白振華，張良杰，王紅軍，單云鵬，陳懷龍，文光耀

1 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院；2 中國(guó)石油國(guó)際勘探開(kāi)發(fā)有限公司；3 中國(guó)（土庫(kù)曼斯坦）阿姆河天然氣公司

0 前 言

阿姆河盆地（也稱(chēng)卡拉庫(kù)姆盆地）位于中亞地區(qū)圖蘭板塊，天然氣資源豐富，已探明天然氣儲(chǔ)量19.6×1012m3、油和凝析油儲(chǔ)量5.2×108t，侏羅系鹽下碳酸鹽巖是主要的油氣富集層系［1］。在鹽下碳酸鹽巖中發(fā)現(xiàn)的油藏以小型油藏和氣藏周?chē)挠铜h(huán)為主，分布于盆地布哈拉階地和查爾朱階地北部，儲(chǔ)層地溫小于80 ℃、埋深為700~1 800 m 的地區(qū)是含油氣藏主要發(fā)育區(qū)［2-3］。阿姆河盆地鹽下發(fā)育2 套烴源巖：中下侏羅統(tǒng)含煤碎屑巖以III—II 型干酪根為主，已進(jìn)入生氣窗；上侏羅統(tǒng)海相泥灰?guī)r和泥巖以I—II型干酪根為主，但對(duì)于其處于生油窗還是生氣窗尚存在爭(zhēng)議［4-5］。蘇聯(lián)學(xué)者對(duì)盆地內(nèi)布哈拉階地侏羅系油藏進(jìn)行了分析，指出其主要可能來(lái)自于上侏羅統(tǒng)烴源巖，原油被天然氣從早期油藏中驅(qū)替出來(lái)，在大型氣田周緣的小圈閉內(nèi)重新聚集形成油氣藏［6-7］，在膏鹽巖缺失區(qū)烴類(lèi)氣體等輕質(zhì)組分垂向逸散，剩余的液態(tài)烴形成油藏［8］。從阿姆河右岸區(qū)塊新發(fā)現(xiàn)的鹽下油藏特征來(lái)看，其形成機(jī)理可能與布哈拉階地有所不同：首先，阿姆河右岸區(qū)塊新發(fā)現(xiàn)油田位于桑迪克雷凸起西翼，多口井在鹽下卡洛夫階—牛津階碳酸鹽巖內(nèi)見(jiàn)原油，埋深在3 365~3 390 m 之間，較布哈拉階地油藏埋藏深度大；其次，對(duì)從2 個(gè)油田2 口井獲取的原油進(jìn)行的實(shí)驗(yàn)分析表明，研究區(qū)原油呈現(xiàn)中質(zhì)原油特點(diǎn)，而緊鄰研究區(qū)北部邊界的科克杜馬拉克油田原油在20 ℃條件下的密度為0.874 g/cm3、黏度為1.4 mPa·s，呈現(xiàn)輕質(zhì)原油的特征；最后，新發(fā)現(xiàn)油藏周?chē)鷥?chǔ)層物性差，為構(gòu)造-巖性油藏，上部膏鹽巖蓋層發(fā)育良好，天然氣等輕質(zhì)組分垂向逸散作用弱，與布哈拉階地侏羅系油藏殘余液態(tài)烴的形成機(jī)制存在差異。

針對(duì)這些全新的問(wèn)題，本文以阿姆河右岸區(qū)塊為研究對(duì)象，選取重點(diǎn)井的烴源巖和原油樣品開(kāi)展地球化學(xué)分析與油氣源對(duì)比，并通過(guò)儲(chǔ)層流體包裹體分析厘定油氣充注的期次與時(shí)間，綜合盆地構(gòu)造演化史、埋藏史、熱史研究，建立阿姆河右岸區(qū)塊生烴演化模型，對(duì)鹽下油氣藏形成時(shí)期及油氣動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程進(jìn)行恢復(fù)，以期為阿姆河盆地鹽下油氣勘探提供參考。

1 地質(zhì)概況

阿姆河右岸區(qū)塊自西向東分布于阿姆河盆地的坎迪姆凸起、堅(jiān)基茲庫(kù)爾凸起、桑迪克雷凸起、別什肯特坳陷，以及西南基薩爾逆沖帶的部分區(qū)域（圖1）。

圖1 阿姆河盆地東北部構(gòu)造單元?jiǎng)澐峙c油氣分布圖Fig.1 The tectonic units and oil and gas distribution in northeastern Amu Darya Basin

阿姆河盆地經(jīng)歷了二疊紀(jì)—三疊紀(jì)裂陷、侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)拗陷及古近紀(jì)以來(lái)擠壓隆升3 個(gè)階段［1］，自下而上沉積了二疊系—三疊系過(guò)渡層系，侏羅系赫塘階—巴通階含煤碎屑巖、卡洛夫階—牛津階碳酸鹽巖、欽莫利階—提塘階膏鹽巖，白堊系海相碎屑巖和碳酸鹽巖及古近系—第四系（圖2）。赫塘階—巴通階含煤碎屑巖、卡洛夫階—牛津階碳酸鹽巖和欽莫利階—提塘階膏鹽巖形成了研究區(qū)主要的生儲(chǔ)蓋組合（圖2）。鹽下卡洛夫—牛津階沉積環(huán)境自西向東從蒸發(fā)臺(tái)地—開(kāi)闊臺(tái)地向臺(tái)地邊緣和臺(tái)緣斜坡帶轉(zhuǎn)變，儲(chǔ)層類(lèi)型從西部孔隙（洞）型向中部裂縫-孔隙型和東部縫洞型轉(zhuǎn)變。

圖2 阿姆河右岸區(qū)塊地層綜合柱狀圖Fig.2 The comprehensive stratigraphic column in the right bank block of Amu Darya River

新生代以來(lái)，由于印度板塊與歐亞板塊碰撞效應(yīng)的影響，西南基薩爾山逐漸隆升，阿姆河盆地內(nèi)自東向西構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)度逐漸減弱，鹽下構(gòu)造類(lèi)型從大型高幅度逆沖構(gòu)造向繼承性低幅度背斜逐漸轉(zhuǎn)變：東部地區(qū)鹽下發(fā)育多排北東向大型逆沖構(gòu)造帶，構(gòu)造幅度向西明顯降低；中部地區(qū)鹽下構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)度明顯減弱，逆沖構(gòu)造零星分布，構(gòu)造形態(tài)一定程度上受到基底古構(gòu)造控制；西部地區(qū)坎迪姆凸起和堅(jiān)基茲庫(kù)爾凸起鹽下以發(fā)育基底古構(gòu)造控制的繼承性背斜為主。

2 油氣特征與來(lái)源

通過(guò)對(duì)阿姆河右岸區(qū)塊11 口井17 個(gè)典型油樣樣品的物理特征、地球化學(xué)特征以及色譜特征（表1，圖3）進(jìn)行分析對(duì)比，將原油劃分為3種類(lèi)型，結(jié)合中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖、上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖與上侏羅統(tǒng)Gap 層泥巖等3 套烴源巖的地球化學(xué)特征，開(kāi)展油源對(duì)比分析，基本厘定了主要原油類(lèi)型的油源，為后續(xù)油氣藏成藏演化分析奠定了基礎(chǔ)。

第1 類(lèi)原油來(lái)自阿姆河右岸區(qū)塊首次發(fā)現(xiàn)的鹽下油藏，以Mes-22 井原油為代表（表1）。此類(lèi)原油密度為0.914 g/cm3，黏度在50 ℃條件下為98.18 mPa·s。在地層溫度110 ℃條件下，黏度會(huì)大幅降低（溫度增加10 ℃，黏度降低一半），推斷該井原油在地下呈現(xiàn)正常原油特征。Mes-22 井原油高含硫，體現(xiàn)咸化的強(qiáng)還原環(huán)境，油源巖可能為海相碳酸鹽巖或泥巖（煤成油通常含硫量低）［9-10］。該類(lèi)原油姥植比（Pr/Ph）為0.51，Pr/nC17小于0.5，Ph/nC18大于0.3，CPI 為0.93（表1，圖3d），顯示烴源巖母質(zhì)類(lèi)型主要為陸源輸入，還可能受到海相母質(zhì)的影響，這與中下侏羅統(tǒng)頂部樣品多處于海陸過(guò)渡相沉積環(huán)境有關(guān)。原油遭受輕微生物降解［11-12］。油源對(duì)比表明，此類(lèi)原油主要來(lái)源于上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖和上侏羅統(tǒng)Gap層泥巖。

第2類(lèi)原油以低成熟度凝析油為代表，Ner-21井、Yan-21 井、Oja-21 井等鉆井的凝析油都屬于這種類(lèi)型（表1，圖3e）。該類(lèi)凝析油C21-/C22+小于4，表現(xiàn)為重碳優(yōu)勢(shì)，正構(gòu)烷烴碳數(shù)系列完整，未遭受生物降解，顯示烴源巖母質(zhì)類(lèi)型主要為陸源輸入，來(lái)源于中下侏羅統(tǒng)烴源巖，但也可能有來(lái)源于上侏羅統(tǒng)泥灰?guī)r和泥巖的凝析油混入。

第3類(lèi)原油以高成熟度凝析油為代表（表1，圖3f）。此類(lèi)原油C21-/C22+大于4，最高可達(dá)64，輕碳優(yōu)勢(shì)明顯，正構(gòu)烷烴碳數(shù)系列完整，未遭受生物降解，顯示烴源巖母質(zhì)類(lèi)型主要為陸源輸入。推測(cè)該類(lèi)凝析油也來(lái)源于中下侏羅統(tǒng)烴源巖，但第3 類(lèi)原油熱演程度明顯高于第2類(lèi)原油。

圖3 阿姆河右岸區(qū)塊典型烴源巖與3類(lèi)原油氣相色譜特征Fig.3 Gas chromatographic characteristics of typical source rocks and three types of oil samples in the right bank block of Amu Darya River

表1 阿姆河右岸區(qū)塊烴源巖與典型原油氣相色譜參數(shù)特征Table 1 Gas chromatographic parameters of source rocks and typical crude oils in the right bank block of Amu Darya River

阿姆河右岸區(qū)塊天然氣的相對(duì)密度為0.6 404 g/cm3，干燥系數(shù)為0.89~0.93，屬凝析氣類(lèi)型。天然氣組分以烴類(lèi)為主，甲烷含量為78.85%~93.01%，重?zé)N含量為6.64%~11.58%。在C7輕烴中，甲基環(huán)己烷占優(yōu)勢(shì)，表明研究區(qū)天然氣的母質(zhì)為陸源高等植物。天然氣甲烷碳同位素組成（δ13C1）為-34.26‰~-32.26‰；乙烷碳同位素較重，δ13C2值為-25.53‰~-23.81‰，乙烷碳同位素組成明顯區(qū)別于源于二疊系的天然氣。此外，δ13C1與δ13C2-4差異較大，這是中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖的典型同位素特征，據(jù)此可以判斷天然氣主要來(lái)自中下侏羅統(tǒng)煤系地層［13］。

3 油氣成藏期次

流體包裹體是成巖-成藏流體的直接記錄，它保存了地質(zhì)時(shí)期油氣成藏環(huán)境的地質(zhì)地球化學(xué)信息?；谠敿?xì)的流體包裹體巖相學(xué)觀(guān)察分析可以確定油氣包裹體特征與期次，并結(jié)合烴類(lèi)包裹體所伴生鹽水包裹體的均一溫度測(cè)定結(jié)果，綜合盆地埋藏史、熱史研究，厘定油氣充注的期次與時(shí)間，為最終恢復(fù)油氣動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程提供依據(jù)。

3.1 烴類(lèi)包裹體類(lèi)型劃分

通過(guò)大量的薄片觀(guān)察，發(fā)現(xiàn)阿姆河右岸區(qū)塊中上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖儲(chǔ)層中發(fā)育大量的烴類(lèi)包裹體，主要賦存于粒間方解石膠結(jié)物的愈合裂縫、溶孔方解石膠結(jié)物以及自形方解石膠結(jié)物顆粒中（圖4），包裹體形態(tài)多樣，長(zhǎng)度（或直徑）一般小于15 μm。根據(jù)包裹體的產(chǎn)狀、賦存礦物、熒光特征與紅外光譜特征，可將儲(chǔ)層烴類(lèi)包裹體劃分為2種主要類(lèi)型。第1類(lèi)是主要賦存于嵌晶粒狀結(jié)構(gòu)方解石膠結(jié)物的愈合裂縫中成帶分布的烴類(lèi)包裹體（圖4a）。這類(lèi)包裹體強(qiáng)烈定向分布，呈現(xiàn)串珠狀，包裹體豐度高，顯示一期大規(guī)模油氣運(yùn)移充注，同一視域中常伴有定向分布的同期次氣液兩相鹽水包裹體；液態(tài)烴包裹體發(fā)葉黃色熒光（圖4a），表明包裹體中含有較多重?zé)N組分，總體表現(xiàn)出中低成熟度油氣充注的特點(diǎn)。第2類(lèi)主要為賦存于溶孔內(nèi)的方解石膠結(jié)物中與有機(jī)雜質(zhì)及瀝青包裹體共生的氣液兩相或液相烴類(lèi)包裹體。這類(lèi)包裹體呈現(xiàn)藍(lán)白色熒光（圖4b），與之伴生的瀝青包裹體不發(fā)熒光；包裹體豐度明顯小于第1類(lèi)包裹體；氣液比變化較大，介于5%~70%，主要集中在15%~50%之間，表明包裹體中輕烴組分較多，顯示油氣具有較高成熟度?？紤]到不同期次油氣運(yùn)移形成的烴類(lèi)包裹體的成分特征及熱演化程度存在差異，可以根據(jù)烴類(lèi)包裹體的熒光特征初步判斷充注油氣的性質(zhì)［14］。通過(guò)烴類(lèi)包裹體巖相學(xué)鏡下觀(guān)察，并結(jié)合其熒光顏色和紅外光譜特征，可以初步判斷阿姆河右岸區(qū)塊碳酸鹽巖儲(chǔ)層中普遍接受了至少2期的油氣充注。

圖4 阿姆河右岸區(qū)塊烴類(lèi)包裹體特征Fig.4 Characteristics of hydrocarbon inclusions in the right bank block of Amu Darya River

3.2 烴類(lèi)包裹體形成溫度

均一溫度是流體包裹體研究的最基礎(chǔ)的參數(shù)，代表了包裹體形成時(shí)的最小溫度。根據(jù)阿姆河右岸區(qū)塊碳酸鹽巖儲(chǔ)層中氣液兩相烴類(lèi)包裹體的顯微測(cè)溫分析，儲(chǔ)層中部分烴類(lèi)包裹體均一溫度主要集中在90~140 ℃之間（圖5），具有連續(xù)分布特征，反映出盆地規(guī)模上整體處于連續(xù)充注的狀態(tài)；主峰溫為100~110 ℃，代表一期整體大規(guī)模的油氣充注。Oja-21 井樣品包裹體均一溫度分布在90~140 ℃之間，存在兩個(gè)峰溫（圖5a），分別是100~110 ℃和130~140 ℃，個(gè)別包裹體的均一溫度達(dá)到150~160 ℃，超過(guò)了現(xiàn)今儲(chǔ)層的溫度。在沒(méi)有經(jīng)歷大規(guī)模地層抬升的情況下，包裹體均一溫度超過(guò)現(xiàn)今儲(chǔ)層的溫度，可能是因?yàn)樯顚訜嵋毫黧w被捕獲或者是包裹體被捕獲時(shí)并不是均一相態(tài)，為不混溶捕獲，導(dǎo)致測(cè)溫時(shí)的均一溫度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于被捕獲時(shí)的地層溫度。Aga-21 井樣品的均一溫度分布在90~140 ℃之間，兩個(gè)峰值分別為100~110 ℃、120~130 ℃（圖5b）。

（3）井底板及接縫漏水，可采用水泥或化學(xué)注漿補(bǔ)漏處理。如大而積滲漏水，可將滲漏部位鑿毛，洗凈、濕潤(rùn)，抹壓1-2 mm厚素水泥漿層，再用防水砂漿或膨脹水泥砂漿抹而，或用剛性防水多層抹而補(bǔ)漏。在內(nèi)部?jī)粽试S的情況下，亦可在內(nèi)部加設(shè)60-80 mm厚細(xì)石防水混凝土套緊貼底板及刃腳部位，以阻止防滲漏水。

圖5 阿姆河右岸區(qū)塊典型井流體包裹體均一溫度直方圖Fig.5 Homogenization temperature histogram of fluid inclusions of typical wells in the right bank block of Amu Darya River

3.3 成藏期次綜合分析

大量研究結(jié)果表明，與烴類(lèi)包裹體共生的鹽水包裹體可以記錄油氣成藏的溫度和壓力，通過(guò)分析該類(lèi)鹽水包裹體的均一溫度，結(jié)合盆地的古地溫模式以及儲(chǔ)層埋藏史，就可以確定與烴類(lèi)包裹體流體形成或與成藏對(duì)應(yīng)的地層埋深和相應(yīng)的地質(zhì)時(shí)代。

綜合上述烴類(lèi)包裹體的熒光特征、紅外光譜特征及顯微測(cè)溫分析，認(rèn)為阿姆河右岸區(qū)塊碳酸鹽巖油氣藏存在先油后氣的充注順序，前期成藏主要捕獲以油為主的烴類(lèi)包裹體，后期主要捕獲以氣為主的氣液兩相的烴類(lèi)包裹體。

阿姆河右岸區(qū)塊包裹體樣品鏡下的產(chǎn)狀與熒光特征的不同，應(yīng)該為不同期次的油氣充注所造成。從Oja-21 井和Aga-21 井包裹體均一溫度主峰判斷，主要可以分為2期，分別為方解石愈合裂縫中產(chǎn)出的葉黃色熒光包裹體所代表的油氣充注和粒間方解石膠結(jié)物中產(chǎn)出的藍(lán)白色熒光包裹體所代表的油氣充注。選取Oja-21 井與Aga-21 井的包裹體數(shù)據(jù)投影到對(duì)應(yīng)的埋藏史-熱史圖上（圖6），可反映油氣充注的地質(zhì)年代。中部地區(qū)階地上的Oja-21 井儲(chǔ)層樣品流體包裹體均一溫度峰溫分別對(duì)應(yīng)于120~105 Ma 的早白堊世和75~65 Ma 的晚白堊世—早古新世，分為兩期油氣充注；并且與葉黃色熒光烴類(lèi)包裹體相伴生的鹽水包裹體（直徑為4.16 μm）均一溫度為106.3 ℃，落在全區(qū)的主峰溫中，說(shuō)明盆地規(guī)模的大范圍油氣運(yùn)移形成第1期充注。東部地區(qū)沖斷帶上的Aga-21 井儲(chǔ)層樣品流體包裹體均一溫度峰溫分別對(duì)應(yīng)于110~95 Ma的早白堊世晚期—晚白堊世早期、80~60 Ma 的晚白堊世—早古新世，分為兩期油氣充注。

圖6 阿姆河右岸區(qū)塊典型井埋藏史-熱史曲線(xiàn)Fig.6 Burial history and thermal history curve of typical wells in the right bank block of Amu Darya River

4 生烴演化模擬

阿姆河右岸區(qū)塊發(fā)育中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖和上侏羅統(tǒng)灰質(zhì)、泥質(zhì)烴源巖，其中煤系泥巖為研究區(qū)主力烴源巖。白堊紀(jì)早期圈閉首先充注成藏，古近紀(jì)以來(lái)油氣重新調(diào)整成藏［15-18］。本次研究利用地球化學(xué)資料以及含油氣系統(tǒng)模擬技術(shù)（PetroMod軟件），對(duì)熱演化史和生烴演化的過(guò)程進(jìn)行重建。

研究區(qū)6 口井有鏡質(zhì)組反射率（Ro）數(shù)據(jù)，Ro一般介于0.8%~1.72%，平面上表現(xiàn)出由東向西變低的特點(diǎn)：東部（山前帶）介于1.0%~1.72%，中部（別什肯特坳陷—堅(jiān)基茲庫(kù)爾凸起）一般介于0.8%~1.42%，西部（坎迪姆巖性帶）介于0.75%~1.0%。在恢復(fù)剝蝕厚度和埋藏史的前提下，以實(shí)測(cè)的Ro為約束，以驗(yàn)證熱模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性。采用現(xiàn)今比較流行的EASY%Ro成熟度模型，對(duì)研究區(qū)烴源巖熱演化史進(jìn)行模擬，通過(guò)不斷調(diào)整古熱流參數(shù)，直到Ro模擬值與實(shí)測(cè)值符合。根據(jù)6 口井的熱模擬Ro標(biāo)定，模擬曲線(xiàn)與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)點(diǎn)吻合較好，驗(yàn)證了模擬成熟度的準(zhǔn)確性（圖7）。

圖7 阿姆河右岸區(qū)塊不同區(qū)帶單井成熟度模擬成果Fig.7 The maturity modeling results of single well in different zones in the right bank block of Amu Darya River

生烴演化分析表明：中下侏羅統(tǒng)煤系源巖在早白堊世初期開(kāi)始生烴，晚白堊世初進(jìn)入生烴高峰，現(xiàn)今主要處于濕氣和干氣階段；上侏羅統(tǒng)泥灰?guī)r和泥巖在早白堊世末期成熟，古近紀(jì)初期進(jìn)入生烴高峰，現(xiàn)今主要處于生油窗。烴源巖熱成熟度平面演化分析表明，由于區(qū)域熱流值從東部向西部逐漸降低，烴源巖平面熱演化程度呈現(xiàn)由東向西逐漸降低的特點(diǎn)。

4.1 中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖熱演化史

中晚侏羅世，僅東部烴源巖進(jìn)入成熟階段（圖8a），產(chǎn)少量油，以氣為主。早白堊世，東部烴源巖進(jìn)入高成熟階段（圖8b），處于凝析油—濕氣生成階段；中部烴源巖進(jìn)入成熟階段，開(kāi)始進(jìn)入生油窗。白堊紀(jì)末期，東部烴源巖進(jìn)入過(guò)成熟階段（圖8c），完全進(jìn)入干氣窗；中部和西部烴源巖全部進(jìn)入成熟階段?，F(xiàn)今，東部烴源巖處于過(guò)成熟階段（圖8d），保持在生氣窗口；中部烴源巖處于高成熟階段，進(jìn)入生氣窗口；西部烴源巖處于成熟階段。

圖8 阿姆河右岸區(qū)塊中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖熱演化平面圖Fig.8 The thermal evolution maps of Middle and Lower Jurassic coal measure source rocks in the right bank block of Amu Darya River

4.2 上侏羅統(tǒng)烴源巖熱演化史

中晚侏羅世，區(qū)內(nèi)烴源巖處于未成熟窗（圖9a）。早白堊世，東部和中部烴源巖進(jìn)入生油窗（圖9b）。白堊紀(jì)末期，東部烴源巖進(jìn)入濕氣窗，中部和西部烴源巖全部進(jìn)入大量生油階段（圖9c）?，F(xiàn)今，東部烴源巖處于干氣窗（圖9d）；中部烴源巖Ro為1.0%~1.3%，處于晚期生油窗；西部烴源巖Ro為0.7%~1.0%，處于早期生油窗。

圖9 阿姆河右岸區(qū)塊上侏羅統(tǒng)烴源巖熱演化平面圖Fig.9 The thermal evolution maps of Upper Jurassic source rocks in the right bank block of Amu Darya River

5 油氣動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程恢復(fù)

含油氣系統(tǒng)模擬表明：阿姆河右岸區(qū)塊中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖以供氣為主，上侏羅統(tǒng)烴源巖以供油為主，全區(qū)則以氣為主；烴源巖在白堊紀(jì)進(jìn)入生排烴期，古近紀(jì)達(dá)到峰值，新近紀(jì)生排烴減弱；東部構(gòu)造圈閉主要形成于喜馬拉雅中期并定型于晚期，構(gòu)造形成時(shí)間與烴源巖大規(guī)模排烴期相匹配［19-20］。根據(jù)包裹體分析結(jié)果，結(jié)合兩期成藏特征（油先氣后，持續(xù)充注；早期集中在中東部，逐漸向西部拓展，晚期東部調(diào)整），恢復(fù)了阿姆河右岸區(qū)塊的油氣動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程（圖10）。

白堊紀(jì)初期，東部中下侏羅統(tǒng)烴源巖進(jìn)入生烴門(mén)限，烴類(lèi)開(kāi)始少量生成，以液態(tài)烴為主（圖10d），但排烴量較少，研究區(qū)東南側(cè)礁灘圈閉可形成零星油藏。此時(shí)上侏羅統(tǒng)烴源巖尚未成熟。

早白堊世晚期，中下侏羅統(tǒng)烴源巖熱演化程度增加，中東部整體進(jìn)入生烴高峰階段，油氣開(kāi)始大量生成（圖10c），并向碳酸鹽巖中運(yùn)移；而中西部烴源巖尚處于低熟階段，以生油為主。此時(shí)中東部上侏羅統(tǒng)泥灰?guī)r和泥巖處于低熟—生烴高峰階段，液態(tài)烴開(kāi)始生成，油氣主要聚集在古隆起背景的背斜圈閉和礁灘體圈閉。早期聚集的油氣逐漸被驅(qū)替，形成油氣藏或局部氣藏；同時(shí)少量油氣在中上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖圈閉中聚集成藏，且東部以氣為主、中西部以油為主。

古近紀(jì)前，中西部中下侏羅統(tǒng)烴源巖處于生烴高峰—濕氣階段，東部進(jìn)入干氣階段（圖10b），天然氣大量產(chǎn)出。上侏羅統(tǒng)烴源巖則主要處于生烴高峰階段，以生油為主，東部局部進(jìn)入凝析油—濕氣階段。中上侏羅統(tǒng)砂巖圈閉早期存在的油氣藏均被驅(qū)替，形成一定規(guī)模的氣藏；中上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖圈閉近距離捕獲本層油藏被驅(qū)替的油氣，同時(shí)捕獲到下伏中下侏羅統(tǒng)煤系泥巖生成的天然氣，逐漸形成大規(guī)模的油氣藏。

新近紀(jì)至今，中下侏羅統(tǒng)烴源巖整體進(jìn)入凝析油—濕氣階段（圖10a），上侏羅統(tǒng)烴源巖成熟度進(jìn)一步增加，但生排烴減弱。在喜馬拉雅期擠壓運(yùn)動(dòng)影響下，油氣開(kāi)始重新調(diào)整：東部受擠壓作用較強(qiáng)，褶皺裂縫發(fā)育，地層抬升形成低勢(shì)能區(qū)，斷層溝通輸導(dǎo)油氣，同時(shí)接受中下侏羅統(tǒng)烴源巖以及先存氣藏改造散逸的天然氣補(bǔ)給，形成晚期氣藏；中東部地區(qū)局部早期無(wú)圈閉，但晚期擠壓形成褶皺，現(xiàn)今形成構(gòu)造-裂縫圈閉成藏；中部早期形成的油氣藏受晚期擠壓影響構(gòu)造幅度調(diào)整，由原來(lái)的寬緩低幅度圈閉演變?yōu)檎父叻热﹂]，晚期斷層溝通下伏氣源，經(jīng)過(guò)進(jìn)一步驅(qū)替形成現(xiàn)今的純氣藏，少量油藏僅在局部地區(qū)保存?？傊?，阿姆河右岸區(qū)塊經(jīng)歷了早油晚氣兩期成藏，具有“東西分異、差異驅(qū)替、調(diào)整改造”的成藏演化特點(diǎn)。東部地區(qū)油氣生成和運(yùn)移較早，但由于圈閉形成晚（形成于古近紀(jì)，定型于新近紀(jì)），因此主要保存晚期的天然氣；西部地區(qū)經(jīng)歷了晚白堊世油氣同注、古近紀(jì)以來(lái)氣驅(qū)油的演化過(guò)程，驅(qū)替強(qiáng)度的差異是現(xiàn)今油氣相態(tài)差異的主要原因。

圖10 阿姆河右岸區(qū)塊碳酸鹽巖儲(chǔ)層油氣動(dòng)態(tài)成藏過(guò)程Fig.10 Dynamic hydrocarbon accumulation process of carbonate reservoir in the right bank block of Amu Darya River

6 結(jié) 論

（1）阿姆河右岸區(qū)塊發(fā)育中下侏羅統(tǒng)煤系、上侏羅統(tǒng)泥灰?guī)r和泥巖共3套烴源巖，賦存正常原油、高成熟度凝析油、低成熟度凝析油等3 類(lèi)原油。油源對(duì)比分析表明，正常原油主要來(lái)自上侏羅統(tǒng)泥巖，兩類(lèi)凝析油主要來(lái)自中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖，且存在混源特征。

（2）阿姆河右岸區(qū)塊存在早白堊世末—晚白堊世早期、晚白堊世末期—古近紀(jì)早期共2 個(gè)主要成藏期：早成藏期以中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖生成的凝析油氣充注為主，混入部分上侏羅統(tǒng)烴源巖生成的正常原油；晚成藏期以中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖生成的天然氣充注為主。

（3）生烴演化分析表明：中下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖在早白堊世初期開(kāi)始生烴，晚白堊世初進(jìn)入生烴高峰，現(xiàn)今主要處于濕氣和干氣階段；上侏羅統(tǒng)泥灰?guī)r和泥巖在早白堊世末期成熟，古近紀(jì)初期進(jìn)入生烴高峰，現(xiàn)今主要處于生油窗。各套烴源巖的熱演化程度在平面上呈現(xiàn)由東向西逐漸降低的特點(diǎn)。

（4）阿姆河右岸區(qū)塊具有“早油晚氣、東西分異、差異驅(qū)替、調(diào)整改造”的成藏演化特點(diǎn)。東部地區(qū)油氣生成和運(yùn)移較早，但由于圈閉形成晚，因此主要保存晚期的天然氣；西部地區(qū)經(jīng)歷了晚白堊世油氣同注、古近紀(jì)以來(lái)氣驅(qū)油的演化過(guò)程，驅(qū)替強(qiáng)度的差異是現(xiàn)今油氣相態(tài)差異的主要原因。