許垣寅, 馮　方

(1.吉林大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，長春 130012；2.中國石化集團 國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083)

馬里卜(Marib)-夏布瓦(Shabwah)盆地位于也門中部，東北與魯卜哈利次盆相鄰，西南部為馬費德(Mahfid)隆起，呈長條形，周圍被斷裂系統(tǒng)限定。盆地長軸方向呈北西-南東向展布，延伸達600 km左右，在中央部位較寬，最大寬度達140 km，面積4.92×104km2。該盆地可以劃分出4個次級構(gòu)造：西北部的馬里卜凹陷、中部的夏布瓦凹陷、中央凸起和東南部的哈賈爾(Hajar)凹陷[1](圖1)。

也門地區(qū)是國際大型油氣公司拓展油氣戰(zhàn)略的重點勘探區(qū)域之一，隨著勘探程度的不斷深入，相繼在馬里卜-夏布瓦、塞云-馬西拉2個主要含油氣盆地S2、S4、S9、S10、S14、S43、S51、S71等多個區(qū)塊的基底獲得商業(yè)或重大油氣發(fā)現(xiàn)，預(yù)示盆地基底具有較大的勘探潛力(圖1)。

結(jié)合S2區(qū)塊近年來在基底領(lǐng)域取得的勘探開發(fā)成果與認識，分析盆地基底潛山構(gòu)造演化、成藏地質(zhì)條件及油氣分布特征，明確成藏主控因素，建立油氣成藏模式，同時也為國內(nèi)盆地基底領(lǐng)域的油氣勘探提供參考與借鑒。

1　區(qū)域地質(zhì)背景

1.1　盆地基底時代

馬里卜-夏布瓦盆地基底巖石類型為花崗巖、凝灰?guī)r等，采用U-Pb同位素地質(zhì)年代學(xué)測試方法，對馬里卜-夏布瓦盆地基底巖石樣本進行了年齡測定。測試對象為各類巖石中所含的鋯石。鋯石因所含放射性元素豐度高從而易于通過固體質(zhì)譜儀測定，放射性封閉溫度高(>850℃)從而容易保存各類地質(zhì)事件的年代信息，成為地質(zhì)年代學(xué)研究最為關(guān)注的礦物。對于巖漿巖，其中鋯石的放射性年齡代表成巖年齡；對于變質(zhì)巖，鋯石年齡代表原巖年齡或變質(zhì)年齡[2]。

從實驗結(jié)果看，馬里卜-夏布瓦盆地基底形成于792～629 Ma B.P.(晚元古代)，表明基底巖石絕大部分形成于阿拉伯板塊前寒武紀“固化”期，此間發(fā)生大規(guī)模的地殼重熔，不僅花崗巖大面積形成，同時伴隨火山活動[3]。

1.2　構(gòu)造與沉積演化

馬里卜-夏布瓦盆地是在穩(wěn)定的前寒武系基底上發(fā)育起來的中生代裂谷盆地[4-5]。黃彥慶等人研究認為，盆地經(jīng)歷了5個構(gòu)造演化階段：從中侏羅世到晚白堊世，經(jīng)歷了裂谷前、裂谷期、裂谷后三大階段，在古近紀發(fā)生構(gòu)造活化和反轉(zhuǎn)，新近紀以來整體抬升剝蝕[6]。盆地發(fā)育裂谷前陸相-裂谷期海相-裂谷后海陸交互相的完整旋回，在馬德比(Madbi: Lam+Meem)組沉積期水體達到最深[7-9]。

圖1　馬里卜-夏布瓦盆地構(gòu)造單元劃分圖Fig.1　Division of tectonic units for the Marib-Shabwah Basin

中侏羅世裂谷前發(fā)生廣闊的凹陷作用，在前寒武系變質(zhì)巖、花崗巖基底之上首先充填了庫蘭(Kuhlan)組沖積-河流相碎屑巖，隨后的海侵發(fā)育了休庫拉(Shuqra)組富含化石的淺海相碳酸鹽巖、陸棚灰?guī)r、灰泥巖(圖2)。

晚侏羅世盆地斷裂活動最強，沉降量大，在高可容空間背景下沉積了馬德比組，可細分為下部深海-半深海相頁巖、泥巖夾少量灰?guī)r，統(tǒng)稱為密穆(Meem)組;上部半深海-淺海相頁巖、鈣質(zhì)泥巖、濁積巖及碳酸鹽巖,統(tǒng)稱為萊穆(Lam)組。

晚侏羅世末隨著裂谷作用減弱，盆地開始處于封閉、半封閉環(huán)境。因氣候條件干旱和強烈蒸發(fā)作用，沉積了Sabatayn組鹽巖、石膏、泥巖等。

1.3　基底構(gòu)造劃分

參照盆地基底較為通用的分類原則[10]，將馬里卜-夏布瓦盆地基底構(gòu)造劃分為古潛山(古地貌山)和后成潛山(構(gòu)造潛山)兩大類(表1)。

2　成藏基本地質(zhì)條件

2.1　烴源巖條件

基巖油氣藏的烴源主要為上侏羅統(tǒng)Meem組深灰色碳質(zhì)灰?guī)r、泥巖和灰質(zhì)泥巖，Lam組深灰色泥巖、頁巖和灰質(zhì)泥巖(圖2)。

圖2　馬里卜-夏布瓦盆地生儲蓋組合示意圖Fig.2　The diagram showing the source-reservoir-cap assemblage in the Marib-Shabwah Basin

表1　馬里卜-夏布瓦盆地基底潛山成因分類Table 1　The genetic classification of buried-hill in the Marib-Shabwah Basin

烴源巖在盆地內(nèi)主要分布在3個沉積中心，分別是西北部的馬里卜凹陷、東北部的夏布瓦凹陷以及東南部的哈賈爾凹陷，最大沉積厚度可達1.5 km以上(圖1)。

根據(jù)前人研究成果[7-9]，Meem組烴源巖有機碳質(zhì)量分數(shù)(wTOC)為0.22%～12.54%，平均為2.42%；Lam組烴源巖有機碳質(zhì)量分數(shù)為0.11%～7%，平均為2.08%：表明Lam組和Meem組有機碳含量基本達到好—很好的烴源巖標準。有機質(zhì)類型以Ⅱ型為主，并含部分Ⅰ型和Ⅲ型。

根據(jù)盆地各構(gòu)造單元烴源巖油氣演化模擬結(jié)果[11]：馬里卜凹陷Meem組于晚侏羅世進入生烴門限，在早白堊世末進入大量生烴階段，目前處于生氣階段；夏布瓦凹陷Meem組于晚白堊世早期進入生烴門限，目前處于生油早期階段。

2.2　儲集條件

通過對A1-ST、H1井巖心及H4、H7井壁取心薄片分析，基巖類型有片麻巖、花崗巖、角閃巖、石英角礫巖、角礫狀石英巖、石英斑巖等。變質(zhì)巖、火成巖等原生孔隙度、滲透率很低，基本上不具備儲集性。由于長期的構(gòu)造運動、風化剝蝕、溶蝕作用等，導(dǎo)致基巖遭受強烈改造而變質(zhì)，構(gòu)造裂縫、風化裂隙和溶蝕孔隙是該類儲層的主要儲滲空間[12-13]，整體上儲集條件較好(圖3、圖4)。

S2區(qū)塊75個巖心物性分析表明，孔隙度(q)平均為2.3%，大部分在0%～2%之間，少數(shù)孔隙度可達6%以上；滲透率(K)基本上都小于0.1×10-3μm2，平均為0.036×10-3μm2(圖5)。

圖3　H1井巖心照片F(xiàn)ig.3　The photograph showing the drilling core from the Well H1

圖4　A1-ST井溶蝕孔Fig.4　The photograph showing the dissolved pores in the Well A1-ST深度2 537.6 m

2.3　蓋層條件及儲蓋組合

基底油氣藏的區(qū)域蓋層包括休庫拉(Shuqra)組致密灰?guī)r、馬德比組泥巖、泥灰?guī)r以及薩巴塔因(Sabatayn)組鹽巖層。晚侏羅世早期，岡瓦納古陸解體，全球海平面上升，盆地發(fā)生大規(guī)模海侵活動，導(dǎo)致普遍發(fā)育休庫拉組淺海相灰?guī)r。受基底古地貌影響，休庫拉組厚度變化較大，在古構(gòu)造高部位厚度減薄，一般只有幾十米，甚至缺失，而在古地形低洼處厚度可達500 m以上，巖性以灰白色微晶灰?guī)r為主，與下部庫蘭(Kuhlan)組呈不整合接觸，局部直接超覆于基底之上，為基底油氣藏的良好局部或區(qū)域性蓋層。薩巴塔因組鹽巖層在全盆分布厚度大，巖性致密，為基底油氣藏的區(qū)域性蓋層，勘探實踐證實蓋層封閉性強。

圖5　S2區(qū)塊巖石孔隙度、滲透率分布圖Fig.5　The histogram illustrating the rock porosity and permeability in Block S2

基底油氣藏的儲層以寒武系裂縫性變質(zhì)巖、火成巖及上覆庫蘭組砂巖為主，以休庫拉組致密灰?guī)r、馬德比組泥巖、泥灰?guī)r為主要蓋層，構(gòu)成“新生古儲”式匹配性極佳的儲蓋組合類型(圖2)。

2.4　圈閉條件

基底油氣藏的圈閉類型主要為構(gòu)造圈閉、地層圈閉。構(gòu)造圈閉主要形態(tài)有斷壘、掀斜斷塊、斷背斜、披覆背斜等，地層圈閉主要是砂巖上傾尖滅類型[7]。圈閉規(guī)模大且形成早于烴源巖生排烴期，表現(xiàn)為優(yōu)越的圈閉條件。

3　基底油氣藏類型

結(jié)合圈閉類型、儲層巖性及儲集空間特征等，采用復(fù)合命名法將基底油氣藏劃分為潛山斷塊油藏、潛山內(nèi)幕裂縫油藏、斷壁不規(guī)則狀裂縫油藏、披覆背斜砂巖油藏、砂巖上傾尖滅油藏、潛山斜坡砂巖體油藏等8種油藏類型[14](圖6)。

3.1　潛山斷塊油藏

潛山斷塊油藏位于基底不整合面之下一定深度范圍(大約300 m以內(nèi))的潛山頂部，構(gòu)造上可以細分為地壘型、斷背斜型。地壘型構(gòu)造是由2條傾向相反的正斷層下切基底夾持而成，斷層下盤因構(gòu)造抬升而成“斷塊山”；斷背斜構(gòu)造又稱“單面山”，一側(cè)為同生大斷距正斷層，另一側(cè)為構(gòu)造相對平緩的斜坡[7]。分析表明，潛山斷塊型油氣藏成藏的關(guān)鍵因素為：①周圍斷凹成熟烴源巖；②潛山基巖儲層裂隙發(fā)育；③源儲側(cè)向充分對接，休庫拉組厚度越小，斷層斷距越大，對接越充分。

圖6　馬里卜-夏布瓦盆地基底油氣藏類型示意圖Fig.6　The diagram showing the basement reservoirs types in the Marib-Shabwah Basin

潛山斷塊油藏在盆地中央凸起帶最為發(fā)育，目前已發(fā)現(xiàn)的大規(guī)?；子蜌饩奂紝儆诖祟愑筒?，典型的潛山斷塊油藏為S2區(qū)塊H油田(圖7)。

3.2　潛山內(nèi)幕裂縫油藏

位于潛山斷塊油藏之下，認為是上部油氣在潛山內(nèi)幕的縱向延伸，裂縫縱向越發(fā)育，油柱高度越大。潛山周緣深凹成熟烴源巖生成的油氣沿斷層、不整合面首先運移進入潛山上部圈閉中，然后再沿高角度裂縫倒灌進入內(nèi)幕裂縫型儲層，也可能側(cè)向運移直接進入裂縫系統(tǒng)。

該類油藏規(guī)模與裂縫發(fā)育程度有關(guān)，縱向上油氣顯示高度可達700 m以上(S2區(qū)塊H1井含氣層段深度為 1 550～2 100 m，H4井含氣層段深度為 1 370～2 000 m)。一般來說，裂縫發(fā)育程度越高、橫向連通性越好，油藏儲量豐度高、單井產(chǎn)量高。開發(fā)生產(chǎn)中，鉆井進入基底裂縫發(fā)育帶后可通過定向鉆探技術(shù)大幅度提高產(chǎn)量，該技術(shù)已在S2區(qū)塊油田開發(fā)中取得成功(圖8)。

圖7　潛山斷塊油藏剖面示意圖Fig.7　The reservoir profile of faulted block buried-hill in the Marib-Shabwah Basin

3.3　披覆背斜砂巖油藏

庫蘭組砂巖是盆地前裂谷期發(fā)育在基底之上的一套河流相沉積，與基底呈不整合接觸關(guān)系，一般發(fā)育在中-低幅古潛山背景之上，在高部位減薄，低洼處呈現(xiàn)填平補齊特征。

受同裂谷期構(gòu)造抬升作用影響，庫蘭組砂巖披覆在基底潛山斷塊之上，四周為斷層遮擋或巖性相變，休庫拉組灰?guī)r為局部蓋層，馬德比組烴源生成的油氣通過斷層作用側(cè)向?qū)踊蜓財鄬?、不整合面運移進入圈閉(圖9)。

Q1、K1等井揭示庫蘭組油層厚度為1.6～17.7 m，平均為8.1 m。S2區(qū)塊K1井于2002年11月在庫蘭組試獲原油196 t/d。

圖8　潛山內(nèi)幕裂縫油藏示意圖Fig.8　The internal fractures of buried-hill reservoir in the Marib-Shabwah Basin

圖9　披覆背斜砂巖油藏示意圖Fig.9　The sandstone reservoir in the draping anticline on the buried-hill top

3.4　砂巖上傾尖滅油藏

發(fā)育在基底中-高幅潛山斜坡帶，地震剖面上呈上超型反射，地質(zhì)解釋為上傾尖滅，向下呈加厚趨勢。庫蘭組砂巖相對于基底裂縫型儲層物性更好，油藏下部以不整合面與基底為界，以休庫拉組致密灰?guī)r作為蓋層，上傾方向上為巖性尖滅，下傾方向由斷層遮擋或油水界面封閉。

油氣首先沿貫通馬德比組烴源巖的大斷層向下垂向運移，然后沿不整合面、砂巖輸導(dǎo)體側(cè)向運移充注成藏(圖10)。

4　基底油氣成藏主控因素及成藏模式

4.1　成藏主控因素

a.基底層系和成熟烴源巖的位置關(guān)系決定了充注方式。全世界基底潛山油氣勘探實踐表明，生油巖層與基巖儲層垂向覆蓋或側(cè)向?qū)邮腔子蜌獬刹刈钣欣脑磧雨P(guān)系。對于馬里卜-夏布瓦盆地基底油氣勘探而言，由于基巖裂縫性儲層與上覆馬德比組主力烴源巖之間大都存在基本上不具備生烴能力的休庫拉組灰?guī)r層系，源儲溝通條件成為基底油氣成藏的關(guān)鍵要素。源儲溝通方式主要有源儲側(cè)向?qū)印鄬涌v向運移、不整合面橫向輸導(dǎo)等3種類型，其中源儲側(cè)向?qū)臃绞綔贤ㄐ首罡?。基巖圈閉與油源之間建立對接關(guān)系的必要條件是順向正斷層的錯斷作用，斷距較大的順向正斷層發(fā)育是構(gòu)成源儲對接的必要條件。S2區(qū)塊中央凸起帶兩側(cè)均發(fā)育深切基底的大斷裂，斷距普遍在500 m以上，扣除庫蘭組+休庫拉組厚度影響，烴源巖層與基底有效對接視厚度可達到800～1 200 m。正是由于烴源巖與基巖之間通過斷層作用在側(cè)向上充分接觸和有效對接，才能保證源儲之間良好的溝通條件。

圖10　砂巖上傾尖滅油藏示意圖Fig.10　The diagram showing the upward pinch-out of reservoir in the Marib-Shabwah Basin

b.基底裂縫發(fā)育程度控制了潛山油氣藏的分布位置和貧富差異?；鶐r裂縫系統(tǒng)不僅是油氣運移的重要通道，更是油氣聚集的重要場所。基底裂縫發(fā)育程度主要是受巖性、斷層、構(gòu)造形變和風化剝蝕等因素影響。基巖裂縫多為高角度近于垂直的構(gòu)造縫，發(fā)育程度與斷裂(層)展布密切相關(guān)，越靠近斷裂帶基巖裂縫越發(fā)育。古構(gòu)造突起越高，斷層越發(fā)育；古巖石變形強度越大，裂縫發(fā)育越好。區(qū)域不同，基底的裂縫發(fā)育程度不同；同一潛山，在橫向和縱向上裂縫發(fā)育也不一樣。裂縫的不均一性控制了油氣藏分布的不均一性。裂縫越發(fā)育，油氣越富集，產(chǎn)量越高；裂縫不發(fā)育，油氣較貧，產(chǎn)量低。盆內(nèi)分別在S1、S2、S4等區(qū)塊發(fā)現(xiàn)了基巖裂縫型油氣藏。

c.庫蘭組砂巖+風化殼既是油氣運移的輸導(dǎo)通道，又是潛山披覆油氣藏的主要儲層。生油凹陷中的油氣通過斷層進入基底，如要運移至有一定距離的高位潛山，油氣要先運移到風化面，再橫向運移聚集到潛山。另一方面，由于風化殼和庫蘭組存在，使?jié)撋降牧芽p與上覆風化殼、庫蘭組砂巖連通，導(dǎo)致原本不相連的裂縫形成統(tǒng)一的儲集體。庫蘭組+風化殼本身是很好的儲集體，庫蘭組砂巖越發(fā)育，油氣產(chǎn)量越高。如果潛山上有很好的庫蘭組+風化殼儲層，整個潛山就可能和構(gòu)造油氣藏一樣形成統(tǒng)一的油氣藏。

4.2　油氣成藏模式

根據(jù)基巖儲層與油源、輸導(dǎo)體系的空間配置關(guān)系，發(fā)育2種主要成藏模式：近源側(cè)向?qū)映刹啬Ｊ?、遠源復(fù)合輸導(dǎo)成藏模式。

4.2.1近源側(cè)向?qū)邮?/p>

由于斷層的錯斷作用，基底抬升較高，形成的構(gòu)造潛山與斷層下降盤的烴源巖側(cè)向接觸，馬德比組烴源巖成熟油氣得以側(cè)向直接運移進入基底潛山、庫蘭組圈閉中。S2區(qū)塊的HC、HS、HN 油田即屬此種類型。

根據(jù)構(gòu)造樣式特征，可以細分為單向側(cè)接式和雙向側(cè)接式。單向側(cè)接式是指潛山構(gòu)造一側(cè)被早期斷層切割，形成斷背斜構(gòu)造類型，油氣供應(yīng)主要來自斷層切割一側(cè)斷槽方向(圖11)；雙向側(cè)接式是指潛山構(gòu)造相對兩側(cè)均被早期斷層切割，形成地壘式構(gòu)造，油氣供應(yīng)來自受斷層控制的兩側(cè)斷槽方向(圖7)。

4.2.2遠源復(fù)合輸導(dǎo)式

此類油氣藏主要位于生烴凹陷到潛山高帶之間的斜坡帶，成藏特點是烴源巖與圈閉不直接接觸，油源必須通過通源斷層、庫蘭組砂體、不整合面等聯(lián)合輸導(dǎo)作用才能運移到基底潛山圈閉、砂巖上傾尖滅圈閉、潛山斜坡砂巖體圈閉中聚集成藏(圖12)。由于運移距離較遠、油氣排替阻力較大，該模式形成的油氣藏規(guī)?？赡懿淮螅坏捎谌﹂]儲層條件優(yōu)越，仍具有較好的勘探潛力。S2區(qū)塊R1 井、J1 井基底和庫蘭組凝析氣藏即屬此種類型。

圖11　近源側(cè)接式成藏模式圖Fig.11　The accumulation pattern of buried-hill trap with lateral hydrocarbon source rocks

圖12　遠源復(fù)合輸導(dǎo)式成藏模式圖Fig.12　The accumulation pattern of buried-hill trap with non-contacting hydrocarbon source rocks

5　結(jié) 論

a.基底油氣藏烴源來自上侏羅統(tǒng)馬德比組海相碳質(zhì)灰?guī)r、泥巖等，儲層為寒武系裂縫性變質(zhì)巖、火成巖以及上覆庫蘭組砂巖，以休庫拉組致密灰?guī)r、馬德比組泥巖、泥灰?guī)r為區(qū)域蓋層，共同構(gòu)成“新生古儲”式儲蓋組合。

b.基底儲層的儲集空間以裂縫為主，局部含少量溶孔、晶間孔，非均質(zhì)性很強；裂縫以高角度構(gòu)造縫為主，多組傾向不同的裂縫交織在一起，形成網(wǎng)狀裂縫系；裂縫發(fā)育一般具有縱向上成段、平面上成帶分布的特點。

c.基底潛山領(lǐng)域總結(jié)為8種油氣藏類型：裂縫灰?guī)r背斜油藏、生物礁灰?guī)r油藏、披覆背斜砂巖油藏、砂巖上傾尖滅油藏、潛山斜坡砂巖體油藏、潛山斷塊油藏、潛山內(nèi)幕裂縫油藏、斷壁不規(guī)則狀裂縫油藏；歸納為2類成藏模式：近源側(cè)向?qū)映刹啬Ｊ?、遠源復(fù)合輸導(dǎo)成藏模式。

d.基底油氣成藏主控因素：①基底層系和成熟烴源巖的位置關(guān)系決定了充注方式；②基底裂縫發(fā)育程度控制了潛山油氣藏的分布位置和貧富差異；③庫蘭組砂巖+風化殼既是油氣運移的輸導(dǎo)通道，又是潛山披覆油氣藏的主要儲層。

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