蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化及烃源岩发育特征＊

孔令武 张树林 段晓梦 方 勇

（中海油研究总院 北京 100028）

蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化及烃源岩发育特征＊

孔令武 张树林 段晓梦 方 勇

（中海油研究总院 北京 100028）

对蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化特征进行了分析，重新厘定了构造演化阶段，并对主力烃源岩发育特征及油气来源进行了深入分析。研究表明：喀土穆凹陷的形成与演化受控于中非剪切带的活动，该凹陷经历了裂陷Ⅰ期、裂陷Ⅱ期及拗陷期等构造演化阶段。早白垩世裂陷Ⅰ期的强裂陷作用是湖相烃源岩发育的主要时期，综合烃源岩地化指标及油－源对比分析认为Abu Jinn组烃源岩为喀土穆凹陷的主力烃源岩。喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩与穆格莱德盆地Abu Gabra组主力烃源岩沉积环境类似，为弱氧化－弱还原的沉积环境，且水体较淡。不同构造位置处Abu Jinn组烃源岩有机质类型和甾烷分布差别较大。Abu Jinn组烃源岩热演化程度主要受埋藏深度的控制，但火山活动促进了Abu Jinn组烃源岩的热演化，烃源岩成熟度受火成岩影响范围约为火成岩上下200 m范围。

蓝尼罗河盆地；喀土穆凹陷；构造演化；烃源岩；沉积环境；有机质类型；热演化

非洲油气资源丰富，是世界油气勘探的重点地区。非洲大陆中部发育一条横贯东西的中非剪切带，沿该剪切带发育一系列成因类似的中、新生代陆内裂谷盆地，大部分裂谷盆地已获得重大油气发现，如穆格莱德（Muglad）盆地、迈卢特（Melut）盆地等，其中穆格莱德盆地已发现原油的可采储量为3．2×108m3，迈卢特盆地为2．85×108m3［1］。但与其成因类似且相邻的蓝尼罗河（Blue Nile）盆地至今仍无重大油气发现，该盆地勘探程度很低，有10口探井，仅在盆地南部获得2个天然气发现，盆地油气勘探现处于停滞状态。烃源岩是油气生成的物质基础，其质量和发育规模决定了一个盆地的勘探潜力和勘探方向，因此，对于低勘探程度的蓝尼罗河盆地来说，首要任务是明确烃源岩的发育特征。然而，截至目前，前人对蓝尼罗河盆地烃源岩发育特征的研究甚少，严重制约了对该盆地勘探潜力的研究。本次研究主要针对优选出的蓝尼罗河盆地中沉积规模较大的喀土穆（Khartoum）凹陷，对该凹陷的构造演化特征进行了分析，重新厘定了构造演化阶段，并对主力烃源岩发育特征及油气来源进行了较为全面、深入的分析，以便更深入地认识该凹陷的勘探潜力，指导凹陷的未来勘探。

1 区域概况

蓝尼罗河盆地位于苏丹境内，地表条件为沼泽或草地，面积约7．5×104km2。喀土穆凹陷位于蓝尼罗河盆地北部，处在中非剪切带的南部，南北长约60 km，东西宽约35 km，面积约2 100 km2（图1）。截至目前，喀土穆凹陷勘探程度很低，仅进行了二维地震勘探，共钻探井6口，其中2口井测试产油气，2口井为油气显示井，2口井为干井。基于现有二维地震资料解释成果，认为喀土穆凹陷为“东断西超”的箕状断陷，可进一步细分为3个构造单元，分别为东部半地堑、中部低凸起和西部半地堑（图2）。

2 构造演化特征

喀土穆凹陷为蓝尼罗河盆地沉积规模较大的次级构造单元，其形成与演化受控于中非剪切带的活动［2－5］，经历了早白垩世裂陷Ⅰ期、晚白垩世裂陷Ⅱ期和古近纪—新近纪拗陷期等构造演化阶段（图3、4），其中裂陷Ⅰ期构造活动最为强烈，裂陷Ⅱ期构造活动较弱。

图1 喀土穆凹陷位置Fig．1 Location of Khartoum sag

图2 喀土穆凹陷构造单元划分Fig．2 Structure belt of Khartoum sag

图3 喀土穆凹陷综合柱状图Fig．3 Stratigraphic chart of Khartoum sag

图4 喀土穆凹陷构造单元及构造演化阶段（剖面位置见图2）Fig．4 Tectonic evolution stages and structural units of Khartoum sag（see Fig．2 for location）

1）裂陷Ⅰ期。早白垩世，中非剪切带强烈的右旋走滑作用诱发蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷发生强烈的裂陷作用［2］。该时期构造活动强烈，主要以块断作用为主，发育NW—SE向断裂系统，形成了垒堑相间的构造格局。该时期沉积充填主要受NW—SE向同沉积断层控制，横向上地层厚度变化大，越靠近同沉积断裂，地层越发育（图4）；纵向上断层断距呈“下大上小”特征，表明构造活动强度呈现逐渐减弱的趋势。受构造活动强度变化的控制，沉积相由下向上呈现明显的差异：下部地层为下白垩统Abu Jinn组，以泥岩为主，其沉积相主要为湖相；上部地层为下白垩统Sawagir组，以砂岩为主，其沉积相主要为河流、三角洲相。地层岩性垂向上呈“下细上粗”的特征（图5）。

2）裂陷Ⅱ期。晚白垩世，中非剪切带断裂右旋走滑作用逐渐减弱［6］，蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷的裂陷作用变弱，断裂活动较裂陷Ⅰ期明显减弱，盆地沉降速率变小，沉积地层厚度变小，但横向上变化不大（图4）。构造活动强度依然表现为逐渐减弱的变化趋势，纵向上控制了沉积相演化，下部地层为上白垩统Hebeika组，以泥岩为主，其沉积相主要为湖相；上部地层为上白垩统Mansur组，以砂岩为主，其沉积相主要为河流、三角洲相。地层岩性垂向上也呈“下细上粗”的特征（图5）。

图5 喀土穆凹陷A－1和S－6井连井剖面Fig．5 Well cross section of Well A－1and Well S－6in Khartoum sag

3）拗陷期（古近纪—新近纪）。中非剪切带的活动基本停止，该阶段盆地主要以热沉降为主，构造相对比较稳定，断裂不发育（图4）。地层厚度在横向上基本呈等厚分布，拗陷期沉积相纵向上变化不明显，以粗碎屑砂岩沉积为主，夹薄层泥岩，其沉积相主要为河流、三角洲相，由下到上依次发育Essari组、Gezira组和 Wadmedani组（图5）。

3 烃源岩发育特征

3．1 强裂陷作用阶段是湖相烃源岩发育的主要时期

从上述构造演化特征分析可知，蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷每一裂陷期的构造活动均具有逐渐减弱的变化规律。按照构造活动强度，可将该凹陷裂陷期细分为2个阶段 分别为早期的强裂陷作用阶段和晚期的弱裂陷作用阶段。强裂陷作用阶段，该凹陷构造活动强烈，断层断距大，沉降速率大于沉积速率，湖盆处于欠补偿状态，控制了中深湖相的发育，是湖相烃源岩发育的主要时期。

钻井揭示喀土穆凹陷发育2套烃源岩，分别为早白垩世裂陷Ⅰ期的Abu Jinn组和晚白垩世裂陷Ⅱ期的Hebeika组，2套烃源岩均发育在强裂陷作用阶段（图4）。凹陷内多口井揭示Abu Jinn组和Hebeika组均有火山岩发育（图5），说明2套烃源岩沉积时期裂陷作用强烈。与其成因相似的相邻盆地穆格莱德盆地和迈卢特盆地的勘探实践已经证实，早白垩世强裂陷作用阶段是优质湖相烃源岩发育的主要时期，该时期发育湖相烃源岩为盆地的主力烃源岩，烃源岩干酪根类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1型，TOC为1%～5%，平均约为2%，IH为300～500 mg／g［7－9］。

钻井揭示喀土穆凹陷下白垩统Abu Jinn组烃源岩有机质丰度较高、类型较好，A－1井Abu Jinn组烃源岩TOC 为0．32%～2．83%，平均为1．5%，IH为90～635 mg／g，平均为261 mg／g，为中等—好的烃源岩（图6）。从S－6井Abu Jinn组烃源岩饱和烃气相色谱图（图7）来看，正构烷烃碳数主要分布在nC12—nC36，表明烃源岩有机质类型较好，以腐泥型为主，生油能力较大。油－源对比分析表明，S－6井Sawagir组原油和Abu Jinn组烃源岩甾烷分布特征类似，均为“L”型（图8），且Sawagir组原油和Abu Jinn组烃源岩抽提物的族组成也类似，以正构烷烃组分为主，含量达60%～70%，说明Sawagir组油气与Abu Jinn组烃源岩具有很好的亲缘关系，因此推测凹陷内已发现的油气主要来源于Abu Jinn组烃源岩。

综合烃源岩地化指标及油－源对比分析，认为下白垩统Abu Jinn组烃源岩为喀土穆凹陷的主力烃源岩。结合S－6和A－1等井烃源岩分析及过井地震剖面特征，Abu Jinn组烃源岩在不同构造位置的发育规模具有明显差异。在东部半地堑和西部半地堑的洼陷区烃源岩较为发育，预测好的烃源岩厚度超过200 m，在地震剖面上表现为1套中强振幅、中频、中连续性的反射特征，为典型的密集反射段，为富含有机质的泥岩类沉积物的地震反射特征，这与相邻的迈卢特盆地下白垩统烃源岩地震反射特征相类似；而在斜坡地区，随着Abu Jinn组地层变薄，烃源岩厚度也随之变薄，横向连续性变差，烃源岩在地震上表现为弱振幅、中高频率、低连续性的反射特征。因此，东部半地堑和西部半地堑的洼陷区是喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩发育的有利区。

图6 喀土穆凹陷A－1井Abu Jinn组烃源岩地化指标剖面Fig．6 Abu Jinn source rock geochemical section of Well A－1in Khartoum sag

图7 喀土穆凹陷S－6井烃源岩抽提物饱和烃气相色谱Fig．7 Saturated hydrocarbon chromatogram extracted from source rock of Well S－6in Khartoum sag

图8 喀土穆凹陷S－6井Sawagir组原油和Abu Jinn组烃源岩甾烷分布对比图Fig．8 Sterane distribution contrast diagram between Sawagir oil and Abu Jinn source rock of Well S－6in Khartoum sag

由于晚白垩世裂陷Ⅱ期的Hebeika组烃源岩埋藏较浅，成熟度低，对油气成藏没有贡献，在此不作赘述。

3．2 Abu Jinn组烃源岩形成于弱氧化－弱还原环境

烃源岩中的一些生物标志化合物对烃源岩的沉积环境具有指示意义。Pr／Ph值可以用来表征母质沉积时的氧化还原位，在生油窗内，高Pr／Ph值（大于3．0）指示氧化条件下陆源有机质的输入，低Pr／Ph值（小于0．6）代表缺氧环境通常是盐湖环境条件。伽马蜡烷是萜烷系列生物标志化合物之一，被认为是来源于四膜虫醇，并广泛存在于现代沉积物中的三萜烷类。它是盐湖沉积环境或水体分层的标志，淡水环境中一般含量很低，随着水体盐度升高而增加。通常使用伽马蜡烷指数，即伽马蜡烷与αβC30藿烷的比值，进行比较分析［10－11］。

喀土穆凹陷下白垩统的Abu Jinn组烃源岩Pr／Ph值为0．82～1．83，伽马蜡烷指数较低，为0．15～0．33（图9）。区域对比研究表明，喀土穆凹陷下白垩统Abu Jinn组主力烃源岩与穆格莱德盆地下白垩统Abu Gabra组主力烃源岩具有相似的构造演化特征。罗小平 等［12］对穆格莱德盆地萨加隆起原油研究认为，Abu Gabra组烃源岩形成于弱氧化－弱还原的沉积环境，且水体较淡，其生成的原油的Pr／Ph值为1～2，伽马蜡烷指数较低在0．25～0．48之间。结合喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩的Pr／Ph值、伽马蜡烷指数以及与相邻穆格莱德盆地的对比研究，推测喀土穆凹陷下白垩统Abu Jinn组烃源岩沉积时期为弱氧化－弱还原的沉积环境，且水体较淡。

图9 喀土穆凹陷S－6井Abu Jinn组烃源岩和原油萜烷分布对比图Fig．9 Terpane distribution contrast diagram between Abu Jinn source rock and oil of Well S－6in Khartoum sag

3．3 Abu Jinn组烃源岩有机质类型具有明显的非均一性

烃源岩有机质类型是决定其生烃能力的另一个重要指标，不同干酪根类型的烃源岩，其生烃能力相差很大。对于喀土穆凹陷来说，不同构造位置的烃源岩表现为不同的有机质类型，越靠近沉积凹陷的中心，烃源岩类型越好。从干酪根类型和规则甾烷分布特征来看，喀土穆凹陷不同地区的Abu Jinn组烃源岩存在明显的差异。A－1井钻遇的Abu Jinn组烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2、Ⅲ型（图10），该套烃源岩的C27、C28、C29甾烷分布形态为“V”型（图11），即C27＞C28＜C29，C29甾烷的含量相对较高，反映烃源岩有机质具有陆源高等植物的输入特征。S－6井钻遇的 Abu Jinn组烃源岩类型为Ⅱ1型，C27、C28、C29甾烷分布为 “L”型（图12），即 C27＞C28＞C29，C27甾烷含量很高，反映烃源岩有机质主要来源于低等湖相藻类。上述2口井烃源岩类型差异的主要原因是两者的构造位置不同，S－6井位于洼陷，更靠近沉积中心（图2、4），受陆源碎屑影响较小，有机质来源主要为湖相低等藻类；而A－1井位于西部半地堑的斜坡区，受陆源碎屑影响较大，有机质来源受陆源高等植物输入的影响。因此，东部半地堑和西部半地堑的洼陷区烃源岩有机质类型以腐泥型为主，是优质烃源岩发育的有利区。

图10 喀土穆凹陷A－1井Abu Jinn组烃源岩有机质类型Fig．10 Abu Jinn source rock orgnic type of Well A－1 in Khartoum sag

图11 喀土穆凹陷A－1井Abu Jinn组原油甾烷分布Fig．11 Abu Jinn oil sterane distribution of Well A－1 in Khartoum sag

图12 喀土穆凹陷S－6井Abu Jinn组烃源岩甾烷分布Fig．12 Abu Jinn Source rock sterane distribution of Well S－6in Khartoum sag

3．4 火山活动促进了Abu Jinn组烃源岩的热演化

勘探实践证明，只有成熟烃源岩分布区才有较高的油气勘探成功率，因此烃源岩成熟度也是决定油气勘探成败的关键因素。研究表明，喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩的镜质体反射率（Ro）值主要受埋藏深度控制，Ro为0．7%时烃源岩进入成熟阶段，对应的埋藏深度为2 650 m（图13），东部半地堑和西部半地堑的洼陷区烃源岩已经进入生油阶段。

喀土穆凹陷内多口钻井揭示Abu Jinn组普遍发育火成岩，火成岩发育区烃源岩Ro突然变大，表明火山活动促进了烃源岩的热演化。A－1井揭示Abu Jinn组发育3套火成岩，累积厚度达145 m，其中2 453～2 556 m 井段火成岩的单层厚度最大，为103 m，其上下烃源岩受火成岩影响，Ro由0．60%突然增大到2．75%，推测上部烃源岩成熟度受火成岩影响厚度约为214 m，下部约为264 m（图6、13）。综合分析多口井的烃源岩Ro值，认为该凹陷Abu Jinn组烃源岩成熟度受火成岩影响的范围约为火成岩上下200 m范围。此外，钻井揭示该凹陷火成岩发育程度明显受构造位置控制，在中部低凸起尤为发育，向洼陷方向逐渐减弱，在由中部低凸起向洼陷过渡的斜坡区为中等发育，且发育倾气型烃源岩，因此斜坡区烃源岩的热演化要充分考虑火山活动对成熟度的影响。

图13 喀土穆凹陷烃源岩镜质体反射率（Ro）与埋深关系Fig．13 Relationship between Roand buried depth of source rock in Khartoum sag

4 结论

1）蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷的形成与演化受控于中非剪切带的活动，该凹陷经历了裂陷Ⅰ期、裂陷Ⅱ期及拗陷期等构造演化阶段。

2）早白垩世裂陷Ⅰ期的强裂陷作用是喀土穆凹陷湖相烃源岩发育的主要时期，综合烃源岩地化指标及油－源对比分析认为Abu Jinn组烃源岩为喀土穆凹陷的主力烃源岩。

3）喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩与穆格莱德盆地Abu Gabra组主力烃源岩沉积环境类似，为弱氧化－弱还原的沉积环境，且水体较淡。

4）在喀土穆凹陷不同构造位置处，Abu Jinn组烃源岩有机质类型和甾烷分布差别较大，表明烃源岩有机质来源具有明显的差异。

5）喀土穆凹陷Abu Jinn组烃源岩热演化程度主要受埋藏深度的控制，但火山活动促进了Abu Jinn组烃源岩的热演化，烃源岩成熟度受火成岩影响范围约为火成岩上下200 m范围。

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Tectonic evolution and characteristics of source rocks in Khartoum sag，Blue Nile basin

KONG Lingwu ZHANG Shulin DUAN Xiaomeng FANG Yong
（CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

Based on the structural analysis of Khartoum sag in Blue Nile basin，the tectonic evolution stages are re－divided and the characteristics of major source rocks and oil－source correlation are analyzed．The results show that the formation and evolution of Khartoum sag are controlled by tectonic activity of the Central African shear zone and the sag develops syn－rift I，syn－rift II and post－rift．The strong rift stage is the main formation period of the source rock．By the comprehensive analysis of the geochemical index of source rock and oil－source correlation，Abu Jinn source rock is considered as major source rock in Khartoum sag．The depositional environment of Abu Jinn source rock in Khartoum sag is similar to Abu Gabra source rock in Muglad basin，both are weak－oxidation and weak－reduction depositional environment with fresh water．Organic matter types and sterane distribution are different with structural positions for Abu Jinn source rock．The thermal evolution of Abu Jinn source rock is mainly controlled by burial depth，but the volcano activities promote the thermal evolution．The maturity of source rock is affected by igneous rocks and the influence scope is within 200 m of igneous rocks．

Blue Nile basin；Khartoum sag；tectonic evolution；source rock；depositional environment；organic matter type；thermal evolution

TE121

A

孔令武，张树林，段晓梦，等．蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化及烃源岩发育特征［J］．中国海上油气，2017，29（5）：22－29．

KONG Lingwu，ZHANG Shulin，DUAN Xiaomeng，et al．Tectonic evolution and characteristics of source rocks in Khartoum sag，Blue Nile basin［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：22－29．

1673－1506（2017）05－0022－08

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．003

＊“十三五”国家科技重大专项“非洲重点区油气勘探潜力综合评价（编号：2017ZX05032－002）”部分研究成果。

孔令武，男，工程师，2011年毕业于中国石油大学（北京），获硕士学位，现从事海外油气勘探研究。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院（邮编：100028）。E－mail：konglw＠cnooc．com．cn。

2017－02－10 改回日期：2017－04－10

（编辑：冯 娜）