北薩哈林盆地油氣成藏主控因素及有利區(qū)帶分析

陳文學(xué)，呂雪雁，周生友，李長(zhǎng)征

(中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

北薩哈林盆地油氣成藏主控因素及有利區(qū)帶分析

陳文學(xué)，呂雪雁，周生友，李長(zhǎng)征

(中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

北薩哈林盆地屬于中新生代弧后盆地,發(fā)育中、上中新統(tǒng)奧科貝凱組頁(yè)巖、上中新統(tǒng)努托瓦組下段頁(yè)巖、下中新統(tǒng)威寧組和中、下中新統(tǒng)達(dá)吉組含煤層系3套烴源巖。主力產(chǎn)層為中、下中新統(tǒng)的達(dá)吉組砂巖和上中新統(tǒng)努托瓦組下段砂巖。圈閉類型為背斜、復(fù)雜斷背斜和斷塊。統(tǒng)計(jì)分析表明，平面上油氣主要聚集在盆地東北薩哈林次盆，并且海上油氣儲(chǔ)量、油氣田規(guī)模均大于陸上；垂向上油氣主要分布在中新統(tǒng)達(dá)吉組和上中新統(tǒng)努托瓦組。油氣成藏條件綜合評(píng)價(jià)分析認(rèn)為，盆地油氣分布主要受構(gòu)造和儲(chǔ)層兩方面因素的控制：上新世晚期形成的構(gòu)造圈閉是油氣聚集的主要場(chǎng)所，上新世晚期—全新世薩哈林褶皺幕對(duì)早期形成的圈閉起調(diào)整或破壞作用；中、下中新統(tǒng)達(dá)吉組和上中新統(tǒng)努托瓦組下段砂巖的展布控制了油氣藏的縱橫向分布。油氣勘探結(jié)果表明，東北薩哈林次盆陸上部分勘探程度較高，海上是近幾年的儲(chǔ)量增長(zhǎng)區(qū)，也是今后最具勘探潛力的地區(qū)，其勘探目的層主要為努托瓦組和達(dá)吉組，勘探目標(biāo)主要為構(gòu)造—地層型圈閉和地層型圈閉。

油氣分布；油氣成藏；主控因素；勘探潛力；薩哈林盆地

北薩哈林盆地，又稱東薩哈林—鄂霍茨克盆地，位于俄羅斯薩哈林島的北部，面積為234 166 km2。盆地88.9%的面積位于海域，覆蓋了薩哈林東部大陸架的大部分地區(qū)，并進(jìn)入了鄂霍茨克海的深水區(qū)(圖 1)。盆地在1923年首次獲得油氣發(fā)現(xiàn)，根據(jù)IHS數(shù)據(jù)[1]，截至2012年7月，共發(fā)現(xiàn)油氣田76個(gè)，累計(jì)探明油氣可采儲(chǔ)量120×108bbl(1 bbl=0.137 t)油當(dāng)量。

圖1 北薩哈林盆地位置及油氣田分布

經(jīng)過近90年的勘探，盆地陸上勘探已進(jìn)入成熟階段，海上勘探起步較晚，近幾年仍陸續(xù)有重要油氣發(fā)現(xiàn)[2-3]。受勘探認(rèn)識(shí)、勘探程度、地表?xiàng)l件等因素的制約，目前對(duì)盆地油氣成藏條件還缺乏系統(tǒng)的認(rèn)識(shí)，對(duì)盆地油氣分布及主控因素的認(rèn)識(shí)還有待進(jìn)一步深化。本文試圖通過分析近幾年北薩哈林盆地海上油氣新發(fā)現(xiàn)的石油地質(zhì)測(cè)試資料，結(jié)合陸上研究成果，分析總結(jié)盆地油氣分布特點(diǎn)及成藏主控因素，提出下步勘探有利區(qū)帶。

1 盆地構(gòu)造演化及沉積充填

1.1 盆地構(gòu)造演化特征

北薩哈林盆地屬新生代弧后盆地,盆地的演化與亞洲板塊東部邊緣的板塊構(gòu)造演化有著密切的關(guān)系[4-5]。盆地的演化過程可分為古新世—漸新世(65～29.3 Ma)裂谷期、漸新世—上新世(29.3～3.4 Ma)轉(zhuǎn)換拉伸期(主要沉降期)和上新世至今(3.4～0 Ma)反轉(zhuǎn)期(擠壓隆升期)。

盆地發(fā)育2期構(gòu)造，早期構(gòu)造形成于裂谷期，構(gòu)造走向以北北東向?yàn)橹鳎ㄒ幌盗型拱枷嚅g的向斜、背斜及正、逆斷裂；晚期構(gòu)造形成于反轉(zhuǎn)期，包括系列東西向背斜、向斜帶及正、逆斷裂；2期構(gòu)造表現(xiàn)為早期南北向背斜被晚期東西向斷層切割。由于晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加，早期形成的構(gòu)造格局遭受強(qiáng)烈改造，構(gòu)造線方向變得模糊(圖2)。根據(jù)沉積充填特征和構(gòu)造樣式，盆地進(jìn)一步分為3個(gè)次盆，分別為東北薩哈林次盆、德魯金次盆和伯格拉尼奇諾耶次盆。

1.2 沉積充填特征

盆地基底為上古生界—三疊系巖層[6-8]，侏羅系和下白堊統(tǒng)變質(zhì)巖超覆在其上，呈不整合接觸。盆地沉積蓋層總體上厚度變化明顯，由東向西呈巨大的楔形，在坳陷中可達(dá)7～8 km。不同時(shí)代地層平面展布特征表現(xiàn)為向海洋方向由較老的沉積組合(古近系)向較新的沉積組合(中新統(tǒng)和上新統(tǒng))過渡(圖 3)。

圖2 北薩哈林盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨疤卣?/p>

根據(jù)沉積充填特點(diǎn)，結(jié)合盆地構(gòu)造演化，盆地沉積蓋層可以劃分為3大構(gòu)造層。(1)下部構(gòu)造層為上白堊統(tǒng)，在盆地西部為砂質(zhì)泥巖，厚度約為5 km，東部為火山巖建造；(2)中部構(gòu)造層為強(qiáng)變形的碎屑巖層，厚度6～8 km，包括古近系和新近系6套地層，分別為始新統(tǒng)的利索克斯組(部分地區(qū)稱留卡明組)、漸新統(tǒng)的邁棋喀組(部分地區(qū)稱穆特諾夫組)、達(dá)耶—胡林組(部分地區(qū)稱圖穆斯卡亞組)、中新統(tǒng)的威寧組(部分地區(qū)稱克倫多組)、達(dá)吉組(部分地區(qū)稱皮爾斯卡亞組)、奧科貝凱組和努托瓦組。發(fā)育2大套烴源巖、6套儲(chǔ)層和多套蓋層，垂向上形成多套儲(chǔ)蓋組合，是盆地油氣勘探的主要目標(biāo)層系；(3)上部構(gòu)造層為上上新統(tǒng)—第四系弱變形的碎屑巖層。

2 油氣成藏條件

2.1 烴源巖特征

根據(jù)Popovich等[9]將北薩哈林盆地的原油劃分為2種類型。Ⅰ類原油地化特征是：C27、C28、C29正甾烷的比例穩(wěn)定，C29含量不超過36%；環(huán)己烷/環(huán)戊烷比值低；霍烷/甾烷比值3.0～5.0，姥/植比1.1～2.0。Ⅰ類原油主要產(chǎn)自東北薩哈林次盆陸上和鄰近陸架油氣田，產(chǎn)層包括奧科貝凱組和努托瓦組下段(圖 4)。

Ⅱ類原油的典型特點(diǎn)是C29甾烷含量高，大于50%；環(huán)己烷/環(huán)戊烷比值高，大于1.5；姥/植比變化范圍大(1.13～2.61)。Ⅱ類原油主要產(chǎn)自盆地中部和東南部油氣田，儲(chǔ)層包括威寧組和達(dá)吉組。

綜合分析表明，北薩哈林盆地垂向上存在上下2套烴源巖，下部烴源巖為威寧組和達(dá)吉組濱岸相—陸相含煤系地層，以生成Ⅱ類原油為主；上部烴源巖為奧科貝凱組海相泥頁(yè)巖和努托瓦組下段海相泥頁(yè)巖，以生成Ⅰ類原油為主。

2.1.1 威寧組和達(dá)吉組烴源巖

威寧組和達(dá)吉組含煤層系被認(rèn)為是薩哈林北部重要的氣源[10]，沉積相包括陸相和濱岸海相。該套地層腐殖型有機(jī)質(zhì)含量高，但平面上變化較大。

威寧組煤系地層在盆地西北地區(qū)以腐殖型有機(jī)質(zhì)含量高為特點(diǎn)；在盆地東南部地區(qū)和盆地北部奧哈地區(qū)由于相變?yōu)樯钏练e，腐泥型有機(jī)質(zhì)含量增加。達(dá)吉組在盆地西部為三角洲、潟湖、濱岸相的砂巖和泥巖沉積，有機(jī)質(zhì)類型為腐殖型；在東部相變?yōu)楹Ｏ嗌钏囗?yè)巖沉積，有機(jī)質(zhì)類型變?yōu)楦嘈停Ｏ嗄囗?yè)巖最大有機(jī)質(zhì)含量為1.5%(表1)。

圖3 北薩哈林盆地區(qū)域地質(zhì)橫剖面根據(jù)參考文獻(xiàn)[1]修改。

圖4 北薩哈林盆地綜合地層柱狀圖

層位分布有機(jī)質(zhì)類型沉積環(huán)境ω(TOC)/%Ro/%厚度/m努托瓦組奧科貝凱組達(dá)吉組威寧組盆地東北部全盆地全盆地全盆地腐殖—腐泥型 盆地西部為腐殖型,東北部為腐泥—腐殖型 盆地西部為腐殖型,東部為腐泥型 盆地西北部為腐殖型,東南和東北部為腐泥—腐殖型 淺?！肷詈?淺?！肷詈?盆地西部為海陸過渡相,東部為海相0.5～1.17<0.5～1.2500～2500最大1.50.45～1.6500～1500

另外，達(dá)吉組在盆地西南部地區(qū)的同期深水沉積被稱為皮爾斯卡亞(Pilskaya)組，巖性為硅質(zhì)巖，是凱甘斯—沃斯特(Kayganskoye Vostochnoye)油氣發(fā)現(xiàn)中液態(tài)烴的源巖；平均氫指數(shù)326 mg/g，有機(jī)質(zhì)類型Ⅱ-Ⅰ型。英國(guó)石油公司鉆探證實(shí)，皮爾斯卡亞硅質(zhì)巖也是薩哈林海上德魯金次盆最近油氣發(fā)現(xiàn)(皮勒—勒克和尤達(dá))的源巖。威寧組和達(dá)吉組源巖在構(gòu)造高部位埋藏淺，Ro=0.45%～0.76%，進(jìn)入生油門限；但在低部位，演化程度高，Ro達(dá)到1.6%。

2.1.2 奧科貝凱組和努托瓦組下段烴源巖

奧科貝凱組為1套海進(jìn)—海退沉積層序，在盆地西部為粗粒的含煤碎屑巖沉積，有機(jī)質(zhì)類型為腐殖型；在盆地東北部變?yōu)橄鄬?duì)深水相的海相泥頁(yè)巖沉積，有機(jī)質(zhì)類型為腐泥—腐殖型。奧科貝凱組深水海相泥頁(yè)巖是盆地東北部油氣田的主要源巖。

努托瓦組下段由過渡相和淺海相砂巖、泥巖組成，在薩哈林島的東北部為潟湖相和三角洲相，到鄂克次克海上變?yōu)楹Ｏ嗌钏练e。泥巖有機(jī)質(zhì)類型為腐殖—腐泥型，自西向東有機(jī)質(zhì)含量增加，TOC最大值位于阿庫(kù)通(Arkutun)油氣田，平均1.17%，向南到達(dá)吉—摩爾(Dagi-More)、維尼(Veninskoye)和倫斯(Lunskoye)油氣田降到0.81%～0.84%，向北到柴沃(Chayvo)、皮爾童—阿斯科(Piltun-Astokh)和奧道普?qǐng)D(Odoptu)油氣田，降到0.5%～0.62%。該套泥頁(yè)巖氯仿瀝青含量在150×10-6左右。

在薩哈林島陸上，奧科貝凱組和努托瓦組下段泥頁(yè)巖的熱演化程度不高，Ro<0.5%, 但越靠近海域，演化成熟度越高，在柴沃油氣田附近Ro可達(dá)1.2%。

2.2 儲(chǔ)層特征

北薩哈林盆地發(fā)育6套儲(chǔ)層，分別是努托瓦組下段、奧科貝凱組、達(dá)吉組、威寧組(表2)及盆地東南部的皮棱斯卡亞組(相當(dāng)于威寧組和達(dá)耶—胡林組)和保爾斯卡亞組(達(dá)吉組下段同期沉積)。其中，達(dá)吉組砂巖和努托瓦組下段砂巖是北薩哈林盆地的主力產(chǎn)層。達(dá)吉組和努托瓦組屬于古阿穆爾河的1個(gè)大三角洲沉積體系(圖5)。地震地層學(xué)上表現(xiàn)為達(dá)吉組淺海相三角洲沉積自西向東前積，之上是奧科貝凱組加積和退積沉積，以及1個(gè)相似的自西向東前積的努托瓦三角洲沉積。

表2 北薩哈林盆地重要儲(chǔ)層特征

圖5 北薩哈林盆地努托瓦組沉積剖面位置見圖1測(cè)線AA′，根據(jù)參考文獻(xiàn)[1]修改。

威寧組包含1～4個(gè)厚度在5～20 m的儲(chǔ)層單元。達(dá)吉組產(chǎn)層垂向上可以劃分為20多個(gè)凈厚度為1～38 m的砂層(組)，油氣層孔隙度平均22%，滲透率平均320×10-3μm2；儲(chǔ)層物性最好的地區(qū)位于盆地西部、北部和東北部。奧科貝凱組砂巖儲(chǔ)層只在薩哈林陸上作為產(chǎn)層，包括5～8個(gè)凈厚度在1～50 m的砂層。努托瓦組下段砂巖儲(chǔ)層主要發(fā)育在海上，產(chǎn)層厚度1～54 m(平均6 m)，孔隙度平均23%，滲透率平均200×10-3μm2。

總體上，北薩哈林盆地儲(chǔ)層橫向分布連續(xù)性較差，但在一個(gè)局部構(gòu)造單元內(nèi)，砂層組的厚度和巖性還比較穩(wěn)定。

2.3 蓋層特征及儲(chǔ)蓋組合

根據(jù)區(qū)域地質(zhì)資料，北薩哈林盆地海區(qū)，主要發(fā)育3套區(qū)域性或半?yún)^(qū)域性蓋層，即努托瓦組上段含粉砂的泥巖層序，奧科貝凱組粉砂質(zhì)—砂質(zhì)泥巖層序，達(dá)耶—胡林組深水硅質(zhì)泥巖層。努托瓦組下段砂巖、奧科貝凱組砂巖、達(dá)吉組砂巖和威寧組砂巖與其上覆的泥巖、粉砂質(zhì)泥巖沉積形成良好的儲(chǔ)蓋組合。

2.4 圈閉特征

盆地圈閉類型為背斜、復(fù)雜斷背斜和斷塊。以北海道—薩哈林剪切帶(斷裂帶)為界，盆地東、西部圈閉特點(diǎn)不同。盆地西部已發(fā)現(xiàn)油氣藏圈閉類型主要為斷塊型、斷背斜型，并且圈閉面積普遍較小，最大15.5 km2，平均3.0 km2；而盆地東部則以背斜為主，圈閉面積較大，最大246 km2，平均85 km2。

其次，盆地東、西部圈閉形成時(shí)間和形成機(jī)制也存在差異。東部寬緩背斜型圈閉構(gòu)造的形成有一定繼承性，油氣藏具有統(tǒng)一的油水界面；而西部被多期斷層切割形成規(guī)模較小的斷塊或斷背斜圈閉，其形成受基底大斷裂活動(dòng)產(chǎn)生的擠壓應(yīng)力控制，形成時(shí)間較晚，油氣藏不具有統(tǒng)一的油水界面。

3 油氣分布特征及主控因素

3.1 油氣分布特征

根據(jù)IHS數(shù)據(jù)庫(kù)資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，截至2012年7月，北薩哈林盆地共發(fā)現(xiàn)油氣田76個(gè)，石油原始可采儲(chǔ)量35×108bbl，天然氣原始可采儲(chǔ)量13 018×108m3，凝析油原始可采儲(chǔ)量7.66×108bbl，天然氣探明儲(chǔ)量占盆地油氣總儲(chǔ)量的66%。

平面上北薩哈林盆地97%的油氣探明可采儲(chǔ)量分布在東北薩哈林次盆，油氣田呈近南北向成帶分布，從北向南油減少，氣增多。且以海上發(fā)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量為主，無(wú)論是總油氣儲(chǔ)量及單個(gè)油氣田規(guī)模海上均大于陸上(表 3)。

縱向上北薩哈林盆地油氣主要分布在努托瓦組下段和達(dá)吉組，占已發(fā)現(xiàn)油氣總儲(chǔ)量的97.2%(圖 6)。

努托瓦組下段砂巖儲(chǔ)層主要分布在海上，發(fā)現(xiàn)的油氣探明儲(chǔ)量占盆地總儲(chǔ)量的52.4%。儲(chǔ)層巖性為三角洲相砂巖，蓋層為三角洲前緣互層狀泥巖，圈閉以背斜、斷背斜為主，在前三角洲厚層泥巖中也發(fā)育砂巖巖性圈閉。

達(dá)吉組是盆地內(nèi)第二大產(chǎn)層，發(fā)現(xiàn)的油氣探明可采儲(chǔ)量占盆地總儲(chǔ)量的44.8%，其中倫斯氣田是盆地內(nèi)發(fā)現(xiàn)的最大氣田。儲(chǔ)層為三角洲相、濱海相砂巖，圈閉類型以背斜、斷背斜為主，奧科貝凱組泥巖是這套儲(chǔ)層的有效蓋層。

圖6 北薩哈林盆地油氣產(chǎn)層垂向分布

油氣田位置油氣田類型油氣田數(shù)/個(gè)總可采儲(chǔ)量/(106bbl油當(dāng)量)油氣田規(guī)模/(106bbl油當(dāng)量)均值最小值最大值海上氣田747086728.53092海上油田9534259310.82586陸上氣田2327712<160陸上油田34156946<1260陸上/海上氣田123.323.323.323.3陸上/海上油田265.433<165

圖7 北薩哈林盆地主力儲(chǔ)層空間展布位置見圖1測(cè)線BB′。

奧科貝凱組是盆地陸上部分最重要的含油儲(chǔ)層之一，其油氣探明可采儲(chǔ)量占盆地已發(fā)現(xiàn)總儲(chǔ)量的2.3%，目前已在31個(gè)油氣田或油氣發(fā)現(xiàn)中發(fā)現(xiàn)了這類儲(chǔ)層。但這類儲(chǔ)層中發(fā)現(xiàn)的油氣田往往規(guī)模不大，在已發(fā)現(xiàn)的油氣田中，只有2個(gè)油氣田的石油可采儲(chǔ)量超過2×108bbl。

3.2 油氣主控因素分析

綜合分析盆地構(gòu)造演化和油氣成藏條件，結(jié)合已發(fā)現(xiàn)油氣藏解剖，認(rèn)為盆地油氣成藏主要受構(gòu)造和儲(chǔ)層2方面因素的控制。

3.2.1 構(gòu)造因素

上新世晚期形成的構(gòu)造圈閉是油氣聚集的主要場(chǎng)所。上新世晚期—全新世薩哈林褶皺幕對(duì)早期形成的圈閉起調(diào)整或破壞作用。盆地圈閉類型以背斜、復(fù)雜斷背斜和斷塊為主。對(duì)已發(fā)現(xiàn)油氣藏圈閉演化分析表明，圈閉在中中新世末或早上新世末具有雛形，在晚上新世得到大幅度隆升，這一時(shí)期剛好與烴源巖的油氣排烴高峰期匹配。晚上新世—全新世，盆地進(jìn)一步隆升，對(duì)先前形成的油氣藏起到調(diào)整作用，也形成了新的圈閉。在斷裂發(fā)育部位(剪切帶附近)，新的構(gòu)造活動(dòng)對(duì)已形成的油氣藏起到破壞作用。例如，維尼構(gòu)造帶，在上新世末期薩哈林褶皺幕期間強(qiáng)烈隆升，斷層發(fā)育，上覆地層遭受剝蝕，構(gòu)造頂部早期油氣藏被破壞或調(diào)整，僅存次生殘余的小型氣藏。在構(gòu)造軸向翼部，由于奧科貝凱組發(fā)育的巨厚泥巖使保存條件變好，后期破壞作用逐漸減弱，使油氣得以聚集和保存，形成一些小型氣藏。

3.2.2 儲(chǔ)層因素

努托瓦組下段和達(dá)吉組砂巖的展布范圍控制了油氣藏的縱橫向分布。達(dá)吉組和努托瓦組砂巖同屬于古阿穆爾河三角洲沉積體系。據(jù)IHS資料[1]，該三角洲沉積體系平面展布為1 100 km×250 km。從盆地不同地區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣田油氣層對(duì)比(圖7)可以看出，努托瓦組下段三角洲砂巖沉積和奧科貝凱組淺海相砂巖沉積主要分布在盆地的北部，并且由北向南，砂地比逐漸降低，到阿庫(kù)通—達(dá)吉油氣田，努托瓦組下段砂巖基本上為前三角洲相的薄砂層沉積；奧科貝凱組則相變?yōu)殛懪锵嗄鄮r沉積。達(dá)吉組三角洲相砂巖主要分布在阿庫(kù)通—達(dá)吉油氣田以南，是盆地南部油氣田的主力儲(chǔ)層。

4 資源潛力及有利區(qū)帶綜合評(píng)價(jià)

盆地資源潛力分析的方法有傳統(tǒng)的物質(zhì)平衡法、統(tǒng)計(jì)法、分形法、石油地質(zhì)綜合評(píng)價(jià)法等[11-13]。本文采用石油地質(zhì)綜合評(píng)價(jià)選區(qū)方法，結(jié)合已有油氣勘探成果，綜合分析盆地資源潛力并提出下步勘探有利地區(qū)。綜合分析認(rèn)為，東北薩哈林次盆仍然是今后最具勘探潛力的地區(qū)，其次為德魯金次盆，伯格拉尼奇諾耶次盆勘探風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較大。

東北薩哈林次盆，奧科貝凱組淺海相泥頁(yè)巖、努托瓦組下段過渡相—淺海相泥頁(yè)巖以及下中新統(tǒng)威寧組和中新統(tǒng)達(dá)吉組含煤層系兩大套烴源巖發(fā)育齊全，演化適中，為油氣聚集提供豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)；該地區(qū)發(fā)育中新統(tǒng)古阿穆爾河三角洲，三角洲前緣砂體和前三角洲泥巖垂向上形成良好的儲(chǔ)蓋組合，為油氣聚集提供良好的空間。該次盆目前共發(fā)現(xiàn)72個(gè)油氣田，油氣探明可采儲(chǔ)量11 676×106bbl油當(dāng)量，累計(jì)產(chǎn)量1 736×106bbl油當(dāng)量[1]，待發(fā)現(xiàn)油氣資源量15 922×106bbl油當(dāng)量[14]。

綜合分析東北薩哈林次盆油氣勘探開發(fā)歷史及現(xiàn)狀，認(rèn)為該區(qū)陸上部分已達(dá)高成熟勘探階段，下步勘探發(fā)現(xiàn)的空間較小，今后油氣勘探潛力區(qū)主要為海上。2006—2011年間，陸續(xù)在海上獲得5個(gè)油氣發(fā)現(xiàn)，新增儲(chǔ)量5億多桶油當(dāng)量，油氣資源以天然氣為主。根據(jù)IHS資料，海上尚有一定數(shù)量的未鉆圈閉，海上油氣勘探的主要目的層系為努托瓦組和達(dá)吉組，勘探目標(biāo)主要為構(gòu)造—地層型圈閉和地層型圈閉。

德魯金次盆位于海上，發(fā)育奧科貝凱組淺海相泥頁(yè)巖、努托瓦組下段前三角洲相泥頁(yè)巖、威寧組和達(dá)吉組同期深水沉積皮爾斯卡亞組硅質(zhì)巖多套烴源巖。但由于該次盆處于盆地主力儲(chǔ)層努托瓦組下段和達(dá)吉組古阿穆爾河三角洲的前三角洲位置，儲(chǔ)層厚度較薄，物性相對(duì)較差。2004—2006年，英國(guó)石油公司先后在該次盆發(fā)現(xiàn)3個(gè)油氣田，探明石油可采儲(chǔ)量1.26×108bbl，天然氣221.13×108m3，產(chǎn)層為努托瓦組下段砂巖儲(chǔ)層，圈閉類型為地層—構(gòu)造復(fù)合型，說明該地區(qū)具有一定勘探前景。

伯格拉尼奇諾耶次盆位于盆地南端，發(fā)育上漸新統(tǒng)達(dá)耶—胡林組深海頁(yè)巖和硅質(zhì)巖烴源巖。儲(chǔ)層為上漸新統(tǒng)達(dá)耶胡林組同期沉積的硅質(zhì)巖，孔隙類型為裂縫型。1972年在該地區(qū)發(fā)現(xiàn)1個(gè)油氣田(奧科魯扎油氣田)后再?zèng)]有取得重要發(fā)現(xiàn)?？傮w上說，該地區(qū)離盆地主力產(chǎn)層發(fā)育區(qū)和含油氣區(qū)較遠(yuǎn)，水體深，勘探風(fēng)險(xiǎn)較大。

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(編輯 黃 娟)

Controlling factors of hydrocarbon accumulation and play fairway in North Sakhalin Basin

Chen Wenxue, Lü Xueyan, Zhou Shengyou, Li Changzheng

(SINOPEC Petroleum Exploration & Production Research Institute, Beijing 100083, China)

Locating in the circum-Pacific fold belts of far-east in Russia, the North Sakhalin Basin is a back-arc basin developed from Mesozoic to Cenozoic. There are three sets of source rocks including shale in the Okobykay Formation of the Upper Miocene, shale in the lower Nutovo Formation of the Upper Miocene, and coal-bearing strata in the Weining Formation of the Lower Miocene and the Dagi Formation of the Lower Miocene. Its main oil production derived from the sandstones in the Dagi Formation of the Middle and Lower Miocene and the lower Nutovo Formation of the Upper Miocene. The major trap types are anticlines, complex faulted anticlines and fault blocks. Oil and gas mainly accumulated in the Sakhalin sub-basin in the northeast, with larger reserves offshore than onshore. Vertically, they were mainly found in the Dagi Formation of the Middle Miocene and the Nutovo Formation of the Upper Miocene. The comprehensive evaluation of reservoir conditions showed that the distribution of oil and gas were mainly controlled by structure and reservoir development. The structural traps formed during the late Pliocene provided spaces for hydrocarbon accumulation, and the folding event which took place from the late Pliocene to Holocene functioned as adjustment and even destruction to traps. The distribution of sandstones in the Dagi Formation of the Middle and Lower Miocene and the Nutovo Formation of the Upper Miocene controlled the plane and vertical distributions of hydrocarbon. Compared to the highly explored onshore area, the offshore area has a great potential, and the exploration targets should be focused on the structural-stratigraphic and stratigraphic traps in the Nutovo and Dagi Formations.

hydrocarbon distribution; hydrocarbon accumulation; controlling factors; exploration potential; Sakhalin Basin

1001-6112(2014)05-0589-08

10.11781/sysydz201405589

2013-08-06；

2014-08-01。

陳文學(xué)(1963—)，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，從事石油地質(zhì)研究工作。E-mail: Chenwx.syky@sinopec.com。

中國(guó)石油化工股份有限公司科技開發(fā)部項(xiàng)目(P09085)資助。

TE122.3+1

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