苏丹富油气凹陷岩性油气藏区带评价探讨——以Muglad盆地Fula凹陷为例

刘淑文 李 志 潘校华 客伟利 胡胜福 张新顺

（中国石油勘探开发研究院）

苏丹富油气凹陷岩性油气藏区带评价探讨
——以Muglad盆地Fula凹陷为例

刘淑文 李 志 潘校华 客伟利 胡胜福 张新顺

（中国石油勘探开发研究院）

苏丹Muglad盆地Fula凹陷是一个陆相被动裂谷盆地内发育的富油气凹陷，经过多期次勘探后，目前已进入新的以岩性圈闭为目标的勘探阶段。以“满凹含油理论”、“构造—层序区带聚集理论”为指导，以岩性油气藏“四图叠合”区带评价方法为手段，对Fula凹陷三级层序内构造、沉积、有效烃源岩、运移条件的配置关系进行了综合分析，并结合现今油气发现，预测了Fula凹陷内岩性油气藏有利勘探区带。分析结果认为：Abu Gabra组AG2段是岩性油气藏发育最有利层段，Jake区扇三角洲前缘相带是目前最有利的岩性油气藏勘探区带，Baleela区曲流河三角洲前缘相带次之，Moga区曲流河三角洲前缘相带再次之，Fula区断裂坡折带上盘岩性油气藏勘探潜力有限。

苏丹；Muglad盆地；Fula凹陷；岩性圈闭；Abu Gabra组；区带评价；沉积层序

苏丹地区主要含油气盆地（Muglad和Melut）已经历了30多年的勘探历程，自中国石油1997年开展大规模油气勘探以来，已发现并证实了多个油气田及含油气构造。以断块、断鼻和大型穹隆背景下的断背斜构造油气藏为主的油气勘探，支撑了该地区3000多万吨/年的高峰油气产能。目前这些凹陷内明显的构造圈闭均已钻探，剩余的构造圈闭越来越少，单个圈闭越来越小，且识别难度越来越大。随着勘探资料的增加、经验的积累以及对油气勘探可持续性的需求，对岩性油气藏的勘探逐渐被提上日程。本文以苏丹地区最大的含油气盆地（Muglad盆地）内典型的富油气凹陷（Fula凹陷）为研究对象，借鉴国内丰富的断陷盆地富油气凹陷勘探理念及成熟的岩性油气藏区带评价经验，依据岩性油气藏的成藏条件及分布规律，对岩性油气藏有利区带进行评价，以期对苏丹富油气凹陷内岩性油气藏的勘探工作有指示意义。

1 区域地质概况

Muglad盆地Fula凹陷是在中非断裂带走滑剪切应力场背景下拉张形成的中—新生代裂谷盆地内的箕状凹陷[1-3]。该凹陷面积为3300km2，总体近南北向长条状展布。受东、西、南3条边界断层控制，地层向凹陷东北部逐渐尖灭，凹陷内断层非常发育。Fula凹陷可以划分为7个次级构造单元，分别是：西部陡坡带、南部次凹、西南部断阶带、中央断裂带、东部斜坡带、北部次凹和东北部断阶带[4]。依据构造单元特点在凹陷内又划分了7个研究区，分别是：Jake区、Keyi区、Bara区、Moga区、Fula区、FW区和Baleela区（图1）。

图1 Fula凹陷区域构造图

白垩纪至今，Fula凹陷共经历3期断陷坳陷旋回（图2），其中第一期为主断坳旋回，主要沉积了下白垩统Abu Gabra组厚层湖相泥岩和Bentiu组大套河流相块状砂岩；第二期沉积了上白垩统Darfur群，自下而上主要发育Aradeiba组浅湖相红褐色泥岩，Zarqa、Ghazal、Baraka组互层砂泥岩，以及古近系Amal组厚层河流相砂岩；第三期构造活动较弱，主要是对前两期沉积地层进行改造。其中Abu Gabra组泥岩为全凹主力烃源岩，Aradeiba组泥岩为区域性盖层[4-5]。凹陷内主要识别出了两套一级油气成藏组合，即源上油气成藏组合及源内油气成藏组合。源上成藏组合主要是指位于烃源岩层（Abu Gabra组）之上的Bentiu组和Darfur群油气成藏组合，其油气藏以断裂为主干输导体系，已发现油气多聚集在与断裂相关的构造圈闭中。源内成藏组合主要指Abu Gabra组自生自储型油气成藏组合。

2 岩性油气藏区带划分及分布特征

Fula凹陷是一个富油气凹陷，围绕南部沉降中心，已发现油田呈环带状分布，累计探明地质储量达2.5×108t以上，成熟烃源岩分布面积达1642km2，占凹陷总面积的近50%。

“满凹含油”理论认为，在富油气凹陷中，由于频繁的湖盆振荡,陆相多水系砂体与烃源岩得以大面积接触，使得包括斜坡区的凹陷深部位都有油气藏的形成和分布，因此对富油气凹陷的勘探，应跳出二级构造带进入向斜区及凹陷深部位寻找岩性油气藏[6-11]。

岩性油气藏区带划分以富油气凹陷“满凹含油”理论和岩性油气藏成藏理论为主要依据，应遵循的原则主要体现在纵向和平面两方面。纵向上应将油气成藏组合作为岩性油气藏区带划分的地层单元，突出主要的勘探目的层；平面上应围绕油气藏的主控因素，即有利沉积储集相带、油气优势输导体系、烃源岩和储集体的时空配置及其组合作为重点进行综合分析和划分[12]。

2.1 岩性油气藏区带纵向划分

2.1.1 成藏组合评价

源上Bentiu组成藏组合地层厚度为500～1600m，以沉积河流相块状砂岩夹薄层泥岩为特点，泥质含量非常低，靠断层封堵主要发育构造油气藏，缺乏发育岩性油气藏的有利条件。

源上Darfur群成藏组合以大面积发育浅湖相及三角洲相为特点，主要沉积浅灰色—红褐色泥岩及砂岩，其泥岩不具备生烃条件，只能通过断层沟通深部Abu Gabra组油源，距油源较远，达上千米，该群虽然具有砂泥岩互层特点，但砂地比较高，不易规模发育岩性油气藏，与断层配置可形成构造—岩性油气藏。

源内Abu Gabra组成藏组合，沉积于裂谷盆地的主裂陷期，地层沉积巨厚，达900～4000m，是Fula凹陷的主力生油岩层系，也是唯一一套烃源岩层系（图2）。强烈的裂陷活动形成了凹陷多凸多洼的构造特点，创造了巨大的可容空间，具有三角洲—湖泊相多种类型沉积储集体发育、砂泥岩交互及岩性尖灭发育的条件（图1、图3）。成熟烃源岩不仅为内部河流相、三角洲相砂岩提供了最优先、最有利的油气充注，同时也可以提供有利的封闭条件，易于形成岩性油气藏区带聚集。

综上所述，认为只有源内Abu Gabra组油气成藏组合具备且有较大的岩性油气藏区带聚集潜力。

图2 Fula凹陷沉积演化综合柱状图

图3 Fula凹陷沉积样式剖面图

2.1.2三级层序评价

由于同一个一级成藏组合内储、盖组合和油气纵向分布特征也有所差异，故对其进一步探讨。20世纪90年代后期至今，不同学者都曾对Fula凹陷Abu Gabra组进行过层序地层学研究。薛良清等将Abu Gabra组划分为3个三级层序，分别为下部层序、中部层序和上部层序[13];杨俊生等在认同前人层序界面三分法的基础上，又将Abu Gabra组细分为7个三级层序[14];吴冬等在三分法的基础上再次对层序划分进行了调整，将Abu Gabra组划分为5个三级层序[4]。

本文研究认为，Fula凹陷Abu Gabra组分为5个三级层序较为合理，自下而上分别沉积了AG5段、AG4段、AG3段、AG2段及AG1段。从AG5段到AG1段，凹陷经历了第一期断陷旋回内的初始充填—初次湖泛—湖退—最大湖泛—湖退过程，不同沉积期地层具有不同的沉积特点（图4）。

图4 Fula凹陷Abu Gabra组层序地层划分图

AG5段发育于裂谷盆地裂陷初期，上覆于盆地基底，以沉积物快速充填及粗碎屑混杂堆积为主，颗粒分选差、磨圆度低，储层物性差；AG4段是裂谷盆地初次湖泛时期的沉积产物，水域展布面积增大但有限，泥质含量增高，以泥岩与砂岩互层为特点；AG3段沉积于凹陷水退期，发育一套向上变粗的反粒序砂岩，以细砂岩、粉砂岩为主，储层物性差；AG2段发育于裂谷盆地最大湖泛时期，以泥岩沉积为主，泥岩分布广而稳定；其后凹陷再次经历水退，沉积了AG1段，一般以砂岩与薄层泥岩互层为特点，砂质含量高。

岩性油气藏一般围绕最大湖泛时期地层发育，靠泥岩侧向封闭和直接供烃成藏，以泥质含量多为有利条件，砂地比在0.2～0.4是岩性圈闭发育的有利范围带[15]。

AG2段沉积于最大湖泛时期，泥质含量最高，砂地比低，砂泥呈韵律变化，泥岩分布稳定，灰黑色厚层块状泥岩发育，是已证实的烃源岩，在合适的沉积相带、砂泥岩良好匹配处易形成岩性油气藏。初次湖泛期沉积的AG4段也具备发育岩性圈闭的可能性，GR值较高且变化幅度大，RD值较高，反映了初次湖泛时期泥质含量增多、但泥质不纯的特点；井资料较少，缺乏岩心及地球化学资料，且埋藏较深，储层发育条件较差，岩性油气藏发育的可能性次之。

AG3段及AG1段均沉积于水退时期，泥质含量较AG2段及AG4段少，砂泥韵律变化不规律，形成岩性圈闭的可能性低于AG2段及AG4段。AG5段形成于裂谷初始裂陷期，泥质含量少，颜色以棕褐色、红色为主，砂岩粒度粗，难以形成岩性圈闭。

综上所述，认为AG2段是Fula凹陷岩性油气藏发育的最有利层段。

2.2 岩性油气藏区带平面划分

“构造—层序成藏组合”的岩性油气藏区带聚集理论认为：在一定的构造古地理背景下充填的沉积层序及其体系域构成有成因联系的生储盖系统，在后期构造、成岩演化和成藏过程中形成储集体、圈闭和油气藏,它们具有相似的成藏条件和油气分布规律[16]。立足“构造—层序成藏组合”岩性油气藏区带聚集理论，本次研究利用主要勘探目的层AG2段的构造顶面图、有效烃源岩分布图、沉积相图及油气勘探成果图进行“四图叠合”,综合评价油气有利区带。

2.2.1 构造背景

Fula凹陷在平面上发育多级断层。东部地区断层以西掉为主，西部地区断层以东掉为主，中部地区是东西两端断层交会处。

除南部边界断层外，Fula凹陷内所有一级边界断层及二级断层在Abu Gabra组沉积期均为同沉积断层，共同控制了凹陷主体构造形态。凹陷南部边界断层发育于第二期断坳旋回，对Abu Gabra组沉积没有控制作用（图1）。

Abu Gabra组整体上呈现西厚东薄、从西南向东北方向逐渐减薄至尖灭的特点。在剖面上从北向南，Fula凹陷Abu Gabra组主要可以分为4种构造结构（图5）。

图5 Fula凹陷Abu Gabra组构造剖面图（剖面位置见图1）

北部地区（A—A＇为例）：构造平缓，整体呈西陡东缓，以东掉断层为主，地层沉积较薄，以地层倾向与断层倾向相反为特点。

中部地区（B—B＇为例）：是东西两组断层交会处，断层在剖面上组合丰富，发育反Y字形组合及地堑、地垒组合等，反向断块的发育形成了东部断垒和多个次级小洼陷，不利于物源向西部凹陷中心的快速进积，使得构造变化较缓。

受东部、西部两边界断层夹持的南部地区（C—C＇为例）：由于西部边界断层活动较东部边界断层更加强烈，形成了西陡东缓的不对称地堑结构。西部边界断层活动造成西部断裂坡折带紧邻西部边界发育。东部斜坡带发育同沉积断裂引起的断阶结构，形成多级断裂坡折带；西部陡坡带发育凹陷沉降中心。

受南部、西部两边界断层夹持的南部地区（D—D＇为例）：由于南部边界断层为后期断层，凹陷沉积作用只受东部边界同沉积断层控制，整体呈东陡西缓的单断断超式构造结构，沉降中心靠近东部陡坡带，沉降中心与Baleela区方向凹陷外构造隆起相连，使得南部Baleela区方向发育地形坡折带。

从构造角度出发，认为Fula凹陷南部地区的岩性圈闭发育条件较好。北部地区，地层沉积较薄，并且中部地区地垒的发育对东部沉积体的快速进积造成影响，使得地形趋缓。南部地区，地层沉积较厚，且发育多级断裂坡折带和地形坡折带，在物源供应充足的情况下，易于多级次优质扇体的发育，断层下盘沉积临近沉降中心，易于砂体和泥岩之间的匹配，更容易形成岩性圈闭[17]。凹陷西部陡坡带，受西部边界断层持续控制，沉积厚度大，易发育扇体及重力流沉积，也是岩性圈闭发育的有利位置。

2.2.2 沉积特点

AG2段在平面上共发育了4个沉积体系，分别为西部的Jake区扇三角洲前缘、东北部的Moga区曲流河三角洲前缘、东部的Fula区滨浅湖及东南部的Baleela区曲流河三角洲前缘[18-20]（图6）。

图6 AG2段沉积相模式图（据文献[4]修改）

Jake区发育扇三角洲前缘相带，靠近西部边界大断层，坡降较大，近物源，相带较窄。在岩心照片中可见沉积物分选较差，存在砾石发育，砾石磨圆中等，个别砾石直径可达7～8cm，并发育水下分流河道冲刷面。录井资料显示，Jake区扇三角洲前缘相泥岩颜色以灰色、深灰色、绿色为主，总体呈还原色。测井曲线上自然伽马值较高，齿化严重，曲线形态以齿化箱形为主，亦可见钟形或齿化钟形，漏斗形和复合形十分少见[4]，整体表现出砂泥岩混杂快速堆积的特点（图7a）。

Moga区发育曲流河三角洲前缘相带，沉积于波基面以上的滨浅湖地带，相带展布大，砂质含量高，砂地比为0.1～0.5，测井曲线上自然伽马值相对较低，变化幅度较大，存在齿化现象，曲线形态以漏斗形、钟形或复合形为主，反映了砂泥互层的特点（图7b）。受反向断块的作用，东部发育多次级小洼陷，构造变化较缓，物源多次卸载，使靠近凹陷中心处砂地比低，孔隙度变小。

Baleela区发育曲流河三角洲前缘相带，砂地比在0.1～0.2左右，泥质含量较高。据仅有的B-1井测井资料显示，块状砂岩发育，孔隙度较高。测井曲线形态自下而上表现为钟形—箱形组合，反映了水下分流河道沉积特点（图7c）。

Fula区发育滨浅湖相带，在波浪、湖流作用下搬运碎屑物沉积，局部发育滩坝砂体，测井资料显示其砂地比低，垂向上泥质含量高，砂体厚度一般较小，物性较差。滩坝砂体一般规模较小，但常呈砂体群出现，具有横向连片、纵向叠置的特点，砂体上下被泥岩包围，在物性较好的有利地区，可形成透镜体油气藏（图7d）。

图7 Abu Gabra组沉积特征图

2.2.3 烃源条件

Abu Gabra组是Fula凹陷的主力烃源岩层，具有有机质丰度高、干酪根类型好的特点。

AG2段有机碳含量平均达2.30%，干酪根类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，是已证实的好—极好烃源岩[21-24]。本文以总有机碳含量0.6%为有效烃源岩标准[25]，采用ΔlgR方法计算并用地球化学数据标定的方法确定有效烃源岩的展布特点[26]。由于地球化学数据有限，主要通过拟合B-1井、FN-4井、F-1井及Azaq SW-1 4口井的Ro与深度的关系，估算出Abu Gabra组在2100～2500m进入生烃门限。本次以2500m为生烃门限，最终确定出AG2段成熟烃源岩展布范围及供烃最有利区带。

从图8可以看到，AG2段烃源岩厚度从50～550m变化不等，生烃中心在凹陷的偏西南部。成熟烃源岩主要分布在Jake区、Keyi区、Bara区、Baleela区、FW区及Fula区附近，厚度约为150～550m。Moga区烃源岩成熟度低且厚度较薄。

图8 Abu Gabra组AG2段烃源岩厚度展布图

3 岩性油气藏有利区带评价

基于本文上述认识及“四图叠合”区带评价方法，并综合考虑埋深、钻井数量与地震资料品质影响带来的不确定性等因素，对Fula凹陷AG2段进行岩性油气藏有利区带评价。研究认为，Jake区是岩性油气藏勘探的最有利区带，为Ⅰ类有利区带；Baleela区为Ⅱ类有利区带；Moga区为Ⅲ类有利区带；Fula区岩性油气藏勘探潜力有限（表1、图9）。

Jake区位于西部一级边界同沉积大断层下降盘，是继承性洼陷带，发育扇三角洲前缘相带，扇体砂地比适中，砂泥岩交互。其前缘相的水下分流河道是岩性油气藏发育的有利相带，当水下分流河道下切于湖相泥岩，侧向受泥岩包裹可形成岩性圈闭。当河道下切力度较强，可在临近构造凸起翼部形成砂岩上倾尖灭型岩性圈闭。扇三角洲砂体在重力作用下搬运堆积可形成浊积扇，并夹持于暗色泥岩中，油源供给充足，也是岩性油气藏发育的有利相带。在Jake区已有构造油气藏发现，证明了其断层输导和封堵的有效性，当封闭型断层与砂泥岩有效匹配，亦可形成构造—岩性油气藏。Jake区目的层埋深在3000m左右，三维地震资料覆盖，在三维地震属性分析剖面上能发现一些浊积体滑塌迹象，预示了岩性圈闭的勘探潜力（图9、图10），认为是岩性油气藏发育的最有利区带。

Baleela区位于凹陷南部，发育曲流河三角洲前缘相带，扇体相带宽。古沉积期，地形坡折带发育，地形变化快。在低水位期，坡折带下倾方向常是低位体系域扇体发育区，由于坡折上下沉降的差异使得扇体增厚，沉积韵律增多。由于地形变化迅速，多发育滑塌体，可形成透镜体岩性圈闭。在高水位期，坡折是深湖和滨浅湖的分界。坡折带上倾方向水下分流河道砂及分流河口沙坝内也可发育透镜体岩性圈闭。Baleela区砂体位于凹陷生烃中心边缘，油源充足，总体认为其具有较大的岩性油气藏发育潜力。Baleela区及其前端埋深平均在2200m以下，只有1口钻井，缺乏三维地震资料且尚无油气发现，因此虽具潜力，但具有较大的不确定因素。

表1 AG2段岩性油气藏区带评价综合分析表

Moga区位于凹陷中部，主要发育曲流河三角洲前缘相带。多级断垒和次洼的发育，阻碍了物源的快速进积，使得构造变化较缓，沉积物分异彻底，在靠近生烃中心处砂地比较小，以粉砂岩和泥岩沉积为主，孔隙度较小，油气充注效果不好。在局部有利相带，如前缘水下分流河道及分流河口沙坝内可能发育岩性油气藏。在Moga区已有构造油气藏发现，证实了其断层输导和封堵的有效性，临近生烃中心，配合断层可形成构造—岩性油气藏。Moga区目的层埋深约1500m左右，钻井数目多且有三维地震资料覆盖，资料较丰富。总体认为，具有一定岩性油气藏勘探潜力。

图9 Abu Gabra组AG2段“四图叠合”岩性油气藏区带评价综合图

图10 Jake区AG2段地震属性分析（剖面位置见图9）

Fula区主要位于断裂坡折带上盘，主要沉积滩砂、坝砂等致密砂岩，物性差，离物源稍远，地震资料品质不好，总体认为其岩性油气藏潜力有限。

4 结论

（1）源内Abu Gabra组油气成藏组合发育Fula凹陷内唯一的有效烃源岩，在其沉积时期，经历了多期构造及水进水退运动，具有西南低、东北高的构造特点，平面上多凸多洼，发育多种沉积体系，包括扇三角洲相、曲流河三角洲相及滨浅湖相，由烃源岩直接接触供烃，为岩性油气藏发育创造了有利条件。

（2）在纵向上将源内Abu Gabra组油气成藏组合划分为5个三级层序，综合分析各层序沉积特点并结合岩性油气藏发育特点，认为最大湖泛时期沉积的AG2段为岩性油气藏发育最有利层段。

（3）在平面上对AG2段4个沉积体系进行评价，认为Jake区扇三角洲前缘相带是目前岩性油气藏勘探的最有利区带，有利砂体类型为水下分流河道及浊积扇；Baleela区地形坡折带附近的曲流河三角洲前缘相带次之，有利砂体类型为低位扇、水下分流河道及分流河口沙坝；Moga区曲流河三角洲前缘再次之，有利砂体类型为水下分流河道及分支河口沙坝，储层物性是成藏主控因素；Fula区断裂坡折带上盘滨浅湖滩坝的岩性油气藏勘探潜力有限。

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Play evaluation on lithologic reservoirs in hydrocarbon-rich sags in Sudan: a case study on Fula sag, Muglad Basin

Liu Shuwen, Li Zhi, Pan Xiaohua, Ke Weili, Hu Shengfu, Zhang Xinshun
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development)

The Fula sag in the Muglad Basin is a hydrocarbon-rich sag in a passive continental rift basin. Currently, its exploration focuses on lithologic traps. According to the “sag-wide oil-bearing theory” and the “tectonic-sequence zone accumulation theory”, the matching relationship among structures, sedimentations, effective source rocks and migration conditions in third-order sequences of Fula sag was analyzed comprehensively by means of “four-map overlying” play evaluation method for lithologic reservoirs. Then, combined with existing oil and gas discoveries, the favorable plays of lithologic reservoirs in the Fula sag were predicted. It is indicated that AG2 Member of Abu Gabra Formation is the most favorable interval for the development of lithologic reservoirs, and the fan delta front within the Jake area is currently the most favorable lithologic reservoir exploration zone, followed by the meandering delta front within the Baleela area and then the meandering delta front within the Moga area. The lithologic reservoirs at the upper wall of fracturing slope break belt in the Fula area are limited in exploration potentials.

Sudan, Muglad Basin, Fula sag, lithologic trap, Abu Gabra Formation, play evaluation, sedimentary sequence

TE112.3

A

国家科技重大专项“海外重点探区目标评价与未来领域选区选带研究”（2016ZX05029005）；中国石油天然气集团公司科技攻关项目“海外油气勘探资产评价与结构优化研究”（2016D-43）。

刘淑文（1992-），女，黑龙江大庆人，在读硕士，主要从事油气勘探区带与目标评价研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，邮政编码：100083。E-mail：lynnbooke@outlook.com

2016-09-18；修改日期：2017-02-20

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.02.011