西非塞內加爾盆地深水區(qū)油氣地球化學特征與油氣成藏

孫濤，王建新，孫玉梅

中海油研究總院，北京 100028

西非塞內加爾盆地深水區(qū)油氣地球化學特征與油氣成藏

孫濤，王建新，孫玉梅

中海油研究總院，北京 100028

塞內加爾盆地是西非面積最大、勘探程度最低的含鹽被動大陸邊緣型盆地。2010年之前僅有少量非商業(yè)性的油氣和重質油發(fā)現，近幾年在深水區(qū)獲得油氣勘探的重大突破。對深水區(qū)油氣進行詳細地球化學分析及油源對比，結果表明：深水區(qū)發(fā)育下白堊統阿普特—阿爾布階和上白堊統賽諾曼—土倫階兩套烴源巖，下白堊統阿普特—阿爾布階烴源巖的碳同位素組成偏輕，含硫量低，處于成熟—高成熟演化階段，局部達到過成熟演化階段；上白堊統賽諾曼—土倫階烴源巖碳同位素組成偏重，含硫量中等，處于低成熟度—成熟演化階段。油源對比的結果顯示深水區(qū)F-1井阿爾布階儲層原油來自阿普特—阿爾布階烴源巖，F-1土倫階儲層原油來自賽諾曼—土倫階烴源巖，而S-1井阿爾布階儲層油樣性質介于二者之間，為混源的原油。

塞內加爾盆地；油氣地球化學；油源對比

0 引言

西非海岸油氣資源豐富，但是分布極不均衡[1-2]，油氣發(fā)現主要集中在尼日爾三角洲、下剛果、加蓬及科特迪瓦盆地[3-5]。盡管塞內加爾盆地面積超過9.1×105km2，為西非海岸最大的被動大陸邊緣型盆地(圖1)，但是在2010年之前僅有少量非商業(yè)性的油氣發(fā)現。直到2014年深水區(qū)F-1和S-1井獲得突破(位置見圖1)，原油儲量分別為950和330百萬桶，成為油氣勘探的熱點地區(qū)，引起了世界石油公司的關注，但是其油氣特征及來源尚不清楚。本研究在區(qū)域地質資料基礎上，運用氣相色譜—質譜技術和盆地模擬技術，對深水區(qū)F-1和S-1井油樣進行精細地球化學研究和烴源巖質量與成熟度分析，總結成藏模式，分析油氣來源，為我國石油公司進行戰(zhàn)略選區(qū)提供技術支持與依據。同時，西非海岸盆地(如下剛果盆地、寬扎盆地)其主力烴源巖為下白堊統湖相烴源巖，而塞內加爾盆地的主力烴源巖為中—上白堊統海相烴源巖，該研究可以為西非海岸盆地海相烴源巖的研究提供一個實例。

1 區(qū)域地質概況

塞內加爾盆地位于非洲西北海岸(圖1)，面積超過9.1×105km2，為西非海岸帶連續(xù)盆地的北部部分，盆地類型為大西洋型被動大陸邊緣型盆地[6]。盆地的形狀大致呈現南北方向，其坐標經緯度為：22°～10°N，10°～22°W。主要轉換斷層把盆地劃分三個次盆，分別為：1)毛里塔尼亞次盆，其范圍包括塞內加爾河至西薩哈拉南部；2)北部次盆，范圍為岡比亞河和塞內加爾河之間的區(qū)域；3)卡薩芒斯次盆，其范圍從岡比亞河南部向南延伸至幾內亞比紹(圖1)[6-9]。

塞內加爾盆地的形成和演化與非洲板塊與北美洲分離緊密相關，其分離開始于中生代三疊紀，為裂谷與被動大陸邊緣相疊合的盆地[9-12]，可以分為前裂谷(元古代—晚泥盆世)、同裂谷(二疊紀—早侏羅世)和后裂谷(中侏羅世—全新世)3個演化階段(圖2)。

1.1 前裂谷階段

時代為元古代至晚泥盆世，遭受了前加里東期的伸展運動，而后經歷了海西造山運動的擠壓、改造和破壞[13]。前裂谷沉積包括前寒武系—泥盆系(圖2)。地震資料解釋成果顯示，盆地深水地區(qū)發(fā)育的前中生界，其厚度超過5 000 m[10-12,14]。

1.2 同裂谷階段

時代為二疊紀—早侏羅世，主要發(fā)育膏鹽層，膏鹽層的最大厚度超過2 000 m，而且鹽層內部可以識別出多個沉積旋回，該套膏鹽層可以作為良好的區(qū)域性蓋層(圖2)。

圖1 塞內加爾盆地及F-1和S-1井位置圖[6]Fig.1 The location of Well F-1 and Well S-1 in Senegal Basin

圖2 塞內加爾盆地地層柱狀圖[8]Fig.2 Stratigraphic column of the Senegal Basin

1.3 后裂谷階段

時代為中侏羅世—全新世，主要巖性為海相碳酸鹽巖，厚度在1 000～25 000 m之間，局部區(qū)域為過渡相及陸相沉積[9,15]。

中、新生界在陸上較薄，向海域新生界逐漸變厚。古生界、中生界和新生界均有發(fā)育，但是不同的時代沉積中心不同。古生界殘留主要分布在盆地東部陸上區(qū)域；中生界沉積中心主要在中部陸上近海區(qū)域；新生界沉積中心在盆地西部海上，沉積中心最大厚度超過10 000 m(圖2)[9,15]。

2 烴源巖質量分析

2.1 侏羅系烴源巖

塞內加爾盆地共3口井揭示了上侏羅統沉積物，這3口井分別為：毛里塔尼亞次盆的OCT-1B，北部次盆的DKM-2和Ds-1井，有機質類型主要為III型，并處于成熟—高成熟階段(IHS, 2012)，所分析樣品的生烴潛力較小，可能與較高的成熟度有關，可作為該盆地潛在的氣源巖。

2.2 白堊系烴源巖

首先，下白堊統烴源巖質量。毛里塔尼亞次盆的OCT-1B揭示了下白堊統腐殖型烴源巖，有機質類型主要為III型，沉積環(huán)境為三角洲(IHS, 2012)；V-1及MTO-2井揭示阿普特—阿爾布階生烴潛力中等的烴源巖，其S2在(2～7) mg烴/g巖石之間，主要為II型有機質。F-1和S-1井揭示了阿爾布階烴源巖，有機質豐度為中等—好(圖3)，傾油和氣。

其次，上白堊統烴源巖質量。北部次盆Faucon-1井揭示了土倫階優(yōu)質烴源巖，TOC最大可達7.23%，平均TOC為2.94%；大洋鉆探DSDP-367也揭示賽諾曼—土倫階優(yōu)質烴源巖，厚度約150 m，TOC在4.0%～5.0%之間。南部卡薩芒斯次盆CM-7井鉆遇了土倫階優(yōu)質烴源巖，TOC最大達8%，HI達660 mg烴/gTOC；賽諾曼階烴源巖TOC達4%，HI達621 mg烴/gTOC(IHS, 2012)。

2.3 古近系烴源巖

毛里塔尼亞次盆揭示了中等—好的烴源巖，S2在2～25 mg烴/g巖石之間，以II型有機質為主，夾III型有機質，V-1和OCT-1B也揭示了該套烴源巖層；MTO-2井揭示了下古近系約200 m厚度的中等潛力的烴源巖(4～5 mg烴/g巖石)，有機質類型主要為II型(IHS, 2012)。

在北部次盆，僅有少量的古近系烴源巖樣品，表現為中等—好的生烴潛力，S2在2～22.5 mg烴/g巖石之間，有機質主要為海相II型；南部卡薩芒斯次盆GBO-1井揭示了400 m的古新統—始新統剖面，有機質豐度中等，主要包含II型干酪根。一些漸新統剖面揭示了好的烴源巖，S2在24～49 mg烴/g巖石之間，有機質主要為海相II型。幾內亞南部的GU-2B-1井也鉆遇了古近系厚度較大的、有機質豐度較高的烴源巖(IHS, 2012)。

圖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 白堊系烴源巖熱演化模擬

通過對上述已鉆井的不同地質年代的烴源巖質量分析后，認為白堊系為盆地的主要烴源巖層系，共發(fā)育兩套傾油型的烴源巖，分別為下白堊統阿普特—阿爾布階和上白堊統賽諾曼—土倫階烴源巖，下面運用盆地模擬技術對烴源巖的平面成熟度進行模擬，可以為油源對比提供技術支撐和依據。

利用盆地內7口井現今實測溫度、Ro作為約束條件模擬得到現今井點巖石圈結構，然后以該巖石圈結構正演模擬井點處的熱演化歷史。利用7口井以及19口虛擬井的Turonian、Albian、Aptian地層的熱演化結果與其深度圖的相關關系，把熱史結果外推到整個盆地，結合研究區(qū)的三維地質模型，模擬得到Turonian、Albian、Aptian階烴源巖頂界面的熱演化特征。

模擬結果表明，毛塞幾比盆地烴源巖成熟度總體上呈中部陸架區(qū)相對較低，東北部、東南部及深水區(qū)較高分布。Turonian階烴源巖頂面成熟度(圖4a)西部深水區(qū)處于未熟到低熟階段，東北、西南部處于低熟到高熟階段，局部過成熟；Albian階烴源巖頂面成熟度(圖4b)北部、東南部大部分進入成熟到高熟階段，局部進入過成熟階段；Aptian階烴源巖頂面成熟度(圖4c)大部分進入成熟階段，東北、西南部過成熟范圍進一步擴大。

圖4 塞內加爾盆地深水區(qū)Turonian、Albian-Aptian烴源巖頂面成熟度平面分布圖Fig.4 Maturation of Turonian, Albian-Aptian source rocks in offshore of Senegal Basin

3 油氣地球化學特征及油源對比

本次研究共有7件原油樣品，分別為F-1 Albian儲層油樣3件(深度分別為4 698 m，4 729 m及4 808 m)，F-1 Turonian儲層油樣1件，深度為4 377 m；S-1 Albian儲層油樣3件(深度為2 623 m及2 686 m)。

3.1 油樣的物理特征

硫是石油的重要組成元素之一，它在石油中的含量變化范圍很大，少至萬分之幾，也可多達百分之幾，通常將含硫量大于2%的石油稱為高硫石油；低于0.5%的稱為低硫石油；介于0.5%～2%之間的稱為含硫石油[16]。根據全球已知烴源巖巖性的約150個含油氣系統統計，來自不同巖性烴源巖的原油具有不同的含硫量和API，如圖5所示，一般含硫量較高的石油多產自碳酸鹽巖系和膏鹽巖系烴源巖，湖相烴源巖生成的石油則含硫量較少，泥灰?guī)r生成的石油含硫量居中。

F-1油API在25°～40°之間，其中F-1 Albian儲層3件油樣含硫量僅為0.2%，表現為低的含硫量，來自阿普特—阿爾布階低硫的烴源巖，而F-1 Turonian儲層油樣含硫量為0.94%，表現為中等的含硫量，推測推測來自賽諾曼—土倫階中等硫的烴源巖。S-1 Albian儲層油樣API為30°左右，含硫量為1%左右，表現為中質油和中等的含硫量，推測為阿普特—阿爾布階低硫的烴源巖與賽諾曼—土倫階中等硫烴源巖的混合來源。而一般認為，隨著熱成熟度的增加API增加，含硫量減?。簧锝到鈱е翧PI減小，含硫量增加[17]。本次研究的7件油樣未顯示遭受生物降解，所以認為原油中API和含硫量的不同是由于不同層位烴源巖導致的結果。

圖5 F-1，S-1油樣硫含量和API關系圖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穩(wěn)定碳同位素組成

穩(wěn)定碳同位素比值在油氣源對比、原油多套烴源巖的定量評估、年代和沉積環(huán)境及海相與陸相有機質輸入方面發(fā)揮重要的作用[18]。F-1 Albian儲層 3件油樣和F-1巖芯抽提物碳同位素比較類似，碳同位素組成最輕，在-30‰～-28‰之間(圖6)，F-1 Turonian儲層油樣及烴源巖富集13C，碳同位素組成正偏4‰左右(圖6)，S-1 Albian儲層 3件油樣碳同位素組成居中，正偏2‰左右，為-28‰～-26‰。通常認為，碳同位素差值大于2‰～3‰的原油具有不同的來源[18]，因此，F-1原油具有不同的來源，F-1 Albian儲層 3件油樣碳同位素組成輕，來自阿普特—阿爾布階烴源巖，F-1 Turonian儲層油樣碳同位素組成重，來自土倫階碳同位素重的烴源巖，而S-1油樣碳同位素居中，具有混合來源的特征。土倫階原油及烴源巖碳同位素組成重于阿爾布階原油及烴源巖，其原因與土倫期大洋缺氧事件相關，Meyers[19]指出白堊紀中期北大西洋古生產力達到32.4 g C m-2 .a-1，高生產力是導致碳同位素變重的原因之一。

圖6 F-1和S-1井油樣和井壁取芯的飽和烴和芳烴碳同位素交會圖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 油樣和巖樣生物標志化合物特征對比

油樣正構烷烴為“前峰型”分布樣式，無明顯的奇偶優(yōu)勢(圖7)，F-1 Turonian儲層油樣Pr/Ph為0.86，CPI為1.087，F-1 Albian儲層3件油樣Pr/Ph值略高，分別為1.34、1.38及1.50(表1)；S-1 Albian儲層油樣Pr/Ph值比較一致，為1.30左右，CPI值為1.08左右(表1)，正構烷烴的分布樣式反映了較高的成熟度或者較少的高等植物輸入。

圖7 F-1和S-1井油樣正構烷烴、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升藿烷呈逐漸降低的階梯狀分布(圖7)，顯示了亞氧化底水沉積條件，屬于典型的大陸架海相原油特征[20]；伽馬蠟烷可以表征海相和非海相烴源巖沉積環(huán)境中的分層水體[21]，分層水體通常是縱向高鹽度所致。當然，溫度梯度也可以引起水體分層。但是，高含量的伽馬蠟烷仍然指示相關有機質沉積時的強還原、高鹽條件[22-23]。F-1 Turonian儲層油樣伽馬蠟烷含量高于F-1 Albian儲層油樣，其Ga/C31R值為0.46、0.14、0.11及0.17(表1)，暗示不同的油源，與碳同位素結果相吻合。S-1 Albian儲層油樣伽馬蠟烷含量比F-1 Turonian儲層油樣略低，Ga/C31R值分別為0.37和0.39。

一般認為，水生生物富含C27甾烷，高等植物富含C29甾烷[24]。因此，C27-C28-C29甾烷相對百分含量區(qū)分不同母質類型的烴源巖或原油。F-1和S-1井油樣規(guī)則甾烷分布樣式(圖7)和相對百分含量比較類似(表1)，反映了其烴源巖具有相似的生物組合，以水生生物為主。

表1 油樣的部分生物標志物參數

甾烷具有特征的、穩(wěn)定的碳骨架，這使它成為非常有效的母源、環(huán)境等地化指標，但是在地質演化過程中分子結構也會發(fā)生一定的異構化，從而可以作為有效的成熟度指標[20]。F-1 Turonian儲層油樣成熟度(Ro)為0.67%，F-1 Albian儲層油樣成熟度高于F-1 Turonian儲層油樣成熟度(Ro)為0.90%。S-1 Albian儲層油樣成熟度(Ro)約為0.7%。

F-1井SWC樣品的甾萜烷分布如圖8所示。F-1 4 803 m Albian樣品其成熟度約為0.9%，F-1 3 882 m Turonian樣品成熟度為0.70%，這與上述Albian和Turonian油樣的成熟度吻合性較好，而且油樣和巖樣的甾萜烷的分布樣式也具有很好的可對比性(圖7，8)。即可以認為F-1 Albian儲層原油來自阿普特—阿爾布階烴源巖，而F-1 Turonian儲層油來自賽諾曼—土倫階烴源巖，這與同位素的數據是一致的。

圖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慮到烴源巖層位、儲集層、油氣運移通道以油氣充注方向等。綜合F-1和S-1井原油含硫量和API、穩(wěn)定碳同位素以及原油和烴源巖的生物標志化合物等數據，再結合烴源巖的成熟度模擬，認為F-1井Albian和Turonian儲層的原油具有較大的差異，來自不同層位的烴源巖，F-1 Albian儲層原油來自阿普特—阿爾布階烴源巖，而F-1 Turonian儲層油來自賽諾曼—土倫階烴源巖，而S-1 Albian儲層原油表現為混合的來源，油氣運移的通道為Senonian不整合面，油氣充注的方向是NW至SE方向(圖9)。

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

4 結論與認識

(1) 盆地發(fā)育阿普特—阿爾布階和賽諾曼—土倫階兩套烴源巖，烴源巖具有不同的地化特征，具體表現為前者同位素組成輕、含硫量低及成熟度高，處于成熟—高成熟階段，局部達到過成熟階段；后者同位素組成重、含硫量中等及成熟度低，深水區(qū)主要處于低成熟度—成熟階段。

(2) F-1井Albian和Turonian儲層油樣物理性質、穩(wěn)定碳同位素及分子成熟度均具有差異，認為來自不同的烴源巖，并與巖芯樣品的生物標志物進行了對比，認為F-1 Albian儲層原油來自阿普特—阿爾布階烴源巖，而F-1 Turonian儲層原油來自賽諾曼—土倫階烴源巖，而S-1井Albian儲層油樣性質介于二者之間，為混源的原油。

(3) 后裂谷含油氣系統盆地中為已證實的含油氣系統，而裂谷期含油氣系統有待研究與證實，其烴源巖可能為上二疊統—下三疊統湖相頁巖，而三疊系—下侏羅統膏鹽層可以作為良好的區(qū)域性蓋層。

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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

中海油研究總院“油氣地球化學技術應用與發(fā)展子項(2016)”(2016T-KT14)[FoundationCNOOC Research Institute “Petroleum Geochemistry Application and Development(2016)”, No. 2016T-KT14〗

孫濤，男，1979年出生，博士，工程師，石油地質學與地球化學，E-mail: suntao20@cnooc.com.cn

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