北非疊合盆地中生界-古生界油氣成藏組合劃分與評價

于 水, 張尚鋒, 何成偉, 陳 軒

(1.中海油研究總院，北京 100027； 2.長江大學 地球科學學院，武漢 430100)

北非疊合盆地中生界-古生界油氣成藏組合劃分與評價

于 水1, 張尚鋒2, 何成偉2, 陳 軒2

(1.中海油研究總院，北京 100027； 2.長江大學 地球科學學院，武漢 430100)

北非含油氣盆地經(jīng)歷了古生代早期的克拉通泛盆地及海西運動之后的拗陷作用階段，形成古生代克拉通盆地和中生代拗陷盆地疊加而成的疊合盆地。在對三疊盆地中生界-古生界成藏組合研究中主要綜合分析了：①烴源巖和儲集砂體區(qū)域分布；②古構造、主要斷裂及不整合面的特征與分布，油氣運移輸導系統(tǒng)特征及空間分布；③不同成藏組合烴源巖區(qū)域分布特征；④不同成藏組合蓋層分布區(qū)域，特別是區(qū)域性蓋層分布特征，同時結合不同類型圈閉的分布規(guī)律以及油氣系統(tǒng)的保存狀況，將盆地內(nèi)中生界-古生界劃分為三疊系Tagi組成藏組合、奧陶系Hamra組成藏組合及寒武系R組成藏組合。通過不同成藏組合的生、儲、蓋層基本要素的分析，認為盆地內(nèi)海西期古隆起區(qū)，以及盆地斜坡區(qū)為有利成藏組合主要發(fā)育區(qū)帶。

成藏組合；含油氣系統(tǒng)；中生代-古生代；北非疊合盆地

油氣成藏組合是在含油氣系統(tǒng)理論的基礎上衍生出來，屬于油氣勘探理論中極為重要的概念[1]。成藏組合分析是盆地油氣勘探的重要內(nèi)容，是國內(nèi)外油氣勘探所遵循“盆地-含油氣系統(tǒng)-成藏組合-遠景圈閉”研究思路中的主要環(huán)節(jié)。目前對油氣成藏概念，由于不同的研究者的出發(fā)點不同，對其有著不同的理解，所以對此概念有著不同的闡述。20世紀80年代，D.A.White(1980)將成藏組合的概念界定為一組在地質上相互聯(lián)系具有類似源巖、儲層及圈閉條件的勘探對象[2]；R.A.Crovelli將其定義為具有相似地質背景的遠景圈閉的集合體[3]。在國內(nèi)，戴金星等從油氣成藏組合的研究思路出發(fā)，認為成藏組合主要研究含油氣系統(tǒng)中具有相同成藏條件的某一套儲蓋組合，分析該儲蓋組合油氣充注強度與成藏諸地質條件之間的匹配關系[4]。童曉光把成藏組合的概念解釋為一套具有共同成藏條件的層系[5]。雖然不同研究者對油氣成藏組合的定義有所差別，但究其實質，均是為建立勘探方案而開展整體評價的有實際意義的地質單元，是特定背景下的一組在巖性、沉積環(huán)境及構造發(fā)育史上密切相關的地層組合[6-7]，常以“儲集體”或“儲層”為出發(fā)點，限定油氣成藏組合。

北非三疊盆地作為前寒武紀泛非運動形成的撒哈拉地臺內(nèi)盆地之一，賦存著豐富的油氣資源，石油地質儲量占阿爾及利亞全國石油地質儲量的70%，屬于全球重要的油氣聚集區(qū)域。隨著對該盆地油氣勘探的深入，中生界-古生界油氣勘探日益顯示出優(yōu)勢和重要性。雖然前人對三疊盆地油氣勘探做了大量的工作[8-14]，但對中生界-古生界涉獵較少，特別是未對中生界-古生界含油氣系統(tǒng)進行較為細致的成藏組合分析。從以前的勘探歷程可以看出，由于盆地自身油氣成藏條件、富集程度及成藏特征在空間上差異性明顯，因而使油氣勘探難度增大。為了提高勘探成效，勘探部署應建立在成藏組合評價的基礎上[5]。因此，對該盆地中生界-古生界含油氣系統(tǒng)進行成藏組合研究具有重要的現(xiàn)實意義。

1 盆地演化地質背景

三疊盆地位于阿爾及利亞撒哈拉地臺北部，為前寒武紀泛非運動所造成的結晶基底之上形成的古生代克拉通盆地和中生代拗陷盆地疊加而成的疊合盆地[13]，可劃分為韋德邁阿次盆、古德米斯次盆，以及蒂爾赫穆特隆起、圖古爾特隆起、哈西邁薩烏德隆起及達馬哈隆起等6個次級構造單元(圖1)。盆地從早到晚依次充填古生界寒武系、奧陶系、志留系、泥盆系及石炭系，以及中生界三疊系-侏羅系。盆地充填演化過程中，從寒武紀開始進入以拉張作用的克拉通盆地階段，沉積了以河流相為主的砂礫巖；至奧陶紀伴隨著多期海進海退，形成海相砂、泥巖及頁巖沉積；奧陶紀晚期廣泛發(fā)育以冰川作用為主的冰磧砂礫巖沉積。早志留世快速海侵，并達到最大海泛，形成全區(qū)廣泛發(fā)育的淺海陸棚相筆石熱頁巖，相當于密集段沉積。之后由于加里東運動影響，地殼非均衡抬升，并發(fā)生海退，形成以海相碎屑巖為主的沉積。晚志留世-早泥盆世，加里東運動引起的地殼非均衡運動增強，并伴隨東西方向擠壓，導致盆地內(nèi)地層不均衡抬升，形成南北向構造帶，并遭受剝蝕夷平。海西構造運動所產(chǎn)生的區(qū)域性褶皺隆升，造成早古生代沉積地層遭受不同程度的剝蝕，在隆起區(qū)甚至使寒武系剝蝕出露，且二疊系普遍缺失，形成廣泛分布的海西不整合面。受此影響使得前期的古生代地臺型克拉通泛盆地僅保留殘余克拉通盆地。并且由于北西-南東向擠壓應力場的存在，導致形成北東-南西向構造如韋德邁阿次盆、哈西邁薩烏德隆起及古德米斯次盆等構造單元，以及三疊盆地中生代以來原型盆地的雛形。海西運動之后，盆地進入伸展拗陷階段，同時古地形由前期的北高南低轉化為北低南高，三疊紀早期發(fā)育河流三角洲相為主的沉積；之后由于海侵，沉積了厚度較大的上三疊統(tǒng)-下侏羅統(tǒng)局限海相的蒸發(fā)鹽。

圖1 三疊盆地構造單元及油氣分布簡圖Fig.1 Schematic map showing tectonic units and oil-gas distribution in Trias Basin

2 生儲蓋組合特征

三疊盆地烴源巖主要形成于古生代，而儲集層和蓋層在古生代和中生代均有發(fā)育(圖2)。在穩(wěn)定克拉通盆地階段，隨著海平面的上升，盆地內(nèi)廣泛發(fā)育淺海陸棚相泥頁巖沉積，形成盆地的烴源巖，主要包括上泥盆統(tǒng)暗色泥頁巖、下志留統(tǒng)筆石頁巖和奧陶系暗色泥巖， 3套烴源巖在盆地內(nèi)廣泛分布。其中奧陶系暗色泥巖的有機碳含量(質量分數(shù)：wTOC)較低，其有機質類型多為Ⅰ—Ⅱ1型，屬于中等烴源巖。而上泥盆統(tǒng)熱頁巖及下志留統(tǒng)筆石頁巖烴源巖分布范圍較為一致，下志留統(tǒng)烴源巖在韋德邁阿次盆保存較好，有機質類型主要為Ⅰ型；而在古德米斯次盆為Ⅰ、Ⅱ型，且有機碳含量前者高于后者(表1)。在古德米斯次盆上泥盆統(tǒng)烴源巖保存較好，有機質類型與下志留統(tǒng)烴源巖類似。

三疊盆地中生界-古生界發(fā)育多套儲集層，其中以寒武系、奧陶系及三疊系碎屑巖儲層較為發(fā)育。寒武系以發(fā)育河流-三角洲相石英砂巖及砂礫巖儲集層為主，由于所經(jīng)歷的成巖作用較強，儲層物性普遍較差；而在三疊盆地海西隆起區(qū)長期的風化淋濾作用下，使得其儲層物性變好，儲層孔隙度(q)一般在2%～18%，平均為8%，滲透率(K)普遍<1 μm2[15]。奧陶系河流三角洲沉積砂巖儲層發(fā)育，其中還包括少量冰川沉積砂巖，儲層物性較寒武系好，孔隙度為6%～12%；三疊系Tagi組儲集層屬于三角洲沉積,不同儲層的物性特征差異較大(表2)，在韋德邁阿次盆孔隙度可達15%～25%。除此之外，志留系、泥盆系及石炭系發(fā)育少量儲集層。

圖2 三疊盆地生儲蓋組合圖Fig.2 The source-reservoir-caprock association in Trias Basin

表2 三疊盆地主要儲層物性特征Table 2 Characteristics of main reservoir petrophysics in Trias Basin

烴源巖層、儲集層及蓋層的配置關系對油氣的聚集賦存具有重要作用，生儲蓋配置關系良好，則有利于油氣聚集成藏。三疊盆地含油氣系統(tǒng)內(nèi)生儲蓋組合包括連續(xù)型組合及輸導型組合兩大類(圖3)。連續(xù)型組合主要發(fā)育于凹陷或斜坡區(qū)，奧陶系或下志留統(tǒng)烴源巖與寒武系、奧陶系、志留系和泥盆系等儲層多呈廣泛面狀接觸，形成下生上儲、上生下儲或自生自儲組合，烴源層可以作為直接蓋層。輸導型組合內(nèi)烴源層與儲層通過不整合或斷層溝通，多分布于隆起區(qū)，如下志留統(tǒng)烴源巖與寒武系河流-三角洲沉積的砂巖儲層主要通過海西期不整合溝通。由于寒武系及奧陶系砂巖遭受長期的風化淋濾，儲層物性變好，烴源巖生成的油氣沿不整合面和滲透性地層運移并在寒武系砂巖儲層中聚集成藏，烴源巖與儲層間形成(不整合面+滲透性砂巖)輸導型新生古儲組合關系，如哈西邁薩烏德油田古潛山油藏。下志留統(tǒng)烴源巖與三疊系河流砂巖儲層通過海西期不整合溝通構成輸導型古生新儲組合，形成哈西勒邁爾氣田背斜氣藏。下志留統(tǒng)烴源巖與奧陶系砂巖儲層通過斷層溝通構成斷層輸導型古生新儲組合，古爾德巴蓋勒油田斷背斜油藏的形成與此組合密切相關。

圖3 輸導型生儲蓋組合類型Fig.3 The transporting type of source-reservoir-caprock associations

3 成藏地質作用

烴源巖生排烴過程及生排烴史一方面決定著盆地的含油氣遠景，另一方面決定著油氣成藏組合的類型和特點。北非疊合盆地志留系烴源巖經(jīng)歷了泥盆紀-石炭紀的快速埋藏、石炭紀末期-二疊紀盆地的抬升剝蝕，以及三疊紀之后再次埋藏。在此過程中，由于復雜的地熱史變化，造成烴源巖經(jīng)歷多期生排烴，在泥盆紀早期，下志留統(tǒng)烴源巖埋藏進入生烴門限開始生油，到泥盆紀晚期進入生氣階段。其后由于地殼的抬升，生烴作用停滯，此過程一直持續(xù)到二疊紀結束。從侏羅紀開始，烴源巖埋深再次達到生烴門限，進入二次生烴階段，整個侏羅紀以生油作用為主，而到白堊紀則以生氣作用為主。復雜的生排烴過程造成油氣對圈閉的充注及成藏的差異，泥盆紀生排烴主要使近源巖性圈閉充注成藏；而侏羅紀開始的第二次生排烴，造成遠源構造圈閉及構造巖性復合圈閉充注形成構造油氣藏或巖性構造復合油氣藏。

油氣二次運移過程主要取決于輸導體系，三疊盆地油氣運移輸導體系可包括海西期不整合面、斷層及砂巖滲透層，以及其組成的復合網(wǎng)絡。通過對三疊盆地哈西勒邁勒油田、哈西邁薩烏德油田及EI巴古油田油藏解剖(圖4)可以看出，海西構造運動造成長期暴露及風化淋濾，使得不整合面之下地層物性變好，滲透性增強，可以作為良好的油氣運移通道，油氣可以此沿著不整合面?zhèn)认蜻\移；如果不整合面與其上下滲透性砂巖層匹配良好，在油氣運移路徑上遇到構造圈閉或構造巖性復合圈閉時，油氣可在寒武系或奧陶系及Tagi組儲集層中聚集形成油氣藏。如果前期側向運移的油氣遇到斷層，則改變運移路徑垂向運移進入斷層相關圈閉形成斷層油氣藏?？傊鶕?jù)以上油藏解剖及油氣的運移聚集分析，三疊盆地有利的油氣運移聚集區(qū)域應該是海西期的古構造隆起區(qū)，在隆起構造高部位形成構造及巖性構造復合油氣藏，而盆地斜坡區(qū)域形成巖性油氣藏，斷層油氣藏發(fā)育分布則具有一定的隨機性。

4 成藏組合分析與評價

4.1 成藏組合類型

成藏組合是指盆地含油氣系統(tǒng)內(nèi)某一地層單元具有共同油氣生成、運移和聚集歷史的和成因聯(lián)系的系列油氣藏和遠景圈閉。由此可以看出，成藏組合主要關注油氣在圈閉內(nèi)有效儲層中的充注和聚集，形成以儲集層和圈閉為核心的地質單元?？筛鶕?jù)：①烴源巖和儲集砂體分布；②背斜構造、主要斷裂、不整合面及油氣運移疏導系統(tǒng)空間分布；③成藏組合中主要烴源巖及蓋層分布特征，特別是區(qū)域性蓋層分布等情況進行成藏組合劃分?？蓪⑷B盆地成藏組合劃分為古生界構造-巖性及地層巖性成藏組合、三疊系Tagi構造成藏組合兩大類。其中古生界成藏組合包括寒武系R組新生古儲的異源組合、奧陶系Hamra組新生古儲異源組合以及Tagi組古生新儲的異源組合。進而根據(jù)成藏組合內(nèi)圈閉發(fā)育及其油氣藏的關系，進一步將其細分為“地點+圈閉”的次級成藏組合，如海西期隆起區(qū)背斜次級組合、斜坡區(qū)構造巖性次級組合及盆地區(qū)地層巖性次級組合等(圖5)。

4.2 成藏組合綜合評價

4.2.1 古生代成藏組合

a. 寒武系R組成藏組合

主力烴源巖層為晚奧陶世冰期后最大規(guī)模海侵期沉積的志留系黑色頁巖，在盆地內(nèi)分布廣泛，分布面積約為21 875 km2。三疊盆地的有機碳質量分數(shù)(wTOC)平均為1%～17%，最高可達26.2%。其中韋德邁阿次盆wTOC平均為3%～10%，哈西邁薩烏德隆起wTOC平均為1%～17%，蒂爾赫姆特隆起的wTOC最高達20%；有機質非常豐富，生烴潛力大，常常超過60‰(質量比)；有機質豐度高、類型好，演化程度高：依據(jù)烴源巖評價標準，三疊盆地志留系烴源巖為好-極好烴源巖。

圖5 三疊盆地成藏組合柱狀圖Fig.5 The reservoir combination column in Trias Basin

主要儲集層為寒武系R組砂巖。三疊盆地寒武系發(fā)育齊全，主要為一套河流相沉積的含礫砂巖，向上逐漸變化為河道間砂泥巖互層。在三疊盆地中東部的哈西邁薩烏德油氣田有多口鉆井鉆穿寒武系。根據(jù)鉆探結果可以看出，寒武系自下而上分為R3、R2、Ra和Ri四個單元，總厚度為400～600 m，其中R3組為含高嶺石和硫化鐵礦的砂巖夾薄層泥巖，厚約270 m；R2組為砂巖和粉砂巖，厚度為34 m左右；Ra組為砂巖，其顆粒分選與磨圓均較差，在隆起翼部厚度約120 m，構造頂部因剝蝕地層較?。籖i組在翼部厚度約30 m，在隆起構造頂部全部被剝蝕。

蓋層包括三疊系/侏羅系蒸發(fā)鹽及下奧陶統(tǒng)的Gassi泥巖。蒸發(fā)鹽在區(qū)域上分布穩(wěn)定，巖性較純，可作為區(qū)域蓋層。奧陶系底部淺海陸棚相黑色泥巖為直接蓋層。該套泥巖在三疊盆地內(nèi)廣泛發(fā)育，厚度一般在55～180 m，平均為85 m，總體上顯示由拗陷區(qū)向隆起區(qū)剝蝕量逐漸增加，地層厚度逐漸減薄直至完全剝蝕。

該組合在三疊盆地內(nèi)分布廣泛，如哈西邁薩烏德隆起及盆地斜坡區(qū)，目前發(fā)現(xiàn)的大型油氣田有哈西邁薩烏德油田、EI巴古油田等屬于該成藏組合(圖6)。

圖6 三疊盆地成藏組合分布圖Fig.6 The distribution of reservoirs in Trias Basin

b. 奧陶系Hamra組成藏組合

烴源巖為志留系熱頁巖。儲集層為Hamra組濱岸相沉積砂巖，總體上呈上粗下細的反韻律沉積特征，自下而上依次發(fā)育濱外陸棚、過渡帶、近濱、前濱和后濱亞相。其中后濱亞相以砂質沉積為主，發(fā)育平行層理和低角度交錯層理；前濱主要發(fā)育中-細砂巖，沉積構造主要為沖洗交錯層理、水流和浪成波痕層理、透鏡狀層理及平行層理等，自然伽馬曲線為齒化明顯的指形；近濱以細砂巖為主，上部發(fā)育水流波痕層理、板狀交錯層理，下部發(fā)育平行層理、流水波痕層理，有時可見生物擾動構造，自然伽馬曲線為低幅的指狀；過渡帶發(fā)育泥巖、粉砂巖與砂巖互層沉積，見大量生物擾動構造；濱外陸棚巖性為黑色泥巖夾薄層砂巖，發(fā)育水平層理，泥巖中可見生物擾動構造，自然伽馬曲線表現(xiàn)為直線型，齒化強烈。砂巖中石英的質量分數(shù)為85%～96%，平均為90.3%；長石的質量分數(shù)為2%～12%，平均為6.0%，主要為鉀長石；巖屑的質量分數(shù)僅為1%～6%，平均為3.5%。顆粒間呈致密的線狀-凹凸接觸，膠結物主要有硅質、鈣質以及黏土礦物等，呈線接觸-鑲嵌式膠結。Hamra組砂體孔隙度為0.1%～12.3%，主要集中在4%～8%，平均為6.1%；滲透率為(0.02～86.30)×10-3μm2，主要集中在(0.1～12)×10-3μm2，平均為4.48×10-3μm2。儲層類型主要為特低孔、特低滲型儲層，其次為低孔-低滲型。

三疊系/侏羅系蒸發(fā)鹽可以作為穩(wěn)定分布的區(qū)域蓋層，志留系及奧陶系泥頁巖可以作為直接蓋層，特別是志留系暗色-黑色泥巖蓋層，在整個盆地發(fā)育穩(wěn)定，主要分布于盆地的中部和西部，隆起區(qū)遭受剝蝕，平均厚度為50 m。

該組合在三疊盆地內(nèi)分布范圍與寒武系R組成藏組合較為一致，目前發(fā)現(xiàn)的大型油氣田有哈西邁薩烏德油田等(圖6)。

奧陶系及志留系烴源巖具有良好的生烴潛力，經(jīng)過2次生排烴作用所生成的油氣能夠對圈閉儲層充分充注，并且志留系及奧陶系的烴源巖及相關層位的泥頁巖可以作為有效的直接蓋層，使得油氣在各種類型圈閉中聚集形成油氣藏，如哈西邁薩烏德油田的相關油氣藏。在評價成藏組合過程中應該充分考慮生儲蓋特征與分布，以及生排烴與運聚過程。對于成藏組合而言，一般情況下多生烴灶較單生烴灶有利，優(yōu)質儲集砂體發(fā)育區(qū)較為有利，生排烴晚于圈閉和運移通道的形成時間對油氣成藏具有極其重要的作用。因此，在對寒武系R組成藏組合及Hamra組成藏組合評價時，具多生烴灶的成藏組合分布區(qū)，優(yōu)質儲層發(fā)育區(qū)，以及圈閉和油氣運移通道形成早于生排烴過程的區(qū)域，其影響權重系數(shù)均賦予最大值1.0，其他情況下影響權重系數(shù)賦較小(表3)。通過以上評價分析可以看出，哈西邁薩烏德隆起區(qū)為古生界油氣成藏組合有利區(qū)域，盆地內(nèi)凹陷及斜坡部位為較有利區(qū)域。

4.2.2 Tagi組成藏組合

Tagi組成藏組合，志留系熱頁巖為其烴源巖。儲集層屬于Tagi組砂巖。Tagi組為河流相沉積，總體上呈現(xiàn)自下而上粒度變細的正韻律，底部沉積紫紅色底礫巖和砂質礫巖，中上部發(fā)育棕紅色、灰色中-粗砂巖及粉砂巖夾灰綠色泥巖，具有巖性粗、單層厚度大及砂地比值高等特點，垂向上二元結構明顯。沉積相進一步劃分為河床滯留、河道(即心灘)和泛濫平原3個微相。其中河床滯留微相主要為紫紅色礫巖和砂質礫巖，礫巖呈透鏡狀，扁平礫石呈疊瓦狀向源傾斜排列，底沖刷面極發(fā)育，常見沖槽等現(xiàn)象；河道沉積自下而上由厚層的粗砂巖至中砂巖組成，發(fā)育槽狀交錯層理、板狀交錯層理和平行層理，局部可見流水波痕層理，自然伽馬曲線為箱形；泛濫平原微相主要發(fā)育薄層泥巖與泥質粉砂巖的互層，砂巖中發(fā)育水平層理和角度極平緩的交錯層理，泥巖中可見植物根系化石，自然伽馬曲線呈微齒化直線形。Tagi儲層主要為石英砂巖，含少量巖屑石英砂巖，其中石英的質量分數(shù)為92.2%～100%，平均為97%；長石的質量分數(shù)為0%～2.4%，平均為0.4%；巖屑的質量分數(shù)為0%～7.8%，平均為2.7%。填隙物的質量分數(shù)為0.33%～32.67%，平均為12.3%。膠結物主要為石英次生加大、白云石、硬石膏及黏土，偶見黃鐵礦、赤鐵礦及鐵白云石?？紫吨饕詺堄嗔ｉg孔為主，少量次生溶孔及微孔隙，面孔率多為1.0%～7.7%，平均為5.3%；滲透率多集中在(1～200)×10-3μm2，平均為92.5×10-3μm2：儲層主要為特低孔、低孔-特低滲、低滲型。

蓋層主要為三疊系及侏羅系的蒸發(fā)巖，巖性由局限海蒸發(fā)臺地沉積的鹽巖組成。該套鹽巖地層分布廣泛，厚度穩(wěn)定，是三疊系儲層的良好區(qū)域性蓋層。

在三疊盆地內(nèi)Tagi組成藏組合分布于隆起區(qū)及斜坡區(qū)，目前發(fā)現(xiàn)的大型油氣田有哈西勒邁勒氣田等(圖6)。Tagi組成藏組合與古生代成藏組合成因機理類似，屬于古生新儲的異源組合。

在對成藏組合的評價過程中，根據(jù)不同成藏組合烴源巖、儲層、蓋層、運移通道及時間匹配等不同影響參數(shù)對油氣藏形成的影響大小，分別賦予不同的影響權重系數(shù)(表3)，確定其邊緣概率，根據(jù)邊緣概率確定有利成藏組合區(qū)帶[14]。如海西期隆起區(qū)背斜組合：P1為生烴灶，賦值為1；P2為儲層，賦值為1；P3為蓋層，賦值1；P4為運移，賦值1；P5為時間匹配，賦值1，則邊緣概率為P1×P2×P3×P4×P5=1。盆地斜坡區(qū)構造-巖性組合：P1賦值為0.5，P2賦值為1，P3賦值為1，P4賦值為1，P5賦值為1，則邊緣概率為P1×P2×P3×P4×P5=0.5。而盆地內(nèi)地層巖性組合：P1賦值為0.5，P2賦值為0.5，P3賦值為1，P4賦值為0.8，P5賦值為0.5，則邊緣概率為P1×P2×P3×P4×P5=0.1。

表3 成藏組合基本控制因素分析評價Table 3 Analysis and evaluation of basic control factor of the reservoirs

綜合考慮不同區(qū)域成藏組合及成藏要素的疊加關系，根據(jù)邊緣概率可在研究區(qū)劃分出Ⅰ類有利成藏區(qū)帶、Ⅱ類有利成藏區(qū)帶及Ⅲ類有成藏利區(qū)帶。其中Ⅰ類區(qū)帶邊緣概率>0.8，帶內(nèi)圈閉成藏概率極大，勘探成功率高；Ⅱ類區(qū)帶邊緣概率>0.5，帶內(nèi)圈閉成藏概率較大，勘探成功率較高；Ⅲ類區(qū)帶邊緣概率<0.5，帶內(nèi)圈閉有一定的成藏可能，勘探存在一定的風險。由以上分析可以看出，有利成藏組合區(qū)帶主要發(fā)育于盆地隆起地區(qū)，如哈西邁薩烏德、迪爾赫穆特等隆起區(qū)，其次為盆地斜坡區(qū)。

5 結 論

a.通過對北非疊合盆地構造及沉積充填演化分析，結合生儲蓋組合特征及成藏地質過程分析，將三疊盆地中生界-古生界劃分為寒武系R組成藏組合、奧陶系Hamra組成藏組合及三疊系Tagi組成藏組合，3套成藏組合均有大型油氣田發(fā)現(xiàn)，如哈西邁薩烏德油田、哈西勒邁勒油田及EI巴古油田等。

b.3套成藏組合均屬于異源組合。通過對其烴源和儲層發(fā)育條件，以及油氣運移通道與生排烴關系等參數(shù)的分析和評價，認為海西期隆起區(qū)及盆地內(nèi)斜坡區(qū)為有利或較有利的成藏組合發(fā)育區(qū)。

c.在三疊盆地中生代-古生代油氣成藏組合中，以構造及巖性-構造復合油氣藏占主導，海西期古隆起是構造及構造-巖性油氣藏發(fā)育的有利區(qū)帶；盆地內(nèi)斜坡區(qū)可能是地層-巖性油氣藏勘探的較有利區(qū)帶。

[1] 童曉光，何登發(fā)．油氣勘探原理和方法[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2001：90-142. Tong X G, He D F. Principle and Method of Oil and Gas Exploration[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2001: 90-142. (in Chinese)

[2] White D A. Assessing oil and gas plays in facies-cycle wedges[J]. AAPG Bulletin, 1980, 64(8): 1158-1178.

[3] Crovelli R A, Balay R H. FASP, an analytic resource appraisal program for petroleum play analysis[J].Computers & Geosciences, 1986, 12(4): 423-475.

[4] 戴金星,王庭斌,宋巖,等.中國大中型天然氣田形成條件與分布規(guī)律[M]．北京：地質出版社，1997：80-162. Dai J X, Wang T B, Song Y,etal. Formation Conditions and Distribution of the Large-Medium Natural Gas Fields in China[M]. Beijing: Geological Publishing House, 1997: 80-162. (in Chinese)

[5] 童曉光．論成藏組合在勘探評價中的意義[J]．西南石油大學學報(自然科學版)，2009，31(6)：1-8. Tong X G. A discussion on the role of accumulation association in the exploration evaluation[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2009, 31(6): 1-8. (in Chinese)

[6] Miller B M. Application of exploration play-analysis techniques to the assessment of conventional petroleum resources by the USGS[C]//SPE 9561. 1982: 101-109.

[7] White D A. Oil and gas play maps in exploration and assessment[J]. AAPG Bulletin, 1988, 72(8): 944-949.

[8] 陳霞,何雨丹,于慧玲．阿爾及利亞三疊盆地Hadjira區(qū)塊油氣勘探潛力[J]．天然氣工業(yè)，2008，28(8)：22-24. Chen X, He Y D, Yu H L. Exploration potential of Hadjira Block in the Triassic Basin, Algeria[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(8): 22-24. (in Chinese)

[9] 李大榮，黎發(fā)文，唐紅．阿爾及利亞三疊盆地、韋德邁阿次盆地石油地質特征及油氣勘探中應注意的問題[J]．海相油氣地質，2006，11(3)：19-26. Li D R, Li F W, Tang H. Characteristics of petroleum geology of Triassic Basin and the subordinate Oued Mya basin in Algeria and suggests for oil and gas exploration[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2006, 11(3): 19-25. (in Chinese)

[10] Makhous M, Galushkin Y I. Burial history and thermal evolution of the northern and eastern Saharan basins[J]. AAPG Bulletin, 2003, 87(10): 1623-1651.

[11] Lüning S, Craig J, Loydell D K,etal. Lower Silurian “hot shales” in North Africa and Arabia: Regional distribution and depositional model[J]. Earth-Science Reviews, 2000, 49 (1): 121-200.

[12] Boote D R D, Clark-Lowes D D, Traut M W. Palaeozoic petroleum systems of North Africa[J]. Geological Society, London, Special Publications, 1998, 132(1): 7-68.

[13] 趙紅巖，胡孝林，于水，等．阿爾及利亞三疊盆地油氣差異成藏的控制因素分析[J]．石油天然氣學報，2013，35(1)：15-19. Zhao H Y, Hu X L, Yu S,etal. Control factors analysis on hydrocarbon accumulation in the Triassic Basin of Algeria[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2013, 35(1): 15-19. (in Chinese)

[14] 曾清波，樊太亮，劉聰，等．塔里木盆地志留系下砂巖段成藏組合分析及有利勘探區(qū)帶評價[J]．現(xiàn)代地質，2008，22(2)：247-254. Zeng Q B, Fan T L, Liu C,etal. Play analysis and profitable exploration area evaluation of lower sandstone section of Silurian in Tarim Basin[J]. Geoscience, 2008, 22(2): 247-254. (in Chinese)

[15] 李爭，段奕．阿爾及利亞三疊盆地成藏主控因素分析[J]．天然氣技術，2009，3(5)：10-13. Li Z, Duan Y. Main reservoir-forming controlling factors of Triassic Basin, Algeria[J]. Natural Gas Technology, 2009, 3(5): 10-13. (in Chinese)

Division and Estimation of the Paleozoic-Mesozoic reservoir forming combination in North Africa superimposed basin

YU Shui1, ZHANG Shangfeng2, HE Chengwei2, CHEN Xuan2

1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100027,China;2.GeoscienceSchoolofYangtzeUniversity,Wuhan430100,China

The North Africa petroliferous basin is a superimposed basin of Paleozoic cratonic basin and Mesozoic depression basin. The Paleozoic-Mesozoic reservoir forming combination is systematically divided into the Triassic basin based on following aspects: ①regional distribution of source rocks and reservoir sandstones; ②characteristics and distribution of paleo-structure, main faults, unconformable surface, characteristics and spatial distribution of hydrocarbon migration and transportation systems; ③distribution of main source rocks for each different reservoir forming combination; ④distribution of cap rock, especially regional cap rock for each different reservoir forming combination. In addition, distribution of different kinds of known traps, as well as preservation conditions of petroleum system is used as factors to identify reservoir forming combination. Three large scales Paleozoic-Mesozoic reservoir forming combinations are recognized, such as Triassic Tagi Formation, Ordovician Hamra Formation and Cambrian R Formation. Based on analysis of source rocks, reservoir and cap rocks in different reservoir forming combinations, it reveals that the reservoir forming combinations are mainly distributed in Hercynian uplift zones and slope zones within the basin.

reservoir forming combination; petroleum system; Paleozoic-Mesozoic; North Africa superimposed basin

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.01.03

1671-9727(2017)01-0021-09

2015-07-03。

國家“十二五”重大科技專項(2011ZX05030-003)。

于水(1963-)，男，高級工程師，從事石油地質勘探與科研工作, E-mail:yushui@cnooc.com.cn。

TE122.35

A