǎn)，不同母質(zhì)來源的原油可通過碳同位素和C27甾烷百分含量交會(huì)圖進(jìn)行有效區(qū)分（圖3）。阿曼北部源自Huqf群烴源巖的原油δ13C含量為–31‰～–35‰，C27甾烷的含量在45%～50%，而阿曼南部源自Huqf群烴源巖的原油δ13C含量在–35‰～–37‰，C27甾烷的含量小于25%（圖3）[12-13]。Huqf型原油硫含量高（1.5%～2.0%），且其含“X”型支鏈烷烴，巖芯分析也顯示出同樣的特點(diǎn)[14]。

圖3 阿曼盆地不同烴源巖的地化特征[13]Fig.3 Geochemical characteristics of different source rocks，Oman Basin

以Huqf群為主要烴源巖的油氣田遍布于整個(gè)阿曼盆地，在阿曼盆地北部以氣田為主，南部以油田為主。Huqf群烴源巖不僅為阿曼南部下古生界成藏組合供給了油氣，中生界碎屑巖產(chǎn)層中的原油大部分也源自于Huqf群源巖[1]；在阿曼北部，Huqf群中的Shuram組是石炭—二疊系Haushi群儲(chǔ)層的最主要烴源巖[10]。

3 儲(chǔ) 層

下古生界成藏組合的油氣主要集中于寒武—奧陶系Haima群中，物性較好的砂巖儲(chǔ)層在Haima群的各個(gè)層段均有發(fā)育[9，15]，重要的儲(chǔ)層包括Amin組、Mahwis組（阿曼北部過渡為Miqrat組）及Barik段（圖2）。Haima群成藏組合大多數(shù)油氣田分布于阿曼盆地北部的Fahud鹽盆和Ghaba鹽盆，在南阿曼次盆，主要集中于盆地的東部斜坡（圖1）。

3.1 Amin組砂巖

Amin組主要為具交錯(cuò)層理的潔凈石英質(zhì)砂巖，大多為風(fēng)成沙丘和沙丘間沉積[14]，河流相沉積居次要地位。其在整個(gè)阿曼盆地廣泛分布，區(qū)域上厚度波動(dòng)較大，為50～1 500 m。Amin組砂巖儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，儲(chǔ)層以含膠結(jié)的障積巖為特征，可以劃分出兩個(gè)夾層：（1）儲(chǔ)層頂部的夾層，主要由早期成巖作用形成；（2）油水界面附近的夾層，主要受原油生物降解作用形成。

Amin組儲(chǔ)層物性條件非常優(yōu)越，孔隙度平均為28%[16]，滲透率為500～5 000 mD，在局部地區(qū)，滲透率甚至可達(dá)到9 000 mD，總體而言，滲透率主要由粒度大小而非孔隙度決定[17]。在Nimr油田，盡管孔隙度分布在油田范圍內(nèi)基本呈連續(xù)狀態(tài)，但由于顆粒大小和喉道大小變化，使原始含油飽和度變化較大，為70%～85%。

3.2 Mahwis組砂巖

Mahwis組是南阿曼次盆的重要儲(chǔ)集層段，其與下伏的Amin組呈不整合接觸狀態(tài)，在阿曼北部逐漸過渡至Miqrat組。Mahwis組主要由25～50 m厚向上變細(xì)的沖積扇層序構(gòu)成，含層間膠結(jié)物和少量（10%～15%）層間頁巖，部分層段發(fā)育膠結(jié)程度很高的薄砂層。小尺度的（0.3～2.0 m）巖芯觀察，也可明顯分辨出向上變細(xì)的微層序[17]。Mahwis組沉積環(huán)境為沖積扇遠(yuǎn)端、砂坪和河漫灘（圖4）[14]。在Stanistreet和McCarthy[18]的分類體系中，此類沖積扇被定義為辮狀河沖積扇。

圖4 南阿曼鹽盆東緣Mahwis組沉積模式圖（據(jù)文獻(xiàn)[14]，修改）Fig.4 Sedimentary pattern of the Mahwis Formation in the east flank of south Oman Sub Basin

Mahwis組儲(chǔ)層性能優(yōu)越，孔隙度為25%～30%，滲透率普遍在50～1 000 mD，最大可達(dá)2 000 mD，垂向滲透率和水平滲透率的比值比較低，為0.15～0.20。鉆井和測試資料表明，在Mahwis組儲(chǔ)層中，砂巖粒度越細(xì)，產(chǎn)量總體越低。一些高產(chǎn)井主要靠粒度較大、滲透率更高的儲(chǔ)層來維持產(chǎn)能，但卻留下大量的殘余未驅(qū)油[19]。Mahwis組巖屑和成巖作用形成的黏土含量較高，束縛水含量高，原始含水飽和度也較高。因此，在平均含水飽和度達(dá)到50%～60%時(shí)，仍能產(chǎn)出無水原油[17]。

3.3 Barik砂巖段

Barik段砂巖段位于Haima超群的中段（圖2），為Sail Rawl、Makarem及Sail Nihayda等大型油氣田的主力產(chǎn)層。在Saih Rawl氣田，Barik段典型厚度為210～220 m，主要由砂巖、泥巖和異粒巖互層組成，可劃分為河道砂、層狀砂、泥巖、薩布哈和異粒巖5種巖相，大多數(shù)異粒巖厚度在2～5 m，但是平面展布的范圍較大[11，20]。區(qū)域上來講，Barik砂巖段主要由辮狀三角洲朵葉相互疊置形成（圖5）[20]，朵葉之間被海泛沉積所分隔。三角洲朵頁具有大型交錯(cuò)層理結(jié)構(gòu)，疊置的砂體顯示出分流河道和河口壩不同程度受海洋/潮汐作用影響的特征。異粒巖的存在反映了海進(jìn)事件和邊緣海環(huán)境，即潮間—潮上帶或?yàn)a湖—廣海環(huán)境，異粒巖中大量的硬石膏膠結(jié)物的存在，表明可能還存在薩布哈環(huán)境（圖5）。

圖5 阿曼北部Mahatt Humaid群沉積模式圖，Barik段砂巖主要沉積于辮狀河三角洲[20]Fig.5 Sedimentary pattern of Mahatt Humaid Group in the northern Oman，the Barik sandstone was deposited in braided river delta

在Saih Rawl氣田，Barik段儲(chǔ)層可劃分為8個(gè)主要流動(dòng)單元，單個(gè)流動(dòng)單元厚度在10～25 m。8個(gè)異粒巖段平面分布范圍較廣，在Barik油田可以連續(xù)橫向追蹤30 km，構(gòu)成了流體垂向流動(dòng)的重要屏障。但由于這些異粒巖厚度一般都很小，且局部被河道所侵蝕，使相互孤立的儲(chǔ)層單元垂向上可發(fā)生連通，同時(shí)，地震上難以識(shí)別的小尺度斷層為流體的垂向流動(dòng)提供了通道[1]。

Barik砂巖段的非均質(zhì)性較強(qiáng)，鄰井物性變化較大[21]。孔隙度通常為8%～10%，滲透率為1～12mD，局部地區(qū)可以達(dá)到20 mD。異粒巖平均水平滲透率為1～5 mD，而垂向滲透率接近于零[22]。成巖作用對儲(chǔ)層質(zhì)量有很大影響，成巖作用包括壓實(shí)、石英次生加大及白云巖膠結(jié)[1-2]。

4 蓋 層

阿曼盆地下古生界成藏組合的區(qū)域性蓋層主要有Miqrat組泥巖段、Al Bashair組泥巖段和Mabrouk組泥巖，分別為下伏Amin組、Miqrat組（阿曼南部為Mahwis組）和Barik段砂巖儲(chǔ)層的區(qū)域性蓋層（圖6）[11]。

在Saih Rawl油田，Miqrat組總體沉積于干鹽湖環(huán)境，僅在洪期沉積少量砂巖，多數(shù)地區(qū)呈下部泥多，上部砂多的格局，總厚度約為250 m，能為下伏的Amin組儲(chǔ)層提供良好的封蓋作用。在Miqrat組的頂部和底部可識(shí)別出區(qū)域性的上超界面，在Fahud鹽盆地，Miqrat組被Al Bashair不整合廣泛削截和剝蝕[2]。

Al Bashair組上段以大套泥巖為主，下段大體上呈砂泥巖互層結(jié)構(gòu)，含薄層灰?guī)r夾層。在Saih Rawl油田，Al Bashair組總厚度約為270 m，其中上部淺海相純泥巖段厚度為120 m，向上則過渡為進(jìn)積三角洲環(huán)境的Barik砂巖段。下段主要以淺海相沉積為主，總體上處于進(jìn)積環(huán)境[20]。

Mabrouk組為大套的泥巖，沉積于最大海泛面時(shí)期，在Saih Rawl氣田厚度可達(dá)170 m，為Barik砂巖段的良好蓋層[20]。這幾套蓋層總體上平面展布的范圍較廣，厚度較大，在NW—SE方向展布空間大于100 km，且都呈現(xiàn)出向NW方向減薄的特征。

圖6 過Khazzan氣田和Saih Rawl氣田油氣聚集剖面，顯示儲(chǔ)層橫向變化特征[11]Fig.6 Cross section through Khazzan and Sail Rawl Gas Field，display the lateral variation of reservoir characteristics

5 圈 閉

阿曼盆地形成的圈閉大部分為構(gòu)造圈閉，且主要與Ara組鹽層的活動(dòng)有關(guān)[1-2]。少量背斜圈閉的完整性未受破壞，絕大部分鹽構(gòu)造圈閉都經(jīng)受了斷層和裂縫的改造，進(jìn)一步復(fù)雜化，鹽成背斜和隆起被背斜頂部的塌陷裂縫改造為斷塊。

寒武—奧陶紀(jì)泛非運(yùn)動(dòng)結(jié)束時(shí)，發(fā)生大規(guī)模構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，Ara組鹽巖在先期裂谷盆地的基礎(chǔ)上廣泛活動(dòng)，形成10～15 km間距分布的鹽穹窿，盆形可容空間內(nèi)沉積了豆莢狀的Haima群，部分鹽隆較高的部位未接受沉積，始終處于暴露狀態(tài)（圖7b）。由于后期地表與地下水對鹽層的持續(xù)溶解作用，造成鹽層不斷流失，Haima群邊緣由于重力作用而下陷，形成一系列龜背構(gòu)造（圖7a）。同時(shí)，晚石炭世的擠壓作用可能在圈閉形成過程中起到了一定的輔助作用。

6 成藏作用與過程

6.1 Ghaba鹽盆

阿曼北部Huqf群烴源巖成熟度變化較大，鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.60%～4.00%[10，23-24]。Visser W[24]通過對Saih Rawl油田的盆地模擬（圖8），認(rèn)為Ghaba鹽盆地?zé)N類生成時(shí)間總體較早，約520 Ma時(shí)，Huqf群頂部埋深已達(dá)2 400 m，Ro為0.62%，已進(jìn)入成熟生油窗。而此時(shí)Huqf群底面埋深已經(jīng)達(dá)到4 400 m，Ro為1.20%，進(jìn)入生油的中后期。至志留紀(jì)末期，Huqf群已全面進(jìn)入生氣階段，最頂部Ro值約為1.50%，下段底部烴源巖Ro已超過2.40%，達(dá)到過成熟階段。推測在盆地深部，進(jìn)入生氣階段的時(shí)間更早。

圖7 阿曼盆地鹽相關(guān)圈閉形成模式圖（據(jù)文獻(xiàn)[13]，修改）Fig.7 The formation model of the salt related traps，Oman Basin

從Huqf群中段烴源巖瞬時(shí)排烴曲線可以看出（圖8a），瞬時(shí)排烴高峰約555～515 Ma，此時(shí)累計(jì)排烴量增長速度最快。至奧陶紀(jì)早期（約485 Ma），累計(jì)排烴量已幾乎達(dá)到最大，在后期漫長的地質(zhì)歷史中，基本再未出現(xiàn)明顯的排烴高峰，累計(jì)排烴量也未有明顯變化。

位于Ghaba鹽盆地的翼部的Huqf群烴源巖，在古生代晚期至中生代早期達(dá)到成熟生氣階段，生成的天然氣運(yùn)移至盆地西緣的Haima群構(gòu)造中。而Ghaba鹽盆中部深層的鹽活動(dòng)限制了西側(cè)翼部的天然氣穿越盆地進(jìn)入東側(cè)翼部的圈閉中。

Huqf群烴源巖的分布主要與Ara組鹽層的分布有關(guān)（鹽下、鹽內(nèi)、鹽上）[1]。同時(shí)，Ara組鹽層的活動(dòng)對儲(chǔ)層內(nèi)烴類的運(yùn)移和充注也起到了相當(dāng)關(guān)鍵的作用。Borgomano J R F等[25]通過對Ghaba鹽盆的模擬發(fā)現(xiàn)，Huqf群烴源巖初始生成的石油在圈閉中聚集之后，后期深埋作用生成的天然氣又對先存的原油聚集發(fā)生了沖洗驅(qū)替作用。

在Ghaba次盆的北部，古生代中期的侵蝕隆升使先期聚集的原油受到大氣降水的生物降解，在晚古生代前，就已形成瀝青砂。在白堊紀(jì)晚期之后，由于阿曼北部造山作用的影響，油氣運(yùn)移受到極大影響。現(xiàn)今油氣類型分布顯示出Huqf群原油主要形成于Fahud鹽盆地的北部，最初沿著前陸盆地的前緣隆起運(yùn)移。此前緣隆起橫穿Fahud鹽盆地發(fā)育，因盆地東翼的隆升和Ghaba鹽盆地的反轉(zhuǎn)，造成了前陸盆地的沉積中心向西北方向遷移。

6.2 Fahud鹽盆

寒武紀(jì)末期（約500 Ma），F(xiàn)ahud鹽盆地Huqf群中段烴源巖埋深已超2 000 m，進(jìn)入成熟的早期階段，至奧陶紀(jì)晚期（約450 Ma）時(shí)，Huqf群中段底部埋深已經(jīng)達(dá)到3 000 m，開始進(jìn)入成熟生油窗（圖8b）。排烴曲線呈現(xiàn)出平緩上升的態(tài)勢，此階段，Huqf群中段烴源巖累計(jì)排烴量占總排烴量的40%，屬于較為重要的生烴階段（圖8）。

圖8 Ghaba鹽盆和Fahud鹽盆埋藏史（據(jù)文獻(xiàn)[1]，修改）Fig.8 The burial history of Ghaba and Fahud Salt Basin

Haima群沉積之后，受區(qū)域性隆升的影響，未接受沉積，烴源巖埋藏深度不再增加，抬升過程一直持續(xù)至石炭紀(jì)晚期（圖2）。石炭紀(jì)晚期至三疊紀(jì)早期屬于快速沉積階段，烴源巖埋藏深度持續(xù)增大，快速演化。此階段為Huqf群中段烴源巖主力排烴階段，占?xì)v史總排烴量的55%。在后期演化歷史中，生成和排出的烴總量較小，占總量的5%左右。

Haima群沉積時(shí)，Huqf群上段烴源巖由于埋藏深度小，演化程度低，生成的烴類數(shù)量相對有限。二疊紀(jì)末—三疊紀(jì)初，累計(jì)排烴量占總排烴量的25%。之后進(jìn)入平緩生排烴階段，直至白堊紀(jì)晚期，總排烴量才總體保持穩(wěn)定，基本不再增加。

6.3 南阿曼鹽盆

磷灰石裂變徑跡表明，在Haima群沉積時(shí)，南阿曼鹽盆中心已達(dá)到最大埋藏溫度。在隨后的地質(zhì)歷史中，由于埋深增加有限，盆地中心烴源巖成熟度基本不再變化，因此僅存在一個(gè)生油高峰。但盆地東翼在后期埋藏深度有所增加，仍可作為有效的生油區(qū)（圖9）。

圖9 阿曼盆地寒武系烴源巖不同時(shí)期成熟生烴區(qū)展布及Ara組鹽層邊界變遷（據(jù)文獻(xiàn)[10]，修改）Fig.9 Generation and migration histories together with the paleo-Ara salt edge position，Oman Basin

由于厚層Ara組鹽層的良好封蓋作用，烴類很少能發(fā)生垂向運(yùn)移，Haima群沉積期間生成的原油主要聚集于Ara組鹽下及鹽間構(gòu)造圈閉中，而Ara組鹽層的原始展布范圍可能完全覆蓋整個(gè)南阿曼鹽盆的東翼。在志留紀(jì)早期之后的地質(zhì)歷史中，地下水和地表水對Ara組鹽層持續(xù)溶解，Ara鹽層邊界不斷向西部盆地中心遷移（圖9），以Ara組鹽層為蓋層的聚油圈閉有效性遭受破壞，造成原油的調(diào)整運(yùn)移和散失。

總體來講，Huqf群烴源巖生成的油氣要進(jìn)入Haima群圈閉中，普遍都要經(jīng)過較大距離的垂向運(yùn)移，垂向運(yùn)移距離在很多地區(qū)超過2 000 m（圖10）。斷層在油氣的垂向運(yùn)移過程中發(fā)揮了重要的作用，尤其是在Ara鹽層大面積分布的區(qū)域，Huqf群烴源巖無法與儲(chǔ)層直接垂向接觸，只有斷層斷穿Ara組鹽層，使源巖與儲(chǔ)層相連通，才能發(fā)生成藏作用。

圖10 Huqf群烴源巖相關(guān)古生界成藏組合油氣運(yùn)移模式圖Fig.10 The migration model of the hydrocarbons in Huqf source rock and Paleozoic play

水平運(yùn)移在Huqf群烴源巖相關(guān)的古生界成藏組合中也發(fā)揮了一定的作用。在下寒武統(tǒng)Ara鹽層連續(xù)分布、且斷層發(fā)育較少或斷層無法有效溝通Huqf組烴源巖與古生界及以上的儲(chǔ)層時(shí)，油氣的水平運(yùn)移將占主導(dǎo)地位。油氣可能首先長距離向上傾方向側(cè)向運(yùn)移，到達(dá)Ara鹽層溶蝕缺失或遭受斷層破壞的部位，再垂向運(yùn)移進(jìn)入淺層古生界圈閉中。

7 勘探潛力與風(fēng)險(xiǎn)

Ghaba次盆深部油氣生成與圈閉充注的時(shí)間較早。在Haima群沉積之后的隆升剝蝕事件中，一些業(yè)已形成的原油聚集遭受生物降解，轉(zhuǎn)變?yōu)闉r青砂。自白堊世晚期起，由于地層的溫度較高，儲(chǔ)層空間中的瀝青裂解轉(zhuǎn)變?yōu)榻篂r青，早期構(gòu)造圈閉中的儲(chǔ)層物性遭受嚴(yán)重破壞。因此，現(xiàn)今勘探應(yīng)主要關(guān)注白堊紀(jì)晚期之后形成的圈閉，以降低儲(chǔ)層物性的風(fēng)險(xiǎn)。但在中生代時(shí)，阿曼盆地為被動(dòng)邊緣發(fā)育階段，構(gòu)造圈閉發(fā)育普遍較為缺乏，使中生代晚期至白堊紀(jì)期間普遍處于油氣逸散狀態(tài)。

Ghaba鹽盆東部的Haima群成藏組合亦存在一定的風(fēng)險(xiǎn)。由于次盆深層存在一個(gè)南北向展布的大型古隆起，自西向東的油氣運(yùn)移容易被其所阻隔，背斜東翼的Haima群地層不易接受油氣充注。迄今為止，Ghaba鹽盆軸部以東的油氣發(fā)現(xiàn)全部都位于Haima群之上的地層中。二疊系Gharif組和白堊系Shuaiba組良好的構(gòu)造和儲(chǔ)蓋組合條件允許烴類進(jìn)行較長距離的側(cè)向運(yùn)移，蓋層的完整性僅在局部地區(qū)受刺穿性鹽丘的影響。

南阿曼次盆深部由于厚層Ara鹽的阻隔作用，使得烴類很難垂向運(yùn)移進(jìn)入淺部儲(chǔ)層中，加之其一直處于構(gòu)造低部位，油氣無法側(cè)向“倒灌”，因此Haima群圈閉很有可能屬于無效圈閉，風(fēng)險(xiǎn)較大。

而南阿曼次盆東翼，原油成藏的風(fēng)險(xiǎn)較小，天然氣成藏的風(fēng)險(xiǎn)較大。由于Ara組鹽巖被地下水持續(xù)溶解，其邊界不斷向盆地西部遷移，Ara組鹽內(nèi)碳酸鹽巖和砂巖夾層中釋放出的原油可調(diào)整至盆地東翼圈閉中，不同時(shí)期鹽巖的溶解邊界控制著東翼圈閉原油的充注時(shí)間。同時(shí)，盆地東翼的Huqf群烴源巖現(xiàn)今仍處于成熟生油階段，也可提供部分油氣來源。由于天然氣對蓋層的封蓋性要求更加嚴(yán)格，可能在Ara組鹽層的溶解過程中，大部分已經(jīng)逸散，因此很難形成規(guī)模性的天然氣聚集。

8 結(jié) 論

（1）阿曼盆地下古生界成藏組合具有良好的油氣成藏條件。寒武系Huqf群為最主要的烴源巖，具有分布面積廣，生烴量大的特點(diǎn)，為油氣的富集奠定了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。Amin組砂巖、Mahwis組砂巖及Barik組砂巖段儲(chǔ)層物性好，上覆泥巖蓋層的封堵能力較強(qiáng)，儲(chǔ)蓋組合條件有利。

（2）Ghaba次盆Huqf群烴源巖成熟生烴早，在Haima群沉積時(shí)，即已達(dá)到成熟生油階段。奧陶紀(jì)早期之后，烴源巖排烴量已經(jīng)基本不發(fā)生變化，后期潛力較小。Fahud次盆Huqf群上段的烴源巖存在奧陶紀(jì)晚期和二疊紀(jì)晚期兩個(gè)排油高峰及白堊紀(jì)中期的排氣高峰；南阿曼次盆在Haima群沉積時(shí)，已達(dá)到歷史最高溫度，隨后盆地中心生烴基本中止，而盆地東翼后期仍處于成熟生油窗內(nèi)，可提供部分油氣來源。

（3）源自Huqf群烴源巖的油氣在Ara組鹽層遭受斷層破壞、流動(dòng)或溶解缺失的部位可垂向運(yùn)移至淺層的Haima群構(gòu)造圈閉中，而阿曼盆地的圈閉形成主要與Ara組鹽層的后期溶解和流動(dòng)作用有關(guān)。在Ara組鹽層厚度大、封蓋性能好的部位，Haima群圈閉不能與Huqf群烴源巖直接溝通，油氣的側(cè)向運(yùn)移將占主導(dǎo)地位。

（4）Ghaba次盆的東部，由于次盆中央古隆起的存在，油氣向東側(cè)向運(yùn)移受阻，因此下古生界圈閉的有效性較差。Ghaba次盆的中部，由于深埋升溫使先期已降解破壞的原油裂解成為焦瀝青，充填了儲(chǔ)層孔隙空間，因而儲(chǔ)層品質(zhì)存在一定的風(fēng)險(xiǎn)，要盡量尋找白堊紀(jì)之后形成的新構(gòu)造圈閉。阿曼盆地的北部由于現(xiàn)今埋深較大，Haima群儲(chǔ)層很多都已經(jīng)超過130°C，因此原油可能大部分已發(fā)生裂解，將來主要以天然氣發(fā)現(xiàn)為主。

（5）南阿曼次盆中心部位由于厚層Ara組鹽巖的阻隔作用，油氣很難垂向運(yùn)移至淺層的Haima群，因此圈閉的有效性較差。而在盆地東翼，由于Ara鹽層的溶解作用，釋放出鹽內(nèi)和鹽下儲(chǔ)層中的原油，可調(diào)整運(yùn)移重新聚集，因此下古生界成藏組合具備一定的原油勘探潛力，但天然氣勘探潛力較低。

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編輯：張?jiān)圃?/p>

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The Geological Characteristics and Hydrocarbon Accumulation Model of the Lower Paleozoic Clastic Play，Oman Basin，Middle East

Li Haowu1,Tong Xiaoguang2,Wang Jianjun1,Wen Zhixin1,Zhang Yongjun3
1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Haidian，Beijing 100083，China 2.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation，Xicheng，Beijing 10034，China 3.Tuha Division，China Petroleum Logging Co.Ltd.，Hami，Xinjiang 838202，China

ThelowerPaleozoicclasticplayisthemostimportantgasplayinOmanBasin，thesandstonereservoirsofCambrian-Silurian Haima Group and its overlying thick mudstone being the basic reservoir-caprock combination，Huqf Group is the most importantsourcerock.Thispaperanalyzesthepetroleumgeologicalconditions，hydrocarbonaccumulationmodels，exploration potential and risks.In the center of Ghaba sub Basin，Huqf source rock only generates gas today.The pores of early traps were mostly filled with the pyrobitumens formed by high formation temperatures.Attention should be paid to the traps formed after Cretaceous in exploration.The central palo-uplift of Ghaba Basin was a barrier for lateral migration，so the traps in east flank have risk of hydrocarbon charge.In the center of south Oman Sub Basin，it′s difficult for hydrocarbon to migrate vertically through the thick Ara salt to the upper Haima Group，so most of the traps lack potential.In the east flank of south Oman Basin，for the continued dissolution of Ara salt，which destroyed the seal of former oil pools，the oil released from them could recharge new traps of Haima Group，so there are chances for oil exploration.

lower Paleozoic play；Huqf source rock；reservoir of Haima Group；hydrocarbon accumulation；Oman Basin

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.17.04.html

李浩武，1979年生，男，漢族，陜西藍(lán)田人，工程師，博士，主要從事油氣地質(zhì)綜合研究。E-mail：lihaowu@petrochina.com.cn

童曉光，1935年生，男，漢族，浙江嵊州人，中國工程院院士，主要從事石油天然氣地質(zhì)勘探研究和管理工作。E-mail：txg@cnpcint.com

王建君，1969年生，男，漢族，浙江慈溪人，高級(jí)工程師，博士，主要從事油氣地質(zhì)勘探研究。E-mail：wangjianjun@petrochina.com.cn

溫志新，1968年生，男，漢族，河北承德人，高級(jí)工程師，博士，主要從事油氣地質(zhì)勘探研究。E-mail：wenzhixin@petrochina.com.cn

張永軍，1979年生，男，漢族，河南扶溝人，工程師，碩士研究生，主要從事測井資料處理解釋及綜合評(píng)價(jià)工作。E-mail：3884688@qq.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.17.04

1674-5086（2014）06-0047-13

TE122

A

2013–11–17 < class="emphasis_bold"> 網(wǎng)絡(luò)出版時(shí)間：

時(shí)間：2014–11–18

國家重大科技專項(xiàng)（2008ZX–05028）；中國石油天然氣股份公司重大專項(xiàng)（2008E–0501）。