南蘇丹Melut盆地Ruman凹陷東斜坡稠油成藏機理及勘探潛力分析

薛 羅，史忠生，馬 輪，趙艷軍，陳彬滔，史江龍，王 磊

(1.中國石油勘探開發研究院西北分院，甘肅 蘭州 730020;2.中油國際尼羅河公司，蘇丹 喀土穆 10687)

0 引言

稠油作為一種非常規油氣資源，在全球油氣產量中占有重要地位［1－3］。中國在準噶爾、勝利、遼河、松遼等盆地均發現了大規模稠油油藏。同時，在稠油成因、成藏機理及開發技術等方面均取得了較為系統與成熟的研究成果［4－8］。南蘇丹Melut盆地作為中國石油海外重要的勘探區塊，前期已在盆地北部Moleeta、Jamous凹陷發現了儲量規模較大的常規油藏，Ruman凹陷發現零星的稠油油藏，但前人只對常規油藏成藏規律進行了分析［9－11］，并未針對Ruman凹陷稠油的成藏機理開展研究，進而導致稠油潛力認識不清，制約了該地區下一步的勘探部署。通過對Ruman凹陷烴源巖熱演化史及生排烴史進行研究，結合構造演化特征及成藏分析，采用地質分析、盆地模擬等技術手段，落實Ruman凹陷東斜坡發育的稠油油藏類型，揭示不同類型稠油油藏成藏機理，明確稠油油藏勘探潛力，為該區下步勘探部署提供依據。

1 地質背景

南蘇丹Melut盆地是在中非剪切帶背景下形成的中新生代陸內被動裂谷盆地，面積約為3.3×104km2［12－13］，是中非陸內裂谷盆地中的第 2 大沉積盆地［9，14－16］。具有“五坳兩隆”的構造格局，包括北部坳陷、東部坳陷、中部坳陷、西部坳陷、南部坳陷、Adar隆起和中央隆起。同時，北部坳陷又發育有Ruman、Moleeta及 Jamous凹陷 3個構造單元(圖1a)。Ruman凹陷位于北部坳陷最西端，面積約為400 km2，為西斷東超的箕狀凹陷。白堊紀以來經歷了3期裂陷和1期坳陷活動，對應發育了4個構造層(圖1b)。其中，在早白堊世強裂陷期形成了盆地主要烴源巖Renk組，儲蓋組合為:新近紀Jimidi+Miadol組、古近紀 Samma/Yabus+Adar組、晚白堊世Galhak組、早白堊世Gayger+Renk組，目前在這4套儲蓋組合及基巖中均獲油氣發現。

圖1 Melut盆地Ruman凹陷概況Fig.1 Overview of Ruman sag，Melut Basin

2 Ruman凹陷東斜坡區稠油油藏類型

Ruman凹陷包括西部陡坡帶、中央洼陷帶及東部斜坡帶3個區帶(圖2)。油氣發現主要集中在東部斜坡帶，圍繞潛山分布。垂向上，基巖、Gayger、Galhak、Yabus及 Jimidi組均有油氣發現，同時，這些油氣大部分沿不整合面分布，API(美國石油協會制訂用以表示石油密度)為5.0～21.1°，均為稠油油藏，但各油藏類型又不盡相同。基巖為裂縫油藏，Gayger與Yabus組為受不整合面控制的地層不整合油藏，Galhak組為受巖性控制的上傾尖滅巖性油藏，而Jimidi組為受邊界斷裂、巖性分布雙重控制的構造－巖性油藏(圖3)。

圖2 Ruman凹陷構造單位劃分Fig.2 Division of tectonic units in Ruman sag

圖3 Ruman凹陷東斜坡稠油油藏類型(剖面位置見圖2)Fig.3 Types of heavy oil reservoirs in the eastern slope of Ruman sag(for profile location shown in Fig.2)

3 稠油成藏機理探討

目前，關于稠油的成因有原生型和次生型2種。原生型主要是烴源巖在低成熟階段(Ro為0.5%～0.7%)生成的低熟油，其具有相對較高的重質組分(非烴和瀝青質)、密度較大(0.87～0.89 g/cm3)、黏度較高(25～80 mPa·s)［17］;而次生型主要是先期成藏油藏遭受后期破壞改造，油氣發生氧化、生物降解及水洗等多種作用而形成的重質油［18－19］，這種破壞大多是因為構造抬升導致油藏暴露或埋深變淺，使油藏與地表水、生物、游離氧接觸而發生物理－化學反應，原油品質變差而成為稠油。

3.1 油源分析

北部坳陷烴源巖是早白堊世強裂陷期沉積的Renk組，分布廣泛，是一套半深湖—深湖相為主的厚層暗色泥巖，有機質豐度(TOC)為 0.62%～2.92%，生烴潛力最高為19.53 mg/g;有機質類型以Ⅱ型為主，少量為Ⅰ型［9］，是一套高豐度、以生油為主的優質烴源巖。采用成因法計算Ruman凹陷資源豐度為60.6×104t/km2，按照中國富油凹陷的評價標準［20］，Ruman凹陷為富油凹陷。

凹陷烴源巖熱演化史及生排烴史模擬表明，Renk組烴源巖基本都已進入成熟階段，凹陷中心現今Ro超過2.0%，已進入過成熟演化階段。盆地中心虛擬V－1井烴源巖生排烴史模擬顯示，在白堊紀末期凹陷烴源巖進入大規模生烴階段，始新世區域蓋層Adar組沉積時期(50 Ma)開始大規模排烴，斜坡區Tean斷裂帶附近Renk組烴源巖Ro現今基本小于0.7%，屬低成熟階段，生成的原油為低熟油(圖4)。

圖4 Ruman凹陷成熟度與生排烴模擬(位置見圖1)Fig.4 Maturity and hydrocarbon generation and expulsion modeling in Ruman sag

3.2 稠油成藏過程

次生型稠油油藏是由于先期油藏遭受后期破壞改造而變稠，破壞改造主要包括構造抬升導致油藏埋深變淺或暴露破壞而遭受水洗、氧化等作用。因此，恢復該區的構造演化過程，落實成藏關鍵時刻，對于油氣成藏過程的刻畫至關重要。結合區域構造背景及對過Ruman凹陷典型地震剖面構造演化分析，結果表明:Ruman地區與Melut盆地構造演化階段類似［14－16］，發育有 3 期裂陷(K1裂陷Ⅰ幕、K2—E2裂陷Ⅱ幕、E3裂陷Ⅲ幕)，1期坳陷(N+Q)構造活動。其中，晚古近紀的Adar組沉積時期，Ruman凹陷和Moleeta凹陷的控凹邊界斷層活動劇烈，構造伸展率為3.7%，最大沉降量為1 050 m，沉降速度為81 m/Ma，由此形成了Ruman地區區域蓋層Adar組厚層泥巖。在古近紀末Lau沉積時期，由于凹陷繼續裂陷，Ruman凹陷東部斜坡區及潛山發生翹傾抬升，加之區域構造運動，Melut盆地整體抬升［16］，造成Ruman潛山的大規模暴露，先期在潛山頂部沉積的Yabus、Adar組等地層遭受剝蝕。因此，各類油藏的形成受構造演化和生排烴時間的影響，是一個動態的成藏過程。

3.2.1 Adar組沉積后油氣原生成藏階段

Adar組沉積之后，潛山高部位Yabus組垂向及側向封堵條件較好，同時，烴源巖已處于大規模排烴階段，凹陷油氣通過 Renk組向上排至Galhak、Melut組等富砂地層，進而側向運移至潛山高部位。因此，在Adar組沉積之后，潛山高部位Yabus組油氣充注程度高，在潛山高部位發育大型構造－地層油藏。而基巖在Galhak組沉積時期，受翹傾抬升作用，曾發生局部暴露［21］，易形成風化殼與基巖裂縫，同時其側向一邊與Gayger組相鄰，一邊對接Adar組，上覆Yabus組，因此，Adar組沉積之后，基巖與西側Gayger組可整體成藏，基巖形成潛山風化殼(裂縫)油藏，而Gayger組為不整合油藏(圖5a)。

3.2.2 Lau組沉積后油藏調整改造

Lau組沉積時期，Ruman潛山大規模暴露，潛山頂部沉積地層 Gayger、Galhak、Yabus、Adar組均遭受不同程度的剝蝕，Lau組頂面形成區域不整合面，導致先期在潛山高部位形成的Yabus組油藏、Gayger組油藏、基巖油藏均遭受破壞，油氣向上逸散，經構造破壞及調整改造、水洗、氧化等作用，原生油藏逐漸稠化，形成受不整合面控制的地層不整合稠油油藏。而此時對于Tean斷裂帶東斜坡Galhak組巖性圈閉，Ruman凹陷中心油氣側向運移至Tean斷裂帶Galhak組及上覆富砂地層，然后向潛山高部位運移，很難運移至潛山低部位的Galhak組巖性圈閉，而Tean斷裂帶附近Renk組烴源巖還尚未成熟，因此，在Lau組沉積時期，Galhak組巖性圈閉依靠原地烴源巖成藏概率很低(圖5b)。

圖5 Ruman凹陷東斜坡油氣成藏過程Fig.5 Hydrocarbon accumulation process in the eastern slope of Ruman sag

3.2.3 現今多類型稠油油藏共存

在區域坳陷階段，Ruman潛山構造穩定，整體位于水下，潛山頂部沉積了盆地廣泛發育的Jimidi組河流相與Miadol組厚層泥巖，形成Jimidi－Miadol組儲蓋組合，而Jimidi組底(Lau頂面)為區域不整合面，東側為Moleeta凹陷邊界斷裂，這均為Jimidi組油氣成藏提供了良好的油氣運移通道。一方面東側Moleeta凹陷生成的油氣可沿大斷裂向上運移至Jimidi組;另一方面Jimidi組下伏稠油油藏向上逸散，沿不整合面運移至Jimidi組成藏，但Jimidi組整體埋深為600～700 m，埋深較淺，受水洗作用及生物降解作用影響嚴重，油藏易稠化，因此，Jimidi油藏成因應為次生型，晚期成藏;同時，埋深淺也導致Jimidi組儲層物性好，加之油源充足，形成了構造－巖性油藏，目前勘探也已證實Ruman潛山頂部Jimidi組為構造－巖性稠油油藏。

Galhak組上傾尖滅砂體，其埋深較大，已鉆井揭示其儲層的泥巖頂板與底板均在10 m以上，封堵條件較好，油氣成藏之后不易受到生物、氧化等作用的影響，為低熟油運移成藏形成的原生稠油油藏。而通過烴源巖成熟史研究表明，對Tean斷裂帶東斜坡上傾尖滅圈閉有貢獻的烴源巖在距今10 Ma時進入成熟門限，現今其成熟度低于0.7%，生成的低熟原油經垂向及側向短距離運移至東斜坡Galhak組上傾尖滅砂體，形成了上傾尖滅巖性油藏，因此，Galhak組稠油成因應為原生型，且為晚期成藏。

在區域坳陷階段，經Lau時期調整改造的Yabus組、Gayger組、基巖油藏，現今均變為殘留型稠油油藏(圖5c)。

4 勘探潛力探討

通過對4類稠油油藏成藏機理分析可知:Yabus組、Gayger組、基巖油藏均為殘留稠油油藏，試油產量很低，勘探潛力不大;而對于Jimidi組油藏，早期只是根據構造圈閉來勘探，并未開展針對性的研究工作，導致潛力認識不清。

Jimidi組稠油油藏油源充足，且在坳陷階段，河流相沉積廣泛發育，河道多期垂向疊置、橫向展布、面積大，巖性反演及沉積研究表明，已鉆探河道砂體西側被泥巖分隔帶所遮擋。因此，Jimidi組油藏是由西側泥巖分隔帶與北側斷裂及構造線(油水界面為680 m)共同控制形成的構造－巖性油藏，并非單一的構造油藏。已鉆井揭示Jimidi組單井產量較高，日產油最高為15 t/d左右。表明Jimidi組構造－巖性稠油油藏勘探潛力較大。通過分析油井儲層物性認為，孔隙度大于18%的砂巖均為油層，而中國稠油儲層孔隙度基本都大于20%［22－24］。因此，對于稠油而言，儲層物性是控制稠油成藏的一個關鍵因素，Jimidi組孔隙度大于18%的砂體展布面積約為21 km2，為稠油有利成藏范圍(圖6)。

圖6 Jimidi組高孔砂體及有利勘探面積展布Fig.6 Distribution of high－porosity sand bodies and favorable exploration areas in Jimidi Formation

對于低熟稠油而言，由于其流動性較差，運移距離較短，中國一般圍繞低熟烴源巖周緣開展勘探［25］。根據這一規律，Galhak組上傾尖滅稠油油藏勘探潛力主要取決于對其有貢獻的低熟烴源巖范圍。因此，以現今 Renk組烴源巖成熟度為0.5%～0.7%圈定低熟范圍為75 km2(圖7)。統計分析，該區低熟烴源巖生成的稠油最遠運移距離為1.25 km，確定Galhak組稠油油藏有利勘探面積為105 km2。

圖7 Ruman凹陷Galhak組稠油有利勘探范圍Fig.7 Favorable exploration range for heavy oil of Galhak Formation in Ruman sag

5 結論

(1)Ruman凹陷東斜坡發育有4種類型的稠油油藏，分別為基巖裂縫油藏、Gayger－Yabus組地層不整合油藏、Galhak組上傾尖滅巖性油藏、Jimidi組構造－巖性油藏。

(2)Ruman凹陷烴源巖從晚白堊世開始排烴，在Adar組區域蓋層沉積時期進入大規模排烴階段，潛山周緣的Yabus、Gayager組構造圈閉以及基巖裂縫圈閉在Adar組沉積之后均已充注成藏。但Lau組沉積時期的構造運動使潛山頂部地層遭受剝蝕，Yabus組、Gayger組及基巖原生油藏發生破壞，現今為殘留稠油油藏;Galhak組上傾尖滅巖性油藏屬于晚期成藏原生型稠油油藏;Jimidi組構造－巖性油藏為晚期成藏次生型稠油油藏。

(3)Ruman凹陷東斜坡的Jimidi組及Galhak組稠油油藏具有較大勘探潛力，其中，Jimidi組構造－巖性稠油油藏有利成藏面積為21 km2，Galhak組稠油油藏有利勘探面積為105 km2。