費爾干納盆地油氣資源潛力再認識

姜生玲，李 博，張金川

(1.中國華電集團清潔能源有限公司，北京 100160；2.中國地質大學(北京)能源學院)

費爾干納盆地油氣資源潛力再認識

姜生玲1，2，李 博1，2，張金川2

(1.中國華電集團清潔能源有限公司，北京 100160；2.中國地質大學(北京)能源學院)

費爾干納盆地位于特提斯北緣盆地群、中亞侏羅系巨型煤成氣聚集帶，該盆地分屬烏茲別克斯坦、吉爾吉斯斯坦、塔吉克斯坦，油氣資源豐富，勘探開發(fā)程度差別大，再分析研究表明該盆地仍具有較大油氣資源增長和勘探開發(fā)潛力。

費爾干納盆地；油氣資源潛力；再認識

1 盆地概況

1.1 地質特征

費爾干納盆地位于圖蘭地臺(又稱中亞地臺)的東南部，圖蘭地臺為海西期硬化的年輕地臺，基底時代由加里東期(楚河盆地)至海西期，基底埋深2～12 km。

費爾干納盆地位于天山褶皺系的西端，是中天山和南天山之間的山間盆地，呈SE-NW走向，近三角形，東西長約300 km，南北寬120 km，面積約38 000 km2，最大沉積厚度11 km[1]。

費爾干納盆地為中亞地區(qū)的老采油區(qū)，該盆地中部屬于烏茲別克斯坦東部，東端和西南端部分屬于吉爾吉斯斯坦和塔吉克斯坦。費爾干納盆地屬于特提斯北緣盆地群[2]，也是中亞侏羅系巨型煤成氣聚集帶[3]，特提斯北緣盆地群是世界上重要的巨型天然氣聚集區(qū)。

費爾干納盆地具有古海灣和山間盆地背景，巨厚的沉積蓋層為盆地提供了十分豐富的油源(圖1)，至少發(fā)育古近系、白堊系及中下侏羅統(tǒng)含煤巖系3套公認的烴源巖。露頭油氣顯示十分普遍，瑪麗蘇河至今仍可看到河邊裂縫不斷滲出的原油、被原油染黑的河岸和河邊連片的原油。

圖1 費爾干納盆地結構圖( 據文獻[4]修改)

1.2 資源分布

費爾干納盆地自上而下分布新近系、古近系、白堊系和中下侏羅統(tǒng)等四套儲蓋組合，其中侏羅系和白堊系主要產氣，古近系碳酸鹽巖及碎屑巖主要產油，新近系碎屑巖為次生油藏(Ⅰ、Ⅱ油層)[1]。儲集層分布在古近系(Ⅲ-Ⅹ層油層)、白堊系(Ⅺ-ⅩⅩⅡ油層)、及中下侏羅統(tǒng)(ⅩⅩⅢ以下油層)。其中，古近系灰?guī)r和砂巖儲集層是主力含油氣層系(石油儲量占全區(qū)總儲量的72%)，其次為白堊系和新近系含油氣層系(石油儲量占全區(qū)總儲量的10%)，中下侏羅統(tǒng)砂巖為含氣巖系(其儲量占全區(qū)油氣當量的8%)。油氣藏類型以背斜、斷塊油氣藏為主，巖性油氣藏、瀝青或地蠟遮擋形成的油氣藏次之[1]。

目前費爾干納盆地內共發(fā)現56個大小不一的油氣田，20%分布于盆地北部的邊緣構造帶，80%的油氣分布于南部構造帶[4]。南部和東北部勘探程度相對較高，中部較低(圖2)。

目前費爾干納盆地內發(fā)現的油氣田，主要集中在古近系、白堊系、侏羅系，以構造油氣藏為主(圖3)。

1.3 開發(fā)簡況

費爾干納盆地油氣開采始于20世紀初，是中亞地區(qū)最老的油氣開采區(qū)。

烏茲別克斯坦境內20世紀50-60年代年產油量穩(wěn)定在近150×104t，直到戰(zhàn)略轉移到西西伯利亞之后油氣產量明顯下降至20×104t左右，直到前蘇聯(lián)解體。

吉爾吉斯斯坦1898年開始鉆井，1903年第一口油井生產，1957年年產油量達到最高49×104t，后因戰(zhàn)略轉移油氣產量下降，1991年前蘇聯(lián)解體后吉爾吉斯斯坦缺乏資金技術，大部分井處于低產、停產狀態(tài)，2000年后年產油基本維持在(6～8)×104t，累計產油僅1 340.4×104t。

圖2 費爾干納盆地含油氣田分布

圖3 費爾干納盆地南部地質剖面及主要目標發(fā)育部位

塔吉克斯坦北部油氣區(qū)位于費爾干納盆地西南部，1906年發(fā)現石油，1910年開采出原油，當年產石油8 000 t。1962年以前只有2個小油田，1962年首次發(fā)現大油田拉瓦特油田。接下來開發(fā)卡尼巴達木(1965)、阿依力坦(1967) 、北卡拉克齊庫姆(1967) 、北卡尼巴達木(1970)、尼亞孜別克(1974)等一系列油田，形成了大油氣區(qū)。

2 資源現狀

2.1 烴源巖特征

費爾干納盆地有三套烴源巖，為古近系海相泥巖、泥灰?guī)r，上白堊統(tǒng)烏斯特里奇組區(qū)域海侵層和中下侏羅統(tǒng)湖湘、沼澤相泥頁巖。盆地地溫梯度為2.5～3.0 ℃/100 m，生油窗范圍較寬。

古近系烴源巖深度分布范圍大，其成熟度因深度而異，中-晚中新世成熟，并隨埋深進一步演化。生油窗跨度較大，為2 500～6 000 m，溫度95～200 ℃。鏡質體反射率Ro為0.85%～1.15%，處于成熟生烴階段。生烴率為4.84×104t/km2，烴轉化率為5.4%，以產油為主(可達5%)(表1)。目前可能仍在生烴。

表1 費爾干納盆地烴源巖特征

白堊系烴源巖在新近紀末成熟，并隨埋深進一步生烴與演化，生烴率為(9.8～98)×104t/km2，其中液態(tài)部分達51.1×104t/km2。目前埋深在7 000 m以下，地層壓力大于70 MPa，溫度120～200 ℃，處于油氣生成的過成熟階段。

侏羅系烴源巖，早期成熟時埋深1 000～1 200 m，鏡質體反射率Ro為0.58%～0.7%，中等成熟時埋深1 400～1 600 m，產氣烴率為3%～4%，產液烴率為1%～2%，高成熟時原始埋深3 000～3 200 m，烴轉化率5.75%，以產氣為主。侏羅系烴源巖在白堊紀開始成熟，白堊紀晚期達到生烴高峰期，此時母巖埋深在1 200 m以下，中新世到上新世中期，進一步成熟。侏羅系烴源巖的生油窗深度2 400～3 300 m，溫度95～130 ℃，生氣窗2 800～4 000 m，溫度110～160 ℃。

2.2 資源量現狀

據統(tǒng)計，費爾干納盆地目前探明石油5.74×108t，天然氣1 359×108m3。其中，烏茲別克斯坦探明石油地質儲量為1.64×108t，吉爾吉斯斯坦現有油氣田全部集中在費爾干納盆地周邊，各級儲量1.22×108t。

據烏茲別克斯坦文獻資料，費爾干納盆地總的資源量為31.76×108t，目前探明石油地質儲量為1.64×108t，探明率很低，剩余資源量較大，仍有廣闊的油氣勘探開發(fā)前景。

吉爾吉斯斯坦預測資源量15.20 ×108t。塔吉克斯坦目前沒有預測資源量數據，當地專家稱應和吉爾吉斯斯坦大致相當。

以上儲量及資源量基本局限于侏羅系以上地層。侏羅系存在大套煤系地層，也有大型煤礦，白堊系、古近系的海侵地層為費爾干納盆地提供了豐富資源。費爾干納盆地中央地塹帶新生界中普遍發(fā)育超高壓異常，其與構造擠壓環(huán)境、快速沉降不均衡壓實以及持續(xù)的生烴作用有關[6]。這種超高壓環(huán)境對深層油氣的生成、聚集成藏和高產產生了重要的影響。

綜合研究認為，費爾干納盆地三疊系也有資源潛力，但最大的資源潛力應在古生界。

3 油氣資源潛力

3.1 地層結構

印度板塊北推，塔拉斯-費爾干納走滑斷層的大規(guī)模走滑，中-新生代造山運動的強烈擠壓，對盆地的發(fā)育起控制作用，盆地由拉分斷陷逐步轉化為邊緣逆沖。

傳統(tǒng)認識認為，費爾干納盆地大地構造運動可劃分為兩個構造期：①下部為強烈褶皺的古生代火成巖和變質巖系，其上為過渡的上二疊統(tǒng)和三疊系充填箕狀地塹的磨拉石建造。持續(xù)拉張沉降后覆蓋了中生代和古近紀的穩(wěn)定沉積巖；②上部為新近紀至今的造山階段磨拉石建造。侏羅系為湖沼相、海相暗色泥巖、粉砂巖、煤層夾介殼灰?guī)r與河流相雜色礫巖、砂巖、泥巖，總厚度1 500 m[4-7]，白堊系為砂泥巖層，總厚近500 m；古近紀為礁相的致密堅硬的石灰?guī)r層，厚度不超過800 m；新近紀-第四系為巨厚的達6 000 m的磨拉石建造。

研究發(fā)現沉積蓋層遠不止是侏羅系以上的中、新生代地層。在盆地周邊露頭發(fā)現石炭系厚度1 500～2 000 m，灰?guī)r、頁巖發(fā)育；上二疊統(tǒng)為河流相、湖湘、沼澤相泥頁巖、砂巖及含煤沉積；中下三疊統(tǒng)缺失，上三疊統(tǒng)為陸相雜色礫巖、砂巖、粉砂巖、砂泥巖、泥巖夾煤層，并填充在古生代基地凹陷中，厚度700 m。近年又在索河河谷發(fā)現有1 100 m中上石炭統(tǒng)地層不整合在泥盆系之上，其上層為500 m深灰色、黑色泥巖發(fā)育段，夾有少量砂巖、灰?guī)r，灰?guī)r含有大量腕足類和有孔蟲，主要為河流相、湖相、沼澤相泥頁巖、砂巖及煤層，也有海侵灰?guī)r。石炭系-古近系的多次由西至東的海侵豐富了盆地的生烴物質。可以推想在盆地內部比盆地邊緣露頭的沉積地層層位可能要多，生烴巖厚度可能要大，生烴物質可能要好。

從費爾干納盆地邊緣的地震剖面分析，盆地沉積地層也可能比原來認識的多，地震剖面中并無明顯的角度不整合，更沒有強烈褶皺的基底顯示，而且中生界底部以下的沉積厚度可能非常大。另有專家研究認為基底以上沉積地層無缺失。

再從盆地周邊露頭調查的寒武系到二疊系均發(fā)現大量液態(tài)油和瀝青顯示來看，盆地內部至少應該保留有更多的上、下古生界沉積地層。

3.2 古生界油氣資源潛力

研究表明費爾干納盆地受天山快速隆升影響，盆地快速沉積為盆地生烴創(chuàng)造了良好條件，而古生界烴源巖的發(fā)現大大增加了油氣資源潛力。

石炭系-二疊系為河流相、湖相、沼澤相泥頁巖、砂巖及含煤沉積，有機質含量豐富，且煤系地層發(fā)育，生氣條件優(yōu)越。部分探井的分散有機質和瀝青質地球化學分析表明，有機質類型為腐泥型。野外地質調查在多條古生界剖面上從寒武系到二疊系發(fā)現大量液態(tài)油、瀝青和石蠟顯示。淺鉆井也有油氣顯示，例如，20世紀70～80年代在瓊科卡拉恰特爾水銀礦床勘探時得到一系列飽和原油巖心和瀝青的古生代含油建造，個別礦井中發(fā)現了油氣流，于是得出了深部成烴的推斷。

古生界可能存在第四套烴源巖且與高、低滲透層交互，有利于油氣的形成和運聚[4]。

從盆地內部可能比盆地周邊露頭的上古生界巨厚沉積地層更厚和盆地內部可能比盆地邊緣的露頭的生烴能力更強的基本分析，可以推斷上古生界生烴潛力巨大，可能大于現有的三套生烴層系。

下古生界海相灰?guī)r生烴潛力則是下一步研究的問題。從周邊資料來看，寒武系-二疊系的海陸相沉積地層厚度巨大。費爾干納盆地在塔里木盆地西面，更靠近西面的古特提斯洋主體，海相沉積時間應長于塔里木盆地，一旦證實費爾干納盆地內的下古生界海相灰?guī)r有效生烴，費爾干納盆地的油氣資源將會有更大規(guī)模的突破。

綜上所述，費爾干納盆地古生界可能有遠比已知的三套生烴層系更強更大的生烴能力。

3.3 勘探開發(fā)潛力

3.3.1 費爾干納盆地油氣高產潛力

費爾干納盆地中央地塹帶新生界中普遍發(fā)育超高壓異常，主要目的層新近系埋深超過5 000 m,仍以液態(tài)烴產出，深層高孔高滲類砂巖儲層是河道砂巖在超高壓環(huán)境下未經正常壓實形成的，表現為取心收獲率低、生產過程中易出砂的特征；而低孔高滲類儲層與高壓形成的水力破裂裂縫有關[5]。中央地塹帶主要目的層成藏系統(tǒng)以中新世為界劃分為上部和下部系統(tǒng)，上部高產儲層主要受河道砂巖和超高壓控制，下部高產層主要受瀉湖相的含石膏碳酸鹽巖儲層控制。

費爾干納盆地中央和周邊均不乏油氣高產井，盆地北部曾經鉆出過單井日產油2×104t的超高產井，費爾干納盆地具有油氣高產能力。

3.3.2 費爾干納盆地形成大氣田潛力

費爾干納盆地位于賈承造院士提出的富氣的特提斯構造帶北緣盆地群[2]。據戴金星院士研究[3]煤成氣大氣田形成主控因素，指出若某一地區(qū)(圈閉)具有以上7個要素中的2個甚至更多的因素，則發(fā)現大氣田的概率就高。費爾干納盆地周邊具有①發(fā)育在生氣中心及其周緣；②古近系以來快速沉積導致的成藏期晚；③位于低氣勢區(qū)等7個要素中的前3個主控因素，因此具有發(fā)現大氣田的優(yōu)越條件。

3.3.3 費爾干納盆地深層勘探開發(fā)潛力

費爾干納盆地古生界地層應該是遠景地層，山間出露巖性為礁相。費爾干納盆地大部分地區(qū)古生界均有油氣顯示，阿拉什和阿拉瑪什克的某些井里從古生界地層中獲得油流，日產量10 t，并計算了儲量。類比中國塔里木盆地塔河等古生界海相碳酸鹽巖大油氣田，古生界地層可以作為費爾干納盆地最有價值的油氣遠景區(qū)。費爾干納盆地最深部的古生界頂界深度達12 000 m，因此近期只能在盆地邊緣地帶進行鉆探。

4 結束語

從以上分析看出，費爾干納盆地生烴條件優(yōu)越，古生界生烴潛力巨大，油氣資源量可能規(guī)模增長。同時費爾干納盆地具有高產和形成大油氣田的條件，加上古生界基本沒有鉆探，勘探開發(fā)潛力巨大。

[1] 朱毅秀,劉洛夫,林暢松．中亞地區(qū)費爾干納盆地油氣地質特征[J].蘭州大學學報(自然科學版)，2005，41(1)：25-31．

[2] 賈承造,楊樹峰,陳漢林等著．特提斯北緣盆地群構造地質與天然氣[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001：49-61．

[3] 戴金星．中亞煤成氣聚集域形成及其氣源[J].石油勘探與開發(fā),1995,22(3)：1-6．

[4] 劉傳鵬,林承焰,趙玉華，等．費爾干納盆地油氣資源潛力與勘探新領域[J].沉積與特提斯地質,2008,28(1)：96-102．

[5] 徐洪,楊玉峰．費爾干納盆地超深層油氣成藏系統(tǒng)[J].石油實驗地質,2014,36(4)：450-458．

[6] 郇玉龍,劉國宏,劉志勇,等．阿拉伊盆地構造地質特征與油氣條件分析[J].油氣地球物理, 2009,7(1):34-38．

[7] 郇玉龍．中亞地區(qū)阿拉伊盆地構造地質特征與油氣條件分析[J].海相油氣地質,2009,14(2)：31-36．

編輯：吳官生

1673-8217(2015)04-0047-04

2015-03-10

姜生玲，博士，1984年生，2007年獲畢業(yè)于中國地質大學(北京)，2015獲中國地質大學(北京)博士學位,現主要從事常規(guī)、非常規(guī)油氣勘探開發(fā)綜合研究方面的工作。

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