南蘇丹Melut盆地Ruman凹陷東斜坡稠油成藏機(jī)理及勘探潛力分析

薛 羅，史忠生，馬 輪，趙艷軍，陳彬滔，史江龍，王 磊

(1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院西北分院，甘肅 蘭州 730020;2.中油國(guó)際尼羅河公司，蘇丹 喀土穆 10687)

0 引言

稠油作為一種非常規(guī)油氣資源，在全球油氣產(chǎn)量中占有重要地位［1－3］。中國(guó)在準(zhǔn)噶爾、勝利、遼河、松遼等盆地均發(fā)現(xiàn)了大規(guī)模稠油油藏。同時(shí)，在稠油成因、成藏機(jī)理及開(kāi)發(fā)技術(shù)等方面均取得了較為系統(tǒng)與成熟的研究成果［4－8］。南蘇丹Melut盆地作為中國(guó)石油海外重要的勘探區(qū)塊，前期已在盆地北部Moleeta、Jamous凹陷發(fā)現(xiàn)了儲(chǔ)量規(guī)模較大的常規(guī)油藏，Ruman凹陷發(fā)現(xiàn)零星的稠油油藏，但前人只對(duì)常規(guī)油藏成藏規(guī)律進(jìn)行了分析［9－11］，并未針對(duì)Ruman凹陷稠油的成藏機(jī)理開(kāi)展研究，進(jìn)而導(dǎo)致稠油潛力認(rèn)識(shí)不清，制約了該地區(qū)下一步的勘探部署。通過(guò)對(duì)Ruman凹陷烴源巖熱演化史及生排烴史進(jìn)行研究，結(jié)合構(gòu)造演化特征及成藏分析，采用地質(zhì)分析、盆地模擬等技術(shù)手段，落實(shí)Ruman凹陷東斜坡發(fā)育的稠油油藏類(lèi)型，揭示不同類(lèi)型稠油油藏成藏機(jī)理，明確稠油油藏勘探潛力，為該區(qū)下步勘探部署提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

南蘇丹Melut盆地是在中非剪切帶背景下形成的中新生代陸內(nèi)被動(dòng)裂谷盆地，面積約為3.3×104km2［12－13］，是中非陸內(nèi)裂谷盆地中的第 2 大沉積盆地［9，14－16］。具有“五坳兩隆”的構(gòu)造格局，包括北部坳陷、東部坳陷、中部坳陷、西部坳陷、南部坳陷、Adar隆起和中央隆起。同時(shí)，北部坳陷又發(fā)育有Ruman、Moleeta及 Jamous凹陷 3個(gè)構(gòu)造單元(圖1a)。Ruman凹陷位于北部坳陷最西端，面積約為400 km2，為西斷東超的箕狀凹陷。白堊紀(jì)以來(lái)經(jīng)歷了3期裂陷和1期坳陷活動(dòng)，對(duì)應(yīng)發(fā)育了4個(gè)構(gòu)造層(圖1b)。其中，在早白堊世強(qiáng)裂陷期形成了盆地主要烴源巖Renk組，儲(chǔ)蓋組合為:新近紀(jì)Jimidi+Miadol組、古近紀(jì) Samma/Yabus+Adar組、晚白堊世Galhak組、早白堊世Gayger+Renk組，目前在這4套儲(chǔ)蓋組合及基巖中均獲油氣發(fā)現(xiàn)。

圖1 Melut盆地Ruman凹陷概況Fig.1 Overview of Ruman sag，Melut Basin

2 Ruman凹陷東斜坡區(qū)稠油油藏類(lèi)型

Ruman凹陷包括西部陡坡帶、中央洼陷帶及東部斜坡帶3個(gè)區(qū)帶(圖2)。油氣發(fā)現(xiàn)主要集中在東部斜坡帶，圍繞潛山分布。垂向上，基巖、Gayger、Galhak、Yabus及 Jimidi組均有油氣發(fā)現(xiàn)，同時(shí)，這些油氣大部分沿不整合面分布，API(美國(guó)石油協(xié)會(huì)制訂用以表示石油密度)為5.0～21.1°，均為稠油油藏，但各油藏類(lèi)型又不盡相同。基巖為裂縫油藏，Gayger與Yabus組為受不整合面控制的地層不整合油藏，Galhak組為受巖性控制的上傾尖滅巖性油藏，而Jimidi組為受邊界斷裂、巖性分布雙重控制的構(gòu)造－巖性油藏(圖3)。

圖2 Ruman凹陷構(gòu)造單位劃分Fig.2 Division of tectonic units in Ruman sag

圖3 Ruman凹陷東斜坡稠油油藏類(lèi)型(剖面位置見(jiàn)圖2)Fig.3 Types of heavy oil reservoirs in the eastern slope of Ruman sag(for profile location shown in Fig.2)

3 稠油成藏機(jī)理探討

目前，關(guān)于稠油的成因有原生型和次生型2種。原生型主要是烴源巖在低成熟階段(Ro為0.5%～0.7%)生成的低熟油，其具有相對(duì)較高的重質(zhì)組分(非烴和瀝青質(zhì))、密度較大(0.87～0.89 g/cm3)、黏度較高(25～80 mPa·s)［17］;而次生型主要是先期成藏油藏遭受后期破壞改造，油氣發(fā)生氧化、生物降解及水洗等多種作用而形成的重質(zhì)油［18－19］，這種破壞大多是因?yàn)闃?gòu)造抬升導(dǎo)致油藏暴露或埋深變淺，使油藏與地表水、生物、游離氧接觸而發(fā)生物理－化學(xué)反應(yīng)，原油品質(zhì)變差而成為稠油。

3.1 油源分析

北部坳陷烴源巖是早白堊世強(qiáng)裂陷期沉積的Renk組，分布廣泛，是一套半深湖—深湖相為主的厚層暗色泥巖，有機(jī)質(zhì)豐度(TOC)為 0.62%～2.92%，生烴潛力最高為19.53 mg/g;有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅱ型為主，少量為Ⅰ型［9］，是一套高豐度、以生油為主的優(yōu)質(zhì)烴源巖。采用成因法計(jì)算Ruman凹陷資源豐度為60.6×104t/km2，按照中國(guó)富油凹陷的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)［20］，Ruman凹陷為富油凹陷。

凹陷烴源巖熱演化史及生排烴史模擬表明，Renk組烴源巖基本都已進(jìn)入成熟階段，凹陷中心現(xiàn)今Ro超過(guò)2.0%，已進(jìn)入過(guò)成熟演化階段。盆地中心虛擬V－1井烴源巖生排烴史模擬顯示，在白堊紀(jì)末期凹陷烴源巖進(jìn)入大規(guī)模生烴階段，始新世區(qū)域蓋層Adar組沉積時(shí)期(50 Ma)開(kāi)始大規(guī)模排烴，斜坡區(qū)Tean斷裂帶附近Renk組烴源巖Ro現(xiàn)今基本小于0.7%，屬低成熟階段，生成的原油為低熟油(圖4)。

圖4 Ruman凹陷成熟度與生排烴模擬(位置見(jiàn)圖1)Fig.4 Maturity and hydrocarbon generation and expulsion modeling in Ruman sag

3.2 稠油成藏過(guò)程

次生型稠油油藏是由于先期油藏遭受后期破壞改造而變稠，破壞改造主要包括構(gòu)造抬升導(dǎo)致油藏埋深變淺或暴露破壞而遭受水洗、氧化等作用。因此，恢復(fù)該區(qū)的構(gòu)造演化過(guò)程，落實(shí)成藏關(guān)鍵時(shí)刻，對(duì)于油氣成藏過(guò)程的刻畫(huà)至關(guān)重要。結(jié)合區(qū)域構(gòu)造背景及對(duì)過(guò)Ruman凹陷典型地震剖面構(gòu)造演化分析，結(jié)果表明:Ruman地區(qū)與Melut盆地構(gòu)造演化階段類(lèi)似［14－16］，發(fā)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)構(gòu)造活動(dòng)。其中，晚古近紀(jì)的Adar組沉積時(shí)期，Ruman凹陷和Moleeta凹陷的控凹邊界斷層活動(dòng)劇烈，構(gòu)造伸展率為3.7%，最大沉降量為1 050 m，沉降速度為81 m/Ma，由此形成了Ruman地區(qū)區(qū)域蓋層Adar組厚層泥巖。在古近紀(jì)末Lau沉積時(shí)期，由于凹陷繼續(xù)裂陷，Ruman凹陷東部斜坡區(qū)及潛山發(fā)生翹傾抬升，加之區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，Melut盆地整體抬升［16］，造成Ruman潛山的大規(guī)模暴露，先期在潛山頂部沉積的Yabus、Adar組等地層遭受剝蝕。因此，各類(lèi)油藏的形成受構(gòu)造演化和生排烴時(shí)間的影響，是一個(gè)動(dòng)態(tài)的成藏過(guò)程。

3.2.1 Adar組沉積后油氣原生成藏階段

Adar組沉積之后，潛山高部位Yabus組垂向及側(cè)向封堵條件較好，同時(shí)，烴源巖已處于大規(guī)模排烴階段，凹陷油氣通過(guò) Renk組向上排至Galhak、Melut組等富砂地層，進(jìn)而側(cè)向運(yùn)移至潛山高部位。因此，在Adar組沉積之后，潛山高部位Yabus組油氣充注程度高，在潛山高部位發(fā)育大型構(gòu)造－地層油藏。而基巖在Galhak組沉積時(shí)期，受翹傾抬升作用，曾發(fā)生局部暴露［21］，易形成風(fēng)化殼與基巖裂縫，同時(shí)其側(cè)向一邊與Gayger組相鄰，一邊對(duì)接Adar組，上覆Yabus組，因此，Adar組沉積之后，基巖與西側(cè)Gayger組可整體成藏，基巖形成潛山風(fēng)化殼(裂縫)油藏，而Gayger組為不整合油藏(圖5a)。

3.2.2 Lau組沉積后油藏調(diào)整改造

Lau組沉積時(shí)期，Ruman潛山大規(guī)模暴露，潛山頂部沉積地層 Gayger、Galhak、Yabus、Adar組均遭受不同程度的剝蝕，Lau組頂面形成區(qū)域不整合面，導(dǎo)致先期在潛山高部位形成的Yabus組油藏、Gayger組油藏、基巖油藏均遭受破壞，油氣向上逸散，經(jīng)構(gòu)造破壞及調(diào)整改造、水洗、氧化等作用，原生油藏逐漸稠化，形成受不整合面控制的地層不整合稠油油藏。而此時(shí)對(duì)于Tean斷裂帶東斜坡Galhak組巖性圈閉，Ruman凹陷中心油氣側(cè)向運(yùn)移至Tean斷裂帶Galhak組及上覆富砂地層，然后向潛山高部位運(yùn)移，很難運(yùn)移至潛山低部位的Galhak組巖性圈閉，而Tean斷裂帶附近Renk組烴源巖還尚未成熟，因此，在Lau組沉積時(shí)期，Galhak組巖性圈閉依靠原地?zé)N源巖成藏概率很低(圖5b)。

圖5 Ruman凹陷東斜坡油氣成藏過(guò)程Fig.5 Hydrocarbon accumulation process in the eastern slope of Ruman sag

3.2.3 現(xiàn)今多類(lèi)型稠油油藏共存

在區(qū)域坳陷階段，Ruman潛山構(gòu)造穩(wěn)定，整體位于水下，潛山頂部沉積了盆地廣泛發(fā)育的Jimidi組河流相與Miadol組厚層泥巖，形成Jimidi－Miadol組儲(chǔ)蓋組合，而Jimidi組底(Lau頂面)為區(qū)域不整合面，東側(cè)為Moleeta凹陷邊界斷裂，這均為Jimidi組油氣成藏提供了良好的油氣運(yùn)移通道。一方面東側(cè)Moleeta凹陷生成的油氣可沿大斷裂向上運(yùn)移至Jimidi組;另一方面Jimidi組下伏稠油油藏向上逸散，沿不整合面運(yùn)移至Jimidi組成藏，但Jimidi組整體埋深為600～700 m，埋深較淺，受水洗作用及生物降解作用影響嚴(yán)重，油藏易稠化，因此，Jimidi油藏成因應(yīng)為次生型，晚期成藏;同時(shí)，埋深淺也導(dǎo)致Jimidi組儲(chǔ)層物性好，加之油源充足，形成了構(gòu)造－巖性油藏，目前勘探也已證實(shí)Ruman潛山頂部Jimidi組為構(gòu)造－巖性稠油油藏。

Galhak組上傾尖滅砂體，其埋深較大，已鉆井揭示其儲(chǔ)層的泥巖頂板與底板均在10 m以上，封堵條件較好，油氣成藏之后不易受到生物、氧化等作用的影響，為低熟油運(yùn)移成藏形成的原生稠油油藏。而通過(guò)烴源巖成熟史研究表明，對(duì)Tean斷裂帶東斜坡上傾尖滅圈閉有貢獻(xiàn)的烴源巖在距今10 Ma時(shí)進(jìn)入成熟門(mén)限，現(xiàn)今其成熟度低于0.7%，生成的低熟原油經(jīng)垂向及側(cè)向短距離運(yùn)移至東斜坡Galhak組上傾尖滅砂體，形成了上傾尖滅巖性油藏，因此，Galhak組稠油成因應(yīng)為原生型，且為晚期成藏。

在區(qū)域坳陷階段，經(jīng)Lau時(shí)期調(diào)整改造的Yabus組、Gayger組、基巖油藏，現(xiàn)今均變?yōu)闅埩粜统碛陀筒?圖5c)。

4 勘探潛力探討

通過(guò)對(duì)4類(lèi)稠油油藏成藏機(jī)理分析可知:Yabus組、Gayger組、基巖油藏均為殘留稠油油藏，試油產(chǎn)量很低，勘探潛力不大;而對(duì)于Jimidi組油藏，早期只是根據(jù)構(gòu)造圈閉來(lái)勘探，并未開(kāi)展針對(duì)性的研究工作，導(dǎo)致潛力認(rèn)識(shí)不清。

Jimidi組稠油油藏油源充足，且在坳陷階段，河流相沉積廣泛發(fā)育，河道多期垂向疊置、橫向展布、面積大，巖性反演及沉積研究表明，已鉆探河道砂體西側(cè)被泥巖分隔帶所遮擋。因此，Jimidi組油藏是由西側(cè)泥巖分隔帶與北側(cè)斷裂及構(gòu)造線(油水界面為680 m)共同控制形成的構(gòu)造－巖性油藏，并非單一的構(gòu)造油藏。已鉆井揭示Jimidi組單井產(chǎn)量較高，日產(chǎn)油最高為15 t/d左右。表明Jimidi組構(gòu)造－巖性稠油油藏勘探潛力較大。通過(guò)分析油井儲(chǔ)層物性認(rèn)為，孔隙度大于18%的砂巖均為油層，而中國(guó)稠油儲(chǔ)層孔隙度基本都大于20%［22－24］。因此，對(duì)于稠油而言，儲(chǔ)層物性是控制稠油成藏的一個(gè)關(guān)鍵因素，Jimidi組孔隙度大于18%的砂體展布面積約為21 km2，為稠油有利成藏范圍(圖6)。

圖6 Jimidi組高孔砂體及有利勘探面積展布Fig.6 Distribution of high－porosity sand bodies and favorable exploration areas in Jimidi Formation

對(duì)于低熟稠油而言，由于其流動(dòng)性較差，運(yùn)移距離較短，中國(guó)一般圍繞低熟烴源巖周緣開(kāi)展勘探［25］。根據(jù)這一規(guī)律，Galhak組上傾尖滅稠油油藏勘探潛力主要取決于對(duì)其有貢獻(xiàn)的低熟烴源巖范圍。因此，以現(xiàn)今 Renk組烴源巖成熟度為0.5%～0.7%圈定低熟范圍為75 km2(圖7)。統(tǒng)計(jì)分析，該區(qū)低熟烴源巖生成的稠油最遠(yuǎn)運(yùn)移距離為1.25 km，確定Galhak組稠油油藏有利勘探面積為105 km2。

圖7 Ruman凹陷Galhak組稠油有利勘探范圍Fig.7 Favorable exploration range for heavy oil of Galhak Formation in Ruman sag

5 結(jié)論

(1)Ruman凹陷東斜坡發(fā)育有4種類(lèi)型的稠油油藏，分別為基巖裂縫油藏、Gayger－Yabus組地層不整合油藏、Galhak組上傾尖滅巖性油藏、Jimidi組構(gòu)造－巖性油藏。

(2)Ruman凹陷烴源巖從晚白堊世開(kāi)始排烴，在Adar組區(qū)域蓋層沉積時(shí)期進(jìn)入大規(guī)模排烴階段，潛山周緣的Yabus、Gayager組構(gòu)造圈閉以及基巖裂縫圈閉在Adar組沉積之后均已充注成藏。但Lau組沉積時(shí)期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使?jié)撋巾敳康貙釉馐軇兾g，Yabus組、Gayger組及基巖原生油藏發(fā)生破壞，現(xiàn)今為殘留稠油油藏;Galhak組上傾尖滅巖性油藏屬于晚期成藏原生型稠油油藏;Jimidi組構(gòu)造－巖性油藏為晚期成藏次生型稠油油藏。

(3)Ruman凹陷東斜坡的Jimidi組及Galhak組稠油油藏具有較大勘探潛力，其中，Jimidi組構(gòu)造－巖性稠油油藏有利成藏面積為21 km2，Galhak組稠油油藏有利勘探面積為105 km2。