巴布亞褶皺帶油氣藏類型與成藏模式

陳景陽，張 洋，王 濤，龍 旭

(中海油研究總院，北京 100028)

巴布亞褶皺帶油氣藏類型與成藏模式

陳景陽，張 洋，王 濤，龍 旭

(中海油研究總院，北京 100028)

巴布亞褶皺帶處于巴布亞盆地晚期弧陸造山的逆沖推覆構(gòu)造帶上，由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈，油氣成藏十分復(fù)雜。在構(gòu)造、沉積和地球化學(xué)等資料的基礎(chǔ)上，通過對(duì)油氣藏的詳細(xì)解剖，系統(tǒng)總結(jié)了油氣藏類型、油氣成藏主控因素和成藏模式。研究表明:該區(qū)共存在侏羅系和下白堊統(tǒng)2套烴源巖以及中生界和新近系2套成藏組合;共劃分為3種油氣藏類型，即擠壓背斜型油氣藏、生物礁-背斜型油氣藏以及斷層遮擋型油氣藏。論述了巴布亞褶皺帶內(nèi)的西段旁生側(cè)儲(chǔ)型、中段自生自儲(chǔ)型和東段下生上儲(chǔ)型3種成藏模式的特征和形成機(jī)制，對(duì)研究區(qū)未來的油氣勘探具有指導(dǎo)意義。

巴布亞盆地;前陸盆地;巴布亞褶皺帶;油氣藏類型;成藏模式

0 引言

巴布亞盆地主體區(qū)位于南太平洋的巴布亞新幾內(nèi)亞島境內(nèi)，向西延伸至印度尼西亞巴布亞伊利安省，向南則與澳大利亞相鄰，現(xiàn)今為弧后前陸盆地。巴布亞褶皺帶位于巴布亞弧后前陸盆地造山帶一側(cè)，總體呈北西—南東向展布，長(zhǎng)約為600 km，寬約為130 km。目前，全盆地約86%油氣發(fā)現(xiàn)集中在該區(qū)，其可采儲(chǔ)量約為6×108t油當(dāng)量。與中國中西部陸陸碰撞造山特征不同［1］，巴布亞盆地自中新世以來遭受了多期火山島弧拼貼作用［2-5］。造山強(qiáng)度的平面差異性造成伊利安褶皺帶(印尼境內(nèi))、巴布亞褶皺帶和奧雷褶皺帶構(gòu)造樣式和油氣成藏的差異性［6-9］，具體表現(xiàn)為巴布亞褶皺帶內(nèi)西段、中段和東段油氣成藏條件和過程的差異性和復(fù)雜性?；谧钚卵芯砍晒?，在詳細(xì)解剖油氣藏的基礎(chǔ)上，對(duì)巴布亞褶皺帶的油氣藏類型和成藏模式進(jìn)行了分段研究。

1 油氣藏地質(zhì)條件

1.1 烴源巖

巴布亞褶皺帶已證實(shí)的烴源巖主要有侏羅系和白堊系2套(圖1)。侏羅系烴源巖主要為海陸過渡相泥巖，生源為陸生高等植物，形成于相對(duì)氧化的沉積環(huán)境，干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型，為研究區(qū)的主力生供烴層系。其中，中下侏羅統(tǒng)Barikewa組和Magobu組有機(jī)碳含量高，主要集中在1.0%～2.0%;上侏羅統(tǒng)Imburu組有機(jī)碳含量相對(duì)較低，呈雙峰分布于0.5%～1.0%和1.0%～2.0%。褶皺帶東、西段前陸凹陷區(qū)的上侏羅統(tǒng)烴源巖已經(jīng)開始成熟，中段中下侏羅統(tǒng)烴源巖則普遍進(jìn)入成熟門限。白堊系淺海相泥巖形成于相對(duì)還原沉積環(huán)境，總有機(jī)碳含量為 0.5%～2.0%，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ2—Ⅲ型，其中Ⅲ型占優(yōu)勢(shì)，開始進(jìn)入成熟門限的下白堊統(tǒng)烴源巖主要分布在褶皺帶東段。整體上褶皺帶發(fā)育偏腐殖型烴源巖，富氣貧油，油氣相態(tài)以氣、凝析油為主。

1.2 成藏組合

巴布亞褶皺帶總體上存在中生界和新近系2套成藏組合(圖1)。其中，中生界成藏組合油氣主要來自侏羅系烴源巖，縱向上分布在上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)碎屑巖儲(chǔ)層中，平面上則集中分布在褶皺帶中、西段，西段儲(chǔ)層主要為下白堊統(tǒng)Toro組濱淺海相［10］砂巖，蓋層為白堊系區(qū)域海相泥巖;中段儲(chǔ)層包括上侏羅統(tǒng)Iagifu、Digimu組河流三角洲前緣相砂巖和下白堊統(tǒng)Toro組砂巖，蓋層為上侏羅統(tǒng)層間泥巖和白堊系區(qū)域海相泥巖。中生代碎屑巖儲(chǔ)層為中孔、高滲型儲(chǔ)層，孔隙度以10%～20%為主，滲透率基本大于100×10-3μm2。第三系成藏組合油氣來自侏羅系和下白堊統(tǒng)烴源巖，油氣縱向上主要分布在第三系Puri組礁灰?guī)r中，發(fā)育3種類型生物礁:臺(tái)緣礁、環(huán)礁和塔礁，受前陸凹陷區(qū)發(fā)育的深水泥巖封蓋，平面上則局限分布在巴布亞褶皺帶東段。

圖1 巴布亞褶皺帶綜合柱狀圖

2 油氣藏類型

歷經(jīng)約50 a的油氣勘探，目前在巴布亞褶皺帶共發(fā)現(xiàn)了23個(gè)油氣藏，依據(jù)油氣藏圈閉類型和成藏過程等差異性，可劃分為斷層遮擋型、擠壓背斜型和生物礁-背斜復(fù)合型3類。

2.1 斷層遮擋型油氣藏

以Pnyang凝析氣田為典型代表，該氣田位于巴布亞褶皺帶西段基底卷入型構(gòu)造的西南翼(圖2)，2條南傾逆沖斷裂將氣藏分割為南北2個(gè)斷層傳播褶皺。儲(chǔ)層主要為下白堊統(tǒng)中、下臨濱沉積的灘和席狀砂巖，分布穩(wěn)定，粒級(jí)為細(xì)—中粒，分選中—好，孔隙度平均為14%，滲透率平均為275× 10-3μm2，屬于中等儲(chǔ)層。蓋層為區(qū)域性發(fā)育的白堊系海相泥巖，累計(jì)厚度近千米。油氣主要來源于西南側(cè)與之相鄰的小型前陸盆地，受前陸地層沉積影響，前陸盆地內(nèi)上侏羅統(tǒng)烴源巖均已成熟并排烴，油氣在勢(shì)能差的驅(qū)動(dòng)下向較高部位的低勢(shì)區(qū)運(yùn)移聚集。受擠壓斷層的側(cè)向遮擋作用，油氣并未進(jìn)一步向高部位運(yùn)移逸散，最終在構(gòu)造翼部成藏。該類油氣成藏的主控因素是逆沖斷層具有較強(qiáng)的側(cè)向封堵能力。

2.2 擠壓背斜型油氣藏

Iagifu-Hedinia油氣田位于巴布亞褶皺帶中部，圈閉形成于晚中新世—晚上新世，為斷層傳播褶皺，受小型應(yīng)力調(diào)節(jié)型背沖斷層發(fā)育的影響，形成Iagifu和Hedinia 2個(gè)背斜高點(diǎn)(圖3)。主要儲(chǔ)層為下白堊統(tǒng)Toro組濱岸砂巖，呈北西—南東展布，厚度穩(wěn)定，約為100 m，凈總比高達(dá)90%，孔隙度平均為14%，滲透率一般大于300×10-3μm2。上侏羅統(tǒng)Digimu組河道切谷砂巖和Iagifu組河口壩砂巖為次要儲(chǔ)層，呈北東—南西展布，該油田并非三角洲垛葉主體發(fā)育區(qū)，砂巖累計(jì)厚約為30 m。蓋層主要為白堊系區(qū)域分布的海相Ieru組泥巖和上侏羅統(tǒng)層間泥巖。油氣來源于相鄰逆沖構(gòu)造間的微型盆地，因擠壓推覆作用，造成前陸盆地先前沉積的地層發(fā)生重復(fù)疊置，中下侏羅系烴源巖受此影響而成熟生烴，構(gòu)造擠壓作用強(qiáng)化了油氣運(yùn)移聚集。油氣成藏控制因素是區(qū)域穩(wěn)定分布的泥巖蓋層以及逆沖擠壓造成微型盆地具備高效生、排烴能力。

圖2 巴布亞褶皺帶西段油氣成藏模式

圖3 巴布亞褶皺帶中段油氣成藏模式

2.3 生物礁-背斜復(fù)合型油氣藏

Elk-Antelope凝析氣田位于巴布亞褶皺帶東段隱伏褶皺區(qū)(圖4)，是巴布亞盆地最大的生物礁型油氣藏［11］。

氣田呈北西—南東走向，受調(diào)節(jié)斷裂控制，存在南、北2個(gè)高點(diǎn)。南部為Antelope生物礁，巖性為中新統(tǒng)Puri組礁灰?guī)r和白云巖。生物礁發(fā)育末期，海平面下降，礁體頂部暴露出水面遭受淋濾，形成溶蝕縫洞，并發(fā)生了準(zhǔn)同生白云化，孔隙度和滲透率增大，同時(shí)受疊合晚期構(gòu)造擠壓作用，發(fā)育孔隙和裂縫雙重介質(zhì)型儲(chǔ)層，為該氣田主要儲(chǔ)集層。北部則為Elk逆沖背斜構(gòu)造，巖性為同期的碳酸鹽巖臺(tái)地，以裂縫型儲(chǔ)層為主，孔隙型儲(chǔ)層基本不發(fā)育。蓋層為前陸層序的上新統(tǒng)—更新統(tǒng)的Orubadi-Era組泥巖。該氣田具有混源的特征，除了侏羅系外，白堊系因上覆前陸地層的沉積也開始進(jìn)入生烴門限，在晚期擠壓逆沖型斷層的溝通下，油氣開始向淺層運(yùn)移并聚集成藏。該類氣藏形成的主控因素是發(fā)育溝通油源的深大斷裂和沉積了厚層的前陸地層。

圖4 巴布亞褶皺帶東段油氣成藏模式

3 成藏模式

3.1 西段旁生側(cè)儲(chǔ)型成藏模式

旁生側(cè)儲(chǔ)型油氣藏一般分布在生氣中心的周邊［12-15］，烴源巖位于儲(chǔ)集層的一側(cè)，油氣沿著斷層或連通性好的下白堊統(tǒng)濱岸相砂體運(yùn)移到基底卷入型構(gòu)造的翼部或者前陸斜坡區(qū)成藏，具有旁生側(cè)儲(chǔ)型成藏模式特點(diǎn)(圖2)。基底卷入型構(gòu)造翼部常發(fā)育擠壓相關(guān)褶皺，前陸斜坡區(qū)則發(fā)育有斷塊型圈閉、披覆構(gòu)造以及巖性尖滅型圈閉等。Strickland前陸凹陷中發(fā)育約2 km的前陸層序，使下伏的中下侏羅統(tǒng)以生氣為主，上侏羅系生成的原油具有飽和烴碳同位素偏低的特點(diǎn)。構(gòu)造低部位由于高陡逆沖斷層的存在，斷層泥巖涂抹面小，不利于氣藏的保存，如kaua油田;而低緩逆沖斷層因斷層泥巖涂抹面大，封堵能力強(qiáng)，如Panyang凝析氣田。下生上儲(chǔ)型成藏模式因新近紀(jì)生物礁儲(chǔ)層不發(fā)育而在該區(qū)并不存在。

3.2 中段自生自儲(chǔ)型成藏模式

自生自儲(chǔ)型氣藏的烴源巖和儲(chǔ)集層基本發(fā)育在同一層位［12-13］，可形成構(gòu)造、巖性氣藏，一般存在于生氣中心及其附近，油氣沿?cái)鄬踊驖B透性砂體短距離運(yùn)移至源內(nèi)圈閉中成藏。巴布亞褶皺帶中段構(gòu)造擠壓應(yīng)力由北東至南西向傳遞，伴隨著擠壓強(qiáng)度的降低，蓋層滑脫型構(gòu)造樣式由雙重構(gòu)造變?yōu)閱沃貥?gòu)造。在各構(gòu)造間發(fā)育一系列微型盆地，因構(gòu)造擠壓造成的地層重復(fù)加快了侏羅系烴源巖的成熟，同時(shí)促使油氣沿北東—南西向運(yùn)移排烴。在上覆較厚的白堊系海相泥巖的封蓋下，油氣沿著中生代侏羅系三角洲前緣砂巖、白堊系濱岸砂巖或者期間的不整合面，就近運(yùn)移到構(gòu)造擠壓形成的斷層傳播型褶皺中成藏(圖3)。該段相對(duì)于東、西2段而言，缺少明顯的區(qū)域性分布的前陸層序，侏羅系烴源巖埋深相對(duì)變淺，主要為中下侏羅統(tǒng)烴源巖貢獻(xiàn)，其原油飽和烴碳同位素偏高，不同于西段的上侏羅統(tǒng)。中段侏羅系烴源巖成熟度相對(duì)較低，可能是該段以油藏為主并伴生一定量溶解氣的原因之一。另外靠近北東造山帶構(gòu)造主要為油藏，如Moran油田，可能與擠壓強(qiáng)度較大，氣體不易保存有關(guān);而遠(yuǎn)離造山帶的擠壓較弱區(qū)則存在油氣藏，如前述的Iagifu-Hedinia油氣田。

3.3 東段下生上儲(chǔ)型成藏模式

下生上儲(chǔ)型成藏模式中烴源巖位于儲(chǔ)集層的下方［16-17］，由斷層、不整合面等溝通烴源巖和淺部的儲(chǔ)層使油氣聚集成藏。受東南奧雷褶皺帶前陸造山的影響，與巴布亞褶皺帶東段相鄰的Moresby前陸凹陷沉積了厚約3 km的前陸層序。前陸層序加劇了中生代烴源巖的成熟，不僅僅是侏羅系烴源巖，下白堊系烴源巖也已開始成熟，具有混源供烴的特點(diǎn)，并為中新統(tǒng)礁灰?guī)r儲(chǔ)層提供了良好的蓋層。晚期逆沖擠壓形成了一系列隱伏型褶皺，在深大逆沖斷層溝通下，中生代烴源巖向上運(yùn)移到中新統(tǒng)礁灰?guī)r中成藏(圖4)。Moose油田的發(fā)育因蓋層較薄，封蓋能力降低而使氣體發(fā)生泄漏，Puri井僅見油氣顯示則與斷層側(cè)封失效有關(guān)。

4 結(jié)論

(1)巴布亞褶皺帶主要發(fā)育侏羅系和下白堊統(tǒng)2套烴源巖以及中生界和新近系2套成藏組合，兩者平面分布具有明顯的差異性。

(2)受構(gòu)造擠壓等成藏主控因素的控制，主要存在3種油氣藏類型，即斷層遮擋型油氣藏、擠壓背斜型油氣藏和生物礁-背斜復(fù)合型油氣藏。

(3)受成藏過程等差異性影響，巴布亞褶皺帶平面上可以歸納為3種成藏模型，西段主要為旁生側(cè)儲(chǔ)型成藏模式，中段為自生自儲(chǔ)型成藏模式，東段為下生上儲(chǔ)型成藏模式。

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編輯張 雁

TE121

A

1006-6535(2015)05-0055-05

20150409;改回日期:20150803

國家重大專項(xiàng)“孟加拉灣及澳大利亞西北陸架富油氣盆地勘探潛力綜合評(píng)價(jià)與目標(biāo)優(yōu)選”(2011ZX05030-002)

陳景陽(1981-)，男，工程師，2004畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)石油地質(zhì)專業(yè)，2007年畢于該校石油地質(zhì)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣成藏方面研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.011