劉 瓊，胡孝林，于 水，郝立業(yè)，張英德，彭佳勇

(中海油研究總院，北京 100027)

阿爾及利亞東西部盆地油氣地質(zhì)差異性探討

劉 瓊，胡孝林，于 水，郝立業(yè)，張英德，彭佳勇

(中海油研究總院，北京 100027)

勘探實(shí)踐表明，阿爾及利亞的油氣產(chǎn)量主要來自撒哈拉地臺(tái)東部的含油氣盆地區(qū)，而西部含油氣盆地區(qū)勘探程度較低，勘探前景廣闊。東西部盆地兩者從盆地沉積充填、烴源巖、儲(chǔ)層、圈閉、油氣性質(zhì)和油氣成藏模式等方面均表現(xiàn)出明顯的差異性?？碧綕摿Ψ治稣J(rèn)為，西部盆地區(qū)油氣勘探程度低，應(yīng)以天然氣為主攻方向，瞄準(zhǔn)斷裂帶附近發(fā)育的大型背斜構(gòu)造圈閉；東部盆地區(qū)油氣勘探程度相對(duì)較高，油氣勘探應(yīng)以找油為主，尋找中小型的構(gòu)造圈閉或巖性—構(gòu)造復(fù)合圈閉。

成藏條件；成藏模式；油氣勘探方向；含油氣盆地區(qū)；撒哈拉地臺(tái)；阿爾及利亞

阿爾及利亞位于非洲的北部，油氣資源豐富，據(jù)BP公司2010年統(tǒng)計(jì)[1]，阿爾及利亞石油儲(chǔ)量15.4×108t，居非洲第4位，天然氣儲(chǔ)量4.5×1012m3，居非洲第2位，其中石油年產(chǎn)量7 760×104t，天然氣年產(chǎn)量814×108m3，是歐洲的主要天然氣供應(yīng)國和世界第2大液化天然氣出口國。從2000年開始，阿爾及利亞進(jìn)行國際油氣勘探招標(biāo)，至2010年中石化、中石油和中海油等中國石油公司相繼獲得勘探許可合同并進(jìn)入該國進(jìn)行油氣勘探活動(dòng)[2]，為中阿兩國的石油能源合作打下堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

阿爾及利亞區(qū)域上由北部阿特拉斯褶皺帶、中部撒哈拉地臺(tái)和南部霍加爾地盾等3大構(gòu)造單元組成[3]。勘探實(shí)踐表明，已有油氣發(fā)現(xiàn)主要分布在撒哈拉地臺(tái)區(qū)[4]，以阿拉爾高和艾杰蘭高為界可以將撒哈拉地臺(tái)分為東部和西部含油氣盆地區(qū)，其中東部盆地區(qū)包括古德米斯盆地、伊利茲盆地、韋德邁阿盆地、莫伊代爾盆地等，西部盆地區(qū)包括蒂米蒙盆地、阿赫奈特盆地、雷甘盆地、廷杜夫盆地和貝沙爾盆地等(圖1)。目前阿爾及利亞的油氣產(chǎn)量主要來自東部的含油氣盆地區(qū)，相比而言西部含油氣盆地區(qū)勘探程度較低，勘探前景廣闊。因此，對(duì)比分析東西部盆地的油氣地質(zhì)差異，對(duì)于深入認(rèn)識(shí)阿爾及利亞含油氣盆地油氣勘探潛力，明確該國的油氣勘探戰(zhàn)略方向具有重要意義。

1 東、西部盆地沉積特征的差異性

撒哈拉地臺(tái)區(qū)的各沉積盆地是泛非運(yùn)動(dòng)后在前寒武系結(jié)晶基底上發(fā)育形成的[5-6]。古生代時(shí)期撒哈拉地臺(tái)屬于大型穩(wěn)定的克拉通沉積，地處岡瓦納大陸和古特提斯洋的邊緣，由于受到全球海平面升降變化的控制，先后經(jīng)歷了早寒武世—早奧陶世早期、早奧陶世晚期—中奧陶世、中晚奧陶世—早志留世、晚志留世—中泥盆世、晚泥盆世—晚石炭世等5次海進(jìn)—海退沉積旋回[7]，寒武紀(jì)發(fā)育以河流相沉積為主的砂巖、石英砂巖和礫巖，早奧陶世早期自西向東發(fā)生海侵，發(fā)育海相泥頁巖沉積；早奧陶世晚期海退發(fā)育濱淺海相砂巖，中奧陶世再次海侵發(fā)育海相泥巖；中—晚奧陶世發(fā)生海退，沉積濱?！獪\海相石英砂巖，晚奧陶世進(jìn)入冰川發(fā)育，末期冰川融化海平面上升，早志留世海侵范圍達(dá)到最大，發(fā)育北非地區(qū)最主要的烴源巖；志留系晚期—早泥盆世受加里東造山運(yùn)動(dòng)的影響發(fā)生海退，形成碎屑砂巖沉積，中泥盆世的海侵發(fā)育北非重要的烴源巖；晚泥盆—早石炭世發(fā)育碎屑巖沉積，中—晚石炭世海侵沉積海相泥巖。該時(shí)期構(gòu)造格局整體表現(xiàn)為東高西低的特征[8]，導(dǎo)致東、西部盆地間古生界地層沉積厚度差異較大，其中東部盆地區(qū)古生界地層厚度在2 000～3 500 m，而西部盆地區(qū)古生界厚度則在5 000 m以上(圖2)。

圖1 阿爾及利亞構(gòu)造單元及盆地分布

石炭紀(jì)末—二疊紀(jì)時(shí)期，岡瓦納大陸和勞亞大陸碰撞發(fā)生海西造山運(yùn)動(dòng)，撒哈拉地臺(tái)產(chǎn)生區(qū)域性擠壓抬升[9]，形成東西向隆坳相間的構(gòu)造格局，同時(shí)使古生界地層遭受強(qiáng)烈剝蝕，致二疊系地層普遍缺失，局部隆起區(qū)出露至基底。三疊紀(jì)，岡瓦納大陸和勞亞大陸開始分離，新特提斯洋開啟，撒哈拉地臺(tái)的東北部發(fā)生再次沉降從而進(jìn)入坳陷沉積階段[10]。

中新生代的差異沉降導(dǎo)致東、西盆地間沉積特征具有明顯的區(qū)別。東部盆地區(qū)的東北部在海西不整合面之上發(fā)育完整的中新生代沉積序列，沉積厚度可達(dá)3 000～4 000 m。其中在早三疊世以河流—三角洲相沉積為主；后期古地中海由北向南侵入，在晚三疊世—早侏羅世沉積厚層蒸發(fā)巖；早白堊世發(fā)生海侵形成廣泛的碳酸鹽巖沉積；之后發(fā)生海退，晚白堊世末期為局限海的蒸發(fā)巖沉積；新生代受阿爾卑斯造山運(yùn)動(dòng)的影響以陸相碎屑沉積為主。而西部盆地區(qū)在中新生代長期暴露地表成為較穩(wěn)定的物源供給區(qū)，僅接受少量的侏羅紀(jì)—新近紀(jì)陸相沉積，沉積厚度小于200～300 m。

圖2 阿爾及利亞撒哈拉地臺(tái)區(qū)東西部盆地地層對(duì)比

2 東、西部盆地?zé)N源巖特征的差異性

撒哈拉地臺(tái)東西部盆地主要發(fā)育有2套烴源巖，分別為下志留統(tǒng)熱頁巖和中上泥盆統(tǒng)頁巖。下志留統(tǒng)熱頁巖是撒哈拉地臺(tái)區(qū)的主力烴源巖[11]，所生成的油氣占到北非古生界已發(fā)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量的80%以上。該套烴源巖為志留系底部發(fā)育的灰色—黑色筆石頁巖，與下伏奧陶系地層呈突變接觸，頁巖富含放射性鈾在測(cè)井曲線上表現(xiàn)為高伽馬特征，是晚奧陶世冰期以后最大規(guī)模海侵所形成滯流環(huán)境的沉積產(chǎn)物，有機(jī)質(zhì)來自于海相母源，包括藻類、幾丁蟲類、筆石類、無定型腐泥質(zhì)等，主要為Ⅰ/Ⅱ型干酪根。中上泥盆統(tǒng)頁巖是撒哈拉地臺(tái)區(qū)的重要烴源巖[12]，為中泥盆世海侵所形成的海相黑色泥巖，所生成的油氣占到北非古生界已發(fā)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量的10%以上。

受古生代沉積格局、烴源巖后期埋藏及古地溫場(chǎng)的控制，東、西部盆地區(qū)古生代烴源巖整體表現(xiàn)出“烴源巖厚度西厚東薄、烴源巖成熟度西高東低”的明顯差異性(圖3)。西部盆地區(qū)志留系泥巖地層厚度在500～1 000 m，據(jù)測(cè)井曲線高伽馬特征(GR值大于200 API)識(shí)別高豐度熱頁巖厚度在10～30 m，有機(jī)碳含量一般為1%～4%，烴源巖熱演化處于高成熟—過成熟階段，盆地沉積中心鏡煤反射率Ro可達(dá)3%以上，整體以生氣為主；而東部盆地區(qū)志留系泥巖地層厚度在200～500 m[13]，熱頁巖(GR值大于200 API)厚度在10～30 m，有機(jī)碳含量一般為4%～16%，烴源巖處于成熟—高成熟階段，Ro一般低于1.3%，僅在盆地中心局部高于1.3%，處于液態(tài)生烴窗內(nèi)，整體以生油為主。對(duì)于泥盆系烴源巖而言，西部盆地區(qū)泥盆系泥巖地層厚度在400～800 m，據(jù)測(cè)井曲線高伽馬特征(GR值大于150 API)識(shí)別高豐度熱頁巖厚度在50～300 m，有機(jī)碳含量一般為1%～3%，烴源巖熱演化程度相對(duì)較高，Ro多在1.0%以上，盆地沉積中心可達(dá)3%以上，整體也以生氣為主；而東部盆地區(qū)泥盆系泥巖地層厚度在200～800 m，熱頁巖(GR值大于150 API)厚度在20～200 m，有機(jī)碳含量一般為2%～14%，烴源巖熱演化程度相對(duì)較低，Ro一般在0.5%～1.0%，僅在盆地中心局部大于1.0%，整體以生油為主。

圖3 阿爾及利亞撒哈拉地臺(tái)區(qū)志留系和泥盆系烴源巖特征

3 東、西部盆地儲(chǔ)層特征的差異性

撒哈拉地臺(tái)經(jīng)歷古生代克拉通盆地和中新生代坳陷盆地2大構(gòu)造旋回[14]。由于受到中新生代沉積范圍的影響，東部盆地區(qū)在早期古生代沉積之上疊加中新生代地層構(gòu)成多構(gòu)造旋回疊合盆地，發(fā)育古生界和中生界2大套含油氣儲(chǔ)層；而西部盆地區(qū)屬于單構(gòu)造旋回原生盆地，以古生界含油氣儲(chǔ)層為主(表1)。

古生代多次海進(jìn)—海退旋回形成東西部盆地縱向多套層系多種沉積環(huán)境的含油氣儲(chǔ)層[15]。西部盆地區(qū)主要發(fā)育寒武系河流相、奧陶系濱淺?！ㄏ唷⒛嗯柘禍\?！侵尴嗪褪肯禍\海相等多套碎屑巖儲(chǔ)層。其中寒武系—奧陶系埋深大，成巖作用強(qiáng)，儲(chǔ)層致密，平均孔隙度一般小于5%，平均滲透率一般小于1×10-3μm2，但局部因斷層裂縫的改造，儲(chǔ)層物性將得以改善；泥盆系是西部含油氣盆地區(qū)的主力儲(chǔ)層，平均孔隙度一般在5%～15%，平均滲透率一般在(1～100)×10-3μm2，綠泥石包殼阻止石英次生加大有利于原生孔隙的保存；石炭系淺海相砂巖儲(chǔ)層埋藏淺，物性好，平均孔隙度在10%～25%，平均滲透率一般在(10～500)×10-3μm2。對(duì)比而言，東部盆地區(qū)古生界儲(chǔ)層沉積環(huán)境相似，但沉積薄、埋藏淺，經(jīng)歷后期成巖改造作用較弱，物性條件整體要優(yōu)于西部盆地區(qū)，尤其是在志留系發(fā)育三角洲相—淺海相儲(chǔ)層。寒武系河流相儲(chǔ)層普遍較為致密，但盆地隆起區(qū)因抬升剝蝕出露地表受到淋濾改造，儲(chǔ)層孔隙度可達(dá)10%左右，滲透率一般在(5～15 )×10-3μm2；奧陶系儲(chǔ)層平均孔隙度一般在5%～15%，平均滲透率一般小于1×10-3μm2，裂縫作用成為改善儲(chǔ)層質(zhì)量的關(guān)鍵因素；志留系砂巖儲(chǔ)層發(fā)育在層序的頂部，平均孔隙度一般在10%～20%，平均滲透率一般在(10～200)×10-3μm2；泥盆系儲(chǔ)層分布在層序的中下部，平均孔隙度一般在15%～20%，平均滲透率一般在(100～500)×10-3μm2；石炭系儲(chǔ)層平均孔隙度一般在20%～25%，平均滲透率一般在(100～500)×10-3μm2。

表1 阿爾及利亞撒哈拉地臺(tái)區(qū)東西部盆地儲(chǔ)層特征

中生界三疊系儲(chǔ)層為海西侵蝕面上沉積發(fā)育的河流—三角洲相石英砂巖，主要分布在撒哈拉地臺(tái)的東部沉積盆地區(qū)，目前已發(fā)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量占到阿爾及利亞全國儲(chǔ)量的44%。三疊系儲(chǔ)層平均孔隙度一般在10%～20%，平均滲透率一般在(10～500)×10-3μm2，膠結(jié)物主要為石英次生加大，孔隙以殘余粒間孔為主，沉積微相及壓實(shí)膠結(jié)作用控制著儲(chǔ)層物性的優(yōu)劣。

4 東、西部盆地圈閉特征的差異性

受到撒哈拉地臺(tái)基底性質(zhì)的不均一性和區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力強(qiáng)度差異的影響，導(dǎo)致東西部盆地圈閉類型和發(fā)育演化具有明顯的差異。

西部盆地區(qū)圈閉類型較為單一，以背斜和斷背斜圈閉為主，圈閉幅度普遍較大，石炭紀(jì)末—二疊紀(jì)的海西運(yùn)動(dòng)期是西部盆地區(qū)圈閉形成的主要時(shí)期，該時(shí)期岡瓦納大陸和勞亞大陸相互碰撞在撒哈拉地臺(tái)西部構(gòu)造變形強(qiáng)烈，沿早期基底薄弱部位發(fā)生構(gòu)造擠壓反轉(zhuǎn)，從而形成平行于基底斷裂呈帶狀分布的構(gòu)造圈閉。

東部盆地區(qū)圈閉類型具有多樣性[16]，包括構(gòu)造圈閉、巖性—構(gòu)造復(fù)合圈閉、巖性圈閉、地層圈閉及水動(dòng)力圈閉等，圈閉的形成具有多期性，不同類型的圈閉具有不同的形成時(shí)間和分布范圍。其中構(gòu)造圈閉以低幅度背斜圈閉和斷塊圈閉為主且主要分布在盆地中心，三疊紀(jì)—侏羅紀(jì)拉張作用期和晚白堊世奧地利擠壓構(gòu)造運(yùn)動(dòng)期是該類圈閉的主要形成期；古隆起區(qū)及周緣是海西造山運(yùn)動(dòng)所形成潛山型圈閉發(fā)育的有利部位；地層超覆圈閉、巖性圈閉和水動(dòng)力圈閉主要發(fā)育在盆地周緣的斜坡帶，古斜坡是古—中生代不同層系河流相—三角洲相砂體發(fā)育的地區(qū)，有利于形成地層超覆圈閉和巖性圈閉，同時(shí)因盆地邊緣地層出露,地表大氣淡水沿斜坡向盆地內(nèi)部流動(dòng)注入,形成油水界面傾斜的水動(dòng)力圈閉。

5 東、西部盆地油氣成藏模式的差異性

撒哈拉地臺(tái)區(qū)東西部盆地均屬于志留系—泥盆系含油氣系統(tǒng)，烴源巖成熟度的不同導(dǎo)致東西部盆地所發(fā)現(xiàn)油氣性質(zhì)具有明顯的差異，其中西部盆地區(qū)以天然氣發(fā)現(xiàn)為主，而東部盆地區(qū)則為油氣兼有。結(jié)合烴源巖的生烴演化和油氣運(yùn)移方式，撒哈拉地臺(tái)區(qū)東西部盆地分別屬于以下2種不同的成藏模式：西部盆地區(qū)主要為早期成藏后期破壞—斷層垂向運(yùn)移成藏模式；東部盆地區(qū)則為二次生烴晚期成藏為主—不整合斷層復(fù)合運(yùn)移成藏模式(圖4)。

西部盆地區(qū)志留系—泥盆系在石炭紀(jì)—二疊紀(jì)迅速進(jìn)入高成熟—過成熟階段，烴源巖生成的天然氣沿?cái)鄬影l(fā)生垂向運(yùn)移進(jìn)入同期形成的擠壓背斜構(gòu)造中，石炭紀(jì)末的海西運(yùn)動(dòng)抬升造成生烴作用終止和已形成氣藏的調(diào)整破壞，后期中新生代沉積厚度薄，已形成氣藏持續(xù)散失，故保存條件是該地區(qū)獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn)的關(guān)鍵地質(zhì)因素。總體來看，西部盆地區(qū)油氣勘探程度低，應(yīng)以天然氣為主攻方向，瞄準(zhǔn)斷裂帶附近發(fā)育的早期運(yùn)聚好且后期保存佳的大型背斜構(gòu)造圈閉。

圖4 阿爾及利亞撒哈拉地臺(tái)區(qū)東西部盆地油氣成藏模式

東部盆地區(qū)部分志留系—泥盆系在石炭紀(jì)—二疊紀(jì)進(jìn)入成熟—高成熟階段，從而形成古生代早期油氣藏，海西運(yùn)動(dòng)抬升造成生烴停滯和油氣藏的調(diào)整破壞，中新生代再次深埋發(fā)生二次生烴并在白堊紀(jì)—第三紀(jì)相繼進(jìn)入生烴高峰，烴源巖生成的油氣主要沿海西不整合面發(fā)生長距離側(cè)向運(yùn)移，并在不整合面附近的有利圈閉部位聚集成藏[17]，古隆起和斜坡區(qū)是油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)，同時(shí)三疊紀(jì)—侏羅紀(jì)拉張期形成的斷層作為油氣垂向運(yùn)移通道，有利于在斷層兩側(cè)的新老多套層系形成復(fù)式油氣聚集區(qū)。從勘探潛力講，東部盆地區(qū)油氣勘探程度相對(duì)較高，油氣勘探應(yīng)以找油為主，尋找中小型的構(gòu)造圈閉或巖性—構(gòu)造圈閉。

6 結(jié)論

1)阿爾及利亞已有油氣發(fā)現(xiàn)主要分布在撒哈拉地臺(tái)區(qū)，可以將其分為東部和西部2個(gè)含油氣盆地區(qū)。無論是沉積充填、烴源巖、儲(chǔ)層和圈閉特征等油氣地質(zhì)條件，還是油氣性質(zhì)和油氣成藏模式，東、西部盆地區(qū)均表現(xiàn)出較明顯的差異性。

2)古生代時(shí)期撒哈拉地臺(tái)屬于大型穩(wěn)定的克拉通沉積，沉積環(huán)境相似，構(gòu)造格局整體表現(xiàn)為東高西低的特征，導(dǎo)致古生界沉積東部盆地薄而西部盆地厚；中新生代的差異沉降，導(dǎo)致東部盆地區(qū)的東北部發(fā)育完整的中新生代沉積，西部盆地區(qū)僅接受少量的侏羅紀(jì)—新近紀(jì)陸相沉積。

3)撒哈拉地臺(tái)主要發(fā)育2套古生界烴源巖：下志留統(tǒng)熱頁巖和中上泥盆統(tǒng)頁巖，其中下志留統(tǒng)熱頁巖為主力烴源巖。受古生代沉積格局、烴源巖后期埋藏及古地溫場(chǎng)的控制，東、西部盆地區(qū)古生界烴源巖整體表現(xiàn)出“厚度西厚東薄、成熟度西高東低”的差異性。

4)東部盆地區(qū)在早期古生代沉積之上疊加中新生代地層構(gòu)成多構(gòu)造旋回疊合盆地，發(fā)育古生界和中生界2大套含油氣儲(chǔ)層；而西部盆地區(qū)屬于單構(gòu)造旋回原生盆地，以古生界含油氣儲(chǔ)層為主。

5)西部盆地區(qū)圈閉類型較為單一，圈閉幅度普遍較大，圈閉的主要形成時(shí)期為海西運(yùn)動(dòng)期；東部盆地區(qū)圈閉類型具有多樣性且圈閉的形成具有多期性。

6)撒哈拉地臺(tái)區(qū)東、西部盆地成藏模式不同，西部盆地區(qū)主要為早期成藏后期破壞—斷層垂向運(yùn)移成藏模式；東部盆地區(qū)則為二次生烴晚期成藏為主—不整合斷層復(fù)合運(yùn)移成藏模式。

7)從勘探潛力看，西部盆地區(qū)油氣勘探程度低，應(yīng)以天然氣為主攻方向，瞄準(zhǔn)斷裂帶附近發(fā)育的大型背斜構(gòu)造圈閉。東部盆地區(qū)油氣勘探程度相對(duì)較高，油氣勘探應(yīng)以找油為主，尋找中小型的構(gòu)造圈閉或巖性—構(gòu)造圈閉。

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(編輯徐文明)

DifferencesofpetroleumgeologicalconditionsbetweeneasternandwesternbasinsinAlgeria

Liu Qiong, Hu Xiaolin, Yu Shui, Hao Liye, Zhang Yingde, Peng Jiayong

(CNOOCBeijingResearchInstitute,Beijing100027,China)

Based on several years of petroleum exploration and development in Algeria, the most of petroleum production are from the eastern basins on the Saharan Platform, while the western basins have large prospecting potential but with low exploration degree. The eastern and western basins are evidently different from each other in their sedimentary fillings, source rocks, reservoirs, traps, petroleum properties and accumulation models. Analysis suggests that large anticline traps related to fault belts are advantageous to find natural gas accumulation in the western basins with low exploration degree. By comparison, due to high exploration degree and exploration difficulties, oils in middle and small size structural traps or lithologic-structural traps should be targeted in the eastern basins.

accumulation condition; accumulation model; petroleum exploration orientation; petroliferous basin; Saharan Platform; Algeria

1001-6112(2013)02-0167-07

10.11781/sysydz20130210

TE121.1

A

2012-03-13；

2013-01-29。

劉瓊(1981—)，男，博士，工程師，從事海外油氣勘探綜合地質(zhì)研究。E-mail：ddzylq@163.com。

國家油氣重大專項(xiàng)“西非被動(dòng)大陸邊緣盆地海底扇等勘探目標(biāo)評(píng)價(jià)與優(yōu)選”(2008ZX05030-003)資助。