中非裂谷系M uglad盆地下白垩统烃源岩非均质性及其启示

毛凤军，肖 洪，刘计国，程顶胜，王文强，邹 荃，史艳丽，黄彤飞

（1．中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院 非洲所，北京 100083；2．中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249）

引 言

非洲Muglad盆地位于中非走滑剪切断裂带南侧，是一个发育在前寒武系变质基底之上的中—新生代断陷湖盆［1-3］。中国石油自1997年在该区开展大规模油气勘探以来，已发现多个油气田及含油气构造，取得了较大的油气勘探成效和研究进展［4-5］。钻探结果已揭示下白垩统Abu Gabra组岩性为深色泥岩和深灰色砂泥岩互层，属于半深湖—深湖相沉积，是研究区的主要烃源层［3，6-7］。Muglad盆地原油均属于同一族群原油，且均来源于下白垩统Abu Gabra组湖相烃源岩［8-9］。然而，研究区下白垩统Abu Gabra组是一套厚度较大、非均质性较强的湖相沉积地层，将Abu Gabra组视为一个单一的整体进行评价，会高估或低估烃源岩的潜力，对研究区资源量评价、油源分析等方面的认识会产生较大的偏差，对后续勘探领域的评价和勘探决策也会产生不利影响。为了厘定Muglad盆地Abu Gabra组湖相烃源岩垂向非均质性，即不同层段的有机地球化学性质的差异，以及不同层段烃源岩对研究区油气藏的相对贡献，依据前人对Abu Gabra组层序地层格架划分和岩性特征分析等［10-13］，将其划分为4个层段进行有机地球化学评价，开展系统的油源对比分析，探索含油气盆地烃源岩的有效性评价和精细油源贡献判识的新思路。

1 地质背景

Muglad盆地位于中非裂谷系的中部，盆地面积为11．2×104km2，最大沉积厚度可达 15 km，以白垩系为主，新生界地层较薄［1，14］。Muglad盆地为北西—南东走向，东南窄而西北宽，呈楔形，并终止于中非剪切带（图1）。根据基底结构和断裂的展布，可将Muglad盆地划分为6大构造单元，包括Sufyan凹陷、Fula凹陷、Nugara凹陷、Kaikang凹陷、Bamboo凹陷和 Unity凹陷（图 1）［2，6，15］。研究区发育早、晚两期正断层，一组为NW-SE向，另一组为NNWSSE向。其中，NNW-SSE向断裂发育较早，形成于白垩纪，而NW-SE向断裂形成于古近纪。据区域构造应力场转变特征和盆地充填史，Muglad盆地分别在早白垩世、晚白垩世和古近纪经历了3次裂谷旋回（图 2）［3，5，14，16］。早白垩世裂谷期发育了 Abu Gabra组和Bentiu组。其中，Abu Gabra组已被证实为盆地主力生油岩［12］，而Bentiu组已被证实为盆地主力产层，主要发育曲流河、辫状河和冲积扇。晚白垩世裂谷期发育了Darfur群，其中，Aradeiba组泥岩是盆地水面最大范围时期的沉积，形成一套全盆地的区域泥岩盖层［17］，颜色以红色为主，反映干旱气候下的浅水湖相沉积（图2）。古近纪裂谷期发育了Amal、Nayil和 Tendi组［2，13］。研究区主要发育 2个含油气系统，其一是Abu Gabra组湖相泥岩为烃源岩，Bentiu组砂岩为储层，Darfur群泥岩为盖层［3，18］；其二是Abu Gabra组自生自储自盖组合［17］。

图1 M uglad盆地地理位置及构造单元划分［6，9］Fig．1 Geographical location and tectonic unit division of M uglad Basin

图 2 M uglad盆地地层柱状图［6，14］Fig．2 Stratigraphic histogram of M uglad Basin

2 实验与样品

2．1 样品采集

选取Muglad盆地Abu Gabra组深度在2 600～3 700 m的31件岩屑样品，进行基础有机地球化学评价，包括有机碳和岩石热解分析。依据Abu Gabra组泥岩的基础有机地球化学特征，选取H-1井和S-S-1井Abu Gabra组泥岩样品各4件，系统分析生物标志化合物组成，涉及实验包括可溶有机质抽提、族组分分离以及饱和烃色谱-质谱分析。此外，采集了S-SE-1井、S-2井和S-E-1井原油样品共5件，开展族组分分离以及饱和烃色谱-质谱实验，进行研究区油源对比分析。

2．2 有机质抽提与分离

使用约400 mL二氯甲烷对样品粉末（50～100 g）进行索氏抽提48 h获得沥青“A”。称量20～50 mg抽提物或原油放入50 mL具塞三角瓶中，加入20～30mL石油醚溶解，静置12 h沉淀沥青质，采用漏斗过滤沉淀的沥青质，并收集滤液。将滤液经旋转蒸发浓缩至3～5 mL，然后采用硅铝层析柱对浓缩后的滤液进行组分分离，依次用石油醚、二氯甲烷 ＋石油醚（2∶1）、二氯甲烷 ＋甲醇（93∶7），先后收集到饱和烃、芳烃及非烃馏分。

2．3 饱和烃色谱-质谱

采用气相色谱-质谱连用仪器型号为Agilent 6980 GC-5975i MS。色谱柱为HP-5MS弹性石英毛细柱（30m×0．125mm×0．125μm），进样温度为300℃，载气为99．999%He，流速为1 mL／min，升温程序如下：初始温度50℃，恒温1 min后，以20℃／min的速率升温至120℃，再以3℃／min的速率升温至310℃，恒温25 min，EI电离方式，电离能量70 eV。所有实验均在中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室完成。

3 结果与讨论

3．1 烃源岩评价

在油气勘探过程中，中国石油勘探开发研究院非洲所将 Abu Gabra组划分为上、中、下3段，即AG1、AG2和AG3。其中：AG1段沉积于滨浅湖和三角洲前缘环境中，岩性主要为灰白色石英砂岩、中粗粒棕色和灰色泥岩；AG2段沉积于深湖—半深湖环境中，岩性以深灰色泥岩夹灰白色砂岩为主；AG3段沉积于三角洲相环境中，岩性为粗粒灰白色石英砂岩和泥岩。根据岩性组成和沉积环境特征，本次研究将 AG2段进一步细分为 AG12和 AG22，因此，Abu Gabra组自上而下划分为 AG1、AG12、AG22和 AG3这4个层段进行分析和讨论。

3．1．1 有机质丰度

有机质丰度指单位质量岩石中有机质的含量，是油气形成的物质基础，是衡量烃源岩质量优劣的重要依据。本次研究的烃源岩样品岩性主要为暗色泥岩，具有较高的总有机碳（TOC）含量和产油潜力指数（S1＋S2），但 Abu Gabra组泥岩具有强烈的有机质丰度非均质性，AG1、AG12、AG22和 AG3泥岩的总有机碳质量分数分布范围分别为0．29% ～1．46%、1．82%～2．17%、1．83%～4．56%和2．33%～3．81%，平均值分别为1．06%（7件）、1．96%（4件）、3．41%（14件）和 3．29%（6件）（表1）。由 Abu Gabra组泥岩TOC平均值可以看出，AG22和AG3泥岩的总有机碳明显高于AG1和AG12泥岩。从生烃潜力（S1＋S2）来看，AG22和AG3泥岩的生烃潜力较高，均大于8．0 mg／g，而 AG1泥岩生烃潜力较低，生烃潜力范围为 0．31～5．90 mg／g，AG12泥岩生烃潜力居中，范围为 4．76～10．50 mg／g（表 1）。部分AG1泥岩的有机质丰度甚至低于有效烃源岩的范畴，属于非烃源岩。由总有机碳（TOC）质量分数与产油潜力指数（S1＋S2）的交汇图（图 3）可看出［19-21］，整体上，AG22和 AG3泥岩有机质丰度高，生烃潜力强，属于好—极好的烃源岩，AG1泥岩有机质丰度较低，属于差—中等烃源岩，AG12泥岩有机质丰度中等，属于中等—较好的烃源岩。由此可知，虽然Abu Gabra组烃源岩作为一套连续沉积的厚层泥岩，但其有机质丰度存在显著的垂向非均质性。

图3 M uglad盆地Abu Gabra组泥岩有机质丰度评价Fig．3 Evaluation of organicmatter abundance ofmudstone in Abu Gabra Formation of Muglad Basin

表1 Abu Gabra组泥岩样品的有机碳和岩石热解分析数据Tab．1 Organic carbon and rock pyrolysis analysis data ofmudstone sam p les from Abu Gabra Formation

3．1．2 有机质类型

有机质类型决定烃源岩是以生油为主，还是以生气为主，厘清一套烃源岩的有机质类型，可明确其生烃性质和区域勘探方向。由岩石热解分析数据可知，研究区Abu Gabra组泥岩有机质类型差异非常大，从Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2到Ⅲ型均有分布（图 4）［20-22］。从图4不难看出：AG1泥岩IH值低，IH平均值小于200 mg／g（表 1），表明有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主；AG12泥岩有机质类型相对较好，主要为Ⅱ1—Ⅱ2型；AG22和AG3泥岩IH具有明显的高值，绝大多数高于600 mg／g，表现出极好的有机质类型，主要为Ⅰ—Ⅱ1型。

图4 M uglad盆地Abu Gabra组泥岩有机质类型评价Fig．4 Evaluation of organic matter types ofmudstones in Abu Gabra Formation of M uglad Basin

3．1．3 有机质成熟度

由于岩石热解实验分析简单且易操作，最高热解峰温（Tmax）成为有机质热演化成熟度的重要指标。根据国标（SY／T 5735-2019），Tmax值小于435℃属于未成熟阶段，435～440℃属于低成熟阶段，而440～455℃属于成熟阶段，大于455℃为高—过成熟阶段。如图5所示，本次分析的Abu Gabra组泥岩样品Tmax分布范围广，非均质性较强，随着埋藏深度的增大，有机质热演化成熟度逐渐增大。AG1、AG12、AG22和AG3泥岩的热解峰温Tmax值分别为430～440℃、440～441℃、439～448℃和446～450℃（表1）。由此可知：埋藏较浅的AG1泥岩Tmax较低，部分样品甚至小于435℃，处于低熟阶段；AG12泥岩Tmax略低，属于低熟至成熟演化阶段，实测样品数据结果显示Muglad盆地局部地区的Abu Gabra组上部烃源岩（AG1和AG12）成熟度较低；AG22和AG3泥岩在全盆地基本处于有机质主力生油阶段。

综上所述，Muglad盆地Abu Gabra组内部存在显著的有机地球化学非均质性，包括有机质丰度、类型和成熟度。从AG1、AG12、AG22至AG3自上而下烃源岩有机质丰度逐渐增大（图3），干酪根类型从腐殖型逐渐转变为腐泥型（图4），有机质热演化成熟度逐渐增大，由未熟—低熟转变为成熟阶段（图5）。

图5 Muglad盆地Abu Gabra组泥岩有机质成熟度评价Fig．5 Evaluation of organic matter maturity ofmudstones in Abu Gabra Formation of Muglad Basin

3．2 烃源岩生标组成特征

3．2．1 正构烷烃系列

以H-1井为例，系统分析Muglad盆地 Abu Gabra组泥岩有机质中生物标志化合物的组成特征。由图6可看出，从浅至深，Abu Gabra组泥岩样品的饱和烃中正构烷烃分布具有明显的差异。其中，AG1泥岩表现为明显的双峰态后峰型，主峰碳为n C25—n C27，可能具有陆源高等植物有机质输入［23-24］。此外，正构烷烃分布具有显著的高碳数奇碳优势，表明烃源岩有机质成熟度较低［25-26］，与热解参数Tmax值表现结果一致（图5和表1）。AG12泥岩与AG1泥岩类似，也表现为高碳数优势和明显的奇偶优势。AG22和AG3泥岩有机质中正构烷烃分布不同于AG1泥岩和AG12泥岩，其奇偶优势逐渐减弱至消失，表现为弱的后峰型或平峰型，指示陆源高等植物有机质输入减少，以低等水生生物为主，且有机质热演化成熟度较高［23］。从 AG1、AG12、AG22至AG3泥岩，有机质组成中低等水生生物贡献逐渐增大，热演化成熟度逐渐增加。样品中Pr／Ph变化不大，处于1．0～2．0，平均1．48（表2），指示样品沉积于弱氧化-弱还原沉积水体环境［27］。

图6 M uglad盆地H-1井Abu Gabra组代表性烃源岩正构烷烃分布特征Fig．6 Normal alkanes distribution of representative source rocks in Abu Gabra Formation of well H-1 in M uglad Basin

表2 Abu Gabra组烃源岩有机质中生物标志化合物参数Tab．2 Geochem ical parameters of biomarkers in organic matter of source rocks of Abu Gabra Formation

3．2．2 五环三萜系列

藿烷类化合物主要来源于原核生物或细菌中的细菌藿烷四醇，其分布和组成特征可表征烃源岩的沉积环境、有机质来源和成熟度［23，28-29］。Abu Gabra组AG1、AG12、AG22和AG3泥岩样品中都检测到较丰富的藿烷系列，包括C29—C35αβ藿烷系列，以C30αβ藿烷系列为主峰，C29αβ藿烷次之，从C31到C35αβ藿烷丰度逐渐降低（图7）。

图7 M uglad盆地H-1井Abu Gabra组代表性烃源岩中五环三萜烷类分布特征Fig．7 Pentacyclic triterpanes distribution of representative source rocks in Abu Gabra Formation of well H-1 in M uglad Basin

除了C29—C35αβ藿烷系列以及常见的18α（H）-新藿烷系列外（Ts和C29Ts），还检测到其他重排藿烷系列化合物，包括17α（H）-重排藿烷系列（D）和早洗脱重排藿烷系列（E）。由图7中m／z 191质量色谱图可以看出，早洗脱重排藿烷系列的出峰时间和位置比规则藿烷提前两个碳位置，例如C30早洗脱重排藿烷（C30E）出峰在 C2718α（H）-新藿烷（Ts）与 C2717α（H）-规则藿烷（Tm）之间，因此，被称为早洗脱重排藿烷（early-eluting rearranged hopanes）［15，30-31］。17α（H）-重排藿烷（D）的出峰时间也往往略早于同碳数的规则藿烷，例如C3017α（H）-重排藿烷（C30D）的出峰位置早于 C3017α（H）-规则藿烷（C30H）［32］。在本次研究的样品中，从 AG1、AG21、AG22至AG3泥岩中17α（H）-重排藿烷（C29-30D）和早洗脱重排藿烷（C30E）表现出显著的差异性分布，相对丰度变化从无／极低、较低、中等至高（图7）。以 H-1井和 S-S-1井为例，AG1、AG21、AG22至 AG3泥岩中 C3017α（H）-重排藿烷／C3017α（H）-规则藿烷（C30D／C30H）的平均值分别为0．05和、0．08、0．22和0．35，而 C30早洗脱重排藿烷／C3017α（H）-规则藿烷（C30E／C30H）的平均值分别为 0．06、0．13、0．22和 0．35（表 2）。Xiao等［33］依据藿烷在沉积有机质和原油中的分布特征以及形成机制，指出重排藿烷可能并非源自无处不在的细菌，而可能源自某些局限环境下的部分细菌种属。因此，研究区 Abu Gabra组AG1、AG12、AG22和AG3泥岩中重排藿烷的差异性分布可能指示了有机质生源的差异。

在本次所分析的样品中，除了重排藿烷类外，伽马蜡烷（G）的相对丰度也存在显著差异。伽马蜡烷（G）的相对丰度常作为水体分层条件的有效指标［34-35］，由图 7可以看出，AG1和 AG12泥岩中伽马蜡烷的相对丰度低，Ga／C30H平均值均为0．06，而AG22和AG3泥岩伽马蜡烷的相对丰度高，Ga／C30H平均值分别为0．26和0．27（表2）。由此可知，Abu Gabra组上部AG1和AG12段沉积期水体盐度可能较低，无明显分层，而AG22和AG3段沉积期水体盐度可能略高，具有水体分层现象。

3．2．3 甾烷系列

规则甾烷系列化合物常用于指示沉积有机质的来源，C27甾烷占优势指示有机质输入以浮游植物藻类为主，C29甾烷占优势则指示有机质输入以陆源有机质的输入为主［23］，也有少数藻类的贡献［36-37］。在本次所分析的Abu Gabra组样品中，AG1、AG12、AG22和AG3泥岩甾烷的分布存在明显的差异（图8）。在AG1泥岩样品中，C27、C28、C29规则甾烷相对百分含量平均值分别为 28．9%、25．1%和 46．0%（表2），具有C29甾烷优势，指示有机质输入以高等植物为主，与正构烷烃分布特征一致。AG12、AG22和AG3泥岩有机质中规则甾烷总体呈不对称“V”字型分布，具有C27甾烷的丰度优势，C27甾烷相对百分含量的平均值分别为 38．0%，41．2%，38．7%（表 2），指示了低等水生生物的贡献增大。

在我国东部断陷湖盆，始新统湖相烃源岩和原油中广泛分布4-甲基甾烷系列化合物［38-41］，被认为主要是源于沟鞭藻的贡献［42］。从图6可以看出，AG22至AG3泥岩样品中检测到较高丰度的4-甲基甾烷，而AG1和AG12泥岩4-甲基甾烷的相对丰度较低，表明AG22至AG3泥岩沉积期藻类等低等水生生物的贡献更大。此外，C27重排甾烷的相对丰度也存在差异，在 AG1、AG12、AG22和 AG3泥岩中 C27重排甾烷／C27规则甾烷（C27D／C27St）平均值分别为0．27、0．48、0．68和0．80（表 2）。

根据生物标志化合物组成分析可知，Muglad盆地Abu Gabra组在有机质生源组成、沉积水体环境等方面也存在显著的差异。自上而下，从 AG1、AG12、AG22至AG3烃源岩陆源高等植物的贡献逐渐减少，由高等植物主导转变为低等水生生物为主；沉积水体盐度逐渐增大，由淡水湖相转变为微咸水或咸水沉积环境。

3．3 油-源对比分析

基于以上分析可知，Muglad盆地Abu Gabra组AG1、AG12、AG22和 AG3烃源岩，无论是有机质丰度、类型和成熟度，还是有机质中生物标志物组成等方面，均存在明显差异。

在基础有机地球化学性质方面，AG1和AG12烃源岩的有机质丰度和生烃潜力较低，有机质类型差，以Ⅱ2—Ⅲ型为主，有机质成熟度普遍低于AG22和AG3烃源岩，不利于大量生烃（图3—图5）。AG22和AG3烃源岩，有机质丰度和生烃潜力高、有机质类型好，以Ⅰ—Ⅱ1型为主，有机质成熟度适中，处于主要生油窗阶段（图3—图5）。

在生物标志化合物组成方面，AG1和AG12烃源岩中正构烷烃为双峰态后峰型分布，n C25-n C29具有明显的奇偶优势（图6）。甾萜类标志物中表现为低丰度的伽马蜡烷、重排藿烷、重排甾烷以及4-甲基甾烷，并且AG1烃源岩不具有C27甾烷优势（图7、图8）。值得注意的是，AG22、AG3烃源岩中生物标志物组成特征与AG1、AG12烃源岩明显不同，主要表现为正构烷烃为平峰型分布，无明显的高碳数奇偶优势；中等—高丰度的重排藿烷、伽马蜡烷、重排甾烷和4-甲基甾烷，以及C27-C29规则甾烷中的C27甾烷占优势等特征（图6—图8）。

图8 M uglad盆地H-1井Abu Gabra组代表性烃源岩中甾烷分布特征Fig．8 Steranes distribution of representative source rocks in Abu Gabra Formation of well H-1 in M uglad Basin

前人研究和本次研究均表明，Muglad盆地原油均属于同一族群原油。分析可知，研究区原油中正构烷烃呈平峰型分布，无高碳数奇偶优势（图9（a）），重排藿烷丰度高，伽马蜡烷丰度中等（图9（b）），重排甾烷和4-甲基甾烷丰度高（图 9（c））。从研究区Abu Gabra组 AG1、AG12、AG22和 AG3烃源岩中生物标志化合物及相关参数对比可知（表2和表3），原油与AG22和AG3烃源岩具有很强的可比性和一致性（图9和图10）。AG22和AG3烃源岩是Muglad盆地已发现油气聚集的主力供烃层段，而AG1和AG12烃源岩贡献小。

表3 原油中生物标志化合物参数Tab．3 Biomarker parameters of crude oils

图9 M uglad盆地S-SE-1井代表性原油的生物标志化合物组成Fig．9 Biomarker composition of representative crude oil from well S-SE-1 in M uglad Basin

图10 Muglad盆地油源对比Fig．10 Oil-source correlation analysis charts of M uglad Basin

3．4 烃源岩评价及油源分析对勘探的启示

中非裂谷系Muglad盆地发育Fula、Unity、Sufyan等一系列富油气凹陷，自20世纪90年代以来，中石油在该盆地勘探获规模油气发现并投入商业开发，但已发现的油气藏主要是构造油气藏。随着勘探程度提高，剩余构造圈闭具有“少、小、碎、深”的特点，勘探难度越来越大，急需开拓新的勘探领域。而下白垩统Abu Gabra组作为盆地主力烃源岩层，厚度大，具有泥包砂的特点，根据国内渤海湾盆地的勘探经验，下白垩统Abu Gabra组是寻找岩性油气藏的主要领域，但以哪个层段为主这一课题的研究一直没有定论。

通过本次研究，可以初步认为Muglad盆地Abu Gabra组烃源岩从上到下不同层段的烃源岩具有明显的差异，AG22和AG3段烃源岩有机质丰度高，有机质类型好，是盆地的主要烃源岩，也是寻找岩性油气藏目的层段。因此，以AG22和AG3段为主要层段开展层序地层学和沉积相研究，预测砂体发育的有利区带，是今后寻找岩性油气藏的重要领域。

4 结 论

（1）Muglad盆地Abu Gabra组烃源岩存在明显的非均质性，AG1和AG12烃源岩有机质丰度较低，有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，成熟度相对较低，生烃潜力差，不利于大量生油气。而AG22和AG3烃源岩有机质丰度高，有机质类型好，以Ⅰ—Ⅱ1型为主，有机质成熟度适中，处于主要生油窗阶段，生烃潜力大。

（2）原油与AG22、AG3烃源岩具有很强可比性，表现为正构烷烃呈平峰型分布，无高碳数奇偶优势，重排藿烷丰度高，伽马蜡烷丰度中等，重排甾烷和4-甲基甾烷丰度高。

（3）Muglad盆地已发现油藏主要源自 Abu Gabra组AG22和AG3层段烃源岩的贡献，是研究区主力供烃层段，而 AG1泥岩和 AG12烃源岩的贡献小。

（4）Abu Gabra组AG22和AG3层段既是盆地的主要烃源层，也是今后寻找岩性油气藏的重要领域。