阿曼盆地下古生界碎屑岩成藏组合地质特征*

2014-05-05 07:10李浩武童晓光王建君温志新张永军

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年6期

关键词：古生界源岩阿曼

李浩武，童晓光，王建君，温志新，张永军

1.中国石油勘探开发研究院，北京海淀 100083 2.中国石油海外勘探开发公司，北京西城 100034 3.中国石油集团测井有限公司吐哈事业部，新疆哈密 838202

阿曼盆地下古生界碎屑岩成藏组合地质特征*

李浩武1，童晓光2，王建君1，温志新1，张永军3

1.中国石油勘探开发研究院，北京海淀 100083 2.中国石油海外勘探开发公司，北京西城 100034 3.中国石油集团测井有限公司吐哈事业部，新疆哈密 838202

下古生界碎屑岩成藏组合是阿曼盆地最重要的天然气成藏组合，寒武系—志留系Haima群储层及上覆泥岩层构成了基本的储盖组合，Huqf群烃源岩为最主要的供烃源岩。在系统解剖油气成藏要素的基础上，探讨了不同次盆油气成藏作用与过程，并分析了其勘探潜力与风险。在Ghaba次盆主体部位，Huqf群烃源岩现今以生气为主，深埋升温裂解而成的焦沥青多充填了早期圈闭孔隙空间，应关注白垩纪之后形成的新圈闭；受中央古隆起阻隔，Ghaba次盆东翼圈闭充注有效性差。南阿曼次盆中部，厚层Ara盐岩阻隔油气垂向运移至浅层Haima群中，圈闭有效性偏差。南阿曼次盆东翼，Ara盐层被持续溶解后，释放出盐内和盐下圈闭中先期聚集的原油，可重新聚集成藏，原油勘探的风险较小。

下古生界成藏组合；Huqf烃源岩；Haima群储层；油气成藏；阿曼盆地

李浩武，童晓光，王建君，等．阿曼盆地下古生界碎屑岩成藏组合地质特征[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（6）：47–59．

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引言

阿曼盆地位于阿拉伯板块南部，其绝大部分位于阿曼境内，向南延伸至也门，向北延伸至阿联酋和伊朗，总面积约为23×104km2。根据盐盆的分布特征，阿曼盆地可划分为3个次级盆地，即Fahud盐盆、Ghaba盐盆和南阿曼盐盆（图1），且均为裂谷盆地，是前寒武—早寒武世（约600～540 Ma）时横穿阿拉伯地盾伸展作用的产物[1-2]。

阿曼盆地具有丰富的油气资源，目前已经发现的油气基本都集中于3个次盆周边。阿曼盆地寒武系下部以碳酸盐岩为主，中部发育 Ara组盐层，上寒武统至奥陶系主要为碎屑岩，区域缺失志留系上段、泥盆系和石炭系下段（图2）。下古生界成藏组合为阿曼盆地非常重要的天然气成藏组合，其原油和凝析油2P可采储量为1 072.5×106bbl（1 bbl=0.14 t），天然气2P可采储量为34.2 Tcf（9 684×108m3）[3]，占阿曼盆地天然气总储量的51%。主要的储层段为寒武—志留系Haima群内的Amin组、Mahwis组和Barik砂岩段等。

图1 阿曼盆地主要构造格架与下古生界油气田分布（构造底图据文献[1-2]）Fig.1 Structure outline and the oil&gas fields of Paleozoic play of Oman Basin

图2 阿曼盆地古生界综合柱状图（据文献[1]，修改）Fig.2 Stratigraphic chart of Oman Basin

1 区域地质特征

阿曼位于阿拉伯板块的南部边缘，临近伊朗和非洲板块，因此板块的运动对阿曼影响较大，形成了比较复杂的构造、沉积和埋藏历史[4-8]。阿曼南部的亚丁湾分离带为其南部边界，Masirah转换断层带和Owen断裂带构成了其东部边界，北部边界为Zagros–Makran板块汇聚边缘，挤压作用形成了阿曼山，已在阿曼东部边缘的井中或沿Huqf–Haushi隆起露头区发现前寒武变质/火成岩基底（图1）。

阿曼盆地的构造演化比较复杂，大致可划分为7个阶段[2]，即：（1）前寒武为造山运动阶段（930～654 Ma）；（2）前寒武至寒武纪为早期裂谷阶段（654～550 Ma）；（3）寒武纪早期至泥盆纪为早期拗陷阶段（550～404 Ma）；（4）早泥盆世至晚石炭世早期为前陆阶段（404～310 Ma）；（5）晚石炭世早期至中三叠世为拗陷阶段（310～230 Ma）；（6）中三叠世至晚白垩世早期为被动边缘阶段（230～91 Ma）；（7）晚白垩世早期至今为挤压和前陆阶段（91～0 Ma）。构造演化的复杂性，决定了盆地内沉积地层、油气生成和聚集保存的复杂性。

2 烃源岩

Huqf群烃源岩是阿曼盆地非常重要的烃源岩，分布面积广泛，几乎遍布整个阿曼盆地。其富含藻类、细菌和蓝藻细菌，属于I型和II型干酪根[1，9]。Huqf群高的有机质含量主要与广泛分布的缺氧环境和快速埋藏有关，油气生成主要发生在早期白云岩化作用之后，但要早于硅质交代作用[2]。

Huqf群烃源岩主要由有机质含量丰富的Shuram和 Buah组构成（图 2）。Shuram组以泥岩为主，含碳酸盐岩夹层，其厚度在 450 m左右，分布广泛。 TOC平均含量为 2%，氢指数200～600 mg（/g·TOC）。Buah组碳酸盐岩TOC平均含量 2%，以 II型干酪根为主，氢指数 300～600 mg（/g·TOC）[1-2，10-11]。高的有机质产率主要与广泛发育的缺氧环境和快速埋藏有关。

源自Huqf群的石油总体上具有C29甾烷含量高（大于50%）、C27甾烷含量低的特点，不同母质来源的原油可通过碳同位素和C27甾烷百分含量交会图进行有效区分（图3）。阿曼北部源自Huqf群烃源岩的原油δ13C含量为–31‰～–35‰，C27甾烷的含量在45%～50%，而阿曼南部源自Huqf群烃源岩的原油δ13C含量在–35‰～–37‰，C27甾烷的含量小于25%（图3）[12-13]。Huqf型原油硫含量高（1.5%～2.0%），且其含“X”型支链烷烃，岩芯分析也显示出同样的特点[14]。

图3 阿曼盆地不同烃源岩的地化特征[13]Fig.3 Geochemical characteristics of different source rocks，Oman Basin

以Huqf群为主要烃源岩的油气田遍布于整个阿曼盆地，在阿曼盆地北部以气田为主，南部以油田为主。Huqf群烃源岩不仅为阿曼南部下古生界成藏组合供给了油气，中生界碎屑岩产层中的原油大部分也源自于Huqf群源岩[1]；在阿曼北部，Huqf群中的Shuram组是石炭—二叠系Haushi群储层的最主要烃源岩[10]。

3 储层

下古生界成藏组合的油气主要集中于寒武—奥陶系Haima群中，物性较好的砂岩储层在Haima群的各个层段均有发育[9，15]，重要的储层包括Amin组、Mahwis组（阿曼北部过渡为Miqrat组）及Barik段（图2）。Haima群成藏组合大多数油气田分布于阿曼盆地北部的Fahud盐盆和Ghaba盐盆，在南阿曼次盆，主要集中于盆地的东部斜坡（图1）。

3.1 Amin组砂岩

Amin组主要为具交错层理的洁净石英质砂岩，大多为风成沙丘和沙丘间沉积[14]，河流相沉积居次要地位。其在整个阿曼盆地广泛分布，区域上厚度波动较大，为50～1 500 m。Amin组砂岩储层结构较为复杂，储层以含胶结的障积岩为特征，可以划分出两个夹层：（1）储层顶部的夹层，主要由早期成岩作用形成；（2）油水界面附近的夹层，主要受原油生物降解作用形成。

Amin组储层物性条件非常优越，孔隙度平均为28%[16]，渗透率为500～5 000 mD，在局部地区，渗透率甚至可达到9 000 mD，总体而言，渗透率主要由粒度大小而非孔隙度决定[17]。在Nimr油田，尽管孔隙度分布在油田范围内基本呈连续状态，但由于颗粒大小和喉道大小变化，使原始含油饱和度变化较大，为70%～85%。

3.2 Mahwis组砂岩

Mahwis组是南阿曼次盆的重要储集层段，其与下伏的Amin组呈不整合接触状态，在阿曼北部逐渐过渡至Miqrat组。Mahwis组主要由25～50 m厚向上变细的冲积扇层序构成，含层间胶结物和少量（10%～15%）层间页岩，部分层段发育胶结程度很高的薄砂层。小尺度的（0.3～2.0 m）岩芯观察，也可明显分辨出向上变细的微层序[17]。Mahwis组沉积环境为冲积扇远端、砂坪和河漫滩（图4）[14]。在Stanistreet和McCarthy[18]的分类体系中，此类冲积扇被定义为辫状河冲积扇。

图4 南阿曼盐盆东缘Mahwis组沉积模式图（据文献[14]，修改）Fig.4 Sedimentary pattern of the Mahwis Formation in the east flank of south Oman Sub Basin

Mahwis组储层性能优越，孔隙度为25%～30%，渗透率普遍在50～1 000 mD，最大可达2 000 mD，垂向渗透率和水平渗透率的比值比较低，为0.15～0.20。钻井和测试资料表明，在Mahwis组储层中，砂岩粒度越细，产量总体越低。一些高产井主要靠粒度较大、渗透率更高的储层来维持产能，但却留下大量的残余未驱油[19]。Mahwis组岩屑和成岩作用形成的黏土含量较高，束缚水含量高，原始含水饱和度也较高。因此，在平均含水饱和度达到50%～60%时，仍能产出无水原油[17]。

3.3 Barik砂岩段

Barik段砂岩段位于Haima超群的中段（图2），为Sail Rawl、Makarem及Sail Nihayda等大型油气田的主力产层。在Saih Rawl气田，Barik段典型厚度为210～220 m，主要由砂岩、泥岩和异粒岩互层组成，可划分为河道砂、层状砂、泥岩、萨布哈和异粒岩5种岩相，大多数异粒岩厚度在2～5 m，但是平面展布的范围较大[11，20]。区域上来讲，Barik砂岩段主要由辫状三角洲朵叶相互叠置形成（图5）[20]，朵叶之间被海泛沉积所分隔。三角洲朵页具有大型交错层理结构，叠置的砂体显示出分流河道和河口坝不同程度受海洋/潮汐作用影响的特征。异粒岩的存在反映了海进事件和边缘海环境，即潮间—潮上带或瀉湖—广海环境，异粒岩中大量的硬石膏胶结物的存在，表明可能还存在萨布哈环境（图5）。

图5 阿曼北部Mahatt Humaid群沉积模式图，Barik段砂岩主要沉积于辫状河三角洲[20]Fig.5 Sedimentary pattern of Mahatt Humaid Group in the northern Oman，the Barik sandstone was deposited in braided river delta

在Saih Rawl气田，Barik段储层可划分为8个主要流动单元，单个流动单元厚度在10～25 m。8个异粒岩段平面分布范围较广，在Barik油田可以连续横向追踪30 km，构成了流体垂向流动的重要屏障。但由于这些异粒岩厚度一般都很小，且局部被河道所侵蚀，使相互孤立的储层单元垂向上可发生连通，同时，地震上难以识别的小尺度断层为流体的垂向流动提供了通道[1]。

Barik砂岩段的非均质性较强，邻井物性变化较大[21]。孔隙度通常为8%～10%，渗透率为1～12mD，局部地区可以达到20 mD。异粒岩平均水平渗透率为1～5 mD，而垂向渗透率接近于零[22]。成岩作用对储层质量有很大影响，成岩作用包括压实、石英次生加大及白云岩胶结[1-2]。

4 盖层

阿曼盆地下古生界成藏组合的区域性盖层主要有Miqrat组泥岩段、Al Bashair组泥岩段和Mabrouk组泥岩，分别为下伏Amin组、Miqrat组（阿曼南部为Mahwis组）和Barik段砂岩储层的区域性盖层（图6）[11]。

在Saih Rawl油田，Miqrat组总体沉积于干盐湖环境，仅在洪期沉积少量砂岩，多数地区呈下部泥多，上部砂多的格局，总厚度约为250 m，能为下伏的Amin组储层提供良好的封盖作用。在Miqrat组的顶部和底部可识别出区域性的上超界面，在Fahud盐盆地，Miqrat组被Al Bashair不整合广泛削截和剥蚀[2]。

Al Bashair组上段以大套泥岩为主，下段大体上呈砂泥岩互层结构，含薄层灰岩夹层。在Saih Rawl油田，Al Bashair组总厚度约为270 m，其中上部浅海相纯泥岩段厚度为120 m，向上则过渡为进积三角洲环境的Barik砂岩段。下段主要以浅海相沉积为主，总体上处于进积环境[20]。

Mabrouk组为大套的泥岩，沉积于最大海泛面时期，在Saih Rawl气田厚度可达170 m，为Barik砂岩段的良好盖层[20]。这几套盖层总体上平面展布的范围较广，厚度较大，在NW—SE方向展布空间大于100 km，且都呈现出向NW方向减薄的特征。

图6 过Khazzan气田和Saih Rawl气田油气聚集剖面，显示储层横向变化特征[11]Fig.6 Cross section through Khazzan and Sail Rawl Gas Field，display the lateral variation of reservoir characteristics

5 圈闭

阿曼盆地形成的圈闭大部分为构造圈闭，且主要与Ara组盐层的活动有关[1-2]。少量背斜圈闭的完整性未受破坏，绝大部分盐构造圈闭都经受了断层和裂缝的改造，进一步复杂化，盐成背斜和隆起被背斜顶部的塌陷裂缝改造为断块。

寒武—奥陶纪泛非运动结束时，发生大规模构造运动，Ara组盐岩在先期裂谷盆地的基础上广泛活动，形成10～15 km间距分布的盐穹窿，盆形可容空间内沉积了豆荚状的Haima群，部分盐隆较高的部位未接受沉积，始终处于暴露状态（图7b）。由于后期地表与地下水对盐层的持续溶解作用，造成盐层不断流失，Haima群边缘由于重力作用而下陷，形成一系列龟背构造（图7a）。同时，晚石炭世的挤压作用可能在圈闭形成过程中起到了一定的辅助作用。

6 成藏作用与过程

6.1 Ghaba盐盆

阿曼北部Huqf群烃源岩成熟度变化较大，镜质体反射率（Ro）为0.60%～4.00%[10，23-24]。Visser W[24]通过对Saih Rawl油田的盆地模拟（图8），认为Ghaba盐盆地烃类生成时间总体较早，约520 Ma时，Huqf群顶部埋深已达2 400 m，Ro为0.62%，已进入成熟生油窗。而此时Huqf群底面埋深已经达到4 400 m，Ro为1.20%，进入生油的中后期。至志留纪末期，Huqf群已全面进入生气阶段，最顶部Ro值约为1.50%，下段底部烃源岩Ro已超过2.40%，达到过成熟阶段。推测在盆地深部，进入生气阶段的时间更早。

图7 阿曼盆地盐相关圈闭形成模式图（据文献[13]，修改）Fig.7 The formation model of the salt related traps，Oman Basin

从Huqf群中段烃源岩瞬时排烃曲线可以看出（图8a），瞬时排烃高峰约555～515 Ma，此时累计排烃量增长速度最快。至奥陶纪早期（约485 Ma），累计排烃量已几乎达到最大，在后期漫长的地质历史中，基本再未出现明显的排烃高峰，累计排烃量也未有明显变化。

位于Ghaba盐盆地的翼部的Huqf群烃源岩，在古生代晚期至中生代早期达到成熟生气阶段，生成的天然气运移至盆地西缘的Haima群构造中。而Ghaba盐盆中部深层的盐活动限制了西侧翼部的天然气穿越盆地进入东侧翼部的圈闭中。

Huqf群烃源岩的分布主要与Ara组盐层的分布有关（盐下、盐内、盐上）[1]。同时，Ara组盐层的活动对储层内烃类的运移和充注也起到了相当关键的作用。Borgomano J R F等[25]通过对Ghaba盐盆的模拟发现，Huqf群烃源岩初始生成的石油在圈闭中聚集之后，后期深埋作用生成的天然气又对先存的原油聚集发生了冲洗驱替作用。

在Ghaba次盆的北部，古生代中期的侵蚀隆升使先期聚集的原油受到大气降水的生物降解，在晚古生代前，就已形成沥青砂。在白垩纪晚期之后，由于阿曼北部造山作用的影响，油气运移受到极大影响。现今油气类型分布显示出Huqf群原油主要形成于Fahud盐盆地的北部，最初沿着前陆盆地的前缘隆起运移。此前缘隆起横穿Fahud盐盆地发育，因盆地东翼的隆升和Ghaba盐盆地的反转，造成了前陆盆地的沉积中心向西北方向迁移。

6.2 Fahud盐盆

寒武纪末期（约500 Ma），Fahud盐盆地Huqf群中段烃源岩埋深已超2 000 m，进入成熟的早期阶段，至奥陶纪晚期（约450 Ma）时，Huqf群中段底部埋深已经达到3 000 m，开始进入成熟生油窗（图8b）。排烃曲线呈现出平缓上升的态势，此阶段，Huqf群中段烃源岩累计排烃量占总排烃量的40%，属于较为重要的生烃阶段（图8）。

图8 Ghaba盐盆和Fahud盐盆埋藏史（据文献[1]，修改）Fig.8 The burial history of Ghaba and Fahud Salt Basin

Haima群沉积之后，受区域性隆升的影响，未接受沉积，烃源岩埋藏深度不再增加，抬升过程一直持续至石炭纪晚期（图2）。石炭纪晚期至三叠纪早期属于快速沉积阶段，烃源岩埋藏深度持续增大，快速演化。此阶段为Huqf群中段烃源岩主力排烃阶段，占历史总排烃量的55%。在后期演化历史中，生成和排出的烃总量较小，占总量的5%左右。

Haima群沉积时，Huqf群上段烃源岩由于埋藏深度小，演化程度低，生成的烃类数量相对有限。二叠纪末—三叠纪初，累计排烃量占总排烃量的25%。之后进入平缓生排烃阶段，直至白垩纪晚期，总排烃量才总体保持稳定，基本不再增加。

6.3 南阿曼盐盆

磷灰石裂变径迹表明，在Haima群沉积时，南阿曼盐盆中心已达到最大埋藏温度。在随后的地质历史中，由于埋深增加有限，盆地中心烃源岩成熟度基本不再变化，因此仅存在一个生油高峰。但盆地东翼在后期埋藏深度有所增加，仍可作为有效的生油区（图9）。

图9 阿曼盆地寒武系烃源岩不同时期成熟生烃区展布及Ara组盐层边界变迁（据文献[10]，修改）Fig.9 Generation and migration histories together with the paleo-Ara salt edge position，Oman Basin

由于厚层Ara组盐层的良好封盖作用，烃类很少能发生垂向运移，Haima群沉积期间生成的原油主要聚集于Ara组盐下及盐间构造圈闭中，而Ara组盐层的原始展布范围可能完全覆盖整个南阿曼盐盆的东翼。在志留纪早期之后的地质历史中，地下水和地表水对Ara组盐层持续溶解，Ara盐层边界不断向西部盆地中心迁移（图9），以Ara组盐层为盖层的聚油圈闭有效性遭受破坏，造成原油的调整运移和散失。

总体来讲，Huqf群烃源岩生成的油气要进入Haima群圈闭中，普遍都要经过较大距离的垂向运移，垂向运移距离在很多地区超过2 000 m（图10）。断层在油气的垂向运移过程中发挥了重要的作用，尤其是在Ara盐层大面积分布的区域，Huqf群烃源岩无法与储层直接垂向接触，只有断层断穿Ara组盐层，使源岩与储层相连通，才能发生成藏作用。

图10 Huqf群烃源岩相关古生界成藏组合油气运移模式图Fig.10 The migration model of the hydrocarbons in Huqf source rock and Paleozoic play

水平运移在Huqf群烃源岩相关的古生界成藏组合中也发挥了一定的作用。在下寒武统Ara盐层连续分布、且断层发育较少或断层无法有效沟通Huqf组烃源岩与古生界及以上的储层时，油气的水平运移将占主导地位。油气可能首先长距离向上倾方向侧向运移，到达Ara盐层溶蚀缺失或遭受断层破坏的部位，再垂向运移进入浅层古生界圈闭中。

7 勘探潜力与风险

Ghaba次盆深部油气生成与圈闭充注的时间较早。在Haima群沉积之后的隆升剥蚀事件中，一些业已形成的原油聚集遭受生物降解，转变为沥青砂。自白垩世晚期起，由于地层的温度较高，储层空间中的沥青裂解转变为焦沥青，早期构造圈闭中的储层物性遭受严重破坏。因此，现今勘探应主要关注白垩纪晚期之后形成的圈闭，以降低储层物性的风险。但在中生代时，阿曼盆地为被动边缘发育阶段，构造圈闭发育普遍较为缺乏，使中生代晚期至白垩纪期间普遍处于油气逸散状态。

Ghaba盐盆东部的Haima群成藏组合亦存在一定的风险。由于次盆深层存在一个南北向展布的大型古隆起，自西向东的油气运移容易被其所阻隔，背斜东翼的Haima群地层不易接受油气充注。迄今为止，Ghaba盐盆轴部以东的油气发现全部都位于Haima群之上的地层中。二叠系Gharif组和白垩系Shuaiba组良好的构造和储盖组合条件允许烃类进行较长距离的侧向运移，盖层的完整性仅在局部地区受刺穿性盐丘的影响。

南阿曼次盆深部由于厚层Ara盐的阻隔作用，使得烃类很难垂向运移进入浅部储层中，加之其一直处于构造低部位，油气无法侧向“倒灌”，因此Haima群圈闭很有可能属于无效圈闭，风险较大。

而南阿曼次盆东翼，原油成藏的风险较小，天然气成藏的风险较大。由于Ara组盐岩被地下水持续溶解，其边界不断向盆地西部迁移，Ara组盐内碳酸盐岩和砂岩夹层中释放出的原油可调整至盆地东翼圈闭中，不同时期盐岩的溶解边界控制着东翼圈闭原油的充注时间。同时，盆地东翼的Huqf群烃源岩现今仍处于成熟生油阶段，也可提供部分油气来源。由于天然气对盖层的封盖性要求更加严格，可能在Ara组盐层的溶解过程中，大部分已经逸散，因此很难形成规模性的天然气聚集。

8 结论

（1）阿曼盆地下古生界成藏组合具有良好的油气成藏条件。寒武系Huqf群为最主要的烃源岩，具有分布面积广，生烃量大的特点，为油气的富集奠定了良好的物质基础。Amin组砂岩、Mahwis组砂岩及Barik组砂岩段储层物性好，上覆泥岩盖层的封堵能力较强，储盖组合条件有利。

（2）Ghaba次盆Huqf群烃源岩成熟生烃早，在Haima群沉积时，即已达到成熟生油阶段。奥陶纪早期之后，烃源岩排烃量已经基本不发生变化，后期潜力较小。Fahud次盆Huqf群上段的烃源岩存在奥陶纪晚期和二叠纪晚期两个排油高峰及白垩纪中期的排气高峰；南阿曼次盆在Haima群沉积时，已达到历史最高温度，随后盆地中心生烃基本中止，而盆地东翼后期仍处于成熟生油窗内，可提供部分油气来源。

（3）源自Huqf群烃源岩的油气在Ara组盐层遭受断层破坏、流动或溶解缺失的部位可垂向运移至浅层的Haima群构造圈闭中，而阿曼盆地的圈闭形成主要与Ara组盐层的后期溶解和流动作用有关。在Ara组盐层厚度大、封盖性能好的部位，Haima群圈闭不能与Huqf群烃源岩直接沟通，油气的侧向运移将占主导地位。

（4）Ghaba次盆的东部，由于次盆中央古隆起的存在，油气向东侧向运移受阻，因此下古生界圈闭的有效性较差。Ghaba次盆的中部，由于深埋升温使先期已降解破坏的原油裂解成为焦沥青，充填了储层孔隙空间，因而储层品质存在一定的风险，要尽量寻找白垩纪之后形成的新构造圈闭。阿曼盆地的北部由于现今埋深较大，Haima群储层很多都已经超过130°C，因此原油可能大部分已发生裂解，将来主要以天然气发现为主。

（5）南阿曼次盆中心部位由于厚层Ara组盐岩的阻隔作用，油气很难垂向运移至浅层的Haima群，因此圈闭的有效性较差。而在盆地东翼，由于Ara盐层的溶解作用，释放出盐内和盐下储层中的原油，可调整运移重新聚集，因此下古生界成藏组合具备一定的原油勘探潜力，但天然气勘探潜力较低。

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编辑：张云云

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The Geological Characteristics and Hydrocarbon Accumulation Model of the Lower Paleozoic Clastic Play，Oman Basin，Middle East

Li Haowu1,Tong Xiaoguang2,Wang Jianjun1,Wen Zhixin1,Zhang Yongjun3
1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Haidian，Beijing 100083，China 2.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation，Xicheng，Beijing 10034，China 3.Tuha Division，China Petroleum Logging Co.Ltd.，Hami，Xinjiang 838202，China

ThelowerPaleozoicclasticplayisthemostimportantgasplayinOmanBasin，thesandstonereservoirsofCambrian-Silurian Haima Group and its overlying thick mudstone being the basic reservoir-caprock combination，Huqf Group is the most importantsourcerock.Thispaperanalyzesthepetroleumgeologicalconditions，hydrocarbonaccumulationmodels，exploration potential and risks.In the center of Ghaba sub Basin，Huqf source rock only generates gas today.The pores of early traps were mostly filled with the pyrobitumens formed by high formation temperatures.Attention should be paid to the traps formed after Cretaceous in exploration.The central palo-uplift of Ghaba Basin was a barrier for lateral migration，so the traps in east flank have risk of hydrocarbon charge.In the center of south Oman Sub Basin，it′s difficult for hydrocarbon to migrate vertically through the thick Ara salt to the upper Haima Group，so most of the traps lack potential.In the east flank of south Oman Basin，for the continued dissolution of Ara salt，which destroyed the seal of former oil pools，the oil released from them could recharge new traps of Haima Group，so there are chances for oil exploration.

lower Paleozoic play；Huqf source rock；reservoir of Haima Group；hydrocarbon accumulation；Oman Basin

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.17.04.html