西非塞内加尔盆地深水区油气地球化学特征与油气成藏

孙涛，王建新，孙玉梅

中海油研究总院，北京 100028

西非塞内加尔盆地深水区油气地球化学特征与油气成藏

孙涛，王建新，孙玉梅

中海油研究总院，北京 100028

塞内加尔盆地是西非面积最大、勘探程度最低的含盐被动大陆边缘型盆地。2010年之前仅有少量非商业性的油气和重质油发现，近几年在深水区获得油气勘探的重大突破。对深水区油气进行详细地球化学分析及油源对比，结果表明：深水区发育下白垩统阿普特—阿尔布阶和上白垩统赛诺曼—土伦阶两套烃源岩，下白垩统阿普特—阿尔布阶烃源岩的碳同位素组成偏轻，含硫量低，处于成熟—高成熟演化阶段，局部达到过成熟演化阶段；上白垩统赛诺曼—土伦阶烃源岩碳同位素组成偏重，含硫量中等，处于低成熟度—成熟演化阶段。油源对比的结果显示深水区F-1井阿尔布阶储层原油来自阿普特—阿尔布阶烃源岩，F-1土伦阶储层原油来自赛诺曼—土伦阶烃源岩，而S-1井阿尔布阶储层油样性质介于二者之间，为混源的原油。

塞内加尔盆地；油气地球化学；油源对比

0 引言

西非海岸油气资源丰富，但是分布极不均衡[1-2]，油气发现主要集中在尼日尔三角洲、下刚果、加蓬及科特迪瓦盆地[3-5]。尽管塞内加尔盆地面积超过9.1×105km2，为西非海岸最大的被动大陆边缘型盆地(图1)，但是在2010年之前仅有少量非商业性的油气发现。直到2014年深水区F-1和S-1井获得突破(位置见图1)，原油储量分别为950和330百万桶，成为油气勘探的热点地区，引起了世界石油公司的关注，但是其油气特征及来源尚不清楚。本研究在区域地质资料基础上，运用气相色谱—质谱技术和盆地模拟技术，对深水区F-1和S-1井油样进行精细地球化学研究和烃源岩质量与成熟度分析，总结成藏模式，分析油气来源，为我国石油公司进行战略选区提供技术支持与依据。同时，西非海岸盆地(如下刚果盆地、宽扎盆地)其主力烃源岩为下白垩统湖相烃源岩，而塞内加尔盆地的主力烃源岩为中—上白垩统海相烃源岩，该研究可以为西非海岸盆地海相烃源岩的研究提供一个实例。

1 区域地质概况

塞内加尔盆地位于非洲西北海岸(图1)，面积超过9.1×105km2，为西非海岸带连续盆地的北部部分，盆地类型为大西洋型被动大陆边缘型盆地[6]。盆地的形状大致呈现南北方向，其坐标经纬度为：22°～10°N，10°～22°W。主要转换断层把盆地划分三个次盆，分别为：1)毛里塔尼亚次盆，其范围包括塞内加尔河至西萨哈拉南部；2)北部次盆，范围为冈比亚河和塞内加尔河之间的区域；3)卡萨芒斯次盆，其范围从冈比亚河南部向南延伸至几内亚比绍(图1)[6-9]。

塞内加尔盆地的形成和演化与非洲板块与北美洲分离紧密相关，其分离开始于中生代三叠纪，为裂谷与被动大陆边缘相叠合的盆地[9-12]，可以分为前裂谷(元古代—晚泥盆世)、同裂谷(二叠纪—早侏罗世)和后裂谷(中侏罗世—全新世)3个演化阶段(图2)。

1.1 前裂谷阶段

时代为元古代至晚泥盆世，遭受了前加里东期的伸展运动，而后经历了海西造山运动的挤压、改造和破坏[13]。前裂谷沉积包括前寒武系—泥盆系(图2)。地震资料解释成果显示，盆地深水地区发育的前中生界，其厚度超过5 000 m[10-12,14]。

1.2 同裂谷阶段

时代为二叠纪—早侏罗世，主要发育膏盐层，膏盐层的最大厚度超过2 000 m，而且盐层内部可以识别出多个沉积旋回，该套膏盐层可以作为良好的区域性盖层(图2)。

图1 塞内加尔盆地及F-1和S-1井位置图[6]Fig.1 The location of Well F-1 and Well S-1 in Senegal Basin

图2 塞内加尔盆地地层柱状图[8]Fig.2 Stratigraphic column of the Senegal Basin

1.3 后裂谷阶段

时代为中侏罗世—全新世，主要岩性为海相碳酸盐岩，厚度在1 000～25 000 m之间，局部区域为过渡相及陆相沉积[9,15]。

中、新生界在陆上较薄，向海域新生界逐渐变厚。古生界、中生界和新生界均有发育，但是不同的时代沉积中心不同。古生界残留主要分布在盆地东部陆上区域；中生界沉积中心主要在中部陆上近海区域；新生界沉积中心在盆地西部海上，沉积中心最大厚度超过10 000 m(图2)[9,15]。

2 烃源岩质量分析

2.1 侏罗系烃源岩

塞内加尔盆地共3口井揭示了上侏罗统沉积物，这3口井分别为：毛里塔尼亚次盆的OCT-1B，北部次盆的DKM-2和Ds-1井，有机质类型主要为III型，并处于成熟—高成熟阶段(IHS, 2012)，所分析样品的生烃潜力较小，可能与较高的成熟度有关，可作为该盆地潜在的气源岩。

2.2 白垩系烃源岩

首先，下白垩统烃源岩质量。毛里塔尼亚次盆的OCT-1B揭示了下白垩统腐殖型烃源岩，有机质类型主要为III型，沉积环境为三角洲(IHS, 2012)；V-1及MTO-2井揭示阿普特—阿尔布阶生烃潜力中等的烃源岩，其S2在(2～7) mg烃/g岩石之间，主要为II型有机质。F-1和S-1井揭示了阿尔布阶烃源岩，有机质丰度为中等—好(图3)，倾油和气。

其次，上白垩统烃源岩质量。北部次盆Faucon-1井揭示了土伦阶优质烃源岩，TOC最大可达7.23%，平均TOC为2.94%；大洋钻探DSDP-367也揭示赛诺曼—土伦阶优质烃源岩，厚度约150 m，TOC在4.0%～5.0%之间。南部卡萨芒斯次盆CM-7井钻遇了土伦阶优质烃源岩，TOC最大达8%，HI达660 mg烃/gTOC；赛诺曼阶烃源岩TOC达4%，HI达621 mg烃/gTOC(IHS, 2012)。

2.3 古近系烃源岩

毛里塔尼亚次盆揭示了中等—好的烃源岩，S2在2～25 mg烃/g岩石之间，以II型有机质为主，夹III型有机质，V-1和OCT-1B也揭示了该套烃源岩层；MTO-2井揭示了下古近系约200 m厚度的中等潜力的烃源岩(4～5 mg烃/g岩石)，有机质类型主要为II型(IHS, 2012)。

在北部次盆，仅有少量的古近系烃源岩样品，表现为中等—好的生烃潜力，S2在2～22.5 mg烃/g岩石之间，有机质主要为海相II型；南部卡萨芒斯次盆GBO-1井揭示了400 m的古新统—始新统剖面，有机质丰度中等，主要包含II型干酪根。一些渐新统剖面揭示了好的烃源岩，S2在24～49 mg烃/g岩石之间，有机质主要为海相II型。几内亚南部的GU-2B-1井也钻遇了古近系厚度较大的、有机质丰度较高的烃源岩(IHS, 2012)。

图3 F-1和S-1井地化剖面Fig.3 Geochemical profiles of Well F-1 and Well S-1

2.4 白垩系烃源岩热演化模拟

通过对上述已钻井的不同地质年代的烃源岩质量分析后，认为白垩系为盆地的主要烃源岩层系，共发育两套倾油型的烃源岩，分别为下白垩统阿普特—阿尔布阶和上白垩统赛诺曼—土伦阶烃源岩，下面运用盆地模拟技术对烃源岩的平面成熟度进行模拟，可以为油源对比提供技术支撑和依据。

利用盆地内7口井现今实测温度、Ro作为约束条件模拟得到现今井点岩石圈结构，然后以该岩石圈结构正演模拟井点处的热演化历史。利用7口井以及19口虚拟井的Turonian、Albian、Aptian地层的热演化结果与其深度图的相关关系，把热史结果外推到整个盆地，结合研究区的三维地质模型，模拟得到Turonian、Albian、Aptian阶烃源岩顶界面的热演化特征。

模拟结果表明，毛塞几比盆地烃源岩成熟度总体上呈中部陆架区相对较低，东北部、东南部及深水区较高分布。Turonian阶烃源岩顶面成熟度(图4a)西部深水区处于未熟到低熟阶段，东北、西南部处于低熟到高熟阶段，局部过成熟；Albian阶烃源岩顶面成熟度(图4b)北部、东南部大部分进入成熟到高熟阶段，局部进入过成熟阶段；Aptian阶烃源岩顶面成熟度(图4c)大部分进入成熟阶段，东北、西南部过成熟范围进一步扩大。

图4 塞内加尔盆地深水区Turonian、Albian-Aptian烃源岩顶面成熟度平面分布图Fig.4 Maturation of Turonian, Albian-Aptian source rocks in offshore of Senegal Basin

3 油气地球化学特征及油源对比

本次研究共有7件原油样品，分别为F-1 Albian储层油样3件(深度分别为4 698 m，4 729 m及4 808 m)，F-1 Turonian储层油样1件，深度为4 377 m；S-1 Albian储层油样3件(深度为2 623 m及2 686 m)。

3.1 油样的物理特征

硫是石油的重要组成元素之一，它在石油中的含量变化范围很大，少至万分之几，也可多达百分之几，通常将含硫量大于2%的石油称为高硫石油；低于0.5%的称为低硫石油；介于0.5%～2%之间的称为含硫石油[16]。根据全球已知烃源岩岩性的约150个含油气系统统计，来自不同岩性烃源岩的原油具有不同的含硫量和API，如图5所示，一般含硫量较高的石油多产自碳酸盐岩系和膏盐岩系烃源岩，湖相烃源岩生成的石油则含硫量较少，泥灰岩生成的石油含硫量居中。

F-1油API在25°～40°之间，其中F-1 Albian储层3件油样含硫量仅为0.2%，表现为低的含硫量，来自阿普特—阿尔布阶低硫的烃源岩，而F-1 Turonian储层油样含硫量为0.94%，表现为中等的含硫量，推测推测来自赛诺曼—土伦阶中等硫的烃源岩。S-1 Albian储层油样API为30°左右，含硫量为1%左右，表现为中质油和中等的含硫量，推测为阿普特—阿尔布阶低硫的烃源岩与赛诺曼—土伦阶中等硫烃源岩的混合来源。而一般认为，随着热成熟度的增加API增加，含硫量减小；生物降解导致API减小，含硫量增加[17]。本次研究的7件油样未显示遭受生物降解，所以认为原油中API和含硫量的不同是由于不同层位烃源岩导致的结果。

图5 F-1，S-1油样硫含量和API关系图Fig.5 Plot showing API and S content of crude oil samples from Well F-1 and Well S-1

3.2 原油及壁芯抽提物的稳定碳同位素组成

稳定碳同位素比值在油气源对比、原油多套烃源岩的定量评估、年代和沉积环境及海相与陆相有机质输入方面发挥重要的作用[18]。F-1 Albian储层 3件油样和F-1岩芯抽提物碳同位素比较类似，碳同位素组成最轻，在-30‰～-28‰之间(图6)，F-1 Turonian储层油样及烃源岩富集13C，碳同位素组成正偏4‰左右(图6)，S-1 Albian储层 3件油样碳同位素组成居中，正偏2‰左右，为-28‰～-26‰。通常认为，碳同位素差值大于2‰～3‰的原油具有不同的来源[18]，因此，F-1原油具有不同的来源，F-1 Albian储层 3件油样碳同位素组成轻，来自阿普特—阿尔布阶烃源岩，F-1 Turonian储层油样碳同位素组成重，来自土伦阶碳同位素重的烃源岩，而S-1油样碳同位素居中，具有混合来源的特征。土伦阶原油及烃源岩碳同位素组成重于阿尔布阶原油及烃源岩，其原因与土伦期大洋缺氧事件相关，Meyers[19]指出白垩纪中期北大西洋古生产力达到32.4 g C m-2 .a-1，高生产力是导致碳同位素变重的原因之一。

图6 F-1和S-1井油样和井壁取芯的饱和烃和芳烃碳同位素交会图Fig.6 Crossplot of saturated hydrocarbons and aromatic carbon isotope of oil samples and wall plug from Well F-1 and Well S-1

3.3 油样和岩样生物标志化合物特征对比

油样正构烷烃为“前峰型”分布样式，无明显的奇偶优势(图7)，F-1 Turonian储层油样Pr/Ph为0.86，CPI为1.087，F-1 Albian储层3件油样Pr/Ph值略高，分别为1.34、1.38及1.50(表1)；S-1 Albian储层油样Pr/Ph值比较一致，为1.30左右，CPI值为1.08左右(表1)，正构烷烃的分布样式反映了较高的成熟度或者较少的高等植物输入。

图7 F-1和S-1井油样正构烷烃、甾烷和萜烷分布Fig.7 Distribution of n-alkanes, steranes and terpanes of crude oil samples from Well F-1 and Well S-1

C31～C35升藿烷呈逐渐降低的阶梯状分布(图7)，显示了亚氧化底水沉积条件，属于典型的大陆架海相原油特征[20]；伽马蜡烷可以表征海相和非海相烃源岩沉积环境中的分层水体[21]，分层水体通常是纵向高盐度所致。当然，温度梯度也可以引起水体分层。但是，高含量的伽马蜡烷仍然指示相关有机质沉积时的强还原、高盐条件[22-23]。F-1 Turonian储层油样伽马蜡烷含量高于F-1 Albian储层油样，其Ga/C31R值为0.46、0.14、0.11及0.17(表1)，暗示不同的油源，与碳同位素结果相吻合。S-1 Albian储层油样伽马蜡烷含量比F-1 Turonian储层油样略低，Ga/C31R值分别为0.37和0.39。

一般认为，水生生物富含C27甾烷，高等植物富含C29甾烷[24]。因此，C27-C28-C29甾烷相对百分含量区分不同母质类型的烃源岩或原油。F-1和S-1井油样规则甾烷分布样式(图7)和相对百分含量比较类似(表1)，反映了其烃源岩具有相似的生物组合，以水生生物为主。

表1 油样的部分生物标志物参数

甾烷具有特征的、稳定的碳骨架，这使它成为非常有效的母源、环境等地化指标，但是在地质演化过程中分子结构也会发生一定的异构化，从而可以作为有效的成熟度指标[20]。F-1 Turonian储层油样成熟度(Ro)为0.67%，F-1 Albian储层油样成熟度高于F-1 Turonian储层油样成熟度(Ro)为0.90%。S-1 Albian储层油样成熟度(Ro)约为0.7%。

F-1井SWC样品的甾萜烷分布如图8所示。F-1 4 803 m Albian样品其成熟度约为0.9%，F-1 3 882 m Turonian样品成熟度为0.70%，这与上述Albian和Turonian油样的成熟度吻合性较好，而且油样和岩样的甾萜烷的分布样式也具有很好的可对比性(图7，8)。即可以认为F-1 Albian储层原油来自阿普特—阿尔布阶烃源岩，而F-1 Turonian储层油来自赛诺曼—土伦阶烃源岩，这与同位素的数据是一致的。

图8 F-1井井壁取芯的甾烷和萜烷分布Fig.8 steranes and terpanes distribution of F-1 SWC samples

3.4 成藏模式

F-1和S-1井成藏模式的建立需要考虑到烃源岩层位、储集层、油气运移通道以油气充注方向等。综合F-1和S-1井原油含硫量和API、稳定碳同位素以及原油和烃源岩的生物标志化合物等数据，再结合烃源岩的成熟度模拟，认为F-1井Albian和Turonian储层的原油具有较大的差异，来自不同层位的烃源岩，F-1 Albian储层原油来自阿普特—阿尔布阶烃源岩，而F-1 Turonian储层油来自赛诺曼—土伦阶烃源岩，而S-1 Albian储层原油表现为混合的来源，油气运移的通道为Senonian不整合面，油气充注的方向是NW至SE方向(图9)。

图9 F-1和S-1井成藏模式示意图Fig.9 Oil accumulation mode of Well F-1 and Well S-1

4 结论与认识

(1) 盆地发育阿普特—阿尔布阶和赛诺曼—土伦阶两套烃源岩，烃源岩具有不同的地化特征，具体表现为前者同位素组成轻、含硫量低及成熟度高，处于成熟—高成熟阶段，局部达到过成熟阶段；后者同位素组成重、含硫量中等及成熟度低，深水区主要处于低成熟度—成熟阶段。

(2) F-1井Albian和Turonian储层油样物理性质、稳定碳同位素及分子成熟度均具有差异，认为来自不同的烃源岩，并与岩芯样品的生物标志物进行了对比，认为F-1 Albian储层原油来自阿普特—阿尔布阶烃源岩，而F-1 Turonian储层原油来自赛诺曼—土伦阶烃源岩，而S-1井Albian储层油样性质介于二者之间，为混源的原油。

(3) 后裂谷含油气系统盆地中为已证实的含油气系统，而裂谷期含油气系统有待研究与证实，其烃源岩可能为上二叠统—下三叠统湖相页岩，而三叠系—下侏罗统膏盐层可以作为良好的区域性盖层。

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PetroleumGeochemicalCharacteristicsandAccumulationinOffshoreofSenegalBasin

SUN Tao, WANG JianXin, SUN YuMei

CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China

Senegal Basin is the largest passive margin basin with salt in western Africa, but it has limited petroleum exploration activities. Only non-commercial petroleum and heavy oil have been discovered before 2010. However, some oil exploration breakthroughs have been made in offshore area in recent five years. The paper analyzed the oils and source biomarkers as well as source rocks rock hydrocarbon potential. The results show that Aptian-Albian and Cenomanian-Turonian source rocks exist in offshore area. The former is characterized by light δ13Corgand lower Sulfur content. The maturity is at oil window or more. The latter is typical of heavy δ13Corgand medium sulfur content. The maturity is at oil window or low. Oil - source correlation indicates that F-1 Albian oil was generated from Aptian-Albian source rocks and F-1 Turonian oil from Cenomanian-Turonian source rocks. While the S-1 Albian oil shows mix sources characteristics.

Senegal Basin; petroleum geochemistry; oil-source correlation

1000-0550(2017)06-1284-09

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.06.019

2016-09-21；收修改稿日期2017-01-11

中海油研究总院“油气地球化学技术应用与发展子项(2016)”(2016T-KT14)[FoundationCNOOC Research Institute “Petroleum Geochemistry Application and Development(2016)”, No. 2016T-KT14〗

孙涛，男，1979年出生，博士，工程师，石油地质学与地球化学，E-mail: suntao20@cnooc.com.cn

P618.13

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