蘇丹紅海中部地區(qū)沉積特征及成藏地質條件分析

蘇傳國，姜振學 （中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室 中國石油大學 （北京）地球科學學院，北京102249）

蘇丹紅海中部地區(qū)沉積特征及成藏地質條件分析

蘇傳國，姜振學 （中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室 中國石油大學 （北京）地球科學學院，北京102249）

評價區(qū)位于紅海裂谷盆地中部，具有海水深、鹽層厚度大等復雜地質條件，導致油氣勘探及認識程度較低。區(qū)域地質、鉆井及地震等資料綜合分析表明，該區(qū)前裂谷期沉積地層相對不發(fā)育，沉積物主要為中、上新統(tǒng)同裂谷期和后裂谷期沉積的碎屑巖、蒸發(fā)巖和碳酸鹽巖，縱向上形成鹽上及鹽下兩套含油氣系統(tǒng)。鹽上含油氣系統(tǒng)分布于Zeit組三角洲沉積體系中，有利勘探區(qū)受鹽丘形態(tài)控制，范圍較為局限。鹽下含油氣系統(tǒng)以中新統(tǒng)Rudeis組頁巖為生油巖，儲層主要為Belayim組砂巖或碳酸鹽巖，蓋層為Dungnab組厚層鹽巖和石膏，儲、蓋配置條件有利，是該區(qū)最有利的勘探目的層系。不過由于資料少，地震成像質量較差，鹽下源巖的分布范圍及生烴規(guī)模、有利灰?guī)r儲層分布范圍、以及鹽下圈閉的真實構造形態(tài)等都需要進一步落實。

蘇丹；紅海；深海；沉積地層；成藏條件

紅海盆地是新生代在阿拉伯－非洲古陸之上發(fā)育的年輕裂谷盆地［1］，不同地區(qū)沉積及成藏特征差異較大。評價區(qū)位于蘇丹紅海地區(qū)中部，面積2.76×104km2，包括海域及少量陸上地區(qū)，其中500m以上的深水區(qū)面積占60% （圖1）。目前區(qū)塊內僅鉆探井3口 （1962年鉆探于西側陸上），海域地區(qū)只有6246km的區(qū)域地震測線 （2008年采集，測網(wǎng)密度4km×6km），勘探及認識程度較低，主攻方向不明，嚴重制約了油氣勘探進程。為此，筆者在對蘇丹紅海地區(qū)區(qū)域地質、地質露頭、鉆井及地震等資料綜合分析的基礎上，對該區(qū)地層沉積特征及油氣成藏地質條件進行了初步探討。

1 地層沉積特征

1.1 區(qū)域地質背景

古生代至漸新世時期，阿拉伯半島為非洲古克拉通的一部分，在克拉通發(fā)育階段，紅海盆地的南、北兩端分別接受了來自古印度洋和古特提斯洋兩個方向的海侵，沉積了古、中生代的前裂谷期地層。由于海侵范圍有限，在現(xiàn)今蘇丹紅海水域分布的紅海中部地區(qū)，前裂谷期地層相對不發(fā)育［2］。

漸新世晚期 （25Ma），阿拉伯與非洲板塊分離，紅海陸內裂谷在紅海南部開始形成［3］；之后逐漸擴張并向北延伸；22Ma時，紅海裂谷開始了快速擴張期，接受了中新統(tǒng)為主的厚層碎屑巖、蒸發(fā)巖和碳酸鹽巖，構成了紅海盆地的沉積主體。

5Ma前，紅海裂谷中南部開始海底擴張，盆地進入后裂谷期 （或漂移期）沉積演化階段，沉積了上新統(tǒng)－更新統(tǒng)碎屑巖和碳酸鹽巖。目前紅海的北部地區(qū)仍然處于大陸裂谷階段，紅海中部 （蘇丹紅海所在地區(qū)）和南部的軸部地區(qū)已有洋殼出現(xiàn)，進入陸間裂谷發(fā)育期［4］。

1.2 主要沉積地層

前裂谷期沉積 （始新世之前）：僅在Maghersum－1井鉆遇Mukawar組，巖性主要為深灰色粉砂質頁巖及紅色和灰色細－中粒砂巖，夾少量泥灰?guī)r和灰?guī)r，厚度235m。

同裂谷期 （始新世－中新世）：自下而上可劃分為Hamamit組、Maghersum群（包含Rudeis組和Kareem組）、Belayim 組、Dungnab組和Zeit組5套層系 （圖2）。

Hamamit組沉積于紅海裂谷裂開初期時的沖積扇、河流及濱、淺湖環(huán)境，巖性主要為棕紅色粗砂巖、礫巖，夾暗紅色泥巖。Hamamit露頭區(qū)下部發(fā)育兩套薄層玄武巖，反映該組沉積時期仍然存在強烈的火山活動［5］。

Magershum群包含Rudeis組和Kareem組。中新世早期，紅海裂谷主要處于深水環(huán)境，沉積了Rudeis組深海－半深海相泥、頁巖，局部夾少量薄層砂巖、灰?guī)r，為紅海盆地重要的烴源巖層系；其后，海水開始變淺，沉積了Kareem組厚層鈣質泥巖、粉砂巖，夾泥灰?guī)r及薄層石膏。區(qū)塊內3口探井均有鉆遇，揭示地層主要為Kareem組，厚度200～500m。

Belayim組沉積期海水進一步變淺，沉積了臺地相碳酸鹽巖或三角洲相砂巖。露頭區(qū)以碳酸鹽巖為主；區(qū)塊內Abu Shagara－1井和maghersun－1井揭示的巖性主要為淺灰色細砂巖，夾薄層頁巖、石膏，厚度分別為282m和71m。

Dungnab組沉積時期紅海北部及東南部與地中海及古印度洋的連接通道受到限制，紅海裂谷處于相對局限的封閉環(huán)境，沉積了厚層蒸發(fā)巖系［6］，為紅海盆地重要的區(qū)域性蓋層和地層對比標志層。巖性主要為巨厚鹽巖，夾石膏、薄層泥巖及粉砂巖，鉆井揭示厚度119～697m，其中鹽層厚度114～690m，單個鹽層最大厚度149m （Dungnab－1井）。

Zeit組沉積時期海水開始加深，沉積了淺海三角洲或扇三角洲相砂、泥巖互層沉積地層，局部夾薄層石膏、灰?guī)r，為鹽上重要的生、儲、蓋層系。區(qū)塊內僅Abu Shagara－1井和maghersun－1井兩口井鉆遇，厚度分別為55m和431m。

后裂谷期 （上新世－更新世）：主要沉積了上新統(tǒng)－更新統(tǒng)Abu Shagara群，下部 Wardan組以粗砂巖、礫巖為主，夾少量泥巖、灰?guī)r和白云巖；上部Shagara組巖性主要為生物灰?guī)r或砂巖。區(qū)塊內3口探井均鉆遇，厚度324～412m。

圖1 評價區(qū)位置及井位分布圖

1.3 地層分布特點

根據(jù)鉆井及地震資料情況，將區(qū)塊內發(fā)育的地層劃分為Abu－Shagara 群、 Zeit 組、Dungnab組鹽層和鹽下 （因地震資料較差，鹽下地層難以細分，故作為一整體進行討論）4套層系，不同地層平面分布特征差異較大。

Abu－Shagara群在海岸附近厚度較大，一般為500～1000m，分析可能與沿岸廣泛分布的生物礁有關；深海區(qū)地層厚度一般為100～150m，平面分布穩(wěn)定。

Zeit組總體具有西厚東薄的分布特點，西側地層發(fā)育區(qū)在平面上又大致形成南、北兩個凹陷區(qū)，其中北部凹陷又被南北向發(fā)育的鹽丘分割成一個個更小的沉積中心；凹陷區(qū)內Zeit組地層厚度一般為1000～2500m，最大厚度在3500m以上。

Dungnab組分布廣泛，厚度一般500～2000m，東部鹽丘發(fā)育區(qū)，厚度多在4000m以上。另外，鹽層厚度與上覆地層 （尤其是Zeit組地層）具有明顯的鏡像對應關系，鹽層厚度大的地區(qū)，Zeit組厚度較??；反之，鹽層不發(fā)育的地區(qū)，Zeit組沉積厚度較大，說明鹽丘形態(tài)對上覆地層的分布具有一定的控制作用。

鹽下地層厚度一般為2000～3000m，主要集中于南、北兩個凹陷區(qū)，北部凹陷最大厚度達到4500m，南部最大厚度3000m。

圖2 蘇丹紅海地區(qū)地層柱狀圖

2 油氣成藏地質條件

2.1 源巖分布及生烴特征

1）評價區(qū)主要發(fā)育鹽下Rudeis組和鹽上Zeit組兩套有利烴源巖 Rudeis組烴源巖為裂谷早期深水環(huán)境下沉積的海相泥、頁巖，在紅海南部及北部均有分布，具有較好的生烴能力［7］。

蘇丹紅海地區(qū)目前僅南部Durwara－1井和北部Halaib－1井兩口井鉆遇，源巖厚度分別為75m和160m，有機碳含量 （TOC）1%～2%。評價區(qū)雖未鉆遇該源巖，但從沉積相分析來看，推測其在南、北凹陷區(qū)內應有所分布。

Zeit組烴源巖主要為該組下部分布的三角洲相灰色、深灰色泥巖。蘇丹紅海南部地區(qū)源巖厚度一般200～300m，最厚達到500m；TOC為1.0%～5%。評價區(qū)內僅Maghersum－1井鉆遇，淺灰色、灰色泥巖累計厚度33.5m，TOC一般0.4%～1.0%；局部藻類富集層段TOC達到1.99%。分析認為海上Zeit組沉積凹陷區(qū)內可能具有更好的源巖條件。

2）有機質類型及高地溫梯度決定該區(qū)資源類型以氣為主 紅海盆地地溫梯度及熱流值較高。評價區(qū)內鉆探的3口井現(xiàn)今地溫梯度3.67～4.32°C/100m，東部靠近洋中脊地區(qū)地溫梯度已在7°C/100m以上［8］。

Rudeis組源巖干酪根類型主要為Ⅱ型。由于地層后期抬升、剝蝕嚴重，導致區(qū)塊內探井實測鏡質體反射率 （Ro）值變化較大，分布在0.5%～1.6%，孢粉色變指數(shù) （SCI）一般7.0～9.5，處于成熟－高成熟階段；海域地區(qū)該源巖埋藏多在4000m以下，分析已處于過成熟階段，以生氣為主。

Zeit組源巖干酪根類型主要為Ⅲ型。陸上由于埋藏淺，探井實測Ro均小于0.5%，處于未成熟階段；海域沉積凹陷區(qū)源巖埋藏較深，推測已達到成熟－高成熟階段，能夠形成一定的生烴能力。

目前蘇丹紅海地區(qū)獲得的油氣發(fā)現(xiàn)及顯示均以氣為主，可能與該區(qū)鹽下源巖熱演化程度高、鹽上有機質類型差，均以生氣為主有關。

2.2 儲集層特征

目前蘇丹紅海地區(qū)所鉆的探井雖然在Belayim組、Kareem組、Hamamit組等層系中見到油氣顯示，并在Zeit組獲得了少量天然氣和凝析油發(fā)現(xiàn)，但最有利的儲集層系主要為鹽下Belayim組和鹽上Zeit組。

1）鹽下儲層主要為Belayim組灰?guī)r或砂巖 Belayim組灰?guī)r儲集性能較好，已在紅海北部及厄立特里亞境內獲得油氣發(fā)現(xiàn)，并且是蘇伊士灣盆地重要的含油層系［9］?；?guī)r儲層在評價區(qū)西岸Khor Eit、Tobanam及Saghum等地表廣泛出露，頂部礁灰?guī)r厚度一般為30～40m，橫向分布穩(wěn)定，且淋濾孔洞發(fā)育，具有較好的儲集性能；鉆井僅在蘇丹紅海南部鉆探的Digna－1井揭示，巖性主要為白云巖，厚度400m，最大孔隙度達到23.2%。砂巖儲層主要為Belayim組中－細粒砂巖，區(qū)塊內探井揭示有效砂層厚度45～112m，測井解釋最大孔隙度16.6%；海域地區(qū)由于更遠離物源區(qū)，埋深更大，推測儲層物性會相應變差。

2）鹽上儲集層主要為Zeit組中、下部薄層砂巖 蘇丹紅海南部Suakin－1井和Bashayer－1井獲得的油氣發(fā)現(xiàn)均分布于Zeit組下部砂巖中，儲層孔隙度15%～25%，滲透率 （5～20）×10－3μm2，具有較好的儲集能力。評價區(qū)內Maghersum－1井揭示Zeit組砂巖累計厚度224m，但單層厚度較薄，一般3～7m，橫向連續(xù)性較差。

2.3 蓋層特征

Dungnab組蒸發(fā)巖是區(qū)塊內最重要的區(qū)域性蓋層，平面分布廣泛、厚度大，具有極好的封蓋能力。局部蓋層主要為鹽下Rudeis組深海相泥、頁巖及Zeit組層間分布的泥巖、薄層石膏，對Hamamit組及Zeit組砂巖儲層分別具有一定的封蓋作用。

2.4 主要圈閉類型

受紅海裂開及鹽構造活動的影響，區(qū)塊主要發(fā)育鹽上及鹽下兩套不同的構造層系。

鹽上構造主要與沉積物重力滑動及鹽底辟活動有關，圈閉類型主要為滾動背斜、鹽丘上拱形成的穹隆狀背斜或披覆構造、以及鹽層側向封堵形成的地層圈閉等；構造一般形成較晚，并隨上覆沉積物的增加圈閉幅度持續(xù)增大［10］。

鹽下構造主要與紅海裂谷盆地的拉張、裂開有關，發(fā)育地壘和掀斜斷塊等圈閉類型；形成較早，早中新世已經(jīng)形成、定型。

2.5 含油氣系統(tǒng)特征

區(qū)域地質及海上地震解釋結果表明，評價區(qū)后期構造活動較弱，裂谷期形成的斷裂均未斷穿上覆鹽層，鹽下Rudeis組源巖生成的油氣難以穿越巨厚鹽層運移至鹽上地層中聚集成藏，因此評價區(qū)在縱向上可能發(fā)育鹽上及鹽下兩套潛在的含油氣系統(tǒng)，具有不同的油氣成藏組合類型及成藏特點 （圖3）。

圖3 評價區(qū)油氣成藏模式示意圖

鹽上含油氣系統(tǒng)主要分布于Zeit組，烴源巖為Zeit組下部的暗色泥巖，上新世末期開始進入成熟門限；儲層為Zeit組中下部砂巖，蓋層為Zeit組層間分布的泥巖和石膏，屬于自生自儲型成藏組合類型。有利的生烴區(qū)主要位于西側小的Zeit組沉積凹陷內，生成的油氣沿斷裂或側向疏導層運移至滾動背斜和鹽底辟運動有關的構造或地層圈閉中聚集、成藏，成藏時期主要上新世末期－更新世。

鹽下含油氣系統(tǒng)以Rudeis組頁巖為生油巖，儲層主要為Belayim組砂巖或碳酸鹽巖，蓋層為Dungnab組厚層鹽巖和石膏，屬于下生上儲型成藏組合類型。源巖生烴較早，在中新世末期即進入成熟門限，開始大量生排烴，生成的油氣沿斷裂運移至紅海裂谷期形成的掀斜斷塊、地壘等圈閉中形成聚集，成藏時期主要為中新世末期。

2.6 影響油氣大規(guī)模成藏的主要地質因素

深?？碧阶鳂I(yè)風險大、鉆探成本高，只有獲得大規(guī)模的油氣發(fā)現(xiàn)才能滿足巨額投資的需要［11］。評價區(qū)鹽上含油氣系統(tǒng)雖然具有一定的油氣成藏條件，但因Zeit組沉積凹陷面積小、區(qū)域性蓋層缺乏，因而油氣成藏條件相對不佳。而鹽下含油氣系統(tǒng)儲蓋配置條件較好，應是該區(qū)獲得商業(yè)性油氣發(fā)現(xiàn)的主要領域。不過由于勘探程度低、資料有限；加之地震成像質量較差，導致基底地質結構不清，油氣成藏條件仍然存在以下不確定性：

1）目前區(qū)塊地質露頭及鉆井均未揭示大段的Rudeis組烴源巖，該源巖在評價區(qū)內的分布范圍、生烴能力及規(guī)模如何，目前尚不得而知。

2）露頭區(qū)及鉆井揭示的Belayim組巖性差異較大，有利的灰?guī)r儲層分布范圍難以準確預測。

3）目前識別的鹽下圈閉多位于厚層鹽丘之下，地震解釋可信程度較低；加之厚層鹽丘發(fā)育，鹽層與圍巖的速度差異往往會造成鹽下反射層 “上拉”形成假構造［12］，因此鹽下圈閉的真實構造形態(tài)還有待進一步落實。

3 結 論

1）紅海盆地是新生代在非洲－阿拉伯板塊拉張過程中形成的裂谷盆地，基底主要為前寒武系火山巖和變質巖。評價區(qū)位于紅海裂谷盆地中部，前裂谷期 （始新世之前）沉積地層相對不發(fā)育，沉積物主要為中、上新統(tǒng)同裂谷期和后裂谷期沉積的海陸交互相碎屑巖、蒸發(fā)巖和淺海相碳酸鹽巖。

2）縱向上，區(qū)塊主要發(fā)育鹽上及鹽下兩套潛在的含油氣系統(tǒng)。鹽上含油氣系統(tǒng)分布于Zeit組三角洲沉積體系中，烴源巖為Zeit組下部的暗色泥巖，儲層為Zeit組中、下部砂巖，蓋層為Zeit組層間分布的泥巖和石膏，屬于自生自儲型成藏組合類型；圈閉類型主要與鹽底辟活動有關，一般形成較晚，在中新世末期開始形成，后期隨鹽底辟活動的增強構造幅度逐漸增大。鹽下含油氣系統(tǒng)以中新統(tǒng)Rudeis組頁巖為生油巖，儲層主要為Belayim組砂巖或碳酸鹽巖，蓋層為Dungnab組厚層鹽巖和石膏，屬于下生上儲型成藏組合類型；圈閉的形成主要與紅海裂谷盆地的拉張、裂開有關，形成較早，中新世早期已經(jīng)形成、定型。

3）鹽上Zeit組沉積主要受鹽丘形態(tài)控制，范圍較為局限，加之缺乏有利的區(qū)域性蓋層，因而不利于大規(guī)模油氣田的形成與富集；而鹽下油氣成藏條件更為優(yōu)越，應是該區(qū)油氣勘探的主要目的層系，但Rudeis組源巖的分布范圍及生烴規(guī)模、Belayim組有利灰?guī)r儲層的分布范圍、以及鹽下圈閉的真實構造形態(tài)等都需要進一步落實。

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Analysis of Sedimentary Feature and Petroleum Geological Conditions in the Middle Block of Sudanese Red Sea

SU Chuan－guo，JIANG Zhen－xue（Authors'Address：State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum；College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

The studied Area was located in the middle of Red Sea rift basin and it had complex geologic conditions of deep water and thick salt distribution，by which low level of oil exploration and low understanding were induced.Based on the study of regional geologic，seismic and well drilling data，the research results indicate that the pre－rift sedimentary formation is not developed，the sediments are Miocene－Pliocene clastic carbonate and evaporate rocks which deposited in the Pre－Cambrian igneous and metamorphic rocks basement during Red Sea rifting and drafting periods and formed two sets of petroleum systems vertically.Above the salt，the petroleum system was developed in delta sedimentary system of Zeit Formation.The extent of Zeit Formation was mainly controlled by salt dome distribution and favorable exploration area was limited.Sub－salt petroleum system has more favorable oil－gas generation and accumulation conditions.The reservoir was mainly of sandstone and carbonate from Rudeis Formation.The cap－rock is thick salt and gypsum in Dungnab Formation，where favorable reservoir－sealing assemblage is formed，it is the most favorable target zone of the area.Because of lack of exploration data and poor seismic image quality，sub－salt source rock distribution scale and hydrocarbon generation extent，favorable grey rock reservoir distribution scale as well as the actual structural shape of the sub－salt traps in Belayim Formation，carbonate reservoir distribution extent and the real structural geometry of sub－salt traps are needed to be identified for further evaluation.

Sudan；Red Sea Basin；deep water exploration；sedimentary formation；petroleum geology

TE121.34

A

1000－9752 （2012）02－0007－06

2011－10－20

國家自然科學基金項目 （40972088）。

蘇傳國 （1970－），男，1992年大學畢業(yè)，博士，高級工程師，現(xiàn)從事石油地質綜合研究工作。

［編輯］ 宋換新