盖尔达耶(Ghardaia)地区位于阿尔及利亚韦德迈阿(Oued Mya)盆地北部，处于哈西鲁迈勒(Hassi R'mel)和哈西迈萨乌德(Hassi Messaoud)两个超大型油（气）田之间，是一个重要的油气区。从20世纪50年代开始，不同的作业公司在盖尔达耶地区进行油气勘探，主要以背斜构造为勘探目标，获得了一系列突破，发现了40余个油气田^[1]。在20世纪70至80年代，通过采集大量二维地震数据和钻探探井，获得了20余个中小规模的油气发现^[2]。但自1980年起，勘探活动和新增储量均开始减少，直到2000年之后，勘探活动才开始恢复。我国油气企业在2000年之后开始参与该地区一些区块的勘探开发活动^[2-7]。

很多学者从具体勘探区块的角度，对该地区东北部的438区块、A区块、GUERARA区块、Hadjira区块、416a-417区块等进行了石油地质研究^[3-11]。勘探实践过程中，在烃源岩和储层方面取得了一定的认识^{[8, 12-13]}。近年来，随着我国石油企业在北非地区勘探合同陆续到期，勘探面积不断缩小，获取海外资源面临新的障碍^[14-15]。前期研究存在只聚焦具体区块，没有从区域系统分析的角度开展工作，因此，为加强北非地区勘探潜力评价，急需从区域分析入手，系统研究韦德迈阿盆地石油地质特征，深入梳理区域成藏要素，明确有利领域，以期为我国油气企业投资该区域油气业务提供参考。

韦德迈阿盆地是一个典型古生代—中生代叠合型盆地，位于阿尔及利亚中北部，面积约为8.7×104km2。盆地北部受图古尔特（Touggourt）隆起控制，东部为哈西迈萨乌德隆起，西部为阿拉尔（Allal）高地，东南侧为阿姆吉德(Amguid)地垒，南部与艾杰兰(Idjerane)地垒和莫伊代尔(Mouydir)盆地相接（图 1）^[16-19]，形状为南北长、东西窄的长条形，近南南西—北北东向和南北向构造体系控制了研究区的构造单元^[20]。

图 1

图 1 韦德迈阿盆地基底（a）及构造剖面图(b)（据文献[16-19] 修改) Fig. 1 Basement structural map (a) and structural section (b) of Oued Mya Basin (modified after references [16-19])

受大地构造演化的控制，盆地发育两大构造沉积旋回（图 2）：下旋回为冈瓦纳超旋回，发育古生界碎屑岩沉积，由寒武系、奥陶系、志留系和下泥盆统组成，下古生界以陆相、海陆过渡相、海相为主，上古生界以浅海—半深海相为主，海西运动使盆地抬升、遭受剥蚀；上旋回为特提斯旋回，即在海西期不整合面上发育的三叠系、侏罗系、白垩系及新生界，为间歇海侵的海陆交互相和河流相沉积环境，该沉积旋回与下伏古生界不同层位呈角度不整合接触^{[8, 21]}。

图 2

图 2 韦德迈阿盆地地层综合柱状图（据文献[2] 修改） Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Oued Myr Basin (modified after reference [2])

为探讨油气成藏与勘探潜力，除了油田和气田外，本文将多层系既含油又含气且具有经济性的油气藏划归为“油气田”。韦德迈阿盆地东侧的哈西迈萨乌德隆起上发育了哈西迈萨乌德超大型油田，石油地质储量为410×10⁸bbl，含大量的溶解气（可采溶解气储量达2270×10⁸m³），储层为寒武系—奥陶系碎屑岩；西北侧蒂尔赫姆特（Tilrhemt）隆起上发育了哈西鲁迈勒大型油气田，天然气地质储量为3.0×10¹²m³、石油地质储量为5.7×10⁸bbl，以气和凝析气为主，储层以三叠系砂岩为主，该油气田向南及东南延伸至韦德迈阿盆地边缘^[22]。

研究区中生界厚度大，超过4000m，地层向盆地东北方向增厚，三叠系顶部和侏罗底部广泛发育几百米厚的盐膏岩层。受强烈的海西造山运动影响，中生界与古生界呈角度不整合接触关系（图 3），盆地在三叠纪开始坳陷沉降，一直持续到中生代末期。

图 3

图 3 研究区海西期剥蚀不整合地层分布图(据文献[20-21] 修改) Fig. 3 Distribution of Hercynian stratigraphic denudation and unconformity in the study area (modified after references [20-21])

从区域上看，盖尔达耶地区油气产量较高，主要来自三叠系河流相、三角洲相砂体，上部被三叠系/侏罗系蒸发岩所覆盖。三叠系砂体总体表现为向东倾伏，向西南方向尖灭。志留系底部“热页岩”为韦德迈阿盆地的主要优质烃源岩，主要在研究区的东部和南部发育，生烃高峰预计发生在晚白垩世至古近纪^[23]（图 3）。

韦德迈阿盆地的烃源岩特征与所有撒哈拉地台的盆地一样，主力烃源岩为下志留统塔内祖福特组（Tanezzuft）页岩，为一套深灰色至灰黑色富有机质放射性页岩，因其测井曲线表现出异常高的自然伽马值特征，许多学者将对应层段命名为“热页岩（Hot Shale）”，以区别于上覆的贫有机质泥岩，即“冷页岩（Cool Shale）”；次要烃源岩包括奥陶系爱拉嘎西组(El Gassi)页岩和阿扎组(Azzel)泥岩^[18]。中—上泥盆统页岩为其他相邻盆地的重要烃源岩，但在该研究区因海西期造山运动而遭受剥蚀。

根据IHS数据库资料^[19]，盖尔达耶地区内大约有12口探井钻遇了志留系底部热页岩，这套热页岩主要位于研究区的东北部，埋藏深度从1600m到3700m不等。通过测井资料、总有机碳含量（TOC）和热解分析发现，志留系底部的优质烃源岩层段具有高自然伽马、高电阻率和低声波时差或密度响应的特点^[24]。以自然伽马值为90API和TOC为5%作为截止值，估算热页岩的净厚度在30~100m之间（图 4)，盆地西部最大厚度超过100m，平均厚度约为60m。在研究区东北部发育两个次级沉积中心，厚度达75m以上。在盆地北部和西北部，海西期烃源岩已遭受强烈剥蚀。志留系底部热页岩有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型，有机质丰度极高，TOC在8%~22%之间（图 5）。志留系上部有机质含量较低，一般在0.5%~1%之间^[25-26]。

图 4

图 4 研究区志留系热页岩等厚图(据文献[24, 26] 修改) Fig. 4 Thickness contour map of the Silurian mature shale in the study area (modified after references [24, 26])

图 5

图 5 研究区志留系有机质丰度分布图(据文献[23-24] 修改) Fig. 5 Contour map of organic matter abundance of the Silurian shale in the study area (modified after references [23-24])

此外，对中、上奥陶统页岩样品的分析认为，其具有一定的烃源岩潜力，但仅限于泥质段的某些层位，有机质类型为Ⅱ型，TOC一般在1%以下，最高可达4%。这些烃源岩目前均处于过成熟阶段，有机质丰度变化较大，剩余油潜力(S₂峰值)介于0.5~1mg/g，由于成熟度过高，评价为差烃源岩^[27]。

根据Yahi等^[25]对韦德迈阿盆地热体制的研究发现，古生界最高古温度在盆地北部超过120℃，而在南部超过200℃。研究区南部发生了海西期隆升(300Ma左右)及始新世热事件。盆地的热演化对烃源岩的成熟度具有重要的影响，成熟度的高低也决定着有机质转化为油气的程度，即生烃转化率。图 6显示了盖尔达耶区域的烃源岩成熟度和生烃转化率(TR)，从R_o值来看，成熟度向西南方向逐渐变高，TR值也由东北向西南递增。研究区东北部大部分处于生油窗内，南部位于生气窗内，而北部位于志留系热页岩剥蚀线以北，现今缺失志留系的热页岩（图 6）。

图 6

图 6 研究区热页岩的成熟度及转化率分布图（据文献[25-26] 修改） Fig. 6 Contour maps of shale maturity and hydrocarbon conversion rate in the study area (modified after references [25-26])

研究区志留系热页岩有机质总有机碳含量高，初始生油潜力大，平均S₂为73kg/t（HC/岩石）(图 7)，潜力最高的地区位于研究区东北部DJH-1井到MEK-1井范围内，盆地西南部生烃潜量低于40kg/t（HC/岩石）。

图 7

图 7 研究区志留系热页岩初始生油潜量分布图 Fig. 7 Contour map of initial oil generation potential of the Silurian shale in the study area

本文采用初始生油潜量、生烃转化率、烃源岩厚度和有机碳含量，计算生油潜量和生气潜量。从图 8上可以看出，东北部以生油为主，而南部以生气为主，主要生烃灶位于研究区的东北部DJH-1井—MEK-1井和中部FK-1井—OCT-1井。

图 8

图 8 研究区志留系烃源岩生油潜量和生气潜量分布图 Fig. 8 Contour maps of oil and gas generation potential of the Silurian source rock in the study area

主要油气发现统计表明，研究区主要储层为中三叠统T2组A砂组、T1组B砂组和奥陶系哈马哈组（Hamra）石英砂岩，其中该中三叠统的两套砂组是韦德迈阿盆地最主要的储层，有效厚度为10~30m, 为辫状河平原沉积环境^{[5, 8, 13, 28]}（图 9），其孔隙度在6%~15%之间, 渗透率在10~1000mD之间，主要为中低孔、中低渗储层，储层由西南向东北变差。奥陶系哈马哈组石英砂岩沉积环境从海陆过渡相到海相，也为中低孔、中低渗储层^[6]。

图 9

图 9 研究区三叠系A砂组沉积相模式图 Fig. 9 Sedimentary facies pattern of the Triassic A sand group in the study area

图 10中显示了两个沉积中心，分别位于韦德迈阿盆地北部和古达米斯盆地西部，厚度为50~150m。韦德迈阿盆地北部沉积中心厚度向西南方向逐渐减薄，并在MEG-1井、AK-1井和OTC-1井附近发生尖灭。

图 10

图 10 研究区中三叠统T1+T2砂组储层厚度图 Fig. 10 Thickness contour map of the Triassic T1+T2 sand groups in the study area

三叠系砂体储层物性整体较好，平均孔隙度大于15%，在FK-1井和GBC-1井以北的广大区域，平均孔隙度大于12%，哈西鲁迈勒油气田以东至韦德迈阿盆地西北部的大范围地区，平均孔隙度高达18%以上（图 10）。A砂组储层上部，受钙质胶结作用影响，其储层物性较差。ANZ-1井的胶结层厚度为1~10m，向南逐渐增加。A砂组下部平均孔隙度在8%~16%之间。艾特黑尔（Ait Kheir）气田和韦德侬莫（Oued Noumer）油气田储层平均孔隙度分别为14%和16%，其中B砂组的孔隙度为14%~20%。

研究区的主力含油气系统为志留系—三叠系/奥陶系含油气系统，主力烃源岩是志留系黑色页岩，三叠系砂岩和奥陶系哈马哈组石英砂岩为有利储层，盖层为上三叠泥岩或盐岩层。志留系页岩在研究区的东部生烃潜力高，为主力生烃灶（图 7、图 8），在潜力生烃区内油气以垂向运移为主，研究区东南部和西部油气则主要沿着海西期不整合面侧向运移。

在石炭纪时期，志留系烃源岩可能已生成少量烃类，但在海西期生烃停止，主要生油期发生在海西期之后。在侏罗纪和白垩纪，古生界烃源岩进一步沉降并开始再次生烃，随后油气在盆地北部圈闭中运移成藏。三叠系和古生界储层是志留系烃源岩供烃的主力储层，中新世阿尔卑斯运动引起区域隆升和剥蚀作用，使得生烃过程再次终止^[29]。

志留系生烃高峰期在早白垩世阿普特期前后，该时期构造格局为向东倾斜的单斜构造，与现今构造格局相似。在研究区东部，油气生成并充注哈西迈萨乌德油藏后，通过哈西迈萨乌德隆起构造脊向西南偏南方向运移至艾尔阿戈立波（El Agreb）油田。现今充注于艾尔阿戈立波油藏的原油可能经历了很长的运移距离(120~150km)^[27]。

在研究区西部的大型哈西鲁迈勒油气田，储层为三叠系砂岩，气柱高度为116m，油柱高度为10m，以产气为主。油气源为研究区南部以生气为主的志留系热页岩（图 8b），油气沿三叠系A或B砂组输导层向西北方向发生侧向运移充注（图 11）。

图 11

图 11 研究区油气运移聚集方向示意图 Fig. 11 Schematic direction of hydrocarbon migration and accumulation in the study area

在研究区中部的油气藏，油气主要来自20~ 40km以东地区的烃源岩，与研究区东北部相比，天然气所占比例较大，反映了具有不同的充注历史^[30]。受到西部哈西鲁迈勒隆起的强烈影响^[28]，使得原本平缓的构造发生东南向倾斜，中部油气田群成为区域运移的指向区，该构造活动是中部和西北部地区油气晚期成藏的主要控制因素。

综合分析认为，盖尔达耶地区油气潜力较好，烃源岩以志留系热页岩为主，三叠系砂岩为输导层和储层且大部分区域具有良好的横向运移条件，圈闭形成时间与运聚时间匹配度高，具有“热页岩供烃、长距离运移、晚期富集”的油气成藏特征。

研究区经历了多期构造运动的改造，尤其是受海西运动和早阿尔卑斯运动的影响，形成了多种类型的构造和岩性圈闭(图 12)，为油气聚集提供了有利目标。

图 12

图 12 研究区油气成藏模式图（据文献[29] 修改） Fig. 12 Hydrocarbon accumulation pattern in the study area (modified after reference [29])

近几十年来，在盖尔达耶地区多个构造圈闭中获得油气发现，中三叠统A砂组是其主力产层，同时东南部的一些构造圈闭也有钻井失利的情况，主要失利原因是沟源断裂不发育、油气无法发生运移输导。

整体上，研究区具有良好的生烃和运移条件，圈闭形成时间与运聚时间匹配度高，成藏风险相对较小。中三叠统A砂组的勘探目标以构造圈闭为主，主要地质风险是储层的质量和油气充注量。B砂组的潜力主要依赖于A砂组的层间页岩的保存能力，如果A砂组的层间页岩是局部封闭的，则可能会增加B砂组的成藏潜力，尤其是在研究区北部，A砂组的页岩厚度明显增厚，使得B砂组形成构造圈闭潜力变大。

在上三叠统盐岩盖层之下，储层的厚度和物性横向上发生明显变化，南部的AK-1井和OTO-1井井区缺失中三叠统A砂组（图 10），在DG-1井周围也发现存在A砂组砂岩的局部尖灭点，三叠系砂岩整体向南尖灭，侧向遮挡能力强，具有很大的岩性圈闭潜力。

奥陶系在海西期遭受严重剥蚀，研究区内已钻井均未揭示完整的奥陶系。从区域上看，奥陶系储层物性较差，奥陶系的潜力主要依赖于大型的圈闭，或一定程度的裂缝发育，或者非常规致密油^[31]，由页岩层段或下三叠统内部的连续页岩形成有效的封盖层，为下一步开展致密油勘探的重点目标。

志留系底部的塔内祖福特组页岩是盖尔达耶地区的主力烃源岩，该套页岩的厚度大，平均厚度约为60m，东北部的MEK地区厚度可达80m，有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型，有机质丰度极高，TOC在8%~22%之间，R_o为0.7%~1.0%。岩性主要为云质页岩、粉砂质页岩和灰黑色泥岩，局部夹薄层硅质细砂岩，底部由含碳酸盐岩和含少量黄铁矿的层状放射性暗黑色泥岩组成，其矿物组成与巴奈特页岩相似^[32-33]，有利于后期储层的改造和水力压裂。综合有机质特征与分布、热演化、岩石脆性等因素，认为研究区中部和东北部是未来非常规页岩油气的潜力目标区。

（1）研究区烃源主要来自下志留统的塔内祖福特组黑色页岩，该套热页岩分布广泛，主要分布于研究区东部偏北靠近哈西迈萨乌德油田的三角地区，在北部因遭受海西期强烈剥蚀而缺失。根据页岩厚度、有机碳含量、生烃潜力、构造破坏程度及成熟度特征，认为塔内祖福特组黑色页岩以生油为主，西部和南部成熟度高，以生气为主。

（2）研究区主要储层为中三叠统A砂组和T1组T1段B砂组和奥陶系哈马哈组石英砂岩。中三叠统A砂组和T1组T1段B砂组储层为辫状河平原沉积环境，以中低孔、中低渗为主，整体向南部尖灭。

（3）以志留系黑色页岩为烃源岩、中三叠统两套砂组为主力储层、上三叠统S4组致密盐岩层为区域性盖层的“古生新储”生储盖组合是该区最有利的成藏组合；以志留系黑色页岩为烃源岩、奥陶系哈马哈组砂岩为储层、奥陶系及三叠系泥岩为盖层的“新生古储”组合为较有利成藏组合。三叠系砂岩作为输导层和储层且大部分区域横向运移条件良好，圈闭形成时间与油气运聚时间匹配度高，构建了“热页岩供烃、长距离运移、晚期富集”的油气成藏模式。

（4）未来主要勘探领域为三叠系构造圈闭，同时需要重点关注中三叠统B砂组、奥陶系致密储层和塔内祖福特组非常规页岩油气勘探目标。

致谢：感谢中国石化石油勘探开发研究院冯志强教授在勘探方向方面的指导和帮助；感谢中国石化国际石油勘探开发有限公司刘志强经理给予的指导意见和支持；感谢东北石油大学付晓飞教授在油气成藏分析方面提供的指导意见。