徐 洪，楊玉峰

(中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034)

費(fèi)爾干納盆地位于中天山和南天山之間，為北東—南西向延伸的長條形山間盆地，面積3.8×104km2，橫跨塔吉克、烏茲別克和吉爾吉斯3個(gè)國家，主體在烏國境內(nèi)，面積1.7×104km2。盆地的油氣勘探活動(dòng)始于19世紀(jì)末，共發(fā)現(xiàn)50多個(gè)油氣田，在烏國境內(nèi)油氣田23個(gè)，探明石油儲(chǔ)量約3.2×108t。中外勘探實(shí)踐表明，很多幾近枯竭的老油區(qū)通過深層勘探打開了新局面[1］。位于費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶的明格布拉克油田就是在油氣勘探活動(dòng)100年之后的新發(fā)現(xiàn)。在埋深超5 000 m的砂巖儲(chǔ)層中發(fā)現(xiàn)了單井日產(chǎn)超1 000 t的高產(chǎn)油藏，在近6 000 m深的碳酸鹽巖儲(chǔ)層中發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)油氣流。費(fèi)爾干納盆地是中國石油海外油氣戰(zhàn)略的目標(biāo)區(qū)之一，同時(shí)它又與我國西部一些盆地在構(gòu)造沉積演化等方面有許多相似之處，其盆地中央地塹帶由于埋藏較深，對深部油氣系統(tǒng)的形成還不是十分清楚，因此，解剖費(fèi)爾干納盆地深層油氣藏的形成具有十分重要的實(shí)際意義。

圖1 費(fèi)爾干納盆地南北向剖面Fig.1 SN profile of Fergana Basin

1 構(gòu)造演化特征

費(fèi)爾干納盆地由3個(gè)不同的構(gòu)造層系組成:下部為強(qiáng)烈變質(zhì)的古生代地層，為褶皺造山條件下形成的，構(gòu)成盆地的基底;中部為中生代和古近紀(jì)地層，為拉張裂谷穩(wěn)定沉降條件下形成的盆地蓋層沉積;最上部為新近紀(jì)至現(xiàn)今沉積，屬于造山階段的產(chǎn)物，為厚度6 000 m的磨拉石建造[2］(圖1)。

由于造山后期的塌陷作用，使盆地區(qū)受到拉張，形成了地塹式箕狀盆地，在這些狹窄的箕狀地塹中沉積了上二疊統(tǒng)和三疊系的紅色磨拉石建造。早侏羅世，由于持續(xù)拉張和沉降作用，早期形成的彼此分隔的小盆地逐漸相連。中侏羅世早中期，整個(gè)盆地形成了具有現(xiàn)今輪廓的單一巨型沉積盆地，發(fā)育中下侏羅統(tǒng)湖沼相沉積，富含煤層。晚侏羅世，由于地體增生導(dǎo)致盆地北部局部出現(xiàn)火山巖與磨拉石的紅色建造相互伴生。早白堊世，由于走滑斷層作用使廣大地區(qū)繼續(xù)發(fā)生熱沉降，盆地中心和東南的局部隆起區(qū)開始發(fā)生不對稱沉降;早白堊世晚期和晚白堊世早期發(fā)生2次海侵，盆地西南部和東南部與海相連;晚白堊世晚期到古近紀(jì)，盆地仍以海相沉積為主。中新世，由于印度板塊與歐亞板塊相碰撞，使天山地區(qū)受到強(qiáng)烈擠壓作用。盆地內(nèi)的構(gòu)造變形作用主要始于上新世，第四紀(jì)是擠壓最強(qiáng)烈的時(shí)期，也是盆地中的逆沖斷層和褶皺構(gòu)造的主要形成時(shí)期[2］(圖2)。

2 石油地質(zhì)特征

圖2 費(fèi)爾干納盆地構(gòu)造演化Fig.2 Structural evolution of Fergana Basin

盆地存在3套主要的生油巖系，即古近系海相泥巖和泥灰?guī)r，上白堊統(tǒng)灰色泥巖、介殼灰?guī)r，中下侏羅統(tǒng)的湖沼相泥頁巖。其中古近系海相泥巖及泥灰?guī)r是該區(qū)主要的油源巖，有機(jī)碳含量為0.4% ～0.8%，最高可達(dá)1% ～2%，平均為1.37%;氯仿瀝青“A”含量為0.05% ～1%，有機(jī)質(zhì)類型為腐泥型，鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.85% ～1.15%，處于成熟生烴階段。白堊系烴源巖主要為灰色泥巖和介殼灰?guī)r，富含生物化石，有機(jī)碳含量為0.26% ～0.3%。而中下侏羅統(tǒng)生油巖主要為湖相、沼澤相泥頁巖沉積，源巖有機(jī)碳含量為0.27% ～2%，平均0.46%;母質(zhì)類型以腐殖型為主，演化程度高，Ro達(dá)1.6% ～2.0%，是盆地有利的氣源巖[2］。

儲(chǔ)集層主要為新近系砂巖、古近系灰?guī)r、上白堊統(tǒng)砂巖及下白堊統(tǒng)—中下侏羅統(tǒng)的砂礫巖。盆地含油氣層系多，自上而下分布新近系、古近系、白堊系和中下侏羅統(tǒng)等4套生儲(chǔ)蓋組合，包含31個(gè)油氣層系。其中古近系灰?guī)r和砂巖以及新近系砂巖是盆地中部中央地塹帶主力含油氣層系。盆地范圍內(nèi)在古近系中發(fā)現(xiàn)的石油儲(chǔ)量占全區(qū)總儲(chǔ)量的72%;其次為白堊系和新近系含油氣層系，分別占10%;中下侏羅統(tǒng)砂巖儲(chǔ)量占8%。

圖3 費(fèi)爾干納盆地構(gòu)造區(qū)域與油氣田分布示意Fig.3 Geotectonic and oil-and-gas field distribution sketch map of Fergana Basin

盆地包含南部斷階帶、北部斷階帶、中央地塹(坳陷)帶3個(gè)有利油氣富集區(qū)(圖3)。南部斷階帶背斜構(gòu)造發(fā)育，面積大，形態(tài)相對平緩，為盆地主要的油氣富集區(qū)，已發(fā)現(xiàn)27個(gè)油田、5個(gè)氣田。北部斷階帶具類似的構(gòu)造特征，但斷裂構(gòu)造帶相對不發(fā)育，已發(fā)現(xiàn)8個(gè)油田、2個(gè)氣田。中央地塹帶發(fā)育背斜構(gòu)造帶，但埋深較大，油氣藏深度一般大于4 000 m，古近系油層在坳陷中部超過了6 000 m;油藏以超深、超壓為特點(diǎn)，特別是在新近系下部和古近系地層中普遍發(fā)育超高壓。在明格布拉克、卡拉吉達(dá)、薩雷庫爾干、貢哈納等地區(qū)，壓力系數(shù)最大可以達(dá)到2.0以上(圖4)。其超壓的形成有以下幾方面的原因:一是晚新生代以來，由于印度板塊與歐亞板塊相碰撞，使天山地區(qū)受到強(qiáng)烈擠壓作用，在盆地邊緣形成了一系列的走滑斷層，它們均向盆地逆沖，整個(gè)新生界地層一直處于構(gòu)造擠壓背景之下;二是中央地塹帶新近系總體沉積厚度達(dá)到了5 500 m，并且其主要組成為黏土層，沉積速率達(dá)到了250 m/Ma;三是古近系是費(fèi)爾干納盆地主要的烴源巖層之一，并且目前仍然處于生烴階段。上述這些因素造成了費(fèi)爾干納盆地中部新生界地層剖面中超壓廣泛發(fā)育。

3 中央地塹帶烴類的生成和保存

快速沉降的年輕的新生代盆地，由于形成時(shí)間短、地溫梯度偏低，烴源巖受熱力的作用時(shí)間短，因此烴源巖在深部仍然可以生成大量烴類形成油氣藏[3］。此外，深層油氣藏往往伴隨有異常高壓發(fā)生[4］。目前，大多數(shù)學(xué)者已經(jīng)認(rèn)同超壓抑制和延遲了油氣的生成和有機(jī)質(zhì)的成熟[5－9］。隨著深層勘探的不斷深入，發(fā)現(xiàn)了越來越多的烴類物質(zhì)能夠在高溫高壓條件下存在[10－12］。據(jù)分析，液態(tài)烴完全消失的最大深度約為8 000 m，地層溫度大于200℃;氣藏分布的最大下限深度為10 000～12 000 m，地層溫度為300～350 ℃[3］。

圖4 費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶壓力剖面Fig.4 Pressure section of central graben zone in Fergana Basin

圖5 費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶吉達(dá)4井埋藏史Fig.5 Burial history of well Jida4 in central graben zone in Fergana Basin

費(fèi)爾干納盆地中部新生界地層具有快速埋藏的特點(diǎn)，其地溫梯度也較低，平均地溫梯度約為2.6℃/hm。雖然目前古近系烴源巖埋藏深度超過了5 500 m，地層溫度也超過了120℃，但是通過對卡拉吉達(dá)地區(qū)吉達(dá)4井的模擬顯示(圖5)，目前古近系烴源巖仍處于生烴高峰期。事實(shí)上，由于地層中存在超高壓，其6 538 m處測試地層壓力129.94 MPa，壓力系數(shù)達(dá)2.0以上，如果考慮到超壓對生烴的抑制作用，實(shí)際古近系烴源巖可能還沒有達(dá)到生烴高峰期，仍處于低成熟期。因?yàn)槟M是基于TTI－Ro%模型進(jìn)行計(jì)算的，只考慮了時(shí)間和溫度對烴源巖的熱演化作用，而沒有把地層所具備的超高壓對烴源巖生烴產(chǎn)生的影響加進(jìn)去。

費(fèi)爾干納盆地古近系烴源巖Ro為0.85% ～1.15%，顯示處于生烴高峰期，但是在超壓環(huán)境下，鏡質(zhì)體反射率也不能完全反映烴源巖的真實(shí)成熟度。古近系烴源巖主要是腐泥型干酪根，屬于富氫干酪根。據(jù)研究[13］，在同一超壓體系中，富氫干酪根組分熱演化的體積膨脹效應(yīng)和產(chǎn)物濃度變化速率大于貧氫干酪根組分，從而導(dǎo)致同一超壓體系中富氫干酪根組分(如孢子體和藻類體)的熱演化受到超壓抑制，而貧氫干酪根組分(如鏡質(zhì)體)的熱演化未受到抑制(鏡質(zhì)體反射率未受到影響)。如在Gulf Coast盆地超壓地層中，實(shí)測Ro值已達(dá)4% ～5%，但仍發(fā)育一定豐度的液態(tài)烴。

實(shí)際資料顯示，卡拉吉達(dá)地區(qū)吉達(dá)4井6 531.0～6 546.0 m層段測得原油密度為0.884 g/cm3(20 ℃)，地層壓力137.16 MPa，壓力系數(shù)約為 2.14，地層溫度 160.9℃。明格布拉克油田新近系砂巖儲(chǔ)層中原油埋藏深度均大于5 000 m，原油平均密度0.87 g/cm3。

古近系下部層段碳酸鹽巖儲(chǔ)層中的烴類物質(zhì)與新近系砂巖中的原油有較大的差別，首先是原油密度較輕，甲烷烴類含量高顯示出輕質(zhì)油的特征;其次是油藏中有游離的天然氣，天然氣中含有硫化氫氣體，油氣可能來自于下部侏羅—白堊系地層的烴源巖。

綜上所述，費(fèi)爾干納盆地新近系地層中原油這種特征除了烴源巖快速埋藏受熱時(shí)間短外，還與地層中存在超高壓有密切的關(guān)系。

4 深部高溫高壓條件下儲(chǔ)層發(fā)育特征

實(shí)踐證明深層儲(chǔ)層與中淺層儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間及其成因有一定的差別。就我國東部盆地而言，由于地溫梯度普遍偏高，因此，深層砂巖儲(chǔ)層物性一般較致密。東部高地溫含油氣盆地5 500 m以下的砂巖目前還沒有發(fā)現(xiàn)好的儲(chǔ)集層[10］。但是火山巖、潛山等儲(chǔ)層抗壓實(shí)作用強(qiáng)，因此可以在深層形成較好的儲(chǔ)層，例如松遼盆地深層侏羅系火山巖儲(chǔ)層及渤海灣盆地古潛山。而我國中西部盆地由于地溫梯度偏低，且深部常發(fā)育異常高壓，因此砂巖儲(chǔ)層也是深層一種常見的儲(chǔ)層，例如塔里木盆地庫車凹陷古近系砂巖儲(chǔ)層在7 091 m超深層獲得高產(chǎn)氣流，其儲(chǔ)層溫度146.8 ℃，壓力達(dá)119 MPa[10］。

深層另外一種常見的儲(chǔ)層就是碳酸鹽巖儲(chǔ)層，碳酸鹽巖具有剛性大、抗壓實(shí)性強(qiáng)和易溶蝕、易形成次生孔隙等特點(diǎn)，決定了在盆地深部碳酸鹽巖是一種最主要的儲(chǔ)層類型。此外，碳酸鹽巖的易碎性，在構(gòu)造作用下碳酸鹽巖易產(chǎn)生裂縫。碳酸鹽巖固化早，導(dǎo)致巖石裂縫的形成可以發(fā)生在其埋藏后的任何時(shí)間段。根據(jù)2009年國土資源部頒布的探明儲(chǔ)量公報(bào)，我國已發(fā)現(xiàn)探明儲(chǔ)量超過1 000×104t油氣當(dāng)量的深層碳酸鹽巖油氣田有17個(gè)[14］。

4.1 新近系砂巖儲(chǔ)層發(fā)育特征

新近系kkc砂巖是費(fèi)爾干納盆地腹部重要的油氣儲(chǔ)層。根據(jù)明格布拉克油田新近系孔滲分析數(shù)據(jù)，可以把其砂巖儲(chǔ)層分為3大類(圖6)，即高孔高滲欠壓實(shí)型、低孔高滲裂縫型和低孔低滲型。需要說明的是高孔高滲和低孔低滲在這里都是相比較而言。

4.1.1 高孔高滲欠壓實(shí)型

該類儲(chǔ)層孔隙度和滲透率有較好的正相關(guān)性，滲透率隨孔隙度的增大而增大;儲(chǔ)層埋藏深度在5 000 m以下，仍然保存較高的孔滲，與砂巖儲(chǔ)層中發(fā)育異常高壓有關(guān)。

圖6 費(fèi)爾干納盆地新近系砂巖儲(chǔ)層分類Fig.6 Classification of sandstone reservoirs in Neogene，F(xiàn)ergana Basin

超壓常與深部油氣田相伴生，其對烴類的生成和保存有重要的影響作用。同樣它對深部儲(chǔ)層孔隙度、滲透率的保存或改善也有重要的作用[15］。具體表現(xiàn)為:(1)超壓減緩了上覆沉積物的壓實(shí)作用，利于深層砂巖儲(chǔ)層孔隙的保存;(2)超壓有助于成巖演化階段的溶解作用;(3)超壓不僅阻礙巖石的裂縫閉合，而且利于儲(chǔ)層裂縫的發(fā)育，裂縫的發(fā)育可提高孔隙度并使?jié)B透率明顯增大[16－17］。

費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶在4 000 m以下地層壓力系數(shù)普遍大于1.2(圖4)，而新近系砂巖儲(chǔ)層的壓力系數(shù)更是可以達(dá)到2.0以上;在4 000 m進(jìn)入超壓地層段以后，孔隙度隨深度減小的趨勢變小，在5 000 m以下的超高壓地層段出現(xiàn)了高孔隙度異常(圖7)，這與砂巖儲(chǔ)層處于高壓環(huán)境有關(guān)。這類儲(chǔ)層在生產(chǎn)過程中可表現(xiàn)為出砂現(xiàn)象。明格布拉克油田M222井段5 217～5 240 m為主要生產(chǎn)目的層，在試采過程中大量出砂，砂和雜質(zhì)涌入井底，說明砂巖儲(chǔ)層成巖作用相對較弱。而在如此深度、且地溫達(dá)到140℃以上的條件下仍然存在弱膠結(jié)的砂巖儲(chǔ)層，這與異常高壓的存在密切相關(guān)。地層壓力系數(shù)達(dá)2.0以上的超高壓異常促使砂巖儲(chǔ)層處于欠壓實(shí)狀態(tài)。由于新近系地層埋藏速度快、形成時(shí)間短且地溫梯度低，在儲(chǔ)層未被充分壓實(shí)和成巖膠結(jié)前，地層中形成了超高壓，阻礙了砂巖儲(chǔ)層的進(jìn)一步壓實(shí)成巖，因此，出現(xiàn)了高孔高滲欠壓實(shí)砂巖儲(chǔ)層。此外，盆地內(nèi)新近系砂巖儲(chǔ)層段在取心時(shí)收獲率較低，最低層段只有27%，也間接說明砂巖地層的巖性松散，成柱性差。

4.1.2 低孔高滲裂縫型

這類儲(chǔ)層滲透率和孔隙度沒有很好的相關(guān)性，孔隙度小于10%，但滲透率可以達(dá)到1 md以上，因其裂縫發(fā)育，所以雖然孔隙度較低，但是仍然有較高的滲透率。裂縫的發(fā)育同樣可能與高壓形成的水力破裂裂縫有關(guān)。據(jù)研究，地層流體壓力大于靜巖壓力的60%時(shí)，地層中的裂縫就不會(huì)閉合[18］。從圖8中可以看出，M3井4 000 m以下地層壓力均大于靜巖壓力的60%，因此，該井4 000 m以下一旦形成超壓裂縫，就可以被保存下來。

圖7 費(fèi)爾干納盆地孔隙度隨深度變化Fig.7 Porosity changes with depth in Fergana Basin

圖8 費(fèi)爾干納盆地M3井壓力剖面Fig.8 Pressure section of well M3 in Fergana Basin

4.1.3 低孔低滲型

該類儲(chǔ)層主要以泥質(zhì)粉砂巖甚至粉砂質(zhì)泥巖為主，在未完全壓實(shí)前的原始孔隙度就偏低，該類儲(chǔ)層一般不會(huì)形成有工業(yè)價(jià)值的產(chǎn)層。

據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，第一類儲(chǔ)層和第二類中的一部分儲(chǔ)層是費(fèi)爾干納盆地新近系最重要的儲(chǔ)層，其中第一類儲(chǔ)層主要是河道砂巖，在5 000 m之下日產(chǎn)液量仍然可以達(dá)到1 000 m3以上(表1)。

4.2 古近系碳酸鹽巖儲(chǔ)層

費(fèi)爾干納盆地古近系碳酸鹽巖主要分布在古近系的中下部，古近系目前發(fā)現(xiàn)的油氣也幾乎全部聚集于碳酸鹽巖儲(chǔ)層中。與新近系的砂巖儲(chǔ)層只產(chǎn)油不同，古近系碳酸鹽巖油氣同產(chǎn)(表1)，而且天然氣中含有硫化氫氣體。硫化氫氣體的形成與儲(chǔ)層內(nèi)流體—巖石相互作用有關(guān)，而這種作用是碳酸鹽巖儲(chǔ)層形成次生孔隙的重要原因之一。

天然氣中高含硫化氫(＞3%)的成因普遍認(rèn)為是硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)(TSR)形成的[19－22］。費(fèi)爾干納盆地古近系碳酸鹽巖地層中，普遍發(fā)育石膏、硬石膏，多以夾層或分散狀分布在灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r中，在下部侏羅系或古近系自身烴源巖生成的天然氣進(jìn)入含石膏的碳酸鹽巖儲(chǔ)層后，并且在地層溫度達(dá)到140℃以上之后，會(huì)逐漸發(fā)生TSR反應(yīng)形成硫化氫和二氧化碳。

根據(jù)盆地模擬，費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶古近系中下部地層在新近紀(jì)中晚期地層溫度已經(jīng)達(dá)140℃左右，目前盆地地溫梯度約為2.6℃/hm。因此，古近系下部的碳酸鹽巖儲(chǔ)層具備發(fā)生TSR反應(yīng)的物質(zhì)和環(huán)境條件。

M3井古近系第Ⅷ層為含硬石膏的灰?guī)r層，其H2S含量達(dá)5.29%，CO2含量4.47%;M13井古近系第Ⅴ層H2S含量達(dá)4.5%，CO2含量4.60%(表2)。在烴類參與TSR反應(yīng)的過程中，烴類、主要是重?zé)N類氣體總量在反應(yīng)中逐漸減少，而非烴類(H2S、CO2)在逐漸增多[20］。從 M13 井Ⅴ層和 M3井Ⅷ層天然氣分析樣品可以看出，乙烷以上的重?zé)N氣含量顯著減少，是重?zé)N氣參與還原反應(yīng)的重要證據(jù)，其他不含H2S的層位，重?zé)N氣含量均相對較高(表2)。

TSR的發(fā)生，首先需要硫酸鹽類溶解，使儲(chǔ)集層空間得到初步改善。其次TSR反應(yīng)產(chǎn)生的硫化氫溶于水后形成腐蝕性的酸，對碳酸鹽巖有進(jìn)一步的溶蝕作用形成次生孔隙。據(jù)模擬實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，碳酸鹽巖儲(chǔ)層在被硫化氫溶蝕改造后，其儲(chǔ)層孔隙度和滲透率得到大幅度提高，孔隙度平均增大2%，滲透率提高近2個(gè)數(shù)量級[14］。

從各油層組分析的孔隙度數(shù)據(jù)也可以看出(圖9)，含有硫化氫氣體的第Ⅷ和Ⅴ油層組平均孔隙度分別為13.4%和11.6%，高出古近系其他未含硫化氫氣體油層組Ⅲ、Ⅳ、Ⅶ、Ⅸ平均孔隙度(9.6%)約3.8%和2.0%。據(jù)地層測試，M3井第Ⅷ油層在5 860～5 872 m井段，4 mm油嘴日產(chǎn)油64 m3、天然氣29 800 m3，是古近系產(chǎn)量最高的層系;M13井在第Ⅴ油層組5 710～5 735 m井段，12 mm 油嘴日產(chǎn)油44.3 m3、天然氣335 000 m3(表1)。

表1 費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶主要儲(chǔ)層產(chǎn)液量Table 1 Main reservoir production amount of central graben zone in Fergana Basin

表2 費(fèi)爾干納盆地天然氣組分特征Table 2 Natural gas component characteristics in Fergana Basin

圖9 費(fèi)爾干納盆地新近系、古近系儲(chǔ)層油層平均孔隙度Fig.9 Average porosity of Neogene and Paleogene reservoirs in Fergana Basin

其次，相對于新近系kkc砂巖油層的地層壓力，古近系下部油層組合碳酸鹽巖儲(chǔ)層的壓力系數(shù)稍低，這可能與烴類氣體在TSR反應(yīng)過程中被消耗有關(guān)。一方面是烴類氣體的損耗，另一方面是儲(chǔ)集空間的增大，兩方面的因素疊加可能是古近系碳酸鹽巖儲(chǔ)層地層壓力系數(shù)小于新近系砂巖儲(chǔ)層壓力系數(shù)的原因之一。

5 中央地塹帶成藏系統(tǒng)

根據(jù)地層壓力、溫壓關(guān)系以及儲(chǔ)層內(nèi)烴類的性質(zhì)，可把費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶內(nèi)古近系和新近系地層成藏系統(tǒng)劃分為上部“古近系生油—漸新統(tǒng)、新近系儲(chǔ)油”[E－E3N(Ⅲ，kkc)］成藏系統(tǒng)和下部“侏羅、白堊系生烴—古新統(tǒng)、始新統(tǒng)儲(chǔ)油”[JK －E1－2(Ⅴ，Ⅷ，Ⅸ)］成藏系統(tǒng)(圖10)。

上部E－E3N成藏系統(tǒng)為含油系統(tǒng)，烴源巖為古近系地層，儲(chǔ)層為古近系上部Ⅲ、Ⅳ油層組和新近系kkc油層組，主要為砂巖儲(chǔ)層;溫—壓關(guān)系直線的斜率較大，約為0.85(圖11)。地層壓力以超高壓(壓力系數(shù)可大于2)為特征。原油的成熟度較低，密度較大，一般大于 0.85 g/cm3，最大達(dá)0.90 g/cm3，平均密度0.87 g/cm3。石蠟以及樹脂加瀝青質(zhì)含量高，但原油含硫量低(表3)。

圖10 費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶新生界成藏模式Fig.10 Accumulation pattern of Neogene in central graben zone in Fergana Basin

表3 費(fèi)爾干納盆地成藏系統(tǒng)流體性質(zhì)特征Table 3 Fluid properties in different petroleum systems in Fergana Basin

圖11 費(fèi)爾干納盆地成藏系統(tǒng)溫—壓關(guān)系Fig.11 Temperature and pressure relationship in petroleum systems in Fergana Basin

下部JK－E1－2成藏系統(tǒng)為含油、含氣系統(tǒng)。烴源巖主要為侏羅—白堊系，儲(chǔ)層為新近系下部含石膏的碳酸鹽巖地層。溫壓關(guān)系直線斜率較小，約為0.55(圖11)。地層壓力較上部成藏系統(tǒng)略低，壓力系數(shù)一般小于2。系統(tǒng)內(nèi)原油的密度較低，一般小于0.85 g/cm3，平均為0.82 g/cm3。石蠟含量相對較低，甲烷烴含量高，部分原油樣品含硫量較高，天然氣中含有硫化氫氣體，最高可達(dá)5.29%。

上部E－E3N含油系統(tǒng)高產(chǎn)儲(chǔ)層主要受河道砂巖和超高壓控制，下部JK－E1－2系統(tǒng)高產(chǎn)層主要受潟湖相的含石膏碳酸鹽巖儲(chǔ)層控制。由于E－E3N含油系統(tǒng)和JK－E1－2含油含氣系統(tǒng)其壓力系統(tǒng)、烴類性質(zhì)均有較大的差別，特別是JK－E1－2系統(tǒng)硫化氫氣體對井口和地面設(shè)備有腐蝕性，因此，適合于分層開采。

6 結(jié)論

(1)費(fèi)爾干納盆地中央地塹帶新生界地層中普遍發(fā)育的超高壓異常與構(gòu)造擠壓環(huán)境、快速沉降不均衡壓實(shí)以及持續(xù)的生烴作用有關(guān)。

(2)新近系油藏中高密度原油與超高壓環(huán)境有關(guān)，超壓抑制了烴源巖的成熟度，同時(shí)也延緩了已經(jīng)聚集的原油在高溫條件下向輕質(zhì)原油轉(zhuǎn)變的速度。

(3)新近系砂巖儲(chǔ)層分為3大類，即高孔高滲欠壓實(shí)型、低孔高滲裂縫型和低孔低滲型。第1類儲(chǔ)層是河道砂巖在超高壓環(huán)境下未經(jīng)過正常壓實(shí)而形成的，表現(xiàn)為取心收獲率低、生產(chǎn)過程中易出砂的特征;第2類儲(chǔ)層發(fā)育的裂縫與高壓形成的水力破裂裂縫有關(guān)。

(4)古近系碳酸鹽巖儲(chǔ)層中高含硫化氫氣體來源于TSR作用，TSR作用使含石膏碳酸鹽巖儲(chǔ)層物性得到了顯著的改善;其油層組壓力系數(shù)稍低于新近系油層組合是重?zé)N類氣體損耗、儲(chǔ)集空間增大兩方面的因素疊加的結(jié)果。

(5)中央地塹帶古近系和新近系成藏系統(tǒng)可劃分為上部E－E3N系統(tǒng)和下部 JK－E1－2系統(tǒng)。上部E－E3N含油系統(tǒng)高產(chǎn)儲(chǔ)層主要受河道砂巖和超高壓控制，下部JK－E1－2系統(tǒng)高產(chǎn)層主要受潟湖相的含石膏碳酸鹽巖儲(chǔ)層控制。E－E3N含油系統(tǒng)和JK－E1－2含油含氣系統(tǒng)其壓力系統(tǒng)、流體性質(zhì)均有較大的差別，適宜于分層開采。

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