费尔干纳盆地南缘巴特肯区块油气资源潜力评价

李 超，杜江民，于晓菲，陈昱兴，闫星旭，刘素彤

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069;2.陕西延长石油国际勘探开发工程有限公司,陕西 西安 710075；3.石家庄经济学院 资源学院,石家庄 050031；4.西安石油大学 地球科学与工程学院,陕西 西安 710065)



·地球科学·

费尔干纳盆地南缘巴特肯区块油气资源潜力评价

李 超1,2，杜江民1,3，于晓菲2，陈昱兴2，闫星旭2，刘素彤4

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069;2.陕西延长石油国际勘探开发工程有限公司,陕西 西安 710075；3.石家庄经济学院 资源学院,石家庄 050031；4.西安石油大学 地球科学与工程学院,陕西 西安 710065)

综合利用地质、地震、测井、实验分析等资料,研究费尔干纳盆地巴特肯地区的构造格局、构造演化、地层特征、油气藏类型、油气分布情况,评价其油气资源潜力。结果表明,该区在新近系前发育两条稳定的断裂,进入新近系后断裂活动强烈,发育一系列伴生断层,最终形成现今南北两隆起背斜、中间一平台的构造格局；研究区主要发育4套油气组合,侏罗系一套,白垩系三套,油气藏类型包括带油环或不带油环的凝析气藏和油藏。研究后认为，研究区石油剩余可采储量有限,而天然气具有一定的勘探潜力。

费尔干纳盆地； 巴特肯区块； 构造演化； 油气分布

费尔干纳盆地位于哈萨克斯坦板块南部,是天山山系中在古生界基底上形成的中、新生代山间断陷盆地,其形态近于三角形，呈北东东—南西西向延伸,面积4×104km2[1-3]。20世纪50年代，年产油量达到近150万t[4-5],虽然经过了多年的勘探和开发,但仍有较大的资源潜力[6]。巴特肯区块包括北里士坦、南里士坦、萨雷卡梅什和萨雷托克4个小构造,全部位于费尔干纳盆地南缘褶皱带上。受南北构造运动的影响,盆地南缘褶皱带上发育形成一系列受构造和断裂控制的圈闭,从油气分布规律和含油气远景评价来看,这些圈闭是十分有利的油气富集区。

1 地质特征

1.1 构造特征与演化

1.1.1 构造特征 费尔干纳盆地位于天山褶皱系西端,在构造上分成3大构造单元,即北部边缘构造带、盆地中央带和南部构造带(见图1)。油气田沿盆地周边断裂分布,主要分布在与逆断层伴生而成的背斜中。盆地圈闭类型丰富,不仅发育背斜、断背斜、断鼻和断块等圈闭,在盆地边部和南、北褶皱带，因沉积关系还发育地层圈闭和岩性圈闭。

从平面上看,研究区主要发育6条断层,均为逆断层。断层走向主要为北东东向、近东西向和近南北向,其中北东东向和近东西向断层相对发育,断层数量多,断距大,延伸距离远,对该区构造的发育起主控作用;近南北向断层数量少,断距小,延伸距离短,对该区的构造起分隔作用。其中4号断层主要切割白垩系中下部地层及其下覆侏罗系地层,其余5条断层主要切割古生界到古近系地层。受断层控制,整个区块划分为3个相对完整的构造条带。南北两个构造带分别受两条断层夹持,形成狭窄的东西延伸长背斜,中部构造条带在地层向南抬升的过程中受断层遮挡发育断背斜。由于应力场的不均匀性,研究区北部发育近南北向展布的走滑断层,将北部褶皱构造分为东西两部分多个小构造,其中西部构造规模大，东部构造规模小(见图2)。

图2 巴特肯区块XIV号层顶构造图Fig.2 The top structure of the XIV layer in the Batken Block

1.1.2 构造演化 费尔干纳盆地的构造演化分为5个阶段[7-8]:盆地形成阶段(古生代),复合裂谷形成阶段(晚二叠世到三叠世,由造山带塌陷作用引起),初期裂谷拗陷阶段(早侏罗世到晚侏罗世210～150 Ma,由热沉降作用引起),晚期裂谷阶段(晚侏罗世到晚渐新世150～23.3 Ma,由与走滑作用相关的热沉降作用引起),挤压作用阶段(中新世23.3 Ma至今,由喜山运动引起)(见图3A)。

研究区位于费尔干纳盆地南部构造带上,本文在区域构造演化的基础上,应用地震勘探资料,对该区构造演化进行研究。研究认为，侏罗系沉积期盆地属于裂谷拗陷阶段,地层从南到北沉积比较均匀,受两条南倾正断层的控制,将区块划分为两个顺向断块;白垩系沉积期，断裂发育稳定,地层从南到北沉积比较均匀,继续受两条南倾正断层的控制,将区块划分为两个顺向断块;古近系沉积期，断裂发育稳定,受早期两条南倾正断层的影响,地层中间沉积较薄,南北沉积稍厚,全区依然呈现两个顺向断块;进入新近系以后,受南北挤压应力场的影响,全区断裂活动强烈,地层在沿原有两条断裂带逆冲挤压的同时,发育一系列伴生断层,同时也随之抬升而遭受剥蚀;最终形成现今南北两隆起背斜、中间一平台的构造格局(见图3B)。

1.2 地层特征

研究区基底为古生界火成岩和变质岩，自下而上发育侏罗系、白垩系、古近系和第四系。侏罗系下部为煤下组,岩性以凝灰岩为主,中部为含煤组,发育大段煤层和泥岩层,上部为煤上组,岩性以灰色泥岩为主;白垩系自下而上划分为姆扬组、利亚坎组、克济尔—皮里亚尔组、卡拉琴组、乌斯特里奇组、亚罗瓦奇组、杂色岩组和羌格尔塔什组,碳酸盐岩和碎屑岩均有发育,最下部发育棕色、红色砂泥岩互层,中部发育棕色、灰色灰岩、白云岩,上部发育杂色砂泥岩互层,最上部发育大段石膏岩;古近系自下而上划分为布哈尔组、苏扎克组、阿莱组、土尔克斯坦组、里士坦组、伊斯法林组、哈纳巴茨组和苏姆萨尔组,自下而上依次发育灰色夹杂石膏层的砂泥岩互层,灰色、灰白色生物灰岩、白云岩互层,红色、灰色砂泥岩段;第四系自下而上划分为马斯萨格茨组和索赫组,主要发育深红色泥岩和杂色砾岩(见图4)。

图3 费尔干纳盆地及巴特肯区块构造演化示意图Fig.3 Structural evolution of the Fergana Basin and Batken Block

1.3 生储盖组合

1.3.1 烃源岩 费尔干纳盆地有3套烃源岩,分别为中下侏罗统湖相、泻湖相泥页岩及含煤泥岩[9-10],上白垩统乌斯特里奇组泥岩、泥灰岩和古近系海相、泻湖相泥岩及泥灰岩。

侏罗系烃源岩厚度20～110 m,在白垩纪时开始成熟,白垩纪晚期达到成熟生烃高峰期；中新世到上新世中期,随埋藏深度加大而进一步成熟,有机碳质量含量为0.27%～2.0%,有机质类型为腐殖型。

白垩系烃源岩在新近纪末期成熟,并随埋深进一步生烃与演化,有机碳质量含量为0.03%～0.70%,有机质类型为腐泥-腐殖型,处于油气生成的过成熟阶段。

古近系烃源岩厚度在150 m左右,有机质质量含量0.2%～2.0%,平均1.37%,有机质类型为腐泥型,镜质体反射率R0为0.85%～1.15%,处于成熟生烃阶段,主要生烃类型是生油(见表1)。

表1 费尔干纳盆地烃源岩特征

Tab.1 Characteristics of Hydrocarbon Source Rocks in the Fergana Basin

时代EKJ2-J3岩性泥岩、泥灰岩泥岩、灰岩泥页岩、含煤泥岩、煤系沉积环境海相、泻湖相泻湖相、滨浅海相湖相、泻湖相烃源岩厚度/m15020～110埋藏深度/km45～555～66有机碳含量/%02～20003～07027～20氯仿沥青含量/%005～10039有机质类型腐泥型腐泥-腐殖型腐殖型主要生烃类型生油生油气生气烃转化率/%54<50生烃量/108t194111248

图4 巴特肯区块地质剖面图Fig.4 Geological section of the Batken Block

1.3.2 储层 费尔干纳盆地的储集层发育,目前发现的油气层主要集中于侏罗系、白垩系、古近系及新近系4套含油气层序中,前两套层序主要产天然气,后两套层序主要产石油。

研究区含油气层位主要为侏罗系XXIV/XXV号层和白垩系XIV，XVI/XVII， XVIII号层, 其中XIV，XXIV/XXV层为碎屑岩储层, XVI/XVII， XVIII为碳酸盐岩储层。 XXIV/XXV层发育多套煤层, 砂岩多期次发育, 砂厚大于30 m;XVI/XVII，XVIII层均发育有大套灰岩,夹杂泥岩和白云岩。XIV层砂岩较厚,连续性较差,发育细砂岩、粉砂岩和泥岩互层,平均可达40 m。

XXIV/XXV号层为孔隙型碎屑岩储层,是主力产气层。岩性成分主要为石英,占矿物质量总含量的78.12%,其次为黏土矿物和铁白云石,而黏土矿物成分中又以高岭石为主,占黏土质量总含量的63.8%,其次为伊利石和绿泥石。孔隙度最小值为6.04%,最大值为19.14%,平均孔隙度10.75%,小于12%的样品占66.67%,渗透率最小值为0.768×10-3μm2,最大值为3.788×10-3μm2,平均渗透率2.50×10-3μm2,大于1×10-3μm2的样品占83.33%,孔隙度和渗透率相关性较差。该层属于中—低孔、特低渗砂岩储层。

XVIII号层为裂缝型碳酸盐岩储层,是主力产气层。岩性主要为灰白色和灰色灰岩。灰岩主要以铁方解石为主,质量含量多在75%～95%,含少量云质。黏土的矿物成分为伊利石。孔隙度最小值为0.6%,最大值为14.8%,渗透率最小值为0.005×10-3μm2,最大值为0.708×10-3μm2,孔隙度和渗透率相关性较差；孔隙以晶间孔隙为主,发育水平裂缝,裂缝被褐色泥质或亮晶碳酸岩充填。灰岩矿物包括自生矿物和陆源矿物,自生矿物以方解石为主,陆源矿物以伊利石为主,粒屑以球粒为主,偶含砾屑、鲕粒等成分,填隙物主要为亮晶胶结。

XVI/XVII号层为孔洞-裂缝型含油气储集层,以产油为主。岩性主要为角砾白云岩和角砾灰岩。角砾白云岩主要以铁白云石为主,质量含量多在55%～85%,其次为泥质,质量含量多在20%～25%,含少量灰质。角砾灰岩主要以方解石为主,质量含量多在55%～80%,其次为泥质,质量含量在20%～25%,含少量云质。白云岩的孔隙度和渗透率较大,孔隙度最小值为1.21%,最大值为24.2%,渗透率最小值为0.010×10-3μm2,最大值为17.635×10-3μm2;而灰岩孔隙度和渗透率较小,孔隙度最小值为0.59%,最大值为6.82%,渗透率最小值为0.004×10-3μm2,最大值为1.189×10-3μm2。储集空间主要为受局部张力形成的构造缝,因早期构造作用或干化失水收缩而成的微裂缝,沉积时生物的软组织腐化形成的生物体腔孔、格架孔及在孔隙基础上形成的孔隙型溶洞。

XIV号层为孔隙型砂岩储集层,是主力产气层。岩性为黏土性砂岩、粉砂岩,粒径小于0.01 mm的占46.9%,0.1～0.25 mm的占52.4%,大于0.25 mm的占0.7%,岩石的颗粒较小,具有石英含量高、长石含量低的特点,石英质量含量在65%～85%,长石质量含量在15%～35%。孔隙度最小值为6.04%,最大值为19.14%,渗透率最小值为0.768×10-3μm2,最大值为3.788×10-3μm2。储层呈孔隙充填及搭桥状产出,以胶结为主,石英、长石加大II—III级,溶解作用较强烈。黏土矿物成分以伊利石为主,其次为高岭石和绿泥石。

1.3.3 盖层 从区域范围看,盆地区域性盖层主要包括上侏罗统厚层泥岩和石膏岩、下白垩统厚层泥岩和上始新统至渐新统泥岩,局部、准区域性盖层包括古近系古新统和始新统的泥岩、泥灰岩、膏岩以及上白垩统的白云岩。另外,中新统、上新统沉积中的层间泥岩和泥灰岩等致密岩层封闭了新近系储集层,也是重要的盖层。

从研究区看,侏罗系含煤组XXIV，XXV号层的盖层是上侏罗统煤上组上部和下白垩统姆扬组下部的大段泥岩和石膏岩,白垩系利亚坎组XVIII号层的盖层是下白垩统克济尔—皮里亚尔组的泥岩段,白垩系乌斯特里奇组XVI，XVII号层的盖层是上白垩统亚罗瓦奇组的泥岩和泥灰岩段,白垩系杂色岩组XIV号层的盖层是上白垩统羌格尔塔什组的泥岩和石膏岩(见图4)。

2 油气藏类型与特点

2.1 油气藏类型

确定油气藏类型是油气藏发现后制定进一步勘探和开发政策的重要基础。当前油气藏类型判别方法有相态研究方法和经验统计方法两大类,由于研究区缺乏压力、温度等测试数据,因此采用经验统计法来判别油气藏类型。

经验统计方法是根据已知的大量油气藏的地层流体组成及特征参数,来寻找不同类型的规律,指导油气藏类型判别。根据前人总结,经验统计法有14种,常用的方法有以下几种:四参数方框图判别法、Φ1参数判别法以及凝析气藏是否带油环法等[11-12]。本文在多种方法判别结论的基础上进行综合判别,认为XXV，XXV号层为无油环凝析气藏,XVIII号层为无油环或带油环凝析气藏,XVI，XVII号层为带凝析气顶油藏,XIV号层为无油环凝析气藏(见表2)。

表2 巴特肯区块凝析气藏油气藏类型综合判别表

Tab.2 Table of comprehensive discrimination of condensate gas reservoir type in Batken block

层位构造四参数方框图法ϕ1参数判别法凝析气藏是否带油环判别法综合判别XXIV，XXV北里士坦、南里士坦无油环凝析气藏无油环凝析气藏无油环无油环凝析气藏萨雷卡梅什、萨雷托克无油环凝析气藏无油环凝析气藏无油环无油环凝析气藏XVIII北里士坦、南里士坦带油环凝析气藏无油环或带油环凝析气藏无油环或带油环无油环或带油环凝析气藏萨雷卡梅什、萨雷托克无油环凝析气藏无油环凝析气藏无油环无油环凝析气藏XVI，XVII北里士坦油藏凝析气顶油藏油藏油藏XIV北里士坦、南里士坦无油环或带油环凝析气藏无油环凝析气藏无油环无油环凝析气藏萨雷卡梅什、萨雷托克无油环凝析气藏无油环凝析气藏无油环无油环凝析气藏

2.2 油气藏特点

通过上述研究,研究区油气藏类型除了北里士坦构造XVI，XVII号层发育油藏以外,其他均发育凝析气藏,其中又以无油环凝析气藏为主,发育少量不带油环凝析气藏。

凝析气藏是一种特殊的油气资源,它最主要的特点就是会发生反凝析现象。在凝析气藏衰竭式开发过程中,当储层压力降低到露点线以下时,会发生反凝析现象,析出凝析油,凝析油会附着于储层岩石表面，不断积聚并堵塞流体通道,使得气相渗透率急剧下降,导致大幅度的减产；当压力下降至某点以后,凝析油开始蒸发,含量逐渐降低,直至再次与露点相交,完全变成气相[13-14]。

带油环的凝析气藏相比不带油环的凝析气藏更为复杂,其开发过程中会伴随着气顶反凝析、油环溶解气逸出、储层再压实及流体膨胀、原生水蒸发、边底水入侵等一系列复杂的相态转化及能量交换。因此,带油环的凝析气藏的地层压力降低除了与井流物的产量有关外,还与反凝析、溶解气逸出等因素有关[15]。

在开发过程中,为了尽可能地提高干气、凝析油和原油的采收率,凝析气藏开发方式的选择就尤为重要。通常凝析气藏的开发方式主要有衰竭式开发、保持压力开发和部分保持压力开发3种形式,应该通过地层压力、凝析油含量、边底水等情况综合分析,选择合理的开发方式,本文不再赘述。

3 油气资源潜力及开发对策

3.1 油气分布特征

3.1.1 含油气边界的确定 在纵向上,根据研究区块单井试油气和生产资料,利用油气藏剖面确定含油气边界的海拔范围(见图5)。在平面上,首先利用最新地震资料，根据已确定的含油气海拔边界确定范围,再结合储层平面展布和生产、测试数据,对该范围边界进行调整,确定含油气边界。

3.1.2 有效厚度的确定 首先按不同层位，根据测、录井资料，划分和统计研究区内所有井的有效厚度,再综合构造、储层展布特征来编制有效厚度平面图。由于断层的分隔,研究区通常发育多个不同边界的油气单元,本文综合不同油气单元的有效厚度来获得研究区该层的平均有效厚度值为

(1)

3.1.3 油气分布 研究区发育多套含油气组合, 主要有侏罗系含煤组XXIV/XXV号含气层,白垩系利亚坎组XVIII号含气层, 乌斯特里奇组XVI/XVII号含油层和杂色岩组XIV号含气层。油气层分布呈现层位多、分布散的特点。

XXIV/XXV号层在研究区中部南里士坦构造和南部萨雷卡梅什、萨雷托克构造发现工业气流,在南里士坦构造未见大的断层发育,主要受构造控制,天然气分布于构造高部位;而在萨雷卡梅什、萨雷托克构造内，因受构造和3条断层夹持所控制。在西部萨雷卡梅什构造,天然气主要分布在构造高部位；在东部萨雷托克构造,天然气分布在构造高部位,同时被一条北西—南东向构造分隔成东西两个小单元,这两个小单元中西部含气面积小,东部含气面积大。XXV号层含气面积4.569 km2,平均有效厚度5.12 m,XXIV号层含气面积5.584 km2,平均有效厚度8.35 m。

图5 巴特肯区块南里士坦构造东西向气藏剖面图Fig.5 East-west gas reservoir profile of south ristan structure in the batken block

XVIII号层在研究区北部北里士坦构造和中部南里士坦构造发现工业气流。在北里士坦构造中，其受构造和两条断层夹持控制,油气主要分布在构造中部;在南里士坦,主要受构造控制,油气分布在构造高部位。XVIII号层含气面积2.301 km2,平均有效厚度12.45 m。

XVI/XVII号层在研究区北部北里士坦构造发现工业油流,是带凝析气顶油藏,平均气油比值为157 m3/t。受构造和断层控制,XVI号层油气分布在构造西部和中部,含油面积为1.659 km2,有效厚度为4.8 m;XVII号层油气分布与XVI号层相似,含油面积1.067 km2,有效厚度为11 m。

XIV号层在研究区北部北里士坦和南部萨雷卡梅什、萨雷托克构造发现工业气流。在北里士坦构造中，其受构造和断层控制,天然气主要分布在构造西部和中部;在萨雷卡梅什构造,天然气主要分布在构造高部位;在萨雷托克构造,天然气分布在构造高部位,同时被一条北西—南东向构造分隔成东西两个小单元,这两个小单元中，西部含气面积小,东部含气面积大。XIV号层含气面积3.503 km2,平均有效厚度4.87 m。

利用容积法计算储量,得到研究区石油可采储量为11.19×104t,剩余可采储量为2.04×104t;天然气可采储量为1 889.7×106m3,剩余可采储量为511×106m3。

3.2 开发对策建议

1)挖潜已完钻井潜力。鉴于海外区块投资成本大的情况,为了控制投资成本,建议对研究区已完钻井的潜力进行挖潜。对苏联时期获得工业油气流但因井身被破坏而目前不具备生产能力的井进行修复。如北里士坦构造26井,通过资料和当地走访确认该井具有生产能力,但目前没有产量,通过探试得知其射孔段被异物填堵,建议对其进行修复;对苏联时期钻遇油气层但因某些原因没有生产的层位进行补射试产,如南里士坦1井钻遇多套气层,逐层上返测试后,由于当时的技术限制对下部高产层没有生产,建议采取措施对被封堵的高产层位进行测试、生产;摸查近期新钻井,对尚未打开的有利油气层位进行测试、生产,如南里士坦65井白垩系XIV号气层。

2)部署新的评价井。根据此次研究成果,勘探重点区域为研究区中部南里士坦构造含气区域内,建议部署两口评价井(见图2)。部署时依据以下5个原则：评价井能够最大程度地控制构造和储层;优先在构造高部位、地层压力相对较高的区域布井;对落实油水边界具有指导意义;能兼探其他层系;为后续规模开发提供依据及指导。

3)针对凝析气藏的特点进行开采。针对凝析气藏的特点,对每口单井不同阶段采取不同的开发方式：投产初期,处于保护开采阶段,为了避免凝析油污染,应合理配产,尽可能延长露点线以上的开采时间;在反凝析阶段,需要通过系统研究得出准确的相图,此时应快速通过,尽早进入蒸发阶段,使得已析出的凝析油再次蒸发气化,降低储层污染。

4 结 论

1)研究区在侏罗系受两条南倾正断层的控制,将区块划分为两个顺向断块；白垩系和古近系沉积期断裂发育稳定,全区依然呈现两个顺向断块；进入新近系以后,发育一系列伴生断层,地层也随之抬升遭受剥蚀,最终形成现今南北两隆起背斜、中间一平台的构造格局。平面上受4条近东西向的逆断层控制,将整个区块划分为3个相对完整的构造条带。

2)研究区主要发育4套含油气组合,其中侏罗系一套(XXIV/XXV号层为无油环凝析气藏)白垩系三套(XVIII号层为无油环或带油环凝析气藏,XVI/XVII号层为带凝析气顶的油藏,XIV号层为无油环凝析气藏)。

3)研究区石油剩余可采储量有限,仅为2.04×104t,不具备勘探价值;天然气剩余可采储量较大,为511×106m3,具有一定的勘探开发价值。

4)建议在部署评价井位的同时,对已完钻井的潜力进一步挖掘；开采时应根据凝析气藏特点进行方案设计。

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(编 辑 雷雁林)

The oil and gas resource potential of Batken block in the southern edge of Fergana Basin

LI Chao1,2， DU Jiangmin1,3， YU Xiaofei2, CHEN Yuxing2,YAN Xingxu2, LIU Sutong4

(1.State Key Laboratory of Continental Dynamics/Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China；2.Shaanxi Yanchang Petroleum International Exploration & Development Engineering Co., Ltd., Xi′an 710075, China；3.College of Resources, Shijiazhuang University of Economics, Shijiazhuang 050031, China；4.Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065， China)

The Batken block, which was located in the southern structure edge of the Fergana Basin, had been developed in the Soviet era. Due to the technical, political, economic and other factors, its oil and gas potential has not been fully excavated. In order to explore the potential, the paper studied the tectonic framework, tectonic evolutions, formation characteristics, reservoir types, oil and gas distribution, then evaluated its oil and gas resource potential and made suggestions by using of the geological and geophysical dates (such as seismic, logging, laboratory analysis, etc). It showed that the area developed two stable fractures before the Neogene then a series of associated fault in Neogene because of the strong fault activities, finally developed two ridge anticline located in the south and north and a platform located in the middle; which mainly developed four sets of oil gas combined, one in Jurassic, while three in Cretaceous. The reservoir types included oil reservoir and gas condensate with or without oil ring. Remaining recoverable reserves of oil is little but the gas reserves exploration had more potential. It suggested to explore the potential of existing wells as well as drill new wells.

Fergana Basin； Batken block； tectonic evolution； oil and gas distribution

2015-09-25

李超，男，陕西子洲人，从事油气田勘探研究。

TE122

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-06-018