南苏丹Melut盆地Ruman凹陷东斜坡稠油成藏机理及勘探潜力分析

薛 罗，史忠生，马 轮，赵艳军，陈彬滔，史江龙，王 磊

(1.中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃 兰州 730020;2.中油国际尼罗河公司，苏丹 喀土穆 10687)

0 引言

稠油作为一种非常规油气资源，在全球油气产量中占有重要地位［1－3］。中国在准噶尔、胜利、辽河、松辽等盆地均发现了大规模稠油油藏。同时，在稠油成因、成藏机理及开发技术等方面均取得了较为系统与成熟的研究成果［4－8］。南苏丹Melut盆地作为中国石油海外重要的勘探区块，前期已在盆地北部Moleeta、Jamous凹陷发现了储量规模较大的常规油藏，Ruman凹陷发现零星的稠油油藏，但前人只对常规油藏成藏规律进行了分析［9－11］，并未针对Ruman凹陷稠油的成藏机理开展研究，进而导致稠油潜力认识不清，制约了该地区下一步的勘探部署。通过对Ruman凹陷烃源岩热演化史及生排烃史进行研究，结合构造演化特征及成藏分析，采用地质分析、盆地模拟等技术手段，落实Ruman凹陷东斜坡发育的稠油油藏类型，揭示不同类型稠油油藏成藏机理，明确稠油油藏勘探潜力，为该区下步勘探部署提供依据。

1 地质背景

南苏丹Melut盆地是在中非剪切带背景下形成的中新生代陆内被动裂谷盆地，面积约为3.3×104km2［12－13］，是中非陆内裂谷盆地中的第 2 大沉积盆地［9，14－16］。具有“五坳两隆”的构造格局，包括北部坳陷、东部坳陷、中部坳陷、西部坳陷、南部坳陷、Adar隆起和中央隆起。同时，北部坳陷又发育有Ruman、Moleeta及 Jamous凹陷 3个构造单元(图1a)。Ruman凹陷位于北部坳陷最西端，面积约为400 km2，为西断东超的箕状凹陷。白垩纪以来经历了3期裂陷和1期坳陷活动，对应发育了4个构造层(图1b)。其中，在早白垩世强裂陷期形成了盆地主要烃源岩Renk组，储盖组合为:新近纪Jimidi+Miadol组、古近纪 Samma/Yabus+Adar组、晚白垩世Galhak组、早白垩世Gayger+Renk组，目前在这4套储盖组合及基岩中均获油气发现。

图1 Melut盆地Ruman凹陷概况Fig.1 Overview of Ruman sag，Melut Basin

2 Ruman凹陷东斜坡区稠油油藏类型

Ruman凹陷包括西部陡坡带、中央洼陷带及东部斜坡带3个区带(图2)。油气发现主要集中在东部斜坡带，围绕潜山分布。垂向上，基岩、Gayger、Galhak、Yabus及 Jimidi组均有油气发现，同时，这些油气大部分沿不整合面分布，API(美国石油协会制订用以表示石油密度)为5.0～21.1°，均为稠油油藏，但各油藏类型又不尽相同。基岩为裂缝油藏，Gayger与Yabus组为受不整合面控制的地层不整合油藏，Galhak组为受岩性控制的上倾尖灭岩性油藏，而Jimidi组为受边界断裂、岩性分布双重控制的构造－岩性油藏(图3)。

图2 Ruman凹陷构造单位划分Fig.2 Division of tectonic units in Ruman sag

图3 Ruman凹陷东斜坡稠油油藏类型(剖面位置见图2)Fig.3 Types of heavy oil reservoirs in the eastern slope of Ruman sag(for profile location shown in Fig.2)

3 稠油成藏机理探讨

目前，关于稠油的成因有原生型和次生型2种。原生型主要是烃源岩在低成熟阶段(Ro为0.5%～0.7%)生成的低熟油，其具有相对较高的重质组分(非烃和沥青质)、密度较大(0.87～0.89 g/cm3)、黏度较高(25～80 mPa·s)［17］;而次生型主要是先期成藏油藏遭受后期破坏改造，油气发生氧化、生物降解及水洗等多种作用而形成的重质油［18－19］，这种破坏大多是因为构造抬升导致油藏暴露或埋深变浅，使油藏与地表水、生物、游离氧接触而发生物理－化学反应，原油品质变差而成为稠油。

3.1 油源分析

北部坳陷烃源岩是早白垩世强裂陷期沉积的Renk组，分布广泛，是一套半深湖—深湖相为主的厚层暗色泥岩，有机质丰度(TOC)为 0.62%～2.92%，生烃潜力最高为19.53 mg/g;有机质类型以Ⅱ型为主，少量为Ⅰ型［9］，是一套高丰度、以生油为主的优质烃源岩。采用成因法计算Ruman凹陷资源丰度为60.6×104t/km2，按照中国富油凹陷的评价标准［20］，Ruman凹陷为富油凹陷。

凹陷烃源岩热演化史及生排烃史模拟表明，Renk组烃源岩基本都已进入成熟阶段，凹陷中心现今Ro超过2.0%，已进入过成熟演化阶段。盆地中心虚拟V－1井烃源岩生排烃史模拟显示，在白垩纪末期凹陷烃源岩进入大规模生烃阶段，始新世区域盖层Adar组沉积时期(50 Ma)开始大规模排烃，斜坡区Tean断裂带附近Renk组烃源岩Ro现今基本小于0.7%，属低成熟阶段，生成的原油为低熟油(图4)。

图4 Ruman凹陷成熟度与生排烃模拟(位置见图1)Fig.4 Maturity and hydrocarbon generation and expulsion modeling in Ruman sag

3.2 稠油成藏过程

次生型稠油油藏是由于先期油藏遭受后期破坏改造而变稠，破坏改造主要包括构造抬升导致油藏埋深变浅或暴露破坏而遭受水洗、氧化等作用。因此，恢复该区的构造演化过程，落实成藏关键时刻，对于油气成藏过程的刻画至关重要。结合区域构造背景及对过Ruman凹陷典型地震剖面构造演化分析，结果表明:Ruman地区与Melut盆地构造演化阶段类似［14－16］，发育有 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)构造活动。其中，晚古近纪的Adar组沉积时期，Ruman凹陷和Moleeta凹陷的控凹边界断层活动剧烈，构造伸展率为3.7%，最大沉降量为1 050 m，沉降速度为81 m/Ma，由此形成了Ruman地区区域盖层Adar组厚层泥岩。在古近纪末Lau沉积时期，由于凹陷继续裂陷，Ruman凹陷东部斜坡区及潜山发生翘倾抬升，加之区域构造运动，Melut盆地整体抬升［16］，造成Ruman潜山的大规模暴露，先期在潜山顶部沉积的Yabus、Adar组等地层遭受剥蚀。因此，各类油藏的形成受构造演化和生排烃时间的影响，是一个动态的成藏过程。

3.2.1 Adar组沉积后油气原生成藏阶段

Adar组沉积之后，潜山高部位Yabus组垂向及侧向封堵条件较好，同时，烃源岩已处于大规模排烃阶段，凹陷油气通过 Renk组向上排至Galhak、Melut组等富砂地层，进而侧向运移至潜山高部位。因此，在Adar组沉积之后，潜山高部位Yabus组油气充注程度高，在潜山高部位发育大型构造－地层油藏。而基岩在Galhak组沉积时期，受翘倾抬升作用，曾发生局部暴露［21］，易形成风化壳与基岩裂缝，同时其侧向一边与Gayger组相邻，一边对接Adar组，上覆Yabus组，因此，Adar组沉积之后，基岩与西侧Gayger组可整体成藏，基岩形成潜山风化壳(裂缝)油藏，而Gayger组为不整合油藏(图5a)。

3.2.2 Lau组沉积后油藏调整改造

Lau组沉积时期，Ruman潜山大规模暴露，潜山顶部沉积地层 Gayger、Galhak、Yabus、Adar组均遭受不同程度的剥蚀，Lau组顶面形成区域不整合面，导致先期在潜山高部位形成的Yabus组油藏、Gayger组油藏、基岩油藏均遭受破坏，油气向上逸散，经构造破坏及调整改造、水洗、氧化等作用，原生油藏逐渐稠化，形成受不整合面控制的地层不整合稠油油藏。而此时对于Tean断裂带东斜坡Galhak组岩性圈闭，Ruman凹陷中心油气侧向运移至Tean断裂带Galhak组及上覆富砂地层，然后向潜山高部位运移，很难运移至潜山低部位的Galhak组岩性圈闭，而Tean断裂带附近Renk组烃源岩还尚未成熟，因此，在Lau组沉积时期，Galhak组岩性圈闭依靠原地烃源岩成藏概率很低(图5b)。

图5 Ruman凹陷东斜坡油气成藏过程Fig.5 Hydrocarbon accumulation process in the eastern slope of Ruman sag

3.2.3 现今多类型稠油油藏共存

在区域坳陷阶段，Ruman潜山构造稳定，整体位于水下，潜山顶部沉积了盆地广泛发育的Jimidi组河流相与Miadol组厚层泥岩，形成Jimidi－Miadol组储盖组合，而Jimidi组底(Lau顶面)为区域不整合面，东侧为Moleeta凹陷边界断裂，这均为Jimidi组油气成藏提供了良好的油气运移通道。一方面东侧Moleeta凹陷生成的油气可沿大断裂向上运移至Jimidi组;另一方面Jimidi组下伏稠油油藏向上逸散，沿不整合面运移至Jimidi组成藏，但Jimidi组整体埋深为600～700 m，埋深较浅，受水洗作用及生物降解作用影响严重，油藏易稠化，因此，Jimidi油藏成因应为次生型，晚期成藏;同时，埋深浅也导致Jimidi组储层物性好，加之油源充足，形成了构造－岩性油藏，目前勘探也已证实Ruman潜山顶部Jimidi组为构造－岩性稠油油藏。

Galhak组上倾尖灭砂体，其埋深较大，已钻井揭示其储层的泥岩顶板与底板均在10 m以上，封堵条件较好，油气成藏之后不易受到生物、氧化等作用的影响，为低熟油运移成藏形成的原生稠油油藏。而通过烃源岩成熟史研究表明，对Tean断裂带东斜坡上倾尖灭圈闭有贡献的烃源岩在距今10 Ma时进入成熟门限，现今其成熟度低于0.7%，生成的低熟原油经垂向及侧向短距离运移至东斜坡Galhak组上倾尖灭砂体，形成了上倾尖灭岩性油藏，因此，Galhak组稠油成因应为原生型，且为晚期成藏。

在区域坳陷阶段，经Lau时期调整改造的Yabus组、Gayger组、基岩油藏，现今均变为残留型稠油油藏(图5c)。

4 勘探潜力探讨

通过对4类稠油油藏成藏机理分析可知:Yabus组、Gayger组、基岩油藏均为残留稠油油藏，试油产量很低，勘探潜力不大;而对于Jimidi组油藏，早期只是根据构造圈闭来勘探，并未开展针对性的研究工作，导致潜力认识不清。

Jimidi组稠油油藏油源充足，且在坳陷阶段，河流相沉积广泛发育，河道多期垂向叠置、横向展布、面积大，岩性反演及沉积研究表明，已钻探河道砂体西侧被泥岩分隔带所遮挡。因此，Jimidi组油藏是由西侧泥岩分隔带与北侧断裂及构造线(油水界面为680 m)共同控制形成的构造－岩性油藏，并非单一的构造油藏。已钻井揭示Jimidi组单井产量较高，日产油最高为15 t/d左右。表明Jimidi组构造－岩性稠油油藏勘探潜力较大。通过分析油井储层物性认为，孔隙度大于18%的砂岩均为油层，而中国稠油储层孔隙度基本都大于20%［22－24］。因此，对于稠油而言，储层物性是控制稠油成藏的一个关键因素，Jimidi组孔隙度大于18%的砂体展布面积约为21 km2，为稠油有利成藏范围(图6)。

图6 Jimidi组高孔砂体及有利勘探面积展布Fig.6 Distribution of high－porosity sand bodies and favorable exploration areas in Jimidi Formation

对于低熟稠油而言，由于其流动性较差，运移距离较短，中国一般围绕低熟烃源岩周缘开展勘探［25］。根据这一规律，Galhak组上倾尖灭稠油油藏勘探潜力主要取决于对其有贡献的低熟烃源岩范围。因此，以现今 Renk组烃源岩成熟度为0.5%～0.7%圈定低熟范围为75 km2(图7)。统计分析，该区低熟烃源岩生成的稠油最远运移距离为1.25 km，确定Galhak组稠油油藏有利勘探面积为105 km2。

图7 Ruman凹陷Galhak组稠油有利勘探范围Fig.7 Favorable exploration range for heavy oil of Galhak Formation in Ruman sag

5 结论

(1)Ruman凹陷东斜坡发育有4种类型的稠油油藏，分别为基岩裂缝油藏、Gayger－Yabus组地层不整合油藏、Galhak组上倾尖灭岩性油藏、Jimidi组构造－岩性油藏。

(2)Ruman凹陷烃源岩从晚白垩世开始排烃，在Adar组区域盖层沉积时期进入大规模排烃阶段，潜山周缘的Yabus、Gayager组构造圈闭以及基岩裂缝圈闭在Adar组沉积之后均已充注成藏。但Lau组沉积时期的构造运动使潜山顶部地层遭受剥蚀，Yabus组、Gayger组及基岩原生油藏发生破坏，现今为残留稠油油藏;Galhak组上倾尖灭岩性油藏属于晚期成藏原生型稠油油藏;Jimidi组构造－岩性油藏为晚期成藏次生型稠油油藏。

(3)Ruman凹陷东斜坡的Jimidi组及Galhak组稠油油藏具有较大勘探潜力，其中，Jimidi组构造－岩性稠油油藏有利成藏面积为21 km2，Galhak组稠油油藏有利勘探面积为105 km2。