非洲喀土穆盆地下白堊統(tǒng)烴源巖特征與油氣成藏

張新順, 張光亞, 王克銘, 王 利, 余朝華, 何 軍

非洲喀土穆盆地下白堊統(tǒng)烴源巖特征與油氣成藏

張新順*, 張光亞, 王克銘, 王 利, 余朝華, 何 軍

(中國石油勘探開發(fā)研究院, 北京 100083)

喀土穆盆地是一個中新生代裂谷盆地, 位于中非裂谷系最東端, 盆內(nèi)發(fā)育十多個凹陷。本次研究基于巖屑和原油樣品的地球化學(xué)分析, 重點對盆地內(nèi)K凹陷和D凹陷下白堊統(tǒng)烴源巖進行研究。結(jié)果表明, K凹陷下白堊統(tǒng)AJ組發(fā)育一套較為優(yōu)質(zhì)的湖相泥巖, 厚度為40～180 m, 以Ⅱ型有機質(zhì)為主, 整體熱演化為低熟-成熟階段; AJ組泥巖的姥植比多為0.5～2之間, 屬于半還原-半氧化環(huán)境, 有機質(zhì)以半咸水湖泊中水體生物和陸源高等植物混源為主。而D凹陷的下白堊統(tǒng)D3組發(fā)育一套中等到好的氣源巖, 以Ⅱ2～Ⅲ型有機質(zhì)為主, 整體熱演化為成熟-高成熟階段, 總有機碳比AJ組稍低, 但厚度很大在200～500 m之間。從K凹陷向南到D凹陷, 有機質(zhì)中高等植物來源占比增高, 藻類和細菌來源有機質(zhì)占比降低, 盆地中原油的萜烷和甾烷含量均較低, 藿烷含量高, 具有典型的中非裂谷系原油特征。結(jié)合有機質(zhì)類型和成熟度, 喀土穆盆地K凹陷未來勘探應(yīng)以油為主, D凹陷以氣為主, 其余凹陷潛力有限。

K凹陷; D凹陷; 下白堊統(tǒng); 烴源巖; 中非裂谷系; 喀土穆盆地

0 引 言

喀土穆盆地為非洲陸上為數(shù)不多的低勘探盆地, 發(fā)育有十余個凹陷, 盆地總面積29×104km2, 位于蘇丹(北)境內(nèi), 東距紅海100 km[1–2]。盆地的油氣勘探始于1980年代, 現(xiàn)有探井不足20口[3–4], 主要集中在盆地中南部的K凹陷和D凹陷(圖1), 其中D凹陷已發(fā)現(xiàn)兩個小規(guī)模油氣藏, 證實該盆地具有油氣勘探潛力, 其余凹陷勘探停滯, 僅有一些淺的水井[5–7]。隨著鄰近的穆格萊德盆地和邁盧特盆地逐漸進入中高勘探階段[8–9], 低勘探程度且距離首都更近的喀土穆盆地也開始受到了重視。

雖然喀土穆盆地已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了油氣, 但對盆地內(nèi)烴源巖的發(fā)育特征和油氣成藏特征并不清楚。本次研究擬梳理喀土穆盆地構(gòu)造沉積條件, 重點針對盆地內(nèi)K凹陷和D凹陷烴源巖有機質(zhì)豐度、類型、成熟度和發(fā)育環(huán)境進行分析, 結(jié)合盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)原油地球化學(xué)特征和油氣成藏條件, 綜合分析喀土穆盆地油氣勘探潛力和勘探有利區(qū)。

1 地質(zhì)概況

喀土穆盆地位于中非裂谷系東端, 是一個中新生代裂谷盆地, 其形成機制和演化特征受中非走滑帶影響, 與其西部邁盧特盆地、穆格萊德盆地基本相似[10–14]。盆地演化分為5個階段: ①晚侏羅世: 裂谷初期, 岡瓦納大陸解體, 以河流相為主的砂巖和礫巖, 伴隨有火山巖的侵入[15–16]; ②早白堊世: 同裂谷期, 沉積水體變深, 氣候濕熱, 藻類發(fā)育, 多為半深湖、淺湖和曲流河沉積, 少有辮狀河沉積; ③晚白堊世: 熱沉降期, 水體變淺, 以辮狀河砂巖沉積為主, 在盆地北部, 有海水侵入, 出現(xiàn)碳酸鹽巖沉積[10,17]; ④古近紀(jì): 弱裂谷期, 主要受非洲-阿拉伯板塊與歐亞板塊碰撞的影響, 大部分凹陷經(jīng)歷反轉(zhuǎn)剝蝕[18–19], 沉積以河流相砂巖為主; ⑤新近紀(jì): 裂谷后期, 受紅海張裂影響, 形成多隆多凹的格局[20], 仍以河流相沉積為主。第四紀(jì)以后, 盆地干旱少雨, 少有沉積[21–23]。中非剪切走滑帶穿過喀土穆盆地, 造成南北凹陷的演化稍不同, 剪切帶南部, 裂谷開始較早、持續(xù)更長; 而剪切帶北側(cè), 受拉張作用小, 而且受到前寒武基底地貌的影響較大, 由此形成盆地內(nèi)白堊系南深北淺的特征。

鉆井資料和重磁資料均證實盆地內(nèi)發(fā)育的主要凹陷有10個, 均以早白堊世形成的地塹-半地塹型凹陷為特征[24–26], 其中規(guī)模較大幾個為D凹陷、K凹陷、A凹陷、Ab凹陷、B凹陷和H凹陷(圖1)。這些凹陷成因和沉積特征非常相似, 但是由于凹陷之間距離較遠, 以往有些研究將各個凹陷視為單獨的“盆地”[3,13], 造成了地層名稱差異較大。喀土穆盆地6個主要凹陷的地層對應(yīng)關(guān)系以及巖性柱狀圖如圖2所示。

2 烴源巖有機質(zhì)豐度、類型與成熟度

喀土穆盆地主要烴源巖形成于早白堊世裂陷期, 其中K凹陷主要發(fā)育在下白堊統(tǒng)AJ組上段, 而D凹陷烴源巖主要在D3組, 兩者時代相近。AJ組平均厚度1000 m, 凹陷中心可達2000 m, 該組整體以泥巖為主, 夾砂巖和粉砂巖層, 縱向上可細分為上段、中段和下段。AJ組上段以泥巖、頁巖為主, 夾薄層砂巖; 中段泥巖層中夾有粉砂巖和玄武巖, 局部有火山玄武巖不同程度的侵入; 下段發(fā)育泥巖為主, 夾砂巖和粉砂巖。D3組則以泥巖為主, 夾粉砂巖、砂巖, 在盆地邊緣逐漸變?yōu)樯澳鄮r互層。

有機質(zhì)豐度 K凹陷AJ組上段暗色泥巖, 總有機碳(total organic carbon, TOC)含量主要介于1%～ 2%之間, 高值可超過3% (圖3),2介于1～10 mg/g之間,1+2變化范圍為0.4～13 mg/g, 平均為4 mg/g, 生烴潛力中等-好(圖4)。KS-1井AJ組氯仿瀝青“A”資料顯示主要介于1000～2000 μg/g之間, 總烴平均為1900 μg/g, 均表現(xiàn)為中等-好的烴源巖特征。鉆井已揭示AJ組上段高豐度烴源巖厚度為40～180 m, 推測凹陷中心厚度可達300 m以上, 該套優(yōu)質(zhì)烴源巖在凹陷內(nèi)廣泛分布, 但在凹陷東南部火山巖入侵變強, 砂巖含量變高, 逐漸減薄至消失。而AJ組中段和下段泥巖雖然厚度為200～1000 m, 有機質(zhì)豐度相對較低, TOC小于1%, 屬于較差的氣源巖(圖3)。D凹陷D3組TOC主要介于1%～2%之間, 高值可達5%,2主要介于1～5 mg/g之間,1+2平均為2.5 mg/g, 生烴潛力中等(圖4)。D3組烴源巖厚度比AJ組上段烴源巖厚一些, 可達300～500 m, 同樣的是在凹陷的邊緣相變較快, 有機質(zhì)豐度也大幅降低。

有機質(zhì)類型 K凹陷AJ組上段烴源巖氫指數(shù)H平均為300 mg/g, 高值可達600 mg/g, Ⅱ型有機質(zhì)類型為主(圖5)。KS-6井AJ組上段烴源巖中干酪根顯微鑒定顯示其中腐泥質(zhì)含量為60%～90%, 鏡質(zhì)體為10%～15%, 惰質(zhì)體為10%～30%, 而往下到AJ組中、下段腐泥質(zhì)含量降低, 惰質(zhì)體含量增加的趨勢明顯。KD-1井AJ組氣測顯示, 重?zé)N含量較高, 濕度(C2–5/C1–5)為0.80～0.95, 推測為油型氣, 側(cè)面印證了AJ組上段烴源巖主要為Ⅱ型干酪根, 以生油為主。D凹陷的D3組烴源巖H平均為150 mg/g, 少量樣品可達600 mg/g, 多以Ⅱ2-Ⅲ型有機質(zhì)類型為主, 存在少量的Ⅱ1型有機質(zhì)(圖5), 僅局限分布在凹陷中心和南部沉積中心。

圖1 喀土穆盆地構(gòu)造分區(qū)圖

圖2 喀土穆盆地主要凹陷地層分布圖(據(jù)文獻[6]修改)

圖中G、WM、ES、M、H、S、AJ、AA等均為地層組名; 圖中問號代表推測界限。

有機質(zhì)成熟度 K凹陷AJ組上段烴源巖鏡質(zhì)組反射率o主要介于0.5%～1.0%之間,max為439～ 457 ℃, 孢粉顏色指數(shù)SC(sporopollen color index)為3.5～8.5 (圖6), 庚烷值為30%～38%, 均顯示了有機質(zhì)整體上為低熟-成熟特征。需要注意的是AJ組在靠近玄武巖侵入體附近的泥巖時熱演化成熟度明顯變高, 屬于火山巖接觸后導(dǎo)致, 并不能代表整體的有機質(zhì)成熟度。KD-1井油和KS-6井烴源巖有機質(zhì)的飽和烴色譜資料顯示, 烷烴占比高, 極性分子和芳香烴相對較低, 說明靠近凹陷中心的烴源巖已經(jīng)成熟。錄井氣測資料顯示, KD-1井100～1960 m段均未見到氣測異常, KS-6井1500～2700 m氣測未見到明顯異常, 說明埋深較淺的層位基本上沒有成熟烴源巖。D凹陷D3組烴源巖埋深介于1500～5000 m之間, 成熟度變化較大, 鏡質(zhì)組反射率o介于0.5%～2%之間,max為435～480 ℃, 在凹陷中心D3組烴源巖已經(jīng)進入生氣階段。D凹陷DH-1井6個天然氣樣品組分C1占比97.05%～97.98%、C2占比1.65%～1.76%和C3占比0%～0.64%, 均顯示了高成熟干氣特征。

3 烴源巖地球化學(xué)特征

K凹陷分為東次凹和西次凹, 兩者的原油和烴源巖生物標(biāo)志物有一定差異。東次凹的KS-6井AJ組上部烴源巖抽提物的姥植比為0.9～1.7, 飽和烴色譜顯示C22+含量(本次研究中的生物標(biāo)志物含量系指該化合物相對于它的同系物含量, 下同)變高, 基線偏離幅度變小, 向下到AJ組下部烴源巖的C21?含量更低,C22+含量更高, 基線不再偏離, 代表了自淺到深高等植物來源的有機質(zhì)含量增加, 藻類和細菌來源的有機質(zhì)減少, 以及生物降解作用變?nèi)?。KS-6井S組下部油砂的飽和烴色譜圖中C21?含量相對較高, 反映了有機質(zhì)來源中藻類含量較多, 基線嚴(yán)重偏離, 指示了有嚴(yán)重的生物降解(圖7), 成熟度指標(biāo)之一的奇碳優(yōu)勢指數(shù)CP(carbon preference index)介于1.07～1.12之間, 反映S組油為成熟原油降解形成, 并且AJ組烴源巖均已成熟。AJ組上段烴源巖的甲基菲指數(shù)為0.72, 對應(yīng)的熱演化程度與鏡質(zhì)組反射率(o=0.83%)。

圖3 KD-1井AJ組地球化學(xué)柱狀圖

圖4 喀土穆盆地下白堊統(tǒng)烴源巖AJ組上段烴源巖潛力評價圖版

圖5 K凹陷AJ組上段和D凹陷D3組有機質(zhì)類型(圖版據(jù)文獻[27])

圖6 K凹陷KS-6井鏡質(zhì)組反射率和孢粉顏色指數(shù)隨深度變化圖

圖中問號表示樣品數(shù)據(jù)點少, 可靠性存疑。

上述o與甲基菲指數(shù)的對應(yīng)關(guān)系參考文獻[28]。甲基菲指數(shù)與實測的鏡組體反射率均反應(yīng)了AJ組烴源巖為中等成熟度(圖3)。而K凹陷西次凹KD-1井AJ組上段的原油顯示其無生物降解, 長碳鏈的烷烴更多, 奇碳優(yōu)勢也不明顯, 雖然也代表了中等成熟度原油, 但有機質(zhì)與來源于東次凹有明顯差異(圖7)。

萜烷和藿烷生物標(biāo)志物顯示, KS-6井原油與烴源巖的t21、t22和t23三萜烷含量相當(dāng)(圖7), 伽馬蠟烷含量向下變高, 代表先前的湖水鹽度更大, Ts/(Ts+Tm)介于0.5～0.7之間, 也代表成熟的烴源巖與原油。KD-1井AJ組上段原油三萜烷含量中T21萜烷相對含量明顯更高, 而且從縱坐標(biāo)值上可以看出萜烷整體含量非常低, 藿烷相對含量較高, 具有典型的中非裂谷系湖相原油特征[2,8,29], 而這一現(xiàn)象在東次凹的KS-6井不明顯(圖7)。甾烷方面, KS-6井原油與烴源巖的C27、C28和C29甾烷呈“L”型分布, 代表有機質(zhì)來源以藻類和細菌為主, 甾烷異構(gòu)化比值C29-20S/(20S+20R)為0.4～0.6, Ts/(Ts+Tm)介于0.57～0.69之間, C29-αββ/(αββ+ααα)介于0.53～0.6之間, 藿烷的C31-22S/(22S+22R)比值為0.55～0.57, 均指示成熟烴源巖, 與前文熱解和孢粉色變指數(shù)得出的觀點一致。KD-1井原油甾烷化合物特征與之有明顯差異, 其C29甾烷相對含量較高, C27、C28和C29甾烷呈“V”型分布, 代表高等植物與低等水生生物混源的有機質(zhì)(圖8)。在質(zhì)譜/=177中顯示KS-6井自淺到深雙降藿烷和三降藿烷含量降低, 也代表了向下生物降解作用變?nèi)? 與飽和烴色譜中基線的偏離反映特征一致。在質(zhì)譜/=123中顯示KD-1井原油存在β-胡蘿卜烷, 指示厭氧、咸水和湖泊環(huán)境。西次凹的KH-1井S組原油與KD-1井原油較為相似, 同為低三萜烷、高藿烷和低甾烷的特征, 但不同在于其伽馬蠟烷含量相對較高。

D凹陷烴源巖同樣具有萜烷和甾烷含量低、藿烷含量高的特征, 與K凹陷西次凹KD-1井的原油較為相似, 說明盆地西南的凹陷主力烴源巖與中非裂谷系穆格萊德盆地?zé)N源巖發(fā)育環(huán)境相似。D3組烴源巖Pr/Ph比值為0.85～1.4, 也代表了弱氧化-弱還原環(huán)境, C27、C29規(guī)則甾烷含量均比較高, 代表以低等水生生物和高等植物來源的有機質(zhì)混源為主。DH-1井D3組烴源巖伽馬蠟烷含量高, 反應(yīng)明顯的咸水湖泊環(huán)境, 正構(gòu)烷烴奇偶優(yōu)勢消失, Ts/Tm比值較大, 反映成熟度較高(圖9)。D3組烴源巖與K凹陷西次凹AJ組的油較為接近, 都具有低萜烷、低甾烷、高藿烷和混源為主等特征, 主要區(qū)別在于D3組伽馬蠟烷含量較高, 高等植物來源有機質(zhì)含量更高, 均與低等水生生物來源為主的K凹陷東次凹烴源巖差異較大。

圖7 K凹陷AJ組烴源巖與原油飽和烴、藿烷和甾烷標(biāo)志物分布圖

Pr–姥鮫烷; Ph–植烷;C–正構(gòu)烷烴;C–異構(gòu)烷烴; t–萜烷; h–藿烷; m–莫烷; G–伽馬蠟烷; C27d–重排甾烷; C27r–C29r為規(guī)則甾烷; TIC代表總離子。

圖8 喀土穆盆地下白堊統(tǒng)烴源巖與原油規(guī)則甾烷(C27–C29)分布圖

另外, 碳同位素方面, KS-6井烴源巖和原油的碳同位素介于?30‰ ～ ?28‰之間, KD-1原油的碳同位素為?31‰, DH-1井D3組烴源巖飽和烴碳同位素為?29‰ ～ ?28‰, 與中非裂谷系的原油比較相似[30], 說明喀土穆盆地?zé)N源巖也同樣發(fā)育在湖相環(huán)境。雖然, Pr/C17與Ph/C18比值顯示有機質(zhì)為海相與陸相混合成因, 但二苯并噻吩與菲比值非常低, 反映還原硫與有機質(zhì)的結(jié)合能力較弱, 主要為湖相環(huán)境的有機質(zhì)(圖10), 加之非常低的碳同位素值, 綜合分析認(rèn)為喀土穆盆地下白堊系烴源巖沉積環(huán)境仍以湖相為主。

綜上, 喀土穆盆地主力烴源巖為下白堊統(tǒng)烴源巖, 生烴潛力中等-好, 有機質(zhì)類型以Ⅱ型和Ⅲ型為主, 高豐度烴源巖主要發(fā)育在凹陷沉積中心。受規(guī)模的限制, 不同凹陷成熟度差異也較大, 南部的D凹陷烴源巖成熟度達到高成熟階段, 其余各凹陷以低熟-成熟階段烴源巖為主, 分布在凹陷中心區(qū)域?？ν聊屡璧匾躁懴嘤袡C質(zhì)為主, 具有低等水生生物和高等植物混源的特征, 未鉆凹陷也可能存在下白堊統(tǒng)良好烴源巖, 但其油氣潛力受控于凹陷的規(guī)模和下白堊統(tǒng)發(fā)育特征?？紤]到早白堊世海平面快速上升, 以及北部Abyad凹陷地層出現(xiàn)海相沉積物[4], 因此在盆地北部的凹陷可能發(fā)育少量的海相有機質(zhì)。

4 烴源巖對油氣成藏的控制作用

4.1 埋藏史

以K凹陷KD-1井和D凹陷DD-1井為代表井, 裂谷初期地溫梯度選取40 ℃/km, 白堊紀(jì)的裂谷期推測為33 ℃/km[10], 現(xiàn)今凹陷地溫梯度在22～27 ℃/km,結(jié)果利用實測o和地層測溫數(shù)據(jù)校正, 獲得埋藏史圖(圖11)。D凹陷的D3組烴源巖現(xiàn)今已進入高成熟階段, 以凝析油和濕氣為主, 而K凹陷的AJ組上段烴源巖為低熟-成熟階段, 仍以生油為主。

圖9 D凹陷下白堊統(tǒng)D3組烴源巖原油飽和烴、藿烷和甾烷標(biāo)志物分布圖

t–萜烷; h–藿烷; m–莫烷; C27d是重排甾烷; C27r–C29r為規(guī)則甾烷。

圖10 喀土穆盆地下白堊統(tǒng)烴源巖沉積環(huán)境分析圖版

DBT/P為二苯并噻吩與菲的比值。

4.2 油氣類型與成藏模式

喀土穆盆地整體勘探程度較低, 僅K凹陷、D凹陷和A凹陷有探井, 獲得發(fā)現(xiàn)也較少。K凹陷有兩套成藏組合, 上組合為S組砂巖儲層與Hebeika組泥巖夾凝灰?guī)r蓋層, 下組合為AJ組砂泥巖互層自生自儲, 凹陷內(nèi)多井鉆遇油氣顯示, 主要集中在下組合, 其中KD-1井在下組合均測試出含水油層, 證實存在有效油源巖, 可能由于靠近輸導(dǎo)性斷層, 受斷層活動破壞了油藏。由于該凹陷成熟烴源巖分布范圍集中在凹陷中心, 凹陷內(nèi)SN向斷裂較為發(fā)育, 因此成藏有利區(qū)位于靠近凹陷中心的斜坡區(qū), 有利成藏組合為AJ組上段自生自儲組合。

而對于D凹陷, D2組以上地層以砂巖為主, 因此僅能在D2組下部和D3源內(nèi)成藏。目前已有十幾口鉆井, 發(fā)現(xiàn)2個小規(guī)模氣藏, 也是位于D2組下部和D3組上部, 緊鄰烴源巖, 圈閉類型均為斷背斜和斷塊圈閉。D凹陷西側(cè)的緩坡區(qū)有利于油氣的運移, 發(fā)育一系列的斷塊相關(guān)圈閉, 是油氣成藏有利區(qū)。由于該區(qū)泥巖側(cè)向相變較快, 因此要考慮凹陷西側(cè)蓋層分布范圍, 以及斷層的封閉性。由于中非裂谷系白堊紀(jì)廣泛發(fā)育的烴源巖, 盆地內(nèi)未鉆凹陷均可能發(fā)育良好的烴源巖, 但是要結(jié)合凹陷的規(guī)模以及反轉(zhuǎn)強度來綜合判斷其油氣潛力。

5 結(jié) 論

(1) 喀土穆盆地主要發(fā)育10個大小不一的凹陷, 均為地塹-半地塹構(gòu)造, 主要形成于早白堊世, 受中非剪切帶控制, 地層以陸相沉積為主, 北部偶有海相沉積, 區(qū)內(nèi)凹陷平均規(guī)模相對較小, 油氣勘探程度低。

(2) 喀土穆盆地主力烴源巖形成于早白堊世晚期, 其中K凹陷下白堊統(tǒng)AJ組發(fā)育一套較為優(yōu)質(zhì)的湖相泥巖, 為低熟-成熟階段的油源巖; 而D凹陷的下白堊統(tǒng)D3組發(fā)育一套中等到好的氣源巖, 整體熱演化為成熟-高成熟階段。D凹陷向北到K凹陷有機質(zhì)中高等植物來源占比逐漸減少, 藻類和細菌來源有機質(zhì)占比增加。

(3) 喀土穆盆地油氣以源內(nèi)成藏或近源成藏為主, 圈閉類型以斷塊圈閉、斷背斜圈閉為主; 成藏有利區(qū)為緊鄰凹陷中心且在油氣優(yōu)勢運移路徑上的構(gòu)造巖性圈閉。

圖11 K凹陷KD-1井(左)和D凹陷DD-1井(右)埋藏史圖

中國石油勘探開發(fā)研究院李志專家和劉計國專家在論文完成過程中提供了大量幫助; 評審專家和編輯部提出了許多建設(shè)性意見與詳細的修改建議, 在此一并致謝！

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Source rock characteristics and hydrocarbon accumulation from the Lower Cretaceous in the Khartoum basin, Africa

ZHANG Xin-shun, ZHANG Guang-ya, WANG Ke-ming, WANG Li, YU Zhao-hua and HE Jun

(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China)

The Khartoum basin is a Mesozoic-Cenozoic rift basin, located in the eastern Central African rift system. There are more than ten depressions in the basin. Based on the geochemical analysis of debris and crude oil samples, this paper focuses on the study of the Lower Cretaceous source rocks in the Khartoum and Dinder depressions. The results show that a set of high-quality lacustrine mudstones with thickness of 40–180 m developed in the Abu Jin formation of the lower Cretaceous in the Khartoum depression and are mainly type II organic matter; their overall thermal evolution is in a low maturity stage. The ratio of basking to planting of the mudstones in the Abu Jin formation is mostly between 0.5 and 2, which denotes an environment of semi-reduction and semi-oxidation, and the organic matter consists mainly of aquatic organisms from a semi-salt water lake, interjected by some terrestrial higher plants. The Dinder III formation of the lower Cretaceous in the Dinder depression developed a set of medium to good gas source rocks, which are dominated by type II2–III organic matter. The overall thermal evolution is at a high maturity stage. The total organic carbon (TOC) is slightly lower than that of the Abu Jin formation, but it is very thick, at 200–500 m. From the Khartoum depression to the Dinder depression, the proportion of organic matter from higher plants increased, whereas that from algae and bacteria decreased. The content of terpane and sterane in the crude oil in the basin was low, and the content of hopane was high, which are typical characteristics of Central African rift system crude oil. Combined with the type and maturity of organic matter, the future exploration of the Khartoum depression in the Khartoum basin should be dominated by oil, whereas that of the Dinder depression should be dominated by gas. However, the other depressions have limited potential.

Khartoum sag; Dinder sag; Lower Cretaceous; source rock; Central African rift system; Khartoum basin

P593; TE122.1

A

0379-1726(2021)06-0612-11

10.19700/j.0379-1726.2021.06.007

2020-02-20;

2020-03-16;

2020-05-19

中石油集團科技專項(2021DJ3103)和海外風(fēng)險勘探研究課題(2021-167)

張新順(1988–), 男, 工程師, 主要從事海外油氣勘探和綜合地質(zhì)研究工作。

ZHANG Xin-shun, E-mail: vvvzxs@petrochina.com.cn; Tel: +86-10-83595250