东非海岸坦桑尼亚盆地烃源岩特征与油气来源*

孙玉梅 孙 涛 许志刚

(中海油研究总院 北京 100028)

东非海岸坦桑尼亚盆地烃源岩特征与油气来源*

孙玉梅 孙 涛 许志刚

(中海油研究总院 北京 100028)

近年来，东非海岸坦桑尼亚盆地深水区陆续有大的气田发现，展示了巨大的勘探前景。但有关坦桑尼亚盆地烃源岩发育层位、沉积环境、生烃潜力及油气来源的研究报道较少。根据研究区钻井地球化学资料，结合沉积及构造演化特征，对坦桑尼亚盆地烃源岩特征和油气来源进行了分析，结果表明：该盆地发育3套烃源岩，其中二叠系湖沼相烃源岩以倾气型为主；三叠系湖相烃源岩有机质丰度高，以倾油型为主；下—中侏罗统泻湖相、局限海相烃源岩有机质丰度高，以倾油型为主。该盆地深水区天然气乙烷碳同位素组成变化大(为-30.8‰～-21.0‰)，甲烷氢同位素组成重(大于-120‰)，且热演化程度高，为原油裂解气，天然气主要来自下—中侏罗统局限海相腐泥型烃源岩，下三叠统湖相烃源岩也可能有部分贡献；推测下—中侏罗统倾油型烃源岩主要分布在该盆地海域，油气勘探潜力大。

坦桑尼亚盆地；烃源岩特征；油气来源

东非海岸盆地自北向南主要包括索马里、拉穆、坦桑尼亚、鲁武玛和莫桑比克盆地。2009年以前仅在索马里、莫桑比克和坦桑尼亚盆地浅水及陆上有少量中、小型气田发现，近年来陆续在鲁武玛和坦桑尼亚盆地深水区发现规模气田，累计地质储量接近5万亿m3[1]。2012年全球油气勘探前10位的油气田中，有7个分布在鲁武玛盆地和坦桑尼亚盆地深水区，探明可采资源量约120亿桶油当量。然而，东非海岸盆地目前的勘探程度仍然较低，关于烃源岩发育层位、沉积环境、生烃潜力及已发现油气的来源均没有明确的认识[2-5]，从而制约了该地区下一步油气勘探方向。笔者在系统收集研究区地球化学资料(均来自项目购买数据库、资料包和公开发表文献)的基础上，结合盆地演化及沉积环境分析，重点对坦桑尼亚盆地烃源岩特征和油气来源进行探讨，以期为该地区有利勘探方向选择提供参考依据。

1 区域地质背景

坦桑尼亚盆地是世界上最大的沉积盆地之一，包括Ruvu次盆、Pemba-Zanzibar次盆、Dar es Salaam台地、Rufiji 次盆、Mandawa次盆和Mafia深水次盆(图1)。该盆地的沉积充填与东非海岸盆地的构造演化背景有着密切的关系。东非海岸盆地的构造演化分为以下3个阶段[1-3](图2)。

图1 坦桑尼亚盆地构造区划(据IHS[4]补充)

1) 陆内裂谷阶段(晚石炭世—早侏罗世)。冈瓦纳大陆裂开自晚石炭世开始，持续到早侏罗世，东非海岸盆地所沉积的地层统称为Karoo(卡鲁)群，主要为河流、湖泊和三角洲沉积，其中二叠系发育湖相黑色页岩，三叠系发育倾油型烃源岩。该时期的海侵自北向南，坦桑尼亚盆地第一次明确的海侵发生在晚三叠世，第一次广泛的海侵发生在早侏罗世[4]。

图2 坦桑尼亚盆地构造沉积演化(据IHS[4]修改)

2) 陆内弱裂谷阶段(中侏罗世—早白垩世)。该阶段处于马达加斯加漂移期，东冈瓦纳板块向南漂移，马达加斯加西海岸和非洲东海岸进入被动大陆边缘演化阶段。中侏罗世海侵广泛，在北部的索马里海岸盆地形成了分布相对普遍的缺氧黑色页岩Makarawe组，为一套潜在的油源岩。

3) 被动大陆边缘阶段(晚白垩世至今)。晚白垩世是东非海岸盆地第2次重要的海侵期，为陆架和陆坡细粒碎屑沉积。古新世沉积与晚白垩世持续的海侵有关。古新世至中新世在东非海岸盆地发育一系列三角洲及深水浊积扇复合沉积体系，这是坦桑尼亚及鲁武玛盆地近几年持续获得大发现的主要勘探层系。古近纪—新近纪东非陆上抬升事件导致了中始新统和中新统底部的区域不整合，区域上西部抬升并向东倾斜，抬升剥蚀产生的碎屑物充填在东部热沉降的凹陷中。

2 烃源岩特征分析

坦桑尼亚盆地深水区未钻遇侏罗系以下地层，根据陆地及近岸区域揭示的烃源岩分析，结合地震资料解释成果，认为该盆地发育3套烃源岩：二叠纪裂谷期湖沼相煤系烃源岩与湖相页岩，三叠系湖相烃源岩，下—中侏罗统泻湖相、局限海相烃源岩。

2.1 二叠系—三叠系湖相及湖沼相烃源岩

坦桑尼亚盆地西南部陆上下二叠统煤系烃源岩发育，露头样品分析表明有机质类型为Ⅱ2和Ⅲ型，少量Ⅱ1型，有机质丰度高(图3)，向东北方向有机质丰度变低，热演化程度增加。该盆地东南部近海岸处揭示二叠系煤系和湖相烃源岩：煤及碳质页岩总有机碳(TOC)含量为9.39%～78.4%，生烃潜量(S1+S2)为2.59～210.81 mg/g，氢指数IH为5～396 mg/g(图3)，烃源岩以倾气型为主；湖相页岩TOC最高为7.5%，IH最高为386 mg/g。这说明在坦桑尼亚盆地东南部与鲁武玛盆地结合处发育二叠系煤系及湖相烃源岩。

坦桑尼亚盆地西南侧的Selous盆地Liwale-1井已揭示三叠系黑色页岩[4]，TOC最高为2.2%～9.0%，为优质烃源岩。该井埋藏史及热演化史分析表明，三叠系烃源岩在中侏罗世已进入成熟—高成熟阶段，早白垩世地层剧烈抬升，上三叠统出露地表，热演化终止。坦桑尼亚盆地西北部的Makarawe-1井已揭示三叠系页岩和煤[4]，TOC最高为59.79%，Ro最高为2.13%。该井埋藏史及热演化史分析表明，三叠系烃源岩在白垩纪末达到成熟—高成熟阶段，之后地层抬升，热演化终止。因此，推测坦桑尼亚盆地三叠系烃源岩生排烃早，后期经历多期构造抬升剥蚀，不利于油气聚集保存。

二叠系—下三叠统烃源岩在索马里盆地和马达加斯加盆地是已证实的有效烃源岩，为湖沼相、湖相沉积，泥岩有机质类型以Ⅱ型为主，少量Ⅲ型[2-7]。另外，马达加斯加盆地已发现的大型焦油沥青油田Bemolanga和Tsimiroro稠油田的原油均为下三叠统湖相烃源岩生成。由于中侏罗世之前马达加斯加盆地的Morondava次盆与坦桑尼亚盆地相邻，因此推测该套烃源岩在坦桑尼亚盆地海域发育。

图3 坦桑尼亚盆地烃源岩热解参数

2.2 下—中侏罗统局限海相烃源岩

坦桑尼亚盆地南部Mandawa-7井及Mbuo-1井均已揭示下侏罗统泻湖或局限海相蒸发盐岩。其中，Mbuo-1井揭示的下侏罗统优质烃源岩厚度大于300 m，未成熟，TOC普遍大于2%，IH显示有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅰ型(图3)；Mandawa-7井揭示的下侏罗统烃源岩厚度大于1 000 m，TOC普遍大于1%[8-10]，S2最大为23 mg/g，Ro最高可达1.0%以上，已进入大量生油阶段，该井下部烃源岩IH及有机质丰度偏低可能与热演化程度高有关。对Mandawa-7井烃源岩的分析表明[10]，该井下侏罗统为局限海沉积，发育蒸发盐和页岩，有机质为还原环境的海相藻类来源(图4)，生物标志物特征为具有C35升藿烷优势和丰富的伽马蜡烷。地震资料解释表明，该套烃源岩在坦桑尼亚盆地深水区亦发育[8]。坦桑尼亚盆地陆上其他井已揭示下侏罗统烃源岩有机质丰度中等—低，且以倾气型为主，反映该套优质烃源岩可能主要发育在近海区域。

坦桑尼亚盆地西北部Makarawe-1井揭示的中侏罗统烃源岩厚度约100 m，TOC为0.78%～2.59%，S2最大为36.24 mg/g，Tmax为434～460 ℃，IH为138～197 mg/g(图3)。该井中侏罗统烃源岩IH偏低可能与热演化程度偏高有关，IH与IO数据显示其原始有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型。该井埋藏史-热演化史分析表明，白垩纪晚期中侏罗统烃源岩已进入大量生烃阶段，之后地层抬升，热演化终止，烃源岩排烃导致残余有机质IH降低。据地震资料推测，中侏罗统海相优质烃源岩在坦桑尼亚盆地海域发育广泛。

图4 坦桑尼亚盆地Mandawa-7 井下侏罗统烃源岩 Pr/nC17与Ph/nC18交会图

3 油气来源分析

3.1 深水区天然气来源

该盆地主力储层甲烷碳同位素和氘同位素较重，说明主力产层气为高—过成熟气(图5)。深水区4口井岩屑罐顶气样、MDT取样和在线Flowline取样天然气组分和碳同位素组成分析表明，已发现天然气主要为烃类气，甲烷含量高，一般大于95%(表1)，以干气为主，且干燥系数由深至浅不断增加。MDT取样和在线Flowline取样天然气组分较干，干燥系数95.0%～99.5%；岩屑罐顶气天然气重烃含量偏高，干燥系数87%～98%，可能是岩屑罐顶气在取样过程中有部分甲烷散失而造成干燥系数稍低。浅层天然气甲烷碳同位素为-61.77‰(表1)，反映有少量生物成因气。

天然气的重烃碳同位素与其母质类型关系密切，是判断天然气来源的重要参数，一般认为同一套烃源岩生成的天然气的乙烷碳同位素变化不大于3‰。坦桑尼亚盆地深水区天然气乙烷碳同位素为-31‰～-21‰，表明来自2套以上烃源岩。

图5 坦桑尼亚盆地深水区天然气甲烷碳同位素与氘同位素交会图

表1 坦桑尼亚盆地深水区天然气组分和同位素组成

坦桑尼亚盆地西北部Makarawe-1井中侏罗统烃源岩饱和烃碳同位素为-28.4‰，与正常的海相倾油型烃源岩一致。马达加斯加盆地下三叠统烃源岩及重油碳同位素轻，下侏罗统烃源岩饱和烃碳同位素变化大，为-24.3‰～-29‰，坦桑尼亚盆地深水区天然气碳同位素与之接近。综合分析认为，下—中侏罗统为坦桑尼亚盆地深水区主力烃源岩，下三叠统可能有部分贡献。

天然烷烃气的氢同位素主要受烃源岩沉积环境和热演化程度的影响，烃源岩的母质类型对氢同位素影响不大[11-12]。在同等成熟条件下，淡水湖泊烃源岩热解所生成的甲烷富集轻的氢同位素，海相腐泥型烃源岩所生成的甲烷富集重的氢同位素，半咸水湖相烃源岩所生成的甲烷氢同位素组成介于上述两者之间，典型煤系烃源岩所生成的甲烷氢同位素最轻。坦桑尼亚盆地深水区甲烷氢同位素普遍较重(图6)，大于-120‰，重于塔里木盆地古生界海相烃源岩[12]，说明该地区天然气应来自盐度较高的海相烃源岩，且热演化程度高。Mandawa-7及Mbuo-1井揭示下侏罗统为蒸发盐岩，Makarawe-1井揭示中侏罗统为碳酸盐岩，因此，下—中侏罗统高盐度海相倾油型烃源岩是坦桑尼亚盆地深水区的主力气源。热模拟实验表明，干酪根裂解和原油裂解形成的天然气的C1/C2与C2/C3值完全不同[13-14]：对于干酪根裂解形成的天然气，在ln(C1/C2)变化较大的情况下，ln(C2/C3)变化较小；对于原油二次裂解形成的天然气，在ln(C1/C2)变化较小的情况下，ln(C2/C3)变化较大。坦桑尼亚盆地深水区天然气ln(C2/C3)与ln(C1/C2)交会图显示，在ln(C1/C2)变化较小的情况下，ln(C2/C3)变化较大，说明天然气主要为原油裂解气(图7)。
实验研究表明，干酪根初次裂解气δ13C2与δ13C3分馏较大，其差值呈负斜率的近垂直方向总体变大，而ln(C2/C3)基本不变；原油裂解气δ13C2与δ13C3分馏较小，其差值基本呈水平方向变化，而ln(C2/C3)值则急剧变大[15-16]。坦桑尼亚盆地深水区天然气Ch-1 in Tanzania basin
δ13C2-δ13C3与ln(C2/C3)关系图显示，δ13C2与δ13C3分馏较小，ln(C2/C3)值变化大，也说明天然气属于原油裂解气(图8)。

图6 坦桑尼亚盆地深水区天然气甲烷碳氢同位素交会图(底图据刘文汇 等[12])

图7 坦桑尼亚盆地Ch-1井天然气C2/C3与 C1/C2交会图

图8 坦桑尼亚盆地Pa-1井天然气δ13C2-δ13C3与ln(C2/C3)交会图

3.2 浅水区油气来源

坦桑尼亚盆地浅水区已发现Mnazi Bay和Songo Songo两个小型气田。Mnazi Bay气藏的甲烷含量高，可达96%，同时含有重烃组分凝析油，说明天然气为热成因气。另据采自坦桑尼亚盆地的Nyuruko和Lipwapwata处的气苗碳同位素分析结果，甲烷碳同位素为-28.6‰～-34.0‰，也为热成因天然气。

上述分析表明，坦桑尼亚盆地浅水区发育3套烃源岩。二叠系湖沼相烃源岩以倾气型为主，甾烷系列中以C29甾烷占优势，藿烷系列中C31升藿烷含量高，未检测出C34和C35升藿烷，碳质页岩饱和烃碳同位素为-27‰～-30.1‰。下三叠统湖相烃源岩有机质丰度高，以倾油型为主，饱和烃碳同位素较轻，小于-30‰。下—中侏罗统局限海相烃源岩有机质丰度高，为倾油型，甾烷系列中以C27甾烷占优势，升藿烷系列含量较高。其中，下侏罗统烃源岩饱和烃碳同位素变化大，为-24.3‰～-29‰，部分样品碳同位素重；中侏罗统海相烃源岩地化资料少，部分气相色谱分析资料显示姥姣烷/植烷小于1，饱和烃碳同位素为-28‰左右。另外，Songo Songo气田凝析油碳同位素较重，饱和烃和芳烃碳同位素分别为-25.08‰～-24.27‰和-25.38‰～-23.4‰，与下侏罗统烃源岩碳同位素相似[8];生物标志物分析显示较丰富的升藿烷系列，C29降藿烷含量高，反映海相沉积环境。Pemba岛2个油苗的碳同位素和生物标志物分析也显示，饱和烃碳同位素为-27.23‰～-27.54‰，芳烃碳同位素为-26.68‰～-27.23‰，较Songo Songo气田凝析油的碳同位素稍轻；生物标志物藿烷系列具有丰富的C29降藿烷和C31—C35升藿烷系列，且C35>C34升藿烷[9]，反映海相碳酸盐岩烃源岩特征，油苗来自中侏罗统海相烃源岩。因此，推测下—中侏罗统烃源岩为坦桑尼亚盆地浅水区凝析油或轻质油的主力烃源岩。

4 结论

1) 坦桑尼亚盆地陆上钻井揭示3套烃源岩。其中，二叠系湖沼相煤系及淡水湖相烃源岩有机质丰度高，煤系烃源岩为倾气型，湖相烃源岩为倾油型；三叠系湖相烃源岩有机质丰度高，以倾油型为主；下—中侏罗统泻湖、局限海相烃源岩有机质丰度高，为倾油型。

2) 坦桑尼亚盆地深水区天然气乙烷碳同位素组成变化大，甲烷氢同位素组成重，且热演化程度高，为原油裂解气，天然气主要来自下—中侏罗统局限海相腐泥型烃源岩，但也可能有下三叠统湖相烃源岩部分贡献。而该盆地浅水区已发现天然气及气苗为热成因气，凝析油及油苗碳同位素组成重，油苗生物标志物甾萜烷组成特征反映海相碳酸盐岩沉积环境，油气也主要来自下—中侏罗统局限海相烃源岩。

3) 钻井揭示，二叠系—三叠系烃源岩主要分布在坦桑尼亚盆地陆上，生排烃早，且后期经历较强烈的抬升剥蚀，不利于油气保存。而地震资料解释表明，下—中侏罗统倾油型烃源岩主要分布在坦桑尼亚盆地海域，推测油气勘探潜力大。

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(编辑：张喜林)

Source rock characteristics and oil-gas origins in Tanzania basin, East Africa coast

Sun Yumei Sun Tao Xu Zhigang

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

In recent years, the discovery of large gas fields in deep water area shows great exploration prospects in Tanzania basin, East Africa coast. However, few research in this area on source rock strata, depositional environment, hydrocarbon potential and oil-gas origin is reported. Source rock characteristics and oil-gas origins in Tanzania basin are analyzed based on geochemical data, basin tectonic evolution and depositional characteristics. The results indicate that Tanzania basin develops three sets of source rocks in which Permian lake-swamp source rocks are prone to gas, Lower Triassic lacustrine source rocks with high organic matter content are prone to oil and Lower—Middle Jurassic lagoon and restricted marine source rocks with high organic matter content are prone to oil. The δ13C2has a large variation from -30.8‰ to -21.0‰ and the δD is heavier than -120‰ according to the isotope and composition, which indicates oil-cracked gas with high thermal evolution. The gas originates from Lower—Middle Jurassic restricted marine sapropelic source rocks, and Lower Triassic lacustrine source may have the secondary contribution. It is deduced that the Lower-Middle Jurassic oil prone source rocks develop in the offshore of this basin with great exploration potential.

Tanzania basin; source rock characteristics; oil-gas origin

孙玉梅，女，高级工程师，1990年毕业于原成都地质学院石油地质专业，主要从事油气地球化学研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院海油大厦A座(邮编：100028)。E-mail:sunym@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0013-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.002

TE122.1+13

A

2015-04-29 改回日期：2015-08-24

*“十二五”国家科技重大专项“西非及亚太大陆边缘盆地油气田勘探开发一体化技术(编号：2011ZX05030)”部分研究成果。

孙玉梅,孙涛,许志刚.东非海岸坦桑尼亚盆地烃源岩特征与油气来源[J].中国海上油气，2016,28(1)：13-19.

Sun Yumei,Sun Tao,Xu Zhigang.Source rock characteristics and oil-gas origins in Tanzania basin, East Africa coast[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):13-19.