阿姆河右岸區(qū)塊侏羅系鹽下碳酸鹽巖油氣動態(tài)成藏過程研究

白振華，張良杰，王紅軍，單云鵬，陳懷龍，文光耀

1 中國石油勘探開發(fā)研究院；2 中國石油國際勘探開發(fā)有限公司；3 中國（土庫曼斯坦）阿姆河天然氣公司

0 前 言

阿姆河盆地（也稱卡拉庫姆盆地）位于中亞地區(qū)圖蘭板塊，天然氣資源豐富，已探明天然氣儲量19.6×1012m3、油和凝析油儲量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圍的油環(huán)為主，分布于盆地布哈拉階地和查爾朱階地北部，儲層地溫小于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，但對于其處于生油窗還是生氣窗尚存在爭議［4-5］。蘇聯(lián)學者對盆地內(nèi)布哈拉階地侏羅系油藏進行了分析，指出其主要可能來自于上侏羅統(tǒng)烴源巖，原油被天然氣從早期油藏中驅(qū)替出來，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)的鹽下油藏特征來看，其形成機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，對從2 個油田2 口井獲取的原油進行的實驗分析表明，研究區(qū)原油呈現(xiàn)中質(zhì)原油特點，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)油藏周圍儲層物性差，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)烴的形成機制存在差異。

針對這些全新的問題，本文以阿姆河右岸區(qū)塊為研究對象，選取重點井的烴源巖和原油樣品開展地球化學分析與油氣源對比，并通過儲層流體包裹體分析厘定油氣充注的期次與時間，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，對鹽下油氣藏形成時期及油氣動態(tài)成藏過程進行恢復，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、堅基茲庫爾凸起、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)造單元劃分與油氣分布圖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—三疊紀裂陷、侏羅紀—白堊紀拗陷及古近紀以來擠壓隆升3 個階段［1］，自下而上沉積了二疊系—三疊系過渡層系，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)臺地—開闊臺地向臺地邊緣和臺緣斜坡帶轉(zhuǎn)變，儲層類型從西部孔隙（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，由于印度板塊與歐亞板塊碰撞效應的影響，西南基薩爾山逐漸隆升，阿姆河盆地內(nèi)自東向西構(gòu)造活動強度逐漸減弱，鹽下構(gòu)造類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)造活動強度明顯減弱，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)坎迪姆凸起和堅基茲庫爾凸起鹽下以發(fā)育基底古構(gòu)造控制的繼承性背斜為主。

2 油氣特征與來源

通過對阿姆河右岸區(qū)塊11 口井17 個典型油樣樣品的物理特征、地球化學特征以及色譜特征（表1，圖3）進行分析對比，將原油劃分為3種類型，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特征，開展油源對比分析，基本厘定了主要原油類型的油源，為后續(xù)油氣藏成藏演化分析奠定了基礎。

第1 類原油來自阿姆河右岸區(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渡相沉積環(huán)境有關。原油遭受輕微生物降解［11-12］。油源對比表明，此類原油主要來源于上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖和上侏羅統(tǒng)Gap層泥巖。

第2類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型（表1，圖3e）。該類凝析油C21-/C22+小于4，表現(xiàn)為重碳優(yōu)勢，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)類型主要為陸源輸入，來源于中下侏羅統(tǒng)烴源巖，但也可能有來源于上侏羅統(tǒng)泥灰?guī)r和泥巖的凝析油混入。

第3類原油以高成熟度凝析油為代表（表1，圖3f）。此類原油C21-/C22+大于4，最高可達64，輕碳優(yōu)勢明顯，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)類型主要為陸源輸入。推測該類凝析油也來源于中下侏羅統(tǒng)烴源巖，但第3 類原油熱演程度明顯高于第2類原油。

圖3 阿姆河右岸區(qū)塊典型烴源巖與3類原油氣相色譜特征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)塊天然氣的相對密度為0.6 404 g/cm3，干燥系數(shù)為0.89~0.93，屬凝析氣類型。天然氣組分以烴類為主，甲烷含量為78.85%~93.01%，重烴含量為6.64%~11.58%。在C7輕烴中，甲基環(huán)己烷占優(yōu)勢，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)時期油氣成藏環(huán)境的地質(zhì)地球化學信息?；谠敿毜牧黧w包裹體巖相學觀察分析可以確定油氣包裹體特征與期次，并結(jié)合烴類包裹體所伴生鹽水包裹體的均一溫度測定結(jié)果，綜合盆地埋藏史、熱史研究，厘定油氣充注的期次與時間，為最終恢復油氣動態(tài)成藏過程提供依據(jù)。

3.1 烴類包裹體類型劃分

通過大量的薄片觀察，發(fā)現(xiàn)阿姆河右岸區(qū)塊中上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖儲層中發(fā)育大量的烴類包裹體，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，可將儲層烴類包裹體劃分為2種主要類型。第1類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包裹體（圖4a）。這類包裹體強烈定向分布，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烴組分，總體表現(xiàn)出中低成熟度油氣充注的特點。第2類主要為賦存于溶孔內(nèi)的方解石膠結(jié)物中與有機雜質(zhì)及瀝青包裹體共生的氣液兩相或液相烴類包裹體。這類包裹體呈現(xiàn)藍白色熒光（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]到不同期次油氣運移形成的烴類包裹體的成分特征及熱演化程度存在差異，可以根據(jù)烴類包裹體的熒光特征初步判斷充注油氣的性質(zhì)［14］。通過烴類包裹體巖相學鏡下觀察，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)塊烴類包裹體特征Fig.4 Characteristics of hydrocarbon inclusions in the right bank block of Amu Darya River

3.2 烴類包裹體形成溫度

均一溫度是流體包裹體研究的最基礎的參數(shù)，代表了包裹體形成時的最小溫度。根據(jù)阿姆河右岸區(qū)塊碳酸鹽巖儲層中氣液兩相烴類包裹體的顯微測溫分析，儲層中部分烴類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，存在兩個峰溫（圖5a），分別是100~110 ℃和130~140 ℃，個別包裹體的均一溫度達到150~160 ℃，超過了現(xiàn)今儲層的溫度。在沒有經(jīng)歷大規(guī)模地層抬升的情況下，包裹體均一溫度超過現(xiàn)今儲層的溫度，可能是因為深層熱液流體被捕獲或者是包裹體被捕獲時并不是均一相態(tài)，為不混溶捕獲，導致測溫時的均一溫度遠遠高于被捕獲時的地層溫度。Aga-21 井樣品的均一溫度分布在90~140 ℃之間，兩個峰值分別為100~110 ℃、120~130 ℃（圖5b）。

（3）井底板及接縫漏水，可采用水泥或化學注漿補漏處理。如大而積滲漏水，可將滲漏部位鑿毛，洗凈、濕潤，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漏。在內(nèi)部凈宅允許的情況下，亦可在內(nèi)部加設60-80 mm厚細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，通過分析該類鹽水包裹體的均一溫度，結(jié)合盆地的古地溫模式以及儲層埋藏史，就可以確定與烴類包裹體流體形成或與成藏對應的地層埋深和相應的地質(zhì)時代。

綜合上述烴類包裹體的熒光特征、紅外光譜特征及顯微測溫分析，認為阿姆河右岸區(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包裹體，后期主要捕獲以氣為主的氣液兩相的烴類包裹體。

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)投影到對應的埋藏史-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 井儲層樣品流體包裹體均一溫度峰溫分別對應于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，說明盆地規(guī)模的大范圍油氣運移形成第1期充注。東部地區(qū)沖斷帶上的Aga-21 井儲層樣品流體包裹體均一溫度峰溫分別對應于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。白堊紀早期圈閉首先充注成藏，古近紀以來油氣重新調(diào)整成藏［15-18］。本次研究利用地球化學資料以及含油氣系統(tǒng)模擬技術（PetroMod軟件），對熱演化史和生烴演化的過程進行重建。

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：東部（山前帶）介于1.0%~1.72%，中部（別什肯特坳陷—堅基茲庫爾凸起）一般介于0.8%~1.42%，西部（坎迪姆巖性帶）介于0.75%~1.0%。在恢復剝蝕厚度和埋藏史的前提下，以實測的Ro為約束，以驗證熱模擬結(jié)果的準確性。采用現(xiàn)今比較流行的EASY%Ro成熟度模型，對研究區(qū)烴源巖熱演化史進行模擬，通過不斷調(diào)整古熱流參數(shù)，直到Ro模擬值與實測值符合。根據(jù)6 口井的熱模擬Ro標定，模擬曲線與實測數(shù)據(jù)點吻合較好，驗證了模擬成熟度的準確性（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始生烴，晚白堊世初進入生烴高峰，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，古近紀初期進入生烴高峰，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。

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；中部烴源巖進入成熟階段，開始進入生油窗。白堊紀末期，東部烴源巖進入過成熟階段（圖8c），完全進入干氣窗；中部和西部烴源巖全部進入成熟階段。現(xiàn)今，東部烴源巖處于過成熟階段（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入生油窗（圖9b）。白堊紀末期，東部烴源巖進入濕氣窗，中部和西部烴源巖全部進入大量生油階段（圖9c）。現(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 油氣動態(tài)成藏過程恢復

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；烴源巖在白堊紀進入生排烴期，古近紀達到峰值，新近紀生排烴減弱；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），恢復了阿姆河右岸區(qū)塊的油氣動態(tài)成藏過程（圖10）。

白堊紀初期，東部中下侏羅統(tǒng)烴源巖進入生烴門限，烴類開始少量生成，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，中東部整體進入生烴高峰階段，油氣開始大量生成（圖10c），并向碳酸鹽巖中運移；而中西部烴源巖尚處于低熟階段，以生油為主。此時中東部上侏羅統(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。

新近紀至今，中下侏羅統(tǒng)烴源巖整體進入凝析油—濕氣階段（圖10a），上侏羅統(tǒng)烴源巖成熟度進一步增加，但生排烴減弱。在喜馬拉雅期擠壓運動影響下，油氣開始重新調(diào)整：東部受擠壓作用較強，褶皺裂縫發(fā)育，地層抬升形成低勢能區(qū)，斷層溝通輸導油氣，同時接受中下侏羅統(tǒng)烴源巖以及先存氣藏改造散逸的天然氣補給，形成晚期氣藏；中東部地區(qū)局部早期無圈閉，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)過進一步驅(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。東部地區(qū)油氣生成和運移較早，但由于圈閉形成晚（形成于古近紀，定型于新近紀），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、古近紀以來氣驅(qū)油的演化過程，驅(qū)替強度的差異是現(xiàn)今油氣相態(tài)差異的主要原因。

圖10 阿姆河右岸區(qū)塊碳酸鹽巖儲層油氣動態(tài)成藏過程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 類原油。油源對比分析表明，正常原油主要來自上侏羅統(tǒng)泥巖，兩類凝析油主要來自中下侏羅統(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—古近紀早期共2 個主要成藏期：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始生烴，晚白堊世初進入生烴高峰，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，古近紀初期進入生烴高峰，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。

（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。東部地區(qū)油氣生成和運移較早，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、古近紀以來氣驅(qū)油的演化過程，驅(qū)替強度的差異是現(xiàn)今油氣相態(tài)差異的主要原因。